Распоряжение Губернатора Ставропольского края от 27 апреля 2021 г. N 235-р "Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края на 2022 - 2026 годы" (документ утратил силу)

Распоряжение Губернатора Ставропольского края
от 27 апреля 2021 г. N 235-р
"Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края на 2022 - 2026 годы"

1. В соответствии с пунктом 25 Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", и по согласованию с филиалом акционерного общества "Системный оператор Единой энергетической системы" "Региональное диспетчерское управление энергосистемами республик Северного Кавказа и Ставропольского края" от 21.04.2021 N Р51-б2-II-19-947 утвердить прилагаемые Схему и программу развития электроэнергетики Ставропольского края на 2022 - 2026 годы.

2. Признать утратившим силу распоряжение Губернатора Ставропольского края от 29 апреля 2020 г. N 216-р "Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края на 2021 - 2025 годы".

3. Контроль за выполнением настоящего распоряжения оставляю за собой.

4. Настоящее распоряжение вступает в силу с 01 января 2022 года.

Губернатор Ставропольского края

В.В. Владимиров

УТВЕРЖДЕНЫ

распоряжением Губернатора

Ставропольского края

от 27 апреля 2021 г. N 235-р

Схема и программа
развития электроэнергетики Ставропольского края на 2022 - 2026 годы

(разработаны министерством энергетики, промышленности и связи Ставропольского края)

Том 1. Пояснительная записка

2021

Введение

Настоящая работа выполнена в соответствии с утвержденным техническим заданием (Приложение А).

Энергосистема Ставропольского края осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Ставропольского края и входит в состав ОЭС Юга.

Энергосистема Ставропольского края по состоянию на 01.01.2021 г. территориально включает в себя:

- электрические сети напряжением до 110 кВ включительно, эксплуатация которых осуществляется, в основном, филиалом ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго";

- электрические сети напряжением 330-500 кВ, которые эксплуатируются филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" Северо-Кавказское ПМЭС;

- электрические станции, в том числе:

- Филиал ПАО "ОГК-2" - Ставропольская ГРЭС;

- Филиал "Невинномысская ГРЭС" ПАО "Энел Россия";

- Филиал ПАО "РусГидро" - Каскад Кубанских ГЭС;

- Буденновская ТЭС, Кисловодская ТЭЦ, "Запикетная" ГПА-ТЭЦ - ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго";

- Старомарьевская СЭС ООО "Стар Проджектс" (согласно соглашению от 5 марта 2019 года, об уступке ООО "Солар Системс" прав и обязанностей по договору об осуществлении технологического присоединения Старомарьевской СЭС);

- ТЭЦ в г. Лермонтов - Филиал ЗАО "Южная энергетическая компания";

- ТЭЦ в г. Изобильный - блокстанция ОАО "Ставропольсахар";

- ГПУ - АО "Кавминстекло";

- Орловская ГЭС и Ессентукская ГЭС - филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго";

- Кочубеевская ВЭС - АО "ВетроОГК".

Основной задачей работы является разработка информационной базы для формирования инвестиционных программ и планов капитального строительства электросетевых объектов и их проектирования.

За отчётный в "Схеме и программе развития электроэнергетики Ставропольского края на 2022 - 2026 годы" принят 2020 год, в качестве расчётных 2021 - 2026 годы. Работа выполнена в соответствии с действующими нормативными и методическими документами по проектированию развития энергосистем и электрических сетей.

При выполнении работы использованы следующие исходные материалы:

- нормальная схема электрических соединений объектов электроэнергетики, входящих в операционную зону Северокавказского РДУ на 2021 г.;

- предложения филиала АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ;

- оперативная схема для нормального режима электрической сети филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" на 2021 г. и схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше в ЗРД и ЛРД 2020 г.;

- данные производственных сетевых подразделений (ПП) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго": оперативные схемы электрических соединений сетей 35-110 кВ для ПП на 2021 г., данные об оборудовании ПС 35-110 кВ, загрузке трансформаторов, установленных на ПС 35-110 кВ, марках проводов и длинах линий 35-110 кВ, а также перечень электросетевых объектов, требующих первоочередной реконструкции и техперевооружения;

- сведения о договорах на технологическое присоединение к энергосистеме, заключенных ПАО "Россети Северный Кавказ" и иными субъектами электроэнергетики Ставропольского края ;

- информация филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга о выданных ТУ на ТП и заключенных договорах на ТП;

- проект "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы", (далее - проект СиПР ЕЭС России 2021 - 2027 гг.);

- "Схема и программа развития электроэнергетики Ставропольского края на 2021 - 2025 гг.", утвержденная распоряжением Губернатора Ставропольского края от 29.04.2020 N 216-р;

- инвестиционные программы генерирующих и электросетевых компаний;

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

1. Анализ существующего состояния энергосистемы Ставропольского края

1.1. Общая характеристика Ставропольского края

Площадь Ставропольского края составляет 66,5 тыс. км ².

Население на 01.01.2020 года (оценка) - 2 803 573 человек, в том числе 1656 тыс. чел. - городское население. Плотность населения - 42,16 чел. на 1 км ². Административный центр края - город Ставрополь с населением 450 863 человек. Принятая в Ставропольском крае система административно-территориальных образований включает 19 городов и 26 муниципальных районов, в том числе 10 городов краевого значения, 7 поселков городского типа, 736 сельских населенных пунктов.

Наиболее крупные города: Пятигорск - 147,8 тыс. чел., Кисловодск - 130 тыс. чел., Невинномысск - 117 тыс. чел. и Ессентуки - 113 тыс. чел.

Минерально-сырьевые ресурсы края достаточно разнообразны. Основные из них: природный газ, нефть, медь, полиметаллы, каменный уголь, минеральные строительные материалы (доломиты, известняки, гипс, разнообразные глины, ракушечник, стекольные пески и пр.). Обнаружены залежи барита, асбеста, глауберовой и поваренной соли, лечебных минеральных грязей. Воды источников, расположенных в районе Кавказских Минеральных Вод, широко известны своими лечебными свойствами (особенно "Нарзан" и "Ессентуки").

В структуре валового регионального продукта Ставропольского края промышленность составляет 20%, сельское хозяйство - 15%, строительство - 6,9%, транспорт - 8,2%, 29,8% - различные услуги. Прочие сферы деятельности составляют 20,1% валового регионального продукта.

В Ставропольском крае в сфере промышленного производства работает около 4500 предприятий и организаций различных форм собственности, из которых более 3000 относятся к обрабатывающим производствам и составляют основу промышленного производства края. Годовой оборот предприятий относящихся к обрабатывающим производствам, составляет около 35% общего объема промышленного производства.

Профильными отраслями промышленности Ставропольского края являются: электроэнергетика, пищевая промышленность, химическая и нефтехимическая промышленность, а также машиностроение и металлообработка. Их общая доля в объеме промышленного производства составляет 78,6%.

Удельный вес энергетической отрасли в промышленном производстве составляет 26,3%. Главным предприятием этой отрасли является филиал ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго".

За 2016 - 2020 годы на территории края создано пять региональных индустриальных парков (РИТ-парк), а всего начиная с 2010 года - 9 РИТ-парков с промышленной, нефтехимической, агропромышленной, фармацевтической специализациями и туристско-рекреационный парк.

Резидентами РИТ-парков реализовано несколько крупных инвестиционных проектов в сфере промышленности:

- пуск производства меламина на АО "Невинномысский Азот" (проведена реконструкция цеха по производству карбамида с увеличением ежесуточной производительности с 1200 до 1500 т в сутки и смонтировано оборудование по производству меламина мощностью 50 тыс. т в год);

- первая очередь завода ЗАО "Лиссант-Юг" в Невинномысском индустриальном парке с мощностью до 1,5 млн. м ² сэндвич-панелей из пенополиуретана;

- металлургический завод ООО "СтавСталь";

- завод по производству полимерных биоцидов ООО "Техно-Пром" проектной мощностью 2 тыс. тонн продукции в год;

- завод по производству сухих строительных смесей ООО "ПК Строймонтаж ЮГ";

- завод по производству диметилового эфира высокой чистоты ООО "Инновации. Проекты. Инжиниринг" мощностью 2400 тонн в год;

- фабрика по первичной обработке шерсти ООО "Невинномысская фабрика первичной обработки шерсти" проектной мощностью до 2 200 тонн мытой шерсти в год;

- завод по производству светодиодных ламп ООО "Световые инновационные технологии";

- завод по производству строительных модульных панельных конструкций из легкого и сверхпрочного паробетона ООО "Иннова Строй Групп";

- завод по производству многослойных мешков ООО "МК-Невпром";

- завод по производству армированных и неармированных полипропиленовых труб ООО "Полипропилен";

- завод по производству изделий из полимерных материалов ООО "НПП ЭКО-ПЛАСТ";

- завод по производству керамических изделий ООО "Георгиевский комбинат строительных материалов".

Сельхоз угодья занимают 87,8% территории Ставропольского края, леса - 1,7%, водные объекты - 1,8%.

Аграрную специфику края во многом определяет наличие плодородных почв. Большая часть степей распахана, используется для выращивания сельскохозяйственной продукции. Сельское хозяйство края специализируется на выращивании зерна и подсолнечника, ведущая роль в животноводстве принадлежит скотоводству, тонкорунному овцеводству. Широко развиты садоводство, овощеводство, виноградарство, птицеводство, свиноводство, пчеловодство.

За последние годы в крае реализован ряд инвестиционных проектов в сфере сельского хозяйства. Наиболее крупные из них:

- производственные комплексы по выращиванию бройлеров на территории Кочубеевского района (ООО "Ставропольский птицекомплекс");

- тепличный комплекс для выращивания овощных культур на площади 10 га на территории Кировского района ООО "Эко-культура";

- овощехранилища с технологическим корпусом, вспомогательные объекты овощехранилищ, включая приобретение технологического и складского оборудования на территории Георгиевского района (ООО "Заветное");

- площадки по выращиванию индеек в пос. Каменобродском Изобильненского района (ООО "Агро-плюс");

- свиноводческий комплекс с законченным производственным циклом на 270 тыс. голов свиней в год в п. Штурм Красногвардейского района (ООО "Гвардия");

- тепличный комплекс по выращиванию овощной продукции площадью 60 га в Кировском районе (ООО "Овощи Ставрополья");

- завод по переработке сои в с. Обильное Георгиевского района (ООО "Изобилие");

тепличный комплекс в пгт. Солнечнодольск (АПХ "ЭКО-культура").

Доля санаторно-курортной отрасли в валовом продукте Ставропольского края составляет около 4,5%. В настоящее время объем санаторно-оздоровительных услуг Ставропольского края составляет порядка 16% от общероссийского и этот показатель ежегодно растет (в 2010 г. он составлял 13%). Санаторно-курортный комплекс располагает 124 санаториями и пансионатами на 32,9 тыс. мест размещения.

Ежегодно за счет реконструкции и строительства санаторно-курортный и гостиничный комплексы приумножают свой номерной фонд. За последние годы введено в эксплуатацию 20 объектов и емкость санаторно-курортного комплекса КМВ увеличилась на 700 мест, в том числе:

- в городе Железноводске введены в эксплуатацию санаторий "Плаза" на 268 мест размещения, "Буковая роща" на 66 мест размещения;

- в городе Ессентуки санаторий "Казахстан" на 199 мест;

- в городе Минеральные Воды возобновил работу после смены собственника санаторий "Минеральные Воды" на 220 мест размещения;

- в городе Кисловодске введены в эксплуатацию 2 корпус санатория "Элита" на 60 мест размещения, санаторий "Красный октябрь" на 80 мест размещения, пансионат "Фаворит" на 12 мест размещения, гостиница "Каскад" на 16 мест размещения.

В 2020 году Ставрополье посетили более миллиона человек (850 тыс. человек приходится на регион Кавказских Минеральных Вод). В 2020 году регион принял на отдых и лечение более 1 млн. человек (800 тыс. человек - Кавказские Минеральные Воды).

1.2. Электропотребление и электрические нагрузки.

Электропотребление на территории Ставропольского края в 2020 году составило 10237 млн. кВт. ч. По сравнению с 2019 годом отмечается небольшой спад электропотребления на 1,1%.

Собственный максимум нагрузки энергосистемы Ставропольского края в 2020 году составил 1714 МВт. По сравнению с 2019 годом собственный максимум нагрузки энергосистемы увеличился на 7,7%.

Основные энергосбытовые компании - гарантирующие поставщики электрической энергии в Ставропольском крае - ПАО "Ставропольэнергосбыт", ГУП СК "Ставрополькоммунэлектро", АО "Пятигорские электрические сети".

На территории Ставропольского края имеется десять энергоснабжающих предприятий коммунального комплекса, обеспечивающих электроснабжение городов и районных центров муниципальных районов края. Наиболее крупными являются ГУП СК "Ставэлектросеть", АО "Пятигорскэнерго".

Наиболее крупные потребители электрической энергии:

- ООО "ЕвроХим-Энерго" (АО "Невинномысский Азот"), ООО "ЛУКОЙЛ-Энергосервис" (ООО "Ставролен"), ООО "СтавСталь", ООО "РН-Энерго", АО "Монокристалл".

Информация по данным потребителям о максимальной нагрузке и динамики потребления электрической энергии и мощности за последние пять лет приведена в Приложении Д.

Таблица 1.1 - Динамика изменения электропотребления и собственного максимума нагрузки энергосистемы Ставропольского края за 2016 - 2020 гг.

Наименование	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
Электропотребление,
млн. кВт. ч	10264	10429,8	10594	10354,8	10237,0
Темп роста, %	3,1	1,6	1,6	-2,3	-1,1
Собственный максимум нагрузки, МВт	1685	1667	1646	1592	1714
Темп роста, %	9,5	-1	-1	-3,3	7,7

1.3. Электрические станции.

Установленная мощность электростанций, действующих на территории энергосистемы Ставропольского края на 01.01.2021 года составила 4873,316 МВт, в том числе:

Филиал ПАО "ОГК-2" - Ставропольская ГРЭС - 2423 МВт;

Филиал "Невинномысская ГРЭС" ПАО "Энел Россия" - 1530,2 МВт;

Филиал ПАО "РусГидро" - Каскад Кубанских ГЭС - 481,79 МВт, в том числе 244,89 МВт на территории Ставропольского края;

Буденновская ТЭС, Кисловодская ТЭЦ, "Запикетная" ГПА ТЭЦ - ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго" - 164,25 (153+6+5,25) МВт;

ТЭЦ в г. Лермонтов - Филиал ЗАО "Южная энергетическая компания" - 22 МВт;

ТЭЦ в г. Изобильный - блокстанция ОАО "Ставропольсахар" - 12 МВт;

ГПУ - АО "Кавминстекло" - 7,276 МВт;

Орловская ГЭС и Ессентукская ГЭС - филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" - 2,8 МВт;

Старомарьевская СЭС - ООО "Стар Проджектс" - 100 МВт;

Кочубеевская ВЭС - АО "ВетроОГК" - 130 МВт;

Основным топливом ТЭС энергосистемы Ставропольского края является газ природный, горючий сухой отбензиненный, резервным - мазут.

Электростанции, функционирующие на территории Ставропольского края превышают потребности энергосистемы по мощности более чем в 2,5 раза и вырабатывают почти в два раза больше электроэнергии, чем потребляется в энергосистеме края. Энергосистема Ставропольского края является самой избыточной региональной энергосистемой в ОЭС Юга.

В 2020 году на электростанциях энергосистемы Ставропольского края выработано 13162 млн. кВт. ч. По сравнению с 2019 годом, когда выработка составила 14690 млн. кВт. ч, она снизилась на 10,5%.

Таблица 1.2 - Структура электростанций, расположенных на территории Ставропольского края по типам и формам собственности по состоянию на 01.01.2021.

Наименование	Установленная мощность, МВт	Выработка электроэнергии в 2020 году, млн. кВт. ч	Собственник
Мощность электростанций энергосистемы, всего:	4873,3	13162
в том числе:
Ставропольская ГРЭС	2423,0	4107	ПАО "ОГК-2"
Невинномысская ГРЭС	1530,2	6612	ПАО "Энел Россия"
Буденновская ТЭС	153,0	1104	ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго"
Кисловодская ТЭЦ	6,0		ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго"
"Запикетная" ГПА-ТЭЦ	5,3		ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго"
Насосная ГАЭС	15,9	0	ПАО "РусГидро"
ГЭС-1	37,0	1003	ПАО "РусГидро"
ГЭС-2	184,0		ПАО "РусГидро"
ГЭС-3	87,0		ПАО "РусГидро"
ГЭС-4	78,0		ПАО "РусГидро"
Егорлыкская ГЭС	30,0		ПАО "РусГидро"
Егорлыкская ГЭС-2	14,2		ПАО "РусГидро"
Сенгилеевская ГЭС	15,0		ПАО "РусГидро"
Свистухинская ГЭС	11,8		ПАО "РусГидро"
Новотроицкая ГЭС	3,7		ПАО "РусГидро"
Барсучковская ГЭС	5,25		ПАО "РусГидро"
Мелкие ГЭС	3,0	0	ПАО "Россети Северный Кавказ"
Блокстанции (ТЭЦ)	41,3	180	ЗАО "Южная энергетическая компания", АО "Ставропольсахар", АО "Сен-Гобен-Кавминстекло"
Старомарьевская СЭС	100	144	ООО "Стар Проджектс"
Кочубеевская ВЭС	130	12	АО "ВетроОГК"

Таблица 1.3 - Укрупнённый баланс электроэнергии/мощности энергосистемы Ставропольского края за 2016 - 2020 гг.

Показатели	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
Электропотребление, млн. кВт. ч	10264	10429,8	10594	10354,8	10237
Максимум нагрузки, МВт	1685	1667	1646	1592	1714
Установленная мощность электростанций на час максимума нагрузки энергосистемы, МВт	4636,2	4640,2	4638,2	4650,7	4743,3
Выработка электроэнергии, млн. кВт. ч	20282	21284,4	19016	14690	13162
Дефицит/избыток (-/+), МВт	2951,2	2973,2	2992,2	3058,7	3029,3
Дефицит/избыток (-/+), млн.	10018	10854,6	8422	4335,2	2925

Ниже дана краткая характеристика наиболее крупных электростанций, функционирующих на территории Ставропольского края.

Ставропольская ГРЭС.

Ставропольская ГРЭС расположена в пос. Солнечнодольск Изобильненского района. На Ставропольской ГРЭС установлено восемь конденсационных блоков К-300-240-2 ХТГЗ суммарной установленной мощностью 2423 МВт. Ввод блоков осуществлялся в период 1975 - 1983 гг.

Выдача мощности Ставропольской ГРЭС осуществляется на напряжении 110, 330 и 500 кВ (блоки N 1-6 присоединены к шинам 330 кВ, а блоки N 7 и N 8 - к шинам 500 кВ).

Невинномысская ГРЭС.

Невинномысская ГРЭС расположена в г. Невинномысск. Установленная мощность Невинномысской ГРЭС по состоянию на 01.01.2021 года составляет 1530,2 МВт, в том числе: блоки - 935 МВт (5хК-155-130+1хК-160-130), ПГУ 410,2 МВт и неблочная теплофикационная часть - 185 МВт (ПТ-25-90, ПТ-30-90, ПТ-80-130 и Р-50-130).

Ввод блоков, ПГУ-170, ПТ-25-90/10 и Р-50-130-21 на Невинномысской ГРЭС осуществлялся в 1960 - 1972 г.г. Всё это оборудование выработало парковый ресурс. В 19891998 г.г. на турбинах блоков 610 проведена модернизация с заменой ЦВД и продлением срока эксплуатации до 2018 - 2029 г.г. В 2005 году введена в эксплуатацию новая турбина 3 ПТ-80/100-130-13. В 2010 году на замену турбины 1 ПТ-25-90 была установлена новая ПТ-30-90/10. В 2011 году была введена в эксплуатацию ПГУ-410 в составе ГТУ SGT5-PAC4000F мощностью 280,3 МВт с электрогенератором SGEN5-1000A и паротурбинной установки SST-900-DRH мощностью 129,9 МВт с генератором SGEN-100A-2P. В 2012 году произведена перемаркировка энергоблоков ст. 6-10 с увеличением установленной мощности на 5 МВт каждого. После перемаркировки установленная мощность каждого энергоблока составляет 155 МВт. С 01.04.2015 выведена из эксплуатации ПГУ-170 с установленной мощностью 170 МВт.

Выдача мощности Невинномысской ГРЭС осуществляется на напряжении 110 и 330 кВ.

Буденновская ТЭС.

Установленная мощность Буденновской ТЭС составляет 153 МВт. В состав ПГУ Буденновской ТЭС входит следующее основное оборудование:

2 газовые турбины Trent 60 WLE производства Rolls-Royce, сопряженные с электрическими генераторами фирмы Siemens AG;

1 паровая турбина SST-400 производства Siemens AG, сопряженная с электрическим генератором фирмы ABB;

2 двухконтурных котла-утилизатора ПК-93 производства ЗиО, предназначенные для производства перегретого пара высокого и низкого давлений за счет утилизации дымовых газов газовых турбин с дожиганием топлива.

Выдача мощности Буденновской ТЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.

Каскад Кубанских ГЭС.

Кубанская ГАЭС. Входит в Куршавскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена на территории Карачаево-Черкесской Республики у посёлка Водораздельный Прикубанского района, на 47-м километре Большого Ставропольского канала (далее - БСК), но по балансу ФСТ участвует в покрытии потребления Ставропольского края. Гидроаккумулирующая электростанция включена в работу в 1967 году и являлась в то время первой в стране электростанцией такого типа. Мощность ГАЭС - 15,9/19,2 МВт (турбинный/насосный режимы). В здании ГАЭС установлено 6 обратимых гидроагрегатов мощностью по 2,65/3,2 МВт. Оборудование выработало парковый ресурс. Использует перепад высот между БСК и Кубанским водохранилищем. Предназначена для подачи воды в магистральный канал из водохранилища в период работы агрегатов в насосном режиме и наполнения водохранилища в период работы агрегатов в генераторном режиме. По режиму работы, не является "классической" ГАЭС, предназначенной для работы в пиковой части графика нагрузок, поскольку работает в сезонном режиме - в сентябре-апреле ГАЭС работает в насосном режиме, опорожняя водохранилище (затрачивая до 35 (среднее за 10 лет) млн . в год), а в мае-августе ГАЭС, работая в генераторном режиме, заполняет водохранилище (вырабатывая до 12 млн . в год). Выдача мощности ГАЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.

ГЭС-1. Входит в Куршавскую группу. Расположена на территории Карачаево-Черкесской Республики у посёлка Октябрьский Прикубанского района, на 63-м километре Большого Ставропольского канала, но по балансу ФСТ участвует в покрытии потребления Ставропольского края. Кубанская ГЭС-1 - головная гидроэлектростанция на Большом Ставропольском канале (не считая Кубанской ГАЭС). Станция чисто деривационная, водохранилищ и иных регулирующих емкостей не имеет, работает по водотоку. Установленная мощность - 37 МВт. Гидроэлектростанция введена в работу в 1969 году. На ГЭС установлено два гидроагрегата мощностью по 18,5 МВт. В 1985 году гидротурбины были заменены. Оборудование выработало парковый ресурс. Выдача мощности ГЭС-1 осуществляется на напряжении 110 кВ.

ГЭС-2. Входит в Куршавскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена на территории Карачаево-Черкесской Республики у поселка Ударный Прикубанского района, на 76-м километре Большого Ставропольского канала, но по балансу ФСТ участвует в покрытии потребления Ставропольского края. Ее режим работы - пиковый. Станция имеет бассейн суточного регулирования и выравнивающее водохранилище. Гидроэлектростанция является самой мощной из Кубанского каскада ГЭС. Установленная мощность - 184 МВт. На ГЭС установлено четыре гидроагрегата мощностью по 46 МВт. Ввод гидроагрегатов ГЭС осуществлялся в 1967 - 1969 г.г. В 1977 - 1983 годах гидротурбины были заменены. Оборудование выработало парковый ресурс. Выдача мощности ГЭС осуществляется на напряжении 110 и 330 кВ.

ГЭС-3. Входит в Барсучковскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена у пос. Каскадный Андроповского района, на Барсучковском сбросном канале (часть Большого Ставропольского канала). Станция имеет бассейн суточного регулирования и выравнивающее водохранилище, режим работы - пиковый по установленному графику. Установленная мощность - 87 МВт. На ГЭС установлено три гидроагрегата мощностью по 29 МВт, ввод которых осуществлялся в 1972 - 1973 г.г. Оборудование выработало парковый ресурс. Выдача мощности ГЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.

ГЭС-4. Входит в Барсучковскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена в Кочубеевском районе на 26 километре Барсучковского сбросного канала (часть Большого Ставропольского канала). Станция имеет бассейн суточного регулирования, режим работы - пиковый по установленному графику. Установленная мощность - 78 МВт. Гидроэлектростанция была включена в работу в 1970 году. На ГЭС установлено три гидроагрегата мощностью по 26 МВт. Оборудование выработало парковый ресурс. Выдача мощности ГЭС осуществляется на напряжении 35, 110 и 330 кВ.

Свистухинская ГЭС. Входит в Барсучковскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена на 12-ом км Невинномысского канала, у пос. Свистуха Кочубеевского района. ГЭС построена по деривационному типу, работает на стоке Невинномысского канала (режим работы - базовый по водотоку), плотин, водохранилищ и бассейнов суточного регулирования не имеет. Установленная мощность Свистухинской ГЭС - 11,8 МВт. Гидроэлектростанция введена в работу в 1948 году. На ГЭС установлено четыре гидроагрегата, два из которых мощностью по 3,4 МВт и два мощностью по 2,5 МВт. В 1992 - 1994 годах были заменены гидротурбины, в 1994 - 1998 годах - гидрогенераторы. Выдача мощности Свистухинской ГЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.

Барсучковская ГЭС. Входит в Барсучковскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена вблизи г. Невинномысска Ставропольского края, на Барсучковском сбросном канале (часть Большого Ставропольского канала). По конструкции Барсучковская ГЭС является плотинной гидроэлектростанцией, использующей для создания напора плотину эксплуатируемого с 1960-х годов выравнивающего водохранилища Кубанской ГЭС-4, обеспечивающего водоснабжение Невинномысской ГРЭС. Установленная мощность Барсучковской МГЭС - 5,25 МВт. Гидроэлектростанция введена в работу в 2020 году. На ГЭС установлены три гидроагрегата горизонтальной компоновки мощностью по 1,75 МВт, Выдача электроэнергии и мощности станции производится по линии электропередачи напряжением 35 кВ до распределительного устройства Кубанской ГЭС-4 и далее в энергосистему по существующим ЛЭП.

Егорлыкская ГЭС. Входит в Сенгилеевскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена у с. Сенгилеевское Шпаковского района, на р. Егорлык. ГЭС - деривационного, приплотинного типа, режим работы - пиковый по установленному графику. Установленная мощность Егорлыкской ГЭС - 30 МВт. Гидроэлектростанция введена в работу в 1962 году. На ГЭС установлено два гидроагрегата мощностью по 15 МВт. В 1996 и 2000 г.г. произошла замена гидротурбин. На гидрогенераторах была обновлена изоляция обмотки статора. Выдача мощности Егорлыкской ГЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.

Сенгилеевская ГЭС. Входит в Сенгилеевскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена на 55-ом км Невинномысского канала в поселке Приозерный Шпаковского района. ГЭС построена по деривационному типу, работает на стоке Невинномысского канала (режим работы - базовый по водотоку), водохранилищ и бассейнов суточного регулирования не имеет. Установленная мощность Сенгилеевской ГЭС - 15 МВт. Гидроэлектростанция введена в работу в 1954 году. На ГЭС установлено три гидроагрегата, два из которых мощностью по 4,5 МВт и один мощностью 6 МВт. Оборудование ГЭС было модернизировано в 1995 - 1996 годах, когда были заменены гидротурбины. В начале 2006 года был заменён устаревший и изношенный импортный гидрогенератор мощностью 6 МВт. Выдача мощности Сенгилеевской ГЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.

Егорлыкская ГЭС-2. Входит в Сенгилеевскую группу ККГЭС. Расположена на реке Егорлык, вблизи посёлка Левоегорлыкский Изобильненского района. Пуск ГЭС был осуществлён в конце декабря 2010 года. ГЭС построена по приплотинной схеме (пристроена к ранее построенной плотине буферного водохранилища Егорлыкской ГЭС), работает по стоку реки Егорлык, зарегулированному существующим Егорлыкским водохранилищем. Установленная мощность ГЭС - 14,2 МВт. В здании ГЭС установлены 4 гидроагрегата мощностью по 3,55 МВт. Выдача мощности Егорлыкской ГЭС-2 осуществляется на напряжении 110 кВ.

Новотроицкая ГЭС. Входит в Сенгилеевскую группу Каскада Кубанских ГЭС. Расположена вблизи поселка Солнечнодольск Изобильненского района. Забор воды для Новотроицкой ГЭС осуществляется из Новотроицкого водохранилища. Пуск ГЭС был осуществлён в 1953 году. Установленная мощность ГЭС - 3,7 МВт. В здании ГЭС установлено 2 гидроагрегата мощностью по 1,84 МВт. Выдача мощности Новотроицкой ГЭС осуществляется на напряжении 35 кВ.

Старомарьевская СЭС.

Расположена в с. Старомарьевка Грачёвского района Ставропольского края. Установленная мощность станции - 100 МВт, в том числе квалифицированные генерирующие объекты: СЭС "Ташла" (GVIE1180) мощностью 12,5 МВт, СЭС "Калиновка" (GVIE1181) мощностью 12,5 МВт, СЭС "Грачёвка" (GVIE1182) мощностью 12,5 МВт, СЭС "Красная" (GVIE1183) мощностью 12,5 МВт, Старомарьевская солнечная электростанция, третья очередь (GVIE0305) мощностью 25 МВт, Старомарьевская солнечная электростанция, пятая очередь (GVIE0433) мощностью 10 МВт, Старомарьевская солнечная электростанция, шестая очередь (GVIE0432) мощностью 15 МВт. Старомарьевская солнечная электростанция является крупнейшей в стране, построенной в рамках обязательств по договорам о предоставлении мощности квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ. Выдача мощности Старомарьевской СЭС осуществляется на напряжении 110 кВ.

Кочубеевская ВЭС.

Расположена в районе г. Невинномысск. Установленная мощность станции (на 01.03.2021) - 210 МВт (80 МВт введено в январе 2021 года). Кочубеевская ветроэлектростанция является крупнейшей в стране, построенной в рамках обязательств по договорам о предоставлении мощности квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ. Выдача мощности Кочубеевской ВЭС осуществляется на напряжении 330 кВ.

1.4. Электрические сети.

Электрические сети в энергосистеме Ставропольского края развиваются на напряжении 500, 330, 110 и 35 кВ. Сети 330 и 500 кВ являются составной частью Единой национальной электрической сети и эксплуатируются филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга. Электрические сети напряжением до 110 кВ включительно эксплуатируются, в основном, филиалом ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго".

В силу своего центрального положения энергосистема Ставропольского края имеет электрические связи практически со всеми энергосистемами ОЭС Юга (кроме Волгоградской и Астраханской) на напряжении 500, 330 или 110 кВ.

Энергосистема Ставропольского края связана с энергосистемами:

- Краснодарского края (ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Тихорецк, ВЛ 500 кВ Ставропольская ГРЭС - Центральная, ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС - Армавир (две цепи), ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС-Армавир, ВЛ 110 кВ Сенгилеевская ГЭС - Забайкаловская и ВЛ 110 кВ Заветная - Успенская НПС);

- Республики Дагестан (ВЛ 330 кВ Буденновск - Чирюрт, ВЛ 110 кВ Затеречная - Кочубей, ВЛ 35 кВ Южно-Сухокумск - Затеречная);

- Ростовской области (ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск и ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Невинномысск);

- Республики Калмыкия (ВЛ 110 кВ Колодезная - Черноземельская, ВЛ 110 кВ Арзгир - Южная, ВЛ 110 кВ Дивное - Володаровская и ВЛ 110 кВ Рагули - НПС-3, ВЛ 35 кВ М. Джалга - Кр. Михайловка);

- Кабардино-Балкарской Республики (ВЛ 330 кВ Буденновск - Прохладная-2, ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Машук, КВЛ 330 кВ Ильенко - Баксан, ВЛ 110 кВ Ростовановская - Прохладная-2, ВЛ 110 кВ Ново-Павловская 2 - Прохладная-2, ВЛ 110 кВ Прогресс - Малка, ВЛ 110 кВ Машук - Залукокоаже, ВЛ 35 кВ Кура - Прималкинская, ВЛ 35 кВ Ростовановская - Балтрабочий с отпайкой на ПС Дальняя, ВЛ 35 кВ Кановская-1 - Малакановская, ВЛ 35 кВ Эдиссия - Малакановская с отпайкой на ПС Курская-1);

- Карачаево-Черкесской Республики (ВЛ 330 кВ ГЭС-4 - Черкесск, ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - ГЭС-2, ВЛ 330 кВ ГЭС-2 - Машук, КВЛ 330 кВ Черкесск - Ильенко, ВЛ 110 кВ Зеленогорская - Учкекен, ВЛ 110 кВ Бекешевская - Учкекен, ВЛ 110 кВ Ильичевская - Бекешевская, ВЛ 110 кВ Октябрьская - Суворовская, ВЛ 110 кВ ГЭС-2 - Т-302, ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Академическая и ВЛ 110 кВ Эркен-Шахар - Новая Деревня, ВЛ 35 кВ Зеленогорская - Учкекен, ВЛ 35 кВ Зеленогорская - Кичи-Балык, ВЛ 35 кВ Новая Деревня - Эрсакон, ВЛ 35 кВ Эркен Шахар - Беломечетская);

- Чеченской Республики (ВЛ 110 кВ Затеречная - Ищерская I цепь с отпайками, ВЛ 110 кВ Затеречная - Ищерская II цепь с отпайками, ВЛ 35 кВ Ищерская - Галюгаевская);

- Республики Северная Осетия - Алания (ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания, ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2, ВЛ 110 кВ Троицкая - Моздок, ВЛ 35 кВ Графская - Троицкая).

Все ВЛ 110-500 кВ, за исключением ВЛ 110 кВ Затеречная - Кочубей работают в транзитном режиме. Ограничения по пропускной способности связей в основном определяются значениями максимально-допустимых и аварийно-допустимых токовых нагрузок для конкретных ЛЭП. По отдельным связям ограничения определяются перетоками мощности в сечениях "Ставрополь", "Невинномысск", "Невинномысск ремонтное", "Восток", "Терек", "Дагестан - ОЭС", "ОЭС - Дагестан", "Егорлык" и "Маныч" задаваемых Филиалом АО "СО ЕЭС" ОДУ Юга.

Электроснабжение на территории Ставропольского края осуществляется от 3 центров питания 500 кВ (Ставропольская ГРЭС, ПС 500 кВ Невинномысск и ПС 500 кВ Буденновск) и 10 центров питания 330 кВ (Невинномысская ГРЭС, ГЭС-2, ГЭС-4, ПС 330 кВ Ставрополь, ПС 330 кВ Благодарная, ПС 330 кВ Прикумск, ПС 330 кВ Ильенко, ПС 330 кВ Машук, ПС 330 кВ Солнечный дар и ПС 330 кВ Барсуки).

Установленная мощность автотрансформаторов (АТ) связи напряжением 500/330 кВ на подстанциях, являющихся центрами питания составляет 3256 МВА, а напряжением 330/110 кВ - 2965 МВА, из них на электростанциях установлены АТ мощностью 1002 МВА и 1290 МВА соответственно.

Таблица 1.4. Протяженность ВЛ и мощность трансформаторов, установленных на подстанциях, в энергосистеме Ставропольского края на 01.01.2021 года

Уровень напряжения, кВ	Протяженность ЛЭП, км		Мощность трансформаторов (авто), МВА
	Всего	в т.ч. ФСК ЕЭС	Всего	в т.ч. ФСК ЕЭС	в т.ч. станции
500	755,5	755,5	3806	2004	1802
330	981,9	981,9	6695	1425	5190
110	4809,3	6,2	5594,9	224	709,5
Итого	6546,7	1743,7	16095,9	3653	7701,5

Протяженность ВЛ 110 кВ, эксплуатируемых филиалом ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго", на 01.01.2021 г. составляла 4137,2 км, суммарная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ - 3618,5 МВА.

Более подробная характеристика существующих ЛЭП и подстанций напряжением 110 кВ и выше приведена в Приложении Б.

В 2020 году введена в эксплуатацию ПС 330/35 кВ Барсуки для обеспечения выдачи мощности Кочубеевской ВЭС. На ПС установлены 2 трансформатора по 125 МВА каждый. Выдача мощности от ПС 330 кВ Барсуки осуществляется через ПС 500 кВ Невинномысск двумя ЛЭП 330 кВ.

В 2017 году ООО АК "Ставрополь Авто" введена в эксплуатацию ПС 110/10 кВ Автозавод для электроснабжения на территории РИТ-парка г. Михайловска завода по сборке автомобилей. Присоединение ПС к электрическим сетям выполнено в рассечку существующей ВЛ 110 кВ Промкомплекс - Радиозавод по схеме "заход-выход".

В 2017 - 2018 гг. с целью повышения надёжности выдачи мощности на Новотроицкой ГЭС были заменены два повышающих трансформатора мощностью по 2,5 МВА на трансформаторы по 6,3 МВА. В 2018 году с целью повышения надёжности энергоснабжения потребителей на Егорлыкской ГЭС был заменён трансформатор мощностью 2,5 МВА, выработавший свой парковый ресурс.

Кроме того, для электроснабжения тепличного комплекса ООО "Солнечный дар" в Грачевском районе по 1-му этапу мощностью 75 МВт введена в эксплуатацию ПС 330 кВ Солнечный дар с трансформатором 80 МВА. Подключение ПС к сети выполнено путем строительства заходов ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС - Ставрополь с образованием двух ВЛ: ВЛ 330 кВ Ставрополь - Солнечный дар и ВЛ 330 кВ Ставропольская ГРЭС - Солнечный дар.

Компенсация зарядной мощности ВЛ 500 и 330 кВ осуществляется шунтирующими реакторами, установленными на ПС 500 кВ Буденновск в ОРУ 500 кВ (3х60 Мвар) и в ОРУ 330 кВ (3х55 Мвар), на Ставропольской ГРЭС в ОРУ 500 кВ 2х(3х60 Мвар), на ПС 500 кВ Невинномысск в ОРУ 500 кВ (3х60 Мвар).

На подстанциях 110 кВ филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" установлены компенсирующие устройства (БСК) общей мощностью 70,38 Мвар.

Таблица 1.5. Перечень БСК, установленных на ПС 110 кВ энергосистемы Ставропольского края на 01.01.2021 г.

Наименование подстанций	Тип КУ	Кол-во	, Мвар	, Мвар	Техническое состояние КУ
ПС 110 кВ Ессентуки-2 (ЦЭС)	БСК	1	9,9	9,9	удовл.
ПС 110 кВ Суворовская (ЦЭС)	БСК	2	10	-	не в работе
ПС 110 кВ Дивное (СЭС)	БСК	2	10,58	6,54	удовл.
ПС 110 кВ Ипатово (СЭС)	БСК	2	10,2	6,02	удовл.
ПС 110 кВ Георгиевск (ВЭС)	БСК	1	9,9	9,9	удовл.
ПС 110 кВ НПС-4 (СЭС)	БСК	2	9,9	9,9	удовл.
ПС 110 кВ НПС-5 (НЭС)	БСК	2	9,9	9,9	удовл.
Итого:		14	70,38	52,16

Напряжения в сети 110-500 кВ в зимний режимный день 2020 года находились в пределах длительно допустимых значений.

