Распоряжение Главы Республики Адыгея от 29 апреля 2021 г. N 107-рг "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2021 - 2025 годы"

В соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике", постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики":

Утвердить схему и программу развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2021 - 2025 годы согласно приложению.

Глава Республики Адыгея

М. Кумпилов

г. Майкоп

29 апреля 2021 года

N 107-рг

Схема и программа
развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2021 - 2025 годы

Анализ
состояния энергосистемы Республики Адыгея в 2015 - 2019 годах

Пояснительная записка

Том 1

Введение

Настоящая работа выполнена по заказу Министерства экономического развития и торговли Республики Адыгея по государственному контракту N СЭРА-2020 от 01.06.2020 в соответствии с техническим заданием (см. Приложение А - не приводится).

Централизованное электроснабжение потребителей на территории Республики Адыгея осуществляют филиалы Адыгейские электрические сети и Краснодарские электрические сети ПАО "Россети Кубань", а также ООО "Майкопская ТЭЦ". Оперативно-диспетчерское управление осуществляют филиалы АО "СО ЕЭС" ОДУ Юга и Кубанское РДУ в соответствии со своими полномочиями.

Энергосистема Республики Адыгея территориально включает в себя (по состоянию на 01.01.2020):

- электрические сети напряжением 220 кВ - сети эксплуатируются филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга;

- электрические сети напряжением до 110 кВ включительно, эксплуатация которых осуществляется, в основном, филиалами Адыгейские электрические сети и Краснодарские электрические сети ПАО "Россети Кубань";

- электрические сети напряжением 6 и 10 кВ ООО "Майкопская ТЭЦ";

- электрические станции суммарной мощностью 21,8 МВт:

Майкопская ГЭС - ООО "Лукойл-Экоэнерго";

Малая ГЭС - ОАО "Адыгэнергострой";

ТЭЦ АО "Картонтара".

Основными задачами "Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2021 - 2025 годы" (далее - СиПР) являются:

- мониторинг функционирования энергосистемы республики в 2015 - 2019 годах и исполнения мероприятий, предусмотренных утвержденной "Схемой и программой развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2020 - 2024 годы";

- разработка предложений по формированию эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально - экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории республики;

- скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры республики;

Результатом выполненной работы является информационная база для составления инвестиционных программ и планов капитального строительства объектов электроэнергетики и их проектирования.

За отчетный в "Схеме и Программе..." принят 2019 год, в качестве расчетных - 2020 - 2025 гг.

Настоящий том является I этапом работы и включает в себя анализ функционирования энергосистемы Республики Адыгея в 2015 - 2019 годах.

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

При выполнении работы использованы следующие материалы:

- "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2019 - 2025 годы", утвержденная Приказом Минэнерго России от 28.02.2019 N 174;

- Проект "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2020 - 2026 годы";

- "Схема и программа развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2019 - 2023 годы", утверждена Распоряжением Главы Республики Адыгея от 30.04.2019 N 118-рг;

- "Схема и программа развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2020 - 2024 годы", утверждена Распоряжением Главы Республики Адыгея от 30.04.2020 N 89-рг;

- отчетные материалы филиалов АО "СО ЕЭС" ОДУ Юга и Кубанского РДУ о схеме и режимах работы электрических сетей напряжением 110 кВ и выше в 2015 - 2019 гг.;

- материалы ПАО "Россети Кубань" о схеме и характеристике сети 35 кВ и выше, загрузке трансформаторов на подстанциях 35 и 110 кВ, функционирующих на территории Республики Адыгея.

1. Общая характеристика Республики Адыгея

Республика Адыгея, расположенная в центральной части Северо-Западного Кавказа, административно входит в Южный федеральный округ (ЮФО). Территория республики, составляющая 7791,8 кв. км., на севере и северо-востоке ограничена рекой Кубань и ее притоком Лабой, на юге - Главным Кавказским хребтом. Численность населения Адыгеи на 01.01.2020 составила 463,088 тыс. чел., из них городское население - 47,3%. Средняя плотность населения - 58,4 чел./кв. км, в предыдущем году - 58,4 чел./кв. км.

В состав Республики Адыгея входят 9 муниципальных образований (МО), из них 7 районов и два города - Адыгейск и Майкоп. МО г. Майкоп - административный центр Республики Адыгея с населением 164,575 тыс. чел., численность МО г. Адыгейск составляет 15,133 тыс. чел.

Рисунок 1.1 - Территориальное распределение муниципальных образований Республики Адыгея

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

В таблице 1.1 приведены общие сведения по муниципальным образованиям Республики Адыгея.

Таблица 1.1 - Муниципальные образования Республики Адыгея

Муниципальное образование	Общая площадь земель		Численность населения на 01.01.2020				Плотность населения
	кв. км.	%	Всего		город	село	чел./кв. км
			тыс. чел.	%	тыс. чел.	тыс. чел.
Гиагинский район	795,30	10,2	31,971	6,9	0	31,971	40,2
Кошехабльский район	605,96	7,8	29,569	6,4	0	29,569	48,8
Красногвардейский район	725,52	9,3	32,125	6,9	0	32,125	44,3
Майкопский район	3667,43	47,1	61,104	13,2	0	61,104	16,7
Тахтамукайский район	463,60	5,9	92,035	19,9	59,165	32,87	198,5
Теучежский район	697,97	9,0	20,396	4,4	5,62	14,776	29,2
Шовгеновский район	521,43	6,7	16,18	3,5	0	16,18	31,0
МО "Город Майкоп"	282,20	3,6	164,575	35,5	141,475	23,1	583,2
МО "Город Майкоп"	32,39	0,4	15,133	3,3	12,721	2,412	467,2
Итого	7791,80	100,0	463,088	100,0	218,981	244,107	59,4

Около половины территории республики занимает Майкопский район, большая часть которого расположена в горной зоне. В связи с этим район отличается от других низкой плотностью населения. Здесь проживает лишь 13,2% от общей численности населения (все население - сельское).

Географическое положение Республики Адыгея обеспечивает благоприятные условия для ее хозяйственного развития. Около 40% территории занимают леса. Во всех муниципальных образованиях, кроме Майкопского района, преобладают земли сельскохозяйственного назначения.

Приоритетными видами экономической деятельности (ВЭД) в структуре экономики республики являются промышленное производство, представленное в значительной мере обрабатывающими производствами, оптовая и розничная торговля, сельское хозяйство.

В таблице 1.2 приведена динамика основных показателей социально - экономического развития Республики Адыгея за 2015 - 2019 годы.

Таблица 1.2 - Динамика основных показателей социально-экономического развития Республики Адыгея за пять лет ^*

	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	Ср. год. прирост за 5 лет, %
Численность населения (на конец года), тыс. чел.	451,5	453,4	453,4	454,7	463,1	0,6
индексы в % к предыдущему году	100,5	100,4	100,0	100,3	101,8	0,6
в т.ч. городское	213,5	214,5	213,8	214,1	219,0	0,7
сельское	238,0	238,9	239,6	240,6	244,1	0,6
ВРП, индексы в % к предыдущему году	100,8	101,9	103,1	103,3	-	2,3
Промышленная продукция всего, индексы в % к предыдущему году	104,6	111,2	102,7	105,3	100,7	4,9
в т.ч.:
Добыча полезных ископаемых, индексы в % к предыдущему году	91,5	123,1	84,8	118,6	103,6	4,3
Обрабатывающие производства, индексы в % к предыдущему году	103,8	111,7	104,7	105,5	100,6	5,3
из них:
Производство пищевых продуктов, индексы в % к предыдущему году	99,2	109,3	106,4	101,5	104,2	4,1
Обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха	104,0	100,7	107,9	90,0	102,9	1,1
Водоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений	113,8	96,0	104,5	99,1	106,8	4,0
Продукция сельского хозяйства, индексы в % к предыдущему году	107,8	97,9	100,4	98,2	107,0	2,3
Инвестиции в основной капитал, индексы в % к предыдущему году	87,5	109,1	98,0	138,1	130,7	12,7
Объем работ по ВЭД "Строительство", индексы в % к предыдущему году	96,0	98,0	79,6	149,2	121,5	8,9
Оборот розничной торговли, индексы в % к предыдущему году	109,9	86,4	101,6	103,8	103,4	2,1
Оборот общественного питания, индексы в % к предыдущему году	106,8	96,4	122,3	104,4	117,7	9,5
Объем платных услуг населению, индексы в % к предыдущему году	93,3	102,8	101,1	100,2	101,0	-0,3
Ввод жилья в % к предыдущему году	109,5	79,3	103,9	76,5	137,4	1,3

В 2015 - 2019 годах в республике отмечалась положительная динамика развития по большинству направлений социально - экономической деятельности. Показатель ВРП за этот период вырос на 9,4%, объем промышленного производства почти на 26,7%, в том числе добыча полезных ископаемых на 17,4%, прирост объема торговли и платных услуг составил почти 37,8%.

Промышленное производство сосредоточено в основном в трех муниципальных образованиях республики: около половины в Майкопе, более 20% в Гиагинском районе, около 19% в Тахтамукайском районе. Рост промышленного производства в основном определяется развитием обрабатывающих производств.

Более половины объема обрабатывающих производств приходится на производство пищевых продуктов. Ведущими предприятиями этой отрасли являются: ООО "Адыгейский комбикормовый завод", ООО "МПК" (пивзавод Майкопский), молокозаводы ООО "Тамбовский молзавод" и ОАО "Молзавод Гиагинский", ЗАО Молкомбинат "Адыгейский", ООО "Гиагинский МПК", ООО "Мамруко" (производство подсолнечного масла), ООО "Краснодарзернопродукт" (производство риса), НАО "Киево-Жураки Агропромышленный комплекс" (производство мяса свинины). С 2016 года наблюдается устойчивый рост производства пищевых продуктов.

Наличие на территории Адыгеи лесных запасов способствует стабильному росту по ВЭД "целлюлозно-бумажное и деревообрабатывающее производства", доля которых в структуре обрабатывающих производств превысила в 2017 году 13%. Базовым предприятием по данному виду деятельности является ООО "Картонтара" - крупный производитель гофрированного картона, бумажной и картонной тары, имеющий полный цикл производства, включая лесозаготовку.

Положительная динамика развития за рассматриваемый период наблюдается по виду деятельности "химическое производство и производство резиновых и пластмассовых изделий". Рост обусловлен в основном за счет увеличения производства пластмассовых изделий. Ведущими предприятиями здесь являются ООО "Формика - Юг", ООО "Пластиктрейд", ООО "Новые технологии".

Вместе с тем, введение санкций и изменение конъюнктуры внешнеэкономического рынка повлияли и на экономическую ситуацию в Адыгее. Снижается производство на ряде машиностроительных предприятий, в их числе - Майкопский машиностроительный завод и Майкопский редукторный завод. С 2015 года ежегодно снижается объем работ по ВЭД "строительство", а в 2017 г. снижение объемов строительства составило почти 22% от уровня 2016 г. В 2018 - 2019 гг. имеет рост по показателю на 49,2% и 21,5% соответственно.

Для стабилизации ситуации в экономической сфере в республике принят план первоочередных мероприятий по обеспечению устойчивого развития экономики и социальной стабильности на трехлетний период. На двух крупных предприятиях - ОАО "ЗАРЕМ" и ООО "Картонтара" - реализуются мероприятия по содействию импортозамещения. В 2016 году в поселке Каменномостском (Майкопский район) введен завод "Волма-Майкоп" по производству строительных материалов.

Республика Адыгея активно расширяет производство сельскохозяйственной продукции (мяса свинины, масла растительного, мягких сыров). Самым крупным производителем свинины на территории республики является мясоперерабатывающий комплекс НАО "Киево-Жураки АПК". При финансовой поддержке из федерального бюджета увеличиваются площади садов интенсивного типа, наращиваются объемы производства тепличных хозяйств (в Майкопском районе расширяется тепличный комплекс ЗАО "Радуга" по выращиванию овощей в закрытом грунте).

Большое значение для экономики Адыгеи имеет туризм. Природные условия республики благоприятны для организации спортивного и экологического туризма, а также санаторно-курортного лечения. Бальнеологические ресурсы представлены минеральными водами. Основной туристско-рекреационной зоной является горная часть республики. В настоящее время деятельность по оказанию туристских, гостиничных, санаторно-курортных и экскурсионных услуг осуществляет более 165 организаций. В 2019 году туристский поток в Адыгею увеличился относительно предыдущего года на 3% и составил 465 тыс. человек, объем услуг предприятий и организаций санаторно-курортной сферы оставил 522 млн рублей, увеличившись на 2,9%. Наблюдаемый рост основных показателей является результатом увеличения популярности Республики Адыгея на внутреннем туристском рынке, как региона привлекательного для активного и семейного отдыха.

2. Анализ функционирования энергосистемы Республики Адыгея в 2015 - 2019 гг.

2.1. Общая характеристика энергосистемы Республики Адыгея

Централизованное электроснабжение потребителей на территории Республики Адыгея осуществляют филиалы Адыгейские электрические сети и Краснодарские электрические сети ПАО "Россети Кубань", а также ООО "Майкопская ТЭЦ". Оперативно-диспетчерское управление осуществляют филиалы АО "СО ЕЭС" ОДУ Юга и Кубанское РДУ в соответствии со своими полномочиями.

Энергосистема Республики Адыгея территориально включает в себя (по состоянию на 01.01.2020):

- электрические сети напряжением 220 кВ - сети эксплуатируются филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга;

- электрические сети напряжением до 110 кВ включительно, эксплуатация которых осуществляется, в основном, филиалами Адыгейские электрические сети и Краснодарские электрические сети ПАО "Россети Кубань";

- электрические сети напряжением 6 и 10 кВ ООО "Майкопская ТЭЦ";

- электрические станции суммарной мощностью 21,8 МВт:

- Майкопская ГЭС (9,4 МВт) - ООО "Лукойл-Экоэнерго";

- Малая ГЭС (0,4 МВт) - ОАО "Адыгэнергострой";

- ТЭЦ ООО "Картонтара" (12 МВт).

2.2. Динамика потребления электроэнергии и мощности в энергосистеме Республики Адыгея в 2015 - 2019 годах

Потребление электроэнергии на территории Республики Адыгея составляет около 6% объема электроэнергии, поступающей в электрические сети ПАО "Россети Кубань". В 2019 году объем потребления электроэнергии в республике составил 1491 млн. кВт-ч. За последние пять лет (2015 - 2019 годы) этот показатель вырос на 12,8% при среднегодовом темпе роста 2,44%. В энергосистеме Республики Адыгея и Краснодарского края прирост потребления электроэнергии за соответствующий период составил 8,3% при среднегодовом темпе 2,2%.

Электрическая нагрузка на территории Республики Адыгея в час прохождения максимума нагрузки энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края в 2015 году была зафиксирована на отметке 242 МВт. В последующие годы наблюдался стабильный рост нагрузки и в 2019 году максимум нагрузки на территории Республики Адыгея достиг величины 254 МВт. Среднегодовой рост максимума нагрузки за период 2015 - 2019 гг. составил 1,83%.

Долевое участие Республики Адыгея в общем потреблении мощности энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края составляет незначительную долю: в 2015 году это значение составляло 5,4%, а в 2019 году повысилось до 5,6%.

Динамика показателей общего потребления электроэнергии по Республике Адыгея и в целом по энергосистеме Республики Адыгея и Краснодарского края приведена в таблице 2.2.1.

Таблица 2.2.1 - Динамика фактического потребления электроэнергии в Республике Адыгея и энергосистеме Республики Адыгея и Краснодарского края за период 2015 - 2019 годов

	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	Среднегодовой прирост за 2015 - 2019 гг., %
Потребление электроэнергии
Энергосистема Республики Адыгея и Краснодарского края	25500	26962	26989	27708,4	27628	2,2
годовой прирост, %	3,0	5,7	0,1	2,66	-0,29
Республика Адыгея, млн. кВт ч	1455	1487	1494	1497	1491	2,44
годовой прирост, %	10,1	2,2	0,5	0,2	-0,41
Потребление мощности
Республика Адыгея, МВт	242	251	254	255	254	1,83
годовой прирост, %	4,31	3,72	1,2	0,39	-0,39
Число часов использования максимума электрической нагрузки, час./год	6012	5924	5882	5871	5870

Одним из важных факторов роста электрической нагрузки являлся спрос на туристические услуги, который обуславливает необходимость строительства и реконструкции уже имеющегося гостиничного фонда, а также развитие горнолыжных, туристическо-оздоровительных и спортивных комплексов.

В структуре электропотребления Республики Адыгея преобладает непроизводственная сфера, что оказывает разуплотняющее воздействие на годовой режим электропотребления. На протяжении рассматриваемого ретроспективного периода число часов изменялось скачкообразно и наибольшего значения оно достигло в 2015 году - 6012 часа, в 2019 г. этот показатель составил 5870 часа.

На рисунке 2.1 представлены электрические нагрузки и числа часов их использования на территории Республики Адыгея в час прохождения максимальной электрической нагрузки энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края.

Рисунок 2.1 - Динамика изменения электрической нагрузки Республики Адыгея и числа часов ее использования в 2015 - 2019 гг.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

2.3. Структура электропотребления на территории Республики Адыгея за 2015 - 2019 годы. Динамика основных показателей электроэффективности

Динамика показателей потребления электроэнергии Республики Адыгея по видам экономической деятельности приведена в таблицах 2.3.1 и 2.3.2.

Таблица 2.3.1 - Динамика потребления электроэнергии в Республике Адыгея по основным видам экономической деятельности за 2015 - 2019 годы ^<*>

Виды экономической деятельности	2015 г.		2016 г.		2017 г.		2018 г.		2019 г.
	млн. кВт. ч	% к итогу	млн. кВт. ч	% к итогу	млн. кВт. ч	% к итогу	млн. кВт. ч	% к итогу	млн. кВт. ч	% к итогу
Промышленное производство	372,0	25,6	423,3	28,5	478,1	32,0	399,6	26,7	397,9	26,7
Строительство	16,0	1,1	16,4	1,1	10,1	0,7	22,4	1,5	23,6	1,6
Транспорт и связь	17,0	1,2	20,9	1,4	21,1	1,4	6,6	0,4	6,3	0,4
Производственные нужды сельского хозяйства	22,0	1,5	15,3	1,0	14,8	1,0	16,8	1,1	16,7	1,1
Сфера услуг и домашние хозяйства	662,0	45,5	640,7	43,1	663,5	44,4	765,8	51,2	765,5	51,3
Домашние хозяйства	362,0	24,9	378,4	25,4	399,3	26,7	418,6	28,0	424,5	28,4
город	185,0	12,7	189,0	12,7	195,4	13,1	203,9	13,6	206,1	13,8
село	177,0	12,2	189,4	12,7	203,9	13,6	214,7	14,4	218,4	14,6
Сфера услуг	300,0	20,6	262,3	17,6	264,2	17,7	347,2	23,2	341,0	22,9
Итого полезное потребление	1089,0	74,9	1116,6	75,1	1187,6	79,5	1214,1	81,1	1209,4	81,1
Потери в сетях	358,0	24,6	362,4	24,4	299,8	20,1	275,2	18,4	274,1	18,4
Собственные нужды электростанций	8,0	0,5	7,6	0,5	6,6	0,4	7,7	0,5	7,5	0,5
Всего потребление	1455	100,0	1487	100,0	1494,0	100,0	1497,0	100,0	1491,0	100,0

______________________________

^<*> _{рассчитано по данным Росстата}

______________________________

Таблица 2.3.2 - Динамика потребления электроэнергии Республики Адыгея по основным видам экономической деятельности (прирост к предыдущему году, %) ^<*>

Виды экономической деятельности	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Промышленное производство	11,4	13,8	12,9	-16,4	-0,43
Строительство	6,7	2,5	-38,4	121,8	5,36
Транспорт и связь	13,3	22,9	1,0	-70,1	-0,55
Производственные нужды сельского хозяйства	10,0	-30,5	-3,3	35,1	-0,60
Сфера услуг и домашние хозяйства	-1,8	-3,2	3,6	15,4	-
Домашние хозяйства	-11,3	4,5	5,5	4,8	1,41
город	-26,3	2,2	3,4	4,35	1,08
село	7,9	7,0	7,7	5,30	1,72
Сфера услуг	12,8	-12,6	0,7	31,4	-1,79
Итого полезное потребление	2,9	2,5	6,4	2,2	-0,39
Потери в сетях	39,8	1,2	-17,3	-8,2	0,40
Всего потребление	10,1	2,2	0,5	0,2	-0,41

______________________________

^<*> _{рассчитано по данным Росстата}

______________________________

В 2019 г. более 51% потребляемой в Адыгее электроэнергии приходилось на домашние хозяйства и сферу услуг (таблица 2.3.1), что обусловлено преобладанием в структуре экономики республики видов экономической деятельности, относящихся к обслуживанию населения.

Доля промышленного потребления электроэнергии выросла в республике за рассматриваемый период с 25,6% до 32,0% в 2017 г. И затем снизилась до 26,7% в 2019 г. В структуре потребления электроэнергии промышленными производствами преобладают два вида экономической деятельности - производство пищевых продуктов и целлюлозно-бумажное производство (включая деревообработку).

Высокая доля в экономике Республики Адыгея производства пищевых продуктов, электроемкость которого значительно ниже электроемкости других производств, обуславливает относительно невысокую электроемкость промышленности республики в целом.

Структура потребления электроэнергии по основным видам экономической деятельности (ВЭД) в Республике Адыгея за 2015 и 2019 годы представлена на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 - Структура электропотребления по основным видам экономической деятельности в Республике Адыгея за 2015 и 2019 годы (%)

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Территориальное распределение потребления электроэнергии в Республике Адыгея характеризуется доминированием города Майкопа (до 40% потребляемой в республике электроэнергии), что обусловлено концентрацией в городе и вокруг него относительно крупных потребителей электроэнергии. На долю трех муниципальных образований - города Майкопа, Майкопского и Тахтамукайского районов приходится более трех четвертей объема реализации электроэнергии на территории республики.

Показатели, характеризующие потребление электроэнергии в домашних хозяйствах и сфере услуг на территориях Республики Адыгея и Краснодарского края, приведены в таблице 2.3.3.

Таблица 2.3.3 - Сравнительные показатели абсолютного и удельного потребления электроэнергии в сфере услуг и домашних хозяйствах в Республике Адыгея и Краснодарском крае

Показатели	Ед. измер.	Республика Адыгея			Краснодарский край
		2016 г.	2017 г.	2019 г.	2016 г.	2017 г.
Численность населения <*>, в т.ч.	тыс. чел.	453,366	453,376	463,088	5570,945	5603,420
городское	тыс. чел.	214,501	213,800	218,981	3041,736	3075,157
сельское	тыс. чел.	238,865	239,576	244,107	2529,209	2528,263
Потребление электроэнергии в сфере услуг и домашних хозяйствах, в т.ч.:	млн. кВт. ч	620,7	663,5	765,8	10648,0	11031,0
Потребление электроэнергии в сфере услуг	млн. кВт. ч	262,3	264,2	347,2	4186,2	4235,4
Потребление электроэнергии в домашних хозяйствах	млн. кВт. ч	358,4	399,3	418,6	6461,8	6795,6
в т.ч. город	млн. кВт.ч	169,0	195,4	206,1	3672,9	3862,6
село	млн. кВт. ч	189,4	203,9	218,4	2788,9	2933,0
Потребление электроэнергии в сфере услуг и домашних хозяйствах на душу населения, в т.ч.:	кВт. ч./чел.	1369	1463	1654	1911	1969
Потребление электроэнергии в сфере услуг на душу населения	кВт. ч./чел.	579	582	750	751	756
Потребление электроэнергии в домашних хозяйствах на душу населения, в т.ч.	кВт. ч./чел.	791	881	904	1160	1213
город	кВт. ч./чел.	788	914	941	1208	1256
село	кВт. ч./чел.	793	851	895	1103	1160

______________________________

^<*> _{- численность населения приведена на основе данных Росстата;}

______________________________

Показатели душевого потребления электроэнергии в Адыгее существенно ниже, чем в Краснодарском крае, но стабильно увеличиваются, причем, более высокими темпами, чем в Краснодарском крае. Только за последние три года потребление электроэнергии в сфере услуг и домашних хозяйствах в расчете на душу населения в республике выросло на 20,8%.

В таблице 2.3.4 приведены фактические данные за 2015 - 2019 годы по потреблению электроэнергии основных крупных потребителей электроэнергии в Республике Адыгея. В их число входят предприятия сферы услуг, целлюлозно-бумажного производства и деревообработки, предприятия по производству и распределению воды, а также по производству пищевых продуктов и строительных материалов.

Таблица 2.3.4 - Основные крупные потребители электрической энергии в Республике Адыгея ^<*>

Наименование потребителя	Местонахождение потребителя	Единица измерения	Годы
			2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
ООО "ИКЕА Сентерс Рус Проперти А"	Тахтамукайский р-н, аул Новая Адыгея
потребление электроэнергии		млн. кВт. ч	39,20	38,39	36,50	34,51	34,18
максимальная мощность		МВт	10,00	10,00	10,00	10,0	10,0
ООО "Картонтара"	г. Майкоп
потребление электроэнергии		млн. кВт. ч	46,37	46,78	55,48	52,49	-
максимальная мощность		МВт	5,4	5,45	5,45	5,45	-
ПАО "Зарем"	г. Майкоп
потребление электроэнергии		млн. кВт. ч	6,4	6,641	6,66	7,98	8,55
максимальная мощность		МВт	2,63	2,63	2,63	2,63	2,63
ООО Фишер-паркет-марка	г. Майкоп
потребление электроэнергии		млн. кВт. ч	4,1	4,1	4,04	3,47	-
максимальная мощность		МВт	0,47	0,47	0,47	0,47	-
ООО Гиагинский МПК	ст. Гиагинская
потребление электроэнергии		млн. кВт. ч	4,7	4,9	4,19	1,81	6,4
максимальная мощность		МВт	0,6	0,57	0,57	0,57	-
Тахтамукайский филиал ФГБУ "Управление мелиорации земель и сельскохозяйственного водоснабжения по Республике Адыгея"	п. Энем
потребление электроэнергии		млн. кВт. ч	0,41	0,43	0,402	0,157	-
максимальная мощность		МВт	4,425		0,98	0,457	-
ООО "Управляющая компания ЖЭУ-1"	г. Майкоп, ул. 12 Марта
потребление электроэнергии		млн. кВт. ч	7,27	5,573	4,86	5,08	4,87
максимальная мощность		МВт	2,39	2,39	2,39	2,39	2,39
ФГБУ "Управление мелиорации земель и сельскохозяйственного водоснабжения по Республике Адыгея"	г. Майкоп, ул. Жуковского
потребление электроэнергии		млн. кВт. ч	1,57	1,77	1,88	0,86	1,84
максимальная мощность		МВт	3,5	3,5	3,5	0,4	3,5
МУП "Майкопводоканал"	г. Майкоп
потребление электроэнергии		млн. кВт. ч	10,8	10,9	8,52	8,3	7,9
максимальная мощность		МВт	1,25	1,27	1,27	1,27	-
ФГБУ "Краснодарское водохранилище"	г. Краснодар
потребление электроэнергии		млн. кВт. ч	5,39	5,573	4,88	9,267	1,8
максимальная мощность		МВт	3,0	3,0	3,0	17,9	-
ООО "Восход Сити"	г. Майкоп
потребление электроэнергии		млн. кВт. ч	5,5	8,897	8,19	6,2	5,49
максимальная мощность		МВт	4,11	4,11	4,11	4,11	4,11
ООО "Управляющая компания ЖЭУ-4"	г. Майкоп, ул. Победы
потребление электроэнергии		млн. кВт. ч	4,2	4,504	3,83	3,61	-
максимальная мощность		МВт	1,44	1,44	1,44	1,44	-
ООО "ЖЭУ N 5"	г. Майкоп, ул. Курганная
потребление электроэнергии		млн. кВт. ч		5,733	5,15	5,21	5,03
максимальная мощность		МВт		3,73	3,73	3,73	3,73
ООО "Формика-Юг"	Тахтамукайский р-н, пгт Яблоновский
потребление электроэнергии		млн. кВт. ч	11,75	14,59	14,20	15,59	14,57
максимальная мощность		МВт	1,84	1,84	1,84	1,84	1,84
ООО "КЭС"	г. Майкоп
потребление электроэнергии		млн. кВт. ч	29,975	14,843	6,53	8,82	-
максимальная мощность		МВт	4,48	4,48	4,48	4,48	-
АО "Кошехабльский комбинат нерудных материалов"	аул Кошехабль
потребление электроэнергии		млн. кВт. ч	4,1	5,3	5,97	1,21	-
максимальная мощность		МВт	0,5	0,6	0,5	0,5	-
Филиал ОАО "АТЭК" "Майкопские тепловые сети"	г. Майкоп
потребление электроэнергии		млн. кВт. ч	11,3	11,11	10,4	10,47	10,82
максимальная мощность		МВт	7,3	7,3	7,3	7,3	7,3

______________________________

^<*> _{составлено по данным ПАО "ТНСэнерго Кубань" и отдела ТЭК Минэкономразвития и торговли Республики Адыгея}

______________________________

2.4. Состав и структура установленной мощности электростанций на территории Республики Адыгея

Установленная мощность электростанций, действующих на территории Республики Адыгея, на 01.01.2019 составила 21,8 МВт, в том числе ГЭС - 9,8 МВт (45% от суммарной установленной мощности), ТЭС - 12 МВт (55%).

В период 2015 - 2019 гг. в Республике Адыгея ввод генерирующих мощностей и вывод из эксплуатации генерирующего оборудования не выполнялись.

Структура установленной мощности электростанций Республики Адыгея за 2015 - 2019 гг. приведена в таблице 2.4.1.

Таблица 2.4.1 - Структура установленной мощности электростанций на территории Республики Адыгея в период 2015 - 2019 гг.

Наименование электростанций	2015 г.		2016 г.		2017 г.		2018 г.		2019 г.
	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%
Установленная мощность, всего	21,8	100	21,8	100	21,8	100	21,8	100	21,8	100
в т.ч. ГЭС	9,8	45	9,8	45	9,8	45	9,8	45	9,8	45
ТЭС	12	55	12	55	12	55	12	55	12	55

На территории Республики Адыгея функционируют: Майкопская ГЭС установленной мощностью 9,4 МВт (ООО "Лукойл-Экоэнерго"), Малая ГЭС ОАО "Адыгэнергострой" - 0,4 МВт и ТЭЦ ООО "Картонтара" - 12 МВт.

Структура генерирующих мощностей, расположенных на территории Республики Адыгея, по видам собственности на 01.01.2020 приведена на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 Структура генерирующих мощностей, расположенных на территории Республики Адыгея, по видам собственности на 01.01.2020

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Таблица 2.4.2 - Установленная мощность и состав электростанций Республики Адыгея за период 2015 - 2019 гг.

Электростанция/оборудование		Установленная мощность, МВт
		2015	2016	2017	2018	2019
Майкопская ГЭС
1 агрегаты малых ГЭС		2,0	2,0	2,0	2,0	2,0
2 агрегаты малых ГЭС		2,0	2,0	2,0	2,0	2,0
3 агрегаты малых ГЭС		2,7	2,7	2,7	2,7	2,7
4 агрегаты малых ГЭС		2,7	2,7	2,7	2,7	2,7
Всего по станции		9,4	9,4	9,4	9,4	9,4
ТЭЦ ООО "Картонтара"
1 ПР-6-29		6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
2 ПР-6-29		6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
Всего по станции		12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
Малая ГЭС ОАО "Адыгэнергострой"
агрегаты малых ГЭС		0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
Всего электростанции Республики Адыгея,		21,8	21,8	21,8	21,8	21,8
в т.ч.:	ГЭС	9,8	9,8	9,8	9,8	9,8
	ТЭС	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0

ТЭЦ ООО "Картонтара" является блок-станцией предприятия, вырабатывающей электроэнергию для собственных нужд при наличии пара при технологическом процессе производства картона. По информации ПАО "Россети Кубань" электроэнергия не сертифицирована, выдача электроэнергии во внешнюю сеть не осуществляется.

Кроме того, на территории Республики Адыгея функционируют электростанции промышленных предприятий (блок-станции): ООО "Пластиктрейд" установленной мощностью 1,88 МВт, ООО "Новые технологии" (11 МВт) и ООО "Зеленый дом" (3 МВт), на которых вырабатывается 60 - 70 млн. кВт. ч в год. Мощность электростанций: ООО "Пластиктрейд", ООО "Новые технологии" и ООО "Зеленый дом" и их выработка электроэнергии используются для покрытия технологических нужд предприятий, приведены справочно и не учитываются при составлении балансов мощности и электроэнергии Республики Адыгея.

Возрастная структура генерирующего оборудования электростанций энергосистемы Республики Адыгея представлена в таблице 2.4.3.

Таблица 2.4.3 - Возрастная структура генерирующего оборудования электростанций, действующих на территории Республики Адыгея, МВт

Наименование	Годы ввода установленной мощности
	Всего	до 1951 г.	1951 - 1960	1961 - 1970	1971 - 1980	1981 - 1990	1991 - 2000	2001 - 2010	2011 - 2019
ГЭС	9,8	9,4	-	-	-	-	0,4	-	-
ТЭС	12,0	-	-	12,0	-	-	-	-	-
Всего	21,8	9,4	-	12,0	-	-	0,4	-	-
%	100,0	43,1	-	55,1	-	-	1,8	-	-

Объем оборудования, введенного до 1970 года и отработавшего 49 лет и более, составляет 21,4 МВт (98,2% от установленной мощности), из них 9,4 МВт на Майкопской ГЭС эксплуатируются более 69 лет.

Производство электроэнергии на электростанциях Республики Адыгея в 2019 году составило 76,643 млн. кВт. ч, что на 1,8% (1,4 млн. кВт. ч) ниже по сравнению с 2018 годом.

Таблица 2.4.4 - Структура производства электроэнергии на электростанциях, действующих на территории Республики Адыгея в период 2015 - 2019 гг.

Наименование	2015 г.		2016 г.		2017 г.		2018 г.		2019 г.
	млн. кВт. ч	%	млн. кВт. ч	%	млн. кВт. ч	%	млн. кВт. ч	%	млн. кВт. ч	%
Произведено электроэнергии, всего	66,0	100,0	82,0	100,0	76,6	100,0	78,05	100	76,643	100
в т.ч. на ТЭС <*>
ТЭЦ ООО "Картонтара"	28	42,4	31	37,8	25,5	33,3	26,5	34	27,189	35,5
на ГЭС	38	57,6	51	62,2	51,1	66,7	51,55	66	49,454	64,5
из них: Майкопская ГЭС	36	94,7 <*>	49	96,1 <*>	48,8	95,5 <*>	49,49	96,0 <*>	47,437	95,9 <*>
Малая ГЭС ОАО "Адыгэнергострой"	2	5,3 <*>	2	3,9 <*>	2,3	4,5 <*>	2,06	4,0 <*>	2,017	4,1 <*>
Справочно <**>
ООО "Пластиктрейд"	17		18,5		15,5		14,623		17,514
ООО "Новые технологии"	34		36,4		36,8		37,465		33,821
ООО "Зеленый дом"	16		16		13,3		14,757		10,1
Всего:	67,0		70,9		65,6		66,845		61,435

______________________________

Примечание:

^<*> _{- (%) по Майкопской ГЭС, Малой ГЭС ОАО "Адыгэнергострой" приведен по отношению к суммарной величине выработки электроэнергии ГЭС Республики Адыгея.}

^<**> _{- выработка электроэнергии на электростанциях: ООО "Пластиктрейд", ООО "Новые технологии" и ООО "Зеленый дом" не учитывается в суммарной выработке энергосистемы и приведена справочно.}

______________________________

2.5. Характеристика балансов электрической энергии и мощности энергосистемы Республики Адыгея за 2015 - 2019 годы

Максимальная электрическая нагрузка энергосистемы Республики Адыгея увеличилась с 242 МВт в 2015 году до 254 МВт в 2019 году.

Баланс мощности Республики Адыгея в рассматриваемый период складывался с дефицитом мощности в размере 237,7 - 248,3 МВт или 98,2 - 97,7% от величины спроса на мощность. Покрытие дефицита мощности осуществлялось за счет получения из энергосистемы Краснодарского края.

Баланс мощности Республики Адыгея за 2015 - 2019 гг. приведен в таблице 2.5.1.

Таблица 2.5.1 - Баланс мощности Республики Адыгея за период 2015 - 2019 гг., МВт

Показатели	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
	14.08 14:00	18.07 14:00	09.08 14:00	11.07 15:00	23.08 14:00
Спрос
Электрическая нагрузка Республики Адыгея	242	251	254	255	254
Фактический резерв	-	-	-	-	-
тоже в % от максимума	-	-	-	-	-
Итого спрос на мощность	242	251	254	255	254
Покрытие
Установленная мощность на конец года	21,8	21,8	21,8	21,8	21,8
Установленная мощность на час прохождения максимума	21,8	21,8	21,8	21,8	21,8
Располагаемая мощность на час максимума	4,3	10,3	5,7	11,3	11,54
ГЭС	2,3	7,7	2,9	9,2	9,27
ТЭС	2,0	2,6	2,8	2,1	2,28
Итого покрытие спроса электростанциями Республики Адыгея	4,3	10,3	5,7	11,3	11,54
Дефицит (-); Избыток (+)	-237,7	-240,7	-248,3	-243,7	-242,46

Электропотребление Республики Адыгея возросло с 1455 млн. кВт. ч в 2015 году до 1491 млн. кВт. ч в 2019 году.

В рассматриваемый период за счет собственных электростанций обеспечивалось 4,5 - 5,5% потребности региона в электроэнергии, при этом годовое число часов использования установленной мощности ТЭС составило 2000 - 3000 часов/год, в 2019 г. - 2266 час. Покрытие дефицита электроэнергии осуществлялось за счет получения электроэнергии из энергосистемы Краснодарского края.

В период 2015 - 2019 гг. получение электроэнергии в Республику Адыгея составило 1389 - 1419 млн. кВт. ч, что составляет 95,5 - 94,8% от потребности.

Баланс электрической энергии Республики Адыгея за 2015 - 2019 гг. приведен в таблице 2.5.2.

Таблица 2.5.2 - Баланс электрической энергии Республики Адыгея за период 2015 - 2019 гг.

	Единицы измерения	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Электропотребление	млн. кВт. ч	1455	1487	1494	1497	1491
Итого потребность	млн. кВт. ч	1455	1487	1494	1497	1491
Производство электроэнергии, всего	млн. кВт. ч	66	82	76,6	78,05	76,643
в т.ч. ГЭС	млн. кВт. ч	38	51	51,1	51,55	49,454
ТЭС	млн. кВт. ч	28	31	25,5	26,5	27,189
Дефицит (-), избыток (+)	млн. кВт. ч	-1389	-1405	-1417,4	-1419	-1414,36
Установленная мощность на конец года	МВт	21,8	21,8	21,8	21,8	21,8
ГЭС	МВт	9,8	9,8	9,8	9,8	9,8
ТЭС	МВт	12,0	12,0	12,0	12	12
Число часов использования установленной мощности
ТЭС	час/год	2333	2583	2125	2373	2266

2.6. Мониторинг исполнения мероприятий, предусмотренных утвержденной "Схемой и программой развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2020 - 2024 годы"

В рамках данной работы был проведен мониторинг исполнения мероприятий, предусмотренных "Схемой и программой развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2020 - 2024 годы", утверждена Распоряжением Главы Республики Адыгея от 30.04.2020 N 89-рг (далее - утвержденная СиПР Республики Адыгея).

Таблица 2.6.1 - Мониторинг исполнения мероприятий СиПР 2020 - 2024 г.

Мероприятие, рекомендованное СИПР 2020 - 2024 г.	Год строительства, реконструкции	Ход исполнения мероприятия
Вводы генерирующих мощностей в Республике Адыгея
Адыгейская ВЭС мощностью 150 МВт	2020	Выполнено. Строительство завершено, введена в эксплуатацию 1 мая 2020 года
СЭС Адыгейская (4 МВт)	2019	Выполнено. Строительство завершено, введена в эксплуатацию в сентябре 2020 года
СЭС Шовгеновская (4,9 МВт)	2019	Не выполнено. В стадии проектирования. Срок начала строительства - 2020 г.
Сеть 220 кВ на территории Республики Адыгея
Строительство КВЛ 220 кВ Яблоновская - Новая	2022	Не выполнено. Инвестиционной программой ПАО "ФСК ЕЭС", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 27.12.2019 N 36@ предусматривается строительство ПС 220 кВ Новая трансформаторной мощностью 1 x 125 МВА, КВЛ 220 кВ Яблоновская - Новая протяженностью 21 км. Срок постановки объектов электросетевого хозяйства под напряжение и (или) включение объектов капитального строительства для проведения пусконаладочных работ - 2022 год.
Реконструкция РУ 220 кВ на ПС 220 кВ Яблоновская (две ячейки для присоединения КВЛ 220 кВ)	2022	Не выполнено. Инвестиционной программой ПАО "ФСК ЕЭС", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 27.12.2019 N 36@ предусматривается расширение ПС Яблоновская со строительством линейной ячейки. Срок постановки объектов электросетевого хозяйства под напряжение и (или) включение объектов капитального строительства для проведения пусконаладочных работ - 2022 год.
Сеть 35-110 кВ на территории Республики Адыгея
Реконструкцию ПС 110 кВ Северная с установкой дополнительного трансформатора мощностью 25 МВА	2020	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Реконструкция ПС 110/35/10/6 кВ Черемушки с установкой Т-4 мощностью 25 МВА	2020	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@. Срок выполнения ПИР - 2021 год
Реконструкция ПС 35/10 кВ Первомайская с заменой Т-1 мощностью 2,5 МВА и Т-2 мощностью 1,8 МВА на 2 трансформатора по 4 МВА, БСК 2 x 0,2 МВАр	2020	Не выполнено. Согласно утвержденной в 2019 году инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" год ввода объекта в эксплуатацию - 2021
Реконструкция ПС 35/10 кВ Тульская с заменой существующих трансформаторов 2 x 4 МВА на два трансформатора 35/10 кВ мощностью по 10 МВА каждый, БСК 0,5 и 2,2 МВАр	2020	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Реконструкция ПС 35/10 кВ Кужорская с заменой трансформаторов 35/10 кВ мощностью 2 x 2,5 МВА на 2 x 10 МВА	2020	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Реконструкция ПС 35/10 кВ Садовая с заменой трансформатора 35/10 кВ мощностью 5,6 МВА на 10 МВА и установкой трансформатора Т-2 мощностью 10 МВА. Строительство захода ВЛ 35 кВ Майкопская ГЭС - БВД на ПС 35 кВ Садовая с присоединением ее к указанной ВЛ шлейфовыми заходом	2024	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Реконструкция ПС 35/10 "Комбизавод" с заменой Т-1 и Т-2 мощностью по 2,5 МВА на трансформаторы 2 x 6,3 МВА	2020	Не выполнено. Выполнен ПИР. Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12 N 14@ 2019, по данному объекту предусмотрено выполнение только ПИР без СМР
Реконструкция участка ВЛ 35 кВ Усть-Лабинск - Хатукай протяженностью 2,9 км с заменой провода АС-70 на АС-150.	2023	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Строительство ПС 110/35/10 кВ Шапсуг (перевод существующей ПС 35 кВ на напряжение 110 кВ) с установкой двух трансформаторов по 40 МВА	2019	Выполнено. Установлены два трансформатора по 40 МВА, установлено и готово к вводу в работу все оборудование 110 кВ, ПС запитана по ВЛ 35 кВ
Строительство 2-х цепной ВЛ-110 кВ (отпайка от ВЛ 110 кВ Афипская 220 - Октябрьская 1,2 цепь) к ПС 110 кВ Шапсуг	2019	Выполнено. Этап I - прохождение трассы по территории Республики Адыгея.
Строительство ПС 110 кВ Московская с установкой трансформаторов 2 x 40 МВА	2022	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Строительство ПС 110 кВ Парк с установкой трансформаторов 2 x 40 МВА	2022	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Строительство ЛЭП 110 кВ Яблоновская - Новая (Елизаветинская), 25 км (АС-185) с заходами на новые ПС 110 кВ Парк и ПС 110 кВ Московская	2022	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Шовгеновская с заменой трансформаторов 110/35/10 кВ 2 x 16 МВА на трансформаторы 2 x 25 МВА	2020	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Реконструкцию ПС 110 кВ Термнефть с заменой трансформаторов 110/10 кВ 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА	2020	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Реконструкция ПС 35/10 кВ Понежукай с заменой трансформаторов 2 x 2,5 на 2 x 6,3 МВА	2020	Не выполнено. Согласно утвержденной инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" год ввода объекта в эксплуатацию - 2020. Выполнен ПИР
Реконструкция ПС 35/10 кВ Энем с заменой трансформаторов 2 x 5,6 МВА на 2 x 10 МВА	2020	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@. Срок выполнения ПИР - 2021 год
Реконструкция ПС 35 кВ Адыгейская с заменой трансформаторов 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА	2020	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Реконструкция ПС 110 кВ Октябрьская с заменой трансформатора 110/35/10 кВ 16 МВА на 25 МВА	2023	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Реконструкция ПС 35/10 "Керамзитовый завод" с заменой трансформаторов Т1, Т2 мощностью 2 x 2,5 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 4 МВА	2021	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Реконструкция ПС 35/10 Красногвардейская с заменой трансформаторов Т1, Т2 мощностью 2 x 4 МВА на трансформаторы мощностью 2 x 6,3 МВА	2022	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Реконструкция ВЛ 35 кВ Афипская - Керамзитовый завод (6,5 км) и ВЛ 35 кВ Октябрьская - Керамзитовый завод на участке от ПС 35 кВ Керамзитовый завод до отпайки на ПС 35 кВ Восход, Энем (6,5 км) с заменой провода АС-95 на АС-150 на первой ВЛ 35 кВ и на АС-120 - на второй ВЛ 35 кВ	2023	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Реконструкция ПС 110 кВ ИКЕА с заменой трансформаторов 110/10 кВ 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА.	2021	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Реконструкция ПС 110 кВ Адыгейская с заменой трансформаторов 110/35/10 кВ 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА	2020	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Реконструкция ПС 110 кВ Северная с установкой БСК 110 кВ мощностью 25МВАр	2020	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@
Реконструкция ПС 220 кВ Черемушки с установкой БСК 110 кВ мощностью 25 МВАр	2023	Не выполнено. Не предусмотрено инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" утвержденной приказом Минэнерго РФ от 02.12.2019 N 14@

2.7. Характеристика электросетевого хозяйства по состоянию на 01.01.2020 и режимы работы электрической сети напряжением 35 кВ и выше на территории Республики Адыгея в 2019 г.

На территории Республики Адыгея функционируют электросетевые объекты напряжением 220, 110, 35, 10, 6 кВ, принадлежащие ПАО "ФСК ЕЭС", ПАО "Россети Кубань", ПАО "РЖД", ООО "Лукойл-Экоэнерго", ООО "Майкопская ТЭЦ" (сети 6-10 кВ), а также функционируют подстанции и других потребителей.

Карта-схема и принципиальная схема электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Республики Адыгея по состоянию на 01.01.2020 приведены в Приложениях Б и В соответственно (не приводятся).

По состоянию на 01.01.2020 в республике функционировало 3 подстанции высшим классом напряжения 220 кВ, 17 подстанций высшим классом напряжения 110 кВ (в т.ч. тяговые подстанции ПАО "РЖД") и 54 подстанции 35 кВ. Электроснабжение республики обеспечивалось по 4 ВЛ 220 кВ, 24 ВЛ 110 кВ и ВЛ 35 кВ. Общая протяженность ВЛ 35-220 кВ 01.01.2020 составляла 1607,7 км. Суммарная трансформаторная мощность подстанций на территории Республики Адыгея составила 1582,3 МВА. Сводные данные по подстанциям и ВЛ напряжением 35-220 кВ, расположенным на территории Республики Адыгея, приведены в таблицах 2.7.1 и 2.7.2.

Таблица 2.7.1 - Сводная информация по ЛЭП напряжением 35 - 220 кВ, функционирующих на территории Республики Адыгея на 01.01.2020

Класс напряжения, кВ	Количество, шт.	Протяженность по трассе, км
220	6	387,0
110	24	501,0
35	61	719,70
Итого:	91	1607,7

Таблица 2.7.2 - Сводные данные по подстанциям уровнем напряжения 35 - 220 кВ и выше, расположенных на территории Республики Адыгея

Класс напряжения, кВ	Количество подстанций, шт.	Количество трансформаторов, шт.	Установленная мощность, МВА
Подстанции ПАО "ФСК ЕЭС"
220	2	5	455
Подстанции ПАО "Кубаньэнерго"
110	15	31	598,1
35	44	71	222
Подстанции других собственников
220	1	2	160
110	2	3	70,0
35	10	16	77,2
Всего:	74	128	1582,3

2.7.1. Характеристика сети 220 кВ

Центрами питания сети 110 кВ на территории Республики Адыгея являются две подстанции 220 кВ: ПС 220/110/35/10/6 кВ Черемушки и ПС 220/110/10/6 кВ Яблоновская. В 2019 г. введена ПС 220/35 кВ Ветропарк для выдачи мощности Адыгейской ВЭС (ее ввод намечен в 2020 г.).

ПС 220/110/35/10/6 кВ Черемушки расположена в г. Майкопе. ПС 110/35/10/6 кВ Черемушки была введена в 1974 году и принадлежит ПАО "Россети Кубань". В 2010 году на ПС 110/35/10/6 кВ Черемушки ПАО "ФСК ЕЭС" был установлен один АТ 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА и выполнены заходы на подстанцию от ВЛ 220 кВ Армавир - Центральная с образованием двух новых ВЛ: ВЛ 220 кВ Армавир - Черемушки и ВЛ 220 кВ Центральная - Черемушки.

По результатам контрольных замеров за 2019 год максимальная нагрузка АТ на ПС 220/110/35/10/6 кВ Черемушки в зимний режимный день составляла 72 МВА (57,3%), в летний режимный день - 79,5 МВА (63,6%).

ПС 220 кВ Яблоновская расположена возле пгт. Яблоновский Тахтамукайского района Республики Адыгея. Подстанция введена в 2009 году с двумя АТ 220/110/10 кВ мощностью по 125 МВА каждый, на подстанции установлены также два трансформатора 110/10/6 кВ мощностью по 40 МВА каждый. ПС 220 кВ Яблоновская присоединена к электрической сети двумя ВЛ 220 кВ: ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ - Яблоновская и ВЛ 220 кВ Афипская - Яблоновская. По результатам контрольных замеров за 2019 год максимальная нагрузка ПС 220 кВ Яблоновская составляла 95 МВА (38%) в зимний режимный день и 159 МВА (64%) в летний режимный день. Нагрузка трансформаторов 110/10/6 кВ на ПС 220 кВ Яблоновская в 2019 году отсутствовала.

Эксплуатацию подстанций и линий электропередачи напряжением 220 кВ обеспечивает Кубанское предприятие филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга.

Таблица 2.7.3 - Характеристики подстанций 220 кВ, функционирующих на территории Республики Адыгея, являющихся центрами питания сети 110 кВ

N п/п	Наименование ПС	Силовые трансформаторы		Год ввода подстанции в эксплуатацию
		Тип	Мощность, шт. x МВА
1.	ПС 220/110/35/10/6 кВ Черемушки, в т.ч.			1974 (110 кВ)
	принадлежит ПАО "ФСК ЕЭС"	АТ 220/110 кВ	1 x 125	2010
	принадлежит "Россети Кубань"	Т-1 110/35/6 кВ	40	2010
		Т-2 110/35/6 кВ	40
		Т-3 35/10 кВ	2,5	1979
2.		АТ 220/110/10 кВ	2 x 125
	ПС 220 кВ Яблоновская	Т-1 110//10/6 кВ	40	2009
		Т-2 110//10/6 кВ	40	2018
Итого:			535

Таблица 2.7.4 - Характеристики ЛЭП напряжением 220 кВ, функционирующих на территории Республики Адыгея

N п/п	Наименование ВЛ	Марка провода	Год ввода в эксплуатацию	Протяженность линии, км
1.	КВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ - Яблоновская	АС-400/64	2009	14,07
2.	ВЛ 220 кВ Афипская - Яблоновская	АС-400/64	2009	27,86
3.	ВЛ 220 кВ Армавир - Черемушки	АС-300 - 17,893 км АСО-300 - 47,45 км АСО-400 - 65,137 км	1974, 2010	130,48
4.	ВЛ 220 кВ Центральная - Черемушки	АС-300 - 17,911 км АС-400 - 25,389 км	1974, 2010	43,3
5.	ВЛ 220 кВ Армавир - Ветропарк	АС-300/39	2019	102,647
6.	ВЛ 220 кВ Центральная - Ветропарк	АС-300/39	2019	68,643
Итого				387,0

2.7.2. Характеристика сети 35 и 110 кВ

В основном распределительные сети на территории Республики Адыгея принадлежат ПАО "Россети Кубань" и развиваются на напряжениях 35 и 110 кВ. Эксплуатацию распределительной сети ПАО "Россети Кубань" на территории Республики Адыгея обеспечивают его два филиала: Адыгейские электрические сети и Краснодарские электрические сети.

В Приложениях Г и Д (не приводятся) представлен полный перечень подстанций и ЛЭП напряжением 35 - 110 кВ, функционирующих на территории Республики Адыгея на 01.01.2020.

Таблица 2.7.5 - Общая характеристика подстанций 35 и 110 кВ, функционирующих на территории Республики Адыгея на 01.01.2020

Наименование	Напряжение, кВ		Всего
	110	35
Общее количество подстанций, шт.	17	54	71
Из них эксплуатируются:
- с одним трансформатором	6	20	26
- с одним источником питания	3	3	6
- с перегрузкой трансформаторов в режиме (п-1)	3	3	6
в том числе с перегрузкой выше 30%	1	4	5

Подстанции 110 кВ на территории Республики Адыгея в основном двухтрансформаторные (из 17 подстанций только 6 имеют по одному трансформатору), а их распределительные устройства имеют по две системы или секции шин, оборудованные секционными выключателями. По одному трансформатору установлено на 6 подстанциях 110 кВ: ПС 110/10 кВ Новосвободная, ПС 110/35/10 кВ Октябрьская, ПС 110/27,5 кВ Ханская тяговая, ПС 110/35/10 кВ Казенно-Кужорская, ПС 110/35/10 кВ Еленовская, ПС 110/10 кВ Ходзь. Все перечисленные выше подстанции, а также ПС 110/35/10 кВ Хаджох имеют только один источник питания на напряжении 110 кВ. ПС 110/35/10 кВ Хаджох и ПС 110/35/10 кВ Еленовская имеют частичное резервирование потребителей на напряжении 35 кВ. Суммарная мощность трансформаторов на подстанциях 110 кВ на 01.01.2020 составляла 668,1 МВА. ПС 110/10 кВ Новосвободная, ПС 110/27,5 кВ Ханская тяговая, ПС 110/35/10 кВ Казенно-Кужорская, ПС 110/10 кВ Ходзь.

В 2017 - 2019 гг. на двух подстанциях ПС 220 кВ Черемушки и ПС 110 кВ Шовгеновская при отключении одного из трансформаторов возможна перегрузка оставшегося в работе трансформатора. Так в максимум летнего режимного дня 19.06.2019 оставшийся в работе трансформатор на ПС 220 кВ Черемушки перегружается на 23,8%, на ПС 110 кВ Шовгеновская - на 16,9%. В максимум зимнего режимного дня 18.12.2019 перегрузка трансформаторов при отключении одного из них имела место на ПС 110 кВ Шовгеновская на 14,4%, на ПС 220 кВ Черемушки - на 5%.

Суммарная мощность трансформаторов на подстанциях 35 кВ на 01.01.2020 составляла 299,2 МВА. Из 54 подстанций 35 кВ 20 подстанций (из них 2 потребительские) имеют по одному трансформатору. Питание 3 подстанций 35 кВ обеспечивается только от одного источника: ПС 35/10 кВ Даховская, ПС 35/10 кВ Хамышки и ПС 35/10 кВ Гузерипль.

На четырех подстанциях 35 кВ (Адыгейская, Понежукай, Энем и Первомайская) при отключении одного из трансформаторов в максимум зимнего и летнего режимного дня в 2019 г. оставшийся в работе трансформатор перегружается на 16,8 - 77%, наибольшая перегрузка трансформаторов достигает: на ПС 35 кВ Адыгейская - 43,5%, на ПС 35 кВ Энем - 68%, на ПС 35 кВ Первомайская - 77%.

На четырех подстанциях 110 кВ в Республике Адыгея установлены компенсирующие устройства (БСК) суммарной мощностью 21,618 МВАр. При этом, располагаемая мощность установленных БСК составляет 20,088 МВАр. В таблице 2.7.6 представлены основные параметры батарей статических конденсаторов, установленных на ПС 110 кВ Республики Адыгея.

Таблица 2.7.6 - Основные параметры батарей статических конденсаторов (БСК), установленных на подстанциях 110 кВ в Республике Адыгея на 01.01.2020

Наименование подстанций	Параметры БСК
	Напряжение, кВ	Установленная мощность, Мвар	Располагаемая мощность, Мвар
1. ПС 110/35/6-10 кВ Черемушки	6	2,908	2,908
БСК-6-1 сш
2. ПС 110/35/6-10 кВ Северная	6	5,47	3,61
БСК-6-1 сш
БСК-6-Псш	6	3,64	3,97
3. ПС 110/35/10 кВ Хаджох	10	3,15	3,15
БСК-10-1 сш
БСК-10-Псш	10	3,15	3,15
4. ПС 110/35/10 кВ Еленовская	10	3,3	3,3
БСК-10
Итого:		21,618	20,088

У большинства подстанций напряжением 35 - 110 кВ, принадлежащих ПАО "Россети Кубань", и функционирующих на территории Республике Адыгея, превышен нормативный срок эксплуатации (25 лет). По состоянию на 01.01.2020 нормативный срок службы выработали 47 подстанций из 59 напряжением 35 - 110 кВ, в том числе 8 подстанций напряжением 110 кВ и 39 подстанций напряжением 35 кВ, 26 подстанций 35 - 110 кВ эксплуатируются 40 и более лет.

Линии электропередачи напряжением 35 и 110 кВ с учетом выполненных в 2004 - 2019 гг. капитальных ремонтов находятся в хорошем состоянии и срок их эксплуатации с учетом капитального ремонта не превышает нормативный.

2.7.3. Основные внешние связи электрической сети Республики Адыгея

Электрическая сеть Республики Адыгея входит в энергосистему Республики Адыгея и Краснодарского края. Энергосистема Республики Адыгея и Краснодарского края является крупнейшей из 12 энергосистем, входящих в ОЭС Юга.

Республика Адыгея не имеет внешних территориальных границ с другими энергосистемами. Таким образом, республика имеет внешние электрические связи только с энергосистемой Краснодарского края.

Большая часть электросетевых объектов, расположенных на территории Республики Адыгея, принадлежит Адыгейскому филиалу электрических сетей (ФЭС) ПАО "Россети Кубань", имеется часть объектов, относящихся к Краснодарскому ФЭС.

Связи электрической сети Республики Адыгея с электрической сетью энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края осуществляется на напряжении 220, 110 и 35 кВ по следующим линиям электропередачи:

- ВЛ 220 кВ Центральная - Черемушки;

- ВЛ 220 кВ Армавир - Черемушки;

- ВЛ 220 кВ Афипская - Яблоновская;

- КВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ - Яблоновская;

- ВЛ 110 кВ Центральная - Черемушки;

- ВЛ 110 кВ Центральная - Северная с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Лабинск-2 - Лабинск-1 с отпайкой на ПС Казенно-Кужорская;

- ВЛ 110 кВ Лабинск-1 - Ходзь;

- ВЛ 110 кВ Ходзь - Мостовская;

- ВЛ 110 кВ Белореченская тяговая - Шовгеновская;

- ВЛ 110 кВ Шовгеновская - Армавир с отпайкой на ПС Комплекс;

- ВЛ 110 кВ Усть-Лабинск - Еленовская;

- ВЛ 110 кВ Адыгейская - Мартанская;

- ВЛ 110 кВ Афипская - Шенджий тяговая;

- ВЛ 110 кВ Афипская - Октябрьская II цепь;

- ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Южная с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Яблоновская - Южная с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Яблоновская - Парфюмерная с отпайками;

- ВЛ 110 кВ Яблоновская - Набережная I цепь;

- ВЛ 110 кВ Яблоновская - Набережная II цепь.

Электрическая связь Республики Адыгея с энергосистемой Краснодарского края по сети 35 кВ осуществляется по линиям:

- ВЛ 35 кВ Родниковская - Натырбово;

- ВЛ 35 кВ Курганная тяговая - Карьерная;

- ВЛ 35 кВ Ширванская - Безводная;

- ВЛ 35 кВ Шовгеновская - Воздвиженская;

- ВЛ 35 кВ Карьерная - Великое;

- ВЛ 35 кВ Усть-Лабинская - Хатукай;

- ВЛ 35 кВ Белая - Беляевская с отпайкой на ПС Карьер Северный;

- ВЛ 35 кВ Мартанская - Понежукай;

- ВЛ 35 кВ НС-15 - Бакинская;

- ВЛ 35 кВ Западная 2 - Хомуты с отпайками;

- ВЛ 35 кВ Шапсуг - Елизаветинская;

- ВЛ 35 кВ Сельхозтехника - Хакурате;

- ВЛ 35 кВ Афипская 110 - Керамзитовый завод.

По территории Республики Адыгея транзитом (без связи с сетью республики) проходят следующие ВЛ 500 кВ и 220 кВ:

- ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Центральная;

- ВЛ 500 кВ Центральная - Ингури ГЭС (ВЛ 500 кВ Кавкасиони);

- ВЛ 220 кВ Центральная - Ветропарк;

- ВЛ 220 кВ Армавир - Ветропарк;

- ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ - Афипская;

- ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ - Афипский НПЗ;

- ВЛ 220 кВ Краснодарская ТЭЦ - Тверская.

2.7.4. Режимы работы электрической сети напряжением 35 кВ и выше на территории Республики Адыгея в 2019 г.

В соответствии со сформировавшейся схемой при анализе условий электроснабжения Республики Адыгея рассматриваются четыре условных района: г. Майкоп и Майкопский район, Восточная часть Республики Адыгея (Кошехабльский район), Северная часть Республики Адыгея (Шовгеновский, Красногвардейский и Гиагинский районы) и Западная часть Республики Адыгея, примыкающая с юга к городу Краснодару (город Адыгейск, Теучежский и Тахтамукайский районы). В рамках названных выше условных районов Республики Адыгея проведен анализ функционирования электрической сети на ее территории.

При анализе фактических нагрузок на подстанциях 110 и 35 кВ допустимая аварийная перегрузка трансформаторов при аварийном отключении одного из них принималась в соответствии с "Требованиями перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию" утвержденными Приказом Минэнерго России от 08.02.2019 N 81. Согласно упомянутому документу допустимая аварийная перегрузка трансформаторов мощностью до 16 МВА включительно со сроком эксплуатации до 30 лет в зимний период (температура окружающего воздуха +10 °C) составляет 150% номинальной до 24-х часов (Таблица 2), допустимая аварийная перегрузка трансформаторов мощностью более 16 МВА со сроком эксплуатации до 30 лет в зимний период (температура окружающего воздуха +10 °C) составляет 130% номинальной до 24-х часов (Таблица 3), в летний период (температура окружающего воздуха +30 °C) допустимая аварийная перегрузка трансформаторов мощностью до 16 МВА включительно со сроком эксплуатации до 30 лет составляет 130% номинальной до 24-х часов и 120% номинальной для трансформаторов мощностью более 16 МВА со сроком эксплуатации до 30 лет.

Город Майкоп и Майкопский район

Более 55% потребляемой в Республике Адыгея электроэнергии приходится на г. Майкоп и Майкопский район. В настоящее время электроснабжение города Майкопа и Майкопского района осуществляется по сети 220 кВ от ПС 220 кВ Черемушки, а также по двум ВЛ 110 кВ: Центральная - Черемушки и Центральная - Северная с отпайками. Потребители г. Майкопа обеспечиваются электроэнергией непосредственно от ПС 220 кВ Черемушки, ПС 110 кВ Северная, Майкопской ГЭС и ТЭЦ ООО "Картонтара" (присоединена к ПС 35/6 кВ Южная).

На ПС 220/110/35/10/6 кВ Черемушки в части оборудования, принадлежащего на правах собственности ПАО "Россети Кубань" установлены два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью по 40 МВА и один трансформатор напряжением 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА. По результатам контрольных замеров за 2019 год суммарная максимальная нагрузка трансформаторов 110/35/10 кВ составила 49,45 МВА (19.06.2019), при этом загрузка каждого из двух трансформаторов 40 МВА составляла 54% и 70% его номинальной мощности соответственно. В случае отключения в таком режиме одного из трансформаторов оставшийся в работе трансформатор будет перегружен на 23,8% сверх номинальной мощности. По информации собственника возможность резервирования потребителей по сети низкого напряжения отсутствует. В 2018 году максимальная нагрузка трансформаторов в зимний режимный день составляла 51,0 МВА (65% номинальной мощности трансформаторов) и при аварийном отключении одного из трансформаторов перегрузка оставшегося в работе достигала 27%.

Таким образом, при аварийном отключении одного из трансформаторов на ПС 220 кВ Черемушки в летний и зимний максимум нагрузки энергосистемы, учитывая нормально замкнутую сеть 35 кВ между ПС 220 кВ Черемушки и ПС 110 кВ Северная через Майкопскую ГЭС, перегрузка трансформаторов в режиме "N-1" с учетом выполнения мероприятий по переводу нагрузки 35 кВ на другие питающие центры будет определена по результатам расчетов электроэнергетических режимов в материалах 2 тома "Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2021 - 2025 годы".

На ПС 110/35/10/6 кВ Северная в 2017 г. установлены два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью по 40 МВА каждый и один трансформатор 35/10 кВ мощностью 4 МВА. Максимальная нагрузка на ПС 110 кВ Северная по результатам замеров в дополнительный летний режимный день 01.08.2018 составила 44,1 МВА (55,1% номинальной мощности трансформаторов).

На ПС 35 кВ "Южная" установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 2 x 10 МВА. Подстанция принадлежит ООО "Картонтара". Фактическая максимальная загрузка двух трансформаторов в 2019 г. в зимний режимный день (18.12.2019) составила 15,76 МВА, в летний режимный день (19.06.2019) - 18,5 МВА. В 2018 году нагрузка ПС 35 кВ Южная составляла: в зимний режимный день (19.12.2018) - 16,9 МВА, в дополнительный летний режимный день (01.08.2018) - 17, 4 МВА.

В случае отключения (вывода в ремонт) одного из трансформаторов загрузка оставшегося в работе трансформатора составит от 158% до 185% соответственно, что превышает величину допустимой аварийной нагрузки каждого из силовых трансформаторов подстанции в режиме "N-1". Отсутствие возможности резервирования потребителей в необходимом объеме по сети низкого напряжения между смежными подстанциями с высшим напряжением 35 кВ снижает надежность электроснабжения потребителей. Таким образом, в связи с перегрузом оставшегося в работе трансформатора в послеаварийных (ремонтных) схемах потребуется вводить ограничение потребителей, питающихся от этой подстанции в объеме до 8,5 МВт. Технологическое присоединение новых потребителей без увеличения мощности трансформаторов на ПС 35 кВ Южная невозможно.

