Приложение. Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Ростовской области на 2021 - 2025 гг.

Приложение
к распоряжению
Губернатора
Ростовской области
от 30.04.2021 N 110

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики Ростовской области на 2021 - 2025 годы

1. Введение

Основными целями являются формирование планов по перспективному развитию 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 создание эффективной и сбалансированной инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие Ростовской области.

Задачами формирования схемы и программы перспективного развития электроэнергетики (далее - СиПР) являются:

обеспечение надежного функционирования Единой энергетической системы России (далее - ЕЭС России) на территории Ростовской области в долгосрочной и среднесрочной перспективе;

скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

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.

Основными принципами формирования СиПР являются:

экономическая эффективность решений, предлагаемых в СиПР, основанная на оптимизации режимов работы ЕЭС России;

применение новых технологических решений при формировании долгосрочных СиПР;

скоординированность СиПР 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.

СиПР сформирована на основании:

проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы;

прогноза спроса на электрическую энергию и мощность, в том числе по основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории Ростовской области;

ежегодного отчета о функционировании ЕЭС России и данных мониторинга исполнения СиПР;

сведений о заявках (договорах) на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;

предложений системного оператора по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, полученных на основе результатов использования перспективной расчетной модели для Ростовской области, а также предложения сетевых организаций и уполномоченного исполнительного органа государственной власти Ростовской области по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Ростовской области;

инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, осуществляющих свою деятельность на территории Ростовской области;

прогноза потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период (с разбивкой по годам) по территории Ростовской области, разрабатываемого АО "Системный оператор Единой энергетической системы" (далее - АО "СО ЕЭС" (предоставляется Системным оператором);

программ комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры поселений и городских округов Ростовской области;

схем теплоснабжения поселений и городских округов Ростовской области;

иных сведений, необходимых для разработки СиПР, включая статистические наблюдения.

СиПР разработана в соответствии с:

Федеральным законом от 26.03.2003 N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 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 г. (пункт 5 Перечня поручений от 29.03.2010 N Пр-839) предусмотреть в рамках схем и программ перспективного развития электроэнергетики максимальное использование потенциала когенерации и модернизацию систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований;

методическими рекомендациями по разработке схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период (протокол совещания по вопросу разработке схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб) А.Н. Шишкина от 09.11.2010 N АШ-369пр;

техническим заданием на выполнение научно-исследовательской работы "Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Ростовской области на 2021 - 2025 годы".

При разработке СиПР учитываются положения:

методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации (далее - Минэнерго России) от 30.06.2003 N 281;

требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методических указаний по устойчивости энергосистем", утвержденных приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630;

ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолировано работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования", утвержденного приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 19.11.2019 N 1196-ст.

2. Общая характеристика Ростовской области

Ростовская область - субъект Российской Федерации на юге Европейской части России, входит в состав Южного федерального округа. Административный центр - город Ростов-на-Дону.

По характеру поверхности территория Ростовской области представляет собой равнину, расчлененную долинами рек и балками. Максимальная высота над уровнем моря - 253 метра. С севера на территорию области заходит Среднерусская возвышенность, на западе вклинивается восточная часть Донецкого кряжа, в юго-восточной части области возвышаются Сальско-Манычская гряда и Ергени.

Ростовская область занимает площадь 101 тыс. квадратных километров, что составляет 0,6 процента территории России, имеет протяженность 470 километров с севера на юг, 455 километров - с запада на восток.

Ростовская область имеет сухопутные и водные границы со следующими регионами: на западе и северо-западе - с Донецкой и Луганской областями Украины, общая протяженность границы 660 километров, на севере и северо-востоке - с Воронежской и Волгоградской областями, на востоке и юго-востоке - с Калмыкией, на юге - со Ставропольским и Краснодарским краями, на юго-западе омывается Таганрогским заливом Азовского моря, имея морскую государственную границу с Украиной.

На территории Ростовской области протекает одна из крупнейших рек Европы - Дон (протяженность около 1 870 километров), расположено Цимлянское водохранилище (объем около 24 млрд кубических метров). Судоходны основные притоки Дона - реки Северский Донец и Маныч. Озера занимают лишь 0,4 процента территории области.

Область имеет благоприятный умеренно-континентальный климат. Средняя температура воздуха в январе - минус 7 градусов, в июле - плюс 23 градуса. Продолжительность солнечного сияния равна 2 050 - 2 150 часам в год. С июня по сентябрь среднемесячные показатели продолжительности солнечного сияния в Ростове-на-Дону и Сочи мало отличаются друг от друга.

Среднегодовое количество осадков составляет 424 миллиметра. Выпадают преимущественно на атмосферных фронтах циклонов. Их количество уменьшается в направлении с запада (650 миллиметров) на восток (до 400 миллиметров). Высокие температуры лета и длинный вегетационный период обеспечивают повышенную урожайность пшеницы, бахчевых, садовых культур и винограда.

Весьма разнообразна природа Ростовской области. Степные просторы, лесные оазисы, пойма реки Дон, побережья Азовского моря являются пристанищем для более ста видов животных и ценных промысловых пород рыб.

Территория области лежит в пределах степной зоны, лишь крайний юго-восток является переходным районом от степей к полупустыням. Лесами и кустарниками покрыты 5,6 процента земельного фонда, в то время как большая часть области занята сельхозугодиями, преимущественно на высокоплодородных черноземах.

Численность населения области, по данным Росстата, составляет 4 197 821 человек (по состоянию на 1 января 2020 г.). Из них в городах проживают 68,2 процента от общей численности, в сельской местности -31,8 процента. Плотность населения - 41,6 человека на квадратный километр.

Регион занимает 6-е место в России по численности постоянного населения после города Москвы, Московской области, Краснодарского края, города Санкт-Петербурга и Свердловской области. Среди субъектов, входящих в Южный федеральный округ, область находится на 2-м месте после Краснодарского края.

В Ростовской области проживают представители более 150 национальностей и народностей. По данным Всероссийской переписи населения 2010 года, по национальному составу 90,3 процента населения области составляют русские, 2,6 процента - армяне, 1,9 процента - украинцы, 0,9 процента - турки, 0,4 процента - белорусы, 0,4 процента - азербайджанцы, 0,4 процента - цыгане, 0,3 процента - татары, 0,3 процента - чеченцы, 0,3 процента - корейцы, 0,2 процента - даргинцы, 0,2 процента - грузины, остальное - иные этнические группы.

Трудоспособное население составляет около 55,4 процента от общей численности. Уровень образования населения в экономически активном возрасте достаточно высок.

Среднегодовая численность занятых в экономике составляет 1 968 тыс. человек, в том числе на предприятиях негосударственного сектора - 1 318 тыс. человек.

Демографическая ситуация в Ростовской области характеризуется снижением числа родившихся и числа умерших, увеличением естественной убыли населения. Численность родившихся на 1000 населения составляет 9 (общий коэффициент рождаемости), а численность умерших - 13 (общий коэффициент смертности).

Ожидаемая продолжительность жизни при рождении составляет 73,7 года.

Населенные пункты Ростовской области с численностью населения более 15 тысяч человек приведены в таблице N 1.

Таблица N 1

N п/п	Населенный пункт	Количество жителей (человек)
1	2	3
1.	Город Ростов-на-Дону	1 137 904
2.	Город Таганрог	248 643
3.	Город Шахты	230 262
4.	Город Волгодонск	171 406
5.	Город Новочеркасск	168 035
6.	Город Батайск	127 919
7.	Город Новошахтинск	106 534
8.	Город Каменск-Шахтинский	87 760
9.	Город Азов	80 428
10.	Город Гуково	63 150
11.	Город Сальск	56 832
12.	Город Донецк	46 732
13.	Город Аксай	46 018
14.	Город Белая Калитва	39 293
15.	Город Красный Сулин	37 627
16.	Город Миллерово	34 464
17.	Город Морозовск	24 575
18.	Город Зерноград	24 063
19.	Город Семикаракорск	21 864
20.	Город Зверево	18 068
21.	Город Пролетарск	18 671
22.	Поселок Орловский Орловского района	18 220
23.	Поселок Зимовники Зимовниковского района	18 070
24.	Станица Егорлыкская Егорлыкского района	17 660
25.	Город Константиновск	16 891
26.	Поселок Матвеев Курган	15 489
27.	Станица Багаевская Багаевского района	15 459
28.	Село Чалтырь Мясниковского района	15 334

Согласно Областному закону от 25.07.2005 N 340-ЗС "Об административно-территориальном устройстве Ростовской области", Ростовская область включает 55 административно-территориальных образований (12 городских округов и 43 муниципальных района. Данные приведены в таблице N 2), 408 административно-территориальных единиц (18 городских поселений и 390 сельских поселений), которые в рамках административно-территориального устройства включают населенные пункты и районы в городе.

Административный центр Ростовской области - город Ростов-на-Дону с населением свыше 1 млн человек - крупный промышленный, культурный и научный центр, речной порт, важный транспортный узел. В 2002 году город приобрел дополнительное политическое и экономическое значение как столица Южного федерального округа.

Город Ростов-на-Дону состоит из 8 районов:

1. Ворошиловский район.

2. Железнодорожный район.

3. Кировский район.

4. Ленинский район.

5. Октябрьский район.

6. Первомайский район.

7. Пролетарский район.

8. Советский район.

Таблица N 2

N п/п	Название	Население (человек)	Административный центр
1	2	3	4
Городские округа
1.	Город Ростов-на-Дону	1 137 904	город Ростов-на-Дону
2.	Город Азов	80 428	город Азов
3.	Город Батайск	127 919	город Батайск
4.	Город Волгодонск	171 406	город Волгодонск
5.	Город Гуково	63 150	город Гуково
6.	Город Донецк	46 732	город Донецк
7.	Город Зверево	18 068	город Зверево
8.	Город Каменск-Шахтинский	87 760	город Каменск-Шахтинский
9.	Город Новочеркасск	168 035	город Новочеркасск
10.	Город Новошахтинск	106 534	город Новошахтинск
11.	Город Таганрог	248 643	город Таганрог
12.	Город Шахты	230 262	город Шахты
Муниципальные районы
1.	Азовский	98 084	город Азов
2.	Аксайский	119 843	город Аксай
3.	Багаевский	33 802	станица Багаевская
4.	Белокалитвинский	89 522	город Белая Калитва
5.	Боковский	13 729	станица Боковская
6.	Верхнедонской	17 197	станица Казанская
7.	Веселовский	24 937	поселок Веселый
8.	Волгодонской	33 232	станица Романовская
9.	Дубовский	21 089	село Дубовское
10.	Егорлыкский	32 413	станица Егорлыкская
11.	Заветинский	16 432	село Заветное
12.	Зерноградский	52 067	город Зерноград
13.	Зимовниковский	35 143	поселок Зимовники
14.	Кагальницкий	27 070	станица Кагальницкая
15.	Каменский	40 593	пгт Глубокий
16.	Кашарский	22 389	слобода Кашары
17.	Константиновский	30 486	город Константиновск
18.	Красносулинский	74 115	город Красный Сулин
19.	Куйбышевский	13 625	село Куйбышево
20.	Мартыновский	34 202	слобода Большая Мартыновка
21.	Матвеево-Курганский	39 632	поселок Матвеев Курган
22.	Миллеровский	62 653	город Миллерово
23.	Милютинский	12 400	станица Милютинская
24.	Морозовский	37 150	город Морозовск
25.	Мясниковский	49 204	село Чалтырь
26.	Неклиновский	85 203	село Покровское
27.	Обливский	17 085	станица Обливская
28.	Октябрьский	72 261	пгт Каменоломни
29.	Орловский	36 776	поселок Орловский
30.	Песчанокопский	26 265	село Песчанокопское
31.	Пролетарский	33 416	город Пролетарск
32.	Ремонтненский	17 770	село Ремонтное
33.	Родионово-Несветайский	21 917	слобода Родионово-Несветайская
34.	Сальский	100 236	город Сальск
35.	Семикаракорский	48 457	город Семикаракорск
36.	Советский	6 179	станица Советская
37.	Тарасовский	27 845	поселок Тарасовский
38.	Тацинский	33 683	станица Тацинская
39.	Усть-Донецкий	31 360	р.п. Усть-Донецкий
40.	Целинский	29 530	поселок Целина
41.	Цимлянский	32 736	город Цимлянск
42.	Чертковский	32 680	поселок Чертково
43.	Шолоховский	24 914	станица Вешенская

Выгодное экономико-географическое расположение Ростовской области, развитая транспортная инфраструктура, высокая обеспеченность трудовыми ресурсами, отсутствие социальной напряженности исторически определили положение области как одного из крупнейших на юге страны центров многоотраслевой промышленности, развитого сельского хозяйства, науки, культуры.

Промышленность.

Ведущее место в экономике Ростовской области принадлежит промышленному производству, которое остается основным сектором экономики для создания материальных благ, товарной и денежной массы, новых рабочих мест и инвестиционных источников. На предприятиях области производится около 28 процентов промышленной продукции Южного федерального округа.

Производственный потенциал региона имеет достаточно высокий уровень диверсификации, около 80 процентов в объеме отгруженной продукции собственного производства занимает продукция обрабатывающих производств.

Наибольший удельный вес занимают металлургические и машиностроительные предприятия.

Ростовская область лидирует в России по производству многих видов промышленной продукции:

машины и приспособления для уборки зерновых культур (90,8 процента);

зерноуборочные комбайны (77,7 процента);

трубы бурильные для бурения нефтяных или газовых скважин из черных металлов (56,3 процента);

оборудование эксплуатационное для ядерных реакторов (44,9 процента);

косилки тракторные (23,7 процента);

сталеплавильное оборудование и литейные машины (10,4 процента);

электроды сварочные с покрытием (6,1 процента);

пряжа из синтетических штапельных волокон (85,7 процента).

Ведущее место в России принадлежит тяжелому вертолетостроению, электровозостроению, производству паровых котлов и оборудования эксплуатационного для ядерных реакторов, масел растительных нерафинированных, трикотажных изделий.

Сельское хозяйство и агропромышленный комплекс.

Ростовская область - один из крупнейших сельскохозяйственных регионов Российской Федерации. На территории в 101 тыс. квадратных километров проживает 4,2 млн человек, из них третья часть - в сельской местности.

Главное богатство области - ее почвенные ресурсы. Область расположена на обыкновенных южных черноземах и каштановых почвах. В общей структуре земли черноземы занимают 64,2 процента при средней толщине плодородного слоя 40 - 80 сантиметров.

Сельскохозяйственные угодья занимают 8,2 млн гектаров, пашня - 5,9 млн гектаров, в том числе орошаемая - 231 тыс. гектаров. Доля Ростовской области в общей площади сельхозугодий России составляет 3,9 процента. По площади сельхозугодий и площади посевов зерновых культур область занимает второе место в Российской Федерации, по плодородию пашни - десятое место среди других субъектов Российской Федерации. Почвенно-климатические условия области, несмотря на периодически повторяющиеся засухи, благоприятны для производства сельскохозяйственной продукции.

В сельхозпроизводстве занято 1,2 тысячи сельхозорганизаций, 7,6 тысячи - крестьянско-фермерских хозяйств, более 2 тысяч - индивидуальных предпринимателей, свыше 546 тысяч - личных хозяйств граждан.

Ростовская область - в числе лидеров в России по валовым сборам зерна и подсолнечника. Перспективными направлениями агропромышленного комплекса области также являются: прудовое рыбоводство, производство животноводческой продукции, овощей, переработка сельхозпродукции с последующим доведением до потребителя.

На долю Ростовской области приходится более 28 процентов производимой продукции сельского хозяйства в Южном федеральном округе.

Строительство.

Ростовская область по объемам вводимого жилья входит в десятку регионов - лидеров в Российской Федерации и занимает второе место в ЮФО.

Для обеспечения роста объемов вводимого жилья проводится работа по подготовке новых территорий под жилищное строительство, активно развивается инженерная инфраструктура.

В целях повышения доступности жилья и качества жилищного обеспечения населения, в том числе с учетом исполнения государственных обязательств по обеспечению жильем отдельных категорий граждан, утверждено постановление Правительства Ростовской области от 17.10.2018 N 642 "Об утверждении государственной программы Ростовской области "Территориальное планирование и обеспечение доступным и комфортным жильем населения Ростовской области".

Транспорт.

Ростовская область обладает развитой транспортной инфраструктурой, представленной железнодорожными и автомобильными магистралями федерального значения, морскими и речными портами, международным аэропортом в городе Ростове-на-Дону.

Ростовскую область пересекают:

автомагистраль "Дон";

железнодорожный путь Москва - Ростов - Кавказ;

судоходный путь по реке из центра России в Черное и Средиземное моря;

воздушный коридор Санкт-Петербург - Москва - Кавказский регион.

Автотранспорт. Пассажирские перевозки автомобильным транспортом являются самым массовым и доступным видом транспорта. По территории области проходит 670 междугородных и пригородных межмуниципальных автобусных маршрутов и около 150 межобластных маршрутов, соединяющих все муниципальные образования области общей протяженностью более 80 тыс. километров. Автовокзалы и автостанции области объединены в единую сеть.

Железнодорожный транспорт. Основным перевозчиком грузов и пассажиров во внутреннем и международном сообщениях в регионе является Северо-Кавказская железная дорога - филиал ОАО "Российские железные дороги". По территории Ростовской области проходят магистральные железные дороги, связывающие центральные, западные районы страны и Сибирь с южным регионом. Действуют узловые железнодорожные станции, обеспечивающие прием, обработку и отправление практически всех видов грузов. Протяженность железнодорожных путей по территории Ростовской области составляет 1 859 километров.

Водный транспорт. В Ростовской области действуют 126 судоходных компаний. Из них:

судоходные компании, осуществляющие бункеровочную деятельность, - 14;

судоходные компании, осуществляющие пассажирские перевозки, - 4;

стивидорные компании - 38;

судоремонтные заводы - 8.

Общая протяженность внутренних водных путей в границах Ростовской области - 800,3 километра.

Авиационный транспорт. Воздушный транспорт Ростовской области обеспечивает перевозки пассажиров и грузов в межрегиональном и международном сообщениях.

В 2017 году завершен крупнейший инфраструктурный проект Ростовской области и с 7 декабря 2017 г. новый аэропортовый комплекс "Платов" начал свою работу.

В городе Таганроге расположен региональный аэропорт "Таганрог - Южный".

Основными стратегическими направлениями в сфере воздушного транспорта и развития его инфраструктуры являются:

развитие инфраструктуры и приаэродромной территории аэропорта "Платов", расположенного на территории Грушевского поселения Аксайского района;

развитие инфраструктуры аэропорта "Таганрог - Южный", включая строительство аэровокзального комплекса, установку радиотехнического оборудования, повышение категории аэропорта;

восстановление и развитие на территории Ростовской области аэропортов местных воздушных линий, создание на их базе сети местных и внутрирегиональных воздушных линий.

Дорожный комплекс. Дорожное хозяйство Ростовской области - одна из самых быстроразвивающихся отраслей на территории региона, протяженность автомобильных дорог общего пользования федерального, регионального, межмуниципального и местного значения превышает 35 тыс. километров, в том числе:

федерального значения - 701,95 километра;

регионального, межмуниципального значения, находящихся в собственности Ростовской области, - 7 596,0 километра;

местного значения, находящихся в муниципальной собственности районов, - 27 216,9 километра.

Оборот организаций в январе - декабре 2020 г. составил 4 205,1 млрд рублей или 114,7 процента к уровню 2019 года. Наибольший рост оборота обеспечен предприятиями сельского хозяйства; оптовой и розничной торговли; операций с недвижимым имуществом; государственного управления и обеспечения военной безопасности; социального обеспечения; административной и сопутствующей деятельности дополнительных услуг.

Индекс промышленного производства области в январе - декабре 2020 г. составил 101,7 процента (в Российской Федерации - 97,1 процента).

Отмечается увеличение объемов производства по виду деятельности "обрабатывающие производства", "добыча полезных ископаемых", "водоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений" при сокращении по виду деятельности "обеспечение электроэнергией, газом и паром; кондиционирование воздуха".

Добыча полезных ископаемых в отчетном периоде по сравнению с 2019 годом выросла на 1,3 процента (в Российской Федерации - снижение на 7,0 процента). Положительная динамика сложилась за счет деятельности предприятий по добыче угля - рост на 3,9 процента, а также добычи сырой нефти и природного газа на 0,9 процента. Объем отгруженной продукции собственного производства, выполненных работ и услуг собственными силами на предприятиях добывающего сектора составил 34,7 млрд рублей.

Рост объемов производства отмечается по виду деятельности "обрабатывающие производства" - на 2,3 процента (в Российской Федерации - на 0,3 процента). Предприятиями обрабатывающих производств в 2020 году отгружено продукции собственного производства, выполнено работ и услуг собственными силами на 845,7 млрд рублей, что составляет 78,8 процента совокупного объема отгруженной промышленной продукции. Выпуск продукции по сравнению с 2019 годом увеличен на предприятиях по семнадцати видам деятельности, в шести из них темпы роста составили 110,0 - 173,5 процента.

В машиностроительном секторе, где сформировано 24,3 процента общего объема отгруженной продукции обрабатывающих производств, по сравнению с 2019 годом, выросло производство электрического оборудования в 1,8 раза (в Российской Федерации - снижение на 1,0 процента); производство машин и оборудования, не включенных в другие группировки - на 2,0 процента (в Российской Федерации - рост на 5,9 процента); производство автотранспортных средств, прицепов и полуприцепов - на 19,4 процента (в Российской Федерации - снижение на 12,7 процента). Больше, чем в 2019 году, изготовлено аппаратуры коммуникационной, аппаратуры радио- или телевизионной передающей; телевизионных камер; прочих приборов контрольных величин; универсальных электродвигателей переменного и постоянного тока; прочих тракторов для сельского хозяйства; комбайнов зерноуборочных; двигателей гидравлических и пневматических; автобензовозов; прицепов-цистерн и полуприцепов-цистерн для перевозки нефтепродуктов, воды и прочих жидкостей. Наряду с этим снижено производство компьютеров, электронных и оптических изделий на 24,4 процента (в Российской Федерации - снижение на 1,6 процента), производство прочих транспортных средств и оборудования - на 41,8 процента (в Российской Федерации - снижение на 1,1 процента).

В 2020 году по сравнению с 2019 годом увеличено производство резиновых и пластмассовых изделий на 6,9 процента (в Российской Федерации - рост на 3,2 процента).

Индекс производства кокса, нефтепродуктов в 2020 году по сравнению с 2019 годом составил 106,8 процента (в Российской Федерации - 97,0 процента).

Выросло производство лекарственных средств и материалов, применяемых в медицинских целях, в 1,7 раза, химических веществ и химических продуктов - на 36,0 процента (в Российской Федерации - рост на 2,3 процента и 7,2 процента соответственно).

За 2020 год по сравнению с 2019 годом выросло производство готовых металлических изделий, кроме машин и оборудования, на 37,9 процента (в Российской Федерации - рост на 2,0 процента), производство металлургической продукции - на 4,3 процента (в Российской Федерации - снижение на 2,4 процента). Предприятиями данных видов деятельности отгружено продукции собственного производства, выполнено работ и услуг собственными силами на 134,6 млрд рублей, что обеспечило 12,5 процента объема отгруженной продукции обрабатывающих отраслей.

В 2020 году по сравнению с 2019 годом в Ростовской области снижено производство одежды на 24,8 процента (в Российской Федерации - рост на 0,6 процента), производство кожи и изделий из кожи - на 11,0 процента (в Российской Федерации - снижение на 12,4 процента), а также снижены объемы обработки древесины и производства изделий из дерева и пробки, кроме мебели, производства изделий из соломки и материалов для плетения на 17,5 процента (в Российской Федерации - рост на 2,0 процента). При этом выросло производство текстильных изделий на 7,3 процента (в Российской Федерации - рост на 8,9 процента), производство бумаги и бумажных изделий на 6,3 процента (в Российской Федерации - рост на 1,9 процента), выпуск полиграфической продукции и копирования носителей информации - на 0,3 процента (в Российской Федерации - снижение на 3,2 процента).

В 2020 году по сравнению с 2019 годом объем производства прочей неметаллической минеральной продукции выросло на 3,0 процента (в Российской Федерации - снижение на 2,3 процента).

Индекс производства по виду деятельности "обеспечение электроэнергией, газом и паром; кондиционирование воздуха" по итогам 2020 года составил 97,7 процента к уровню 2019 года (в Российской Федерации - 97,5 процента). Отмечается снижение генерации электроэнергии на 3 процента, при этом отмечается рост производства газообразного топлива на 0,5 процента, пара и горячей воды - на 1,9 процента. Предприятиями этого вида деятельности отгружено продукции собственного производства, выполнено работ и услуг собственными силами на 155,7 млрд рублей (в действующих ценах на 3,9 процента меньше, чем за 2019 год) и сформировано 14,5 процента совокупного объема отгруженной продукции промышленного производства.

Индекс производства по виду деятельности "водоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений" по итогам 2020 года составил 107,0 процента к уровню 2019 года (в Российской Федерации - 96,2 процента). Предприятиями этого вида деятельности отгружено продукции собственного производства, выполнено работ и услуг собственными силами на 37,1 млрд рублей и сформировано 3,5 процента совокупного объема отгруженной продукции промышленного производства.

3. Анализ существующего состояния энергосистемы Ростовской области

3.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Ростовской области

Характеристика основных субъектов электроэнергетики.

Энергосистема Ростовской области осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Ростовской области и входит в состав ОЭС Юга, являясь одной из крупнейших энергосистем на юге России.

Установленная мощность электростанций энергосистемы Ростовской области по состоянию на 1 февраля 2021 г. составила 7 574,4 мегаватт (первое место в ОЭС Юга).

Генерирующие компании.

На территории Ростовской области действуют следующие генерирующие компании:

АО "Концерн Росэнергоатом" (Ростовская АЭС);

ПАО "ОГК-2" (Новочеркасская ГРЭС);

ООО "Волгодонская тепловая генерация" (Волгодонская ТЭЦ-2);

ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго" (Ростовская ТЭЦ-2, РК-3 (районная котельная N 3);

ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго" (Цимлянская ГЭС);

ООО "Группа Мегаполис" (Шахтинская ГТЭС);

АО "ГТ Энерго" (Новочеркасская ГТ ТЭЦ);

ООО "Ростсельмашэнерго" (ТЭЦ завода "Ростсельмаш");

ООО "Второй Ветропарк ФРВ" (Сулинская ВЭС, Каменская ВЭС);

ООО "Третий Ветропарк ФРВ" (Гуковская ВЭС);

ООО "Седьмой Ветропарк ФРВ" (Казачья ВЭС).

Электросетевые компании.

Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Магистральные электрические сети Юга (далее - МЭС Юга) осуществляет ремонтно-эксплуатационное обслуживание магистральных электрических сетей на территории Южного и Северо-Кавказского федеральных округов. На территории Ростовской области действует филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Ростовское предприятие магистральных электрических сетей (далее - Ростовское ПМЭС). В зону обслуживания Ростовского ПМЭС входят Ростовская область и Республика Калмыкия. В эксплуатации Ростовского ПМЭС находятся 4 661,21 километра линий электропередачи напряжением 110 - 500 кВ, 25 подстанций напряжением 220 - 500 кВ общей трансформаторной мощностью 8 363,98 МВА.

Филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго", в эксплуатации которого находятся электрические сети 110 кВ и ниже, осуществляет:

электроснабжение промышленных предприятий, объектов социальной сферы и населения области на напряжении 110 кВ и ниже;

электроснабжение электрифицированной железной дороги с узловыми станциями Ростов-на-Дону, Батайск, Лихая;

подачу электричества для работы газокомпрессорных станций и магистральных газопроводов, нефтеперекачивающих станций и магистральных нефтепроводов, проходящих по территории области.

В зоне ответственности филиала ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" находятся 8 производственных отделений:

ПО "Центральные электрические сети",

ПО "Юго-западные электрические сети",

ПО "Западные электрические сети",

ПО "Южные электрические сети",

ПО "Юго-восточные электрические сети",

ПО "Восточные электрические сети",

ПО "Северо-восточные электрические сети",

ПО "Северные электрические сети".

Общая протяженность воздушных и кабельных линий электропередачи, обслуживаемых энергокомпанией, составляет порядка 75 000 километров. Основное оборудование филиала ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" - это более 230 подстанций напряжением 110 кВ, около 330 подстанций напряжением 35 кВ и свыше 13 700 трансформаторных подстанций 6,10/0,4 кВ.

Второй энергоснабжающей организацией, осуществляющей свою деятельность на территории Ростовской области, является АО "Донэнерго". Основная задача АО "Донэнерго" - качественное и бесперебойное обеспечение электроэнергией населения, промышленных предприятий, объектов социальной сферы на напряжении 0,4 - 10 кВ. В состав АО "Донэнерго" входит филиал "Тепловые сети" и 10 филиалов межрайонных электрических сетей.

Системный оператор.

Функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики осуществляют:

филиал АО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистем Ростовской области и Республики Калмыкия" (далее - Ростовское РДУ);

филиал АО "СО ЕЭС" "Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Юга" (далее - ОДУ Юга).

Энергосбытовые компании и гарантирующие поставщики электроэнергии.

На территории Ростовской области свою деятельность осуществляет энергосбытовая компания ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону", имеющая статус гарантирующего поставщика электрической энергии, а также АО "АтомЭнергоСбыт", АО "АЭМ-технологии", АО "Транссервисэнерго", АО "ЭК "Восток", ООО "ЕЭС-Гарант", ООО "МагнитЭнерго", ООО "ГАРАНТ ЭНЕРГО", ПАО "Мосэнергосбыт", ООО "ЭнергоЭффективность", ООО "ЭПМ-Энерго", ООО "Центрэнерго", ООО "РУСЭНЕРГОРЕСУРС", ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", ООО "РГМЭК" и другие.

3.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в энергосистеме Ростовской области, структура электропотребления по основным группам потребителей, перечень основных крупных потребителей за последние 5 лет

3.2.1. Отчетная динамика потребления электроэнергии в энергосистеме Ростовской области

Объем потребления электрической энергии в энергосистеме Ростовской области за 2020 год составил 18 518,9 млн киловатт-часов.

Динамика потребления электрической энергии в энергосистеме Ростовской области за период 2016 - 2020 годов представлена в таблице N 3 и на рисунке 1.

Таблица N 3

Показатели	Единица измерения		2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
1		2	3	4	5	6	7
Электропотребление		млн кВт·ч	18 529,8	18 570,5	19 362,7	18 881,9	18 518,9
Абсолютный прирост электропотребления		млн кВт·ч	558,4	40,7	792,2	-480,8	-363,0
Среднегодовые темпы прироста электропотребления		процентов	-	0,2	4,3	-2,5	-1,9

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рисунок 1.

Снижение потребления по энергосистеме Ростовской области в 2020 году зафиксировано за счет снижения потребления мелкомоторной нагрузки, населения и прочих потребителей (ОАО "Энергосбыт Ростовэнерго") на 59,4 млн кВт·ч (-5,2 процента); потери ЕНЭС на 28,3 млн кВт·ч (-36,8 процента); потребление АЭС на 22,6 млн кВт·ч (-14,5 процента); ОАО "Энергопром - Новочеркасский электродный завод" на 11,4 млн кВт·ч (-32,4 процента); ООО "Ростовский электрометаллургический завод" на 7,4 млн кВт·ч (-41,4 процента); потребление мелкомоторной нагрузки (другие сбытовые компании) на 6,8 млн кВт·ч (-7,0 процента); ОАО "РЖД" на 3,0 млн кВт·ч (-3,3 процента); потребление на транспортировку нефти (ОАО "Приволжскнефтепровод", ОАО "Черномортранснефть") на 1,5 млн кВт·ч (-10,3 процента).

Так же наблюдается рост потребления станций на 1,1 млн кВт·ч (+1,0 процента); ООО "Атоммаш" на 0,5 млн кВт·ч (+10,0 процента).

3.2.2. Структура потребления электрической энергии

При анализе структуры потребления электрической энергии в энергосистеме Ростовской области использовались официальные открытые источники, а именно официальный сайт Федеральной службы государственной статистики в цифровой информационно-коммуникационной сети "Интернет" (http://www.gks.ru).

В таблице N 4 приведена динамика электропотребления отдельными группами потребителей в энергосистеме Ростовской области.

Таблица N 4

Электропотребление по видам экономической деятельности (млн киловатт-часов)	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5
Добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха; водоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений	7 073,2	7 686,0	8 126,1	8 180,5
Сельское хозяйство, лесное хозяйство, охота, рыболовство и рыбоводство	355,7	358,6	360,4	285,8
Строительство	133,0	151,2	181,5	179,5
Торговля оптовая и розничная; ремонт автотранспортных средств и мотоциклов	715,1	816,0	827,2	779,3
Транспортировка и хранение	1 339,7	1 251,2	1 348,2	1 345,6
Деятельность в области информации и связи	-	157,7	181,2	115,2
Другие виды экономической деятельности	2 634,7	1 885,9	2 015,1	2 092,7
Городское и сельское население	3 838,4	3 900,3	4 008,7	3 969,2
Потери в электросетях	2 627,7	2 556,1	2 567,4	2 376,5

На момент выполнения работы органами государственной статистики данные по электропотреблению отдельными группами потребителей в энергосистеме Ростовской области за 2020 год не предоставлены.

Структура электропотребления по основным группам потребителей энергосистемы Ростовской области в 2019 году приведена на рисунке 2.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рисунок 2.

Как видно из рисунка 2, большую долю потребления электрической энергии (порядка 42 процентов) от всей потребленной в энергосистеме Ростовской области электроэнергии, составляет добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды. Наименьший расход электроэнергии в строительстве (порядка 1 процента). Населением потребляется около 21 процента электрической энергии.

Структура потребления электроэнергии в энергосистеме Ростовской области по видам экономической деятельности за период 2016 - 2019 годов представлена на рисунке 3.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рисунок 3.

_____________________________

^*_{На момент выполнения работы органами государственной статистики данные по электропотреблению отдельными группами потребителей в энергосистеме Ростовской области за 2020 год не предоставлены.}

_____________________________

3.2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии

Перечень крупных потребителей, находящихся на территории энергосистемы Ростовской области, на период 2016 - 2020 годов приведен в таблице N 5.

Таблица N 5

Наименование потребителя	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
1	2	3	4	5	6
ОАО "РЖД" в границах Ростовской области (млн киловатт-часов)	880,90	881,09	947,99	924,45	- *
ООО "Ростовский электрометаллургический заводъ" (млн киловатт-часов)	254,00	109,00	202,97	197,93	- *
ЗАО "Алкоа Металлург Рус" (млн киловатт-часов)	145,40	167,70	171,19	166,94	- *
ПАО "Энергопром-НЭЗ" (млн киловатт-часов)	367,65	375,88	384,70	375,15	- *
ОАО "Приволжскнефтепровод", ОАО "Черномортранснефть" (млн киловатт-часов)	170,27	197,40	171,77	167,5	- *
МУП "РТК"	10,89	9,05	8,07	5,71	5,57
ЗАО "Авиационно-космический Спецтехкомплект"	0,85	0,83	0,59	0,39	0,38
ПАО "ТАГМЕТ"	404,13	367,84	381,71	274,09	267,28
ООО "ВОТЕРФОЛЛ ПРО"	9,95	38,32	48,56	43,03	41,96
ООО "БТК Текстиль"	12,07	15,64	16,44	12,01	11,71
ООО "Новошахтинский завод нефтепродуктов"	81,41	79,09	78,79	57,66	56,23
АО "АМР"	63,17	58,70	48,63	40,29	39,29
Азовский филиал ФГБУ "Управление "Ростовмелиоводхоз"	10,59	8,04	8,45	8,85	8,63

_____________________________

^*_{На момент выполнения работы органами государственной статистики данные по электропотреблению отдельными группами потребителей в энергосистеме Ростовской области за 2020 год не предоставлены.}

_____________________________

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

Сводные данные по динамике изменения максимума потребления мощности энергосистемы Ростовской области за 2016 - 2020 годы приведены в таблице N 6 и на рисунке 4.

Таблица N 6

Показатели	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
1	2	3	4	5	6
Максимум потребления (мегаватт)	3 013	3 023	3 034	2 980	3 182
Температура, (градусов С)	- 14,2	- 12,4	- 5,7	- 12,0	- 11,0
Абсолютный прирост (снижение) потребления (мегаватт)	154	10	11	- 54	202
Среднегодовые темпы прироста/снижения (процентов)	5,39	0,33	0,36	- 1,80	6,80

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рисунок 4.

Как видно из таблицы N 6 и рисунка 4, на протяжении всего рассматриваемого периода потребление энергосистемы Ростовской области не имеет постоянной тенденции роста. Среднегодовые изменения потребления колеблются от -1,8 процента до 6,8 процента. При этом следует отметить, что в целом потребление с 2016 по 2020 год выросло. Существенное влияние на максимум потребления мощности энергосистемы Ростовской области оказывает температурный фактор. Средняя температура при прохождении максимума потребления Ростовской области составила -11,06 градуса С.

3.4. Структура установленной мощности электростанций на территории энергосистемы Ростовской области

Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы Ростовской области по состоянию на 1 февраля 2021 г. составляет 7574,4 МВт. Наиболее крупными объектами генерации являются Ростовская АЭС (4 071,9 МВт) и Новочеркасская ГРЭС (2 258 МВт).

В 2018 году введен в эксплуатацию блок N 4 Ростовской АЭС.

Сводные данные по установленной мощности и типам электростанций по состоянию на 1 февраля 2021 г. приведены на рисунке 5 и в таблице N 7.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рисунок 5.

Таблица N 7

N п/п	Тип электростанции	Установленная мощность (мегаватт)
1	2	3
1	Мощность электростанций всего в том числе:	7 574,40
1.1.	АЭС	4 071,90
1.2.	ТЭС	2 938,20
1.3.	ГЭС	211,50
1.4.	ВЭС	346,80
1.5.	Промышленные предприятия	6,00

Как видно из рисунка 5 и таблицы N 7, основную часть генерирующих мощностей в энергосистеме Ростовской области составляют АЭС - 54 процента, ТЭС - 39 процентов. Доля ГЭС составляет 3 процента, доля ВЭС - 4 процента.

3.5. Состав генерирующего оборудования существующих электростанций, установленная мощность которых превышает 5 мегаватт

Данные по составу генерирующего оборудования электростанций, установленная мощность которых превышает 5 мегаватт, приведены в таблице N 8.