Электрические сети напряжением до 110 кВ включительно эксплуатируются, в основном, филиалом ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" силами шести Производственных сетевых подразделений: Центральные электрические сети, Западные электрические сети, Прикумские электрические сети, Новотроицкие электрические сети, Светлоградские электрические сети и Восточные электрические сети.

В энергосистеме Ставропольского края по состоянию на 01.01.2021 года имеются 10 центров питания, характеризующихся высокой загрузкой трансформаторного оборудования - ПС 110 кВ Ачикулак, ПС 110 кВ Лысогорская, ПС 110 кВ Мин-Воды-2, ПС 110 кВ Ессентуки-2, ПС 110 кВ Левокумская, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Западная, ПС 110 кВ Восточная, ПС 35 кВ Аэропорт, ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 (перечень питающих центров 35-110 кВ, находящихся в ремонтно-эксплуатационном обслуживании филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" с повышенной загрузкой трансформаторов, в том числе с учётом заключённых договоров на ТП приведён в Приложении О). На четырёх из вышеперечисленных подстанций 110 кВ в рамках инвестиционной программы ПАО "Россети Северный Кавказ" на 2016 - 2022 гг. с учётом изменений, утвержденных приказом Минэнерго России от 29.12.2020 N 32@ (далее - ИП ПАО "Россети Северный Кавказ"), предусмотрена замена силовых трансформаторов на более мощные, дополнительно две из вышеуказанных ПС 35 кВ планируется перевести на напряжение 110 кВ с увеличением трансформаторной мощности.

Информация по центрам питания приведена в приложении Б-2.

Ниже дана более подробная характеристика существующего состояния электрических сетей 110 кВ и выше по производственным подразделениям филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго".

Центральные электрические сети.

Энергорайон включает электрические сети городов Кисловодска, Ессентуки, Пятигорска, Лермонтова, Железноводска и Минеральных Вод, а также Предгорного, Минераловодского, Александровского, Андроповского и Новоселицкого районов.

Основными центрами питания энергорайона являются ПС 330 кВ Машук, на которой установлены два автотрансформатора 330/110/35/10 кВ мощностью по 200 МВА, два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 80 МВА и ПС 330 кВ Ильенко с двумя автотрансформаторами 330/110/10 кВ мощностью по 125 МВА и двумя трансформаторами 110/10 кВ мощностью по 16 МВА.

Загрузка автотрансформаторов на ПС 330 кВ Машук в максимум зимнего режимного дня 2020 года составляла 196,3 МВА. Нагрузка трансформаторов 110/35/10 кВ 2х80 МВА в максимум зимнего режимного дня 2020 г. составляла 45 МВА, что составляет 56% мощности трансформаторов для схемы "N-1".

Загрузка автотрансформаторов на ПС 330 кВ Ильенко в максимум зимнего режимного дня 2020 года составляла 81.8 МВА.

Электроснабжение энергорайона осуществляется также от Кубанской ГЭС-2 и Кубанской ГЭС-3 по транзиту ГЭС-2 - Майская - Октябрьская - Суворовская, ВЛ 110 кВ ГЭС-2 - Т-302 (Л-49), ВЛ 110 кВ ГЭС-3 - Водораздел (Л-31), от ПС 330 кВ Благодарная по транзиту Благодарная - Ставропольская - Ленинская и от ПС 330 кВ Черкесск по транзиту Черкесск - Ильичевская - Бекешевская - Учкекен - Зеленогорская.

На территории энергорайона функционируют ТЭЦ в г. Лермонтов, Кисловодская ТЭЦ, "Запикетная" ГПА-ТЭЦ, Ессентукская ГЭС, ГПУ ЗАО "Сен-Гобен Кавминстекло". Суммарная установленная мощность электростанций составляет 40,9 МВт.

Электроснабжение энергорайона осуществляется через 37 ПС 110 кВ на которых установлено 70 трансформаторов 110 кВ суммарной мощностью 1117,9 МВА.

Напряжения в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2020 года находились в пределах 112-117 кВ. В электрических сетях 110 кВ и выше энергорайона установлено 19,9 Мвар компенсирующих устройств (БСК), в том числе: на ПС 110 кВ Ессентуки-2 - 9,9 Мвар и ПС 110 кВ Суворовская - 10 Мвар (находится в не рабочем состоянии).

Западные электрические сети.

Энергорайон включает электрические сети городов Ставрополя, Невинномысска и Михайловска, а также Кочубеевского, Шпаковского и Грачевского районов.

Электроснабжение энергорайона осуществляется по сети 110 кВ от ПС 330 кВ Ставрополь, Кубанских ГЭС-3 и ГЭС-4, от Невинномысской ГРЭС и от Ставропольской ГРЭС. Суммарная нагрузка автотрансформаторов 330/110 кВ 3х125 МВА на ПС 330 кВ Ставрополь в максимум зимнего режимного дня 2020 года составила 231 МВА.

На территории, обслуживаемой Западными электрическими сетями, функционируют также Свистухинская ГЭС, Сенгилеевская ГЭС, Егорлыкская ГЭС, Кочубеевская ВЭС, Барсучковская ГЭС и Старомарьевская СЭС. Суммарная установленная мощность данных электростанций составляет 292,01 МВт.

На территории Западных электрических сетей функционируют 27 подстанций 110 кВ на которых установлено 54 трансформатора с суммарной мощностью 1393,4 МВА.

Напряжение в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2020 года обеспечивалось в пределах 115-120 кВ. Наименьшие напряжения на ПС 110 кВ Западная. Компенсирующих устройств на ПС 110 кВ Западного энергорайона нет.

Прикумские электрические сети.

Энергорайон включает в себя электрические сети городов Будённовска и Нефтекумска, а также Арзгирского, Буденновского, Левокумского и Нефтекумского районов.

Электроснабжение района осуществляется от ПС 500 кВ Будённовск, ПС 330 кВ Прикумск и Буденновской ТЭС.

На ПС 500 кВ Будённовск установлено две группы автотрансформаторов 500/330 кВ мощностью 2х(3х167) МВА и один автотрансформатор 330/110 кВ мощностью 125 МВА. На ПС 330 кВ Прикумск установлено два автотрансформатора 330/110/10 кВ мощностью по 200 МВА и два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 16 МВА. Суммарная загрузка автотрансформаторов 500/330 кВ на ПС 500 кВ Буденновск в максимум зимнего режимного дня 2020 г. составила 802 МВА, автотрансформатора 330/110 кВ - 50 МВА, загрузка автотрансформаторов 330/110 кВ на ПС 330 кВ Прикумск - 116 МВА.

На Буденновской ТЭС в составе силового острова установлены 2 газотурбинные установки мощностью по 59 МВт каждая и паровая турбина мощностью 35 МВт.

На территории энергорайона в настоящее время эксплуатируется 28 ПС 110 кВ. На ПС 110 кВ установлено 45 трансформаторов 110 кВ суммарной мощностью 657,8 МВА.

Напряжения в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2020 года находились в пределах 110-116 кВ. Минимальные напряжения на ПС 110 кВ Затеречная. В сетях 110 кВ Прикумских электрических сетей филиала "Ставропольэнерго" компенсирующих устройств нет.

Светлоградские электрические сети.

Энергорайон включает электрические сети городов Светлоград, Ипатово и Благодарный, а также Благодарненского, Петровского, Туркменского, Ипатовского и Апанасенковского районов.

Генерирующих источников на территории энергорайона нет. Основное электроснабжение района осуществляется от ПС 330 кВ Благодарная и ПС 330 кВ Ставрополь.

На ПС 330 кВ Благодарная установлен один автотрансформатор 330/110/10 кВ мощностью 125 МВА, загрузка которого в максимум зимнего режимного дня 2020 г. составила 71 МВА. Электроснабжение энергорайона обеспечивается так же от Ставропольской ГРЭС по ВЛ 110 кВ Дмитриевская - Тахта (Л-122) и от ПС 330 кВ Ставрополь по двум ВЛ 110 кВ: Ставрополь - Константиновская (Л-134) и транзиту Ставрополь - Грачевская - Светлоград.

Количество подстанций 110 кВ на территории энергорайона в настоящее время составляет 20 шт., на которых установлено 38 силовых трансформаторов суммарной мощностью 473,4 МВА. Напряжения в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2020 года находились в пределах 112-117 кВ.

В электрической сети 110 кВ энергорайона установлены компенсирующие устройства, мощностью 30,68 Мвар, в том числе: на ПС 110 кВ Дивное - 10,58 Мвар, на ПС 110 кВ Ипатово - 10,2 Мвар, на ПС 110 кВ НПС-4 - 9,9 Мвар.

Новотроицкие электрические сети.

Энергорайон включает электрические сети городов Новоалександровска и Изобильного, а также Изобильненского, Новоалександровского, Труновского и Красногвардейского районов.

Электроснабжение энергорайона осуществляется по сети 110 кВ от Ставропольской ГРЭС. На Ставропольской ГРЭС установлены два АТ 330/110 кВ мощностью по 200 МВА.

На территории энергорайона также функционируют Новотроицкая ГЭС, Егорлыкская ГЭС-2 и блокстанция - ТЭЦ Изобильненского сахарного завода. Суммарная установленная мощность этих электростанций составляет 29,9 МВт.

Количество ПС 110 кВ на территории энергорайона в настоящее время составляет 21 шт., на которых установлено 38 силовых трансформаторов 110 кВ суммарной мощностью 502,8 МВА.

Напряжения в сети 110 кВ в максимум зимнего режимного дня 2020 года находились в пределах 115-119 кВ.

В электрической сети 110 кВ энергорайона, на ПС 110 кВ НПС-5, установлены компенсирующие устройства, мощностью 9,9 Мвар.

Восточные электрические сети.

Энергорайон включает электрические сети городов Георгиевска, Новопавловска и Зеленокумска, а также Георгиевского, Советского, Кировского, Степновского и Курского районов.

Электроснабжение энергорайона осуществляется по четырем ВЛ 110 кВ из Центрального энергорайона: ВЛ 110 кВ Машук - Георгиевская с отпайками (Л-9), ВЛ 110 кВ Машук - Подкумок с отпайками (Л-6), ВЛ 110 кВ Георгиевская - Мин-Воды-2 (Л-163) и транзиту Новоселицкая - Усилие - Новоульяновская, по двум ВЛ 110 кВ от ПС 330 кВ Прикумск: ВЛ 110 кВ Прикумск - Зеленокумск I цепь с отпайками (Л-80) и ВЛ 110 кВ Прикумск - Зеленокумская II цепь с отпайками (Л-165). Курский район получает питание от ПС 330 кВ Прохладная и ПС 330 кВ Моздок по транзиту 110 кВ Прохладная-2 - Ростовановская - Соломенская - Восток - Троицкая - Моздок.

На территории энергорайона функционирует малая Орловская ГЭС (Руст.=2,4 МВт), которая не играет существенной роли в покрытии нагрузок.

На территории Восточного энергорайона эксплуатируется 22 ПС 110 кВ, на которых установлено 44 трансформатора 110 кВ суммарной мощностью 548,1 МВА. Загрузка ВЛ 110 кВ находится в пределах рекомендуемой по экономической плотности тока.

Напряжения в сети 110 кВ в максимум режимного дня 2020 года находились в пределах 112-115 кВ.

В электрической сети 110 кВ энергорайона на ПС 110 кВ Георгиевская установлены компенсирующие устройства, мощностью 9,9 Мвар.

1.5. Анализ исполнения мероприятий, предусмотренных "Схемой и программой развития электроэнергетики Ставропольского края на 2021 - 2025 гг.

Анализируя ход исполнения мероприятий, предусмотренных к выполнению в 2020 году отмечаем следующее:

- введена в эксплуатацию Старомарьевская СЭС, суммарной мощностью 100 МВт;

- введена в эксплуатацию Кочубеевская ВЭС, суммарной мощность ветроэнергетических установок 210 МВт, в том числе 80 МВт в 2021 году;

- выполнена реконструкция ПС 500 кВ Невинномысск в части расширения РУ 330 кВ на 2 линейные ячейки для ТП Кочубеевской ВЭС;

- выполнено строительство ПС 330 кВ Барсуки и ВЛ 330 кВ Невинномысск - Барсуки 1 и 2 цепи для выдачи мощности Кочубеевской ВЭС;

- введена в эксплуатацию Барсучковская ГЭС, суммарной мощностью 5,25 МВт.

- проведена реконструкция ПС 110 кВ Заводская с заменой Т-2 10 МВА на 16 МВА;

- выполнено строительство ПС 110 кВ Луч с отпайкой от ВЛ 110 кВ Солуно-Дмитриевская - Кинжал (Л-3) для нужд электроснабжения Регионального индустриального парка "АПП "Ставрополье";

- выполнено техперевооружение ПС 110 кВ Промышленная (замена существующего основного оборудования и устройств РЗА. Установка полукомплекта быстродействующей защиты ВЛ 110 кВ Свистухинская ГЭС - Пригородная - Промышленная (Л-21/Л-239/Л-240) с организацией ВЧ-обхода на ПС 110 кВ Пригородная);

- выполнено техперевооружение ПС 110 кВ Ново-Невинномысская (установка полукомплекта быстродействующей защиты ВЛ 110 кВ ГЭС-3 - Ново-Невинномысская (Л-148).

По ряду объектов срок ввода перенесен предположительно на 2021 год, в том числе:

- строительство ПС 110 кВ Ефимовская и ВЛ 110 кВ от ПС 330 кВ Ильенко с устройством линейной ячейки в ОРУ-110 кВ ПС 330 кВ Ильенко для нужд электроснабжения ООО ТК "Солнечный Кисловодск";

- строительство РП 110 кВ Ставролен. Мероприятия и сроки их реализации будут уточняться в соответствии с результатами внестадийной работы "Корректировка схемы выдачи мощности Буденновской ТЭС в связи с технологическим присоединением к ней ООО "Ставролен";

- техперевооружение ПС 110 кВ Новая Деревня с установкой секционного элегазового выключателя и организацией ДФЗ ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Новая Деревня (Л-25).

2. Прогноз потребления электрической энергии в Ставропольском крае в 2021 - 2026 гг.

В данной работе представлены значения перспективных уровней электропотребления энергосистемы Ставропольского края в период до 2026 года, разработанные в соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 гг".

Электропотребление в Ставропольском крае в 2026 году может составить 10918 млн. кВт. ч, а максимум нагрузки 1776 МВт. В 2021 - 2026 гг. среднегодовые темпы роста электропотребления прогнозируются в размере 1,05%, максимума нагрузки - 0,6%.

Темпы изменения электропотребления и максимума нагрузки по рассматриваемому варианту прогноза электропотребления на территории Ставропольского края на 2021 - 2026 годы приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Электропотребление и максимум нагрузки энергосистемы Ставропольского края на перспективу до 2026 года.

Наименование показателей	2020 г. факт	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
Электропотребление, млн. кВт. ч	10237	10579	10693	10761	10840	10866	10918
Темпы роста, %	-1,1	3,3	1,07	0,6	0,7	0,2	0,4
Максимум нагрузки, МВт	1714	1726	1742	1750	1759	1767	1776
Темпы роста, %	7,7	0,7	0,9	0,5	0,5	0,4	0,5

3. Развитие источников электроснабжения в период до 2026 года. Балансы мощности и электроэнергии

3.1. Развитие источников электроснабжения

Развитие генерирующих источников на территории Ставропольского края принято в соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы".

Покрытие прогнозируемого спроса на электроэнергию в энергосистеме Ставропольского края в период до 2026 года предусматривается за счет действующих на территории Ставропольского края электростанций, а также за счёт планируемых к строительству малых ГЭС и ветровых ЭС, описание которых будет в данном разделе.

В соответствие с проектом СиПР ЕЭС 2021 - 2027 гг. планируется:

- ввод в 2021 году ветровых агрегатов Кочубеевской ВЭС дополнительной мощностью 80 МВт. Заказчик - АО "ВетроОГК" в соответствии с договором ТП N 731/ТП-М5 от 29.10.2020, ТУ на ТП от 24.08.2018, изменениями в ТУ N 1 от 05.12.2018, изменениями в ТУ N 2 от 25.07.2019, изменениями в ТУ N 3 от 02.09.2019, изменениями в ТУ N 4 от 07.04.2020. С учетом сформированных групп точек поставки электрической энергии ВЭС подразделяется на следующие объекты:

- Кочубеевская ВЭС (ВЭУ53-ВЭУ60, ГТП GVIE0571) 20 МВт;

- Кочубеевская ВЭС (ВЭУ61-ВЭУ68, ГТП GVIE0570) 20 МВт;

- Кочубеевская ВЭС (ВЭУ69-ВЭУ76, ГТП GVIE0573) 20 МВт;

- Кочубеевская ВЭС (ВЭУ77-ВЭУ84, ГТП GVIE0580) 20 МВт.

По состоянию на 01.03.2021 Кочубеевская ВЭС мощностью 210 МВт введена в эксплуатацию.

- строительство и ввод в 2021 году Бондаревской ВЭС мощностью 120 МВт в Ипатовском городском округе. Заказчик - АО "ВетроОГК". В соответствии с Договором ТП от 04.08.2020 N 20165/2020/СТВ/СЭС/ИРЭС и утвержденными ТУ на ТП N 20165/2020/СТВ/СЭС/ИРЭС от 06.05.2020 присоединение ВЭС предусматривается к ВЛ 110 кВ Николина Балка - Ипатово (Л-53) по схеме "заход-выход". С учетом сформированных групп точек поставки электрической энергии ВЭС подразделяется на следующие объекты:

- Бондаревская ВЭС (ВЭУ1-ВЭУ16, ГТП GVIE0207) 40 МВт;

- Бондаревская ВЭС (ВЭУ17-ВЭУ24, ГТП GVIE0556) 20 МВт;

- Бондаревская ВЭС (ВЭУ25-ВЭУ32, ГТП GVIE0566) 20 МВт;

- Бондаревская ВЭС (ВЭУ33-ВЭУ40, ГТП GVIE0563) 20 МВт;

- Бондаревская ВЭС (ВЭУ41-ВЭУ48, ГТП GVIE0575) 20 МВт.

- строительство и ввод в 2021 году Кармалиновской ВЭС мощностью 60 МВт в Новоалександровском городском округе. Заказчик - АО "ВетроОГК". В соответствии с Договором ТП от 05.03.2020 N 347/591-Д/10976/2019/СТВ/НЭС/НРЭС и утвержденными ТУ N 10976/2019/СТВ/НЭС/НРЭС от 20.12.2019 с изменениями от 18.02.2021 присоединение ВЭС предусматривается отпайкой к ВЛ 110 кВ Новоалександровская - Красная Заря (Л-260). С учетом сформированных групп точек поставки электрической энергии ВЭС подразделяется на следующие объекты:

- Кармалиновская ВЭС (ВЭУ1-ВЭУ8, ГТП GVIE0568) 20 МВт;

- Кармалиновская ВЭС (ВЭУ9-ВЭУ16, ГТП GVIE0533) 20 МВт;

- Кармалиновская ВЭС (ВЭУ17-ВЭУ24, ГТП GVIE0576) 20 МВт.

По состоянию на 01.04.2021 Кармалиновская ВЭС мощностью 60 МВт введена в эксплуатацию.

- строительство и ввод в 2021 году Медвеженской ВЭС мощностью 60 МВт в Труновском городском округе. Заказчик - АО "ВетроОГК-2". В соответствии с Договором ТП N 22259/2020/СТВ/НЭС/ТРЭС от 26.08.2020 и утвержденными ТУ N 22259/2020/СТВ/НЭС/ТРЭС от 21.07.2020 присоединение ВЭС предусматривается отпайкой к ВЛ 110 кВ Баклановская - Дмитриевская (Л-276). С учетом сформированных групп точек поставки электрической энергии ВЭС подразделяется на следующие объекты:

- Медвеженская ВЭС (ВЭУ1-ВЭУ8, ГТП GVIE0820) 20 МВт;

- Медвеженская ВЭС (ВЭУ9-ВЭУ24, ГТП GVIE0610) 40 МВт.

- строительство и ввод в 2022 году Берестовской ВЭС мощностью 60 МВт в Петровском городском округе. Заказчик - АО "ВетроОГК-2". В соответствии с Договором ТП N 29574/2020/СТВ/СЭС/ПРЭС/732/153-Д от 19.03.2021 и утвержденными ТУ N 29574/2020/СТВ/СЭС/ПРЭС от 22.01.2021 присоединение ВЭС предусматривается отпайкой к ВЛ 110 кВ Ставрополь - Константиновская (Л-134). С учетом сформированных групп точек поставки электрической энергии ВЭС подразделяется на следующие объекты:

- Берестовская ВЭС (ВЭУ1-ВЭУ8, ГТП GVIE0540) 20 МВт;

- Берестовская ВЭС (ВЭУ9-ВЭУ16, ГТП GVIE0535) 20 МВт;

- Берестовская ВЭС (ВЭУ17-ВЭУ24, ГТП GVIE0544) 20 МВт.

- строительство и ввод в 2024 году Ставропольской ВЭС-24 (Родниковской ВЭС) (в соответствии с СВМ и ТУ на ТП при вводе в эксплуатацию диспетчерское наименование - Беломечетская ВЭС) мощностью 71,25 МВт. Заказчик - ПАО "Энел Россия". В соответствии с утвержденными ТУ N 1022/2019/КЧФ/АХРЭС от 28.12.2019 присоединение ВЭС предусматривается КВЛ 110 кВ к ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Эркен-Шакар (филиал ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Карачаево-Черкесскэнерго";

В соответствии с ТУ-662р от 06.02.2017 с изменениями от 10.07.2020 и на основании заключенного договора ТП N 219/2017 от 23.05.2017 ООО "ЭнергоМин" планирует строительство и ввод в 2021 году малой ГЭС на Просянском сбросе Большого Ставропольского канала (далее - Просянская ГЭС) мощностью 7 МВт. Присоединение малой ГЭС предусматривается отпайкой к ВЛ 35 кВ Просянка - Высоцкое (Л-427).

В соответствии с ТУ-612р от 02.09.2016 с изменениями от 10.07.2020 и на основании заключенного договора ТП N 263/2017 от 16.06.2017 ООО "ЭнергоМин" планирует строительство и ввод в 2021 году Горько-Балковской малой ГЭС (далее - Горько-Балковская ГЭС) мощностью 9 МВт. Присоединение малой ГЭС предусматривается отпайкой к ВЛ 35 кВ Терская - Кара-Тюбе (Л-560).

В 2025 году планируется модернизация Кубанской ГАЭС филиала ПАО "РусГидро" ККГЭС с увеличением установленной мощности на 2,7 МВт до 18,6 МВт.

В 2024 году планируется модернизация 1-го и 3-го гидроагрегатов на Сенгилеевской ГЭС филиала ПАО "РусГидро" ККГЭС с увеличением установленной мощности на 3 МВт до 18 МВт.

Таблица 3.1 - Перечень вновь сооружаемых и модернизируемых генерирующих объектов в энергосистеме Ставропольского края на период 2021 - 2026 гг. (МВт)

Наименование	2021	2022	2023	2024	2025	2026	Обоснование включения в СиПР СК
Кочубеевская ВЭС (АО "ВетроОГК") (ВЭУ53-ВЭУ60, ГТП GVIE0571); (ВЭУ61-ВЭУ68, ГТП GVIE0570); (ВЭУ69-ВЭУ76, ГТП GVIE0573) (ВЭУ77-ВЭУ84, ГТП GVIE0580)	80 (4х20)						Проект СиПР ЕЭС России 2021-2027, Договор ТП N 731/ТП-М5 от 29.10.2020, ТУ на ТП от 24.08.2018, изменения в ТУ N 1 от 05.12.2018, изменения в ТУ N 2 от 25.07.2019, изменения в ТУ N 3 от 02.09.2019, изменения в ТУ N 4 от 07.04.2020
Просянская ГЭС (ООО "ЭнергоМИН")	7						Проект СиПР ЕЭС России 2021-2027, Договор ТП N 219/2017 от 23.05.2017, ТУ-662р от 06.02.2017 с изменениями от 10.07.2020
Горько-Балковская ГЭС (ООО "ЭнергоМИН")	9						Проект СиПР ЕЭС России 2021-2027, договор ТП N 263/2017 от 16.06.2017, ТУ-612р от 02.09.2016 с изменениями от 10.07.2020
Бондаревская ВЭС (АО "ВетроОГК") (ВЭУ1-ВЭУ16, ГТП GVIE0207); (ВЭУ17-ВЭУ24, ГТП GVIE0556); (ВЭУ25-ВЭУ32, ГТП GVIE0566); (ВЭУ33-ВЭУ40, ГТП GVIE0563); (ВЭУ41-ВЭУ48, ГТП GVIE0575)	120 (1х40, 4х20)						Проект СиПР ЕЭС России 2021-2027, Договор ТП от 04.08.2020 N 20165/2020/СТВ/СЭС/ИРЭС, Утвержденные ТУ N 20165/2020/СТВ/СЭС/ИРЭС от 06.05.2020
Кармалиновская ВЭС (АО "ВетроОГК") (ВЭУ1-ВЭУ8, ГТП GVIE0568); (ВЭУ9-ВЭУ16, ГТП GVIE0533); (ВЭУ17-ВЭУ24, ГТП GVIE0576)	60 (3х20)						Проект СиПР ЕЭС России 2021-2027, Договор ТП от 05.03.2020 N 347/591-Д/10976/2019/СТВ/НЭС/НРЭС, Утвержденные ТУ N 10976/2019/СТВ/НЭС/НРЭС от 20.12.2019 с изменениями от 18.02.2021
Медвеженская ВЭС (АО "ВетроОГК-2") (ВЭУ1-ВЭУ8, ГТП GVIE0820); (ВЭУ9-ВЭУ24, ГТП GVIE0610)	60 (1х20, 1х40)						Проект СиПР ЕЭС России 2021-2027, Договор ТП N 22259/2020/СТВ/НЭС/ТРЭС от 26.08.2020, Утвержденные ТУ N 22259/2020/СТВ/НЭС/ТРЭС от 21.07.2020
Берестовская ВЭС (АО "ВетроОГК-2") (ВЭУ1-ВЭУ8, ГТП GVIE0540); (ВЭУ9-ВЭУ16, ГТП GVIE0535); (ВЭУ17-ВЭУ24, ГТП GVIE0544)		60 (3х20)					Проект СиПР ЕЭС России 2021-2027, Договор ТП N 29574/2020/СТВ/СЭС/ПРЭС/732/153-Д от 19.03.2021, Утвержденные ТУ N 29574/2020/СТВ/СЭС/ПРЭС от 22.01.2021
Ставропольская ВЭС-24 (Родниковская ВЭС) (ПАО "Энел Россия") (диспетчерское наименование - Беломечетская ВЭС)				71,25			Проект СиПР ЕЭС России 2021-2027, Утвержденные ТУ N 1022/2019/КЧФ/АХРЭС от 28.12.2019
Кубанская ГАЭС (ПАО "РусГидро") (модернизация)					18,6		Проект СиПР ЕЭС России 2021-2027
Сенгилеевская ГЭС (ПАО "РусГидро") (модернизация)				18			Проект СиПР ЕЭС России 2021-2027

3.1.1. Информация о планах собственников по строительству (реконструкции) генерирующих объектов.

Указанные в данном разделе объекты генерации не отражены в проекте СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы, приведены справочно и не учитываются в расчетах и перспективных балансах электрической энергии и мощности, а мероприятия по строительству (реконструкции) электросетевых объектов, необходимые для выдачи мощности данных электростанций, не включены в перечень вводимых (реконструируемых) электросетевых объектов.

Согласно утвержденной Программе комплексной реконструкции объектов филиала ПАО "РусГидро" - "Каскад Кубанских ГЭС" и инвестиционной программы ПАО "РусГидро" на 2020 - 2030 гг., утвержденной приказом Министерств энергетики России от 28.12.2020 N 28@ планируется выполнить реконструкцию открытых распределительных устройств с заменой на распределительные устройства с элегазовой изоляцией на следующих объектах:

1. Реконструкция ОРУ-330 кВ Кубанской ГЭС-4. Замена ОРУ на КРУЭ. Год окончания работ - 2025.

2. Реконструкция ОРУ-110 кВ Кубанской ГЭС-3. Замена ОРУ на КРУЭ. Год окончания работ - 2022.

3. Реконструкция ОРУ-110 кВ Кубанской ГЭС-4. Замена ОРУ на КРУЭ. Год окончания работ - 2023.

4. Реконструкция ОРУ-110 кВ Свистухинской ГЭС. Замена ОРУ на КРУЭ. Год окончания работ - 2021.

5. Реконструкция ОРУ-110 кВ Сенгилеевской ГЭС. Замена ОРУ на КРУЭ. Год окончания работ - 2021.

6. Реконструкция ОРУ-110 кВ Егорлыкской ГЭС. Замена ОРУ на КРУЭ. Год окончания работ - 2022.

По информации филиала "Невинномысская ГРЭС" ПАО "Энел Россия" (письмо от 22.01.2021 N 11-90) в 2021 - 2022 гг. на Невинномысской ГРЭС в рамках проекта "Техническое перевооружение турбины ст. N 4" планируется выполнить замену существующей турбины Р-50/130/21 ст. N 4 на аналогичную по техническим параметрам турбину. В 2023 - 2024 гг. планируется выполнить модернизацию ТГ-3 на аналогичную по техническим параметрам турбину. В 2021 - 2022 гг. планируется модернизация ПГУ-410 с увеличением установленной мощности до 445 МВт.

Согласно информации о планах собственников по строительству генерирующих объектов (письмо от 27.01.2021 N 2701/21-2) ООО "Умные системы" планирует строительство и ввод в 2025 году Грачевской ветровой электростанции мощностью 150 МВт. Присоединение ВЭС планируется к ВЛ 330 кВ Ставрополь - Благодарная. Необходимые мероприятия для присоединения ВЭС к электрическим сетям будут определены техническими условиями на технологическое присоединение после разработки и согласования схемы выдачи мощности ВЭС.

Кроме того, ООО "Умные системы" планирует в 2024 году строительство Шпаковской ветровой электростанции мощностью 90 МВт. Рекомендуемым вариантом согласованной СВМ является присоединение Шпаковской ВЭС к сетям филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" со строительством отпаек от ВЛ 110 кВ Свистухинская ГЭС - Пригородная с отпайкой на ПС Темнолесская (Л-21) и от ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Южная с отпайкой на ПС Темнолесская (Л-23). Необходимые мероприятия для присоединения ВЭС к электрическим сетям будут определены техническими условиями на технологическое присоединение.

Согласно информации о планах собственников по строительству генерирующих объектов (письмо от 29.01.2021 N 02-21) ООО "Темнолесская высота" планирует строительство и ввод в 2023 году ВЭС ООО "Темнолесская высота" мощностью 21 МВт. Необходимые мероприятия для присоединения ВЭС к электрическим сетям будут определены техническими условиями на технологическое присоединение после разработки и согласования схемы выдачи мощности ВЭС.

Согласно информации о планах собственников по строительству генерирующих объектов (письмо от 14.01.2021) ООО "ЭнергоКаскад" планирует строительство и ввод МГЭС "Егорлыкская-3" мощностью 5 МВт, Орловской МГЭС мощностью 1,2 МВт, Покойненской МГЭС мощностью 1,2 МВт, МГЭС на сбросе в Сенгилеевское водохранилище мощностью 6 МВт. Необходимые мероприятия для присоединения МГЭС к электрическим сетям будут определены техническими условиями на технологическое присоединение после разработки и согласования схемы выдачи мощности ГЭС.

ООО "Энел Грин Пауэр Рус", согласно письмам от 10.04.2020 NEXT-EGPR-0106, от 13.01.2021 NИ-ЭГП-0003 планирует строительство и ввод в 2024 году Родниковской ВЭС мощностью 213 МВт. В соответствии с СВМ и утвержденными ПАО "ФСК ЕЭС" ТУ на ТП от 10.10.2018 присоединение Родниковской ВЭС планируется к ВЛ 330 кВ ГЭС-4 - Черкесск со строительством РУ-330 кВ и образованием двух ЛЭП 330 кВ.

АО "ВетроОГК-2", согласно письму от 12.11.2020 N 732-11/95 планирует строительство и ввод в 2022 году Кузьминской ВЭС мощностью 220 МВт. Необходимые мероприятия для присоединения ВЭС к электрическим сетям будут определены техническими условиями на технологическое присоединение после оформления АО "ВетроОГК-2" соответствующих прав на земельный участок, а также разработки и согласования схемы выдачи мощности ВЭС.

3.2. Балансы мощности и электроэнергии.

Балансы мощности и электроэнергии энергосистемы Ставропольского края на период до 2026 года для данного варианта прогнозируемых уровней потребления, намечаемых вводах мощности на электростанциях и демонтаже оборудования электростанций, выработавшего эксплуатационный ресурс, приведены в таблицах 3.3 - 3.4.

При составлении баланса электроэнергии выработка существующих ГЭС учтена среднемноголетней величиной. Число часов использования установленной мощности новых ПГУ на Невинномысской ГРЭС, Буденновской ТЭС и Ставропольской ГРЭС принято 5500 часов в год. Число часов использования установленной мощности конденсационных блоков на Невинномысской ГРЭС и Ставропольской ГРЭС принято 3500 часов в год. Работа ТЭЦ предусматривается по тепловому графику с числом часов использования установленной мощности - 4480 часов в год.

Таблица 3.3 - Баланс мощности энергосистемы Ставропольского края на период до 2026 г.

Наименование	2020 г. факт	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
Потребность (собственный максимум), МВт	1714	1726	1742	1750	1759	1767	1776
Среднегодовые темпы прироста, %	7,7	0,7	0,9	0,5	0,5	0,5	0,5
Покрытие (установленная мощность станций), МВт	4873,3	5209,3	5269,3	5269,3	5343,6	5346,3	5346,3
в том числе:
ГЭС	484,6	500,6	500,6	500,6	500,6	506,3	506,3
ТЭС	4158,7	4158,7	4158,7	4158,7	4158,7	4158,7	4158,7
ВИЭ	230,0	550,0	610,0	610,0	681,3	681,3	681,3
Дефицит/избыток (-/+), МВт	3159,3	3483,3	3527,3	3519,3	3584,6	3579,3	3570,3

Таблица 3.4 - Баланс электроэнергии энергосистемы Ставропольского края на период до 2026 г.

Наименование	2020 г. факт	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
Потребность (потребление электрической энергии), млн. /год	10237	10579	10693	10761	10840	10866	10918
Среднегодовые темпы прироста, %	-1,1	3,34	1,08	0,64	0,73	0,24	0,48
Покрытие (производство электрической энергии), млн. /год	13162	17204	18227	18339	18364	18751	18832
в том числе:
ГЭС	991	1405	1556	1556	1556	1556	1556
ТЭС	12003	14870	15253	15255	15261	15447	15919
ВИЭ	156	913	1408	1518	1536	1738	1738
ГАЭС	12	16	11	11	11	11	11
Дефицит/избыток (-/+), млн.	2925	6625	7534	7578	7524	7885	8252

Как и в настоящее время, на рассматриваемую перспективу 2021 - 2026 гг. энергосистема Ставропольского края будет избыточной. Избыток мощности будет составлять 3483,3 - 3584,6 МВт, а электроэнергии 6625 - 8252 млн. кВт. ч.

4. Развитие и модернизация системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований

Государственное унитарное предприятие Ставропольского края "Ставропольский краевой теплоэнергетический комплекс" создано в соответствии с Постановлением Правительства Ставропольского края от 22 ноября 2001 г. N 275-п.

Имущество ГУП СК "Крайтеплоэнерго" находится в государственной (краевой) собственности, является неделимым, принадлежит предприятию на праве хозяйственного ведения и отражается на его самостоятельном балансе.

ГУП СК "Крайтеплоэнерго" является крупнейшим поставщиком услуг централизованного теплоснабжения и горячего водоснабжения края, обеспечивает тепловой энергией более 115 тысяч человек и 2,5 тысяч организаций в 23 муниципальных и городских округах и 7 городах Ставропольского края, на территории 171 населённых пунктов. Предприятие обслуживает более 40% источников тепловой энергии Ставропольского края, а также имеет единый тариф на услуги теплоснабжения и единую финансово-правовую схему.

В хозяйственном ведении предприятия находится:

- 529,64 км тепловых сетей;

- 472 котельных, на которых установлено 1308 котла.

Установленная мощность оборудования	1184,61 Гкал/час
Присоединенная нагрузка	574,46 Гкал/час
Потребление газа	137541,8 тыс. куб. м
Удельный расход электрической энергии на выработку тепловой энергии	29,98кВтч/Гкал
Удельный расход воды на выработку тепловой энергии	0,165 куб. м/Гкал
Среднесписочная численность	2722 человек

В структуру предприятия входит 13 производственных филиалов. Каждый филиал является обособленным подразделением ГУП СК "Крайтеплоэнерго", расположенным вне места нахождения предприятия и осуществляющим часть его функций, в том числе функции представительства.

Динамика полезного отпуска тепловой энергии по категориям потребителей за 2019 - 2023 годы (Гкал)

Наименование показателя	факт 2019	факт 2020	план 2021	план 2022	план 2023
Полезный отпуск тепловой энергии, Гкал	794 202,2	926050,9	813 926,0	813 926,0	813 926,0
в т. ч. населению , Гкал	458 807,2	464275,2	468 710,0	468 710,0	468 710,0
бюджет, Гкал	289 596,9	288292,7	294 648,9	294 648,9	294 648,9
прочие, Гкал	45 748,1	46489,2	50 567,1	50 567,1	50 567,1

Для ГУП СК "Крайтеплоэнерго" актуальной проблемой является моральное старение, и физическая изношенность большей части основного и вспомогательного оборудования котельных, тепловых сетей.

- физическая изношенность котельного и насосного оборудования;

- недостаточная загруженность котельных (коэффициент использования установленной мощности 50,55%),

- низкий КПД оборудования;

- недостаточный уровень автоматизации;

- морально устаревшие приборы учета топливо-энергетических ресурсов;

- отсутствие систем водоподготовки, что приводит к образованию отложений в трубопроводах тепловых сетей и в поверхностях нагрева котлов ухудшая теплопередачу и увеличивая расход топливно-энергетических ресурсов.

- Основной парк оборудования - это котлы, имеющие КПД 60-70%.

Эти факторы влекут за собой значительные расходы энергоресурсов, потребляемых при выработке тепловой энергии, сверхнормативные потери тепловой энергии при ее транспортировке, рост затрат на поддержание оборудования и тепловых сетей в рабочем состоянии.

Главной задачей предприятия является:

- обеспечение гарантированного и бесперебойного предоставления необходимых объемов услуг теплоснабжения подключенных и вновь строящихся объектов социальной и жилищной инфраструктуры;

- обеспечение возрастающих потребностей в тепловой энергии для перспективы нового строительства и реконструкции существующих объектов при сохранении действующей ценовой политики;

- создание условий для приведения инфраструктуры коммунального теплоснабжения в соответствие со стандартами качества, обеспечивающими комфортные условия работы и проживания;

- повышение технологической и энергетической эффективности, надежности, безопасности функционирования и развития системы теплоснабжения;

- минимизация уровня эксплуатационных затрат;

- увеличение коэффициента использования установленной мощности оборудования посредством оптимального подбора оборудования взамен морально и физически устаревшего на реконструируемых источниках и при установке блочно-модульных котельных;

- обеспечение для потребителей доступности услуг теплоснабжения надлежащего качества и надежности.

Инвестиционной программой на 2021 г. предусматривается проведение работ по замене морально устаревшего, физически изношенного и отработавшего нормативный срок эксплуатации оборудования на современное с применением энергосберегающих технологий и высоким уровнем автоматизации процессов производства тепловой энергии.

В программе на 2021 г. предусматривается техническое перевооружение на 5 котельных, реконструкция (714 м в двухтрубном исчислении) тепловых сетей от котельных предприятия, приобретение спецавтотехники.