ПС 35/6 кВ МайГЭС, принадлежащая ООО "Лукойл-Экоэнерго", с двумя установленными трансформаторами напряжением 35/6 кВ мощностью по 7,5 МВА. Фактическая суммарная загрузка трансформаторов в зимний режимный день 19.12.2018 составила 6,7 МВА, 18.12.2019 - 8,1 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов в дополнительный летний режимный день составила 01.08.2018 5,56 МВА, в летний режимный день 19.06.2019 - 5,8 МВА. В случае отключения одного из трансформаторов, загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 108%, что превышает величину длительно допустимой загрузки каждого из силовых трансформаторов подстанции в режиме "N-1". Отсутствие возможности резервирования потребителей в необходимом объеме по сети низкого напряжения между смежными подстанциями с высшим напряжением 35 кВ (по информации собственника) снижает надежность электроснабжения потребителей. Таким образом, при выводе в ремонт (отключении) трансформатора потребуется вводить ограничение потребителей, питающихся от этой подстанции в объеме до 0,6 МВт.

С учетом выше изложенного, для надежного электроснабжения потребителей г. Майкопа потребуется увеличение трансформаторной мощности на ПС 220 кВ Черемушки и на ПС 35 кВ Южная, либо выполнение других мероприятий по снижению нагрузки этих подстанций, что будет определено во 2 томе "Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2021 - 2025 годы".

На ПС 35/10 кВ Птицесовхоз установлен один трансформатор мощностью 4,0 МВА. Максимальная загрузка трансформатора за последние 3 года составила 3,85 МВА в зимний режимный день 19.12.2018. Отходящие от данной ПС фидера, питающие нагрузку 10 кВ, кольцуются с фидерами 10 кВ от ПС 110/27,5/10 кВ Ханская-тяговая, на которой также установлен один трансформатор мощностью 20 МВА. Таким образом, при выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Центральная - Северная с отпайками или трансформатора Т-1 на ПС 110/27,5/10 кВ Ханская-тяговая для исключения вынужденного ограничения потребителей, присоединенных к ПС Ханская-тяговая, и обеспечения возможности перевода нагрузки, которая в максимум достигает величины 9,2 МВт, с этой ПС на ПС 35/10 кВ Птицесовхоз, существует необходимость реконструкции ПС 35 кВ Птицесовхоз с увеличением трансформаторной мощности.

Электроснабжение южной части Майкопского района осуществляется от подстанций 110 кВ Хаджох и Новосвободная. Эти подстанции получают питание по тупиковым ВЛ 110 кВ Черемушки - Хаджох и Хаджох Новосвободная.

От ПС 110/35/10 кВ Хаджох осуществляется питание горной части Майкопского района по одноцепному транзиту ВЛ 35 кВ Хаджох - Даховская - Хамышки - Гузерипль. Максимальная нагрузка ПС 110 кВ Хаджох по результатам дней контрольного замера в 2018 году достигла 17,3 МВА (зимний режимный день), нагрузка подстанции в дополнительный летний режимный день (01.08.2018) составила 14,8 МВА. В 2019 г. максимальная нагрузка ПС 110 кВ Хаджох достигла 15,7 МВА в зимний режимный день 18.12.2019 и 15,3 МВА - в летний режимный день 19.06.2019. На ПС 110 кВ Хаджох в 2017 г. установлен второй трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА. Таким образом, в случае отключения одного из трансформаторов, загрузка оставшегося в работе трансформатора на ПС 110 кВ Хаджох не превышала бы соответственно 69% и 63%.

ПС 110/10 кВ Новосвободная с трансформатором мощностью 2,5 МВА была построена в 1986 году. Нагрузка ПС в дни контрольного замера не превышает 0,4 МВА.

Электроснабжение южной части Майкопского района в существующей схеме осуществляется по одной ВЛ 110 кВ, а горной части - по одной ВЛ 35 кВ от ПС 110 кВ Хаджох практически без резервирования.

Отключение одного из трансформаторов на ПС 35 кВ Первомайская при существующих нагрузках приводит к перегрузке оставшегося в работе трансформатора на 27,6 - 77% в максимум зимнего режимного дня 2019 г. Технологическое присоединение новых потребителей к ПС 35 кВ Первомайская без увеличения мощности трансформаторов невозможно.

Восточная часть Республики Адыгея

Электроснабжение восточной части республики (Кошехабльский район) осуществляется от двух ПС 110 кВ Ходзь и Казенно-Кужорская, а также по сети 35 кВ от подстанций 110 кВ Курганная тяговая и Родниковская филиала Лабинские электрические сети ПАО "Россети Кубань".

ПС 110/10 кВ Ходзь с трансформатором мощностью 2,5 МВА построена в 1984 году и присоединена к энергосистеме заходом ВЛ 110 кВ Лабинск - 1 - Мостовская. Нагрузка ПС в 2018 - 2019 гг. составляла 0,55 - 0,56 МВА.

ПС 110/35/10 кВ Казенно-Кужорская с трансформатором мощностью 10 МВА была построена в 2007 году и присоединена к энергосистеме отпайкой от ВЛ 110 кВ "Лабинск-1 - Лабинск-2" Лабинских электрических сетей. Нагрузка подстанции в 2018 - 2019 гг. составляла 0,29 - 0,26 МВА.

Северная часть Республики Адыгея

Электроснабжение северной части республики (Шовгеновский, Красногвардейский и Гиагинский районы) осуществляется от двух ПС 110 кВ Шовгеновская и Еленовская через разветвленную сеть 35 кВ. На напряжении 35 кВ имеются также связи с ПС 110 и 220 кВ вне территории республики: с ПС 220 кВ Усть-Лабинская, ПС 110 кВ Очистные сооружения и с Белореченской ГЭС.

ПС 110/35/10 кВ Шовгеновская была введена в 1972 году. На подстанции установлены 2 трансформатора мощностью по 16 МВА. Максимальная нагрузка подстанции в 2018 - 2019 гг. достигала 17,53 МВА и 18,68 МВА, при этом загрузка трансформаторов на ПС 110 кВ Шовгеновская составила 55 - 58%. В случае отключения одного из трансформаторов, загрузка оставшегося в работе трансформатора достигает 110 - 117%. Такая нагрузка трансформатора превышает величину его аварийно-допустимой загрузки (срок эксплуатации трансформаторов 48 лет). Отсутствие возможности резервирования потребителей в необходимом объеме по сети низкого напряжения между смежными подстанциями с высшим напряжением 110 кВ при выводе в ремонт (отключении) одного из трансформаторов требует вводить ограничение потребителей, питающихся от этой подстанции в объеме до 2,7 МВт.

Определение загрузки трансформаторов в режиме "N-1" с учетом выполнения мероприятий по переводу нагрузки 35 кВ на другие питающие центры будет произведено по результатам расчетов электроэнергетических режимов во 2 томе "Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2021 - 2025 годы".

ПС 110/35/10 кВ Еленовская с одним трансформатором мощностью 16 МВА была введена в 1986 году. Максимальная нагрузка подстанции в 2018 - 2019 гг. составляла в зимний режимный день 12,1 - 13,5 МВА (76 - 84% номинальной нагрузки трансформатора). Отключение ВЛ 110 кВ Усть-Лабинская - Еленовская или трансформатора 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Еленовская приводит к необходимости ограничения нагрузки в зоне влияния ПС 110 кВ Еленовская, так как резервирование по сети 35 кВ в полном объеме невозможно из-за токовой перегрузки ВЛ 35 кВ. Для повышения надежности электроснабжения существующих потребителей, а также обеспечения возможности присоединения новых потребителей в зоне влияния ПС 110 кВ Еленовская, необходимо рассмотреть целесообразность мероприятий по усилению сети 35 кВ в зоне ПС 110 кВ Еленовская во 2 томе "Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2021 - 2025 годы".

Западная часть Республики Адыгея

Центрами питания для схемы электроснабжения западной части Республики Адыгея (Теучежский и Тахтамукайский районы и г. Адыгейск) являются ПС 220 кВ Яблоновская, расположенная на территории республики, Краснодарская ТЭЦ и ПС 220 кВ Афипская, расположенные на территории Краснодарского края. Непосредственно электроснабжение потребителей осуществляется через 5 подстанций 110 кВ.

На ПС 110/35/10 кВ Водохранилище установлены два трансформатора напряжением 110/35/10 кВ мощностью по 10 МВА (Т-3 и Т-4). Максимальная загрузка трансформаторов Т-3 и Т-4 на ПС 110 кВ Водохранилище в 2018 году составила 13,17 МВА (летний режимный день). В случае отключения одного из трансформаторов (Т-3 или Т-4) загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 130%. Такая нагрузка трансформатора превышает величину его аварийно-допустимой нагрузки при температуре воздуха 35 °C (срок эксплуатации трансформаторов более 30 лет). При выполнении расчетов режимов работы электрической сети во 2 томе "Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2021 - 2025 годы" будет определена возможность перевода части нагрузки ПС 110/35/10 кВ Водохранилище при отключении на ней одного из трансформаторов (Т-3 или Т-4) по сети 35 кВ на ПС 110/35/10 кВ Адыгейская и ПС 110/35/10 кВ Мартанская для снижения перегрузки оставшегося в работе трансформатора.

В 2019 году максимальная нагрузка трансформаторов Т-3 и Т-4 на ПС 110 кВ Водохранилище в летний режимный день (19.06.2019) не превышала 7,88 МВА, в зимний режимный день 18.12.2019 максимальная нагрузка подстанции составила 6,66 МВА.

На ПС 110/10 кВ Водохранилище установлены два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью по 6,3 МВА (Т-1 и Т-2). Максимальная нагрузка ПС 110/10 Водохранилище в летний режимный день (20.06.2018) составила 4,47 МВА. В 2019 г. максимальная нагрузка подстанции была в зимний режимный день 18.12.2019 и составляла 5,75 МВА.

На ПС 110/10 Термнефть установлены два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью по 16 МВА (Т-1 и Т-2). Максимальная нагрузка ПС 110/10 Термнефть в дополнительный летний режимный день (01.08.2018) составила 17,6 МВА. В 2019 г. максимальная нагрузка подстанции была в летний режимный день 19.06.2019 и составляла 16 МВА. В случае отключения одного из трансформаторов (Т-1 или Т-2) загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 110% или 100% соответственно в 2018 и 2019 гг. Такая нагрузка трансформатора превышает величину его аварийно-допустимой нагрузки (срок эксплуатации трансформаторов более 30 лет). Отсутствие возможности резервирования потребителей в необходимом объеме по сети низкого напряжения при выводе в ремонт (отключении) трансформатора потребует ввода ограничения потребителей в объеме до 1,6 МВт. Для присоединения новых нагрузок необходимо увеличение мощности трансформаторов.

ПС 110/10 кВ Икеа с двумя трансформаторами мощностью по 25 МВА введена в эксплуатацию в 2008 году и присоединена к энергосистеме отпайками от ВЛ 110 кВ Набережная - Западная-2 и ВЛ 110 кВ Набережная - Юго-Западная. Максимальная нагрузка на ПС 110 кВ Икеа по результатам контрольных замеров в 2018 году составила 22,79 МВА (дополнительный летний режимный день). В 2019 г. максимальная нагрузка подстанции была также в летний режимный день 19.06.2019 и составляла 21,01 МВА. Нагрузка подстанции в зимний период ниже чем летом и в зимний режимный день 19.12.2018 составила 19,61 МВА, 20.12.2019 - 16,68 МВА.

ПС 110/27,5/10 кВ Шенджий тяговая с двумя трансформаторами мощностью по 25 МВА присоединена к энергосистеме заходом ВЛ 110 кВ "Афипская - Адыгейская". Максимальная нагрузка подстанции в 2018 году составила 6,59 МВА (дополнительный летний режимный день), в 2019 году максимальная нагрузка была в летний режимный день 19.06.2019 и составила 11,82 МВА.

ПС 110/35/10 кВ Октябрьская с одним трансформатором мощностью 16 МВА получает питание по одной цепи тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Афипская. Максимальная нагрузка подстанции в 2018 году составила 14,5 МВА (дополнительный летний режимный день). В 2019 году максимальная нагрузка ПС 110 кВ Октябрьская была в летний режимный день 19.06.2019 и составила 15,53 МВА, в том числе 6,59 МВА на шинах 10 кВ. В случае отключения ВЛ 110 кВ Афипская - Октябрьская резервное питание потребителей ПС 110 кВ Октябрьская и подстанций 35 кВ в зоне ее влияния ограничено в летний период длительно допустимым током для ВЛ 35 кВ Афипская 110 - Керамзитовый завод. Величина ограничения нагрузки в зоне влияния ПС 110 кВ Октябрьская при отключении ВЛ 110 кВ Афипская - Октябрьская составляет около 5 МВт. При отключении трансформатора 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Октябрьская ее нагрузка на напряжении 10 кВ отключается, а питание нагрузок подстанций 35 кВ Энем, Восход и Керамзитовый завод в этом случае может быть обеспечено по ВЛ 35 кВ Афипская 110 - Керамзитовый завод. Эти и другие мероприятия для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима в ремонтной схеме будут определены по результатам расчетов электроэнергетических режимов во 2 томе "Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2021 - 2025 годы".

ПС 110/35/10 кВ Адыгейская с двумя трансформаторами по 16 МВА каждый была введена в 2016 году для электроснабжения ООО "Логистический центр "Адыгея". Подстанция присоединена к энергосистеме заходом ВЛ 110 кВ Шенджий - Мартанская. По результатам контрольного замера в зимний режимный день (19.12.2018) нагрузка подстанции составила 13,44 МВА. Максимальная нагрузка подстанции в 2019 году была в зимний режимный день 18.12.2019 и составила 12,23 МВА.

На территории Теучежского и Тахтамукайского районов функционирует достаточно разветвленная сеть 35 кВ, которая получает питание по ВЛ 35 кВ от ПС 110 кВ Адыгейская, ПС 110/35/10 кВ Водохранилище, ПС 110 кВ Октябрьская, а также от подстанций 110 кВ, расположенных вне территории Республики Адыгея: от ПС 110 кВ Афипская, Мартанская, Белореченская ГЭС.

Электроснабжение потребителей города Адыгейска по сети 35 кВ осуществляется от ПС 35/10 кВ Адыгейская с двумя установленными трансформаторами по 4 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов ПС 35/10 кВ "Адыгейская" в 2018 г. составляла 7,4 МВА (зимний режимный день). Загрузка трансформаторов в летний режимный день (20.06.2018) составляла 6,19 МВА. Максимальная нагрузка ПС 35 кВ Адыгейская в 2019 г. составляла 5,74 МВА (летний режимный день 19.06.2019), в максимум зимнего режимного дня нагрузка подстанции составляла 5,7 МВА. В случае отключения одного из трансформаторов, загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 144183% номинальной нагрузки, что превышает величину аварийно-допустимой загрузки силовых трансформаторов подстанции в режиме "N-1". Таким образом, для исключения ограничений нагрузки потребителей г. Адыгейска при отключении одного из трансформаторов на ПС 35 кВ Адыгейская необходимы мероприятия по увеличению мощности трансформаторов на ПС 35 кВ Адыгейская, либо переводу части нагрузки подстанции на другие центры питания, что будет определено во 2 томе "Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2021 - 2025 годы".

В противном случае при выводе в ремонт (отключении) трансформатора на ПС 35 кВ Адыгейская потребуется вводить ограничение потребителей, питающихся от этой подстанции в объеме до 3,3 МВт.

3. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Республики Адыгея

Анализ состояния и функционирования электрической сети напряжением 35 кВ и выше на территории Республики Адыгея выявил следующее.

1. Анализ балансовой ситуации на территории Республики Адыгея показал, что на протяжении рассматриваемого ретроспективного периода (2015 - 2019 гг.) электропотребление Республики Адыгея возросло с 1322 млн. кВт. ч в 2014 году до 1491 млн. кВт. ч в 2019 году (прирост за 5 лет 12,8%). В то же время максимум нагрузки на территории республики вырос на 22 МВт (на 9,5%) и в 2019 г. составил 254 МВт.

Баланс мощности и баланс электроэнергии республики в 2015 - 2019 гг. складывался с дефицитом. Превышение потребности в электроэнергии над производством составило в период 2015 - 2019 гг. 1389-1419 млн. кВт. ч (95,5 - 94,8% от потребности). Дефицит мощности в этот же период составлял 237,7 - 248,3 МВт или 98,2 - 97,7% от величины спроса на мощность.

Покрытие дефицита электроэнергии и мощности осуществлялось за счет поставок из энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края.

2. Электроснабжение Республики Адыгея осуществляется по электрическим сетям напряжением 35 - 220 кВ от энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края. Из 17 подстанций 110 кВ, функционирующих на территории республики, на 5 подстанциях ПАО "Россети Кубань": Ходзь, Еленовская, Казенно-Кужорская, Новосвободная", Октябрьская и на ПС 110 кВ Ханская тяговая (РЖД) установлено по одному трансформатору. Подстанции 110 кВ Еленовская, Октябрьская и Новосвободная присоединены к энергосистеме по одной ВЛ 110 кВ. ПС 110 кВ Еленовская и ПС 110 кВ Октябрьская имеют неполное резервирование на напряжении 35 кВ. На подстанциях 110 кВ с одним трансформатором в случае отключения единственного трансформатора происходит погашение потребителей, питающихся от этих подстанций.

3. По результатам анализа загрузки трансформаторов в дни контрольных замеров в 2018 - 2019 гг. определен перечень подстанций напряжением 35 - 110 кВ, надежное электроснабжение существующих и присоединение новых энергопринимающих устройств к которым возможно при условии увеличения их трансформаторной мощности. Увеличение трансформаторной мощности необходимо рассматривать на подстанциях 110 кВ Черемушки, Шовгеновская и подстанциях 35 кВ Первомайская, Красногвардейская, Тульская, Адыгейская, Понежукай и Энем, где перегрузка трансформаторов в режиме п-1 превышает аварийно-допустимую в течение 24 часов с учетом срока их эксплуатации. Перечень указанных подстанций приведен в таблице 3.1.

4. У большинства подстанций напряжением 35 - 110 кВ, принадлежащих ПАО "Россети Кубань", и функционирующих на территории Республике Адыгея, превышен нормативный срок эксплуатации (25 лет). По состоянию на 01.01.2020 нормативный срок службы выработали 47 подстанций напряжением 35 - 110 кВ из 59, в том числе 8 подстанций напряжением 110 кВ и 39 подстанций напряжением 35 кВ, 26 подстанций 35 - 110 кВ эксплуатируются 40 и более лет.

Линии электропередачи напряжением 35 и 110 кВ с учетом выполненных капитальных ремонтов на большинстве ВЛ в 2004 - 2019 гг. находятся в хорошем состоянии и срок их эксплуатации с учетом капитального ремонта не превышает нормативный.

Таблица 3.1 - Перечень подстанций 35 и 110 кВ на территории Республики Адыгея с наиболее высокой загрузкой трансформаторов в 2018 г. и 2019 г.

Наименование центра питания	Диспетчерское наименование тр-ра	Установленная мощность, МВА	Индекс технического состояния	Срок службы, лет	Дополнительный летний режимный день 01.08.2018
					Нагрузка, МВА	Максимальная нагрузка ПС по результатам замеров, МВА	Температура на час замеров, °C	Объем резервирования мощности по сети НН <*>	Нормальная схема			Аварийный режим (N-1)
									Коэффициент допустимой длительной перегрузки	Допустимая длительная загрузка тр-ра, МВА	Превышение максимальной перегрузки над длительно допустимой, МВА	Коэффициент допустимой аварийной перегрузки	Допустимая аварийная загрузка тр-ра, МВА	Загрузка тр-ра от номинальной мощности, %	Превышение максимальной перегрузки над аварийно допустимой
ПС 220/110/35/10/6 кВ Черемушки	Т-1	40	87,5	12	16,2	50,7	34	-	1,12	44,8	-	1,16	46,4	127%	9,3%
	Т-2	40	87,5	11	34,5		34	-	1,12	44,8	-	1,16	46,4	127%	9,3%
ПС 110/35/10/6 кВ Северная	Т-1	40	100	3	27,8	44,1	34	-	1,12	44,8	-	1,16	46,4	110%	-
	Т-2	40	100	3	16,3		34	-	1,12	44,8	-	1,16	46,4	110%	-
ПС 110/35/10 кВ Шовгеновская	Т-1	16	75	48	9,92	16,3	34	-	0,87	13,92	-	1,0	16,0	102%	2%
	Т-2	16	75	44	6,38		34	-	0,87	13,92	-	1,0	16,0	102%	2%
ПС 110/35/10 кВ Водохранилище	Т-3	10	75	47	11,9	11,9	34	-	0,87	8,7	-	1,0	10,0	119%	19%
	Т-4	10	100	47			34	-	0,87	8,7	-	1,0	10,0	119%	19%
ПС 110/10 кВ Термнефть	Т-1	16	75	39	8,26	17,58	34	-	0,87	13,92	-	1,0	16,0	110%	10%
	Т-2	16	100	30	9,32		34	-	0,87	13,92	-	1,0	16,0	110%	10%
ПС 35/10 кВ Первомайская	Т-1	2,5	75	53	1,01	2,03	34	-	1,05	2,63	-	1,0	2,5	81%	-
	Т-2	1,8	75	52	1,02		34	-	1,05	1,89	-	1,0	1,8	113%	13%
ПС 35/10 кВ Тульская	Т-1	4,0	75	45	2,86	4,25	34	-	1,05	4,20	-	1,0	4,0	106%	6%
	Т-2	4,0	87,5	29	1,39		34	-	1,05	4,20	-	1,26	5,04	106%	-
ПС 35/10 кВ Комбизавод	Т-1	2,5	75	39	1,32	2,72	34	-	1,05	2,63	-	1,0	2,5	109%	9%
	Т-2	2,5	75	39	1,40		34	-	1,05	2,63	-	1,0	2,5	109%	9%
ПС 35/10 кВ Адыгейская	Т-1	4	75	32	3,57	5,75	34	-	1,05	4,20	-	1,0	4,0	144%	44%
	Т-2	4	87,5	20	2,18		34	-	1,05	4,20	-	1,26	5,04	144%	14,1%
ПС 35/10 кВ Понежукай	Т-1	2,5	75	41	1,47	3,29	34	-	1,05	2,63	-	1,0	2,5	132%	32%
	Т-2	2,5	75	41	1,82		34	-	1,05	2,63	-	1,0	2,5	132%	32%
ПС 35/10 кВ Энем	Т-1	5,6	75	52	5,76	9,16	34	-	1,05	5,88	-	1,0	5,6	164%	64%
	Т-2	5,6	75	52	3,40		34	-	1,05	5,88	-	1,0	5,6	164%	64%
ПС 35/6 кВ Южная	Т-1	10	75	36	8,90	17,4	34	-	1,05	10,50	-	1,0	10,0	174%	74%
	Т-2	10	75	36	8,50		34		1,05	10,50	-	1,0	10,0	174%	74%

Продолжение таблицы 3.1

Наименование центра питания	Диспетчерское наименование тр-ра	Установленная мощность, МВА	Индекс технического состояния	Срок службы, лет	Летний режимный день 19.06.2019
					Нагрузка, МВА	Максимальная нагрузка ПС по результатам замеров, МВА	Температура на час замеров, °C	Объем резервирования мощности по сети НН <*>	Нормальная схема			Аварийный режим (N-1)
									Коэффициент допустимой длительной перегрузки	Длительно допустимая загрузка тр-ра, МВА	Превышение максимальной перегрузки над допустимой, МВА	Коэффициент допустимой аварийной перегрузки	Допустимая аварийная загрузка тр-ра, МВА	Загрузка тр-ра от номинальной мощности, %	Превышение максимальной перегрузки над аварийно допустимой
ПС 220/110/35/10/6 кВ Черемушки	Т-1	40	87,5	12	21,5	49,5	32	-	1,14	45,6	-	1,18	47,2	124%	5%
	Т-2	40	87,5	11	28,0		32	-	1,14	45,6	-	1,18	47,2	124%	5%
ПС 110/35/10/6 кВ Северная	Т-1	40	100	3	19,7	34,8	32	-	1,14	45,6	-	1,18	47,2	87%	-
	Т-2	40	100	3	15,1		32	-	1,14	45,6	-	1,18	47,2	87%	-
ПС 110/35/10 кВ Шовгеновская	Т-1	16	75	48	9,4	18,7	32	-	0,89	14,2	-	1,0	16,0	117%	17%
	Т-2	16	75	44	9,3		32	-	0,89	14,2	-	1,0	16,0	117%	17%
ПС 110/35/10 кВ Водохранилище	T-3	10	75	47	7,9	7,9	32	-	0,89	8,9	-	1,0	10,0	79%	-
	Т-4	10	100	47	0,0		32	-	0,89	8,9	-	1,0	10,0	79%	-
ПС 110/10 кВ Термнефть	Т-1	16	75	39	8,3	16,0	32	-	0,89	14,2	-	1,0	16,0	100%	-
	Т-2	16	100	30	7,7		32	-	0,89	14,2	-	1,0	16,0	100%	-
ПС 35/10 кВ Первомайская	Т-1	2,5	75	53	0,0	0,0	32	-	1,05	2,6	-	1,0	2,5	0%	-
	Т-2	1,8	75	52	0,0		32	-	1,05	1,9	-	1,0	1,8	0%	-
ПС 35/10 кВ Тульская	Т-1	4,0	75	45	2,4	3,8	32	-	1,05	4,2	-	1,0	4,0	95%	-
	Т-2	4,0	87,5	29	1,4		32	-	1,05	4,2	-	1,28	5,12	95%	-
ПС 35/10 кВ Комбизавод	Т-1	2,5	75	39	1,0	2,2	32	-	1,05	2,6	-	1,0	2,5	85%	-
	Т-2	2,5	75	39	1,2		32	-	1,05	2,6	-	1,0	2,5	85%	-
ПС 35/10 кВ Адыгейская	Т-1	4	75	32	3,6	5,8	32	-	1,05	4,2	-	1,0	4,0	144%	44%
	Т-2	4	87,5	20	2,2		32	-	1,05	4,2	-	1,28	5,12	144%	12%
ПС 35/10 кВ Понежукай	Т-1	2,5	75	41	1,2	2,9	32	-	1,05	2,6	-	1,0	2,5	117%	17%
	Т-2	2,5	75	41	1,7		32	-	1,05	2,6	-	1,0	2,5	117%	17%
ПС 35/10 кВ Энем	Т-1	5,6	75	52	5,8	9,5	32	-	1,05	5,9	-	1,0	5,6	168%	68%
	Т-2	5,6	75	52	3,7		32	-	1,05	5,9	-	1,0	5,6	168%	68%
ПС 35/6 кВ Южная	Т-1	10	75	36	9,3	18,5	32	-	1,05	10,5	-	1,0	10,0	185%	85%
	Т-2	10	75	36	9,2		32	-	1,05	10,5	-	1,0	10,0	185%	85%

Продолжение таблицы 3.1

Наименование центра питания	Диспетчерское наименование тр-ра	Установленная мощность, МВА	Индекс технического состояния	Срок службы, лет	Зимний режимный день 18.12.2018
					Нагрузка, МВА	Максимальная нагрузка ПС по результатам замеров, МВА	Температура на час замеров, °C	Объем резервирования мощности по сети НН <*>	Нормальная схема			Аварийный режим (N-1)
									Коэффициент допустимой длительной перегрузки	Длительно допустимая загрузка тр-ра, МВА	Превышение максимальной длительной перегрузки над допустимой, МВА	Коэффициент допустимой аварийной перегрузки	Допустимая аварийная загрузка тр-ра, МВА	Загрузка тр-ра от номинальной мощности, %	Превышение максимальной перегрузки над аварийно допустимой
ПС 220/110/35/10/6 кВ Черемушки	Т-1	40	87,5	12	23,3	52,0	4	-	1,25	50,0	-	1,36	54,4	130%	-
	Т-2	40	87,5	11	28,7		4	-	1,25	50,0	-	1,36	54,4	130%	-
ПС 110/35/10/6 кВ Северная	Т-1	40	100	3	21,3	34,3	4	-	1,25	50,0	-	1,36	54,2	86%	-
	Т-2	40	100	3	13,0		4	-	1,25	50,0	-	1,36	54,2	86%	-
ПС 110/35/10 кВ Шовгеновская	Т-1	16	75	48	9,8	17,5	4	-	1,12	17,9	-	1,3	20,8	110%	-
	Т-2	16	75	44	7,7		4	-	1,12	17,9	-	1,3	20,8	110%	-
ПС 110/35/10 кВ Водохранилище	T-3	10	75	47	10,3	10,3	4	-	1,12	11,2	-	1,3	13,0	103%	-
	Т-4	10	100	47	0,0		4	-	1,12	11,2	-	1,3	13,0	103%	-
ПС 110/10 кВ Термнефть	Т-1	16	75	39	6,0	11,4	4	-	1,12	17,9	-	1,3	20,8	71%	-
	Т-2	16	100	30	5,4		4	-	1,12	17,9	-	1,5	20,8	71%	-
ПС 35/10 кВ Первомайская	Т-1	2,5	75	53	1,4	2,8	4	-	1,05	2,6	-	1,3	3,3	114%	-
	Т-2	1,8	75	52	1,4		4	-	1,05	1,9	-	1,3	2,3	158%	21%
ПС 35/10 кВ Тульская	Т-1	4,0	75	45	3,5	4,8	4	-	1,05	4,2	-	1,3	5,2	121%	-
	Т-2	4,0	87,5	29	1,3		4	-	1,05	4,2	-	1,5	6,0	121%	-
ПС 35/10 кВ Комбизавод	Т-1	2,5	75	39	1,4	2,9	4	-	1,05	2,6	-	1,3	3,3	117%	-
	Т-2	2,5	75	39	1,5		4	-	1,05	2,6	-	1,3	3,3	117%	-
ПС 35/10 кВ Адыгейская	Т-1	4	75	32	3,9	7,4	4	-	1,05	4,2	-	1,3	5,2	183%	40%
	Т-2	4	87,5	20	3,5		4	-	1,05	4,2	-	1,5	6,0	183%	22%
ПС 35/10 кВ Понежукай	Т-1	2,5	75	41	1,4	3,2	4	-	1,05	2,6	-	1,3	3,3	125%	-
	Т-2	2,5	75	41	1,8		4	-	1,05	2,6	-	1,3	3,3	125%	-
ПС 35/10 кВ Энем	Т-1	5,6	75	52	4,6	7,8	4	-	1,05	5,9	-	1,3	7,3	140%	7%
	Т-2	5,6	75	52	3,2		4	-	1,05	5,9	-	1,3	7,3	140%	7%
ПС 35/6 кВ Южная	Т-1	10	75	36	8,2	16,9	4	-	1,05	10,5	-	1,3	13,0	169%	30%
	Т-2	10	75	36	8,7		4		1,05	10,5	-	1,3	13,0	169%	30%

______________________________

Примечания:

^<*> Объем резервирования мощности по сети НН приведен по состоянию на 01.2020.

______________________________

Определение величины переводимой нагрузки по сети НН с ПС возможно произвести на основании расчетов электроэнергетических режимов (состав работ 2 этапа СиПР 2021 - 2025 гг.).

4. Список использованных сокращений

АО - акционерное общество;

АОПО - автоматика ограничения перегрузки оборудования;

АОСН - автоматическое ограничение снижения напряжения;

АТ - автотрансформатор;

БСК - батарея статических компенсаторов;

Вед. инж. - ведущий инженер;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

г. (гг.) - год (годы);

ГЭС - гидроэлектростанция;

ЕЭС - единая энергетическая система;

кВ - кило Вольт;

к.з. - короткое замыкание;

КЛ - кабельная линия электропередачи;

км - километр;

КУ - компенсирующее устройство;

МВА - Мега-Вольт Ампер;

МВАр - Мега-Вольт Ампер реактивный;

МВт - Мега Ватт;

МЭС - магистральные электрические сети;

ОАО - открытое акционерное общество;

ОН - ограничение нагрузки;

ООО - общество с ограниченной ответственностью;

ОРУ - открытое распределительное устройство;

ОЭС - объединенная энергосистема;

ПАО - публичное акционерное общество;

ПС - электрическая подстанция;

РДУ - региональное диспетчерское управление;

СО - системный оператор;

СШ. - сборные шины;

ТУ на ТП - техническое условие на технологическое присоединение;

ТЭС - тепловая электростанция;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

ФСК - федеральная сетевая компания.

5. Список использованных документов и литературы

1. Правила устройства электроустановок;

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей;

3. Методические указания по устойчивости энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630;

4. Приказ Минэнерго России от 08.02.2019 N 81 "Требования к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию";

5. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281;

6. Постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

7. Методические рекомендации Минэнерго России к содержанию Программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации (письмо Минэнерго России от 17.03.2010 N АШ-2074/09);

8. "Методические указания по проведению расчетов для выбора типа, параметров и мест установки устройств компенсации реактивной мощности в ЕНЭС", ПАО "ФСК ЕЭС", СТО 56947007-29.180.02.140-2012;

9. "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2019 - 2025 годы", утвержденная Приказом Минэнерго России от 28.02.2019 N 174;

10. "Схема и программа развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2020 - 2024 годы", утвержденная распоряжением Главы Республики Адыгея от 30.04.2020 N 89-рг;

11. Справочник по проектированию электрических сетей. Под редакцией Д.Л. Файбисовича, "Издательство НЦ ЭНАС", 2005 г.

Развитие электроэнергетики Республики Адыгея в 2021 - 2025 годах

Пояснительная записка

Том 2

Введение

Настоящая работа выполнена по заказу Министерства экономического развития и торговли Республики Адыгея по государственному контракту N СЭРА-2020 от 01.06.2020 в соответствии с техническим заданием (см. Приложение А).

Централизованное электроснабжение потребителей на территории Республики Адыгея осуществляют филиалы Адыгейские электрические сети и Краснодарские электрические сети ПАО "Россети Кубань", а также ООО "Майкопская ТЭЦ".

Энергосистема Республики Адыгея территориально включает в себя (по состоянию на 01.01.2021):

- электрические сети напряжением 220 кВ - сети эксплуатируются филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга;

- электрические сети напряжением до 110 кВ включительно, эксплуатация которых осуществляется, в основном, филиалами Адыгейские электрические сети и Краснодарские электрические сети ПАО "Россети Кубань";

- электрические сети напряжением 6 и 10 кВ ООО "Майкопская ТЭЦ";

- электрические станции суммарной мощностью 175,8 МВт

- Адыгейская ВЭС - ООО "ВетроОГК";

- Адыгейская СЭС - ООО "ВИЭ";

- Майкопская ГЭС - ООО "Лукойл-Экоэнерго";

- Малая ГЭС - ОАО "Адыгэнергострой";

- ТЭЦ АО "Картонтара".

Основными задачами "Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2021 - 2025 годы" (далее - СиПР) являются:

- мониторинг функционирования энергосистемы республики в 2015 - 2020 годах и исполнения мероприятий, предусмотренных утвержденной "Схемой и программой развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2020 - 2024 годы";

- разработка предложений по формированию эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории республики;

- скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры республики;

Результатом выполненной работы является информационная база для составления инвестиционных программ и планов капитального строительства объектов электроэнергетики и их проектирования.

За отчетный в "Схеме и Программе..." принят 2020 год, в качестве расчетных - 2021 - 2025 гг.

Настоящий том является II этапом работы и включает в себя прогноз потребности Республики Адыгея в электроэнергии и мощности, развитие источников покрытия потребности республики в мощности и электроэнергии, балансы мощности и электроэнергии Республики Адыгея в период 2021 - 2025 гг., предложения по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше в период до 2025 года.

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

При выполнении работы использованы следующие материалы:

- "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2020 - 2026 годы", утвержденная Приказом Минэнерго России от 30.06.2020 N 508;

- Проект "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы";

- "Схема и программа развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2019 - 2023 годы", утверждена Распоряжением Главы Республики Адыгея от 30.04.2019 N 118-рг;

- "Схема и программа развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2020 - 2024 годы", утверждена Распоряжением Главы Республики Адыгея от 30.04.2020 N 89-рг;

- отчетные материалы филиалов АО "СО ЕЭС" ОДУ Юга и Кубанское РДУ о схеме и режимах работы электрических сетей напряжением 110 кВ и выше в 2015 - 2020 гг.;

- материалы ПАО "Россети Кубань" о схеме и характеристике сети 35 кВ и выше, загрузке трансформаторов на подстанциях 35 и 110 кВ, функционирующих на территории Республики Адыгея;

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

- "Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем", утвержденные Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281;

- "Методические указания по устойчивости энергосистем", утвержденные Приказом Минэнерго России от 29.08.2018 N 630;

- "Методические указания по проведению расчетов для выбора типа, параметров и мест установки устройств компенсации реактивной мощности в ЕНЭС", ПАО "ФСК ЕЭС", СТО 56947007-29.180.02.140-2012;

- Исходные данные для разработки "Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2021 - 2025 годы" (см. Перечень исходных данных, использованных при разработке II этапа "Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2021 - 2025 годы" в Приложении Б и В).

1. Прогноз потребления электроэнергии на территории Республики Адыгея на 2021 - 2025 годы

1.1. Прогноз потребления электроэнергии и мощности с выделением наиболее крупных потребителей и инвестиционных проектов

В таблице 1.1 приведены фактические показатели социально-экономического развития Республики Адыгея в 2018 - 2019 гг.

Таблица 1.1 - Основные показатели социально-экономического развития Республики Адыгея за 2018 - 2019 гг.

Показатели	Факт
	2018 г.	2019 г.
Численность населения, тыс. чел.	454,7	463,1
индексы в % к предыдущему году	100,3	101,8
в т.ч. городское, тыс. чел.	214,1	219,0
Сельское, тыс. чел.	240,6	244,1
ВРП, индексы в % к предыдущему году	103,3	-
Промышленная продукция всего, индексы в % к предыдущему году	105,3	100,7
в т.ч.:
Добыча полезных ископаемых, индексы в % к предыдущему году	118,6	103,6
Обрабатывающие производства, индексы в % к предыдущему году	105,5	100,6
из них производство пищевых продуктов, индексы в % к предыдущему году	101,5	104,2
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды, индексы в % к предыдущему году	101,9	101,0
Продукция сельского хозяйства, индексы в % к предыдущему году	98,2	107,0
Объем работ по ВЭД "Строительство", индексы в % к предыдущему году	149,2	121,5
Оборот розничной торговли и общепита, индексы в % к предыдущему году	103,8	108,8
Объем платных услуг населению, индексы в % к предыдущему году	100,2	101,0
Инвестиции в основной капитал, %	76,5	137,4

Прогнозируемый Министерством экономического развития и торговли в Республике Адыгея на 2018 - 2020 годы среднегодовой прирост ВРП - обобщающего показателя экономической деятельности - превысит в республике 2,8% (прирост за три года составит 8,6%).

Объем промышленного производства в Республике Адыгея за этот период увеличится на 8,6% при среднегодовом приросте 2,7%, в том числе по ВЭД "обрабатывающие производства", доля которого в объеме отгруженной продукции превышает 90%, среднегодовой прирост составит почти 3,9%.

Показатели по производству продукции сельского хозяйства сформированы с учетом значений, утвержденных Государственной программой Республики Адыгея "Развитие сельского хозяйства и регулирование рынков сельскохозяйственной продукции, сырья и продовольствия на 2013 - 2020 годы"; за три года прирост прогнозируется в пределах одного процента.

Реализация ряда инвестиционных проектов станет существенным фактором, определяющим перспективы экономического развития Адыгеи. Одной из проблем ограниченности осуществления новых инвестиционных проектов является отсутствие инвестиционных площадок с необходимой инженерной инфраструктурой. Для привлечения инвесторов планируется создать несколько индустриальных парков - специально организованных территорий, обеспеченных необходимой инженерной и транспортной инфраструктурой и предназначенных для организации производств.

В Тахтамукайском районе предполагается создать индустриальный парк "Яблоновский", на территории которого планируется разместить промышленные объекты по производству оборудования городской инфраструктуры. Одним из сдерживающих факторов для реализации этого проекта является дефицит энергомощностей в районе.

Приоритетным направлением привлечения инвестиций является агропромышленный комплекс республики, ориентированный на развитие логистических центров, обеспечивающих закупку сельскохозяйственной продукции, переработку, фасовку и хранение с последующей реализацией, а также строительство животноводческих комплексов, тепличных хозяйств и современных фруктохранилищ с высоким уровнем электрификации.

В рамках работы Российского инвестиционного форума (февраль 2017 г.) заключено соглашение с ООО "Логистический центр Адыгея 1" о реализации проекта создания индустриального парка "Теучежский". На территории Теучежского индустриального парка планируется реализация проекта "Строительство завода по производству профиля из алюминия".

Одним из стратегических направлений развития экономики Адыгеи остается туристско-рекреационный комплекс. В настоящее время наибольшее число туристических предприятий сосредоточено в Майкопском районе и МО Майкоп. Перспективное развитие туризма непосредственно зависит от освоения в рекреационных целях отдельных территорий на плато Лаго-Наки. С 2014 года совместного с Краснодарским краем осуществлялся проект создания туристско-рекреационного кластера "Ворота Лаго-Наки Республики Адыгея" в рамках ФЦП "Развитие внутреннего и въездного туризма в РФ (2011 - 2018 гг.)".

Максимальный заявленный прирост мощности на территории Республики Адыгея в период до 2025 г. в соответствии с заключенными договорами на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей составит 63,2 МВт и по выданными ТУ на технологическое присоединение - 151,75 (без учета коэффициента совмещения максимумов потребителей).

Значительного увеличения потребности в электроэнергии существующих на территории республики крупных потребителей не предусматривается.

Поименный перечень наиболее крупных потребителей, а также суммарная нагрузка потребителей с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт, присоединяемых к подстанциям 35 и 110 кВ на территории Республики Адыгея в 2021 - 2025 гг., в соответствии с утвержденными ТУ на технологическое присоединение и заключенными договорами, используемый в базовом варианте, приведен в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Перечень потребителей с заключенными договорами и утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение энергопринимающих установок объектов в Республике Адыгея, присоединяемых к энергосистеме в 2021 - 2025 гг. (базовый вариант)

N п/п	Наименование Потребителя/Наименование Заявителя	Месторасположение	Основное назначение объекта присоединения	Мощность, кВт	Коэффициент набора мощности <*>	Мощность с учетом коэффициента набора, кВт	Срок ввода	Категория надежности	Уровень напряжения, кВ	Питающий центр	Источник информации, N договора/ТУ на ТП
		ПС 220/110/35/10/6 кВ Черемушки
1	Акционерное общество "РАМО-Хаус"	Российская Федерация, Республика Адыгея, г. Майкоп, ул. Депутатская, 1 и ул. Депутатская, 2-а	торгово-развлекательный комплекс и многоуровневая автостоянка	1900	0,4	760	31.12.2021	2	6	ПС 110 кВ Черемушки	21200-14-00174422-1 от 22.07.2014
2	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			1283,4	0,2	256,68	2021	2,3		ПС 110 кВ Черемушки	Договора ТП
						-	2022
						-	2023
						-	2024
						-	2025
			Итого ПС 220/110/35/10/6 кВ Черемушки	3183,40		1016,68
		ПС 110/35/10/6 кВ Северная
3	ГБУ здравоохранения Республики Адыгея "Адыгейская республиканская детская клиническая больница"	385000 Российская Федерация, Респ. Адыгея, г. Майкоп, ул. Гагарина, кадастровый номер земельного участка: 01:08:0508050:270	Строительство нового хирургического корпуса с приемным отделением и отделением медицинской реабилитации для детей ГБУ здравоохранения Р.А.	1454	0,2	290,8	30.06.2024	1,2	6	ПС 110/35/10/6 кВ Северная	21200-20-005610601 от 30.06.2020
4	Общество с ограниченной ответственностью "Базальт"	385000 Российская Федерация, Респ. Адыгея, г. Майкоп, ул. Гагарина, кадастровый номер земельного участка: 01.08.0518057:255	ЭПУ земельного участка для размещения производственной базы, Многоквартирные жилые дома не менее 5 этажей (2 БКТП-1000/6/0,4)	800	0,4	320	12.10.2022	2	6	ПС 110/35/10/6 кВ Северная	21200-20-005899901 от 12.10.2020
5	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			476,5	0,2	95,3	2021	2,3		ПС 110/35/10/6 кВ Северная	Договора ТП
				580	0,2	116	2022
						-	2023
						-	2024
						-	2025
6	Технические условия от Комитета по управлению имуществом МО "Город Майкоп"	Российская Федерация, Р. Адыгея, г. Майкоп, часть з/у кадастровый номер земельного участка: 01:08:0510189	Застройка территории квартала	10500	0,4	4200	янв. 23	2,3	6	ПС 110/35/10/6 кВ Северная	ИА-01/0004-19 <**>
7	Технические условия от Комитета по управлению имуществом МО "Город Майкоп"	Российская Федерация, Респ. Адыгея, г. Майкоп, 10 участок квартала, кадастровый номер земельного участка: 01:08:0502001	Застройка территории квартала	7000	0,4	2800	янв. 23	2,3	6	ПС 110/35/10/6 кВ Северная	ИА-01/0005-19 <**>
8	Технические условия от Комитета по управлению имуществом МО "Город Майкоп"	г. Майкоп, квартал 407-е, ограниченного ул. Михайлова 23, кадастровый номер 01:08:0519038:25	Застройка территории квартала	4500	0,4	1800	дек. 22	2,3	6	ПС 110/35/10/6 кВ Северная	ИА-01/0002-19 <**>
9	Технические условия от Комитета по управлению имуществом МО "Город Майкоп"	г. Майкоп, ул. Шовгенова, 370, кадастровый номер 01608:0504001:164	индустриальный промышленный парк	2000	0,4	800	янв. 22	2,3	6	ПС 110/35/10/6 кВ Северная	ИА-01/0003-19 <**>
			Итого ПС 110/35/10/6 кВ Северная	27310,50		10422,10
		ПС 110/35/10 кВ Хаджох
10	Общество с ограниченной ответственностью "ВОЛМА-Майкоп"	Республика Адыгея, р-н. Майкопский, рп. Каменномостский, 1 км севернее п. Каменномостского	Реконструкция силикальцитного цеха под завод строительных материалов (Производство изделий из бетона, гипса и цемента)	600	0,2	120	31.12.2021	3	10	ПС 110/35/10 кВ Хаджох	20404-16-003098921 от 13.05.2016
11	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			795	0,2	159	2021	3		ПС 110/35/10 кВ Хаджох	Договора ТП
				40		8	2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 110/35/10 кВ Хаджох	1435,00		287,00
		ПС 35/10 кВ Садовая
12	Общество с ограниченной ответственностью "СБ-АГРО"	385740, Р А, р-н. Майкопский, п. Краснооктябрьский, ул. Курджипская, (КСПК Заря), в 1,5 км севернее и 1,5 км южнее ст. Курджипская	земельный участок площадью 197 996 кв. м (Смешанное сельское хозяйство)	800	0,9	720	18.06.2021			ПС 35/10 кВ Садовая	21200-16-003275081 от 20.09.2016
13	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			3231,5	0,2	646,3	2021			ПС 35/10 кВ Садовая	Договора ТП
				30	0,2	6	2022
						-	2023
						-	2024
						-	2025
14	Технические условия от Администрации МО "Майкопский район"	п. Табачный, кадастровый номер 01:04:5511004:507	земельные участки для многодетных семей	2000	0,4	800	2021			ПС 35/10 кВ Садовая	ИА-01/0007-19 <**>
			Итого ПС 35/10 кВ Садовая	6061,5		2172,3
		ПС 35/10 кВ Тульская
15	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			1458	0,2	291,6	2021			ПС 35/10 кВ Тульская	Договора ТП
						-	2022
						-	2023
						-	2024
						-	2025
16	Технические условия от Администрации МО "Майкопский район"	16300 м от ориентира на Юг от здания администрации Каменномостского сельского поселения 01:04:5611003	ЭПУ земельного участка для сельскохозяйственного назначения	800	0,2	160	2021			ПС 35/10 кВ Тульская	ИА-01/0011-19 <**>
17	Технические условия от Администрации МО "Майкопский район"	п. Тульский, кадастровый номер 01:04:0200009:204	объекты социальной сферы (детский сад, МКД, поликлиника)	2000	0,4	800	2021			ПС 35/10 кВ Тульская	ИА-01/0006-20 <**>
18	Технические условия от Администрации МО "Майкопский район"	Майкопский район, п. Тульский, ул. Шоссейная, 25. Кадастровый номер: 01:04:5711006:134	Участок для размещения объектов промышленности	980	0,2	196	2021			ПС 35/10 кВ Тульская	ИА-01/0009-19 <**>
			Итого ПС 35/10 кВ Тульская	5238,00		1447,60
		ПС 35/10 кВ Кужорская
19	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			275	0,2	55,0	2021			ПС 35/10 кВ Кужорская	Договора ТП
				615	0,2	123,0	2022
						-	2023
						-	2024
						-	2025
20	Технические условия от Администрации МО "Майкопский район"	Майкопский район, п. Трехречный, ул. Центральная, кадастровый номер 01:04:5403004	молочно-товарная ферма козьего молока	4820	0,5	2410	2021			ПС 35/10 кВ Кужорская	ИА-01/0010-19 <**>
21	Технические условия от Администрации МО "Майкопский район"	Кужорское сельское поселение, 23:20:1110001:99	туристическо-рекреационный комплекс термальные источники	3000	0,3	900	2021			ПС 35/10 кВ Кужорская	ИА-01/0012-19 <**>
			Итого ПС 35/10 кВ Кужорская	8710,00		3488,00
		ПС 35/10 кВ БВД
22	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			2450	0,2	490,0	2021			ПС 35/10 кВ БВД	Договора ТП
				385	0,2	77,0	2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ БВД	2835,00		567,00
		ПС 35/10 кВ Гузерипль
23	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			222	0,2	44,4	2021			ПС 35/10 кВ Гузерипль	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Гузерипль	222,00		44,40
		ПС 35/10 кВ Даховская
24	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			1097	0,2	219,4	2021			ПС 35/10 кВ Даховская	Договора ТП
				60	0,2	12,0	2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Даховская	1157,00		231,40
		ПС 35/10 кВ Калининская
25	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			422	0,2	84,4	2021			ПС 35/10 кВ Калининская	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Калининская	422,00		84,40
		ПС 35/10 кВ Первомайская
26	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			661,3	0,2	132,3	2021			ПС 35/10 кВ Первомайская	Договора ТП
				45	0,2	9,0	2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Первомайская	706,30		141,26
		ПС 35/10 кВ Хамышки
27	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			909	0,2	181,8	2021			ПС 35/10 кВ Хамышки	Договора ТП
				135	0,2	27,0	2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Хамышки	1044,00		208,80
			Итого по Майкопскому району	55683,20		19093,44
		ПС 110/35/10 кВ Адыгейская
28	Суммарная нагрузка потребителей по ТУ с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			795	0,2	159	2021			ПС 110/35/10 кВ Адыгейская	Договора ТП
				120	0,2	24	2022
							2023
							2024
							2025
29	Технические условия от Администрации МО "Город Адыгейск"	г. Адыгейск, ул. Промышленная, 8Г	производственная база (1520)	760	0,5	380	2023	3	10	ПС 110/35/10 кВ Адыгейская	03-05/0069-19 <**>
				760		380	2024
30	Технические условия от Администрации МО "Город Адыгейск"	г. Адыгейск, ул. Промышленная, 22	производственная база (1980)	990	0,5	495	2023	3	10	ПС 110/35/10 кВ Адыгейская	03-05/0073-19 <**>
				990		495	2024
31	Технические условия от Администрации МО "Город Адыгейск"	г. Адыгейск, ул. Промышленная, 2А	мебельный цех	1200	0,7	840	2021	3	10	ПС 110/35/10 кВ Адыгейская	03-05/0067-19 <**>
32	Технические условия от Администрации МО "Город Адыгейск"	аул Гатлукай, ул. Шовгенова/Теучежа	строительство ИЖС 70 домов	1050	0,4	420	2022	3	10	ПС 110/35/10 кВ Адыгейская	03-05/0068-19 <**>
33	Технические условия от Администрации МО "Город Адыгейск"	г. Адыгейск, х. Псекупс, ул. Паранука, Красная	строительство ИЖС 54 дома	810	0,4	324	2024	3	10	ПС 110/35/10 кВ Адыгейская	03-05/0070-19 <**>
34	Технические условия от Администрации МО "Город Адыгейск"	г. Адыгейск, ул. Полевая, степная, Молодежная, пр. Центральный	строительство ИЖС 110 домов	1100	0,4	440	2022	3	10	ПС 110/35/10 кВ Адыгейская	03-05/0062-19 <**>
				550		220	2023
35	Технические условия от Администрации МО "Город Адыгейск"	г. Адыгейск, ул. Адыгейская, Ким, Краснодарская, Комсомольская	строительство ИЖС 357 домов	4284	0,4	1713,6	2022	3	10	ПС 110/35/10 кВ Адыгейская	ИА-03/0004-19 <**>
				1071		428.4	2023
			Итого ПС 110/35/10 кВ Адыгейская	14480,00		6319,00
		ПС 35/10 кВ Адыгейская
36	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			2323	0,2	464,6	2021	3		ПС 35/10 кВ Адыгейская	Договора ТП
				1290	0,2	258	2022
						-	2023
						-	2024
						-	2025
			Итого ПС 35/10 кВ Адыгейская	3613,00		722,60
		ПС 35/10 кВ НС-15
37	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			15	0,2	3,0	2021			ПС 35/10 кВ НС-15	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ НС-15	15,00		3,00
		ПС 35/10 кВ Бакинская (вне территории Республики Адыгея)
38	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			787	0,2	157,4	2021			ПС 35/10 кВ Бакинская	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Бакинская	787,00		157,40
	Итого по району ПС 110 кВ Адыгейская			18895,00		7202,00
		ПС 110/35/10 кВ Шовгеновская
39	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			191	0,2	38,2	2021	3		ПС 110/35/10 кВ Шовгеновская	Договора ТП
						-	2022
						-	2023
						-	2024
						-	2025
			Итого ПС 110/35/10 кВ Шовгеновская	191,00		38,20
		ПС 35/10 кВ Зарево
40	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			216	0,2	43,2	2021			ПС 35/10 кВ Зарево	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Зарево	216,00		43,20
		ПС 35/10 кВ Гиагинская
40	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			669,5	0,2	133,9	2021			ПС 35/10 кВ Гиагинская	Договора ТП
				40	0,2	8,0	2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Гиагинская	709,50		141,90
		ПС 35/10 кВ Веселая
41	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			593	0,2	118,6	2021			ПС 35/10 кВ Веселая	Договора ТП
				28	0,2	5,6	2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Веселая	621,00		124,20
		ПС 35/10 кВ Дондуковская
42	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			129,5	0,2	25,9	2021			ПС 35/10 кВ Дондуковская	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Дондуковская	129,50		25,90
		ПС 35/10 кВ Курская
43	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			130,5	0,2	26,1	2021			ПС 35/10 кВ Курская	Договора ТП
				15	0,2	3,0	2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Курская	145,50		29,10
		ПС 35/10 кВ Егерухай
44	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			5	0,2	1,0	2021			ПС 35/10 кВ Егерухай	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Егерухай	5,00		1,00
	Итого по району ПС 110 кВ Шовгеновская			2017,50		403,50
		ПС 110/35/10 кВ Еленовская
45	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			205	0,2	41,0	2021			ПС 110/35/10 кВ Еленовская	Договора ТП
				165	0,2	33	2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 110/35/10 кВ Еленовская	370,00		74,00
		ПС 35/10 кВ Новосевастопольская
46	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			260,3	0,2	52,1	2021			ПС 35/10 кВ Новосевастопольская	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Новосевастопольская	260,30		52,06
		ПС 35/10 кВ Карьерная
47	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			368,3	0,2	73,7	2021			ПС 35/10 кВ Карьерная	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Карьерная	368,30		73,66
		ПС 35/10 кВ Красногвардейская
48	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			1373	0,2	274,6	2021			ПС 35/10 кВ Красногвардейская	Договора ТП
				50	0,2	10,0	2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Красногвардейская	1423,00		284,60
		ПС 35/10 кВ Штурбино
49	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			100	0,2	20,0	2021			ПС 35/10 кВ Штурбино	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Штурбино	100,00		20,00
		ПС 35/10 кВ Дукмасово
50	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			31	0,2	6,2	2021			ПС 35/10 кВ Дукмасово	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Дукмасово	31,00		6,20
		ПС 35/10 кВ Чернышевская
51	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			10	0,2	2,0	2021			ПС 35/10 кВ Чернышевская	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Чернышевская	10,00		2,00
	Итого по району Еленовской			2562,60		512,52
		ПС 110/35/10 кВ Октябрьская
52	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			1390	0,2	278,0	2021			ПС 110/35/10 кВ Октябрьская	Договора ТП
				135	0,2	27,0	2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 110/35/10 кВ Октябрьская	1525,00		305,00
		ПС 35/10 кВ Восход
53	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			39	0,2	7,8	2021				Договора ТП
							2022			ПС 35/10 кВ Восход
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Восход	39,00		7,80
		ПС 35/10 кВ Энем
54	Садоводческое некоммерческое товарищество "Авиатор"	Республика Адыгея (Адыгея), Тахтамукайский район, Энемское городское поселение, земли бывшего колхоза "Дружба", к/н 01:05:3116003:1496	ЭПУ нежилого здания, расположенные на земельном участке. Земли сельскохозяйственного назначения - для дачного строительства (Деятельность по складированию и хранению)	690	0,4	276	26.10.2022			ПС 35/10 кВ Энем	21200-20-005926321 от 26.10.2020
55	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			1409,3	0,2	281,86	2021			ПС 35/10 кВ Энем	Договора ТП
				385	0,2	77	2022
						-	2023
						-	2024
						-	2025
			Итого ПС 35/10 кВ Энем	2484,30		637,86
	Итого по району Октябрьской			4048,30		947,66
		ПС 110/27,5/10 кВ Шенджий тяговая
56	Хурум Вячеслав Кушукович	385100 Российская Федерация, Респ. Адыгея, р-н. Тахтамукайский, аул. Тахтамукай, ул. Аэродромная, д. 9, кадастровый N 01:05:3305002:2302	ЭПУ земельного участка. Земли населенных пунктов. Объекты используемые для производства сельскохозяйственной продукции, для сельскохозяйственного производства	2100	0,5	1050	21.09.2022	3	10	ПС 110/27,5/10 кВ Шенджий тяговая	21200-20-005857661 от 21.09.2022
57	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			668	0,2	133,6	2021			ПС 110/27,5/10 кВ Шенджий тяговая	Договора ТП
				304	0,2	60,8	2022
						-	2023
						-	2024
						-	2025
			Итого ПС 110/27,5/10 кВ Шенджий тяговая	3072,00		1244,40
		ПС 110/10 кВ Ходзь
58	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			15	0,2	3	2021			ПС 110/10 кВ Ходзь	Договора ТП
						-	2022
						-	2023
						-	2024
						-	2025
			Итого ПС 110/10 кВ Ходзь	15,00		3,00
		ПС 110/27,5/10 кВ Ханская-тяговая
59	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			942,53	0,2	188,5	2021			ПС 110/27 5/10 кВ	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 110/27,5/10 кВ Ханская-тяговая	942,53		188,51
		ПС 110/10 кВ Новосвободная
60	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			72	0,2	14,4	2021			ПС 110/10 кВ Новосвободная	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 110/10 кВ Новосвободная	72,00		14,40
		ПС 110/35/10 кВ Казенно-Кужорская
61	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			46	0,2	9,2	2021			ПС 110/35/10 кВ	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 110/35/10 кВ Казенно-Кужорская	46,00		9,20
		ПС 110/10 кВ Водохранилище
62	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			1985	0,2	397	2021	3		ПС 110/10 кВ Водохранилище	Договора ТП
				300	0,2	60	2022
						-	2023
						-	2024
						-	2025
			Итого ПС 110/10 кВ Водохранилище	2285,00		457,00
		ПС 110/10 кВ Московская
63	Технические условия от Администрации МО "Тахтамукайский район"	РА, р-н. Тахтамукайский,. кадастровый номер 01:05:2900013:129	ЭПУ энергопринимающих устройств	17500	0,4	7000	дек. 21	2	10	ПС 110/10 кВ Московская	ИА-03/0009-19 <**>
64	Технические условия от Администрации МО "Тахтамукайский район"	РА, р-н. Тахтамукайский, аул. Старобжегокай. кадастровый номер 01:05:2900013:1638	ЭПУ энергопринимающих устройств	17500	0,4	7000	дек. 21	2	10	ПС 110/10 кВ Московская	ИА-03/0010-19 <**>
65	ООО "ИКЕА Сен-терс Рус Проперти А"	РА, р-н. Тахтамукайский, кадастровый номер 01:05:2900013:129	ЭПУ энергопринимающих устройств	7000	0,4	2800	дек. 21	2	10	ПС 110/10 кВ Московская	ИА-03/0033-18 <**>
			Итого ПС 110/10 кВ Московская	42000,00		16800,00
		ПС 110/10 кВ Парк
66	Технические условия от Администрации МО "Энемское городское поселение"	РА, р-н. Тахтамукайский, пгт. Энем, ул. Чкалова, 13 кадастр. номер 01:05:3116001:284	ЭПУ энергопринимающих устройств	17500	0,4	7000	дек. 21	2	10	ПС 110/10 кВ Парк	ИА-03/0008-19 <**>
67	Технические условия от Администрации МО "Энемское городское поселение"	РА, р-н. Тахтамукайский, пгт. Энем, ул. Чкалова, 13 кадастр. номер 01:05:3116001:484	ЭПУ энергопринимающих устройств	17500	0,4	7000	дек. 21	2	10	ПС 110/10 кВ Парк	ИА-03/0011-19 <**>
			Итого ПС 110/10 кВ Парк	35000,00		14000,00
		ПС 110/35/10 кВ Шапсуг
68	Семендуев В.И.	Респ. Адыгея, р-н. Тахтамукайский, аул. Афипсип, с/п Афипское, бывшие земли с-за им. Хакурате, отделение N 1, секция I p, III p, IV p	Перерабатывающий комплекс (Хранение и складирование)	9900	0,5	4950	31.12.2021	2	10	ПС 110/35/10 кВ Шапсуг	21200-11-000607061 от 29.12.2011
69	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			406	0,2	81,2	2021	3		ПС 110/35/10 кВ Шапсуг	Договора ТП
			Итого ПС 110/35/10 кВ Шапсуг	10306,00		5031,20
		ПС 110/10 кВ Термнефть
70	ООО "Экспресс-Кубань"	Респ. Адыгея, р-н. Тахтамукайский, п. Прикубанский, ул. Промзона, 6/3, кадастровый номер 01:05:3305001:1131	Земельный участок. Категория земель: земли населенных пунктов. (Производство соковой продукции из фруктов и овощей)	3000	0,9	2700	29.06.2022	3	10	ПС 110/10 кВ Термнефть	21200-20-005698781 от 29.06.2020
71	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			4523	0,2	904,6	2021	3		ПС 110/10 кВ Термнефть	Договора ТП
				135		27	2022
						-	2023
						-	2024
						-	2025
			Итого ПС 110/10 кВ Термнефть	7658,00		3631,60
		ПС 110/10 кВ ИКЕА
72	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			3683	0,2	736,6	2021	2,3		ПС 110/10 кВ ИКЕА	Договора ТП
				360		72	2022
						-	2023
						-	2024
						-	2025
73	Технические условия от Администрации МО "Тахтамукайский район"	Вблизи а/д Афипсип-Яблоновский, кадастровый номер 01:05:2900013:2876	Индивидуальная жилая застройка	15000	0,4	6000	2021	2		ПС 110/10 кВ ИКЕА	ИА-03/0007-19 <**>
			Итого ПС 110/10 кВ ИКЕА	19043,00		6808,60
		ПС 35/10 кВ Бройлерная
76	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			415	0,2	83,0	2021			ПС 35/10 кВ Бройлерная	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Бройлерная	415,00		83,00
		ПС 35/10 кВ Белая
77	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			265	0,2	53,0	2021			ПС 35/10 кВ Белая	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Белая	265,00		53,00
		ПС 35/10 кВ Блечепсин
78	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			276	0,2	55,2	2021			ПС 35/10 кВ Блечепсин	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Блечепсин	276,00		55,20
		ПС 35/10 кВ Заря
79	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			45	0,2	9,0	2021			ПС 35/10 кВ Заря	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Заря	45,00		9,00
		ПС 35/10 кВ Керамзитовый завод
80	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			439	0,2	87,8	2021			ПС 35/10 кВ Керамзитовый завод	Договора ТП
				15	0,2	3,0	2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Керамзитовый завод	454,00		90,80
		ПС 35/10 кВ Комбизавод
81	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			133	0,2	26,6	2021				Договора ТП
							2022			ПС 35/10 кВ Комбизавод
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Комбизавод	133,00		26,60
		ПС 35/10 кВ Кошехабль
82	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			399	0,2	79,8	2021			ПС 35/10 кВ Кошехабль	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Кошехабль	399,00		79,80
		ПС 35/10 кВ Натырбово
83	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			45	0,2	9,0	2021			ПС 35/10 кВ Натырбово	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Натырбово	45,00		9,00
		ПС 35/10 кВ Понежукай
84	Российско-испанское Совместное Предприятие "Агроцентр "Южный" - ООО	Р.А., р-н. Теучежский, аул. Понежукай, юго-восточнее а. Понежукай, 01:06:2700004:91	тепличный комплекс "Агроцентр "Южный" (Выращивание однолетних культур)	1200	0,9	1080	31.12.2021			ПС 35/10 кВ Понежукай	21200-13-001479101 от 16.01.2014
85	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			384	0,2	76,8	2021			ПС 35/10 кВ Понежукай	Договора ТП
						-	2022
						-	2023
						-	2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Понежукай	1584,00		1156,80
		ПС 35/6 кВ Промсточная
86	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			7	0,2	1,4	2021			ПС 35/6 кВ Промсточная	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/6 кВ Промсточная	7,00		1,40
		ПС 35/10 кВ Птицесовхоз
87	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			467	0,2	93,4	2021			ПС 35/10 кВ Птицесовхоз	Договора ТП
				100	0,2	20,0	2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Птицесовхоз	567,00		113,40
		ПС 35/10 кВ Хатукай
88	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			200	0,2	40,0	2021			ПС 35/10 кВ Хатукай	Договора ТП
				78	0,2	15,6	2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Хатукай	278,00		55,60
		ПС 35/10 кВ Чехрак
89	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			99,3	0,2	19,9	2021			ПС 35/10 кВ Чехрак	Договора ТП
				15	0,2	3,0	2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Чехрак	114,30		22,86
		ПС 35/10 кВ Шевченко
90	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			130	0,2	26,0	2021			ПС 35/10 кВ Шевченко	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/10 кВ Шевченко	130,00		26,00
		ПС 35/10 кВ Хомуты
91	Емтыль Аскербий Мадинович	Респ. Адыгея, р-н. Тахтамукайский, совх. бывший совхоз "Адыгейский", бывший с/з Адыгейский, секция N 1 Vк, секция N Iк, N Iр, N Iip	ТП 10/0,4 кВ для энергоснабжения земельного участка с к/н 01:05:2900013:1137. Земли населенных пунктов. Для жилищного строительства.	1000	0,2	200	13.01.2022	3	10	ПС 35/10 кВ Хомуты	21101-19-005477881 от 13.01.2020
92	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			2215	0,2	443	2021	3		ПС 35/10 кВ Хомуты	Договора ТП
				765	0,2	153	2022
						-	2023
						-	2024
						-	2025
			Итого ПС 35/10 кВ Хомуты	3980,00		796,00
		ПС 35/6 кВ Безводная
93	Суммарная нагрузка потребителей по договорам с присоединяемой мощностью менее 0,67 МВт			15	0,2	3,0	2021			ПС 35/6 кВ Безводная	Договора ТП
							2022
							2023
							2024
							2025
			Итого ПС 35/6 кВ Безводная	15		30
	Итого по базовому варианту			214994,93		79945,99

______________________________

Примечание:

^<*> _{- коэффициент набора мощности согласно Приложения 1 к письму ПАО "РОССЕТИ" от 01.02.2021 N МА-296;}

^<**> _{- информацию по ТУ на ТП смотри приложение Ц в томе Э2019-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭЭ.}

______________________________

Оптимистический вариант спроса на электроэнергию сформирован на основе анализа актуализированных заявок на технологическое присоединение потребителей к электрическим сетям и полученной от Министерства экономического развития и торговли Республики Адыгея информации по перспективным инвестиционным проектам, а также данных прогноза социально-экономического развития Республики Адыгея на среднесрочный период. Поименный перечень наиболее крупных потребителей, присоединение которых планируется к подстанциям 35 и 110 кВ на территории Республики Адыгея в соответствии с заявками на технологическое присоединение и инвестиционными проектами в 2021 - 2025 гг., используемый в оптимистическом варианте, приведен в таблице 1.3.1.