Таблица N 8

Объект генерации	Станционный номер	Тип турбины	Год ввода	Установленная мощность (мегаватт)
1	2	3	4	5
АО "Концерн Росэнергоатом"
Ростовская АЭС	-	-	-	4071,919
	1	К-1000-60/1500-2	2001	1041,650
	2	К-1000-60/1500-2	2010	1000,000
	3	К-1100-60/1500-2М	2014	1000,000
	4	К-1100-60/1500-2М	2018	1030,269
ПАО "ОГК-2"
Новочеркасская ГРЭС	-	-	-	2258,000
	1	К-300-240-2	2000	264,000
	2	К-300-240-2	1997	264,000
	3	К-300-240-2	1990	270,000
	4	К-300-240-2	1993	270,000
	5	К-300-240-2	1994	270,000
	6	К-285(310)-23,5-3	2000	290,000
	7	К-300(325) - 23,5	2012	300,000
	9	К-330-23,5	2016	330,000
ООО "Волгодонская тепловая генерация"
Волгодонская ТЭЦ-2	-	-	-	360,000
	2	Т-110/120-130-3	1979	110,000
	3	Т-110/120-130-4	1980	110,000
	4	ПТ-140/165-130/15	1989	140,000
ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго"
Ростовская ТЭЦ-2	-	-	-	200,000
	1	ПТ-100/110-12,8	2016	100,000
	2	ПТ-100/110-12,8	2016	100,000
РК-3	-	-	-	5,250
	1	GES-EH 1750 G (ГПА)	2013	1,750
	2	GES-EH 1750 G (ГПА)	2013	1,750
	3	GES-EH 1750 G (ГПА)	2013	1,750
ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго"
Цимлянская ГЭС	-	-	-	211,500
	1	ПЛ-495-ВБ-660	1952	50,000
	2	ПЛ-30/877-В-660	2001	52,500
	3	ПЛ-30/877-В-660	1999	52,500
	4	ПЛ-30-В-660	2012	52,500
	5	ПЛ-495-ВБ-225	1953	4,000
ООО "Группа Мегаполис"
Шахтинская ГТЭС	-	-	-	96,900
	1	ДЖ-59ЛЗ	1999	14,700
	2	ДЖ-59ЛЗ	2001	14,900
	3	ДЖ-59ЛЗ	2010	15,000
	4	ДЖ-59ЛЗ	2010	14,800
	5	Т-12-3,6/0,12	2010	12,000
	6	Т-25/34-3,4/0,12	2012	25,500
АО "ГТ Энерго"
Новочеркасская ГТ ТЭЦ	-	-	-	18,000
	1	ГТЭ-009М	2011	9,000
	2	ГТЭ-009М	2011	9,000
ООО "Ростсельмашэнерго"
ТЭЦ завода "Ростсельмаш"	-	-	-	6,000
	1	Р-6-18/5,5	1931	6,000
ООО "Второй Ветропарк ФРВ"
Сулинская ВЭС (Каменско-Красносулинская ВЭС - Южная площадка. Первый этап строительства), код ГТП GVIE0624. Сулинская ВЭС (Каменско-Красносулинская ВЭС - Южная площадка. Второй этап строительства), код ГТП GVIE0625.	1 - 26	Vestas V126 - 3,8	2020	98,800
Каменская ВЭС (Каменско-Красносулинская ВЭС - Северная площадка. Первый этап строительства), код ГТП GVIE0622, Каменская ВЭС (Каменско-Красносулинская ВЭС - Северная площадка. Второй этап строительства), код ГТП GVIE0623	1 - 26	Vestas V126 - 3,8	2020	98,800
ООО "Третий Ветропарк ФРВ"
Гуковская ВЭС (ВЭС Гуково-1. Первый этап строительства), код ГТП GVIE0995 Гуковская ВЭС (ВЭС Гуково-1. Второй этап строительства), код ГТП GVIE0996 Гуковская ВЭС (ВЭС Гуково-1. Третий этап строительства), код ГТП GVIE0999 Гуковская ВЭС (ВЭС Гуково-1. Четвертый этап строительства), код ГТП GVIE1000 Гуковская ВЭС (ВЭС Гуково-1. Пятый этап строительства), код ГТП GVIE0998	1 - 26	Vestas V126 - 3,8	2020	98,800
ООО "Седьмой Ветропарк ФРВ"
Казачья ВЭС. Этап строительства 1.2 ВЭУ N 9, 10, 11, 12, код ГТП GVIE0633 Казачья ВЭС. Этап строительства 1.3 ВЭУ N 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 код ГТП GVIE0640	1 - 12	Vestas V126 - 4,2	2020	50,400

Структура выработки электроэнергии за 2020 год в энергосистеме Ростовской области приведена в таблице N 9 и на рисунках 6, 7.

Таблица N 9

Структурные единицы (млн киловатт-часов)	Выработка электроэнергии (млн киловатт-часов)	Соотношение
1	2	3
Выработка электростанций, всего	42 829,3	100,0 процента
Структура по собственникам
Ростовская АЭС (АО "Концерн Росэнергоатом")	32 806,4	76,60
Новочеркасская ГРЭС (ПАО "ОГК-2")	6 854,0	16,00
Волгодонская ТЭЦ-2 (ООО "Волгодонская тепловая генерация")	741,6	1,70
Ростовская ТЭЦ-2 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	962,4	2,20
Цимлянская ГЭС (ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго")	299,5	0,70
Шахтинская ГТЭС (ООО "Группа Мегаполис")	256,6	0,6
Новочеркасская ГТ ТЭЦ (АО "ГТ Энерго")	112,8	0,3
Районная котельная-3 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	33,5	0,1
ТЭЦ завода "Ростсельмаш" (ООО "Ростсельмашэнерго")	10,6	0,02
Сулинская ВЭС, Каменская ВЭС (ООО "Второй Ветропарк ФРВ")	532,0	1,20
Гуковская ВЭС (ООО "Третий Ветропарк ФРВ")	191,0	0,40
Казачья ВЭС (ООО "Седьмой Ветропарк ФРВ")	29,0	0,10
Структура по типам электростанций
АЭС	32 806,4	76,60
ТЭС	8 971,4	20,90
ГЭС	299,5	0,70
ВЭС	752,0	1,70

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рисунок 6.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рисунок 7.

3.6. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет

Энергосистема Ростовской области является избыточной как по мощности, так и по электроэнергии. Избыток генерации по межсистемным связям выдается в смежные энергосистемы.

Балансы электрической мощности и электроэнергии энергосистемы Ростовской области за отчетный период приведены в таблицах N 10 и 11, рисунках 8 и 9 соответственно.

Таблица N 10

Наименование показателя	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
1	2	3	4	5	6
Установленная мощность (мегаватт)	5 837,65	6 186,65	7 245,90	7 245,90	7 542,40
АЭС	3 000,00	3 000,00	4 030,30	4 030,30	4 030,30
ГЭС	211,50	211,50	211,50	211,50	211,50
ТЭС	2 626,15	2 975,20	3 004,10	3 004,10	3 004,20
ВЭС	-	-	-	-	296,40
Ограничения установленной мощности (мегаватт)	58,70	77,90	58,70	52,20	772,90
АЭС	-	-	-	-	365,30
ГЭС	30,50	30,50	24,50	20,90	17,00
ТЭС	28,20	47,40	34,20	31,30	254,10
ВЭС	-	-	-	-	136,50
Повышение нагрузки фактически включенного оборудования над установленной мощностью (мегаватт)	152,10	210,30	256,70	259,40	68,70
Располагаемая мощность (мегаватт)	5 931,14	6 319,10	7 443,90	7 453,10	6 838,20
АЭС	3 139,00	3 210,30	4 278,80	4 285,60	3 724,60
ГЭС	181,00	181,00	187,00	190,60	194,50
ТЭС	2 611,14	2 927,80	2 978,10	2 976,90	2 759,20
ВЭС	-	-	-	-	159,90
Рабочая мощность (мегаватт)	5 326,44	5 413,15	6 822,60	6 926,10	6 022,10
Максимум потребления (мегаватт)	3 013,00	3 023,00	3 034,00	2 980,00	3 182,00
Дефицит (-) / избыток (+) (мегаватт)	2 313,44	2 390,15	3 788,60	3 946,10	2 840,10

Таблица N 11

Наименование показателя	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
1	2	3	4	5	6
Электропотребление (млн киловатт-часов)	18 529,8	18 570,5	19 362,7	18 881,9	18 518,9
Собственная выработка (млн киловатт-часов)	36 084,5	36 936,6	42 132,4	44 328,9	42 829,3
Дефицит (-) / избыток (+) (млн киловатт-часов)	17 554,7	18 366,1	22 769,7	25 447,0	24 310,4

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рисунок 8.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рисунок 9.

3.7. Основные характеристики электросетевого хозяйства Ростовской области 110 киловольт и выше

Энергосистема Ростовской области осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Ростовской области и входит в состав ОЭС Юга, являясь одной из крупнейших энергосистем на юге России. Основными эксплуатирующими организациями электрических сетей являются:

филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Ростовское предприятие магистральных электрических сетей (эксплуатирует электрические сети 220 - 500 кВ, а также межгосударственные ВЛ 110 кВ);

филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" (эксплуатирует электрические сети 110 кВ и ниже).

Перечень подстанций 110 - 500 кВ и ЛЭП 110 - 500 кВ, находящихся на территории Ростовской области, с указанием сводных данным по ним, приведен в таблицах N 12 и 13.

В рамках инвестиционной программы филиалом ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" в 2017 году завершено строительство и введена в эксплуатацию ПС 110 кВ "Спортивная" с заходами КВЛ 110 кВ Р23 - Р22 с отпайками, выполнена реконструкция ПС 110 кВ АС10 с увеличением трансформаторной мощности.

В рамках осуществления технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" в 2017 году осуществлен ввод в эксплуатацию ПС 110 кВ Колодези и ПС 110 кВ Кутейниково с ВЛ 110 кВ Промзона - Колодези, ВЛ 110 кВ Промзона - Кутейниково, ВЛ 110 кВ Колодези - Кутейниково. В рамках осуществления технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Дон-Металл" в 2017 году осуществлен ввод в эксплуатацию ПС 110 кВ Дон-Металл с присоединением отпайками от ВЛ 110 кВ ГПП1 - К10 1, 2 цепи.

В 2018 году осуществлена реконструкция ВЛ 110 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Зимовники с отпайками с заменой провода на АС-240 (71 км), выполнено спрямление ВЛ 110 кВ Волгодонская ТЭЦ-1 - ВОЭЗ и ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - ВОЭЗ с образованием ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-1 (12,84 км).

В рамках инвестиционной программы ПАО "ФСК ЕЭС" в 2017 - 2018 годах были реализованы и продолжают реализовываться следующие инвестиционные проекты:

введена в работу ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская (288,61 км);

введены в работу на Ростовской АЭС ШР 3 x 60 Мвар, на ПС 500 кВ Ростовская ШР 4 x 60 Мвар;

введена в работу ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань (499 км) с расширением ПС 500 кВ Тамань;

реализована комплексная реконструкция ПС 220 кВ Койсуг;

выполняется реконструкция ПС 220 кВ Р-20 в части замены воздушных выключателей на элегазовые.

Таблица N 12

N п/п	Наименование ПС	Класс напряжения (киловольт)	Количество Т/АТ (штук)	Установленная мощность Т/АТ (МВА)	Суммарная установленная мощность ПС (МВА)
1	2	3	4	5	6
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга
1.	ПС 500 кВ Ростовская	500/220/10	3	167,0	501,0
		330/220/10	3	133,0	399,0
		220/10/10 (ТПГ)	1	100,0	100,0
2.	ПС 500 кВ Шахты	500/220/10	6	167,0	1002,0
		220/110/10	2	125,0	250,0
		220/10/10 (ТПГ)	1	100	100
3.	ПС 220 кВ А-20	220/110/10	2	125,0	250,0
4.	ПС 220 кВ А-30	220/110/10	2	63,0	126,0
5.	ПС 220 кВ Б-10	220/110/10	2	120,0 + 125,0	245,0
		220/10/10 (ТПГ)	1	63	63
6.	ПС 220 кВ Вешенская-2	220/110/10	1	125,0	125,0
		110/10	1	16,0	16,0
		220/10/10 (ТПГ)	1	63	63
7.	ПС 220 кВ Г-20	220/110/6	1	125,0	125,0
8.	ПС 220 кВ Городская-2	220/10	2	32,0	64,0
9.	ПС 220 кВ Донецкая	220/110/10	1	125,0	125,0
10.	ПС 220 кВ Зерновая	220/110/10	2	125,0	250,0
		110/35/10	2	16,0 + 23,0	390,0
		35/10 (АТПГ)	1	13,0	13,0
11.	ПС 220 кВ Зимовники	220/110/10	2	63,0	126,0
		220/10/10 (ТПГ)	1	63	63
12.	ПС 220 кВ Койсуг	220/110/27,5	2	250,0	500,0
13.	ПС 220 кВ НЭЗ	220/110/10	2	125,0	250,0
		110/35/10	2	80,0	160,0
14.	ПС 220 кВ НЗБ	220/110/10	2	125,0	250,0
		110/35/27,5	2	40,0	80,0
		110/6	2	25,0	50,0
15.	ПС 220 кВ Песчанокопская	220/110/6	2	63,0	126,0
16.	ПС 220 кВ Погорелово	220/110/10	2	125,0	250,0
		110/35/27,5	2	31,5	63,0
17.	ПС 220 кВ Р-20	220/110/10	2	200,0	400,0
18.	ПС 220 кВ Р-4	220/110/10	3	250,0	750,0
		110/10	2	25,0	50,0
19.	ПС 220 кВ Р-40	220/110/10	2	125,0	250,0
20.	ПС 220 кВ Сальская	220/110/10	2	125,0	250,0
		110/10	2	25,0	50,0
21.	ПС 220 кВ Т-10	220/110/27,5	1	120,0	120,0
		220/110/10	1	125,0	125,0
22.	ПС 220 кВ Т-15	220/110/10	3	2х125,0 + 200,0	450,0
23	ПС 220 кВ Ш-50	220/110/10	1	125,0	125,0
24.	ПС 220 кВ Элиста Северная	220/110/10	2	125,0	250,0
		110/10	2	10,0 + 25,0	35,0
25.	РП 220 кВ Волгодонск	220/110/35	1	63,0	63,0
		220/10	1	5,0	5,0
		220/10/10	1	100,0	100,0
Прочие субъекты электроэнергетики и потребители
26.	ПС 220 кВ ГПП-2	220/10	2	63,0	126,0
27.	ПС 220 кВ Печная	220/10	1	100,0	100,0
28.	ПС 220 кВ Т-20 Печная	220/35	1	160,0	160,0
29.	ПС 220 кВ Сысоево	220/110/10	2	90,0	180,0
		110/27,5/10	2	20,0	40,0
30.	Экспериментальная ТЭС	220/110/10	2	250,0	500,0
		110/10	2	7,5	15,0
Филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"
31.	ПС 110 кВ Центральная	110/35/6	2	10,0 + 7,5	17,5
		35/6	2	2,5	2,5
32.	ПС 110 кВ Обливная	110/35/6	1	6,3	6,3
		35/6	1	2,5	2,5
33.	ПС 110 кВ Василевская	110/35/10	1	10,0	10,0
34.	ПС 110 кВ Добровольская	110/35/6	2	20,0 + 25,0	45,0
35.	ПС 110 кВ Северный Портал	110/35/6	1	6,3	6,3
36.	ПС 110 кВ НС1	110/6	1	10,0	10,0
37.	ПС 110 кВ НС2	110/6	2	6,3	6,3
38.	ПС 110 кВ Приволенская	110/10	1	3,2	3,2
39.	ПС 110 кВ Глубокинская	110/10	1	2,5	2,5
40.	ПС 110 кВ Большовская	110/35/10	1	6,3	6,3
41.	ПС 110 кВ Конзаводская	110/10	1	2,5	2,5
42.	ПС 110 кВ Константиновская	110/35/10	2	10,0	20,0
43.	ПС 110 кВ Заветинская	110/35/10	2	6,3	12,6
44.	ПС 110 кВ Дружба	110/10	1	6,3	6,3
45.	ПС 110 кВ Мартыновская	110/35/10	2	10,0	20,0
46.	ПС 110 кВ Хуторская	110/35/10	2	6,30	12,6
47.	ПС 110 кВ НС9	110/35/6	2	16,0	32,0
48.	ПС 110 кВ Дубенцовская	110/35/10	1	10,0	10,0
49.	ПС 110 кВ НС3	110/35/6	1	10,0	6,3
50.	ПС 110 кВ НС6	110/6	1	6,3	6,3
51.	ПС 110 кВ Комаровская	110/35/10	1	6,3	6,3
52.	ПС 110 кВ Октябрьская	110/10/6	2	6,3	12,6
53.	ПС 110 кВ Б. Ремонтное	110/10	2	7,5 + 2,5	10,0
54.	ПС 110 кВ Ремонтненская	110/35/10	2	6,3 + 10,0	16,3
55.	ПС 110 кВ Дубовская	110/35/10	1	10,0	10,0
56.	ПС 110 кВ Цимлянская	110/35/10	2	16,0 + 10,0	26,0
57.	ПС 110 кВ Денисовская	110/10	2	2,5	5,0
58.	ПС 110 кВ Богородская	110/10	1	2,5	2,5
59.	ПС 110 кВ КГУ	110/35/10	2	10,0	20,0
60.	ПС 110 кВ ВдПТФ	110/10	2	10,0	20,0
61.	ПС 110 кВ Искра	110/10	1	2,5	2,5
62.	ПС 110 кВ Шебалинская	110/35/10	1	6,3	6,3
63.	ПС 110 кВ Несмеяновская	110/10	1	2,5	2,5
64.	ПС 110 кВ Вербовая	110/10	1	2,5	2,5
65.	ПС 110 кВ Харьковская	110/35/10	1	10,0	10,0
66.	ПС 110 кВ Малая Лучка	110/10	1	2,5	2,5
67.	ПС 110 кВ Придорожная	110/6	1	2,5	2,5
68.	ПС 110 кВ Овцевод	110/35/10	1	10,0	10,0
69.	ПС 110 кВ Харсеевская	110/6	1	6,3	6,3
70.	ПС 110 кВ Жуковская	110/10/6	1	6,3	6,3
71.	ПС 110 кВ Черкассы	110/35/10	1	10,0	10,0
72.	ПС 110 кВ Наримановская	110/10	1	6,3	6,3
73.	ПС 110 кВ Стычная	110/35/10	1	10,0	10,0
74.	ПС 110 кВ Г2	110/35/6	2	31,5 + 25,0	56,5
75.	ПС 110 кВ Г4	110/35/6	2	25,0	50,0
76.	ПС 110 кВ Г9	110/6	1	16,0	16,0
77.	ПС 110 кВ Г10	110/35/6	2	25,0	50,0
78.	ПС 110 кВ Г13	110/6/6	2	16,0	32,0
79.	ПС 110 кВ Г14	110/35/6	1	7,5	7,5
80.	ПС 110 кВ Г15	110/6/6	2	10,0	20,0
81.	ПС 110 кВ Г18	110/6	2	6,3	12,6
82.	ПС 110 кВ Заря	110/35/10	2	63,0	126,0
		35/0,4	1	0,16	0,16
83.	ПС 110 кВ Н1	110/35/6	1	25,0	25,0
		110/35/3	1	20,0	20,0
		6/3	1	12,0	12,0
84.	ПС 110 кВ Н4	110/35/6	2	40,0	80,0
		35/6	1	1,6	1,6
85.	ПС 110 кВ Н8	110/35/6	1	25,0	25,0
		35/6	1	10,0	10,0
86.	ПС 110 кВ Н9	110/35/10	1	16,0	16,0
		110/35/10 *	1	16,0	16,0
87.	ПС 110 кВ Н13	110/10	1	6,3	6,3
		110/35/10	1	6,3	6,3
88.	ПС 110 кВ Н15	110/35/10	1	10,0	10,0
89.	ПС 110 кВ Н16	110/10	2	16,0 + 6,3	22,3
90.	ПС 110 кВ Н17	110/35/10	1	16,0	16,0
91.	ПС 110 кВ Н21	110/10	1	2,5	2,5
92.	ПС 110 кВ С2	110/6	1	6,3	6,3
		110/35/6	1	20,0	20,0
93.	ПС 110 кВ С5	110/10	2	6,3	12,6
94.	ПС 110 кВ С6	110/6	1	6,3	6,3
95.	ПС 110 кВ С7	110/10	1	6,3	6,3
96.	ПС 110 кВ Ш6	110/10	2	63,0	126,0
97.	ПС 110 кВ Ш8	110/35/6	2	20,0	40,0
98.	ПС 110 кВ Ш9	110/35/6	2	15,0 + 25,0	40,0
99.	ПС 110 кВ Ш14	110/35/10	1	10,0	10,0
		110/35/27,5	1	20,0	20,0
		35/10	1	6,3	6,3
100.	ПС 110 кВ Ш16	110/35/10	2	40,0	80,0
101.	ПС 110 кВ Ш34	110/35/10	2	25,0 + 16,0	41,0
		35/10	1	6,3	6,3
102.	ПС 110 кВ Ш35	110/35/10	2	20,0	40,0
103.	ПС 110 кВ Ш36	110/10	1	2,5	2,5
104.	ПС 110 кВ Ш37	110/10	1	2,5	2,5
105.	ПС 110 кВ Ш38	110/10	1	2,5	2,5
106.	ПС 110 кВ Ш42	110/10	2	6,3	12,6
107.	ПС 110 кВ Ш43	110/6	1	6,3	6,3
108.	ПС 110 кВ Ш44	110/35/6	2	16,0	32,0
109.	ПС 110 кВ Ш46	110/6	2	10,0	20,0
110.	ПС 110 кВ Ш47	110/10	1	10,0	10,0
111.	ПС 110 кВ Ш49	110/10	1	10,0	10,0
112.	РП 110 кВ Карьер	110	-	-	-
113.	ПС 110 кВ Тарасовская	110/35/10	2	16,0	32,0
114.	ПС 110 кВ Чеботовская	110/35/10	1	6,3	6,3
		35/10	1	3,2	3,2
115.	ПС 110 кВ Б4	110/35/10	2	10,0 + 16,0	26,0
116.	ПС 110 кВ ЗИВ	110/6	2	16,0	32,0
117.	ПС 110 кВ Волченская ПТФ	110/10	2	2,50	5,0
118.	ПС 110 кВ Гундоровская	110/35/6	2	40,0	80,0
119.	ПС 110 кВ К10	110/35/6	2	25,0 + 25,0	50,0
120.	ПС 110 кВ К4	110/35/10/6	2	20,0 + 25,0	45,0
		35/6	1	5,6	5,6
		35/10	1	10,0	10,0
121.	ПС 110 кВ Б1	110/35/6	2	16,0 + 25,0	41,0
122.	ПС 110 кВ Б3	110/35/10	3	40,0 + 31,5 + 40,5	112,0
123.	ПС 110 кВ Б5	110/35/6	2	16,0 + 20,0	36,0
124.	ПС 110 кВ Богатовская ПТФ	110/10	1	10,0	10,0
125.	ПС 110 кВ Голово-Калитвенская	110/10	2	6,3	12,6
126.	ПС 110 кВ Б2	35/6	2	10,0 + 7,5	17,5
127.	ПС 110 кВ Б8	110/35/6	2	15,0 + 20,0	35,0
128.	ПС 110 кВ Б12	110/35/6	1	25,0	25,0
129.	ПС 110 кВ Б11	110/35/10	2	25,0 + 25,0	50,0
130.	ПС 110 кВ Милютинская	110/35/10	2	10,0	20,0
131.	ПС 110 кВ Обливская ПТФ	110/35/10	2	6,3	12,6
132.	ПС 110 кВ Обливская-1	110/35/10	1	6,3	6,3
133.	ПС 110 кВ Советская-2	110/35/10	1	10,0	10,0
134.	ПС 110 кВ ГПП1	110	-	-	-
135.	ПС 110 кВ Сулин	110/35/10	1	16,0	16,0
136.	ПС 110 кВ Суходольная	110/10/10	2	25,0	50,0
137.	ПС 110 кВ Сохрановская	110/35/10	2	6,3	12,6
138.	ПС 110 кВ Ал. Лозовская	110/35/10	2	6,3	12,6
139.	ПС 110 кВ В. Свечниковская	110/35/10	1	10,0	10,0
140.	ПС 110 кВ Вешенская-1	110/35/10	2	10,0	20,0
141.	ПС 110 кВ ГОК	110/35/10	2	40,0	80,0
142.	ПС 110 кВ Дегтевская	110/10	1	6,3	6,3
143.	ПС 110 кВ Индустрия	110/35/10	1	10,0	10,0
144.	ПС 110 кВ Казанская	110/35/10	1	10,0	10,0
		35/10	1	2,5	2,5
145.	ПС 110 кВ Калининская	110/35/10	2	16,0	32,0
146.	ПС 110 кВ Каргинская	110/35/10	1	10,0	10,0
147.	ПС 110 кВ Кашарская	110/35/10	2	10,0 + 16,0	26,0
148.	ПС 110 кВ Колодезянская	110/35/10	2	6,3	12,6
149.	ПС 110 кВ Макеевская	110/10	1	6,3	6,3
150.	ПС 110 кВ Маяк	110/35/10	1	6,3	6,3
151.	ПС 110 кВ Миллеровская	110/35/10	1	10,0	10,0
152.	ПС 110 кВ Новоселовская	110/10	1	2,5	2,5
153.	ПС 110 кВ НС3	110/35/10	1	16,0	16,0
154.	ПС 110 кВ Промзона	110/10/10	2	25,0	50,0
155.	ПС 110 кВ Тиховская	110/35/10	2	10,0	20,0
156.	ПС 110 кВ Туриловская	110/10	1	3,2	3,2
157.	ПС 110 кВ Чертковская	110/35/10	2	10,0	20,0
158.	ПП 110 кВ N 2	110	-	-	-
159.	ПП 110 кВ N 4	110	-	-	-
160.	ПС 110 кВ АС1	110/35/10	2	10,0	20,0
161.	ПС 110 кВ АС10	110/10/10	2	40,0	80,0
162.	ПС 110 кВ АС11	110/35/10	2	16,0	32,0
163.	ПС 110 кВ АС12	110/10	2	6,3	12,6
164.	ПС 110 кВ АС15	110/10/10	2	25,0	50,0
165.	ПС 110 кВ АС4	110/10	2	6,3	12,6
166.	ПС 110 кВ АС6	110/10	2	6,3	12,6
		10/6	2	4,0	8,0
167.	ПС 110 кВ БГ1	110/35/10	2	10,0	20,0
168.	ПС 110 кВ БГ2	110/35/10	2	10,0+ 6,3	16,3
		10/6	1	4,0	4,0
169.	ПС 110 кВ БГ6	110/10	2	2,5	5,0
170.	ПС 110 кВ БТ1	110/6/6	2	25,0	50,0
171.	ПС 110 кВ БТ2	110/35/6	2	25,0 + 40,0	65,0
172.	ПС 110 кВ БТ3	110/6/6	2	25,0	50,0
173.	ПС 110 кВ В1	110/35/10	1	16,0	16,0
		110/35/6	1	16,0	16,0
		10/6	1	6,3	6,3
174.	ПС 110 кВ В10	110/35/10	1	10,0	10,0
175.	ПС 110 кВ В2	110/10	2	2,5	5,0
176.	ПС 110 кВ ГТП	110/35/6	2	40,0	80,0
		110/6	1	20,0	20,0
177.	ПС 110 кВ КС3	110/6/6	1	40,0	40,0
		110/35/6	1	31,5	31,5
178.	ПС 110 кВ НГ4	110/10	2	16,0	32,0
179.	ПС 110 кВ НГ5	110/10/6	2	25,0	50,0
180.	ПС 110 кВ НГ6	110/6	2	6,3	12,6
181.	ПС 110 кВ НГ8	110/6	2	6,3	12,6
182.	ПС 110 кВ Р1	110/35/6	2	40,0	80,0
183.	ПС 110 кВ Р10	110/10/10	2	40,0	80,0
184.	ПС 110 кВ Р12	110/6/6	2	40,0	80,0
185.	ПС 110 кВ Р16	110/6/6	1	25,0	25,0
		110/10/6	1	25,0	25,0
186.	ПС 110 кВ Р17	110/6/6	2	25,0	50,0
187.	ПС 110 кВ Р19	110/10/10	2	40,0	80,0
188.	ПС 110 кВ Р2	110/35/6	2	40,0	80,0
189.	ПС 110 кВ Р22	110/35/6	2	40,0	80,0
190.	ПС 110 кВ Р23	110/6/6	2	25,0	50,0
191.	ПС 110 кВ Р24	110/6/6	2	25,0	50,0
192.	ПС 110 кВ Р25	110/10/6	2	25,0	50,0
193.	ПС 110 кВ Р26	110/10/6	2	40,0	80,0
194.	ПС 110 кВ Р28	110/10/6	2	40,0	80,0
195.	ПС 110 кВ Р29	110/10	2	16,0	32,0
196.	ПС 110 кВ Р3	110/6/6	2	40,0	80,0
197.	ПС 110 кВ Р31	110/6/6	2	40,0	80,0
198.	ПС 110 кВ Р32	110/10/6	2	25,0	50,0
199.	ПС 110 кВ Р33	110/10/6	2	25,0	50,0
200.	ПС 110 кВ Р35	110/10/6	2	25,0	50,0
201.	ПС 110 кВ Р37	110/10/6	2	40,0 + 25,0	65,0
202.	ПС 110 кВ Р38	110/10	2	10,0 + 6,3	16,3
203.	ПС 110 кВ Р5	110/6/6	1	40,0	40,0
		110/10/6	1	40,0	40,0
204.	ПС 110 кВ Р6	110/10/10	2	25,0	50,0
205.	ПС 110 кВ Р7	110/35/6	2	63,0	126,0
206.	ПС 110 кВ Р8	110/10/6	2	40,0	80,0
207.	ПС 110 кВ СМ2	110/35/10	2	16,0	32,0
208.	ПС 110 кВ СМ1	110/35/10	2	16,0	32,0
209.	ПС 110 кВ СМ3	110/35/6	2	10,0	20,0
210.	ПС 110 кВ СМ4	110/10	1	2,5	2,5
211.	ПС 110 кВ Р27	110/10/6	2	40,0	80,0
212.	ПС 110 кВ Р41	110/6	2	10,0	20,0
213.	ПС 110 кВ Спортивная	110/10/10	2	40,0	80,0
214.	ПС 110 кВ АР3	110/35/10	2	10,0 + 16,0	26,0
215.	ПС 110 кВ Волочаевская	110/35/10	1	10,0	10,0
216.	ПС 110 кВ Ганчуковская	110/35/10	1	6,3	6,3
217.	ПС 110 кВ Екатериновская	110/35/6	2	16,0	32,0
218.	ПС 110 кВ Куберле-2	110/35/10	1	10,0	10,0
219.	ПС 110 кВ НС1	110/35/6	2	10,0	20,0
220.	ПС 110 кВ Орловская	110/35/10	2	16,0	32,0
221.	ПС 110 кВ Пролетарская	110/35/10	2	16,0	32,0
222.	ПС 110 кВ Развиленская	110/35/10	2	10,0	20,0
223.	ПС 110 кВ Сандатовская	110/35/10	2	10,0	20,0
224.	ПС 110 кВ Трубецкая	110/35/10	2	25,0	50,0
225.	ПС 110 кВ Уютная	110	-	-	-
226.	ПС 110 кВ Черкесская	110/10	1	6,3	6,3
227.	ПС 110 кВ Целинская	110/35/10	2	25,0	50,0
228.	ПС 110 кВ Алексеевская	110/35/10	2	16,0	32,0
229.	ПС 110 кВ Дарагановская	110/35/10	1	16,0	16,0
230.	ПС 110 кВ Ефремовская	110/10	1	6,3	6,3
231.	ПС 110 кВ Искра	110/6	1	2,5	2,5
232.	ПС 110 кВ Латоновская	110/35/10	2	6,3	12,6
233.	ПС 110 кВ Лиманная	110/10	1	6,3	6,3
234.	ПС 110 кВ Некрасовская	110/10	1	6,3	6,3
235.	ПС 110 кВ Новиковская	110/35/10	1	10,0	10,0
236.	ПС 110 кВ Носовская	110/10	1	10,0	10,0
237.	ПС 110 кВ Отрадненская	110/10	1	6,3	6,3
238.	ПС 110 кВ Очистные сооружения	110/35/6	2	16,0	32,0
239.	ПС 110 кВ Рябиновская	110/35/10	1	6,3	6,3
240.	ПС 110 кВ Самбек	110/35/10	1	16,0	16,0
		110/10	1	10,0	10,0
241.	ПС 110 кВ Синявская	110/35/10	2	5,6 + 10,0	15,6
242.	ПС 110 кВ Т1	110/35/6	2	40,0 + 20,0	60,0
243.	ПС 110 кВ Т11	110/35/6	2	31,5	63,0
244.	ПС 110 кВ Т13	110/35/6	1	31,5	31,5
		110/6/6	1	40,0	40,0
245.	ПС 110 кВ Троицкая-1	110/35/10	1	16,0	16,0
246.	ПС 110 кВ Т17	110/6	2	10,0 + 16,0	26,0
247.	ПС 110 кВ Т24	110/35/6	1	31,5	31,5
248.	ПС 110 кВ Т25	110/35/6	2	40,0	80,0
249.	ПС 110 кВ Т26	110/10	2	16,0	32,0
250.	ПС 110 кВ Т27	110/10	2	16,0	32,0
251.	ПС 110 кВ Т5	110/6	2	16,0	32,0
252.	ПС 110 кВ Т9	110/6/6	2	25,0	50,0
253.	ПС 110 кВ Федоровская	110/35/10	2	10,0	20,0
254.	ПС 110 кВ Чалтырь	110/35/10	2	25,0 + 16,0	41,0
255.	ПС 110 кВ Т10 тяговая	110/35/10	1	40,0	40,0
256.	ПС 110 кВ Егорлыкская	110/35/10	2	10,0	20,0
257.	ПС 110 кВ Роговская	110/35/10	1	10,0	10,0
258.	ПС 110 кВ Балкогрузская	110/35/10	1	6,3	6,3
259.	ПС 110 кВ А1	110/35/6	2	50,0 + 40,0	90,0
260.	ПС 110 кВ А25	110/6	2	10,0	20,0
261.	ПС 110 кВ А26	110/10/10	2	40,0	80,0
262.	ПС 110 кВ А31	110/35/10	1	16,0	16,0
263.	ПС 110 кВ А32	110/35/10	2	10,0	20,0
264.	ПС 110 кВ НС1	110/6	1	6,3	6,3
		10/6	1	6,3	6,3
265.	ПС 110 кВ НС2	110/6	1	10,0	10,0
		10/6	1	1,6	1,6
266.	ПС 110 кВ НС3	110/35/6	1	16,0	16,0
		10/6	1	6,3	6,3
267.	ПС 110 кВ Самарская	110/35/10	1	10,0	10,0
268.	ПС 110 кВ А12	110/10	2	16,0	32,0
269.	ПС 110 кВ ЗР10	110/10	2	6,3	12,6
270.	ПС 110 кВ ЗР14	110/35/10	1	10,0	10,0
271.	ПС 110 кВ ЗР15	110/10	1	6,3	6,3
272.	ПС 110 кВ ЗР3	110/10	1	6,3	6,3
273.	ПС 110 кВ Манычская	110/110/10	1	6,3	6,3
274.	ПС 110 кВ Краснолученская	110/35/10	1	16,0	16,0
275.	ПС 110 кВ Полячки	110/10	1	6,3	6,3
276.	ПС 110 кВ Звонкая	110/35/10	1	10,0	10,0
277.	ПС 110 кВ БОС	110/10	1	6,3	6,3
278.	ПС 110 кВ Юбилейная	110/35/10	1	10,0	10,0
279.	ПС 110 кВ Колодези	110/27,5/10	2	40,0	80,0
280.	ПС 110 кВ Кутейниково	110/27,5/10	2	40,0	80,0
281.	ПС 110 кВ КПО	110/10	2	10,0 + 16,0	26,0
282.	ПС 110 кВ Синегорская	110/6/6	2	10,0	20,0
283.	ПС 110 кВ Городская	110/10/10	2	40,0	80,0
284.	ПС 110 кВ Водозабор	110/10/10	2	25,0	50,0
285.	ПС 110 кВ ЮЗР	110/10/6	2	25,0	50,0
286.	ПС 110 кВ ГТП2	110/6	2	16,0	32,0
287.	ПС 110 кВ ГТП3	110/6/6	2	40,0	80,0
288.	ПС 110 кВ ГТП4	110/6	2	10,0	20,0
289.	ПС 110 кВ Каменская ТЭЦ	110/6	2	25,0 + 36,0	61,0
		110/35	1	40,0	40,0
		110/35/6	1	63,0	63,0
290.	ПС 110 кВ Промбаза-1	110/10	2	16,0	32,0
291.	ПС 110 кВ Промбаза-2	110/10	1	25,0	25,0
292.	ПС 110 кВ РСМ	110/6	2	40,0	80,0
293.	ПС 110 кВ ГПП2	110/6	2	20,0 + 25,0	45,0
294.	ПС 110 кВ ГПП3	110/6	1	40,0	40,0
295.	ПС 110 кВ ГПП4	110/6/6	2	25,0	50,0
296.	ПС 110 кВ Промзона-2	110/10	2	16,0	32,0
297.	ПС 110 кВ НЗПМ	110/35/6	2	25,0	50,0
298.	ПС 110 кВ Ш29	110/6	2	10,0	20,0
299.	ПС 110 кВ Ш45	110/6/6	2	25,0	50,0
300.	ПС 110 кВ С1	110/6	2	15,0 + 16,0	31,0
301.	ПС 110 кВ Ясногорская	110/35/6	2	16,0	32,0
302.	ПС 110 кВ Карьер	110/6	1	6,3	6,3
303.	ПС 110 кВ Дон-Металл	110/35	2	10,0 + 25,0	35,0
304.	ПС 110 кВ Двойная Тяговая	110/27,5/10	2	25,0	50,0
305.	ПС 110 кВ Зимовники тяговая	110/27,5/10	2	25,0	50,0
306.	ПС 110 кВ Заводская	110/10/10	2	25,0	50,0
307.	ПС 110 кВ Замчалово	110/35/27,5	2	40,0	80,0
308.	ПС 110 кВ Лесостепь	110/35/27,5	2	40,0	80,0
309.	ПС 110 кВ Матвеев Курган	110/35/27,5	2	25,0	50,0
310.	ПС 110 кВ НЗНП	110/6/6	2	40,0	80,0
311.	ПС 110 кВ НПС-3	110/10/10	2	25,0	50,0
312.	ПС 110 кВ Приморская	110/10/6	2	40,0	80,0
313.	ПС 110 кВ С3	110/10	2	10,0	20,0
314.	ПС 110 кВ Стройбаза-1	110/6	2	16,0	32,0
315.	ПС 110 кВ Хапры	110/27,5/10	2	31,5	63,0
316.	ПС 110 кВ ЦОФ	110/6	2	10,0	20,0
317.	ПС 110 кВ Шахта Быстрянская	110/6/6	2	16,0	32,0
318.	ПС 110 кВ Ш28	110/10/10	2	25,0	50,0
Итого мощность автотрансформаторов (трансформаторов) (мегавольт-ампер):
Мощность автотрансформаторов (трансформаторов) 500 киловольт						1503,0
Мощность автотрансформаторов (трансформаторов) 330 киловольт						399,0
Мощность автотрансформаторов (трансформаторов) 220 киловольт						7405,0
Мощность трансформаторов 110 киловольт						9838,9