В рамках реализации инвестиционной программы ГУП СК "Крайтеплоэнерго" планирует снижение эксплуатационных затрат в долгосрочной перспективе, улучшение условий труда, повышение надежности и качества предоставляемых услуг. снижение механических и электрических перегрузок оборудования, увеличение моторесурса насосного оборудования, снижение затрат на обслуживание и ремонт, улучшение параметров технологических процессов, экономия топливо, электроэнергии и теплоносителя и выполнение комплексных мероприятий на котельных предприятия:

1. Модернизация основных фондов, повышение надежности работы основного и вспомогательного оборудования котельных;

2. Приведение качества услуг централизованного теплоснабжения в соответствии с действующими нормативными требованиями, с одновременным снижением нерациональных затрат;

3. Повышение надежности и функционирования систем централизованного теплоснабжения;

4. Повышение экологической безопасности;

5. Внедрение инновационных технологий, модернизация, перевооружение систем, технологических процессов, оборудования и устройств.

6. Замена устаревшего, изношенного и неэффективно работающего насосного оборудования котельных на новые насосные агрегаты фирмы "Grundfoss" и другие, имеющие КПД от 60% до 80%;

7. Устройство гидравлических стрелок, как совмещенных для группы котлов так и индивидуальных для мощных котлов, что позволит выполнить в схемах котельных эффективно работающие системы автоматического погодо-зависимого регулирования;

8. Снижение нештатных ситуаций;

- соблюдение производственной и экологической безопасности при реконструкции системы централизованного теплоснабжения;

- обеспечение стабильности работы системы теплоснабжения;

- повышение экономической эффективности при производстве и передаче тепловой энергии;

- повышение эффективности управления объектами коммунальной инфраструктуры.

Перевод работы отопительных котельных с децентрализованной и централизованной системой ГВС на график 115°С/70° со срезом на 95°С и 70°С и работой по графику отопления со срезом на 95°С котельных без ГВС, даст возможность сокращения объемов перекачиваемого теплоносителя до 30%;

- снижение суммы затрат на топливо-энергетические ресурсы;

- снижение суммы затрат на ремонтно-эксплуатационные расходы;

- снижение фонда оплаты труда, за счёт сокращения операторов при переходе на полную автоматизацию и диспетчеризацию процессов производства и передачи тепловой энергии и ГВС;

- снижение себестоимости производства тепловой энергии.

Экономический эффект от реализации мероприятий инвестиционной программы:

- Снижение размера затрат на оплату потребляемого газа в связи с заменой котлов и горелок, монтажом установок обработки подпиточной воды, внедрением системы рециркуляции, автоматизации котельной, монтажом узлов учета природного газа с электронным корректором.

- Снижение размера затрат на оплату потребляемого газа в связи со строительством блочных котельных вблизи потребителя.

- Снижение размера затрат на оплату потребляемого газа за счёт уменьшения потерь после замены ветхих тепловых сетей.

- Снижение затрат на оплату электроэнергии за счет установки насосов с частотно регулируемым приводом (мощность насосного оборудования приводится в соответствие присоединённой нагрузке).

- Снижение затрат на оплату электроэнергии за счёт уменьшения потерь и соответственно объемов вырабатываемой тепловой энергии.

- Сокращение затрат на текущий, капитальный ремонты основных производственных фондов.

Несмотря на ряд проблем, процесс управления предприятием направлен на улучшение финансового состояния предприятия, которое обеспечивает надежное теплоснабжение потребителей и проводит комплексные мероприятия по повышению эффективности работы.

5. Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше в 2021 - 2026 гг.

Карта-схема существующих и планируемых к вводу объектов напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Ставропольского края в период до 2026 года приведена в томе 2 (Лист 1).

Принципиальная схема существующих и планируемых к вводу объектов напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Ставропольского края на 2026 год приведена в томе 2 (Лист 2).

Настоящей работой проведены анализы существующей картины потокораспределения в сети 110 кВ и выше энергосистемы Ставропольского края, расчетов режимов электрической сети 110 кВ и выше, выполненных в рамках данной работы, а также загрузки существующих центров питания 110 кВ и выше.

На основании проведенного анализа сформирован перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, объектов генерации, подлежащих строительству, реконструкции и техническому перевооружению в рассматриваемый период (Приложение Г).

Ниже по тексту пояснительной записки описаны предложения по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на период 2021 - 2026 гг.

5.1. Анализ существующей ситуации в сети 110 кВ и выше.

Основные направления развития Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) на территории энергосистемы Ставропольского края приняты в соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 гг.".

Поименные объемы нового строительства, реконструкции (техперевооружения) по каждому из объектов, рекомендуемых для строительства в период до 2026 года, приведены в Приложении Г.

Исходя из расчетных перетоков мощности в планируемых и максимальных режимах работы сети 330 кВ ОЭС Юга, её развитие в период до 2026 года в основном будет определяться следующими факторами:

- необходимостью усиления связей ОЭС с ЕЭС России и обеспечением их нормируемой пропускной способности;

- необходимостью повышения пропускной способности связей между Ставропольской, Невинномысской ГРЭС и восточной частью объединения;

- выдачей мощности ГЭС Дагестана и Северной Осетии в режимах летнего паводка в центральные районы ОЭС;

- обеспечением технологического присоединения новых потребителей.

Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше на территории энергосистемы Ставропольского края на рассматриваемую перспективу до 2026 года предусматривается по направлениям, обеспечивающим:

- надежное электроснабжение потребителей;

- создание новых центров питания сети 110 кВ;

- обеспечение присоединения к энергосистеме вновь вводимых крупных потребителей;

- усиление пропускной способности основной электрической сети ОЭС Юга;

- снятие существующих ограничений по пропускной способности ("узких мест") в электрических сетях.

5.2. Развитие электрических сетей 330 кВ.

Для присоединения КВЛ 110 кВ от проектируемой ПС 110 кВ Ефимовская (электроснабжение энергопринимающих устройств ООО ТК "Солнечный Кисловодск") в соответствии с ТУ от 01.11.2017 (договор ТП N 533/ТП-М5 от 14.11.2017) на ПС 330 кВ Ильенко в 2021 году предусмотрена реконструкция КРУЭ-110 кВ с установкой линейной ячейки 110 кВ.

В 2021 году предусматривается ввод 4-х групп ветроагрегатов Кочубеевской ВЭС мощностью 80 МВт. Согласно утвержденным ТУ на ТП от 24.08.2018 с изменениями от 05.12.2018, от 25.07.2019, от 02.09.2019, от 07.04.2020 для присоединения ВЭС к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" выполнено строительство ПС 330 кВ Барсуки с двумя трансформаторами по 125 МВА и двух ЛЭП 330 кВ Невинномысск - Барсуки I, II цепь. Для присоединения ЛЭП 330 кВ выполнена реконструкция ПС 500 кВ Невинномысск с расширением РУ-330 кВ на 2 линейные ячейки. По состоянию на 01.03.2021 Кочубеевская ВЭС мощностью 210 МВт введена в эксплуатацию.

В связи с низким индексом технического состояния ВЛ (ИТС 26), на основании паспорта комплексной реконструкции ВЛ 330 кВ ГЭС-2 - Машук планируется реконструкция указанной ВЛ 330 кВ. Инвестиционной программой ПАО "ФСК ЕЭС" 2020-2024, утвержденной приказом Минэнерго России от 30.12.2020 N 34@ выполнение данного мероприятия запланировано на 2022 год.

5.3. Развитие электрических сетей 110 кВ.

В рассматриваемый период практически не предусматривается строительство новых электрических сетей сельскохозяйственного назначения. В то же время, значительные объемы электросетевого строительства намечаются для электроснабжения промышленных объектов, а также для выдачи мощности ветровых электростанций.

Для электроснабжения энергопринимающих устройств регионального индустриального парка "Невинномысск" Управления жилищно-коммунального хозяйства администрации города Невинномысска мощностью 24,9 МВт согласно ТУ N 20 от 15.12.2020 к электрическим сетям ГУП СК "Корпорация развития Ставропольского края" в 2021 году предусматривается строительство ПС 110 кВ Сады с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью по 25 МВА. Присоединение ПС планируется путём строительства двухцепной отпайки от ВЛ 110 кВ РИТ-Парк - Печная I цепь и ВЛ 110 кВ РИТ-Парк - Печная II цепь.

По состоянию на 01.04.2021 выполнено строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Новоалександровская - Красная Заря (Л-260) на Кармалиновскую ВЭС в соответствии с Договором ТП от 05.03.2020 N 347/591-Д/10976/2019/СТВ/НЭС/НРЭС и утвержденными ТУ N 10976/2019/СТВ/НЭС/НРЭС от 20.12.2019 с изменениями от 18.02.2021.

Для выдачи мощности Бондаревской ВЭС в соответствии с Договором ТП от 04.08.2020 N 20165/2020/СТВ/СЭС/ИРЭС и утвержденными ТУ N 20165/2020/СТВ/СЭС/ИРЭС от 06.05.2020 в 2021 году планируется строительство заходов ВЛ 110 кВ Николина Балка - Ипатово на Бондаревскую ВЭС с образованием ВЛ 110 кВ Бондаревская ВЭС - Николина Балка, ВЛ 110 кВ Бондаревская ВЭС - Ипатово.

Для выдачи мощности Медвеженской ВЭС в соответствии Договором ТП N 22259/2020/СТВ/НЭС/ТРЭС от 26.08.2020 и утвержденными ТУ N 22259/2020/СТВ/НЭС/ТРЭС от 21.07.2020 в 2021 году планируется строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Баклановская - Дмитриевская (Л-276).

Для выдачи мощности Берестовской ВЭС в соответствии с Договором ТП N 29574/2020/СТВ/СЭС/ПРЭС/732/153-Д от 19.03.2021 и утвержденными ТУ N 29574/2020/СТВ/СЭС/ПРЭС от 22.01.2021 в 2022 году планируется строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Ставрополь - Константиновская (Л-134).

Для выдачи мощности Беломечетской ВЭС в соответствии с утвержденными ТУ N 1022/2019/КЧФ/АХРЭС от 28.12.2019 в 2024 году планируется строительство КВЛ 110 кВ Беломечетская ВЭС - Эркен-Шахар.

По информации филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" на момент выполнения данной работы на рассмотрении находится проект распоряжения Правительства РФ "Об утверждении перечня мероприятий по комплексному развитию городов-курортов Кавказских Минеральных Вод до 2030 года". В рамках рабочего взаимодействия филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" с администрациями городов КВМ и ГУП СК "Ставрополькрайводоканал" определяется перечень мероприятий по строительству и реконструкции объектов электросетевого комплекса с оценкой стоимости их реализации для электроснабжения объектов, указанных в проекте распоряжения.

Электроснабжение потребителей коммунально-бытовой сферы при устойчивом росте их электропотребления до 2026 г. в отдельных случаях предполагается обеспечивать за счет появившихся резервов в электрических сетях вследствие снижения в предыдущие годы потребности промышленных и сельскохозяйственных потребителей.

Значительные объемы по электрическим сетям 110 кВ предусматриваются для проведения их реконструкции и техперевооружения.

В объемах реконструкции и техперевооружения подстанций 110 кВ кроме замены трансформаторов предусматривается также замена коммутационного оборудования (выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей и др.), выработавшего свой ресурс, устройств релейной защиты и автоматики, цепей вторичной коммутации и строительных конструкций, ремонт зданий и сооружений. Часть объемов по реконструкции подстанций связана с их расширением (установка вторых трансформаторов, присоединение новых ВЛ, улучшение схемы подстанции).

В работе представлены объемы электросетевого строительства по объектам нового строительства, технического перевооружения и реконструкции, а также по объектам технологического присоединения, предусмотренные ИП ПАО "Россети Северный Кавказ". При формировании объектов электросетевого строительства также учитывалось техническое состояние существующих электросетевых объектов 110 кВ. Оценки технического состояния электросетевых объектов, включаемых в Перечень электросетевого строительства, приняты на основании актов технического освидетельствования.

Поименные объемы нового строительства, реконструкции (техперевооружения) по каждому из объектов приведены в Приложении Г.

Ниже более подробно рассмотрено предлагаемое развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в границах производственных подразделений филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго".

5.3.1 Производственное подразделение "Центральные электрические сети".

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2026 года в плане реализации инвестиционной программы ПАО "Россети Северный Кавказ" предусматривается по следующим направлениям:

- новое строительство и реконструкция.

В данной работе проведен анализ загрузки ПС 110 кВ Ессентуки-2 и ПС 35 кВ Ясная Поляна-1.

1. На ПС Ессентуки-2 установлены два силовых трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 40 МВА, (находятся в эксплуатации с 1972 и 1978 годов, срок эксплуатации составляет 49 и 43 года соответственно). Максимальная нагрузка ПС 110 кВ Ессентуки-2 в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 в объеме 63,05 МВА (157,63% от номинальной мощности 40 МВА в режиме n-1), что и принимается к анализу. При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 0°C. Согласно письму филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" от 02.03.2021 N 1.6/01-00/639-исх (далее - письмо о переводе нагрузок (Приложение М) возможно осуществить перевод части нагрузки по ВЛ 35 кВ Л-346 на ПС 110 кВ Зеленогорская в объёме 5,5 МВА, по ВЛ 35 кВ Л-345 на ПС 330 кВ Машук в объёме 4,5 МВА, по ВЛ 35 кВ Л-318 на ПС 110 кВ Бекешевская в объёме 2,9 МВА за время 1 час. В соответствии с "Требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию" (Приложение N 1 к приказу Минэнерго России от 08.02.2019 N 81, далее - Требования к перегрузочной способности) допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 160% от номинальной мощности в течение 5 минут при температуре 0°C (таблица 6). Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (115%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 3,73 МВт (4,15 МВА). Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1, рекомендуется техперевооружение ПС 110 кВ Ессентуки-2 с заменой существующих трансформаторов 40 МВА на силовые трансформаторы мощностью 63 МВА каждый.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Ессентуки-2 с учётом заключённых договоров на ТП.

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Кр

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

, МВА

, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

ту, %

110/35/10

2x40

63,05

157,63

0,232

0,26

63,31

158,3

12,9

126

ВЛ 35 кВ Л-346 5,5 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Зеленогорская; ВЛ 35 кВ Л-345 4,5 МВА нагрузки на ПС 330 кВ Машук; ВЛ 35 кВ Л-318 2,9 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Бекешевская

60 минут

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 76 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 1,16 МВт (1,29 МВА) (реестр потребителей, мощностью до 670 кВт по данной ПС, а также по другим ПС с повышенной загрузкой силовых трансформаторов приведен в Приложении З), что с учётом коэффициента реализации (0,2) составляет 0,232 МВт (0,26 МВА). Утверждённые ТУ на техприсоединение потребителей заявленной мощностью свыше 670 кВт отсутствуют. С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС составит 63,31 МВА, что составляет 158,3% в схеме n-1 от номинальной мощности (40 МВА) оставшегося в работе трансформатора и 126% с учетом возможности перевода нагрузки на соседние центры питания. При реализации техперевооружения ПС 110 кВ Ессентуки-2 с заменой существующих трансформаторов 40 МВА на силовые трансформаторы мощностью 63 МВА каждый загрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 с учетом возможности перевода нагрузки на соседние центры питания составит 80% от номинальной мощности (63 МВА), что не превышает длительно допустимой токовой нагрузки (125%). Мероприятие по замене трансформаторов в действующих ТУ на ТП отсутствует.

Однако, замена существующих трансформаторов на трансформаторы 2х63 МВА очень затруднительна и проблематична из-за стесненных условий территории подстанции. Кроме того, приведенный далее анализ нагрузки на ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 показывает о целесообразности строительства нового питающего центра 110 кВ.

На ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 установлены два силовых трансформатора 35/10 кВ мощностью по 6,3 МВА (находятся в эксплуатации с 1971 года, срок их эксплуатации составляет 50 лет). Максимальная нагрузка ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 в объеме 9,45 МВА (150,00% от номинальной мощности 6,3 МВА в схеме n-1), что и принимается к анализу. При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 0°C. По решению собственника - филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" допускается длительная перегрузка трансформаторов до 105% от номинальной мощности и аварийная перегрузка трансформаторов до 130% от номинальной мощности в течение 2 часов. Согласно письму о переводе нагрузок (Приложение М) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" нет возможности перевода части нагрузки на соседние ЦП в связи с отсутствием связей с другими ЦП. Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (105%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 2,63 МВт (2,92 МВА).

Анализ загрузки ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Кр

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

, МВА

, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

ту, %

35/10

2x6,3

9,45

150,00

0,24

0,26

9,71

154

-

154

Нет возможности

Отсутствие связей с другими ЦП

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 17 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 1,2 МВт (1,33 МВА), что с учётом коэффициента реализации (0,2) составляет 0,24 МВт (0,26 МВА). Утверждённые ТУ на техприсоединение потребителей заявленной мощностью свыше 670 кВт отсутствуют. С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС составит 9,71 МВА, что составляет 154% в схеме n-1 от номинальной мощности (6,3 МВА) оставшегося в работе трансформатора. Мероприятия по замене трансформаторов в действующих ТУ на ТП отсутствует.

Исходя из выше изложенного необходима реконструкция ПС 110 кВ Ессентуки-2 и ПС 35 кВ Ясная Поляна (вариант 1) с увеличением мощности силовых трансформаторов.

Одновременно в работе рассмотрен альтернативный вариант с расширением ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 и переводом её на напряжение 110 кВ (вариант 2).

Проведенный по сборнику укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) ПС и ЛЭП для нужд ОАО "Холдинг МРСК", утвержденного приказом от 20.09.2012 N 488, сравнительный анализ стоимостных показателей по рассматриваемым вариантам показал, что для реализации варианта 1 потребуется порядка 700 млн. руб., при этом реконструкция ПС 110 кВ Ессентуки-2 очень затруднительна и проблематична из-за стесненных условий территории подстанции, а для реализации варианта 2 потребуется порядка 640 млн. руб.

В связи с этим, с точки зрения экономической целесообразности предлагается выполнить расширение ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 с переводом на напряжение 110/35/10 кВ, что позволит перевести часть нагрузок сети 35 кВ с ПС 110 кВ Ессентуки-2 на новую подстанцию. Для расширения ПС имеются все необходимые условия (площадка для размещения, электрическая сеть 110 и 35 кВ для ее присоединения). Присоединение подстанции к сети 110 кВ предусматривается выполнить путем строительства заходов от ВЛ 110 кВ Ессентуки-2 - Ясная Поляна-2 с отпайкой на ПС Тяговая 39-й км (Л-110). Для присоединения подстанции к сети 35 кВ рекомендуется подключить к новой подстанции ВЛ 35 кВ, подключенные к действующей ПС 35 кВ Ясная Поляна-1, с образованием нормального разрыва на ВЛ 35 кВ Ессентуки-2 - Т-308 (Л-346) отключением выключателя в РУ 35 кВ ПС 110 кВ Ессентуки-2. Кроме того, рекомендуется построить участок ВЛ 35 кВ (протяженность около 10 км) от ПС 110 кВ Ясная Поляна-1 до ВЛ 35 кВ Ессентуки-2 - Скачки-1 (Л-345) и образовать новую ВЛ 35 кВ Ессентуки-2 - Скачки-1 с отпайкой на ПС Ясная Поляна-1 (Л-345) с нормальным разрывом на ПС 110 кВ Ясная Поляна-1. Строительство новой ПС 110 кВ Ясная Поляна-1 обеспечит перевод нагрузки с ПС 110 кВ Ессентуки-2 в объёме 15 МВА, а в послеаварийных режимах отключения одного из трансформаторов полностью снять оставшийся перегруз путем перевода нагрузки ВЛ 35 кВ Л-345 на ПС 110 кВ Ясная Поляна-1 в кратчайшие сроки. Кроме того, нагрузка ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 в объеме 10,9 МВА будет переведена на новую ПС. На новой ПС 110 кВ Ясная Поляна-1 необходимо установить трансформаторы 110/35/10 кВ 2х25 МВА. При отключении одного из трансформаторов 25 МВА на ПС 110 кВ Ясная Поляна-1 в такой схеме (питание ВЛ 35 кВ Л-346 и Л-345 от ПС 110 кВ Ясная Поляна-1 с суммарной нагрузкой 25,68 МВА) нагрузка оставшегося в работе трансформатора составит 102,7% номинальной, что в пределах длительно-допустимых значений.

Рекомендуется выполнить расширение ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 с переводом на напряжение 110 кВ (предлагаемое диспетчерское наименование - ПС 110 кВ Джинал) с установкой двух трансформаторов 110/35/10 кВ мощностью по 25 МВА на этапе 2021 года по причине аварийной перегрузки силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Ессентуки-2 и ПС 35 кВ Ясная Поляна-1 в схеме n-1 в существующем режиме электрической сети. В виду отсутствия источников финансирования проектирование по данному объекту предусмотрено ИП ПАО "Россети Северный Кавказ" за 2022 годом, ввод объекта планируется в 2024 году. Окончательное решение о сроках выполнения данного мероприятия будет принято при очередной корректировке ИП ПАО "Россети Северный Кавказ"

Далее в работе приведен анализ загрузки ПС 110 кВ Мин-Воды-2.

На ПС 110 кВ Мин-Воды-2 установлены два силовых трансформатора 110/35/6 кВ мощностью Т-1 25 МВА и Т-2 40 МВА (находятся в эксплуатации с 1982 и 1978 годов, срок эксплуатации составляет 39 и 43 года соответственно). Максимальная нагрузка ПС в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 16.12.2020 в объеме 36,05 МВА (144,2% от номинальной мощности 25 МВА в схеме n-1), что и принимается к анализу. При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 6°C. Согласно письму о переводе нагрузок (Приложение М) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" возможно осуществить перевод части нагрузки с ПС 110 кВ Минводы-2 по ВЛ 35 кВ Л-314 на ПС 330 кВ Машук в объёме 3 МВА за время 2 часа. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 108% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 150% от номинальной мощности в течение 5 минут при температуре 10 °C (таблица 6). Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (108%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 3,2 МВт (3,55 МВА). Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1, рекомендуется техперевооружение ПС 110 кВ Минводы-2 с заменой Т-1 25 МВА на 40 МВА.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Минводы-2 с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Кр

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки. %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

, МВА

, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

ту, %

110/35/6

1х25 и 1х40

36,05

144,2

0,2

0,23

36,28

145,1

3

133,1

ВЛ 35 кВ Л-314 3 МВА нагрузки на ПС 330 кВ Машук

120 мин.

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 17 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 1,025 МВт (1,14 МВА), что с учётом коэффициента реализации (0,2) составляет 0,2 МВт (0,23 МВА).

В том числе согласно ТУ от 22.06.2018 N 5855/2018/СТВ/ЦЭС/МРЭС (Договор ТП от 07.12.2018 N 578/2018) в 2021 году планируется увеличение мощности энергопринимающих устройств ГУП СК "Ставэлектросеть" для присоединения торгового комплекса в г. Минеральные Воды мощностью 0,65 МВт (перечень ТУ конечных потребителей ГУП СК "Ставэлектросеть" суммарной мощностью 1,529 кВт приведен в приложении К). В утверждённых ТУ от 22.06.2018 N 5855/2018/СТВ/ЦЭС/МРЭС указано о реконструкции ПС 110 кВ Мин-Воды-2 с заменой Т-1 25 МВА на 40 МВА.

Утверждённые ТУ на техприсоединение потребителей заявленной мощностью свыше 670 кВт отсутствуют.

С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС 110 кВ Мин-Воды-2 составит 36,28 МВА, что составит 145,1% (133,1% с учетом переводимой нагрузки) в схеме n-1 от номинальной мощности (25 МВА) оставшегося в работе трансформатора. В случае реализации техперевооружения ПС 110 кВ Минводы-2 с заменой существующего трансформатора Т-1 25 МВА на 40 МВА загрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 83% с учетом возможности перевода нагрузки на соседние центры питания от номинальной мощности (40 МВА), что не превышает длительно допустимой токовой нагрузки (125%).

Рекомендуется выполнить техперевооружение ПС 110 кВ Мин-Воды-2 с заменой существующего трансформатора Т-1 25 МВА на трансформатор 40 МВА на этапе 2021 года по причине аварийной перегрузки Т-1 в схеме n-1 в существующем режиме электрической сети, а также по причине необходимости реализации обязательств ПАО "Россети Северный Кавказ" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств ГУП СК "Ставэлектросеть" в рамках выполнения ТУ по договору ТП от 07.12.2018 N 578/2018. ИП ПАО "Россети Северный Кавказ" предусмотрено выполнение данного мероприятия в 2022 году.

Далее в работе рассмотрено предложение филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" (письмо от 01.04.2021 N 1.6/01-00/924-исх (Приложение Н) о включении в СиПР мероприятий по организации системы плавки гололёда на ПС 110 кВ Мин-Воды-2.

В настоящее время плавка гололёда (ПГ) на ВЛ 110 кВ Георгиевская - Мин-Воды-2 (Л-163) проводится от ПС 110 кВ Т-304 напряжением 35 кВ через ВЛ 110 кВ Подкумок - Т-304 (Л-265) и ВЛ 110 кВ Георгиевская - Подкумок (Л-35). При этом образование гололёда на Л-265 и Л-35 наблюдается редко, в основном образование гололёда происходит на заходах Л-163 к ПС 110 кВ Мин-Воды-2. Сборка указанной выше схемы ПГ занимает порядка 3-4 часов с привлечением персонала ОАО "РЖД", дежурство которого на ПС 110 кВ Т-304 осуществляется в рабочие дни с 8-00 до 17-00.

Плавка гололёда на ВЛ 110 кВ Мин-Воды-2 - Т-303 (Л-34) осуществляется от ПС 110 кВ Т-303 персоналом ОАО "РЖД" с отключением присоединенных к ПС потребителей ГУП СК "Ставэлектросеть" от СШ 6 кВ, в связи с отсутствием на ПС выключателя ПГ 6 кВ.

В целях оптимизации схем ПГ Л-34 и Л-163 рекомендуется организация схем ПГ на ПС 110 кВ Минводы-2. Для этих целей предусматривается реконструкция ПС 110 кВ Минводы-2 с монтажом АТПГ, с монтажом обходной секции шин 110 кВ, с монтажом секции шин плавки гололеда, с монтажом разъединителей ПГ и другими необходимыми мероприятиями. В связи с отсутствием источников финансирования выполнение данных мероприятий запланировано на 2023 год.

Отсутствие ВЧ обхода быстродействующей защиты ВЛ 110 кВ ГЭС-3 - Водораздел - Т-302 (Л-31) на ПС 110 кВ Водораздел не позволяет ввести в работу функцию ДФЗ на ГЭС-3. В этой связи в 2021 году планируется выполнить техперевооружение ПС 110 кВ Водораздел с организацией ВЧ обхода быстродействующей защиты ВЛ 110 кВ ГЭС-3 - Водораздел - Т-302 (Л-31).

Для электроснабжения энергопринимающих устройств ООО ТК "Солнечный Кисловодск", максимальной мощностью 13,85 МВт, согласно ТУ Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга от 01.11.2017 (Договор ТП N 533/ТП-М5 от 14.11.2017), предусматривается строительство ПС 110 кВ Ефимовская с одним трансформатором мощностью 16 МВА. Подключение новой ПС предусмотрено по одной КВЛ 110 кВ к КРУЭ-110 кВ ПС 330 кВ Ильенко с устройством дополнительной линейной ячейки 110 кВ. Ввод объекта запланирован на 2021 год.

Согласно письму филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" от 01.04.2021 N 1.6/01-00/923-исх (далее - письмо по актам ТО (Приложение Л), на основании акта ТО от 15.07.2018, на этапе 2025 года предусматривается выполнить техперевооружение ПС 110 кВ Аэропорт с заменой существующих выключателей 110 кВ на элегазовые выключатели ВЭБ-110 - 2 шт., существующих разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом - 10 шт., устройств РЗА силовых трансформаторов и линий 110 кВ на микропроцессорные защиты, ячеек РУ 6 кВ.

Согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго", на основании акта ТО от 15.07.2018 на этапе 2025 года планируется реконструкция ПС 110 кВ Белый Уголь с заменой ОД и КЗ на элегазовые выключатели ВЭБ-110, выключателя в ячейке С-1 на элегазовый выключатель ВЭБ-110, средств РЗА в ячейке С-1, ТН-110 кВ на трансформаторы НАМИ-110, разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, ячеек РУ 10 кВ, устройств ТМ.

Согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго", на основании акта ТО от 15.07.2018 на этапе 2026 года планируется реконструкция ПС 110 кВ Солуно-Дмитриевская с заменой масляных выключателей 110 кВ на элегазовые выключатели ВЭБ-110, средств РЗА на микропроцессорные, ТН-110 кВ на трансформаторы НАМИ-110, разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, ячеек РУ 10 кВ, устройств ТМ.

Согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго", на основании акта ТО от 15.07.2018 на этапе 2025 года планируется реконструкция ПС 110 кВ Александровская с заменой масляных выключателей 110 кВ на элегазовые выключатели ВЭБ-110, средств РЗА на микропроцессорные, ТН-110 кВ на трансформаторы НАМИ-110, разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, ячеек РУ 10 кВ, устройств ТМ, монтажом ВУПГ и дополнительных ячеек 10 кВ.

Согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго", на основании акта ТО от 25.10.2019 на этапе 2026 года предусматривается выполнить техперевооружение ПС 110 кВ Круглолесская с заменой ОД и КЗ на элегазовые выключатели ВЭБ-110, монтажом выключателя С-1 типа ВЭБ-110-0/2500 -1 шт., монтажом РЗА С-1, заменой разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, монтажом модульного ОПУ.

5.3.2. Производственное сетевое подразделение "Западные электрические сети".

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2025 года предусматривается по направлениям новое строительство, реконструкция и техперевооружение.

Энергорайон г. Михайловска в настоящее время получает электроснабжение от трех центров питания: ПС 110 кВ Радиозавод, ПС 110 кВ Промкомплекс и ПС 35 кВ Аэропорт, последняя по двум ВЛ 35 кВ питается от ПС 110 кВ Промкомплекс.

ПС 110 кВ Промкомплекс.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 40 МВА, (находятся в эксплуатации с 1985 и 1988 годов, срок их эксплуатации составляет 36 и 33 года соответственно). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 16.12.2020 и составила 27,4 МВА (68,5% от номинальной мощности в режиме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 0°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1). Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Промкомплекс с учётом заключённых договоров на ТП.

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учетом Кр

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки, минут

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

, МВА

, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

ту, %

110/35/10

2x40

27,4

68,5

8,61

9,58

36,98

92,5

0

92,5

Нет возможности

-

Отсутствие связей с другими ЦП

На ПС согласно заключённым договорам на техприсоединение планируется присоединение 54 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 2,74 МВт (3,04 МВА), что с учётом коэффициента реализации (0,2) составляет 0,5 МВт (0,6 МВА).

Согласно ТУ на ТП N 611 от 15.11.2016 (Договор ТП N 437/2016 от 15.11.2016) в 2021 году планируется присоединение энергопринимающих устройств АО "Горэлектросеть" г. Ставрополь мощностью 1 МВт (1,1 МВА), что с учётом коэффициента реализации (жилой комплекс - 0,4) составляет 0,4 МВт (0,44 МВА) (срок действия ТУ по объекту истёк и по информации филиала ПАО "Россети Северный Кавказ - "Ставропольэнерго" ведется работа с заявителем по продлению срока действия ТУ).

Согласно ТУ на ТП N 9248/2019/СТВ/ЗЭС/ШРЭС от 28.03.2019 (Договор ТП N 70/2019 от 29.03.2019) в 2021 году планируется присоединение энергопринимающих устройств АО "Горэлектросеть" г. Ставрополь мощностью 5 МВт (5,5 МВА), что с учётом коэффициента реализации (жилой комплекс - 0,4) составляет 1,98 МВт (2,2 МВА).

Перечень ТУ конечных потребителей АО "Горэлектросеть" г. Ставрополь приведен в приложении П.

При реализации вышеуказанных ТУ загрузка трансформаторов на ПС 110 кВ Промкомплекс с учетом коэффициента реализации увеличится на 2,9 МВт (3,24 МВА).

При присоединении энергопринимающих устройств заявителей по договорам ТП с учетом коэффициента реализации в объёме 5,71 МВт (6,34 МВА) к ПС 35 кВ Аэропорт, которая по двум ВЛ 35 кВ питается от ПС 110 кВ Промкомплекс, загрузка трансформаторов на ПС 110 кВ Промкомплекс составит 36,98 МВА или 92,5% от номинальной мощности в режиме n-1. Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

ПС 35 кВ Аэропорт.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 35/10 кВ мощностью по 6,3 МВА, (находятся в эксплуатации с 1978 года, срок их эксплуатации составляет 43 года). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 и составила 10,5 МВА (167% от номинальной мощности в режиме n-1). По решению собственника - филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" допускается длительная перегрузка трансформаторов до 105% от номинальной мощности и аварийная перегрузка трансформаторов до 130% от номинальной мощности в течении 2 часов. Согласно письму о переводе нагрузок (Приложение М) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" нет возможности перевода части нагрузки на соседние ЦП в связи с отсутствием связей с другими ЦП. Для недопущения отключения нагрузок потребителей необходима замена силовых трансформаторов 2х6,3 МВА на трансформаторы мощностью 2х10 МВА.

Анализ загрузки ПС 35 кВ Аэропорт с учётом заключённых договоров на ТП.

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учетом Кр

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки, минут

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

, МВА

, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

ту, %

35/10

2x6,3

10,5

167

5,71

6,34

16,84

267,3

0

267,3

Нет возможности

-

Отсутствие связей с другими ЦП

Согласно заключённым договорам ТП к ПС 35 кВ Аэропорт планируется присоединение 103 заявителей ГУП СК "Ставэлектросеть" мощностью менее 670 кВт (приведены в Приложении Ж) суммарной мощностью 1,24 МВт (1,38 МВА), что с учетом коэффициента реализации (0,2) составляет 0,25 МВт (0,28 МВА).

У филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" имеются обязательства по ТУ N 681 от 31.03.2017 с изменениями N 1 от 15.03.2018 (договор ТП от 27.04.2017 N 2170-2017) по присоединению в 2021 году энергопринимающих устройств ГУП СК "Ставэлектросеть" в г. Михайловск с заявленной мощностью 4,9 МВт (5,44 МВА), что с учетом коэффициента реализации (агропромышленный комплекс - 0,9) составит 4,41 МВт (4,9 МВА). Перечень ТУ конечных потребителей ГУП СК "Ставэлектросеть" приведен ниже:

- ООО ОПХ "Шпаковское", договор ТП от 08.07.2019 N 224/ТП/19, ТУ N 1/224/2019 от 08.07.2019 на присоединение тепличного комплекса в г. Михайловск мощностью 2,9 МВт;

- ООО "Зеленый мир" договор ТП от 08.07.2019 N 236/ТП/19, ТУ N 1/236/2019 от 08.07.2019 на присоединение овощехранилища в г. Михайловск мощностью 2 МВт.

Кроме того, согласно ТУ от 13.11.2020 N 29659/2020/СТВ/ЗЭС/ШРЭС (договор ТП от 02.12.2020 N 29659/2020/СТВ/ЗЭС/ШРЭС) в 2022 году планируется увеличение мощности на 2,62 МВт (2,91 МВА) энергопринимающих устройств АО "Международный аэропорт Ставрополь", присоединенных к электрическим сетям филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго", что с учётом коэффициента реализации (аэропорт - 0,4) составляет 1,05 МВт (1,16 МВА).

С учётом реализации техприсоединения указанных выше потребителей загрузка ПС 35 кВ Аэропорт составит 16,84 МВА (267,3% от номинальной мощности трансформатора 6,3 МВА в режиме n-1).

В этой связи необходима установка силовых трансформаторов мощностью 2х25 МВА, т.к. при установке трансформаторов мощностью по 16 МВА их загрузка превысит величину 105%, определенную собственником - филиалом ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" как максимально допустимую при длительной перегрузке трансформаторов на ПС 35 кВ.

Техническими условиями от 13.11.2020 N 29659/2020/СТВ/ЗЭС/ШРЭС (договор ТП от 02.12.2020 N 29659/2020/СТВ/ЗЭС/ШРЭС), от 31.03.2017 N 681 с изменениями N 1 от 15.03.2018 (договор ТП от 27.04.2017 N 2170-2017), а также ТУ конечных потребителей к электрическим сетям ГУП СК "Ставэлектросеть" N 1/224/2019 от 08.07.2019 (договор ТП от 08.07.2019 N 224/ТП/19), N 1/236/2019 от 08.07.2019 (договор ТП от 08.07.2019 N 236/ТП/19), предусмотрено расширение ПС 35 кВ Аэропорт с переводом на напряжение 110 кВ с установкой двух трансформаторов по 25 МВА. Присоединение ПС 110 кВ предусматривается по схеме "заход-выход" к ВЛ 110 кВ Старомарьевская СЭС - Промкомплекс с отпайкой на ПС Птицепром.

Рекомендуется на этапе 2021 года выполнить расширение ПС 35 кВ Аэропорт с переводом на напряжение 110 кВ с установкой двух трансформаторов по 25 МВА и устройством заходов ВЛ 110 кВ Старомарьевская СЭС - Промкомплекс с отпайкой на ПС Птицепром (с присвоением диспетчерского наименования ПС 110 кВ Михайловск) по причине необходимости реализации обязательств ПАО "Россети Северный Кавказ" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств АО "Международный аэропорт Ставрополь" согласно ТУ от 13.11.2020 N 29659/2020/СТВ/ЗЭС/ШРЭС (договор ТП от 02.12.2020 N 29659/2020/СТВ/ЗЭС/ШРЭС), энергопринимающих устройств ГУП СК "Ставэлектросеть" в рамках выполнения ТУ N 681 от 31.03.2017 с изменениями от 15.03.2018, а также обязательств ГУП СК "Ставэлектросеть" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств конечных потребителей в соответствии с ТУ N 1/224/2019 от 08.07.2019 и ТУ N 1/236/2019 от 08.07.2019. ИП ПАО "Россети Северный Кавказ" предусмотрено выполнение данного мероприятия в 2021 году.

По состоянию на 01.04.2021 общестроительные работы на объекте строительства ПС 110 кВ Михайловск выполнены на 95%. Силовые трансформаторы, оборудование ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ поставлено на площадку строительства, проводятся монтажные работы. Окончание работ по объекту намечено на сентябрь 2021 года.

Согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго", на основании акта ТО от 21.05.2018 в 2026 году планируется реконструкция ПС 110 кВ Заводская с заменой ОД и КЗ на элегазовые выключатели ВЭБ-110, средств РЗА Тр1 и Тр2 на микропроцессорные защиты, монтаж АКБ, монтаж доп. линейных ячеек 10 кВ (4 шт.).

Для повышения надежности электроснабжения существующих потребителей, обеспечения возможности технологического присоединения энергоустановок новых потребителей предусматривается выполнение следующих работ по реконструкции и техперевооружению:

- оснащение ПС 110 кВ Новая Деревня быстродействующей защитой ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Новая Деревня (Л-25) с установкой секционного выключателя 110 кВ. Отсутствие полукомплекта ДФЗ ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Новая Деревня (Л-25) на ПС 110 кВ Новая Деревня не позволяет ввести в работу функцию ДФЗ на Невинномысской ГРЭС. В связи с этим в 2021 году фактически выполнено техперевооружение ПС 110 кВ Новая Деревня с оснащением быстродействующей защитой (ДФЗ) ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Новая Деревня (Л-25).

- на ПС 110 кВ Промышленная согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго", в связи с физическим износом основного оборудования ОРУ-110 кВ и средств РЗиА, на основании акта ТО от 21.05.2018 в 2025 году планируется реконструкция с заменой масляных выключателей 110 кВ на элегазовые, ТН-110 кВ на НАМИ-110, разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, ячеек в ЗРУ-10 кВ, ДК 10 кВ, монтаж ДК 10 кВ, заменой средств ТМ, ЩПТ, ЩСН, АКБ.