Таблица 1.3.1 - Перечень наиболее крупных потребителей на территории Республики Адыгея, присоединение которых к энергосистеме планируется в 2020 - 2025 гг. в оптимистическом варианте дополнительно к базовому варианту

N п/п	Наименование Потребителя/Наименование Заявителя	Месторасположение	Основное назначение объекта присоединения	Мощность, кВт	Коэффициент набора мощности <*>	Мощность с учетом коэффициента набора, кВт	Срок ввода	Категория надежности	Уровень напряжения, кВ	Питающий центр	Источник информации, N заявки/ ТУ на ТП
		ПС 220/110/35/10/6 кВ Черемушки
1	Комитет по управлению имуществом МО "Город Майкоп"	г. Майкоп, ул. Краснооктябрьская, 21, кадастровый номер 01:08:1109008:26, 01:08:1109008:27	Земельные участки для застройки территории	4500	0,4	1800	2024	2	10	ПС 110 кВ Черемушки	21200-21-00618812-1 от 22.03.2021/ИА-01/0003-21-сс <**>
2	Комитет по управлению имуществом МО "Город Майкоп"	г. Майкоп, Западная часть, участок 3	Многоэтажная жилая застройка	4500	0,4	1800	2022	2	10	ПС 110 кВ Черемушки	21200-21-00618802-1 от 22.03.2021/ИА-01/0005-21-сс <**>
3	Комитет по управлению имуществом МО "Город Майкоп"	г. Майкоп, Западная часть, участок 2	Многоэтажная жилая застройка	4500	0,4	1800	2022	2	10	ПС 110 кВ Черемушки	21200-21-00618776-1 от 22.03.2021/ИА-01/0006-21-сс <**>
4	Комитет по управлению имуществом МО "Город Майкоп"	г. Майкоп, Западная часть, участок 1	Многоэтажная жилая застройка	4500	0,4	1800	2022	2	10	ПС 110 кВ Черемушки	21200-21-00618784-1 от 22.03.2021/ИА-01/0007-21-сс <**>
5	Комитет по управлению имуществом МО "Город Майкоп"	г. Майкоп, п. Родниковый, ул. Ленина, 14, уч. 1 кадастровый номер 01:08:1313002:17	Земельные участки для застройки территории	4500	0,4	1800	2024	2	10	ПС 110 кВ Черемушки	21200-21-00619970-1 от 22.03.2021/ИА-01/0016-21-сс <**>
6	Комитет по управлению имуществом МО "Город Майкоп"	г. Майкоп, ул. Низпоташная, 114, кадастровый номер 01:08:0000000:53	Земельные участки для застройки территории	4500	0,4	1800	2024	2	10	ПС 110 кВ Черемушки	21200-21-00619988-1 от 22.03.2021/ИА-01/0017-21-сс <**>
7	ОАО "Центр-Отель" г. Краснодар	Ул. Пионерская д. 278 в г. Майкоп	Реконструкция гостиницы	4500	0,4	1800	2021			ПС 110 кВ Черемушки	Инвест. проекты
8	Внебюджетные источники финансирования	г. Майкоп, Западная часть	Многоэтажная жилая застройка с объектами социально-делового управления	30000	0,4	12000	2024			ПС 110 кВ Черемушки	Инвест. проекты
9	Все источники финансирования	г. Майкоп, квартал 407 е, ул. Михайлова	Многоэтажная застройка и общеобразовательная школа на 1100 мест	4500	0,4	1800	2021			ПС 110 кВ Черемушки	Инвест. проекты
10	ОАО "Картонтара" г. Майкоп	г. Майкоп	Строительство БДМ 250 тыс. т/г	18000	0,4	7200	2023			ПС 110 кВ Черемушки	Инвест. проекты
11	ООО "Новое строительство"	г. Майкоп, ул. Пирогова, 4	Многоэтажная жилая застройка	3200	0,4	1280	2022			ПС 110 кВ Черемушки	Инвест. проекты
12	ПИФ "Доходъ"	г. Майкоп, пересечение улиц Гагарина и Спортивная	Многоквартирный жилой дом	770	0,4	308	2025			ПС 110 кВ Черемушки	Инвест. проекты
<*> 13	Внебюджетные источники финансирования	г. Майкоп, ул. Адыгейская 169 (б, г, к, и, ж, д)	Инвестиционная площадка	1000	0,4	400	2022			ПС 110 кВ Черемушки	Инвест. проекты
			Итого ПС 220/110/35/10/6 кВ Черемушки	88970,00		35588,00
		ПС 110/35/10/6 кВ Северная
14	Комитет по управлению имуществом МО "Город Майкоп"	г. Майкоп, часть з/у кадастровый номер 01:08:0510189	Застройка территории квартала	4800	0,4	1920	2023	2	10	ПС 110/35/10/6 кВ Северная	21200-21-00619010-1 от 22.03.2021/ИА-01/0013-21-сс <**>
15	Комитет по управлению имуществом МО "Город Майкоп"	10 участок квартала кадастровый номер 01:08:0502001	Застройка территории квартала	4500	0,4	1800	2023	2	10	ПС 110/35/10/6 кВ Северная	21200-21-00618884-1 от 22.03.2021/ИА-01/0008-21-сс <**>
16	Комитет по управлению имуществом МО "Город Майкоп"	г. Майкоп, квартал 407-е, ограниченного ул. Михайлова 23, кадастровый номер 01:08:0519038:25	Застройка территории квартала	4500	0,4	1800	2023	2	10	ПС 110/35/10/6 кВ Северная	21200-21-00618880-1 от 31.03.2021/ИА-01/0009-21-сс <**>
17	Комитет по управлению имуществом МО "Город Майкоп"	г. Майкоп, ул. Шовгенова, 370, кадастровый номер 01608:0504001:164	индустриальный промышленный парк	4900	0,4	1960	2023	2	10	ПС 110/35/10/6 кВ Северная	21200-21-00618928-1 от 22.03.2021/ИА-01/0011-21-сс <**>
18	Комитет по управлению имуществом МО "Город Майкоп"	г. Майкоп, ул. Пирогова, 4, кадастровый номер 01:08:0513043:217	Застройка территории квартала	4500	0,4	1800	2022	2	10	ПС 110/35/10/6 кВ Северная	21200-21-00618930-1 от 22.03.2021/ИА-01/0010-21-сс <**>
19	Комитет по управлению имуществом МО "Город Майкоп"	г. Майкоп, Юго-Восточная часть г. Майкопа. Территория за МКР Михайлово	Парк "Патриот"	4500	0,4	1800	2023	2	10	ПС 110/35/10/6 кВ Северная	21200-21-00618962-1 от 22.03.2021/ИА-01/0012-21-сс <**>
20	Все источники финансирования	г. Майкоп, северная часть	Индивидуальная жилая застройка на части территории бывшего аэропорта, 67 Га	8800	0,4	3520	2024			ПС 110/35/10/6 кВ Северная	Инвест. проекты
21	Внебюджетные источники финансирования	г. Майкоп, ул. Индустриальная квартал П-14	Инвестиционная площадка	1000	0,4	400	2022			ПС 110/35/10/6 кВ Северная	Инвест. проекты
22	Внебюджетные источники финансирования	г. Майкоп, ул. Индустриальная квартал П-10	Инвестиционная площадка	1000	0,4	400	2022			ПС 110/35/10/6 кВ Северная	Инвест. проекты
23	Все источники финансирования	г. Майкоп, ул. Шовгенова, 370	Индустриальный (промышленный) парк	3000	0,4	1200	2022			ПС 110/35/10/6 кВ Северная	Инвест. проекты
24	Майкопский редукторный завод ПАО "Зарем"	г. Майкоп, ул. Шовгенова, 362	Производство редукторов и комплектующих механических приводов по импортозамещению и производство специальных механических приводов и редукторов	3500	0,7	2450	2020			ПС 110/35/10/6 кВ Северная	Инвест. проекты
			Итого ПС 110/35/10/6 кВ Северная	45000,00		19050,00
		ПС 110/35/10 кВ Хаджох
25	ООО "Юмикс"	Р. А., Майкопский район, ст. Абадзехская, ул. Плодовая, 1	Консервный завод	1000	0,5	500	2021			ПС 110/35/10 кВ Хаджох	Инвест. проекты
26	Индустриальный парк "Хаджох"	Р.А., Майкопский район, п. Каменномостский	Создание современной промышленной инфраструктуры и коммуникаций на площади 12,5 Га	18000	0,4	7200	2022			ПС 110/35/10 кВ Хаджох	Инвест. проекты
27	Мирошниченко Варвара		Гостиница "Оштен", кадастровый номер 01:04:5901001:171	1000	0,2	200	2022			ПС 110/35/10 кВ Хаджох	Инвест. проекты
28	Суммарная нагрузка потребителей, присоединяемая мощность которых менее 0,67 МВт			3320	0,2	664	2025			ПС 110/35/10 кВ Хаджох	Инвест. проекты
			Итого ПС 110/35/10 кВ Хаджох	23320,00		8564,00
		ПС 35/10 кВ Садовая
29	Суммарная нагрузка потребителей, присоединяемая мощность которых менее 0,67 МВт			508	0,2	101,6	2021			ПС 35/10 кВ Садовая	Инвест. проекты
			Итого ПС 35/10 кВ Садовая	508,00		101,60
		ПС 35/10 кВ Тульская
30	Бюджетные инвестиции	Р. А., Майкопский район, п. Тульский	Строительство многоквартирных домов	2000	0,4	800	2021			ПС 35/10 кВ Тульская	Инвест. проекты
31	Внебюджетные источники финансирования	Республика Адыгея, Майкопский район, п. Тульский	Жилищное строительство,	2000	0,4	800	2022			ПС 35/10 кВ Тульская	Инвест. проекты
			Итого ПС 35/10 кВ Тульская	4000,00		1600,00
			Итого дополнительно по Майкопскому району	161798,0		64903,60
		ПС 110/35/10 кВ Адыгейская
32	ООО ОРАС		Завод по производству алюминиевого профиля ООО ОРАС, Территория индустриального парка	10000	0,9	9000	2024			ПС 110/35/10 кВ Адыгейская	Инвест. проекты
33	Все источники финансирования		Жилищное строительство, Программа Жилье	2500	0,4	1000	2024			ПС 110/35/10 кВ Адыгейская	Инвест. проекты
34	Суммарная нагрузка потребителей, присоединяемая мощность которых менее 0,67 МВт			820	0,2	164	2025			ПС 110/35/10 кВ Адыгейская	Инвест. проекты
			Итого ПС 110/35/10 кВ Адыгейская	13320,00		10164,00
			Итого дополнительно по району ПС 110 кВ Адыгейская	13320,00		10164,00
		ПС 110/35/10 кВ Шовгеновская	-	-		-
35	Суммарная нагрузка потребителей, присоединяемая мощность которых менее 0,67 МВт		-	1720	0,2	344	2025			ПС 110/35/10 кВ Шовгеновская	Инвест. проекты
			Итого ПС 110/35/10 кВ Шовгеновская	1720,00		344,00
		ПС 35/10 кВ Гиагинская
36	ОАО Молзавод "Гиагинский"	РА, Гиагинский район, ст. Гиагинская, ул. Ленина, д. 142	ОАО Молзавод "Гиагинский"	1370	0,5	685	2022			ПС 35/10 кВ Гиагинская	Инвест. проекты
37	ООО Молзавод "Новый"	РА, Гиагинский район, п. Новый, ул. Веселая, 1А	ООО Молзавод "Новый"	1000	0,5	500	2022			ПС 35/10 кВ Гиагинская	Инвест.проекты
38	ООО "Русская селекция"	РА, Гиагинский район, с. Нижний Айрюм	"Завод обработки и хранения семян мощностью 3000 т/год"	327	0,5	163,5	2021			ПС 35/10 кВ Гиагинская	Инвест. проекты
			Итого ПС 35/10 кВ Гиагинская	2697,00		1348,50
			Итого дополнительно по району ПС 110 кВ Шовгеновская	4417,00		1692,50
		ПС 110/35/10 кВ Еленовская
39	Суммарная нагрузка потребителей, присоединяемая мощность которых менее 0,67 МВт			600	0,2	120	2023			ПС 110/35/10 кВ Еленовская	Инвест. проекты
			Итого ПС 110/35/10 кВ Еленовская	600,00	-	120,00
		ПС 35/10 кВ Красногвардейская
40	ООО Красногвардейский молочный завод	с. Красногвардейское ул. Первомайская, 20	Цех для сушки сыворотки, с. Красногвардейское ул. Первомайская, 20	800	0,5	400	2022			ПС 35/10 кВ Красногвардейская	Инвест. проекты
41	Суммарная нагрузка потребителей, присоединяемая мощность которых менее 0,67 МВт		-	3000	0,2	600	2023			ПС 35/10 кВ Красногвардейская	Инвест.проекты
			Итого ПС 35/10 кВ Красногвардейская	3800,00		1000,00
	-	-	Итого дополнительно по району Еленовской	4400,00	-	1120,00
		ПС 35/10 кВ Энем	-	-		-
42	Все источники финансирования Увеличение объема жилищного строительства	Территория МО "Энемское городское поселение, территория МО "Старобжегокайское сельское поселение"	Муниципальный проект "Жилье", РА., Тахтамукайский район, территория МО "Яблоновское городское поселение"	14000	0,4	5600	2024			ПС 35/10 кВ Энем	Инвест. проекты
43	ООО "СитиСтройЮг"	РА., Тахтамукайский район, пгт. Энем, ул. Иркутско-Пинской дивизии, 3/6	(Литер 3) 4 кв. 2020 г. - 1 дом	1600	0,4	640	2020			ПС 35/10 кВ Энем	Инвест.проекты
44	ООО "Строитель-Юг"	РА, Тахтамукайский район, пгт. Энем прим: бывший к-з "Дружба", секция V, бригада 2	РА, Тахтамукайский район, пгт. Энем (к/н 1:05:3116003:569)	800	0,4	320	2023			ПС 35/10 кВ Энем	Инвест.проекты
			Итого ПС 35/10 кВ Энем	16400,00	-	6560,00
			Итого дополнительно по району Октябрьской	16400,00	-	6560,00
		ПС 110/10 кВ Ходзь	-	-		-
45	Суммарная нагрузка потребителей, присоединяемая мощность которых менее 0,67 МВт		-	100	0,2	20	2025			ПС 110/10 кВ Ходзь	Инвест. проекты
			Итого ПС 110/10 кВ Ходзь	100,00	-	20,00
		ПС 110/35/10 кВ Шапсуг	-	-		-
46	Суммарная нагрузка потребителей, присоединяемая мощность которых менее 0,67 МВт	Р. А., Тахтамукайский район, аул. Новая Адыгея прим: с/п Афипское, бывшие земли с-за им. Хакурате, отделение N 1, секция I p, III p, IV p	ООО "Универсал"	9900	0,4	3960	2023			ПС 110/35/10 кВ Шапсуг	Инвест. проекты
			Итого ПС 110/35/10 кВ Шапсуг	9900,00		3960,00
		ПС 110/10 кВ ИКЕА
47	ЖСК "Рада"	РА., Тахтамукайский район, а. Новая Адыгея, ул. Бжегокайская, 31/1-31/10	Строительство жилого комплекса "Зеленый город" (4 дома) ЖСК "Рада")	3000	0,4	1200	2020			ПС 110/10 кВ ИКЕА	Инвест. проекты
48	ЖСК "Новая Адыгея"	Р.А., Тахтамукайский район, а. Новая Адыгея, ул. Бжегокайская, 90/1-90/4	Строительство жилого комплекса "Счастье" (7 дом.) ЖСК "Новая Адыгея")	3173	0,4	1269,2	2021			ПС 110/10 кВ ИКЕА	Инвест. проекты
49	Суммарная нагрузка потребителей, присоединяемая мощность которых менее 0,67 МВт		-	130	0,2	26	2021			ПС 110/10 кВ ИКЕА	Инвест. проекты
			Итого ПС 110/10 кВ ИКЕА	6303,00	-	2495,20
		ПС 110/10 кВ Московская
50	ООО "Дарстрой-Град"	Р.А., Тахтамукайский район, а. Новая Адыгея, ул. Тургеневское шоссе, 33/3	кадастровые номера 01:05:2900013:9157, 01:05:2900013:9169, 01:05:2900013:9168, 01:05:2900013:9167	8900	0,4	3560	2022			ПС 110/10 кВ Московская	Инвест. проекты
			Итого ПС 110/10 кВ Московская	8900,00		3560,00
		ПС 110/10 кВ Лаго-Наки
51	Реализация на принципах государственно-частного партнерства	Южная часть Майкопского района	Горнолыжный курорт "Лаго-Наки", туристско-рекреационный кластер "Ворота Лагонаки"	38000	0,2	7600	2025			ПС 110/10 кВ Лаго-Наки	Инвест. проекты
			Итого ПС 110/10 кВ Лаго-Наки	38000,00	-	7600,00
		ПС 110/10 кВ Парк
52	ООО "Строитель-Юг"	Р.А., Тахтамукайский район, аул. Старобжегокай прим: ул. Маршала Жукова, 23	Кадастровый номер 01:05:2900013:2966	2700	0,4	1080	2023			ПС 110/10 кВ Парк	Инвест. проекты
53	ИП Шахов Вадим Юрьевич	Р.А., Тахтамукайский район, пгт. Яблоновский, ул., Промышленная, д. 2	Р.А., Тахтамукайский район	9100	0,4	3640	2024			ПС 110/10 кВ Парк	Инвест. проекты
54	ООО "Трайдел"	Р.А., Тахтамукайский район, пгт. Яблоновский, ул., Промышленная, д. 2	Р.А., Тахтамукайский район	3600	0,4	1440	2023			ПС 110/10 кВ Парк	Инвест. проекты
55	ООО "Девелопмент - Юг"	Р.А., Тахтамукайский район, пос. Яблоновский	Р.А., Тахтамукайский район	2500	0,4	1000	2020			ПС 110/10 кВ Парк	Инвест. проекты
56	ООО "БЭЛ Девелопмент"	Р. А., Тахтамукайский район, угол пос. Яблоновский и Шапсугской дамбы	Р. А., Тахтамукайский район	2800	0,4	1120	2020			ПС 110/10 кВ Парк	Инвест. проекты
57	ООО "Ингка Сентерс Рус Проперти А"	Р. А., Тахтамукайский район, пгт. Яблоновский прим: бывший племзавод "Адыгейский"	Кадастровый номер 01:05:2900013:6777	17000	0,4	6800	2023			ПС 110/10 кВ Парк	Инвест. проекты
			Итого ПС 110/10 кВ Парк	37700,00	-	15080,00
		ПС 35/10 кВ Комбизавод
58	Внебюджетные источники финансирования	РА, р-н Гиагинский, ст-ца Гиагинская, ул. Ушакова, 52	Строительство склада и приобретение нового оборудования	700	0,5	350	2021			ПС 35/10 кВ Комбизавод	Инвест. проекты
59	Внебюджетные источники финансирования	Р.А., р-н Гиагинский, в границах бывшего АОЗТ "Колос", под комплексом СТФ	Строительство плодохранилища общей мощностью 30 000 тонн	1800	0,5	900	2021			ПС 35/10 кВ Комбизавод	Инвест. проекты
			Итого ПС 35/10 кВ Комбизавод	2500,00	-	1250,00
		ПС 35/10 кВ Птицесовхоз	-	-		-
60	Внебюджетные источники финансирования		Строительство коттеджного поселка	4000	0,4	1600	2023			ПС 35/10 кВ Птицесовхоз	Инвест. проекты
			Итого ПС 35/10 кВ Птицесовхоз	4000,00	-	1600,00
		ПС 35/10 кВ Хатукай	-	-		-
61	Внебюджетные источники финансирования		-	1100	0,2	220	2023				Инвест. проекты
			Итого ПС 35/10 кВ Хатукай	1100,00	-	220,00
		ПС 35/10 кВ Курджипская	-	-		-
62	Инвестиционный Финансовый Холдинг ООО "РусКапиталИн-вест"	Майкопский район, ст. Курджипская, ул. Ленина, 137 А	ООО "СБ-Агро" (Тепличный комплекс), (КСПК "Заря" в 1,5 км)	800	0,9	720	2021			ПС 35/10 кВ Курджипская	Инвест. проекты
63	Инвестиционный Финансовый Холдинг ООО "РусКапиталИн-вест"	Р.А., Майкопский район, ст. Курджипская, ул. Ленина, 137 А	ООО "СБ-Санрайз" (Туристический комплекс "Предгорье") (КСПК "Заря" секция 43, контур)	800	0,9	720	2021			ПС 35/10 кВ Курджипская	Инвест. проекты
			Итого ПС 35/10 кВ Курджипская	800,00		720,00
65	Технические условия от ГБУЗ РА "АРКПТД им. Д.М. Шишхова"	г. Майкоп, ст. Ханская, ул. Краснооктябрьская, 19	ЭПУ земельного участка	1000	0,4	400	2024			ПС 35/10 кВ Диспансер	ИА-01/0001-19 <**>
66	Технические условия от ГБУЗ РА "АРКПТД им. Д.М. Шишхова"	г. Майкоп, ст. Ханская, ул. Краснооктябрьская, 19	ЭПУ земельного участка кадастровый номер 01:08:1212005:23	1700	0,4	680	2024			ПС 35/10 кВ Диспансер	ИА-01/0010-20 <**>
		Новая ПС!	Итого по ТУ	2700		1080
			Итого ПС 35/10 кВ Диспансер	2700,00		1080,00
			Итого по оптимистическому варианту	312338,8		122025,3

______________________________

^<*> _{- коэффициент набора мощности - согласно Приложения 1 к письму ПАО "РОССЕТИ" от 01.02.2021 N МА-296.}

^<**> _{информацию по ТУ на ТП смотри приложение Ц в томе Э2019-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭЭ}

______________________________

Показатели потребления электроэнергии по Республике Адыгея для базового варианта соответствуют варианту прогноза для энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края, разработанному АО "СО ЕЭС" в рамках "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы" и приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Основные показатели прогноза потребления электрической энергии и мощности на территории Республики Адыгея в 2020 - 2025 гг.,

Наименование	Факт	Прогноз					Ср. годовой прирост за 2021 - 2025 гг. %
	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Энергосистема Республики Адыгея и Краснодарского края
Потребление электроэнергии, млн. кВт. ч	27421	28515	29879	30516	30957	31588
годовой прирост, %	-0,8	4,0	4,8	2,1	1,4	2,0	2,87
Максимум нагрузки, лето, МВт	4982	5038	5170	5310	5402	5519
годовой прирост, %	9,3	1,1	2,6	2,7	1,7	2,2	2,07
Максимум нагрузки, зима, МВт	4402	4617	4891	5026	5115	5225
годовой прирост, %	5,7	4,9	5,9	2,8	1,8	2,2	3,49
В т.ч. Республика Адыгея
Потребление электроэнергии, млн. кВт. ч	1500	1520	1524	1559	1562	1564
годовой прирост, %	0,6	1,3	0,3	2,3	0,2	0,1	0,84
Максимум нагрузки, лето, МВт	255	262	263	284	285	286
годовой прирост, %	0,4	2,7	0,4	8,0	0,4	0,4	2,32
Максимум нагрузки, зима, МВт	246	254	255	275	276	277
годовой прирост, %	2,1	3,2	0,4	7,8	0,4	0,4	2,40
Число часов использования максимума нагрузки за год, час	5882	5801	5795	5489	5481	5468

Таблица 1.5 - Основные показатели прогноза потребления электрической энергии и мощности на территории Республики Адыгея в 2020 - 2025 гг., Оптимистический вариант

Наименование	Факт	Прогноз					Ср. годовой прирост за 2021 - 2025 гг. %
	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Республика Адыгея
Потребление электроэнергии, млн. кВт. ч.	1500	1539	1585	1664	1751	1842
годовой прирост, %	0,6	2,6	3,0	5,0	5,2	5,2	4,19
Максимум нагрузки, лето, МВт	255	265	276	289	303	317
годовой прирост, %	0,4	3,1	4,1	4,7	4,8	4,6	4,45
Число часов использования максимума нагрузки, час	5882	5807	5743	5758	5779	5811

Из приведенных в таблицах 1.4 и 1.5 данных следует, что величина потребления электроэнергии в Республике Адыгея на уровне 2025 года составит по базовому варианту 1564 млн. кВт. ч. и 1842 млн. кВт. ч. по оптимистическому. Разница между вариантами к концу прогнозного периода составит более 17% (278 млн. кВт. ч.). Абсолютный прирост спроса на электроэнергию к 2025 году оценивается относительно 2020 года в размере 64 млн. кВт. ч. в базовом варианте и 342 млн. кВт. ч. в оптимистическом.

Рост максимума нагрузки на территории Республики Адыгея в 2020 - 2025 гг. прогнозируется в базовом варианте на 31 МВт (в 2025 г. составит 286 МВт), в оптимистическом варианте - на 62 МВт (в 2025 г. составит 317 МВт).

Прогнозируемая в базовом варианте динамика показателей электропотребления характеризуется следующими годовыми приростами: электропотребления - 0,84% и максимумов нагрузки 2,32 - 2,4% в год.

В оптимистическом варианте Прогнозируемая динамика показателей электропотребления характеризуется годовыми приростами, возрастающими к концу прогнозного периода. Среднегодовой прирост за 2020 - 2025 годы составит: электропотребления - 4,19%, максимума нагрузки - 4,45%.

В базовом варианте прирост потребления электроэнергии в республике прогнозируется за счет присоединения к энергосистеме новых потребителей в соответствии с утвержденными ТУ и заключенными договорами на технологическое присоединение. Территориальное распределение прогнозируемого прироста потребления электроэнергии в республике в базовом варианте (по заключенным договорам на присоединение) характеризуется преобладанием трех муниципальных образований: Тахтамукайский район (почти половина всего прироста), город Майкоп и Майкопский район, и Теучежский район с г. Адыгейском, на их долю приходится около трех четвертей прироста. С учетом прироста потребления электроэнергии по объектам с выданными Техническими условиями прирост потребления Тахтамукайского района превысит 67% всего потребления Республики Адыгея. Прогнозируемая значительная величина прироста электропотребления в Тахтамукайском районе определяется предполагаемой реализацией на его территории крупных инвестиционных проектов - например, создания Яблоновского индустриального парка. Увеличение спроса на электроэнергию в Майкопе связано с предстоящим масштабным строительством жилья и объектов инфраструктуры. В Теучежском районе предусматривается развитие логистических центров, обеспечивающих закупку сельскохозяйственной продукции, ее переработку, фасовку и хранение с последующей реализацией, которое станет существенным фактором роста электропотребления в районе.

Годовой режим электропотребления энергосистемы Республики Адыгея в 2015 - 2020 гг. является достаточно разуплотненным и на перспективу тенденция к разуплотнению сохранится. В базовом варианте плотность годового графика электропотребления уменьшается и число часов использования максимума нагрузки снижается с 5882 часов в 2020 г. до 5468 часов в 2025 г.

В оптимистическом варианте неравномерное распределение между муниципальными образованиями Адыгеи величины прироста электропотребления приведет к заметному увеличению доли Тахтамукайского и Теучежского районов при снижении доли потребления электроэнергии г. Майкопа.

В оптимистическом варианте к 2025 году плотность годового графика электропотребления незначительно уменьшится по сравнению с 2020 годом и ожидается порядка 5811 часов, что связано с преобладающим ростом нагрузки в коммунально-бытовом секторе экономики, в том числе - в туристической отрасли.

1.2. Электрические нагрузки подстанций 35 и 110 кВ в 2021 и 2025 гг.

Детализация прогнозируемого потребления мощности в Республике Адыгея анализировалась в соответствии с выданными техническими условиями и заключенными договорами на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей. Информация о величине запрашиваемой мощности на подстанциях 35 и 110 кВ в соответствии с заключенными договорами и выданными Техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям на территории Республики Адыгея, учитываемая в базовом варианте, представлена в таблицах 1.3 и 1.3.1 соответственно, в том числе и поименно по наиболее крупным потребителям.

Суммарный прирост нагрузок на подстанциях 35 и 110 кВ с разбивкой по годам для базового варианта рассматриваемого перспективного периода приведен в таблице 1.6.

Расчетные электрические нагрузки по подстанциям 35 и 110 кВ и выше на 2021 и 2025 годы для базового варианта для характерных часов суток были определены на основании данных о существующей загрузке центров питания в энергосистеме Республики Адыгея по результатам контрольных замеров 2019 - 2020 гг., а также информации по заключенным на момент выполнения работы договорам на технологическое присоединение и утвержденными ТУ на технологическое присоединение с учетом коэффициентов совмещения максимумов нагрузок потребителей, представлены в Приложениях Д и Е (не приводятся) - для базового варианта, в Приложениях Ж и З (не приводятся) - для оптимистического варианта.

Летние минимальные расчетные электрические нагрузки подстанций энергосистемы Республики Адыгея на 2021 и 2025 гг. приведены для минимума выходного дня.

Таблица 1.6 - Прирост нагрузок на подстанциях 110 - 35 кВ в соответствии с заключенными договорами на технологическое присоединение за 2021 - 2025 гг. и утвержденными ТУ в Республике Адыгея по годам

N п/п	Предполагаемая точка присоединения (центр питания)	Общая заявленная мощность, МВт	Общая заявленная мощность с учетом коэфф. набора <*>, МВт	Прогноз прироста нагрузок по годам с учетом коэффициента набора мощности <*>, МВт
				2021	2022	2023	2024	2025
1	ПС 110/10 кВ ИКЕА	19,04	6,81	6,74	0,07
	в т.ч. по ТУ	15,00	6,00	6,00
2	ПС 110/10 кВ Термнефть	7,66	3,63	0,90	2,73
3	ПС 110/10 кВ Водохранилище	2,29	0,45	0,45
4	ПС 110/10 кВ Новосвободная	0,07	0,01	0,01
5	ПС 110/10 кВ Ходзь	0,02	0,00	0,00
6	ПС 110/27,5/10 кВ Шенджий тяговая	3,07	1,24	1,24	0,01
7	ПС 110/27,5/10 кВ Ханская тяговая	0,94	0,19	0,19
8	ПС 110/35/10 кВ Адыгейская	14,48	6,32	1,00	0,44	3,56	1,31
	в т.ч. по ТУ	14,48	6,14	0,84	0,42	3,56	1,31
9	ПС 110/35/10 кВ Еленовская	0,37	0,07	0,04	0,03
10	ПС 110/35/10 кВ Казено-Кужорская	0,05	0,01	0,01
11	ПС 110/10 кВ Парк	35,00	14,00	14,00
	в т.ч. по ТУ	35,00	14,00	14,00
12	ПС 110/10 кВ Московская	42	16,8	16,8
	в т.ч. по ТУ	42	16,8	16,8
13	ПС 110/35/10 кВ Октябрьская	1,53	0,31	0,28	0,03
14	ПС 110/35/10 кВ Хаджох	1,43	0,29	0,28	0,01
15	ПС 110/35/10 кВ Шовгеновская	0,19	0,04	0,04
16	ПС 110/35/10/6 кВ Северная	27,31	10,42	0,54	2,60	7,00	0,29
	в т.ч. по ТУ	24,00	9,60		2,60	7,00
17	ПС 220 кВ Черемушки	3,18	1,02	1,02
18	ПС 110 кВ Шапсуг	10,31	5,03	5,03
19	ПС 35/10 кВ Адыгейская	3,61	0,72	0,46	0,26
20	ПС 35/10 кВ БВД	2,84	0,57	0,49	0,08
21	ПС 35/10 кВ Белая	0,27	0,05	0,05
22	ПС 35/10 кВ Бройлерная	0,42	0,08	0,08
23	ПС 35/10 кВ Блечепсин	0,28	0,06	0,06
24	ПС 35/10 кВ Восход	0,04	0,01	0,01
25	ПС 35/10 кВ Веселая	0,62	0,12	0,12	0,01
26	ПС 35/10 кВ Гиагинская	0,71	0,14	0,13	0,01
27	ПС 35/10 кВ Гузерипль	0,22	0,04	0,04
28	ПС 35/10 кВ Даховская	1,16	0,23	0,22	0,01
29	ПС 35/10 кВ Дондуковская	0,13	0,03	0,03
30	ПС 35/10 кВ Дукмасово	0,03	0,01	0,01
31	ПС 35/10 кВ Егерухай	0,01	0,00	0,00
32	ПС 35/10 кВ Зарево	0,22	0,04	0,04
33	ПС 35/10 кВ Заря	0,05	0,01	0,01
34	ПС 35/10 кВ Калининская	0,44	0,08	0,08
35	ПС 35/10 кВ Карьерная	0,37	0,07	0,07
36	ПС 35/10 кВ Керамзитовый завод	0,45	0,09	0,09	0,00
37	ПС 35/10 кВ Комбизавод	0,13	0,03	0,03
38	ПС 35/10 кВ Кошехабль	0,40	0,08	0,08
39	ПС 35/10 кВ Красногвардейская	1,42	0,28	0,27	0,01
40	ПС 35/10 кВ Кужорская	8,71	3,49	3,37	0,12
	в т.ч. по ТУ	7,82		3,31
41	ПС 35/10 кВ Курская	0,15	0,03	0,03	0,00
42	ПС 35/10 кВ Натырбово	0,05	0,01	0,01
43	ПС 35/10 кВ Новосевастопольская	0,26	0,05	0,05
44	ПС 35/10/6 кВ НС-15	0,02	0,00	0,00
45	ПС 35/10 кВ Первомайская	0,76	0,14	0,13	0,01
46	ПС 35/10 кВ Понежукай	1,58	1,16	1,16		-	-
47	ПС 35/10 кВ Промсточная	0,01	0,00	0,00
48	ПС 35/10 кВ Птицесовхоз	0,57	0,11	0,09	0,02
49	ПС 35/10 кВ Садовая	6,06	2,18	2,17	0,01
	в т.ч. по ТУ	2,00		0,80
50	ПС 35/10 кВ Тульская	5,24	1,45	1,45
	в т.ч. по ТУ	3,78		1,16
51	ПС 35/10 кВ Хатукай	0,28	0,06	0,04	0,02
52	ПС 35/10 кВ Чернышевская	0,01	0,00	0,00
53	ПС 35/10 кВ Чехрак	0,11	0,02	0,02	0,00
54	ПС 35/10 кВ Хомуты	3,98	0,80	0,44	0,35
55	ПС 35/10 кВ Хамышки	1,04	0,21	0,18	0,03
56	ПС 35/10 кВ Шевченко	0,13	0,03	0,03
57	ПС 35/10 кВ Штурбино	0,10	0,02	0,02
58	ПС 35/10 кВ Энем	2,48	0,63	0,28	0,35

______________________________

Примечание:

^<*> _{- коэффициент набора мощности - согласно письма ПАО "РОССЕТИ" от 01.02.2021 N МА-296.}

______________________________

Таблица 1.6.1 - Прогнозируемый прирост нагрузок на подстанциях 110 - 35 кВ в соответствии с заявками на технологическое присоединение и инвестиционными проектами в 2021 - 2025 гг. в Республике Адыгея по годам

N п/п	Предполагаемая точка присоединения (центр питания)	Общая присоединяемая мощность, МВт	Общая заявленная мощность с учетом коэфф. набора <*>, МВт	Прогноз прироста нагрузок по годам с учетом коэффициента набора мощности <*>, МВт
				2021	2022	2023	2024	2025
1	ПС 110/10 кВ Икеа	25,34	9,305	9,235
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	19,04	6,81	6,74	0,07
2	ПС 110/10 кВ Ходзь	0,12	0,02			0,02
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	0,02
3	ПС 110/35/10 кВ Адыгейская	13,32	16,474	1	0,44	3,56	11,31	0,164
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	6,31		1	0,44	3,56	1,31
4	ПС 110/35/10 кВ Еленовская	0,6	0,12			0,12
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	0,07		0,04	0,03
5	ПС 110/35/10 кВ Хаджох	23,32	8,854	0,78	7,41			0,664
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	1,43	0,29	0,28	0,01
6	ПС 110/35/10 кВ Шовгеновская	1,72	0,344	0,04				0,344
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	0,04		0,04
7	ПС 110/35/10/6 кВ Северная	45	29,04	2,99	6,4	16,28	3,81
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	27,31	10,43	0,54	2,6	7	0,29
8	ПС 220 кВ Черемушки	88,97	36,608	4,62	7,08	7,2	17,4	0,308
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	3,18	1,02	1,02
9	ПС 110/35/10 кВ Шапсуг	20,21	8,99	5,03		3,96
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	10,31	5,03	5,03
10	ПС 110/10 кВ Парк	72,7	29,08	16,12		9,32	3,6
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	35	14	14
11	ПС 110/10 кВ Московская	50,9	20,36	16,8	3,56
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	42	16,8	16,8
12	ПС 110/35/10 кВ Лаго-Наки	38	7,6					7,6
13	ПС 35/10 кВ Диспансер	2,7	1,08				1,08
14	ПС 35/10 кВ Гиагинская	3,407	1,489	0,294	1,195
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	0,71	0,14	0,13	0,01
15	ПС 35/10 кВ Комбизавод	2,63	1,28	1,28
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	0,13	0,03	0,03
16	ПС 35/10 кВ Красногвардейская	5,22	1,28	0,27	0,41	0,6
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	1,42	0,28	0,27	0,01
17	ПС 35/10 кВ Курджипская	0,8	0,72	0,72
18	ПС 35/10 кВ Птицесовхоз	4,57	1,71	0,09	0,02	1,6
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	0,57	0,11	0,09	0,02
19	ПС 35/10 кВ Садовая	3,928	2,27	2,27	0,01
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	6,06	2,18	2,17	0,01
20	ПС 35/10 кВ Тульская	9,24	3,05	2,25	0,8
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	5,24	1,45	1,45
21	ПС 35/10 кВ Хатукай	1,38	0,28	0,04	0,02	0,22
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	0,28	0,06	0,04	0,02
22	ПС 35/10 кВ Энем	18,88	7,19	0,92	0,35	0,32	5,6
	в т.ч. учитываемая в базовом варианте	2,48	0,63	0,28	0,35

______________________________

Примечание:

^<*> _{- коэффициент набора мощности - согласно письма ПАО "РОССЕТИ" от 01.02.2021 N МА-296.}

______________________________

2. Развитие электрических станции и оценка перспективной балансовой ситуации на территории Республики Адыгея в период 2021 - 2025 гг.

2.1. Развитие электрических станций

Прогноз развития генерирующих мощностей Республики Адыгея для базового варианта в период 2021 - 2025 годы сформирован на основе материалов проекта "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы".

В оптимистическом варианте, вводы генерирующих мощностей дополнительно к Базовому варианту не предусматриваются.

Вывод из эксплуатации устаревшего оборудования на электростанциях, расположенных на территории Республики Адыгея, в период 2021 - 2025 годы не планируется в обоих рассматриваемых вариантах.

Развитие электрических станций на территории Республики Адыгея в период 2020 - 2025 годы предусматривается исключительно путем строительства и ввода новых мощностей на основе возобновляемых источников электрической энергии (ВИЭ).

2.1.1. Прогноз объемов развития энергетики на основе ВИЭ

В базовом варианте на территории Республики Адыгея в период 2021 - 2025 годы вводы мощности на электростанциях предусматриваются за счет строительства Шовгеновской СЭС мощностью 4,9 МВт.

СЭС "Шовгеновская", установленная мощность 4,9 МВт, размещается на площадке в юго-западной части аула Мамхег Шовгеновского района. Ввод СЭС "Шовгеновская" намечен в 2021 г. Выработка электроэнергии на СЭС "Шовгеновская планируется в 2021 г. - 4,73 млн. кВт. ч, в 2022 - 2025 гг. ежегодно по 5,715,60 млн. кВт. ч.

В оптимистическом варианте, кроме ввода Шовгеновской СЭС другие вводы генерирующих мощностей не предусматриваются.

Вводы генерирующей мощности в Республике Адыгея в 2021 - 2025 гг. представлены в таблице 2.1.1.

Таблица 2.1.1 - Вводы генерирующей мощности в Республике Адыгея в период 2021 - 2025 годы, МВт (Базовый вариант)

Наименование	Генерирующая компания	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	Всего за 2020 - 2025 гг.
Всего на территории Республики Адыгея		4,9	-	-			158,9
СЭС "Шовгеновская"	ООО "ВИЭ"	4,9-	-	-			4,9

Структура установленной мощности электростанций, расположенных на территории Республики Адыгея, в период 2020 - 2025 годы одинакова для обоих вариантов и представлена в таблице 2.1.2.

Таблица 2.1.2 - Структура установленной мощности электростанций Республики Адыгея в период 2020 - 2025 годы

	2020 г. отчет		2021 г.		2022 г.		2023 г.		2024 г.		2025 г.
	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%
Базовый и оптимистический варианты
Всего	175,8	100	180,7	100	180,7	100	180,7	100	180,7	100	180,7	100
в т.ч.: ГЭС	9,8	5,6	9,8	5,5	9,8	5,5	9,8	5,5	9,8	5,5	9,8	5,5
ТЭС	12,0	6,8	12,0	6,6	12,0	6,6	12,0	6,6	12,0	6,6	12,0	6,6
ВИЭ	154,0	87,6	158,9	87,9	158,9	87,9	158,9	87,9	158,9	87,9	158,9	87,9

При реализации намеченных вводов генерирующих мощностей установленная мощность электростанций в Республике Адыгея к 2025 году составит 180,7 МВт, в том числе доля ТЭС составит 6,6% (12,0 МВт), ГЭС - 5,5% (9,8 МВт), ВИЭ - 87,9% (158,9 МВт).

Таблица 2.1.3. Информация о СЭС "Шовгеновская"

Наименование квалифицированного генерирующего объекта	СЭС "Шовгеновская"
Идентификационный номер квалифицированного генерирующего объекта	Идентификационный номер не присвоен
Наименование организации - владельца генерирующего объекта	Общество с ограниченной ответственностью "Возобновляемые источники энергии"
Местонахождение генерирующего объекта с указанием наименования муниципального образования	Российская Федерация, Республика Адыгея, Шовгеновский район, юго-западная часть а. Мамхег
Установленная генерирующая мощность, МВт	4,9
Проектная величина производства электроэнергии, млн. кВт * ч. в год	5,714
Вид соответствующего генерирующего объекта	Генерирующий объект, функционирующий на основе фотоэлектрического преобразования энергии солнца
Величина капитальных затрат на 1 кВт установленной мощности, руб. (без НДС)	109602,0
Срок возврата инвестированного капитала	15 лет
Базовый уровень нормы доходности капитала	12%
Год включения генерирующего объекта в схему развития региона	2017
Дата ввода в эксплуатацию генерирующего объекта	Октябрь 2021
Дата установления цены (тарифа) на произведенную электрическую энергию	На данный момент цена (тариф) не установлена

2.2. Оценка перспективной балансовой ситуации

В соответствии с прогнозируемым уровнем потребности в мощности и электроэнергии, намеченным развитием генерирующих мощностей сформированы балансы мощности и электроэнергии Республики Адыгея для двух вариантов: базового и оптимистического.

Величина перспективной потребности в генерирующей мощности определяется прогнозируемым максимумом нагрузки потребителей.

Используемая в балансе мощность принимается равной установленной мощности электростанций за вычетом ограничений мощности на действующих тепловых и гидроэлектростанциях.

Ограничения установленной мощности ГЭС, связанные с техническим состоянием оборудования, дополнительными требованиями по охране окружающей среды, снижением располагаемого напора ниже расчетного из-за проектной сезонной сработки водохранилища и др., составят 3,0 МВт. Ограничения установленной мощности ТЭС, связанные с техническим состоянием оборудования, его конструктивными дефектами, износом оборудования, снижением или отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов и др., оцениваются 4,4 МВт.

В связи с отсутствием гарантии использования мощности ветровых и солнечных электростанций в час максимума потребления их располагаемая мощность в балансе мощности принимается равной нулю.

Баланс мощности и электроэнергии для базового варианта сформирован на основании проекта "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы".

Балансы мощности Республики Адыгея на час прохождения максимума потребления в 2021 - 2025 гг. складываются в обоих вариантах с нарастающим дефицитом мощности: в базовом варианте 240,6 - 271,6 МВт (94,35 - 95,0% от спроса на мощность) и 240,6 - 302,6 МВт (94,35 - 95,5%) в оптимистическом варианте. Покрытие дефицита предусматривается за счет получения мощности из избыточных энергосистем ОЭС Юга через энергосистему Краснодарского края.

Балансы мощности Республики Адыгея по вариантам представлены в таблицах 2.2.1 и 2.2.2.

Таблица 2.2.1 - Баланс мощности Республики Адыгея на 2020 и на период 2021 - 2025 гг. МВт

Наименование	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Спрос
Максимум нагрузки	255	262	263	284	285	286
Итого спрос на мощность	255	262	263	284	285	286
Покрытие
Установленная мощность	175,8	180,7	180,7	180,7	180,7	180,7
в т.ч. ГЭС	9,8	9,8	9,8	9,8	9,8	9,8
ТЭС	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
ВИЭ	154,0	158,9	158,9	158,9	158,9	158,9
Ограничения мощности	161,4	166,3	166,3	166,3	166,3	166,3
в т.ч. ГЭС	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0
ТЭС	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4
ВИЭ	154	158,9	158,9	158,9	158,9	158,9
Располагаемая мощность	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4
в т.ч. ГЭС	6,8	6,8	6,8	6,8	6,8	6,8
ТЭС	7,6	7,6	7,6	7,6	7,6	7,6
ВИЭ	0	0	0	0	0	0
ИТОГО покрытие спроса	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4
БАЛАНС избыток (+)/дефицит (-)	-240,6	-247,6	-248,6	-269,6	-270,6	-271,6

Таблица 2.2.2 - Баланс мощности Республики Адыгея на 2020 и на период 2021 - 2025 гг. Оптимистический вариант МВт

Наименование	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Спрос
Максимум нагрузки	255	265	276	289	303	317
Итого спрос на мощность	255	265	276	289	303	317
Покрытие
Установленная мощность	175,8	180,7	180,7	180,7	180,7	180,7
в т.ч. ГЭС	9,8	9,8	9,8	9,8	9,8	9,8
ТЭС	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
ВИЭ	154,0	158,9	158,9	158,9	158,9	158,9
Ограничения мощности	161,4	166,3	166,3	166,3	166,3	166,3
в т.ч. ГЭС	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0
ТЭС	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4
ВИЭ	154,0	158,9	158,9	158,9	158,9	158,9
Располагаемая мощность	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4
в т.ч. ГЭС	6,8	6,8	6,8	6,8	6,8	6,8
ТЭС	7,6	7,6	7,6	7,6	7,6	7,6
ВИЭ	0	0	0	0	0	0
ИТОГО покрытие спроса	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4
БАЛАНС избыток (+)/дефицит (-)	-240,6	-250,6	-261,6	-274,6	-288,6	-302,6

Структура производства электроэнергии на электростанциях, расположенных на территории Республики Адыгея, в период 2020 - 2025 гг. одинакова для обоих вариантов и представлена в таблице 2.2.3.

В структуре производства электроэнергии на электростанциях, расположенных на территории Республики Адыгея доля ТЭС к 2025 году составит 6,1%, доля ГЭС - 10,4%, доля ВИЭ (ВЭС и СЭС) - 83,5% из них ВЭС - 81,2%, СЭС - 2,3%.

Таблица 2.2.3 - Структура производства электроэнергии на электростанциях, действующих на территории Республики Адыгея в период 2020 - 2025 гг.

Наименование	2020 г. факт		2021 г.		2022 г.		2023 г.		2024 - 2025 гг. <*>
	млн. кВт. ч.	%	млн. кВт. ч.	%	млн. кВт. ч.	%	млн. кВт. ч.	%	млн. кВт. ч.	%
Произведено электроэнергии, всего	262,02	100	435,28	100	436,23	100	436,16	100	436,09	100
в т.ч. на ТЭС <*>	25,2	9,6
ТЭЦ ООО "Картонтара"	25,2	-	26,6	6,1	26,6	6,1	26,6	6,1	26,6	6,1
на ГЭС	39,55	15,1	45,3	10,4	45,3	10,4	45,3	10,4	45,3	10,4
из них: Майкопская ГЭС	38,07		43		43		43		43
Малая ГЭС ОАО "Адыгэнергострой"	1,48		2,3		2,3		2,3		2,3
ВИЭ	197,27	75,3	363,38	83,5	364,33	83,5	364,26	83,5	364,19	83,5
Адыгейская ВЭС	197,03	-	354	81,3	354	81,14	354	81,15	354	81,16
СЭС "Адыгейская"	0,24		4,65	1,07	4,62	1,06	4,59	1,05	4,56	1,04
СЭС "Шовгеновская"	-	-	4,73	1,09	5,71	1,3	5,67	1,3	5,63	1,3

______________________________

Примечание:

^<*> _{- приведенные показатели в 2024 и 2025 годах одинаковы.}

______________________________

В балансе электроэнергии потребность на территории Республики Адыгея определяется только внутренним электропотреблением.

Производство электроэнергии на ТЭЦ АО "Картонтара" в 2020 - 2025 годах, как и в предыдущие годы, определяется собственной потребностью предприятия и приведено по данным АО "Картонтара" (письмо N 2 47 от 15.09.2020, Приложение М (не приводится)). Годовая загрузка ТЭЦ АО "Картонтара" в период 2020 - 2025 гг. планируется с числом часов использования установленной мощности 2100 часов/год.

Выработка электроэнергии на Майкопской ГЭС учтена по среднемноголетним значениям.

Число часов использования установленной мощности солнечных электростанций (СЭС) по данным ООО "Возобновляемые источники энергии" оценивается в первые годы эксплуатации величиной 1160 часов/год, Адыгейской ВЭС - 2360 часов/год (по данным АО "ВетроОГК", письмо N 347-70/767 от 17.07.2020, Приложение Н (не приводится)).

Балансы электроэнергии на территории Республики Адыгея, в период 2020 - 2025 годы для двух вариантов представлены в таблице 2.2.4 и 2.2.5.

Таблица 2.2.4 - Баланс электроэнергии Республики Адыгея в 2020 - 2025 гг. Базовый вариант

Наименование	Единицы измерения	Факт	Прогноз
		2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Электропотребление	млн. кВт. ч.	1500	1520	1524	1559	1562	1564
Потребность	млн. кВт. ч.	1500	1520	1524	1559	1562	1564
Производство электроэнергии, всего	млн. кВт. ч.	262,02	428,13	429,08	429,01	428,94	428,87
в т.ч. ГЭС	млн. кВт. ч.	39,55	39,55	39,55	39,55	39,55	39,55
ТЭС	млн. кВт. ч.	25,2	25,2	25,2	25,2	25,2	25,2
ВЭС	млн. кВт. ч.	197,03	354	354	354	354	354
СЭС	млн. кВт. ч.	0,24	9,38	10,33	10,26	10,19	10,12
Дефицит (-), Избыток (+)	млн. кВт. ч.	-1237,98	-1091,87	-1094,92	-1129,9	-1133,1	-1135,1
Установленная мощность, всего	МВт	175,8	180,7	180,7	180,7	180,7	180,7
в т.ч. ГЭС	МВт	9,8	9,8	9,8	9,8	9,8	9,8
ТЭС	МВт	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
ВЭС	МВт	150,0	150,0	150,0	150,0	150,0	150,0
СЭС	МВт	4,0	8,9	8,9	8,9	8,9	8,9
Число часов использования установленной мощности
ТЭС	час/год	2100	2100	2100	2100	2100	2100
ВЭС	час/год	1313,5	2360	2360	2360	2360	2360
СЭС	час/год	60	1054	1160	1160	1160	1160

Анализ приведенных в таблицах 2.2.4 и 2.2.5 данных показал, что баланс электроэнергии Республики Адыгея, так же, как и баланс мощности, в 2021 - 2025 гг. складывается с дефицитом. В то же время в базовом варианте для обеспечения потребности в электроэнергии потребителей на территории Республики Адыгея необходимое получение электроэнергии в республику составит: в 2021 г. - 1091,87 млн. кВт. ч. (71,8% от потребности), в 2022 - 2025 гг. - 1094,92 - 1135,1 млн. кВт. ч. (71,8 - 72,6% от потребности).

Таблица 2.2.5 - Баланс электроэнергии Республики Адыгея в 2020 - 2025 гг. Оптимистический вариант

Наименование	Единицы измерения	Факт	Прогноз
		2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Электропотребление	млн. кВт. ч.	1500	1539	1585	1664	1751	1842
Потребность	млн. кВт. ч.	1500	1539	1585	1664	1751	1842
Производство электроэнергии, всего	млн. кВт. ч.	262,02	428,13	429,08	429,01	428,94	428,87
ГЭС	млн. кВт. ч.	39,55	39,55	39,55	39,55	39,55	39,55
ТЭС	млн. кВт. ч.	25,2	25,2	25,2	25,2	25,2	25,2
СЭС	млн. кВт. ч.	0,24	9,38	10,33	10,26	10,19	10,12
ВЭС	млн. кВт. ч.	197,03	354	354	354	354	354
Дефицит (-), Избыток (+)	млн. кВт. ч.	-1237,98	-1110,8	-1155,9	-1234,99	-1322,1	-1413,1
Установленная мощность, всего	МВт	175,8	180,7	180,7	180,7	180,7	180,7
ГЭС	МВт	9,8	9,8	9,8	9,8	9,8	9,8
ТЭС	МВт	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
СЭС	МВт	4,0	8,9	8,9	8,9	8,9	8,9
ВЭС	МВт	150,0	150,0	150,0	150,0	150,0	150,0
Число часов использования установленной мощности
ТЭС	час/год	2100,0	2100,0	2100,0	2100,0	2100,0	2100,0
СЭС	час/год	60,0	1053,9	1160,7	1152,8	1144,9	1137,1
ВЭС	час/год	1313,5	2360	2360	2360	2360	2360

В оптимистическом варианте при более высоком потреблении дефицит электроэнергии на территории республики, к концу рассматриваемого периода возрастает практически до 1413,1 млн. кВт. ч. и составит 76,7% от потребности.

Покрытие дефицита в обоих вариантах будет обеспечиваться за счет получения электроэнергии из избыточных энергосистем ОЭС Юга через энергосистему Краснодарского края.

3. Разработка предложений по развитию и реконструкции электрических сетей напряжением 35, 110 кв и выше на территории Республики Адыгея в 2021 - 2025 гг.

3.1. Анализ режимов работы электрической сети 110 кВ и выше на территории Республики Адыгея в дни контрольных замеров 2020 г.

Электрическая сеть Республики Адыгея функционирует в составе энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края.

На территории Республики Адыгея действуют три электрические станции:

- Майкопская ГЭС - ООО "Лукойл-Экоэнерго";

- Малая ГЭС - АО "Адыгэнергострой";

- ТЭЦ АО "Картонтара".

Общая установленная мощность электростанций Республики Адыгея на 01.01.2020 составляет 21,8 МВт.

Большая часть всего потребления Республики Адыгея сосредоточена в г. Майкоп, Майкопском и Тахтамукайском районах.

В таблице 3.1.1 приведена нагрузка АТ 220/110 кВ на подстанциях, обеспечивающих основное питание электрической сети 110 кВ на территории Республики Адыгея в максимум режимных дней 2018 - 2020 годов.

Таблица 3.1.1 - Нагрузка АТ 220/110 кВ на подстанциях 220 кВ Черемушки и Яблоновская в максимум режимных дней 2018 - 2020 года

Дата и время контрольного замера	Нагрузка АТ 220/110 кВ
	ПС 220 кВ Черемушки АТ 125 МВА			ПС 220 кВ Яблоновская
				АТ-1 125 МВА			АТ-2 125 МВА
	МВА	А	%	МВА	А	%	МВА	А	%
20.06.2018, 22-00	72,8	186	59,3	55,6	141	44,9	55,6	141	44,9
01.08.2018	87,5	223	71	77	195	62,2	77	195	62,2
19.12.2018, 18-00.	67,4	171	54,4	54,4	138	43,9	54,4	138	43,9
19.06.2019, 21-00	68,8	172	54,7	71,8	181	57,6	71,8	181	57,6
18.12.2019, 18-00	52,2	136,6	43,5	43,9	111	35,3	43,9	111	35,3
07.07.2020	86,8	221,2	69,4	56,38	143,0	45,1	56,99	144,5	45,6

Примечания:

1. В режимные дни 20.06.2018 22-00 и 19.12.2018 18-00 и 19.06.2019 21-00 и 18.12.2019 18-00 нагрузка АТ определена по схемам потокораспределения в сети 35 кВ и выше, полученным от Филиала ПАО "Россети Кубань" Краснодарские электрические сети. В дополнительный летний день контрольного замера 01.08.2018 и 07.07.2020 нагрузка АТ приведена по данным таблиц максимальных нагрузок трансформаторов.

2. Нагрузка в % указана от номинального тока АТ 314 А

В соответствии со сформировавшейся схемой при анализе условий электроснабжения Республики Адыгея рассматриваются четыре условных района: г. Майкоп и Майкопский район, восточная часть Республики Адыгея (Кошехабльский район), северная часть Республики Адыгея (Шовгеновский, Красногвардейский и Гиагинский районы) и западная часть Республики Адыгея, примыкающая с юга к городу Краснодару (город Адыгейск, Теучежский и Тахтамукайский районы). В рамках названных выше условных районов Республики Адыгея проведен анализ функционирования электрической сети на ее территории в 2019 - 2020 гг.

Электроснабжение города Майкопа и Майкопского района Республики Адыгея.

Электроснабжение города Майкопа осуществляется от ПС 220 кВ Черемушки, от ПС 110 кВ Северная, ПС 35/6 кВ Южная, а также от Майкопской ГЭС и ТЭЦ АО "Картонтара" (присоединена на напряжении 6 кВ к ПС 35/6 кВ Южная).

Электроснабжение Майкопского района Республики Адыгея осуществляется по сети 35 кВ от ПС 110/35/10 кВ Хаджох и от ПС 110/10 кВ Новосвободная.

Питание энергорайона города Майкопа и Майкопского района Республики Адыгея обеспечивается по двум ВЛ 220 кВ: Центральная - Черемушки и Армавир - Черемушки, а также по двум ВЛ 110 кВ: Центральная - Черемушки и Центральная - Северная с отпайками на ПС 110 кВ Очистные сооружения и Ханскую тяговую. Непосредственно питание подстанций, осуществляющих электроснабжение Майкопского района Республики Адыгея обеспечивается по единственной ВЛ 110 кВ Черемушки - Хаджох и ВЛ 35 кВ Майкопская ГЭС - БВД.

Нагрузка энергорайона города Майкопа в максимум зимнего режимного дня 18.12.2019 составляла 69 МВт из них 8,6 МВт покрывались от Майкопской ГЭС и ТЭЦ АО "Картонтара". В максимум летнего режимного дня 19.06.2019 нагрузка энергорайона составляла 72,3 МВт, из них 11,5 МВт покрывались от Майкопской ГЭС и ТЭЦ АО "Картонтара".

Нагрузка Майкопского района Республики Адыгея в максимум зимнего режимного дня 18.12.2019 составляла 18,2 МВт, в максимум летнего режимного дня 19.06.2019 - 13,6 МВт.

Перетоки мощности по ВЛ 220 и 110 кВ, питающим энергорайон г. Майкопа и Майкопского района, в максимум нагрузки зимнего и летнего режимного дня находятся в пределах экономической плотности тока для проводов ВЛ (45 - 115 МВт по ВЛ 220 кВ и 7 - 20 МВт по ВЛ 110 кВ).

Напряжение на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Черемушки и ПС 110 кВ Северная обеспечивается в зимний и летний максимум в пределах 113 - 119 кВ.

Напряжение на шинах 110 и 35 кВ ПС 110 кВ Хаджох в максимум зимнего и летнего режимного дня 2019 года составляло 113 - 118 кВ и 37 - 38 кВ соответственно. Более высокие уровни напряжения - в летний период. В прилегающей к ПС 110 кВ Хаджох сети 35 кВ напряжение обеспечивается в пределах 34 - 37 кВ в зимний период и 35-37 кВ в летний период. Наиболее низкие напряжения в сети 35 кВ имеют место на ПС 35 кВ Тульская и БВД в зимний период.

Электроснабжение северной и восточной части Республики Адыгея (Шовгеновский, Красногвардейский, Гиагинский и Кошехабльский районы) осуществляется от двух ПС 110 кВ: Шовгеновская и Еленовская через разветвленную сеть 35 кВ. На напряжении 35 кВ имеются также связи с ПС 110 и 220 кВ вне территории республики: с ПС 220 кВ Усть-Лабинская, ПС 110 кВ Очистные сооружения, с Белореченской ГЭС, а также от ПС 110 кВ Курганная и Родниковская филиала ПАО "Россети Кубань" Лабинские электрические сети. Кроме того, электроснабжение части потребителей Кошехабльского района осуществляется от двух ПС 110 кВ Ходзь и Казенно-Кужорская, которые также получают питание по ВЛ 110 кВ из филиала ПАО "Россети Кубань" Лабинские электрические сети.

Нагрузка потребителей северо-восточного энергоузла Республики Адыгея составляла в 2019 г. в максимум зимнего режимного дня 18.12.2019 31,6 МВт, в максимум летнего режимного дня 19.06.2019 - 33,2 МВт.

Из питающих северо-восточный энергоузел республики ВЛ 110 кВ наиболее загружена ВЛ 110 кВ Шовгеновская - Армавир с отпайкой на ПС Комплекс, переток по которой составлял в максимум зимнего режимного дня 21,3 МВт, в максимум летнего режимного дня - 30,6 МВт. Напряжение на подстанциях 110 кВ Шовгеновская и Еленовская обеспечивалось в максимум зимнего режимного дня 116 и 114 кВ, в максимум летнего режимного дня - 118 и 114 кВ соответственно. На ПС 110 кВ Ходзь и Казенно-Кужорская напряжение составляло 110-111 кВ в зимний максимум и 115 - 116 кВ в летний максимум режимного дня.

Наиболее высокая нагрузка ВЛ 35 кВ энергоузла не превышала 4,7-5,1 МВт зимой и 4.8 - 4.9 МВт летом. В сети 35 кВ северного энергоузла напряжение обеспечивалось в пределах 36 - 37 кВ в максимум зимнего летнего режимного дня.

Западная часть Республики Адыгея (Теучежский и Тахтамукайский районы и г. Адыгейск).

Центрами питания для схемы электроснабжения западной части Республики Адыгея являются ПС 220 кВ Яблоновская, расположенная на территории республики, Краснодарская ТЭЦ и ПС 220 кВ Афипская, расположенные на территории Краснодарского края. Непосредственно электроснабжение потребителей осуществляется через 7 подстанций 110 кВ, а также по разветвленной сети 35 кВ от ПС 110 кВ Адыгейская, ПС 110/35/10 кВ Водохранилище, ПС 110 кВ Октябрьская, а также от подстанций 110 кВ, расположенных вне территории Республики Адыгея: Афипская, Мартанская, Белореченская ГЭС.

Нагрузка потребителей западной части Республики Адыгея составляла в 2019 г. в максимум зимнего режимного дня 18.12.2019 77,0 МВт, в максимум летнего режимного дня 19.06.2019 - 86,2 МВт.

Из питающих западную часть республики ВЛ 110 кВ наиболее загружены ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Южная с отпайками и ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная с отпайками, переток по которым составлял в максимум зимнего режимного дня 88,9 МВт и 89,4 МВт соответственно, в максимум летнего режимного дня - 69 МВт и 73,3 МВт и Яблоновская - Набережная I и II цепи, переток по которым составлял в максимум зимнего режимного дня 75 МВт и 82,2 МВт соответственно, в максимум летнего режимного дня - 75,1 МВт и 79,2 МВт. Напряжение на подстанциях 110 кВ, осуществляющих электроснабжение западной части Республики Адыгея обеспечивалось в максимум зимнего режимного дня 116-119 кВ, в максимум летнего режимного дня - 115 - 118 кВ.

Нагрузка ВЛ 35 кВ западной части республики в зимний и летний периоды была в пределах нормируемой плотности тока для проводов ВЛ. В сети 35 кВ напряжение обеспечивалось в пределах 34-37 кВ в максимум зимнего режимного дня и - 35-37 кВ в максимум летнего режимного дня.

3.2. Результаты расчетов режимов работы электрической сети 35 кВ и выше в 2021 и 2025 гг. и их анализ

3.2.1. Исходные условия при проведении электрических расчетов

Расчеты режимов работы сети 35 кВ и выше, функционирующей на территории Республики Адыгея, выполнялись в целях:

- проверки достаточности электросетевого строительства, намеченного Инвестиционными программами субъектов электроэнергетики, с учетом прироста потребления на территории республики и разработки мероприятий (при необходимости), обеспечивающих нормальное функционирование электрической сети;

- определения рекомендаций по режиму работы сети;

- определения условий регулирования напряжения в электрической сети и необходимого объема компенсирующих устройств.

Расчеты установившихся электрических режимов выполнены с помощью программного комплекса "RastrWin" на сформированных расчетных моделях электрической сети 35 кВ и выше энергосистемы Республики Адыгея.

Расчетные модели для базового варианта развития сформированы с учетом развития электрической сети напряжением 35 кВ и выше предусмотренного Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденной "Схемой и программой развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2020 - 2024 годы". Нагрузки подстанций 35, 110 кВ и выше приняты в соответствии с Приложениями Д и Е (не приводятся), приведенными в настоящем томе.

Расчетные модели для оптимистического варианта развития сформированы на основе моделей базового варианта и сведений о поданных заявках на технологическое присоединение новых потребителей и инвестиционных проектах, предоставленных Министерством экономического развития и торговли Республики Адыгея. Нагрузки подстанций 35, 110 кВ и выше приняты в соответствии с Приложениями Ж и З (не приводятся), приведенным в настоящем томе.

Расчетные реактивные нагрузки на шинах 6 - 10 кВ подстанций 35 и 110 кВ в расчетных режимах приняты на основе анализа отчетных и проектных данных по реактивным нагрузкам.

В сети 35 и 110 кВ на территории Республики Адыгея нормальные разрывы приняты в соответствии со схемами потокораспределения Филиала АО "СО ЕЭС" "Кубанское РДУ" в режимные дни 2019 - 2020 годов и "Нормальными схемами электрических соединений сети 35 кВ и выше филиалов Адыгейские электрические сети, Краснодарские электрические сети и Лабинские электрические сети ПАО "Россети Кубань" на 2020 год".

В соответствии с Техническим заданием рассматриваются режимы зимних максимальных, зимних минимальных, летних максимальных и летних минимальных нагрузок выходного дня для уровня нагрузок энергосистемы на расчетных этапах 2021 и 2025 годов, соответствующих величинам приведенным, в таблице 3.2.1.

Таблица 3.2.1 - Расчетная нагрузка на территории Республики Адыгея в 2021 г. и 2025 г.

Наименование	Расчетная нагрузка, МВт
	2021 г.				2025 г.
	Зима		Лето		Зима		Лето
	Максимум	Минимум	Максимум	Минимум	Максимум	Минимум	Максимум	Минимум
Базовый вариант
Энергосистема Республики Адыгея и Краснодарского края	4617	3053	5038	2698	5225	3455	5519	2954
В том числе на территории Республики Адыгея	254	168	262	151	277	181	286	165
Оптимистический вариант
На территории Республики Адыгея	255	169	265	142	305	202	317	170

При выполнении расчетов установившихся режимов работы электрической сети энергосистемы Республики Адыгея были рассмотрены нормальные и основные ремонтные схемы электрической сети напряжением 35 кВ и выше, а также нормативные возмущения в указанных схемах, оказывающие наибольшее влияние на загрузку электросетевых объектов энергосистемы.