_____________________________

^*_{Оборудование на балансе абонента.}

_____________________________

Таблица N 13

N п/п	Наименование ЛЭП	Протяженность (километров)	Марка провода
1	2	3	4
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга
1.	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская	285,824	АС-300/66, АС-500/336, АС-330/43
2.	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк N 1	247,864	АС-330/43, АС-500/336
3.	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк N 2	250,342	АС-330/43, АС-500/336
4.	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск	308,262	АС-330/43
5.	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная	44,144	АС-330/43
6.	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Невинномысск	242,493	АС-330/43, АС-500/336
7.	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Шахты	211,473	АС-330/43
8.	ВЛ 500 кВ Победа - Шахты	63,213	АС-330/43
9.	ВЛ 500 кВ Шахты - Ростовская	86,066	АС-300/66, АС-500/336
10.	ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань	498,667	АС-300/66, АС-500/336
11.	ВЛ 500 кВ Фроловская - Шахты	223,425	АС-300/66, АС-500/336
12.	ВЛ 330 кВ Новочеркасская ГРЭС - Ростовская	50,500	АСО-400, АС-400/51
13.	ВЛ 330 кВ Новочеркасская ГРЭС - Тихорецк	99,684	АСО-400
14.	ВЛ 330 кВ Южная - Ростовская	73,413	АС-400/51, АСО-400
15.	ВЛ 220 кВ Староминская - А-30	36,751	АС-300
16.	ВЛ 220 кВ А-20 - А-30	32,018	АС-300
17.	ВЛ 220 кВ Вешенская-2 - Б-10	232,333	АС-300/39
18.	ВЛ 220 кВ Б-10 - Погорелово	60,911	АСО-300
19.	ВЛ 220 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Волгодонск	14,139	АС-300/39, АС-400/51
20.	ВЛ 220 кВ Волгодонск - Зимовники	41,608	АС-300/39, АС-300
21.	ВЛ 220 кВ Волгодонск - Сальская	160,431	АС-300/39, АС-400/51
22.	ВЛ 220 кВ Волгодонск - ГОК	58,746	АСТ-400/51
23.	ВЛ 220 кВ Андреановская - Вешенская-2	55,588	АС-300
24.	ВЛ 220 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Городская-2	6,902	АС-300
25.	ВЛ 220 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Зимовники	43,929	АС-300
26.	ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Городская-2	21,401	АС-300, АС-400/51
27.	ВЛ 220 кВ Б-10 - Г-20	56,662	АСО-300, АС-300
28.	ВЛ 220 кВ Зерновая - Сальская	131,076	АСО-300
29.	ВЛ 220 кВ Зимовники - Элиста Северная	174,808	АС-300
30.	КВЛ 220 кВ Койсуг - Крыловская	35,213	АС-300, HXCHBMK-W
31.	КВЛ 220 кВ Койсуг - А-20	23,800	АС-300, HXCHBMK-W
32.	КВЛ 220 кВ Койсуг - Зерновая	54,967	АС-300, АС-400, HXCHBMK-W
33.	ВЛ 220 кВ Луганская ТЭС - Сысоево	43,101	АСО-400
34.	КВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Р-4 I цепь	36,504	АСО-500, HXCHBMK-HF
35.	КВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Р-4 II цепь	36,532	АСО-500, HXCHBMK-HF
36.	КВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Койсуг I цепь	66,404	АСО-400, HXCHBMK-HF
37.	КВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Койсуг II цепь	63,711	АСО-400, HXCHBMK-HF
38.	ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - НЭЗ I цепь	14,956	АС-300
39.	ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - НЭЗ II цепь	14,932	АС-300
40.	ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - НЗБ	31,154	АСО-500
41.	ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Шахты I цепь	47,220	АСО-400
42.	ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Шахты II цепь	47,225	АСО-400
43.	ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Р-20 I цепь	69,725	АСО-400
44.	ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Р-20 II цепь	69,775	АСО-400
45.	ВЛ 220 кВ Сальская - Песчанокопская	78,348	АСО-300
46.	ВЛ 220 кВ Погорелово - Донецкая	37,463	АСО-300
47.	ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Волгодонск I цепь	32,220	АС-300/48, АС-400/51
48.	ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Волгодонск II цепь	32,375	АС-300/48, АС-400/51
49.	ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Котельниково	41,089	АС-300/48, АС-400/51
50.	ВЛ 220 кВ Р-20 - А-20	22,427	АС-300, АС-400
51.	ВЛ 220 кВ Р-20 - Т-10 I цепь	51,663	АС-300/66, АСО-300
52.	ВЛ 220 кВ Р-20 - Т-10 II цепь	49,832	АС-300/66
53.	ВЛ 220 кВ Р-40 - Ростовская	40,770	АС-300/39, АСО-300
54.	ВЛ 220 кВ Ростовская - Т-15	70,896	АС-300/39, АСО-300
55.	КВЛ 220 кВ Р-4 - Р-40	10,041	АСО-300, АС-300/39, HXCHBMK-HF
56.	ВЛ 220 кВ Р-20 - Ростовская I цепь	28,773	АС-300/39
57.	ВЛ 220 кВ Р-20 - Ростовская II цепь	28,773	АС-300/39
58.	ВЛ 220 кВ Великоцкая - Сысоево	17,000	АС-300
59.	ВЛ 220 кВ Амвросиевка - Т-15	41,956	АСО-300
60.	ВЛ 220 кВ Т-10 - Т-15	7,760	АСО-300
61.	ВЛ 220 кВ Ея Тяговая - Песчанокопская с отпайкой на ПС Светлая	9,394	АСО-300
62.	ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-2	21,127	АС-300
63.	ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Шахты	141,244	АСУ-300, АС-300
64.	ВЛ 220 кВ Шахты - Ш-50	20,183	АС-300/39, АС-300/66
65.	ВЛ 220 кВ Шахты - Б-10	63,540	АСО-400
66.	ВЛ 220 кВ Шахты - Донецкая	86,582	АС-300/39
67.	ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Г-20	27,444	АСО-300
68.	ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Шахты	33,631	АСО-300
69.	ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Ш-50	21,129	АС-300/39, АС-300/66
70.	ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - НЗБ	46,840	АСО-500
71.	ВЛ 110 кВ Матвеев Курган - Квашино	28,314	АС-150
72.	ВЛ 110 кВ Т-15 - Матвеев Курган	11,335	АС-150
Прочие субъекты электроэнергетики и потребители
73.	ВЛ 220 кВ Шахты - Печная	16,000	АС-240
74.	КЛ 220 кВ Т-10 - Т-20 Печная	3,450	АПвПу2г-1х400/120
75.	ВЛ 220 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - ГПП-2 I цепь	1,900	АСУ-300
76.	ВЛ 220 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - ГПП-2 II цепь	1,900	АСУ-300
Филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"
77.	ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Центральная	1,300	АС-120
78.	ВЛ 110 кВ Центральная - Цимлянская	10,085	АС-150, АС-185
79.	ВЛ 110 кВ Цимлянская - Искра	16,200	АС-150, АС-185
80.	ВЛ 110 кВ Искра - Черкассы	21,100	АС-120
81.	ВЛ 110 кВ Черкассы - Стычная	35,100	АС-120
82.	ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Северный Портал	38,729	АС-185, АС-205, АС-240
83.	ВЛ 110 кВ Мартыновская - Северный Портал	21,905	АС-300
84.	ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-1, 2	12,800	АС-240, АС-300, 2хАС-120
85.	ВЛ 110 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Зимовники с отпайками	68,196	АС-120, АС-240
86.	ВЛ 110 кВ Ш14 - Константиновская	19,012	АС-120
87.	ВЛ 110 кВ Константиновская - КГУ	11,512	АС-120
88.	ВЛ 110 кВ КГУ - СМ2	13,724	АС-120, АСУС-185
89.	ВЛ 110 кВ Дубенцовская - Большовская	10,525	АС-70
90.	ВЛ 110 кВ Обливная - Дубенцовская	17,000	АС-70
91.	ВЛ 110 кВ Обливная - Комаровская	16,993	АС-95
92.	ВЛ 110 кВ Комаровская - СМ3	10,722	АС-95
93.	ВЛ 110 кВ Мартыновская - Обливная	23,495	АС-240
94.	ВЛ 110 кВ Мартыновская - Октябрьская	16,188	АС-150
95.	ВЛ 110 кВ Октябрьская - Ганчуковская	18,459	АС-150
96.	ВЛ 110 кВ Мартыновская - НС1	17,900	АС-150, АС-70
97.	ВЛ 110 кВ Мартыновская - Несмеяновская	17,310	АС-95
98.	ВЛ 110 кВ Зимовники - Дружба	19,635	АС-185
99.	ВЛ 110 кВ Дружба - Дубовская	24,882	АС-150
100.	ВЛ 110 кВ Зимовники - Харьковская с отпайкой на ПС Василевская	28,019	АС-120
101.	ВЛ 110 кВ Зимовники - Наримановская	38,210	АС-95
102.	ВЛ 110 кВ Наримановская - Конзаводская	23,600	АС-95
103.	ВЛ 110 кВ Конзаводская - НС6	10,100	АС-95
104.	ВЛ 110 кВ Зимовники - НС3	30,400	АС-185
105.	ВЛ 110 кВ Зимовники - Хуторская с отпайкой на ПС Глубокинская	59,420	АС-120, АС-150
106.	ВЛ 110 кВ Хуторская - Ремонтненская с отпайкой на ПС Приволенская	65,500+0,030	АС-120, АС-150
107.	ВЛ 110 кВ Ремонтненская - Б. Ремонтное с отпайкой на ПС Джангар	20,758	АС-120
108.	ВЛ 110 кВ Б. Ремонтное - Элиста Западная с отпайкой на ПС Богородская	14,900+2,700	АС-120
109.	ВЛ 110 кВ Ремонтненская - Денисовская	30,035	АЖ-120, АС-120
110.	ВЛ 110 кВ Денисовская - Овцевод	17,609	АС-120
111.	ВЛ 110 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - ВПТФ	10,286	АС-240
112.	ВЛ 110 кВ ВПТФ - Стройбаза-1	10,014	АС-240, АС-120
113.	ВЛ 110 кВ Стройбаза-1 - Жуковская	14,262	АС-240
114.	ВЛ 110 кВ Жуковская - Харсеевская с отпайкой на ПС Придорожная	9,042	АС-70
115.	ВЛ 110 кВ Жуковская - Котельниково, отпайка на ПС Вербовая, отпайка на ПС М. Лучка	82,051	АС-120, АС-95
116.	ВЛ 110 кВ Котельниково - Шебалинская	54,584	АС-120
117.	ВЛ 110 кВ Шебалинская - Заветинская	37,000	АС-120
118.	ВЛ 110 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Водозабор	4,881	АС-240
119.	ВЛ 110 кВ Водозабор - Добровольская	1,000	АС-240
120.	ВЛ 110 кВ Добровольская - Приморская	0,100	АС-240
121.	ВЛ 110 кВ Приморская - Волгодонская ТЭЦ-1	4,400	АС-240
122.	ВЛ 110 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Городская	1,771	АС-240
123.	ВЛ 110 кВ Городская - ЮЗР	0,867	АС-240
124.	ВЛ 110 кВ ЮЗР - Волгодонская ТЭЦ-1	6,160	АС-240
125.	ВЛ 110 кВ Дубовская - Ремонтная тяговая	7,984	АС-185, АС-240
126.	ВЛ 110 кВ Жуковская - Ремонтная тяговая	27,948	АС-185
127.	ВЛ 110 кВ Н16 - Ш38 с отпайкой на ПС Н1	28,090+4,150	МГ-95, АС-150
128.	ВЛ 110 кВ Шахты - Ш36	22,830	АС-150, АС-240
129.	ВЛ 110 кВ Шахтинская ГТЭС - Лесостепь	15,120	АС-120
130.	ВЛ 110 кВ Шахты - Ш6 I цепь	12,725	АС-240
131.	ВЛ 110 кВ Шахты - Ш6 II цепь	12,725	АС-240
132.	ВЛ 110 кВ Ш34 - Ш37	22,810	АС-150
133.	ВЛ 110 кВ Н4 - Н13 с отпайкой на ПС Н1	18,600+1,930	АС-185, АС-150
134.	ВЛ 110 кВ Ш36 - Ш14	8,430	АС-150
135.	ВЛ 110 кВ Н13 - Н9	14,730	АС-185
136.	ВЛ 110 кВ Шахтинская ГТЭС - Шахты	4,280	АС-150, АС-240
137.	ВЛ 110 кВ Н9 - Ш38	25,570	АС-185
138.	ВЛ 110 кВ Шахты - Ш35	10,300	АС-240, АС-120
139.	ВЛ 110 кВ Ш34 - Ш35	27,660	АС-120
140.	ВЛ 110 кВ Ш46 - Ш34	6,650	АС-120
141.	ВЛ 110 кВ ГТП - ГТП4 - НГ4 - НГ6 - Ш43 - ЗСП 1 ц.	4,670	АС-120
142.	ВЛ 110 кВ ГТП - ГТП4 - НГ4 - НГ6 - Ш43 - ЗСП 2 ц.	4,670	АС-120
143.	ВЛ 110 кВ НЗБ - Ш42 I цепь	3,800	АС-120
144.	ВЛ 110 кВ НЗБ - Ш42 II цепь	3,800	АС-120
145.	ВЛ 110 кВ Н9 - Н15	24,930	АС-120
146.	ВЛ 110 кВ Н9 - Н17	23,150	АС-120
147.	ВЛ 110 кВ Н15 - Н21	14,920	АС-120
148.	ВЛ 110 кВ Ш6 - ГП - Ш29 I цепь	10,915	АС-150
149.	ВЛ 110 кВ Ш6 - ГП - Ш29 II цепь	10,915	АС-150
150.	ВЛ 110 кВ Шахты - Ш45 с отпайкой на ПС Ш8	12,200	АС-240
151.	ВЛ 110 кВ Шахты - Ш28 с отпайкой на ПС Ш8	12,175	АС-240
152.	ВЛ 110 кВ Ш37 - Ш14	22,930	АС-150
153.	ВЛ 110 кВ Ш-50 - Ш9	2,340	АС-120
154.	ВЛ 110 кВ Шахтинская ГТЭС - Ш6 с отпайкой на ПС Ш49	6,040	АС-150
155.	ВЛ 110 кВ Шахты - Ш46	16,450	АС-240, АС-120
156.	ВЛ 110 кВ Ш14 - Ш47	2,830	АС-120
157.	ВЛ 110 кВ Ш-50 - Ш28 с отпайкой на ПС Ш16	17,360	АС-120, АС-240
158.	ВЛ 110 кВ Ш-50 - Ш45 с отпайкой на ПС Ш16	24,030	АС-120, АС-240
159.	ВЛ 110 кВ Экспериментальная ТЭС - Н16	19,425	М-70, АС-150
160.	ВЛ 110 кВ Н8 - Н4	5,530	АС-300
161.	ВЛ 110 кВ Г-20 - С2	21,360	АС-150
162.	ВЛ 110 кВ Экспериментальная ТЭС - С7	1,500	АС-300
163.	ВЛ 110 кВ С7 - Н8	8,300	АС-300
164.	ВЛ 110 кВ С2 - Лесостепь	9,400	АС-120
165.	ВЛ 110 кВ ЦОФ - Ш9	3,860	АС-150, АС-120
166.	ВЛ 110 кВ Экспериментальная ТЭС - С2 I цепь с отпайкой на ПС ГСР	11,600+5,850	АС-120, АС-150
167.	ВЛ 110 кВ Экспериментальная ТЭС - С2 II цепь с отпайкой на ПС ГСР	11,300+5,220	АС-120, АС-150
168.	ВЛ 110 кВ С2 - С5	14,470	АС-150
169.	ВЛ 110 кВ Г-20 - Г14 с отпайками	37,970	АС-150
170.	ВЛ 110 кВ Г-20 - С5	17,320	АС-150
171.	ВЛ 110 кВ С3 - Г4	23,480	АС-120
172.	ВЛ 110 кВ Г2 - Г18	15,600	АС-120
173.	ВЛ 110 кВ Г18 - Г4 с отпайкой на ПС Заря	8,860	АС-120
174.	ВЛ 110 кВ С2 - НЗНП с отпайкой на ПС Ш44	28,200	АС-120
175.	ВЛ 110 кВ Н8 - НЗНП	5,040	АС-185
176.	ВЛ 110 кВ Г2 - Г15	15,200	АС-150
177.	ВЛ 110 кВ Экспериментальная ТЭС - Г15 с отпайкой на ПС Г13	24,320+0,450	АС-150, АС-185
178.	ВЛ 110 кВ Экспериментальная ТЭС - Г2 с отпайкой на ПС Г13	21,500	АС-150, АС-185
179.	ВЛ 110 кВ НГРЭС - С1 - С4 I цепь	5,450	АС-185, АС-150
180.	ВЛ 110 кВ НГРЭС - С1 - С4 II цепь с отпайкой на ПС Стальная	5,450	АС-185, АС-150
181.	ВЛ 110 кВ Г-20 - Г10 I цепь	0,200	АС-150
182.	ВЛ 110 кВ Г-20 - Г10 II цепь	0,200	АС-150
183.	ВЛ 110 кВ Шахты - С6	23,100	АС-150
184.	ВЛ 110 кВ С2 - ЦОФ с отпайкой на ПС Ш44	10,040	АС-120
185.	ВЛ 110 кВ Каменская ТЭЦ - Погорелово I цепь с отпайкой на ПС К4	15,500	АС-150
186.	ВЛ 110 кВ Каменская ТЭЦ - Погорелово II цепь с отпайкой на ПС К4	15,500	АС-150
187.	ВЛ 110 кВ Каменская ТЭЦ - ГПП1 I цепь	3,200	АС-240
188.	ВЛ 110 кВ Каменская ТЭЦ - ГПП1 II цепь	3,200	АС-240
189.	ВЛ 110 кВ Б4 - ГПП1 с отпайкой на Каменскую ВЭС	31,500	АС-150
190.	ВЛ 110 кВ ГПП1 - К10 I цепь с отпайкой на ПС Дон-Металл	10,100	АС-150
191.	ВЛ 110 кВ ГПП1 - К10 II цепь с отпайкой на ПС Дон-Металл	10,100	АС-150
192.	ВЛ 110 кВ ГПП1 - Волченская ПТФ с отпайкой на Казачью ВЭС	14,800	АС-150
193.	ВЛ 110 кВ Волченская ПТФ - Замчалово	21,900	АС-150
194.	ВЛ 110 кВ Г-20 - Замчалово	39,100	АС-150
195.	ВЛ 110 кВ ГПП1 - ЗИВ	6,500	АС-240
196.	ВЛ 110 кВ Донецкая - ЗИВ	20,500	АС-150
197.	ВЛ 110 кВ Б1 - Б4	24,600	АС-150
198.	ВЛ 110 кВ Погорелово - Чеботовская	41,700	АЖ-120
199.	ВЛ 110 кВ Центральная - Тяговая с отпайкой на ПС Гундоровка	23,100+6,300	АС-185, АСУ-300
200.	ВЛ 110 кВ Донецкая - ДЭЗ I цепь	1,100	АС-120
201.	ВЛ 110 кВ Донецкая - ДЭЗ II цепь	1,100	АС-120
202.	ВЛ 110 кВ Донецкая - Гундоровская I цепь	3,300	АС-120
203.	ВЛ 110 кВ Донецкая - Гундоровская II цепь	3,300	АС-120
204.	ВЛ 110 кВ Б3 - Б1 с отпайкой на ПС Богатовская ПТФ	16,700+0,200	АС-150, АС-185
205.	ВЛ 110 кВ Богатовская ПТФ - Садкинская с отпайками	43,600 + 1,800 + 0,600	АС-185
206.	ВЛ 110 кВ Б-3 - Садкинская с отпайками	47,300 + 1,800 + 0,500	АС-150, АС-185
207.	ВЛ 110 кВ Б3 - Б2	33,300	АС-240
208.	ВЛ 110 кВ Б2 - Б5	8,200	АС-240
209.	ВЛ 110 кВ Б5 - Б8	16,000	АС-95
210.	ВЛ 110 кВ Б3 - Г14	35,900	АС-150
211.	ВЛ 110 кВ Б12 - Голово-Калитвенская	38,100	АС-120
212.	ВЛ 110 кВ Б-10 - Б3 I цепь	0,900	АСО-300
213.	ВЛ 110 кВ Б-10 - Б3 II цепь	0,900	АСО-300
214.	ВЛ 110 кВ Б8 - Б12	3,700	АС-185
215.	ВЛ 110 кВ Б12 - Б11	44,100	АС-120
216.	ВЛ 110 кВ Б11 - Милютинская	36,700	АС-120
217.	ВЛ 110 кВ Милютинская - В. Свечниковская	47,500	АС-120
218.	ВЛ 110 кВ В. Свечниковская - Советская-2	54,900	АЖ-120
219.	ВЛ 110 кВ Б11 - Чернышково	43,200	АС-120
220.	ВЛ 110 кВ Суровикино-220 - Обливская ПТФ с отпайкой на ПС Обливская 1	8,800	АС-120
221.	ВЛ 110 кВ Обливская ПТФ - Чернышково	8,800	АС-120
222.	ВЛ 110 кВ Б12 - Ш. Быстрянская	4,200	АС-240
223.	ВЛ 110 кВ Б3 - Ш. Быстрянская	50,100	АС-240
224.	ВЛ 110 кВ Ал. Лозовская - Сохрановская I цепь	20,460	АЖ-120
225.	ВЛ 110 кВ Ал. Лозовская - Сохрановская II цепь	20,480	АЖ-120
226.	ВЛ 110 кВ Сысоево - Колодезянская	14,500	АС-150
227.	ВЛ 110 кВ Ал. Лозовская - Колодезянская с отпайкой на ПС Дегтевская	31,340+8,400	АС-150, АС-95
228.	ВЛ 110 кВ Тиховская - Ал. Лозовская	47,310	АС-150
229.	ВЛ 110 кВ В. Свечниковская - Кашарская с отпайкой на ПС Новоселовская	49,600	АЖ-120
230.	ВЛ 110 кВ Вешенская-2 - Вешенская-1 I цепь	33,190	АС-120
231.	ВЛ 110 кВ Вешенская-1 - Вешенская-2 II цепь с отпайкой на ПС НС3	33,190 + 0,770	АС-120
232.	ВЛ 110 кВ Сысоево - Чертковская I цепь	45,830	АС-150
233.	ВЛ 110 кВ Сысоево - Чертковская II цепь	45,830	АС-150
234.	ВЛ 110 кВ Тиховская - Суходольная I цепь	27,530	АС-120
235.	ВЛ 110 кВ Тиховская - Суходольная II цепь с отпайкой на ПС Казанская	27,530 + 21,380	АС-120
236.	ВЛ 110 кВ Вешенская-2 - Каргинская	28,940	АС-120
237.	ВЛ 110 кВ Каргинская - В. Свечниковская	47,560	АС-120
238.	ВЛ 110 кВ Вешенская-2 - Тиховская	48,980	АС-150
239.	ВЛ 110 кВ Вешенская-2 - Калининская	19,320	АС-150
240.	ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками	79,300	АС-150
241.	ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово II цепь с отпайками	79,300	АС-150
241.	ВЛ 110 кВ Промзона - Сысоево I цепь	27,050	АС-150
243.	ВЛ 110 кВ Промзона - Сысоево II цепь	27,050	АС-150
244.	ВЛ 110 кВ Маяк - Промзона	26,240	АЖ-120
245.	ВЛ 110 кВ Промзона - Туриловская	14,760	АС-95, АС-120
246.	ВЛ 110 кВ Туриловская - Сулин	25,080	АС-95, АС-120
247.	ВЛ 110 кВ Кашарская - Макеевская	25,330	АС-120
248.	ВЛ 110 кВ Кашарская - Маяк	30,650	АС-120, АЖ-120
249.	ВЛ 110 кВ Кашарская - Индустрия	41,79	АЖ-120
250.	ВЛ 110 кВ Р5 - Р19 I цепь	5,500	АС-240
251.	ВЛ 110 кВ Р5 - Р19 II цепь	5,500	АС-240
252.	ВЛ 110 кВ Ростовская ТЭЦ-2 - Р-20 I цепь	7,620	АСО-400
253.	ВЛ 110 кВ Ростовская ТЭЦ-2 - Р-20 II цепь	7,620	АСО-400
254.	ВЛ 110 кВ Р-20 - А-20 I цепь с отпайками	27,690	АС-120
255.	ВЛ 110 кВ Р-20 - А-20 II цепь с отпайками	31,600	АС-120
256.	ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ I цепь	5,640	АСО-300
257.	ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ II цепь	5,640	АСО-300
258.	ВЛ 110 кВ Р19 - Р8 I цепь	4,950	АС-120
259.	ВЛ 110 кВ Р19 - Р8 II цепь	4,950	АС-120
260.	ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I цепь	8,890	АС-240
261.	ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II цепь	8,890	АС-240
262.	ВЛ 110 кВ Р-4 - Р23 I цепь с отпайками	10,570	АС-240
263.	ВЛ 110 кВ Р-4 - Р23 II цепь с отпайками	10,570	АС-240
264.	ВЛ 110 кВ НЗБ - ГТП I цепь	3,100	АС-150
265.	ВЛ 110 кВ НЗБ - ГТП II цепь	3,100	АС-150
266.	ВЛ 110 кВ НЭЗ - ГТП I цепь с отпайкой на ПС ГТП3	3,020	АСО-300
267.	ВЛ110 кВ НЭЗ - ГТП II цепь с отпайкой на ПС ГТП3	3,020	АСО-300
268.	ВЛ 110 кВ ГТП - ГТП4 - НГ4 - НГ6 - Ш43 1 цепь	22,560	АС-150
269.	ВЛ 110 кВ ГТП - ГТП4 - НГ4 - НГ6 - Ш43 2 цепь	22,560	АС-150
270.	ВЛ 110 кВ НЗБ - Ш42 I цепь	12,350	АС-150
271.	ВЛ 110 кВ НЗБ - Ш42 II цепь	12,350	АС-150
272.	ВЛ 110 кВ АС12 - Н9	16,530	АС-185
273.	ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29	2,370	АСО-240
274.	КВЛ 110 кВ Койсуг - БТ1	13,660	АС-240
275.	ВЛ 110 кВ Р-40 - Р5 с отпайками N 1	11,120	АС-150, АС-240, АСО-300
276.	ВЛ 110 кВ НГ5 - КС3 с отпайками	33,480	АС-120, АС-185
277.	ВЛ 110 кВ Р-4 - КС3 с отпайкой на ПС Р32	16,120	АС-240
278.	ВЛ 110 кВ БГ2 - АС1	23,200	АС-120
279.	ВЛ 110 кВ Р-4 - Р-40 с отпайками	15,820	АСО-300
280.	ВЛ 110 кВ Р-40 - Р5 с отпайками N 2	18,300	АС-120, АС-240, АСО-300
281.	ВЛ 110 кВ Р1 - Р41 с отпайкой на ПС Р37	6,860	АС-240
282.	ВЛ 110 кВ Р-4 - Р41	3,880	АС-240
283.	ВЛ 110 кВ Р-40 - ГПП4	4,200	АС-240
284.	ВЛ 110 кВ Р1 - РСМ с отпайкой на ПС Р37	8,050	АС-240, АСО-300
285.	ВЛ 110 кВ Р-40 - Р5 с отпайкой на ПС Р24	11,140	АС-150, АС-240
286.	ВЛ 110 кВ Р-40 - АС12	17,300	АС-185
287.	ВЛ 110 кВ Р1 - Р12 с отпайками	9,310	АС-185, АС-240
288.	ВЛ 110 кВ Р1 - Р5 с отпайкой на ПС Р33	5,810	АС-185, АС-240
289.	ВЛ 110 кВ Р5 - Р12 с отпайкой на ПС Р3	4,220	АС-240
290.	ВЛ 110 кВ Р5 - Р29 с отпайками	12,280	АС-240
291.	КВЛ 110 кВ Койсуг - Р23 с отпайками	33,170	АС-120, АС-185, АС-240, АСО-300
292.	КВЛ 110 кВ Койсуг - Р22 с отпайками	24,370	АС-120, АС-185, АС-240, АСО-300, ПвПу2г-1х 800/185 - 110
293.	ВЛ 110 кВ БТ3 - БТ2	3,370	АС-120
294.	КВЛ 110 кВ Койсуг - БТ3	8,750	АС-240
295.	ВЛ 110 кВ БТ1 - БТ3	4,910	АС-240
296.	ВЛ 110 кВ БТ1 - БТ2	8,140	АС-120
297.	КВЛ 110 кВ Койсуг - АС1 с отпайками	34,980+0,423	АС-70, АС-95, АС-120, АС-150
298.	ВЛ 110 кВ Р-4 - АС10 с отпайкой на ПС НЗПМ	35,020	АС-120, АС-150, АС-185
299.	ВЛ 110 кВ Р-4 - АС15	4,800	АС-150, АС-185
300.	ВЛ 110 кВ АС15 - АС6	26,850	АС-150, АС-186
301.	ВЛ 110 кВ Р-20 - Р5 с отпайками	14,440	АС-240
302.	ВЛ 110 кВ НЗБ - АС10	10,540	АС-185
303.	ВЛ 110 кВ НЗБ - НГ5 с отпайками	20,180	АС-120, АС-185
304.	ВЛ 110 кВ НЗБ - НГ8	22,770	АС-150, АС-240, АСО-300
305.	ВЛ 110 кВ АС6 - НГ8	14,890	АС-150
306.	ВЛ 110 кВ БГ1 - БГ2	23,200	АС-95
307.	ВЛ 110 кВ СМ4 - БГ6	13,500	АС-95
308.	ВЛ 110 кВ БГ1 - БГ6	19,000	АС-95
309.	ВЛ 110 кВ В1 - В2	8,500	АС-95, АС-120
310.	ВЛ 110 кВ В10 - СМ3	25,380	АС-120, АС-150
311.	ВЛ 110 кВ В2 - В10	9,670	АС-95, АС-120
312.	ВЛ 110 кВ СМ2 - Дубенцовская	18,200	АС-70
313.	ВЛ 110 кВ Ш47 - СМ1	3,300	АС-95, АС-120
314.	ВЛ 110 кВ СМ1 - СМ4	26,600	АС-95
315.	ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская	28,800	АС-150
316.	ВЛ 110 кВ Сальская - Екатериновская I цепь	18,800	АС-120
317.	ВЛ 110 кВ Сальская - Екатериновская II цепь	18,800	АС-120
318.	ВЛ 110 кВ Сальская - НС1	37,000	АС-70
319.	ВЛ 110 кВ Сальская - АРЗ	3,200	АЖ-120; АС-120
320.	ВЛ 110 кВ Сальская - Сандатовская с отпайкой на ПС КС Сальская	43,200	АЖ-120; АС-120
321.	ВЛ 110 кВ Сальская - КПО I цепь	5,000	АС-95
322.	ВЛ 110 кВ Сальская - КПО - АРЗ II цепь	6,900	АЖ-120; АС-120
323.	ВЛ 110 кВ Сальская - Трубецкая	22,700	АС-120
324.	ВЛ 110 кВ Целинская - Трубецкая	25,500	АС-120
325.	ВЛ 110 кВ Егорлыкская - Целинская	44,300	АС-120
326.	ВЛ 110 кВ Пролетарская - Уютненская	10,000	АС-120; АС-150
327.	ВЛ 110 кВ Пролетарская - Ганчуковская	39,400	АС-150
328.	ВЛ 110 кВ Пролетарская - Орловская	34,300	АС-120
329.	ВЛ 110 кВ Орловская - Куберле-2	26,300	АС-120
330.	ВЛ 110 кВ Куберле-2 - Харьковская	23,800	АС-120
331.	ВЛ 110 кВ НС6 - Черкесская	19,200	АС-120
332.	ВЛ 110 кВ Черкесская - Волочаевская	27,000	АС-120
333.	ВЛ 110 кВ Песчанокопская - Развиленская	26,500	АС-120
334.	ВЛ 110 кВ Синявская - Хапры	18,810	АС-150
335.	ВЛ 110 кВ Самбек - Синявская	21,660	АС-120, АС-150
336.	КВЛ 110 кВ Т-10 - Самбек с отпайкой на ПС Т10 тяговая	9,210	АС-120, АС-150
337.	ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25	30,500	АС-240
338.	ВЛ 110 кВ Т11 - Т25 с отпайками	2,290 + 0,20	АС-185, АС-150, АС-240
339.	ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11	11,470	АС-150, АС-185, АС-240, АС-300
340.	ВЛ 110 кВ Т-10 - Т-15 с отпайками	39,710 + 3,020	АС-185, АС-240, АСО-300
341.	ВЛ 110 кВ Т-10 - Т9 с отпайкой на ПС Т13	6,130 + 0,850	АС-240
342.	ВЛ 110 кВ Новиковская - Алексеевская	24,480	АС-150
343.	ВЛ 110 кВ Т-15 - Алексеевская с отпайками	57,150	АС-150, АС-120
344.	ВЛ 110 кВ Р29 - Хапры с отпайкой на ПС Чалтырь	3,930 + 7,070	АС-185, АС-150, АС-240
345.	ВЛ 110 кВ Р29 - Чалтырь	7,140	АС-150
346.	ВЛ 110 кВ Т11 - Т5 с отпайкой на ПС Т17	2,770 + 5,520	АС-150
347.	ВЛ 110 кВ Т-15 - Т22 с отпайкой на ПС Т23	13,770	АС-240, АС-300
348.	ВЛ 110 кВ Т-10 - Т21	2,280	АС-240, АС-300, АС-120
349.	ВЛ 110 кВ Т-15 - Т21	11,850	АС-240, АС-300, АС-120
350.	ВЛ 110 кВ Т-10 - Т22 с отпайкой на ПС Т23	4,200	АС-240, АС-300
351.	ВЛ 110 кВ Т-15 - Ефремовская с отпайкой на ПС Отрадненская	32,280 + 5,870	АС-150
352.	ВЛ 110 кВ Ефремовская - Федоровская	8,350	АС-150
353.	ВЛ 110 кВ Т-10 - Т1 с отпайками	4,590 + 1,660	АС-240
354.	ВЛ 110 кВ Т-15 - Очистные сооружения с отпайкой на ПС Дарагановская	24,700	АС-240
355.	ВЛ 110 кВ Т-15 - Носовская с отпайкой на ПС Лиманная	21,450	АС-150
356.	ВЛ 110 кВ Носовская - Рябиновская	14,480	АС-150
357.	ВЛ 110 кВ Т-15 - Матвеев Курган тяговая	27,260	АС-150
358.	ВЛ 110 кВ Н17 - Новиковская с отпайкой на ПС Искра	34,610 + 4,90	АС-120, АС-70
359.	ВЛ 110 кВ Т24 - Т11	0,470	АС-185, АС-240
360.	ВЛ 110 кВ А-20 - А1 I цепь	5,000	АС-120
361.	ВЛ 110 кВ А-20 - А1 II цепь	5,000	АС-120
362.	ВЛ 110 кВ А-20 - А-12 северная с отпайкой на ПС А-26	8,000	АС-185
363.	ВЛ 110 кВ А-20 - А-12 южная с отпайкой на ПС А-26	10,156	АС-185
364.	ВЛ 110 кВ А-30 - А31 I цепь	25,450	АС-300, АС-185, АС-120
365.	ВЛ 110 кВ А-30 - А31 II цепь	25,450	АС-300, АС-185, АС-120
366.	ВЛ 110 кВ А-30 - А32	31,600	АС-95
367.	ВЛ 110 кВ А-30 - Кугей тяговая	10,500	АС-120
368.	ВЛ 110 кВ Зерновая - БГ2 с отпайками	42,500+29,400	АС-95
369.	ВЛ 110 кВ Зерновая - ЗР10	4,050	АС-120
370.	ВЛ 110 кВ ЗР10 - ЗР14	25,090	АС-120
371.	ВЛ110 кВ Зерновая - ЗР3 с отпайкой на ПС ЗР15	30,060	АС-120
372.	ВЛ 110 кВ Зерновая - В1 с отпайкой на ПС Краснолученская	49,200	АС-95
373.	ВЛ 110 кВ ЗР3 - Егорлыкская	24,730	АС-120
374.	КВЛ 110 кВ Койсуг - А-30 с отпайками	51,700 + 13,200 + 5,600	АС-120, АЖ-120, АС-95
375.	КВЛ 110 кВ Койсуг - Кугей тяговая	49,550	АС-120
376.	КВЛ 110 кВ Койсуг - Самарская	13,600	АС-150
377.	ВЛ 110 кВ Песчанокопская - Роговская	51,900	АЖ-120
378.	ВЛ 110 кВ Р-20 - А-20 I цепь с отпайками	27,590	АС-120
379.	ВЛ 110 кВ Р-20 - А-20 II цепь с отпайками	27,590	АС-120
380.	ВЛ 110 кВ Роговская - Балкогрузская	26,600	АС-95
381.	ВЛ 110 кВ Самарская - Юбилейная	15,400	АС-150
382.	ВЛ 110 кВ Юбилейная - Степная тяговая	28,400	АС-150
383.	КЛ 110 кВ Р28 - Р8 I цепь	2,160	ПвПу2г-1х 630/185 - 64/110
384.	КЛ 110 кВ Р28 - Р8 II цепь	2,160	ПвПу2г-1х 630/185 - 64/110
385.	КЛ 110 кВ Р1 - Р27	1,790	АПвПу2г 1х400/185
386.	КЛ 110 кВ Р22 - Р27	2,784	АПвПу2г 1х400/185
387.	КВЛ 110 кВ Р23 - Спортивная с отпайкой на ПС Р25	5,624	АС-185, АС-240, АПвПу2 1х1000/185
388.	КВЛ 110 кВ Р22 - Спортивная	4,364	АС-240, АПвПу2 1х1000/185, ПвПу2г-1х 800/185 - 110
Прочие субъекты электроэнергетики и потребители
389.	ВЛ 110 кВ Промзона - Колодези	23,000	АС-185
390.	ВЛ 110 кВ Промзона - Кутейниково	61,000	АС-185
391.	ВЛ 110 кВ Колодези - Кутейниково	38,500	АС-185
392.	ВЛ 110 кВ ГПП1 - ГПП2 с отпайкой на ПС ГПП3 I цепь	2,030	АС-240
393.	ВЛ 110 кВ ГПП1 - ГПП2 с отпайкой на ПС ГПП3 II цепь	2,030	АС-240
394.	ВЛ 110 кВ Донецкая - НПС3	52,900	АС-150
395.	ВЛ 110 кВ Чеботовская - НПС3	17,900	АС-150
396.	ВЛ 110 кВ Зимовники - Зимовники тяговая	2,300	АС-185
397.	ВЛ 110 кВ Зимовники тяговая - Двойная тяговая	44,400	АС-185
398.	ВЛ 110 кВ Пролетарская - Двойная тяговая	44,700	АС-150
399.	ВЛ 110 кВ Ш-50 - Заводская	0,300	АС-120
400.	ВЛ 110 кВ Шахты - Заводская	18,430	АС-240
401.	ВЛ 110 кВ С2 - С3	1,800	АС-120
Итого протяженность ЛЭП (километров):
Номинальным классом напряжения 500 киловольт		2461,773 *
Номинальным классом напряжения 330 киловольт		223,597
Номинальным классом напряжения 220 киловольт		2868,272
Номинальным классом напряжения 110 киловольт		6497,040

_____________________________

^*_{С учетом полной длины ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань.}

_____________________________

3.8. Основные внешние электрические связи энергосистемы Ростовской области

Энергосистема Ростовской области имеет электрические связи с пятью энергосистемами по ЛЭП 110 - 500 кВ:

1. С энергосистемой Волгоградской области:

ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная;

ВЛ 500 кВ Фроловская - Шахты;

ВЛ 220 кВ Волгодонск - ГОК;

ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Котельниково;

ВЛ 220 кВ Андреановская - Вешенская-2;

ВЛ 110 кВ Серамифовичи - Калининская (ВЛ 110 кВ N 503);

ВЛ 110 кВ Б11 - Чернышково;

ВЛ 110 кВ Обливская ПТФ - Чернышково (ВЛ 110 кВ N 62);

ВЛ 110 кВ Суровикино-220 - Обливская ПТФ с отпайкой на ПС Обливская 1 (ВЛ 110 кВ N 61);

ВЛ 110 кВ Жуковская - Котельниково с отпайками;

ВЛ 110 кВ Котельниково - Шебалинская.

2. С Донбасской энергосистемой:

ВЛ 500 кВ Победа - Шахты;

ВЛ 330 кВ Южная - Ростовская;

ВЛ 220 кВ Амвросиевка - Т-15;

ВЛ 110 кВ Матвеев Курган - Квашино;

ВЛ 110 кВ Центральная - Тяговая с отпайкой на ПС Гундоровка.

Следует отметить, что в настоящее время Донбасская энергосистема и ОЭС Украины работают раздельно. При выполнении расчетов электроэнергетических режимов связь между Донбасской энергосистемой и энергосистемой Ростовской области учитывалась следующим образом:

параллельная работа по ВЛ 330 кВ Южная - Ростовская и ВЛ 220 кВ Амвросиевка - Т-15 с нулевым суммарным сальдо перетоков мощности;

радиальное электроснабжение нагрузки Донбасской энергосистемы по ВЛ 500 кВ Победа - Шахты;

отключенное состояние ВЛ 110 кВ Матвеев Курган - Квашино и ВЛ 110 кВ Центральная - Тяговая с отпайкой на ПС Гундоровка.

3. С энергосистемой Республики Калмыкия:

ВЛ 220 кВ Зимовники - Элиста Северная;

ВЛ 110 кВ Ремонтненская - Б. Ремонтное с отпайкой на ПС Джангар;

ВЛ 110 кВ Б. Ремонтное - Элиста Западная с отпайкой на ПС Богородская;

ВЛ 110 кВ Сандатовская - Виноградовская;

ВЛ 110 кВ Заветинская - Советская;

4. С энергосистемой Республики Адыгея и Краснодарского края:

ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань;

ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк N 1;

ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк N 2;

ВЛ 330 кВ Новочеркасская ГРЭС - Тихорецк;

КВЛ 220 кВ Койсуг - Крыловская;

ВЛ 220 кВ Староминская - А-30;

ВЛ 220 кВ Ея Тяговая - Песчанокопская с отпайкой на ПС Светлая;

ВЛ 110 кВ Юбилейная - Степная тяговая.

5. С энергосистемой Ставропольского края:

ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск;

ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Невинномысск.

В энергосистеме Ростовской области с целью управления электроэнергетическим режимом установлены контролируемые сечения. Состав контролируемых сечений (КС) с указанием существующих ограничений по пропускной приведен в таблице N 14.