- на ПС 110 кВ Северная согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго", в связи с физическим износом оборудования ОРУ 110 кВ, на основании актов ТО от 03.02.2016 и от 21.05.2018, предусматривается замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые (7 шт.), а также замена морально и физически устаревшего оборудования 6 кВ. Данные мероприятия предусматривается разделить на два отдельных титула, с выполнением первого в 2023 году, второго в 2025 году.

- ввиду физического износа основных элементов ВЛ (опор, проводов, сцепной арматуры, изоляторов) согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" на основании актов технического освидетельствования от 22.05.2017 по ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Т-301 (Л-24) и от 08.02.2016 по ВЛ 110 кВ Сенгилеевская ГЭС - III Подъём (Л-12, Л-132) предусмотрено техническое перевооружение указанных ВЛ 110 кВ (без увеличения пропускной способности). Выполнение работ запланировано на 2022 год;

- согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" на основании акта ТО от 22.05.2017 предусматривается вынос из зоны оползня ВЛ 110 кВ Южная - Заводская (Л-130) на участке опор N 59-65 с заменой провода АС-120 на провод АС-400 на участке между опорами N 60-62 протяженностью 0,895 км и замена существующего провода на провод АС-120 на участке протяженностью 0,125 км в соответствии с техническими решениями по титулу "Техническое перевооружение ВЛ 110 кВ Южная - Заводская (Л-130) на участке опор N 59-65 в г. Ставрополе (замена опор и провода с выносом ВЛ из зоны оползня)". Выполнение работ запланировано на 2021 год.

В рамках данной работы проведен анализ загрузки трансформаторов на ПС 110 кВ Южная.

В настоящее время на ПС 110 кВ Южная установлены три силовых трансформатора 110/10 кВ мощностью по 25 МВА каждый (находятся в эксплуатации с 1982, 1988 и 2012 годов, срок их эксплуатации составляет 39, 33 и 9 лет соответственно). Трансформаторы Т-1 и Т-3 подключены к 1-й СШ 110 кВ, а трансформатор Т-2 ко 2-й СШ 110 кВ. В аварийном режиме, при отключении 1-й СШ 110 кВ в работе остается только трансформатор Т-2 и при дальнейшем анализе в качестве схемы n-1 рассматривается данный режим.

Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 16.12.2020 и составила 40,74 МВА (163% от номинальной мощности в схеме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 0°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов 170% от номинальной мощности в течение 1 минуты при температуре 10 °C (таблица 6). Согласно письму о переводе нагрузок (Приложение М) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" возможно осуществить перевод части нагрузки с ПС 110 кВ Южная на соседние ЦП по сети 10 кВ АО "Ставропольские городские электрические сети" в объёме 8,4 МВА за время 2 часа. Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (108%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 4,8 МВт (5,34 МВА). Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1, рекомендуется техперевооружение ПС 110 кВ Южная с заменой Т-2 25 МВА на трансформатор 40 МВА и установкой секционного выключателя 110 кВ.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Южная с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Кр

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

, МВА

, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

ту, %

110/10

75

3x25

40,74

163

0,66

0,74

41,48

166

8,4

132,3

По сети 10 кВ АО "Ставропольские городские электрические сети"

120 минут

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 84 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 2,2 МВт (2,4 МВА), что с учётом коэффициента реализации (0,2) составляет 0,44 МВт (0,48 МВА). Также, согласно ТУ на ТП N 739 от 03.10.2017 (Договор ТП N 498/2017 от 30.11.2017) планируется присоединение энергопринимающих устройств АО "Ставропольские городские электрические сети" мощностью 1 МВт, что с учётом коэффициента реализации (население - 0,2) составляет 0,22 МВт (0,26 МВА). В утверждённых ТУ N 739 от 03.10.2017 указано техперевооружение ПС 110 кВ Южная с заменой Т-2 25 МВА на 40 МВА и установкой секционного выключателя 110 кВ. Срок реализации не позднее 2021 года (перечень ТУ конечных потребителей АО "Ставропольские городские электрические сети" приведен в приложении И).

С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС составит 41,48 МВА, что составляет 166% в схеме n-1 от номинальной мощности (25 МВА) оставшегося в работе трансформатора (132,3% с учетом возможности перевода нагрузки на соседние центры питания. В случае реализации техперевооружения ПС 110 кВ Южная с заменой существующего трансформатора Т-2 25 МВА на 40 МВА загрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 103,7% (83% с учетом возможности перевода нагрузки на соседние центры питания) от номинальной мощности (40 МВА), что не превышает длительно допустимой токовой нагрузки (125%).

Рекомендуется на этапе 2021 года выполнить техперевооружение ПС 110 кВ Южная с заменой существующего трансформатора Т-2 25 МВА на трансформатор 40 МВА по причине его аварийной перегрузки в схеме n-1 в существующем режиме электрической сети, а также по причине необходимости реализации обязательств ПАО "Россети Северный Кавказ" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств АО "Ставропольские городские электрические сети" в рамках выполнения ТУ N 739 от 03.10.2017. Инвестиционной программой ПАО "Россети Северный Кавказ" выполнение данного мероприятия запланировано на 2021 год.

В ходе выполнения данной работы рассмотрено предложение филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" по реконструкции ПС 110 кВ Западная.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/10/6 кВ мощностью по 40 МВА, (находятся в эксплуатации с 1981 и 1985 годов, срок эксплуатации соответственно составляет 40 и 36 лет). Максимальная нагрузка подстанции в период летнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.06.2019 в объеме 45,24 МВА (113,1% от номинальной мощности в схеме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла +26°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 91% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 120% от номинальной мощности в течение 20 минут при температуре +30°C (таблица 6). Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (91%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 7,95 МВт (8,84 МВА). Согласно письму о переводе нагрузок (Приложение М) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" нет возможности перевести часть нагрузки на соседние ЦП ввиду отсутствия связей с другими ЦП. Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1, рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Западная с установкой Т-3 мощностью 16 МВА (величина выбранного номинала мощности определяется возможностью параллельной работы, с имеющимися трансформаторами исходя из условий не менее 1/3 от номинала).

Анализ загрузки ПС 110 кВ Западная

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Кр

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

, МВА

, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

ту, %

110/10/6

2x40

45,24

113,1

0,00

0

45,24

113,1

0

113,1

Нет возможности

Отсутствие связей с другими ЦП

Технические условия на присоединение потребителей к ПС 110 кВ Западная отсутствуют.

Рекомендуется выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Западная на этапе 2021 года с установкой дополнительного силового трансформатора мощностью 16 МВА по причине аварийной перегрузки трансформаторов в схеме n-1 в существующем режиме электрической сети. В связи с отсутствием источников финансирования выполнение данных мероприятий запланировано на 2023 год. Окончательное решение о сроках выполнения данного мероприятия будет принято при очередной корректировке ИП ПАО "Россети Северный Кавказ".

Согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" на основании акта ТО от 21.05.2018 на этапе 2024 года предусматривается выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Западная с заменой масляных выключателей 110 кВ на элегазовые, ТН-110 кВ на НАМИ-110, разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, ячеек в ЗРУ-6 кВ, ДК 6 кВ, средств ТМ, ЩПТ.

Также в работе рассмотрено предложение филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" по реконструкции ПС 110 кВ Восточная.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/10/6 кВ мощностью по 40 МВА, (находятся в эксплуатации с 1980 и 1981 годов, срок эксплуатации соответственно составляет 41 и 40 лет). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 в объеме 42,45 МВА (106% от номинальной мощности в схеме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - 0°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1). Увеличение мощности трансформаторов не требуется.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Восточная с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Кр

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

, МВА

, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

ту, %

110/10/6

2x40

42,45

106

3,312

3,68

46,13

115,3

0

115,3

Нет возможности

Отсутствие связей с другими ЦП

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 1 потребителя заявленной мощностью 0,56 МВт (0,62 МВА), что с учётом коэффициента реализации (0,2) составляет 0,112 МВт (0,12 МВА).

Кроме того, согласно ТУ на ТП от 24.10.2019 N 11360/2019/СТВ/ЗЭС/ШРЭС с изменениями от 11.01.2021 (Договор ТП от 12.11.2019 N 254/2019) планируется присоединение энергопринимающих устройств ООО "Эвилин-строй 2" мощностью 8 МВт (3 МВт - в 2021 году, 5 МВт - в 2022 году) (8,9 МВА), что с учётом коэффициента реализации (жилой комплекс - 0,4) составляет 3,2 МВт (3,56 МВА).

С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС составит 46,13 МВА, что составляет 115,3% в схеме n-1 от номинальной мощности (40 МВА) оставшегося в работе трансформатора. Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (108% при +10°C) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 2,64 МВт (2,93 МВА), ввиду отсутствия возможности перевода части нагрузки с ПС 110 кВ Восточная на ближайшие центры питания согласно письму о переводе нагрузок (Приложение М) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго". В целях недопущения ограничения потребления э/э существующих потребителей, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1, рекомендуется техническое перевооружение ПС с установкой третьего трансформатора мощностью не менее 16 МВА (величина выбранного номинала мощности определяется возможностью параллельной работы, с имеющимися трансформаторами исходя из условий не менее 1/3 от номинала). В утверждённых ТУ от 24.10.2019 N 11360/2019/СТВ/ЗЭС/ШРЭС указано о реконструкции ПС 110 кВ Восточная с установкой третьего трансформатора мощностью 16 МВА. Срок реализации - 2022 год.

Рекомендуется на этапе 2022 года выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Восточная с установкой дополнительного трансформатора 16 МВА по причине необходимости реализации обязательств ПАО "Россети Северный Кавказ" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств ООО "Эвилин-строй 2" в рамках выполнения ТУ от 24.10.2019 N 11360/2019/СТВ/ЗЭС/ШРЭС. ИП ПАО "Россети Северный Кавказ" предусмотрено выполнение ПИР за 2022 годом. Окончательное решение о сроках выполнения данного мероприятия будет принято при очередной корректировке ИП ПАО "Россети Северный Кавказ".

Кроме того, отмечаем следующее: ПС 110 кВ Восточная построена в 1948 году и является одной из самых первых введенных в эксплуатацию на территории СКФО. Подстанция территориально расположена в городе Ставрополе и снабжает электроэнергией потребителей центральной части города, а также потребителей восточной промзоны. Значительная часть оборудования находится в работе более 60 лет. В результате длительного срока работы основное оборудование выработало свой эксплуатационный ресурс. Средний индекс технического состояния оборудования ПС, входящего в объемы реконструкции, составляет - 66,64. Исходя из технического состояния оборудования на ПС рекомендуется предусмотреть замену оборудования, индекс технического состояния которого наиболее низкий.

На основании вышеизложенного согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" в 2025 году планируется реконструкция ПС 110 кВ Восточная на основании акта ТО от 21.05.2018 в объеме замены масляных выключателей 110 кВ на элегазовые, ТН-110 кВ на НАМИ-110, разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, ячеек в ЗРУ-6 кВ, ДК 6 кВ, средств ТМ.

В данной работе рассмотрен предложенный ПАО "Россети Северный Кавказ" комплекс мероприятий по реконструкции объектов 110 кВ.

1. Реконструкция ПС 110 кВ III Подъем.

ПС 110 кВ III Подъём введена в эксплуатацию в 1971 году, территориально расположена в Шпаковском районе и снабжает электроэнергией насосные станции, обеспечивающие водоснабжение города Ставрополь и Шпаковского района. При нормативном сроке эксплуатации основного оборудования ПС 25 лет, данное оборудование находится в работе 47 лет. В результате длительного срока работы основное оборудование выработало свой эксплуатационный ресурс, такое состояние оборудования негативно сказывается на надежности электроснабжения. Кроме того, в настоящее время отсутствуют производители запасных частей к основному оборудованию 110, 35 и 10 кВ, установленному на ПС.

Согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" на основании акта ТО от 21.05.2018 в связи с высокими требованиями надежности в части электроснабжения насосных станций системы водоснабжения краевого центра, а также в связи значительным физическим и моральным износом оборудования РУ 110 кВ, предлагается в 2025 году предусмотреть замену масляных выключателей 110 кВ на элегазовые, ТН-110 кВ на НАМИ-110, разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, средств ТМ, ЩПТ, АКБ, ЩСН. Реализация данного мероприятия позволит повысить надёжность электроснабжения системы Сенгилеевского водозабора для водоснабжения г. Ставрополя, Шпаковского района и существующих объектов внешнего электроснабжения этой системы.

2. Реконструкция ПС 110 кВ Прибрежная.

ПС 110 кВ Прибрежная введена в эксплуатацию в 1983 году, территориально расположена в Шпаковском районе и снабжает электроэнергией энергообъекты обеспечивающие водоснабжение города Ставрополь и Шпаковского района. При нормативном сроке эксплуатации основного оборудования 25 лет, часть данного оборудования находится в работе 47 лет. В результате длительного срока работы основное оборудование выработало свой эксплуатационный ресурс - физически и морально устарело, такое состояние оборудования негативно сказывается на надежности электроснабжения существующей системы водоснабжения города Ставрополь и Шпаковского района. Исходя из технического состояния оборудования на ПС, а также согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" на основании акта ТО от 21.05.2018 предлагается в 2025 году предусмотреть замену масляных выключателей 110 кВ на элегазовые, ТН-110 кВ на НАМИ-110, разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, ячеек в ЗРУ-6 кВ, ТСН-61, ТСН-62, средств ТМ, ЩПТ, АКБ, ЩСН. Реализация данного мероприятия вкупе с реконструкцией ПС 110 кВ III Подъем позволит повысить надёжность электроснабжения системы Сенгилеевского водозабора для водоснабжения г. Ставрополя, Шпаковского района и существующих объектов внешнего электроснабжения этой системы.

3. Реконструкция ВЛ 110 кВ Центральная - Западная (Л-131), реконструкция ВЛ 110 кВ Западная - Лесная (Л-17), реконструкция ВЛ 110 кВ Западная - Северная (Л-16).

ВЛ 110 кВ Центральная - Западная (Л-131) введена в эксплуатацию в 1989 году, территориально расположена в городе Ставрополь. Протяженность ВЛ - 4,9 км.

ВЛ 110 кВ Западная - Лесная (Л-17) введена в эксплуатацию в 1967 году, территориально расположена в городе Ставрополь. Протяженность ВЛ - 4,25 км.

ВЛ 110 кВ Западная - Северная (Л-16) введена в эксплуатацию в 1967 году, территориально расположена в городе Ставрополь. Протяженность ВЛ - 7,6 км.

В соответствии с решением Ставропольской городской Думы от 23 августа 2017 года N 127 в редакции от 12.12.2018 года "Об утверждении Правил благоустройства территории муниципального образования города Ставрополя Ставропольского края" создание (реконструкция) инженерных коммуникаций всех видов должно осуществляться в подземном исполнении, за исключением случаев отсутствия технической возможности и прокладки инженерных коммуникаций через участки со сложными геологическими особенностями (оползни, агрессивные грунтовые воды, скальные основания).

При проведении обследования трассы указанных ВЛ и определении её технического состояния выявлено следующее:

- ВЛ 110 кВ Центральная - Западная (Л-131) проходит от ПС 110 кВ Западная совместным подвесом на участке опор N 1-3 с ВЛ 110 кВ Западная - Лесная (Л-17) по парковой зоне с высокими деревьями и массовым посещением людей, далее ВЛ проходит над территорией СОУ лицей N 16, над капитальными гаражами, далее ВЛ проходит по площади 200-летия г. Ставрополя, где проходят частые мероприятия со многочисленным скоплением людей. Далее ВЛ проходит по Ботаническому саду, где вырубка деревьев под проводами невозможна, т.к. многие насаждения находятся в Красной книге. ВЛ пересекает улицы и переулки с интенсивным движением автотранспорта и пешеходов, над проездами, парковками и пешеходными дорожками. ВЛ проходит в особо гололедном районе, в ОЗП проводятся частые плавки гололеда. Защиты населения от травмирования и автотранспорта от повреждений при сбросе гололедных отложений (зачастую чистого льда), а также обрывов проводов в аварийных случаях - нет.

- ВЛ 110 кВ Западная - Лесная (Л-17) выходит от ПС 110 кВ Западная совместным подвесом с ВЛ 110 кВ Западная - Северная (Л-16) по всей трассе до ПС 110 кВ Лесная по плотно застроенному району г. Ставрополя. Начало трассы - это участок, проходящий по парковой зоне с высокими деревьями и массовым посещением людей, далее ВЛ проходят над территорией СОУ лицея N 16, над капитальными гаражами, над частным сектором с дворами, хозпостройками и домами. ВЛ пересекают ул. Ленина, просп. Кулакова, другие улицы и переулки с интенсивным движением автотранспорта и пешеходов, также трасса проходит вблизи множества торгово-офисных коммерческих, а также ведомственных государственных организаций, над проездами, парковками и пешеходными дорожками, над проездом, проходом и парковкой 3-й городской больницы. ВЛ проходят в особо гололедном районе, в ОЗП проводятся частые плавки гололеда. Защиты населения от травмирования и автотранспорта от повреждений при сбросе гололедных отложений (зачастую чистого льда), а также обрывов проводов в аварийных случаях - нет.

- ВЛ 110 кВ Западная - Северная (Л-16) выходит от ПС 110 кВ Западная совместным подвесом с Западная - Лесная (Л-17) по всей трассе до ПС 110 кВ Лесная по плотно застроенному району г. Ставрополя. Начало трассы - это участок, проходящий по парковой зоне с высокими деревьями и массовым посещением людей, далее ВЛ проходят над территорией СОУ лицея N 16, над капитальными гаражами, над частным сектором с дворами, хозпостройками и домами. ВЛ пересекают ул. Ленина, просп. Кулакова, другие улицы и переулки с интенсивным движением автотранспорта и пешеходов, также трасса проходит вблизи множества торгово-офисных коммерческих, а также ведомственных государственных организаций, над проездами, парковками и пешеходными дорожками, над проездом, проходом и парковкой 3-й городской больницы. ВЛ проходят в особо гололедном районе, в ОЗП проводятся частые плавки гололеда. Защиты населения от травмирования и автотранспорта от повреждений при сбросе гололедных отложений (зачастую чистого льда), а также обрывов проводов в аварийных случаях - нет.

На основании вышеизложенного, согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" на основании актов ТО от 26.02.2018 и от 27.02.2018 в 2026 году планируется реконструкция указанных ВЛ 110 кВ с выносом из зоны застроек с соблюдением требований Постановления Правительства РФ N 160 от 24.02.2009, либо с переводом ВЛ в кабельное исполнение.

Согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" на основании акта ТО от 21.05.2018 на этапе 2026 года предусмотрено выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Лесная с заменой масляных выключателей 110 кВ на элегазовые, ТН-110 кВ на НАМИ-110, разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, ячеек в ЗРУ 6 кВ, ДК 6 кВ, средств ТМ, ЩПТ, АКБ, ЩСН.

5.3.3. Производственное сетевое подразделение "Прикумские электрические сети".

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ на территории ПЭС в период до 2026 года, в основном связано с развитием Буденновского технопарка.

В соответствии с утвержденными ТУ от 02.10.2018 на ТП энергопринимающих устройств ООО "Ставролен" к электрическим сетям ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго" (ДТП N 21/ЛСЭ от 31.01.2019) в 2021 году планируется сооружение РП 110 кВ Ставролен с заходами ВЛ 110 кВ Прикумск - ГПП (Л-212, Л-213) и строительством ВЛ 110 кВ Буденновская ТЭС - Ставролен I, II цепь. Мероприятия и сроки их реализации будут уточняться в соответствии с результатами внестадийной работы "Корректировка схемы выдачи мощности Буденновской ТЭС в связи с технологическим присоединением к ней ООО "Ставролен".

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2026 г. в плане реализации инвестиционной программы ПАО "Россети Северный Кавказ" предусматривается по направлениям реконструкция и техперевооружение.

По информации филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" в 1 квартале 2016 года филиалом ПАО "Россети" - Центр технического надзора РУТН Северного Кавказа проводилась проверка готовности объектов ПО ЭС филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" Прикумские ЭС к работе в паводковый период. По результатам проверки было установлено неудовлетворительное техническое состояние участка ВЛ 110 кВ Затеречная - Ищерская 1, 2 цепь с отпайками (Л-123/Л-124) опоры N 659 - 669 (на участке Затеречная - Ачикулак), в связи с чем, в соответствии с Актом-предписанием N АП-Ц-063/16-ЦП от 04.03.2016 Прикумским ЭС Филиала поручено проработать вопрос о выносе участка подтопленных опор ВЛ из зоны затопления с заменой аварийных опор.

Двухцепная ВЛ 110 кВ Затеречная - Ищерская с отпайками (Л-123/Л-124), связывающая энергосистемы Ставропольского края и Чеченской Республики имеет протяженность более 130 км и была введена в эксплуатацию в 1956 году для передачи электроэнергии от Грозненских ТЭС в район нефтедобычи на территории Ставропольского края (ПС 110 кВ Затеречная). Срок службы данной ЛЭП составляет 60 лет, что больше нормативного срока эксплуатации. Трасса ЛЭП удалена от производственных баз Прикумских электрических сетей Филиала, населенных пунктов, дорог с асфальтированным покрытием.

В связи с изменением гидрологического режима по трассе прохождения ЛЭП, участок опор N 659-669 (на участке Затеречная - Ачикулак) постоянно находится в зоне затопления. Подъезд спецтехники к опорам на данном участке практически невозможен. Анализ местности показывает, что вынос ЛЭП из зоны затопления на данном участке не представляется возможным из-за неблагоприятного сочетания размеров и направления зоны затопления с трассой ЛЭП. Помимо этого, по всей трассе ЛЭП в весенне-летний период наблюдается массовое гнездование птиц, что приводит к частым аварийным отключениям ЛЭП, в связи с чем, ЛЭП характеризуются высокой аварийностью.

Учитывая данные обстоятельства в 2024 году запланирована реконструкция Л-123/Л-124 с выносом участка ВЛ из зоны затопления.

Также проверкой центра технического надзора РУТН Северного Кавказа установлено, что участок опор N 180-N190 ВЛ 110 кВ Прикумск - Зеленокумская II цепь с отпайками (Л-165) находится в зоне заболоченного участка почвы. На указанном участке высокий уровень подпочвенных вод из-за близкого расположения водоемов, опоры круглогодично подтоплены. Высокий уровень воды не позволяет персоналу ПЭС эксплуатировать и проводить ремонтные работы данного участка в полном объеме (производить замену стоек опор). Бетонные стойки опор типа СК-22 установленные на данном участке опор не имеют гидроизоляции и не рассчитаны на эксплуатацию в водной среде. Актом-предписанием РУТН N АП-Ц-063/16-ЦП от 04.03.2016 проработать вопрос о выносе участка подтопленных опор ВЛ из зоны затопления с заменой аварийных опор. Вынос указанного участка ВЛ 110 кВ Прикумск - Зеленокумская II цепь с отпайками (Л-165) предусматривается выполнить в 2023 году.

Далее в работе приведен анализ загрузки трансформаторов на ПС 110 кВ Ачикулак.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 10 и 6,3 МВА, (находятся в эксплуатации с 1983 и 1985 годов, срок их эксплуатации соответственно составляет 38 и 36 лет). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 16.12.2020 и составила 11,2 МВА (178% от номинальной мощности 6,3 МВА в схеме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла 0°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 170% от номинальной мощности в течение 1 минуты при температуре 0°C (таблица 5). Согласно письму о переводе нагрузок (Приложение М) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" возможен перевод части нагрузки с ПС 110 кВ Ачикулак по ВЛ 35 кВ Л-556 на ПС 110 кВ Терская в объёме 2,5 МВА и по ВЛ 35 кВ Л-549 на ПС 110 кВ Левокумская в объёме 1,5 МВА за 2 часа. Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (115%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 0,04 МВт (0,045 МВА). Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1, необходима замена существующего трансформатора Т-2 6,3 МВА на трансформатор 10 МВА.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Ачикулак с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Кр

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

, МВА

, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

ту, %

110/35/10

1х10 и 1х6,3

11,2

178

1,84

2,04

13,24

210

4

147

2,5 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Терская; 1,5 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Левокумская

120 минут

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 12 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 0,64 МВт (0,71 МВА), что с учётом коэффициента реализации (0,2) составляет 0,128 МВт (0,14 МВА).

Согласно ТУ N 414 от 10.06.2014 с изменениями от 06.09.2016 по договору NД-2-14-0573 от 24.11.2014 и дополнительному соглашению N 1 к ДТП от 29.03.2017 в 2022 году планируется присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Ставропольнефтегаз" мощностью 1,9 МВт (2,1 МВА), что с учётом коэффициента реализации (добыча нефти и газа - 0,9) составляет 1,71 МВт (1,9 МВА). С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС 110 кВ Ачикулак составит 13,24 МВА, что составляет 210% в схеме n-1 (147% с учетом возможности перевода нагрузки на соседние центры питания) от номинальной мощности (6,3 МВА) оставшегося в работе трансформатора.

В случае реализации техперевооружения ПС 110 кВ Ачикулак с заменой существующего трансформатора Т-2 6,3 МВА на 10 МВА загрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 132% от номинальной мощности (10 МВА). С учётом перевода 4 МВА нагрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 9,2 МВА, что составит 92% от номинальной нагрузки трансформатора.

Необходимо отметить, что согласно ТУ на ТП N 414 от 10.06.2014 энергопринимающих устройств ООО "РН-Ставропольнефтегаз" планируется реконструкция ПС 110 кВ Ачикулак с заменой существующего трансформатора Т-2 6,3 МВА на 10 МВА.

Рекомендуется на этапе 2021 года выполнить техперевооружение ПС 110 кВ Ачикулак с заменой существующего трансформатора Т-2 6,3 МВА на 10 МВА по причине его аварийной перегрузки в схеме n-1 в существующем режиме электрической сети, а также по причине необходимости реализации обязательств ПАО "Россети Северный Кавказ" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств ООО "РН-Ставропольнефтегаз" в соответствии с ТУ N 414 от 10.06.2014 с изменениями от 06.09.2016. ИП ПАО "Россети Северный Кавказ" предусмотрено выполнение данного мероприятия в 2022 году.

Далее приведен анализ загрузки трансформаторов на ПС 110 кВ Левокумская.

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/35/10 кВ мощностью Т-1 10 МВА и Т-2 6,3 МВА (находятся в эксплуатации с 1978 года, срок их эксплуатации составляет 42 года). Максимальная нагрузка подстанции в период летнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.06.2019 и составила 8,81 МВА (139,8% от номинальной мощности 6,3 МВА в схеме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла +28°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 91% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 150% от номинальной мощности в течение 5 минут при температуре +30°C (таблица 5). Согласно письму о переводе нагрузок (Приложение М) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" нет возможности перевода части нагрузки на соседние ЦП в связи с недопустимым снижением напряжения в ремонтной схеме. Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора (91%) необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 2,77 МВт (3,08 МВА). Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1, рекомендуется техперевооружение ПС 110 кВ Левокумская с заменой существующего трансформатора Т-2 6,3 МВА на 10 МВА.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Левокумская с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Кр

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

, МВА

, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

ту, %

110/35/10

1х10 и 1х6,3

8,81

139,8

1,764

1,96

10,77

171

0

171

Нет возможности

Недопустимое снижение напряжения в ремонтной схеме

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 5 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 0,27 МВт (0,3 МВА), что с учётом коэффициента реализации (0,2) составляет 0,054 МВт (0,06 МВА).

Согласно ТУ на ТП N 414 от 10.06.2014 с изменениями от 06.09.2016 (Договор ТП N Д-2-14-0573 от 24.11.2014, доп. соглашение N 1 от 29.03.2017) в 2022 году планируется присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Ставропольнефтегаз" к ПС 110 кВ Левокумская (сооружение ПС 35 кВ Подсолнечная) мощностью 1,9 МВт (2,1 МВА), что с учётом коэффициента совмещения максимума нагрузки (добыча нефти и газа - 0,9) составляет 1,71 МВт (1,9 МВА). С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС составит 10,77 МВА, что составит 171% в схеме n-1 от номинальной мощности (6,3 МВА) оставшегося в работе трансформатора. В случае реализации техперевооружения ПС 110 кВ Левокумская с заменой существующего трансформатора Т-2 6,3 МВА на 10 МВА загрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 107,7% от номинальной мощности (10 МВА), что соответствует допустимому значению длительной перегрузки трансформаторов до 115% от номинальной мощности при температуре +30°C.

Необходимо отметить, что в ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "РН-Ставропольнефтегаз" отсутствует требование по замене существующего трансформатора Т-2 6,3 МВА на 10 МВА.

Рекомендуется выполнить техперевооружение ПС 110 кВ Левокумская на этапе 2022 года с заменой существующего трансформатора Т-2 мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА по причине его аварийной перегрузки в схеме n-1 в режиме электрической сети. ИП ПАО "Россети Северный Кавказ" не предусмотрено выполнение данного мероприятия. Окончательное решение о сроках выполнения данного мероприятия будет принято при очередной корректировке ИП ПАО "Россети Северный Кавказ".

Далее приведен анализ загрузки ПС 110 кВ Красный Октябрь.

На подстанции установлен один силовой трансформатор 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА, (находится в эксплуатации с 1994 года, срок его эксплуатации составляет 27 лет). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.06.2019 и составила 2,54 МВА (40% от номинальной мощности трансформатора 6,3 МВА). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла +28°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1). Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Красный Октябрь с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Кр

Загрузка трансформатора ЦП с учётом ДТП

Загрузка трансформатора ЦП с учётом ДТП и ПГ по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформатора ЦП с учётом ДТП и переводом нагрузки, %

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

, МВА

, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

ту, %

110/10

1х6,3

2,54

40

4,5

5,0

7,54

119,7

0

119,7

Нет возможности

Отсутствие связей с другими ЦП

Согласно ТУ на ТП N 736 от 08.09.2017 с изменениями от 09.02.2021 (Договор ТП N 452/2017 от 18.10.2017) планируется присоединение энергопринимающих устройств тепличного комплекса ООО Агрокомплекс "Восточный" мощностью 5 МВт (5,55 МВА), что с учётом коэффициента реализации (тепличный комплекс - 0,9) составляет 4,5 МВт (5 МВА). С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС увеличится на 5 МВА и составит 7,54 МВА, что составляет 119,7% номинальной мощности (6,3 МВА) трансформатора.

Согласно информации филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" в существующей схеме плавка гололеда на ВЛ 110 кВ Обрященко - Левокумская (Л-86) выполняется встречным напряжением от ПС 110 кВ Левокумская и ПС 110 кВ Обрященко. Из-за недостаточной мощности силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Левокумская (6,3 и 10 МВА) на время проведения плавки гололеда приходится отключать потребителей, питающихся от ПС 110 кВ Левокумская в объёме 4,53 МВА.

Установка двух трансформаторов на ПС 110 кВ Красный Октябрь с разрезанием ВЛ 110 кВ Обрященко - Левокумская (Л-86) и подключением ПС по схеме заход-выход позволит проводить ПГ на вновь образуемой ВЛ 110 кВ Красный Октябрь - Левокумская от ПС 110 кВ Красный Октябрь и исключит необходимость погашения потребителей ПС 110 кВ Левокумская на время проведения ПГ.

С учётом реализации техприсоединения и при организации ПГ нагрузка ПС составит 12,07 МВА, что составляет 191,6% номинальной мощности (6,3 МВА) трансформатора, в этой связи необходима замена трансформатора Т-1 6,3 МВА на трансформатор 10 МВА.

Для обеспечения 2-й категории надежности электроснабжения энергопринимающих устройств ООО Агрокомплекс "Восточный" необходима установка второго трансформатора и сооружение второй ВЛ 110 кВ. В утверждённых ТУ на ТП N 736 от 08.09.2017 предусмотрена реконструкция ПС 110 кВ Красный Октябрь с заменой существующего трансформатора Т-1 6,3 МВА на 10 МВА, установкой второго трансформатора Т-2 мощностью 10 МВА, приведением ОРУ 110 кВ к типовой схеме 110-5Н и сооружением ВЛ 110 кВ протяжённостью 1 км проводом АС-120 от ВЛ 110 кВ Обрященко - Левокумская с отпайкой на ПС Красный Октябрь (Л-86) с образованием схемы "заход-выход" на ПС 110 кВ Красный Октябрь.

Рекомендуется на этапе 2021 года выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Красный Октябрь с заменой существующего трансформатора Т-1 6,3 МВА на 10 МВА, установкой второго трансформатора Т-2 мощностью 10 МВА, приведением ОРУ 110 кВ к типовой схеме 110-5Н и сооружением ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Обрященко - Левокумская с отпайкой на ПС Красный Октябрь с образованием схемы "заход-выход" на ПС 110 кВ Красный Октябрь по причине необходимости реализации обязательств ПАО "Россети Северный Кавказ" по технологическому присоединению энергопринимающих устройств ООО Агрокомплекс "Восточный" в соответствии с ТУ N 736 от 08.09.2017 с изменениями от 09.02.2021. ИП ПАО "Россети Северный Кавказ" предусмотрено выполнение данного мероприятия в 2021 году.

Согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" на основании акта ТО от 21.05.2018 в 2022 году планируется техперевооружение ПС 110 кВ Нефтекумск с заменой существующих выключателей в ячейках силовых трансформаторов 110 кВ, существующих разъединителей 110 кВ, трансформаторов напряжения 110 кВ, устройств РЗА.

5.3.4. Производственное сетевое подразделение "Светлоградские электрические сети".

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2026 года в соответствии с ИП ПАО "Россети Северный Кавказ" предусматривается в объеме реконструкции в 2023 году ВЛ 110 кВ Восход - Рагули (Л-157) с частичной заменой опор, провода (без увеличения пропускной способности), изоляторов (согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго");

5.3.5. Производственное сетевое подразделение "Новотроицкие электрические сети".

Согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" на основании акта ТО от 11.01.2018 на этапе 2024 года предусматривается выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Красногвардейская с заменой масляных выключателей в цепях Тр1, Тр2 на элегазовые выключатели ВЭБ-110, ТТ в цепях Тр1, Тр2, устройств РЗА в ячейках Тр1, Тр2, вводных ячеек 10 кВ, устройств ТМ.

Согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" на основании акта ТО от 22.01.2018 на этапе 2025 года предусматривается выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Новоалександровская с заменой ОД и КЗ на элегазовые выключатели ВЭБ-110, разъединителей 110 кВ на разъединители с электродвигательным приводом, вводных выключателей 10 кВ, ТТ в вводных ячейках 10 кВ, устройств РЗА, устройств ТМ.

Кроме того, в плане реализации ИП ПАО "Россети Северный Кавказ" согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" на основании акта ТО от 25.12.2015 в 2021 году предусматривается реконструкция ПС 110 кВ Изобильная с заменой выключателей и разъединителей 35 кВ, порталов, фундаментов под основным оборудованием в ОРУ 35 кВ, замена контрольных кабелей и кабельных лотков.

5.3.6. Производственное сетевое подразделение "Восточные электрические сети".

Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ в период до 2026 года в плане реализации ИП ПАО "Россети Северный Кавказ" предусматривается в объеме реконструкции и технического перевооружения.

В 2022 году согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" на основании акта ТО от 06.12.2017 планируется реконструкция ПС 110 кВ Лысогорская с заменой ОД и КЗ на выключатели ВЭБ-110, существующих разъединителей на РГ-110 с электроприводом, шкафов РЗА, шкафов обогрева и др. в ОРУ 110 кВ.

В 2025 году согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" на основании акта ТО от 01.02.2021 планируется реконструкция ПС 110 кВ Троицкая со строительством маслоприемного устройства АТМ-ПГ и строительством трубопровода от маслосборника АТМ-ПГ до аварийного маслосборника.

В 2024 году согласно письму по актам ТО (Приложение Л) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" на основании акта ТО от 10.11.2020 планируется реконструкция ВЛ 110 кВ Ростовановская - Соломенская (Л-160) с установкой датчика гололеда и организацией его опроса с сервера АИСКГН.

Далее приведен анализ загрузки трансформаторов на ПС 110 кВ Лысогорская.

На подстанции Лысогорская установлены два силовых трансформатора 110/10 кВ мощностью 2,5 и 6,3 МВА (находятся в эксплуатации с 1973 и 1986 годов, срок их эксплуатации соответственно составляет 48 и 35 лет). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 и составила 2,92 МВА (117% от номинальной мощности 2,5 МВА в схеме n-1). На основании п. 2 Приложения 2 к приказу Минэнерго России N 81 от 08.02.2019 года допускается длительная перегрузка трансформаторов до 105%. Согласно письму о переводе нагрузок (Приложение М) филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" нет возможности перевода части нагрузки на соседние ЦП в связи с отсутствием связей с другими ЦП. Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 0,27 МВт (0,3 МВА). Для недопущения отключения нагрузки, в случае перегрузки оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 рекомендуется выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Лысогорская с заменой существующего трансформатора Т-1 2,5 МВА на трансформатор 4 МВА.

Анализ загрузки ПС 110 кВ Лысогорская с учётом заключённых договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Мощность по ДТП с учётом Кр

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки, МВА

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, МВА

Объём и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки

Причины отсутствия возможности перевода

кВ

МВА

, МВА

, %

P, МВт

S, МВА

S, МВА

ту, %

110/10

1х2,5 и 1х6,3

2,92

117

0,008

0,009

2,93

117,2

0

117,2

Нет возможности

Отсутствие связей с другими ЦП

К ПС согласно заключённым договорам на ТП планируется присоединение 8 потребителей заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 0,04 МВт (0,044 МВА), что с учётом коэффициента реализации (0,2) составляет 0,008 МВт (0,009 МВА). С учётом реализации техприсоединения указанных потребителей нагрузка ПС составит 2,93 МВА, что составляет 117,2% в схеме n-1 от номинальной мощности (2,5 МВА) оставшегося в работе трансформатора. Для ликвидации перегрузки свыше длительно допустимой токовой загрузки оставшегося в работе трансформатора необходимо отключение нагрузки потребителей в объёме 0,28 МВт (0,31 МВА).

В случае техперевооружения ПС 110 кВ Лысогорская с заменой существующего трансформатора Т-1 на трансформатор 4 МВА загрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 74% от номинальной мощности (4 МВА), что не превышает длительно допустимой нагрузки трансформатора (105%).

Рекомендуется выполнить техперевооружение ПС 110 кВ Лысогорская с заменой существующего трансформатора Т-1 2,5 МВА на трансформатор 4 МВА на этапе 2022 года по причине аварийной перегрузки Т-1 в схеме n-1 в существующем режиме электрической сети. ИП ПАО "Россети Северный Кавказ" не предусмотрено выполнение данного мероприятия. Окончательное решение о сроках выполнения данного мероприятия будет принято при очередной корректировке ИП ПАО "Россети Северный Кавказ".

5.3.7. Развитие цифровых сетей.

В настоящее время ПАО "Россети" совместно с ПАО "Россети Северный Кавказ" планирует реализацию задач по внедрению в электросетевом комплексе технологий "цифровых сетей", включая реализацию пилотных проектов (цифровая подстанция 110 кВ, цифровой РЭС), а также формирование нормативно-технического, научного и методологического обеспечения технологий "цифровых сетей". Концептуально реализация проекта "цифровая сеть" будет происходить в три этапа:

- на первом предусмотрена автоматизация центров питания 35-110 кВ и сетей;

- на втором этапе предусмотрено внедрение интеллектуального учета электрической энергии;

- на третьем этапе планируется повышение наблюдаемости и управляемости объектов электрической сети напряжением 0,4-6-10 кВ.

Пилотным проектом строительства по технологии цифровой ПС в соответствии с утвержденным ЗП является титул "Расширение ПС 35/10 кВ Аэропорт с переводом ПС на напряжение 110 кВ с установкой 2-х трансформаторов по 25 МВА и устройством заходов ВЛ 110 кВ протяженностью 8 км в г. Михайловске, Шпаковского района".