Для оценки загрузки элементов электрической сети использовалась зависимость допустимой токовой загрузки от температуры наружного воздуха. При анализе результатов расчетов допустимые нагрузки ВЛ и трансформаторов определялись при температуре наружного воздуха равной +10 °C для зимнего периода времени и +35 °C для летнего периода.

При оценке допустимой нагрузки автотрансформаторов и трансформаторов использовалась информация ПАО "Россети Кубань" о перегрузочной способности трансформаторов на подстанциях 110 кВ, подготовленная соответствии с Приказом Минэнерго России от 08.02.2019 N 81 "Требования к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию" (Приложение О (не приводится)).

По данным ПАО "Россети Кубань" на подстанциях 35 и 110 кВ, где в существующей схеме может быть перегрузка трансформаторов в режиме "N-1", отсутствует возможность перевода нагрузки на напряжении 6 - 10 кВ на другие центры питания (см. Приложение И (не приводится) в настоящем томе).

С учетом невысоких темпов прироста электропотребления на протяжении всего рассматриваемого периода, принятых в соответствии с базовым вариантом развития, и несущественного изменения режимно-балансовой ситуации в связи с вводами генерирующих и электросетевых объектов подробные расчеты перспективных режимов работы электрической сети на территории Республики Адыгея были выполнены для режимов зимнего и летнего максимумов нагрузок рабочего дня на 2021 и 2025 годы.

3.2.2. Анализ результатов расчетов режимов работы электрической сети 35 кВ и выше на этапах 2021 г. и 2025 г. Базовый вариант

Результаты расчетов приведены в таблицах 3.2.2 - 3.2.5 (токовая загрузка элементов электрической сети 35-110 кВ и выше), в графическом виде результаты расчетов режимов работы электрической сети 35 - 110 кВ и выше на территории Республики Адыгея (схемы потокораспределения и уровни напряжения) представлены в Приложениях, приведенных в томе Э2019-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ3:

- зимний максимум нагрузок 2021 и 2025 гг. - Приложение Е и К (не приводятся);

- зимний минимум нагрузок 2021 и 2025 гг. - Приложение Ж и Л (не приводятся);

- летний максимум нагрузок 2021 и 2025 гг. - Приложение З и М (не приводятся);

- летний минимум нагрузок 2021 и 2025 гг. - Приложение И и Н (не приводятся).

Результаты расчетов в графическом виде при рассмотрении локальных "узких" мест электрической сети 35 - 110 кВ и выше на территории Республики Адыгея для наиболее тяжелых ремонтных схем в режимах зимних и летних максимальных нагрузок рабочего дня приведены на рисунках по тексту пояснительной записки.

Электроснабжение г. Майкопа и Майкопского района Республики Адыгея.

Этап 2021 года. Расчеты, выполнены для нормальной схемы сети без участия Адыгейской ВЭС в покрытии максимальных нагрузок энергосистемы. Ранее выполненные расчеты показали, что режим работы электрической сети 35 - 110 кВ на территории Республики Адыгея практически не зависит от величины выдаваемой мощности Адыгейской ВЭС.

Анализ результатов расчетов, выполненных для базового варианта (таблицы 3.2.2 - 3.2.5, Приложения Е - Н (не приводятся)), показал, что электрическая сеть 35 - 220 кВ, сформированная к 2021 году, обеспечивает электроснабжение потребителей на территории Республики Адыгея в 2021 г. в нормальной схеме без ограничений. Загрузка ВЛ в нормальной схеме в расчетных режимах в основном находится в пределах нормируемой плотности тока, автотрансформаторы питающих ПС 220 кВ, а также трансформаторы 35 - 110 кВ загружены в допустимых пределах, за исключением перегрузки оборудования (трансформаторов тока и ВЧЗ с номинальным током 160 и 200, 400 А) в цепях ВЛ 35 кВ Черемушки - Майкопская ГЭС, ВЛ 35 кВ Северная - Южная, ВЛ 35 кВ Хаджох - Первомайская, ВЛ 35 кВ Первомайская - Тульская, а также перегрузки силовых трансформаторов 35/6(10) кВ на подстанциях Тульская, Птицесовхоз и др.

Послеаварийные режимы, связанные с отключением одной из наиболее загруженных ВЛ 110 или 220 кВ, питающих энергорайон г. Майкопа и Майкопского района, а также отключение АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Черемушки и трансформаторов 110/35/10(6) кВ в зимний максимум нагрузок 2021 года не приводят к недопустимым изменениям параметров режима электрической сети (рис. Б.1.1, Б.1.1.1, Б.1.1.2, Б.1.1.2а).

В летний максимум нагрузок отключение АТ1 220/110 кВ на ПС 220кВ Черемушки приводит к снижению напряжения в прилегающей к подстанции сети 110 кВ до 100,7 - 104 кВ (наиболее низкие напряжения на ПС 110 кВ Хаджох и ПС 110 кВ Новосвободная), рис. Б.3.5, при этом напряжение на шинах потребителей 10 кВ подстанций 35/10 кВ, получающих питание от ПС 110 кВ Хаджох снижаются до 7,3 - 8,6 кВ - на ПС 35/10 кВ Тульская, Первомайская, БВД, Садовая. Согласно СТО ПАО "ФСК ЕЭС" 56947007-29.180.02.140-2012, в послеаварийном режиме в максимум нагрузки напряжение на шинах 6 - 10 кВ подстанций необходимо обеспечивать не ниже номинального с учетом использования диапазона регулирования РПН понижающих трансформаторов.

В случае отключения АТ-1 220/110 кВ на ПС 220 кВ Черемушки при использовании полного диапазона РПН трансформаторов 110/35/6(10) кВ на подстанциях 110 кВ Хаджох, Северная и ПС 220 кВ Черемушки невозможно обеспечить на подстанциях 35/10 кВ, получающих питание от ПС 110 кВ Хаджох, напряжение на шинах 10 кВ не ниже номинального (ПС 35/10 кВ Тульская - 9,3 кВ и ПС 35 кВ БВД - 9,5 кВ и др.).

Обеспечить напряжение не ниже номинального на шинах 6-10 кВ подстанций 35 - 110 кВ при отключении АТ-1 220/110 кВ на ПС 220 кВ Черемушки возможно при использовании неполного диапазона РПН понижающих трансформаторов на ПС 220 кВ Черемушки, ПС 110 кВ Северная и ПС 110 кВ Хаджох с установкой БСК 10 кВ суммарной мощностью 11,5 Мвар на следующих подстанциях 35/10 кВ: Тульская, БВД, Садовая (рис. Б.3.5.1). При этом напряжение в сети 110 кВ рассматриваемого района обеспечивается на уровне 104 - 106 кВ, в сети 35 кВ - не ниже 32 кВ. Необходимо отметить, что при отключении АТ-1 220/110 кВ на ПС 220 кВ Черемушки нагрузка ВЛ 110 кВ Центральная - Черемушки и ВЛ 110 кВ Центральная - Северная с отпайками достигает 387 А и 335 А, что составляет 97,7% и 84,6% длительно допустимой нагрузки для провода АС-150 при температуре воздуха 35 °C (Рис. Б.3.5).

При отключении Т-1(Т-2) 110/35/6 кВ 40 МВА на ПС 220 кВ Черемушки в зимний максимум нагрузок загрузка оставшегося в работе трансформатора достигает 96% номинальной (1ном = 201 А). В режиме летних максимальных нагрузок 2021 года происходит перегруз Т-2(Т-1) 40 МВА на 28,9% (1ном - 201 А), что превышает длительно допустимую перегрузку трансформаторов на 15,3% (1ддтн = 225 А), аварийную на 12,3% (1адтн = 231 А) в летний период при температуре воздуха 35 °C (Рис. Б.3.4). Для устранения перегрузки трансформатора Т-2 на ПС 220 кВ Черемушки (снижения перегрузки до допустимой величины) потребуется ограничение нагрузки в районе г. Майкопа на 7,7 МВт (Рис. Б.3.4.3).

Отключение СВ 35 кВ на Майкопской ГЭС, как схемное мероприятие по ограничению перетока по ВЛ 35 кВ Черемушки - Майкопская ГЭС, не обеспечивает необходимую разгрузку трансформатора Т-2 (Рис. Б.3.4.1), перегрузка Т-2 снижается до 23,9%.

При учете ввода трансформатора Т-4 на ПС 220 кВ Черемушки перегрузка трансформатора Т-2 (Т-1) при отключении Т-1 (Т-2) на ПС 220 кВ Черемушки отсутствует (рис. Б.7.6).

Исходя из выше изложенного, рекомендуется в 2021 г. установить на ПС 220 кВ Черемушки трансформатор Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА, что исключает перегрузку трансформатора Т-2 (Т-1) при отключении Т-1 (Т-2) на ПС 220 кВ Черемушки (рис. Б.7.6).

С учетом установки рекомендуемых выше БСК мощностью 11,5 Мвар на подстанциях 35 кВ напряжения в сети 110 кВ в послеаварийных режимах обеспечиваются не ниже 100 кВ, в сети 35 кВ не ниже 33 кВ, что позволяет обеспечить на шинах 6 - 10 кВ подстанций 35 кВ напряжение не ниже номинального.

Послеаварийные режимы, связанные с отключением одной из наиболее загруженных ВЛ 110 или 220 кВ, питающих энергорайон г. Майкопа и Майкопского района, в летний максимум нагрузок 2021 года не приводят к недопустимым изменениям параметров режима электрической сети (рис. Б.3.1, Б.3.6, Б.3.7).

Перегрузка трансформаторов на ПС 110 кВ Северная

При отключении Т-1(Т-2) 110/35/6 кВ 40 МВА на ПС 110 кВ Северная в летний максимум нагрузок 2021 года происходит перегруз Т-2(Т-1) 40 МВА на 22,9% номинальной токовой загрузки (1ном = 201 А), что превышает длительно допустимую перегрузку трансформаторов на 9,7% (1ддтн = 225 А), аварийную на 6,8% (1адтн = 231 А) в летний период при температуре воздуха 35 °C (Рис. Б.3.9). Для устранения перегрузки трансформатора Т-2 на ПС 110 кВ Северная (снижения перегрузки до допустимой величины) потребуется ограничение нагрузки в районе г. Майкопа на 10 МВт.

При учете ввода трансформатора Т-4 на ПС 110 кВ Северная перегрузка трансформатора Т-2 (Т-1) при отключении Т-1 (Т-2) на ПС 110 кВ Северная отсутствует (рис. Б.7.8).

Исходя из выше изложенного, рекомендуется в 2021 г. установить на ПС 110 кВ Северная трансформатор Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА, что исключает перегрузку трансформатора Т-2 (Т-1) при отключении Т-1 (Т-2) на ПС 110 кВ Северная (рис. Б.7.8).

Аварийное отключение одного из наиболее загруженных элементов электрической сети 110 или 220 кВ в схемах ремонта другого элемента (рассматриваются в летний максимум нагрузок) приводит к перегрузке параллельно работающих элементов сети (см. таблицы 3.2.2, 3.2.3, рис. Б.3.10, Б.7.1б).

Отключение АТ 220/110 кВ 125 МВА на ПС 220 кВ Черемушки в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Центральная - Черемушки, как без установки БСК на шинах 10 кВ ПС 35/10 кВ суммарной мощностью 11,5 Мвар, рекомендованных выше, так и в режиме с учетом их, приводит к снижению напряжения в сети 110 кВ ниже критического и режим не существует. Установка БСК-110 кВ 25 Мвар на ПС 220 кВ Черемушки и БСК-110 кВ 25 Мвар на ПС 110 кВ Северная совместно с установкой БСК на шинах 10 кВ ПС 35/10 кВ суммарной мощностью 11,5 Мвар повышает напряжение в сети 110 кВ рассматриваемого района до 95-99 кВ. При этом в данном режиме наибольшее снижение напряжения в сети 10 кВ наблюдается на шинах 10 кВ ПС 220 кВ Черемушки (8,5 кВ или 0,8 от номинального), а в сети 6 кВ - на шинах 6 кВ Майкопской ГЭС (4,9 кВ или 0,77 от номинального), ПС 220 кВ Черемушки (5,2 кВ или 0,83 от номинального), ПС 110 кВ Северная (5,5 кВ или 0,87 от номинального). Кроме того, в данном режиме загрузка ВЛ 110 кВ Центральная - Северная с отпайками, провод АС-150, составляет 664 А (167%) (рис. Б.3.10).

Отключение АТ 220/110 кВ 125 МВА на ПС 220 кВ Черемушки в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Центральная - Северная с отпайками, как без установки БСК на шинах 10 кВ ПС 35/10 кВ суммарной мощностью 11,5 Мвар, рекомендованных выше, так и в режиме с учетом их, также приводит к снижению напряжения в сети 110 кВ ниже критического и режим не существует. Установка БСК-110 кВ 25 Мвар на ПС 220 кВ Черемушки повышает напряжение в сети 110 кВ рассматриваемого района до 102-104 кВ, но не исключает установку БСК в сети 35 кВ Майкопского района в размере 11,5 Мвар, при этом загрузка ВЛ 110 кВ Центральная - Северная с отпайками составляет 560 А (41,5% для провода АС-150) (рис. Б.3.11).

Исходя из выше изложенного, для устранения перегрузки ВЛ 110 кВ и повышения напряжения в электрической сети необходимо на ВЛ 110 кВ Центральная - Черемушки и ВЛ 110 кВ Центральная - Северная с отпайками установить устройства АОПО с действием на отключение нагрузки на ПС 220 кВ Черемушки, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ Хаджох и ПС 35 кВ Южная, а также устройств АОСН на ПС 220 кВ Черемушки и ПС 110 кВ Северная с действием на отключение нагрузки 6 кВ. Необходимая величина ограничения нагрузки для устранения перегрузки ВЛ 110 кВ при отключении ВЛ 110 кВ Центральная - Черемушки в схеме ремонта АТ 220/110 кВ 125 МВА на ПС 220 кВ Черемушки составляет порядка 60 МВт. При этом в случае установки БСК-110 кВ на ПС 220 кВ Черемушки и ПС 110 кВ Северная мощностью по 25 Мвар указанная величина ограничения нагрузки, требуемая для устранения перегрузки ВЛ 110 кВ, может быть снижена до 30,4 МВт, а место реализации управляющих воздействий на отключение нагрузки от устанавливаемых устройств АОПО может быть ограничено только нагрузкой 6 кВ на ПС 220 кВ Черемушки.

Отключение ВЛ 110 кВ Центральная - Северная с отпайками в схеме ремонта ВЛ 110кВ Центральная - Черемушки приводит к снижению напряжения в сети 110 кВ рассматриваемого района до 108 - 109 кВ. Нагрузка АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Черемушки 318 А (101,3% номинальной), рис. Б.3.8.

На расчетном этапе 2025 года картина потокораспределения в сети 35 кВ и выше энергорайона г. Майкопа и Майкопского района в нормальной схеме во многом совпадает с режимами 2021 г. (рис. Б.5, Б.6, Б.7, Б.8). Расчеты на этапе 2025 года выполнены с учетом установки на ПС 220 кВ Черемушки трансформатора Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА и на ПС 110 кВ Северная трансформатора Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА, необходимость установки которых доказана результатами расчетов на летний максимум 2021 года.

Послеаварийные режимы, связанные с отключением одной из ВЛ 110 или 220 кВ, а также АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Черемушки и трансформаторов на подстанциях 110 кВ, питающих энергорайон г. Майкопа и Майкопского района, в зимний и летний максимум 2025 г. не приводят к недопустимым изменениям параметров режима электрической сети.

Отключение АТ-1 125 МВА 220/110 кВ на ПС 220 Черемушки, в летний максимум нагрузок без установки на подстанции АТ-2 220/110 кВ и БСК на подстанциях 35 кВ рассматриваемого района приводит к снижению напряжения в прилегающей к подстанции сети 110 кВ аналогично расчетному этапу 2021 г. до 94 - 98 кВ (наименьшее напряжение на ПС 110 кВ Хаджох и ПС 110 кВ Новосвободная), в сети 35 кВ - 22 - 23 кВ (наименьшее напряжение на ПС 35 кВ Тульская, БВД, Первомайская рис. Б.7.б). При этом напряжение на шинах потребителей 10 кВ подстанций 35/10 кВ в прилегающей сети снижаются до 6,38,8 кВ (ПС 35/10 кВ Тульская, БВД, Садовая, Кужорская). В таком послеаварийном режиме использованием РПН понижающих трансформаторов 110/35/10(6) кВ на ПС 110 кВ Хаджох, Северная и ПС 220 кВ Черемушки (аналогично режиму на этапе 2021 г.) не обеспечивает необходимый уровень напряжения на шинах 6-10 кВ понижающих подстанций 110 кВ и 35 кВ. Даже при установке на подстанции 220 кВ Черемушки АТ-2 220/110 кВ мощностью 125 МВА для обеспечения технических требований к уровню напряжения в электрической сети требуется установка БСК 10 кВ суммарной мощностью 11,5 Мвар на подстанциях 35 кВ Тульская, БВД, Садовая (Рис. Б.7, Б.7.1). Расчетами подтверждается необходимость установки на ПС 220 кВ Черемушки АТ-2 мощностью 125 МВА. Без установки АТ-2 отключение АТ-1 на ПС 220 кВ Черемушки в летний максимум нагрузок 2025 г. будет приводить к перегрузке ВЛ 110 кВ Центральная - Черемушки и ВЛ 110 кВ Центральная - Северная с отпайками соответственно 14,6% и на 0,7% сверх длительно допустимой нагрузки провода ВЛ110 кВ при температуре +35 °C (Рис. Б.7.1а, Б.7.1б).

При прогнозируемом росте нагрузки на ПС 110 кВ Северная отключение одного из трансформаторов 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА в летний максимум нагрузок 2025 г. приводит к перегрузке оставшегося в работе трансформатора на 42,8% сверх номинального тока 201 А (Рис. Б.7.7), что превышает длительно допустимую перегрузку трансформатора (27,5% 225 А, 24,2%, 1адтн = 231 А). При учете ввода трансформатора Т-4 на ПС 110 кВ Северная перегрузка трансформатора Т-2 (Т-1) при отключении Т-1 (Т-2) на ПС 110 кВ Северная отсутствует, при этом загрузка трансформатора Т-4 составит 25,7 МВА (132 А), что превышает номинальный ток трансформатора мощностью 25 МВА на 4,7% (1ном = 126 А), но не превышает его длительно допустимую загрузку 141 А (рис. Б.7.8).

Аналогичная картина загрузки трансформаторов Т-1 и Т-2 наблюдается на ПС 220 кВ Черемушки. Так, при прогнозируемом росте нагрузки на ПС 220 кВ Черемушки отключение одного из трансформаторов 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА в летний максимум нагрузок 2025 г. приводит к перегрузке оставшегося в работе трансформатора на 35,8% сверх номинального тока 201 А (Рис. Б.7.5), что превышает длительно допустимую перегрузку трансформатора (21,5% 225 А, 18,4%, 1адтн = 231 А). При учете ввода трансформатора Т-4 на ПС 220 кВ Черемушки перегрузка трансформатора Т-2 (Т-1) при отключении Т-1 (Т-2) на ПС 220 кВ Черемушки отсутствует, при этом загрузка трансформатора Т-4 составит 19,7 МВА (99 А), что не превышает номинальный ток трансформатора мощностью 25 МВА 201 А (рис. Б.7.6).

После установки АТ-2 220/110 кВ 125 МВА на ПС 220 кВ Черемушки аварийное отключение одного из наиболее загруженных элементов электрической сети 110 или 220 кВ в схемах ремонта другого элемента сети в летний максимум нагрузок 2025 г. не приводит к недопустимым изменениям параметров режима работы электрической сети рассматриваемого района (рис. Б.7.12 - Б.7.15).

В послеаварийных режимах с учетом действия РПН понижающих трансформаторов и установки БСК на подстанциях 35 кВ суммарной мощностью 11,5 Мвар напряжение на шинах 6 - 10 кВ подстанций обеспечиваются не ниже номинального.

Установка БСК на шинах 110 кВ мощностью по 25 Мвар на ПС 220 кВ Черемушки и ПС 110 кВ Северная обеспечивает повышение напряжения в прилегающей сети 110 кВ на 3-5 кВ, но не исключает установку БСК в сети 35 кВ Майкопского района в размере 11,5 Мвар.

Реконструкция ВЛ 35 кВ Северная - Южная и Черемушки - Майкопская ГЭС

Согласно выполненным расчетам при отключении ВЛ 35 кВ Черемушки - Майкопская ГЭС в летний максимум нагрузок 2021 г. возникает перегрузка ВЛ 35 кВ Северная - Южная на 39,6% по длительно допустимому току провода АС-150 и номинальному току трансформаторов тока с номинальным током 400 А, а при отключении ВЛ 35 кВ Северная - Южная в летний максимум нагрузок 2021 г. перегружается ВЛ 35 кВ Черемушки - Майкопская ГЭС на 40,4% по длительно допустимому току провода АС-150 и номинальному току трансформаторов тока с номинальным током 400 А. Перегрузка этих ВЛ 35 кВ обусловлена транзитными перетоками в сеть 35 кВ Майкопского района через Майкопскую ГЭС. Для ликвидации перегрузки ВЛ 35 кВ Черемушки - Майкопская ГЭС и ВЛ 35 кВ Северная - Южная рекомендуется выполнить их реконструкцию с заменой провода АС-150 на провод с большей пропускной способности, например, АСТ, с допустимой токовой нагрузкой не менее 562 А при температуре воздуха 35 °C, а также с заменой трансформаторов тока в цепях этих ВЛ 35 кВ с номинальным током 400 А на трансформаторы тока с номинальным током не менее 562 А.

Выводы из анализа режимов работы электрической сети напряжением 35 кВ и выше по базовому варианту развития энергосистемы в 2021 - 2025 гг. в части электроснабжения г. Майкопа и Майкопского района Республики Адыгея.

Выполненные расчеты показали, что для нормализации электроснабжения г. Майкопа и Майкопского района Республики Адыгея необходимо выполнение следующих мероприятий по сети 110 кВ и выше:

- для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Центральная - Черемушки и ВЛ 110 кВ Центральная - Северная с отпайками при отключении (выводе в ремонт АТ-1 на ПС 220 кВ Черемушки в летний период рекомендуется установить на подстанции 220 кВ Черемушки АТ-2 220/110 кВ мощностью 125 МВА, в соответствии с договором к ТУ на ТП N 674/ТП-М6 от 14.05.2020 ПАО "ФСК ЕЭС", в 2022 г.;

- установить на ПС 220 кВ Черемушки трансформатор Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА (2021 г.);

- установить на ПС 110 кВ Северная трансформатор Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА (2021 г.);

- установить БСК на шинах 10 кВ ПС 35/10 кВ суммарной мощностью не менее 11,5 Мвар на следующих подстанциях 35/10 кВ: Тульская, БВД, Садовая (2021 - 2023 гг.);

- установить на ВЛ 110 кВ Центральная - Черемушки и ВЛ 110 кВ Центральная - Северная с отпайками устройства АОПО с действием на отключение нагрузки на ПС 220 кВ Черемушки, ПС 110 кВ Северная и ПС 35 кВ Южная. При установке БСК-110 кВ на ПС 110 кВ Северная и ПС 220 кВ Черемушки не потребуется управляющих воздействий от АОПО ВЛ 110 кВ на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Северная и ПС 35 кВ Южная и достаточным является только отключение нагрузки 6 кВ на ПС 220 кВ Черемушки;

- установить на ПС 110 кВ Северная и ПС 220 кВ Черемушки устройства АОСН.

Дополнительно, в части мероприятий по сети 35 кВ:

- для исключения перегрузки головных участков транзита 35 кВ Черемушки - Майкопская ГЭС - Южная - Северная в послеаварийных режимах и ремонтных схемах рекомендуется выполнить замену провода АС-150 на ВЛ 35 кВ Северная - Южная и ВЛ 35 кВ Черемушки - Майкопская ГЭС на провод с длительно допустимым током не менее 562 А при температуре окружающего воздуха 35 °C.

- для исключения перегрузки трансформаторов тока в цепях ВЛ 35 кВ Северная - Южная и ВЛ 35 кВ Черемушки - Майкопская ГЭС рекомендуется выполнить замену существующих трансформаторов тока с номинальным током 400 А на новые с номинальным током не менее 562 А.

Электроснабжение Красногвардейского района Республики Адыгея в существующей схеме в основном осуществляется через ПС 110/35/10 кВ Еленовская, на которой установлен один трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА (эксплуатируется с 1976 года - 44 года). Питание ПС 110 кВ Еленовская обеспечивается по одной ВЛ 110 кВ Усть-Лабинская - Еленовская. Кроме того, район имеет связи по сети 35 кВ с подстанциями 110 кВ Шовгеновская, Очистные сооружения, Белореченской ГЭС и ПС 220 кВ Усть-Лабинская.

При сохранении в 2021 г. нормального разрыва по ВЛ 35 кВ Красногвардейская - Хатукай на линейном выключателе ВЛ на ПС 35 кВ Красногвардейская максимальная нагрузка ПС 110 кВ Еленовская в 2021 г. составит в зимний максимум 14,9 МВА (93,2% номинальной нагрузки трансформатора) в летний максимум - 18,2 МВА 93,8 А (117,3% номинальной нагрузки трансформатора, рис. Б.13.4, Б.14, Б. 14.1, Б.15, Б15.1). В 2025 г. нагрузка трансформатора подстанции сохраняется на уровне 2021 года.

Для трансформатора 110/35/10 кВ 16 МВА на ПС 110 кВ Еленовская со сроком службы 44 года коэффициент допустимой длительной перегрузки (Приказ МЭ РФ от 08.02.2019 N 81) составляет: в летний период при температуре воздуха 35 °C - 0,87, в зимний период при температуре воздуха 10 °C - 1,08. Таким образом, в рассматриваемый период (2021 - 2025 гг.) в летний максимум нагрузка трансформатора 110/35/10 кВ 16 МВА на ПС 110 кВ Еленовская в нормальной схеме будет выше длительно допустимой мощности (16 x 0,87 = 13,92 МВА) на 4,28 МВА и превышает аварийно допустимую перегрузку трансформатора.

Для разгрузки трансформатора на ПС 110 кВ Еленовская в нормальной схеме до допустимой величины рассмотрена возможность изменения точек разрыва в сети 35 кВ с переводом питания части нагрузки подстанции на напряжении 35 кВ на другие центры питания.

Так отключение линейного выключателя ВЛ 35 кВ Еленовская - Красногвардейская на ПС 110 кВ Еленовская и замыкание линейного выключателя ВЛ 35 кВ Хатукай - Красногвардейская на ПС 35 кВ Красногвардейская) обеспечивает перевод питания нагрузки ПС 35 кВ Красногвардейская в объеме 5,6 МВт на ПС 220 кВ Усть-Лабинская, что снижает нагрузку трансформатора 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Еленовская в летний максимум 2021 г. и 2025 г. до 10,87 МВА 55,9 А (69,8% номинальной, рис. Б. 14.1, Б15.1).

Таким образом, в рассматриваемый период (2021 - 2025 гг.) в летний максимум при изменении нормального разрыва в сети 35 кВ, прилегающей к ПС 110 кВ Еленовская (отключение линейного выключателя ВЛ 35 кВ Еленовская - Красногвардейская на ПС 110 кВ Еленовская и замыкание линейного выключателя ВЛ 35 кВ Хатукай - Красногвардейская на ПС 35 кВ Красногвардейская), нагрузка трансформатора 110/35/10 кВ 16 МВА ПС 110 кВ Еленовская в нормальной схеме может быть обеспечена не выше его длительно допустимой мощности (16 x 0,87 = 13,92 МВА). Увеличение мощности трансформатора на ПС 110 кВ Еленовская не требуется.

В случае отключения ВЛ 110 кВ Усть-Лабинская - Еленовская (или трансформатора 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Еленовская) электроснабжение района, прилегающего к ПС 110 кВ Еленовская, при наличии только одного источника питания подстанции на напряжении 110 кВ будет обеспечиваться по сети 35 кВ. Из рассмотренных возможных вариантов организации резервного питания по сети 35 кВ района ПС 110 кВ Еленовская, подробно рассмотрено резервное питание от ПС 220 кВ Усть-Лабинская по транзиту 35 кВ Усть-Лабинская - Хатукай - Красногвардейская - Еленовская при замыкании нормального разрыва на линейном выключателе ВЛ 35 кВ Красногвардейская - Еленовская на ПС 110 кВ Еленовская, протяженность транзита 34,8 км.

Анализ режимов работы электрической сети 35-110 кВ на этапе 2021 г. при отключении ВЛ 110 кВ Усть-Лабинская - Еленовская (или трансформатора 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Еленовская) и организации резервного питания района ПС 110 кВ Еленовская по сети 35 кВ от ПС 220 кВ Усть-Лабинская показал следующее (см. обосновывающие расчеты рис. Б.14.3, Б.15.3).

Резервное электроснабжение района ПС 110 кВ Еленовская при отключении ВЛ 110 кВ Усть-Лабинская - Еленовская по сети 35 кВ от ПС 220 кВ Усть-Лабинская при замыкании нормального разрыва на линейном выключателе 35 кВ ВЛ 35 кВ Еленовская - Красногвардейская на ПС 110 кВ Еленовская в зимний максимум нагрузок (рис. Б.13.1) невозможно в полном объеме из-за перегрузки сверх номинального тока трансформаторов тока и ВЧЗ с максимально допустимым током 200 А для ВЛ 35 кВ Усть-Лабинская - Хатукай (расчетный ток 290 А, 145,2% номинального), ВЛ 35 кВ Хатукай - Красногвардейская (расчетный ток 265 А, 132,8% номинального). Кроме того, имеет место снижение напряжения в прилегающей к ПС 110 кВ Еленовская сети 35 кВ до 0,7 - 0,81 номинального, минимальное напряжение на ПС 35 кВ Великое и Карьерная. Повышение напряжения в сети 35 кВ может быть обеспечено установкой БСК в ОРУ 35 кВ ПС 110 кВ Еленовская мощностью 15 Мвар (рис. Б.13.2), при этом напряжение в прилегающей сети 35 кВ обеспечивается не ниже 0,96 номинального, перегрузка оборудования на подстанциях в цепи ВЛ 35 кВ Усть-Лабинская - Хатукай и ВЛ 35 кВ Хатукай - Красногвардейская изменяется незначительно, но появляется перегрузка сверх номинального тока 200 А трансформаторов тока в цепи ВЛ 35 кВ Еленовская - Красногвардейская (расчетный ток 250 А, 125% номинального). Для ликвидации перегрузки оборудования в цепях ВЛ 35 кВ с учетом установки БСК 15 Мвар на ПС 110 кВ Еленовская потребуется ограничение нагрузки в сети 35 кВ рассматриваемого района на 5,5 МВт.

Резервирование отключения ВЛ 110 кВ Усть-Лабинская - Еленовская на напряжении 35 кВ от ПС 220 кВ Усть-Лабинская, в летний максимум нагрузки 2021 - 2025 гг. как и в зимний максимум, также ограничивается параметрами элементов электрической сети, в частности трансформаторами тока и ВЧЗ с максимально допустимым током 200 А: для ВЛ 35 кВ Усть-Лабинская - Хатукай (расчетный ток 313,6 - 317,6 А), ВЛ 35 кВ Хатукай - Красногвардейская (расчетный ток 284,6 - 288,2 А) и трансформаторами тока (200 А) для ВЛ 35 кВ Красногвардейская - Еленовская (расчетный ток 244,1 - 247,4 А). Кроме того, переток по транзиту 35 кВ Усть-Лабинская - Хатукай - Красногвардейская - Еленовская будет ограничиваться длительно допустимым током 233 А для участков каждой из этих ВЛ 35 кВ с проводом АС-70 при температуре окружающего воздуха 35 °C. Протяженность перегружаемых участков составляет соответственно 2,9, 2,6 и 12,0 км. Величина перегрузки провода АС-70 ВЛ 35 кВ Усть-Лабинская - Хатукай составляет 36,3%, ВЛ 35 кВ Хатукай - Красногвардейская - 23,6% и ВЛ 35 кВ Еленовская - Красногвардейская - 6,0%. В летний максимум также имеет место снижение напряжения в прилегающей к ПС 110 кВ Еленовская сети 35 кВ с учетом установки на ПС 110 кВ Еленовская БСК 35 кВ мощностью 15 Мвар до 0,94 - 0,95 номинального на ПС 35 кВ Великое и Карьерная (рис. Б.14.3, Б.15.3). Для ликвидации перегрузки оборудования в цепях ВЛ 35 кВ с учетом установки БСК 15 Мвар на ПС 110 кВ Еленовская в летний максимум потребуется ограничение нагрузки в сети 35 кВ рассматриваемого района на 6,0 МВт.

При отключении трансформатора 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Еленовская перегрузки оборудования и ВЛ 35 кВ во всех рассмотренных выше схемах резервирования будут ниже на 9 - 10%, в связи с отключением вместе с трансформатором нагрузки подстанции на напряжении 10 кВ в объеме 1,5 МВт, соответственно ограничение нагрузки в сети 35 кВ рассматриваемого района для ликвидации перегрузки оборудования в цепях ВЛ 35 кВ потребуется меньше на 1,5 МВт.

Электроснабжение района ПС 110 кВ Еленовская, в других схемах резервирования электроснабжения района по сети 35 кВ, при отключении ВЛ 110 кВ Усть-Лабинская - Еленовская (или трансформатора 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Еленовская) имеет ряд существенных недостатков: во-первых, электроснабжение будет осуществляться по более протяженным транзитам 35 кВ (44 - 57 км), что приводит к снижению напряжения в сети 35 кВ до 0,95 - 96 номинального даже при условии установки БСК 35 кВ мощностью 15 Мвар на ПС 110 кВ Еленовская, во-вторых, имеют место перегрузки оборудования и ВЛ 35 кВ и в третьих, для организации этих схем резервирования потребуется выполнение оперативных переключений на подстанциях 35 кВ. Выполнение таких оперативных переключений на подстанциях 35 кВ без оперативного персонала может оказаться неприемлемым по условиям эксплуатации.

Принимая во внимание выше изложенное, резервирование электроснабжения района ПС 110 кВ Еленовская при отключении ВЛ 110 кВ Усть-Лабинская - Еленовская (или трансформатора 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Еленовская) по сети 35 кВ рекомендуется осуществлять от ПС 220 кВ Усть-Лабинская при замыкании нормального разрыва на линейном выключателе 35 кВ ВЛ 35 кВ Еленовская - Красногвардейская на ПС 110 кВ Еленовская при условии проведения реконструкции транзита с заменой ТТ и ВЧЗ несоответствующих расчетным перетокам по ВЛ 35 кВ и с заменой провода на участках с проводом АС-70 на провод с длительно допустимым током не менее, чем у провода АС-150 (449 А при tокр. возд. = +35 °C).

Электроснабжение территорий Тахтамукайского и Теучежского районов в левобережной зоне р. Кубань обеспечивается через подстанции 110 кВ ИКЕА, Термнефть и Водохранилище. Эти подстанции присоединены отпайками к транзитным ВЛ 110 кВ Набережная - Западная-2 и Набережная - Юго-Западная (ПС 110 кВ ИКЕА), к ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Южная и Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная (ПС 110 кВ Водохранилище), к ВЛ 110 кВ Яблоновская - Южная и Яблоновская - Парфюмерная (ПС 110 кВ Термнефть).

На этапе 2021 года в нормальной схеме необходимо отметить высокую загрузку ВЛ 110 кВ Яблоновская - Набережная 1 и 2 цепи: 347 - 348 А (77,5% допустимой) и 397 - 409 А (88 - 91% допустимой) в зимний и летний максимум нагрузок соответственно, а также ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная и Краснодарская ТЭС - Южная: в зимний максимум нагрузок - 66 и 69% длительно допустимой нагрузки, в летний максимум нагрузок - 72 и 77% длительно допустимой нагрузки соответственно. Высокая загрузка этих ВЛ 110 кВ в нормальной схеме в летний максимум нагрузок в послеаварийных режимах приводит к перегрузке параллельных связей.

Результаты расчетов на этапе 2021 года приведены в таблице 3.2.4 и на рисунках Б.9 - Б.10.

При отключении ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная с отпайками (рис. Б.9.3) или ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭС - Южная с отпайками в зимний максимум нагрузок 2021 года параметры режима прилегающей сети находятся в допустимых пределах.

При отключении ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная с отпайками в летний максимум нагрузок 2021 года (рис. Б.10.3) загрузка ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭС - Южная с отпайками на участке от Краснодарской ТЭЦ до отпайки на ПС 110 кВ Почтовая составляет - 633,6 А, что для ВЧЗ на Краснодарской ТЭЦ и провода AERO-Z 242 превышает длительно-допустимую токовую нагрузку на 5,6% и 19,1% соответственно (номинальный ток ВЧЗ 600 А, ДДТН провода AERO-Z 242 при температуре окр. воздуха + 35 °C - 532 А).

При отключении ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Южная в летний максимум нагрузок 2021 года (рис. Б.10.4) загрузка ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭС - Парфюмерная составит 125,5 МВт (639,1 А), что для ВЧЗ на Краснодарской ТЭЦ и провода AERO-Z 242 превышает длительно-допустимую токовую нагрузку на 6,6% и 20,1% соответственно.

В режимах летних максимальных нагрузок действием АОПО в выше упомянутых аварийных режимах будут отключаться ВЛ 110 кВ Яблоновская - Южная в первом или Яблоновская - Парфюмерная во втором случае на ПС 220 кВ Яблоновская.

Размыкание транзита Краснодарская ТЭЦ - Яблоновская действием АОПО снижает перегрузку ВЛ 110 кВ в летний максимум с 19,1% до 6,2% в первом (рис. Б.10.3.1) и ликвидирует во втором случае (рис. Б.10.4.1). Для ликвидации оставшейся перегрузки ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Южная в первом случае потребуется также ограничение нагрузки на подстанциях 110 кВ Почтовая, Южная, суммарно на 7 МВт. Более эффективным мероприятием для ликвидации перегрузки ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Южная при отключении ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная с отпайками является размыкание транзита Краснодарская ТЭЦ - Яблоновская отключением СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Южная (рис. Б.10.3.1.1).

При отключении ВЛ 110 кВ Яблоновская - Набережная 1 цепь загрузка второй цепи в зимний максимум не превышает допустимую и составит 122 МВт (606 А), рис. Б.9.5, в летний максимум (рис. Б.10.5) - 131 МВт (666 А), что для провода АС-185 превышает длительно-допустимую токовую нагрузку (ДДТН) на 48,5% (449 А при t окр. воздуха + 35 °C). Перегрузка ВЛ 110 кВ Яблоновская - Набережная II цепь в летний максимум может быть ликвидирована действием АОПО на отключение ВЛ 110 кВ Набережная - Западная-2 (рис. Б.10.5.1). При этом возникает перегрузка ВЛ 110 кВ Витаминкомбинат - Западная-2 1 и 2 цепи на 26,8% и 27,9% на участке от отпайки на ПС 110 кВ Военгородок и до ПС 110 кВ Западная-2.

Отключение других ВЛ 110 или 220 кВ, обеспечивающих электроснабжение потребителей в рассматриваемом районе, а также отключение одного из АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Яблоновская в зимний и летний максимум нагрузки энергосистемы не приводит к недопустимым изменениям параметров режима работы электрической сети (рис. Б.10.1, Б.10.2).

Полученные результаты расчетов показывают необходимость ввода в работу ПС 220 кВ Новая (Елизаветинская) с АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА и ЛЭП 220 кВ Яблоновская - Елизаветинская с ВЛ 110 кВ Новая (Елизаветинская) - Западная-2 I, II цепи с отпайками, ввод которой в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы предусматривается в 2022 году.

Этап 2025 года.

Анализ результатов выполненных расчетов с учетом строительства ПС 220 кВ Новая и ЛЭП 110 и 220 кВ для ее присоединения к энергосистеме показал, что ввод этих объектов в летний максимум 2022 года исключает перегрузку ВЛ 110 кВ Яблоновская - Набережная при отключении одной из ее цепей и снижает перегрузку ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная и ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Южная в послеаварийных режимах всего на 2,8% и 1,7% соответственно (рис, Б.10.6.3, Б.10.6.4 и Б.10.6.5, таблица 3.2.5). При этом нагрузка ВЛ 110 кВ Яблоновская - Набережная II цепь при отключении ВЛ 110 кВ Яблоновская - Набережная I цепь составляет 93,7% длительно допустимого тока для ВЛ 110 кВ.

Рассмотрены режимы работы электрической сети рассматриваемого района на этапе 2025 г. при установке на ПС 220 кВ Новая одного АТ 125 МВА и присоединении подстанции к сети 220 кВ путем строительства КВЛ 220 кВ Яблоновская - Новая. Выполненные расчеты (таблица 3.2.5, рис. БЛ2.1 - БЛ2.6) показали, что такая схема существенно улучшает условия электроснабжения юго-западной части г. Краснодара, снижает нагрузку ВЛ 110 кВ Яблоновская - Набережная и соответственно исключает перегрузку при отключении одной ее цепи, незначительно (на 1,7 - 2,8%) снижает перегрузки ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная или ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Южная при отключении одной из них в летний максимум нагрузок.

Из выше изложенного следует, что ввод ПС 220 кВ Новая с одним АТ мощностью 125 МВА и с одной КВЛ 220 кВ Яблоновская - Новая снимает остроту проблемы электроснабжения юго-западной части г. Краснодара, но не исключает все "узкие места" в электрической сети рассматриваемого района.

После ввода ПС 220 кВ Новая с одним АТ 220/110 кВ 125 МВА и КВЛ 220 Яблоновская - Новая в аварийных режимах при отключении одной из ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная и Краснодарская ТЭЦ - Южная сохраняется перегрузка на участке с проводом AERO-Z 242 от Краснодарской ТЭЦ до отпайки на ПС 110 кВ Почтовая.

В настоящее время ликвидация перегрузки ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Южная с отпайками и ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная с отпайками обеспечивается схемно-режимными мероприятиями - АОПО, действующим на отключение ВЛ 110 кВ Яблоновская - Южная с отпайками и ВЛ 110 кВ Яблоновская - Парфюмерная с отпайками на ПС 220 кВ Яблоновская. Однако, как показали расчеты, с ростом нагрузки подстанций, присоединенных к транзиту 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Яблоновская, размыкание транзита в конечном пункте не будет обеспечивать полную ликвидацию перегрузки головных его участков.

Эффективным схемно-режимным мероприятием для ликвидации перегрузки ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Южная с отпайками или ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная с отпайками при отключении одной из них в период до 2025 года является размыкание транзита Краснодарская ТЭЦ - Яблоновская отключением СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Южная или на ПС 110 кВ Парфюмерная.

Перегрузка трансформаторов на ПС 110 кВ Адыгейская

При отключении Т-1(Т-2) 110/35/10 кВ 16 МВА на ПС 110 кВ Адыгейская в летний максимум нагрузок 2021 года происходит перегруз Т-2(Т-1) 16 МВА на 12,8% номинальной токовой загрузки (1ном = 80 А), что превышает длительно допустимую перегрузку трансформаторов на 0,8% (1ддтн = 89,6 А) в летний период при температуре воздуха 35 °C (Рис. Б.18.2).

На этапе 2022 года, при прогнозируемом росте нагрузки на ПС 110 кВ Адыгейская отключение одного из трансформаторов 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА в летний максимум нагрузок 2022 г. приводит к перегрузке оставшегося в работе трансформатора на 33,0% сверх номинального тока 80 А (Рис. Б.18.5), что превышает длительно допустимую перегрузку трансформатора (19,2% 89,6 А; 6,8%, 1адтн = 100 А).

На этапе 2025 года, при дальнейшем росте нагрузок на ПС 110 кВ Адыгейская загрузка трансформатора Т-1(Т-2) при ремонте Т-2(Т-1) составит 124,8 А (Рис Б.18.8), что превышает номинальный ток трансформатора на 55,4%, на 39,3% длительно допустимую перегрузку трансформатора при 1ддтн = 89,6 А (24,8% 1адтн = 100 А). Такая аварийная перегрузка трансформатора недопустима как в летний, так и в зимний период.

Для трансформатора мощностью 16 МВА коэффициент аварийной перегрузки в зимний максимум (при температуре воздуха +10 °C) - 1,5, в летний максимум (при температуре воздуха +35 °C) - 1,25.

Изменение схемы сети 35 кВ, прилегающей к ПС 110 кВ Адыгейская, для снижения нагрузки трансформатора показало следующее. Перегрузка трансформатора на ПС 110 кВ Адыгейская может быть ликвидирована переводом питания ПС 35 кВ Адыгейская с максимальной нагрузкой 8,3 МВт от ПС 110/35/10 кВ Водохранилище. Трансформатор Т-4 на ПС 110/35/10 кВ Водохранилище мощностью по 10 МВА при этом будет загружен на этапе 2021 года соответственно на 56,9 А (113,8% при I ном. = 50 А), что выше длительно допустимой перегрузки в летний период для температуры воздуха 35 °C (30,8% 43,5 А и на 8,4% 1адтн = 52,5 А), рис. Б.18.3. Перевод нагрузки подстанций 35 кВ НС-15 и Бакинская (суммарно 3,4 МВт) при отключении одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Адыгейская на питание по сети 35 кВ от ПС 110 кВ Мартанская (отключение ВЛ 35 кВ Адыгейская - НС-15 на ПС 110 кВ Адыгейская и включение СВ 35 кВ на ПС 35 кВ Бакинская) не обеспечивает необходимой разгрузки трансформатора на ПС 110 кВ Адыгейская.

С учетом выше изложенного при прогнозируемом росте нагрузки (табл. 1.3) рекомендуется в 2021 году выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Адыгейская с заменой трансформаторов 110/35/10 кВ 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА.

Реконструкция ПС 110 кВ Адыгейская с увеличением мощности трансформаторов, кроме ликвидации существующей перегрузки трансформаторов на этапе 2021 года обеспечит возможность подключения к подстанции новых потребителей г. Адыгейск в период 2022 - 2025 гг.

Выводы из анализа режимов работы электрической сети напряжением 35 кВ и выше по базовому варианту развития энергосистемы.

1. Выполненные расчеты показали, что для нормализации электроснабжения потребителей на территории Республики Адыгея необходимо выполнение следующих мероприятий:

- для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Центральная - Черемушки и ВЛ 110 кВ Центральная - Северная с отпайками при отключении (выводе в ремонт АТ-1 на ПС 220 кВ Черемушки в летний период рекомендуется установить на подстанции 220 кВ Черемушки АТ-2 220/110 кВ мощностью 125 МВА в 2022 г.;

- установить на ПС 220 кВ Черемушки трансформатор Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА (2022 г.);

- установить БСК на шинах 10 кВ ПС 35/10 кВ суммарной мощностью не менее 11,5 Мвар на следующих подстанциях 35/10 кВ: Тульская, БВД, Садовая (2021 - 2023 гг.);

- установить на ВЛ 110 кВ Центральная - Черемушки и ВЛ 110 кВ Центральная - Северная с отпайками устройства АОПО с действием на отключение нагрузки на ПС 220 кВ Черемушки, ПС 110 кВ Северная и ПС 35 кВ Южная. При установке БСК-110 кВ на ПС 110 кВ Северная и ПС 220 кВ Черемушки не потребуется управляющих воздействий от АОПО ВЛ 110 кВ на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Северная и ПС 35 кВ Южная и достаточным является только отключение нагрузки 6 кВ на ПС 220 кВ Черемушки;

- для исключения перегрузки головных участков транзита 35 кВ Черемушки - Майкопская ГЭС - Южная - Северная в послеаварийных режимах и ремонтных схемах рекомендуется выполнить замену провода АС-150 на ВЛ 35 кВ Северная - Южная и ВЛ 35 кВ Черемушки - Майкопская ГЭС на провод с длительно допустимым током не менее 562 А при температуре окружающего воздуха 35 °C;

- для исключения перегрузки трансформаторов тока в цепях ВЛ 35 кВ Северная - Южная и ВЛ 35 кВ Черемушки - Майкопская ГЭС рекомендуется выполнить замену существующих трансформаторов тока с номинальным током 400 А на новые с номинальным током не менее 562 А;

- для исключения перегрузки трансформаторов 110/35/6 кВ Т-1 и Т-2 мощностью 40 МВА на ПС 110 кВ Северная при отключении одного из них в летний максимум нагрузок, установить на ПС 110 кВ Северная трансформатор Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА (2021 г.);

- изменение места нормального разрыва в сети 35 кВ, прилегающей к ПС 110 кВ Еленовская (отключение линейного выключателя ВЛ 35 кВ Еленовская - Красногвардейская на ПС 110 кВ Еленовская и замыкание линейного выключателя ВЛ 35 кВ Хатукай - Красногвардейская на ПС 35 кВ Красногвардейская), для обеспечения допустимой нагрузки трансформатора 110/35/10 кВ 16 МВА ПС 110 кВ Еленовская в нормальной схеме;

- обеспечение возможности резервирование электроснабжения района ПС 110 кВ Еленовская при отключении ВЛ 110 кВ Усть-Лабинская - Еленовская (или трансформатора 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Еленовская) по сети 35 кВ от ПС 220 кВ Усть-Лабинская путем замыкания нормального разрыва на линейном выключателе 35 кВ ВЛ 35 кВ Еленовская - Красногвардейская на ПС 110 кВ Еленовская при условии проведения реконструкции транзита с заменой ТТ и ВЧЗ несоответствующих расчетным перетокам по ВЛ 35 кВ и с заменой провода на участках с проводом АС-70 на провод с длительно допустимым током не менее, чем у провода АС-150 (449 А при tокр. возд. = +35 °C);

- для обеспечения допустимых параметров режима в юго-западной части г. Краснодара и в Тахтамукайском районе Республики Адыгея в соответствии с Проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы" необходимо предусмотреть выполнение в 2022 году следующих мероприятий:

- строительство ПС 220 кВ Новая (Елизаветинская) с установкой одного автотрансформатора 220/110 кВ мощностью 125 МВА;

- строительство КВЛ 220 кВ Яблоновская - Новая (21 км);

- строительство двух ЛЭП 110 кВ от ПС 220 кВ Новая до ВЛ 110 кВ Западная-2 - Тургеневская 1 и 2 цепи с образованием двух новых ЛЭП 110 кВ: Новая - Западная-2 1 цепь с отпайками и Новая - Западная-2 2 цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Тургеневская;

- реконструкцию ПС 110 кВ Адыгейская с заменой трансформаторов 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА в 2022 году, что обеспечит возможность подключения к подстанции новых потребителей г. Адыгейск в период 2022 - 2025 гг.

Таблица 3.2.2 - Токовая нагрузка ВЛ, АТ 220/110 кВ и трансформаторов 110/35/6 кВ, обеспечивающих электроснабжение на территории г. Майкопа и Майкопского района в расчетных режимах 2021 года. Базовый вариант

ГАРАНТ:

Таблица не приводится

Таблица 3.2.3 - Токовая нагрузка ВЛ, АТ 220/110 кВ и трансформаторов 110/35/6 кВ обеспечивающих электроснабжение на территории г. Майкопа и Майкопского района в расчетных режимах 2025 года. Базовый вариант

ГАРАНТ:

Таблица не приводится

Таблица 3.2.4 - Токовая нагрузка ВЛ и АТ 220/110 кВ, обеспечивающих электроснабжение на территории южной части г. Краснодара и Тахтамукайского района в расчетных режимах 2021 года. Базовый вариант

ГАРАНТ:

Таблица не приводится

Таблица 3.2.4.1 - Токовая нагрузка ВЛ и АТ 220/110 кВ, обеспечивающих электроснабжение на территории южной части г. Краснодара и Тахтамукайского района в расчетных режимах 2022 года. Базовый вариант

ГАРАНТ:

Таблица не приводится

Таблица 3.2.5 - Токовая нагрузка ВЛ и АТ 220/110 кВ, обеспечивающих электроснабжение на территории южной части г. Краснодара и Тахтамукайского района в расчетных режимах 2025 года. Базовый вариант

ГАРАНТ:

Таблица не приводится

3.2.3. Анализ результатов расчетов режимов работы электрической сети 35 кВ и выше. Оптимистический вариант

Результаты расчетов режимов работы электрической сети 35 - 110 кВ и выше на территории Республики Адыгея в графическом виде (схемы потокораспределения и уровни напряжения) представлены в Приложениях, приведенных в томе Э2019-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭЗ:

- зимний максимум нагрузок 2025 гг. - Приложение О и Т (не приводятся);

- зимний минимум нагрузок 2025 гг. - Приложение П и У (не приводятся);

- летний максимум нагрузок 2025 гг. - Приложение Р и Ф (не приводятся);

- летний минимум нагрузок 2025 гг. - Приложение С и Х (не приводятся);

Так как потребление мощности на территории Республики Адыгея в 2021 году в оптимистическом варианте всего на 4 - 5 МВт выше, чем в базовом варианте, а вводы электросетевых объектов в 2020 - 2021 гг. одинаковы в обоих вариантах, то картина потокораспределения в сети 35 кВ и выше на этапе 2021 г. в оптимистическом варианте прогноза уровня потребления практически не отличается от потокораспределения в базовом варианте. Соответственно, все выводы и рекомендации по результатам расчетов сделанные для базового варианта на этапе 2021 г. справедливы и для оптимистического варианта развития энергосистемы на территории Республики Адыгея.

Этап 2025 года. В 2025 году в оптимистическом варианте наиболее значительные изменения схемы электрических сетей и нагрузок по сравнению с базовым вариантом имеют место в Тахтамукайском районе - учитывается строительство индустриального парка "Яблоновский" с максимальной нагрузкой 70 МВт. Все мероприятия по устранению "узких мест" в электрических сетях 35 кВ и выше, рекомендуемые для реализации в базовом варианте развития энергосистемы, в оптимистическом варианте принимаются как обоснованные.

На этапе 2025 г. основное увеличение нагрузки в Тахтамукайском районе обусловлено вводом двух новых подстанций 110 кВ для электроснабжения индустриального парка "Яблоновский": ПС 110/10 кВ Московская с максимальной присоединенной мощностью потребителей 42 МВт и ПС 110/10 кВ Парк с максимальной присоединенной мощностью потребителей 35 МВт. ПС 110/10 кВ Московская и ПС 110/10 кВ Парк в соответствии с ТУ N ИА-03/0008-19, N ИА-03/0009-19, N ИА-03/0010-19 и N ИА-03/0011-19 присоединяются к энергосистеме путем строительства заходов на подстанции от сооружаемой ЛЭП 110 кВ Новая - Яблоновская.

Результаты расчетов при рассмотрении локальных "узких" мест электрической сети 35 - 110 кВ и выше на территории Республики Адыгея для наиболее тяжелых ремонтных схем в режимах зимних и летних максимальных нагрузок рабочего дня 2025 года приведены в таблицах 3.2.6 и 3.2.7, а также на рисунках О.1 - О.6.

Анализ результатов выполненных расчетов показал следующее.

Так как нагрузки и схема сети в энергорайоне г. Майкоп и Майкопском районе в оптимистическом и базовом вариантах практически одинаковы (за исключением количества трансформаторов и БСК на ПС 220 кВ Черемушки и ПС ПО кВ Северная), то результаты расчетов режимов работы электрической сети и выводы из них по оптимистическому варианту в этой части республики достаточно аналогичны базовому варианту. Согласно 21200-21-00618884-1 от 22.03.2021/ИА-01/0008-21-сс, 21200-21-00618880-1 от 31.03.2021/ИА-01/0009-21-сс, 21200-21-00618930-1 от 22.03.2021/ИА-01/0010-21-СС, 21200-21-00618928-1 от 22.03.2021/ИА-01/0011-21-СС, 21200-21-00618962-1 от 22.03.2021/ИА-01/0012-21-сс, 21200-21-00619010-1 от 22.03.2021/ТУИА-01/0013-21-сс для электроснабжения новых нагрузок выполняется реконструкция ПС 110/35/10/6 кВ Северная с заменой трансформатора Т-3 35/10 кВ 4 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА и с установкой трансформатора Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА. Для присоединения нагрузок согласно 21200-21-00618812-1 от 22.03.2021/ТУ ИА-01/0003-21-сс, 21200-21-00618802-1 от 22.03.2021/ИА-01/0005-21-сс, 21200-21-00618776-1 от 22.03.2021/ИА-01/0006-21-сс, 21200-21-00618784-1 от 22.03.2021/ИА-01/0007-21-сс, 21200-21-00619970-1 от 22.03.2021/ИА-01/0016-21-сс, 21200-21-00619988-1 от 22.03.2021/ИА-01/0017-21-сс) выполняется реконструкция ПС 220 кВ Черемушки с заменой трансформатора Т-3 35/10 кВ 2,5 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА и с установкой трансформатора Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА.

В зимний максимум 2025 г. при отключении одного из самых загруженных элементов электрической сети 110-220 кВ недопустимых изменений параметров режима работы электрической сети нет (рис. О.1.1 - О.1.6).

В летний максимум 2025 г. при отключении ВЛ 220 кВ Центральная - Черемушки или ВЛ 110 кВ Центральная - Черемушки перегружается АТ 220/110 кВ 125 МВА на ПС 220 кВ Черемушки на 5% или 2,2% сверх номинального тока (рис. 0.2.1, 0.2.4). При отключении ВЛ ПО кВ Центральная - Северная с отпайками (рис. 0.2.5) нагрузка АТ на ПС 220 кВ Черемушки составляет 302 А (96,2% номинальной нагрузки).

При отключении АТ на ПС 220 кВ Черемушки (рис. 0.2.3) загрузка ВЛ ПО кВ Центральная - Черемушки и ВЛ 110 кВ Центральная - Северная с отпайками составляет 452 А и 407 А (114,1% и 102,7% длительно допустимой нагрузки ВЛ с проводом АС-150 396 А при 35 °C).

При отключении Т-2 110/35/6 кВ 40 МВА на ПС 220 кВ Черемушки в летний максимум нагрузок 2025 года происходит перегруз Т-4 25 МВА на 34,4% (Iном - 126 А), что превышает длительно допустимую перегрузку трансформатора на 20,5% (Iддтн = 141 А), аварийную на 17,3% (Iадтн = 144 А) в летний период при температуре воздуха 35 °C, а также Т-1 40 МВА на 14,2% (Iном - 201 А), что превышает длительно допустимую перегрузку трансформатора на 2,1% (Iддтн = 225 А) (Рис. УО.7). Для устранения перегрузки трансформатора Т-4 и Т-1 на ПС 220 кВ Черемушки, а также резервирования по сети 35 кВ трансформаторов Т-1 (Т-2) рекомендуется в 2022 г. установить на ПС 220 кВ Черемушки трансформатор Т-3 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА, взамен существующего Т-3 напряжением 35/10 кВ. Так, при отключении Т-2 на ПС 220 кВ Черемушки загрузка трансформатора Т-1 составит 39,1 МВА (198 А), Т-4 - 14,9 МВА (76 А) и Т-3 - 20,9 МВА (106 А) (рис. УО.8).

Аналогичная ситуация наблюдается в режиме летних максимальных нагрузок 2025 года при отключении T-1(Т-2) 110/35/6 кВ 40 МВА на ПС ПО кВ Северная, когда происходит перегруз Т-4 25 МВА на 16,7% (Iном - 126 А), что превышает длительно допустимую перегрузку трансформатора на 4,6% (Iддтн = 141 А), аварийную на 1,9% (Iадтн = 144 А) в летний период при температуре воздуха 35 °C (Рис. УО.10). Для устранения перегрузки трансформатора Т-4 на ПС 110 кВ Северная, а также резервирования по сети 35 кВ трансформаторов Т-1(Т-2) рекомендуется в 2022 г., установить на ПС 110 кВ Северная трансформатор Т-3 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА, взамен существующего Т-3 напряжением 35/10 кВ. Так, при отключении Т-1(Т-2) на ПС 110 кВ Северная загрузка трансформатора Т-2(Т-1) составит 25,6 МВА (130 А), Т-4 - 16,5 МВА (84 А) и Т-3 - 18,2 МВА (92 А) (рис. УО.11).

Для повышения надежности электроснабжения потребителей Майкопского района республики рассмотрены режимы при образовании второго источника питания ПС 110 кВ Хаджох на напряжении 110 кВ путем строительства отпайки от ВЛ 110 кВ Центральная - Черемушки на ПС 110 кВ Хаджох (рис. О.2.12 - О.2.14).

В оптимистическом варианте в расчетах учитываются две БСК 110 кВ мощностью 25 Мвар каждая, устанавливаемые на ПС 220 кВ Черемушки и на ПС 110 кВ Северная. С учетом такой генерации реактивной мощности в сети Майкопского района напряжение в сети 110 кВ в послеаварийных режимах обеспечивается не ниже 104 - 106 кВ.

В оптимистическом варианте электроснабжение потребителей Тахтамукайского района Республики Адыгея в зимний максимум нагрузок 2025 г. в послеаварийных режимах, связанных с отключением одной из ВЛ 110 или 220 кВ, а также АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Яблоновская или ПС 220 кВ Новая осуществляется без ограничений (рис. О.3.1 - О.3.8).

В летний максимум нагрузок после ввода ПС 220 кВ Новая в послеаварийных режимах исключается перегрузка В Л 110 кВ Яблоновская - Набережная I и II цепи при отключении одной из них (рис. О.4.5).

Сохраняется перегрузка В Л 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная с отпайками (на 120%) и В Л ПО кВ Краснодарская ТЭЦ - Южная с отпайками (на 120,4%) при отключении одной из них (рис. О.4.4, О.4.3). Действие АОПО для разгрузки ВЛ ПО кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная с отпайками обеспечивает снижение перегрузки до 2,1% (рис. О.4.4.1). Для разгрузки ВЛ ПО кВ Краснодарская ТЭЦ - Южная с отпайками действие АОПО неэффективно. Ликвидировать перегрузку ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Южная с отпайками при отключении ВЛ ПО кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная с отпайками возможно отключением СВ ПО кВ на ПС ПО кВ Южная (рис. О.4.3.2).

Выводы из анализа режимов работы электрической сети напряжением 35 кВ и выше по Оптимистическому варианту развития энергосистемы.

1. Выполненные расчеты показали, что для нормализации электроснабжения потребителей на территории г. Майкопа и Майкопского района Республики Адыгея необходимо выполнение следующих мероприятий:

- установить на ПС 220 кВ Черемушки трансформатор Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА;

- на ПС 220 кВ Черемушки выполнить замену трансформатора Т-3 35/10 кВ 2,5 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА;

- установить на ПС ПО кВ Северная трансформатор Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА;

- на ПС ПО кВ Северная выполнить замену трансформатора Т-3 35/10 кВ 4 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА;

- установить БСК 10 кВ суммарной мощностью не менее 13,75 Мвар на следующих подстанциях 35/10 кВ: Даховская, Хамышки, Гузерипль, Первомайская, Тульская, БВД, Садовая;

- ВЛ 110 кВ Центральная - Черемушки и ВЛ ПО кВ Центральная - Северная с отпайками оборудовать устройствами АОПО с действием на отключение нагрузки на ПС 220 кВ Черемушки, ПС 110 кВ Северная и ПС 35 кВ Южная;

- для исключения перегрузки в послеаварийных режимах и ремонтных схемах головных участков транзита 35 кВ Черемушки - Майкопская ГЭС - Южная - Северная рекомендуется исключить ПС 35 кВ Южная из выше названного транзита путем перевода ПС 35 кВ Южная на питание по двум радиальным ЛЭП 35 кВ от ПС ПО кВ Северная. При этом на ПС ПО кВ Северная не требуется увеличение мощности установленных на подстанции трансформаторов.

- для повышения надежности электроснабжения потребителей Майкопского района республики рекомендуется создать второй источник питания ПС 110 кВ Хаджох на напряжении 110 кВ путем строительства отпайки от В Л 110 кВ Центральная - Черемушки на ПС 110 кВ Хаджох.

2. Для создания полноценного второго источника электроснабжения района в зоне влияния ПС 110 кВ Еленовская при отключении В Л 110 кВ Усть-Лабинск - Еленовская и исключения ограничения нагрузки потребителей в сети 35 кВ, прилегающей к ПС ПО кВ Еленовская, рекомендуется выполнить следующие мероприятия:

- строительство новой ВЛ 110 кВ Усть-Лабинская (Новолабинская) - Еленовская (протяженность около 30 км);

- выполнить реконструкцию ПС ПО кВ Еленовская с установкой второго трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА.

3. Для обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на технологическое присоединение новых потребителей в юго-западной части г. Краснодара и в Тахтамукайском районе Республики Адыгея уже в ближайшие годы требуется создание нового центра питания сети 110 кВ, обеспечивающей электроснабжение этих районов.

В качестве I этапа усиления электрической сети ПО кВ в западной части г. Краснодара в соответствии со "Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2020 - 2026 годы" необходимо предусмотреть выполнение в 2022 году следующих мероприятий:

- строительство ПС 220 кВ Новая (Елизаветинская) с установкой одного автотрансформатора 220/110 кВ мощностью 125 МВА;

- строительство КВЛ 220 кВ Яблоновская - Новая;

- строительство двух КВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Новая до ВЛ 110 кВ Западная-2 - Тургеневская 1 и 2 цепи с образованием две новых КВЛ 110 кВ Новая - Западная-2 1 и 2 цепи с отпайками на ПС 110 кВ Тургеневская.

Выполненные расчеты показали, что ввод ПС 220 кВ Новая с одним АТ мощностью 125 МВА и с одной КВЛ 220 кВ Яблоновская - Новая снимает остроту проблемы электроснабжения юго-западной части г. Краснодара и обеспечивает электроснабжение потребителей, подключаемых по заключенным договорам на технологическое присоединение, но не обеспечивает перспективный рост нагрузок в юго-западной части г. Краснодара и в Тахтамукайском районе Республики Адыгея.

4. Для снятия ограничений по токовой нагрузке В Л 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная с отпайками и Краснодарская ТЭЦ - Южная с отпайками после их реконструкции необходимо заменить ВЧЗ и ТТ с номинальным током 600 А и 630 А в ячейках этих В Л в ОРУ ПО кВ Краснодарской ТЭЦ на оборудование с номинальным током не менее 800 А.

5. Технологическое присоединение к энергосистеме двух новых подстанций 110 кВ для электроснабжения индустриального парка "Яблоновский": ПС 110/10 кВ Московская и ПС 110/10 кВ Парк с максимальной присоединенной мощностью потребителей 35 МВт и 43,9 МВт может быть обеспечено путем строительства заходов на подстанции Московская и Парк от сооружаемой ЛЭП 110 кВ Новая - Яблоновская.

Таблица 3.2.6 - Токовая нагрузка ВЛ, АТ 220/110 кВ и трансформаторов 110/35/6 кВ, обеспечивающих электроснабжение на территории г. Майкопа и Майкопского района в расчетных режимах 2025 года. Оптимистический вариант

ГАРАНТ:

Таблица не приводится

Таблица 3.2.6.1. - Токовая нагрузка ВЛ, АТ 220/110 кВ и трансформаторов 110/35/6 кВ, обеспечивающих электроснабжение на территории г. Майкопа и Майкопского района в расчетных режимах 2025 года. Умеренно-оптимистический вариант

ГАРАНТ:

Таблица не приводится

Таблица 3.2.7 - Токовая нагрузка ВЛ и АТ 220/110 кВ, обеспечивающих электроснабжение на территории южной части г. Краснодара и Тахтамукайского района в расчетных режимах 2025 года. Оптимистический вариант

ГАРАНТ:

Таблица не приводится

3.2.4. Анализ условий регулирования напряжения в электрической сети напряжением 35 кВ и выше, компенсация реактивной мощности

По состоянию на 01.01.2020 установленная мощность компенсирующих устройств на ПС 110 кВ, функционирующих на территории Республики Адыгея, составляла 26,75 Мвар, располагаемая - 25,21 Мвар.