Таблица N 14

Наименование КС	Состав КС	МДП *(1) в нормальной схеме (мегаватт)	Критерий ограничения в нормальной схеме	МДП *(1) в ремонтной схеме *(2) (мегаватт)	Ремонтная схема	Критерий ограничения в ремонтной схеме
1	2	3	4	5	6	7
СВЭС	ВЛ 220 кВ Шахты - Донецкая; ВЛ 220 кВ Б-10 - Погорелово; ВЛ 110 кВ Б3 - Б1 с отпайкой на ПС Богатовская ПТФ; ВЛ 110 кВ Г-20 - Замчалово	360	АДТН АТ-1 ПС 220 кВ Погорелово в ПАР АТ-2 ПС 220 кВ Погорелово	190	ремонт ВЛ 220 кВ Шахты - Донецкая	АДТН ВЛ 110 кВ Г-20 - Замчалово в ПАР ВЛ 220 кВ Б-10 - Погорелово
ЮЗЭС	ВЛ 220 кВ Амвросиевка - Т-15; ВЛ 220 кВ Р-20 - Т-10 I цепь; ВЛ 220 кВ Р-20 - Т-10 II цепь; ВЛ 220 кВ Ростовская - Т-15; ВЛ 110 кВ Р29 - Хапры с отпайкой на ПС Чалтырь; ВЛ 110 кВ Т-15 - Алексеевская с отпайками	не контролируется		335-0,41-ПТ-15 *(3)	ремонт ВЛ 220 кВ Р-20 - Т-10 I(II) цепь	АДТН ВЛ 110 кВ Р29 - Хапры с отпайкой на ПС Чалтырь в ПАР ВЛ 220 кВ Р-20 - Т-10 II(I) цепь
Цимлянское	ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Шахты; ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-2; ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-1; ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Северный Портал	не контролируется		130	ремонт ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-2	АДТН ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-1 в ПАР ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Северный Портал
Цимлянское Север	ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Шахты; ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Северный Портал	не контролируется		не контролируется
Цимлянское Юг	ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-2; ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-1	не контролируется		135	ремонт ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Шахты	АДТН ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-1 в ПАР ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-2
Алмаз	ВЛ 110 кВ Р-4 - Р41; ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ I цепь; ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ II цепь	135	АДТН ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ I цепь ПАР ВЛ 110 кВ Р-4 - Р41	75	ремонт одной из ВЛ транзита 110 кВ Р-4 - Р41 - Р1	АДТН ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ I цепь в ПАР ВЛ 110 кВ Р-4 - Р-40 с отпайками
Фортуна	ВЛ 110 кВ Р5 - Р29 с отпайками; ВЛ 110 кВ Р-20 - Р5 с отпайками; ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I цепь; ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II цепь	230	АДТН ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I цепь ПАР 2СШ 110 кВ ПС 220 кВ Р-20	165	ремонт ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I или II цепь	АДТН ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II или I цепь в ПАР ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29
Ростов	ВЛ 110 кВ Р-4 - Р41; ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ I цепь; ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ II цепь; ВЛ 110 кВ Р5 - Р29 с отпайками; ВЛ 110 кВ Р-20 - Р5 с отпайками; ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I цепь; ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II цепь; ВЛ 110 кВ Р-40 - Р5 с отпайкой на ПС Р24; ВЛ 110 кВ Р-40 - Р5 с отпайками N 1; ВЛ 110 кВ Р-40 - Р5 с отпайками N 2	не контролируется		460	ремонт ВЛ 110 кВ Р-4 - Р41	АДТН ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ I цепь в ПАР ВЛ 110 кВ Р-20 - Р5 с отпайками
Сулин	ВЛ 220 кВ Шахты - Б-10; ВЛ 220 кВ Шахты - Донецкая; ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Г-20; ВЛ 110 кВ Г-20 - С2; ВЛ 110 кВ С2 - С5	не контролируется		минимум из: 1. 390 2. 415-0,51-ПВеш *(4)	ремонт ВЛ 220 кВ Шахты - Б-10	АДТН ВЛ 110 кВ Г-20 - С2 в ПАР ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Г-20
Центральное	ВЛ 110 кВ Р1 - Р5 с отпайкой на ПС Р33; ВЛ 110 кВ Р5 - Р12 с отпайкой на ПС Р3	не контролируется		100	ремонт ЛЭП 110 кВ транзита Р1 - Р27 - Р22 и ремонт ВЛ 110 кВ транзита Р-4 - Р41 - Р1 и ремонт ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ I цепь и ремонт ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ II цепь	АДТН ВЛ 110 кВ Р5 - Р12 с отпайкой на ПС Р3 в ПАР ВЛ 110 кВ Р1 - Р5 с отпайкой на ПС Р33
Волгоград - Ростов	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная; ВЛ 500 кВ Фроловская - Шахты; ВЛ 220 кВ Андреановская - Вешенская-2; ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Котельниково; ВЛ 220 кВ Волгодонск - ГОК	минимум из: 1. 1110 2. 2300-0,93-Pбл макс *(5) 3. 2170 -0,93- P макс нб	1. АДТН ВЛ 220 кВ Волга - Заливская в ПАР ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная 2. 8 процентов P в ПАР отключение Блока Ростовской АЭС 2. 8 процентов Р в ПАР Р макс нб	минимум из: 1. 220 2. 1400 - 0,93-РБл макс *(5) 3. 1330 - 0,93- Рмакс нб	ремонт ВЛ 500 кВ Фроловская - Шахты	1. АДТН ВЛ 220 кВ Волга - Заливская в ПАР ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная 2. АДТН ВЛ 220 кВ Волга - Заливская в ПАР отключение Блока Ростовской АЭС 3. АДТН ВЛ 220 кВ Волга - Заливская в ПАР Р макс нб
Ростов - Волгоград		минимум из: 1. 970 2. 2670 -0,91- Рмакс нб 3. 2670 - 0,91-Р нб П-Ш *(6)	1. АДТН ВЛ 220 кВ Волга - Заливская в ПАР ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная и ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск; 2. АДТН ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная в ПАР Р макс нб 3. АДТН ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная в ПАР Р нб П-Ш	минимум из: 1. 310 2. 910 -0,87- Рмакс нб 3. 910 - 0,87-Р нб П-Ш *(6)	ремонт ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная	1. АДТН ВЛ 220 кВ Волга - Заливская в ПАР ВЛ 500 кВ Фроловская - Шахты 2. АДТН ВЛ 220 кВ Волга - Заливская в ПАР Р макс нб 3. АДТН ВЛ 220 кВ Волга - Заливская в ПАР Р нб П-Ш
Платовское	АТГ-1 ПС 500 кВ Ростовская; АТ-3 ПС 500 кВ Шахты; АТ-4 ПС 500 кВ Шахты	1140	АДТН АТ-3 или АТ-4 ПС 500 кВ Шахты в ПАР АТ-4 или АТ-3 ПС 500 кВ Шахты	640	Ремонт АТГ-1 ПС 500 кВ Ростовская	АДТН АТ-3 или АТ-4 ПС 500 кВ Шахты ПАР АТ-4 или АТ-3 ПС 500 кВ Шахты
Шахты	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская; ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Шахты; ВЛ 500 кВ Фроловская - Шахты; ВЛ 220 кВ Андреановская - Вешенская-2; ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Шахты	1780	8 процентов Р в ПАР ВЛ 500 кВ Фроловская - Шахты	1360	ремонт ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Шахты	1. АДТН ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-2 в ПАР ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская с УВ; 2. ДДТН АТ-1 Ростовской АЭС
Маныч	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск; ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Невинномысск	1550	АДТН АТ-501(502) ПС 500 кВ Буденновск в ПАР АТ-501(502) ПС 500 кВ Буденновск	660	ремонт ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Невинномысск	АДТН АТ-1(2) ПС 220 кВ Элиста Северная ПАР ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск
Кубанское	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк N 1; ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк N 2; ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тамань; ВЛ 330 кВ Новочеркасская ГРЭС - Тихорецк; ВЛ 220 кВ Волгодонск - Сальская; КВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Койсуг I цепь; КВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Койсуг II цепь; ВЛ 220 кВ Р-20 - А-20	2880	АДТН КВЛ 220 кВ Койсуг - А-20 в ПАР Р-20 - А-20	2290	ремонт ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань	АДТН КВЛ 220 кВ Койсуг - А-20 в ПАР ВЛ 220 кВ Р-20 - А-20
Север	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Шахты; ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная; ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская; АТ1 500/220 кВ Ростовской АЭС ВЛ 330 кВ Новочеркасская ГРЭС - Тихорецк; ВЛ 220 кВ Тихорецк - Крыловская; ВЛ 220 кВ Тихорецк - Ея тяговая	1480 + 0,7-(Д-300)	АДТН ВЛ 220 кВ Волга - Заливская ПАР ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная	минимум из: 1. 1470 + 0,7-(Д-300) 2. 1160 + 3-(Д-300)	ремонт ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Шахты I (II) цепь	1. АДТН ВЛ 220 кВ Волга - Заливская ПАР ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная 2. АДТН ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - НЗБ в ПАР ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Шахты I (II) цепь

_____________________________

^*(1)_{МДП без ПА при температуре окружающей среды плюс 30 градусов.}

^*(2)_{Наиболее тяжелая ремонтная схема.}

^*(3)_{ПТ-15 - переток по ВЛ 220 кВ Амвросиевка - Т-15.}

^*(4)_{ПВеш - переток по ВЛ 220 кВ Андреановская - Вешенская-2.}

^*(5)_{Р Бл макс - текущая нагрузка наиболее загруженного блока Ростовской АЭС.}

^*(6)_{Р нб П-Ш - небаланс активной мощности в ОЭС Юга в текущем режиме в результате отключения ВЛ 500 кВ Победа - Шахты (приводящий к дополнительному избытку генерирующей мощности) определяется как текущее значение перетока активной мощности по ВЛ 500 кВ Победа - Шахты при направлении перетока в Донбасскую энергосистему.}

_____________________________

3.9. Динамика потребления и структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей Ростовской области за последние 5 лет

Структура установленной тепловой мощности.

Централизованное теплоснабжение потребителей тепловой энергии в Ростовской области осуществляется от источников двух типов: источников с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии и от котельных.

Теплофикация в регионе осуществляется от теплоэлектроцентралей с общей установленной тепловой мощностью (УТМ) в 2 313,9 гигакалории в час (таблица N 15).

Таблица N 15

Наименование теплоэлектроцентрали (гигакалорий в час)	Мощность по состоянию на 2020 год (гигакалорий в час)
1	2
Волгодонская ТЭЦ-2 (ООО "Волгодонская тепловая генерация")	670,0
Ростовская ТЭЦ-2 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	890,0
РК-3 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	414,8
РК-4 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	150,0
ТЭЦ завода "Ростсельмаш" (ООО "Ростсельмашэнерго")	81,0
Шахтинская ГТЭС (ООО "Группа Мегаполис")	108,1
Всего	2 313,9

Установленная тепловая мощность генерирующих установок по муниципальным образованиям и компаниям приведена в таблицах N 16 и N 17.

Таблица N 16

N п/п	Муниципальное образование	Наименование производителя	Количество котельных	Суммарная установленная мощность (гигакалорий в час)	Вид топлива
1	2	3	4	5	6
1.	Город Азов	МУП "Теплоэнерго"	37	227,300	газ
2.	Город Батайск	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	39	203,099	газ
		филиал ОАО "РЖД", производственный участок Северо-Кавказской дирекции по тепловодоснабжению	3	20,760	газ
		ООО "Распределенная генерация - Батайск"	6	14,610	газ
3.	Город Волгодонск	ООО "Волгодонская тепловая генерация"	1	809,000	газ, мазут
		ООО "ТЭЦ-I"	2	100,000	газ
4.	Город Гуково	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	20	126,044	газ, уголь
		ведомственные	10	3,964	-
		прочие	31	150,908	газ, уголь
5.	Город Донецк	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	12	88,124	газ
6.	Город Зверево	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	6	45,664	газ, уголь
7.	Город Каменск-Шахтинский	МУП "Каменсктеплосеть"	23	164,300	газ, уголь
		филиал ОАО "РЖД", производственный участок Северо-Кавказской дирекции по тепловодоснабжению	5	57,160	газ
		МУП "Вира"	1	27,860	газ
8.	Город Новочеркасск	ООО ПК "НЭВЗ"	4	225,000	газ
		ОАО "ЭПМ-НЭЗ"	7	130,400	газ
		МУП "Тепловые сети"	60	196,140	газ
		прочие	11	355,400	газ
9.	Город Новошахтинск	МП "ККТС"	20	103,180	газ, уголь
		ООО "Теплонасосные системы"	1	5,160	газ
		прочие	21	108,340	газ, уголь
10.	Город Таганрог	ООО "Тепловая генерация"	1	200,000	газ
		МУП "Тепловые сети"	-	-	-
		АО "ТЭПТС "Теплоэнерго"	31	245,340	газ
		МУП Управление "Водоканал"	-	-	-
		ООО "Приазовский ТеплоЦентр"	1	4,300	газ
		АО "Таганрогский завод "Прибой"	1	3,000	газ
		ООО "ТЭК"	-	-	-
		АО "Таганрогский котлостроительный завод "Красный котельщик"	1	287,500	газ
		ООО "Тагстройсервис"	1	2,300	газ
		ТСЖ-3	-	-	-
		МУП "Трамвайно-троллейбусное управление"	1	2,300	газ
		МУП "Городское хозяйство"	1	96,400	газ
		государственное бюджетное образовательное учреждение среднего профессионального образования Ростовской области "ТАК им. В.М. Петлякова"	1	1,620	газ
		ПАО "Таганрогский авиационный научно-технический комплекс им. Г.М. Бериева"	1	50,000	газ
		Таганрогский институт имени А.П. Чехова (филиал) Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ростовский государственный экономический университет (РИНХ)"	2	7,710	газ
11.	Город Шахты	ООО "Шахтинская ГТЭС"	2	115,400	газ
		филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	55	337,318	газ, уголь
		прочие	59	477,718	газ, уголь
12.	Город Ростов	АО "КТС"	2	80,640	-
		АО "ТКЭ"	217	1056,440	-
13.	Азовский муниципальный район	УМП ЖКХ "Азовское"	6	15,235	газ
		УМП ЖКХ Кулешовского сельского поселения.	2	16,336	газ
14.	Аксайский муниципальный район	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	19	98,120	газ
		ООО "АКДЭНЕРГО"	1	8,400	газ
		МУП Аксайского городского поселения "АКСАЙЭНЕРГО"	1	1,910	газ
		прочие	21	108,430	газ
15.	Белокалитвинский муниципальный район	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	22	102,020	газ, уголь
		ООО "Распределенная генерация"	3	39,800	газ
		прочие	25	142,040	газ
16.	Боковский муниципальный район	МУП "Водник"	6	9,802	газ
17.	Верхнедонской муниципальный район	ООО "Ростовтеплоэнерго"	28	5,228	газ
18.	Веселовский муниципальный район	Веселовское МУП ЖКХ (теплосеть)	4	3,200	газ
19.	Егорлыкский муниципальный район	Егорлыкский МУП "Коммунальник"	3	8,690	газ, уголь
		ФГБУ "ЦЖКУ"	1	-	уголь
		ООО "СВЕТПРОМГАЗ"	4	-	газ
		прочие	64	60,710	газ, уголь
20.	Заветинский муниципальный район	МУП "Заветинские теплосети"	5	1,795	уголь
		прочие	24	18,413	газ, уголь
21.	Зерноградский муниципальный район	АО "Зерноградские тепловые сети"	39	55,500	газ
		филиал ФГБУ "ЦЖКУ" по ЮВО	1	6,000	газ
22.	Кагальницкий муниципальный район	МУП Кагальницкого района "УЮТ"	26	9,730	газ
23.	Каменский муниципальный район	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	6	6,683	газ, уголь
		МУП "Молодежный"	1	1,500	газ
24.	Кашарский муниципальный район	ООО "Ростовтеплоэнерго"	49	46,500	газ, уголь
25.	Константиновский муниципальный район	МУП "Гарант"	21	9,878	газ
26.	Красносулинский муниципальный район	МУП "Красносулинские городские котельные"	4	6,750	уголь
			11	37,400	газ
			1	16,598	газ
		прочие	16	60,748	газ, уголь
27.	Куйбышевский муниципальный район	ООО "Ростовтеплоэнерго"	58	-	-
28.	Матвеево-Курганский муниципальный район	ОАО "Водоканал" Матвеево-Курганского района	-	-	-
29.	Миллеровский муниципальный район	ООО "Ростовтеплоэнерго"	34	7,440	газ
		филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	20	19,100	газ, уголь
30.	Морозовский муниципальный район	ООО "ЭКО"	13	9,510	газ
31.	Мясниковский муниципальный район	ООО "МП "Коммунсервис"	3	9,460	газ
		МУП "Коммунальщик"	1	-	газ
32.	Неклиновский муниципальный район	ООО "Межмуниципальный Неклиновский водопровод"	49	26,270	газ
33.	Обливский муниципальный район	ООО "Обливское МТП"	4	4,239	газ
34.	Октябрьский муниципальный район	ООО "Тепловые сети"	2	26,660	газ
		ООО "Управление жилищно-коммунального хозяйства"	9	8,598	газ
35.	Орловский муниципальный район	АО "Сервис-ЖКХ"	9	6,836	газ
36.	Песчанокопский муниципальный район	МУП Коммунального хозяйства Песчанокопского района	2	2,060	газ
37.	Пролетарский муниципальный район	МУП "Тепловые сети" Пролетарского городского поселения	13	2,500	газ, уголь
38.	Родионово-Несветайский муниципальный район	ООО "Жилищник"	9	10,000	газ
		ООО "Ростовтеплоэнерго"	67	13,060	газ
		ООО "Светпромгаз"	2	-	газ
39.	Сальский муниципальный район	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	30	69,371	газ, уголь
		ООО "Сальскэлектросбыт"	1	2,200	мазут
		филиал ОАО "РЖД", производственный участок Северо-Кавказской дирекции по тепловодоснабжению	3	29,300	газ
		ОАО РТП "Авторемонтник"	1	13,000	газ
40.	Семикаракорский муниципальный район	МП ЖКХ	1	3,000	газ
		ООО "Ростовтеплоэнерго"	73	14,160	газ
41.	Усть-Донецкий муниципальный район	ООО УК "Жилкомсервис"	20	15,780	газ
42.	Цимлянский муниципальный район	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	16	35,397	газ, уголь
		администрация Цимлянского городского поселения	1	-	-
		прочие	14	-	-
43.	Чертковский муниципальный район	ООО "Ростовтеплоэнерго"	28	15,152	газ
44.	Шолоховский муниципальный район	МУП "Теплоэнерго"	15	14,887	газ
		ООО "Ростовтеплоэнерго"	18	6,514	газ, уголь, дизельное топливо

Таблица N 17

N п/п	Компания	Наименование, адрес	Суммарная установленная мощность (гигакалорий в час)	Преимущественный вид топлива
1	2	3	4	5
1.	ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго"	центральная котельная	422,73	газ
2.	ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго"	котельная N 4	150,00	газ
3.	ООО "Группа Мегаполис"	котельная, ул. Ильюшина, 34а	-	-
4.	ООО "Группа Мегаполис"	котельная, ул. Искры, 47а	-	-
5.	ООО "Группа Мегаполис"	котельная, ул. Шишкина, 162	7,30	-

Выработка тепловой энергии

Выработка тепловой энергии на ТЭЦ и котельных приведена в таблице N 18.

Таблица N 18

N п/п	Наименование (тыс. гигакалорий)	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
1	2	3	4	5	6	7	8
	ТЭЦ
1.	Волгодонская ТЭЦ-2 (ООО "Волгодонская тепловая генерация")	933,2	933,2	977,0	986,9	884,6	854,9
2.	Ростовская ТЭЦ-2, РК-3 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	1 533,1	1 790,9	1 872,1	1 968,5	1 816,2	1 815,6
3.	ТЭЦ завода "Ростсельмаш" (ООО "Ростсельмашэнерго")	253,8	236,35	127,1	160,52	153,43	163,03
4.	Шахтинская ГТЭС (ООО "Группа Мегаполис")	152,8	156,8	156,1	162,7	150,1	149,9
	Котельные
5.	Центральная котельная, Котельная N 4 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	1 461,3	1 353,1	1 182,6	1 244,7	1 174,7	1 254,8
6.	Котельные (ООО "Группа Мегаполис")	10,7	5,4	4,3	4,7	3,9	4,3

3.10. Перечень основных потребителей тепловой энергии в Ростовской области

Основные крупные потребители тепловой энергии на территории Ростовской области приведены в таблице N 19.

Таблица N 19

N п/п	Потребитель тепловой энергии	Подключенная тепловая нагрузка (гигакалорий в час)
1	2	3
1.	ООО "Ростовские тепловые сети", всего	2 038,615
1.1.	Потребители с нагрузкой более 3 Гкал/час, итого в том числе:	42,08
1.1.1.	Административное здание, Соколова, 13	5,80
1.1.2.	ТРЦ "РИО", Нагибина, 17	5,87
1.1.3.	Бизнес-центр "Пять морей"	4,69
1.1.4.	МТРЦ "Золотой Вавилон"	8,29
1.1.5.	Завод "Квант"	3,75
1.1.6.	Гостиница "Интурист"	3,51
1.1.7.	Музыкальный театр	3,26
1.1.8.	ОАО "Атомкотломаш"	3,21
1.1.9.	АО "Ростовводоканал"	3,70
1.2.	Потребители с нагрузкой менее 3 Гкал/час, итого в том числе:	1 996,54
1.2.1.	Жилищный фонд	1 484,67
1.2.2.	Бюджетные организации	165,30
1.2.3.	Промышленные и приравненные к ним потребители	281,62
1.2.4.	Прочие	64,95
2.	Потребители, подключенные к Ростовской ТЭЦ-2, всего в том числе:	26,97
2.1.	ООО "ККПД-Инвест"	24,90
2.2	АО "ЛИМАН"	2,07

3.11. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Ростовской области в 2020 году

В таблице N 20 приведены сводные данные по потреблению топлива электростанциями и котельными генерирующих компаний в 2020 году.

Таблица N 20

Наименование	Топливо	2020 год
1	2	3
Электростанции
Волгодонская ТЭЦ-2 (ООО "Волгодонская тепловая генерация")	газ (млн куб. метров)	306,1
	газ (тыс. т у.т.)	358,1
	мазут (тонн)	5972,0
	мазут (тыс. т у.т.)	8353,9
Ростовская ТЭЦ-2, РК-3 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	газ (млн куб. метров)	409,3
	газ (тыс. т у.т.)	478,7
Шахтинская ГТЭС (ООО "Группа Мегаполис")	газ (млн куб. метров)	94,4
	газ (тыс. т у.т.)	110,4
ТЭЦ завода "Ростсельмаш" (ООО "Ростсельмашэнерго")	газ (млн куб. метров)	23,3
	газ (тыс. т у.т.)	27,23
Котельные
Центральная котельная, Котельная N 4 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	газ (млн куб. метров)	202,9
	газ (тыс. т у.т.)	173,6
Котельные (ООО "Группа Мегаполис")	газ, (млн куб. метров)	0,6
	газ (тыс. т у.т.)	0,7

3.12. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 5 лет

Электроемкость ВРП.

Электроемкость ВРП субъекта Российской Федерации (Э) определяется по формуле:

Э = ПЭ / ВРП (кВт·ч/рублей),

где ПЭ - потребление электроэнергии субъектом Российской Федерации, млн киловатт-часов;

ВРП - объем валового регионального продукта, млн рублей.

Электроемкость ВРП - показатель, характеризующий количественный расход электрической энергии, затрачиваемый на единицу валового регионального продукта.

Данные по динамике электроемкости ВРП экономики Ростовской области за последние 5 лет приведены в таблице N 21 (на основании данных органов государственной статистики).

Таблица N 21

Показатель	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
1	2	3	4	5	6
Потребление электроэнергии (млн киловатт-часов)	18 529,800	18 570,500	19 362,700	18 881,900	18 518,900
ВРП (млн рублей)	1 283 748,100	1 352 321,900	1 446 226,600	1 516 568,7 *	**
Электроемкость ВРП (киловатт-часов/ рублей)	0,014	0,014	0,013	0,012	**

_____________________________

^*_{Оценка минэкономразвития области.}

^**_{Данные за 2020 год на 1 марта 2021 г. отсутствуют.}

_____________________________

За последние годы наблюдается тенденция снижения электроемкости валового регионального продукта (ВРП). Это во многом связано с проводимой модернизацией производства на многих предприятиях области, являющихся крупными потребителями энергии, а также с изменением структуры ВРП в сторону преобладания не слишком энергоемких производств, в частности, возрастание роли торговой деятельности на фоне сокращения доли промышленности в ВРП, а также реализацией мероприятий по энергосбережению и повышению энергоэффективности.

Снижение энергоемкости продукции - важное направление экономического развития области. Для этого необходима новая система технических, организационных и экономических мер, направленных на комплексное совершенствование процессов производства и потребления энергии.

Наиболее актуальными с точки зрения повышения энергоэффективности экономики Ростовской области являются следующие задачи:

снижение энергоемкости производства, в том числе за счет внедрения элементов структурной перестройки энергопотребления, связанной с освоением менее энергоемких схем энергообеспечения, вовлечением в энергетический баланс нетрадиционных возобновляемых источников энергии, местных видов топлива, вторичных энергоресурсов;

реализация проектов и программ энергосбережения, энергосберегающих технологий, оборудования, отвечающего мировому уровню, и тому подобное.

Потребление электроэнергии на душу населения.

Потребление электроэнергии на душу населения (ЭД) определяется по формуле:

ЭД = ПЭ / Ч (кВт·ч/человека),

где ПЭ - потребление электроэнергии субъектом Российской Федерации, млн киловатт-часов;

Ч - численность населения субъекта Российской Федерации, млн человек.

Данные по динамике потреблении электроэнергии на душу населения за последние 5 лет приведены в таблице N 22 (на основании данных органов государственной статистики).

Таблица N 22

Показатель	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
1	2	3	4	5	6
Потребление электроэнергии (млн киловатт-часов)	18 529,8	18 570,5	19 362,7	18 881,9	18 518,9
Численность населения (млн. человек)	4,2	4,2	4,2	4,2	4,2
Потребление электроэнергии на душу населения (киловатт-часов/человек)	4 374,4	4 388,8	4 588,3	4 493,6	4 406,8

Для энергосистемы Ростовской области потребление электроэнергии на душу населения в 0,67 раза ниже, чем в целом по территории Российской Федерации. В целом по Российской Федерации данный показатель находится на уровне 6 533 киловатт-часа на человека.

4. Особенности и существующие проблемы функционирования энергосистемы Ростовской области

Анализ отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Ростовской области в периоды зимнего максимума/минимума, летнего максимума в период экстремально высоких температур и летнего максимума/минимума нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца за 2020 год не выявили возможность возникновения ограничений пропускной способности электрических сетей для обеспечения передачи необходимых объемов мощности.

5. Основные направления развития электроэнергетики Ростовской области

5.1. Прогноз потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Ростовской области на 5-летний период

В настоящей работе рассмотрен прогноз потребления электрической энергии и мощности в энергосистеме Ростовской области до 2025 года, сформированный на основании данных долгосрочного прогноза согласно проекту СиПР ЕЭС России 2021 - 2027 и представлен в таблице N 23.

Таблица N 23

Показатель	Единица измерения	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
1	2	3	4	5	6	7
Максимум нагрузки	мегаватт	3 068	3 148	3 167	3 181	3 195
Среднегодовые темпы прироста	процентов	-3,72	2,54	0,6	0,44	0,44
Электропотребление	млн кВт·ч	18 876	19 511	19 654	19 777	19 858
Среднегодовые темпы прироста	процентов	1,93	3,36	0,73	0,63	0,41

Динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии в энергосистеме Ростовской области на 2016 - 2020 годы (факт) и 2021 - 2025 годы (прогноз) представлена на рисунке 10.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рисунок 10.

Перечень основных крупных потребителей.

На территории энергосистемы Ростовской области находятся следующие крупные потребители:

ПАО "ТАГМЕТ". Завод основан в 1896 году. ПАО "ТАГМЕТ" выпускает практически все виды стальных труб. В настоящее время является одним из самых высокотехнологичных трубных заводов в мире. Максимальное потребление мощности составляет порядка 199 МВт.

ОАО "РЖД". Основным видом деятельности является железнодорожная транспортировка. Максимальное потребление мощности составляет порядка 213 МВт.

ОАО "Энергопром - Новочеркасский электродный завод". Крупнейшее предприятие электродной отрасли, специализируется на выпуске высококачественных графитированных электродов. Максимальное потребление мощности составляет порядка 103 МВт.

ООО "Ростовский электрометаллургический заводъ". Металлургический завод, выпускающий высококачественную продукцию по технологии непрерывной разливки стали и сортового проката. Проектная мощность завода составляет 730 тыс. тонн стали и 530 тыс. тонн сортового проката в год. Готовой продукцией является товарная квадратная стальная заготовка для переката и прокат сортовой в виде арматуры для железобетонных изделий и катаной проволоки. Завод расположен в городе Шахты Ростовской области на площади 28 гектаров. Максимальное потребление мощности составляет порядка 92 МВт.

ЗАО "Алкоа Металлург Рус". Занимается производством из алюминия и алюминиевых сплавов: поковки, штамповки, листов, профилей, лент в рулонах, плит и прочего. Максимальное потребление мощности составляет порядка 35 МВт.

ОАО "ПО Водоканал" города Ростов-на-Дону. Основным видом деятельности является очистка воды, водоснабжение жителей города Ростов-на-Дону. Максимальное потребление мощности составляет порядка 28 МВт.

ООО "ПК "НЭВЗ". Новочеркасский электровозостроительный завод - крупнейший российский производитель магистральных и промышленных электровозов. Максимальное потребление мощности составляет порядка 27 МВт.

ООО "Юг Руси - Золотая семечка". Является крупнейшим в России производителем и экспортером бутилированного растительного масла. Максимальное потребление мощности составляет порядка 19 МВт.

ОАО "Новошахтинский завод нефтепродуктов". Основным видом деятельности является переработка нефти и нефтепродуктов. Максимальное потребление мощности составляет порядка 12 МВт.

Филиал ЗАО "АЭМ-технологии" "Атоммаш" в городе Волгодонске. Основным видом деятельности является выпуск оборудования для атомных электростанций. Максимальное потребление мощности составляет 12 МВт.

ОАО "Приволжскнефтепровод", ОАО "Черномортранснефть". Основным видом деятельности является транспортировка нефти по магистральным трубопроводам. Максимальное потребление мощности составляет порядка 37 МВт.

Перечень основных перспективных потребителей.

В энергосистеме Ростовской области до 2025 года в рамках реализации технических условий на технологическое присоединение планируется ввод новых производственных мощностей следующих крупных потребителей:

ООО "Коммунальная энерго-сервисная компания". В рамках реализации технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.05.2012 с изменениями от 06.06.2013, от 20.12.2013, от 19.04.2016 и от 06.06.2017 планируется присоединение многоквартирных жилых домов для военнослужащих. Максимальная мощность энергопринимающих устройств составляет 100 МВт. Для ввода в работу вышеуказанных объектов к 2021 году выполняется сооружение ПС 220 кВ Генеральская с установкой двух автотрансформаторов 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА, сооружение двухцепной ЛЭП 220 кВ Ростовская - Генеральская и расширение РУ 220 кВ ПС 500 кВ Ростовская на две линейные ячейки для присоединения ЛЭП 220 кВ Ростовская - Генеральская;

ООО "Донские Биотехнологии". В рамках реализации технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 12.02.2013 с изменениями от 10.07.2013, от 02.02.2015, от 11.09.2015, от 04.02.2019 в 2021 году планируется присоединение производственного комплекса по глубокой переработке зерна, производства комбикормов, глютена и аминокислот. Максимальная мощность энергопринимающих устройств составляет 35 МВт. Для ввода в работу вышеуказанных объектов выполняется сооружение ПС 220/10 кВ Донбиотех с заходами ВЛ 220 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Волгодонск на ПС 220/10 кВ Донбиотех.

Информация о крупных потребителях, по которым имеются технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям, приведена в таблице N 24.

Таблица N 24

Наименование потребителя	Заявленная мощность (мегаватт)	Год ввода
1	2	3
ООО "Коммунальная энерго-сервисная компания"	100,00	2021
ООО "Донские Биотехнологии"	35,00	2021
ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Зимовники тяговая)	15,00	2021
ООО "ПМТ"	20,00	2021
Министерство строительства, архитектуры и территориального развития Ростовской области	10,60	2021
ПАО "Роствертол" к ПС 110 кВ РСМ	12,00	2021
ПАО "Роствертол" к ПС 110 кВ БТ2	12,00	2022

5.2. Перечень планируемых к строительству или реконструкции, выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Ростовской области мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период

В рамках анализа развития энергосистемы Ростовской области до 2025 года рассмотрены мероприятия по изменению генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации согласно проекту схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы.

В таблице N 25 приведена информация о вводах генерирующих объектов в энергосистеме Ростовской области согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы.

В таблице N 26 приведена информация по объемам вывода из эксплуатации генерирующих объектов в энергосистеме Ростовской области согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы.

В таблице N 27 приведена информация о вводах генерирующих объектов в энергосистеме Ростовской области, не учтенных в проекте СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы. Приведенная станция не учитывается в итоговых таблицах и балансе электрической энергии и мощности, информация приведена справочно.

Таблица N 25

N п/п	Тип турбины	Электростанция	Генерирующая компания	Тип изменения	Мощность (мегаватт)	Год изменения
1	2	3	4	5	6	7
1.	Ветровые агрегаты	Азовская ВЭС (код ГТП GVIE0748)	ООО "Энел Рус Винд Азов"	ввод	90,09	2021
2.	Ветровые агрегаты	Марченковская ВЭС * (ВЭУ1-ВЭУ8) (код ГТП GVIE0569)	АО "ВетроОГК"	ввод	20,00	2021
		Марченковская ВЭС (ВЭУ9-ВЭУ16) (код ГТП GVIE0548)	АО "ВетроОГК"	ввод	20,00	2021
		Марченковская ВЭС (ВЭУ17-ВЭУ24) (код ГТП GVIE0559)	АО "ВетроОГК"	ввод	20,00	2021
		Марченковская ВЭС (ВЭУ25-ВЭУ32) (код ГТП GVIE0553)	АО "ВетроОГК"	ввод	20,00	2021
		Марченковская ВЭС (ВЭУ33-ВЭУ40) (код ГТП GVIE0561)	АО "ВетроОГК"	ввод	20,00	2021
		Марченковская ВЭС (ВЭУ41-ВЭУ48) (код ГТП GVIE0579)	АО "ВетроОГК"	ввод	20,00	2021
3.	Ветровые агрегаты	Казачья ВЭС. Второй этап строительства, ВЭУ N 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24 (код ГТП GVIE0635) **	ООО "Седьмой Ветропарк ФРВ"	ввод	50,00	2021

_____________________________

^*_{Прежнее наименование "Зимовниковская ВЭС".}

^**_{Информация в соответствии с письмом ООО "Ветропарки ФРВ" от 05.02.2020 N СВ47-2020 и техническими условиями на технологическое присоединение энергетических установок ООО "Седьмой Ветропарк ФРВ" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 27.12.2019:}

_{Казачья ВЭС. Второй этап строительства, ВЭУ N 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24 (код ГТП GVIE0635), ввод мощности 50,4 МВт в 2021 году.}

_____________________________

Таблица N 26

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	Тип демонтажа	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	Основание
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Таблица N 27

N п/п	Тип турбины	Электростанция	Генерирующая компания	Тип изменения	Мощность (мегаватт)	Год изменения
1	2	3	4	5	6	7
1.	Ветровые агрегаты	Ильичевская ВЭС (ГТП GVIE1450)	АО "ВетроОГК-2"	ввод	35,0	2023
		Ильичевская ВЭС (ГТП GVIE1448)			40,0	2024
		Ильичевская ВЭС (ГТП GVIE1393)			20,0
		Ильичевская ВЭС (ГТП GVIE1389)			20,0
		Ильичевская ВЭС (ГТП GVIE1396)			22,5
		Ильичевская ВЭС (ГТП GVIE1449)			40,0
		Ильичевская ВЭС (ГТП GVIE1395)			15,0

5.3. Прогноз возможных объемов развития энергетики Ростовской области на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и местных видов топлива

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы, а также в соответствии с официальной информацией об итогах конкурсного отбора проектов возобновляемой энергетики на территории Ростовской области в период до 2025 года планируется ввод 3 ветропарков суммарной установленной мощностью 260,09 МВт. Информация приведена в таблице N 25 и на рисунке 11. Информация, приведенная в данной работе, принята из проекта СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы и может быть скорректирована в дальнейшем при изменении исходного документа.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рисунок 11.

Азовская ВЭС (ООО "Энел Рус Винд Азов") установленной мощностью 90,09 МВт. По результатам выполнения внестадийной работы по титулу "Схема выдачи мощности ветровой электростанции - Азовской ВЭС" определен перечень всех необходимых мероприятий, обеспечивающих выдачу мощности Азовской ВЭС, а именно, строительство ВЛ 110 кВ Азовская ВЭС - А-30, выполнение реконструкции ПС 220 кВ А-30 ПС 220 кВ А-30 с установкой автотрансформатора АТ-1 220/110/10 кВ мощностью 63 МВА и с расширением ОРУ 110 кВ на одну линейную ячейку для присоединения ВЛ 110 кВ Азовская ВЭС - А-30. Также выданы технические условия на технологическое присоединение энергопринимающих устройств и энергетических установок ООО "Энел Рус Винд Азов" (Азовская ВЭС) к сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 30 ноября 2017 г., с изменениями от 12 февраля 2019 г. и от 23 апреля 2020 г.

Марченковская ВЭС 120 МВт. Определен перечень мероприятий по присоединению к электрической сети: строительство ПС 110 кВ Полевая с двумя трансформаторами мощностью 63 и 100 МВА с присоединением ПС отпайкой 1 км от ВЛ 110 кВ Зимовники - Наримановская и отпайкой 1 км от ВЛ 110 кВ Зимовники - НС3. Согласованы технические условия на технологическое присоединение энергетических установок АО "ВетроОГК" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 3 июля 2020 г.

Казачья ВЭС (ВЭУ N 13-24, ООО "Седьмой Ветропарк ФРВ"). Ввод ВЭУ Казачья ВЭС установленной мощностью 50 МВт в рамках второго этапа строительства в 2021 году. Выданы технические условия на технологическое присоединение объектов по производству электрической энергии ООО "Седьмой Ветропарк ФРВ" проект "Казачья ВЭС" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 27 декабря 2019 г. с изменениями от 1 сентября 2020 г., от 16 октября 2020 г., от 4 февраля 2021 г.

5.4. Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности энергосистемы Ростовской области на 5-летний период

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности энергосистемы Ростовской области на период до 2025 года, учитывающие перспективный прогноз потребления электроэнергии (мощности) энергосистемы Ростовской области до 2025 года.

Перспективный прогноз потребления электроэнергии и мощности принят на основании долгосрочного прогноза потребления электроэнергии и мощности согласно проекту схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы.

Также при составлении баланса электроэнергии и мощности учитывается изменение установленной мощности генерирующего оборудования на территории энергосистемы Ростовской области в соответствии с мероприятиями по демонтажу, вводу, модернизации и перемаркировке генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации согласно проекту схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы.

Перспективный баланс электроэнергии приведен в таблице N 28 и на рисунке 12.

Перспективный баланс мощности приведен в таблице N 29 и на рисунке 13.