6. Анализ режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше

6.1 Расчетные условия

Расчёты режимов работы сети 110 кВ и выше, функционирующей на территории Ставропольского края, выполнялись в целях:

- выбора схемы сети и параметров её элементов;

- определения рекомендаций по режиму работы сети;

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

В работе расчет режимов работы сети 110 кВ и выше выполнялся для прогноза электропотребления, разработанного АО "СО ЕЭС" в рамках проекта "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 гг." и учитывающего нагрузки, согласно действующих договоров на технологическое присоединение.

В качестве расчетных этапов приняты годы, в которые происходят существенные изменения схемы электрической сети и состава генерирующих мощностей энергосистемы на территории Ставропольского края, а именно:

2021 г. - ввод ПС 110 кВ Ефимовская, ПС 110 кВ Сады, ввод четырёх ветроагрегатов Кочубеевской ВЭС ввод Кармалиновской, Бондаревской и Медвеженской ВЭС, Просянской ГЭС, Горько-Балковской ГЭС.

2022 г. - ввод Берестовской ВЭС.

2024 г. - ввод Ставропольской ВЭС-24 (Родниковская ВЭС) (в соответствии с СВМ и ТУ на ТП при вводе в эксплуатацию - Беломечетская ВЭС).

2026 г. - последний год расчетного периода.

В соответствии с Техническим заданием в работе рассматриваются режимы зимних и летних максимальных нагрузок, режимы зимних и летних минимальных нагрузок рассматриваются при необходимости.

Исходные условия при проведении электрических расчётов:

- величина нагрузки энергосистемы Ставропольского края в расчетных режимах для рассматриваемых этапов формирования схемы соответствует ниже приведенным величинам:

Рассматриваемый период (год)	Расчетный режим	Потребление, МВт
2021	ЗРД МАКС	1726
	ЛРД МАКС	1473
2022	ЗРД МАКС	1742
	ЛРД МАКС	1487
2024	ЗРД МАКС	1759
	ЛРД МАКС	1493
2026	ЗРД МАКС	1776
	ЛРД МАКС	1516

участие электростанций энергосистемы в покрытии максимума нагрузок принято с учётом объёмов электропотребления на территории энергосистемы Ставропольского края;

- расчётные активные и реактивные нагрузки на шинах 110 кВ существующих подстанций в зимний и летний максимумы и минимумы энергосистемы приняты на основе анализа отчётных данных, реактивные нагрузки для новых объектов (потребителей) - исходя из расчетного tg=0,54;

- нормальные разрывы в сети 110 кВ на территории энергосистемы Ставропольского края сохранены в соответствии со схемами и режимами Филиала АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ.

Результаты расчетов потокораспределения в сети 110 кВ и выше для нормальной и послеаварийных схем приведены в Приложениях А-1 - А-15 тома 2 "Чертежи и графические приложения".

Загрузка АТ 500/330 кВ и 330/110 кВ подстанций энергосистемы Ставропольского края в расчетных режимах приведена в таблице 6.3.

6.2. Анализ режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше.

6.2.1. Режимы работы электрической сети на этапе 2021 года.

Анализ результатов выполненных расчётов показал, что схема электрической сети 110 кВ и выше, сформированная к 2021 году (приложения А-1 - А-6), том 2 "Чертежи и графические приложения" обеспечивает электроснабжение потребителей энергосистемы Ставропольского края без ограничений, как в нормальной схеме, так и в послеаварийных режимах.

Рост электропотребления энергосистемы Ставропольского края в 2021 году обусловлен вводом ПС 110 кВ Ефимовская, ПС 110 кВ Сады.

Ввод в работу ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания позволил снизить перетоки по АТ 500/330 кВ на ПС 500 кВ Невинномысск и ВЛ 330 и 110 кВ, связывающих энергосистему Ставропольского края с энергосистемами республик Северного Кавказа. Незначительно, но снижаются перетоки через АТ на ПС 500 кВ Буденновск и ПС 330 кВ Машук.

Загрузка АТ, установленных на ПС 330 и 500 кВ находится в допустимых пределах. Наиболее загруженными АТ являются АТ 330/110 на ПС 330 кВ Машук, ПС 330 кВ Ставрополь и АТ 500/330 кВ на ПС 500 кВ Буденновск. Если на ПС 330 кВ Ставрополь, ПС 330 кВ Машук отключение одного из АТ не приведет к перегрузке оставшихся в работе, то на ПС 500 кВ Буденновск вероятность перегруза оставшегося в работе АТ есть. В остальных случаях при отключении (выводе в ремонт) одного из автотрансформаторов загрузка второго не превышает его длительно-допустимых значений.

Напряжения в сети 110 кВ в нормальной схеме обеспечиваются в пределах 110 - 120 кВ.

Послеаварийные режимы, связанные с отключением одной из наиболее загруженных ВЛ 110 - 500 кВ не приводят к недопустимым изменениям параметров режима электрической сети. Напряжения в сети 110 кВ в послеаварийных режимах не снижаются ниже минимально-допустимых значений.

В зимний период наиболее тяжелым послеаварийным режимом является отключение транзита 330 кВ Невинномысская ГРЭС - ГЭС-2 - Машук в схеме плавки гололеда на КВЛ 330 кВ Ильенко - Баксан и ремонте ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания. В данном режиме при определенных перетоках мощности существует вероятность работы автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО) ВЛ 110 кВ Ессентуки-2 - Ясная Поляна-2 с отпайкой на ПС Тяговая 39-й км (Л-110) и КВЛ 110 кВ Ильенко - Парковая. После работы автоматики данных ЛЭП загрузка транзита 110 кВ ГЭС-2 - Т-302 - Мин.Воды-2 может достигать аварийно-допустимых значений. Для недопущения перегруза ВЛ 110 кВ данного транзита необходимо снижать переток мощности в сечении "Восток" (приложение А-2). Ввод в работу ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания позволяет избежать срабатывания АОПО вышеуказанных ЛЭП, загрузка остальных ЛЭП и напряжения на ПС 110 кВ будет находиться в пределах длительно-допустимых значений (таблица 6.1, приложение А-3).

Таблица 6.1. Результаты расчетов электрических режимов в зимний максимум нагрузок 2021 года (ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания в работе). Послеаварийный режим. Отключены ВЛ 330 кВ по транзиту Невинномысская ГРЭС - ГЭС-2 - Машук в схеме плавки гололеда на КВЛ 330 кВ Ильенко - Баксан.

Таблица 6.1.1.

Наименование узла (ПС 110 кВ)	Нагрузка		Уровни напряжений, кВ
	P, МВт	Q, Мвар
ПС 110 кВ Щебзавод	4,9	1,9	110,6
ПС 110 кВ Мин. Воды-2	33,2	13,4	110,6
ПС 110 кВ Аэропорт	5,0	2,0	110,7
ПС 110 кВ Железноводская	9,7	3,9	111,6
ПС 330 кВ Машук (СШ 110 кВ)	175,2	94,6	112,3
ПС 110 кВ Ессентуки-2	55,8	22,2	112,3

Таблица 6.1.2.

Наименование ЛЭП	Длит.доп. ток ВЛ при t=10С, А	Фактическая загрузка ЛЭП
		I, А	%	S, МВА
ВЛ 110 кВ Ессентуки-2 - Ясная Поляна-2 с отпайкой на ПС Тяговая 39-й км (Л-110)	586	517	88	100+j1,5
КВЛ 110 кВ Ильенко - Ясная Поляна-2	437	393	90	78,5+j13,4
КВЛ 110 кВ Ильенко - Парковая	405	329	81	66,6+j5,1
ВЛ 110 кВ Белый Уголь - Парковая (Л-169)	405	283	70	56,9+j0,9
ВЛ 110 кВ ГЭС-2 - Т-302 (Л-49)	586	394	67	79,5+j10,6

Следует отметить, что в случае отключения ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания, в определенных ремонтных схемах (в схемах плавки гололеда) в сети 330 кВ, при выводе из работы ВЛ 330 кВ по транзиту Невинномысская ГРЭС - ГЭС-2 - Машук или ГЭС-4 - Черкесск - Ильенко - Баксан и при максимальных перетоках мощности в сечении "Восток", возможна загрузка ВЛ 110 кВ до уровней аварийно-допустимых значений в послеаварийных режимах. В целях недопущения перегрузки ВЛ 110 кВ в послеаварийных режимах, в вышеуказанных ремонтных схемах рекомендуется осуществлять перенос разрывов в сети 110 кВ, на ПС 110 кВ Т-303 СВ-110 включать, а на ПС 110 кВ Т-302 СВ-110 отключать.

В летний максимум нагрузок наиболее тяжелым является режим отключения ВЛ 330 кВ Невинномысск - Ставрополь в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - Армавир. В данном режиме на Невинномысской ГРЭС сработает установленное устройство АОПО ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Прикубанская (Л-57) с уставкой по току 538 А, и управляющими воздействиями на отключение ЭВ-АТ-1 и ЭВ-АТ-2. При этом возможен перегруз ВЛ 110 кВ, питающих нагрузку г. Ставрополя сверх аварийно-допустимых значений (таблица 6.2, приложение А-5). Для исключения перегруза ВЛ 110 кВ сверх аварийно-допустимых значений, шунтирующих контролируемые сечения "Невинномысск" и "Невинномысск ремонтное" и питающих нагрузку г. Ставрополя, диспетчером Северокавказского РДУ осуществляется регулирование перетока в вышеуказанных контролируемых сечениях, противоаварийное управление комплексами АПНУ "Невинномысск" (АПНУ "Невинномысск ремонтное") Ставропольской ГРЭС, а так же применяются схемно-режимные мероприятия, исключающие риски возникновения перегруза ВЛ 110 кВ сверх аварийно-допустимого уровня (приложение А-6).

Таблица 6.2. Результаты расчетов электрических режимов в летний максимум нагрузок 2021 года. Послеаварийный режим. Отключена ВЛ 330 кВ Невинномысск - Ставрополь в схеме ремонта ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - Армавир. Генерация Невинномысской ГРЭС 810 МВт.

Таблица 6.2.1. (без создания разрывов в сети 110 кВ)

Наименование ЛЭП	Ав.доп. ток ВЛ при t=+30С, А	Фактическая загрузка ЛЭП
		I, А	%	S, МВА
ВЛ 110 кВ Центральная - Южная (Л-136)	575	711	136	125-j60,6
ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Южная с отпайкой на ПС Темнолесская (Л-23)	575	556	98	99,1-j42,5
ВЛ 110 кВ Прикубанская - Заветная (Л-143)	575	67	12	12,7+j4,3
ВЛ 110 кВ Заветная - УНПС (Л-51)	575	256	45	16,4+j5,8
ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Южная (Л-64)	575	536	102	110,9+j5,1

Таблица 6.2.2. (превентивное создание разрывов в сети 110 кВ)

Наименование ЛЭП	Ав.доп. ток ВЛ при t=+30С, А	Фактическая загрузка ЛЭП
		I, А	%	S, МВА
ВЛ 110 кВ Центральная - Южная (Л-136)	575	237	40	42,2+j16,8
ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Южная с отпайкой на ПС Темнолесская (Л-23)	575	308	53	55,4+j22,2
ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Прикубанская (Л-57)	575	85	15	16,4+j5,3
ВЛ 110 кВ Прикубанская - Заветная (Л-143)	575	18	3	3,7+j1,5
ВЛ 110 кВ ГЭС-4 - Южная (Л-64)	575	119	20	23,2+j7,9

6.2.2. Режимы работы электрической сети на этапе 2022 года.

Рост электропотребления энергосистемы Ставропольского края в период 2022 года обусловлен естественным приростом нагрузок и подключением новых потребителей. Картина потокораспределения в расчетных режимах 2022 года (приложения А-7 - А-11 том "Чертежи и графические приложения" в сети 110 кВ незначительно отличается от 2021 года.

В период летних максимальных нагрузок по-прежнему проблемным местом является энергорайон г. Ставрополя. В различных послеаварийных режимах в ремонтных схемах возможен перегруз ВЛ 110 кВ сверх аварийно-допустимых значений, который предотвращается превентивным делением сети 110 кВ (приложения А-10, А-11).

В связи с превышением нормативного срока службы ВЛ 110 кВ Затеречная - Ищерская I, II цепь с отпайками (Л-123/Л-124) и неудовлетворительным состоянием ВЛ на участке Затеречная - Ачикулак предлагается изменение топологии сети с выносом участка ВЛ 110 кВ Л-123/Л-124 из зоны затопления.

6.2.3. Режимы работы электрической сети на этапе 2024 года.

Рост электропотребления энергосистемы Ставропольского края на этапе 2024 года будет незначительным и обусловлен естественным приростом нагрузок и подключением новых потребителей. Картина потокораспределения в расчетных режимах 2024 года энергосистемы Ставропольского края (приложения А-12, А-13) будет незначительно отличаться от 2022 года.

6.2.4. Режимы работы электрической сети на этапе 2026 года.

Рост электропотребления энергосистемы Ставропольского края на этапе 2026 года будет незначительным. Картина потокораспределения в расчетных режимах 2026 года энергосистемы Ставропольского края (приложения А-14, А-15) будет незначительно отличаться от 2024 года.

Таблица 6.3. Перетоки мощности по АТ 500/330 кВ и 330/110 кВ электрических станций и подстанций энергосистемы Ставропольского края в расчетных режимах 2021 - 2026 г.г.

Наименование подстанции	Установленная мощность АТ, МВА	Номинальная мощность ЦП	Нагрузка автотрансформаторов в расчетных схемах
			2021 год				2026 год
			Р, МВт	Q, Мвар	S, МВА	%	Р, МВт	Q, Мвар	S, МВА	%
ПС 500 кВ Невинномысск 500/330 кВ	2х(3х167)	1002	128	106	166	16	151	110	187	19
330/110 кВ	2х125	250	-	-	-	-	-	-	-	-
ПС 500 кВ Буденновск 500/330 кВ	2х(3х167)	1002	251,3	121	279	28	236	126	268	27
330/110 кВ	1х125	125	31	1,2	31	25	31	1	31	25
Ставропольская ГРЭС 500/330 кВ	2х(3х167)	1002	170	4	170	17	190	5	190	19
330/110 кВ	2х200	400	87	55	103	26	83	55	100	25
ГЭС-2	2х120	240	54	1,7	47	19	59	1,2	59	25
ГЭС-4	2х125	250	5	48	48	19	12	46	48	19
Невинномысская ГРЭС	2х200	400	40	68	79	20	62	56	84	21
ПС 330 кВ Благодарная	1х125	125	45	6	45	36	45	7	45	36
ПС 330 кВ Прикумск	2х200	400	133	95	163	41	137	97	168	42
ПС 330 кВ Ставрополь	3х125	375	79	55	96	26	51	39	64	17
ПС 330 кВ Машук	2х200	400	242	103	263	66	247	106	269	67
ПС 330 кВ Ильенко	2х125	250	99	65	118	47	100	66	120	48

6.3. Рекомендации по компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше на территории энергосистемы Ставропольского края.

Условия регулирования напряжения и размещение источников реактивной мощности

Регулирование напряжения в сети 110 кВ энергосистемы Ставропольского края обеспечивается за счет изменения реактивной мощности генераторов электростанций и компенсирующих устройств (БСК), установленных в электрических сетях, у потребителей, а также за счет регулировочных возможностей автотрансформаторов и трансформаторов на подстанциях 500, 330 и 110 кВ.

На подстанциях 110 кВ в энергосистеме Ставропольского края по состоянию на 01.01.2021 установлено 70,38 Мвар КУ (БСК). Располагаемая мощность КУ составляет 52,16 Мвар.

Для компенсации зарядной мощности ВЛ 500 и 330 кВ на ПС 500 кВ Невинномысск, ПС 500 кВ Буденновск и Ставропольской ГРЭС установлены шунтирующие реакторы суммарной мощностью 885 Мвар.

Напряжение в зимний режимный день 2020 года (18.12.2020 г. 18 час) обеспечивалось в сети 110 кВ - 110-121 кВ, в сети 330 кВ - 335-350 кВ. Наименьшие напряжения имели место в Прикумских электрических сетях на ПС 110 кВ Каясула, ПС 110 кВ Ачикулак, ПС 110 кВ Затеречная и ПС 110 кВ Восточная;

Для рекомендуемой схемы электрической сети энергосистемы Ставропольского края выполнены расчеты по оптимизации реактивной нагрузки на шинах подстанций 110 кВ. При выполнении оптимизационных расчетов в исходном режиме максимальных нагрузок 2025 г. как существующие рассматриваются все КУ в соответствии с их располагаемой мощностью на 01.01.2020 г. (за исключением БСК на ПС 110 Суворовская).

Ниже изложены методологические основы расчетов по оптимизации реактивной мощности и размещения компенсирующих устройств.

Основные методические положения, применяемые для оптимизации реактивной мощности в узлах электрической сети

В основу оптимизации положен принцип минимума приведенных затрат, связанных с установкой, эксплуатацией и режимом работы компенсирующих устройств (КУ).

В функцию приведенных затрат входят слагаемые, учитывающие следующие виды затрат:

- на установку и текущую эксплуатацию компенсирующих устройств;

- на выработку электроэнергии необходимую для компенсации потерь электроэнергии как в сети, так и в устанавливаемых КУ.

Для существующих источников реактивной мощности (ранее установленных КУ, СК и генераторов станций) стоимостный показатель принимается равным нулю. Время работы в году новых КУ принято равным 8760 часов, что справедливо для расчётов, определяющих установленную мощность КУ без учёта реального режима работы, что впоследствии создаёт некоторый запас.

Для отыскания оптимальной установленной мощности КУ по функции приведенных затрат определяются удельные приросты потерь активной мощности от реактивных узловых мощностей. Удельные приросты определяются для узлов сети по параметрам расчётного режима сети (конфигурации и параметров ветвей, активных и реактивных узловых мощностей, уровней напряжения).

В результате, критерий оптимальности (минимум целевой функции приведенных затрат) формулируется следующим образом: оптимальная установленная мощность КУ определяется условием равенства удельного прироста потерь в узловой точке в расчётном режиме значению, определённому технико-экономическими показателями (заданному). Для существующих источников реактивной мощности аналогично формулируется критерий для оптимальной рабочей мощности.

При таком подходе значение заданного удельного прироста потерь определено с учётом срока окупаемости устанавливаемых КУ, который соответствует принятому в расчётах коэффициенту эффективности капитальных вложений. Другими словами оптимизационный расчёт прекращается, когда срок окупаемости "последнего" устанавливаемого КУ превысит заданный.

В каждой энергосистеме имеются узловые точки, обычно это шины достаточно мощных электростанций, в которых по техническим соображениям требуется поддержание некоторого заданного уровня напряжения (опорные узлы). Выполнение этого условия приводит к тому, что эти узлы должны генерировать реактивную мощность, прежде всего, для выполнения технических требований. Реактивная мощность таких узлов рассматривается как условно "бесплатная", необходимая, прежде всего, для нормального функционирования сети, при этом удельный прирост потерь в таких узлах должен быть, по определению, нулевым.

Опорные узлы выполняют функцию поддержания заданного уровня напряжения, одновременно выдавая свою реактивную мощность в окружающую сеть. Однако опорные узлы имеют реальные физические пределы регулирования реактивной мощности. Если в процессе оптимизации опорный узел достигнет ограничения по реактивной мощности, он переходит в статус обычного узла, для которого расчет удельного прироста потерь выполняется по обычным правилам.

Расчетные условия оптимизации компенсирующих устройств реактивной мощности.

Выбор оптимальной величины мощности КУ осуществляется по режиму максимальных нагрузок, когда потери мощности в электрических сетях наибольшие. Оптимизация реактивной мощности осуществлялась на шинах 110 кВ подстанций энергосистемы.

Величина располагаемой мощности существующих КУ в оптимизационных расчетах принимается за минимальную и увеличивается, если в ходе расчета выявляется такая потребность.

Выдача реактивной мощности генераторами электростанций оптимизировалась с учетом обеспечения технических требований к уровню напряжения в узловых точках электрической сети 110 кВ.

Стоимостные показатели установки компенсирующих устройств приняты по "Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей", "Энергосетьпроект", Москва, 2007 г. с учетом данных заводов изготовителей БСК по стоимости оборудования в ценах на I квартал 2020 года с учетом НДС.

Таблица 6.4.1 - Технико-экономические параметры оптимизации реактивной мощности в электрической сети.

Наименование технико-экономических	Обозначение,	Значение
параметров оптимизации	размерность	параметров
1. Удельная стоимость установки источников	Ско,
реактивной мощности (БСК) напряжением 6-10 кВ	руб/квар	1500
2. Отчисления на амортизацию и	Ккаро, от
обслуживание КУ	стоимости КУ	0,050
3. Удельная стоимость установленной	Сро,
мощности на электростанциях	руб/кВт	0
4. Коэффициент эффективности
капитальных вложений	Кн	0,100
5. Стоимость потерь электроэнергии	B.2
	руб/кВт. ч	2,6
6. Годовое время использования максимума	.р
реактивной мощности	Час	8760
7. Удельные потери активной мощности в	D Рку,
новых компенсирующих устройствах	кВт/квар	0,0030
8. Удельные потери активной мощности в	Рсущ
существующих источниках реактивной	кВт/кВар	0,0100
мощности

Результаты расчетов по оптимизации мощности и размещения источников реактивной мощности в электрических сетях и их анализ.

Результатом оптимизационных расчетов является мощность дополнительных компенсирующих устройств, устанавливаемых в нагрузочных узлах и достигаемое при этом снижение потерь мощности в электрических сетях

Результаты расчетов по оптимизации мощности и размещения источников реактивной мощности в электрических сетях приведены в таблице 6.4.2.

Таблица 6.4.2.

Наименование сетевого района и подстанций	Мощность нового КУ, Мвар	Стоимость установки КУ, тыс. руб.	Ежегодные затраты, тыс. руб		Годовой экономический эффект от установки КУ тыс. Руб.	Срок окупаемости КУ, лет
			на потери энергии в КУ	на эксплуатацию КУ
ПС 110 кВ Рагули	9,9	14850	676	743	-	-
ПС 110 кВ Полимер	9,9	14850	676	743	694	21,4
ПС 110 кВ Мин-Воды-2	9,9	14850	676	743	850	17,5
ПС 110 кВ Подкумок	9,9	14850	676	743	597	24,9
Итого:	39,6	59400	2704	2972	2141

Анализ результатов выполненных расчетов показал, что установка БСК на подстанциях 110 кВ экономически нецелесообразна, так как срок окупаемости БСК в случае установки в наиболее эффективных узлах нагрузки превышает 10 лет.

6.4. Оценка снижения потерь электроэнергии в сетях 110 кВ и выше.

Настоящей работой выполнена оценка снижения потерь электрической энергии в сетях 110 кВ и выше при вводе электросетевых объектов, обеспечивающих основное влияние на величину потерь электроэнергии, а также приведены рекомендации по выполнению нормальных разрывов в сети 110 кВ, при которых достигается наибольшие результаты снижения потерь в сети 110 кВ и выше энергосистемы Ставропольского края.

В таблице 6.5.1 приведена оценка величины снижения потерь электроэнергии в сети 110-500 кВ при вводе электросетевых объектов, обеспечивающих основное влияние на величину потерь электроэнергии. Дополнительно приведены рекомендации по выполнению нормальных разрывов в сети 110 кВ, при которых достигается наибольшие результаты снижения потерь в сети 110 кВ и выше энергосистемы Ставропольского края.

Таблица 6.5.1.

Ввод новых объектов	Величина изменения потерь электроэнергии (снижение/увеличение, -/+), млн. /год
	Всего	в сети 330/500 кВ	в сети 110 кВ
1. Выполнение нормального разрыва на ПС 110 кВ Т-303	-4,20	2,97	-7,17
2. Выполнение нормального разрыва на ПС 110 кВ Полимер	-3,69	0,82	-4,51
Итого:	-7,89	3,79	-11,68

Как видно из приведенных в таблице 6.5.1 данных, реализация указанных мероприятий в энергосистеме Ставропольского края в период до 2026 г. снижает величину потерь электроэнергии в сети 110 кВ и выше на 7,89 млн. кВт. ч в год.

7. Объёмы электросетевого строительства и оценка необходимых капиталовложений

Оценка необходимых капиталовложений для реализации намеченного в 2021 - 2026 г.г. строительства новых и реконструкции (техперевооружения) действующих электросетевых объектов напряжением 110-330 кВ на территории Ставропольского края выполнена по сборнику укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) ПС и ЛЭП для нужд ОАО "Холдинг МРСК", утвержденного приказом от 20.09.2012 N 488.

Стоимость СМР, прочих работ и затрат и ПИР определена в соответствии с рекомендуемыми к применению в I кв. 2021 г. индексами:

= 9,02 - индекс изменения сметной стоимости СМР к ТЕР по виду строительства "Прочие объекты" для Ставропольского края (без НДС, Приложение 1 к письму Минстроя России от 24.02.2021 г. N 6799-ИФ/09);

- = 5,43 - индекс изменения сметной стоимости оборудования по отрасли Электроэнергетика (без НДС, Приложение 3 к письму Минстроя России от 24.02.2021 г. N 6799-ИФ/09);

- = 10,21 - индекс изменения сметной стоимости прочих работ и затрат по отрасли Электроэнергетика (без НДС, Приложение 2 к письму Минстроя России от 24.02.2021 г. N 6799-ИФ/09);

Удельный вес затрат в стоимости строительства принят в следующих объёмах: СМР - 22%, оборудование - 61%, прочие затраты - 8,5% и ПИР - 8,5%.

Показатели стоимости строительства ВЛ 110 кВ рассчитаны с учетом усложняющих коэффициентов (особо гололедный район, условия городской застройки и др.). Затраты на замену выключателей в ОРУ 110 кВ действующих подстанций и на установку выключателей на новых подстанциях определены исходя из установки элегазовых выключателей.

Стоимостные показатели электросетевого строительства являются оценочными и подлежат уточнению на последующих стадиях проектирования.

Объемы строительства, реконструкции и техперевооружения, а также оценка необходимых капиталовложений по объектам напряжением 110 кВ и выше приведены в Приложении Г.

В таблице 7.1 приведена сводка затрат по объектам электросетевого строительства в период 2021 - 2026 гг.

Таблица 7.1.

Наименование	Линии электропередачи			Подстанции
		В том числе			В том числе
	Всего,	Новое	Реконст.	Всего	Новое	Реконст.
	км/ млн. руб	стр-во, км/ млн. руб	и техпер., км/ млн. руб	МВА/ млн. руб.	стр-во, МВА/ млн. руб	и техпер., МВА/ млн. руб
Объекты 330 кВ	84,5/1645,3	-	84,5/1645,3	-/ 41,0	-	-/41,0
Объекты 110 кВ	181,6/ 1568,9	62,9/ 221,2	118,7/ 1347,7	322/ 8238,7	166/ 968,8	156/ 7269,9
Итого	266,1/ 3214,2	62,9/ 221,2	203,2/ 2993,0	322/ 8279,7	166/ 968,8	156/ 7310,9

Всего в период до 2026 года намечено построить 62,9 км новых ВЛ 110 кВ и 4 новых подстанции 110 кВ с общей мощностью трансформаторов 166 МВА.

Предусматривается выполнить работы по реконструкции и техперевооружению одной ПС ПС 330 кВ и 26 ПС 110 кВ. Суммарный ввод трансформаторной мощности в период до 2026 г. на ПС 110 кВ - 156 МВА. Кроме того, на ряде действующих подстанций предусматривается установка дополнительных ячеек 110 кВ для подключения новых ВЛ и замена существующего коммутационного оборудования, физически и морально устаревшего, с применением элегазовых выключателей.

Для реализации намеченного развития электроэнергетики энергосистемы Ставропольского края в период 2021 - 2026 гг. в части нового строительства и технического перевооружения электрических сетей напряжением 110 кВ и выше потребуются капиталовложения в размере 11493,9 млн. руб. (в ценах 1-го квартала 2021 г.), в том числе на строительство новых объектов - 1190,0 млн. руб., реконструкцию и техническое перевооружение - 10303,9 млн. руб. Кроме того, по ряду объектов не разработана ПСД, поэтому указанная сумма изменится на сумму, определенную сметами по разработанным проектам.

8. Выводы и рекомендации

1. Схема и программа развития электроэнергетики Ставропольского края разработана на расчетный уровень нагрузок 2026 года.

Уровни электропотребления и максимумы нагрузки энергосистемы на перспективу до 2026 года приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1

Наименование показателей	2020 г. факт	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
Электропотребление, млн. кВт. ч	10237	10579	10693	10761	10840	10866	10918
Темпы роста, %	-1,1	3,3	1,1	0,6	0,7	0,2	0,4
Максимум нагрузки, МВт	1714	1726	1742	1750	1759	1767	1776
Темпы роста, %	7,7	0,7	0,9	0,5	0,5	0,5	0.5

Электропотребление в Ставропольском крае в 2026 году может составить 10918 млн. кВт. ч, а максимум нагрузки 1776 МВт. В 2021 - 2026 гг. среднегодовые темпы роста электропотребления прогнозируются в размере 1,1%, максимума нагрузки - 0,6%.

2. Покрытие прогнозируемого спроса на электроэнергию в энергосистеме Ставропольского края в период до 2026 года, как и в предыдущие годы, предусматривается за счет действующих на территории Ставропольского края электростанций.

Перечень планируемых к строительству объектов возобновляемых источников электроэнергии с указанием их мощности и сроков ввода приведен в таблице 3.1.

3. Как и в настоящее время, на рассматриваемую перспективу 2021 - 2026 гг. энергосистема Ставропольского края будет избыточной. Избыток мощности будет достигать 3570 МВт, а электроэнергии 7914 млн. кВт. ч. Избытки будут передаваться в энергосистему Краснодарского края и Республики Адыгея и в восточную часть ОЭС Юга.

4. Развитие электрической сети напряжением 110 кВ в период до 2026 года предусматривается в основном в районе городов Ставрополь, Невинномысск, а также в районе Кавказских Минеральных Вод. Необходимость строительства новых сетей в этих районах определяется намечаемым ростом электрических нагрузок жилищного строительства и промышленного производства.

5. До 2026 года намечено построить 62,9 км новых ВЛ 110 кВ и 4 новых подстанций 110 кВ общей мощностью трансформаторов 166 МВА.

6. До 2026 года предусмотрены к выполнению значительные объемы по реконструкции электрических сетей 110 кВ энергосистемы Ставропольского края. Планируется выполнить реконструкцию ВЛ 110 кВ в объёме 118,7 км, реконструкцию и техперевооружение 26 ПС 110 кВ, в том числе с заменой существующих трансформаторов на трансформаторы с большим номиналом суммарной мощностью 156 МВА.

7. Для реализации намеченного развития, технического перевооружения и реконструкции электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Ставропольского края в 2021 - 2026 гг. потребуется капиталовложений в размере 11493,9 млн. руб., в том числе на строительство новых объектов - 1190,0 млн. руб., реконструкцию и техническое перевооружение - 10303,9 млн. руб.

Приложения

Приложение А

Техническое задание
на разработку "Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края на 2022 - 2026 годы"

УТВЕРЖДАЮ:

Министр

энергетики, промышленности

и связи Ставропольского края

_____________ В.И. Шульженко

"__" ____________ 2020 г.

Основания для проведения работы по разработке схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края на 2022 - 2026 годы:

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Ставропольского края разрабатывается в соответствии с:

- Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

- Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

- поручением Президента Российской Федерации по итогам заседания Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России 23 марта 2010 года (перечень поручений от 29 марта 2010 года N Пр-839 пункт 5) об учете в рамках схем и программ перспективного развития электроэнергетики максимального использования потенциала когенерации и модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований;

- методическими рекомендациями Минэнерго РФ по разработке схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации.

При разработке также должны выполняться положения:

- Федерального закона от 23 ноября 2009 года N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации",

- Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении"

с учетом требований к региональным программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, определенных постановлением Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 года N 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности",

- постановления Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 г. N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" (с изменениями и дополнениями).

1. Цели разработки Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края:

Основными целями разработки схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края являются:

- развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

- обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность;

- формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.

2. Задачи Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края:

Задачами формирования схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края являются:

2.1. Обеспечение надежного функционирования энергосистемы Ставропольского края в долгосрочной перспективе.

2.2. Обеспечение баланса между производством и потреблением в энергосистеме Ставропольского края, в том числе предотвращение возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей.

2.3. Скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей.

2.4. Информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов.

2.5. Обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ (схем) территориального планирования, схем и программ перспективного развития электроэнергетики.

Разработанная СиПР должна использоваться в качестве:

- основы для разработки схем выдачи мощности электростанций, схем внешнего электроснабжения потребителей электрической энергии;

- основы для формирования с использованием перспективной расчетной модели для субъектов Российской Федерации предложений по определению зон свободного перетока электрической энергии (мощности).

Схемы и программы развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации являются основой для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний.

3. Требования к выполнению работы и ее результатам:

3.1. При разработке СиПР должны быть учтены требования Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики (утверждены постановлением Правительства РФ от 17.10.2009 N 823), Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем (утверждены приказом Минэнерго РФ от 30.06.2003 N 281), Методических указаний по устойчивости энергосистем (утверждены приказом Минэнерго РФ от 03.08.2018 N 630), Национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования" (утвержден приказом Росстандарта от 19.11.2019 N 1196-ст) (далее - ГОСТ по расчету режимов), норм и правил, действующих на момент выполнения работы.

3.2. При этом в работе должны учитываться следующие основные принципы:

- экономическая эффективность решений, предлагаемых в схемах и программах перспективного развития электроэнергетики, основанная на оптимизации режимов работы Единой энергетической системы России;

- применение новых технологических решений при формировании долгосрочных схем и программ перспективного развития электроэнергетики;

- скоординированность схем и программ перспективного развития электроэнергетики и инвестиционных программ субъектов электроэнергетики;

- скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;

- скоординированное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

- публичность и открытость государственных инвестиционных стратегий и решений.

3.3. Сводный отчет должен содержать краткие выводы (сводную информацию) по основным разделам СиПР.

3.4. За отчетный принять 2020 год, за расчетные - 2021 - 2026 годы.

3.5. Материалы СиПР должны быть согласованы с Филиалом АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ, а также сетевыми организациями, генерирующими компаниями и иными организациями на территории Ставропольского края.

3.6. СиПР утверждается до 1 мая 2021 года высшим должностным лицом (руководителем высшего исполнительного органа государственной власти) Ставропольского края.

4. Требования к содержанию Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края на 2022 - 2026 годы:

В составе СиПР должно быть представлено:

4.1. Общая характеристика Ставропольского края:

Должны быть приведены данные по площади территории, численности населения, перечень наиболее крупных населенных пунктов, основные направления специализации Ставропольского края, в том числе в части промышленности, строительства, транспорта, сферы обслуживания, проведен мониторинг исполнения мероприятий, предусмотренных утвержденной схемой и программой развития электроэнергетики Ставропольского края на предыдущий период.

4.2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Ставропольского края за прошедший пятилетний период:

4.2.1. Характеристика энергосистемы Ставропольского края, в том числе информация по генерирующим, электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим электроснабжение потребителей на территории Ставропольского края, а также блок-станциями промышленных предприятий.

4.2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии Ставропольского края за последние 5 лет.

4.2.3. Структура электропотребления по основным группам потребителей Ставропольского края за последние 5 лет.

4.2.4. Перечень крупных существующих потребителей электрической энергии с указанием максимальной нагрузки и потребления электрической энергии за последние пять лет.

4.2.5. Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы и крупных узлов нагрузки за последние 5 лет.

4.2.6. Структура установленной электрической мощности на территории Ставропольского края, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим изменениям эксплуатационного состояния объектов по производству электроэнергии в отчетном году.

4.2.7. Состав генерирующего оборудования существующих электростанций (а также блок - станций) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт.

4.2.8. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности.

4.2.9. Анализ существующего баланса электрической энергии и мощности в энергосистеме Ставропольского края за последние 5 лет.

4.2.10. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона напряжением 110 кВ и выше, включая перечень существующих линий электропередачи и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ, с указанием сводных данных по ним.

4.2.11. Основные внешние электрические связи энергосистемы Ставропольского края.

4.2.12. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за последние 5 лет (энергоемкость валового регионального продукта, потребление электроэнергии на душу населения, электровооруженность труда в экономике).

4.2.13*. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения (при их наличии) в регионе и структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных по основным группам потребителей в Ставропольском крае за последние 5 лет.

4.2.14*. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Ставропольском крае, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований (при их наличии), с указанием их потребности в тепловой энергии, источников ее покрытия, а также типов используемых установок тепловой генерации с указанием их тепловой и электрической мощности и года ввода в эксплуатацию.

4.2.15. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Ставропольского края по состоянию на отчетный год (при их наличии).

4.2.16. Единый топливно-энергетический баланс Ставропольского края за предшествующие пять лет, который должен отражать все виды ресурсов и группы потребителей на основании ОКВЭД.

______________________________

* целесообразность выполнения данных разделов в рамках разработки схемы и программы развития электроэнергетики субъекта РФ определяется органом исполнительной власти субъекта РФ

4.3. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Ставропольского края:

В работе должна быть представлена характеристика функционирования энергосистемы Ставропольского края и анализ режимов работы электрических сетей напряжением 110 кВ и выше за отчетный пятилетний период, а также проведена оценка балансовой ситуации и наличия "узких мест", связанных с:

- наличием отдельных частей энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети с указанием ограничивающих элементов;

- наличием ограничений пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов и описанием электроэнергетических режимов, в которых данные ограничения возникают;

- отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения (в том числе недостаточными возможностями по регулированию уровней напряжения).

4.4. Основные направления развития электроэнергетики Ставропольского края:

В качестве исходных данных необходимо использовать сведения (с указанием источника информации):

для базового варианта развития:

- о вводах электросетевых объектов 110 кВ (включая техническое перевооружение и реконструкцию), включенных в утвержденные инвестиционные программы субъектов электроэнергетики;

- о вводах электросетевых объектов 330 кВ и выше (включая техническое перевооружение и реконструкцию), а также генерирующих объектов, включенных в утвержденную (актуальную редакцию проекта) Схемы и программы развития ЕЭС России;

- о вводах электросетевых объектов 110 кВ (включая техническое перевооружение и реконструкцию), в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям (по ТУ на ТП энергопринимающих устройств максимальной мощностью менее 5 МВт при наличии заключенных договоров технологического присоединения);

- предложения Филиала АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ по развитию распределительных сетей, в том числе по ликвидации сетевых и балансовых ограничений (выявленных "узких мест"), на основе результатов использования перспективной расчетной модели.

для дополнительного (оптимистического) варианта развития:

- исходные данные базового варианта;

- сведения о планируемых крупных инвестиционных проектах на территории Ставропольского края, в том числе о перечне объектов, строительство которых предполагается осуществить на территории Ставропольского края, их присоединяемой мощности, сроках ввода в эксплуатацию, местах расположения в соответствии с имеющимися федеральными целевыми программами, республиканскими и ведомственными программами (при наличии).

В СиПР должны быть разработаны:

4.4.1. Прогноз потребления электрической энергии и мощности на 5-летний период (по каждому году прогнозируемого периода) по энергосистеме Ставропольского края с выделением наиболее крупных потребителей и инвестиционных проектов, в том числе на основе данных о максимальных объемах потребления по узловым подстанциям, представляемых сетевыми организациями с учетом планируемых технологических присоединений, и данных о планируемых объемах потребления по крупным потребителям, а также по планируемым на территории инвестиционным проектам, представляемых органами власти Ставропольского края:

для базового варианта развития:

а) прогноз потребления электрической энергии и мощности из базового варианта разработанной и утвержденной в текущем году схемы и программы развития ЕЭС России и направленный Филиалом АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ. В случае, если на момент разработки схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края схема и программа развития ЕЭС России не утверждена, используется прогноз актуальной редакции проекта схемы и программы развития ЕЭС России;

и, при необходимости, для дополнительного варианта:

б) прогноз потребления электрической энергии и мощности, предоставляемый органом исполнительной власти Ставропольского края ("оптимистический", не являющийся обязательным) или на основании умеренно оптимистичного варианта (в случае его разработки) разработанной и утвержденной в текущем году схемы и программы развития ЕЭС России (актуальной редакции проекта).