Таблица 3.2.8 - Основные параметры батарей статических конденсаторов (БСК), установленных на ПС 110 кВ Республики Адыгея на 01.01.2020

Наименование подстанций	Параметры БСК
	Напряжение, кВ	Установленная мощность, Мвар	Располагаемая мощность, Мвар
1. ПС 220/110/35/6-10 кВ Черемушки	6	2,91	2,89
2. ПС 110/35/6-10 кВ Северная БСК-Iсш	6	5,45	5,47
БСК-IIсш	6	3,79	3,65
3. ПС 110/35/10 кВ Хаджох БСК-Iсш	10	3,15	3,15
БСК-IIсш	10	3,15	3,15
4. ПС 110/35/10 кВ Еленовская	10	3,3	3,3
5. ПС 110/35/10 кВ Октябрьская	1 0	5,0	3,6
Итого:		26,75	25,21

При расчете режимов для определения условий регулирования и поддержания напряжения в сети 35 - 220 кВ энергосистемы Республики Адыгея, приняты следующие расчетные условия:

- прием реактивной мощности турбогенераторами ТЭС не допускается;

- для генераторов АЭС мощностью 1000 МВт обеспечивается выдача реактивной мощности в сеть не менее 150 Мвар;

- на ТЭЦ ООО "Картонтара" и Майкопской ГЭС генераторы работают на выдачу и прием реактивной мощности;

- наибольшие расчетные напряжения должны быть ниже максимальных рабочих значений для сети 500 кВ - на 1% (520 кВ), для сети 330 кВ и ниже - на 2,5%: 354 кВ, 246 кВ, 123 кВ и 40 кВ;

- в нормальных режимах количество шунтирующих реакторов, дискретно регулируемых БСК, а также коэффициенты трансформации автотрансформаторов в сети 220 - 500 кВ в течение одного суточного цикла изменения нагрузки энергосистемы (суточный максимум/минимум нагрузки) принимаются неизменными;

- расчетные реактивные нагрузки на шинах 6 - 10 кВ действующих подстанций 35-220 кВ в максимум энергосистемы приняты с учетом анализа отчетных данных для режимных дней, для новых подстанций - исходя из максимального tg, заданного в технических условиях на технологическое присоединение подстанции к сети, при отсутствии таких данных - исходя tg = 0,4;

- в зимний период при необходимости отключаются БСК на шинах 35 - 110 кВ подстанций основной сети.

Результаты выполненных расчетов режимов работы электрических сетей напряжением 35 кВ и выше показали, что в послеаварийных режимах для обеспечения технических требований к уровням напряжения у потребителей на ряде подстанций 35 и 110 кВ требуется установка батарей статических конденсаторов (БСК), в базовом и оптимистическом вариантах суммарной мощностью 60,6 Мвар. В таблице 3.2.9 приведен перечень подстанций, на которых требуется установка БСК и их основные параметры.

Таблица 3.2.9 - Основные параметры батарей статических конденсаторов (БСК), рекомендуемых к установке на ПС 35 кВ и 110 кВ Республики Адыгея в 2021 - 2025 гг.

Наименование подстанции	Параметры БСК
	Напряжение, кВ	Требуемая мощность (базовый вариант), Мвар	Требуемая мощность (оптимистический вариант), Мвар
ПС 220 кВ Черемушки	110	25	25
ПС 110/35/10/6 кВ Северная	110	25	25
ПС 35/10 кВ Даховская	10	0,5	0,5
ПС 35/10 кВ Первомайская	10	1,0	1,0
ПС 35/10 кВ Тульская	10	4,3	4,3
ПС 35/10 кВ БВД	10	2,5	2,5
ПС 35/10 кВ Садовая	10	2,3	2,3
Итого:		60,6	60,6

В таблице 3.2.9 приведена необходимая генерация реактивной мощности на подстанциях. Располагаемая мощность устанавливаемых БСК должна быть не менее указанной в таблице.

В таблице 3.2.10 приведены балансы реактивной мощности энергосистемы на территории Республики Адыгея в 2021 г. и 2025 г. для режимов максимальных и минимальных нагрузок в зимний и летний периоды.

В базовом варианте в зимние максимумы нагрузки покрытие потребности в реактивной мощности обеспечивается на 54 - 51% за счет внешних перетоков реактивной мощности, на 26 - 30% за счет генерации ВЛ, на 13 - 16% за счет КУ и на 84% генераторами собственных эл. станций, в зимний минимум нагрузок покрытие на 46 - 47% за счет генерации ВЛ при 38% внешних перетоков реактивной мощности. В летние максимумы нагрузки потребность в реактивной мощности покрывается на 18 - 19% за счет генерации ВЛ, на 72 - 60% за счет внешних перетоков реактивной мощности, на 8 - 20% за счет КУ и на 1% генераторами собственных эл. станций, в летний минимум нагрузки - на 40 - 42% за счет генерации ВЛ, на 4147% за счет внешних перетоков реактивной мощности, на 21 - 13% за счет КУ.

В оптимистическом варианте в зимние максимумы нагрузки покрытие в потребности реактивной мощности обеспечивается на 25% за счет генерации ВЛ на 32% за счет внешних перетоков реактивной мощности, на 40% за счет КУ и на 3% генераторами собственных эл. станций, в зимний минимум нагрузок покрытие на 41% за счет генерации ВЛ, на 2% за счет внешних перетоков реактивной мощности и на 59% за счет КУ. В летние максимумы нагрузки: покрытие потребности в реактивной мощности обеспечивается - на 18% за счет генерации ВЛ, на 49% за счет внешних перетоков реактивной мощности, на 33% за счет КУ, в летний минимум нагрузки - на 34% за счет генерации ВЛ, на 19% за счет внешних перетоков реактивной мощности и на 48% за счет КУ.

Таблица 3.2.10 - Баланс реактивной мощности энергосистемы Республики Адыгея в 2021 и 2025 год, Мвар

Наименование	2021 г. Базовый и оптимистический варианты				2025 г. Базовый вариант				2025 г. Оптимистический вариант
	Зима		Лето		Зима		Лето		Зима		Лето
	макс	мин.	макс	мин.	макс	мин.	макс	мин.	макс	мин.	макс	мин.
Потребность
Нагрузка потребителей	104	73	140	88	104	78	150	92	128	99	175	125
Потери	66	30	99	28	68	31	99	30	81	36	113	37
Передача	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Итого потребность	170	103	239	116	172	109	249	122	209	135	288	162
Покрытие
Адыгейская ВЭС и СЭС	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
ТЭЦ Картонтара	3	-2	3	-2	1	-2	2	-2	1	-2	0	-2
Майкопская ГЭС	10	0	0	0	6	0	0	0	6	0	0	0
Генерация КУ (БСК)	22	19	20	24	27	19	50	16	83	80	94	78
Генерация ВЛ и КЛ	44	47	43	46	51	51	48	51	52	55	52	55
Получение	91	39	173	48	87	41	149	57	67	2	142	31
Итого покрытие	170	103	239	116	172	109	249	122	209	135	288	162
Баланс избыток (+), дефицит (-)	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0

В таблицах 3.2.11 - 3.2.14 приведены результаты расчетов напряжения на шинах 6, 10, 35 и 110 кВ подстанций, расположенных на территории Республики Адыгея, в расчетных режимах для нормальной схемы базового и оптимистического вариантов.

Анализ результатов расчетов показал также, что в нормальной схеме напряжение в электрической сети обеспечивается:

- в режимах зимних максимальных нагрузок 2021 г. в пределах 225 - 237 кВ, 112 - 118 кВ и 34 - 39 кВ, в режимах летних максимальных нагрузок в пределах 220233 кВ, 111 - 116 кВ и 33 - 38 кВ;

- в режимах зимних максимальных нагрузок 2025 года в пределах 225 - 239 кВ, 112 - 118 кВ и 34 - 39 кВ, в режимах летних максимальных нагрузок в пределах 220 - 233 кВ, 110 - 116 кВ и 30 - 38 кВ;

- в режимах зимних минимальных нагрузок 2021 года в пределах 230-238 кВ, 117-121 кВ и 37-40 кВ, в режимах летних минимальных нагрузок в пределах 228-238 кВ, 117-122 кВ и 35-40 кВ;

- в режимах зимних минимальных нагрузок 2025 года в пределах 229 - 239 кВ, 116 - 121 кВ и 35 - 40 кВ, в режимах летних минимальных нагрузок в пределах 227 - 238 кВ, 117 - 120 кВ и 35 - 40 кВ.

В послеаварийных режимах на шинах 220, 110 и 35 кВ в энергосистеме Республики Адыгея напряжение обеспечивается в зимний максимум нагрузок 2021 и 2025 года в основном не ниже 225, 109 и 32 кВ, в летний максимум нагрузок 2021 и 2025 года - не ниже 223, 111 и 33 кВ. Исключение составляют режимы, связанные с отключением АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Черемушки, когда напряжение в прилегающий к подстанции сети 110 кВ может снижаться до 98 - 99 кВ и в сети 35 кВ - до 27-28 кВ (0,77-0,8 номинального).

Недопустимое снижение напряжения в сети 35 кВ имеет место также при отключении в летний максимум нагрузок ВЛ 110 кВ Усть-Лабинская - Еленовская, когда электроснабжение потребителей Красногвардейского района Республики Адыгея обеспечивается по сети 35 кВ от ПС 220 кВ Усть-Лабинская. Для повышения надежности в прилегающей к ПС 110 кВ Еленовская сети в базовом варианте рекомендован ввод ВЛ 110 кВ Ново-Лабинская - Еленовская и установка второго трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА на ПС 110 кВ Еленовская. В данном случае установка БСК не требуется. Для повышения напряжения в прилегающей к ПС 220 кВ Черемушки сети в базовом варианте в послеаварийных режимах рекомендована установка БСК суммарной мощностью 60,6 Мвар на следующих подстанциях ПС 35/10 кВ: Даховская - 0,5 Мвар, Первомайская - 2 x 0,5 Мвар, Тульская - 0,9 и 3,4 Мвар, БВД - 2,5 Мвар, Садовая - 2,3 Мвар, ПС 220 кВ Черемушки - 25 Мвар, ПС 110 кВ Северная - 25 Мвар.

Общая мощность рекомендуемых к установке БСК на подстанциях 35 - 110 и 220 кВ в базовом и оптимистическом вариантах составляет 60,6 Мвар. При условии установки данных БСК напряжения в послеаварийных режимах обеспечиваются в сети 110 кВ не ниже 100 кВ, в сети 35 кВ не ниже 33 кВ, что позволяет обеспечить на шинах 6-10 кВ подстанций 35 кВ напряжение не ниже номинального.

Вывод. Анализ результатов расчетов режимов работы электрической сети напряжением 35 - 110 кВ и выше показал, что напряжения в сети 35, 110 кВ и выше в расчетных режимах обеспечиваются в допустимых пределах, за исключением режимов летних максимальных нагрузок, связанных с отключением АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Черемушки и при отключении ВЛ 110 кВ Усть-Лабинская - Еленовская, когда электроснабжение потребителей Красногвардейского района Республики Адыгея обеспечивается по сети 35 кВ от ПС 220 кВ Усть-Лабинская.

Для обеспечения технических требований к уровню напряжения в сети требуется установка компенсирующих устройств на подстанциях 35-220 кВ Майкопского энергорайона в базовом и оптимистическом вариантах суммарной мощностью 60,6 Мвар, на ПС 110 кВ Еленовская, при вводе второго источника питания по сети 110 кВ от ПС 220 кВ Ново-Лабинская и установки второго трансформатора 110/35/10 кВ установки БСК не требуется в обоих вариантах.

Таблица 3.2.11 - Расчетные напряжения на шинах 6, 10, 35 и 110 кВ подстанций, расположенных на территории Республики Адыгея в расчетных режимах 2021 года. Базовый вариант

Название ПС	Зимний максимум нагрузок	Зимний минимум нагрузок	Летний максимум нагрузок	Летний минимум нагрузок
	Расчетные напряжения, кВ
Адыгейская-110	115,08	120,3	113,5	117,82
Адыгейская Т-1-35	38,16	39,89	37,55	39,25
Адыгейская Т-2-35	37,55	39,88	36,46	38,63
Адыгейская Т-1 10	10,92	11,42	10,75	11,24
Адыгейская Т-2 10	10,73	11,4	10,45	11,07
Адыгейская	37,43	39,85	36,27	38,54
Адыгейская 10 Т-1	11,53	12,37	10,89	11,81
Адыгейская 10 Т-2	11,62	12,43	10,92	11,83
Бакир	38,88	39,98	37,94	39,72
Бакир-2 СШ-35	39,49	40,48	38,06	39,71
Бакир-1 СШ-0.4	0,43	0,44	0,42	0,44
Бакир-2СШ-0.4	0,43	0,45	0,42	0,44
БВД Т-1-35	36,24	37,14	34,66	38,09
БВД Т-2-35	33,89	36,59	31,73	36,11
БВД Т-1-10	10,59	10,9	10,16	11,21
БВД Т-2-10	9,99	10,86	9,24	10,68
Безводная-35	36,54	38,55	35,69	38,58
Безводная-6	5,97	6,3	5,85	6,32
Белая Т-1-35	36,64	38,84	35,02	38,16
Белая Т-2-35	36,64	38,84	35,02	38,16
Белая Т-1-10	10,85	11,56	10,3	11,33
Белая Т-2-10	10,85	11,56	10,3	11,33
Бизнес инкубатор	34,31	36,94	34,01	37,63
Бизнес инкубатор Т-2-35	34,31	36,94	34,01	37,63
Бизнес инкубатор Т-1-10	10,77	11,6	10,68	11,82
Бизнес инкубатор Т-2-10
Блечепсин Т-1-35	35,09	38,05	34,21	38,68
Блечепсин Т-2-35	35,09	38,05	34,21	38,68
Блечепсин Т-1-10	10,77	11,78	10,51	12
Блечепсин Т-2-10	10,77	11,78	10,51	12
Бройлерная Т-1-35	36,91	38,95	36,1	38,2
Бройлерная Т-2-35	36,91	38,95	36,1	38,2
Бройлерная Т-1-10	11,21	11,85	10,99	11,63
Бройлерная Т-2-10
Веселая-35	35,7	37,88	35,3	38,37
Веселая-10	10,32	11,1	10,2	11,29
Ветропарк	236,88	238,85	233,6	238,35
Водохранилище	117,91	120,7	115,9	119,81
Водохранилище (Т-2)	118,04	120,81	115,86	119,77
Вод. хрн 35 Т-1	38,96	40,06	38,13	39,83
Вод. хрн 35 T-2	39,52	40,48	38,05	39,71
Вод. хрн 10 Т-1	10,47	11,49	10,94	11,42
Вод. хрн 10 T-2	11,33	11,6	10,77	11,3
Водохранилище	117,91	120,7	115,9	119,81
Водохранилище 2сш	118,04	120,81	115,86	119,77
Водохранилище	10,6	10,86	10,43	10,78
Водохранилище 2сш	10,61	10,87	10,41	10,77
Восход 35	37,52	39,95	34,83	39,58
Восход 10	10,76	11,51	9,75	11,29
Восход 10
Гиагинская Т-1-35	35,54	37,83	34,4	37,93
Гиагинская Т-2-35	35,54	37,83	34,4	37,93
Гиагинская Т-1-10	10,27	11,09	10,04	11,22
Гиагинская Т-2-10	10,67	11,35	10,05	11,22
Гузерипль-35	36,78	38,24	36,72	39,16
Гузерипль-10	10,35	10,81	10,31	11,07
Даховская-35	37,02	38,4	36,97	39,3
Даховская-10	9,88	10,5	9,99	10,89
Дондуковская-35	34,67	37,19	34,33	37,82
Дондуковская-10	10,58	11,47	10,39	11,65
Дукмасово Т-1-35	35,38	38,01	34,43	38,04
Дукмасово Т-2-35	35,38	38,01	34,43	38,04
Дукмасово Т-1-10	10,94	11,82	10,56	11,79
Дукмасово Т-2-10	10,94	11,82	10,56	11,79
Егерухай-35	36,88	38,66	36,53	39,08
Егерухай-10	11,29	11,94	11,29	12,17
Егерухай Т-2-10
Еленовская	112,46	117,29	111,93	117,61
Еленовск-35	35,8	38,3	34,91	38,32
Еленовск-10	10,33	11,05	10,07	11,06
Зарево Т1-35	36,72	38,6	35,9	38,76
Зарево Т2-35	36,72	38,6	35,9	38,76
Зарево Т1-10	10,63	11,19	10,37	11,23
Зарево Т2-10	10,63	11,19	10,37	11,23
Заря-35	38,74	39,88	37,59	39,53
Заря-10	12,09	12,48	11,59	12,3
Икея	116,86	119,55	113,9	118,33
Икея Т-2	116,79	119,56	113,76	118,33
Икея-1 СШ-10	10,5	10,79	10,03	10,59
Икея-2 СШ-10	10,51	10,81	10,02	10,59
Икея-3 СШ-10	10,44	10,76	9,5	10,31
Икея-4 СШ-10	10,56	10,84	9,75	10,44
Казенно-Кужорская	114,3	120,24	111,32	120,82
Казенно-Кужорская	38,29	40,28	37,26	40,45
Казенно-Кужорская	10,97	11,54	10,67	11,59
Калининск Т-1-35	36,76	38,89	36,33	39,22
Калининск Т-2-35	36,76	38,89	36,33	39,22
Калининск Т-1-10	11,12	11,92	11,06	12,11
Калининск Т-2-10	11,12	11,92	11,06	12,11
Карьерная-35	34,56	37,48	33,52	37,57
Карьерная-10	10,23	11,21	9,86	11,24
ОТП. Карьерная-2	37,21	39,15	36,41	38,38
Карьерная-2 10	11,61	12,25	11,43	12,05
Карьерная-2 Т-2-10	11,61	12,25	11,43	12,05
Керам. З-Д 35 1	38,29	40,05	37,2	39,01
Керам. З-Д 35 2	38,29	40,05	37,2	39,01
Керам. З-Д 10 Т-1	10,76	11,4	10,57	11,2
Керам. З-Д 10 Т-2	11,06	11,6	10,71	11,28
Комбизавод Т-1-35	35,7	38,23	34,75	38,47
Комбизавод Т-2-35	35,7	38,23	34,75	38,47
Комбизавод Т-1-10	10,63	11,42	10,3	11,47
Комбизавод Т-2-10	10,62	11,4	10,29	11,46
Компресс Т-1-35	36,52	38,78	35,85	39,09
Компресс Т-2-35	36,75	38,88	36,32	39,22
Компресс Т-1-6	6,56	6,97	6,45	7,04
Компресс Т-2-6	6,5	6,88	6,44	6,95
Кошехабль Т-1-35	36,42	38,62	35,59	37,92
Кошехабль Т-2-35	36,42	38,62	35,59	37,92
Кошехабль Т-1-10	11,13	11,91	10,79	11,68
Кошехабль Т-2-10	11,13	11,91	10,79	11,68
Красногвардейская-35	34,84	37,65	33,58	37,58
Красногвард-Т-1 10	10,55	11,55	10,02	11,49
Красногвард-Т-2 10	10,93	11,82	10,54	11,8
Кужорская Т-1-35	37,3	39,26	36,76	39,47
Кужорская Т-2-35	37,3	39,26	36,76	39,47
Кужорская Т-1-10	10,58	11,3	10,67	11,56
Кужорская Т-2-10	10,58	11,3	10,67	11,56
Курджипская-35	36,44	37,28	34,85	38,2
Курджипская-10	10,37	10,69	10,04	11,06
Курская Т-1-35	34,25	36,89	33,96	37,6
Курская Т-2-35	34,25	36,89	33,96	37,6
Курская Т-1-10
Курская Т-2-10	10,25	11,24	10,27	11,58
Майгэс Т-1-35	37,38	37,93	35,63	38,65
Майгэс Т-2-35	37,39	37,93	35,64	38,65
Майгэс Т-1-6	6,22	6,15	5,75	6,34
Майгэс Т-2-6	6,22	6,15	5,75	6,23
ГГ-1-2	6,22	6,15	5,75	6,34
ГГ-2-2	6,22	6,15	5,75	6,34
ГГ-3	6,22	6,15	5,75	6,23
ГГ-4	6,22	6,15	5,75	6,23
Н. Севастопольская-35	35,29	37,96	34,34	38,01
Н. Севастоп-10	10,56	11,44	10,23	11,45
Натырбово-35	35,63	38,42	34,71	38,96
Натырбово-10	10,98	11,92	10,65	12,08
Новосвободная	115,07	118,25	112,06	118,24
Н. Свобод-10	10,69	11,03	10,48	11,08
НС-1	39,48	39,99	38	39,75
НС-1 10 Т-2	11,37	11,54	10,97	11,5
НС-1 6 Т-1	7,11	7,2	6,84	7,16
НС-15	37,78	39,76	37,04	39
НС-15 10 Т-2	6,7	7,05	6,57	6,92
НС-15 6 Т-1	10,98	11,56	10,64	11,27
НС-2	38,93	40,03	38,08	39,79
НС-2 6 Т-1	6,95	7,17	6,85	7,16
НС-2 6 Т-2	7,01	7,21	6,81	7,14
НС-5Д-35	38,79	39,91	37,71	39,6
НС-5Д-2СШ-35	38,79	39,91	37,71	39,6
НС-5Д-1 СШ-6	6,98	7,18	6,79	7,13
НС-5Д-2 СШ-6	6,98	7,18	6,79	7,13
Октябрьская	115,73	120,61	114,32	118,54
Октябрьск 35 Т-2	38,86	40,8	37,2	40,23
Октябрьск 10 Т-2	11,25	11,82	10,75	11,64
Первомайск Т-1-35	35,08	37,32	33,34	36,98
Первомайск Т-2-35	35,08	37,32	33,34	36,98
Первомайск Т-1-10	10,34	11,12	9,81	10,98
Первомайск Т-2-10	10,34	11,13	9,78	10,97
Подлесная-35	37,26	37,89	35,73	38,69
Подлесная-0.4	0,4	0,41	0,39	0,42
Понежукай-35	37,83	40,78	36,1	37,39
Понежукай-10 Т-1	11,78	12,74	11,16	11,64
Понежукай-10 Т-2	11,8	12,76	11,27	11,71
Промсточ Т-1-35	36,11	38,5	35,49	38,89
Промсточ Т-2-35	36,11	38,5	35,49	38,89
Промсточ Т-1-6	6,49	6,92	6,37	6,99
Промсточ Т-2-6	6,38	6,85	6,3	6,95
Птицесовх-3 5	36,53	38,79	35,86	39,1
Птицесовх-10	10,47	11,31	10,3	11,47
Садовая-35	36,24	37,15	34,65	38,08
Садовая-35-2		37,15	34,65	38,08
Садовая-10	10,02	10,45	9,75	10,89
Садовая-10-2
Сах. з-д-35	35,54	37,83	34,4	37,93
Северная	115,76	118,84	113,15	119,06
Северная Т-1-35	37,98	38,72	36,84	39,4
Северная Т-2-35	38,35	39,96	37,53	39,89
Северная Т-3-10	10,75	11,28	10,59	11,33
Северная Т-1-6	6,49	6,6	6,29	6,75
Северная Т-2-6	6,52	6,83	6,36	6,79
Термнефть	117,48	120,21	115,23	119,14
Т. Нефть 2	117,53	120,25	115,27	119,18
Т. Нефть 1 10	10,94	11,24	10,47	11
Т. Нефть 2 10	10,91	11,21	10,4	10,96
Тульская Т-1-35	34,21	36,8	32,16	36,35
Тульская Т-2-35	34,21	36,8	32,16	36,35
Тульская Т-1-10	9,91	10,86	9,03	10,64
Тульская Т-2-10	10,28	11,2	9,56	10,93
ТГ-1-6	6,3	6,35	6,3	6,69
ТГ-2-6	6,3	6,52	6,04	6,68
Хаджох	115,08	118,25	112,05	118,23
Хаджох-35	37,41	38,65	36,1	38,49
Хаджох Т-2-35	37,41	38,65	37,28	39,47
Хаджох Т-1-10	10,79	11,04	10,39	10,99
Хаджох Т-2-10	10,79	11,04	10,69	11,31
Хакурате	38,31	40,06	38	39,42
Хакурате 10 (РП 10)	11,13	11,66	10,93	11,42
Хамышки-35	36,83	38,27	36,77	39,19
Хамышки-10	10,33	10,8	10,31	11,07
Ханская тяг.	115,89	119,08	113,54	119,1
Ханская-27	26,71	27,63	26,12	27,66
Ханская-10	10,63	11,03	10,39	11,05
Хатукаи-35	34,73	39,93	35,6	40,43
Хатукаи-10	10,64	12,35	10,69	12,41
Ходзь	115,17	121,21	112,5	121,98
Ходзь ш.10	11,04	11,62	10,73	11,67
Хомуты 35	37,5	39,09	35,7	38,37
Хомуты 10 Т-2	10,81	11,3	10,18	11,05
Хомуты 6 Т-1	6,73	7,02	6,41	6,9
Черемушки	231,03	234,15	227,05	233,59
Черемушк	117,17	119,71	114,58	119,77
Черемушк Т-1-35	38,38	39,54	37,28	39,51
Черемушк Т-2-35	37,97	38,78	36,41	39,12
Черемушк Т-3-10	10,44	10,82	10,03	10,97
Черемушк Т-1-6	6,44	6,67	6,23	6,66
Черемушк Т-2-6	6,42	6,59	6,11	6,62
Чернышевск Т-1-35	35,26	37,93	34,3	37,97
Чернышевск Т-2-35	35,26	37,93	34,3	37,97
Чернышевск Т-1-10	11	11,86	10,66	11,86
Чернышевск Т-2-10	11	11,86	10,66	11,86
Чехрак Т-1-35	36,29	38,52	35,48	37,85
Чехрак Т-2-35	36,29	38,52	35,48	37,85
Чехрак Т-1-10	11,2	11,96	10,99	11,8
Чехрак Т-2-10	11,2	11,96	10,99	11,8
Шенджий	115,45	120,46	114,21	118,13
Шенджий 27.5 Т-1
Шенджий 27.5 Т-2	34,12	35,82	34,26	35,41
Шенджиий 10 Т-1
Шенджиий 10 Т-2	10,91	11,46	10,96	11,33
Шовгеновская	115,07	118,81	113,52	119,23
Шовгенов Т-1-35	37,6	39,17	37,02	39,37
Шовгенов Т-2-35	37,27	38,93	36,8	39,22
Шовгенов Т-1-10	10,64	11,13	10,5	11,22
Шовгенов Т-2-10	10,64	11,13	10,5	11,22
Шапсуг-110	115,58	120,46	114,35	118,43
Шапсуг-2 СШ-110	115,85	120,57	114,94	118,48
Шапсуг-1 СШ-35	38,22	40,04	37,81	39,45
Шапсуг-2 СШ-35	38,5	40,19	38,14	39,49
Шапсуг-1 СШ-10	10,38	10,88	10,28	10,72
Шапсуг-2 СШ-10	10,43	10,9	10,32	10,7
Шевченко 35	37,34	40,47	35,41	37,02
Шевченко 10 Т-1	11,55	12,58	10,67	11,38
Шевченко 10 Т-2	11,6	12,63	10,95	11,53
Штурбино-35	35,45	38,06	34,51	38,09
Штурбино-10	10,58	11,45	10,24	11,44
Элит Т-1-35	35,24	38,16	34,35	38,76
Элит Т-2-35	35,24	38,16	34,35	38,76
Элит Т-1-10	11	11,93	10,71	12,13
Элит Т-2-10	11	11,93	10,71	12,13
Энем 35	37,1	39,68	34,2	39,38
Энем 10 Т-1	10,54	11,3	9,47	11,08
Энем 10 Т-2	10,56	11,32	9,6	11,49
Южная Т-1-35	37,19	37,88	35,78	38,71
Южная Т-2-35	37,19	37,88	35,78	38,71
Южная Т-1-6	6,3	6,35	6,3	6,69
Южная Т-2-6	6,3	6,52	6,04	6,68
Яблоновская	225,42	230,24	220,7	228,51
Яблоновская	117,56	120,24	115,31	119,16
Яблоновская	117,56	120,24	115,31	119,16

Таблица 3.2.12 - Расчетные напряжения на шинах 6, 10, 35 и 110 кВ подстанций, расположенных на территории Республики Адыгея в расчетных режимах 2025 года. Базовый вариант

Название ПС	Зимний максимум нагрузок	Зимний минимум нагрузок	Летний максимум нагрузок	Летний минимум нагрузок
	Расчетные напряжения, кВ
Адыгейская-110	115,86	118,92	111,34	117,02
Адыгейская Т-1-35	38,22	39,3	36,35	38,75
Адыгейская Т-2-35	37,62	39,28	35,24	38,12
Адыгейская Т-1 10	10,91	11,24	10,34	11,06
Адыгейская Т-2 10	10,72	11,21	10,04	10,89
Адыгейская	37,5	39,26	35,06	38,02
Адыгейская 10 Т-1	11,54	12,18	10,51	11,65
Адыгейская 10 Т-2	11,64	12,24	10,54	11,67
Бакир	38,88	39,88	37,5	39,73
Бакир-2 СШ-35	39,57	40,44	38,01	39,75
Бакир-1 СШ-0.4	0,43	0,44	0,41	0,44
Бакир-2СШ-0.4	0,44	0,44	0,42	0,44
БВД Т-1-35	36,58	37,02	33,92	37,92
БВД Т-2-35	34,21	35,77	30,13	35,62
БВД Т-1-10	10,69	10,86	9,94	11,16
БВД Т-2-10	10,09	10,62	8,75	10,53
Безводная-35	36,59	38,36	35	38,34
Безводная-6	5,97	6,27	5,73	6,29
Белая Т-1-35	36,83	38,54	34,21	38,06
Белая Т-2-35	36,83	38,54	34,21	38,06
Белая Т-1-10	10,9	11,47	10,06	11,3
Белая Т-2-10	10,9	11,47	10,06	11,3
Бизнес инкубатор	34,45	36,81	33,31	37,56
Бизнес инкубатор Т-2-35	34,45	36,81	33,31	37,56
Бизнес инкубатор Т-1-10	10,82	11,56	10,46	11,79
Бизнес инкубатор Т-2-10
Блечепсин Т-1-35	35,67	38,25	34,2	38,18
Блечепсин Т-2-35	35,67	38,25	34,2	38,18
Блечепсин Т-1-10	10,95	11,83	10,5	11,85
Блечепсин Т-2-10	10,95	11,83	10,5	11,85
Бройлерная Т-1-35	37,22	38,92	33,68	38,05
Бройлерная Т-2-35	37,22	38,92	33,69	38,05
Бройлерная Т-1-10	11,31	11,84	10,25	11,59
Бройлерная Т-2-10
Веселая-35	35,85	37,77	34,62	38,3
Веселая-10	10,36	11,06	10	11,27
Ветропарк	239,28	238,9	233,05	238,02
Водохранилище	118,16	120,58	115,74	119,93
Водохранилище (Т-2)	118,31	120,69	115,75	119,91
Вод. хрн 35 Т-1	38,96	39,96	37,71	39,85
Вод. хрн 35 Т-2	39,61	40,44	38,01	39,75
Вод. хрн 10 Т-1	11,18	11,46	10,81	11,42
Вод. хрн 10 Т-2	11,35	11,59	10,75	11,31
Водохранилище	118,16	120,57	115,74	119,93
Водохранилище 2сш	118,31	120,69	115,75	119,91
Водохранилище	11,33	10,85	10,41	10,79
Водохранилище 2сш	10,64	10,85	10,4	10,78
Восход 35	37,78	39,42	34,29	37,86
Восход 10	10,83	11,36	9,59	10,8
Восход 10
Гиагинская Т-1-35	35,66	37,71	33,59	37,85
Гиагинская Т-2-35	35,66	37,71	33,59	37,85
Гиагинская Т-1-10	10,31	11,05	9,8	11,19
Гиагинская Т-2-10	10,7	11,32	9,81	11,2
Гузерипль-35	37,93	37,81	36,05	39
Гузерипль-10	10,67	10,69	10,12	11,02
Даховская-35	38,18	37,97	36,3	39,14
Даховская-10	10,2	10,38	9,79	10,84
Дондуковская-35	34,81	37,07	33,63	37,74
Дондуковская-10	10,62	11,43	10,17	11,62
Дукмасово Т-1-35	35,04	37,59	34,27	37,36
Дукмасово Т-2-35	35,04	37,59	34,27	37,36
Дукмасово Т-1-10	10,83	11,68	10,51	11,58
Дукмасово Т-2-10	10,83	11,68	10,51	11,58
Егерухай-35	37,02	38,56	35,87	39,02
Егерухай-10	11,33	11,91	11,09	12,15
Егерухай Т-2-10
Еленовская	111,66	116,1	111,63	117,77
Еленовск-35	35,46	37,87	34,76	37,64
Еленовск-10	10,23	10,93	10,03	10,74
Зарево Т1-35	36,84	38,49	35,12	38,68
Зарево Т2-35	36,84	38,49	35,12	38,68
Зарево Т1-10	10,66	11,16	10,15	11,21
Зарево Т2-10	10,66	11,16	10,15	11,21
Заря-35	38,75	39,78	37,15	39,53
Заря-10	12,09	12,45	11,45	12,29
Икея	118,25	120,19	114,85	119,29
Икея Т-2	117,88	120,02	114,47	119,03
Икея-1 СШ-10	10,63	10,85	10,11	10,67
Икея-2 СШ-10	10,61	10,85	10,08	10,65
Икея-3 СШ-10	10,56	10,81	9,57	10,39
Икея-4 СШ-10	10,66	10,88	9,8	10,5
Казенно-Кужорская	115,84	120,31	111,91	120,68
Казенно-Кужорская	38,8	40,3	37,45	40,4
Казенно-Кужорская	11,12	11,55	10,73	11,57
Калининск Т-1-35	36,96	38,24	35,68	39,08
Калининск Т-2-35	36,96	38,24	35,68	39,08
Калининск Т-1-10	11,18	11,72	10,86	12,07
Калининск Т-2-10	11,18	11,72	10,86	12,07
Карьерная-35	34,16	37,03	33,36	36,91
Карьерная-10	10,1	11,07	9,8	11,05
Отп. Карьерная-2	37,52	39,13	33,99	38,22
Карьерная-2 10	11,71	12,24	10,67	12
Карьерная-2 Т-2-10	11,71	12,24	10,67	12
Керам. З-Д 35 1	38,54	39,56	36,75	38,77
Керам. З-Д 35 2	38,54	39,56	36,75	38,77
Керам. З-Д 10 Т-1	10,83	11,26	10,44	11,13
Керам. З-Д 10 Т-2	11,14	11,46	10,58	11,21
Комбизавод Т-1-35	35,79	38,03	33,76	38,28
Комбизавод Т-2-35	35,79	38,03	33,76	38,28
Комбизавод Т-1-10	10,66	11,36	10,01	11,41
Комбизавод Т-2-10	10,64	11,34	9,99	11,4
Компресс Т-1-35	36,6	38,58	34,87	38,91
Компресс Т-2-35	36,95	38,24	35,68	39,07
Компресс Т-1-6	6,57	6,93	6,27	7
Компресс Т-2-6	6,54	6,77	6,32	6,93
Кошехабль Т-1-35	36,73	38,59	33,18	37,76
Кошехабль Т-2-35	36,73	38,59	33,18	37,76
Кошехабль Т-1-10	11,22	11,9	10,05	11,63
Кошехабль Т-2-10	11,22	11,9	10,05	11,63
Красногвардейская-35	34,51	37,22	33,41	36,9
Красногвард-т-1 10	10,45	11,42	9,96	11,28
Красногвард-Т-2 10	10,83	11,68	10,49	11,58
Кужорская Т-1-35	37,5	38,61	36,12	39,33
Кужорская Т-2-35	37,5	38,61	36,12	39,33
Кужорская Т-1-10	10,64	11,11	10,48	11,51
Кужорская Т-2-10	10,64	11,11	10,48	11,51
Курджипская-35	36,77	37,16	34,11	38,03
Курджипская-10	10,46	10,65	9,83	11,01
Курская Т-1-35	34,38	36,77	33,26	37,53
Курская Т-2-35	34,38	36,77	33,26	37,53
Курская Т-1-10
Курская Т-2-10	10,3	11,2	10,05	11,55
Майгэс Т-1-35	37,66	37,81	34,91	38,48
Майгэс Т-2-35	37,66	37,81	34,91	38,48
Майгэс Т-1-6	6,26	6,13	5,72	6,31
Майгэс Т-2-6	6,26	6,13	5,53	6,21
ГГ-1-2	6,26	6,13	5,72	6,31
ГГ-2-2	6,26	6,13	5,72	6,31
ГГ-3	6,26	6,13	5,53	6,21
ГГ-4	6,26	6,13	5,53	6,21
Московская
Московская-2 СШ-1Ю
Московская-1 СШ-Ю
Н. Севастопольская-35	34,93	37,53	34,19	37,34
Н. Севастоп-10	10,46	11,31	10,18	11,24
Натырбово-35	36,22	38,62	34,72	38,48
Натырбово-10	11,16	11,98	10,65	11,93
Новосвободная	115,96	117,63	110,07	117,77
Н. Свобод-10	10,78	10,97	10,29	11,04
НС-1	39,57	39,89	37,56	39,76
НС-1 10 Т-2	11,39	11,51	10,84	11,5
НС-1 6 Т-1	7,12	7,18	6,76	7,16
НС-15	37,81	39,17	35,83	38,5
НС-15 10 Т-2	6,7	6,94	6,35	6,83
НС-15 6 Т-1	10,99	11,38	10,29	11,12
НС-2	38,94	39,93	37,65	39,81
НС-2 6 Т-1	6,95	7,15	6,78	7,17
НС-2 6 Т-2	7,01	7,19	6,73	7,14
НС-5Д-35	38,79	39,81	37,27	39,6
НС-5Д-2СШ-35	38,79	39,81	37,27	39,6
НС-5Д-1 СШ-6	6,98	7,17	6,71	7,13
НС-5Д-2 СШ-6	6,98	7,17	6,71	7,13
Октябрьская	116,53	119,12	112,99	117,49
Октябрьск 35 Т-2	39,13	40,29	36,7	39,15
Октябрьск 10 Т-2	11,33	11,67	10,6	11,33
Парк
Парк-110
Парк-1 СШ-10
Парк-2 СШ-10
Первомайск Т-1-35	35,48	36,61	32,01	36,59
Первомайск Т-2-35	35,48	36,61	32,01	36,59
Первомайск Т-1-10	10,45	10,86	9,41	10,87
Первомайск Т-2-10	10,46	10,86	9,38	10,85
Подлесная-35	37,5	37,78	34,98	38,52
Подлесная-0.4	0,4	0,41	0,38	0,42
Понежукай-35	38,09	40,33	35,18	38,71
Понежукай-10 Т-1	11,86	12,6	10,87	12,05
Понежукай-10 Т-2	11,88	12,61	10,98	12,12
Промсточ Т-1-35	36,19	38,3	34,51	38,7
Промсточ Т-2-35	36,19	38,3	34,51	38,7
Промсточ Т-1-6	6,5	6,89	6,19	6,96
Промсточ Т-2-6	6,4	6,81	6,12	6,91
Птицесовх-3 5	36,62	38,6	34,88	38,92
Птицесовх-10	10,46	11,22	9,93	11,37
Садовая-35	36,58	37,02	33,9	37,91
Садовая-35-2		37,02	33,9	37,91
Садовая-10	10,36	10,41	9,53	10,84
Садовая-10-2
Сах.З-Д-35	35,66	37,71	33,59	37,85
Северная	116,57	118,27	111,29	118,69
Северная Т-1-35	38,16	38,65	36,07	39,21
Северная Т-2-35	38,56	39,32	36,9	39,76
Северная Т-3-10	10,81	11,12	10,41	11,29
Северная Т-4-10
Северная Т-1-6	6,5	6,61	6,15	6,71
Северная Т-2-6	6,55	6,68	6,26	6,77
Термнефть	118,06	120,29	115,37	119,42
Т. Нефть2	118,11	120,33	115,42	119,44
Т. Нефть1 10	10,98	11,23	10,46	11,01
Т. Нефть2 10	10,95	11,21	10,39	10,97
Тульская Т-1-35	34,53	35,99	30,58	35,86
Тульская Т-2-35	34,53	35,99	30,58	35,86
Тульская Т-1-10	9,93	10,56	8,29	10,39
Тульская Т-2-10	10,38	10,86	9,08	10,78
ТГ-1-6	6,3	6,33	6,15	6,66
ТГ-2-6	6,34	6,5	5,91	6,65
Хаджох	115,96	117,63	110,06	117,76
Хаджох-35	37,94	38,22	35,2	38,26
Хаджох Т-2-35	38,56	38,22	36,62	39,31
Хаджох Т-1-10	10,94	10,92	10,13	10,93
Хаджох Т-2-10	11,05	10,92	10,5	11,27
Хакурате	38,55	39,57	37,58	39,09
Хакурате 10 (РП 10)	11,2	11,52	10,8	11,32
Хамышки-3 5	37,98	37,84	36,1	39,03
Хамышки-10	10,66	10,67	10,12	11,03
Ханская тяг.	116,74	118,6	111,6	118,79
Ханская-27	26,9	27,51	25,67	27,59
Ханская-10	10,71	10,98	10,2	11,02
Хатукаи-35	36,73	39,25	35,07	40,42
Хатукаи-10	11,26	12,14	10,53	12,41
Ходзь	116,44	121,18	112,92	121,77
Ходзь Ш.10	11,16	11,62	10,77	11,65
Хомуты 35	37,91	39,13	35,82	38,01
Хомуты 10 Т-2	10,93	11,31	10,21	10,94
Хомуты 6 Т-1	6,78	7,01	6,39	6,81
Черемушки	233,42	234,07	225,93	233,11
Черемушк	118,16	119,34	112,96	119,43
Черемушк Т-1-35	38,71	39,41	36,73	39,39
Черемушк Т-2-35	38,3	38,64	35,76	38,97
Черемушк Т-3-10	10,53	10,77	9,84	10,93
Черемушки Т-4-10	10,75	10,86	10,28	10,87
Черемушк Т-1-6	6,5	6,64	6,13	6,64
Черемушк Т-2-6	6,48	6,57	5,99	6,6
Черемушки Т-4-6	6,49	6,56	6,2	6,56
Чернышевск Т-1-35	34,92	37,5	34,15	37,29
Чернышевск Т-2-35	34,92	37,5	34,15	37,29
Чернышевск Т-1-10	10,9	11,73	10,61	11,64
Чернышевск Т-2-10	10,9	11,73	10,61	11,64
Чехрак Т-1-35	36,59	38,49	33,06	37,69
Чехрак Т-2-35	36,59	38,49	33,06	37,69
Чехрак Т-1-10	11,3	11,95	10,24	11,75
Чехрак Т-2-10	11,3	11,95	10,24	11,75
Шенджий	116,32	119,05	112,39	117,33
Шенджий 27.5 Т-1
Шенджий 27.5 Т-2	34,89	35,39	33,71	35,16
Шенджий 10 Т-1
Шенджий 10 Т-2	11,16	11,32	10,79	11,26
Шовгеновская	115,52	118,53	111,55	119,07
Шовгенов Т-1-35	37,72	39,07	36,25	39,3
Шовгенов Т-2-35	37,42	38,83	36,14	39,16
Шовгенов Т-1-10	10,68	11,1	10,31	11,2
Шовгенов Т-2-10	10,68	11,1	10,31	11,2
Шапсуг-110	116,35	118,93	113	117,45
Шапсуг-2СШ-110	116,67	119,13	113,65	117,66
Шапсуг-1СШ-35	38,4	39,41	37,28	39,07
Шапсуг-2СШ-35	38,76	39,7	37,71	39,19
Шапсуг-1СШ-10	10,43	10,71	10,13	10,61
Шапсуг-2СШ-10	10,5	10,77	10,2	10,62
Шевченко 35	37,6	40,01	34,48	38,32
Шевченко 10 Т-1	11,6	12,43	10,38	11,77
Шевченко 10 Т-2	11,69	12,49	10,66	11,93
Штурбино-35	35,11	37,63	34,36	37,41
Штурбино-10	10,48	11,32	10,19	11,24
Элит Т-1-35	35,83	38,35	34,35	38,27
Элит Т-2-35	35,83	38,35	34,35	38,27
Элит Т-1-10	11,18	11,99	10,71	11,97
Элит Т-2-10	11,18	11,99	10,71	11,97
Энем 35	37,37	39,14	33,65	37,52
Энем 10 Т-1	10,61	11,15	9,3	10,56
Энем 10 Т-2	10,63	11,16	9,44	10,63
Южная Т-1-35	37,41	37,77	35,02	38,53
Южная Т-2-35	37,41	37,78	35,02	38,53
Южная Т-1-6	6,3	6,33	6,15	6,66
Южная Т-2-6	6,34	6,5	5,91	6,65
Яблоновская	225,64	229,43	219,79	227,81
Яблоновская	118,19	120,35	115,5	119,47
Яблоновская	118,19	120,35	115,5	119,47

Таблица 3.2.13 - Расчетные напряжения на шинах 6, 10, 35 и 110 кВ подстанций, расположенных на территории Республики Адыгея в расчетных режимах 2021 года. Оптимистический вариант

Название ПС	Зимний максимум нагрузок	Зимний минимум нагрузок	Летний максимум нагрузок	Летний минимум нагрузок
	Расчетные напряжения, кВ
Адыгейская-110	115,08	120,3	113,5	117,82
Адыгейская Т-1-35	38,16	39,89	37,55	39,25
Адыгейская Т-2-35	37,55	39,88	36,46	38,63
Адыгейская Т-1 10	10,92	11,42	10,75	11,24
Адыгейская Т-2 10	10,73	11,4	10,45	11,07
Адыгейская	37,43	39,85	36,27	38,54
Адыгейская 10 Т-1	11,53	12,37	10,89	11,81
Адыгейская 10 Т-2	11,62	12,43	10,92	11,83
Бакир	38,88	39,98	37,94	39,72
Бакир-2СШ-35	39,49	40,48	38,06	39,71
Бакир-1СШ-0.4	0,43	0,44	0,42	0,44
Бакир-2СШ-0.4	0,43	0,45	0,42	0,44
БВД Т-1-35	36,24	37,14	34,66	38,09
БВД Т-2-35	33,89	36,59	31,73	36,11
БВД Т-1-10	10,59	10,9	10,16	11,21
БВД Т-2-10	9,99	10,86	9,24	10,68
Безводная-35	36,54	38,55	35,69	38,58
Безводная-6	5,97	6,3	5,85	6,32
Белая Т-1-35	36,64	38,84	35,02	38,16
Белая Т-2-35	36,64	38,84	35,02	38,16
Белая Т-1-10	10,85	11,56	10,3	11,33
Белая Т-2-10	10,85	11,56	10,3	11,33
Бизнес инкубатор	34,31	36,94	34,01	37,63
Бизнес инкубатор Т-2-35	34,31	36,94	34,01	37,63
Бизнес инкубатор Т-1-10	10,77	11,6	10,68	11,82
Бизнес инкубатор Т-2-10
Блечепсин Т-1-35	35,09	38,05	34,21	38,68
Блечепсин Т-2-35	35,09	38,05	34,21	38,68
Блечепсин Т-1-10	10,77	11,78	10,51	12
Блечепсин Т-2-10	10,77	11,78	10,51	12
Бройлерная Т-1-35	36,91	38,95	36,1	38,2
Бройлерная Т-2-35	36,91	38,95	36,1	38,2
Бройлерная Т-1-10	11,21	11,85	10,99	11,63
Бройлерная Т-2-10
Веселая-35	35,7	37,88	35,3	38,37
Веселая-10	10,32	11,1	10,2	11,29
Ветропарк	236,88	238,85	233,6	238,35
Водохранилище	117,91	120,7	115,9	119,81
Водохранилище (Т-2)	118,04	120,81	115,86	119,77
Вод. хрн 35 Т-1	38,96	40,06	38,13	39,83
Вод. хрн 35 T-2	39,52	40,48	38,05	39,71
Вод. хрн 10 Т-1	10,47	11,49	10,94	11,42
Вод. хрн 10 T-2	11,33	11,6	10,77	11,3
Водохранилище	117,91	120,7	115,9	119,81
Водохранилище 2сш	118,04	120,81	115,86	119,77
Водохранилище	10,6	10,86	10,43	10,78
Водохранилище 2сш	10,61	10,87	10,41	10,77
Восход 35	37,52	39,95	34,83	39,58
Восход 10	10,76	11,51	9,75	11,29
Восход 10
Гиагинская Т-1-35	35,54	37,83	34,4	37,93
Гиагинская Т-2-35	35,54	37,83	34,4	37,93
Гиагинская Т-1-10	10,27	11,09	10,04	11,22
Гиагинская Т-2-10	10,67	11,35	10,05	11,22
Гузерипль-35	36,78	38,24	36,72	39,16
Гузерипль-10	10,35	10,81	10,31	11,07
Даховская-35	37,02	38,4	36,97	39,3
Даховская-10	9,88	10,5	9,99	10,89
Дондуковская-35	34,67	37,19	34,33	37,82
Дондуковская-Ю	10,58	11,47	10,39	11,65
Дукмасово Т-1-35	35,38	38,01	34,43	38,04
Дукмасово Т-2-35	35,38	38,01	34,43	38,04
Дукмасово Т-1-10	10,94	11,82	10,56	11,79
Дукмасово Т-2-10	10,94	11,82	10,56	11,79
Егерухай-35	36,88	38,66	36,53	39,08
Егерухай-10	11,29	11,94	11,29	12,17
Егерухай Т-2-10
Еленовская	112,46	117,29	111,93	117,61
Еленовск-35	35,8	38,3	34,91	38,32
Еленовск-10	10,33	11,05	10,07	11,06
Зарево Т1-35	36,72	38,6	35,9	38,76
Зарево Т2-35	36,72	38,6	35,9	38,76
Зарево Т1-10	10,63	11,19	10,37	11,23
Зарево Т2-10	10,63	11,19	10,37	11,23
Заря-35	38,74	39,88	37,59	39,53
Заря-10	12,09	12,48	11,59	12,3
Икея	116,86	119,55	113,9	118,33
Икея Т-2	116,79	119,56	113,76	118,33
Икея-1СШ-10	10,5	10,79	10,03	10,59
Икея-2СШ-10	10,51	10,81	10,02	10,59
Икея-3СШ-10	10,44	10,76	9,5	10,31
Икея-4СШ-10	10,56	10,84	9,75	10,44
Казенно-Кужорская	114,3	120,24	111,32	120,82
Казенно-Кужорская	38,29	40,28	37,26	40,45
Казенно-Кужорская	10,97	11,54	10,67	11,59
Калининск Т-1-35	36,76	38,89	36,33	39,22
Калининск Т-2-35	36,76	38,89	36,33	39,22
Калининск Т-1-10	11,12	11,92	11,06	12,11
Калининск Т-2-10	11,12	11,92	11,06	12,11
Карьерная-35	34,56	37,48	33,52	37,57
Карьерная-10	10,23	11,21	9,86	11,24
Отп. Карьерная-2	37,21	39,15	36,41	38,38
Карьерная-2 10	11,61	12,25	11,43	12,05
Карьерная-2 Т-2-10	11,61	12,25	11,43	12,05
Керам. З-Д 35 1	38,29	40,05	37,2	39,01
Керам. З-Д 35 2	38,29	40,05	37,2	39,01
Керам. З-Д 10 Т-1	10,76	11,4	10,57	11,2
Керам. З-Д 10 Т-2	11,06	11,6	10,71	11,28
Комбизавод Т-1-35	35,7	38,23	34,75	38,47
Комбизавод Т-2-35	35,7	38,23	34,75	38,47
Комбизавод Т-1-10	10,63	11,42	10,3	11,47
Комбизавод Т-2-10	10,62	11,4	10,29	11,46
Компресс Т-1-35	36,52	38,78	35,85	39,09
Компресс Т-2-35	36,75	38,88	36,32	39,22
Компресс Т-1-6	6,56	6,97	6,45	7,04
Компресс Т-2-6	6,5	6,88	6,44	6,95
Кошехабль Т-1-35	36,42	38,62	35,59	37,92
Кошехабль Т-2-35	36,42	38,62	35,59	37,92
Кошехабль Т-1-10	11,13	11,91	10,79	11,68
Кошехабль Т-2-10	11,13	11,91	10,79	11,68
Красногвардейская-35	34,84	37,65	33,58	37,58
Красногвард-Т-1 10	10,55	11,55	10,02	11,49
Красногвард-Т-2 10	10,93	11,82	10,54	11,8
Кужорская Т-1-35	37,3	39,26	36,76	39,47
Кужорская Т-2-35	37,3	39,26	36,76	39,47
Кужорская Т-1-10	10,58	11,3	10,67	11,56
Кужорская Т-2-10	10,58	11,3	10,67	11,56
Курджипская-35	36,44	37,28	34,85	38,2
Курджипская-10	10,37	10,69	10,04	11,06
Курская Т-1-35	34,25	36,89	33,96	37,6
Курская Т-2-35	34,25	36,89	33,96	37,6
Курская Т-1-10
Курская Т-2-10	10,25	11,24	10,27	11,58
Майгэс Т-1-35	37,38	37,93	35,63	38,65
Майгэс Т-2-35	37,39	37,93	35,64	38,65
Майгэс Т-1-6	6,22	6,15	5,75	6,34
Майгэс Т-2-6	6,22	6,15	5,75	6,23
ГГ-1-2	6,22	6,15	5,75	6,34
ГГ-2-2	6,22	6,15	5,75	6,34
ГГ-3	6,22	6,15	5,75	6,23
ГГ-4	6,22	6,15	5,75	6,23
Н. Севастопольская-35	35,29	37,96	34,34	38,01
Н. Севастоп-10	10,56	11,44	10,23	11,45
Натырбово-35	35,63	38,42	34,71	38,96
Натырбово-10	10,98	11,92	10,65	12,08
Новосвободная	115,07	118,25	112,06	118,24
Н. Свобод-10	10,69	11,03	10,48	11,08
НС-1	39,48	39,99	38	39,75
НС-1 10 Т-2	11,37	11,54	10,97	11,5
НС-1 6 Т-1	7,11	7,2	6,84	7,16
НС-15	37,78	39,76	37,04	39
НС-15 10 Т-2	6,7	7,05	6,57	6,92
НС-15 6 Т-1	10,98	11,56	10,64	11,27
НС-2	38,93	40,03	38,08	39,79
НС-2 6 Т-1	6,95	7,17	6,85	7,16
НС-2 6 Т-2	7,01	7,21	6,81	7,14
НС-5Д-35	38,79	39,91	37,71	39,6
НС-5Д-2СШ-35	38,79	39,91	37,71	39,6
НС-5Д-1СШ-6	6,98	7,18	6,79	7,13
НС-5Д-2СШ-6	6,98	7,18	6,79	7,13
Октябрьская	115,73	120,61	114,32	118,54
Октябрьск 35 Т-2	38,86	40,8	37,2	40,23
Октябрьск 10 Т-2	11,25	11,82	10,75	11,64
Первомайск Т-1-35	35,08	37,32	33,34	36,98
Первомайск Т-2-35	35,08	37,32	33,34	36,98
Первомайск Т-1-10	10,34	11,12	9,81	10,98
Первомайск Т-2-10	10,34	11,13	9,78	10,97
Подлесная-35	37,26	37,89	35,73	38,69
Подлесная-0.4	0,4	0,41	0,39	0,42
Понежукай-3 5	37,83	40,78	36,1	37,39
Понежукай-10 Т-1	11,78	12,74	11,16	11,64
Понежукай-10 Т-2	11,8	12,76	11,27	11,71
Промсточ Т-1-35	36,11	38,5	35,49	38,89
Промсточ Т-2-35	36,11	38,5	35,49	38,89
Промсточ Т-1-6	6,49	6,92	6,37	6,99
Промсточ Т-2-6	6,38	6,85	6,3	6,95
Птицесовх-3 5	36,53	38,79	35,86	39,1
Птицесовх-10	10,47	11,31	10,3	11,47
Садовая-35	36,24	37,15	34,65	38,08
Садовая-35-2		37,15	34,65	38,08
Садовая-10	10,02	10,45	9,75	10,89
Садовая-10-2
Сах. З-Д-35	35,54	37,83	34,4	37,93
Северная	115,76	118,84	113,15	119,06
Северная Т-1-35	37,98	38,72	36,84	39,4
Северная Т-2-35	38,35	39,96	37,53	39,89
Северная Т-3-10	10,75	11,28	10,59	11,33
Северная Т-1-6	6,49	6,6	6,29	6,75
Северная Т-2-6	6,52	6,83	6,36	6,79
Термнефть	117,48	120,21	115,23	119,14
Т. Нефть2	117,53	120,25	115,27	119,18
Т. Нефть1 10	10,94	11,24	10,47	11
Т. Нефть2 10	10,91	11,21	10,4	10,96
Тульская Т-1-35	34,21	36,8	32,16	36,35
Тульская Т-2-35	34,21	36,8	32,16	36,35
Тульская Т-1-10	9,91	10,86	9,03	10,64
Тульская Т-2-10	10,28	11,2	9,56	10,93
ТГ-1-6	6,3	6,35	6,3	6,69
ТГ-2-6	6,3	6,52	6,04	6,68
Хаджох	115,08	118,25	112,05	118,23
Хаджох-35	37,41	38,65	36,1	38,49
Хаджох Т-2-35	37,41	38,65	37,28	39,47
Хаджох Т-1-10	10,79	11,04	10,39	10,99
Хаджох Т-2-10	10,79	11,04	10,69	11,31
Хакурате	38,31	40,06	38	39,42
Хакурате 10 (РП 10)	11,13	11,66	10,93	11,42
Хамышки-3 5	36,83	38,27	36,77	39,19
Хамышки-10	10,33	10,8	10,31	11,07
Ханская тяг.	115,89	119,08	113,54	119,1
Ханская-27	26,71	27,63	26,12	27,66
Ханская-10	10,63	11,03	10,39	11,05
Хатукай-35	34,73	39,93	35,6	40,43
Хатукай-10	10,64	12,35	10,69	12,41
Ходзь	115,17	121,21	112,5	121,98
Ходзь Ш.10	11,04	11,62	10,73	11,67
Хомуты 35	37,5	39,09	35,7	38,37
Хомуты 10 Т-2	10,81	11,3	10,18	11,05
Хомуты 6 Т-1	6,73	7,02	6,41	6,9
Черемушки	231,03	234,15	227,05	233,59
Черемушк	117,17	119,71	114,58	119,77
Черемушк Т-1-35	38,38	39,54	37,28	39,51
Черемушк Т-2-35	37,97	38,78	36,41	39,12
Черемушк Т-3-10	10,44	10,82	10,03	10,97
Черемушк Т-1-6	6,44	6,67	6,23	6,66
Черемушк Т-2-6	6,42	6,59	6,11	6,62
Чернышев СК Т-1-35	35,26	37,93	34,3	37,97
Чернышев СК Т-2-35	35,26	37,93	34,3	37,97
Чернышев СК Т-1-10	11	11,86	10,66	11,86
Чернышев СК Т-2-10	11	11,86	10,66	11,86
Чехрак Т-1-35	36,29	38,52	35,48	37,85
Чехрак Т-2-35	36,29	38,52	35,48	37,85
Чехрак Т-1-10	11,2	11,96	10,99	11,8
Чехрак Т-2-10	11,2	11,96	10,99	11,8
Шенджий	115,45	120,46	114,21	118,13
Шенджий 27.5 Т-1
Шенджий 27.5 Т-2	34,12	35,82	34,26	35,41
Шенджий 10 Т-1
Шенджий 10 Т-2	10,91	11,46	10,96	11,33
Шовгеновская	115,07	118,81	113,52	119,23
Шовгенов Т-1-35	37,6	39,17	37,02	39,37
Шовгенов Т-2-35	37,27	38,93	36,8	39,22
Шовгенов Т-1-10	10,64	11,13	10,5	11,22
Шовгенов Т-2-10	10,64	11,13	10,5	11,22
Шапсуг-110	115,58	120,46	114,35	118,43
Шапсуг-2СШ-110	115,85	120,57	114,94	118,48
Шапсуг-1СШ-35	38,22	40,04	37,81	39,45
Шапсуг-2СШ-35	38,5	40,19	38,14	39,49
Шапсуг-1СШ-10	10,38	10,88	10,28	10,72
Шапсуг-2СШ-10	10,43	10,9	10,32	10,7
Шевченко 35	37,34	40,47	35,41	37,02
Шевченко 10 Т-1	11,55	12,58	10,67	11,38
Шевченко 10 Т-2	11,6	12,63	10,95	11,53
Штурбино-35	35,45	38,06	34,51	38,09
Штурбино-10	10,58	11,45	10,24	11,44
Элит Т-1-35	35,24	38,16	34,35	38,76
Элит Т-2-35	35,24	38,16	34,35	38,76
Элит Т-1-10	11	11,93	10,71	12,13
Элит Т-2-10	11	11,93	10,71	12,13
Энем 35	37,1	39,68	34,2	39,38
Энем 10 Т-1	10,54	11,3	9,47	11,08
Энем 10 Т-2	10,56	11,32	9,6	11,49
Южная Т-1-35	37,19	37,88	35,78	38,71
Южная Т-2-35	37,19	37,88	35,78	38,71
Южная Т-1-6	6,3	6,35	6,3	6,69
Южная Т-2-6	6,3	6,52	6,04	6,68
Яблоновская	225,42	230,24	220,7	228,51
Яблоновская	117,56	120,24	115,31	119,16
Яблоновская	117,56	120,24	115,31	119,16

Таблица 3.2.14 - Расчетные напряжения на шинах 6, 10, 35 и 110 кВ подстанций, расположенных на территории Республики Адыгея в расчетных режимах 2025 года. Оптимистический вариант