Таблица N 28

Наименование показателя	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
1	2	3	4	5	6
Электропотребление (млн киловатт - часов)	18 876	19 511	19 654	19 777	19 858
Покрытие (производство электрической энергии) (млн киловатт-часов), в том числе:	40 868,1	40 361,2	40 521,2	40 533,2	40 680,2
АЭС	29 671	28 503,4	28 503,4	28 503,4	28 503,4
ГЭС	507,3	611,0	611,0	611,0	611,0
ТЭС	9 143,0	9 286,0	9 446,0	9 458,0	9 605,0
ВИЭ	1 546,9	1 960,8	1 960,8	1 960,8	1 960,8
Дефицит (-) / избыток (+)	21 992,1	20 850,2	20 867,2	20 756,2	20 822,2

Таблица N 29

Мощность	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
1	2	3	4	5	6
Установленная мощность, мегаватт	7 834,5	7 834,5	7 834,5	7 834,5	7 834,5
АЭС	4 071,9	4 071,9	4 071,9	4 071,9	4 071,9
ГЭС	211,5	211,5	211,5	211,5	211,5
ТЭС	2 944,2	2 944,2	2 944,2	2 944,2	2 944,2
ВИЭ	606,9	606,9	606,9	606,9	606,9
Ограничения мощности, мегаватт	785,0	785,0	785,0	785,0	785,0
АЭС	73,1	73,1	73,1	73,1	73,1
ГЭС	26,0	26,0	26,0	26,0	26,0
ТЭС	79,0	79,0	79,0	79,0	79,0
ВИЭ	606,9	606,9	606,9	606,9	606,9
Располагаемая мощность, мегаватт	7 049,5	7 049,5	7 049,5	7 049,5	7 049,5
АЭС	3 998,8	3 998,8	3 998,8	3 998,8	3 998,8
ГЭС	184,5	184,5	184,5	184,5	184,5
ТЭС	2 865,2	2 865,2	2 865,2	2 865,2	2 865,2
ВИЭ	-	-	-	-	-
Максимум потребления, мегаватт	3 068,0	3 148,0	3 167,0	3 181,0	3 195,0
Дефицит (-) / избыток (+)	3 981,5	3 901,5	3 882,5	3 868,5	3 854,5

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рисунок 12.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рисунок 13.

Перспективный баланс электроэнергии и мощности энергосистемы Ростовской области на период до 2025 года характеризуется как избыточный.

Рост потребления в энергосистеме Ростовской области прогнозируется на протяжении всего рассматриваемого периода. Однако энергосистема Ростовской области остается на протяжении всего периода с 2021 по 2025 год избыточной как по электроэнергии, так и по мощности. Избыток генерации обеспечивает резерв мощности, а также выдается в смежные энергосистемы.

С точки зрения балансовой ситуации сооружение дополнительных источников генерации, помимо предусмотренных схемой и программой развития, не требуется на протяжении всего рассматриваемого периода.

5.5. Прогноз выработки тепловой энергии на территории Ростовской области на 2021 - 2025 годы

Прогноз выработки тепловой энергии на ТЭЦ и котельных приведен в таблице N 30.

Таблица N 30

N п/п	Наименование (тыс. гигакалорий)	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
1	2	3	4	5	6	7
ТЭЦ
1.	Волгодонская ТЭЦ-2 (ООО "Волгодонская тепловая генерация")	891,393	891,393	891,393	891,393	891,393
2.	Ростовская ТЭЦ-2, РК-3 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	1 880,552	1 880,552	1 880,552	2 091,280	2 133,420
3.	ТЭЦ завода "Ростсельмаш" (ООО "Ростсельмашэнерго")	163,000	163,000	163,000	163,000	163,000
4.	Шахтинская ГТЭС (ООО "Группа Мегаполис")	154,209	154,209	154,209	154,209	154,209
Котельные
5.	Центральная котельная, Котельная N 4 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	1 167,657	1 167,657	1 167,657	1 338,808	1 354,4
6.	Котельные (ООО "Группа Мегаполис")	4,679	4,679	4,679	4,679	4,679

5.6. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Ростовской области на 2021 - 2025 годы

В соответствии с Федеральным законом Российской Федерации от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении" в муниципальных образованиях разработано 74 схемы теплоснабжения (таблица N 31).

Таблица N 31

N п/п	Наименование муниципального образования	Реквизиты приказа/распоряжения, которым утверждена схема теплоснабжения	Срок реализации
1	2	3	4
1.	город Ростов-на-Дону	приказ Минэнерго России от 19.10.2020 N 914 "Об утверждении актуализированной схемы теплоснабжения города Ростова-на-Дону до 2034 года" (актуализация на 2021 год)	с 2020 по 2034 год
2.	город Азов	постановление администрации города Азова от 26.08.2020 N 928 "Об утверждении актуализации схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Азов" до 2035 года"	с 2020 по 2035 год
3.	город Батайск	постановление администрации города Батайска от 08.02.2016 N 220 "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Батайск" Ростовской области на период с 2015 по 2029 год"; постановление администрации города Батайска от 16.08.2017 N 1360 "Об утверждении схемы теплоснабжения города Батайска"	с 2015 по 2029 год
4.	город Волгодонск	постановление администрации города Волгодонска от 19.11.2014 N 4055 "Об утверждении схемы теплоснабжения города Волгодонска на период 2015 - 2029 годов"; постановление администрации города Волгодонска от 06.03.2015 N 1028 "О внесении изменений в приложение к постановлению Администрации города Волгодонска от 19.11.2014 N 4055 "Об утверждении схемы теплоснабжения города Волгодонска на период 2015 - 2029 годов"; постановление администрации города Волгодонска от 08.07.2016 N 1781 "Об утверждении схемы теплоснабжения города Волгодонска на период 2015 - 2029 годов (актуализация 2016 год)"	с 2015 по 2029 год
5.	город Гуково	постановление администрации города Гуково от 21.11.2013 N 1936 "Об утверждении схем теплоснабжения МО "Город Гуково"; постановление администрации города Гуково от 25.04.2016 N 491 "Об утверждении схем теплоснабжения МО "Город Гуково"; постановление Администрации города Гуково от 02.08.2016 г. N 994 "Об утверждении схемы теплоснабжения МО "Гуково"	с 2016 по 2025 год
6.	город Донецк	постановление администрации города Донецка от 20.09.2016 N 1077 "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Донецк"	с 2016 по 2031 год
7.	город Зверево	постановление администрации города Зверево от 25.03.2016 N 254 "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Зверево"	с 2016 по 2039 год
8.	город Каменск-Шахтинский	постановление администрации города Каменск-Шахтинский от 02.10.2019 N 1009 об утверждении схемы "Актуализация схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Каменск-Шахтинский" Ростовской области на 2020 - 2024 гг."	с 2019 по 2024 год
9.	город Новочеркасск	постановление администрации города Новочеркасска от 13.04.2016 N 649 "Об утверждении актуализированной схемы теплоснабжения города Новочеркасска на период до 2028 года"	с 2016 по 2028 год
10.	город Новошахтинск	постановление администрации города от 19.03.2014 N 310 "Об утверждении схемы теплоснабжения города Новошахтинска"; постановление администрации города Новошахтинска от 21.04.2016 N 322 "Об утверждении проекта актуализации "Схемы теплоснабжения города Новошахтинска Ростовской области на период до 2031 года (актуализация на 2017 год)"; постановлением администрации города от 12.05.2017 N 412 утвержден проект актуализации "Схемы теплоснабжения города Новошахтинска Ростовской области на период 2017 - 2032 гг. (актуализация на 2018 год)"	с 2017 по 2032 год
11.	город Таганрог	постановление администрации города Таганрога от 21.01.2014 N 129 "Об актуализации "Схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Таганрог" на 2012 - 2026 годы", утвержденной постановлением администрации города Таганрога от 26.12.2011 N 4921"; постановление администрации города Таганрога от 06.12.2017 N 2158 "О внесении изменений в постановление администрации города Таганрога от 15.06.2017 N 864. Постановление администрации города Таганрога от 15.06.2017 N 864 "Об утверждении "Схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Таганрог" на период до 2029 года"	с 2017 по 2029 год
12.	город Шахты	постановление администрации города Шахты от 11.11.2014 N 7067 "Об утверждении "Схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Шахты" на период до 2028 года"; постановление администрации города Шахты от 14.04.2017 N 2028 "Об актуализации на 2018 год Схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Шахты" на период до 2028 года, в части актуализации глав 4, 5, 6, 7, 8, 10"	с 2014 по 2029 год
13.	Азовский район	постановление администрации Кулешовского сельского поселения от 19.08.2014 N 120 "Об утверждении схемы теплоснабжения Кулешовского сельского поселения Азовского района Ростовской области на период с 2014 до 2028 года"; постановление администрации Кулешовского сельского поселения от 10.04.2017 N 47 "Об актуализации схемы теплоснабжения Кулешовского сельского поселения Азовского района Ростовской области на период с 2014 до 2028 года"	с 2015 по 2028 год
14.	Аксайский район	постановление администрации Аксайского городского поселения от 19.03.2015 N 218 "Об утверждении схемы Аксайского городского поселения"; постановление администрации Аксайского городского поселения от 31.03.2017 N 272 "Об утверждении схемы Аксайского городского поселения".	с 2015 по 2030 год
15.		постановление администрации Большелогского сельского поселения от 29.12.2016 N 471 "Об утверждении схемы теплоснабжения Большелогского сельского поселения Аксайского района Ростовской области до 2030 года. Актуализация на 2017 год"; постановление администрации Большелогского сельского поселения от 20.10.2017 N 522 "Об утверждении схемы теплоснабжения Большелогского сельского поселения"	с 2017 по 2030 год
16.		распоряжение администрации Рассветовского сельского поселения от 23.10.2014 N 123 "Об утверждении схемы теплоснабжения п. Рассвет Аксайского района Ростовской области до 2028 года"	с 2014 по 2028 год
17.		постановление администрации Истоминского сельского поселения от 31.12.2014 N 321 "Об утверждении схемы теплоснабжения Истоминского сельского поселения"	с 2014 по 2029 год
18.	Белокалитвинский район	постановление администрации Белокалитвинского городского поселения от 28.11.2013 N 251 "Об утверждении схемы теплоснабжения Белокалитвинского городского поселения"; постановление администрации Белокалитвинского городского поселения от 31.03.2016 N 114 "О внесении изменений в постановление администрации Белокалитвинского городского поселения от 28 ноября 2013 N 251"; постановление администрации Белокалитвинского городского поселения от 01.03.2017 N 83 "Об утверждении схемы теплоснабжения Белокалитвинского городского поселения"; постановление администрации Белокалитвинского городского поселения от 26.02.2019 N 83 "О внесении изменений в постановление администрации Белокалитвинского городского поселения от 28 ноября 2013 N 251"	с 2013 по 2028 год
19.		постановление администрации Богураевского сельского поселения от 14.11.2014 N 117 "Об утверждении схемы теплоснабжения Богураевского сельского поселения"; постановление администрации Богураевского сельского поселения от 28.09.2015 N 99 "Об утверждении схемы теплоснабжения Богураевского сельского поселения"; постановление администрации Богураевского сельского поселения от 01.03.2017 N 38 "Об утверждении схемы теплоснабжения Богураевского сельского поселения"	с 2014 по 2029 год
20.		постановление администрации Горняцкого сельского поселения от 25.11.2013 N 237 "Об утверждении схемы теплоснабжения Горняцкого сельского поселения"; постановление администрации Горняцкого сельского поселения от 09.06.2014 N 94 "Об утверждении схемы теплоснабжения Горняцкого сельского поселения"; постановление администрации Горняцкого сельского поселения от 31.10.2014 N 200 "О внесении изменений в постановление администрации Горняцкого сельского поселения от 09.06.2014 N 94"; постановление администрации Горняцкого сельского поселения от 25.03.2016 N 112 "О внесении изменений в постановление администрации Горняцкого сельского поселения от 09.06.2014 N 94" постановление администрации Горняцкого сельского поселения от 12.04.2017 N 60 "О внесении изменений в постановление администрации Горняцкого сельского поселения от 09.06.2014 N 94"	с 2014 по 2030 год
21.		постановление администрации Грушево-Дубовского сельского поселения от 01.12.2014 N 65 "Об утверждении "Схемы теплоснабжения Грушево-Дубовского сельского поселения Белокалитвинского района Ростовской области"; постановление администрации Грушево-Дубовского сельского поселения от 04.03.2016 N 23 "Об утверждении схемы теплоснабжения Грушево-Дубовского сельского поселения"	с 2014 по 2020 год
22.		постановление администрации Коксовского сельского поселения от 13.10.2014 N 134 "Об утверждении схемы теплоснабжения Коксовского сельского поселения"; постановление администрации Коксовского сельского поселения от 29.02.2016 N 27 "О внесении изменения в схему теплоснабжения МО "Коксовское сельское поселение"	с 2014 по 2029 год
23.		решение Собрания Депутатов муниципального образования "Литвиновское сельское поселение" от 17.11.2014 N 62 "Об утверждении схемы теплоснабжения Литвиновского сельского поселения"	с 2014 по 2029 год
24.		постановление администрации Нижнепоповского сельского поселения от 10.11.2014 N 84 "Об утверждении схемы теплоснабжения Нижнепоповского сельского поселения"; постановление администрации Нижнепоповского сельского поселения от 03.03.2017 N 48 "О внесении изменений в постановление администрации Нижнепоповского сельского поселения от 10.11.2014 N 84 "Об утверждении схемы теплоснабжения Нижнепоповского сельского поселения"	с 2014 по 2029 год
25.		постановление администрации Синегорского сельского поселения от 23.05.2014 N 75 "Об утверждении схемы теплоснабжения Синегорского сельского поселения"; постановление администрации Синегорского сельского поселения от 27.11.2014 N 211 "О внесении изменений в постановление администрации Синегорского сельского поселения от 23 мая 2014 N 75"; постановление администрации Синегорского сельского поселения от 20.11.2015 N 246 "О внесении изменений в постановление администрации Синегорского сельского поселения от 23 мая 2014 N 75"; постановление администрации Синегорского сельского поселения от 31.05.2016 N 118 "О внесении изменений в постановление администрации Синегорского сельского поселения от 23 мая 2014 N 75"	с 2014 по 2029 год
26.		постановление администрации Шолоховского городского поселения от 20.05.2014 N 95 "Об утверждении схемы теплоснабжения Шолоховского городского поселения"; постановление администрации Шолоховского городского поселения от 23.10.2014 N 186 "О внесении изменений в постановление от 20.05.2014 N 95 "Об утверждении схемы теплоснабжения Шолоховского городского поселения"; постановление администрации Шолоховского городского поселения от 15.03.2016 N 64 "О внесении изменений в постановление от 20.05.2014 N 95 "Об утверждении схемы теплоснабжения Шолоховского городского поселения"; постановление администрации Шолоховского городского поселения от 25.03.2019 N 58 "О внесении изменений в постановление от 20.05.2014 N 95 "Об утверждении схемы теплоснабжения Шолоховского городского поселения"	с 2016 по 2020 год
27.	Заветинский район	постановление администрации Заветинского сельского поселения от 24.03.2017 N 39 "Об утверждении Схемы теплоснабжения МО "Заветинское сельское поселение" на период до 2031 года"	с 2016 по 2031 год
28.	Зерноградский район	постановление администрации Зерноградского городского поселения от 16.11.2011 N 1034 "Об утверждении схемы теплоснабжения Зерноградского городского поселения"; постановление Администрации Зерноградского городского поселения от 18.10.2016 N 1136 "Об актуализации схемы теплоснабжения Зерноградского городского поселения"	с 2016 по 2031 год
29.		постановление администрации Манычского сельского поселения от 04.09.2012 N 96 "Об утверждении схемы теплоснабжения Манычского сельского поселения"	с 2012 по 2027 год
30.	Каменский район	постановление администрации Астаховского сельского поселения от 08.04.2013 N 20 "Об утверждении схемы теплоснабжения Астаховского сельского поселения"; постановление от 29 декабря 2017 N 90 "О внесении изменений в постановление администрации Астаховского сельского поселения от 08 апреля 2013 N 20 "Об утверждении схемы теплоснабжения Астаховского сельского поселения"	с 2013 по 2028 год
31.		постановление Богдановского сельского поселения от 20.11.2013 N 101 "Об утверждении схемы теплоснабжения Богдановского сельского поселения"	с 2013 по 2028 год
32.		постановление Глубокинского городского поселения от 31.12.2013 N 256 "Об утверждении схем водоснабжения, водоотведения и теплоснабжения Глубокинского городского поселения"	с 2013 по 2028 год
33.		постановление администрации Старостаничного сельского поселения 17.02.2016 N 18/1 "Об утверждении схемы теплоснабжения Старостаничного сельского поселения"	с 2016 по 2031 год
34.	Красносулинский район	постановление администрации Красносулинского городского поселения от 21.02.2013 N 89 "Об утверждении "Схемы теплоснабжения муниципального образования "Красносулинское городское поселение"	с 2013 по 2029 год
35.		постановление от 19.09.2015 N 98/1 "Об утверждении схемы теплоснабжения Ковалевского сельского поселения"	2014 - 2018 годы и на период до 2029 года
36.		постановление от 15.07.2015 N 101/1 "Об утверждении схемы теплоснабжения Комиссаровского сельского поселения"	2015 - 2019 годы и на период до 2030 года
37.		постановление от 29.06.2012 N 38 "Об утверждении схемы теплоснабжения Углеродовского сельского поселения"	с 2012 по 2027 год
38.		постановление от 11.03.2015 N 41 "Об утверждении схемы теплоснабжения Михайловского сельского поселения"	с 2015 по 2029 год
39.	Матвеево-Курганский район	постановление администрации Алексеевского сельского поселения от 07.06.2015 N 159 "Об утверждении схем теплоснабжения Алексеевского сельского поселения"	с 2015 по 2030 год
40.		постановление администрации Анастасиевского сельского поселения от 24.11.2015 N 210 "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального образования "Анастасиевское сельское поселение" на период до 2030 года	с 2015 по 2030 год
41.		постановление администрации Большекирсановского сельского поселения от 26.06.2015 N 55 "Об утверждении схемы теплоснабжения Большекирсановского сельского поселения Матвеево-Курганского района Ростовской области"	с 2015 по 2030 год
42.		постановление администрации Екатериновского сельского поселения от 02.12.2016 N 261 "Об утверждении схемы теплоснабжения Екатериновского сельского поселения Матвеево-Курганского района Ростовской области до 2030 года"	с 2016 по 2030 год
43.		постановление администрации Малокирсановского сельского поселения от 15.12.2015 N 342 "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального образования "Малокирсановское сельское поселение" на период до 2030 года"	с 2015 по 2030 год
44.		постановление администрации Матвеево-Курганского сельского поселения от 11.06.2015 N 185 "Об утверждении схемы теплоснабжения Матвеево-Курганского сельского поселения"	с 2015 по 2030 год
45.		постановление администрации Новониколаевского сельского поселения от 14.12.2015 N 233 "Об утверждении схемы теплоснабжения на территории Новониколаевского сельского поселения до 2030 года"	с 2015 по 2030 год
46.		постановление администрации Ряженского сельского поселения от 15.12.2015 N 306 "Об утверждении схем теплоснабжения Ряженского сельского поселения"	с 2015 по 2030 год
47.	Миллеровский район	постановление администрации Миллеровского городского поселения от 12.09.2013 N 258-А "Об утверждении схемы теплоснабжения Миллеровского городского поселения"	с 2013 по 2028 год
48.	Морозовский район	постановление Морозовского городского поселения от 31.07.2012 N 312 "Об утверждении схемы теплоснабжения Морозовского городского поселения"; постановление Морозовского городского поселения от 17.12.2014 г. N 330 "О внесении изменений в постановление администрации Морозовского городского поселения от 31.07.2012 N 312"	с 2012 по 2022 год
49.	Обливский район	постановление администрации Обливского сельского поселения N 272 от 15.08.2014 "Об утверждении схемы теплоснабжения Обливского сельского поселения"	с 2014 по 2029 год
50.	Октябрьский район	постановление администрации Кривянского сельского поселения от 22.08.2013 N 173 "Об утверждении схемы теплоснабжения Кривянского сельского поселения"	с 2013 по 2028 год
51.		постановление администрации Персиановского сельского поселения от 03.12.2013 N 263 "Об утверждении схемы теплоснабжения Персиановского сельского поселения"	с 2013 по 2027 год
52.		постановление администрации Каменоломненского городского поселения от 03.12.2013 N 443 "Об утверждении схем теплоснабжения, водоснабжения и водоотведения Каменоломненского городского поселения"	с 2013 по 2027 год
53.	Песчанокопский район	постановление администрации Развильненского сельского поселения от 29.06.2017 N 74 "Об утверждении схемы теплоснабжения Развильненского сельского поселения"	с 2017 по 2032 год
54.	Пролетарский район	постановление администрации Пролетарского городского поселения от 18.03.2013 N 69 "Об утверждении схемы теплоснабжения Пролетарского городского поселения Пролетарского района по Ростовской области"	с 2013 по 2028 год
55.	Родионово-Несветайский район	постановление администрации Родионово-Несветайского сельского поселения от 29.10.2014 N 282/1 "Об утверждении схемы теплоснабжения Родионово-Несветайского сельского поселения". Решение Собрания депутатов Родионово-Несветайского района от 10.04.2017 N 134 "Об утверждении схемы теплоснабжения Родионово-Несветайского сельского поселения"	с 2014 по 2029 год
56.		постановление администрации Барило-Крепинского сельского поселения от 05.12.2014 N 143 "Об утверждении схемы теплоснабжения Барило-Крепинского сельского поселения"; решение Собрания депутатов Родионово-Несветайского района от 10.04.2017 N 129 "Об утверждении схемы теплоснабжения Барило-Крепинского сельского поселения"	с 2014 по 2030 год
57.		постановление администрации Болдыревского сельского поселение поселения от 30.06.2014 N 95 "Об утверждении схемы теплоснабжения и топливно-энергетического баланса Болдыревского сельского поселения"; решение Собрания депутатов Родионово-Несветайского района от 10.04.2017 N 130 "Об утверждении схемы теплоснабжения Болдыревского сельского поселение"	с 2014 по 2032 год
58.		постановление администрации Большекрепинского сельского поселения от 11.06.2014 N 74 "Об утверждении схемы теплоснабжения и топливно-энергетического баланса муниципального образования "Большекрепинское сельское поселение" Родионово-Несветайского района Ростовской области"; решение Собрания депутатов Родионово-Несветайского района от 10.04.2017 N 131 "Об утверждении схемы теплоснабжения Большекрепинского сельского поселения"	с 2014 по 2029 год
59.		решение Собрания депутатов Кутейниковского сельского поселения от 27.03.2015 N 82 "Об утверждении схемы теплоснабжения Кутейниковского сельского поселения"; решение Собрания депутатов Родионово-Несветайского района от 10.04.2017 N 133 "Об утверждении схемы теплоснабжения Кутейниковского сельского поселения" до 2030 года	с 2015 по 2030 год
60.	Сальский район	постановление администрации Сальского района от 21.10.2013 N 1074 "Об утверждении схемы теплоснабжения Сальского городского поселения"; постановление администрации Сальского городского поселения от 31.03.2016 N 185 "Об актуализации схемы теплоснабжения муниципального образования "Сальское городское поселение" Сальского района Ростовской области"; постановление администрации Сальского городского поселения от 14.04.2017 N 272 "Об актуализации схемы теплоснабжения муниципального образования "Сальское городского поселение" Сальского района Ростовской области"	с 2016 по 2028 год
61.		решение Собрания депутатов Буденновского сельского поселения от 30.06.2015 N 111 "Об утверждении схемы теплоснабжения Буденновского сельского поселения Сальского района"; решение Собрания депутатов Буденновского сельского поселения от 25.08.2016 N 193 "Об утверждении схемы теплоснабжения Буденновского сельского поселения Сальского района на 2016 - 2030 годы"	с 2016 по 2030 год
62.		решение Собрания депутатов Гигантовского сельского поселения Сальского района от 30.03.2016 N 181 "Об утверждении схемы теплоснабжения Гигантовского сельского поселения"	с 2016 по 2030 год
63.		решение Собрания депутатов Новоегорлыкского сельского поселения от 30.08.2016 N 174 "Об утверждении схемы теплоснабжения Новоегорлыкского сельского поселения Сальского района"	с 2016 по 2031 год
64.		решение Собрания депутатов Сандатовского сельского поселения от 25.08.2016 N 192 "Об утверждении схемы теплоснабжения Сандатовского сельского поселения Сальского района"	с 2016 по 2031 год
65.	Семикаракорский район	постановление от 14.07.2014 N 248 "Об утверждении схемы теплоснабжения"	с 2014 по 2028 год
66.	Тацинский район	постановление администрации Углегорского сельского поселения Тацинского района от 20.11.2015 N 115 "Об утверждении схемы теплоснабжения Углегорского сельского поселения"	с 2015 по 2030 год
67.	Усть-Донецкий район	постановление администрации Усть-Донецкого района от 28.10.2013 N 1143 "Об утверждении схемы теплоснабжения Усть-Донецкого района"	с 2013 по 2028 год
68.	Целинский район	постановление администрации Целинского сельского поселения от 09.06.2012 N 117 "Об утверждении схем теплоснабжения Целинского сельского поселения на 2012 год"	с 2012 по 2030 год
69.		постановление администрации Среднеегорлыкского сельского поселения от 28.04.2015 N 71 "Об утверждении Схемы теплоснабжения Среднеегорлыкского сельского поселения Целинского района Ростовской области"	с 2015 по 2030 год
70.	Цимлянский район	постановление администрации Цимлянского городского поселения от 04.02.2015 N 24 "Об утверждении схемы теплоснабжения Цимлянского городского поселения на 2014 - 2029 годы"	с 2014 по 2029 год
71.		постановление администрации Краснояровского сельского поселения Цимлянского района от 28.11.2014 N 78 "Об утверждении схемы теплоснабжения на территории Красноярского сельского поселения"	с 2014 по 2029 год
72.		постановление администрации Саркеловского сельского поселения от 21.12.2015 N 163 "Об утверждении схем теплоснабжения и определении гарантирующей организации в сфере централизованного теплоснабжения на территории Саркеловского сельского поселения"	с 2015 по 2030 год
73.	Чертковский район	постановление администрации Сохрановского сельского поселения от 27.07.2016 N 117/1 "Об утверждении схемы теплоснабжения Сохрановского сельского поселения"	с 2016 по 2031 год
74.	Шолоховский район	постановление администрации Вешенского сельского поселения Шолоховского района 28.01.2013 N 28 "Об утверждении схемы теплоснабжения Вешенского сельского поселения Шолоховского района Ростовский области"; постановление администрации Вешенского сельского поселения Шолоховского района 29.12.2014 N 359 "Об утверждении схемы теплоснабжения Вешенского сельского поселения Шолоховского района Ростовский области"	с 2014 по 2029 год

5.7. Мероприятия по использованию газопоршневых ТЭЦ с когенерацией и других источников энергии, мероприятия по энергоэффективности и энергосбережению на территории Ростовской области

Предложения по переводу действующих котельных на режим работы с когенерацией, в том числе с использованием газопоршневых энергоустановок отсутствуют.

5.8. Потребность электростанций генерирующих компаний в топливе

В таблице N 32 приведены данные о перспективном потреблении топлива генерирующими компаниями, действующими на территории Ростовской области.

Таблица N 32

Наименование	Топливо	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
1	2	3	4	5	6	7
Электростанции
Волгодонская ТЭЦ-2 (ООО "Волгодонская тепловая генерация")	газ (млн куб. метров)	363,423	363,423	363,423	363,423	363,423
	газ (тыс. т у.т.)	422,609	422,609	422,609	422,609	422,609
Ростовская ТЭЦ-2, РК-3 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	газ (млн куб. метров)	394,784	394,984	394,984	423,510	428,925
	газ (тыс. т у.т.)	459,924	460,156	460,156	493,259	499,575
Шахтинская ГТЭС (ООО "Группа Мегаполис")	газ (млн куб. метров)	112,767	112,767	112,767	112,767	112,767
	газ (тыс. т у.т.)	127,312	127,312	127,312	127,312	127,312
ТЭЦ завода "Ростсельмаш" (ООО "Ростсельмашэнерго")	газ (млн куб. метров)	23,000	23,000	23,000	23,000	23,000
	газ (тыс. т у.т.)	27,000	27,000	27,000	27,000	27,000
Котельные
Центральная котельная, Котельная N 4 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	газ (млн куб. метров)	165,074	165,074	165,074	188,574	190,667
	газ (тыс. т у.т.)	191,981	191,981	191,981	219,319	221,754
Котельные (ООО "Группа Мегаполис")	газ (млн куб. метров)	1,458	1,458	1,458	1,458	1,458
	газ (тыс. т у.т.)	1,646	1,646	1,646	1,646	1,646

5.9. Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей

Мероприятия по развитию электрических сетей 110 кВ и выше на территории Ростовской области сформированы на основании:

проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы;

утвержденных технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств;

результатов расчетов электроэнергетических режимов;

предложений филиала АО "СО ЕЭС" Ростовское РДУ.

Мероприятия по развитию электрических сетей 110 кВ и выше на территории Ростовской области приведены в таблице N 33.

Таблица N 33

N п/п	Электросетевой объект	Параметры объекта		Год ввода	Основание для мероприятия
		километров	мегавольт-ампер
1	2	3	4	5	6
1.	Строительство ВЛ 220 кВ Ростовская - Генеральская I и II цепь ориентировочной протяженностью 32 км (2 х 16 км)	2 х 16 км	-	2021	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Коммунальная энерго-сервисная компания". Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Коммунальная энерго-сервисная компания" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27 июня 2012 г. с изменениями от 19 апреля 2016 г., от 6 июня 2017 г., от 30 июня 2020 г.
	Строительство ПС 220 кВ Генеральская трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА)	-	2 х 125 МВА	2021
2.	Строительство ПС 220 кВ Донбиотех трансформаторной мощностью 80 МВА (2 х 40 МВА)	-	2 х 40 МВА	2021	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Донские биотехнологии". Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Донские биотехнологии" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 12.02.2013 с изменениями от 10.07.2013, от 02.02.2015, от 11.09.2015, от 05.02.2019, от 01.07.2019, от 27.11.2020
3.	Строительство заходов ВЛ 110 кВ Зимовники тяговая - Двойная тяговая на ПС 220 кВ Зимовники с образованием двух новых ВЛ 110 кВ Зимовники - Зимовники тяговая N 2 и ВЛ 110 кВ Зимовники - Двойная тяговая. Расширение ПС 220 кВ Зимовники на две линейные ячейки 110 кВ	2 х 2,3 км	-	2021	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД". Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 16.08.2017 с изменениями от 29.05.2019
4.	Реконструкция ПС 110 кВ Зимовники тяговая с выполнением замены трансформаторов 2 х 25 МВА на 2 х 40 МВА	-	2 х 40 МВА	2021
5.	Реконструкция ПС 110 кВ БТ2 с выполнением замены трансформаторов Т1 и Т2 мощностью 2 х 25 МВА на трансформаторы мощностью 2 х 40 МВА	-	2 х 40 МВА	2021 *	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "Роствертол". Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ПАО "Роствертол" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 28.10.2015 с изменениями от 30.10.2017 и от 21.05.2020
6.	Реконструкция ПС 110 кВ БГ2 с заменой трансформатора мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА (увеличение трансформаторной мощности на 3,7 МВА)	-	1 х 10 МВА	2023	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ФБУ "Администрация Азово-Донского бассейна внутренних водных путей" в соответствии с утвержденными ТУ на ТП энергопринимающих устройств ФБУ "Администрация Азово-Донского бассейна внутренних водных путей" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 24.07.2017
7.	Реконструкция ПС 110 кВ ГП с увеличением трансформаторной мощности до 25 + 20 МВА	-	1 x 25 МВА	2022	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Шахтинский полиэфирный завод". ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Шахтинский полиэфирный завод" к электрическим сетям АО "Донэнерго" от 21.07.2020 (договор ТП от 21.07.2020 N 144/20/ШМЭС/ШРЭС) и ТУ на ТП объектов АО "Донэнерго" к сетям ПАО "Россети Юг", утвержденные 30.10.2020
8.	Реконструкция ПС 220 кВ Р-4 со строительством двух линейных ячеек в ОРУ-110 кВ	-	-	2021	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств министерства строительства, архитектуры, и территориального развития Ростовской области. Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств АО "Донэнерго" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 15.03.2019
9.	Строительство ПС 110 кВ Минстрой с установкой двух трансформаторов напряжением 110/10 кВ и мощностью 16 МВА каждый	-	2 х 16 МВА
10.	Строительство двух ЛЭП 110 кВ Р-4 - Минстрой (КЛ, 1 x 300)	2 х 12,7 км	-
11.	Реконструкция ПС 220 кВ Донецкая со строительством одной линейной ячейки в ОРУ-110 кВ	-	-	2021	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "ПМТ". Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "ПМТ" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 19.04.2019 с изменениями от 17.12.2018
12.	Строительство ПС 110 кВ ПМТ с установкой одного трансформатора 110/10 кВ мощностью 63 МВА		1 х 63 МВА
13.	Строительство одной ЛЭП 110 кВ Донецкая - ПМТ	определить проектом	-
14.	Строительство ПС 110/6 кВ Заявителя (ПАО "Роствертол") с двумя трансформаторами по 16 МВА	-	2 х 16 МВА	2021	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "Роствертол". Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ПАО "Роствертол" к электрическим сетям ООО "Ростсельмашэнерго" от 26.04.2016 с изменениями от 29.04.2019
15.	Строительство ЛЭП 110 кВ отпайками до ПС 110/6 кВ Заявителя от ВЛ 110 кВ ГПП-1 - ГПП-2 I цепь с отпайкой на ПС ГПП-3 (опора N 14) и от ВЛ 110 кВ ГПП-1 - ГПП-2 II цепь с отпайкой на ПС ГПП-3 (опора N 14)	определить проектом	-
16.	Строительство ПС 110 кВ Полевая с двумя трансформаторами 63 МВА и 100 МВА **	-	63 МВА 100 МВА	2021	обеспечение выдачи мощности Марченковской ВЭС. Согласованные ТУ на ТП энергетических установок АО "ВетроОГК" Марченковская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 03.07.2020
	Строительство ЛЭП 110 кВ с присоединением отпайкой от ВЛ 110 кВ Зимовники - Наримановская до ПС 110 кВ Полевая **	0,15 км	-
	Строительство ЛЭП 110 кВ с присоединением отпайкой от ВЛ 110 кВ Зимовники - НС3 до ПС 110 кВ Полевая **	0,15 км	-
Мероприятия, рекомендуемые к выполнению на основании расчета и анализа перспективных электрических режимов, технического состояния
17.	Реконструкция ПС 110 кВ АС1 с увеличением трансформаторной мощности до 2 х 16 МВА	-	2 x 16 МВА	2021	устранение недопустимой перегрузки в послеаварийном режиме
18.	Реконструкция ПС 110 кВ АС12 с увеличением трансформаторной мощности до 2 х 10 МВА	-	2 x 10 МВА	2021	устранение недопустимой перегрузки в послеаварийном режиме
19.	Реконструкция ПС 110 кВ Т1 с увеличением трансформаторной мощности до 40 + 25 МВА	-	1 x 25 МВА	2021	устранение недопустимой перегрузки в послеаварийном режиме
20.	Реконструкция ПС 110 кВ Чалтырь-2 с увеличением трансформаторной мощности до 2 х 25 МВА	-	1 x 25 МВА	2021	устранение недопустимой перегрузки в послеаварийном режиме
21.	Строительство ПС 110/35/6 кВ Шлюзовая с переводом питания потребителей ПС 35/6 кВ Шлюзовая на напряжение 110/35/6 кВ, переводом питания потребителей ПС 110/35/6 кВ Центральная на новую ПС, строительством заходов ВЛ 110 кВ, ВЛ 35 кВ и ВЛ 6 кВ на новую ПС. Реконструкция ВЛ 35 кВ Шлюзовая - Романовская (с увеличением трансформаторной мощности на 32 МВА по классу напряжения 110; протяженность 26,54 км)	-	2 x 16 МВА	2024	устранение недопустимой перегрузки Т-2 ПС 110 кВ Центральная в послеаварийном режиме. Техническое состояние существующего оборудования на ПС 110/35/6 кВ Центральная и ПС 35/6 кВ Шлюзовая

_____________________________

^*_{Реконструкция ПС 110 кВ БТ2 с выполнением замены трансформаторов Т1 и Т2 мощностью 2 х 25 МВА на трансформаторы мощностью 2 х 40 МВА в 2021 году производится при условии реализации мероприятий ПАО "Роствертол" в соответствии с утвержденными ТУ на ТП в указанные сроки.}

^**_{Мероприятия выполняются в рамках титула "Строительство ПС 110/35 кВ Полевая с двумя трансформаторами мощностью 63 МВА и 100 МВА соответственно и двух отпаечных ВЛ 110 кВ от опоры N 55 ВЛ 110 кВ Зимовники - НС3 и ВЛ 110 кВ Зимовники - Наримановская" (ориентировочная протяженность ВЛ - 0,15 км, ориентировочная мощность - 163 МВА).}

_____________________________

5.10. Расчеты электроэнергетических режимов основной электрической сети 110 киловольт и выше Ростовской области на 2021 - 2025 годы

Расчеты электроэнергетических режимов энергосистемы Ростовской области для отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети при нормативных возмущениях в электрической сети 110 - 500 кВ ЭС Ростовской области выполнены для нормальной и основных ремонтных схем на 2021 - 2025 годы с использованием программного комплекса "RastrWin".

В соответствии с ГОСТ Р 58670-2019 расчеты электроэнергетических режимов выполнены для следующих режимно-балансовых и температурных условий:

период зимних максимальных и минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 равной минус 19 градусов Цельсия (пункт А ГОСТ Р 58670-2019);

период зимних максимальных и минимальных нагрузок при расчетной температуре наружного воздуха согласно Приложению А ГОСТ Р 58670-2019 равной плюс 10 градусов Цельсия (пункт Б ГОСТ Р 58670-2019);

период летних максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха теплого периода с обеспеченностью 0,98 равной плюс 30 градусов Цельсия (пункт В ГОСТ Р 58670-2019);

период летних максимальных и минимальных нагрузок при среднемесячной температуре наружного воздуха наиболее теплого летнего месяца равной плюс 23 градуса Цельсия (пункт Г ГОСТ Р 58670-2019);

период паводка при температуре наружного воздуха плюс 14 градусов Цельсия (далее - пункт Д).

Нормативные возмущения определены согласно требованиям к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методическими указаниями по устойчивости энергосистем", утвержденными приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630 ¹.

В качестве исходной информации при проведении анализа режимов работы схемы электрической сети 110 кВ и выше ЭС Ростовской области на перспективу развития 2021 - 2025 годы были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2021 - 2027, а также мероприятиями инвестиционных программ ПАО "ФСК ЕЭС", филиала ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" и крупных потребителей по вводу электросетевого оборудования, по которым выданы технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям. Перечень вышеуказанных мероприятий приведен в таблице N 33.

_____________________________

¹_{При выполнении анализа результатов расчетов электроэнергетических режимов, в случае необходимости выполнения схемно-режимных мероприятий в послеаварийных схемах, время реализации мероприятий принято в соответствии с "Методическими указаниями по устойчивости энергосистем", утвержденными приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630. Согласно указанному документу продолжительность нормализации послеаварийного режима составляет 20 минут.}

_____________________________

5.11. Анализ характерных ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов работы основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Ростовской области на 2021 - 2025 годы

Расчеты электроэнергетических режимов энергосистемы Ростовской области для отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети при нормативных возмущениях в электрической сети 110 - 500 кВ ЭС Ростовской области выполнены для нормальной и основных ремонтных схем на 2021 - 2025 годы с использованием программного комплекса "RastrWin".

Во всех нормальных режимах перспективного периода 2021 - 2025 годы уровни напряжения в узлах 110 кВ и выше и токовая загрузка электросетевого оборудования 110 кВ и выше находятся в допустимых пределах при условии выполнения сроков и объемов мероприятий, приведенных в таблице N 33.

При анализе потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше ЭС Ростовской области в периоды зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок на 2021 - 2025 годы выявлено следующее:

1. В нормальной схеме электрической сети энергосистемы Ростовской области параметры режима находятся в области допустимых значений.

2. При нормативных возмущениях в нормальной схеме существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений для следующих ЛЭП и оборудования:

АТ-2 ПС 220 кВ НЗБ;

ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29;

АТ-1 ПС 220 кВ Т-15;

ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская.

АТ-2 ПС 220 кВ НЗБ

Превышение ДДТН АТ-2 ПС 220 кВ НЗБ наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2021 - 2025 годов в период экстремально высоких температур (+30°С) при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ на ПС 220 кВ НЗБ. Максимальная токовая нагрузка выявлена в режиме летних максимальных нагрузок 2025 года и составит 109 процентов (313 А) от (286 А).

По данным собственника оборудования допускается превышение ДДТН АТ-2 на ПС 220 кВ НЗБ до 120 процентов (377 А) от (314 А) при температуре окружающей среды +30°С на 24 часа.

Следует отметить, превышение ДДТН выявлено только в режимах летних максимальных нагрузок и не превышает допустимой перегрузки на время 24 часа. Таким образом, при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ на ПС 220 кВ НЗБ в режиме летнего максимума нагрузок, загрузка АТ-2 на ПС 220 кВ НЗБ снизится ниже ДДТН после прохождения максимума нагрузок без выполнения схемно-режимных мероприятий.

ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29

Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29 наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2021 - 2025 годов в период экстремально высоких температур (+30°С) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Р-20 - Р5 с отпайками. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29 выявлена при отключении в режиме летних максимальных нагрузок 2025 года и составит 110 процентов (623 А) от (569 А).

Токовая перегрузка ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29 ликвидируется отключением ВЛ 110 кВ Синявская - Хапры со стороны ПС 110 кВ Синявская.

АТ-1 ПС 220 кВ Т-15

Превышение ДДТН АТ-1 ПС 220 кВ Т-15 наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2021 - 2025 годов в период экстремально высоких температур (+30°С) при аварийном отключении 2 СШ 220 кВ на ПС 220 кВ Т-15. Максимальная токовая нагрузка выявлена в режиме летних максимальных нагрузок 2025 года и составит 109 процентов (312 А) от (285 А).

По данным собственника оборудования допускается превышение ДДТН АТ-1 на ПС 220 кВ Т-15 до 100 процентов (313 А) от (313 А) при температуре окружающей среды +30°С на 24 часа.

Следует отметить, превышение ДДТН выявлено только в режимах летних максимальных нагрузок и не превышает допустимой перегрузки на время 24 часа. Таким образом, при аварийном отключении 2 СШ 220 кВ на ПС 220 кВ Т-15 в режиме летнего максимума нагрузок, загрузка АТ-1 ПС 220 кВ Т-15 снизится ниже ДДТН после прохождения максимума нагрузок без выполнения схемно-режимных мероприятий.

ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская

Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2021 - 2025 годов в период экстремально высоких температур (+30°С) при аварийном отключении 1 сш 220 кВ на ПС 220 кВ Сальская. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская выявлена при отключении в режиме летних максимальных нагрузок 2025 года и составит 104 процента (381 А) от (367 А).

Токовая перегрузка ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская ликвидируется отключением ШСВ 110 кВ на ПС 110 кВ Пролетарская.

3. При нормативных возмущениях в ремонтных схемах существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений для следующих ЛЭП и оборудования:

ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11, ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25;

ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29;

АТ-1 ПС 220 кВ НЗБ;

ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Шахты;

ВЛ 220 кВ Шахты - Ш-50;

ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I (II) цепь;

ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская;

ВЛ 110 кВ НЗБ - ГТП I (II);

КВЛ 110 кВ Т-10 - Самбек с отпайкой на ПС Т10 тяговая.

Также выявлена возможность перегрузки следующих контролируемых сечений: "Платовское", "Фортуна", "Алмаз", "ЮЗЭС".

ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11, ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25

Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11 наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2021 - 2025 годов в период экстремально высоких температур (+30°С). Наибольшее превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11 наблюдается в период экстремально высоких температур 2025 года при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25 в наиболее тяжелой ремонтной схеме с отключенной ВЛ 110 кВ 110 кВ Т-10 - Т-15 с отпайками. При этом перегрузка ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11 составит 376 А (119 процентов ДДТН+30°С) при ДДТН+30°С=317А. Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений в послеаварийном режиме требуется ввод ГВО на ПС 110 кВ Т11, Т25, Т26 в объеме 11 МВт.

Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25 наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2021 - 2025 годов в период экстремально высоких температур (+30°С). Наибольшее превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25 наблюдается в период экстремально высоких температур 2025 года при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11 в наиболее тяжелой ремонтной схеме с отключенной ВЛ 110 кВ 110 кВ Т-10 - Т-15 с отпайками. При этом перегрузка ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25 составит 377 А (122 процента ДДТН + 30°С) при ДДТН + 30°С = 310 А (ограничивающий элемент - ошиновка ВЛ 110 кВ Т-15-Т-25 на ПС 110 кВ Т25 выполненная проводом марки АС-95). Для предотвращения перегрузки ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25 свыше АДТН в схеме ремонта ВЛ 110 кВ 110 кВ Т-10 - Т-15 с отпайками требуется выполнить превентивное деление сети на ПС 110 кВ Т11. При последующем аварийном отключении ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11 перегрузки ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25 не выявлено.

Также превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Т15 - Т25 (ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11) наблюдается в период летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (+23°С) 2021 - 2025 годов в схеме двойного ремонта ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11 (ВЛ 110 кВ Т15 - Т25) и ВЛ 110 кВ Т-10 - Т-15 с отпайками. Токовая перегрузка ВЛ 110 кВ Т15 - Т25 в период летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (+23°С) 2025 года в схеме двойного ремонта ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11 и ВЛ 110 кВ Т-10 - Т-15 с отпайками составит 347 А (103 процента ДДТН + 23°С) при ДДТН + 23°С = 336А, АДТН + 23°С = 403А. Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений в послеаварийном режиме требуется ввод ГВО на ПС 110 кВ Т11, Т25, Т26 в объеме 3 МВт. Токовая перегрузка ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11 в период летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (+23°С) 2025 года в схеме двойного ремонта ВЛ 110 кВ Т15 - Т25 и ВЛ 110 кВ Т-10 - Т-15 с отпайками составит 347 А (101 процент ДДТН + 23°С) при ДДТН + 23°С = 343 А, АДТН + 23°С = 412 А. Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений в послеаварийном режиме требуется ввод ГВО на ПС 110 кВ Т11, Т25, Т26 в объеме 1 МВт.

Проведение двойных ремонтов ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11 (ВЛ 110 кВ Т15 - Т25) и ВЛ 110 кВ 110 кВ Т-10 - Т-15 с отпайками в период межсезонья при температуре + 21 С позволяет исключить возможность появления случаев превышения ДДТН ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25 (ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11) без необходимости ввода ГВО на ПС 110 кВ Т11, Т25, Т26. Технические мероприятия, обеспечивающие ввод электроэнергетического режима в область допустимых значений, не требуются.

АТ-1 ПС 220 кВ НЗБ

Превышение ДДТН АТ-1 ПС 220 кВ НЗБ наблюдается в режимах летних и зимних максимальных нагрузок 2021 - 2025 годов. Максимальная токовая нагрузка АТ-1 ПС 220 кВ НЗБ возникает в режиме летних максимальных нагрузок 2025 года в период экстремально высоких температур (+ 30°С) в схеме ремонта АТ-2 ПС 220 кВ НЗБ при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Р-4 - КС3 с отпайкой на ПС Р32 и составляет 128 процентов (365 А) от (286 А).

По данным собственника оборудования допускается превышение ДДТН АТ-1 на ПС 220 кВ НЗБ до 120 процентов (377 А) от (314 А) при температуре окружающей среды 30 С на 24 часа.

Для ликвидации перегрузки АТ-1 ПС 220 кВ НЗБ в указанном послеаварийном режиме достаточно выполнить перевод питания нагрузки ПС 110 кВ ГТП, ПС 110 кВ ГТП3 от ПС 220 НЭЗ по ВЛ 110 кВ НЭЗ - ГТП I и II цепь с отпайкой на ПС ГТП3.

ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Шахты

Превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Шахты наблюдается в режимах летних максимальных 2021 - 2025 годов при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - НЗБ в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Шахты - Ш-50. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Шахты выявлена в режиме летних максимальных нагрузок 2025 года в период экстремально высоких температур (+ 30°С) и составляет 118 процентов (760 А) от (649 А).

По данным собственника оборудования допускается превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Шахты до 120 процентов (778 А) от при температуре окружающей среды выше плюс 30 С на время 20 минут.

Для ликвидации перегрузки ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Шахты в указанном послеаварийном режиме достаточно вывести в резерв ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - НЗБ в течение времени допустимой длительности перегрузки провода ВЛ.

ВЛ 220 кВ Шахты - Ш-50

Превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Шахты - Ш-50 наблюдается в режимах летних максимальных 2021 - 2025 годов в период экстремально высоких температур (+ 30 С) при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - НЗБ в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Шахты. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Шахты - Ш-50 выявлена в режиме летних максимальных нагрузок 2025 года и составляет 117 процентов (757 А) от (649 А). По данным собственника оборудования допускается превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Шахты - Ш-50 до 120 процентов (778 А) от I.ддтн при температуре окружающей среды выше плюс 30 С на время 20 минут.

Для ликвидации перегрузки ВЛ 220 кВ Шахты - Ш-50 в указанном послеаварийном режиме достаточно вывести в резерв ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - НЗБ в течение времени допустимой длительности перегрузки провода ВЛ.

ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская

Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2021 - 2025 годов. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская возникает в режиме летних максимальных нагрузок 2025 года в период экстремально высоких температур (+ 30°С) в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Волгодонск - Сальская при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Мартыновская - Обливная и составляет 121 процент (444 А) от (367 А).

Выявленная токовая перегрузка ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская ликвидируется действием существующей АОПО ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская (уставка срабатывания АОПО для летнего периода составляет 410 А) на отключение МВ-110 Сальская на ПС 110 кВ Пролетарская.

ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29, ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I (II) цепь

Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29 цепь наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2021 - 2025 годов. Максимальная токовая перегрузка ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29 возникает в режиме летних максимальных нагрузок 2025 года в период экстремально высоких температур (+30°С) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I (II) цепь при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II (I) цепь и составляет 139 процентов (788 А) от (569 А).

Для ликвидации перегрузок необходимо выполнить следующие мероприятия: выполнить разрывов в сети 110 кВ на ПС 110 кВ Хапры, отключить АТ-1 или АТ-2 на ПС 220 кВ Р-20, включить транзит ВЛ 110 кВ Р-20 - А-20 I цепь с отпайками.

Таким образом, при выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I цепь или ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II цепь необходимо превентивно выполнять отключение АТ-1 или АТ-2 ПС 220 кВ Р-20.

Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I (II) цепь наблюдается в режимах зимних и летних максимальных нагрузок 2020 - 2024 годов. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I (II) цепь возникает в режиме зимних максимальных нагрузок 2025 года при температуре наружного воздуха -19°С в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29 при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II (I) цепь и составляет 126 процентов (756 А) от (600 А).

Для ликвидации перегрузов достаточно выполнить следующие мероприятия: отключить ОСВ-110 на ПС 110 кВ Р19 и АТ-1 или АТ-2 на ПС 220 кВ Р-20.

В состав контролируемого сечения "Фортуна" входят:

ВЛ 110 кВ Р5 - Р29 с отпайками;

ВЛ 110 кВ Р-20 - Р5 с отпайками;

ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I цепь;

ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II цепь.

В режиме летних максимальных нагрузок 2025 года в период экстремально высоких температур (+ 30°С) после наиболее тяжелого аварийного отключения ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I цепь (ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II цепь) в нормальной схеме работы электрической сети при генерации Ростовской ТЭЦ-2 равной 100 МВт возникает перегрузка контролируемого сечения "Фортуна": = 204 МВт при МДП + 30°С = 165 МВт. Указанная перегрузка контролируемого сечения "Фортуна" сопровождается перегрузкой ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29, нагрузка которой составит 589 А (104 процента ДДТН + 30°С) при ДДТН + 30°С = 569 А, АДТН + 30°С = 682 А.

После выполнения схемно-режимных мероприятий по отключению АТ-1 или АТ-2 на ПС 220 кВ Р-20 перегрузка контролируемого сечения "Фортуна" ликвидируется: = 154 МВт при МДП + 30°С = 165 МВт, токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29 составит 463 А (81 процент от ДДТН + 30°С).

Наибольшее превышение МДП в контролируемом сечении "Фортуна" выявлено в период летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (+23°С) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I цепь (ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II цепь) и ВЛ 110 кВ Р-20 - Р5 с отпайками при генерации Ростовской ТЭЦ-2 равной 100 МВт: = 175 МВт при МДП + 23°С = 90 МВт. Указанная перегрузка контролируемого сечения "Фортуна" сопровождается перегрузкой ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29, нагрузка которой составит 653 А (106 процентов ДДТН + 23°С) при ДДТН + 23°С = 617 А, АДТН + 23°С = 740 А.

После выполнения схемно-режимных мероприятий:

отключение АТ-1 ПС 220 кВ Р-20;

замыкание ВЛ 110 кВ Р-20 - А-20 I цепь с отпайками и ВЛ 110 кВ Р-20 - А-20 II цепь с отпайками в транзит;

включение АТ-3 ПС 220 кВ Р-4;

отключение АТ-1 на ПС 220 кВ А-20;

отключение АТ-2 и ШСВ 110 кВ на ПС 220 кВ А-20;

разгрузка Ростовской ТЭЦ-2 по активной мощности до 83 МВт;

перегрузка контролируемого сечения "Фортуна" ликвидируется: = 90 МВт при МДП + 23°С = 90 МВт, токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29 составит 410 А (67 процентов от ДДТН + 23°С).

Также превышение МДП в контролируемом сечении "Фортуна" в период летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (+23°С) выявлено в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Р-4 I цепь и ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Р-4 II цепь при генерации Ростовской ТЭЦ-2, равной 100 МВт: = 255 МВт при МДП + 23°С = 230 МВт.

После выполнения схемно-режимных мероприятий по отключению АТ-1 или АТ-2 на ПС 220 кВ Р-20 перегрузка контролируемого сечения "Фортуна" ликвидируется: = 198 МВт при МДП +23°С = 230 МВт).

Контролируемое сечение "Платовское".

В состав контролируемого сечения "Платовское" входят:

АТГ-1 ПС 500 кВ Ростовская;

АТ-3 ПС 500 кВ Шахты;

АТ-4 ПС 500 кВ Шахты.

Превышение МДП в контролируемом сечении "Платовское" выявлено в период летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (+23°С) в схеме ремонта АТГ-1 на ПС 500 кВ Ростовская: = 806 МВт при МДП + 23°С = 700 МВт.

Для исключения перегрузки контролируемого сечения "Платовское" в схеме ремонта АТГ-1 на ПС 500 кВ Ростовская генерация Новочеркасской ГРЭС должна быть не ниже 1030 МВт.

Превышение МДП в контролируемом сечении "Платовское" выявлено в период летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (+23°С) в схеме ремонта АТГ-1 на ПС 500 кВ Ростовская и АТ-3 (АТ-4) на ПС 500 кВ Шахты: = 666 МВт при МДП + 23°С = 410 МВт.

Для исключения перегрузки контролируемого сечения "Платовское" в схеме ремонта АТГ-1 на ПС 500 кВ Ростовская и АТ-3 (АТ-4) на ПС 500 кВ Шахты генерация Новочеркасской ГРЭС должна быть не ниже 1445 МВт.

Контролируемое сечение "Алмаз".

В состав контролируемого сечения "Алмаз" входят:

ВЛ 110 кВ Р-4 - Р41;

ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ I цепь;

ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ II цепь (переток контролируется при включении ЛЭП в транзит).

Превышение МДП в контролируемом сечении "Алмаз" выявлено в период летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (+23°С) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Р5 - Р12 с отпайкой на ПС Р3 и ВЛ 110 кВ Р1 - Р5 с отпайкой на ПС Р33: = 108 МВт при МДП + 23°С = 100 МВт.

После выполнения схемно-режимных мероприятий по включению СВ 110 ПС 110 кВ Р27 перегрузка контролируемого сечения "Алмаз" ликвидируется: = 100 МВт при МДП + 23°С = 100 МВт.

Контролируемое сечение "ЮЗЭС".

В состав контролируемого сечения "ЮЗЭС" входят:

ВЛ 220 кВ Р-20 - Т-10 I цепь;

ВЛ 220 кВ Р-20 - Т-10 II цепь;

ВЛ 220 кВ Ростовская - Т-15;

ВЛ 110 кВ Р29 - Хапры с отпайкой на ПС Чалтырь;

ВЛ 110 кВ Т-15 - Алексеевская с отпайками.

Превышение МДП в контролируемом сечении "ЮЗЭС" выявлено в период летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (+23°С) в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Р-20 - Т-10 I цепь и ВЛ 220 кВ Р-20 - Т-10 II цепь: = 160 МВт при МДП + 23°С = 155 МВт.

После выполнения схемно-режимных мероприятий по отключению ВВ110 Алексеевская на ПС 220 кВ Т-15 перегрузка контролируемого сечения "ЮЗЭСз" ликвидируется: = 151 МВт при МДП + 23°С = 155 МВт.

ВЛ 110 кВ НЗБ - ГТП (I) II цепь

В схеме ремонта 1 (2) с. 110 кВ на ПС 220 кВ НЭЗ вся нагрузка ПС 220 кВ НЭЗ (73 + j31 МВА) запитана от 2 (1) с. 110 кВ на ПС 220 кВ НЭЗ. Аварийное отключение АТ-2 (АТ-1) ПС 220 кВ НЭЗ приводит к погашению нагрузки ПС 220 кВ НЭЗ. Для восстановления электроснабжения ПС 220 кВ НЭЗ необходимо выполнить замыкание транзита 110 кВ НЗБ - ГТП - НЭЗ II цепь (НЗБ - ГТП - НЭЗ I цепь).

По результатам расчетов в указанных послеаварийных режимах выявлено превышение ДДТН ВЛ 110 кВ НЗБ - ГТП II (I) цепь в период летних максимальных нагрузок 2021 - 2025 годов. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ НЗБ - ГТП II (I) цепь возникает в режиме летних максимальных нагрузок 2025 года в период экстремально высоких температур (+30 С) в схеме ремонта и составляет 115 процентов (484 А) от I.ддтн (423 А).

По результатам расчетов электроэнергетических режимов установлено, что для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ НЗБ - ГТП II (I) цепь в указанном послеаварийном режиме допустимо восстановление электроснабжения нагрузки потребителей ПС 220 кВ НЭЗ в объеме не более 62 МВт. При этом на время восстановительных работ остается погашенной нагрузка потребителей ПС 220 кВ НЭЗ в объеме 11 МВт (потребители 3 категории надежности электроснабжения).

КВЛ 110 кВ Т-10 - Самбек с отпайкой на ПС Т10 тяговая

Превышение ДДТН КВЛ 110 кВ Т-10 - Самбек с отпайкой на ПС Т10 тяговая наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2021 - 2025 годов в период экстремально высоких температур (+30°С). Наибольшее превышение ДДТН КВЛ 110 кВ Т-10 - Самбек с отпайкой на ПС Т10 тяговая наблюдается в период экстремально высоких температур 2025 года при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29 (ВЛ 110 кВ Р5 - Р29 с отпайками) в наиболее тяжелой ремонтной схеме с отключенной ВЛ 110 кВ Р5 - Р29 с отпайками (ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29). При этом перегрузка КВЛ 110 кВ Т-10 - Самбек с отпайкой на ПС Т10 тяговая составит 119 процентов от ДДТН + 30°С (369 А) при ДДТН + 30°С = 310 А, АДТН + 30°С = 372 А (ограничивающий элемент - ошиновка КВЛ 110 кВ Т-10 - Самбек с отпайкой на ПС Т10 тяговая выполненная проводом марки АС-95 на ПС 110 кВ Самбек).

В соответствии с Таблицей N 2 "Принципы выбора технических решений по результатам расчетов электроэнергетических режимов с учетом температурных условий, указанных в 5.3, перечисления а) - в)" ГОСТ Р 58670-2019 технические мероприятия при отсутствии превышения АДТН после нормативного возмущения в единичной ремонтной схеме не требуются.

Для ликвидации перегрузки КВЛ 110 кВ Т-10 - Самбек с отпайкой на ПС Т10 тяговая свыше ДДТН, выявленной при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29 (ВЛ 110 кВ Р5 - Р29 с отпайками), в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Р5 - Р29 с отпайками (ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29) требуется ввод ГВО на ПС 110 кВ Синявская, ПС 110 кВ Самбек, ПС 110 кВ Чалтырь, ПС 110 кВ Р29 в объеме 11 МВт в течение времени допустимой длительности перегрузки провода ошиновки КВЛ 110 кВ Т-10 - Самбек с отпайкой на ПС Т10 тяговая.

5.12. Мероприятия и схемы для обеспечения внешнего энергоснабжения территорий опережающего социально-экономического развития

Территория опережающего социально-экономического развития "Гуково".

Подключение объектов заявленной мощностью 40 МВт ТОСЭР "Гуково" предлагается осуществить в два этапа. На первом этапе предлагается выполнить строительство ПС 35/10 кВ ТОР Гуково 1 с трансформаторами номинальной мощностью 2 х 16 МВА и строительство ВЛ 35 кВ от ПС 110 кВ Г4 до ПС 35 кВ ТОР Гуково 1, подключив их отпайками от первых опор ВЛ 35 кВ Г4 - Г16 - Г1, Г4 - Г5.

На втором этапе предлагается выполнить строительство второй ПС 35/10 кВ ТОР Гуково 2 с трансформаторами номинальной мощностью 2 х 16 МВА, выполнить строительство участков ВЛ 35 кВ от ПС 35 кВ ТОР Гуково 1 до ПС 35/10 кВ ТОР Гуково 2.

Мероприятия для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств ТОСЭР "Гуково", итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 N 861.

В настоящее время в Ростовской области действуют и выдают мощность в сеть 5 ветропарков (таблица N 34):

Таблица N 34

N п/п	Наименование ВЭС	Установленная мощность электростанции (мегаватт)	Месторасположение
1.	Сулинская ВЭС	98,80	Богдановское сельское поселение Каменского района, Божковское с/п Красносулинского района
2.	Каменская ВЭС	98,80	Богдановское сельское поселение Каменского района
3.	Гуковская ВЭС	98,80	Ковалевское сельское поселение Красносулинского района
4.	Казачья ВЭС	50,40	Малокаменское сельское поселение Каменского района и город Донецк
5.	Азовская ВЭС (в режиме ПНР)	90,09	Маргаритовское сельское поселение Азовского района

Все указанные ветроэлектростанции (ВЭС) являются субъектами оптового рынка электроэнергии и поставляют электроэнергию на оптовый рынок. Поставка электроэнергии указанными субъектами напрямую потребителю не предусмотрена действующим законодательством.

С технической точки зрения подключение напрямую к ВЭС не целесообразно, так как режим выдачи мощности ВЭС в сеть неравномерный в течение суток и года, и гарантировать стабильное электроснабжение инвестору невозможно. Также ВЭС выдают мощность на уровне напряжения 35 кВ, что потребует от инвестора дополнительно строительство ПС 35/10 кВ.

Для трансформации электроэнергии, производимой ВЭС, используются трансформаторные подстанции, к которым возможно подключение новых инвесторов. Стоимость электроэнергии при этом для инвесторов не изменится, однако возможно минимизировать стоимость подключения к электрическим сетям в случае размещения инвестплощадки в непосредственной близости от подстанции.

Так, вблизи города Гуково филиалом ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" была построена ПС 110 кВ Заря для выдачи в сеть мощности Гуковской ВЭС.

На ПС 110 кВ Заря установлены трансформаторы 110/35/10 кВ 2*63 МВА. К данной подстанции возможно подключение инвесторов общей мощностью порядка 60 МВт по 3-й категории надежности (от ПС 110 кВ Заря отходит одна линия электропередачи 110 кВ).

Для этого филиалу ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" необходимо будет выполнить:

строительство ячеек 35 кВ, в случае подключения инвестора на уровне напряжения 35 кВ;

строительство распределительного устройства 10 кВ, в случае подключения инвестора на уровне напряжения 10 кВ.

С целью минимизации стоимости подключения целесообразно размещать инвестплощадку вблизи ПС 110 кВ Заря.

Территории опережающего социально-экономического развития "Зверево" и "Донецк".

16 марта 2018 г. принято постановление Правительства Российской Федерации N 263 "О создании территории опережающего социально-экономического развития "Зверево".

Территория опережающего социально-экономического развития "Зверево" (далее - ТОСЭР "Зверево") создается в целях содействия развитию города Зверево путем диверсификации экономики, привлечения в монопрофильное муниципальное образование инвестиций и создания новых рабочих мест, не связанных с деятельностью градообразующей организации АО "ШАХТОУПРАВЛЕНИЕ "ОБУХОВСКАЯ", производства экспортно ориентированной и импортозамещающей продукции.

16 марта 2018 г. принято постановление Правительства Российской Федерации N 280 "О создании территории опережающего социально-экономического развития "Донецк".

Территория опережающего социально-экономического развития "Донецк" (далее - ТОСЭР "Донецк") создается в целях содействия развитию города Донецка путем диверсификации экономики, привлечения в монопрофильное муниципальное образование инвестиций и создания новых рабочих мест, не связанных с деятельностью градообразующей организации ОАО "Донецкая мануфактура М", производства экспортно-ориентированной и импортозамещающей продукции.

По состоянию на 1 марта 2021 г. потребности резидентов ТОСЭР "Зверево" и ТОСЭР "Донецк" в электрической энергии обеспечиваются существующими электрическими сетями. В случае подачи заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям, мероприятия для обеспечения технологического присоединения указанных в заявках объектов, итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 N 861.

5.13. Перечень мероприятий по развитию электрической сети напряжением 110 киловольт и выше на территории Ростовской области

Для рекомендуемых мероприятий по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше на территории Ростовской области определены объемы электросетевого строительства и выполнена оценка капитальных затрат на их реализацию.

Расчет капитальных затрат на реализацию рекомендуемых мероприятий выполнен на основании "Укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства" (далее - УНЦ).

УНЦ приведены в ценах по состоянию на 1 января 2018 г. (УНЦ утверждены приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 17.01.2019 N 10).

Для определения величины капитальных затрат в текущих ценах I квартала 2021 г. применены индексы-дефляторы инвестиций в основной капитал, указанные в Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года (базовый прогноз) и Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на 2021 год и на плановый период 2022 и 2023 годов (базовый прогноз), в соответствии с пунктом 381 Правил заполнения форм раскрытия сетевой организацией информации об инвестиционной программе, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 05.05.2016 N 380 (таблица N 35).

Таблица N 35

Индексы-дефляторы инвестиций в основной капитал

Наименование индекса-дефлятора	Наименование документа-источника данных	Реквизиты документа	Годы
			2018	2019	2020	I квартал 2021 г.
Индекс-дефлятор инвестиций в основной капитал, процентов к предыдущему году	прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года	подготовлен Министерством экономического развития Российской Федерации, дата публикации 30 сентября 2019 г.	105,3	-	-	-
	прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на 2021 год и на плановый период 2022 и 2023 годов	подготовлен Министерством экономического развития Российской Федерации, дата публикации 26 сентября 2020 г.	-	106,8	106,2	101,3

Перечень мероприятий по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше на территории Ростовской области и укрупненные капитальные затраты на их реализацию (в ценах I квартала 2021 г. без НДС) с распределением инвестиций по годам приведены в таблице N 36.

Таблица N 36

Перечень мероприятий по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше на территории Ростовской области энергии и мощности и укрупненные капитальные затраты на их реализацию с распределением инвестиций по годам

ГАРАНТ:

Текст в таблице приводится в соответствии с источником

N п/п	Наименование мероприятия	Параметры					Год ввода (рекомендуемый) 1		Наименование организации, ответственной за реализацию мероприятия		Основание		Стоимость в ценах I квартала 2021 г. (млн рублей с НДС)		Наименование титула мероприятия согласно ИП сетевых компаний, на объектах которых предусматривается выполнение рекомендуемого мероприятия		План финансирования в прогнозных ценах соответствующих лет (млн рублей с НДС)										Итого по плану финансирования в прогнозных ценах соответствующих лет (млн рублей с НДС)
		Набор напряжений (киловатт)	Количество х цепность х километр	Штук х мега-вольт-ампер / мегаватт		Схема РУ / количество ячеек (штук)					для выполнения мероприятия						2021 год		2022 год		2023 год		2024 год		2025 год
1	2	3	4	5		6	7		8		9		10		11		12		13		14		15		16		17
Вводы объектов в соответствии с проектом СиПР ЕЭС на 2021 - 2027 годы, а также для обеспечения технологического присоединения потребителей
1.	Строительство ВЛ 220 кВ Ростовская - Генеральская I и II цепь ориентировочной протяженностью 32 км (2х16 км)	220	2 х 16 км	-		-	2021		ООО "КЭСК"		обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Коммунальная энерго-сервисная компания". Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы, утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Коммунальная энерго-сервисная компания" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.05.2012 с изменениями от 06.06.2013, от 20.12.2013, от 19.04.2016, от 06.06.2017, от 18.06.2020		566,83 2		-		-		-		-		-		-		-
2.	Строительство ПС 220 кВ Генеральская трансформаторной мощностью 250 МВА (2 х 125 МВА)	220	-	2 х 125 МВА		-	2021		ООО "КЭСК"				1 576,45 2		-		-		-		-		-		-		-
3.	Строительство ПС 220 кВ Донбиотех трансформаторной мощностью 80 МВА (2 х 40 МВА)	220	-	2 х 40 МВА		-	2021		ООО "Донские биотехнологии"		обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Донские биотехнологии". Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы, утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Донские биотехнологии" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 12.02.2013 с изменениями от 10.07.2013, от 02.02.2015, от 11.09.2015, от 05.02.2019, от 01.07.2019, от 25.11.2020		1 266,20 2		-		1 266,20		-		-		-		-		1 266,20
4.	Строительство заходов ВЛ 110 кВ Зимовники тяговая - Двойная тяговая на ПС 220 кВ Зимовники с образованием двух новых ВЛ 110 кВ Зимовники - Зимовники тяговая и ВЛ 110 кВ Зимовники - Двойная тяговая	110	2 х 2,3	-		-	2021		ОАО "РЖД"		обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД". Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 16.08.2017 с изменениями от 29.05.2019		637,30		-		220,43		230,90		241,64		-		-		692,97
5.	Реконструкция ПС 220 кВ Зимовники (сооружение 2 (двух) линейных ячеек 110 кВ для ТП ОАО "РЖД"	110	-	-		-	2021		ПАО "ФСК ЕЭС"				75,86 4		реконструкция ПС 220 кВ Зимовники (сооружение 2 (двух) линейных ячеек 110 кВ для ТП ОАО "РЖД")		73,98		-		-		-		-		73,98
6.	Реконструкция ПС 110 кВ Зимовники тяговая с заменой трансформаторов 2х25 МВА на 2 х 40 МВА	110	-	2 х 40 МВА		-	2021		ОАО "РЖД"				160,83		-		83,44		87,41		-		-		-		170,85
7.	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ БТ2 с заменой трансформаторов Т1 и Т2 в городе Батайске	110	-	2 х 40 6 МВА		-	2021		филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"		обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "Роствертол". Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств		160,83		-		83,44		87,41		-		-		-		170,85
											ПАО "Роствертол" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 28.10.2015 с изменениями от 30.10.2017 и от 21.05.2020
8.	Реконструкция ПС 110/35/10/6 кВ БГ2 с заменой трансформатора мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА (увеличение трансформаторной мощности на 3,7 МВА)	110	-	1 х 10 МВА		-	2023		филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"		обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ФБУ "Администрация Азово-Донского бассейна внутренних водных путей" в соответствии с утвержденными ТУ на ТП энергопринимающих устройств ФБУ "Администрация Азово-Донского бассейна внутренних водных путей" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 24.07.2017		36,50 5		реконструкция ПС 110/35/10/6 кВ БГ-2 с заменой трансформатора мощностью 6,3 MBA на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА (увеличение трансформаторной мощности на 3,7 МВА)		-		-		25,55		-		-		25,55
9.	Реконструкция ПС 220 кВ Р-4 со строительством двух линейных ячеек в ОРУ-110 кВ	110	-			2	2021		ПАО "ФСК ЕЭС"		обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств министерства строительства, архитектуры и территориального развития Ростовской области. Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств министерства строительства, архитектуры и территориального развития Ростовской области к электрическим сетям АО "Донэнерго" от 15.03.2019		133,00 4		реконструкция ПС 220 кВ Р-4 (сооружение 2 (двух) линейных ячеек 110 кВ для ТП энергопринимающих устройств АО "Донэнерго")		110,93		-		-		-		-		110,93
10.	Строительство ПС 110 кВ Минстрой с установкой двух трансформаторов напряжением 110/10 кВ и мощностью 16 МВА каждый	110	-	2 х 16 МВА		07. мар	2021		АО "Донэнерго"				391,86		-		135,54		141,98		148,58		-		-		426,10
11.	Строительство двух ЛЭП 110 кВ Р-4 - Минстрой (КЛ, АПвПу2гж3 (1x300)	110	-	2 х 12,7 МВА		-	2021		АО "Донэнерго"				1 013,28		-		262,86		275,34		288,15		299,24		-		1 125,59
12.	Реконструкция ПС 220 кВ Донецкая (сооружение 1 (одной) линейной ячейки 110 кВ для ТП ООО "ПМТ")	220	-	-		-	2021		ПАО "ФСК ЕЭС"		обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "ПМТ"		40,65 4		реконструкция ПС 220 кВ Донецкая (сооружение 1 (одной) линейной ячейки 110 кВ для ТП ООО "ПМТ")		33,21		-		-		-		-		33,21
13.	Строительство ПС 110 кВ ПМТ с установкой одного трансформатора 110/10 к В мощностью 63 МВА	110	-	1 х 63 МВА		-	2021		ООО "Гринхаус"		утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "ПМТ" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 19.04.2018 с изменениями от 12.12.2018		определить проектом		-		-		-		-		-		-		-
	Строительство одной ЛЭП 110 кВ Донецкая - ПМТ	110	определить проектом	-		-									-		-		-		-		-		-		-
14.	Реконструкция ПС 110 кВ ГП с увеличением трансформаторной мощности до 25+20 МВА	110	-	1 х 25 МВА		-	2022		филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"		вводы объектов в соответствии с проектом СиПР ЕЭС на 2021 - 2027 годы. Обеспечения технологического присоединения потребителей		76,52		-		-		81,29		-		-		-		81,29
15.	Строительство ПС 110/6 кВ Заявителя с двумя трансформаторами по 16 МВА	110	-	2 х 16 МВА		-	2021		ПАО "Роствертол"		обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "Роствертол". Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ПАО "Роствертол" к электрическим сетям ООО "Ростсельмашэнерго" от 25.04.2016 с изменениями от 29.04.2019		определить проектом		-		-		-		-		-		-		-
	Строительство ЛЭП 110 кВ отпайками до ПС 110/6 кВ Заявителя от ВЛ 110 кВ ГПП-1 - ГПП-2 I цепь с отпайкой на ПС ГПП-3 (опора N 14) и от ВЛ 110 кВ ГПП-1 - ГПП-2 II цепь с отпайкой на ПС ГПП-3	110	определить проектом	-		-									-		-		-		-		-		-		-
	(опора N 14)
16.	Строительство ПС 110 кВ Полевая 7 с двумя трансформаторами 63 МВА и 100 МВА	110	-	1 х 63 МВА 1 х 100 МВА		-	2021		АО "ВетроОГК"		обеспечение технологического присоединения энергетических установок АО "ВетроОГК" (Марченковская ВЭС), Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок АО "ВетроОГК" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 03.07.2020		определить проектом		-		-		-		-		-		-		-
	Строительство ЛЭП 110 кВ 1 х 100 МВА от ВЛ 110 кВ Зимовники - Наримановская до ПС 110 кВ Полевая 7	110	0,15 км	-		-									-		-		-		-		-		-		-
	Строительство ЛЭП 110 кВ с присоединением отпайкой от ВЛ 110 кВ Зимовники - НС3 до ПС 110 кВ Полевая 7	110	0,15 км	-		-									-		-		-		-		-		-		-
Мероприятия, рекомендуемые к выполнению на основании расчета и анализа перспективных электрических режимов, технического состояния
17.	Реконструкция ПС 110 кВ АС1 с увеличением трансформаторной мощности до 2 х 16 МВА	110/35/10	-	2 x 16 МВА		-	2021		филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"		устранение недопустимой перегрузки в послеаварийном режиме		149,42		-		77,52		81,21		-		-		-		158,73
18.	Реконструкция ПС 110 кВ АС12 с увеличением трансформаторной мощности до 2 х 10 МВА	110/10	-	2 x 10 МВА		-	2021		филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"		устранение недопустимой перегрузки в послеаварийном режиме		87,92		-		45,62		47,78		-		-		-		93,40
19.	Реконструкция ПС 110 кВ Т1 с увеличением трансформаторной мощности до 40 + 25 МВА	110/35/6	-	1 x 25 МВА		-	2021		филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"		устранение недопустимой перегрузки в послеаварийном режиме		76,52		-		39,70		41,59		-		-		-		81,29
20.	Реконструкция ПС 110 кВ Чалтырь-2 с увеличением трансформаторной мощности до 2 х 25 МВА	110/35/6	-	1 х 25 МВА		-	2021		филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"		устранение недопустимой перегрузки в послеаварийном режиме		153,04		-		39,70		41,59		-		-		-		81,29
21.	Строительство ПС 110/35/6 кВ Шлюзовая с переводом питания потребителей ПС 35/6 кВ Шлюзовая на напряжение 110/35/6 кВ, переводом питания потребителей ПС 110/35/6 кВ Центральная на новую ПС, строительством заходов ВЛ - 110 кВ, ВЛ 35 кВ и ВЛ 6 кВ на новую ПС. Реконструкция ВЛ-35 кВ Шлюзовая - Романовская (с увеличением трансформаторной мощности на 32 МВА по классу напряжения 110; протяженность 26,54 км)	110	-	2 х 16 МВА		-	2024		филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"		устранение недопустимой перегрузки Т-2 ПС 110 кВ Центральная в послеаварийном режиме. Техническое состояние существующего оборудования на ПС 110/35/6 кВ Центральная и ПС 35/6 кВ Шлюзовая		54,98 5		строительство ПС 110/35/6 кВ "Шлюзовая" переводом питания потребителей ПС 35/6 кВ "Шлюзовая" на напряжение 110/35/6 кВ, переводом питания потребителей ПС 110/35/6 кВ "Центральная" на новую ПС, строительством заходов ВЛ 110 кВ, ВЛ 35 кВ и ВЛ 6 кВ на новую ПС. Реконструкция ВЛ 35 кВ "Шлюзовая - Романовская" (с увеличением трансформаторной мощности на 32 МВА по классу напряжения 110; протяженность 26,54 км)		-		-		-		н/д		н/д		-
	Итого, в том числе:	-	-	-		-	-		-		-		6 859,66		-		2479,18		1116,5		703,92		299,24		-		4598,84
	На объектах ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"	-	-	-		-	-		-		-		950,66		-		285,98		380,87		25,55		-		-		692,4
	На объектах ПАО "ФСК ЕЭС"	-	-	-		-	-		-		-		296,25		-		218,18		-		-		-		-		218,18
	На объектах ОАО "РЖД"	-	-	-		-	-		-		-		798,13		-		303,87		318,31		241,64		-		-		863,82
	На объектах ООО "КЭСК"												2 143,28				-		-		-		-		-		-
	На объектах АО "Донэнерго"	-	-	-		-	-		-		-		1 405,14		-		398,40		417,32		436,73		299,24		0,00		1 551,69
	На объектах ООО "Донские биотехнологии"	-	-	-		-	-		-		-		1 266,20		-		1 266,20		-		-		-		-		1 266,20
	На объектах ООО "Гринхаус"	-	-	-		-	-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		-
	На объектах ПАО "Роствертол"	-	-	-		-	-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		-
	На объектах АО "ВетроОГК"	-	-	-		-	-		-		-		-		-		-		-		-		-		-		-

_____________________________

¹_{Год ввода объекта, рекомендованный в соответствии с выводами, сделанными в предыдущих разделах.}

²_{Для объектов, стоимость которых принята на основании проекта СиПР ЕЭС на 2021 - 2027 годы, указана полная стоимость строительства в прогнозных ценах соответствующих лет (млн рублей с НДС).}

³_{Проект реализован, находится под напряжением.}

⁴_{Для объектов, стоимость которых принята на основании инвестиционной программы ПАО "ФСК ЕЭС" на 2020 - 2024 годы (изменения утверждены приказом Минэнерго России от 30.12.2020 N 34@), указана оценка полной стоимости инвестиционного проекта в прогнозных ценах соответствующих лет (млн рублей с НДС).}

⁵_{Для объектов, стоимость которых принята на основании инвестиционной программы ПАО "Россети Юг" (изменения утверждены приказом Минэнерго России от 23.12.2020 г. N 19@), указана оценка полной стоимости инвестиционного проекта в прогнозных ценах соответствующих лет (млн рублей с НДС).}

⁶_{Реконструкция ПС 110 кВ БТ2 с выполнением замены трансформаторов Т1 и Т2 мощностью 2 х 25 МВА на трансформаторы мощностью 2 х 40 МВА в 2021 году производится при условии реализации мероприятий ПАО "Роствертол" в соответствии с утвержденными ТУ на ТП в указанные сроки. В настоящий момент трансформатор Т2 установлен и введен в работу.}

⁷_{Мероприятия выполняются в рамках титула "Строительство ПС 110/35 кВ Полевая с двумя трансформаторами мощностью 63 МВА и 100 МВА соответственно и двух отпаечных ВЛ 110 кВ от опоры N 55 ВЛ 110 кВ Зимовники - НС3 и ВЛ 110 кВ Зимовники - Наримановская" (ориентировочная протяженность ВЛ - 0,15 км, ориентировочная мощность - 163,5 кВА).}

_____________________________

5.14. Предложения по корректировке сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относительно актуальной схемы и программы перспективного развития ЕЭС России

Предложения по корректировке сроков ввода электросетевых объектов ЕНЭС, включенных в проект СиПР ЕЭС России 2021 - 2027, отсутствуют.