Перечни с исходными данными для разработки СиПР должны быть приведены отдельно для каждого из рассматриваемых вариантов развития.

4.4.2. Перечень основных перспективных потребителей с указанием заявленной максимальной мощности (на основе договоров на осуществление технологического присоединения), детализация прогноза электропотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Ставропольского края с выделением потребителей, составляющих не менее 1% потребления региона и иных, влияющих на режим работы энергорайона в энергосистеме.

4.4.3. Анализ прогнозного баланса мощности и электрической энергии из разработанной и утвержденной в текущем году схемы и программы развития ЕЭС России по энергосистеме Ставропольского края на период формирования СиПР. При наличии дополнительного варианта потребления электрической энергии и мощности для него также должен быть выполнен баланс мощности и электрической энергии.

4.4.3.1. При формировании перспективных балансов электроэнергии энергосистемы Ставропольского края потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом объемов электропотребления на территории региональной энергосистемы и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами.

4.4.3.2. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Ставропольского края мощностью 5 МВт и более на 5-летний период с указанием оснований включения в перечень для каждого объекта с учетом максимального развития когенерации. Обоснование предложений по вводу новых генерирующих мощностей (новые потребители, тепловая нагрузка, балансовая необходимость).

Перечень планируемых к строительству генерирующих мощностей на электростанциях Ставропольского края формируется на основании утвержденной (актуальной редакции проекта) Схемы и программы развития ЕЭС России.

Включение генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которого продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничных рынках, в СиПР осуществляется в соответствии с п. 28.1 "Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики", утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823.

4.4.3.3. Перспективные балансы мощности и электроэнергии Ставропольского края на расчетный период формирования СиПР. Показатели балансов приводятся по годам на период формирования СиПР.

4.4.3.4. Прогноз развития энергетики Ставропольского края на основе ВИЭ и местных видов топлива, в том числе на основе гидроэнергетических ресурсов.

4.4.4. Анализ отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Ставропольского края на зимний/летний максимум/минимум нагрузок за отчетный год.

4.4.5. СиПР разрабатывается с учетом результатов расчетов электроэнергетических режимов, выполненных на верифицированных расчетных моделях энергосистемы с использованием современных программных комплексов, и должна содержать:

4.4.5.1. Выполнение расчетов электроэнергетических режимов для нормальных и основных ремонтных схем, а также в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем и ГОСТ по расчету режимов на пятилетний период по каждому году потребления электрической энергии и мощности на период формирования СиПР, для формирования предложений по развитию электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Ставропольского края. Расчеты электроэнергетических режимов выполняются для зимних максимальных нагрузок рабочего дня, зимних минимальных нагрузок рабочего дня, летних минимальных нагрузок выходного дня, летних максимальных нагрузок рабочего дня, паводка при наличии гидроэлектростанции в энергосистеме.

Сроки ввода электросетевых объектов напряжением 330 кВ и выше принимаются в соответствии с утвержденной (актуальной редакцией проекта) Схемы и программы развития ЕЭС России.

Результаты расчетов должны включать в себя данные по токовым нагрузкам линий электропередачи, (авто)трансформаторов подстанций, потокораспределению активной и реактивной мощности, уровням напряжения в сети 110 кВ и выше, представленные в табличном и графическом виде.

4.4.5.2. Анализ характерных нормальных и послеаварийных режимов работы основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Ставропольского края на период формирования СиПР (и дополнительно на годы ввода крупных объектов).

В обосновывающих материалах СиПР должна быть приведена информация о рассмотренных схемно-режимных мероприятиях в соответствии с пунктом 6.2 ГОСТ по расчету режимов, направленных на обеспечение допустимых параметров электроэнергетического режима. Невозможность реализации схемно-режимных мероприятий в необходимом для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима объеме должна быть подтверждена либо результатами выполненных в СиПР расчетов электроэнергетических режимов, либо официальной информацией от собственников оборудования с приведением реквизитов указанных документов в СиПР.

4.4.5.3. Расчетные электрические нагрузки подстанций 110 кВ и выше на период формирования СиПР.

4.4.5.4. Расчеты и анализ режимов работы энергосистемы Ставропольского края осуществляются отдельно для каждого из рассматриваемых вариантов развития ("базового" и "оптимистического").

4.4.6. Анализ функционирования и формирование предложений по развитию электрических сетей энергосистемы, включая внешние связи энергосистемы, напряжением 110 кВ и выше, отдельно для каждого из рассматриваемых вариантов развития ("базового" и "оптимистического"):

4.4.6.1. Определение (уточнение) на основании балансовых и электроэнергетических расчетов режимов перечня "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше с описанием возможных технологических ограничений, обусловленных их возникновением.

4.4.6.2. Предложения в виде перечня необходимых мероприятий по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше для ликвидации "узких мест". Перечень должен включать:

- описание мероприятия с указанием необходимых параметров (сечение провода ЛЭП с пропускной способностью не менее ... А, номинальный ток оборудования, трансформаторная мощность и т.п.);

- рекомендуемый срок реализации мероприятия;

- обоснование необходимости мероприятия;

- наименование организации, ответственной за реализацию мероприятия;

- ориентировочную стоимость, определенную в соответствии с действующими нормативами (распределение инвестиций по годам).

4.4.6.3. Предложения по уточнению перечня электросетевых объектов единой национальной (общероссийской) электрической сети, включенных в Схему и программу развития ЕЭС России текущего периода, или сроков их реализации (в случае необходимости). Такие рекомендации должны быть оформлены отдельным разделом и включены в оптимистический вариант развития с приложением обосновывающих материалов.

4.4.6.4. Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, с указанием года ввода в работу (уже запланированных с указанием источника информации и вновь предлагаемых с необходимым сроком реализации), обеспечивающих надежное электроснабжение потребителей Ставропольского края на расчетном этапе развития электрических сетей на период формирования СиПР (для каждого мероприятия должны быть представлены технические обоснования).

4.4.6.5. Формирование перечня необходимых мероприятий по реконструкции электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к выполнению, с указанием сроков реализации (уже запланированных с указанием источника информации и вновь предлагаемых с необходимым сроком) (для каждого мероприятия должны быть представлены технические обоснования).

Обоснованием в СиПР необходимости реконструкции ЛЭП или электросетевого оборудования без увеличения их пропускной способности (мощности) в связи с их неудовлетворительным техническим состоянием (далее - мероприятие по техническому состоянию), является:

- документация, подтверждающая необходимость реализации мероприятия, содержащая решения по устранению рисков нарушения надежности функционирования объектов электроэнергетики и т.п.;

- официальное письмо собственника ЛЭП (электросетевого оборудования) с указанием в нем ссылки на акт, протокол или иной документ, содержащий выводы о необходимости реализации мероприятия;

- официальное письмо собственника ЛЭП (электросетевого оборудования) с подтверждением необходимости реконструкции на основании значения индекса технического состояния оборудования 70 и ниже.

Вышеуказанные документы должны обеспечивать однозначную идентификацию оборудования, требующего реконструкции или замены, а также конкретных мероприятий, предлагаемых к реализации.

4.4.6.6. Анализ расчетных перспективных электрических нагрузок подстанций 110 кВ и выше, определенных на период формирования СиПР и разработанные рекомендации по увеличению трансформаторной мощности существующих и созданию новых центров питания электрических сетей 110 кВ и выше, в том числе путем перевода объектов напряжением 35 кВ на более высокий класс напряжения (для каждого мероприятия должны быть представлены технические обоснования) с учетом требований приказа Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229" (далее - Требования к перегрузочной способности).

При определении перспективной загрузки трансформаторов учитываются нагрузки по ТУ на ТП энергопринимающих устройств с учетом коэффициентов реализации.

При этом в СиПР должен быть выполнен анализ обоснованности мощности трансформаторов (автотрансформаторов), устанавливаемых на новом или реконструируемом центре питания в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям (по ТУ на ТП энергопринимающих устройств максимальной мощностью менее 5 МВт при наличии заключенных договоров технологического присоединения).

4.4.6.8. Разработанные на основании анализа баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше рекомендации по вводу источников реактивной мощности и средств компенсации реактивной мощности. В случае прогнозирования существенного изменения режимно-балансовой ситуации в связи с вводами генерирующих и электросетевых объектов расчеты должны быть дополнительно выполнены для каждого года пятилетнего периода.

4.4.6.9. Разработанные рекомендации по выдаче мощности электростанций, планируемых к сооружению на территории энергосистемы на период формирования СиПР.

4.4.6.10. Разработанные рекомендации по схемам внешнего электроснабжения объектов, сооружаемых на территории энергосистемы на период формирования СиПР.

4.4.6.11. Разработанные рекомендации по обеспечению качества и надежности электроснабжения с учетом требований ПУЭ по надежности электроснабжения потребителей.

4.4.6.12. Формирование сводных данных по развитию электрической сети, класс напряжения которой ниже 110 кВ (для каждого года).

4.4.6.13. Обоснования предлагаемых мероприятий по развитию электрических сетей, в т.ч. предлагаемых ОИВ и субъектами электроэнергетики в соответствии с инвестиционными программами субъектов электроэнергетики, республиканскими и федеральными программами социально-экономического развития региона, должны быть представлены на основании:

- балансовых и электрических расчетов (в соответствии с п. 4.4.5 настоящего технического задания).

- анализа существующей и перспективной загрузки трансформаторов с учетом Требований к перегрузочной способности;

- анализа необходимости обеспечения установленной категории электроснабжения потребителей;

- анализа выработки нормативного срока эксплуатации оборудования и устройств (подтвержденных соответствующими актами технического освидетельствования состояния объекта, оборудования);

- анализа наличия мероприятий в утвержденных ТУ на ТП;

- анализа необходимости выполнения мероприятий для обеспечения вводов (реконструкции) объектов электроэнергетики других собственников.

Мероприятия по обеспечению технической возможности технологического присоединения, предусмотренных ТУ на ТП "сеть к сети", при отсутствии информации об утвержденных ТУ на ТП конечных потребителей, должны учитываться только при разработке дополнительного варианта СиПР.

4.4.6.14. В работе должны быть предложения по исключению инвестиционных проектов из инвестиционных программ субъектов электроэнергетики ввиду отсутствия обоснований необходимости их реализации.

4.4.7. Технико-экономические показатели развития электрической сети, включающие в себя:

- объемы строительства и реконструкции электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше;

- сводные данные по развитию электрической сети, класс напряжения которой ниже 110 кВ.

Предлагаемые мероприятия по развитию электроэнергетических объектов (как генерирующих, так и электросетевых) в пятилетний период должны быть определены по срокам, исполнителям, источникам финансирования с требуемыми объемами финансирования и оценкой влияния на региональные тарифы.

4.4.8. Итогом разработки базового варианта СиПР должен быть сводный перечень реализуемых и перспективных мероприятий по строительству и реконструкции объектов электроэнергетики на территории Ставропольского края, включенных в базовый вариант (далее - Перечень СиПР).

В Перечне СиПР для каждого мероприятия должно быть указано:

- наименование объекта электроэнергетики;

- наименование мероприятия;

- наименование организации, ответственной за реализацию мероприятия;

- параметры оборудования (в случае реконструкции - до и после проведения реконструкции);

- краткое обоснование необходимости реализации мероприятия (например, ликвидация ГАО в существующей схеме электрической сети, реконструкция по техническому состоянию и пр.);

- срок реализации мероприятия.

4.5*. Основные направления развития теплоэнергетики Ставропольского края:

4.5.1. Прогноз потребления тепловой энергии на период формирования СиПР с выделением крупных потребителей, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований.

Должна быть дана характеристика, какая часть суммарного потребления тепловой энергии Ставропольского края может быть обеспечена за счет когенерации тепловой и электрической энергии (максимальный потенциал развития когенерации при переводе крупных котельных в ПГУ и ГТУ ТЭЦ).

4.5.2. Определение на основании балансов электрической и тепловой энергии потребности электростанций (блок-станций) и котельных в топливе.

4.5.3. Разработанные мероприятия по строительству когенерации, информацию о возобновляемых источниках электроэнергии, местных видах топлива, модернизации систем теплоснабжения и объектов малой распределенной энергетики.

4.5.4. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Ставропольского края с указанием новых объектов теплоснабжения (новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных).

4.5.5. Разработанные предложения по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований Ставропольского края (при их наличии) с учетом максимального развития в регионе когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием котельных (с указанием при необходимости мероприятий по реконструкции газовых сетей).

4.5.6. Разработанные предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования.

4.5.7. Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию, предложения по реконструкции, модернизации ТЭЦ, котельных и их размещению.

4.5.8. Предложения по рекомендуемой структуре генерирующих мощностей.

4.5.9. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Ставропольского края на период формирования СиПР.

4.5.10. В СиПР могут быть отражены отдельными подпрограммами мероприятия по использованию возобновляемых источников энергии (ВИЭ), газопоршневых ТЭЦ с когенерацией и других источников энергии, а также мероприятия по энергоэффективности и энергосбережению на территории Ставропольского края.

_________________________________

* целесообразность выполнения данного раздела в рамках разработки схемы и программы развития электроэнергетики субъекта РФ определяется органом исполнительной власти субъекта РФ

5. Требования к оформлению Схемы и программы развития электроэнергетики Ставропольского края на 2022 - 2026 годы:

Текстовые материалы (научно-технические отчеты) СиПР должны быть выполнены в текстовом редакторе Word for Windows с использованием для основного текста шрифта Times New Roman с размером не более 13 единиц и одинарным междустрочным шагом.

Карты-схемы должны быть выполнены в редактируемом векторном формате (например, AutoCAD).

Презентационные материалы должны быть представлены в формате Microsoft Power Point.

В СиПР должны быть предоставлены результаты расчетов, аналитические и документальные материалы, оформленные в виде приложений в текстовом и графическом виде для каждого из двух вариантов развития ("базового" и "оптимистического"), в т.ч.:

- карты-схемы электрических сетей 110 кВ и выше на территории Ставропольского края на год выполнения работы и пятилетнюю перспективу с отображением:

существующих объектов напряжением 110 кВ и выше;

перспективных объектов напряжением 110 и выше по новому строительству, реконструкции с увеличением трансформаторной мощности и перевода объектов на более высокий класс напряжения;

легенды карты-схемы с указанием основных рекомендованных мероприятий по новому строительству, реконструкции с увеличением трансформаторной мощности и перевода объектов на более высокий класс напряжения с указанием параметров объекта и годов ввода.

- схемы для нормального режима электрических соединений сетей 110 кВ и выше на территории Ставропольского края на отчетный год и последний год периода формирования СиПР;

- схемы потокораспределения и уровней напряжения в сети 110 кВ и выше для всех проведенных расчетных режимов, результаты расчетов в табличном виде;

- перечень существующих линий электропередачи и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ;

- перечень планируемых к строительству (реконструкции) и выводу из эксплуатации линий электропередачи и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ;

- перечень существующих электрических станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт;

- перечень планируемых к строительству (реконструкции) и выводу из эксплуатации электрических станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт.

В приложениях к СиПР могут быть приведены также обосновывающие материалы и материалы с исходной информацией для разработки СиПР с указанием источников информации для каждого из двух вариантов развития ("базового" и "оптимистического").

6. Исходная информация для разработки Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Ставропольского края на 2022 - 2026 годы (взаимосвязь с предшествующими работами):

6.1. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 09.06.2017 N 1209-р.

6.2. Утвержденная Схема и программа развития Единой энергетической системы России (актуальная редакция проекта).

6.3. Ежегодный отчет о функционировании Единой энергетической системы России и данные мониторинга исполнения схем и программ перспективного развития электроэнергетики.

6.4. Отчетные данные о работе энергосистемы на территории Ставропольского края.

6.5. Утвержденные в установленном порядке инвестиционные программы генерирующих и электросетевых компаний на территории Ставропольского края.

6.6. Предложения Филиала АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ по развитию распределительных сетей, в том числе по ликвидации сетевых и балансовых ограничений (выявленных "узких мест"), на основе результатов использования перспективной расчетной модели, а также разработанный прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Ставропольскому краю.

6.7. Предложения сетевых и генерирующих организаций и органов исполнительной власти Ставропольского края по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Ставропольского края, а также прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Ставропольскому краю и основным крупным узлам нагрузки электрической сети, разработанный органом исполнительной власти.

6.8. Сведения сетевых организаций о заявках на технологическое присоединение и заключенных договорах на осуществление технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей к электрическим сетям на территории Ставропольского края с разбивкой максимальной мощности по годам ввода.

6.9. Государственные или региональные Программы социально-экономического развития региона в части электроэнергетики.

6.10. Документы территориального планирования Ставропольского края, при необходимости согласованные Правительством Российской Федерации и уполномоченными федеральными органами исполнительной власти.

6.11. Проработки специализированных проектных организаций о возможностях использования гидроэнергетических ресурсов, геотермальных и других источников энергии (при их наличии).

6.12. Схемы выдачи мощности электростанций, выполненные проектными организациями (при их наличии).

6.13. Схемы внешнего электроснабжения потребителей, выполненные проектными организациями (при их наличии).

6.14. Иные работы в области электроэнергетики, способствующие выполнению данной работы (при их наличии)

6.15. Информация, предоставляемая органами исполнительной власти и Координационным советом по развитию электроэнергетики Ставропольского края.

Приложение Б-1

Характеристика
существующих ЛЭП напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Ставропольского края

ГАРАНТ:

См. Приложение в редакторе MS-Excel

Приложение Б-2

Перечень
действующих подстанций 110-500 кВ энергосистемы Ставропольского края

N п/п	Наименование подстанции	Уровень напряжения	Дисп. наим. трансформатора	Год ввода трансформатора	Полная мощность тр-ра , МВА
1	2	3	4	5	6
ПС Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС ЮГА
1	ПС 500 кВ Буденновск	500/330/10,5	АТ-501	2001	3х167
		500/330/10,5	АТ-502	1996	3х167
		330/115/10,5	АТ-303	1996	125
2	ПС 500 кВ Невинномысск	500/330/10,5	АТГ-1	2010	3х167
		500/330/10,5	АТГ-2	2010	3х167
		330/115/10,5	АТПГ	2010	125
		330/115/10,5	ТПГ	2010	125
3	ПС 330 кВ Благодарная	330/115/10	АТ-301	1984	125
4	ПС 330 кВ Ильенко	330/115/10,5	АТ-1	2015	125
		330/115/10,5	АТ-2	2015	125
		110/10	Т-1	2015	16
		110/10	Т-2	2015	16
5	ПС 330 кВ Машук	330/115/10,5	АТ-1	2009	200
		330/115/10,5	АТ-2	2007	200
		110/35/10	Т-1	2017	80
		110/35/10	Т-2	2017	80
		110/10	Т-3	2007	40
6	ПС 330 кВ Прикумск	330/110/10,5	АТ-301	1981	200
		330/110/10,5	АТ-302	1980	200
		110/35/10	Т-1	1977	16
		110/35/10	Т-2	1975	16
7	ПС 330 кВ Ставрополь	330/115/10,5	АТ-301	1971	125
		330/115/10,5	АТ-302	1974	125
		330/115/10,5	АТ-303	1986	125
Потребительские ПС
1	ПС 330 кВ Солнечный Дар	330/10	Т-1	2017	80
2	ПС 330 кВ Барсуки	330/35	Т-1	2020	125
		330/35	Т-2	2020	125
3	ПС 110 кВ Автозавод	110/10	Тр-1	2017	16
		110/10	Тр-2	2017	16
4	ПС 110 кВ Фармацевт	110/10	Т-1	2015	25
		110/10	Т-2	2015	25
5	ПС 110 кВ Печная	110/10	Т-1	2016	63
		110/10	Т-2	2016	63
6	ПС 110 кВ РИТ-Парк	110/35/10	Т-1	2015	40
		110/35/10	Т-2	2015	40
7	ПС 110 кВ Т-301	110/35/27	Т-1	нет данных	40,5
		110/35/27	Т-2	нет данных	40
8	ПС 110 кВ Т-302	110/35/27	Т-1	нет данных	32
		110/35/27	Т-2	нет данных	40
9	ПС 110 кВ Т-303	110/27/6	Т-1	нет данных	40
		110/27/6	Т-2	нет данных	40
10	ПС 110 кВ Т-304	110/35/27	Т-1	нет данных	40
		110/35/27	Т-2	нет данных	40
11	ПС 110 кВ Иноземцево-2	110/10	Т-1	нет данных	10
12	ПС 110 кВ Т-39	110/27,5/11	Т-1	нет данных	25
		110/27,5/11	Т-2	нет данных	25
13	ПС 110 кВ Прасковея-16	110/6	Т-1	нет данных	6,3
		110/6	Т-2	нет данных	6,3
14	ПС 110 кВ ГПП	110/10	Т-1	нет данных	63
		110/10	Т-2	нет данных	63
15	ПС 110 кВ ГПП-2	110/10	Тр-1	нет данных	40
		110/10	Тр-2	нет данных	40
16	ПС 110 кВ ГПП-3	110/10	Тр-1	нет данных	40
		110/10	Тр-2	нет данных	40
17	ПС 110 кВ Водозабор	110/6	Т-1	нет данных	10
		110/6	Т-2	нет данных	10
18	ПС 110 кВ Компрессорная-2	110/35/6	Т-1	нет данных	10
		110/35/6	Т-2	нет данных	10
19	ПС 110 кВ Луч	110/10	Т-1	нет данных	16
		110/10	Т-2	нет данных	16
ПС филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго"
ВЭС
1	ПС 110 кВ Арматурная	110/6	Тр1	1969	15,0
		110/6	Тр2	1978	25,0
2	ПС 110 кВ Восток	110/35/10	Тр1	1989	10,0
3	ПС 110 кВ Георгиевская	110/35/6	Тр1	1963	31,5
		110/35/6	Тр2	1991	40,0
		110/35	Тр3	1970	20,0
4	ПС 110 кВ Гол. насосная	110/35/6	Тр1	1983	6,3
5	ПС 110 кВ Зеленокумская	110/35/10	Тр1	1971	8,5
		110/35/10	Тр2	1972	10,0
		110/35/10	Тр3	1980	25,0
		110/35/10	Тр4	2005	25,0
6	ПС 110 кВ Карьер	110/6	Тр1	1987	16,0
		110/35/6	Тр2	1987	16,0
7	ПС 110 кВ Кировская	110/10	Тр1	1989	6,3
		110/10	Тр2	1989	6,3
8	ПС 110 кВ Лысогорская	110/10	Тр1	1973	2,5
		110/10	Тр2	1986	6,3
9	ПС 110 кВ Н-Ульяновская	110/35/10	Тр1	1976	6,3
		110/35/10	Тр2	1984	10,0
10	ПС 110 кВ Новопавловская-2	110/35/10	Тр1	1988	16,0
		110/35/10	Тр2	1984	10,0
11	ПС 110 кВ Нины	110/10	Тр1	1989	6,3
		110/10	Тр2	1984	6,3
12	ПС 110 кВ Обильное	110/35/10	Тр1	1985	10,0
		110/35/10	Тр2	1978	6,3
13	ПС 110 кВ Отказное	110/10	Тр1	1980	2,5
14	ПС 110 кВ Подкумок	110/10	Тр1	1982	10,0
		110/10	Тр2	1982	10,0
15	ПС 110 кВ Полимер	110/10	Тр1	2009	10,0
		110/10	Тр2	1984	16,0
16	ПС 110 кВ Прогресс	110/35/6	Тр1	1990	6,3
		110/35/6	Тр2	1990	6,3
17	ПС 110 кВ Ростовановская	110/35/10	Тр1	1973	10,0
		110/35/10	Тр2	1973	10,0
18	ПС 110 кВ С-Александровская	110/35/10	Тр1	1968	16,0
		110/35/10	Тр2	1978	10,0
19	ПС 110 кВ Соломенская	110/35/10	Тр1	1983	10,0
		110/35/10	Тр2	1983	16,0
20	ПС 110 кВ Троицкая	110/35/10	Тр1	1981	10,0
		110/35/10	Тр2	1986	10,0
21	ПС 110 кВ Электропривод	110/10	Тр1	1966	6,3
		110/10	Тр2	1978	6,3
ЗЭС
1	ПС 110 кВ Промкомплекс	110/35/10	Тр1	1985	40
			Тр2	1988	40
		35/6	Тр31	1970	2,5
			Тр32	1970	10
2	ПС 110 кВ Прикубанская	110/35/10	Тр1	1970	25
			Тр2	1975	25
3	ПС 110 кВ Заветная	110/35/10	Тр1	1979	6,3
			Тр2	1968	10
4	ПС 110 кВ Новая Деревня	110/35/10	Тр1	1980	16
		35/10	Тр32	1970	6,3
5	ПС 110 кВ Грачевская	110/35/10	Тр1	1977	10
			Тр2	1978	16
6	ПС 110 кВ ВНИИОК	110/35/10	Тр1	1981	10
		35/10	Тр31	1979	2,5
7	ПС 110 кВ III-Й Подъем	110/35/6	Тр1	1970	16
			Тр2	1967	16
8	ПС 110 кВ Западная	110/10/6	Тр1	1981	40
			Тр2	1985	40
9	ПС 110 кВ Центральная	110/10/6	Тр1	2009	40
			Тр2	2009	40
10	ПС 110 кВ Промышленная	110/6/6	Тр1	1973	25
			Тр2	1981	25
11	ПС 110 кВ Восточная	110/10/6	Тр3	1991	40
			Тр4	1990	40
12	ПС 110 кВ Северная	110/10/6	Тр1	2015	63
			Тр2	1980	63
13	ПС 110 кВ Лесная	110/6/6	Тр1	1972	25
			Тр2	1977	40
14	ПС 110 кВ Южная	110/10	Тр1	1982	25
		110/10/6	Тр3	1988	25
		110/10/6	Тр2	2012	25
15	ПС 110 кВ Темнолесская	110/10	Тр1	1974	2,5
			Тр2	1990	6,3
16	ПС 110 кВ Птицепром	110/10	Тр1	1976	10
			Тр2	1976	10
17	ПС 110 кВ Пригородная	110/35/10	Тр1	1981	6,3
		110/10	Тр2	1979	10
18	ПС 110 кВ Н. Невинномысская	110/10	Тр1	2008	16
			Тр2	2007	16
19	ПС 110 кВ КПФ	110/6	Тр1	1979	25
			Тр2	1974	25
20	ПС 110 кВ Прибрежная	110/6	Тр1	1983	10
			Тр2	1983	10
			Тр3	1983	16
21	ПС 110 кВ Заводская	110/10	Тр1	1972	16
			Тр2	1986	10
22	ПС 110 кВ Радиозавод	110/10	Тр1	2012	25
			Тр2	2012	25
НЭС
1	ПС 110 кВ Изобильненская	11035\10	Тр1	1980	25,0
			Тр2	1979	25,0
2	ПС 110 кВ Солнечная	110/10	Тр1	1974	6,3
			Тр2	1987	10,0
3	ПС 110 кВ Междуреченская	11035\6	Тр1	1971	10,0
			Тр2	1981	16,0
4	ПС 110 кВ Баклановская	11035\10	Тр1	1985	25,0
			Тр2	1985	25,0
5	ПС 110 кВ Дружба	110\10	Тр1	1982	2,5
			Тр2	1982	2,5
6	ПС 110 кВ Рыздвянная	11035\10	Тр1	1966	6,3
7	ПС 110 кВ Московская	11035\10	Тр1	1983	10,0
			Тр2	1970	10,0
8	ПС 110 кВ ДКС-2	11035\10	Тр1	1990	25,0
			Тр2	1990	25,0
9	ПС 110 кВ НПС-5	110/10/10	Тр1	2013	40,0
			Тр2	2013	40,0
10	ПС 110 кВ Дмитриевская	11035\10	Тр1	1975	6,3
			Тр2	1973	10,0
11	ПС 110 кВ Преградная	110/10	Тр1	1973	2,5
			Тр2	1978	6,3
12	ПС 110 кВ Штурм	110/10	Тр1	1987	10,0
			Тр2	1974	10,0
13	ПС 110 кВ Красногвардейская	11035\10	Тр1	1970	10,0
			Тр2	1980	10,0
14	ПС 110 кВ Донская	11035\10	Тр1	1966	16,0
			Тр2	1969	16,0
15	ПС 110 кВ Безопасная	11035\10	Тр1	1976	16,0
			Тр2	1985	10,0
16	ПС 110 кВ Светлая	11035\10	Тр1	1986	6,3
			Тр2	1986	10,0
17	ПС 110 кВ Новоалександровская	11035\10	Тр1	1979	16,0
			Тр2	1966	16,0
18	ПС 110 кВ Красная Заря	110/10	Тр1	1973	2,5
			Тр2	1982	2,5
19	ПС 110 кВ Григорипольсская	3510	Тр31	1976	4,0
		11035\10	Тр2	1977	10,0
20	ПС 110 кВ Раздольная	110/10	Тр1	1967	2,5
21	ПС 110 кВ Семеновод	1106	Тр1	1981	6,3
ПЭС
1	ПС 110 кВ Арзгир	110/35/10	Тр1	1976	10
			Тр2	1971	10
2	ПС 110 кВ Петропавловская	110/35/10	Тр1	1964	6,3
			Тр2	1984	6,3
3	ПС 110 кВ Садовая	110/10	Тр1	2000	6,3
4	ПС 110 кВ Чограйская	110/10	Тр1	1984	6,3
5	ПС 110 кВ Голубая	110/6	Тр1	1989	6,3
6	ПС 110 кВ ГНС	110/6	Тр1	1987	10
7	ПС 110 кВ Покойная	110/10	Тр1	1998	10
			Тр2	2015	16
8	ПС 110 кВ Красный Октябрь	110/10	Тр1	1994	6,3
9	ПС 110 кВ Плаксейка	110/35/10	Тр1	1992	16
			Тр2	1984	10
10	ПС 110 кВ ЯП-179	110/10	Тр1	2003	6,3
11	ПС 110 кВ Терская	110/35/10	Тр1	1990	16
		35/10	Тр33	1980	4
12	ПС 110 кВ Городская	110/10	Тр1	1994	25
		110/10	Тр2	1994	6,3
13	ПС 110 кВ Левокумская	110/35/10	Тр1	1978	10
			Тр2	1978	6,3
14	ПС 110 кВ Приозерная	110/10	Тр1	1999	6,3
15	ПС 110 кВ Урожайная	110/10	Тр1	1979	2,5
			Тр2	1983	2,5
16	ПС 110 кВ Колодезная	110/35/6	Тр1	1968	6,3
17	ПС 110 кВ Нефтекумск	110/10/6	Тр1	1985	25
			Тр2	1985	25
18	ПС 110 кВ Ачикулак	110/35/10	Тр1	1983	10
			Тр2	1985	6,3
19	ПС 110 кВ Каясула	110/35/10	Тр1	1963	5,6
			Тр2	1968	6,3
20	ПС 110 кВ Затеречная	110/35/6	Тр2	2008	10
			Тр3	1982	20
СЭС
1	ПС 110 кВ Александрия	110/10	Тр1	1987	6,3
	Александрия	110/10	Тр2	1989	6,3
2	ПС 110 кВ Благодарная	110/35/10	Тр1	1971	25
8	Благодарный -110	110/35/10	Тр2	2011	25
3	ПС 110 кВ Большевик	110/10	Тр1	1990	2,5
12	Большевик	110/10	Тр2	1976	2,5
4	ПС 110 кВ Восход	110/35/10	Тр1	1982	10
21	Восход	110/35/10	Тр2	1979	10
5	ПС 110 кВ Гофицкая	110/35/10	Тр1	1984	10
25	Гофицкая	110/35/10	Тр2	1977	10
6	ПС 110 кВ Дербетовская	110/35/10	Тр1	1975	10
27	Дербетовская	110/35/10	Тр2	1982	6,3
7	ПС 110 кВ Дивное	110/35/10	Тр1	1986	16
29	Дивное	110/35/10	Тр2	1986	16
8	ПС 110 кВ Дунда	110/35/6	Тр1	1976	10
	Дунда	110/35/6	Тр2	1980	6,3
	Дунда	35/10	Тр33	1980	1,8
9	ПС 110 кВ Ипатово	110/35/10	Тр1	1988	25
41	Ипатово	110/35/10	Тр2	1988	25
10	ПС 110 кВ Камбулат	110/10	Тр1	1979	2,5
47	Камбулат	110/10	Тр2	1974	6,3
11	ПС 110 кВ Кевсала	110/35/10	Тр1	1990	16
49	Кевсала	110/35/10	Тр2	1976	10
12	ПС 110 кВ Константиновская	110/10	Тр1	1993	6,3
56	Константиновская	110/10	Тр2	1992	6,3
13	ПС 110 кВ Летняя Ставка	110/35/10	Тр1	1992	6,3
	Летняя Ставка	110/35/10	Тр2	1992	6,3
14	ПС 110 кВ Николина Балка	110/35/10	Тр1	1985	6,3
89	Николина Балка	110/35/10	Тр2	1986	6,3
15	ПС 110 кВ НПС-4	110/10	Тр1	2012	40
89	НПС-4	110/10	Тр2	2012	40
16	ПС 110 кВ Овощи	110/10	Тр1	1983	6,3
17	ПС 110 кВ Рагули	110/35/10	Тр1	1981	16
99		110/35/10	Тр2	1974	10
18	ПС 110 кВ Светлоград	110/35/10	Тр1	1978	25
103		110/35/10	Тр2	1971	25
19	ПС 110 кВ Ставропольская	110/10	Тр1	2017	10
20	ПС 110 кВ Тахта	110/35/10	Тр1	1976	6,3
		110/35/10	Тр2	1973	10
ЦЭС
1	ПС 110 кВ Бештау	110/10	Tр1	2015	16,0
		110/10	Tр2	2016	16,0
2	ПС 110 кВ Ессентуки-2	110/35/10	Tр1	1972	40,0
		110/35/10	Tр2	1978	40,0
3	ПС 110 кВ Зеленогорская	110/35/10	Tр1	2011	40,0
		110/35/10	Tр2	1975	40,0
4	ПС 110 кВ Горячеводская	110/35/10	Tр1	2011	25,0
		110/10	Tр2	1990	25,0
5	ПС 110 кВ Мин-Воды-2	110/35/6	Tр1	1982	25,0
		110/35/6	Tр2	1978	40,0
6	ПС 110 кВ Железноводская	110/10	Tр1	1976	16,0
		110/10	Tр2	1976	16,0
7	ПС 110 кВ ГНС	110/35/6	Tр1	1974	16,0
		110/35/6	Tр2	1974	16,0
8	ПС 110 кВ Провал	110/10	Tр1	2014	16,0
		110/10	Tр2	2014	16,0
9	ПС 110 кВ ПТФ	110/10	Tр1	1976	6,3
		110/10	Tр2	1976	6,3
10	ПС 110 кВ Кинжал	110/10	Tр1	1990	6,3
		110/10	Tр2	1992	6,3
11	ПС 110 кВ Аэропорт	110/6	Tр1	1978	6,3
		110/6	Tр2	1979	6,3
12	ПС 110 кВ Щебзавод	110/6	Tр1	1979	10,0
		110/6	Tр2	1978	10,0
13	ПС 110 кВ Лермонтовская	110/10	Tр1	2010	16,0
		110/10	Tр2	1980	16,0
14	ПС 110 кВ Скачки-2	110/6	Tр1	1986	16,0
		110/6	Tр2	1986	16,0
15	ПС 110 кВ Белая Ромашка	110/10	Tр1	1990	25,0
16	ПС 110 кВ Ясная Поляна-2	110/35/10	Tр1	1979	10,0
		110/35/10	Tр2	1979	10,0
17	ПС 110 кВ Парковая	110/10	Tр1	1978	16,0
		110/10	Tр2	1978	16,0
18	ПС 110 кВ Запикетная	110/10	Tр1	1982	16,0
		110/10	Tр2	1988	16,0
19	ПС 110 кВ Суворовская	110/10	Tр1	1992	10,0
		110/10	Tр2	1992	10,0
20	ПС 110 кВ Н. Бештаугорец	110/10	Tр1	1979	6,3
		110/10	Tр2	1979	10,0
21	ПС 110 кВ Боргустан	110/10	Tр1	1988	2,5
		110/10	Tр2	1988	2,5
22	ПС 110 кВ Белый Уголь	110/10	Tр1	1983	10,0
		110/10	Tр2	1985	10,0
23	ПС 110 кВ Бекешевская	110/10	Tр1	1982	10,0
		110/35/10	Tр2	1979	10,0
24	ПС 110 кВ Александровская	110/35/10	Tр1	1973	16,0
		110/35/10	Tр2	1972	16,0
25	ПС 110 кВ Круглолесская	110/10	Tр1	1971	2,5
		110/10	Tр2	1971	2,5
26	ПС 110 кВ НС-14	110/35/6	Тр1	2002	10,0
27	ПС 110 кВ Солуно-Дмитриевская	110/6	Тр1	1984	6,3
		110/6	Tр2	1992	6,3
28	ПС 110 кВ Водораздел	110/10	Тр1	2001	6,3
		110/10	Тр2	2012	15,0
29	ПС 110 кВ Новоселицкая	110/35/10	Tр1	1990	16,0
		110/35/10	Tр2	1977	16,0
30	ПС 110 кВ Журавская	110/10	Tр1	1978	6,3
		110/10	Tр2	1976	6,3
31	ПС 110 кВ Ленинская	110/35/10	Tр1	1969	10,0
		110/35/10	Tр2	1980	10,0
32	ПС 110 кВ Усилие	110/10	Тр1	1977	6,3

Приложение В

Таблица 1

Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по энергосистеме Ставропольского края*

Наименование показателя	Единицы измерения	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электроэнергии		10579	10693	10761	10840	10866	10918
Среднегодовые темпы прироста	%	3,34	1,08	0,64	0,73	0,24	0,48
Максимальная мощность	МВт	1726	1742	1750	1759	1767	1776
Среднегодовые темпы прироста	%	0,7	0,9	0,5	0,5	0,5	0,5

* Примечание. Предварительный прогноз потребления электрической энергии и мощности, учитываемый в проекте Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годы. В случае корректировки прогнозных данных при утверждении Схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы, уточнённые величины спроса на электрическую энергию и мощность будут направлены дополнительно.