Название ПС	Зимний максимум нагрузок	Зимний минимум нагрузок	Летний максимум нагрузок	Летний минимум нагрузок
	Расчетные напряжения, кВ
Адыгейская-110	115,86	118,92	111,34	117,02
Адыгейская Т-1-35	38,22	39,3	36,35	38,75
Адыгейская Т-2-35	37,62	39,28	35,24	38,12
Адыгейская Т-1 10	10,91	11,24	10,34	11,06
Адыгейская Т-2 10	10,72	11,21	10,04	10,89
Адыгейская	37,5	39,26	35,06	38,02
Адыгейская 10 Т-1	11,54	12,18	10,51	11,65
Адыгейская 10 Т-2	11,64	12,24	10,54	11,67
НПЗ Антей-110	115,4	118,65	114,34	117,55
Бакир	38,88	39,88	37,5	39,73
Бакир-2СШ-35	39,57	40,44	38,01	39,75
Бакир-1СШ-0.4	0,43	0,44	0,41	0,44
Бакир-2СШ-0.4	0,44	0,44	0,42	0,44
БВД Т-1-35	36,58	37,02	33,92	37,92
БВД Т-2-35	34,21	35,77	30,13	35,62
БВД Т-1-10	10,69	10,86	9,94	11,16
БВД Т-2-10	10,09	10,62	8,75	10,53
Безводная-35	36,59	38,36	35	38,34
Безводная-6	5,97	6,27	5,73	6,29
Белая Т-1-35	36,83	38,54	34,21	38,06
Белая Т-2-35	36,83	38,54	34,21	38,06
Белая Т-1-10	10,9	11,47	10,06	11,3
Белая Т-2-10	10,9	11,47	10,06	11,3
Бизнес инкубатор	34,45	36,81	33,31	37,56
Бизнес инкубатор Т-2-35	34,45	36,81	33,31	37,56
Бизнес инкубатор Т-1-10	10,82	11,56	10,46	11,79
Бизнес инкубатор Т-2-10
Блечепсин Т-1-35	35,67	38,25	34,2	38,18
Блечепсин Т-2-35	35,67	38,25	34,2	38,18
Блечепсин Т-1-10	10,95	11,83	10,5	11,85
Блечепсин Т-2-10	10,95	11,83	10,5	11,85
Бройлерная Т-1-35	37,22	38,92	33,68	38,05
Бройлерная Т-2-35	37,22	38,92	33,69	38,05
Бройлерная Т-1-10	11,31	11,84	10,25	11,59
Бройлерная Т-2-10
Веселая-35	35,85	37,77	34,62	38,3
Веселая-10	10,36	11,06	10	11,27
Ветропарк	239,28	238,9	233,05	238,02
Водохранилище	118,16	120,58	115,74	119,93
Водохранилище (Т-2)	118,31	120,69	115,75	119,91
Вод. хрн 35 Т-1	38,96	39,96	37,71	39,85
Вод. хрн 35 Т-2	39,61	40,44	38,01	39,75
Вод. хрн 10 Т-1	11,18	11,46	10,81	11,42
Вод. хрн 10 Т-2	11,35	11,59	10,75	11,31
Водохранилище	118,16	120,57	115,74	119,93
Водохранилище 2сш	118,31	120,69	115,75	119,91
Водохранилище	11,33	10,85	10,41	10,79
Водохранилище 2сш	10,64	10,85	10,4	10,78
Восход 35	37,78	39,42	34,29	37,86
Восход 10	10,83	11,36	9,59	10,8
Восход 10
Гиагинская Т-1-35	35,66	37,71	33,59	37,85
Гиагинская Т-2-35	35,66	37,71	33,59	37,85
Гиагинская Т-1-10	10,31	11,05	9,8	11,19
Гиагинская Т-2-10	10,7	11,32	9,81	11,2
Гузерипль-35	37,93	37,81	36,05	39
Гузерипль-10	10,67	10,69	10,12	11,02
Даховская-35	38,18	37,97	36,3	39,14
Даховская-10	10,2	10,38	9,79	10,84
Диспансер-35	36,01	38,41	34,99	39,98
Диспансер-10	11,83	12,63	11,49	12,81
Дондуковская-35	34,81	37,07	33,63	37,74
Дондуковская-10	10,62	11,43	10,17	11,62
Дукмасово Т-1-35	35,04	37,59	34,27	37,36
Дукмасово Т-2-35	35,04	37,59	34,27	37,36
Дукмасово Т-1-10	10,83	11,68	10,51	11,58
Дукмасово Т-2-10	10,83	11,68	10,51	11,58
Егерухай-35	37,02	38,56	35,87	39,02
Егерухай-10	11,33	11,91	11,09	12,15
Егерухай Т-2-10
Еленовская	111,66	116,1	111,63	117,77
Еленовск-35	35,46	37,87	34,76	37,64
Еленовск-10	10,23	10,93	10,03	10,74
Зарево Т1-35	36,84	38,49	35,12	38,68
Зарево Т2-35	36,84	38,49	35,12	38,68
Зарево Т1-10	10,66	11,16	10,15	11,21
Зарево Т2-10	10,66	11,16	10,15	11,21
Заря-35	38,75	39,78	37,15	39,53
Заря-10	12,09	12,45	11,45	12,29
Икея	118,25	120,19	114,85	119,29
Икея Т-2	117,88	120,02	114,47	119,03
Икея-1СШ-10	10,63	10,85	10,11	10,67
Икея-2СШ-10	10,61	10,85	10,08	10,65
Икея-3СШ-10	10,56	10,81	9,57	10,39
Икея-4СШ-10	10,66	10,88	9,8	10,5
Казенно-Кужорская	115,84	120,31	111,91	120,68
Казенно-Кужорская	38,8	40,3	37,45	40,4
Казенно-Кужорская	11,12	11,55	10,73	11,57
Калининск Т-1-35	36,96	38,24	35,68	39,08
Калининск Т-2-35	36,96	38,24	35,68	39,08
Калининск Т-1-10	11,18	11,72	10,86	12,07
Калининск Т-2-10	11,18	11,72	10,86	12,07
Карьерная-35	34,16	37,03	33,36	36,91
Карьерная-10	10,1	11,07	9,8	11,05
Отп. Карьерная-2	37,52	39,13	33,99	38,22
Карьерная-2 10	11,71	12,24	10,67	12
Карьерная-2 Т-2-10	11,71	12,24	10,67	12
Керам. З-Д 35 1	38,54	39,56	36,75	38,77
Керам. З-Д 35 2	38,54	39,56	36,75	38,77
Керам. З-Д 10 Т-1	10,83	11,26	10,44	11,13
Керам. З-Д 10 Т-2	11,14	11,46	10,58	11,21
Комбизавод Т-1-35	35,79	38,03	33,76	38,28
Комбизавод Т-2-35	35,79	38,03	33,76	38,28
Комбизавод Т-1-10	10,66	11,36	10,01	11,41
Комбизавод Т-2-10	10,64	11,34	9,99	11,4
Компресс Т-1-35	36,6	38,58	34,87	38,91
Компресс Т-2-35	36,95	38,24	35,68	39,07
Компресс Т-1-6	6,57	6,93	6,27	7
Компресс Т-2-6	6,54	6,77	6,32	6,93
Кошехабль Т-1-35	36,73	38,59	33,18	37,76
Кошехабль Т-2-35	36,73	38,59	33,18	37,76
Кошехабль Т-1-10	11,22	11,9	10,05	11,63
Кошехабль Т-2-10	11,22	11,9	10,05	11,63
Красногвардейская-35	34,51	37,22	33,41	36,9
Красногвард-Т-1 10	10,45	11,42	9,96	11,28
Красногвард-Т-2 10	10,83	11,68	10,49	11,58
Кужорская Т-1-35	37,5	38,61	36,12	39,33
Кужорская Т-2-35	37,5	38,61	36,12	39,33
Кужорская Т-1-10	10,64	11,11	10,48	11,51
Кужорская Т-2-10	10,64	11,11	10,48	11,51
Курджипская-35	36,77	37,16	34,11	38,03
Курджипская-10	10,46	10,65	9,83	11,01
Курская Т-1-35	34,38	36,77	33,26	37,53
Курская Т-2-35	34,38	36,77	33,26	37,53
Курская Т-1-10
Курская Т-2-10	10,3	11,2	10,05	11,55
Лаго-Наки-110	117,38	120,24	115,45	120,03
Лаго-Наки-35	38,81	39,93	38,17	39,93
Лаго-Наки-10	11,04	11,39	10,86	11,4
Майгэс Т-1-35	37,66	37,81	34,91	38,48
Майгэс Т-2-35	37,66	37,81	34,91	38,48
Майгэс Т-1-6	6,26	6,13	5,72	6,31
Майгэс Т-2-6	6,26	6,13	5,53	6,21
ГГ-1-2	6,26	6,13	5,72	6,31
ГГ-2-2	6,26	6,13	5,72	6,31
ГГ-3	6,26	6,13	5,53	6,21
ГГ-4	6,26	6,13	5,53	6,21
Московская	117,09	119,35	115,62	119,43
Московская-2СШ-1Ю	117,07	119,35	115,65	119,5
Московская-1СШ-Ю	10,62	11,35	10,49	11,41
Н. Севастопольская-35	34,93	37,53	34,19	37,34
Н. Севастоп-Ю	10,46	11,31	10,18	11,24
Натырбово-35	36,22	38,62	34,72	38,48
Натырбово-Ю	11,16	11,98	10,65	11,93
Новосвободная	115,96	117,63	110,07	117,77
Н. Свобод-Ю	10,78	10,97	10,29	11,04
НС-1	39,57	39,89	37,56	39,76
НС-1 10 Т-2	11,39	11,51	10,84	11,5
НС-1 6 Т-1	7,12	7,18	6,76	7,16
НС-15	37,81	39,17	35,83	38,5
НС-15 10 Т-2	6,7	6,94	6,35	6,83
НС-15 6 Т-1	10,99	11,38	10,29	11,12
НС-2	38,94	39,93	37,65	39,81
НС-2 6 Т-1	6,95	7,15	6,78	7,17
НС-2 6 Т-2	7,01	7,19	6,73	7,14
НС-5Д-35	38,79	39,81	37,27	39,6
НС-5Д-2СШ-35	38,79	39,81	37,27	39,6
НС-5Д-1СШ-6	6,98	7,17	6,71	7,13
НС-5Д-2СШ-6	6,98	7,17	6,71	7,13
Октябрьская	116,53	119,12	112,99	117,49
Октябрьск 35 Т-2	39,13	40,29	36,7	39,15
Октябрьск 10 Т-2	11,33	11,67	10,6	11,33
Парк	117,06	119,26	115,7	119,42
Парк-110	117,05	119,26	115,7	119,41
Парк-1СШ-10	10,63	10,84	10,51	10,85
Парк-2СШ-10	10,63	10,84	10,51	10,85
Первомайск Т-1-35	35,48	36,61	32,01	36,59
Первомайск Т-2-35	35,48	36,61	32,01	36,59
Первомайск Т-1-10	10,45	10,86	9,41	10,87
Первомайск Т-2-10	10,46	10,86	9,38	10,85
Подлесная-35	37,5	37,78	34,98	38,52
Подлесная-0.4	0,4	0,41	0,38	0,42
Понежукай-3 5	38,09	40,33	35,18	38,71
Понежукай-10 Т-1	11,86	12,6	10,87	12,05
Понежукай-10 Т-2	11,88	12,61	10,98	12,12
Промсточ Т-1-35	36,19	38,3	34,51	38,7
Промсточ Т-2-35	36,19	38,3	34,51	38,7
Промсточ Т-1-6	6,5	6,89	6,19	6,96
Промсточ Т-2-6	6,4	6,81	6,12	6,91
Птицесовх-3 5	36,62	38,6	34,88	38,92
Птицесовх-10	10,46	11,22	9,93	11,37
Садовая-35	36,58	37,02	33,9	37,91
Садовая-35-2		37,02	33,9	37,91
Садовая-10	10,36	10,41	9,53	10,84
Садовая-10-2
Сах. З-Д-35	35,66	37,71	33,59	37,85
Северная	116,57	118,27	111,29	118,69
Северная Т-1-35	38,16	38,65	36,07	39,21
Северная Т-2-35	38,56	39,32	36,9	39,76
Северная Т-3-10	10,81	11,12	10,41	11,29
Северная Т-4-10	9,89	10,49	9,7	10,64
Северная Т-1-6	6,5	6,61	6,15	6,71
Северная Т-2-6	6,55	6,68	6,26	6,77
Термнефть	118,06	120,29	115,37	119,42
Т. Нефть2	118,11	120,33	115,42	119,44
Т. Нефть1 10	10,98	11,23	10,46	11,01
Т. Нефть2 10	10,95	11,21	10,39	10,97
Тульская Т-1-35	34,53	35,99	30,58	35,86
Тульская Т-2-35	34,53	35,99	30,58	35,86
Тульская Т-1-10	9,93	10,56	8,29	10,39
Тульская Т-2-10	10,38	10,86	9,08	10,78
ТГ-1-6	6,3	6,33	6,15	6,66
ТГ-2-6	6,34	6,5	5,91	6,65
Хаджох	115,96	117,63	110,06	117,76
Хаджох-35	37,94	38,22	35,2	38,26
Хаджох Т-2-35	38,56	38,22	36,62	39,31
Хаджох Т-1-10	10,94	10,92	10,13	10,93
Хаджох Т-2-10	11,05	10,92	10,5	11,27
Хакурате	38,55	39,57	37,58	39,09
Хакурате 10 (РП 10)	11,2	11,52	10,8	11,32
Хамышки-3 5	37,98	37,84	36,1	39,03
Хамышки-10	10,66	10,67	10,12	11,03
Ханская тяг.	116,74	118,6	111,6	118,79
Ханская-27	26,9	27,51	25,67	27,59
Ханская-10	10,71	10,98	10,2	11,02
Хатукай-35	36,73	39,25	35,07	40,42
Хатукай-10	11,26	12,14	10,53	12,41
Ходзь	116,44	121,18	112,92	121,77
Ходзь ш.10	11,16	11,62	10,77	11,65
Хомуты 35	37,91	39,13	35,82	38,01
Хомуты 10 Т-2	10,93	11,31	10,21	10,94
Хомуты 6 Т-1	6,78	7,01	6,39	6,81
Черемушки	233,42	234,07	225,93	233,11
Черемушк	118,16	119,34	112,96	119,43
Черемушк Т-1-35	38,71	39,41	36,73	39,39
Черемушк Т-2-35	38,3	38,64	35,76	38,97
Черемушк Т-3-10	10,53	10,77	9,84	10,93
Черемушки Т-4-10	10,75	10,86	10,28	10,87
Черемушк Т-1-6	6,5	6,64	6,13	6,64
Черемушк Т-2-6	6,48	6,57	5,99	6,6
Черемушки Т-4-6	6,49	6,56	6,2	6,56
Чернышевск Т-1-35	34,92	37,5	34,15	37,29
Чернышевск Т-2-35	34,92	37,5	34,15	37,29
Чернышев СК Т-1-10	10,9	11,73	10,61	11,64
Чернышев СК Т-2-10	10,9	11,73	10,61	11,64
Чехрак Т-1-35	36,59	38,49	33,06	37,69
Чехрак Т-2-35	36,59	38,49	33,06	37,69
Чехрак Т-1-10	11,3	11,95	10,24	11,75
Чехрак Т-2-10	11,3	11,95	10,24	11,75
Шенджий	116,32	119,05	112,39	117,33
Шенджий 27.5 Т-1
Шенджиий 27.5 Т-2	34,89	35,39	33,71	35,16
Шенджиий 10 Т-1
Шенджиий 10 Т-2	11,16	11,32	10,79	11,26
Шовгеновская	115,52	118,53	111,55	119,07
Шовгенов Т-1-35	37,72	39,07	36,25	39,3
Шовгенов Т-2-35	37,42	38,83	36,14	39,16
Шовгенов Т-1-10	10,68	11,1	10,31	11,2
Шовгенов Т-2-10	10,68	11,1	10,31	11,2
Шапсуг-110	116,35	118,93	113	117,45
Шапсуг-2СШ-110	116,67	119,13	113,65	117,66
Шапсуг-1СШ-35	38,4	39,41	37,28	39,07
Шапсуг-2СШ-35	38,76	39,7	37,71	39,19
Шапсуг-1СШ-10	10,43	10,71	10,13	10,61
Шапсуг-2СШ-10	10,5	10,77	10,2	10,62
Шевченко 35	37,6	40,01	34,48	38,32
Шевченко 10 Т-1	11,6	12,43	10,38	11,77
Шевченко 10 Т-2	11,69	12,49	10,66	11,93
Штурбино-35	35,11	37,63	34,36	37,41
Штурбино-10	10,48	11,32	10,19	11,24
Элит Т-1-35	35,83	38,35	34,35	38,27
Элит Т-2-35	35,83	38,35	34,35	38,27
Элит Т-1-10	11,18	11,99	10,71	11,97
Элит Т-2-10	11,18	11,99	10,71	11,97
Энем 35	37,37	39,14	33,65	37,52
Энем 10 Т-1	10,61	11,15	9,3	10,56
Энем 10 Т-2	10,63	11,16	9,44	10,63
Южная Т-1-35	37,41	37,77	35,02	38,53
Южная Т-2-35	37,41	37,78	35,02	38,53
Южная Т-1-6	6,3	6,33	6,15	6,66
Южная Т-2-6	6,34	6,5	5,91	6,65
Яблоновская	225,64	229,43	219,79	227,81
Яблоновская	118,19	120,35	115,5	119,47
Яблоновская	118,19	120,35	115,5	119,47

3.3. Предложения по развитию и реконструкции электрических сетей на территории Республики Адыгея в 2021 - 2025 гг.

3.3.1. Развитие электрической сети напряжением 220 кВ

На основании результатов расчетов электрических режимов и в соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы" разработаны предложения по развитию электрических сетей 220 кВ и выше на территории Республики Адыгея. Перечень мероприятий по развитию электрической сети напряжением 220 кВ на территории республики Адыгея в период 2021 - 2025 гг. для базового и оптимистического вариантов приведен в таблице 3.3.1 ниже.

В базовом варианте развитие электрических сетей напряжением 220 кВ и выше на территории Республики Адыгея в период 2021 - 2025 годы, в соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы", планируется по следующим направлениям.

Расчеты, выполненные в разделе 3.2.2, показали, что для обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на технологическое присоединение новых потребителей в юго-западной части г. Краснодара уже в ближайшие годы требуется усиление сети 110 кВ, питающей эти районы города.

В "Схеме и программе развития электроэнергетики Краснодарского края на 2020 - 2024 годы" (утверждена Распоряжением Главы Администрации Краснодарского края от 30.04.2018 г N 101-р) в качестве мероприятия, обеспечивающего возможность исполнения заключенных договоров на технологическое присоединение новых потребителей в юго-западной части г. Краснодара рекомендовано строительство ПС 220 кВ Новая с ЛЭП 220 кВ и 110 кВ. Строительство этих объектов с вводом в 2022 г. предусмотрено также в проекте СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы и в утвержденной ИП ПАО "ФСК ЕЭС" на 2020 - 2024 годы.

В настоящей работе для обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на технологическое присоединение новых потребителей в юго-западной части г. Краснодара и северной части Тахтамукайского района Республики Адыгея усиление сети 110 кВ, питающей эти районы города, предусматривается в 2022 г. путем выполнения следующих мероприятий:

- строительство ПС 220 кВ Новая (на территории г. Краснодара) с установкой одного автотрансформатора 220/110 кВ 125 МВА;

- строительство КВЛ 220 кВ Яблоновская - Новая (21 км, в том числе 13 км по территории Республики Адыгея);

- реконструкция ОРУ 220 кВ на ПС 220 кВ Яблоновская (на территории Республики Адыгея) - строительство линейной ячейки для присоединения КВЛ 220 кВ на ПС 220 кВ Новая.

В оптимистическом варианте мероприятия по развитию сети 220 кВ на территории Республики Адыгея в основном аналогичны мероприятиям базового варианта:

- строительство ПС 220 кВ Новая (на территории г. Краснодара) с установкой одного автотрансформатора 220/110 кВ 125 МВА;

- строительство КВЛ 220 кВ Яблоновская - Новая (21 км, в том числе 13 км по территории Республики Адыгея);

- реконструкция ОРУ 220 кВ на ПС 220 кВ Яблоновская (на территории Республики Адыгея) - строительство линейной ячейки для присоединения КВЛ 220 кВ на ПС 220 кВ Новая;

- реконструкция ПС 220 кВ Черемушки с установкой АТ-2 220/110 кВ мощностью 125 МВА.

Таблица 3.3.1 - Перечень мероприятий по строительству и реконструкции электросетевых объектов на территории энергосистемы Республики Адыгея напряжением 220 кВ и выше, рекомендуемых к выполнению в период 2020 - 2025 гг. с оценкой необходимых капитальных вложений

Цены IV квартал 2020 года

N п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Год стр-ва, реконструкции	Физические характеристики												Описание работ	Соответствие ИП ПАО "ФСК ЕЭС", да/нет	Стоимость, млн. руб. с НДС	Краткое обоснование
			Ввод			Прирост			2020 г.	2021	2022	2023	2024	2025
			км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км/МВА	км/МВА	км/МВА	км/МВА	км/МВА	км/МВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
Базовый вариант развития
1	Строительство ПС 220/110 кВ Новая (расположена на территории Краснодарского края)	2022		125			125				125				Строительство ПС 220/110 кВ Новая с одним АТ мощностью 125 МВА	да	3115,9 <*>	Проект "СиПР ЕЭС РФ 20212027"
2	Строительство ВЛ 220 кВ Яблоновская - Новая	2022	21			21					21				ВЛ 220 кВ, протяженность 21 км	да		Присоединение ПС 220 кВ Новая к сети 220 кВ, проект "СиПР ЕЭС РФ 2021 - 2027"
3	Реконструкция РУ 220 кВ на ПС 220 кВ Яблоновская. (две ячейки для присоединения ВЛ 220 кВ) <**>	2022													Строительство 2-х ячеек в РУ 220 кВ для присоединения ВЛ 220 кВ	да		Присоединение ВЛ 220 кВ Яблоновская - Новая
4	Реконструкция РУ 110 кВ на ПС 220 кВ Яблоновская	2022													Строительство линейной ячейки в РУ 110 кВ	нет	124,67	Строительство одноцепной ВЛ 110 кВ Яблоновская - Новая с заходами на новые ПС 110 кВ Московская и ПС 110 кВ Парк
5	Реконструкция ПС 220 кВ Черемушки, установка АТ-2, расширение ОРУ 220 кВ на 1 яч.	2022		125			125				125				Установка АТ-2 220/110 кВ мощностью 125 МВА, реконструкция ОРУ 220 кВ с уст. 1 яч. выкл.	нет	544,95	Для обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на технологическое присоединение
	Итого по объектам 220 кВ Базовый вариант		21	250		21	250				21 250						3785,52
	В том числе: объекты ПАО "ФСК ЕЭС"		21	250		21	250				21 250						3785,52
	Оптимистический вариант развития
1	Строительство ПС 220/110 кВ Новая	2022		125			125				125				Строительство ПС 220/110 кВ Новая с одним АТ мощностью 125 МВА	да	3115,9 <*>	Для обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на технологическое присоединение
2	Строительство ВЛ 220 кВ Яблоновская - Новая <*>	2022	21			21					21				ВЛ 220 кВ провод АС-300, 21 км	да		Присоединение ПС 220 кВ Новая к сети 220 кВ
3	Реконструкция РУ 220 кВ на ПС 220 кВ Яблоновская. (две ячейки для присоединения ВЛ 220 кВ)	2022													Строительство 2-х линейных ячеек в РУ 220 кВ для присоединения ВЛ 220 кВ	да		Присоединение ВЛ 220 кВ Яблоновская - Новая
4	Реконструкция РУ 110 кВ на ПС 220 кВ Яблоновская	2022													Строительство линейной ячейки в РУ 110 кВ	нет	124,67	Присоединение ЛЭП 110 кВ на ПС 110 кВ Парк
5	Реконструкция ПС 220 кВ Черемушки, установка АТ-2, расширение ОРУ 220 кВ кВ на 1 яч.	2022		125			125				125				Установка АТ-2 220/110 кВ мощностью 125 МВА, реконструкция ОРУ 220 кВ с уст. 1 яч. выкл.	нет	544,95	Для обеспечения возможности исполнения заключенных договоров на технологическое присоединение
	Итого по объектам 220 кВ Оптимистический вариант		21	250		21	250				21 250						3785,52
	В том числе: объекты ПАО "ФСК ЕЭС"		21	250		21	250				21 250						3785,52

______________________________

Примечание:

_{<*> - Стоимость объектов взята из "Инвестиционной программы ПАО "ФСК ЕЭС" на 2020 - 2024 годы" с изменениями, утвержденными Приказом Минэнерго России от 30.12.2020 N 34@;}

_{- Часть ВЛ 220 кВ Яблоновская - Новая проходит по территории Республики Адыгея, ориентировочно 13 км (уточняется при проектировании);}

^<**> _{- две ячейки 220 кВ на ПС 220 кВ Яблоновская, согласно тому ПД: "Э1962-2ПС-ОТР-002-23ЭП изм. 2. Основные технические решения. Реконструкция ПС 220кВ Яблоновская. Электротехнические решения" по титулу: "Строительство ПС 220 кВ Новая трансформаторной мощностью 1 x 125 МВА и КВЛ 220 кВ Яблоновская - Новая протяженностью 21 км и расширение ПС 220 кВ Яблоновская со строительством линейной ячейки"}

______________________________

3.3.2. Развитие электрической сети напряжением 35 - 110 кВ.

Базовый вариант

Развитие электрической сети 35 - 110 кВ на территории Республики Адыгея рассматривается по трем территориально объединенным энергорайонам.

- энергорайон г. Майкоп и Майкопского района республики;

- энергорайон северной и восточной части Республики Адыгея (Шовгеновский, Красногвардейский, Гиагинский и Кошехабльский районы);

- энергорайон западной части Республики Адыгея (город Адыгейск, Теучежский и Тахтамукайский районы).

Базовый вариант предусматривает развитие электрической сети 35 - 110 кВ на территории Республики Адыгея в соответствии с действующими договорами и выданным техническим условиям на осуществление технологического присоединения к электрическим сетям. Перечень информации по заключенным договорам на технологическое присоединение и выданным техническим условиям с указанием реквизитов по ним представлен в таблице 1.3 и 1.3.1 отдельно по каждой подстанции.

Распределение нагрузок по подстанциям 35 кВ и выше энергосистемы Республики Адыгея и Краснодарского края приведено в Приложениях Д и Е.

Загрузка трансформаторов на подстанциях 35 и 110 кВ в режимные дни 20182020 г. и в расчетных режимах 2021 г. и 2025 г., приведены в разделе 3.3.2 для каждого центра питания, а также в таблице 3.3.2.

При определении перспективной максимальной нагрузки трансформаторов на подстанциях 35 и 110 кВ учтена максимальная мощность присоединяемых к подстанции энергопринимающих устройств на напряжении 6 и 10 кВ в соответствии с данными таблицы 1.6 с учетом коэффициента набора мощности нагрузок.

Общие подходы в части реконструкции РУ для реконструируемых подстанций 35 кВ и выше, а также сооружаемых новых линий электропередачи:

- строительство вновь сооружаемых линий электропередачи 35 кВ и выше, а также установка трансформаторного оборудования предполагает реконструкцию распределительных устройств подстанций, к которым производится подключение ЛЭП, с сооружением новых ячеек для подключения электросетевого оборудования (при отсутствии резерва данного оборудования на подстанции) из расчета сооружения одной ячейки выключателей на одно присоединение линии электропередачи;

- при установке вторых трансформаторов на центрах питания 35 кВ и выше, предполагается установка коммутационного оборудования (выключателей, разъединителей) на высшей и низшей сторонах напряжения (в случае отсутствия резерва данного оборудования);

- по подстанциям, на которых предполагается замена трансформаторов с увеличением трансформаторной мощности или замена морально устаревшего оборудования с сохранением трансформаторной мощности, существующие отделители и короткозамыкатели, которые используются в схемах подключения трансформаторов, заменяются схемами с выключателями.

- на подстанциях, где рекомендуется замена трансформаторов из-за их перегрузки в режиме N-1, по данным ПАО "Россети Кубань" отсутствует возможность перевода нагрузки на напряжении 6 - 10 кВ на другие центры питания (см. Приложение И (не приводится) в настоящем томе.

Карта-схема электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Республики Адыгея до 2025 года и принципиальная схема электрических соединений сетей напряжением 35 кВ и выше на 2025 год для базового варианта развития электрических сетей представлены в Приложениях Б и В (не приводятся), том Э2019-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ3.

Таблица 3.3.2 - Расчет загрузки для заменяемых трансформаторов в режиме "N-1" с учетом коэффициента набора мощности

Наименование центра питания (существующий или новый трансформатор)	Нагрузка на этапе	Диспетчерское наименование тр-ра	Мощность тр-ра, МВА	Индекс технического состояния	Срок службы, лет	Нагрузка, МВА		Температура на час замеров, °C	Нормальная схема			Режим (N-1)								Мероприятия по развитию
						Базовый прогноз						Аварийная загрузка в течение 24 часов				Длительно допустимая перегрузка без ограничения длительности
						максимальная, МВА	в том числе:		Коэффициент допустимой длительной перегрузки	Допустимая длительная загрузка тр-ра, МВА	Превышение максимальной перегрузки над длительно допустимой, МВА	Коэффициент допустимой аварийной перегрузки	Допустимая аварийная загрузка тр-ра, МВА	Загрузка тр-ра от номинальной мощности, %	Превышение максимальной перегрузки над аварийно допустимой	Коэффициент допустимой аварийной перегрузки	Допустимая длительная загрузка тр-ра, МВА	Загрузка тр-ра от номинальной мощности, %	Превышение максимальной загрузки над длительно допустимой
							перспективная нагрузка с учетом коэффициентов реализации, МВА
ПС 110/35/10 кВ Адыгейская (сущ. тр-ры 2020 г.)	07.07.2020	Т-1,2	16	100	3/3	11,92	0,00	35	1,12	35,84	-	1,25	20,00	75%	-	1,12	17,92	75%	-	Замена тр-ров 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА
ПС 110/35/10 кВ Адыгейская (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	16	100	4/4	12,95	1,03	35	1,12	35,84	-	1,25	20,00	113% <*>	1 <*>	1,12	17,92	113% <*>	1 <*>
ПС 110/35/10 кВ Адыгейская (сущ. тр-ры 2022 г.) базовый	2022	Т-1,2	16	100	4/4	13,72	1,8	35	1,12	35,84	-	1,25	20,00	133% <*>	7% <*>	1,12	17,92	133% <*>	19% <*>
ПС 110/35/10 кВ Адыгейская (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	16	100	8/8	18,71	6,79	35	1,12	35,84	-	1,25	20,00	155% <*>	25% <*>	1,12	17,92	155% <*>	39% <*>
ПС 110/35/10 кВ Адыгейская (нов. тр-ры 2025 г.) базовый 2 x 25 МВА	2025	Т-1,2	25	100	3	18,71	6,79	35	1,12	56,00	-	1,25	31,25	96% <*>	-	1,12	28,00	96% <*>	-
ПС 110/35/10/6 кВ Северная (сущ. тр-ры 2020 г.)	07.07.2020	Т-1,2	40	100	2/2	44,10	0,00	35	1,12	89,60	-	1,15	46,00	110%	-	1,12	44,80	110%	-	Установка трансформатора Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА
		Т-3	4	-	34	1,60	0,00	35	1,05	8,40	-	1,05	4,20	40% <*>	-	1,05	4,20	40% <*>	-
ПС 110/35/10/6 кВ Северная (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	40	100	3/3	42,80	0,10	35	1,12	89,60	-	1,15	46,00	123% <*>	7% <*>	1,12	44,80	123% <*>	10% <*>
ПС 110/35/10/6 кВ Северная (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	40	100	7/7	52,30	11,23	35	1,12	89,60	-	1,15	46,00	143% <*>	24% <*>	1,12	44,80	143% <*>	28% <*>
ПС 110/35/10/6 кВ Северная (сущ. тр-ры 2025 г. с доп. тр-ром Т4 25 МВА) базовый	2025	Т-1,2	40	100	7/7	51,40	11,23	35	1,12	89,60	-	1,15	46,00	71% <*>	-	1,12	44,80	71% <*>	-
		Т-4	25	100	3		0,00	35	1,12	56,00	-	1,15	28,75	105% <*>	-	1,12	28,00	105% <*>	-
ПС 110/10/ кВ Икеа (сущ. тр-ры 2020 г.)	07.07.2020	Т-1,2	25	100	11/11	28,42	0,00	35	1,12	56,00	-	1,15	28,75	114%	-	1,12	28,00	114%	1%	Замена тр-ров 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА
ПС 110/10/ кВ Икеа (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	25	100	12/12	35,68	7,26	35	1,12	56,00	-	1,15	28,75	143%	24%	1,12	28,00	143%	27%
ПС 110/10/ кВ ИКЕА (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	25	100	16/16	35,68	7,26	35	1,12	56,00	-	1,15	28,75	143%	24%	1,12	28,00	143%	27%
ПС 110/10/ кВ ИКЕА (нов. тр-ры 2025 г.) базовый 2 x 40 МВА	2025	Т-1,2	40	100	1	35,68	7,26	35	1,12	89,60	-	1,15	46,00	89%	-	1,12	44,80	89%	-
ПС 35/10 кВ Тульская (сущ. тр-ры 2020 г.)	07.07.2020	Т-1,2	4	75	28/44	4,77	0,00	35	1,05	8,40	-	1,05	4,20	119%	14%	1,05	4,20	119%	14%	Замена тр-ров 35/10 кВ 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА
ПС 35/10 кВ Тульская (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	4	75	29/45	6,33	1,56	35	1,05	8,40	-	1,05	4,20	158%	51%	1,05	4,20	158%	51%
ПС 35/10 кВ Тульская (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	4	75	33/49	6,33	1,56	35	1,05	8,40	-	1,05	4,20	158%	51%	1,05	4,20	158%	51%
ПС 35/10 кВ Тульская (нов. тр-ры 2025 г.) базовый 2 x 10 МВА	2025	Т-1,2	10	100	3	6,33	1,56	35	1,05	21,00	-	1,05	10,50	63%	-	1,05	10,50	63%	-
ПС 35/10 кВ Кужорская (сущ. тр-ры 2020 г)	07.07.2020	Т-1,2	2,5	75	51/31	1,72	0,00	35	1,05	5,25	-	1,05	2,63	69%	-	1,05	2,63	69%	-	Замена тр-ров 35/10 кВ 2 x 2,5 МВА на 2 x 10 МВА
ПС 35/10 кВ Кужорская (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	2,5	75	52/32	5,35	3,63	35	1,05	5,25	0,10	1,05	2,63	214%	104%	1,05	2,63	214%	104%
ПС 35/10 кВ Кужорская (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	2,5	75	56/36	5,48	3,76	35	1,05	5,25	0,23	1,05	2,63	219%	109%	1,05	2,63	219%	109%
ПС 35/10 кВ Кужорская (нов. тр-ры 2025 г.) базовый 2 x 10 МВА	2025	Т-1,2	10	100	4	5,48	3,76	35	1,05	21,00	-	1,05	10,50	55%	-	1,05	10,50	55%	-
ПС 35/10 кВ Комбизавод (сущ. тр-ры 2020 г.)	07.07.2020	Т-1,2	2,5	75	11/10	3,15	0,00	35	1,05	5,25	-	1,05	2,63	126%	20%	1,05	2,63	126%	20%	Замена тр-ров 2 x 2,5 МВА на 2 x 6,3 МВА
ПС 35/10 кВ Комбизавод (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	2,5	75	12/11	3,18	0,03	35	1,05	5,25	-	1,05	2,63	127%	21%	1,05	2,63	127%	21%
ПС 35/10 кВ Комбизавод (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	2,5	75	16/15	3,18	0,03	35	1,05	5,25	-	1,05	2,63	127%	21%	1,05	2,63	127%	21%
ПС 35/10 кВ Комбизавод (нов. тр-ры 2025 г.) базовый 2 x 6.3 МВА	2025	Т-1,2	6,3	100	3	3,18	0,03	35	1,05	13,23	-	1,05	6,62	50%	-	1,05	6,62	50%	-
ПС 35/10 кВ Энем (сущ. тр-ры 2020 г.)	07.07.2020	Т-1,2	5,6	75	51/51	10,26	0,00	35	1,05	11,76	-	1,05	5,88	183%	74%	1,05	5,88	183%	74%	Замена тр-ров 2 x 5,6 МВА на 2 x 10 МВА Перегрузка тр-ра в режиме п-1 ликвидируется по сети 3 5 кВ (см. примечание п. 4)
ПС 35/10 кВ Энем (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	5,6	75	52/52	10,56	0,30	35	1,05	11,76	-	1,05	5,88	189%	80%	1,05	5,88	189%	80%
ПС 35/10 кВ Энем (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	5,6	75	56/56	10,94	0,68	35	1,05	11,76	-	1,05	5,88	195%	86%	1,05	5,88	195%	86%
ПС 35/10 кВ Энем (нов. тр-ры 2025 г.) базовый 2 x 10 МВА	2025	Т-1,2	10	100	3	10,94	0,68	35	1,05	21,00	-	1,05	10,50	109%	4%	1,05	10,50	109%	4%
ПС 35/10 кВ Первомайская (сущ. тр-р 2020 г.)	07.07.2020	Т-1	2,5	75	36	1,10	0,00	35	1,05	5,25	-	1,05	2,63	94%	-	1,05	2,63	94%	-	Замена тр-ра 1,8 на 2.5 МВА
ПС 35/10 кВ Первомайская (сущ. тр-р 2020 г.)	07.07.2020	Т-2	1,8	75	53	1,25	0,00	35	1,05	3,78	-	1,05	1,89	131%	24%	1,05	1,89	131%	24%
ПС 35/10 кВ Первомайская (сущ. тр-р 2021 г.)	2021	Т-1	2,5	75	37	1,17	0,07	35	1,05	5,25	-	1,05	2,63	100%	-	1,05	2,63	100%	-
ПС 35/10 кВ Первомайская (сущ. тр-р 2021 г.)	2021	Т-2	1,8	75	54	1,32	0,07	35	1,05	3,78	-	1,05	1,89	138%	32%	1,05	1,89	138%	32%
ПС 35/10 кВ Первомайская (сущ. тр-р 2025 г.)	2025	Т-1	2,5	75	41	1,17	0,07	35	1,05	5,25	-	1,05	2,63	100%	-	1,05	2,63	100%	-
ПС 35/10 кВ Первомайская (сущ. тр-р 2025 г.)	2025	Т-2	1,8	75	58	1,32	0,07	35	1,05	3,78	-	1,05	1,89	139%	32%	1,05	1,89	139%	32%
ПС 35/10 кВ Первомайская (нов. тр-ры 2025 г.) базовый 1 x 2.5 МВА	2025	Т-1,2	2,5	100	3	2,50	0,15	35	1,05	5,25	-	1,05	2,63	100%	-	1,05	2,63	100%	-
ПС 35/10 кВ Понежукай (сущ. тр-ры 2020 г.)	07.07.2020	Т-1,2	2,5	75	3/11	3,37	0,00	35	1,05	5,25	-	1,05	2,63	135%	28%	1,05	2,63	135%	28%	Замена тр-ров 35/10 кВ 2 x 2,5 МВА на 2 x 6,3 МВА
ПС 35/10 кВ Понежукай (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	2,5	75	4/12	4,62	1,25	35	1,05	5,25	-	1,05	2,63	185%	76%	1,05	2,63	185%	76%
ПС 35/10 кВ Понежукай (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	2,5	75	8/16	4,62	1,25	35	1,05	5,25	-	1,05	2,63	185%	76%	1,05	2,63	185%	76%
ПС 35/10 кВ Понежукай (нов. тр-ры 2025 г.) базовый 2 x 6.3 МВА	2025	Т-1,2	6,3	100	3	4,62	1,25	35	1,05	13,23	-	1,05	6,62	73%	-	1,05	6,62	73%	-
ПС 110/10 кВ Термнефть (сущ. тр-ры 2020 г.)	07.07.2020	Т-1,2	16	75	36/36	20,36	0,00	35	0,87	27,84		1,05	16,80	127%	21%	0,87	13,92	127%	46%	Замена тр-ров 16 МВА на 25 МВА
ПС 110/10 кВ Термнефть (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	16	75	37/37	21,33	0,97	35	0,87	27,84	-	1,05	16,80	133%	27%	0,87	13,92	133%	53%
ПС 110/10 кВ Термнефть (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	16	75	41/41	24,27	3,91	35	0,87	27,84	-	1,05	16,80	152%	44%	0,87	13,92	152%	74%
ПС 110/10 кВ Термнефть (нов. тр-ры 2025 г.) базовый 2 x 25 МВА	2025	Т-1,2	25	100	3	24,27	3,91	35	1,12	56,00	-	1,15	28,75	97%	-	1,12	28,00	97%	-
ПС 35/10 кВ Садовая (сущ. тр.)	19.12.2018	Т-1	5,6	75	66	4,35	0,00	10	1,05	11,76	-	1,05	5,88	78%	-	1,05	5,88	78%	-	Установка тр-ра Т-2 35/10 кВ 10 МВА и строительство захода ВЛ 35 кВ
ПС 35/10 кВ Садовая (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1	5,6	75	67	6,72	2,37	10	1,05	11,76	-	1,05	5,88	120%	14%	1,05	5,88	120%	14%
ПС 35/10 кВ Садовая (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1	5,6	75	71	6,72	2,37	10	1,05	11,76	-	1,05	5,88	120%	14%	1,05	5,88	120%	14%
ПС 35/10 кВ Садовая (с доп. тр-ром 2025) базовый 10 МВА	2025	Т-2	10	100	3	6,72	2,37	10	1,05	21,00	-	1,05	10,50	67%	-	1,05	10,50	67%	-
ПС 220/110/35/10/6 кВ Черемушки (сущ. тр-ры 2020 г.)	07.07.2020	Т-1,2	40	100	11/10	60,56	0,00	35	1,12	89,60	-	1,15	46,00	151%	32%	1,12	44,80	151%	35%	Установка трансформатора Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА
		Т-3	2,5	-	40	2,20	0,00	35	1,05	5,25	-	1,05	2,63	88%	-	1,05	2,63	88%	-
ПС 220/110/35/10/6 кВ Черемушки (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	40	100	12/11	56,60	1,10	35	1,12	89,60	-	1,15	46,00	128% <*>	12% <*>	1,12	44,80	128% <*>	15% <*>
ПС 220/110/35/10/6 кВ Черемушки (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	40	100	16/15	63,30	1,10	35	1,12	89,60	-	1,15	46,00	136% <*>	18% <*>	1,12	44,80	136% <*>	22% <*>
ПС 220/110/35/10/6 кВ Черемушки (сущ. тр-ры 2025 г. с доп. тр-ром Т4 25 МВА) базовый	2025	Т-1,2	40	100	17/16	62,50	1,10	35	1,12	89,60	-	1,15	46,00	99% <*>	-	1,12	44,80	99% <*>	-
		Т-4	25	100	3		0,00	35	1,12	56,00	6,50	1,15	28,75	78% <*>	-	1,12	28,00	78% <*>	-
ПС 35/10 кВ Красногвардейская (сущ. тр-ры 2020 г.)	07.07.2020	Т-1,2	6,3	75	51/49	5,90	0,00	35	1,05	13,23	-	1,05	6,62	94%	-	1,05	6,62	94%	-	-
ПС 35/10 кВ Красногвардейская (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	6,3	75	52/50	6,19	0,29	35	1,05	13,23	-	1,05	6,62	98%	-	1,05	6,62	98%	-
ПС 35/10 кВ Красногвардейская (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	6,3	75	56/54	6,20	0,30	35	1,05	13,23	-	1,05	6,62	98%	-	1,05	6,62	98%	-
ПС 35/10 Адыгейская (сущ. тр-ры 2020 г.)	07.07.2020	Т-1,2	4	75	44/44	8,16	0,00	35	1,05	8,40	-	1,05	4,20	204%	94%	1,05	4,20	204%	94%	Замена тр-ров 35/10 кВ 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА
ПС 35/10 Адыгейская (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	4	75	45/45	8,66	0,50	35	1,05	8,40	0,26	1,05	4,20	216%	106%	1,05	4,20	216%	106%
ПС 35/10 Адыгейская (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	4	75	49/49	8,94	0,78	35	1,05	8,40	0,54	1,05	4,20	223%	113%	1,05	4,20	223%	113%
ПС 35/10 Адыгейская (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый 2 x 10 МВА	2025	Т-1,2	10	100	3	8,94	0,78	35	1,05	21,00	-	1,05	10,50	89%	-	1,05	10,50	89%	-
ПС 35/10 Керамзитовый завод (сущ. тр-ры 2020 г.)	18.12.2019	Т-1,2	2,5	75	45/45	2,79	0,00	10	1,05	5,25	-	1,05	2,63	112%	6%	1,05	2,63	112%	6%	Замена тр-ров 35/10 кВ 2 x 2,5 МВА на 2 x 4 МВА
ПС 35/10 Керамзитовый завод (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	2,5	75	46/46	2,88	0,09	10	1,05	5,25	-	1,05	2,63	115%	10%	1,05	2,63	115%	10%
ПС 35/10 Керамзитовый завод (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	2,5	75	50/50	2,88	0,09	10	1,05	5,25	-	1,05	2,63	115%	10%	1,05	2,63	115%	10%
ПС 35/10 Керамзитовый завод (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый 2 x 4 МВА	2025	Т-1,2	4	100	3	2,88	0,09	10	1,05	8,40	-	1,05	4,20	72%	-	1,05	4,20	72%	-
ПС 110/35/10 Шовгеновская (сущ. тр-ры 2020 г.)	07.07.2020	Т-1,2	16	75	47/43	22,00	0,00	35	1	32,00	-	1,1	17,60	138%	25%	1	16,00	138%	38%	Перегрузка тр-ра в режиме n-1 ликвидируется по сети 35 кВ
ПС 110/35/10 Шовгеновская (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	16	75	48/44	22,04	0,04	35	1	32,00	-	1,1	17,60	138%	25%	1	16,00	138%	38%
ПС 110/35/10 Шовгеновская (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	16	75	52/48	22,04	0,04	35	1	32,00	-	1,1	17,60	138%	25%	1	16,00	138%	38%
ПС 110/35/10 кВ Хаджох (сущ. тр-ры 2020 г.)	07.07.2020	Т-1,2	25	100	3/11	15,25	0,00	35	1,05	52,50	-	1,05	26,25	61%	-	1,05	26,25	61%	-	-
ПС 110/35/10 кВ Хаджох (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	25	100	4/12	15,55	0,30	35	1,05	52,50	-	1,05	26,25	62%	-	1,05	26,25	62%	-
ПС 110/35/10 кВ Хаджох (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	25	100	8/16	15,56	0,31	35	1,05	52,50	-	1,05	26,25	62%	-	1,05	26,25	62%	-
ПС 35/10 кВ БВД (сущ. тр-ры 2020 г.)	07.07.2020	Т-1,2	4	75	27/41	3,67	0,00	35	1,05	8,40	-	1,05	4,20	92%	-	1,05	4,20	92%	-	Замена тр-ров 35/10 кВ 2 x 4 МВА на 2 x 6,3 МВА
ПС 35/10 кВ БВД (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	4	75	28/42	4,20	0,53	35	1,05	8,40	-	1,05	4,20	105%	-	1,05	4,20	105%	-
ПС 35/10 кВ БВД (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	4	75	32/46	4,28	0,61	35	1,05	8,40	-	1,05	4,20	107%	2%	1,05	4,20	107%	2%
ПС 35/10 кВ БВД (нов. тр-ры 2025 г.) базовый 2 x 6.3 МВА	2025	Т-1,2	6,3	100	3	4,28	0,61	35	1,05	13,23	-	1,05	6,62	68%	-	1,05	6,62	68%	-
ПС 35/10 кВ Гиагинская (сущ. тр-ры 2020 г.)	07.07.2020	Т-1,2	6,3	100	7/7	6,80	0,00	35	1,05	13,23	-	1,05	6,62	108%	3%	1,05	6,62	108%	3%	Замена тр-ров 35/10 кВ 2 x 6,3 МВА на 2 x 10 МВА
ПС 35/10 кВ Гиагинская (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	6,3	100	8/8	6,94	0,14	35	1,05	13,23	-	1,05	6,62	110%	5%	1,05	6,62	110%	5%
ПС 35/10 кВ Гиагинская (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	6,3	100	12/12	6,95	0,15	35	1,05	13,23	-	1,05	6,62	110%	5%	1,05	6,62	110%	5%
ПС 35/10 кВ Гиагинская (нов. тр-ры 2025 г.) базовый 2 x 10 МВА	2025	Т-1,2	10	100	3	6,95	0,15	35	1,05	21,00	-	1,05	10,50	70%	-	1,05	10,50	70%	-
ПС 35/6 кВ Южная (сущ. тр-ры 2020 г.)	01.08.2018	Т-1,2	10	75	61/61	18,50	0,00	35	1,05	21,00	-	1,05	10,50	185%	76%	1,05	10,50	185%	76%	Замена тр-ров 2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА
ПС 35/6 кВ Южная (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	10	75	62/62	18,50	0,00	35	1,05	21,00	-	1,05	10,50	185%	76%	1,05	10,50	185%	76%
ПС 35/6 кВ Южная (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	10	75	66/66	18,50	0,00	35	1,05	21,00	-	1,05	10,50	185%	76%	1,05	10,50	185%	76%
ПС 35/6 кВ Южная (нов. тр-ры 2025 г.) базовый 2 x 10 МВА	2025	Т-1,2	25	100	3	18,50	0,00	35	1,05	52,50	-	1,05	26,25	74%	-	1,05	26,25	74%	-
35/6 кВ МайГЭС (сущ. тр-ры 2020 г.)	18.12.2019	Т-1,2	7,5	75	28/44	8,10	0,00	10	1,05	15,75	-	1,05	7,88	108%	3%	1,05	7,88	108%	3%	Замена тр-ров 35/10 кВ 2 x 7,5 МВА на 2 x 10 МВА
35/6 кВ МайГЭС (сущ. тр-ры 2021 г.) базовый	2021	Т-1,2	7,5	75	29/45	8,10	0,00	10	1,05	15,75	-	1,05	7,88	108%	3%	1,05	7,88	108%	3%
35/6 кВ МайГЭС (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-1,2	7,5	75	33/49	8,10	0,00	10	1,05	15,75	-	1,05	7,88	108%	3%	1,05	7,88	108%	3%
35/6 кВ МайГЭС (нов. тр-ры 2025 г.) базовый 2 x 10 МВА	2025	Т-1,2	10	100	3	8,10	0,00	10	1,05	21,00	-	1,05	10,50	81%	-	1,05	10,50	81%	-

Примечание:

1. Коэффициент допустимой длительной перегрузки/допустимой аварийной перегрузки принят согласно Приказа МЭ РФ от 08.02.2019 N 81 или ГОСТ 14209-85) лето (+35)/зима (-10).

2. На ПС 110 кВ Шовгеновская перегрузка тр-ра в режиме n-1 ликвидируется по сети 35 кВ.

3. Коэффициент набора мощности принят согласно письма ПАО "РОССЕТИ" от 01.02.2021 N МА-296.

______________________________

^<*> данные перегрузки указаны на основании расчетов режимов, выполненных в разделе 3.2.2

______________________________

Таблица 3.3.3 - Расчет длительной загрузки для заменяемых трансформаторов с учетом коэффициента набора мощности

Наименование центра питания (существующий или новый трансформатор)	Нагрузка на этапе	Диспетчерское наименование тр-ра	Мощность тр-ра, МВА	Индекс технического состояния	Срок службы, лет	Нагрузка, МВА			Температура на час замеров, °C	Длительно допустимая перегрузка без ограничения длительности
						Базовый прогноз		Оптимист. прогноз
						максимальная, МВА	в том числе:			Коэффициент допустимой аварийной перегрузки	Допустимая аварийная загрузка тр-ра, МВА	Загрузка тр-ра от номинальной мощности, %	Превышение максимальной перегрузки над длительно допустимой
							по заключенным договорам ТП, МВА	Перспективная, МВА
ПС 110/35/10 Октябрьская (сущ. тр-р 2020 г.)	07.07.2020	Т-2	16	75	34	18.98			35	0.87	13.92	119%	36%
ПС 110/35/10 Октябрьская (сущ. тр-р 2021 г.) базовый	2021	Т-2	16	75	35	19.28	0.30		35	0.87	13.92	121%	39%
ПС 110/35/10 кВ Октябрьская (нов. тр-ры 2025 г.) базовый 25 МВА	2025	Т-2	25	100	1	19.31	0.33		35	1.12	28.00	77%	-
ПС 110/35/10 Еленовская (сущ. тр-р 2020 г.) <2>	07.07.2020	Т-2	16	75	34	15.06			35	0.87	13.92	94%	8%
ПС 110/35/10 Еленовская (сущ. тр-р 2021 г.) базовый	2021	Т-2	16	75	35	15.10	0.04		35	0.87	13.92	94%	8%
ПС 110/35/10 Еленовская (сущ. тр-ры 2025 г.) базовый	2025	Т-2	16	100	1	15.14	0.08		35	0.87	13.92	95%	9%
ПС 110/35/10 Еленовская (сущ. тр-ры 2025 г.) оптимистический	2025	Т-2	16	100	1	15.26	0.08	0.13	35	0.87	13.92	95%	10%

Примечание:

1. Коэффициент допустимой длительной перегрузки/допустимой аварийной перегрузки принят согласно Приказа МЭ РФ от 08.02.2019 N 81 или ГОСТ 14209-85) лето (+35)/зима (-10).

2. На ПС 110 кВ Еленовская перегрузка тр-ра в режиме n-1 (откл. ВЛ 110 кВ Усть-Лабинская - Еленовская) ликвидируется по сети 35 кВ.

3. коэффициент набора мощности принят согласно письма ПАО "РОССЕТИ" от 01.02.2021 N МА-296.

3.3.2.1 Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 35 кВ и 110 кВ, рекомендуемых к вводу в 2020 - 2025 гг. и оценка необходимых капиталовложений.

В рамках выполнения работы сформированы перечни электросетевых объектов напряжением 35 и 110 кВ, рекомендуемых к вводу для базового варианта развития электрических сетей напряжением 35 и 110 кВ на территории Республики Адыгея, с оценкой капитальных вложений по каждому мероприятию (Таблица 3.3.4). Оценка капиталовложений в электросетевые объекты выполнена по Сборнику "Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-750 кВ" для электросетевых объектов ПАО "ФСК ЕЭС", утвержден Приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 21.10.2014 N 477 и по Сборнику укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ПАО "Кубаньэнерго", утвержден приказом ОАО "КУБАНЬЭНЕРГО" N 933 от 24.10.2012 Расчет выполнен в базовых ценах 2000 года с последующим переводам в цены на IV квартал 2020 г.

Для перевода цен в данной работе были использованы рекомендованные Министерством строительства и жилищно-коммунального хозяйства РФ к применению в IV квартале 2020 года индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ, индексы изменения сметной стоимости проектных и изыскательских работ, индексы изменения сметной стоимости прочих работ и затрат, а также индексы изменения сметной стоимости оборудования опубликованные письмом Минстроя России N 44016-ИФ/09 от 02.11.2020 и письмом Минстроя России N 45484-ИФ/09 от 12.11.2020.

Для электросетевых объектов, вошедших в инвестиционную программу ПАО "Россети Кубань", стоимость строительства и реконструкции была принята на основании данных инвестиционной программы.

Таблица 3.3.4 - Перечень мероприятий по строительству и реконструкции электросетевых объектов на территории энергосистемы Республики Адыгея напряжением 35 и 110 кВ, рекомендуемых к выполнению в период 2020 - 2025 гг. с оценкой необходимых капитальный вложений (Базовый вариант)
Цены 4 квартала 2020 г.

N п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Год строительства, реконструкции	Физические характеристики																		Описание работ	Соответствие ИП ПАО "Россети Кубань" по Республике Адыгея, да/нет	Стоимость, млн. руб. с НДС	Краткое обоснование
			Ввод			Прирост			2020		2021		2022		2023		2024		2025
			км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС
	Объекты 110 кВ
1	Реконструкция ПС 110/35/10/6 кВ "Черемушки" с установкой трансформатора Т-4 мощностью 25 МВА	2022		1 x 25			25						25	271,01							Установка трансформатора Т-4 110/10/6 кВ 25 МВА	нет	271,01	Для возможности присоединения новых потребителей согласно реестру ТУ на ТП табл. 1.3
2	Реконструкция ПС 110/10 кВ Термнефть с заменой трансформаторов 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА	2022		2 x 25			18						50	118,39							Замена трансформаторов 2 x 16 на 2 x 25 МВА	нет	118,39	Для исключения существующей перегрузки тр-ров и подключения новых потребителей согласно табл. 1.3
3	Реконструкция ПС 110/10 кВ ИКЕА с заменой трансформаторов 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА	2022		2 x 40			30						80	183,58							Замена тр-ов 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА	нет	183,58	Для присоединения новых потребителей согласно табл. 1.3
4	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Октябрьская с заменой трансформатора 1 x 16 МВА на 1 x 25 МВА	2025		1 x 25			9												25	130,42	Замена трансформатора 110/35/10 кВ 1 x 16 МВА на 1 x 25 МВА. Замена короткозамыкателя 110 кВ на выключатель	нет	130,42	Для исключения существующей перегрузки тр-ров и подключения новых потребителей согласно табл. 1.3
5	Реконструкция ПС 110/35/10/6 кВ Северная с установкой трансформатора Т-4 110/10/6 кВ 25 МВА	2022		25			25						25	209,79							Установка трансформатора Т-4 110/10/6 кВ 25 МВА	да	209,79	Для возможности присоединения новых потребителей согласно реестру ТУ на ТП табл. 1.3
6	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ "Адыгейская". Замена трансформаторов 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА	2022		2 x 25			18						50	128,68							Замена трансформаторов 110/35/10 кВ 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА.	нет	128,68	Для исключения существующей перегрузки тр-ров и подключения новых потребителей согласно табл. 1.3
7	Строительство ПС 110/10 кВ Парк с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ 2 x 40 МВА	2022		2 x 40			80						80	487,31							Строительство ПС 110 кВ с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ	нет	487,31	Для электроснабжения перспективных инвестиционных площадок согласно табл. 1.3

Продолжение таблицы 3.3.4

N п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Год строительства, реконструкции	Физические характеристики																		Описание работ	Соответствие ИП ПАО "Россети Кубань" по Республике Адыгея, да/нет	Стоимость, млн. руб. с НДС	Краткое обоснование
			Ввод			Прирост			2020		2021		2022		2023		2024		2025
			км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС
8	Строительство ПС 110/10 кВ Московская с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ 2 x 40 МВА	2022		2 x 40			80						80	487,31							Строительство ПС 110 кВ с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ	нет	487,31	Для электроснабжения перспективных инвестиционных площадок согласно табл. 1.3
9	Строительство одноцепной ВЛ 110 кВ Яблоновская - Новая (Елизаветинская) с заходами на новые ПС 110 кВ Московская и ПС 110 кВ Парк	2022	25			25							25	245,98							Строительство ВЛ 110 кВ с проводом АС-185	нет	245,98	Для присоединения к энергосистеме подстанций 110 кВ Парк и Московская
10	Реконструкция ПС 220 кВ Черемушки с установкой 1 яч. выкл. 110 кВ при установке второго АТ 220 кВ	2022												66,08							Установка 1 яч. выкл. 110 кВ для присоединения АТ-2 220 кВ	нет	66,08	Для присоединения второго АТ 220 кВ, устанавливаемого на ПС 220 кВ Черемушки
11	Реконструкция ПС 220 кВ Черемушки с установкой 1 яч. выкл. 110 кВ и БСК мощностью 25 Мвар	2022			25			25					БСК-25	130,42							Установка 1 яч. выкл. 110 кВ и БСК мощностью 25 Мвар	нет	130,42	Согласно ТУ на ТП N ИА-01/0004-19
12	Реконструкция ПС 110 кВ Северная с установкой 1 яч. выкл. 110 кВ и БСК мощностью 25 Мвар	2022			25			25					БСК-25	130,42							Установка 1 яч. выкл. 110 кВ и БСК мощностью 25 Мвар	нет	130,42	Согласно ТУ на ТП N ИА-01/0004-19
	Итого по объектам 110 кВ		25	555	50	25	285	50	0 0	0 0	0 0	0 0	25 415	245,98 2473,83	0 0	0 0	0 0	0 0	0 25	0 130,42	25 440	245,98 2604,25	2850,23
	в т.ч., новое строительство		25	160	50	25	160	50	0 0	0 0	0 0	0 0	25 160	245,98 1235,46	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	25 160	245,98 1235,46	1481,44
	из них: ПАО "Россети Кубань",		25	160	50	25	160	50	0 0	0 0	0 0	0 0	25 160	245,98 1235,46	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	25 160	245,98 1235,46	1481,44
	другие собственники			0					0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0
	реконструкция		0	395		0	125	0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 255	0 1238,37	0 0	0 0	0 0	0 0	0 25	0 130,42	0 280	0 1368,79	1368,79
	из них: ПАО "Россети Кубань",			395			125		0 0	0 0	0 0	0 0	0 255	0 1238,37	0 0	0 0	0 0	0 0	0 25	0 130,42	0 280	0 1368,79	1368,79
	другие собственники								0 0	0 0	0 0	0 0	-	-	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0
	Объекты 35 кВ
1	Реконструкция ПС 35/10 кВ Комбизавод с заменой трансформаторов 2 x 2,5 МВА на 2 x 6,3 МВА	2022		2 x 6,3			7,6						12,6	57,65							Замена трансформаторов 2 x 2,5 МВА на 2 x 6,3 МВА	нет	57,65	Для исключения существующей перегрузки тр-ров и подключения новых потребителей
2	Реконструкция ПС 35/10 кВ Первомайская с заменой трансформаторов 1,8 МВА и 2,5 МВА на 2 x 4 МВА	2021		2 x 4			3,7				8	18,9									Замена трансформаторов 1,8 МВА и 2,5 МВА на 2 x 4 МВА	да	18,9 <*>	Ликвидация существующей перегрузки тр-ров и замена оборудования, выработавшего эксплуатационный ресурс
3	Реконструкция ПС 35/10 кВ Гиагинская с заменой трансформаторов 2 x 6,3 МВА на 2 x 10 МВА	2022		2 x 10			7,4						20	60,7							Замена трансформаторов 2 x 6,3 МВА на 2 x 10 МВА	нет	60,7	Для присоединения новых потребителей
4	Реконструкция ПС 35/10 кВ Понежукай с заменой трансформаторов 2 x 2,5 МВА на 2 x 6,3 МВА	2022		2 x 6,3			7,6						12,6	6,47							Замена трансформаторов 2 x 2,5 МВА на 2 x 6,3 МВА	да	6,47 <*>	Ликвидация существующей перегрузки тр-ров и замена оборудования, выработавшего эксплуатационный ресурс
5	Реконструкция ПС 35/10 кВ Энем с заменой трансформаторов 2 x 5,6 МВА на 2 x 10 МВА	2022		2 x 10			8,8						20	60,7							Замена трансформаторов 2 x 5,6 МВА на	нет	60,7	Ликвидация существующей перегрузки тр-ров, замена оборудования, выработавшего ресурс, присоединение новых потребителей

Продолжение таблицы 3.3.4

N п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Год строительства, реконструкции	Физические характеристики																		Описание работ	Соответствие ИП ПАО "Россети Кубань" по Республике Адыгея, да/нет	Стоимость, млн. руб. с НДС	Краткое обоснование
			Ввод			Прирост			2020		2021		2022		2023		2024		2025
			км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС
6	Реконструкция ПС 35/6 кВ Южная с заменой трансформаторов 2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА	2022		2 x 25			30						50	108,8							Замена тр-ров 2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА	Собственник ООО "Картонтара"	108,8	Для исключения существующей перегрузки тр-ров в режиме n-1
7	Реконструкция ПС 35/6 кВ МайГЭС с заменой трансформаторов 2 x 7,5 МВА на 2 x 10 МВА	2021		2 x 10			5				20	53,17									Замена трансформаторов 2 x 7,5 МВА на 2 x 10 МВА	Собственник ООО "Лукойл-Экоэнерго"	53,17	Для исключения существующей перегрузки тр-ров в режиме n-1
8	Реконструкция ПС 35/10 кВ Тульская с заменой трансформаторов 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА	2022		2 x 10			12						20	60,7							Замена трансформаторов 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА	нет	60,7	Для исключения существующей перегрузки тр-ров и подключения новых потребителей
9	Реконструкция ПС 35/10 кВ Адыгейская с заменой трансформаторов 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА	2022		2 x 10			12						20	60,7							Замена трансформаторов 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА	нет	60,7	Для исключения существующей перегрузки тр-ров и подключения новых потребителей
10	Реконструкция ПС 35/10 кВ "Садовая" с установкой трансформатора Т-2 10 МВА и строительство захода ВЛ-35 кВ с изменением схемы подключения подстанции к сети	2022	1,05	10		1,05	10						1,05/10	66,81							Установка трансформатора 35/10 кВ 10 МВА, строительство одноцепного захода ВЛ 35 кВ проводом АС-95 1,05 км	нет	66,81	Для присоединения новых потребителей
11	Реконструкция ПС 35/10 кВ "Кужорская" с заменой трансформаторов Т-1, Т-2 с 2 x 2,5 МВА на 2 x 10 МВА с реконструкцией ЛЭП 10 кВ (К-10)	2021		2 x 10			15				20	60,7									Замена трансформаторов 35/10 кВ 2 x 2,5 на 2 x 10 МВА	нет	60,7	Для присоединения новых потребителей
12	Реконструкция ПС 35/10 кВ Керамзитовый завод с заменой трансформаторов 35/10 кВ 2 x 2,5 МВА на 2 x 4 МВА	2022		2 x 4			3						8	44,3							Замена трансформаторов 35/10 кВ 2 x 2,5 на 2 x 4 МВА	нет	44,3	Для исключения существующей перегрузки тр-ров и подключения новых потребителей
13	Реконструкция ВЛ 35 кВ Афипская-110 - Керамзитовый завод с заменой провода АС-95 на АС-150	2022	6,5										6,5	53,29							Замена провода АС-95 на АС-150	нет	53,29	Обеспечение резервного питания ПС 110/35/10 кВ Октябрьская на напряжении 35 кВ
14	Реконструкция ВЛ 35 кВ Черемушки - МайГЭС-Южная-Северная с заменой провода АС-150 наАСТ-150	2022	14,45										14,45	511,35							Замена провода АС-150 на АСТ-150	нет	511,35	Для исключения существующей перегрузки провода в режиме n-1
15	Реконструкция ВЛ 35 кВ Усть-Лабинская - Хатукай-Красногвардейская с заменой провода АС-70 на АС-150	2022	5,5										5,5	45,09							Замена провода АС-70 на АС-150	нет	45,09	Для исключения существующей перегрузки провода в режиме n-1
16	Реконструкция ВЛ 35 кВ Октябрьская - Керамзитовый завод (участок от отпайки на ПС 35 кВ Восход до ПС 35 кВ Керамзитовый завод) с заменой провода	2022	6,5										6,5	53,29							Замена провода АС-95 на АС-120	нет	53,29	Для создания возможности резервирования потребителей ПС 110 кВ Октябрьская по сети 35 кВ
17	Реконструкция ПС 35/10 кВ Даховская с установкой 1 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 0,5 Мвар	2022			0,5			0,5					БСК-0,5	3,11							Установка 1 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 0,5 Мвар	нет	3,11	Для обеспечения нормируемого уровня напряжения

Продолжение таблицы 3.3.4

N п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Год строительства, реконструкции	Физические характеристики																		Описание работ	Соответствие ИП ПАО "Россети Кубань" по Республике Адыгея, да/нет	Стоимость, млн. руб. с НДС	Краткое обоснование
			Ввод			Прирост			2020		2021		2022		2023		2024		2025
			км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС
18	Реконструкция ПС 35/10 кВ Красногвардейская с заменой трансформаторов 35/10 кВ 2 x 6,3 МВА на 2 x 10 МВА	2024		2 x 10			7,4							60,7			20	60,7			Замена трансформаторов 2 x 6,3 МВА на 2 x 10 МВА	нет	60,7	Для присоединения новых потребителей
19	Реконструкция ПС 35/10 кВ Первомайская с установкой 2 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 2 x 0,5 Мвар	2022			2 x 0,5			1					БСК-0,5	4,94							Установка 2 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 2 x 0,5 Мвар	нет	4,94	Для обеспечения нормируемого уровня напряжения
20	Реконструкция ПС 35/10 кВ "Тульская" с заменой 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА и БСК мощностью 2,0 Мвар и 2,5 Мвар	2022			2,0 + 2,5			4,5					БСК-4,5	9,63							Установка 2 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 2,0 и 2,5 Мвар	нет	9,63	Для обеспечения нормируемого уровня напряжения
21	Реконструкция ПС 35/10 кВ БВД с установкой 2 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 2,3 Мвар и 0,5 Мвар	2022			2,3 + 0,5			2,8					БСК-2,8	6							Установка 2 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 2,3 + 0,5 Мвар	нет	6	Для обеспечения нормируемого уровня напряжения
22	Реконструкция ПС 35/10 кВ Октябрьская с установкой 1 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 10 Мвар	2022			10			10					БСК-10	21,4							Установка 1 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 10 Мвар	нет	21,4	Для обеспечения нормируемого уровня напряжения
23	Реконструкция ПС 35/10 кВ Энем с установкой 2 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 3,5 Мвар и 2,5 Мвар	2022			6			6					БСК-6	12,84							Установка 2 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 3,5 + 2,5 Мвар	нет	12,84	Для обеспечения нормируемого уровня напряжения
24	Реконструкция ПС 35/10 кВ Садовая с установкой 1 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 3,7 Мвар	2022			3,7			3,7					БСК-3,7	6,3							Установка 1 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 3,7 Мвар	нет	6,3	Для обеспечения нормируемого уровня напряжения
25	Замена ТТ и ВЧЗ на ПС Черемушки, ПС Северная, ПС Усть-Лабинская, ПС Хатукай, ПС Красногвардейская, ПС Еленовская	2022												6,2							Замена 8 ТТ и 5 ВЧЗ	нет	6,2	Замена оборудования из-за несоответствия расчетным перетокам по ВЛ 35 кВ
	Итого по объектам 35 кВ		34	221,8	10,8	1,05	122,1	28,5	0 0	0 0	0 48	0 132,77	34 173,2	670,26 590,01	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	34 221,2	670,26 722,78	1393,04
	в т.ч., новое строительство		1,05	0	0	1,05	0	0	0 0	0 0	0 0	0 0	1,05 0	7,24 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	1,05 0	7,24 0	7,24
	из них: ПАО "Россети Кубань",		1,05	0	0	1,05	0	0	0 0	0 0	0 0	0 0	1,05 0	7,24 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	1,05 0	7,24 0	7,24
	другие собственники
	реконструкция		32,95	221,8	10,8	0	122,1	28,5	0 0	0 0	0 48	0 132,77	32,95 173,2	663,02 590,01	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	32,95 221,2	663,02 722,78	1385,8
	из них: ПАО "Россети Кубань",		32,95	151,8	10,8	0	87,1	28,5	0 0	0 0	0 28	0 79,6	32,95 123,2	663,02 481,21	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	0 0	32,95 151,2	663,02 560,81	1223,83
	другие собственники			70			35		0 0	-	0 20	- 53,17	0 50	- 108,8	0 0	-	0 0	-	0 0	-	0 70	0 161,97	161,97

______________________________

Примечания:

^<*> _{- капитальные вложения приняты на основании Инвестиционной программы ПАО "Россети Кубань".}

______________________________

Таблица 3.3.4.1 - Перечень мероприятий по установке оборудования противоаварийной автоматики на ПС 220 кВ Черемушки и ПС 110 кВ Северная, рекомендуемых к выполнению в период 2020 - 2025 гг.
(Базовый вариант)

N п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Год стр-ва, реконструкции	Описание работ	Соответствие ИП ПАО "ФСК ЕЭС", да/нет	Краткое обоснование
Базовый вариант развития
1	Установка устройства АОСН на ПС 220 кВ Черемушки	2022	Установка устройства АОСН на ПС 220 кВ Черемушки	нет	Для предотвращения снижения напряжения по условиям устойчивости нагрузки на ПС 220 кВ Черемушки
2	Установка устройства АОСН на ПС 110 кВ Северная	2022	Установка устройства АОСН на ПС 110 кВ Северная	нет	Для предотвращения снижения напряжения по условиям устойчивости нагрузки на ПС 110 кВ Северная
3	Установка устройства АОПО на ВЛ 110 кВ Центральная-Черемушки	2021	Установка устройства АОПО	да	Для устранения перегрузки ВЛ 110 кВ Центральная - Черемушки
4	Установка устройства АОПО на ВЛ 110 кВ Центральная-Северная с отпайками	2021	Установка устройства АОПО	да	Для устранения перегрузки ВЛ 110 кВ Центральная - Северная с отпайками

3.3.2.2. Развитие электрической сети напряжением 35 - 110 кВ района г. Майкоп. Умеренно-оптимистический вариант

Умеренно-оптимистический вариант разработан на основе базового прогноза развития Республики Адыгея и с учетом заключенных договоров позднее 1 марта 2021 г. к выданным техническим условиям на осуществление технологического присоединения энергопринимающих устройств к электрическим сетям ПС 220 кВ Черемушки и ПС 110 кВ Северная.

Целью проработки данного варианта является определение надежности схемы электроснабжения района г. Майкоп, с учетом присоединяемых нагрузок, разработанной в базовом варианте и включающей в себя установку дополнительных трансформаторов Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА на ПС 220 кВ Черемушки и ПС 110 кВ Северная.