5.15. Рекомендации в части регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше

По результатам проведенных расчетов электроэнергетических режимов ЭС Ростовской области для режимов зимних и летних нагрузок сети при нормативных возмущениях в электрической сети 110 - 500 кВ ЭС Ростовской области для нормальной и основных ремонтных схем на период 2021 - 2025 годов необходимости в реализации мероприятий по регулированию напряжения и компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше не выявлено.

5.16. Рекомендации по увеличению трансформаторной мощности существующих и созданию новых центров питания электрических сетей 110 кВ и выше

Анализ загрузки трансформаторного оборудования проводился на основании данных о перспективных приростах потребления электрической энергии и мощности по каждому центру питания 110 кВ и выше энергосистемы Ростовской области на период 2021 - 2025 годов.

В таблице N 37 приведены данные о существующих и перспективных загрузках трансформаторов 110 кВ с учетом объемов ТП в энергосистеме Ростовской области.

Таблица N 37

Данные о существующих и перспективных загрузках трансформаторов 110 кВ с учетом объемов ТП в энергосистеме Ростовской области

N п/п	Наименование ЦП	Класс напряжения ПС (киловольт)	Наименование трансформатора	Год ввода в работу	Номинальное напряжение обмоток трансформатора (киловольт)	(мега-вольт-ампер)	Максимальная загрузка ПС по данным контрольного замера за последние 5 лет, (мегавольт-ампер)	Период выявления максимальной загрузки подстанции	Перевод по сети 6(10)-35 кВ, (мегавольт-ампер)	Заявляемая мощность по договору на ТП (мегаватт)	Заявляемая мощность по договору на ТП с учетом коэффициентов реализации (мегавольт-ампер)	Максимальная нагрузка ПС с учетом ТУ на ТП (мегавольт-ампер)
												2021	2022	2023	2024	2025
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
1.	ПС 110 кВ АС1	110	Т-1	2004	115/38,5/11	10	14,26	зимний КЗ 2018 года	4,70	8,98	1,96	15,59	16,22	16,22	16,22	16,22
		110	Т-2	2016	115/37,5/11	10
2.	ПС 110 кВ АС10	110	Т-1	2017	115/10,5	40	11,23	летний КЗ 2019 года	-	3,18	1,53	11,37	12,30	12,30	12,30	12,30
		110	Т-2	2017	115/10,5	40
3.	ПС 110 кВ АС11	110	Т-1	1987	115/38,5/11	16	16,54	зимний КЗ 2018 года	4,20	12,24	2,59	17,43	19,12	19,12	19,12	19,12
		110	Т-2	1992	115/38,5/11	16
4.	ПС 110 кВ АС12	110	Т-1	1985	115/10,5	6,3	10,13	зимний КЗ 2020 года	3,11	5,62	1,02	10,56	11,16	11,16	11,16	11,16
		110	Т-2	1985	115/10,5	6,3
5.	ПС 110 кВ АС15	110	Т-1	2007	115/11/11	25	16,14	летний КЗ 2019 года	0,80	11,02	4,04	16,21	16,55	20,10	20,18	20,18
		110	Т-2	2007	115/11/11	25
6.	ПС 110 кВ АС4	110	Т-1	1986	115/10,5	6,3	5,66	летний КЗ 2019 года	1,10	2,14	0,44	5,81	5,97	5,97	5,97	5,97
		110	Т-2	1985	115/11	6,3
7.	ПС 110 кВ АС6	110	Т-1	1995	115/11	6,3	2,53	зимний КЗ 2018 года	-	14,28	5,68	2,68	2,96	8,21	8,21	8,21
		110	Т-2	1995	115/10,5	6,3
8.	ПС 110 кВ БГ1	110	Т-1	1974	115/38,5/11	10	8,75	летний КЗ 2019 года	-	0,76	0,10	8,80	8,85	8,85	8,85	8,85
		110	Т-2	1975	115/38,5/11	10
9.	ПС 110 кВ БГ2	110	Т-1	1973	115/38,5/6,6	10	6,05	летний КЗ 2019 года	-	3,26	1,463	6,99	7,513	7,513	7,513	7,513
		110	Т-2	2004	115/38,5/11	6,3
10.	ПС 110 кВ БГ6	110	Т-1	1980	115/11	2,5	1,08	зимний КЗ 2018 года	-	0,07	0,02	1,09	1,10	1,10	1,10	1,10
		110	Т-2	1987	115/11	2,5
11.	ПС 110 кВ БТ1	110	Т-1	1995	115/6,3/6,3	25	27,36	зимний КЗ 2018 года	4,20	0,15	0,03	27,39	27,39	27,39	27,39	27,39
		110	Т-2	1985	115/6,3/6,3	25
12.	ПС 110 кВ БТ2	110	Т-1	1972	115/38,5/6,6	25	15,01	зимний КЗ 2020 года	-	12,53	5,59	15,01	20,40	20,40	20,60	20,60
		110	Т-2	2008	115/38,5/6,6	40
13.	ПС 110 кВ БТ3	110	Т-1	2008	115/6,6/6,6	25	19,10	зимний КЗ 2020 года	-	1,78	0,30	19,14	19,41	19,41	19,41	19,41
		110	Т-2	1985	115/6,3/6,3	25
14.	ПС 110 кВ В1	110	Т-1	1975	115/38,5/11	16	6,60	летний КЗ 2019 года	2,40	2,81	0,45	6,65	7,05	7,06	7,06	7,06
		110	Т-2	2002	115/38,5/6,6	16	8,11	летний КЗ 2020 года			0,45	8,16	8,56	8,56	8,56	8,56
15.	ПС 110 кВ В10	110	Т-1	1985	115/38,5/11	10	4,38	летний КЗ 2019 года	-	1,47	0,02	4,38	4,40	4,40	4,40	4,40
16.	ПС 110 кВ В2	110	Т-1	1979	110/11	2,5	0,82	летний КЗ 2019 года	-	0,03	-	0,82	0,82	0,82	0,82	0,82
		110	Т-2	1985	110/11	2,5
17.	ПС 110 кВ ГТП	110	Т-1	1985	115/38,5/6,6	40	32,96	зимний КЗ 2019 года	0,90	1,37	0,14	32,98	33,10	33,10	33,10	33,10
		110	Т-2	2003	115/38,8/6,6	40
		110	Т-3	1958	115/6,3	20	-	19 декабря 2018 г.	-		0,07	0,01	0,07	0,07	0,07	0,07
18.	ПС 110 кВ ГТП-2	110	Т-1	1972	115/6,6	16	5,42	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	5,42	5,42	5,42	5,42	5,42
		110	Т-2	1972	115/6,6	16
19.	ПС 110 кВ ГТП-3	110	Т-1	1975	115/6,3/6,3	40	4,83	летний КЗ 2019 года	-	-	-	4,83	4,83	4,83	4,83	4,83
		110	Т-2	1975	115/6,3/6,3	40
20.	ПС 110 кВ ГТП-4	110	Т-1	1974	115/6,6	10	3,17	зимний КЗ 2020 года	-	-	-	3,17	3,17	3,17	3,17	3,17
		110	Т-2	1974	115/6,6	10
21.	ПС 220 кВ Койсуг	220	АТ-1	2013	230/121/27,5	250	159,35	летний КЗ 2020 года	-	0,01	0,01	159,35	159,35	159,35	159,35	159,35
		220	АТ-2	2014	230/121/27,5	250
22.	ПС 110 кВ КС3	110	Т-1	2010	115/6,6/6,6	40	11,11	летний КЗ 2019 года	-	0,65	0,18	11,11	11,29	11,29	11,29	11,29
		110	Т-2	1969	115/38,5/6,3	31,5	13,52	зимний КЗ 2020 года			0,18	13,52	13,77	13,77	13,77	13,77
23.	ПС 110 кВ НГ4	110	Т-1	1989	115/11	16	3,40	зимний КЗ 2019 года	-	-	-	3,40	3,40	3,40	3,40	3,40
		110	Т-2	1981	115/11	16
24.	ПС 110 кВ НГ5	110	Т-1	1985	115/11,5/6,5	25	18,18	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	18,18	18,18	18,18	18,18	18,18
		110	Т-2	1991	115/11/6,6	25
25.	ПС 110 кВ НГ6	110	Т-1	1989	115/6,6	6,3	1,39	зимний КЗ 2018 года	1,50	-	-	1,39	1,39	1,39	1,39	1,39
		110	Т-2	1989	115/6,6	6,3
26.	ПС 110 кВ НГ8	110	Т-1	1995	115/6,6	6,3	1,37	20 июня 2018 г.	-	-	-	1,37	1,37	1,37	1,37	1,37
		110	Т-2	1995	115/6,6	6,3
27.	ПС 220 кВ НЗБ	220	АТ-1	2012	230/121/10,5	125	173,44	20 июня 2018 г.	-	-	-	173,44	173,44	173,44	173,44	173,44
		220	АТ-2	2012	230/121/10,5	125
	ПС 220 кВ НЗБ	110	Т-1	2011	115/38,5/27,5	40	37,77	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	37,77	37,77	37,77	37,77	37,77
		110	Т-2	2011	115/38,5/27,5	40
	ПС 220 кВ НЗБ (Новочеркасская ГТ ТЭЦ)	110	Т-3	2011	115/6,6/6,6	25	29,62	летний КЗ 2020 года	-	-	-	29,62	29,62	29,62	29,62	29,62
		110	Т-4	2011	115/6,6/6,6	25
28.	ПС 110 кВ НЗПМ	110	Т-1	1990	115/38,6/6,3	25	27,05	летний КЗ 2019 года	-	-	-	27,05	27,05	27,05	27,05	27,05
		110	Т-2	1990	115/38,5/6,3	25
29.	ПС 220 кВ НЭЗ	220	АТ-1	1973	230/121/11	125	119,15	летний КЗ 2019 года	-	-	-	119,15	119,15	119,15	119,15	119,15
		220	АТ-2	1973	230/121/11	125
		110	Т-1	1979	115/38,5/11	80	80,31	зимний КЗ 2018 года			-	80,31	80,31	80,31	80,31	80,31
		110	Т-2	1979	115/38,5/11	80
30.	ПС 110 кВ Р1	110	Т-1	1997	115/38,5/6,6	40	37,19	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	37,19	37,19	37,19	37,19	37,19
		110	Т-2	1995	115/38,5/6,6	40
31.	ПС 110 кВ Р10	110	Т-1	1990	115/10,5/10,5	40	34,89	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	34,89	34,89	34,89	34,89	34,89
		110	Т-2	1999	115/10,5/10,5	40
32.	ПС 110 кВ Р12	110	Т-1	2005	115/6,3/6,3	40	26,26	зимний КЗ 2020 года	0,40	-	-	26,26	26,26	26,26	26,26	26,26
		110	Т-2	2005	115/6,3/6,3	40
33.	ПС 110 кВ Р16	110	Т-1	2004	115/6,3/6,3	25	20,18	зимний КЗ 2018 года	2,10	0,01	-	20,18	20,18	20,18	20,18	20,18
		110	Т-2	2004	115/6,6/6,6	25
34.	ПС 110 кВ Р17	110	Т-1	1973	115/6,6/6,6	25	21,34	летний КЗ 2019 года	0,81	-	-	21,34	21,34	21,34	21,34	21,34
		110	Т-2	1973	115/6,6/6,6	25
35.	ПС 110 кВ Р-18 Восточная СКЖД	110	Т-1	1990	115/27,5/6,6	25	12,32	зимний КЗ 2020 года	-	-	-	12,32	12,32	12,32	12,32	12,32
		110	Т-2	1990	115/27,5/6,6	20
36.	ПС 110 кВ Р19	110	Т-1	2007	115/11/11	40	33,65	летний КЗ 2019 года	2,40	1,68	0,07	33,69	33,72	33,72	33,72	33,72
		110	Т-2	2007	115/10,5/10,5	40
37.	ПС 110 кВ Р2	110	Т-1	2005	115/38,5/6,6	40	27,12	зимний КЗ 2018 года	-	0,23	0,08	27,12	27,20	27,20	27,20	27,20
		110	Т-2	2008	115/38,5/6,6	40
38.	ПС 220 кВ Р-20	220	АТ-1	1973	230/121/10,5	200	233,46	летний КЗ 2019 года	-	0,39	0,03	233,46	233,49	233,49	233,49	233,49
		220	АТ-2	1976	230/121/10,5	200
39.	ПС 110 кВ Р22	110	Т-1	2006	115/38,5/6,6	40	20,91	20 июня 2018 г.	-	1,08	0,34	20,97	21,24	21,24	21,24	21,24
		110	Т-2	2006	115/38,5/6,6	40
40.	ПС 110 кВ Р23	110	Т-1	1990	115/6,3/6,3	25	13,56	летний КЗ 2019 года	-	0,97	0,30	13,56	13,86	13,86	13,86	13,86
		110	Т-2	1989	115/6,3/6,3	25
41.	ПС 110 кВ Р24	110	Т-1	1980	115/6,3/6,3	25	20,11	зимний КЗ 2018 года	-	4,48	1,98	22,09	22,09	22,09	22,09	22,09
		110	Т-2	1993	115/6,3/6,3	25
42.	ПС 110 кВ Р25	110	Т-1	1996	115/11/6,3	25	11,62	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	11,62	11,62	11,62	11,62	11,62
		110	Т-2	1990	115/11/6,6	25
43.	ПС 110 кВ Р26	110	Т-1	1987	115/10,5/6,3	40	19,59	летний КЗ 2019 года	-	3,57	1,89	21,48	21,48	21,48	21,48	21,48
		110	Т-2	2011	110/10,5/6,6	40
44.	ПС 110 кВ Р27	110	Т-1	2011	115/11/6,6	40	6,52	зимний КЗ 2020 года	-	4,95	-	6,52	6,52	6,52	6,52	6,52
		110	Т-2	2011	115/11/6,6	40
45.	ПС 110 кВ Р28	110	Т-1	2008	115/11/6,6	40	20,93	зимний КЗ 2018 года	-	4,09	2,93	21,54	23,86	23,86	23,86	23,86
		110	Т-2	2008	115/11/6,6	40
46.	ПС 110 кВ Р29	110	Т-1	2003	115/11	16	6,58	зимний КЗ 2018 года	-	11,07	1,99	7,22	8,56	8,56	8,56	8,56
		110	Т-2	2003	115/11	16
47.	ПС 110 кВ Р3	110	Т-1	1981	115/6,3/6,3	40	28,48	летний КЗ 2019 года	-	4,45	1,45	28,48	29,72	29,72	29,72	29,92
		110	Т-2	1979	115/6,3/6,3	40
48.	ПС 110 кВ Р31	110	Т-1	2007	115/6,3/6,3	40	20,15	зимний КЗ 2018 года	-	1,34	0,04	20,15	20,19	20,19	20,19	20,19
		110	Т-2	2006	115/6,3/6,3	40
49.	ПС 110 кВ Р32	110	Т-1	1979	115/11/6,6	25	17,94	зимний КЗ 2020 года	-	4,96	1,57	19,51	19,51	19,51	19,51	19,51
		110	Т-2	1980	115/11/6,6	25
50.	ПС 110 кВ Р33	110	Т-1	1991	115/11/6,6	25	27,65	летний КЗ 2019 года	8,40	4,28	2,33	29,98	29,98	29,98	29,98	29,98
		110	Т-2	1981	115/11/6,6	25
51.	ПС 110 кВ Р35	110	Т-1	1975	115/10,5/6,6	25	9,37	летний КЗ 2019 года	-	-	-	9,37	9,37	9,37	9,37	9,37
		110	Т-2	1975	115/10,5/6,3	25
52.	ПС 110 кВ Р37	110	Т-1	1998	115/10,5/6,3	40	8,72	летний КЗ 2019 года	-	-	-	8,72	8,72	8,72	8,72	8,72
		110	Т-2	1988	115/10,5/6,3	25
53.	ПС 110 кВ Р38	110	Т-1	1985	115/11	10	3,43	20 июня 2018 г.	-	-	-	3,43	3,43	3,43	3,43	3,43
		110	Т-2	1981	115/11	6,3
54.	ПС 220 кВ Р-4	220	АТ-1	2015	230/121/10,5	250	304,78	летний КЗ 2019 года	0,80	22,67	3,29	304,80	308,08	308,08	308,08	308,08
		220	АТ-2	2015	230/121/10,5	240
		110	Т-1	2017	115/10,5/10,5	25	19,00	зимний КЗ 2020 года			4,70	19,03	23,70	23,70	23,70	23,70
		110	Т-2	2017	115/10,5/10,5	25
55.	ПС 220 кВ Р-40	220	АТ-1	1989	230/121/10,54	125	263,99	зимний КЗ 2018 года	-	4,50	2,00	263,99	265,99	265,99	265,99	265,99
		220	АТ-2	1989	230/121/10,5	125
56.	ПС 110 кВ Р41	110	Т-1	1990	115/6,6	10	5,37	летний КЗ 2019 года	0,20	1,02	0,78	5,37	6,15	6,15	6,15	6,15
		110	Т-2	1990	115/6,6	10
57.	ПС 110 кВ Р5	110	Т-1	2003	115/6,6/6,6	40	11,10	летний КЗ 2019 года	-	0,51	0,28	11,24	11,24	11,24	11,24	11,24
		110	Т-2	1986	115/11/6,6	40	21,65	20 июня 2018 г.			0,28	21,79	21,79	21,79	21,79	21,79
58.	ПС 110 кВ Р6	110	Т-1	2003	115/10,5/10,5	25	22,52	зимний КЗ 2018 года	1,80	-	-	22,52	22,52	22,52	22,52	22,52
		110	Т-2	2003	115/10,5/10,5	25
59.	ПС 110 кВ Р7	110	Т-1	1991	115/38,5/6,6	63	64,31	зимний КЗ 2018 года	15,00	1,24	-	64,31	64,31	64,31	64,31	64,31
		110	Т-2	1989	115/38,5/6,6	63
60.	ПС 110 кВ Р8	110	Т-1	1988	115/11/6,6	40	42,76	зимний КЗ 2018 года	11,50	-	-	42,76	42,76	42,76	42,76	42,76
		110	Т-2	1977	115/11/6,6	40
61.	ПС 110 кВ Р9	110	Т-1	1990	115/39,5/6,3	40	26,04	летний КЗ 2019 года	-	2,55	0,28	26,14	26,32	26,32	26,32	26,32
		110	Т-2	1990	115/38,5/6,6	31,5
62.	ПС 110 кВ РСМ ГПП-1	110	Т-1	1990	115/6,1/6,1	63	47,27	летний КЗ 2019 года	16,50	1,96	0,24	47,31	47,51	47,51	47,51	47,51
		110	Т-2	1990	115/6,1	40
		110	Т-4	1990	115/6,1	40
63.	ПС 110 кВ РСМ ГПП-2	110	Т-1	1990	110/6,1	25	17,10	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	17,10	17,10	17,10	17,10	17,10
		110	Т-2	1990	110/6,1	20
64.	ПС 110 кВ РСМ ГПП-4	110	Т-1	1990	121/6,1/6,1	25	13,61	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	13,61	13,61	13,61	13,61	13,61
		110	Т-2	1990	121/6,1/6,1	25
65.	ПС 110 кВ СМ1	110	Т-1	1999	115/38,5/11	16	16,61	летний КЗ 2019 года	3,50	1,06	0,15	16,71	16,76	16,76	16,76	16,76
		110	Т-2	2009	115/38,5/11	16
66.	ПС 110 кВ СМ2	110	Т-1	2008	115/38,5/11	16	7,09	20 июня 2018 г.	-	0,37	0,05	7,12	7,13	7,13	7,13	7,13
		110	Т-2	2008	115/38,5/11	16
67.	ПС 110 кВ СМ3	110	Т-1	1957	110/35/6,6	10	-	19 декабря 2018 г.	-	0,15	0,01	-	0,01	0,01	0,01	0,01
		110	Т-2	1993	110/38,5/6,6	10	3,95	зимний КЗ 2020 года			0,01	3,95	3,96	3,96	3,96	3,96
68.	ПС 110 кВ СМ4	110	Т-1	2018	115/11	2,5	0,99	19 декабря 2018 г.	-	0,16	0,01	0,99	1,00	1,00	1,00	1,00
69.	ПС 110 кВ Хапры - Тяговая	110	Т-1	1990	121/28,876/11	31,5	20,19	зимний КЗ 2018 года	-	0,33	0,05	20,20	20,24	20,24	20,24	20,24
		110	Т-2	1990	121/28,876/11	31,5
70.	ПС 110 кВ Спортивная	110	Т-1	2017	115/11/11	40	7,50	20 июня 2018 г.	0,50	-	-	7,50	7,50	7,50	7,50	7,50
		110	Т-2	2017	115/11/11	40
71.	ПС 110 кВ Алексеевская	110	Т-1	1981	115/38,5/11	16	15,80	зимний КЗ 2020 года	-	1,63	0,29	15,89	16,09	16,09	16,09	16,09
		110	Т-2	1987	115/38,5/11	16
72.	ПС 110 кВ Дарагановская	110	Т-1	1977	115/38,5/11	16	8,76	зимний КЗ 2020 года	-	0,78	0,12	8,82	8,88	8,88	8,88	8,88
73.	ПС 110 кВ Ефремовская	110	Т-1	1986	115/11	6,3	0,62	зимний КЗ 2020 года	-	-	-	0,62	0,62	0,62	0,62	0,62
74.	ПС 110 кВ Искра (от ПС 220 кВ Амвросиевская)	110	Т-1	1983	110/10	2,5	0,32	20 июня 2018 г.	-	-	-	0,32	0,32	0,32	0,32	0,32
75.	ПС 110 кВ Латоновская	110	Т-1	1978	115/38,5/11	6,3	2,94	зимний КЗ 2020 года	-	0,39	0,07	2,95	3,02	3,02	3,02	3,02
		110	Т-2	1991	115/38,5/11	6,3
76.	ПС 110 кВ Лиманная	110	Т-1	1978	115/11	6,3	1,27	зимний КЗ 2019 года	-	0,47	0,09	1,34	1,36	1,36	1,36	1,36
77.	ПС 110 кВ Некрасовская	110	Т-2	1986	115/11	6,3	0,84	зимний КЗ 2020 года	-	0,10	0,02	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85
78.	ПС 110 кВ Новиковская	110	Т-1	1981	115/38,5/11	10	2,59	зимний КЗ 2020 года	-	0,18	0,04	2,59	2,63	2,63	2,63	2,63
79.	ПС 110 кВ Носовская	110	Т-1	1987	115/11	10	0,76	летний КЗ 2020 года	0,71	0,11	0,02	0,76	0,78	0,78	0,78	0,78
80.	ПС 110 кВ Отрадненская	110	Т-1	1984	115/11	6,3	0,63	зимний КЗ 2018 года	-	0,11	0,02	0,65	0,65	0,65	0,65	0,65
81.	ПС 110 кВ Очистные сооружения	110	Т-1	1976	115/38,5/6,6	16	12,06	зимний КЗ 2020 года	-	5,08	1,61	12,29	12,66	12,66	12,66	13,67
		110	Т-2	1975	115/38,5/6,6	16
82.	ПС 110 кВ Рябиновская	110	Т-1	1984	115/38,5/11	6,3	4,82	19 декабря 2018 г.	-	1,18	0,23	4,95	5,04	5,04	5,04	5,04
83.	ПС 110 кВ Самбек	110	Т-1	1970	115/11	16	4,13	8 августа 2017 г.	1,70	2,30	0,26	4,16	4,28	4,28	4,28	4,28
		110	Т-2	1969	115/6,6	10
84.	ПС 110 кВ Синявская	110	Т-1	2016	110/38,5/11	5,6	6,29	зимний КЗ 2018 года	1,20	1,48	0,21	6,34	6,50	6,50	6,50	6,50
		110	Т-2	1984	115/38,5/11	10
85.	ПС 110 кВ Т1	110	Т-1	1966	115/38,5/6,6	40	33,58	зимний КЗ 2020 года	12,60	2,40	0,30	33,71	33,88	33,88	33,88	33,88
		110	Т-2	1954	115/38,5/6,3	20
86.	ПС 110 кВ Т10 тяг.	110	Т-1	1989	115/38,5/27,5	40	8,62	зимний КЗ 2020 года	-	4,95	3,85	8,62	12,47	12,47	12,47	12,47
87.	ПС 110 кВ Т11	110	Т-1	1962	110/38,5/6,6	31,5	21,92	зимний КЗ 2020 года	2,00	0,24	0,02	21,92	21,94	21,94	21,94	21,94
		110	Т-2	1965	110/38,5/6,6	31,5	-					-	-	-	-	-
88.	ПС 110 кВ Т13 (ОАО "Красный Котельщик")	110	Т-1	1965	110/38,5/6,6	31,5	15,54	20 декабря 2017 г.	2,00	0,86	0,13	15,61	15,67	15,67	15,67	15,67
		110	Т-2	1965	115/6,3	40	-					-	-	-	-	-
89.	ПС 110 кВ Троицкая-1	110	Т-3	1975	115/38,5/11	16	16,81	зимний КЗ 2018 года	0,24	6,50	0,56	17,37	17,37	17,37	17,37	17,37
90.	ПС 110 кВ Т17	110	Т-1	1980	115/6,6	10	7,56	зимний КЗ 2018 года	0,20	0,96	0,35	7,88	7,91	7,91	7,91	7,91
		110	Т-2	1985	115/6,6	16	-					-	-	-	-	-
91.	ПС 110 кВ Т-24	110	Т-1	1969	115/38,5/6,6	31,5	5,94	зимний КЗ 2019 года	-	-	-	5,94	5,94	5,94	5,94	5,94
92.	ПС 110 кВ Т24Д	110	Т-3	1990	115/6,6/6,3	63	3,60	зимний КЗ 2020 года	-	-	-	3,60	3,60	3,60	3,60	3,60
		110	Т-4	1990	115/6,3	63	-					-	-	-	-	-
93.	ПС 110 кВ Т25	110	Т-1	1975	115/38,5/6,3	40	11,79	8 августа 2017 г.	0,10	0,05	-	11,79	11,79	11,79	11,79	11,79
		110	Т-2	1981	115/38,5/6,3	40	-					-	-	-	-	-
94.	ПС 110 кВ Т26	110	Т-1	1978	115/11	16	5,49	зимний КЗ 2020 года	1,80	0,02	-	5,49	5,49	5,49	5,49	5,49
		110	Т-2	1982	115/11	16	-					-	-	-	-	-
95.	ПС 110 кВ Т27	110	Т-1	1982	115/11	16	11,15	зимний КЗ 2020 года	-	0,68	-	11,15	11,16	11,16	11,16	11,16
		110	Т-2	1985	115/11	16	-					-	-	-	-	-
96.	ПС 110 кВ Т5	110	Т-1	1973	115/6,6	16	15,70	зимний КЗ 2018 года	0,90	1,52	0,17	15,73	15,87	15,87	15,87	15,87
		110	Т-2	1979	115/6,6	16	-					-	-	-	-	-
97.	ПС 110 кВ Т9	110	Т-1	2007	115/6,6	25	19,75	зимний КЗ 2019 года	0,60	0,82	-	19,75	19,75	19,75	19,75	19,75
		110	Т-2	2007	115/6,3	25	-					-	-	-	-	-
98.	ПС 110 кВ Федоровская	110	Т-1	1990	115/38,5/11	10	7,94	19 декабря 2018 г.	-	0,17	0,03	7,95	7,96	7,96	7,96	7,96
		110	Т-2	1990	115/38,5/11	10	-					-	-	-	-	-
99.	ПС 110 кВ Чалтырь	110	Т-3	1994	115/38,5/11	16	30,43	зимний КЗ 2018 года	14,70	14,66	2,84	30,99	33,27	33,27	33,27	33,27
		110	Т-2	2013	115/38,5/11	25	-					-	-	-	-	-
100.	ПС 110 кВ Т-12 ОАО "Восток"	110	Т-1	1990	110/35/6	31,5	10,73	зимний КЗ 2020 года	1,30	-	-	10,73	10,73	10,73	10,73	10,73
		110	Т-2	1990	110/35/6	31,5	-					-	-	-	-	-
101.	ПС 110 кВ Т21	110	Т-1	1990	110/6,3	25	15,70	зимний КЗ 2018 года	0,10	0,17	0,03	15,72	15,73	15,73	15,73	15,73
		110	Т-2	1990	110/6,3	25	-					-	-	-	-	-
102.	ПС 110 кВ Т22 (ОАО "Восток")	110	Т-1	1990	110/6,3	25	26,50	зимний КЗ 2020 года	-	-	-	26,50	26,50	26,50	26,50	26,50
		110	Т-2	1990	110/6,3	25
		110	Т-3	1990	110/35/	40	-	19 декабря 2018 г.	-		-	-	-	-	-	-
103.	ПС 110 кВ Т23	110	Т-1	1990	110/6,6	25	15,80	зимний КЗ 2018 года	1,10	-	-	15,80	15,80	15,80	15,80	15,80
		110	Т-2	1990	110/6,6	25
104.	ПС 110 кВ Егорлыкская	110	Т-1	1968	110/36/10,5	10	8,26	летний КЗ 2019 года	0,10	0,55	0,08	8,32	8,33	8,33	8,33	8,33
		110	Т-2	1968	115/36/10,5	10
105.	ПС 110 кВ Роговская	110	Т-1	1979	115/35,5/10,4	10	3,47	19 июня 2018 г.	-	0,39	0,04	3,47	3,51	3,51	3,51	3,51
106.	ПС 110 кВ Балкогрузская	110	Т-1	1986	115/35,5/10,5	6,3	1,22	19 декабря 2018 г.	-	0,19	0,03	1,25	1,26	1,26	1,26	1,26
107.	ПС 110 кВ А1	110	Т-1	1973	115/35/6,3	40	37,46	зимний КЗ 2018 года	-	4,09	1,65	38,97	39,11	39,11	39,11	39,11
		110	Т-2	2008	115/35,5/6,3	50	-					-	-	-	-	-
108.	ПС 110 кВ Самарская	110	Т-1	1978	115/38,5/11	10	8,52	19 июня 2018 г.	-	2,19	0,24	8,68	8,76	8,76	8,76	8,76
109.	ПС 110 кВ А12	110	Т-1	1982	115/10,5	16	2,14	зимний КЗ 2018 года	-	0,16	0,04	2,15	2,17	2,17	2,17	2,17
		110	Т-2	1982	115/10,5	16	-					-	-	-	-	-
110.	ПС 220 кВ А-20	220	АТ-1	2003	230/115/10,1	125	87,16	зимний КЗ 2018 года	-	17,86	13,78	87,19	100,94	100,94	100,94	100,94
		220	АТ-2	2010	230/115/10,1	125	-					-	-	-	-	-
111.	ПС 110 кВ А25	110	Т-1	1982	115/6,6	10	2,76	зимний КЗ 2020 года	-	-	-	2,76	2,76	2,76	2,76	2,76
		110	Т-2	1982	115/6,6	10	-					-	-	-	-	-
112.	ПС 110 кВ А26	110	Т-1	2008	115/10,5	40	12,67	зимний КЗ 2018 года	-	0,38	0,04	12,67	12,71	12,71	12,71	12,71
		110	Т-2	2008	115/10,5	40	-					-	-	-	-	-
113.	ПС 220 кВ А-30	220	АТ-2	1985	230/121/10,5	63	24,27	19 июня 2018 г.	-	0,07	-	24,27	24,28	24,28	24,28	24,28
114.	ПС 110 кВ А31	110	Т-1	1988	115/38,5/11	16	10,70	летний КЗ 2020 года	-	3,43	0,33	10,83	11,04	11,04	11,04	11,04
115.	ПС 110 кВ А32	110	Т-1	1990	115/38,5/11	10	4,55	летний КЗ 2020 года	-	0,20	0,03	4,55	4,57	4,57	4,57	4,57
		110	Т-2	1990	115/38,5/11	10	-					-	-	-	-	-
116.	ПС 110 кВ НС-1	110	Т-1	1990	110/5,8	6,3	3,71	19 декабря 2018 г.	-	2,02	0,34	3,76	4,05	4,05	4,05	4,05
117.	ПС 110 кВ НС-2 (от ПС 220 кВ Койсуг)	110	Т-1	1970	110/6,3	10	3,11	19 июня 2018 г.	-	2,98	0,29	3,27	3,40	3,40	3,40	3,40
118.	ПС 110 кВ НС-3 (от ПС 220 кВ Койсуг)	110	Т-1	1976	115/38,5/6,4	16	5,11	летний КЗ 2020 года	-	0,13	0,01	5,11	5,12	5,12	5,12	5,12
119.	ПС 110 кВ Кугей - Тягов (МПС РФ РДЭ СКЖД)	110	Т-1	1990	110/35/27,5	40	15,74	зимний КЗ 2020 года	-	0,43	0,07	15,78	15,81	15,81	15,81	15,81
		110	Т-2	1990	110/35/27,5	40	-					-	-	-	-	-
120.	ПС 110 кВ ЗР10	110	Т-1	1982	110/10,6	6,3	1,47	летний КЗ 2019 года	-	0,04	-	1,47	1,47	1,47	1,47	1,47
		110	Т-2	1994	110/10,6	6,3	-					-	-	-	-	-
121.	ПС 110 кВ ЗР14	110	Т-1	1978	115/38,5/10,2	10	2,79	19 декабря 2018 г.	-	0,17	0,01	2,79	2,80	2,80	2,80	2,80
122.	ПС 110 кВ ЗР15	110	Т-1	1974	115/10,5	6,3	1,44	летний КЗ 2020 года	-	0,55	0,08	1,44	1,52	1,52	1,52	1,52
123.	ПС 110 кВ ЗР3	110	Т-1	1982	115/10	6,3	1,61	зимний КЗ 2020 года	-	0,14	0,03	1,64	1,64	1,64	1,64	1,64
124.	ПС 110 кВ Манычская	110	Т-1	1978	110/10,2	6,3	0,77	19 июня 2018 г.	-	0,05	-	0,77	0,77	0,77	0,77	0,77
125.	ПС 110 кВ Краснолученская	110	Т-1	1981	115/38,5/10,4	16	2,41	19 июня 2018 г.	-	0,03	-	2,41	2,41	2,41	2,41	2,41
126.	ПС 220 кВ Зерновая	220	АТ-1	1991	230/121/10,5	125	82,57	летний КЗ 2020 года	-	0,98	0,06	82,58	82,62	82,62	82,62	82,62
		220	АТ-2	2006	230/121/10,5	125
		110	Т-1	1991	121/38,5/10,5	23	16,69	зимний КЗ 2018 года			0,09	16,72	16,78	16,78	16,78	16,78
		110	Т-2	2000	121/38,5/10,5	16
127.	ПС 110 кВ Полячки	110	Т-1	1990	115/10,2	6,3	0,82	19 декабря 2018 г.	-	0,03	0,01	0,82	0,82	0,82	0,82	0,82
128.	ПС 110 кВ Звонкая-110	110	Т-1	1978	115/38,5/10,5	10	4,96	19 декабря 2018 г.	-	1,55	0,24	5,01	5,20	5,20	5,20	5,20
129.	ПС 110 кВ БОС	110	Т-1	1980	115/10,5	6,3	3,72	19 декабря 2018 г.	-	3,44	1,99	3,74	5,71	5,71	5,71	5,71
130.	ПС 110 кВ Юбилейная	110	Т-2	1979	115/38,5/11	10	6,78	зимний КЗ 2019 года	-	0,48	0,08	6,78	6,86	6,86	6,86	6,86
131.	ПС 110 кВ Заря	110	Т-1	2020	115/38,5/11	63	-	летний КЗ 2020 года	-	-	-	-	-	-	-	-
		110	Т-2	2020	115/38,5/11	63	-					-	-	-	-	-
132.	ПС 110 кВ Г2	110	Т-1	1966	112/38,5/6,6	31,5	17,98	летний КЗ 2019 года	-	0,14	0,02	17,98	17,99	17,99	17,99	17,99
		110	Т-2	2012	115/38,5/6,6	25	-					-	-	-	-	-
133.	ПС 110 кВ Г4	110	Т-1	1980	115/38,5/6,6	25	13,23	18 апреля 2018 г.	-	-	-	13,23	13,23	13,23	13,23	13,23
		110	Т-2	1980	115/38,5/6,6	25	-					-	-	-	-	-
134.	ПС 110 кВ Г9	110	Т-1	1979	115/6,6	16	4,60	18 апреля 2018 г.	-	1,25	0,68	5,28	5,28	5,28	5,28	5,28
135.	ПС 110 кВ Г10	110	Т-1	1987	115/38,5/6,6	25	26,29	21 февраля 2018 г.	-	0,12	0,01	26,29	26,31	26,31	26,31	26,31
		110	Т-2	1987	115/38,5/6,6	25	-					-	-	-	-	-
136.	ПС 110 кВ Г13	110	Т-1	1984	115/6,3/6,6	16	0,48	17 января 2018 г.	-	-	-	0,48	0,48	0,48	0,48	0,48
		110	Т-2	1984	115/6,3/6,6	16	-					-	-	-	-	-
137.	ПС 110 кВ Г14	110	Т-1	1986	110/38,5/6,6	7,5	1,02	зимний КЗ 2019 года	-	0,25	0,03	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05
138.	ПС 110 кВ Г15	110	Т-1	1989	115/6,3/6,6	10	2,08	зимний КЗ 2018 года	-	0,02	0,01	2,08	2,08	2,08	2,08	2,08
		110	Т-2	1989	115/6,3/6,6	10	-					-	-	-	-	-
139.	ПС 110 кВ Г18	110	Т-1	1978	115/6,6	6,3	5,28	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	5,28	5,28	5,28	5,28	5,28
		110	Т-2	2003	115/6,6	6,3	-					-	-	-	-	-
140.	ПС 110 кВ Н1	110	Т-1	1978	115/38,5/6,6	25	9,81	зимний КЗ 2018 года	0,44	-	-	9,81	9,81	9,81	9,81	9,81
		110	Т-2	1963	112/38,5/3,3	20	5,99					5,99	5,99	5,99	5,99	5,99
141.	ПС 110 кВ Н4	110	Т-1	1967	115/38,5/6,6	40	24,24	зимний КЗ 2018 года	-	0,07	0,01	24,24	24,26	24,26	24,26	24,26
		110	Т-2	1969	115/38,5/6,6	40	-					-	-	-	-	-
142.	ПС 110 кВ Н8	110	Т-4	1985	115/38,5/6,6	25	7,10	21 марта 2018 г.	-	0,24	0,05	7,11	7,16	7,16	7,16	7,16
143.	ПС 110 кВ Н9	110	Т-1	1976	115/38,5/11	16	13,82	летний КЗ 2019 года	-	1,02	0,14	13,83	13,95	13,95	13,95	13,95
		110	Т-2	1991	115/38,5/11	16	-					-	-	-	-	-
144.	ПС 110 кВ Н13	110	Т-1	1979	115/11	6,3	0,65	20 июня 2018 г.	-	0,04	-	0,65	0,65	0,65	0,65	0,65
		110	Т-2	1993	115/11	6,3	-					-	-	-	-	-
145.	ПС 110 кВ Н15	110	Т-1	1986	115/38,5/11	10	1,64	19 декабря 2018 г.	-	0,10	0,01	1,64	1,65	1,65	1,65	1,65