Таблица 2

Предложения
Филиала АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ по перечню планируемых к вводу генерирующих объектов и развитию распределительных сетей

N п/п	Наименование объекта	Наименование мероприятия	Характеристики (класс напряжения/ протяженность /мощность, кВ/км/МВА)	Срок реализации	Обоснование необходимости строительства (возможные риски)	Обоснование включения в схему и программу развития электроэнергетики Ставропольского края (Схема и программа развития ЕЭС России /расчеты/прочие обоснования)
1.	Кочубеевская ВЭС (АО "ВетроОГК")	Строительство Кочубеевской ВЭС (8 - 11 в/а)	80 МВт (4х20 МВт)	2021 (фактически выполнено)	Обеспечение технологического присоединения энергетических установок АО "ВетроОГК"	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок АО "Ветроэнергетическая отдельная генерирующая компания" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 24.08.2018 с изменениями от 05.12.2018, от 25.07.2019, от 02.09.2019
2.	МГЭС на Просянском сбросе Большого Ставропольского канала (Просянская ГЭС) (ООО "ЭнергоМИН")	Строительство МГЭС на Просянском сбросе Большого Ставропольского канала (диспетчерское наименование - Просянская ГЭС)	7 МВт	2021	Обеспечение технологического присоединения энергетических установок ООО "ЭнергоМИН"	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы. Утвержденные ТУ N 662р на ТП энергетических установок ООО "ЭнергоМИН" к электрическим сетям ПАО "Россети Северный Кавказ" от 06.02.2017, с изменениями от 10.07.2020
3.	Горько-Балковская МГЭС (ООО "ЭнергоМИН")	Строительство Горько-Балковской МГЭС	9 МВт	2021	Обеспечение технологического присоединения энергетических установок ООО "ЭнергоМИН"	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы. Утвержденные ТУ N 612р на ТП энергетических установок ООО "ЭнергоМИН" к электрическим сетям ПАО "Россети Северный Кавказ" от 02.09.2016, с изменениями от 10.07.2020
4.	Бондаревская ВЭС (АО "ВетроОГК")	Строительство Бондаревской ВЭС	120 МВт (4х20 МВт, 1х40 МВт)	2021	Обеспечение технологического присоединения энергетических установок АО "ВетроОГК"	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы. Утвержденные ТУ N 20165/2020/СТВ/СЭС/ИРЭС на ТП энергетических установок АО "ВетроОГК" к электрическим сетям ПАО "Россети Северный Кавказ" от 06.05.2020
5.	Кармалиновская ВЭС (АО "ВетроОГК")	Строительство Кармалиновской ВЭС	60 МВт (3х20 МВт)	2021	Обеспечение технологического присоединения энергетических установок АО "ВетроОГК"	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы. Утвержденные ТУ N 10976/2019/СТВ/НЭС/НРЭС на ТП энергетических установок АО "ВетроОГК" к электрическим сетям ПАО "Россети Северный Кавказ" от 20.12.2019
6.	Берестовская ВЭС (АО "ВетроОГК-2")	Строительство Берестовской ВЭС	60 МВт (3х20 МВт)	2022	Обеспечение технологического присоединения энергетических установок АО "ВетроОГК-2"	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы. Утвержденные ТУ N 29574/2020/ СТВ/СЭС/ПРЭС на ТП энергетических установок АО "ВетроОГК-2" к электрическим сетям ПАО "Россети Северный Кавказ" от 22.01.2021
7.	Ставропольская ВЭС-24 (Родниковская ВЭС) (ПАО "Энел Россия")	Строительство Ставропольской ВЭС-24 (диспетчерское наименование - Беломечетская ВЭС)	71,25 МВт	2024	Обеспечение технологического присоединения энергетических установок ПАО "Энел Россия"	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы. Утвержденные ТУ N 1022/2019/КЧФ/АХРЭС на ТП энергетических установок ПАО "Энел Россия" (ООО "Энел Грин Пауэр Рус") к электрическим сетям ПАО "Россети Северный Кавказ" от 28.12.2019
8.	Медвеженская ВЭС (АО "ВетроОГК-2")	Строительство Медвеженской ВЭС	60 МВт (1х40 МВт, 1х20 МВт)	2021	Обеспечение технологического присоединения энергетических установок АО "ВетроОГК-2"	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы. Утвержденные ТУ N 22259/2020/СТВ/НЭС/ТРЭС на ТП энергетических установок АО "ВетроОГК-2" к электрическим сетям ПАО "Россети Северный Кавказ" от 21.07.2020, ДТП N 22259/2020/СТВ/НЭС/ТРЭС от 26.08.2020
9.	Сенгилеевская ГЭС (ПАО "РусГидро")	Модернизация Сенгилеевской ГЭС (1 г/а)	6 МВт (4,5 МВт до модернизации)	2024	-	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы
10.	Сенгилеевская ГЭС (ПАО "РусГидро")	Модернизация Сенгилеевской ГЭС (3 г/а)	6 МВт (4,5 МВт до модернизации)	2024	-	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы
11.	Кубанская ГАЭС (ПАО "РусГидро")	Модернизация Кубанской ГАЭС (1-6 г/а)	18,6 МВт (15,9 МВт до модернизации)изменение мощности с 1 по 6 г/а на 0,45 МВт (с 2,65 до 3,1 МВт)	2025	-	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы
12.	ВЛ 110 кВ Бондаревская ВЭС - Николина Балка, ВЛ 110 кВ Бондаревская ВЭС - Ипатово (ПАО "Россети Северный Кавказ")	Заходы ВЛ 110 кВ Николина Балка - Ипатово на Бондаревскую ВЭС с образованием ВЛ 110 кВ Бондаревская ВЭС - Николина Балка, ВЛ 110 кВ Бондаревская ВЭС - Ипатово	2х3 км	2021	Обеспечение выдачи мощности энергетических установок АО "ВетроОГК"	СВМ Бондаревской ВЭС Утвержденные ТУ N 20165/2020/СТВ/СЭС/ИРЭС на ТП энергетических установок АО "ВетроОГК" к электрическим сетям ПАО "Россети Северный Кавказ" от 06.05.2020, ДТП N 20165/2020/СТВ/СЭС/ИРЭС от 04.06.2020
13.	Отпайка от ВЛ 110 кВ Новоалександровская - Красная Заря (Л-260) на Кармалиновскую ВЭС (ПАО "Россети Северный Кавказ")	Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Новоалександровская - Красная Заря (Л-260) на Кармалиновскую ВЭС	2,92 км	2021	Обеспечение выдачи мощности энергетических установок АО "ВетроОГК"	СВМ Кармалиновской ВЭС Утвержденные ТУ N 10976/2019/СТВ/НЭС/НРЭС на ТП энергетических установок АО "ВетроОГК" к электрическим сетям ПАО "Россети Северный Кавказ" от 20.12.2019, ДТП N 347/591-Д /10976/2019/СТВ/ НЭС/НРЭС от 05.03.2020
14.	КВЛ 110 кВ Беломечетская ВЭС - Эркен-Шахар (ПАО "Россети Северный Кавказ")	Строительство КВЛ 110 кВ Беломечетская ВЭС - Эркен-Шахар	24,3 км ВЛ 0,7 км КЛ	2024	Обеспечение выдачи мощности энергетических установок ПАО "Энел Россия"	СВМ Беломечетской ВЭС Утвержденные ТУ N 1022/2019/КЧФ/АХРЭС на ТП энергетических установок ПАО "Энел Россия" (ООО "Энел Грин Пауэр Рус") к электрическим сетям ПАО "Россети Северный Кавказ" от 28.12.2019
15.	Отпайка от ВЛ 110 кВ Ставрополь - Константиновская (Л-134) (ПАО "Россети Северный Кавказ")	Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Ставрополь - Константиновская (Л-134) на Берестовскую ВЭС	4,6 км	2022	Обеспечение выдачи мощности энергетических установок АО "ВетроОГК-2"	СВМ Берестовской ВЭС Утвержденные ТУ N 29574/2020/СТВ/СЭС/ПРЭС на ТП энергетических установок АО "ВетроОГК-2" к электрическим сетям ПАО "Россети Северный Кавказ" от 22.01.2021
16.	Отпайка от ВЛ 110 кВ Баклановская - Дмитриевская (Л-276) (ПАО "Россети Северный Кавказ")	Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Баклановская - Дмитриевская (Л-276) на Медвеженскую ВЭС	4,6 км	2021	Обеспечение выдачи мощности энергетических установок АО "ВетроОГК-2"	СВМ Медвеженской ВЭС Утвержденные ТУ N 22259/2020/СТВ/НЭС/ТРЭС на ТП энергетических установок АО "ВетроОГК-2" к электрическим сетям ПАО "Россети Северный Кавказ" от 21.07.2020, ДТП N 22259/2020/СТВ/НЭС/ТРЭС от 26.08.2020
17.	ПС 110 кВ Ефимовская (ООО ТК "Солнечный Кисловодск")	Строительство ПС 110 кВ Ефимовская с установкой одного трансформатора 110/10 кВ мощностью 16 МВА	116 МВА	2021*	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО ТК "Солнечный Кисловодск"	Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО ТК "Солнечный Кисловодск" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 01.11.2017, ДТП N 533/ТП-М5 от 14.11.2017
18.	КВЛ 110 кВ Ильенко - Ефимовская (ООО ТК "Солнечный Кисловодск")	Строительство КВЛ 110 кВ Ильенко - Ефимовская	15,2 км	2021*	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО ТК "Солнечный Кисловодск"	Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Солнечный Кисловодск" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 01.11.2017, ДТП N 533/ТП-М5 от 14.11.2017
19.	ПС 330 кВ Ильенко (ООО ТК "Солнечный Кисловодск")	Реконструкция ПС 330 кВ Ильенко со строительством линейной ячейки в КРУЭ 110 кВ для присоединения КВЛ 110 кВ Ильенко - Ефимовская	1 ячейка 110 кВ	2021*	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО ТК "Солнечный Кисловодск"	Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Солнечный Кисловодск" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 01.11.2017, ДТП N 533/ТП-М5 от 14.11.2017
20.	РП 110 кВ Ставролен ** (ООО "Ставролен")	Строительство РП 110 кВ Ставролен	110 кВ	2021*	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Ставролен"	Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Ставролен" к электрическим сетям ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго" от 02.10.2018, ДТП N 21/ЛСЭ от 31.01.2019
21.	Заходы ВЛ 110 кВ Прикумск - ГПП (Л-212, Л-213) на РП 110 кВ Ставролен ** (ООО "Ставролен")	Строительство заходов ВЛ 110 кВ Прикумск - ГПП (Л-212, Л-213) на РП 110 кВ Ставролен с образованием ВЛ 110 кВ Прикумск - Ставролен I, II цепь и ВЛ 110 кВ Ставролен - ГПП I, II цепь	2х7,3 км 2х0,3 км	2021*	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Ставролен"	Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Ставролен" к электрическим сетям ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго" от 02.10.2018, ДТП N 21/ЛСЭ от 31.01.2019
22.	ВЛ 110 кВ Буденновская ТЭС - Ставролен I, II цепь ** (ООО "Ставролен")	Строительство ВЛ 110 кВ Буденновская ТЭС - Ставролен I, II цепь	2х2 км	2021*	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Ставролен"	Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Ставролен" к электрическим сетям ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго" от 02.10.2018, ДТП N 21/ЛСЭ от 31.01.2019
23.	Буденновская ТЭЦ (ООО "Ставролен")	Реконструкция Буденновской ТЭЦ с расширением КРУЭ на две линейные ячейки 110 кВ для присоединения ВЛ 110 кВ Буденновская ТЭС - Ставролен I, II цепь	2 ячейки 110 кВ	2021*	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Ставролен"	Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Ставролен" к электрическим сетям ООО "ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго" от 02.10.2018, ДТП N 21/ЛСЭ от 31.01.2019
24.	ПС 110 кВ Восточная (ПАО "Россети Северный Кавказ")	Реконструкция ПС 110 кВ Восточная с установкой Т-3 мощностью 16 МВА	16 МВА	2022*	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Специализированный застройщик Эвилин КМ-1"	Утвержденные ТУ N 11360/2019/СТВ/ЗЭС/ШРЭС на ТП энергопринимающих устройств ООО "Специализированный застройщик Эвилин КМ-1" к электрическим сетям ПАО "Россети Северный Кавказ" от 24.10.2019, с изменениями N 1 от 11.01.2021, ДТП N 254/2019 от 12.11.2019
25.	ПС 110 кВ Сады (Управление жилищно-коммунального хозяйства администрации города Невинномысска)	Строительство ПС 110 кВ Сады с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый	2х25 МВА	2021*	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств Управления жилищно-коммунального хозяйства администрации г. Невинномысска	Утвержденные ТУ N 20 на ТП энергопринимающих устройств Управления жилищно-коммунального хозяйства администрации города Невинномысска к электрическим сетям ГУП СК "Корпорация развития Ставропольского края" от 15.12.2020
26.	Отпайка от ВЛ 110 кВ РИТ-Парк - Печная I цепь и ВЛ 110 кВ РИТ-Парк - Печная II цепь (Управление жилищно-коммунального хозяйства администрации города Невинномысска)	Строительство двухцепной отпайки от ВЛ 110 кВ РИТ-Парк - Печная I цепь и ВЛ 110 кВ РИТ-Парк - Печная II цепь на ПС 110 кВ Сады	0,8738 км	2021*	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств Управления жилищно-коммунального хозяйства администрации г. Невинномысска	Утвержденные ТУ N 20 на ТП энергопринимающих устройств Управления жилищно-коммунального хозяйства администрации города Невинномысска к электрическим сетям ГУП СК "Корпорация развития Ставропольского края" от 15.12.2020

Приложение Г

Перечень
объектов напряжением 110 кВ, подлежащих строительству, реконструкции или техническому перевооружению в энергосистеме Ставропольского края в период 2021 - 2026 г.г.

ГАРАНТ:

См. Приложение в редакторе MS-Excel

Приложение Д

Информация
о максимальной нагрузке и динамике потребления электрической энергии и мощности крупных потребителей

АО "Невинномысский Азот"
	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
Электропотребление, млн. кВтч	1065,0	1050,00	1042,10	1057,2	1071,8
Темп роста, %.*	-2,7	-1,43	-0,76	1,43	1,36
Собственный максимум мощности, МВт	137,48	137,42	140,29	143,58	143,37
Темп роста, %.*	-0,24	-0,04	2,05	2,29	-0,15
ООО "Ставролен"
	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
Электропотребление, млн. кВтч	436,18	404,42	419,31	415,59	455,684
Темп роста, %.*	0,21	-0,07	0,04	-0,01	9,65%
Собственный максимум мощности, МВт	53,17	54,01	55,72	54,15	54,700
Темп роста, %.*	-0,01	0,02	0,03	-0,03	1,01%
ООО "НЭМЗ"
	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
Электропотребление, млн. кВтч	55,5	93,5	146,5	46,2	45,664
Темп роста, %.*	139	1000,5	168,5	-69	0
Собственный максимум мощности, МВт	9	9	67	67	67
Темп роста, %.*	0	0	134	0	0
ООО "РН-Ставропольнефтегаз"
	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
Электропотребление, млн. кВтч	228,9	237,9	235,2	233	196,89
Темп роста, %.*	3,89	3,9	1,87	-0,95	-15,50
Собственный максимум мощности, МВт	28,8	29,8	29,6	29,8	23,10
Темп роста, %.*	-7,16	3,45	-0,74	0,85	-22,48
АО "Монокристалл"
	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
Электропотребление, млн. кВтч	106,2	122,7	136,9	120,1	124,7
Темп роста, %.*	2	16	12	-13	4
Собственный максимум мощности, МВт	13,7	15,2	17,5	16,7	16,5
Темп роста, %.*	5	11	15	-4	-0,2

ГАРАНТ:

Сноска не приводится

Приложение Е

Информация
по действующим объектам технологического присоединения

N п/п	Наименование потребителя	, МВт		Основное назначение объекта присоединения	Точки привязки (ПС привязки)	Год ввода	Источник информации	Примечание	Срок действия ТУ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	АО "Кисловодская сетевая компания"	3,5		2 ВЛ 10 кВ, РП 10 кВ	РУ 10 кВ ПС 110 кВ Зеленогорская	2021	Договор на ТП N 130/2014 от 11.04.2014, ТУ от 20.02.2014 N 390 (изм в ТУ N 1 от 17.03.2016)
2	ООО "РН-Ставропольнефтегаз"	3,8		ПС 35 кВ Подсолнечная	РУ 35 кВ ПС 110 кВ Левокумская, ПС 110 кВ Ачикулак	2022	Договор на ТП N N Д-2-14-0573 от 24.11.2014, ТУ от 10.06.2014 N 414 (изм в ТУ N 1 от 06.09.2016)
3	ОАО НК Роснефть	3,11		РУ 6 кВ установки по очистке и переработке газа ЦППН		2021	Договор ТП от 25.10.2010 N 455/2010, ТУ от 03.08.2010 N 173р (изм в ТУ N 1 от 01.10.2013, изм в ТУ N 2 от 23.06.2016, изм в ТУ N 3 от 17.07.2018, изм в ТУ N 4 от 06.08.2018)
4	ООО "Стройинвест"	2		комплекс многоэтажных жилых домов в г. Ессентуки		1-й этап 2 МВт по 3-й категории -2020; 2-й этап 2 МВт по 2-й категории - 2021		Ведется работа с заявителем в части продления срока.	30.11.2020
5	ИП Магомедов	2,14		жилой район "Северо-Запад" в г. Михайловск		2021	Договор ТП от 22.05.2013 N 319/2013, ТУ от 18.07.2017 N 709р
6	ООО "Строительное управление - 22 "ЮгСтройИнвест"	2,65		ТП для электроснабжения жилого комплекса в г. Ставрополь		2021	Договор ТП от 15.07.2016 N 281/2016, ТУ от 06.07.2016 N 589р (изм в ТУ N 1 от 10.08.2017, изм в ТУ N 2 от 16.12.2019)
7	АО "Ставропольские городские электрические сети"	1		ТП для электроснабжения жилого комплекса в г. Ставрополь		1-й этап 0,5 МВт - 2020; 2-й этап 0,5 МВт - 2021		Перечень ТУ конечных потребителей приведен в приложении И	03.10.2021
8	ООО Агрокомплекс "Восточный"	5		агрокомплекс "Восточный" в Левокумском районе		1-й, 2-й этапы 3,6 МВт - 2020; 3-й этап увеличение до 5 МВт - 2021			08.09.2022
9	ГУП СК Ставэлектросеть	4,9		ТП 10/0,4 кВ г. Михайловск	РУ 10 кВ ПС 110 кВ Михайловск (проектируемая)	2021	Договор ТП от 27.04.2017 N 2170-2017, ТУ от 31.03.2017 N 681 (изм в ТУ N 1 от 15.03.2018)
9.1	ООО "Зеленый мир"	2		овощехранилище в г. Михайловск	ВЛ 10 кВ Ф-236 ПС 110 кВ Михайловск (проектируемая)	2021	Договор ТП от 08.07.2019 N 236/ТП/19, ТУ от 08.07.2019 N 1/236/2019
9.2	ООО "Шпаковское"	2,9		тепличный комплекс в г. Михайловск		2021	Договор ТП от 08.07.2019 N 224/ТП/19, ТУ от 08.07.2019 N 1/224/2019
10	ООО "Экстра"	2,9		торговый центр с офисными помещениями в г. Ставрополь		2021	Договор ТП от 05.09.2011 N 44-05/71, ТУ от 05.09.2011 N 44-05/71.	Ведется работа с заявителем в части продления срока.	31.12.2020
11	ЗАО "Доринда"	2,1390		гипермаркет в Предгорном районе		2022	Договор ТП от 30.09.2014 N 421/2014, ТУ от 13.05.2014 N 418 (изм в ТУ N 1 от 19.09.2016, изм в ТУ N 2 от 26.11.2019 )		30.09.2022
12	ООО "Ставропольская сетевая компания"	12 в том числе 8 сущ		2 БКТП 10/0,4 кВ для электроснабжения жилого дома по ул Кулакова в г. Ставрополь		2021	Договор ТП от 07.08.2017 N 353/2017, ТУ от 14.07.2017 N 711 (изм в ТУ N 1от 23.10.2019)	Ведется работа с заявителем в части продления срока.	01.01.2020
13	АО "Ставропольские городские электрические сети"	5		ТП-10/0,4 кВ в г. Ставрополь	РУ 10 кВ ПС 110 кВ Промкомплекс	2021	Договор ТП N от 29.03.2019 70/2019, ТУ от 28.03.2019 N 9248/2019/СТВ/ЗЭС/ШРЭС
14	ООО НДП "Чепаковское"	1,5		скважина эксплуатационная N 38 Прасковейская, скважина эксплуатационная N 42 Прасковейская		2023	Договор ТП от 06.12.2019 N 9799/2019/СТВ/ПЭС/БРЭС, ТУ от 14.08.2019 N 9799/2019/СТВ/ПЭС/БРЭС
15	ООО "Эвилин-строй 2"	8		многоквартирный жилой комплекс в г. Ставрополь		3 МВт - в 2021 году, 5 МВт - в 2023 году			24.10.2023
16	ООО "Кавминводский спиртзавод"	1,5 в том числе 0,5 сущ		Спиртзавод г. Георгиевск	ф-410, ф-411, ф-412, ф-413, ф-414, ф-415 РУ 10 кВ ПС 110 кВ Полимер	2021	Договор ТП от 20.10.2009 N 452/2009, ТУ от 17.07.2009 N 120р (изм в ТУ N 1 от 23.10.2013)
17	МУ "Управление архитектуры, строительства и жилищно-коммунального хозяйства администрации города Пятигорска"	9,12		микрорайон "Западный" г. Пятигорск		2021	Договор ТП от 22.08.2012 N 260/2012, ТУ от 24.07.2012 N 282р (изм в ТУ N 1 от 21.12.2012, изм в ТУ N 2 от 20.06.2013, изм. 28.12.2015, изм. от 07.06.2016, изм N 3 от 17.04.2018)
18	ООО "Альп"	10		Завод по производству удобрений		2022	ТУ на ТП N 11 от 15.02.2018, изм от 05.11.2020, ДТП N 11/ТУ от 05.03.2018
19	Тепличный комплекс Солнечный Кисловодск (ООО ТК "Солнечный Кисловодск")	13,85		Тепличный комплекс	ПС 110 кВ Ефимовская	2021	Договор ТП N 533/ТП-М5 от 14.11.2017, ТУ от 01.11.2017
20	ООО "Пятигорский молочный комбинат"	4,3 в том числе существующая 1,5		Молочный комбинат	ПС 110 кВ Бештау	2021	Договор ТП от 19.02.2020 N 19682/2019/СТВ/ЦЭС/ПРЭС, ТУ от 10.01.2020 N 19682/2019/СТВ/ЦЭС/ПРЭС
21	АО "Международный аэропорт Ставрополь"	2,93 в том числе сущ. 0,31		Международный аэропорт Ставрополь		2022	Договор ТП от 02.12.2020 N 29659/2020/СТВ/ЗЭС/ШРЭС, ТУ от 13.11.2020 N 29659/2020/СТВ/ЗЭС/ШРЭС
22	ООО "Ставролен"	58		РП 110 кВ Ставролен	Буденновская ТЭС, ПС 330 кВ Прикумск	2021	Договор ТП N 21/ЛСЭ от 31.01.2019, ТУ от 02.10.2018
23	ООО "РТТК"	1,2 в том числе сущ. 0,145		Рекрационно-туристический комплекс		2021	Договор ТП от 27.03.2020 N 20363/2020/СТВ/ЦЭС/ПРЭС, ТУ от 03.03.2020 N 20363/2020/СТВ/ЦЭС/ПРЭС
24	ГУП СК "Ставэлектросеть"	3 в том числе сущ. 2		Для ТП ОАО "Сыродел"	ПС 110 кВ Ипатово	2021	Договор ТП от 19.08.2020 N 22026/2020/СТВ/СЭС/ИРЭС, ТУ от 22.06.2020 N 22026/2020/СТВ/СЭС/ИРЭС
25	АО "КИП "Мастер"	8,15 в том числе сущ. 4,65		Объект производственного назначения		2021	Договор ТП от 28.12.2020 N 29537/2020/СТВ/ЗЭС/ШРЭС, ТУ от 13.11.2020 N 29537/2020/СТВ/ЗЭС/ШРЭС
26	АО "Пятигорскэнерго"	2,5 в том числе сущ. 0,5		Для ТП ООО "Пятигорский молочный комбинат"		2021	Договор ТП от 04.12.2020 N 29573/2020/СТВ/ЦЭС/ПРЭС, ТУ от 23.11.2020 N 29573/2020/СТВ/ЦЭС/ПРЭС
27	ООО Агрохолдинг "Красногвардейский"	0,712		насосная станция	ПС 110 кВ Дмитриевская	2021	Договор ТП от 22.01.2021 N 30057/2020/СТВ/НЭС/КРЭС, ТУ от 24.12.2020 N 30057/2020/СТВ/НЭС/КРЭС
28	ООО "СХП "Урожайное"	1,485		насосная станция	ВЛ 35 кВ Дмитриевская-Подлесная, ПС 110 кВ Дмитриевская	2021	Договор ТП от 30.12.2020 N 28680/2020/СТВ/НЭС/ТРЭС, ТУ от 02.10.2020 N 28680/2020/СТВ/НЭС/ТРЭС (иту N 1 от 10.12.2020)
29	Управление жилищно-коммунального хозяйства администрации города Невинномысска	24,9		Энергопринимающие устройства РИТ-парка "Невинномысск"		2021	ТУ от 15.12.2020 N 20		15.12.2022
30	ООО "ЭнергоКаскад"	5		МГЭС "Егорлыкская-3"	ПС 110 кВ Баклановская	2021	ТУ от 24.12.2020 N 29621/2020/СТВ/НЭС/ИРЭС

Приложение Ж

Реестр
заявителей ГУП СК "Ставэлектросеть", с которыми заключены договоры об осуществлении тех. присоединения от ПС 35 кВ Аэропорт

N п/п	Заявитель, наименование объекта, адрес	Источник питания (с указанием питающего центра и в.в.фидера)	Максимальная мощность, кВт	Уровень напряжения	N договора	Дата договора
1	2	3	4	5	6	7
1	Брацило Ирина Митрофановна, Жилой дом, г. Михайловск, ул. Войкова N 465-465а	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-157ТП	25.05.2017
2	Талалакин Юрий Иванович, Жилой дом, г. Михайловск, ул. Ленина N 8	п/ст "Аэропорт" Ф-228	5	0,38	1-404ТП	07.12.2017
3	Суханов Геннадий Иванович, Гараж, г. Михайловск, заезд Южный N 3/2, гаражный кооператив "Южный", уч. 10	п/ст "Аэропорт" Ф-228	3	0,22	1-417ТП	20.11.2017
4	Зотов Андрей Сергеевич, Гараж, г. Михайловск, заезд Южный N 3/2, гаражный кооператив "Южный", уч. 14	п/ст "Аэропорт" Ф-228	5	0,22	1-431ТП	01.12.2017
5	Багирян Лиана Гамлетовна, Жилой дом, г. Михайловск, проезд Кольцевой N 8	п/ст "Аэропорт" Ф-236	5	0,22	1-232ТП	24.08.2017
6	Соловьев Андрей Владимирович, Жилой дом, г. Михайловск, ул. Угловая N 8	п/ст "Аэропорт" Ф-236	5	0,22	1-173ТП	11.05.2018
7	Илюхин Алексей Сергеевич Жилой дом, г. Михайловск, ул. Демократическая N 88	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-328 Тп	19.08.2019
8	Орлова Марал Ибадуллаевна Жилой дом, г. Михайловск, ул. Бентковского N 30	п/ст "Аэропорт" Ф-224	6	0,22	1-330 ТП	09.08.2019
9	Орлов Алексей Владимирович Жилой дом, г. Михайловск, ул. Бентковского N 24	п/ст "Аэропорт" Ф-224	6	0,22	1-331 ТП	09.08.2019
10	Саркисян Лилия Эрнестовна Жилой дом, г. Михайловск, ул. Заречная N 39	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-458 ТП	14.10.2019
11	Бородин Александр Михайлович Жилой дом, г. Михайловск, ул. Орджоникидзе N 296/6	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-463 ТП	22.10.2019
12	Пешкова Елена Николаевна , г. Михайловск, ул. Чигоревская N 14 жилого дома со стационарной электрической плитой и электрическим водонагревателем	п/ст "Аэропорт" Ф-224	14	0,38	1-514 ТП	13.11.2019
13	Величко Геннадий Егорович Жилой дом , г. Михайловск,ул. Вишневая N 32/1	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-530 ТП	18.10.2019
14	Величко Геннадий Егорович Жилой дом ул. Вишневая N 32/2	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-531 ТП	18.10.2019
15	Близнюк Вячеслав Иванович Жилой дом, г. Михайловск, ул. Вишневая N 38	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-532 ТП	18.10.2019
16	Близнюк Вячеслав Иванович Жилой дом, г. Михайловск, ул. Вишневая N 34	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-585 ТП	16.12.2019
17	Близнюк Вячеслав Иванович Жилой дом, г. Михайловск, ул. Вишневая N 34/1	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-586 ТП	16.12.2019
18	Воробьева Любовь Прокопьевна Торговый павильон , г. Михайловск,ул. Октябрьская район дома N 325	п/ст "Аэропорт" Ф-228	7	0,22	2-30 ТП	01.11.2019
19	Дживанян Артем Владимирович Аванесян Карен Артюшаевич Магазин со встроенной остановкой , г. Михайловск, ул. Войкова N 433/3	п/ст "Аэропорт" Ф-228	15	0,38	2-40 ТП	27.12.2019
20	Тарасов Дмитрий Геннадьевич , Жилого дома, , г. Михайловск, пр. Ореховый N 21	п/ст "Аэропорт" Ф -236	5	0,22	1-92 ТП	02.04.2019
21	Мусхаджиев Артур Асвадинович Жилой дом, г. Михайловск, проезд Кольцевой N 23	п/ст "Аэропорт" Ф -236	5	0,22	1-580 ТП	25.12.2019
22	Загреба Александр Сергеевич, комплексное жилищное строительство, г. Михайловск, земельный участок с КН 26:11:021001:263	п/ст "Аэропорт" Ф -236	200	10	40ТП/20	24.04.2020
23	Моисеев Андрей Владимирович ,жилой дом,, г. Михайловск, ул. Кирова N 90-5	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-353/439249	03.11.2020
24	Мусаева Шенаят Зияддин-Кызы ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Кирова N 90-6	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-354/439264	03.11.2020
25	Корнилова Анна Алексеевна ,жилой дом, г. Михайловск, Прикумский N 16-1	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-360/439395	28.10.2020
26	Доронина Надежда Георгиевна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Суворова N 2-9-1	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-363/439414	03.11.2020
27	Веденская Мария Сергеевна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Широкая N 101-6	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-365/439421	03.11.2020
28	Фрезе Константин Гарриевич ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Московская N 15В	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-367/439624	28.10.2020
29	Калинин Владимир Михайлович, жилой дом, г. Михайловск, ул. Орджоникидзе N 320/5	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-368/439632	28.10.2020
30	Попова Анна Петровна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Войкова 635/3	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-392-507418	12.11.2020
31	Козлова Екатерина Вячеславовна, г. Михайловск, жилой дом, ул. Зеленая N 48/1	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-406-508373	13.11.2020
32	Исмаилов Балабег Шекерович ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Ипподромная N 25	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-416-535756	20.11.2020
33	Мустафаева Марина Магаматовна жилой дом, г. Михайловск, ул. Спортивная, N 25б	п/ст "Аэропорт" Ф-224	7	0,22	1-435-548878	18.11.2020
34	Пляко Олеся Олеговна,жилой дом, г. Михайловск, ул. Войкова N 672/2	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-449-602952	30.11.2020
35	Петренко Татьяна Николаевна, жилой дом, г. Михайловск, ул. Войкова N 672а	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-453-617615	02.12.2020
36	Дьяченко Сергей Анатольевич, жилой дом, г. Михайловск, ул. Широкая N 27/3	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-457-617632	02.12.2020
37	Партыко Елена Петровна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Октябрьская N 364А	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-487-675281	11.12.2020
38	Ельцов Сергей Николаевич,жилой дом, г. Михайловск, ул. Орджоникидзе, д. 298/8	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-497-749312	16.12.2020
39	Арзуманян Рафик Гургенович ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Гагарина N 460/1	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-498-749313	17.12.2020
40	Перелазная Кристина Петровна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Гагарина N 460/2	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-499-749318	17.12.2020
41	Казьмир Эдуард Леонидович ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Гагарина N 460/3	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-500-749319	17.12.2020
42	Карпенко Светлана Ивановна ,жилой дом,, г. Михайловск, ул. Кирова, N 90/4	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-502-749330	17.12.2020
43	Джумалиев Рахим Шамильевич ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Широкая д. 101/7	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-515-749379	17.12.2020
44	Немцева Ольга Михайловна, жилой дом, г. Михайловск, ул. Крестьянская, д. 97 Б	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-525-754147	18.12.2020
45	Тищенко Валентина Александровна, жилой дом, г. Михайловск, ул. Кирова д. 90/3	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-530-759191	17.12.2020
46	Паршин Владимир Владимирович, жилой дом, г. Михайловск, ул. Кирова, д. 94/1	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-531-759241	17.12.2020
47	Мундингер Марина Владиславовна, жилой дом, г. Михайловск, ул. Орджоникидзе, д. 343а	п/ст "Аэропорт" Ф-224	7	0,22	1-550-805278	25.12.2020
48	Сугак Владимир Алексеевич, жилой дом, г. Михайловск,, г. Михайловск, ул. Спортивная, д. 25а	п/ст "Аэропорт" Ф-224	7	0,22	1-551-805168	28.12.2020
49	Овчинникова Евгения Валентиновна, жилой дом, г. Михайловск, пер. Журавлиный, д. 4	п/ст "Аэропорт" Ф-224	7	0,22	1-555-819759	28.12.2020
50	Милешкина Татьяна Викторовна, жилой дом, г. Михайловск, ул. Войкова N 672/1	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-560-842605	18.01.2021
51	Мнацаканян Руслан Эдуардович , СТО, г. Михайловск, ул. Войкова N 499/1	п/ст "Аэропорт" Ф-224	7	0,22	2-34/507722	09.11.2020
52	ПАО "Вымпел-Коммуникации", базовая станция сотовой связи, , г. Михайловск, ул. Яблоневая 60 координаты: широта 45.156801 долгота 42.031260	п/ст "Аэропорт" Ф-224	10	0,38	2-35-526913	18.11.2020
53	ООО "ОРКОНТ" опора двойного назначения г. Михайловск ул. Войкова, в районе дома 567-4	п/ст "Аэропорт" Ф-224	15	0,38	2-38-633067	01.12.2020
54	Полянцева Зоя Викторовна ,жилой дом, г. Михайловск, пер. Ульяновский N 28/1	п/ст "Аэропорт" Ф-228	14,9	0,38	1-345/428530	27.10.2020
55	Саркисян Нарек Саакович ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Гагарина N 419-1	п/ст "Аэропорт" Ф-228	5	0,22	1-351/439218	28.10.2020
56	Месропян Элина Романовна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Заезд Салют N 3-1	п/ст "Аэропорт" Ф-228	5	0,22	1-370/439244	26.10.2020
57	Багирян Лиана Гамлетовна,жилой дом, г. Михайловск, ул. Заезд Салют N 3-2	п/ст "Аэропорт" Ф-228	5	0,22	1-371/439288	26.10.2020
58	Месропян Эмма Романовна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Заезд Салют N 3-3	п/ст "Аэропорт" Ф-228	5	0,22	1-372/439332	26.10.2020
59	Багирян Артём Ашотович ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Заезд Салют N 3-4	п/ст "Аэропорт" Ф-228	5	0,22	1-373/439394	26.10.2020
60	Колнооченко Владимир Владимирович ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Заезд Салют N 3-6	п/ст "Аэропорт" Ф-228	5	0,22	1-375/439497	26.10.2020
61	Багирян Ангелина Ашотовна, жилой дом, г. Михайловск, ул. Заезд Салют N 3-7	п/ст "Аэропорт" Ф-228	5	0,22	1-376/439558	26.10.2020
62	Багирян Ашот Альбертович,жилой дом, г. Михайловск, ул. Заезд Салют N 3-8	п/ст "Аэропорт" Ф-228	5	0,22	1-377/439595	27.10.2020
63	Багирян Арен Альбертович ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Заезд Салют N 3-9	п/ст "Аэропорт" Ф-228	5	0,22	1-378/439638	27.10.2020
64	Колнооченко Наталья Николаевна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Заезд Салют N 3-10	п/ст "Аэропорт" Ф-228	5	0,22	1-379/439672	27.10.2020
65	Колнооченко Николай Владимирович ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Заезд Салют N 3-11	п/ст "Аэропорт" Ф-228	5	0,22	1-380/439804	27.10.2020
66	Царицан Николай Дмитриевич ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Заезд Салют N 3-12	п/ст "Аэропорт" Ф-228	5	0,22	1-381/439700	27.10.2020
67	Царицан Надежда Васильевна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Заезд Салют N 3-14	п/ст "Аэропорт" Ф-228	5	0,22	1-382/439717	27.10.2020
68	Багирян Елена Ивановна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Заезд Салют N 3-5	п/ст "Аэропорт" Ф-228	5	0,22	1-383/446003	28.10.2020
69	Синицына Галина Павловна ,жилой дом, г. Михайловск, пер. Базарный N 13	п/ст "Аэропорт" Ф-228	7	0,22	1-384/449129	03.11.2020
70	Федяева Людмила Владимировна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Гагарина N 419/2	п/ст "Аэропорт"Ф-228	5	0,22	1-397-507775	13.11.2020
71	Цыбулин Александр Геннадьевич ,гараж, г. Михайловск, пер. Транспортный N 15-3 гараж 59	п/ст "Аэропорт" Ф-228	7	0,22	1-495-740695	18.12.2020
72	Быков Игорь Витальевич ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Октябрьская N 127б	п/ст "Аэропорт"Ф-230	7	0,22	1-394-507568	12.11.2020
73	Суходолина Ирина Юрьевна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Розы Люксембург N 220/1	п/ст "Аэропорт" Ф-230	5	0,22	1-410-503485	17.11.2020
74	Попова Нина Леонидовна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Р. Люксембург N 220/2	п/ст "Аэропорт" Ф-230	5	0,22	1-420-549338	17.11.2020
75	Пахомова Дарья Михайловна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Мельничная N 17/2	п/ст "Аэропорт" Ф-230	5	0,22	1-446-582776	23.11.2020
76	Сайко Василий Алексеевич ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Р. Люксембург N 220/3	п/ст "Аэропорт" Ф-230	5	0,22	1-472-617701	01.12.2020
77	ООО "ОРКОНТ" опора двойного назначения г. Михайловск пер. Михайловский район дома N 15 б	п/ст "Аэропорт" Ф-230	15	0,38	2-40-633772	01.12.2020
78	Медяникова Лилия Егоровна Жилой дом, г. Михайловск, ул. Садовая N 38/6	п/ст "Аэропорт" Ф-236	5	0,22	1-188 ТП	18.06.2020
79	Арустамян Нора Анушавановна, жилой дом, г. Михайловск, ул. Полковая N 5	п/ст "Аэропорт" Ф-236	5	0,22	1-359/439388	28.10.2020
80	Солгалова Алла Валерьевна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Шоссейная N 20	п/ст "Аэропорт" Ф-236	12	0,38	1-388-489844	13.11.2020
81	Багдасарян Аревик Валериковна, жилой дом, г. Михайловск, ул. Спартака N 57	п/ст "Аэропорт" Ф-236	5	0,22	1-390-504383	16.11.2020
82	Маршалкин Сергей Сергеевич ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Университетская N 12	п/ст "Аэропорт" Ф-236	5	0,22	1-401-508171	13.11.2020
83	Белоконь Лариса Алексеевна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Демьяновская N 60/2	п/ст "Аэропорт" Ф-236	5	0,22	1-405-508334	13.11.2020
84	Ерёменко Нина Владимировна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Студенческая N 56	п/ст "Аэропорт" Ф-236	15	0,22	1-414-521081	16.11.2020
85	Макухин Роман Геннадьевич ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Спартака N 84	п/ст "Аэропорт" Ф-236	5	0,22	1-433-549592	17.11.2020
86	Мустафаева Марина Магаматовна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Спортивная, N 25б	п/ст "Аэропорт" Ф-236	7	0,22	1-435-548878	18.11.2020
87	Стрюк Таисия Ивановна ,жилой дом, г. Михайловск, з. Ореховый N 12	п/ст "Аэропорт" Ф-236	5	0,22	1-455-617620	02.12.2020
88	Аванесян Хорен Артюшаевич ,жилой дом, г. Михайловск, пер. Летний N 2/2	п/ст "Аэропорт" Ф-236	5	0,22	1-471-617692	01.12.2020
89	Кожевникова Оксана Анатольевна, жилой дом, г. Михайловск, ул. Университетская, 2	п/ст "Аэропорт" Ф-236	5	0,22	1-474-617717	01.12.2020
90	Куницын Игорь Владимирович, малоэтажная многоквартирная жилая застройка, г. Михайловск, ул. Ленина N 16	п/ст "Аэропорт" Ф-228	60,5	0,4	141ТП/20	03.12.2020
91	Пожидаев Александр Григорьевич ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Спартака N 25	п/ст "Аэропорт" Ф-236	5	0,22	1-491-713841	15.12.2020
92	Муслимов Ризван Увайсович ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Орджоникидзе N 171/3	п/ст "Аэропорт" Ф-236	5	0,22	1-492-711307	15.12.2020
93	Гулько Елена Петровна ,жилой дом, г. Михайловск, ул. Студенческая, д. 42	п/ст "Аэропорт" Ф-236	5	0,22	1-524-749408	18.12.2020
94	Приходько Вадим Викторович, жилой дом, г. Михайловск, ул. Кочубея, д. 116/1	п/ст "Аэропорт" Ф-236	7	0,22	1-547-798950	28.12.2020
95	Асирян Яна Айказовна, жилой дом, г. Михайловск, ул. Орджоникидзе, д. 233/1	п/ст "Аэропорт" Ф-236	7	0,22	1-549-804684	26.12.2020
96	Омаров Арсен Чкалович, жилой дом, г. Михайловск, проезд Кольцевой, д. 27	п/ст "Аэропорт" Ф-236	10	0,38	1-556-822185	25.12.2020
97	Омарова Альбина Магомедовна, жилой дом, г. Михайловск, ул. Узорная, д. 27	п/ст "Аэропорт" Ф-236	10	0,38	1-557-822099	25.12.2020
98	Изгагина Олеся Олеговна, жилой дом, г. Михайловск, ул. Зелёная N 52/1	п/ст " Аэропорт" Ф- 224	5	0,22	1-6-905171	27.01.2021
99	Шелковина Алёна Николаевна, жилой дом, г. Михайловск, ул. Крестьянская N 113	п/ст "Аэропорт" Ф-224	5	0,22	1-8-905180	27.01.2021
100	Зотова Екатерина Сергеевна, жилой дом, г. Михайловск, ул. Угловая N 46	п/ст "Аэропорт" Ф- 236	5	0,22	1-13-905227	27.01.2021
101	Пономарева Ирина Владимировна, жилой дом, г. Михайловск, ул. Угловая N 48	п/ст "Аэропорт" Ф-236	5	0,22	1-14-905232	27.01.2021
102	Цатрян Евгения Юрьевна, жилой дом, г. Михайловск, ул. Спартака зем. уч N 26-11-021001-824	п/ст "Аэропорт" Ф-236	15	0,4	1-22-944496	02.02.2021
103	Блазнов В.В., ГКТП-10/0,4 кВ-400 кВА и ВЛ-10 кВ для электроснабжения комплексного жилищного строительства, , г. Михайловск, зем.уч N 26-11-021001-275	п/ст "Аэропорт" Ф-236	360	10	175ТП/15	29.12.2015