При определении перспективной максимальной нагрузки трансформаторов на вышеперечисленных подстанциях 220 и 110 кВ учтена максимальная мощность присоединяемых к подстанции энергопринимающих устройств на напряжении 6 и 10 кВ в соответствии с выданными ТУ и с учетом коэффициента набора мощности.

Реконструкция ПС 110/35/10/6 кВ Северная

На ПС 110/35/10/6 кВ Северная установлены два трансформатора 110/35/6 кВ (Т-1 и Т-2) мощностью по 40 МВА каждый (2017 г.) и трансформатор Т-3 35/10 кВ мощностью 4 МВА. Фактическая максимальная суммарная загрузка Т-1 и Т-2 на ПС 110 кВ Северная по результатам замеров за последние три года (2018 - 2020 гг.) составила: для зимнего режимного дня 18.12.2019 - 37,4 МВА, а максимальная нагрузка подстанции зафиксирована по результатам замера дополнительного летнего режимного дня 01.08.2018 - 44,1 МВА. Загрузка Т-3 - 1,37 МВА (зима) и 1,6 МВА (лето) соответственно.

Величина запрашиваемой мощности на технологическое присоединение к данной подстанции по Техническим условиям - 27,7 МВт (таблица 1.3.1, 21200-2100618884-1 от 22.03.2021/ТУ ИА-01/0008-21-сс, 21200-21-00618880-1 от 31.03.2021/ИА-01/0009-21-сс, 21200-21-00618930-1 от 22.03.2021/ИА-01/0010-21-сс, 21200-21-00618928-1 от 22.03.2021/ИА-01/0011-21-сс, 21200-21-00618962-1 от 22.03.2021/ИА-01/0012-21-сс, 21200-21-00619010-1 от 22.03.2021/ИА-01/0013-21-сс). Присоединение нагрузки согласно данных ТУ необходимо выполнить на напряжение 10 кВ. С учетом коэффициентов набора мощности нагрузок суммарная величина присоединяемой мощности к ПС 110 кВ Северная на напряжении 10 кВ составит 11,08 МВт (11,9 МВА) в 2022 - 2023 гг.

При прогнозируемом росте к 2025 году максимальная нагрузка ПС 110 кВ Северная в летний период составит 68,87 МВА, в том числе:

- на напряжении 6 кВ - 26,9 11,2 МВА,

- на напряжении 10 кВ - 13,5 МВА,

в зимний период - 61,87 МВА, в том числе на напряжении 10 кВ - 13,27 МВА.

Согласно ТУ для электроснабжения новых нагрузок выполняется реконструкция ПС 110/35/10/6 кВ Северная с заменой трансформатора Т-3 35/10 кВ 4 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА и с установкой трансформатора Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА. Трансформаторы Т-3 и Т-4 обеспечивают взаиморезервирование питания нагрузок на напряжении 10 кВ и резервирование трансформаторов Т-1 и Т-2 при их отключении на напряжении 6 кВ.

Расчеты, выполненные в разделе 3.2.3 для умеренно-оптимистического варианта в летний максимум 2025 г. с учетом установки на ПС 110 кВ Северная трансформаторов Т-3 и Т-4 и нагрузок, присоединяемых в соответствии с выше упомянутыми ТУ к ПС 110 кВ Северная на напряжение 10 кВ, показали, что в случае отключения одного из трансформаторов (Т-1 или Т-2) на ПС 110 кВ Северная (рис. УО.10, УО.11), загрузка оставшихся в работе трансформаторов, при переводе нагрузки 35 кВ на трансформатор Т-3, нагрузки 6 кВ на трансформатор Т-2 (Т-1), нагрузки 10 кВ на Т-4 не превышает величину длительно-допустимой загрузки силовых трансформаторов подстанции в режиме "N-1".

Реконструкция ПС 110 кВ Северная с установкой трансформатора Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА не предусмотрена Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2018 - 2022 годы.

Реконструкция подстанции ПС 110 кВ Северная предусмотрена Соглашением Кабинета министров Республики Адыгея, ПАО "Россети" и ПАО "Россети Кубань" об условиях реализации инвестиционных проектов на территории Республики Адыгея.

Реконструкция ПС 220 кВ Черемушки

В настоящее время на ПС 220 кВ Черемушки установлены два трансформатора напряжением 110/35/6 кВ мощностью по 40 МВА (Т-1 - 2008 г., Т-2 - 2009 г.) и трансформатор Т-3 (1979 г.) напряжением 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА.

Фактическая максимальная суммарная загрузка Т-1 и Т-2 на ПС 220 кВ Черемушки по результатам замеров за последние три года (2018 - 2020 гг.) составила: для зимнего режимного дня 19.12.2018 - 52,04 МВА для дополнительного летнего режимного дня 01.08.2018 - 50,7 МВА, а максимальная нагрузка подстанции зафиксирована по результатам замера дополнительного летнего режимного дня 07.07.2020 - 60,56 МВА. Загрузка Т-3 - 2,35 МВА (зима) и 2,2 МВА (лето) соответственно.

В случае отключения одного из трансформаторов (Т-1 или Т-2) загрузка оставшегося в работе трансформатора может достигнуть: в летний максимум 151,4%, что превышает величину аварийно-допустимой загрузки каждого из силовых трансформаторов подстанции в режиме "N-1", а в зимний максимум - 130,1%. При этом временное ограничение потребителей в летний максимум для разгрузки трансформатора до допустимой величины составляет 13,4 МВт.

Величина запрашиваемой мощности по заключенным договорам на технологическое присоединение к ПС 220 кВ Черемушки в 2020 - 2025 гг. составляет 4,26 МВт.

ПАО "Россети Кубань" выданы Технические условия 21200-21-00618812-1 от 22.03.2021/ИА-01/0003-21-сс, 21200-21-00618802-1 от 22.03.2021/ИА-01/0005-21-сс, 21200-21-00618776-1 от 22.03.2021/ИА-01/0006-21-сс, 21200-21-00618784-1 от 22.03.2021/ИА-01/0007-21-сс, 21200-21-00619970-1 от 22.03.2021/ИА-01/0016-21-сс, 21200-21-00619988-1 от 22.03.2021/ИА-01/0017-21-сс для электроснабжения новых нагрузок, присоединяемых к ПС 220 кВ Черемушки на напряжении 10 кВ с общей максимальной мощностью 27 МВт.

Всего в 2020 - 2025 гг. прирост нагрузки планируется в объеме 30,18 МВт, из них 27,0 МВт необходимо подключить на напряжение 10 кВ, остальные - на 6 кВ. С учетом коэффициента набора мощности нагрузок суммарная величина присоединяемой мощности к ПС 220 кВ Черемушки составит:

- на напряжении 6 кВ - 1,02 МВт (1,1 МВА), в 2020 - 2021 гг.;

- на напряжении 10 кВ - 10,8 МВт (11,6 МВА) в 2022 - 2024 гг.

При прогнозируемом росте максимальная нагрузка ПС 220 кВ Черемушки в 2021 г. может достигнуть: в летний период - 64,2 МВА, в зимний период - 55,7 МВА. К 2025 году нагрузка подстанции существенно возрастет и может достигнуть: в летний период - 75,5 МВА, в том числе на напряжении 10 кВ - 13,83 МВА.

В зимний период - 65,0 МВА, в том числе на напряжении 10 кВ - 13,95 МВА.

Уже на этапе 2021 г. при отключении Т-1(Т-2) 110/35/6 кВ 40 МВА на ПС 220 кВ Черемушки в режиме летних максимальных нагрузок происходит перегруз Т-2(Т-1) 40 МВА на 25 - 26%, что превышает аварийно допустимую перегрузку трансформаторов 15% в летний период при температуре воздуха 35 °C (раздел 3.2.2, рис. Б.3.4, Б.3.4.3).

Расчеты, выполненные в разделе 3.2.3 для умеренно-оптимистического варианта в летний максимум 2025 г. с учетом установки на ПС 220 кВ Черемушки трансформаторов Т-3 и Т-4 и нагрузок, присоединяемых в соответствии с выше упомянутыми ТУ к ПС 220 кВ Черемушки на напряжение 10 кВ, показали, что в случае отключения трансформатора Т-2 на ПС 220 кВ Черемушки (рис. УО.7, УО.8), загрузка оставшихся в работе трансформаторов, при переводе нагрузки 35 кВ на трансформатор Т-3, нагрузки 6 кВ на трансформатор Т-1, нагрузки 10 кВ на Т-4 не превышает величину длительно-допустимой загрузки силовых трансформаторов подстанции в режиме "N-1".

Возможность перевода нагрузки ПС 220 кВ Черемушки на напряжении 6-10 кВ на другие центры питания отсутствует (см. Приложение И (не приводится) в настоящем томе). Перевод электрических нагрузок по сети 35 кВ с ПС 220 кВ Черемушки на другой центр питания - ПС 110/35/10/6 кВ Северная не позволяет разгрузить трансформатор Т-1 110/35/6 кВ 40 МВА на ПС 220 Черемушки при отключении трансформатора Т-2 без превышения допустимых параметров сети в рассматриваемом энергорайоне.

В соответствии с ТУ ПАО "Россети Кубань" 21200-21-00618812-1 от 22.03.2021/ИА-01/0003-21-сс, 21200-21-00618802-1 от 22.03.2021/ИА-01/0005-21-сс, 21200-21-00618776-1 от 22.03.2021/ИА-01/0006-21-сс, 21200-21-00618784-1 от 22.03.2021/ИА-01/0007-21-сс, 21200-21-00619970-1 от 22.03.2021/ИА-01/0016-21-сс, 21200-21-00619988-1 от 22.03.2021/ИА-01/0017-21-сс для электроснабжения новых нагрузок, присоединяемых к ПС 220 кВ Черемушки на напряжении 10 кВ с общей максимальной мощностью 27 МВт, рекомендуется выполнить реконструкцию ПС 110/35/10/6 кВ Черемушки с заменой трансформатора Т-3 35/10 кВ 2,5 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА и с установкой трансформатора Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА. Трансформаторы Т-3 и Т-4 обеспечивают взаиморезервирование питания нагрузок на напряжении 10 кВ и резервирование трансформаторов Т-1 и Т-2 при их отключении на напряжении 6 кВ.

Реконструкция ПС 220 кВ Черемушки с установкой трансформатора Т-4 исключает существующую перегрузку трансформаторов в режиме "N-1" и обеспечивает возможность подключения к подстанции новых потребителей г. Майкопа. Реконструкция ПС 220 кВ Черемушки с установкой трансформатора Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА и заменой трансформатора Т-3 35/10 кВ 2,5 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА предусмотрена Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2020 - 2022 годы и Соглашением Кабинета министров Республики Адыгея, ПАО "Россети" и ПАО "Россети Кубань" об условиях реализации инвестиционных проектов на территории Республики Адыгея.

3.3.3. Развитие электрической сети напряжением 35 - 110 кВ.

Оптимистический вариант

Оптимистический вариант развития энергосистемы на территории Республики Адыгея сформирован при более высоком уровне нагрузок по сравнению с базовым вариантом и учитывает основные крупные инвестиционные проекты, реализация которых предполагается на территории республики в период до 2025 г.

На основе проведенных расчетов электроэнергетических режимов с учетом мероприятий по развитию электрической сети, определившихся по базовому варианту, определены дополнительные мероприятия по развитию электрической сети 35 кВ и выше на территории Республики Адыгея при повышенном уровне нагрузок.

Перечень мероприятий по развитию электрической сети напряжением 220 кВ на территории республики Адыгея в период 2020 - 2025 гг. для оптимистического варианта приведен ниже в таблице 3.3.1.

Распределение нагрузок по подстанциям 35 кВ и выше на территории Республики Адыгея для оптимистического варианта представлено в Приложении Д (не приводится).

Общие подходы в части реконструкции ПС 35 кВ и выше, а также сооружаемых новых линий электропередачи аналогичны базовому варианту развития.

Карта-схема электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Республики Адыгея до 2025 года для оптимистического варианта развития электрических сетей на территории Республики Адыгея представлена в Приложении Г (не приводится), принципиальная схема электрических соединений на территории Республики Адыгея на 2025 год для оптимистического варианта представлена в Приложении Д (не приводится), том Э2019-ЭЭС-ПЗ-009-09СРЭ3.

Для надежного электроснабжения существующих и новых потребителей на территории Республики Адыгея в разрабатываемой Схеме и программе развития электроэнергетики Республики Адыгея для оптимистического варианта развития предлагается следующий объем нового электросетевого строительства и реконструкции электросетевых объектов напряжением 35 кВ и выше.

3.3.3.1. Энергорайон, включающий г. Майкоп и Майкопский район Республики Адыгея

Реконструкция ПС 110/35/10/6 кВ Северная

На ПС 110/35/10/6 кВ Северная установлены два трансформатора 110/35/6 кВ (Т-1 и Т-2) мощностью по 40 МВА каждый (2017 г.) и трансформатор Т-3 35/10 кВ мощностью 4 МВА. Фактическая максимальная суммарная загрузка Т-1 и Т-2 на ПС 110 кВ Северная по результатам замеров за последние три года (2018 - 2020 гг.) составила: для зимнего режимного дня 18.12.2019 - 37,4 МВА, а максимальная нагрузка подстанции зафиксирована по результатам замера дополнительного летнего режимного дня 01.08.2018 - 44,1 МВА.

Величина запрашиваемой мощности на технологическое присоединение к данной подстанции по заключенным договорам на технологическое присоединение составляет 2,8 МВт (таблица 1.3) и по Техническим условиям - 27,7 МВт (таблица 1.3.1, ТУ ИА-01/0008-21-сс, ИА-01/0009-21-сс, ИА-01/0010-21-сс, ИА-01/0011-21-сс, ИА-01/0012-21-сс, ИА-01/0013-21-сс). Всего в 2020 - 2025 гг. прирост нагрузки планируется в объеме 45 МВт, из них 27,7 МВт необходимо подключить на напряжение 10 кВ, остальные - на 6 кВ. С учетом коэффициента набора мощности, нагрузка, присоединяемая к ПС 110 кВ Северная составит:

- на напряжении 6 кВ - 10,4 МВт (11,2 МВА), в том числе в 2020 - 2021 гг. - 0,095 МВт (0,1 МВА) и в 2022 - 2025 г. - 10,32 МВт (11,1 МВА);

- на напряжении 10 кВ - 19,05 МВт (20,5 МВА) в 2022 - 2023 гг.

При прогнозируемом росте максимальная нагрузка ПС 110 кВ Северная в 2021 г. может достигнуть: в летний период - 44,1 МВА, в зимний период - 37,4 МВА. К 2025 году нагрузка подстанции существенно возрастет за счет учета присоединяемой мощности по упомянутым выше ТУ и может достигнуть:

- в летний период - 77,45 МВА, в т.ч. на напряжении 10 кВ - 20,5 МВА.

- в зимний период - 70,7 МВА, в т.ч. на напряжении 10 кВ - 20,5 МВА.

Согласно ТУ для электроснабжения новых нагрузок многоэтажной и коттеджной жилой застройки в восточной и юго-восточной части г. Майкопа, а также электроснабжения участков строительства индустриального парка в г. Майкопе по ул. Шовгенова предусматривается реконструкция ПС 110/35/10/6 кВ Северная с заменой трансформатора Т-3 35/10 кВ 4 МВА на трансформатор большей мощности, при этом мощность, количество и номинальное напряжение обмоток устанавливаемого трансформатора уточнить при проектировании, и с установкой трансформатора Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА. Трансформаторы Т-3 и Т-4 обеспечивают взаиморезервирование питания нагрузок на напряжении 10 кВ и резервирование на напряжении 6 кВ трансформаторов Т-1 и Т-2 при их отключении.

Расчеты, выполненные в разделе 3.2.3 для оптимистического варианта в летний максимум 2025 г. в отличие от базового варианта, учитывают нагрузки, присоединяемые в соответствии с выше упомянутыми ТУ к ПС 110 кВ Северная на напряжение 10 кВ.

Расчеты режимов для оптимистического варианта в летний максимум 2025 г. с учетом установки на ПС 110 кВ Северная трансформаторов Т-3 и Т-4 и нагрузок, присоединяемых в соответствии с выше упомянутыми ТУ к ПС 110 кВ Северная на напряжение 10 кВ, показали, что в случае отключения одного из трансформаторов (Т-1 или Т-2) на ПС 110 кВ Северная (рис. О.7.8), загрузка оставшихся в работе трансформаторов не превышает величину длительно-допустимой загрузки силовых трансформаторов подстанции в режиме "N-1".

Реконструкция ПС 110 кВ Северная в объеме выданных технических условий предусмотрена Соглашением Кабинета министров Республики Адыгея, ПАО "Россети" и ПАО "Россети Кубань" об условиях реализации инвестиционных проектов на территории Республики Адыгея.

Реконструкция ПС 220 кВ Черемушки

В настоящее время на ПС 220 кВ Черемушки установлены два трансформатора напряжением 110/35/6 кВ мощностью по 40 МВА (Т-1 - 2008 г., Т-2 - 2009 г.) и трансформатор Т-3 (1979 г.) напряжением 35/10 кВ мощностью 2,5 МВА.

Фактическая максимальная суммарная загрузка Т-1 и Т-2 на ПС 220 кВ Черемушки по результатам замеров за последние три года (2018 - 2020 гг.) составила: для зимнего режимного дня 19.12.2018 - 52,04 МВА для дополнительного летнего режимного дня 01.08.2018 - 50,7 МВА, а максимальная нагрузка подстанции зафиксирована по результатам замера дополнительного летнего режимного дня 07.07.2020 - 60,56 МВА.

В случае отключения одного из трансформаторов (Т-1 или Т-2) загрузка оставшегося в работе трансформатора может достигнуть: в летний максимум 154%, что превышает величину аварийно-допустимой загрузки каждого из силовых трансформаторов подстанции в режиме "N-1" на 34%, а в зимний максимум - 130,1%. При этом временное ограничение потребителей в летний максимум для разгрузки трансформатора до допустимой величины составляет 13,4 МВт.

Величина запрашиваемой мощности по заключенным договорам на технологическое присоединение к ПС 220 кВ Черемушки в 2020 - 2025 гг. составляет 3,18 МВт.

ПАО "Россети Кубань" выданы Технические условия ИА-01/0003-21-сс, ИА-01/0005-21-сс, ИА-01/0006-21-сс, ИА-01/0007-21-сс, ИА-01/0016-21-сс, ИА-01/0017-21-сс для электроснабжения новых нагрузок, присоединяемых к ПС 220 кВ Черемушки на напряжении 10 кВ с общей максимальной мощностью 27 МВт.

Всего в 2020 - 2025 гг. прирост нагрузки планируется в объеме 88,97 МВт на напряжение 10 кВ. В базовом варианте нагрузки, подключаемые на 10 кВ при расчете режимов не учитывались. С учетом коэффициента набора мощности, нагрузка, присоединяемая к ПС 220 кВ Черемушки составит:

- на напряжении 6 кВ - 1,02 МВт (1,1 МВА), в 2020 - 2021 гг.;

- на напряжении 10 кВ - 35,58 МВт (38,3 МВА) в 2022 - 2024 гг.

При прогнозируемом росте максимальная нагрузка ПС 220 кВ Черемушки в 2021 г. может достигнуть: в летний период - 61,7 МВА, в зимний период - 53,2 МВА. К 2025 году нагрузка подстанции существенно возрастет и может достигнуть: - в летний период - 102,2 МВА, в том числе на напряжении 10 кВ - 38,3 МВА;

- в зимний период - 94,7 МВА, в том числе на напряжении 10 кВ - 38,3 МВА.

Уже на этапе 2021 г. при отключении Т-1(Т-2) 110/35/6 кВ 40 МВА на ПС 220 кВ Черемушки в режиме летних максимальных нагрузок происходит перегруз Т-2(Т-1) 40 МВА на 54%, что превышает аварийно допустимую перегрузку трансформаторов 34% в летний период при температуре воздуха 35 °C (раздел 3.2.2, табл. 3.3.2).

Возможность перевода нагрузки ПС 220 кВ Черемушки на напряжении 6 - 10 кВ и по сети 35 кВ на другие центры питания отсутствует.

В соответствии с инвестиционными проектами, а также с ТУ ПАО "Россети Кубань" ИА-01/0003-21-сс, ИА-01/0005-21-сс, ИА-01/0006-21-сс, ИА-01/0007-21-сс, ИА-01/0016-21-сс, ИА-01/0017-21-сс, для электроснабжения новых нагрузок, присоединяемых к ПС 220 кВ Черемушки на напряжении 10 кВ с общей максимальной мощностью 88,97, в том числе 27 МВт по ТУ, рекомендуется выполнить реконструкцию ПС 110/35/10/6 кВ Черемушки с заменой трансформатора Т-3 35/10 кВ 2,5 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА и с установкой трансформатора Т-4 110/10/6 кВ мощностью 40 МВА. Трансформаторы Т-3 и Т-4 обеспечивают взаиморезервирование питания нагрузок на напряжении 10 кВ и резервирование трансформаторов Т-1 и Т-2 при их отключении на напряжении 6 кВ.

Реконструкция ПС 220 кВ Черемушки с установкой трансформаторов Т-3 и Т-4 исключает существующую перегрузку трансформаторов Т-1 и Т-2 в режиме "N-1" и обеспечивает возможность подключения к подстанции новых потребителей г. Майкопа.

Реконструкция ПС 220 кВ Черемушки с установкой трансформатора Т-4 110/10/6 кВ мощностью 40 МВА и заменой трансформатора Т-3 35/10 кВ 2,5 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА не предусмотрена Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2020 - 2022 годы и Соглашением Кабинета министров Республики Адыгея, ПАО "Россети" и ПАО "Россети Кубань" об условиях реализации инвестиционных проектов на территории Республики Адыгея.

Реконструкция ВЛ 35 кВ Северная - Южная и Черемушки - Майкопская ГЭС

Согласно выполненным в разделе 3.2.2 расчетам при отключении ВЛ 35 кВ Черемушки - Майкопская ГЭС в летний максимум нагрузок 2021 г. возникает перегрузка ВЛ 35 кВ Северная - Южная на 39,6% по длительно допустимому току провода АС-150 и номинальному току трансформаторов тока с номинальным током 400 А, а при отключении ВЛ 35 кВ Северная - Южная в летний максимум нагрузок 2021 г. перегружается ВЛ 35 кВ Черемушки - Майкопская ГЭС на 40,4% по длительно допустимому току провода АС-150 и номинальному току трансформаторов тока с номинальным током 400 А. Перегрузка этих ВЛ 35 кВ обусловлена транзитными перетоками в сеть 35 кВ Майкопского района через Майкопскую ГЭС. Для ликвидации перегрузки ВЛ 35 кВ Черемушки - Майкопская ГЭС и ВЛ 35 кВ Северная - Южная рекомендуется выполнить их реконструкцию с заменой провода АС-150 на провод с большей пропускной способности, например АСТ, с допустимой токовой нагрузкой не менее 562 А при температуре воздуха 35 °C, а также с заменой трансформаторов тока в цепях этих ВЛ 35 кВ с номинальным током 400 А на трансформаторы тока с номинальным током не менее 562 А.

Реконструкция ВЛ 35 кВ Черемушки - Майкопская ГЭС и ВЛ 35 кВ Северная - Южная не предусмотрена Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2018 - 2022 годы.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Первомайская

На подстанции 35/10 кВ Первомайская установлены 2 трансформатора: Т-1 мощностью 2,5 МВА и Т-2 мощностью 1,8 МВА. Срок службы трансформаторов на ПС 35/10 кВ "Первомайская" на 01.01.2020 составляет 52 года (Т-1) и 54 года (Т-2), т.е. оборудование отработало нормативный срок службы, при этом износ оборудования составил 208% и 216% соответственно. В последние годы при отключении одного из трансформаторов загрузка оставшегося в работе трансформатора превышает аварийно-допустимую величину. Максимальная нагрузка ПС 35/10 Первомайская в 2018 году была в зимний режимный день (19.12.2018) и составляла 2,84 МВА, в 2019 г. (18.12.2019) - 3,19 МВА. В летний дополнительный режимный день (07.07.2020) максимальная нагрузка подстанции составляла 1,99 МВА. В случае отключения одного из трансформаторов (в данном случае трансформатора большей мощности - 2,5 МВА, загрузка оставшегося в работе трансформатора 1,8 МВА составит 157,8%, 177,2% (для зимнего режимного дня 20182019 гг.) и 110,6% для дополнительного летнего режимного дня 2020 г., что превышает величину аварийно-допустимой загрузки силовых трансформаторов подстанции в режиме "N-1". Для снятия перегрузки трансформаторов необходимо ограничение потребителей на 1,39 - 0,19 МВА.

Величина запрашиваемой максимальной мощности по заключенным договорам и выданным техническим условиям на технологическое присоединение к данной подстанции до 2025 г. в базовом варианте составляет 0,9 МВт (0,78 МВА с учетом совмещения нагрузок). В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 35 кВ Первомайская не предполагается. Максимальная нагрузка ПС 35 кВ Первомайская в 2025 г. может достигнуть в зимний максимум 3,97 МВА, в летний максимум - 3,13 МВА, а загрузка трансформаторов в режиме n-1 увеличиться до 220,5% и 173,9% соответственно. Ограничение потребителей для снятия перегрузки в аварийном режиме (при отключении одного из трансформаторов на ПС 35 кВ Первомайская) увеличиться на соответствующую величину. Возможность перевода нагрузки ПС 35/10 кВ Первомайская на напряжении 10 кВ на другие центры питания отсутствует (см. Приложение И (не приводится) в настоящем томе).

В соответствии с Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань", утвержденную приказом Минэнерго России от 01.12.2017, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 25.12.2020 в 2021 году предусматривается реконструкция подстанции 35/10 кВ "Первомайская" с заменой Т-1 мощностью 2,5 МВА и Т-2 мощностью 1,8 МВА на 2 трансформатора по 4 МВА.

Реконструкция данной подстанции с заменой существующих трансформаторов на трансформаторы напряжением 35/10 кВ мощностью 4 МВА каждый позволит заменить морально устаревшее и физически изношенное оборудование, избавиться от существующей перегрузки трансформаторов в режиме "N-1" и обеспечить возможность для подключения новых потребителей.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Тульская

На ПС 35/10 кВ Тульская установлены два трансформатора 35/10 кВ мощностью 4 МВА каждый. Срок службы трансформаторов на 01.01.2020 составляет 29 лет (Т-1) и 45 лет (Т-2), т.е. оборудование отработало нормативный срок службы и его износ составляет 116% и 180% соответственно.

По результатам замеров зимнего режимного дня 2019 года (18.12.2019) суммарная максимальная загрузка трансформаторов ПС 35 кВ Тульская составила 3,75 МВА, в летний режимный день (19.06.2019) - 4,32 МВА. В 2018 г. в зимний режимный день (19.12.2018) нагрузка подстанции достигала 4,82 МВА, в летний режимный день (20.06.2018) - 3,62 МВА, в дополнительный летний режимный день (01.08.2018) - 4,25 МВА. В дополнительный летний режимный день 2020 года (07.07.2020) нагрузка подстанции составила - 4,77 МВА. В случае отключения одного из трансформаторов загрузка оставшегося в работе трансформатора 4 МВА - составит 120,5% (для зимнего режимного дня 2018 г.) и 119,3% (для доп. летнего режимного дня 2020 г.), что превышает величину длительно допустимой загрузки трансформатора в режиме "N-1" в зимний/летний период (1,05) с учетом срока его эксплуатации. При этом ограничение потребителей составляет 0,5 МВт.

Прогнозируемый прирост нагрузки ПС 35 кВ Тульская по заключенным договорам на технологическое присоединение (таблица 1.3) и Техническим условиям (таблица 1.3.1) в базовом варианте в период до 2025 года составляет 4,61 МВт. С учетом совмещения максимумов нагрузок величина присоединяемой мощности к ПС 35 кВ Тульская составит 3,7 МВт (3,98 МВА). В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 35 кВ Тульская предполагается в объеме 0,4 МВА. При прогнозируемом росте нагрузка ПС 35 кВ Тульская в 2021 г. может достигнуть 6,39 МВА в зимний максимум и 6,34 МВА в летний максимум, а в 2025 г. - 9,23 МВА в зимний максимум и 9,15 МВА в летний максимум, а загрузка трансформаторов в режиме n-1 увеличиться до 230% и 228% соответственно. Возможность перевода нагрузки ПС 35/10 кВ Тульская на напряжении 10 кВ на другие центры питания отсутствует (см. Приложение И (не приводится) в настоящем томе). Временное ограничение потребителей в аварийном режиме с учетом длительно допустимой величины перегрузки трансформаторов в 2025 г. увеличится до 4,3 - 4,5 МВА.

Рекомендуется в 2022 году проведение реконструкции ПС 35/10 кВ Тульская с заменой существующих трансформаторов 2 x 4 МВА на два трансформатора 35/10 кВ мощностью по 10 МВА каждый.

Реконструкция ПС 35/10 Тульская с увеличением мощности трансформаторов позволит исключить существующую перегрузку трансформаторов в режиме "N-1" и обеспечить возможность подключения новых потребителей в зоне влияния подстанции, а также заменить морально устаревшее и физически изношенное оборудование.

Реконструкция подстанции предусмотрена Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2018 - 2022 годы, в объеме выполнения проектно-изыскательских работ в 2020 году.

Реконструкция подстанции ПС 35/10 Тульская предусмотрена Соглашением Кабинета министров Республики Адыгея, ПАО "Россети" и ПАО "Россети Кубань" об условиях реализации инвестиционных проектов на территории Республики Адыгея.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Кужорская

В настоящее время на ПС 35/10 Кужорская установлены два трансформатора напряжением 35/10 кВ мощностью по 2,5 МВА каждый. Срок эксплуатации трансформатора на 01.01.2020 составил 51 год (Т-1) и 31 год (Т-2).

Фактическая максимальная загрузка трансформаторов на ПС 35/10 Кужорская в летний режимный день 01.08.2018 составляла 1,72 МВА, в зимний режимный день (19.12.2018) составила 1,6 МВА. В 2019 году 19.06.2019 - 1,48 МВА, 18.12.2019 - 1,76 МВА. В дополнительный летний режимный день 2020 года (07.07.2020) нагрузка подстанции составила - 1,6 МВА.

Величина запрашиваемой мощности на технологическое присоединение к данной подстанции в 2020 - 2025 гг. с учетом договоров на технологическое присоединение и Технических условий для электроснабжения энергопринимающих устройств ООО "Мирный" (молочно-товарной козьей фермы в п. Трехречный Майкопского района) и туристическо-рекреационный комплекс "Термальные источники" составит 7,98 МВт, с учетом совмещения нагрузок - 6,38 МВт (6,9 МВА). В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 35 кВ Кужорская не предполагается. Таким образом, максимальная нагрузка ПС 35 кВ Кужорская в 2022 г. может достигнуть 8,76 МВА и сохранится до 2025 года.

С учетом выше изложенного, а также принимая во внимание то обстоятельство, что трансформатор Т-1 вдвое превысил нормативный срок эксплуатации, рекомендуется в 2021 году выполнить реконструкцию ПС 35/10 кВ Кужорская с заменой трансформаторов 35/10 кВ мощностью 2 x 2,5 МВА на 2 x 10 МВА. Реконструкция подстанции обеспечит возможность подключения новых потребителей в зоне ее влияния, а также замену физически изношенного оборудования.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Кужорская предусмотрена Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2018 - 2022 годы, в объеме выполнения проектно-изыскательских работ в 2020 году.

Реконструкция подстанции ПС 35/10 Кужорская предусмотрена Соглашением Кабинета министров Республики Адыгея, ПАО "Россети" и ПАО "Россети Кубань" об условиях реализации инвестиционных проектов на территории Республики Адыгея.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Садовая

В настоящее время на ПС 35/10 Садовая установлен трансформатор напряжением 35/10 кВ мощностью 5,6 МВА. Срок эксплуатации трансформатора на 01.01.2020 составил 66 лет (с 1953 года).

Фактическая максимальная загрузка трансформаторов на ПС 35/10 Садовая в летний режимный день (01.08.2018) составляла 3,96 МВА, в зимний режимный день (19.12.2018) составила 4,35 МВА. В 2019 году максимальная загрузка трансформаторов на ПС 35/10 Садовая 19.06.2019 составляла 3,66 МВА, 18.12.2019 - 4,06 МВА. В дополнительный летний режимный день 2020 года (07.07.2020) нагрузка подстанции составила - 3,6 МВА.

Величина запрашиваемой мощности на технологическое присоединение к данной подстанции в 2020 - 2025 гг. с учетом договоров на технологическое присоединение и Технических условий (2,02 МВт для электроснабжения жилищного строительства в Майкопском районе п. Краснооктябрьский и п. Табачный) составляет 3,52 МВт, с учетом совмещения нагрузок - 2,81 МВт (3,06 МВА). В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 35 кВ садовая предполагается всего на 0,05 МВА. Таким образом, максимальная нагрузка ПС 35 кВ Садовая в 2022 г. может достигнуть 7,46 МВА или 133,2% номинальной нагрузки трансформатора.

С учетом выше изложенного, а также принимая во внимание то обстоятельство, что трансформатор на подстанции более чем вдвое превысил нормативный срок эксплуатации, рекомендуется в 2022 году выполнить реконструкцию ПС 35/10 кВ Садовая с установкой трансформатора Т-2 35/10 кВ мощностью 10 МВА и строительство захода ВЛ-35 кВ с изменением схемы подключения подстанции к сети. Реконструкция подстанции обеспечит возможность подключения новых потребителей в зоне ее влияния, а также замену физически изношенного оборудования.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Садовая предусмотрена Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2018 - 2022 годы, в объеме выполнения проектно-изыскательских работ в 2020 году.

Реконструкция подстанции ПС 35/10 Садовая предусмотрена также Соглашением Кабинета министров Республики Адыгея, ПАО "Россети" и ПАО "Россети Кубань" об условиях реализации инвестиционных проектов на территории Республики Адыгея.

Реконструкция ПС 35/6 кВ Южная

Собственник подстанции - ООО "Картонтара". В настоящее время на подстанции 35/6 кВ "Южная" установлены два трансформатора мощностью по 10 МВА. Срок эксплуатации трансформаторов на 01.01.2020 составил 61 год. Максимальная загрузка трансформаторов в 2018 году была в летний дополнительный режимный день (01.08.2018) и составила 18,5 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов в 2019 году была в летний режимный день (19.06.2019) и составила 17,4 МВА. Загрузка трансформаторов в летний дополнительный режимный день (07.07.2020) составила 13,7 МВА. В случае отключения одного из трансформаторов (Т-1 или Т-2), загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 185% (для нагрузок 2018 г.), 174% (для нагрузок 2019 г.) и 137% (для нагрузок 2020 г.), что превышает величину аварийно-допустимой нагрузки силовых трансформаторов подстанции в режиме "N-1". При этом временное ограничение потребителей для разгрузки трансформаторов составляет от 3,7 до 8,5 МВА. Возможность перевода нагрузки ПС 35/6 кВ Южная на напряжении 6 кВ на другие центры питания отсутствует (см. Приложение И в настоящем томе).

В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 35 кВ Южная не предполагается. Для исключения существующей перегрузки трансформаторов в режиме "N-1" и ограничения потребителей для разгрузки трансформаторов рекомендуется выполнить в 2022 году реконструкцию ПС 35 кВ Южная, с заменой трансформаторов 35/6 кВ 2 x 10 МВА на два трансформатора по 25 МВА каждый.

Реконструкция ПС 35/6 кВ МайГЭС

Собственник ПС 35/6 кВ МайГЭС - ООО "Лукойл-Экоэнерго". На подстанции установлены два трансформатора мощностью по 7,5 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов в 2018 и 2019 годах была в зимний режимные дни 19.12.2018, составила 6,7 МВА и 18.12.2019, составила 8,1 МВА соответственно. В дополнительный летний режимный день 2020 года (07.07.2020) нагрузка подстанции составила - 11,84 МВА. В случае отключения одного из трансформаторов (Т-1 или Т-2), загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 89,3% (для нагрузок зимнего режимного дня 2018 г.), 108,0% (для нагрузок зимнего режимного дня 2019 г.) и 157,9% (для нагрузок дополнительного летнего режимного дня 2020 г.), что превышает величину длительно допустимой загрузки силовых трансформаторов подстанции в режиме "N-1". При этом временное ограничение потребителей для разгрузки трансформаторов составляет от 0,23 до 3,97 МВА. Возможность перевода нагрузки ПС 35/6 кВ МайГЭС на напряжении 6 кВ на другие центры питания отсутствует (см. Приложение И в настоящем томе).

Для исключения существующей перегрузки трансформаторов в режиме "N-1" и ограничения потребителей для разгрузки трансформаторов рекомендуется провести в 2021 году реконструкцию ПС 35/6 кВ МайГЭС с заменой трансформаторов 2 x 7,5 МВА на 2 х 16 МВА.

Строительство ПС 35/10 кВ Диспансер

Строительство ПС 35 кВ Диспансер предназначено для внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств земельного участка. Категория земель: земли сельскохозяйственного назначения с видом разрешенного использования - для сенокошения и выпаса скота, расположенный по адресу: местоположение установлено относительно ориентира, расположенного за пределами участка. Ориентир здание администрации. Участок находится примерно в 1 км, по направлению на северо-восток от ориентира. Почтовый адрес ориентира: Республика Адыгея, г. Майкоп, ст-ца Ханская, ул. Краснооктябрьская, 19, кадастровый N 01:08:1212005:23. Максимальная мощность присоединяемых энергопринимающих устройств 2,7 МВт, надежность электроснабжения потребителей промышленного парка необходимо обеспечивать по II категории (индивидуальные технические условия для присоединения к электрическим сетям ПАО "Кубаньэнерго" N ИА-01/0001-19 и N ИА-01/0010-20). Присоединение ПС 35 кВ Диспансер к энергосистеме предусматривается включением в рассечку ВЛ 35 кВ Птицесовхоз - Компрессорная линиями 35 кВ.

РУ ПС 35 кВ Диспансер предусматривается по схеме N 35-5 АН (мостик с выключателями в цепи трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов) с компоновкой элегазовыми выключателями 35 кВ.

В соответствии с заявленной максимальной нагрузкой 2,7 МВт (2,9 МВА при tg нагрузки на шинах 35 кВ подстанции 0,4) на ПС 35 кВ Диспансер необходимо установить два трансформатора 35/10 кВ мощностью по 4 МВА каждый.

Ввод ПС 35 кВ Диспансер предусматривается в 2024 г.

В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 35 кВ Первомайская не предполагается.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Птицесовхоз

В настоящее время на ПС 35/10 Птицесовхоз установлен один трансформатор напряжением 35/10 кВ мощностью 4 МВА. Срок эксплуатации трансформатора на 01.01.2020 составил 42 года.

Фактическая максимальная загрузка трансформатора на ПС 35/10 Птицесовхоз в зимний режимный день 19.12.2018 составляла 3,85 МВА, в 2019 году (18.12.2018) составила 3,8 МВА, загрузка трансформатора в летний режимный день (17.06.2020) составила 3,8 МВА. Величина запрашиваемой мощности на технологическое присоединение к данной подстанции в 2020 - 2025 гг. по заключенным договорам составляет 0,14 МВт, с учетом совмещения максимумов нагрузок - 0,11 МВт (0,12 МВА). В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 35 кВ Птицесовхоз предполагается в объеме 4,0 МВт, с учетом совмещения максимумов нагрузок - 3,2 МВт (3,46 МВА). Таким образом, максимальная нагрузка ПС 35 кВ Птицесовхоз к 2025 г. может достигнуть 7,43 МВА (185,7% его номинальной мощности). Возможность перевода нагрузки ПС 35/10 кВ Птицесовхоз на напряжении 10 кВ на другие центры питания отсутствует (см. Приложение И в настоящем томе).

С учетом выше изложенного, рекомендуется в 2022 году выполнить реконструкцию ПС 35/10 кВ Птицесовхоз с заменой трансформатора Т-1 35/10 кВ мощностью 4 МВА на 10 МВА. Реконструкция подстанции обеспечит возможность подключения новых потребителей в зоне ее влияния, а также возможность резервного питания потребителей на напряжении 10 кВ ПС 110 кВ Ханская тяговая в случае ее отключения.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Птицесовхоз не предусмотрена Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2020 - 2022 годы.

Строительство ПС 110/35/10 кВ Лаго-Наки

В соответствии с Таблицей 1.3.2 "Перечень наиболее крупных потребителей на территории Республики Адыгея, присоединение которых к энергосистеме планируется в 2020 - 2025 гг. в оптимистическом варианте дополнительно к базовому варианту" планируется развитие особой экономической туристической зоны "Лаго-Наки" с максимальной электрической нагрузкой 38 МВт.

На расчетном этапе "Схемы и программы..." 2025 г. нагрузка туристического курорта "Лаго-Наки" в Майкопском районе принята 2,5 МВт. Для электроснабжения туристического курорта "Лаго-Наки" в период до 2025 года рекомендуется реализация следующих мероприятий.

Необходимым условием обеспечения надежной схемы электроснабжения потребителей туристического курорта "Лаго-Наки" является строительство на первом этапе ВЛ 110 кВ Апшеронская - Самурская, реконструкция ПС 35/10 кВ Самурская с переводом ее на напряжение 110 кВ в 2022 - 2023 году.

Вторым этапом создания надежной схемы электроснабжения горно-туристического курорта "Лаго-Наки" предусматривается строительство в 2024 году ПС 110/35/10 кВ Лаго-Наки с ВЛ 110 кВ Самурская - Лаго-Наки. На ПС 110 кВ Лаго-Наки при полном развитии курорта предполагается установка трех силовых трансформаторов 110/35/10 кВ мощностью по 16 МВА. В 2024 г. достаточно установить два трансформатора по 16 МВА.

Дальнейшее развитие схемы электроснабжения туристического курорта "Лаго-Наки" предполагается за пределами 2025 года: строительство ВЛ 110 кВ Лаго-Наки - Гузерипль с включением ее на напряжение 35 кВ, замыкание существующего транзита 35 кВ Хаджох - Даховская - Хамышки - Гузерипль - Лаго-Наки с образованием резервного питания для ПС 110 кВ Лаго-Наки и подстанций 35 кВ, подключенных к этому транзиту. Создание такой схемы обеспечит возможность поэтапного перевода выше упомянутого транзита 35 кВ на напряжение 110 кВ при росте нагрузки курорта до проектной - 38 МВт.

Строительство ВЛ 110 кВ Апшеронская - Самурская, перевод ПС 35 кВ Самурская на напряжение 110 кВ и строительство ПС 110 кВ Лаго-Наки с ВЛ 110 не предусмотрено Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2020 - 2022 годы.

3.3.3.2. Энергорайон, включающий северную и восточную части Республики Адыгея (Шовгеновский, Красногвардейский, Гиагинский и Кошехабльский районы)

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Шовгеновская

На ПС 110/35/10 кВ Шовгеновская установлены два силовых трансформатора Т-1 и Т-2 мощностью по 16 МВА. Срок службы существующих трансформаторов на 01.01.2020 составляет 47 лет и 43 года соответственно, при этом износ оборудования составил 188% и 172% соответственно.

Максимальная суммарная нагрузка трансформаторов ПС 110 кВ Шовгеновская за последние три года по результатам замеров зимнего режимного дня составляла 18,29 МВА (18.12.2019), по результатам замеров летнего режимного дня составляла 22,0 МВА (07.07.2020). В случае отключения одного из трансформаторов 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА на ПС 110 кВ Шовгеновская, нагрузка оставшегося в работе трансформатора составит 114,3% и 137,5% соответственно для нагрузок зимнего и летнего режимного дня, что превышает величину аварийно-допустимой нагрузки каждого из силовых трансформаторов подстанции в режиме "N-1" в летний максимум.

Прирост нагрузки ПС 110 кВ Шовгеновская по заключенным договорам на технологическое присоединение в 2020 - 2025 гг. составляет 0,015 МВт (с учетом совмещения нагрузок). В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 110 кВ Шовгеновская предполагается в объеме 1,72 МВт, с учетом совмещения максимумов нагрузок - 1,38 МВт (1,49 МВА). Таким образом, максимальная суммарная нагрузка трансформаторов ПС 110 кВ Шовгеновская в оптимистическом варианте в летний максимум 2025 г. составит 24,2 МВА. При отключении одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Шовгеновская в летний максимум 2025 гг. нагрузка оставшегося в работе трансформатора составит 126 А (157,5% номинальной). Аварийная перегрузка трансформатора на ПС 110 кВ Шовгеновская допустима в летний период не более чем на 10% (ав. доп. нагрузка - 88,0 А). Нагрузка трансформатора на ПС 110 кВ Шовгеновская в режиме "п-1" может быть снижена аналогично базовому варианту переводом питания подстанций 35 кВ Веселая, Дондуковская, Бизнес инкубатор, Курская на ПС 110 кВ Северная: отключение ВЛ 35 кВ Шовгеновская - Веселая со стороны ПС 110 кВ Шовгеновская и включение ВЛ 35 кВ Кужорская - Курская со стороны ПС 35 кВ Курская, при этом нагрузка Т-2 снижается до 90 А (112,5% номинального тока) и остается выше аварийно допустимой. Кроме того, возникает перегрузка трансформаторов тока в цепи ВЛ 35 кВ Северная - Кужорская, переток по которой в таком режиме составляет 180,5 А (112,8% от номинального тока ТТ 160 А). Величина ограничения нагрузки в районе ПС 110 кВ Шовгеновская для ликвидации перегрузки трансформаторов тока в цепи ВЛ 35 кВ Северная - Кужорская составит 0,4 - 0,5 МВт.

С учетом выше изложенного рекомендуется выполнить замену трансформаторов 110/35/10 кВ 2 x 16 МВА на ПС 110 кВ Шовгеновская на трансформаторы 2 x 25 МВА.

Замена трансформаторов 110/35/10 кВ 2 x 16 МВА на ПС 110 кВ Шовгеновская на трансформаторы 2 x 25 МВА не предусмотрена Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2020 - 2022 годы.

Реконструкция ПС 35/10 "Комбизавод"

На ПС 35/10 "Комбизавод" установлены трансформаторы Т-1 и Т-2 мощностью по 2,5 МВА. Срок службы установленных трансформаторов на 01.01.2020 составляет 44 года (Т-1) и 46 лет (Т-2), т.е. оборудование отработало нормативный срок службы, при этом износ оборудования составил 170% и 178% соответственно.

По результатам замеров зимнего режимного дня 2019 года (18.12.2019) фактическая максимальная загрузка трансформаторов подстанции "Комбизавод" составила 2,31 МВА, в летний режимный день (19.06.2019) максимальная загрузка трансформаторов составила 2,12 МВА. В 2018 г. нагрузка в зимний режимный день (19.12.2018) достигала 2,92 МВА), загрузка трансформаторов в дополнительный летний режимный день 01.08.2018 составляла 2,72 МВА. Загрузка трансформаторов в летний дополнительный режимный день (07.07.2020) составила 2,9 МВА. В случае отключения одного из трансформаторов, загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 108,8 - 116,8% (летний-зимний режимный день), что превышает величину длительно допустимой загрузки каждого из силовых трансформаторов подстанции в режиме "N-1". Временное ограничение потребителей при этом составляет 0,3 МВА. Возможность перевода нагрузки ПС 35/10 кВ Комбизавод на напряжении 10 кВ на другие центры питания отсутствует (см. Приложение И в настоящем томе).

Прирост нагрузки ПС 35 кВ Комбизавод по заключенным договорам на технологическое присоединение в 2020 - 2025 гг. составляет 0,03 МВт, с учетом совмещения нагрузок - 0,026 МВА. В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 35 кВ Комбизавод предполагается в объеме 2,5 МВт, с учетом совмещения максимумов нагрузок - 2,0 МВт (2,16 МВА). Таким образом, максимальная суммарная нагрузка трансформаторов ПС 35 кВ Комбизавод в оптимистическом варианте в летний максимум 2025 г. составит 5,45 МВА. При отключении одного из трансформаторов мощностью 2,5 МВА на ПС 35 кВ Комбизавод в летний максимум 2025 гг. нагрузка оставшегося в работе трансформатора составит 218% номинальной. Аварийная перегрузка трансформатора на ПС 35 кВ Комбизавод допустима в летний период не более чем на 5% (ав. доп. нагрузка).

Исходя из выше изложенного, рекомендуемая в базовом варианте реконструкция в 2022 году ПС 35/10 "Комбизавод" с заменой Т-1 и Т-2 мощностью по 2,5 МВА на трансформаторы 2 x 6,3 МВА, обеспечит ее нормальное функционирование и в оптимистическом варианте. Реконструкция подстанции 35/10 кВ "Комбизавод" с заменой существующих трансформаторов на трансформаторы напряжением 35/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый позволит заменить морально устаревшее и физически изношенное оборудование, избавиться от существующей перегрузки трансформаторов в режиме "N-1", обеспечить подключение новых потребителей.

Реконструкция подстанции предусмотрена Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2018 - 2022 годы, в объеме выполнения проектно-изыскательских работ в 2021 году.

Кроме того, реконструкция подстанции ПС 35/10 Комбизавод предусмотрена Соглашением Кабинета министров Республики Адыгея, ПАО "Россети" и ПАО "Россети Кубань" об условиях реализации инвестиционных проектов на территории Республики Адыгея.

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Еленовская

Электроснабжение Красногвардейского района Республики Адыгея в существующей схеме в основном осуществляется через ПС 110/35/10 кВ Еленовская, на которой установлен один трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА (эксплуатируется с 1976 года - 45 лет). Питание ПС 110 кВ Еленовская обеспечивается по одной ВЛ 110 кВ Усть-Лабинская - Еленовская. Кроме того, район имеет связи по сети 35 кВ с подстанциями 110 кВ Шовгеновская, Очистные сооружения, Белореченской ГЭС и ПС 220 кВ Усть-Лабинская.

При сохранении в 2021 г. нормального разрыва по ВЛ 35 кВ Красногвардейская - Хатукай на линейном выключателе ВЛ на ПС 35 кВ Красногвардейская максимальная нагрузка ПС 110 кВ Еленовская в 2021 г. в соответствии с заключенными договорами на технологическое присоединение составит в зимний максимум 14,9 МВА (93,2% номинальной нагрузки трансформатора) в летний максимум - 18,2 МВА 93,8 А (117,3% номинальной нагрузки трансформатора, рис. Б.13.4, Б.14, Б. 14.1, Б.15, Б15.1). В 2025 г. нагрузка трансформатора подстанции сохраняется на уровне 2021 года.

Для трансформатора 110/35/10 кВ 16 МВА на ПС 110 кВ Еленовская со сроком службы 44 года коэффициент допустимой длительной перегрузки (Приказ МЭ РФ от 08.02.2019 N 81) составляет: в летний период при температуре воздуха 35 °C - 0,87, в зимний период при температуре воздуха 10 °C - 1,08. Таким образом, в рассматриваемый период (2021 - 2025 гг.) в летний максимум нагрузка трансформатора 110/35/10 кВ 16 МВА на ПС 110 кВ Еленовская в нормальной схеме будет выше длительно допустимой мощности (16 x 0,87 = 13,92 МВА) на 4,28 МВА и превышает аварийно допустимую перегрузку трансформатора.

Для разгрузки трансформатора на ПС 110 кВ Еленовская в нормальной схеме до допустимой величины в базовом варианте рассмотрена возможность изменения точек разрыва в сети 35 кВ с переводом питания части нагрузки подстанции на напряжении 35 кВ на другие центры питания.

Так отключение линейного выключателя ВЛ 35 кВ Еленовская - Красногвардейская на ПС 110 кВ Еленовская и замыкание линейного выключателя ВЛ 35 кВ Хатукай - Красногвардейская на ПС 35 кВ Красногвардейская) обеспечивает перевод питания нагрузки ПС 35 кВ Красногвардейская в объеме 5,6 МВт на ПС 220 кВ Усть-Лабинская, что снижает нагрузку трансформатора 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Еленовская в летний максимум 2021 г. и 2025 г. до 10,87 МВА 55,9 А (69,8% номинальной)

В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 110 кВ Еленовская предполагается в объеме 0,6 МВт, с учетом коэффициента набора нагрузок - 0,2 прирост нагрузки на ПС 110 кВ Еленовская составит 0,12 МВт (0,13 МВА). Таким образом, максимальная нагрузка подстанции в оптимистическом варианте в летний максимум 2025 г. при нормальном разрыве по ВЛ 35 кВ Еленовская - Красногвардейская на ПС 110 кВ Еленовская составит 11,0 МВА.

Таким образом, при незначительном изменении нагрузки ПС 110 кВ Еленовская по сравнению с базовым вариантом, в рассматриваемый период (2021 - 2025 гг.) в летний максимум с учетом изменения нормального разрыва в сети 35 кВ, прилегающей к ПС 110 кВ Еленовская (отключение линейного выключателя ВЛ 35 кВ Еленовская - Красногвардейская на ПС 110 кВ Еленовская и замыкание линейного выключателя ВЛ 35 кВ Хатукай - Красногвардейская на ПС 35 кВ Красногвардейская), нагрузка трансформатора 110/35/10 кВ 16 МВА ПС 110 кВ Еленовская в нормальной схеме может быть обеспечена и в оптимистическом варианте не выше его длительно допустимой мощности (16 x 0,87 = 13,92 МВА). Увеличение мощности трансформатора на ПС 110 кВ Еленовская не требуется.

Принимая во внимание выше изложенное, резервирование электроснабжения района ПС 110 кВ Еленовская при отключении ВЛ 110 кВ Усть-Лабинская - Еленовская (или трансформатора 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Еленовская) по сети 35 кВ рекомендуется осуществлять аналогично базовому варианту - от ПС 220 кВ Усть-Лабинская по транзиту 35 кВ Усть-Лабинская - Хатукай - Красногвардейская - Еленовская протяженностью 34,8 км при замыкании нормального разрыва на линейном выключателе 35 кВ ВЛ 35 кВ Еленовская - Красногвардейская на ПС 110 кВ Еленовская при условии проведения реконструкции транзита с заменой ТТ и ВЧЗ несоответствующих расчетным перетокам по ВЛ 35 кВ и с заменой провода на участках с проводом АС-70 на провод с длительно допустимым током не менее, чем у провода АС-150 (449 А при tокр. возд. = +35 °C).

Обосновывающие расчеты приведены в разделе 3.2.2 (рис. Б.13 - Б.13.10, Б.14 - Б.14.3, Б.15 - Б.15.3).

Реконструкция транзита 35 кВ

Усть-Лабинская - Хатукай - Красногвардейская - Еленовская

Резервирование электроснабжения района ПС 110 кВ при отключении ВЛ 110 кВ Усть-Лабинская - Еленовская (или трансформатора 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Еленовская) на напряжении 35 кВ от ПС 220 кВ Усть-Лабинская в летний максимум нагрузки 2021 - 2025 гг. ограничивается параметрами элементов электрической сети, в частности трансформаторами тока и ВЧЗ с максимально допустимым током 200 А: для ВЛ 35 кВ Усть-Лабинская - Хатукай (расчетный ток 313,6-317,6 А), ВЛ 35 кВ Хатукай - Красногвардейская (расчетный ток 284,6-288,2 А) и трансформаторами тока (200 А) для ВЛ 35 кВ Красногвардейская - Еленовская (расчетный ток 244,1-247,4 А). Кроме того, переток по транзиту 35 кВ Усть-Лабинская - Хатукай - Красногвардейская - Еленовская будет ограничиваться длительно допустимым током 233 А для участков каждой из этих ВЛ 35 кВ с проводом АС-70 при температуре окружающего воздуха 35 °C. Протяженность перегружаемых участков составляет соответственно 2,9, 2,6 и 12,0 км. Величина перегрузки провода АС-70 ВЛ 35 кВ Усть-Лабинская - Хатукай составляет 36,3%, ВЛ 35 кВ Хатукай - Красногвардейская - 23,6% и ВЛ 35 кВ Еленовская - Красногвардейская - 6,0%.

Для обеспечения возможности резервирования электроснабжения района ПС 110 кВ Еленовская при отключении ВЛ 110 кВ Усть-Лабинская - Еленовская (или трансформатора 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Еленовская) без ограничений нагрузки потребителей рекомендуется выполнить реконструкцию транзита 35 кВ Усть-Лабинская - Хатукай - Красногвардейская - Еленовская с заменой ТТ и ВЧЗ несоответствующих расчетным перетокам по ВЛ 35 кВ и с заменой провода АС-70 на участках этого транзита протяженностью 2,9, 2,6 и 12,0 км.

Реконструкция транзита 35 кВ Усть-Лабинская - Хатукай - Красногвардейская - Еленовская с заменой ТТ и ВЧЗ несоответствующих расчетным перетокам по ВЛ 35 кВ и с заменой провода не предусмотрена Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2018 - 2022 годы.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Красногвардейская

На ПС 35 кВ Красногвардейская установлены трансформаторы 35/10 кВ Т-1 и Т-2 мощностью по 6,3 МВА. Срок службы существующих трансформаторов на 01.01.2020 составляет 47 лет (Т-1) и 49 лет (Т-2), т.е. оборудование отработало нормативный срок службы, при этом износ оборудования составил 196% и 208% соответственно.

По результатам замеров зимнего режимного дня фактическая максимальная загрузка трансформаторов ПС 35 кВ Красногвардейская составила 4,17 МВА 19.12.2018. Максимальная загрузка трансформаторов в летний режимный день составила 5,9 МВА (дополнительный 07.07.2020).

Прирост нагрузки ПС 35 кВ Красногвардейская по заключенным договорам на технологическое присоединение в 2020 - 2025 гг. составляет 0,81 МВт, с учетом совмещения максимумов нагрузок - 0,7 МВА. В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 35 кВ Красногвардейская предполагается в объеме 3,81 МВт, с учетом совмещения максимумов нагрузок - 3,05 МВт (3,3 МВА). Таким образом, максимальная суммарная нагрузка ПС 35 кВ Красногвардейская в оптимистическом варианте в летний максимум 2025 г. составит 9,91 МВА. При отключении одного из трансформаторов мощностью 6,3 МВА на ПС 35 кВ Красногвардейская в летний максимум 2025 гг. нагрузка оставшегося в работе трансформатора составит 157,3% номинальной. Аварийная перегрузка трансформатора на ПС 35 кВ Красногвардейская допустима в летний период не более чем на 5% (ав. доп. нагрузка).

Возможность перевода нагрузки ПС 35/10 кВ Красногвардейская на напряжении 10 кВ на другие центры питания отсутствует (см. Приложение И в настоящем томе).

В 2023 году рекомендуется реконструкция ПС 35/10 кВ "Красногвардейская" с заменой силовых трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью по 6,3 МВА на трансформаторы мощностью по 10 МВА. Реконструкция подстанции 35/10 кВ "Красногвардейская" с заменой существующих трансформаторов на трансформаторы большей мощности позволит заменить морально устаревшее и физически изношенное оборудование, избавиться от перегрузки трансформаторов в режиме "N-1", обеспечить подключение новых потребителей.

Реконструкция ПС 35/10 кВ "Красногвардейская" с заменой силовых трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью по 6,3 МВА на трансформаторы мощностью по 10 МВА не предусмотрена Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2020 - 2022 годы.

3.3.2.3. Энергорайон, включающий западную часть Республики Адыгея (город Адыгейск, Теучежский и Тахтамукайский районы)

Строительство ПС 110/10 кВ Московская

Для технологического присоединения к энергосистеме энергопринимающих устройств 2-х застраиваемых земельных участков в Тахтамукайском районе вблизи аула Старобжегокай с максимальной мощностью по 17,5 МВт каждый в соответствии с ТУ N ИА-03/0009-19 и ИА-03/0010-19 и одного участка для энергопринимающих устройств ООО "ИКЕА Сентерс Рус Проперти А" с максимальной мощностью 7 МВт (общая максимальная присоединяемая мощность 42 МВт) предусматривается строительство ПС 110 кВ Московская по схеме 110-5АН с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью по 40 МВА каждый. Максимальная нагрузка подстанции с учетом коэффициента набора мощности нагрузок составит 18,1 МВА. Срок ввода ПС 110 кВ Московская предусматривается в 2022 году.

В оптимистическом варианте при расчете режимов работы электрической сети нагрузка ПС 110 кВ Московская в 2025 г. принята в объеме 5,0 МВт.

Условием присоединения ПС 110 кВ Московская к электрической сети выше упомянутыми ТУ определено также строительство ПС 220 кВ Новая с ЛЭП 220 кВ Яблоновская - Новая и ЛЭП 110 кВ Новая - Западная-2 с отпайками на ПС 110 кВ Тургеневская I и II цепи (предусмотрено проектом "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2020 - 2026 годы" в 2022 году).

Строительство ПС 110 кВ Московская не предусмотрено Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2020 - 2022 годы.

Строительство ПС 110/10 Парк

Для технологического присоединения к энергосистеме энергопринимающих устройств 2-х застраиваемых земельных участков в Тахтамукайском районе кадастровый номер: N 01:05:3116001:284 и N 01:05:3116001:484 с максимальной присоединяемой мощностью по 17,5 МВт каждый в соответствии с ТУ N ИА-03/0008-19 и NИА-03/0011-19 предусматривается строительство ПС 110 кВ Парк по схеме 110-5АН с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью по 40 МВА каждый. Максимальная нагрузка подстанции с учетом совмещения максимумов нагрузок составит 30,3 МВА. Срок ввода ПС 110 кВ Парк предусматривается в 2022 году.

В оптимистическом варианте при расчете режимов работы электрической сети нагрузка ПС 110 кВ Парк в 2025 г. принята в объеме 3,3 МВт.

Условием присоединения ПС 110 кВ Парк к электрической сети выше упомянутыми ТУ определено также строительство ПС 220 кВ Новая с ЛЭП 220 кВ Яблоновская - Новая и ЛЭП 110 кВ Новая - Западная-2 с отпайками на ПС 110 кВ Тургеневская I и II цепи (предусмотрено проектом "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2020 - 2026 годы" в 2022 году).

Строительство ПС 110 кВ Парк не предусмотрено Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2020 - 2022 годы.

Строительство одноцепной ВЛ 110 кВ Яблоновская - Новая с заходами на ПС 110 кВ Московская и ПС 110 кВ Парк

Для присоединения ПС 110 кВ Московская и ПС 110 кВ Парк к электрической сети предусматривается строительство ЛЭП 110 кВ Новая - Яблоновская и заходов от нее на ПС 110 кВ Московская и ПС 110 кВ Парк.

Протяженность ЛЭП 110 кВ Новая - Яблоновская с заходами от нее на ПС 110 кВ Московская и на ПС 110 кВ Парк предварительно определена 25 км.

Для присоединения ЛЭП 110 кВ Новая - Яблоновская к ПС 220 кВ Яблоновская и к ПС 220 кВ Новая потребуется выполнить расширение ОРУ 110 кВ на одну линейную ячейку на каждой из этих подстанций.

Ввод ЛЭП 110 кВ Новая - Яблоновская с заходами на ПС 110 кВ Московская и на ПС 110 кВ Парк предусматривается в 2022 году.

Строительство ПС 110 кВ Парк не предусмотрено Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2020 - 2022 годы.

Реконструкция ПС 110/10 кВ "Термнефть"

В настоящее время на ПС 110/10 кВ Термнефть установлены два трансформатора мощностью 16 МВА каждый. Срок эксплуатации трансформаторов на ПС 110 кВ Термнефть на 01.01.2020 составил 36 лет.

Фактическая суммарная нагрузка ПС 110 кВ Термнефть по результатам замеров зимнего режимного дня 2019 года (18.12.2019) составляла 14,81 МВА, загрузка трансформаторов в летний режимный день (19.06.2019) составляла 15,96 МВА. В 2018 году в зимний режимный день (19.12.2018) загрузка трансформаторов подстанции составляла 11,3 МВА, в дополнительный летний режимный день (01.08.2018) - 17,58 МВА. Загрузка трансформаторов в летний дополнительный режимный день (07.07.2020) составила 20,36 МВА. В случае отключения одного из трансформаторов (Т-1 или Т-2), нагрузка оставшегося в работе трансформатора составит в дополнительный летний режимный день 109,9 - 127,2%. Для технологического присоединения потребителей в 2020 - 2025 гг. к ПС 110 кВ Термнефть заключено договоров общей мощностью 6,94 МВт, с учетом совмещения максимумов нагрузок - 5,55 МВт (6,0 МВА). Подключение новых потребителей к ПС 110 кВ Термнефть увеличит нагрузку подстанции в 2022 г. до 20,8 МВА в зимний максимум и до 26,36 МВА в летний максимум нагрузок энергосистемы. В базовом варианте такая нагрузка ПС 110 кВ Термнефть сохраняется до 2025 года.

В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 110 кВ Термнефть дополнительно к базовому варианту не предполагается. Таким образом, максимальная нагрузка ПС 110 кВ Термнефть в оптимистическом варианте в 2025 г. составит 26,36 МВА в летний максимум и 20,8 МВА в зимний максимум нагрузок энергосистемы. Нагрузка трансформаторов подстанции в 2022 - 2025 гг. в режиме n-1 составит в зимний максимум 113,9 - 130,2% и 148,6 - 164,8% в летний максимум. Возможность перевода нагрузки ПС 110/10 кВ Термнефть на напряжении 10 кВ на другие центры питания отсутствует (см. Приложение И в настоящем томе).

В соответствии с Приказом МЭ РФ от 08.02.2019 N 81 коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов со сроком службы более 30 лет в летний период (при температуре воздуха 35 °C) должен быть не выше 0,87, в зимний период (при температуре воздуха -10 °C) - 1,2. Аварийно допустимая нагрузка трансформаторов не должна превышать номинальную нагрузку.

Таким образом, технологическое присоединение новых потребителей к ПС 110 кВ Термнефть возможно лишь после увеличения мощности трансформаторов. В противном случае при отключении (выводе в ремонт) одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Термнефть потребуется ограничение нагрузки потребителей в размере до 13,6 МВА. Исходя из выше изложенного, для обеспечения подключения новых потребителей рекомендуется выполнить в 2022 году реконструкцию ПС 110 кВ Термнефть с заменой трансформаторов 110/10 кВ 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА.

Реконструкция подстанции не предусмотрена Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2020 - 2022 годы.

Реконструкция ПС 35/10 кВ "Понежукай"

В настоящее время на ПС 35/10 Понежукай установлены два трансформатора напряжением 35/10 кВ мощностью по 2,5 МВА (Т-1 и Т-2). Срок службы трансформаторов на 01.01.2020 составляет 50 лет, т.е. оборудование отработало нормативный срок службы, при этом износ оборудования составил 200%.

Фактическая суммарная нагрузка ПС 35/10 Понежукай по результатам замеров зимнего режимного дня 2019 года (18.12.2019) составляла 2,61 МВА, загрузка трансформаторов в летний режимный день (19.06.2019) составляла 2,92 МВА. В 2018 году в зимний режимный день (19.12.2018) загрузка трансформаторов подстанции составляла 3,13 МВА, в дополнительный летний режимный день (01.08.2018) - 3,29 МВА, 20.06.2018 - 3,37 МВА и 07.07.2020 - 2,33 МВА. В случае отключения одного из трансформаторов (Т-1 или Т-2), максимальная загрузка оставшегося в работе трансформатора составит в зимний режимный день 2018 г. - 125,2%, в летний режимный день 2018 г. - 131,6 - 134,8%. Коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформаторов летом и зимой должен быть не более 1,05 (допустимая аварийная перегрузка в течение 24 часов). При этом временное ограничение потребителей ПС 35/10 кВ Понежукай для снижения перегрузки трансформатора до допустимой величины может составить 0,3 - 0,75 МВА летом и 0,51 МВА зимой.

Для технологического присоединения в 2020 г. к ПС 35/10 Понежукай заключено договоров общей мощностью порядка 0,59 МВт. С учетом совмещения максимумов нагрузок максимальная присоединяемая мощность составит 0,47 МВт (0,51 МВА). Таким образом, максимальная нагрузка ПС 35 кВ Понежукай в 2021 г. может достигнуть в зимний максимум 3,64 МВА и в летний максимум - 3,88 МВА.