Приложение З

Реестр ТУ,
мощностью до 670 кВт с электроснабжением от питающих центров с повышенной загрузкой силовых трансформаторов

ГАРАНТ:

См. Приложение в редакторе MS-Excel

Приложение И

Реестр
заявителей АО "Горэлектросеть" г. Ставрополь, с которыми заключены договоры об осуществлении тех. присоединения от ПС 110 кВ Южная

N п/п	Заявитель, наименование объекта, адрес	Источник питания (с указанием питающего центра и в.в.фидера)	Максимальная мощность, кВт	Уровень напряжения	N договора	Дата договора
1	2	3	4	5	6	7
1	Белокурова Алла Александровна	ПС "Южная", Ф-180	64	0,4 кВ	17235	27.10.2020
2	Вирова Екатерина Владимировна	ПС "Южная", Ф-180, ТП-997, ВЛИ-0,4кВ по территории МОГ Ставрополя, второе отделение СПКк Пригородный.	7	0,22 кВ	17547	09.12.2020
3	Алексеенко Владимир Сергеевич	ПС "Южная", Ф-180, ТП-997, ВЛИ-0,4кВ по территории МОГ Ставрополя, второе отделение СПКк Пригородный.	15	0,4 кВ	17553	14.12.2020
4	Клещев Андрей Леонидович	ПС "Южная", Ф-180, ТП-997, ВЛИ-0,4кВ по территории МОГ Ставрополя, второе отделение СПКк Пригородный.	7	0,22 кВ	17538	26.12.2020
5	Клюшников Алексей Александрович	ПС "Южная", Ф-180, ТП-997, ВЛИ-0,4кВ по территории МОГ Ставрополя, второе отделение СПКк Пригородный.	15	0,4 кВ	17653	28.12.2020
6	Орлов Олег Владимирович	ПС "Южная", Ф-180, ТП-997, ВЛИ-0,4кВ по территории МОГ Ставрополя, второе отделение СПКк Пригородный.	15	0,4 кВ	17544	22.01.2021
7	Суворов Игорь Георгиевич	ПС "Южная", Ф-180, ТП-997, ВЛИ-0,4кВ по территории МОГ Ставрополя, второе отделение СПКк Пригородный.	15	0,4 кВ	17549	27.01.2021
8	Айдинян Эдгар Сурикович	ПС "Южная", Ф-180, ТП-997, ВЛИ-0,4кВ по территории МОГ Ставрополя, второе отделение СПКк Пригородный.	15	0,4 кВ	17545	27.01.2021
9	Савенков Евгений Викторович	ПС "Южная", Ф-180, ТП-997, ВЛИ-0,4кВ по территории МОГ Ставрополя, второе отделение СПКк Пригородный.	7	0,22 кВ	17683	27.01.2021
10	Багирян Грант Карленович	ПС "Южная", Ф-180, ТП-997, ВЛИ-0,4кВ по территории МОГ Ставрополя, второе отделение СПКк Пригородный.	15	0,4 кВ	17654	28.01.2021
11	Тохян Михаил Аркадиевич	ПС "Восточная", Ф-696, ТП-77, ВЛИ-0,4кВ по ул. Южная.	7	0,22 кВ	17729	01.02.2021
12	Бадин Александр Николаевич	ПС "Южная", Ф-180, ТП-997, ВЛИ-0,4кВ по территории МОГ Ставрополя, второе отделение СПКк Пригородный.	15	0,4 кВ	17777	01.02.2021

Приложение К

Реестр
заявителей ГУП СК "Ставэлектросеть", с которыми заключены договоры об осуществлении тех. присоединения от ПС 110 кВ Минеральные Воды-2

N п/п	Заявитель, наименование объекта, адрес	Источник питания (с указанием питающего центра и в.в.фидера)	Максимальная мощность, кВт	Уровень напряжения	N договора	Дата договора
1	2	3	4	5	6	7
1	Лысенко В.А., жилой дом, г. Минеральные Воды,ул. Гражданская, 119	ПС "Минводы-2", ф. 608	12	0,23	21.05.1900	13.08.2015
2	Сухотько В.И., жилой дом, г. Минеральные Воды,ул. Прикумская, 109/ Кумская, 45	ПС "Минводы-2", ф. 604	12	0,23	143	25.06.2015
3	Георгиади К.Г., жилой дом, г. Минеральные Воды, ул. Тенистая, д. 14	ПС "Минводы-2", ф. 604	15	0,23	164	28.07.2015
4	ООО "СЕТЬ", узел телекоммуникационной сети передачи данных ООО "Сеть", г. Минеральные Воды, Ставропольская, 37	ПС "Минводы-2", ф. 608	1	0,23	198	16.09.2015
5	Айвазов Д.В., объект торговли, г. Минеральные Воды, в 2400 м на северо-восток от ж/д N 18 по пер. Южный	ПС "Минводы-2", ф. 609	100	6	109ТП/15	16.10.2015
6	Меграбян К.А., магазин, г. Минеральные Воды, 235 м на запад от дома N 140 по ул. Анджиевского	ПС "Минводы-2", ф. 609	49	0,4	34ТП/14	02.04.2014
7	Зубов В.А., магазин, участок находится примерно в 39 м от ориентира по направлению на юго-восток. Адрес ориентира: г. Минеральные Воды, ул. Советская, 68	ПС "Минводы-2", ф. 605	30	0,4	112ТП/14	26.08.2014
8	ООО "Кавминжилстрой", многоквартирный малоэтажный жилой дом с нежилыми помещениями, г. Минеральные Воды, ул. Горская, 78	ПС "Минводы-2", ф. 608	150	0,4	17ТП/16	20.02.2016
9	ООО "Новострой", многоэтажный многоквартирный жилой дом со встроенными нежилыми помещениями, г. Минеральные Воды, ул. Советская, 69а (2 очередь)	ПС "Минводы-2", ф. 609 ПС "Аэропорт", ф. 65	145	0,4	20ТП/16	15.03.2018
10	Будагян А.Н., Будагян А.Р., жилой дом, г. Минеральные Воды, ул. Розы Люксембург, дом 61	ПС "Минводы-2", ф. 607	15	0,23	98/16	18.07.2016
11	Кузнецов А.В., жилой дом, г. Минеральные Воды, ул. Российская, д. 15	ПС "Минводы-2", ф. 604	10	0,23	133/16	12.09.2016
12	Насоев Б.Т., здание магазина с офисом, г. Минеральные Воды, в 60 м на юго-восток от жилого дома N 90 по ул. Пятигорская	ПС "Минводы-2", ф. 608	15	0,4	16/17	10.03.2017
13	МКУ "Управление капитального строительства и ремонта Минераловодского городского округа СК", канализационный хозяйственно-бытовой коллектор и насосная станция, СК, Минераловодский район, п. Евдокимовский	ПС "Минводы-2", ф. 604 ПС "Минводы-2", ф. 611	45	0,4	91ТП/17	21.06.2017
14	Балуян В.И., 2/5 долей жилого дома, г. Минеральные Воды, ул Чернышевского, 39	ПС "Минводы-2", ф. 607	15	0,4	80/17	23.06.2017
15	Чухаенко Л.В., салон красоты, г. Минеральные Воды, пр. 22 Партсъезда, д. 121 примерно в 15 м по направлению на юг от ориентира жилой дом	ПС "Минводы-2", ф. 609	80	0,4	110ТП/17	24.08.2017
16	Шишканов М.М., жилой дом, г. Минеральные Воды, ул. Желатиновая, 9 А	ПС "Минводы-2", ф. 604	15	0,23	98/17	11.08.2017
17	Чекалов Ю.В., магазин, г. Минеральные Воды, ул. Тбилисская, 63а	ПС "Минводы-2", ф. 608	15	0,23	5/18	25.01.2018
18	Осипова Н.Н., жилой дом, г. Минеральные Воды, ул. Воинов Интернационалистов, 25	ПС "Минводы-2", ф. 604	15	0,23	15/18	15.02.2018
19	Закиян К.Б., магазин, г. Минеральные Воды, пр. 22 Партсъезда, 95	ПС "Минводы-2", ф. 607	15	0,4	68/18	08.06.2018
20	Илиади М.В., жилой дом, г. Минеральные Воды, ул. Интернациональная, 61а	ПС "Минводы-2", ф. 602	15	0,23	69/18	06.06.2018
21	Гурджиян З.А., жилой дом, г. Минеральные Воды, пер. Дербентский, дом 15	ПС "Минводы-2", ф. 607	15	0,23	121/18	11.09.2018
22	Косяк И.Е., жилой дом, г. Минеральные Воды, ул. Гагарина, 38	ПС "Минводы-2", ф. 607	15	0,4	167/18	07.12.2018
23	МБУ "Центр физической культуры и спорта" МГО, здание спортзала стадиона, футбольное поле, восточная трибуна, западная трибуна, здание западной трибуны, здания касс, г. Минеральные Воды, ул. Бибика, 18	ПС "Минводы-2", ф. 608 ПС "Минводы-2", ф. 602	300	0,4	24ТП/19	01.03.2019
24	Литвиненко Л.А., остановочный павильон, г. Минеральные Воды, пр. 22 Партсъезда, в районе банка "ВТБ 24"	ПС "Минводы-2", ф. 607	15	0,23	39/19	22.03.2019
25	Юдин С.И., жилой дом, г. Минеральные Воды, ул. Березовая, дом N 19	ПС "Минводы-2", ф. 604	15	0,23	62/19	27.05.2019
26	Сапронова Л.А., гараж, г. Минеральные Воды, ул. Новоселов, в 80 м на юго-восток от жилого дома N 9а	ПС "Минводы-2", ф. 609	5	0,23	66/19	05.06.2019
27	Погосян В.Г., жилой дом, г. Минеральные Воды, ул. Березовая, дом N 17	ПС "Минводы-2", ф. 604	15	0,23	82/19	05.06.2019
28	Чернобай Л.А., гараж, г. Минеральные Воды, ул. Анджиевского, примерно в 51 м по направлению на восток от ориентира ж.д.136	ПС "Минводы-2", ф. 609	15	0,23	114/19	23.07.2019
29	Мартынова Т.М., оздоровительный центр, Ставропольский край, г. Минеральные Воды, ул. Карла Либкнехта, 50 А	ПС "Минводы-2", ф. 602	40	0,4	156ТП/19	29.10.2019
30	Любименко В.В., магазин, установлено относительно ориентира, расположенного за пределами участка. Ориентир жилой дом. Участок находится примерно в 114 м от ориентира по направлению на восток. Почтовый адрес ориентира: г. Минеральные Воды, ул. 50 лет Октября, N 61	ПС "Минводы-2", ф. 608	15	0,4	195/19	11.11.2019
31	Хачян А.Е., жилой дом, г. Минеральные Воды, пр. 22 Партсъезда, 55/ул. Красного Октября, 54	ПС "Минводы-2", ф. 607	15	0,23	207/19	26.11.2019
32	Зиновьева А.И., гараж, г. Минеральные Воды, ул. Анджиевского, дом N 140, в 252 м по направлению на северо-запад	ПС "Минводы-2", ф. 609	5	0,23	224/19	16.01.2020
33	Сидоров М.С., гараж, г. Минеральные Воды, в 243 м на северо-запад от жилого дома N 140 по ул. Анджиевского	ПС "Минводы-2", ф. 609	5	0,23	226/19	30.12.2019
34	ООО "ГРАНДСТРОЙ", спортивный комплекс баскетбольного клуба, установлено относительно ориентира расположенного за пределами участка. Ориентир д. 149. Участок находится примерно в 9 м от ориентира по направлению на юг. Почтовый адрес ориентира: г. Минеральные Воды, пр-кт 22 Партсъезда	ПС "Минводы-2", ф. 609	100	0,4	07ТП/20	06.02.2020
35	Резванов В.О., Резванова Е.К., Резванова В.В., Резванова В.В., жилой дом, г. Минеральные Воды, ул. Кисловодская, дом 13	ПС "Минводы-2", ф. 609	15	0,4	22/20	13.03.2020
36	Джамбулатов С.А., блокированная жилая застройка, г. Минеральные Воды, ул. Бибика, кадастровый номер земельного участка 26:24:040441:362	ПС "Минводы-2" ф.608	10	0,23	96/20	28.05.2020
37	Саркисян А.Б., магазин, г. Минеральные Воды, ул. Кисловодская, кадастровый номер 26:24:040539:239 (дом 16)	ПС "Минводы-2", ф. 609	15	0,4	108/20	02.07.2020
38	ИП Степанян С.Н., мастерская по ремонту г. Минеральные Воды, ул. Желатиновая/ ул. Дачная, 16/13	ПС "Минводы-2" ф. 604	35	0,4	125ТП/20	18.11.2020
39	Слоян А.С., нежилое здание, г. Минеральные Воды, ул. Советская, район Центральной больницы N 5 МПС	ПС "Минводы-2" ф.609	65	0,4	137ТП/20	11.12.2020
40	Раскита Ж.Н., жилой дом, г. Минеральные Воды, ул. Восточная, д. 36	ПС "Минводы-2", ф. 607	15	0,23	189/20	04.12.2020
41	ООО "Русмаркет", антенно-мачтовое сооружение, г. Минеральные Воды, ул. Анджиевского, район дома N 140	ПС "Минводы-2" ф.609	15	0,4	5/21	27.01.2021
42	Марчук В.Е., жилой дом, г. Минеральные Воды, ул. Западная, 28	ПС "Минводы-2" ф.604	15	0,23	7/21	02.02.2021

Приложение Л

Письмо
филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" от 01.04.2021 N 1.6/01-00/923-исх о включении объектов в соответствии с актами ТО

N п/п	Наименование объекта	Перечень мероприятий по объекту	Реквизиты акта технического освидетельствования объекта	Год реализации мероприятий
1	ПС 110 кВ Нефтекумск	Замена существующих выключателей в линейных ячейках 110 кВ Л-208, Л-274, Л-277 на элегазовые ВЭБ-110, существующих разъединителей на разъединители с электродвигательным приводом, замена средств РЗА на микропроцессорные защиты	Акт ТО от 21.05.2018	2022
2	ПС 110 кВ Заводская	Замена ОД и КЗ на элегазовые выключатели ВЭБ-110, замена средств РЗА Тр1 и Тр2 на микропроцессорные защиты, монтаж АКБ, монтаж доп. линейных ячеек 10 кВ (4 шт.)	Акт ТО от 21.05.2018	2026
3	ПС 110 кВ Новопавловская-2	Замена существующих выключателей 110 кВ на элегазовые ВЭБ-110, установка ВЭБ-110 в цепях Тр1, Тр2 и ВЛ-110 кВ, замена сущ. разъединителей 110 кВ на РГ-110, замена выключателей в ячейках РУ- 10 кВ, строительство ОПУ с АБ, установка средств ТМ, устройство ограждения и подъездных дорог, техперевооружение средств РЗА ВЛ 110 кВ Новопавловская-2 - Прохладная-2 (Л-36)	Акт ТО от 06.12.2017	2022
4	ПС 110 кВ Лысогорская	Замена ОД и КЗ на выключатели ВЭБ-110 со встроенными ТТ, замена шкафов РЗА, шкафов обогрева и др. в ОРУ-110 кВ, замена кабельных каналов с заменой контрольных и силовых кабелей в ОРУ 110 кВ, замена сущ. разъединителей на РГ- 110 с электроприводом	Акт ТО от 06.12.2017	2022
5	ПС 110 кВ Северная	Замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые (7 шт.)	Акт ТО от 03.02.2016	2023
6	ПС 110 кВ Северная	Замена ячеек в ЗРУ - 6 кВ, ДК 6 кВ, средств ТМ	Акт ТО от 21.05.2018	2025
7	ПС 110 кВ Изобильная	Замена существующих выключателей 35 кВ на вакуумные типа СМАРТ-35 (7 шт.), существующих разъединителей 35 кВ на РГ-35 с электродвигательными приводами (16 шт.), замена существующих порталов и фундаментов основного оборудования 35 кВ, замена контрольных кабелей и кабельных лотков	Акт ТО от 02.02.2018	2022
8	ПС 110 кВ Аэропорт	Замена существующих выключателей 110 кВ на элегазовые выключатели ВЭБ-110 -2 шт., существующих разъединителей 110 кВ на РГ-110 c электродвигательным приводом - 10 шт., замена устройств РЗА силовых трансформаторов и линий 110 кВ на микропроцессорные защиты, замена ячеек РУ 6 кВ	Акт ТО от 15.07.2018	2024-2025
9	ПС 110 кВ Лесная	Замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые, замена ТН-110 кВ на НАМИ-110, замена разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, замена ячеек в ЗРУ-6 кВ, ДК 6 кВ, средств ТМ, замена ЩПТ, АКБ, ЩСН	Акт ТО от 21.05.2018	2026
10	ПС 110 кВ Западная	Замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые, замена ТН-110 кВ на НАМИ-110, замена разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, замена ячеек в ЗРУ-6 кВ, ДК 6 кВ, средств ТМ, ЩПТ	Акт ТО от 21.05.2018	2023-2024
11	ПС 110 кВ Восточная	Замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые, замена ТН-110 кВ на НАМИ-110, замена разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, замена ячеек в ЗРУ-6 кВ, ДК 6 кВ, средств ТМ	Акт ТО от 21.05.2018	2024-2025
12	ПС 110 кВ III Подъем	Замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые, замена ТН-110 кВ на НАМИ-110, замена разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, замена средств ТМ, замена ЩПТ, АКБ, ЩСН	Акт ТО от 21.05.2018	2025
13	ПС 110 кВ Прибрежная	Замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые, замена ТН-110 кВ на НАМИ-110, замена разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, замена ячеек в ЗРУ-6 кВ, замена ТСН-61, ТСН-62, замена средств ТМ, ЩПТ, АКБ, ЩСН	Акт ТО от 21.05.2018	2025
14	ПС 110 кВ Промышленная	Замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые, замена ТН-110 кВ на НАМИ-110, замена разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, замена ячеек в ЗРУ-10 кВ, замена ДК 10 кВ, монтаж ДК 10 кВ, замена средств ТМ, замена ЩПТ, ЩСН, АКБ	Акт ТО от 21.05.2018	2024-2025
15	ПС 110 кВ Красногвардейская	Замена масляных выключателей в цепях Тр1, Тр2 на элегазовые выключатели ВЭБ-110, замена ТТ в цепях Тр1, Тр2, замена устройств РЗА в ячейках Тр1, Тр2, замена вводных ячеек 10 кВ, замена устройств ТМ	Акт ТО от 24.07.2015	2024
16	ПС 110 кВ Новоалександровская	Замена масляных выключателей в цепях Тр1, Тр2 на элегазовые выключатели ВЭБ-110, замена ТТ в цепях Тр1, Тр2, замена вводных ячеек 10 кВ, замена устройств ТМ	Акт ТО от 20.04.2018	2025
17	ПС 110 кВ Белый уголь	Замена ОД и КЗ на элегазовые выключатели ВЭБ-110, замена выключателя в ячейке С-1 на элегазовый выключатель ВЭБ-110, замена средств РЗА в ячейке С-1, замена ТН-110 кВ на трансформаторы НАМИ-110, замена разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, замена ячеек РУ 10 кВ, замена устройств ТМ	Акт ТО от 15.07.2018	2024-2025
18	ПС 110 кВ Солуно-Дмитриевская	Замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые выключатели ВЭБ-110, замена средств РЗА на микропроцессорные, замена ТН-110 кВ на трансформаторы НАМИ-110, замена разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, замена ячеек РУ 10 кВ, замена устройств ТМ	Акт ТО от 15.07.2018	2025-2026
19	ПС 110 кВ Александровская	Замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые выключатели ВЭБ-110, замена средств РЗА на микропроцессорные, замена ТН-110 кВ на трансформаторы НАМИ-110, замена разъединителей 110 кВ на РГ-110 с электродвигательным приводом, замена ячеек РУ 10 кВ, замена устройств ТМ, монтаж ВУПГ и доп. ячейки 10 кВ	Акт ТО от 15.07.2018	2025
20	ПС 110 кВ Круглолесская	Замена ОД и КЗ на элегазовые выключатели ВЭБ-110, монтаж выключателя С-1 типа ВЭБ-110-0/2500 - 1 шт., монтаж РЗА С-1, замена разъединителей 110 кВ на РГ-110с электродвигательным приводом, монтаж модульного ОПУ	Акт ТО от 25.10.2019	2026
21	ВЛ 110 кВ Южная - Заводская (Л-130)	Замена опор и провода с выносом ВЛ из зоны оползня на участке опор N 59-65 протяженностью 1,02 км. Замена провода АС-120 на провод АС-400 на участке между опорами N 60-62 протяженностью 0,895 км и замена существующего провода на провод АС-120 на участке протяженностью 0,125 км	Акт ТО от 22.05.2017	2021
22	ВЛ 110 кВ Невинномысская ГРЭС - Т-301 (Л-24)	Замена существующего провода АС-150 без увеличения сечения, замена изоляции с арматурой и грозозащитного троса на участке опор N 1-20, протяженностью 1,9 км)	Акт ТО от 22.05.2017	2022
23	ВЛ 110 кВ Ищерская - Затеречная I, II цепь (Л-123, Л-124)	Вынос ВЛ из зоны затопления от опоры N 526 до ПС 110 кВ Нефтекумск, протяженностью 17,05 км, с устройством двух линейных ячеек 110 кВ на ПС 110 кВ Нефтекумск	Акт ТО от 08.02.2016, Акт-предписание РУТН Северного Кавказа N АП-Ц-063/16-ЦП от 04.03.2016	2024
24	ВЛ 110 кВ Восход - Рагули (Л-157)	Замена существующего провода АЖ-120 без увеличения сечения, замена изоляции с арматурой и грозозащитного троса, протяженностью 42,8 км)	Акт ТО от 29.01.2016	2023
25	ВЛ 110 кВ Сенгилеевская ГЭС - III Подъем (Л-12)	Замена существующего провода АС-120 без увеличения сечения, замена изоляции с арматурой и грозозащитного троса, протяженностью 7,05 км)	Акт ТО от 08.02.2016, протокол от 02.12.2016 в Минпроме СК по вопросу электроснабжения НС Сенгилеевского водозабора	2022
26	ВЛ 110 кВ Сенгилеевская ГЭС - III Подъем (Л-132)	Замена существующего провода АС-95 без увеличения сечения, замена изоляции с арматурой и грозозащитного троса, протяженностью 15,7 км)	Акт ТО от 08.02.2016, протокол от 02.12.2016 в Минпроме СК по вопросу электроснабжения НС Сенгилеевского водозабора	2022
27	ВЛ 110 кВ Зеленокумск - Прикумск (Л-165)	Вынос ВЛ из зоны подтопления в пролётах опор N 1/1-11	Акт-предписание РУТН N АП-Ц-063/16-ЦП от 04.03.2016	2023
28	ВЛ 110 кВ Западная - Центральная (Л-131)	Вынос ВЛ из зоны городской застройки с переводом в кабельное исполнение	Акт ТО от 27.02.2018, решение Ставропольской городской Думы от 23 августа 2017 года N 127 в редакции от 12.12.2018 года "Об утверждении Правил благоустройства территории муниципального образования города Ставрополя Ставропольского края"	2025
29	ВЛ 110 кВ Западная - Лесная(Л-17)	Вынос ВЛ из зоны городской застройки с переводом в кабельное исполнение	Акт ТО от 26.02.2018, решение Ставропольской городской Думы от 23 августа 2017 года N 127 в редакции от 12.12.2018 года "Об утверждении Правил благоустройства территории муниципального образования города Ставрополя Ставропольского края"	2024
30	ВЛ 110 кВ Западная - Северная (Л-16)	Вынос ВЛ из зоны городской застройки с переводом в кабельное исполнение	Акт ТО от 26.02.2018, решение Ставропольской городской Думы от 23 августа 2017 года N 127 в редакции от 12.12.2018 года "Об утверждении Правил благоустройства территории муниципального образования города Ставрополя Ставропольского края"	2025-2026
31	ВЛ 110 кВ Ростовановская - Соломенская (Л-160)	Установка датчика гололеда и организация его опроса с сервера АИСКГН	Акт ТО от 10.11.2020	2024
32	ПС 110 кВ Троицкая	Строительство маслоприемного устройства АТМ-ПГ со строительством трубопровода от маслосборника АТМ-ПГ до аварийного маслосборника	Акт ТО от 01.02.2021	2025

Приложение М

Письмо
филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" от 02.03.2021 N 1.6/01-00/639-исх о возможности перевода нагрузок с центров питания

Наименование центра питания	Объем переводимой на соседние ЦП нагрузки, MBA	Объем и место, куда переводится нагрузка	Время перевода нагрузки	Причины отсутствия возможности перевода
ПС 110 кВ Ачикулак	4	ВЛ 35 кВ Л-556 2,5 MBA нагрузки на ПС 110 кВ Терская; ВЛ 35 кВ Л-549 1,5 MBA нагрузки на ПС 110 кВ Левокумская	120 минут
ПС 35 кВ Аэропорт		Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Южная	8,4	По сети 10 кВ АО "Ставропольские городские электрические сети"	120 минут
ПС 110 кВ Ессентуки-2	12,9	ВЛ 35 кВ Л-346 5,5 MBA нагрузки на ПС 110 кВ Зеленогорская; ВЛ 35 кВ Л-345 4,5 MBA нагрузки на ПС 330 кВ Машук; ВЛ 35 кВ Л-318 2,9 MBA нагрузки на ПС 110 кВ Бекешевская	60 минут
ПС 35 кВ Ясная Поляна-1		Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Левокумская		Нет возможности		Недопустимое снижение напряжения в ремонтной схеме
ПС 110 кВ Мин-Воды-2	3,0	ВЛ 35 кВ Л-314 3 MBA нагрузки на ПС 330 кВ Машук	120 минут
ПС 110 кВ Западная		Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Лысогорская		Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Красногвардейская	1,3	ВЛ 35 кВ Л-644 1,3 MBA нагрузки на ПС 110 кВ Баклановская	60 минут
ПС 110 кВ Белый Уголь		Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Плаксейка	1,6	ВЛ 35 кВ Л-545 1,3 MBA на ПС 110 кВ Терская ВЛ 35 кВ Л-546 0,3 MBA на ПС 110 кВ Новоселицкая	60 минут
ПС 110 кВ Восточная		Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Аэропорт		Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Лесная		Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Красный Октябрь		Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Промкомплекс		Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП

Приложение Н

Письмо
филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" от 01.04.2021 N 1.6/01-00/924-исх о включении объекта (ПС 110 кВ Мин-Воды-2) в СиПР

Заместителю министра

энергетики, промышленности и связи

Ставропольского края

В.В. Глушакову

О включении объекта в СиПР 2022-2026

Уважаемый Василий Васильевич!

При разработке Схемы и программы развития электроэнергетики (далее - СиПР) Ставропольского края на 2022 - 2026 годы прошу учесть предложение филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" об организации системы плавки гололеда (далее - ПГ) на ПС 110 кВ Мин-Воды-2.

В настоящее время ПГ на ВЛ 110 кВ Георгиевская - Мин-Воды-2 (Л-163) проводится от ПС 110 кВ Т-304 напряжением 35 кВ через ВЛ 110 кВ Подкумок - Т-304 (Л-265) и ВЛ 110 кВ Георгиевская - Подкумок (Л-35). При этом образование гололеда на Л-265 и Л-35 наблюдается редко, в основном образование гололеда происходит на заходах Л-163 к ПС Мин-Воды-2. Сборка указанной выше схемы ПГ занимает порядка 3-4 часов с привлечением персонала ОАО "РЖД", дежурство которого на ПС 110 кВ Т-304 осуществляется в рабочие дни с 8-00 до 17-00.

Плавка гололеда на ВЛ 110 кВ Мин-Воды-2 - Т-303 (Л-34) осуществляется от ПС 110 кВ Т-303 персоналом ОАО "РЖД" с отключением присоединенных к ПС потребителей ГУП СК "Ставэлектросеть" в связи с отсутствием на ПС выключателя ПГ 6 кВ.

В целях оптимизации схем ПГ Л-34 и ЛЛ-163, а также недопущения отключения потребителей планируется организация системы ПГ на ПС 110 кВ Мин-Воды-2. Для этих целей предусматривается реконструкция ПС 110 кВ Мин-Воды-2 с монтажом автотрансформатора ПГ, обходной секции шин 110 кВ, секции шин плавки гололеда, разъединителей ПГ и другими необходимыми мероприятиями.

На основании вышеизложенного прошу включить указанные мероприятия в СиПР со сроком реализации в 2023 году.

Первый заместитель директора - главный инженер

П.В. Зинченко

Приложение О

Приложение О

Перечень
питающих центров 35-110 кВ, находящихся в ремонтно-эксплуатационном обслуживании филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ставропольэнерго" с повышенной загрузкой трансформаторов, в том числе с учётом заключённых договоров на ТП

Наименование центра питания	Класс напряжения	Год ввода в эксплуатацию	Суммарная установленная мощность трансформаторов , в том числе с разбивкой по трансформаторам		Нагрузка ЦП по результатам контрольного замера						Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года	Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке	Мощность по ДТП с учётом Кр		Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП	Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП по отношению к номинальной нагрузке	Объём переводимой на соседние ЦП нагрузки	Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учётом ДТП и переводом нагрузки, %	Объём и место куда переводится нагрузка	Время перевода нагрузки	Причины отсутствия возможности перевода
				Т-1, Т-2, Т-3	20.06. 2018	19.12. 2018	19.06. 2019	18.12. 2019	17.06. 2020	16.12. 2020
	кВ		МВА		, МВА	, МВА	, МВА	, МВА	, МВА	, МВА	, МВА	, %	, МВт	, МВА	, МВА	ту, %
ПС 110 кВ Ачикулак	110/35/10	1978	16,3	1х10 и 1х6,3	8,86	9,20	9,03	9,52	6,72	11,21	11,21	178	1,84	2,04	13,24	210	4	147	ВЛ 35 кВ Л-556 2,5 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Терская; ВЛ 35 кВ Л-549 1,5 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Левокумская	120 минут
ПС 35 кВ Аэропорт	35/10	1978	12,6	2x6,3	7,15	10,5	8,52	8,93	7,44	9,87	10,5	167	5,71	6,34	16,84	267,3		267,3	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Южная	110/10	1976	75	3x25	27,46	39,83	38,53	38,54	31,5	40,74	40,74	163	0,66	0,74	41,48	166	8,4	132,3	По сети 10 кВ АО "Ставропольские городские электрические сети"	120 минут
ПС 110 кВ Ессентуки-2	110/35/10	1978	80	2x40	45,45	63,05	49,77	52,64	38,08	51,55	63,05	157,63	0,232	0,26	63,31	158,3	12,9	126	ВЛ 35 кВ Л-346 5,5 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Зеленогорская; ВЛ 35 кВ Л-345 4,5 МВА нагрузки на ПС 330 кВ Машук; ВЛ 35 кВ Л-318 2,9 МВА нагрузки на ПС 110 кВ Бекешевская	60 минут
ПС 35 кВ Ясная Поляна-1	35/10	1971	12,6	2x6,3	5,31	9,45	4,75	5,55	5,48	5,51	9,45	150,00	0,24	0,26	9,71	154		154	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Левокумская	110/35/10	1984	16,3	1х10 и 1х6,3	7,34	7,62	8,81	7,53	8,67	7,08	8,81	139,8	1,764	1,96	10,77	171		171	Нет возможности		Недопустимое снижение напряжения в ремонтной схеме
ПС 110 кВ Мин-Воды-2	110/35/6	1966	65	1х25 и 1х40	27,93	34,92	29,71	35,92	25,48	36,05	36,05	144,2	0,2	0,23	36,28	145,1	3	133,1	ВЛ 35 кВ Л-314 3 МВА нагрузки на ПС 330 кВ Машук	120 минут
ПС 110 кВ Западная	110/10/6	1951	80	2x40	42,05	49,36	45,24	37,2	36,42	39,39	45,25	113,1	0,00	0	45,24	113,1		113,1	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Лысогорская	110/10	1972	8,8	1х2,5 и 1х6,3	2,26	2,92	2,61	2,75	2,37	2,89	2,92	117	0,008	0,009	2,93	117,2		117,2	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Восточная	110/10/6	1948	80	2x40	31,65	42,45	31,98	34,41	28,73	36,81	42,45	106,13	3,31	3,68	46,13	115,3		115,3	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Промкомплекс	110/35/10	1985	80	2х40	20,59	26,04	22,96	23,08	20,86	27,4	27,4	68,5	8,61	9,58	39,68	92,5		92,5	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП
ПС 110 кВ Красный Октябрь	110/10	1965	6,3	1х6,3	2,25	2,18	2,54	2,33	1,98	2,07	2,54	40	4,5	5,11	7,54	119,7		119,7	Нет возможности		Отсутствие связей с другими ЦП

1 Загрузка по ПС 110 кВ Промкомплекс приведена с учётом присоединяемой мощности по договорам ТП к ПС 35 кВ Аэропорт.

2 Загрузка по ПС 110 кВ Красный Октябрь приведена с учётом присоединяемой мощности по договору ТП. В связи с тем, что ПС 110 кВ Красный Октябрь установлен один силовой трансформатор в столбцах для режима n-1 справочно приведены значения его загрузки.

Приложение П

Реестр
заявителей АО "Горэлектросеть" г. Ставрополь, с которыми заключены договоры об осуществлении тех. присоединения от ПС 110 кВ Промкомплекс

N п/п	Заявитель, наименование объекта, адрес	Источник питания (с указанием питающего центра и в.в.фидера)	Максимальная мощность, кВт	Уровень напряжения	N договора	Дата договора
1	ООО СУ "Стройград-1"	ПС "Промкомплекс", Ф-130, ТП-149	350	0,4 кВ	14956	22.04.2019
2	ООО СУ "Стройград-1"	ПС "Промкомплекс", Ф-130, ТП-149	350	0,4 кВ	14957	22.04.2019
3	Коломойцева Светлана Васильевна	ПС "Промкомплекс", Ф-130, ТП-152	15	0,4 кВ	15201	03.07.2019
4	Курамбаев Рустам Базарбаевич	ПС "Промкомплекс", Ф-130, ТП-163	15	0,4 кВ	15503	29.10.2019
5	ООО СУ "Стройград-1"	ПС "Промкомплекс", Ф-130, ТП-149	350	0,4 кВ	16057	23.01.2020
6	ООО СУ "Стройград-1"	ПС "Промкомплекс", Ф-130, ТП-149	350	0,4 кВ	16058	23.01.2020
7	ООО СУ "Стройград-1"	ПС "Промкомплекс", Ф-131, ТП-165	350	0,4 кВ	16059	23.01.2020
8	Дорохова Людмила Владимировна	ПС "Промкомплекс", Ф-131, ТП-166	120	0,4 кВ	16077	11.02.2020
9	Смирнова Анна Владимировна	ПС "Промкомплекс", Ф-131, ТП-166	70	0,4 кВ	16082	13.02.2020
10	Галустян Леонид Владимирович	ПС "Промкомплекс", Ф-131, ТП-165	45	0,4 кВ	16091	17.02.2020
11	ИП Лунева Е.А.	ПС "Промкомплекс", Ф-130, ТП-149	120	0,4 кВ	16106	20.02.2020
12	Рустамова Марьям Давудовна	ПС "Промкомплекс", Ф-130, ТП-149	15	0,4 кВ	16109	21.02.2020
13	Нерсесов Генрих Семенович	ПС "Промкомплекс", Ф-130, ТП-149	15	0,4 кВ	16111	21.02.2020
14	Никополиди Наталия Игоревна	ПС "Промкомплекс", Ф-130, ТП-147	10	0,4 кВ	16123	27.02.2020
15	Волошкина Агафия Николаевна	ПС "Промкомплекс", Ф-130, ТП-145	15	0,4 кВ	16162	02.03.2020
16	Карамышева Юлия Викторовна	ПС "Промкомплекс", Ф-130, ТП-145	15	0,4 кВ	16164	02.03.2020
17	Политанская Анастасия Владимировна	ПС "Промкомплекс", Ф-130, ТП-145	15	0,4 кВ	16173	03.03.2020
18	Бобров Алексей Анатольевич	ПС "Промкомплекс", Ф-131, ТП-167	15	0,4 кВ	16332	24.03.2020
19	Бусыгина Елена Викторовна	ПС "Промкомплекс", Ф-131, ТП-166	50	0,4 кВ	16335	25.03.2020
20	Тучина Евгения Александровна	ПС "Промкомплекс", Ф-130, ТП-145	15	0,4 кВ	16354	07.04.2020
21	Жандаров Станислав Анатольевич	ПС "Промкомплекс", Ф-131, ТП-167	15	0,4 кВ	16371	16.04.2020
22	Союз мастеров спорта	ПС "Промкомплекс", Ф-242.	550	0,4 кВ	17618	21.12.2020