В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 35 кВ Понежукай дополнительно к базовому варианту в 2020 - 2025 гг. не предполагается. Таким образом, максимальная нагрузка ПС 35 кВ Понежукай в оптимистическом варианте в 2025 г. составит 3,88 МВА в летний максимум и 3,64 МВА в зимний максимум нагрузок энергосистемы. Нагрузка трансформаторов подстанции в 2022 - 2025 гг. в режиме n-1 составит в зимний максимум 145,7% и 155,2% в летний максимум. Возможность перевода нагрузки ПС 35 кВ Понежукай на напряжении 10 кВ на другие центры питания отсутствует.

Возможность перевода нагрузки ПС 35/10 кВ Понежукай на напряжении 10 кВ на другие центры питания отсутствует (см. Приложение И в настоящем томе). С учетом присоединения новых нагрузок временное ограничение потребителей при отключении одного из трансформаторов мощностью 2,5 МВА на ПС 35 кВ Понежукай в 2021 г. может увеличиться до 1,02 МВА зимой и до 1,26 МВА летом.

В 2022 году рекомендуется выполнить реконструкцию ПС 35/10 кВ Понежукай с заменой трансформаторов 2 x 2,5 на 2 x 6,3 МВА. Реконструкция данной подстанции позволит заменить морально устаревшее и физически изношенное оборудование, избавиться от существующей перегрузки трансформаторов в режиме "N-1" и обеспечить подключение новых потребителей в г. Адыгейск.

Реконструкция подстанции предусмотрена в 2022 г. Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2020 - 2022 годы.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Энем

В настоящее время на ПС 35/10 Энем установлены два трансформатора напряжением 35/10 кВ мощностью по 5,6 МВА (Т-1 и Т-2). Срок службы Т-1 и Т-2 на 01.01.2020 составляет 52 года, т.е. оборудование отработало два нормативных срока службы. Фактическая суммарная нагрузка ПС 35/10 Энем по результатам замеров зимнего режимного дня 2019 года (18.12.2019) составляла 8,0 МВА, загрузка трансформаторов в летний режимный день (19.06.2019) составляла 9,43 МВА. В 2018 году в зимний режимный день (19.12.2018) загрузка трансформаторов подстанции составляла 3,82 МВА, в дополнительный летний режимный день (01.08.2018) - 9,16 МВА, 20.06.2018 - 6,32 МВА и 07.07.2020 - 10,26 МВА. В случае отключения одного из трансформаторов (Т-1 или Т-2), загрузка оставшегося в работе трансформатора в летний режимный день составит 168,4 - 171,4%. Коэффициент допустимой аварийной перегрузки подстанции летом и зимой должен быть не более 1,05 (допустимая аварийная перегрузка в течение 24 часов). При этом временное ограничение потребителей ПС 35/10 кВ Энем для снижения перегрузки трансформатора до допустимой величины может составить 2,12 МВА зимой и 3,553,72 МВА летом.

Для технологического присоединения к ПС 35/10 Энем в период 2020 - 2021 гг. заключено договоров общей мощностью 1,43 МВт. С учетом совмещения максимумов нагрузок присоединяемая мощность составит 1,14 МВт (1,24 МВА).

В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 35 кВ Энем дополнительно к базовому варианту в 2020 - 2025 гг. предполагается в объеме 16,4 МВт, с учетом совмещения максимумов нагрузок - 13,12 МВт (14,18 МВА). Таким образом, максимальная нагрузка ПС 35 кВ Энем в оптимистическом варианте в 2025 г. составит: 25,68 МВА в летний максимум и 23,42 МВА в зимний максимум нагрузок энергосистемы.

С учетом выше изложенного, рекомендуется в 2023 году выполнить реконструкцию ПС 35 кВ Энем с переводом ее на напряжение 110 кВ. На ПС 110 кВ Энем потребуется установить два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА каждый. Присоединение ПС 110 кВ к сети 110 кВ можно выполнить путем строительства отпаек от ВЛ 110 кВ Афипская - Октябрьская II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Шапсуг и от ВЛ 110 кВ Афипская - Шапсуг.

РУ 110 кВ ПС 110 кВ Энем рекомендуется выполнить по схеме два блока линия-трансформатор с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой. В РУ 35 кВ ПС 110 кВ Энем завести существующую ВЛ 35 кВ.

Нагрузка трансформаторов ПС 110 кВ Энем 2 x 25 МВА в 2022 - 2025 гг. в режиме "п-1" составит: в зимний максимум 94,7% и 102,7% в летний максимум.

Реконструкция данной подстанции позволит заменить морально устаревшее и физически изношенное оборудование ПС 35 кВ Энем, избавиться от существующей перегрузки ее трансформаторов в режиме "N-1" и обеспечить подключение новых потребителей в рп. Энем.

Реконструкция подстанции предусмотрена Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2020 - 2022 годы, в объеме выполнения проектно-изыскательских работ в 2021 году и предусмотрена Соглашением Кабинета министров Республики Адыгея, ПАО "Россети" и ПАО "Россети Кубань" об условиях реализации инвестиционных проектов на территории Республики Адыгея.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Адыгейская

В настоящее время на ПС 35/10 кВ Адыгейская установлены два трансформатора напряжением 35/10 кВ мощностью по 4 МВА (Т-1 и Т-2). Срок службы трансформаторов на 01.01.2021 составляет 44 года, т.е. оборудование давно отработало нормативный срок службы, при этом износ оборудования составил и 168%. Максимальная нагрузка Т-1 и Т-2 на ПС 35/10 Адыгейская в зимний период имела место в режимный день 19.12.2018 и составила суммарно 7,3 МВА, максимальная нагрузка трансформаторов в летний период зафиксирована в летний дополнительный режимный день 07.07.2020 и составила суммарно 8,16 МВА. В случае отключения одного из трансформаторов (Т-1 или Т-2), загрузка оставшегося в работе трансформатора 4 МВА составит 182,5% (для нагрузок зимнего режимного дня) и 204,0% (для нагрузок летнего режимного дня), что превышает величину длительно допустимой загрузки 105% каждого из силовых трансформаторов подстанции в режиме "N-1". При этом временное ограничение потребителей для разгрузки трансформатора составляет от 3,0 до 3,9 МВт.

Для технологического присоединения потребителей к ПС 35/10 Адыгейская заключено договоров общей мощностью 2,18 МВт (1,74 МВт с учетом совмещения нагрузок). В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 35 кВ Адыгейская дополнительно к базовому варианту в 2020 - 2025 гг. не предполагается.

Таким образом, максимальная нагрузка ПС 35/10 Адыгейская в зимний максимум 2021 г. составит суммарно 9,2 МВА, в летний максимум 2021 г. - 10,06 МВА. В случае отключения одного из трансформаторов (Т-1 или Т-2), загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 229,8% (для нагрузок зимнего максимума) и 251,0% (для нагрузок летнего максимума), что превышает аварийно допустимую перегрузку 105% каждого из силовых трансформаторов подстанции в режиме "N-1". При этом временное ограничение потребителей с учетом аварийно допустимой величины перегрузки трансформаторов может составить от 4,74 до 5,64 МВА. Возможность перевода нагрузки ПС 35/10 кВ Адыгейская на напряжении 10 кВ на другие центры питания отсутствует (см. Приложение И в настоящем томе).

С учетом выше изложенного, рекомендуется в 2022 году выполнить реконструкцию ПС 35 кВ Адыгейская с заменой трансформаторов 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА. Реконструкция данной подстанции позволит заменить морально устаревшее и физически изношенное оборудование, избавиться от существующей перегрузки трансформаторов в режиме "N-1" и обеспечить подключение новых потребителей в г. Адыгейск.

Реконструкция ПС 35 кВ Адыгейская не предусмотрена Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2020 - 2022 годы.

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Октябрьская

В настоящее время на ПС 110 кВ Октябрьская установлен один трансформатор напряжением 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА (Т-1). Основное питание подстанции осуществляется по одной ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Афипская, резервное - по ВЛ 35 кВ Афипская - Керамзитовый завод - Октябрьская с отпайками на ПС 35 кВ Восход и ПС 35 кВ Энем с нормальным разрывом на линейном выключателе ПС 35 кВ Керамзитовый завод в сторону ПС 110 кВ Октябрьская.

Фактическая максимальная загрузка трансформатора на ПС 110 кВ Октябрьская по результатам замеров зимнего режимного дня 2019 года (18.12.2019) составила 13,32 МВА, в дополнительный летний режимный день (07.07.2020) - 18,98 МВА (118,6% номинальной).

Величина запрашиваемой мощности на технологическое присоединение к ПС 110 кВ Октябрьская в 2020 - 2025 гг. в соответствии с заключенными договорами на технологическое присоединение и выданными ТУ составляет 1,01 МВт. В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 110 кВ Октябрьская дополнительно к базовому варианту в 2020 - 2025 гг. не предполагается.

Таким образом, максимальная нагрузка ПС 110 кВ Октябрьская в оптимистическом варианте в период 2022 - 2025 гг. будет определяться вариантом реконструкции ПС 35 кВ Энем: либо питание ПС 35 кВ Энем осуществляется по существующей схеме от ПС 110 кВ Октябрьская и нагрузка ПС 35 кВ Энем не увеличивается в оптимистическом варианте, либо при реализации инвестпроекта сооружается ПС 110/35/10 кВ Энем и нагрузка ПС 35 кВ Энем снимается с ПС 110 кВ Октябрьская. Последний вариант снимает существующие проблемы электроснабжения от ПС 110 кВ Октябрьская и в рассматриваемый период не требуется ее реконструкция, так как при переводе ПС 35 кВ Энем на напряжение 110 кВ максимальная нагрузка ПС 110 кВ Октябрьская в 2025 г. с учетом коэффициента совмещения новых присоединяемых к ней нагрузок составит в 2021 г. и 2025 г.: в зимний максимум - 7,7 МВА, в летний максимум - 9,9 МВА.

С учетом выше изложенного, следует, что при переводе ПС 35 кВ Энем на напряжение 110 кВ в 2022 - 2023 году никакие другие мероприятия по нормализации электроснабжения района ПС 110 кВ Октябрьская не требуются.

Реконструкция ПС 110/10 кВ ИКЕА

ПС 110/10 кВ "ИКЕА" построена и введена в эксплуатацию в 2008 году, установлены два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью по 25 МВА.

Фактическая максимальная нагрузка ПС 110 кВ ИКЕА по результатам замеров зимнего режимного дня 2018 года (19.12.2018) составляла 19,61 МВА, суммарная максимальная нагрузка трансформаторов в летний режимный день 07.07.2020 достигала 28,42 МВА.

Максимальная величина запрашиваемой мощности на технологическое присоединение в зоне влияния ПС 110 кВ ИКЕА в 2020 - 2025 гг. составляет 23,7 МВт, в том числе по заключенным договорам - 8,7 МВт (таблица 1.3, ввод потребителей предусматривается в 2020 - 2021 гг.), по выданным ТУ на технологическое присоединение - 15 МВт (таблица 1.3.1). Присоединение новых потребителей к ПС 110 кВ ИКЕА в объеме 15 МВт в соответствии с ТУ ИА-03/0007-19 возможен при условии ввода ПС 220 кВ Новая с ЛЭП 220 и 110 кВ (предусматривается в 2022 г.).

В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 110 кВ ИКЕА дополнительно к базовому варианту в 2020 - 2025 гг. не предполагается.

Таким образом, в результате технологического присоединения новых потребителей максимальная нагрузка ПС 110 кВ ИКЕА с учетом совмещения максимумов нагрузок составит: в 2021 г. в зимний период - 26,71 МВА, а в летний период может достигнуть 35,89 МВА. В случае отключения одного из трансформаторов (Т-1 или Т-2) на ПС 110 кВ ИКЕА, загрузка оставшегося в работе трансформатора мощностью 25 МВА составит летом 143,5%, а зимой - 106,8% его номинальной мощности. Допустимая аварийная перегрузка трансформаторов на ПС 110 кВ ИКЕА в летний период (при температуре воздуха 35 °C) не должна превышать 15%, в зимний период (при температуре воздуха -10 °C) - 50%. Длительно допустимая перегрузка трансформаторов возможна летом на 12%, зимой на 25% сверх номинала. Таким образом, в 2021 году в случае отключения одного из трансформаторов (Т-1 или Т-2) на ПС 110 кВ ИКЕА, возможна в летний период перегрузка выше аварийно допустимой оставшегося в работе трансформатора мощностью 25 МВА. Возможность перевода нагрузки ПС 110/10 кВ ИКЕА на напряжении 10 кВ на другие центры питания отсутствует (см. Приложение И в настоящем томе).

Принимая во внимание прогнозируемое увеличение нагрузки ПС 110 кВ ИКЕА, следует ожидать, что перегрузка трансформаторов 25 МВА на подстанции в режиме "N-1" в 2025 году может достигнуть 95,5% летом и 60,4% зимой.

Исходя из выше изложенного, рекомендуется в 2023 году выполнить реконструкцию ПС 110 кВ ИКЕА с заменой трансформаторов 110/10 кВ 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА. После замены трансформаторов на ПС 110 кВ ИКЕА загрузка трансформатора 40 МВА в режиме в режиме "N-1" не будет превышать в летний период 22,2% сверх номинальной.

Реконструкция ПС 110 кВ ИКЕА с заменой трансформаторов 110/10 кВ 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА предусмотрена в 2023 г. Инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2020 - 2022 годы и предусмотрена Соглашением Кабинета Министров Республики Адыгея, ПАО "Россети" и ПАО "Россети Кубань" об условиях реализации инвестиционных проектов на территории Республики Адыгея.

В соответствии с рекомендуемым вариантом развития электрической сети, прилегающей к ПС 110 кВ ИКЕА, на основании внестадийной работой "Разработка схемы развития электрической сети района размещения ПС 110 кВ ИКЕА" альтернативой сооружения ПС 110 кВ Парк, ПС 110 кВ Московская и ЛЭП 110 кВ Яблоновская - Московская - Парк - Елизаветинская является вариант реконструкции ПС 110 кВ ИКЕА и прилегающей электрической сети, предусматривающий выполнение следующих мероприятий:

1. Сооружение ПС 220 кВ Новая (ввод 2022 год) с одним автотрансформатором 125 МВА 220/110/10 кВ;

2. Сооружение ВЛ 220 кВ Новая - Яблоновская (19,2 км АС-300) - ввод 2022 год;

3. Расширение РУ 220 кВ ПС 220 кВ Яблоновская на две ячейки выключателя с прирезкой территории.

4. Установка второго автотрансформатора 125 МВА 220/110/10 кВ на ПС 220 кВ Новая;

5. Реконструкция ПС 110 кВ ИКЕА (ввод 2022 год):

- выполнение РУ 110 кВ по схеме N 110-9Н "Одна рабочая система шин с подключением трансформаторов к секциям шин через развилку из выключателей";

- установка четырех трансформаторов 40 МВА 110/10 кВ ПС 110 кВ ИКЕА вместо существующих 2 x 25 МВА. Два из четырех трансформаторов предлагается подключить через развилку из выключателей;

6. Выполнение заходов ВЛ 110 кВ Набережная - Юго-Западная с отпайкой на ПС ИКЕА и ВЛ 110 кВ Набережная - Западная-2 с отпайкой на ПС ИКЕА в РУ 110 кВ ПС ИКЕА с образованием следующих ВЛ:

- ВЛ 110 кВ ИКЕА - Юго-западная (4,84 км) (ввод 2022 год);

- ВЛ 110 кВ ИКЕА - Западная-2 (7,14 км) (ввод 2022 год);

- ВЛ 110 кВ ИКЕА - Набережная 1 цепь (3,23 км, рекомендуется замена провода на провод с ДДТН при +35 не менее 750 А (например, АСТ-120/19)) (ввод 2022 год);

- ВЛ 110 кВ ИКЕА - Набережная 2 цепь (2,57 км, рекомендуется замена провода на провод с ДДТН при +35 не менее 711 А (например, АСТ-120/19)) (ввод 2022 год);

- ВЛ 110 кВ Яблоновская - Набережная I, II цепь рекомендуется замена провода на провод с ДДТН при +35 не менее 792 А (например, АСТ-120/19), 8,34 км (ввод 2022 год).

7. Сооружение ВЛ 110 кВ Новая - Западная-2 с отпайкой I и II цепь (строительство участка ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Новая до отпайки на ПС 110 кВ Тургеневская, длина 2,9 км провод с ДДТН при +35 не менее 617 А (например, АСТ-95/16)) - ввод 2022 год.

8. Замена провода ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Южная с отпайками на участке от Краснодарской ТЭЦ до ПС 110 кВ Почтовая на провод провод с ДДТН при +35 не менее 756 А (например, АСТ-120/19), на участке от ПС 110 кВ Почтовая до ПС 110 кВ Южная на провод с ДДТН при +35 не менее 586 А (например, АСТ-95/16), замена ВЧЗ (номинальный ток не менее 989А) и ошиновки (с ДДТН не менее чем у провода ВЛ, в качестве примера АСТ-120/19) ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Южная с отпайками на Краснодарской ТЭЦ, замена ТТ, разъединителя, ВЧЗ (номинальный ток не менее 856А), ошиновки (с ДДТН не менее чем у провода ВЛ, в качестве примера АСТ-95/16) на ПС 110 кВ Южная на этапе 2022 года.

9. Замена провода ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная с отпайками на участке от Краснодарской ТЭЦ до ПС 110 кВ Почтовая на провод провод с ДДТН при +35 не менее 756 А (например, АСТ-120/19), на участке от ПС 110 кВ Почтовая до ПС 110 кВ Парфюмерная на провод с ДДТН при +35 не менее 586 А (например, АСТ-95/16), замена замена ВЧЗ (номинальный ток не менее 989А) и ошиновки (с ДДТН не менее чем у провода ВЛ, в качестве примера АСТ-120/19) ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная с отпайками на Краснодарской ТЭЦ, замена ВЧЗ, разъединителя (номинальный ток не менее 856А), ошиновки (с ДДТН не менее чем у провода ВЛ, в качестве примера АСТ-95/16) на ПС 110 кВ Парфюмерная на этапе 2022 года.

10. Замена ВЧЗ (номинальный ток не менее 989А) ВЛ 110 кВ Яблоновская - Набережная I, II цепь на ПС 110 кВ Яблоновская.

11. Замена ТТ (номинальный ток не менее 989А) ВЛ 110 кВ Яблоновская - Набережная I, II цепь, ВЛ 110 кВ ИКЕА - Набережная 110 кВ 1,2 цепь на ПС 110 кВ Набережная.

12. Замена ошиновки (с ДДТН не менее чем у провода ВЛ, в качестве примера АСТ-120/19) ВЛ 110 кВ Яблоновская - Набережная I, II цепь, ВЛ 110 кВ ИКЕА - Набережная 110 кВ 1,2 цепь на ПС 110 кВ Набережная.

13. Установка второго АТ на ПС 220 кВ Новая (125 МВА) (2023 год).

14. Замена провода ВЛ 110 кВ Западная-2 - Икеа на провод с ДДТН при +35 не менее 646 А (например, АСТ-95/16) (2023 год).

15. Замена оборудования ВЛ 110 кВ Западная-2 - Икеа на ПС 110 кВ Западная-2 на оборудование с ДДТН и АДТН не менее, чем у провода ВЛ (например, в случае АСТ-95/16 - 856А): 1 x ТТ, 1 x ВЧЗ, 2 шт. Разъединитель, 1 x Выключатель (2023 год).

16. Замена провода ВЛ 110 кВ Новая - Западная-2 1,2 цепь с отпайкой на ПС Тургеневская (участок от ПС Западная-2 до отпайки на ПС Тургеневская) на провод с ДДТН при при +35 не менее 438А (например, АСТ-70/11) (2023 год).

17. Установка АОПО Т1, Т2, Т3, Т4 ПС 110 кВ Икеа с действием на ОН ПС 110 кВ Икеа на этапе 2023 года.

18. Модернизация АОПО ВЛ 110 кВ Яблоновская - Набережная I, II цепи с добавлением ступени на ОН на ПС 110 кВ Икеа на этапе 2023 года.

19. Модернизация АОПО ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Южная с отпайками с добавлением ступени на ОН на ПС 110 кВ ИКЕА (на этапе 2023 года).

20. Модернизация АОПО ВЛ 110 кВ Краснодарская ТЭЦ - Парфюмерная с отпайками с добавлением ступени на ОН на ПС 110 кВ ИКЕА (на этапе 2023 года).

В соответствии с вышеуказанными решениями, требуется корректировка ТУ на ТП потребителей к ПС 110 кВ Парк и ПС 110 кВ Московская N ИА-03/0007-19, N ИА-03/0008-19, N ИА-03/0009-19, N ИА-03/0010-19, N ИА-03/0011-19 с изменением технических решений, обеспечивающих техническую возможность технологического присоединения энергопринимающих устройств.

Кроме того, следует отметить, что с учетом большого количества мероприятий по реконструкции (усилению) электрической сети в энергосистеме Краснодарского края, требуемых для обеспечения присоединения потребителей к ПС 110 кВ ИКЕА в соответствие с рекомендуемым вариантом схемы развития электрической сети, прилегающей к ПС 110 кВ ИКЕА, после внесения изменений в вышеуказанные ТУ на ТП соответствующих потребителей, потребуется учет мероприятий по реконструкции (усилению) электрической сети в энергосистеме Краснодарского края в Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Краснодарского края на соответствующий период.

Реконструкция ПС 110 кВ Адыгейская

ПС 110/35/10 кВ "Адыгейская" с трансформаторами мощностью 2 x 16 МВА введена в эксплуатацию в 2016 году. Максимальная суммарная нагрузка трансформаторов ПС 110 кВ Адыгейская по результатам замеров зимнего режимного дня за последние три года была 19.12.2018 и составляла 13,44 МВА, максимальная нагрузка трансформаторов подстанции в летний период была 07.07.2020 и составляла 11,92 МВА.

В оптимистическом варианте прирост нагрузки на ПС 110 кВ Адыгейская дополнительно к базовому варианту в 2022 - 2025 гг. предполагается в объеме 13,32 МВт, с учетом коэффициента набора нагрузок - 10,15 МВт (11,28 МВА). В результате технологического присоединения новых потребителей максимальная нагрузка ПС 110 кВ Адыгейская в 2025 г. может достигнуть в летний максимум 34,98 МВА.

Загрузка трансформатора ПС 110 кВ Адыгейская 16 МВА в режиме "п-1" составит в 2025 г. в летний максимум 176 А (218,6% номинальной). Такая аварийная перегрузка трансформатора недопустима как в летний, так и в зимний период.

Для трансформатора мощностью 16 МВА коэффициент аварийной перегрузки в зимний максимум (при температуре воздуха +10 °C) - 1,5, в летний максимум (при температуре воздуха +35 °C) - 1,25.

Изменение схемы сети 35 кВ, прилегающей к ПС 110 кВ Адыгейская, для снижения нагрузки трансформатора не обеспечит разгрузку трансформатора до допустимой.

С учетом выше изложенного при прогнозируемом росте нагрузки в оптимистическом варианте рекомендуется в 2022 - 2023 году выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Адыгейская с заменой трансформаторов 110/35/10 кВ 2 x 16 МВА на 2 x 40 МВА. Если установить на ПС 110 кВ Адыгейская трансформаторы 25 МВА, то их загрузка в режиме n-1 при максимальной нагрузке подстанции в летний период 2025 г. составит 154,8% номинальной. Реконструкция ПС 110 кВ Адыгейская с увеличением мощности трансформаторов до 2 x 40 МВА обеспечит возможность подключения к подстанции новых потребителей г. Адыгейск и в оптимистическом варианте в период 2022 - 2025 гг.

Реконструкция ПС 110 кВ Адыгейская с увеличением мощности трансформаторов предусмотрена в 2022 г. инвестиционной программой ПАО "Россети Кубань" на период 2020 - 2022 годы и предусмотрена Соглашением Кабинета министров Республики Адыгея, ПАО "Россети" и ПАО "Россети Кубань" об условиях реализации инвестиционных проектов на территории Республики Адыгея.

3.3.3.4. Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 35 кВ и 110 кВ, рекомендуемых к вводу в 2018 - 2023 гг. и оценка необходимых капиталовложений

В рамках выполнения работы сформированы перечни электросетевых объектов напряжением 35 и 110 кВ, рекомендуемых к вводу для оптимистического варианта развития электрических сетей напряжением 35 и 110 кВ на территории Республики Адыгея, с оценкой капитальных вложений по каждому мероприятию (Таблица 3.3.5). Оценка капиталовложений в электросетевые объекты выполнена по Сборнику "Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-750 кВ" для электросетевых объектов ПАО "ФСК ЕЭС", утвержден Приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 21.10.2014 N 477 и по Сборнику укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ПАО "Кубаньэнерго", утвержден приказом ОАО "КУБАНЬЭНЕРГО" N 933 от 24.10.2012 Расчет выполнен в базовых ценах 2000 года с последующим переводам в цены на IV квартал 2020 г.

Для перевода цен в данной работе были использованы рекомендованные Министерством строительства и жилищно-коммунального хозяйства РФ к применению в IV квартале 2020 года индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ, индексы изменения сметной стоимости проектных и изыскательских работ, индексы изменения сметной стоимости прочих работ и затрат, а также индексы изменения сметной стоимости оборудования опубликованные письмом Минстроя России N 44016-ИФ/09 от 02.11.2020 и письмом Минстроя России N 45484-ИФ/09 от 12.11.2020.

Для электросетевых объектов, вошедших в инвестиционную программу ПАО "Россети Кубань", стоимость строительства и реконструкции была принята на основании данных инвестиционной программы.

Таблица 3.3.5 - Перечень мероприятий по строительству и реконструкции электросетевых объектов на территории энергосистемы Республики Адыгея напряжением 35 и 110 кВ, рекомендуемых к выполнению в период 2020 - 2025 гг. с оценкой необходимых капитальный вложений (Оптимистический вариант)
Цены 4 квартала 2020 г.

N п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Год строительства, реконструкции	Физические характеристики																		Описание работ	Соответствие ИП ПАО "Россети Кубань" по Республике Адыгея, да/нет	Стоимость, млн. руб. с НДС	Краткое обоснование
			Ввод			Прирост			2020		2021		2022		2023		2024		2025
			км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС
	Объекты 110 кВ
1	Реконструкция ПС 110/35/10/6 кВ "Черемушки" с заменой трансформатора Т-3 2,5 МВА на трансформатор мощностью 25 МВА и установкой трансформатора Т-4 мощностью 25 МВА	2022		2 x 25			47,5						50	271,01							Установка трансформатора Т-4 110/10/6 кВ 25 МВА, замена трансформатора Т-3 35/10 кВ 2,5 МВА на трансформатор 110/10/6 кВ 25 МВА	нет	271,01	Для возможности присоединения новых потребителей согласно реестру ТУ на ТП табл. 1.3 и табл. 1.3.1
2	Реконструкция ПС 110/10 кВ Термнефть с заменой трансформаторов 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА	2022		2 x 25			18						50	118,39							Замена трансформаторов 2 x 16 на 2 x 25 МВА	нет	118,39	Для исключения существующей перегрузки тр-ров и подключения новых потребителей согласно табл. 1.3
3	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Шовгеновская с заменой трансформаторов 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА	2024		2 x 25			18										50	128,68			Замена трансформаторов 110/35/10 кВ 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА.	нет	128,68	Ликвидация существующей перегрузки трансформаторов в режиме n-1
4	Реконструкция ПС 110/10 кВ ИКЕА с заменой трансформаторов 2 x 25 МВА на 2х40 МВА и установкой двух тр-ров мощностью по 40 МВА каждый	2022		4 x 40			110						160	766,32							Замена тр-ов 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА и установка трансформаторов 2 x 40 МВА с выполнением РУ 110 кВ по схеме N 110-9Н	нет	766,32	Для присоединения новых потребителей согласно табл. 1.3 и табл. 1.3.1
5	Реконструкция ПС 110/35/10/6 кВ "Северная" с заменой трансформатора Т-3 4 МВА на трансформатор мощностью 25 МВА и установкой трансформатора Т-4 мощностью 25 МВА	2022		25 + 25			46						50	350,51							Установка трансформатора Т-4 110/10/6 кВ 25 МВА, замена трансформатора Т-3 35/10 4 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ 25 МВА	Установка Т-4 - да нет	350,51	Для возможности присоединения новых потребителей согласно реестру ТУ на ТП табл. 1.3 и табл. 1.3.1
6	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ "Адыгейская". Замена трансформаторов 2 x 16 МВА на 2 x 40 МВА	2022		2 x 40			48						80	226,48							Замена трансформаторов 110/35/10 кВ 2 x 16 МВА на 2 x 40 МВА.	нет	226,48	Для исключения существующей перегрузки тр-ров и подключения новых потребителей согласно табл. 1.3 и табл. 1.3.1
7	Строительство ПС 110/10 кВ Парк с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ 2 x 40 МВА	2022		2 x 40			80						80	487,31							Строительство ПС 110 кВ с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ	нет	487,31	Для электроснабжения перспективных инвестиционных площадок согласно табл. 1.3 и табл. 1.3.1

Продолжение таблицы 3.3.5

N п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Год строительства, реконструкции	Физические характеристики																		Описание работ	Соответствие ИП ПАО "Россети Кубань" по Республике Адыгея, да/нет	Стоимость, млн. руб. с НДС	Краткое обоснование
			Ввод			Прирост			2020		2021		2022		2023		2024		2025
			км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС
8	Строительство ПС 110/10 кВ Московская с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ 2 x 40 МВА	2022		2 x 40			80						80	487,31							Строительство ПС 110 кВ с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ	нет	487,31	Для электроснабжения перспективных инвестиционных площадок согласно табл. 1.3 и табл. 1.3.1
9	Строительство одноцепной ВЛ 110 кВ Яблоновская - Новая (Елизаветинская) с проводом АС-185 с заходами на новые ПС 110 кВ Московская и ПС 110 кВ Парк	2022	25			25							25	245,98							Строительство ВЛ 110 кВ с проводом АС-185	нет	245,98	Для присоединения к энергосистеме подстанций 110 кВ Парк и Московская
10	Строительство ПС 110/35/10 кВ Лаго-Наки по схеме 110-5АН с трансформаторами 110/35/10 кВ 2 x 16 МВА	2025		2 x 16			32												32	447,85	Строительство подстанции по схеме 110-5АН с трансформаторами 110/35/10 кВ 2 x 16 МВА	нет	447,85	Для обеспечения надежной схемы электроснабжения горно-туристического курорта "Лаго-Наки" в Майкопском районе
11	Строительство одноцепной ВЛ-110 кВ Апшеронская - Лаго-Наки с проводом АС-150	2025	75			75													75	661,28	Одноцепная ВЛ 110 кВ с проводом АС-150	нет	661,28
12	Строительство отпайки ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Центральная-Черемушки до ПС 110 кВ Хаджох, 1 яч. 110 кВ	2024	35			35											35	308,6			Одноцепная ВЛ 110 кВ с проводом АС-185	нет	308,6	Для обеспечения нормируемого уровня напряжения
13	Строительство отпаек от ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Энем проводом АС-185	2022	10			10							10	98,39							Одноцепные отпайки от ВЛ 110 кВ с проводом АС-185	нет	98,39	Для присоединения к энергосистеме подстанции 110 кВ Энем
14	Строительство одноцепной ВЛ 110 кВ ИКЕА - Юго-западная с проводом АС-185	2022	4,84			4,84							4,84	47,62							Одноцепная ВЛ 110 кВ с проводом АС-185	нет	47,62	Для присоединения к энергосистеме подстанции 110 кВ ИКЕА
15	Строительство одноцепной ВЛ 110 кВ ИКЕА - Западная-2 с проводом АС-185	2022	7,14			7,14							7,14	70,25							Одноцепная ВЛ 110 кВ с проводом АС-185	нет	70,25	Для присоединения к энергосистеме подстанции 110 кВ ИКЕА
16	Строительство одноцепной ВЛ 110 кВ ИКЕА - Набережная 1 цепь	2022	3,23			3,23							3,23	114,3							Одноцепная ВЛ 110 кВ с проводом АСТ-120	нет	114,3	Для присоединения к энергосистеме подстанции 110 кВ ИКЕА
17	Строительство одноцепной ВЛ 110 кВ ИКЕА - Набережная 2 цепь	2022	2,57			2,57							2,57	90,95							Одноцепная ВЛ 110 кВ с проводом АСТ-120	нет	90,95	Для присоединения к энергосистеме подстанции 110 кВ ИКЕА
18	Реконструкция ВЛ 110 кВ Яблоновская - Набережная I, II цепь с заменой провода на АСТ-120/19	2022	8,34										8,34	295,13							Одноцепная ВЛ 110 кВ с проводом АСТ-120	нет	295,13	Для исключения существующей перегрузки провода в режиме n-1
19	Замена ТТ и ВЧЗ 110 кВ на ПС Яблоновская	2022												1,24							Замена ТТ и ВЧЗ 110 кВ на ПС Яблоновская (номинальный ток не менее 989 А)	нет	1,24	Не соответствуют расчетным перетокам по ВЛ 110 кВ
20	Перевод ПС 35 кВ Энем на напряжение 110 кВ	2022		2 x 25			38,8						50	476,96							Замена трансформаторов на 110/35/10 кВ 2 x 25 МВА	нет	476,96	Ликвидация существующей перегрузки трансформаторов в режиме n-1 и обеспечение присоединения новых потребителей

Продолжение таблицы 3.3.5

п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Год строительства, реконструкции	Физические характеристики																		Описание работ	Соответствие ИП ПАО "Россети Кубань" по Республике Адыгея, да/нет	Стоимость, млн. руб. с НДС	Краткое обоснование
			Ввод			Прирост			2020		2021		2022		2023		2024		2025
			км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС
21	Реконструкция ПС 220 кВ Черемушки с установкой 1 яч. выкл. 110 кВ при установке второго АТ 220 кВ	2022												66,08							Установка 1 яч. выкл. 110 кВ для присоединения АТ-2 220 кВ	нет	66,08	Для присоединения второго АТ 220 кВ, устанавливаемого на ПС 220 кВ Черемушки
22	Реконструкция ПС 220 кВ Черемушки с установкой 1 яч. выкл. 110 кВ и БСК мощностью 25 Мвар	2022			25			25					БСК-25	130,42							Установка 1 яч. выкл. 110 кВ и БСК мощностью 25 Мвар	нет	130,42	Согласно ТУ на ТП N ИА-01/0004-19
23	Реконструкция ПС 110 кВ Северная с установкой 1 яч. выкл. 110 кВ и БСК мощностью 25 Мвар	2022			25			25					БСК-25	130,42							Установка 1 яч. выкл. 110 кВ и БСК мощностью 25 Мвар	нет	130,42	Согласно ТУ на ТП N ИА-01/0004-19
	Итого по объектам 110 кВ		145,84	779	50	145	518,3	50	0 0	0 0	0 0	0 0	61,12 600	1223,46 3512,45	0 0	0 0	35 50	308,6 128,68	75 32	661,28 447,85	171,12 682	2193,34 4088,98	6282,32
	в т.ч., новое строительство		145,84	272	50	145	192	50	0 0	0 0	0 0	0 0	52,78 160	928,33 974,62	0 0	0 0	35 0	308,6 0	75 32	661,28 447,85	162,78 192	1898,21 1422,47	3320,68
	из них: ПАО "Россети Кубань",		145,84	192	50	145	192	50	0 0	0 0	0 0	0 0	52,78 160	928,33 974,62	0 0	0 0	35 0	308,6 0	75 32	661,28 447,85	162,78 192	1898,21 1422,47	3320,68
	другие собственники			80			0		0 0	0	0 0	0	0 0	0	0 0	0	0 0	0 0	0 0	0	0 0	0 0	0
	реконструкция		0	507		0	326,3	0	0 0	0 0	0 0	0 0	8,34 440	295,13 2537,83	0 0	0 0	0 50	0 128,68	0 0	0 0	8,34 490	295,13 2666,51	2961,64
	из них: ПАО "Россети Кубань",			507			326,3	0	0 0	0 0	0 0	0	8,34 440	295,13 2537,83	0 0	0	0 50	128,68	0 0	0	8,34 490	295,13 2666,51	2961,64
	другие собственники										-	-	-	-	-	-	-	-			0 0	0 0
	Объекты 35 кВ
1	Строительство ПС 35/10 кВ Диспансер по схеме 110-5АН с установкой двух трансформаторов 35/10 кВ 2 x 4 МВА	2024		2 x 4			8										8	132,28			Строительство ПС 35/10 кВ Диспансер по схеме 110-5АН с установкой двух трансформаторов 35/10 кВ 2 x 4 МВА	нет	132,28	Для присоединения новых потребителей
2	Строительство заходов ВЛ 35 кВ на ПС 35 кВ Диспансер	2024	10			10											10	69			Одноцепная ВЛ 35 кВ с проводом АС-95	нет	69	Для присоединения ПС 35 кВ Диспансер к сети 35 кВ
3	Реконструкция ПС 35/10 кВ Комбизавод с заменой трансформаторов 2 x 2,5 МВА на 2 x 6,3 МВА	2022		2 x 6,3			7,6						12,6	57,65							Замена трансформаторов 2 x 2,5 МВА	нет	57,65	Для исключения существующей перегрузки тр-ров и подключения новых потребителей
4	Реконструкция ПС 35/10 кВ Первомайская с заменой трансформаторов 1,8 МВА и 2,5 МВА на 2 x 4 МВА	2021		2 x 4			3,7				8	18,9									Замена трансформаторов 1,8 МВА и 2,5 МВА на 2 x 4 МВА	да	18,9 <*>	Ликвидация существующей перегрузки тр-ров и замена оборудования, выработавшего эксплуатационный ресурс
5	Реконструкция ПС 35/10 кВ Понежукай с заменой трансформаторов 2 x 2,5 МВА на 2 x 6,3 МВА	2022		2 x 6,3			7,6						12,6	6,47							Замена трансформаторов 2 x 2,5 МВА на 2 x 6,3 МВА	да	6,47 <*>	Ликвидация существующей перегрузки тр-ров и замена оборудования, выработавшего эксплуатационный ресурс
6	Реконструкция ПС 35/6 кВ Южная с заменой трансформаторов 2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА	2022		2 x 25			30						50	108,8							Замена тр-ров 2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА	Собственник ООО "Картонтара"	108,8	Для исключения существующей перегрузки тр-ров в режиме n-1

Продолжение таблицы 3.3.5

N п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Год строительства, реконструкции	Физические характеристики																		Описание работ	Соответствие ИП ПАО "Россети Кубань" по Республике Адыгея, да/нет	Стоимость, млн. руб. с НДС	Краткое обоснование
			Ввод			Прирост			2020		2021		2022		2023		2024		2025
			км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС
7	Реконструкция ПС 35/6 кВ МайГЭС с заменой трансформаторов 2 x 7,5 МВА на 2 x 10 МВА	2021		2 x 10			5				20	53,17									Замена трансформаторов 2 x 7,5 МВА на 2 x 10 МВА	Собственник ООО "Лукойл-Экоэнерго"	53,17	Для исключения существующей перегрузки тр-ров в режиме n-1
8	Реконструкция ПС 35/10 кВ Тульская с заменой трансформаторов 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА	2022		2 x 10			12						20	60,7							Замена трансформаторов 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА	нет	60,7	Для исключения существующей перегрузки тр-ров и подключения новых потребителей
	Реконструкция ПС 35/10 кВ Адыгейская с заменой трансформаторов 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА	2022		2 x 10			12						20	60,7							Замена трансформаторов 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА	нет	60,7	Для исключения существующей перегрузки тр-ров и подключения новых потребителей
9	Реконструкция ПС 35/10 кВ Гиагинская с заменой трансформаторов 2 x 6,3 МВА на 2 x 10 МВА	2022		2 x 10			7,4						20	60,7							Замена трансформаторов 2 x 6,3 МВА на 2 x 10 МВА	нет	60,7	Для присоединения новых потребителей
10	Реконструкция ПС 35/10 кВ "Садовая" с установкой трансформатора Т-2 10 МВА и строительство захода ВЛ-35 кВ с изменением схемы подключения подстанции к сети	2022	1,05	10		1,05	10						1,05/10	66,81							Установка трансформатора 35/10 кВ 10 МВА, строительство одноцепного захода ВЛ 35 кВ проводом АС-95 1,05 км	нет	66,81	Для присоединения новых потребителей
11	Реконструкция ПС 35/10 кВ "Кужорская" с заменой трансформаторов Т-1, Т-2 с 2 x 2,5 МВА на 2 x 10 МВА с реконструкцией ЛЭП 10 кВ (К-10)	2021		2 x 10			15				20	60,7									Замена трансформаторов 35/10 кВ 2 x 2,5 на 2 x 10 МВА	нет	60,7	Для присоединения новых потребителей
12	Реконструкция ПС 35/10 кВ Даховская с установкой 1 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 0,5 Мвар	2022			0,5			0,5					БСК-0,5	3,11							Установка 1 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 0,5 Мвар	нет	3,11	Для обеспечения нормируемого уровня напряжения
13	Реконструкция ПС 35/10 кВ Первомайская с установкой 2 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 2 x 0,5 Мвар	2022			2 x 0,5			1					БСК-0,5	4,94							Установка 2 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 2 x 0,5 Мвар	нет	4,94	Для обеспечения нормируемого уровня напряжения
14	Реконструкция ПС 35/10 кВ Тульская с установкой 2 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 2,1 и 2,2 Мвар	2022			2,0 + 2,5			4,5					БСК-4,5	9,63							Установка 2 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 2,0 и 2,5 Мвар	нет	9,63	Для обеспечения нормируемого уровня напряжения
15	Реконструкция ПС 35/10 кВ БВД с установкой 1 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 2,5 Мвар	2022			2,3 + 0,5			2,8					БСК-2,8	6							Установка 2 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 2,3 + 0,5 Мвар	нет	6	Для обеспечения нормируемого уровня напряжения
16	Реконструкция ПС 35/10 кВ Садовая с установкой 1 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 2,3 Мвар	2022			3,7			3,7					БСК-3,7	6,3							Установка 1 яч. выкл. 10 кВ и БСК мощностью 3,7 Мвар	нет	6,3	Для обеспечения нормируемого уровня напряжения
17	Реконструкция ПС 35/10 кВ Керамзитовый завод с заменой трансформаторов 35/10 кВ 2 x 2,5 МВА на 2 x 4 МВА	2022		2 x 4			3						8	44,3							Замена трансформаторов 35/10 кВ 2 x 2,5 на 2 x 4 МВА	нет	44,3	Для исключения существующей перегрузки тр-ров и подключения новых потребителей

Продолжение таблицы 3.3.5

N п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Год строительства, реконструкции	Физические характеристики																		Описание работ	Соответствие ИП ПАО "Россети Кубань" по Республике Адыгея, да/нет	Стоимость, млн. руб. с НДС	Краткое обоснование
			Ввод			Прирост			2020		2021		2022		2023		2024		2025
			км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС	км/МВА	млн. руб. с НДС
18	Реконструкция ПС 35/10 кВ БВД с заменой трансформаторов 35/10 кВ 2 x 4 МВА на 2 x 6,3 МВА	2022		2 x 6,3			4,6						12,6	57,65							Замена трансформаторов 35/10 кВ 2 x 4 на 2 x 6,3 МВА	нет	57,65	Для присоединения новых потребителей
19	Реконструкция ПС 35/10 кВ Птицесовхоз с заменой трансформатора 35/10 кВ 4 МВА на 10 МВА	2025		10			6												10	30,35	Замена трансформатора 35/6 кВ 4 на 10 МВА	нет	30,35	Для присоединения новых потребителей
20	Реконструкция ВЛ 35 кВ Черемушки - МайГЭС-Южная-Северная с заменой провода АС-150 на АСТ-150	2022	145										14,5	511,35							Замена провода АС-150 на АСТ-150	нет	511,35	Для исключения существующей перегрузки провода в режиме n-1
21	Реконструкция ВЛ 35 кВ Усть-Лабинская - Хатукай-Красногвардейская с заменой провода АС-70 на АС-150	2022	5,5										5,5	45,09							Замена провода АС-70 на АС-150	нет	45,09	Для исключения существующей перегрузки провода в режиме n-1
22	Строительство заходов ВЛ 35 кВ на ПС 35 кВ Гузерипль и ПС 110 кВ Лаго-Наки от существующей ВЛ 10 кВ в габаритах 110 кВ с 1 линейной ячейкой 35 кВ на ПС 35 кВ Гузерипль	2025	1,1			1,1													1,1	18,74	Одноцепная ВЛ 35 кВ с проводом АС-150	нет	18,74	Для обеспечения надежной схемы электроснабжения горно-туристического курорта "Лаго-Наки" в Майкопском районе
23	Реконструкция ПС 35/10 кВ Красногвардейская с заменой трансформаторов 35/10 кВ 2 x 6,3 МВА на 2 x 10 МВА	2024		2 x 10			7,4							60,7			20	60,7			Замена трансформаторов 2 x 6,3 МВА на 2 x 10 МВА	нет	60,7	Для присоединения новых потребителей
	Итого по объектам 35 кВ		21,05	234,4	10,6	1,1	114,5	12,5	0 0	0 0	0 48	0 132,77	21 165,8	563,68 546,52	0 0	0 0	10 28	69 192,98	1,1 10	18,74 30,35	32,1 251,8	651,42 902,62	1554,04
	в т.ч., новое строительство		11	0	0	1,1	8	0	0 0	0 0	0 0	0 0	1,05 0	7,24 0	0 0	0 0	10 8	69 132,28	11 0	18,74 0	12,15 8	94,98 132,28	227,26
	из них: ПАО "Россети Кубань",		1,1	0	0	1,1	8	0	0 0	0 0	0 0	0 0	1,05 0	7,24 0	0 0	0 0	10 8	69 132,28	11 0	18,74 0	12,15 8	94,98 132,28	227,26
	другие собственники
	реконструкция			234,4	10,6	0	106,5	12,5	0 0	0 0	0 48	0 132,77	19,95 165,8	556,44 546,52	0 0	0 0	0 20	0 60,7	0 10	0 30,35	19,95 243,8	556,44 770,34	1326,78
	из них: ПАО "Россети Кубань",		19,95	164,4	10,6		71,5	12,5	0 0	0 0	0 28	0 79,6	19,95 115,8	556,44 437,72	0 0	0 0	0 20	0 60,7	0 10	0 30,35	19,95 173,8	556,44 608,37	1164,81
	другие собственники			70			35		0 0	0	0 20	- 53,17	0 50	- 108,8	0 0	- 0	0 0	- 0	0 0	- 0	0 70	0 161,97	161,97

______________________________

Примечания:

^<*> _{- капитальные вложения приняты на основании Инвестиционной программы ПАО "Россети Кубань"}

______________________________

Таблица 3.3.5.1 - Перечень мероприятий по установке оборудования противоаварийной автоматики на ПС 220 кВ Черемушки и ПС 110 кВ Северная, рекомендуемых к выполнению в период 2020 - 2025 гг.
(Оптимистический вариант)

N п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Год стр-ва, реконструкции	Описание работ	Соответствие ИП ПАО "ФСК ЕЭС", да/нет	Краткое обоснование
	Оптимистический вариант развития
1	Установка устройства АОСН на ПС 220 кВ Черемушки	2022	Установка устройства АОСН на ПС 220 кВ Черемушки	нет	Для предотвращения снижения напряжения по условиям устойчивости нагрузки на ПС 220 кВ Черемушки
2	Установка устройства АОСН на ПС 110 кВ Северная	2022	Установка устройства АОСН на ПС 110 кВ Северная	нет	Для предотвращения снижения напряжения по условиям устойчивости нагрузки на ПС 110 кВ Северная
3	Установка устройства АОПО на ВЛ 110 кВ Центральная-Черемушки	2021	Установка устройства АОПО	да	Для устранения перегрузки ВЛ 110 кВ Центральная - Черемушки
4	Установка устройства АОПО на ВЛ 110 кВ Центральная-Северная с отпайками	2021	Установка устройства АОПО	да	Для устранения перегрузки ВЛ 110 кВ Центральная - Северная с отпайками

4. Технико-экономические показатели развития электрической сети

Согласно данным таблиц 3.3.1, 3.3.4 и 3.3.5 были сформированы сводные таблицы по развитию электрической сети напряжением 35 и 110 кВ с выделением сводных данных для сети 110 кВ для каждого года проектного периода для базового (Таблица 4.1) и оптимистического вариантов (Таблица 4.2).

Суммарные капитальные вложения в развитие сетевой инфраструктуры напряжением 35, 110 кВ и выше на территории Республики Адыгея составляют:

для базового варианта - 7358,53 млн. руб. с НДС, в том числе:

- в сети 220 кВ - 3785,52 млн. руб. с НДС;

- в сети 110 кВ - 2850,23 млн. руб. с НДС;

- в сети 35 кВ - 722,78 млн. руб. с НДС.

для оптимистического варианта - 11621,88,96 млн. руб. с НДС, в том числе:

- в сети 220 кВ - 3785,52 млн. руб. с НДС;

- в сети 110 кВ - 6282,32 млн. руб. с НДС;

- в сети 35 кВ - 1554,04 млн. руб. с НДС.

Согласно сформированным сводным данным, приведенным в Таблицах 4.1 и 4.2 можно сделать вывод о том, что наибольший прирост трансформаторной мощности предполагается:

- в базовом варианте в 2022 году и составит 588,2 МВА.

- в оптимистическом варианте в 2022 году и составит 765,8 МВА.

Наименьший прирост трансформаторной мощности предполагается:

- в базовом варианте в 2020 году с нулевым приростом.

- в оптимистическом варианте в 2020 с нулевым приростом.

Больше всего вводов в эксплуатацию ЛЭП для оптимистического варианта придется на 2022 год - 82,12 км. Меньше всего вводов в эксплуатацию ЛЭП для оптимистического варианта запланировано на 2020 и 2021 год - с нулевым приростом.

Что касается базового варианта, то максимальный прирост предполагается в 2022 году - 59 км. Меньше всего вводов в эксплуатацию ЛЭП предполагается в 2020, 2021 и 2023 - 2025 годах - с нулевым приростом.

Для базового варианта наибольший объем капитальных вложений в электросетевые объекты будет приходиться на 2022 год и составит 7095,34 млн. руб. с НДС, при этом, в сети 220 кВ - 3785,52 млн. руб. с НДС, в сети 110 - 35 кВ - 3309,82 млн. руб. с НДС. Наименьший объем капитальных вложений в 2020 году - с нулевым приростом.

Наибольший объем капитальных вложений в электросетевые объекты для оптимистического варианта будет приходиться на 2022 год и составит 9631,63 млн. руб. с НДС, при этом, в сети 220 кВ - 3785,52 млн. руб. с НДС, в сети 110 - 35 кВ - 5846,11 млн. руб. с НДС. Наименьший объем капитальных вложений в 2018 году - с нулевым приростом.

Таблица 4.1 - Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 35 и 110 кВ по годам проектного периода

Базовый вариант

N п/п	Наименование электросетевых объектов	Характеристики объектов
		2020		2021		2022		2023		2024		2025		2020-2025
		км, МВА	млн. руб. с НДС	км, МВА	млн. руб. с НДС	км, МВА	млн. руб. с НДС	км, МВА	млн. руб. с НДС	км, МВА	млн. руб. с НДС	км, МВА	млн. руб. с НДС	км, МВА	млн. руб. с НДС
1	Объекты 110 кВ	0 0	0	0 0	0	25 415	2719,81	0 0	0	0 0	0	0 25	130,42	25 440	2850,23
1.1	Линии электропередачи	0	0	0	0	25	245,98	0	0	0	0	0	0	25	245,98
	Новое строительство	0	0	0	0	25	245,98	0	0	0	0	0	0	25	245,98
	Реконструкция	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
1.2	Подстанции	0	0	0	0	415	2473,83	0	0	0	0	25	130,42	440	2604,25
	Новое строительство	0	0	0	0	160	1235,46	0	0	0	0	0	0	160	1235,46
	Реконструкция	0	0	0	0	255	1238,37	0	0	0	0	25	130,42	280	1368,79
2	Объекты 35 кВ	0 0	0	0 48	132,77	34 173,2	590,01	0 0	0	0 0	0	0 0	0	34 221,2	722,78
2.1	Линии электропередачи	0	0	0	0	34	0	0	0	0	0	0	0	34	0
	Новое строительство	0	0	0	0	1,05	0	0	0	0	0	0	0	1,05	0
	Реконструкция	0	0	0	0	32,95	0	0	0	0	0	0	0	32,95	0
2.2	Подстанции	0	0	48	132,77	173,2	590,01	0	0	0	0	0	0	221,2	722,78
	Новое строительство	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
	Реконструкция	0	0	48	132,77	173,2	590,01	0	0	0	0	0	0	221,2	722,78
3	ИТОГО по пп. 1 и 2:	0 0	0	0 48	132,77	59 588,2	3309,82	0 0	0	0 0	0	0 25	130,42	59 661,2	3573,01
3.1	Линии электропередачи	0	0	0	0	59	245,98	0	0	0	0	0	0	59	245,98
	Новое строительство	0	0	0	0	26,05	245,98	0	0	0	0	0	0	26,05	245,98
	Реконструкция	0	0	0	0	32,95	0	0	0	0	0	0	0	32,95	0
3.2	Подстанции	0	0	48	132,77	588,2	3063,84	0	0	0	0	25	130,42	661,2	3327,03
	Новое строительство	0	0	0	0	160	1235,46	0	0	0	0	0	0	160	1235,46
	Реконструкция	0	0	48	132,77	428,2	1828,38	0	0	0	0	25	130,42	501,2	2091,57

Таблица 4.2 - Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 35 и 110 кВ по годам проектного периода

Оптимистический вариант

N п/п	Наименование электросетевых объектов	Характеристики объектов
		2020		2021		2022		2023		2024		2025		2020-2025
		км, МВА	млн. руб. с НДС	км, МВА	млн. руб. с НДС	км, МВА	млн. руб. с НДС	км, МВА	млн. руб. с НДС	км, МВА	млн. руб. с НДС	км, МВА	млн. руб. с НДС	км, МВА	млн. руб. с НДС
1	Объекты 110 кВ	0 0	0	0 0	0	61,12 600	4735,91	0 0	0	35 50	437,28	75 32	1109,13	171,12 682	6282,32
1.1	Линии электропередачи	0	0	0	0	61,12	1223,46	0	0	35	308,6	75	661,28	171,12	2193,34
	Новое строительство	0	0	0	0	52,78	928,33	0	0	35	308,6	75	661,28	162,78	1898,21
	Реконструкция	0	0	0	0	8,34	295,13	0	0	0	0	0	0	8,34	295,13
1.2	Подстанции	0	0	0	0	600	3512,45	0	0	50	128,68	32	447,85	682	4088,98
	Новое строительство	0	0	0	0	160	974,62	0	0	0	0	32	447,85	192	1422,47
	Реконструкция	0	0	0	0	440	2537,83	0	0	50	128,68	0	0	490	2666,51
2	Объекты 35 кВ	0 0	0	0 48	132,77	21 165,8	1110,2	0 0	0	10 28	261,98	1,1 10	49,09	32,1 251,8	1554,04
2.1	Линии электропередачи	0	0	0	0	21	563,68	0	0	10	69	1,1	18,74	32,1	651,42
	Новое строительство	0	0	0	0	1,05	7,24	0	0	10	69	1,1	18,74	12,15	95
	Реконструкция	0	0	0	0	19,95	556,44	0	0	0	0	0	0	19,95	556,44
2.2	Подстанции	0	0	48	132,77	165,8	546,52	0	0	28	192,98	10	30,35	251,8	902,62
	Новое строительство	0	0	0	0	0	0	0	0	8	132,28	0	0	8	132
	Реконструкция	0	0	48	132,77	165,8	546,52	0	0	20	60,7	10	30,35	243,8	770,34
3	ИТОГО по пп. 1 и 2:	0 0	0	0 48	132,77	82,12 765,8	5846,11	0 0	0	45 78	699,26	76,1 42	1158,22	203,22 933,8	7836,36
3.1	Линии электропередачи	0	0	0	0	82,12	1787,14	0	0	45	377,6	76,1	680,02	203,22	2844,76
	Новое строительство	0	0	0	0	53,83	935,57	0	0	45	377,6	76,1	680,02	174,93	1993,19
	Реконструкция	0	0	0	0	28,29	851,57	0	0	0	0	0	0	28,29	851,57
3.2	Подстанции	0	0	48	132,77	765,8	4058,97	0	0	78	321,66	42	478,20	933,8	4991,60
	Новое строительство	0	0	0	0	160	974,62	0	0	8	132,28	32	447,85	200	1554,75
	Реконструкция	0	0	48	132,77	605,8	3084,35	0	0	70	189,38	10	30,35	733,8	3436,85

5. Выводы и рекомендации

На основании фактических и прогнозных величин проведены расчеты режимов и проанализирована загрузка существующих ЛЭП и трансформаторов в сети 35 кВ и выше.

По результатам определены соответствующие перечни мероприятий для базового и оптимистичного варианта:

1. Выполненные расчеты показали, что схема электрической сети на территории Республики Адыгея, сформированная для базового варианта в соответствии с инвестиционными программами электросетевых компаний и выданными Техническими условиями, в основном обеспечивает нормальное электроснабжение потребителей на территории республики.

В базовом варианте для обеспечения надежного функционирования энергосистемы на территории Республики Адыгея предусматривается строительство следующих объектов напряжением 220 кВ:

- реконструкция ПС 220 кВ Черемушки с установкой АТ-2 220/110 кВ мощностью 125 МВА;

- строительство КВЛ 220 кВ Яблоновская - Новая для присоединения ПС 220 кВ Новая (на территории г. Краснодара);

- реконструкция РУ 220 кВ на ПС 220 кВ Яблоновская с оборудованием линейной ячейки для присоединения КВЛ 220 кВ на ПС 220 кВ Новая;

- реконструкция РУ 110 кВ на ПС 220 кВ Яблоновская с оборудованием линейной ячейки для присоединения ЛЭП 110 кВ на ПС 110 кВ Парк;

Необходимо отметить, что ввод ПС 220 кВ Новая с одним АТ мощностью 125 МВА и с одной КВЛ 220 кВ Яблоновская - Новая снимает остроту проблемы электроснабжения юго-западной части г. Краснодара и обеспечивает электроснабжение потребителей, подключаемых по заключенным договорам на технологическое присоединение, но не обеспечивает перспективный рост нагрузок в юго-западной части г. Краснодара и в Тахтамукайском районе Республики Адыгея.

2. По объектам напряжением 110 кВ в базовом варианте развития энергосистемы для обеспечения возможности технологического присоединения новых потребителей и для исключения ограничения потребителей из-за перегрузки трансформаторов рекомендуется выполнить строительство новых и реконструкцию действующих подстанций 35 и 110 кВ с заменой трансформаторов, несоответствующих фактической и прогнозируемой нагрузке:

- установить на ПС 220 кВ Черемушки трансформатор Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА;

- установить на ПС 110 кВ Северная трансформатор Т-4 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА (2022 г.);

- установить БСК на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Черемушки и ПС 110 кВ Северная мощностью по 25 Мвар согласно ТУ на ТП N ИА-01/0004-19;

- установить БСК на шинах 10 кВ ПС 35/10 кВ суммарной мощностью не менее 11,5 Мвар на следующих подстанциях 35/10 кВ: Тульская, БВД, Садовая (2021 - 2023 гг.);

- установить на ВЛ 110 кВ Центральная - Черемушки и ВЛ 110 кВ Центральная - Северная с отпайками устройства АОПО с действием на отключение нагрузки на ПС 220 кВ Черемушки, ПС 110 кВ Северная и ПС 35 кВ Южная. При установке БСК-110 кВ на ПС 110 кВ Северная и ПС 220 кВ Черемушки не потребуется управляющих воздействий от АОПО ВЛ 110 кВ на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Северная и ПС 35 кВ Южная и достаточным является только отключение нагрузки 6 кВ на ПС 220 кВ Черемушки;

- установить на ПС 110 кВ Северная и ПС 220 кВ Черемушки устройства АОСН;

- выполнить реконструкцию ВЛ 35 кВ Северная - Южная и ВЛ 35 кВ Черемушки - Майкопская ГЭС с заменой провода для повышения пропускной способности;

- выполнить реконструкцию ВЛ 35 кВ, составляющих транзит Усть-Лабинская - Хатукай - Красногвардейская - Еленовская, с заменой провода АС-70 на провод с пропускной способностью не менее, чем у провода АС-150 (общая протяженность реконструируемых участков 17,5 км);

- строительство ПС 110/10 кВ Парк с трансформаторами 2 x 40 МВА;

- строительство ПС 110/10 кВ Московская с трансформаторами 2 x 40 МВА;

- строительство ВЛ 110 кВ Яблоновская - Новая с заходами на ПС 110 кВ Московская и ПС 110 кВ Парк;

- строительство захода на ПС 35 кВ Садовая от ВЛ 35 кВ Майкопская ГЭС - БВД с изменением схемы подключения подстанции Садовая к сети;

- реконструкция ВЛ 35 кВ Афипская - Керамзитовый завод (6,5 км) и ВЛ 35 кВ Октябрьская - Керамзитовый завод на участке от ПС 35 кВ Керамзитовый завод до отпайки на ПС 35 кВ Восход, Энем (6,5 км) - замена провода АС-95 на АС-150.

- выполнить реконструкцию следующих подстанций для увеличения мощности трансформаторов:

- ПС 110/35/10 кВ Адыгейская - замена 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА;

- ПС 110/10 кВ Термнефть замена 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА;

- ПС 110/35/10 кВ Октябрьская замена 16 МВА на 25 МВА;

- ПС 110/10 кВ ИКЕА замена 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА;

- ПС 35/10 кВ Тульская замена 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА;

- ПС 35/10 кВ Адыгейская замена 2 x 4 МВА на 2 x 10 МВА;

- ПС 35/10 кВ Кужорская замена 2 x 2,5 МВА на 2 x 10 МВА;

- ПС 35/10 кВ Садовая установка Т-2 10 МВА;

- ПС 35/10 кВ Комбизавод замена 2 x 2,5 МВА на 2 x 6,3 МВА;

- ПС 35/10 кВ Первомайская замена 2,5 МВА и 1,8 МВА на 2 x 4 МВА;

- ПС 35/10 Понежукай замена 2 x 2,5 МВА на 2 x 6,3 МВА;

- ПС 35/10 кВ кВ Энем замена 2 x 5,6 МВА на 2 x 10 МВА;

- ПС 35/6 кВ Южная замена 2 x 10 МВА на 2 x 25 МВА;

- ПС 35/6 кВ МайГЭС замена 2 x 7,5 МВА на 2 x 10 МВА;

7. В оптимистическом варианте в плане развития электрической сети напряжением 35 и 110 кВ дополнительно к базовому варианту рекомендуется выполнить следующие мероприятия:

- строительство ПС 110/35/10 кВ Лаго-Наки;

- строительство ВЛ-110 кВ Самурская - Лаго-Наки;

- реконструкция ПС 110/35/10 кВ Шовгеновская с заменой трансформаторов 110/35/10 кВ 2 x 16 МВА на 2 x 25 МВА;

- реконструкция ПС 35/10 кВ Энем - перевод на напряжение 110 кВ с установкой трансформаторов 110/35/10 кВ 2 x 25 МВА;

- строительство заходов на ПС 110 кВ Энем от ВЛ 110 кВ Афипская - Октябрьская II цепь и от ВЛ 110 кВ Афипская - Шапсуг;

- установка четырех трансформаторов 40 МВА 110/10 кВ ПС 110 кВ ИКЕА вместо существующих 2 x 25 МВА;

- выполнение заходов ВЛ 110 кВ Набережная - Юго-Западная с отпайкой на ПС ИКЕА и ВЛ 110 кВ Набережная - Западная-2 с отпайкой на ПС ИКЕА в РУ 110 кВ ПС ИКЕА с образованием следующих ВЛ:

- ВЛ 110 кВ ИКЕА - Юго-западная (4,84 км);

- ВЛ 110 кВ ИКЕА - Западная-2 (7,14 км);

- ВЛ 110 кВ ИКЕА - Набережная 1 цепь (3,23 км);

- ВЛ 110 кВ ИКЕА - Набережная 2 цепь (2,57 км);

- реконструкция ПС 35/10 кВ Красногвардейская - замена трансформаторов 35/10 кВ 2 x 6,3 МВА на 2 x 10 МВА;

- реконструкция ПС 35/10 кВ Птицесовхоз - замена трансформатора 35/10 кВ 4 МВА на 10 МВА.

8. Необходимые капитальные вложения в развитие сетевой инфраструктуры напряжением 35, 110 кВ и выше на территории Республики Адыгея составляют:

для базового варианта - 7358,53 млн. руб. с НДС, в том числе:

- в сети 220 кВ - 3785,52 млн. руб. с НДС;

- в сети 110 кВ - 2850,23 млн. руб. с НДС;

- в сети 35 кВ - 722,78 млн. руб. с НДС.

для оптимистического варианта - 11621,88,96 млн. руб. с НДС, в том числе:

- в сети 220 кВ - 3785,52 млн. руб. с НДС;

- в сети 110 кВ - 6282,32 млн. руб. с НДС

- в сети 35 кВ - 1554,04 млн. руб. с НДС

6. Список использованных сокращений

АО - акционерное общество;

АОПО - автоматика ограничения перегрузки оборудования;

АОСН - автоматическое ограничение снижения напряжения;

АТ - автотрансформатор;

БСК - батарея статических компенсаторов;

Вед. инж. - ведущий инженер;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

г. (гг.) - год (годы);

ГЭС - гидроэлектростанция;

ЕЭС - единая энергетическая система;

кВ - кило Вольт;

к.з. - короткое замыкание;

КЛ - кабельная линия электропередачи;

км - километр;

КУ - компенсирующее устройство;

МВА - Мега-Вольт Ампер;

Мвар - Мега-Вольт Ампер реактивный;

МВт - Мега Ватт;

МЭС - магистральные электрические сети;

Н. контр. - нормо-контролер;

ОАО - открытое акционерное общество;

ОН - ограничение нагрузки;

ООО - общество с ограниченной ответственностью;

ОРУ - открытое распределительное устройство;

ОЭС - объединенная энергосистема;

ПАО - публичное акционерное общество;

ПС - электрическая подстанция;

РДУ - региональное диспетчерское управление;

СО - системный оператор;

СШ. - сборные шины;

ТУ на ТП - техническое условие на технологическое присоединение;

ТЭС - тепловая электростанция;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

тыс. чел. - тысяч человек;

ФСК - федеральная сетевая компания.

7. Список использованных документов и литературы

1. Правила устройства электроустановок;

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей;

3. Методические указания по устойчивости энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 277;

4. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281;

5. Постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

6. Методические рекомендации Минэнерго России к содержанию Программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации (письмо Минэнерго России от 17.03.2010 N АШ-2074/09);

7. "Методические указания по проведению расчетов для выбора типа, параметров и мест установки устройств компенсации реактивной мощности в ЕНЭС", ПАО "ФСК ЕЭС", СТО 56947007-29.180.02.140-2012;

8. Инструкция по эксплуатации трансформаторов. Стандарт организации ПАО "ФСК ЕЭС" СТО 56947007-29.180.01.116-2012

9. "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2018 - 2024 годы", утверждена Приказом Минэнерго России от 28.02.2018 N 121;;

10. "Схема и программа развития электроэнергетики Республики Адыгея на 2018 - 2022 годы", утверждена Распоряжением Главы Республики Адыгея от 12.03.2018 N 49-рг;

11. "Схема и программа развития электроэнергетики Краснодарского края на 2019 - 2023 годы" (утверждена Распоряжением Главы Администрации Краснодарского края от 26.04.2018 N 104р);

12. Справочник по проектированию электрических сетей. Под редакцией Д.Л. Файбисовича, "Издательство НЦ ЭНАС", 2005 г.

Развитие электроэнергетики Республики Адыгея в 2021 - 2025 годах

Приложения

Том 3

ГАРАНТ:

Не приводится