146.	ПС 110 кВ Н16	110	Т-1	1986	115/11	16	2,87	летний КЗ 2019 года	-	-	-	2,87	2,87	2,87	2,87	2,87
		110	Т-2	2014	115/11	6,3	-					-	-	-	-	-
147.	ПС 110 кВ Н17	110	Т-1	1977	115/38,5/11	16	1,52	17 января 2018 г.	-	0,13	0,02	1,52	1,54	1,54	1,54	1,54
148.	ПС 110 кВ Н21	110	Т-1	1988	110/11	2,5	0,38	19 декабря 2018 г.	-	0,05	0,01	0,38	0,39	0,39	0,39	0,39
149.	ПС 110 кВ С2	110	Т-1	2020	115/6,6	6,3	4,58	зимний КЗ 2018 года	-	0,37	0,06	4,58	4,64	4,64	4,64	4,64
		110	Т-2	1970	112/38,5/6,3	20	-					-	-	-	-	-
150.	ПС 110 кВ С5	110	Т-1	1977	115/11	6,3	2,09	зимний КЗ 2018 года	0,06	1,05	0,23	2,11	2,32	2,32	2,32	2,32
		110	Т-2	1977	115/11	6,3	-					-	-	-	-	-
151.	ПС 110 кВ С6	110	Т-2	1990	115/6,6	6,3	3,38	19 декабря 2018 г.	-	0,13	0,02	3,38	3,40	3,40	3,40	3,40
152.	ПС 110 кВ С7	110	Т-2	1986	115/10,5	6,3	2,05	19 декабря 2018 г.	-	-	-	2,05	2,05	2,05	2,05	2,05
153.	ПС 110 кВ Ш6	110	Т-1	1973	115/11	63	14,11	зимний КЗ 2020 года	-	-	-	14,11	14,11	14,11	14,11	14,11
		110	Т-2	1973	115/11	63	-					-	-	-	-	-
154.	ПС 110 кВ Ш8	110	Т-1	1967	115/38,5/6,3	20	13,12	21 марта 2018 г.	-	-	-	13,12	13,12	13,12	13,12	13,12
		110	Т-2	1967	115/38,5/6,3	20	-					-	-	-	-	-
155.	ПС 110 кВ Ш9	220	Т-1	1963	112/38,5/6,6	15	14,93	летний КЗ 2019 года	-	1,46	0,07	14,93	15,00	15,00	15,00	15,00
		220	Т-2	1971	115/38,5/6,6	25	-					-	-	-	-	-
156.	ПС 110 кВ Ш14	110	Т-1	1967	115/38,5/11	10	6,68	17 января 2018 г.	0,17	1,01	0,06	6,71	6,74	6,74	6,74	6,74
		110	Т-2	1969	112/38,5/27,5	20	2,60	17 января 2018 г.			0,06	2,62	2,66	2,66	2,66	2,66
157.	ПС 110 кВ Ш16	110	Т-1	1971	115/38,5/11	40	43,88	зимний КЗ 2018 года	6,48	0,86	0,10	43,93	43,98	43,98	43,98	43,98
		110	Т-2	1982	115/38,5/11	40	-					-	-	-	-	-
158	ПС 110 кВ Ш34	110	Т-1	1987	115/38,5/11	25	12,72	летний КЗ 2019 года	-	1,50	0,16	12,76	12,88	12,88	12,88	12,88
		110	Т-2	1988	115/38,5/11	16	-					-	-	-	-	-
159.	ПС 110 кВ Ш35	110	Т-1	1982	115/38,5/11	20	5,44	зимний КЗ 2018 года	1,20	0,15	0,02	5,44	5,47	5,47	5,47	5,47
		110	Т-2	1982	112/38,5/11	20	-					-	-	-	-	-
160.	ПС 110 кВ Ш36	110	Т-1	1978	110/11	2,5	1,03	19 декабря 2018 г.	-	0,12	0,02	1,03	1,05	1,05	1,05	1,05
161.	ПС 110 кВ Ш37	110	Т-2	1987	110/11	2,5	0,63	19 декабря 2018 г.	-	0,01	-	0,63	0,63	0,63	0,63	0,63
162.	ПС 110 кВ Ш38	110	Т-2	1980	110/11	2,5	1,08	зимний КЗ 2019 года	-	0,33	0,07	1,15	1,15	1,15	1,15	1,15
163.	ПС 110 кВ Ш42	110	Т-1	1984	115/11	6,3	6,28	зимний КЗ 2018 года	0,33	0,50	0,07	6,29	6,35	6,35	6,35	6,35
		110	Т-2	1984	115/11	6,3	-					-	-	-	-	-
164.	ПС 110 кВ Ш43	110	Т-1	1984	115/6,6	6,3	2,91	20 июня 2018 г.	-	0,24	0,02	2,91	2,93	2,93	2,93	2,93
165.	ПС 110 кВ Ш44	110	Т-1	1986	115/38,5/6,6	16	4,12	зимний КЗ 2018 года	-	5,86	4,56	8,68	8,68	8,68	8,68	8,68
		110	Т-2	1986	115/38,5/6,6	16	-					-	-	-	-	-
166.	ПС 110 кВ Ш46	110	Т-1	1988	115/6,6	10	5,99	17 января 2018 г.	-	-	-	5,99	5,99	5,99	5,99	5,99
		110	Т-2	1988	115/6,6	10	-					-	-	-	-	-
167.	ПС 110 кВ Ш47	110	Т-2	1989	115/11	10	1,43	19 декабря 2018 г.	0,34	0,05	0,01	1,43	1,44	1,44	1,44	1,44
168.	ПС 110 кВ Ш49	110	Т-1	1989	115/11	10	2,11	зимний КЗ 2020 года	-	-	-	2,11	2,11	2,11	2,11	2,11
169.	ПС 110 кВ ГП (АО "Донэнерго")	110	Т-1	1974	110/10,5	6,3	14,88	летний КЗ 2019 года	-	-	-	14,88	14,88	14,88	14,88	14,88
		110	Т-2	1979	110/10,5	20	-					-	-	-	-	-
170.	ПС 110 кВ Замчалово (Лу РЖД)	110	Т-1	1990	115/38,5/27,5	40	34,23	20 июня 2018 г.	-	2,87	1,56	35,64	35,64	35,64	35,64	35,64
		110	Т-2	1990	115/38,5/27,5	40	-					-	-	-	-	-
171.	ПС 110 кВ Карьер (ООО "ТЭСК")	110	Т-1	1990	115/6,3	6,3	1,73	зимний КЗ 2020 года	-	-	-	1,73	1,73	1,73	1,73	1,73
172.	ПС 110 кВ Лесостепь (Ру РЖД)	110	Т-1	1990	115/38,5/27,5	40	25,84	летний КЗ 2020 года	-	-	-	25,84	25,84	25,84	25,84	25,84
		110	Т-2	1990	115/38,5/27,5	40	-					-	-	-	-	-
173.	ПС 110 кВ НЗНП (завод НЗНП)	110	Т-1	1990	115/6,3/6,3	40	12,13	21 февраля 2018 г.	-	10,00	7,78	12,13	19,91	19,91	19,91	19,91
		110	Т-2	1990	115/6,3/6,3	40	-					-	-	-	-	-
174.	ПС 110 кВ С1 (Энерготранс)	110	Т-1	1933	115/6,3	16	6,26	20 июня 2018 г.	-	-	-	6,26	6,26	6,26	6,26	6,26
		110	Т-2	1933	115/6,6	15	-					-	-	-	-	-
175.	ПС 110 кВ С3 (ОАО "ОЭК")	110	Т-1	1990	115/11	10	5,14	17 января 2018 г.	-	-	-	5,14	5,14	5,14	5,14	5,14
		110	Т-2	1990	115/11	10	-					-	-	-	-	-
176.	ПС 110 кВ С4 (ЮжСталь)	110	Т-1	1990	115/11/11	63	0,17	летний КЗ 2020 года	-	-	-	0,17	0,17	0,17	0,17	0,17
		110	Т-2	1990	115/11/11	25	-					-	-	-	-	-
177.	ПС 110 кВ Стальная (Юж сталь)	110	Т-1	1990	115/11/11	63	-	летний КЗ 2020 года	-	-	-	-	-	-	-	-
		110	Т-2	1990	115/11/11	63	-					-	-	-	-	-
178.	ПС 110 кВ Ш-28 (ООО "Шахтинская керамика")	110	Т-1	1990	115/10,5/10,5	25	9,85	зимний КЗ 2020 года	-	-	-	9,85	9,85	9,85	9,85	9,85
		110	Т-2	1990	115/10,5/10,5	25	-					-	-	-	-	-
179.	ПС 110 кВ Ш29 (ООО "Энерготранс")	110	Т-1	1978	115/6,6	10	13,56	20 июня 2018 г.	-	-	-	13,56	13,56	13,56	13,56	13,56
		110	Т-2	1978	115/6,6	10	-					-	-	-	-	-
180.	ПС 110 кВ Ш45 (ООО "Энерготранс")	110	Т-1	1980	115/6,6/6,3	25	2,67	20 октября 2018 г.	-	6,00	3,33	6,00	6,00	6,00	6,00	6,00
		110	Т-2	1980	115/6,6/6,3	25	-					-	-	-	-	-
181.	ПС 110 кВ Дальняя	110	Т-1	1990	115/6,6/6,3	10	4,03	20 июня 2018 г.	-	0,04	-	4,03	4,04	4,04	4,04	4,04
		110	Т-2	1990	115/6,6/6,3	10	-					-	-	-	-	-
182.	ПС 110 кВ Г19 (ОАО "Донуголь")	110	Т-1	1990	115/6,6/6,3	10	5,01	20 июня 2018 г.	-	-	-	5,01	5,01	5,01	5,01	5,01
		110	Т-2	1990	115/6,6/6,3	10	-					-	-	-	-	-
183.	ПС 110 кВ ЦОФ (ООО "Диагональ")	110	Т-1	1990	115/6,6	10	0,54	20 июня 2018 г.	-	-	-	0,54	0,54	0,54	0,54	0,54
		110	Т-2	1990	115/6,6	10	-					-	-	-	-	-
184.	ПС 110 кВ ШГТЭС	110	ТС-1	2010	115/38,5/11	40	33,55	зимний КЗ 2018 года	-	0,08	0,01	33,55	33,56	33,56	33,56	33,56
		110	ТС-2	2010	115/38,5/11	40
		110	ТБ-1	2001	115/11/11	40	72,03	зимний КЗ 2018 года				72,03	72,04	72,04	72,04	72,04
		110	ТБ-2	2001	115/11/11	40
185.	ПС 110 кВ Щебзавод (ООО "Обуховский Щебзавод")	110	Т-1	1990	115/6,6	6,3	6,25	зимний КЗ 2020 года	-	-	-	6,25	6,25	6,25	6,25	6,25
186.	ПС 110 кВ Центральная	110	Т-1	1968	115/38,5/6,6	10	12,20	зимний КЗ 2019 года	10,00	0,51	0,08	12,20	12,28	12,28	12,28	12,28
		110	Т-2	1945	110/38,5/6,6	7,5	-					-	-	-	-	-
187.	ПС 110 кВ Обливная	110	Т-2	1980	115/38,5/6,6	6,3	2,07	16 января 2018 г.	-	0,27	0,05	2,08	2,12	2,12	2,12	2,12
188.	ПС 110 кВ Василевская	110	Т-1	1989	115/38,5/11	10	4,22	20 марта 2018 г.	-	0,23	0,05	4,22	4,27	4,27	4,27	4,27
189.	ПС 110 кВ Добровольская	110	Т-1	1967	110/38,5/6,6	20	7,34	летний КЗ 2019 года	-	-	-	7,34	7,34	7,34	7,34	7,34
		110	Т-2	1978	115/38,5/6,6	25	-					-	-	-	-	-
190.	ПС 110 кВ Северный Портал	110	Т-1	1985	115/38,5/6,6	6,3	1,55	зимний КЗ 2020 года	-	0,05	-	1,55	1,55	1,55	1,55	1,55
191.	ПС 110 кВ НС-1 (от ПС 110 кВ Мартыновская)	110	Т-1	1990	115/ /6,6	10	2,00	летний КЗ 2020 года	-	0,09	0,01	2,01	2,01	2,01	2,01	2,01
192.	ПС 110 кВ НС-2 (от ПС 220 кВ Зимовники)	110	Т-1	1990	115/6,6	6,3	0,81	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	0,81	0,81	0,81	0,81	0,81
193.	ПС 110 кВ Приволенская	110	Т-1	1973	110/ /11	3,2	0,34	16 января 2018 г.	-	0,03	-	0,34	0,35	0,35	0,35	0,35
194.	ПС 110 кВ Глубокинская	110	Т-1	1976	110/ /11	2,5	0,64	зимний КЗ 2018 года	-	0,02	-	0,64	0,64	0,64	0,64	0,64
195.	ПС 110 кВ Большовская	110	Т-1	1974	110/38,5/11	6,3	2,41	зимний КЗ 2019 года	-	0,18	0,03	2,42	2,44	2,44	2,44	2,44
196.	ПС 110 кВ Конзаводская	110	Т-1	1981	110/ /11	2,5	0,53	16 января 2018 г.	-	-	-	0,53	0,53	0,53	0,53	0,53
197.	ПС 110 кВ Константиновская	110	Т-1	1980	115/38,5/11	10	6,03	зимний КЗ 2020 года	-	0,35	0,06	6,08	6,09	6,09	6,09	6,09
		110	Т-2	1980	115/38,5/11	10	-					-	-	-	-	-
198.	ПС 110 кВ Заветинская	110	Т-1	1976	115/38,5/11	6,3	4,25	зимний КЗ 2020 года	-	0,41	0,07	4,29	4,33	4,33	4,33	4,33
		110	Т-2	1977	115/38,5/11	6,3	-					-	-	-	-	-
199.	ПС 110 кВ Дружба	110	Т-2	1990	115/ /11	6,3	0,55	16 января 2018 г.	-	0,02	-	0,55	0,55	0,55	0,55	0,55
200.	ПС 110 кВ Мартыновская	110	Т-1	2013	110/38,5/11	10	6,31	16 января 2018 г.	-	0,85	0,17	6,34	6,48	6,48	6,48	6,48
		110	Т-2	1975	115/38,5/11	10	-					-	-	-	-	-
201.	ПС 110 кВ Хуторская	110	Т-1	1977	115/38,5/11	6,3	1,45	зимний КЗ 2018 года	-	0,13	0,01	1,45	1,47	1,47	1,47	1,47
		110	Т-2	1983	115/38,5/11	6,3	-					-	-	-	-	-
202.	ПС 110 кВ НС-9	110	Т-1	1976	115/38,5/6,6	16	3,02	зимний КЗ 2020 года	-	0,27	0,05	3,04	3,06	3,06	3,06	3,06
		110	Т-2	1976	115/38,5/6,6	16	-					-	-	-	-	-
203.	ПС 110 кВ Дубенцовская	110	Т-1	1978	115/38,5/11	10	2,29	зимний КЗ 2018 года	-	0,53	0,10	2,30	2,39	2,39	2,39	2,39
204.	ПС 110 кВ НС-3 (от ПС 220 кВ Зимовники)	110	Т-1	1990	115/38,5/6,6	10	2,72	зимний КЗ 2018 года	-	0,50	0,02	2,72	2,74	2,74	2,74	2,74
205.	ПС 110 кВ НС-6	110	Т-1	1976	115/ /6,3	6,3	-	16 января 2018 г.	-	-	-	-	-	-	-	-
206.	ПС 110 кВ Комаровская	110	Т-1	1981	115/38,5/11	6,3	4,17	зимний КЗ 2020 года	-	0,39	0,04	4,18	4,21	4,21	4,21	4,21
207.	ПС 110 кВ Октябрьская	110	Т-1	1983	115/38,5/11	6,3	0,35	летний КЗ 2020 года	-	0,03	0,01	0,35	0,35	0,35	0,35	0,35
		110	Т-2	1982	115/38,5/6,6	6,3	0,04	16 января 2018 г.				0,04	0,05	0,05	0,05	0,05
208.	ПС 110 кВ Б. Ремонтное	110	Т-1	1981	110/11	7,5	0,20	летний КЗ 2019 года	-	0,02	0,01	0,20	0,21	0,21	0,21	0,21
		110	Т-2	2010	110/11	2,5	-					-	-	-	-	-
209.	ПС 110 кВ Дубовская	110	Т-2	1982	115/38,5/11	10	3,11	зимний КЗ 2020 года	-	0,05	0,01	3,12	3,12	3,12	3,12	3,12
210.	ПС 110 кВ Цимлянская	110	Т-1	1982	115/38,5/11	16	8,93	зимний КЗ 2018 года	-	0,36	0,03	8,93	8,96	8,96	8,96	8,96
		110	Т-2	1994	115/38,5/11	10	-					-	-	-	-	-
211.	ПС 110 кВ Денисовская (от ПС 110 кВ Ремонтненская)	110	Т-1	1982	110/11	2,5	0,30	зимний КЗ 2018 года	-	0,06	0,01	0,30	0,31	0,31	0,31	0,31
		110	Т-2	1982	110/11	2,5	-					-	-	-	-	-
212.	ПС 110 кВ Богородская	110	Т-1	1984	110/11	2,5	0,22	зимний КЗ 2020 года	-	0,02	-	0,22	0,22	0,22	0,22	0,22
213.	ПС 110 кВ КГУ	110	Т-1	1981	115/38,5/11	10	5,92	зимний КЗ 2020 года	-	0,37	0,05	5,93	5,97	5,97	5,97	5,97
		110	Т-2	1987	115/38,5/11	10	-					-	-	-	-	-
214.	ПС 110 кВ ВдПТФ	110	Т-1	1983	115/11	10	1,10	20 марта 2018 г.	-	0,02	0,01	1,10	1,11	1,11	1,11	1,11
		110	Т-2	1985	115/11	10	-					-	-	-	-	-
215.	ПС 110 кВ Искра (от Цимлянской ГЭС)	110	Т-1	1983	110/11	2,5	0,65	17 апреля 2018 г.	-	0,04	0,01	0,65	0,66	0,66	0,66	0,66
216.	ПС 110 кВ Шебалинская	110	Т-1	1984	115/38,5/11	6,3	0,71	16 января 2018 г.	-	-	-	0,71	0,71	0,71	0,71	0,71
217.	ПС 110 кВ Несмеяновская	110	Т-1	1985	110/11	2,5	1,14	16 января 2018 г.	-	0,09	0,01	1,14	1,15	1,15	1,15	1,15
218.	ПС 110 кВ Вербовая	110	Т-1	1983	110/11	2,5	0,37	16 января 2018 г.	-	0,04	0,01	0,37	0,38	0,38	0,38	0,38
219.	ПС 110 кВ Харьковская	110	Т-1	1987	115/38,5/11	10	0,65	зимний КЗ 2020 года	-	0,02	-	0,65	0,65	0,65	0,65	0,65
220.	ПС 110 кВ Малая Лучка	110	Т-1	1988	110/11	2,5	0,30	16 января 2018 г.	-	-	-	0,30	0,30	0,30	0,30	0,30
221.	ПС 110 кВ Овцевод	110	Т-1	1988	115/38,5/11	10	1,12	зимний КЗ 2020 года	-	0,02	-	1,12	1,12	1,12	1,12	1,12
222.	ПС 110 кВ Харсеевская	110	Т-1	1989	115/6,6	6,3	0,01	летний КЗ 2020 года	-	-	-	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01
223.	ПС 110 кВ Жуковская	110	Т-2	1990	115/11	6,3	1,02	летний КЗ 2020 года	-	0,12	0,01	1,02	1,03	1,03	1,03	1,03
224.	ПС 110 кВ Черкассы	110	Т-1	1991	115/38,5/11	10	2,35	зимний КЗ 2020 года	-	0,08	0,01	2,35	2,36	2,36	2,36	2,36
225.	ПС 110 кВ Ремонтненская	110	Т-1	1974	110/38,5/11	6,3	4,80	зимний КЗ 2020 года	-	0,60	0,01	4,81	4,87	4,87	4,87	4,87
		110	Т-2	1975	115/38,5/11	10	-					-	-	-	-	-
226.	ПС 110 кВ Наримановская	110	Т-1	1989	115/11	6,3	0,27	20 марта 2018 г.	-	0,02	-	0,27	0,27	0,27	0,27	0,27
227.	ПС 110 кВ Стычная	110	Т-1	1992	115/38,5/11	10	0,44	зимний КЗ 2018 года	-	0,04	0,01	0,44	0,45	0,45	0,45	0,45
228.	ПС 110 кВ Городская 1 МУП ВГЭС	110	Т-1	1980	115/10,5	40	19,17	19 июня 2018 г.	-	-	-	19,17	19,17	19,17	19,17	19,17
		110	Т-2	1980	115/10,5	40	-					-	-	-	-	-
229.	ПС 110 кВ ЮЗР МУП ВГЭС	110	Т-1	1987	115/10,5	25	8,38	19 июня 2018 г.	-	-	-	8,38	8,38	8,38	8,38	8,38
		110	Т-2	1987	115/10,5	25	-					-	-	-	-	-
230.	ПС 110 кВ Водозабор МУП ВГЭС	110	Т-1	1984	115/10,5	25	6,04	летний КЗ 2019 года	-	0,09	-	6,04	6,04	6,04	6,04	6,04
		110	Т-2	1984	115/10,5	25	-					-	-	-	-	-
231.	ПС 110 кВ Промбаза 2 АО "Энергия"	110	Т-1	1990	115/11	25	-	20 марта 2018 г.	-	-	-	-	-	-	-	-
232.	ПС 110 кВ Промбаза 1 АО "Энергия"	110	Т-1	1990	115/11	16	13,89	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	13,89	13,89	13,89	13,89	13,89
		110	Т-2	1990	115/10,5	16	-					-	-	-	-	-
233.	ПС 110 кВ Стройбаза 1	110	Т-1	1990	115/6,6	16	2,49	20 марта 2018 г.	-	-	-	2,49	2,49	2,49	2,49	2,49
		110	Т-2	1990	115/6,6	16	-					-	-	-	-	-
234.	ПС 110 кВ ВОЭЗ (ООО "Югстроймонтаж") откл	110	Т-1	1990	110/38,5/6,6	16	-	летний КЗ 2020 года	-	-	-	-	-	-	-	-
		110	Т-2	1990	110/38,5/6,6	16	-					-	-	-	-	-
235.	ПС 110 кВ Приморская (ВКДП)	110	Т-1	1990	115/11/6,6	40	6,54	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	6,54	6,54	6,54	6,54	6,54
		110	Т-2	1990	115/11/6,6	40	-					-	-	-	-	-
236.	ПС 110 кВ Ал. Лозовская	110	Т-1	1993	115/38,5/11	6,3	3,77	летний КЗ 2020 года	-	0,49	0,02	3,77	3,79	3,79	3,79	3,79
		110	Т-2	1977	115/38,5/11	6,3	-					-	-	-	-	-
237.	ПС 110 кВ В. Свечниковская	110	Т-1	1976	115/38,5/11	10	1,92	зимний КЗ 2018 года	-	0,77	0,11	1,96	2,03	2,03	2,03	2,03
238.	ПС 110 кВ Вешенская 1	110	Т-1	1986	115/38,5/11	10	5,70	зимний КЗ 2018 года	0,40	0,60	0,07	5,71	5,77	5,77	5,77	5,77
		110	Т-2	1976	115/38,5/11	10	-					-	-	-	-	-
239.	ПС 110 кВ ГОК	110	Т-2	1986	115/38,5/11	40	18,40	летний КЗ 2019 года	1,40	1,76	0,16	18,47	18,56	18,56	18,56	18,56
		110	Т-1	1992	115/38,5/11	40	-					-	-	-	-	-
240.	ПС 110 кВ Денисовская	110	Т-1	1990	115/38,5/11	6,3	1,62	зимний КЗ 2019 года	-	-	-	1,62	1,62	1,62	1,62	1,62
241.	ПС 110 кВ Казанская	110	Т-1	1997	115/38,5/11	10	4,73	зимний КЗ 2019 года	-	0,27	0,03	4,73	4,76	4,76	4,76	4,76
242.	ПС 110 кВ Калининская	110	Т-1	1978	115/38,5/11	16	4,03	зимний КЗ 2020 года	-	0,90	0,17	4,04	4,19	4,19	4,19	4,19
		110	Т-2	1978	115/38,5/11	16	-					-	-	-	-	-
243.	ПС 110 кВ Каргинская	110	Т-1	1985	115/38,5/11	10	4,16	зимний КЗ 2020 года	-	1,13	0,22	4,31	4,38	4,38	4,38	4,38
244.	ПС 110 кВ Кашарская	110	Т-1	1982	115/38,5/11	10	2,98	зимний КЗ 2020 года	-	0,32	0,05	2,98	3,03	3,03	3,03	3,03
		110	Т-2	1987	115/38,5/11	16	-					-	-	-	-	-
245.	ПС 110 кВ Колодезянская	110	Т-2	1992	115/38,5/11	6,3	1,10	зимний КЗ 2020 года	-	0,06	0,01	1,10	1,10	1,10	1,10	1,10
		110	Т-1	1992	115/38,5/11	6,3	-					-	-	-	-	-
246.	ПС 110 кВ Макеевская	110	Т-1	1988	115/11	6,3	0,86	зимний КЗ 2018 года	-	0,02	-	0,86	0,86	0,86	0,86	0,86
247.	ПС 110 кВ Маяк	110	Т-1	1993	115/38,5/11	6,3	1,67	зимний КЗ 2018 года	-	0,06	0,01	1,67	1,68	1,68	1,68	1,68
248.	ПС 110 кВ Миллеровская	110	Т-1	1975	115/38,5/11	10	3,41	зимний КЗ 2020 года	-	0,03	0,01	3,41	3,42	3,42	3,42	3,42
249.	ПС 110 кВ Новоселовская	110	Т-1	1987	110/11	2,5	1,26	зимний КЗ 2019 года	-	0,47	0,09	1,34	1,35	1,35	1,35	1,35
250.	ПС 110 кВ НС-3 (от ПС 220 кВ Вешенская 2)	110	Т-1	1990	115/38,5/11	16	1,12	зимний КЗ 2018 года	-	0,08	0,01	1,12	1,13	1,13	1,13	1,13
251.	ПС 110 кВ Промзона	110	Т-2	1986	115/10,5	25	11,81	зимний КЗ 2020 года	-	0,08	0,02	11,81	11,83	11,83	11,83	11,83
		110	Т-1	1994	115/10,5	25	-					-	-	-	-	-
252.	ПС 110 кВ Сохрановская	110	Т-1	1977	115/38,5/11	6,3	2,46	зимний КЗ 2020 года	-	0,29	0,05	2,50	2,52	2,52	2,52	2,52
		110	Т-2	1978	115/38,5/11	6,3	-					-	-	-	-	-
253.	ПС 110 кВ Сулин	110	Т-1	1983	115/38,5/11	16	2,32	зимний КЗ 2018 года	-	0,40	0,07	2,32	2,39	2,39	2,39	2,39
254.	ПС 110 кВ Суходольная	110	Т-1	1978	115/10,5/10,5	25	7,14	зимний КЗ 2019 года	-	-	-	7,14	7,14	7,14	7,14	7,14
		110	Т-2	1978	115/10,5/10,5	25	-					-	-	-	-	-
255.	ПС 110 кВ Тиховская	110	Т-1	2009	115/38,5/11	10	2,17	зимний КЗ 2018 года	-	0,12	0,02	2,17	2,19	2,19	2,19	2,19
		110	Т-2	1966	115/38,5/11	10	-					-	-	-	-	-
256.	ПС 110 кВ Туриловская	110	Т-1	1988	115/11	3,2	1,27	зимний КЗ 2019 года	-	0,01	-	1,27	1,27	1,27	1,27	1,27
257.	ПС 110 кВ Чертковская	110	Т-1	2015	115/38,5/11	10	6,82	зимний КЗ 2018 года	-	0,13	0,01	6,82	6,83	6,83	6,83	6,83
		110	Т-2	2015	115/38,5/11	10	-					-	-	-	-	-
258.	ПС 110 кВ Сысоево	110	Т-1	1990	115/	90	1,69	зимний КЗ 2020 года	-	-	-	1,69	1,69	1,69	1,69	1,69
		110	Т-2	1990	115/	90	-					-	-	-	-	-
259.	ПС 110 кВ Ст. Станица	110	Т-1	1990	115/	25	16,29	зимний КЗ 2018 года	-	0,24	0,04	16,29	16,33	16,33	16,33	16,33
		110	Т-2	1990	115/	25	-					-	-	-	-	-
260.	ПС 110 кВ Кутейниково	110	Т-1	1990	110/	40	10,33	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	10,33	10,33	10,33	10,33	10,33
261.	ПС 110 кВ Колодези	110	Т-2	1990	110/	40	22,78	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	22,78	22,78	22,78	22,78	22,78
262.	ПС 110 кВ Тарасовская	110	Т-1	1976	115/38,5/11	16	9,82	зимний КЗ 2020 года	-	1,45	0,26	9,96	10,08	10,08	10,08	10,08
		110	Т-2	1991	115/38,5/11	16	-					-	-	-	-	-
263.	ПС 110 кВ Чеботовская	110	Т-1	1984	115/38,5/10,5	6,3	5,29	18 июля 2016 г.	-	0,19	0,01	5,29	5,30	5,30	5,30	5,30
264.	ПС 110 кВ НПС (АО Черномортранснефть)	110	Т-1	1990	110/10,5	25	9,26	летний КЗ 2019 года	-	-	-	9,26	9,26	9,26	9,26	9,26
		110	Т-2	1990	110/10,5	25	-					-	-	-	-	-
265.	ПС 110 кВ Б4	110	Т-1	1980	115/38,5/11	10	9,86	зимний КЗ 2018 года	-	1,75	0,13	9,89	10,00	10,00	10,00	10,00
		110	Т-2	1994	115/38,5/11	16	-					-	-	-	-	-
266.	ПС 110 кВ ЗИВ	110	Т-1	1976	115/6,6	16	6,11	летний КЗ 2020 года	-	0,09	0,01	6,13	6,13	6,13	6,13	6,13
		110	Т-2	1977	115/6,6	16	-					-	-	-	-	-
267.	ПС 110 кВ Волченская ПТФ	110	Т-1	1985	115/11	2,5	1,54	зимний КЗ 2018 года	-	0,21	0,04	1,57	1,58	1,58	1,58	1,58
		110	Т-2	1985	110/11	2,5	-					-	-	-	-	-
268.	ПС 110 кВ Гундоровская	110	Т-1	1991	115/38,5/6,6	40	13,99	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	13,99	13,99	13,99	13,99	13,99
		110	Т-2	1973	115/38,5/6,6	40	-					-	-	-	-	-
269.	ПС 110 кВ К10	110	Т-1	1997	115/38,5/6,6	25	12,66	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	12,66	12,66	12,66	12,66	12,66
		110	Т-2	1990	115/38,5/6,6	25	-					-	-	-	-	-
270.	ПС 110 кВ К4	110	Т-1	1955	110/38,5/6,6	20	20,26	зимний КЗ 2018 года	-	3,18	0,82	20,89	21,08	21,08	21,08	21,08
		110	Т-2	1976	115/38,5/6,6	25	-					-	-	-	-	-
271.	ПС 110 кВ ДЭЗ (АО ДЭЗ)	110	Т-1	1990	110/10,5/6,3	40,5	5,99	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	5,99	5,99	5,99	5,99	5,99
		110	Т-2	1990	110/10,5/6,3	40,5	-					-	-	-	-	-
272.	ПС 110 кВ Дон-Металл (ООО Дон Металл)	110	Т-1	1990	115/38,5	25	0,09	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	0,09	0,09	0,09	0,09	0,09
		110	Т-2	1990	115/38,5	10	-					-	-	-	-	-
273.	ПС 110 кВ ГПП-2	110	Т-1	1990	110/6	10	2,54	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	2,54	2,54	2,54	2,54	2,54
		110	Т-2	1990	110/6	10	-					-	-	-	-	-
274.	ПС 110 кВ Б1	110	Т-1	1990	115/38,5/6,6	16	5,40	зимний КЗ 2018 года	-	0,18	0,02	5,41	5,42	5,42	5,42	5,42
		110	Т-2	1976	115/38,5/6,6	25	-					-	-	-	-	-
275.	ПС 110 кВ Б3	110	Т-1	2007	115/38,5/11	40	30,62	зимний КЗ 2020 года	16,50	0,14	0,02	30,62	30,63	30,63	30,63	30,63
		110	Т-2	1968	115/38,5/10,5	31,5
		110	Т-3	1952	115/38,5/11	40,5
276.	ПС 110 кВ Б5	110	T-1	1967	115/38,5/6,6	16	12,26	зимний КЗ 2018 года	-	0,22	0,02	12,27	12,28	12,28	12,28	12,28
		110	Т-2	1963	110/38,5/6,6	20	-					-	-	-	-	-
277.	ПС 110 кВ Богатовская ПТФ	110	Т-1	1979	115/10,5	10	1,41	летний КЗ 2019 года	-	0,14	0,02	1,42	1,43	1,43	1,43	1,43
278.	ПС 110 кВ Г. Калитвенская	110	Т-1	1989	115/11	6,3	1,36	зимний КЗ 2018 года	-	0,13	0,02	1,36	1,38	1,38	1,38	1,38
		110	Т-2	1989	115/11	6,3	-					-	-	-	-	-
279.	ПС 110 кВ Б2	110	Т-3	1989	115/38,5/6,6	16	3,10	зимний КЗ 2019 года	-	0,04	0,01	3,10	3,11	3,11	3,11	3,11
280.	ПС 110 кВ Промзона - ГПП (АО Калитвасельмаш)	110	Т-1	1990	110/10,5	16	6,18	летний КЗ 2020 года	-	-	-	6,18	6,18	6,18	6,18	6,18
		110	Т-2	1990	110/10,5	16	-					-	-	-	-	-
281.	ПС 110 кВ Ясногорская	110	Т-1	1982	115/38,5/6,6	16	3,95	зимний КЗ 2020 года	-	0,33	0,04	3,95	3,99	3,99	3,99	3,99
		110	Т-2	1982	115/38,5/6,6	16	-					-	-	-	-	-
282.	ПС 110 кВ Садкинская (ООО "Энерготранс")	110	Т-1	1990	115/6,6/6,3	16	12,74	летний КЗ 2020 года	-	-	-	12,74	12,74	12,74	12,74	12,74
		110	Т-2	1990	115/6,6/6,3	16	-					-	-	-	-	-
283.	ПС 110 кВ Синегорская (АО "Донэнерго")	110	Т-1	1988	110/6,6/6,3	10	2,36	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	2,36	2,36	2,36	2,36	2,36
		110	Т-2	1988	110/6,6/6,3	10	-					-	-	-	-	-
284.	ПС 110 кВ Б8	110	Т-1	1967	115/38,5/6,3	15	7,09	зимний КЗ 2020 года	-	0,58	0,07	7,11	7,16	7,16	7,16	7,16
		110	Т-2	1964	110/38,5/6,6	20	-					-	-	-	-	-
285.	ПС 110 кВ Б12	110	Т-1	1986	115/38,5/6,6	25	7,54	зимний КЗ 2020 года	-	0,08	0,01	7,55	7,55	7,55	7,55	7,55
286.	ПС 110 кВ Шахта Быстрянская (ООО "РУК")	110	Т-1	1990	115/6,3/6,6	16	0,92	летний КЗ 2020 года	-	-	-	0,92	0,92	0,92	0,92	0,92
		110	Т-2	1990	115/6,3/6,6	16	-					-	-	-	-	-
287.	ПС 110 кВ Б11	110	Т-1	1989	115/38,5/11	25	21,68	зимний КЗ 2018 года	0,30	1,07	0,21	21,81	21,89	21,89	21,89	21,89
		110	Т-2	1987	115/38,5/11	25	-					-	-	-	-	-
288.	ПС 110 кВ Милютинская	110	Т-1	1976	115/38,5/11	10	5,32	зимний КЗ 2018 года	-	1,05	0,09	5,35	5,42	5,42	5,42	5,42
		110	Т-2	1964	110/38,5/11	10	-					-	-	-	-	-
289.	ПС 110 кВ Обливская ПТФ	110	Т-1	1979	110/38,5/11	6,3	2,35	летний КЗ 2019 года	-	0,10	-	2,35	2,35	2,35	2,35	2,35
		110	Т-2	1979	110/38,5/11	6,3	-					-	-	-	-	-
290.	ПС 110 кВ Обливская 1	110	Т-1	1980	115/38,5/10,5	6,3	3,53	19 декабря 2018 г.	-	0,19	0,04	3,53	3,57	3,57	3,57	3,57
291.	ПС 110 кВ Советская 2	110	Т-1	1982	110/35/11	10	2,97	20 декабря 2017 г.	-	0,68	0,12	3,01	3,09	3,09	3,09	3,09
292.	ПС 110 кВ АРЗ	110	Т-1	1980	115/38,5/11	10	8,13	17 января 2018 г.	-	0,97	0,49	8,16	8,62	8,62	8,62	8,62
		110	Т-2	1986	115/38,5/11	16	-					-	-	-	-	-
293.	ПС 110 кВ Волочаевская	110	Т-1	1979	110/38,5/11	10	1,47	17 января 2018 г.	-	0,04	0,01	1,47	1,48	1,48	1,48	1,48
294.	ПС 110 кВ Ганчуковская	110	Т-1	1985	115/38,5/11	6,3	4,02	16 мая 2018 г.	-	0,17	0,01	4,02	4,03	4,03	4,03	4,03
295.	ПС 110 кВ Екатериновская	110	Т-1	1976	115/38,5/6,2	16	8,21	5 апреля 2018 г.	-	0,12	0,01	8,21	8,22	8,22	8,22	8,22
		110	Т-2	1975	115/38,5/6,2	16	-					-	-	-	-	-
296.	ПС 110 кВ Куберле 2	110	Т-1	1991	115/38,5/10,5	10	2,44	21 февраля 2018 г.	-	0,13	0,02	2,44	2,47	2,47	2,47	2,47
297.	ПС 110 кВ НС-1 (от ПС 220 кВ Сальская)	110	Т-1	1962	110/38,5/6,6	10	8,88	15 января 2018 г.	-	0,22	0,05	8,91	8,92	8,92	8,92	8,92
		110	Т-2	1962	115/38,5/6,6	10	-					-	-	-	-	-
298.	ПС 110 кВ Орловская	110	Т-1	1983	115/38,5/11	16	10,16	зимний КЗ 2018 года	-	0,13	0,02	10,16	10,17	10,17	10,17	10,17
		110	Т-2	1975	115/38,5/11	16	-					-	-	-	-	-
299.	ПС 220 кВ Песчанокопская (РП МЭС)	220	АТ-1	2002	230/121/6,6	63	53,55	20 ноября 2018 г.	-	-	-	53,55	53,55	53,55	53,55	53,55
		220	АТ-2	2002	230/121/6,6	63	-					-	-	-	-	-
300.	ПС 110 кВ Пролетарская	110	Т-1	1974	115/38,5/11	16	13,62	19 сентября 2018 г.	-	2,59	0,07	13,64	13,68	13,68	13,68	13,68
		110	Т-2	1986	115/38,5/11	16	-					-	-	-	-	-
301.	ПС 110 кВ Развиленская	110	Т-1	1977	115/38,5/11	10	7,89	зимний КЗ 2018 года	-	0,23	0,05	7,89	7,93	7,93	7,93	7,93
		110	Т-2	1981	115/38,5/11	10	-					-	-	-	-	-
302.	ПС 220 кВ Сальская	220	АТ-1	2001	230/121/10,5	125	101,11	17 сентября 2018 г.	-	20,41	7,01	101,11	107,46	107,46	107,46	107,46
		220	АТ-2	1982	230/121/10,5	125
		110	Т-1	1969	115/38,5/11	25	13,06	зимний КЗ 2020 года			10,02	13,06	23,07	23,07	23,07	23,07
		110	Т-2	1993	115/38,5/11	25
303.	ПС 110 кВ Сандатовская	110	Т-1	1974	115/38,5/11	10	7,98	10 октября 2018 г.	-	0,20	0,02	7,98	8,00	8,00	8,00	8,00
		110	Т-2	1974	115/38,5/11	10	-					-	-	-	-	-
304.	ПС 110 кВ Трубецкая	110	Т-1	1976	115/38,5/11	25	20,15	23 января 2018 г.	-	1,08	0,80	20,93	20,95	20,95	20,95	20,95
		110	Т-2	1994	115/38,5/11	25	-					-	-	-	-	-
305.	ПС 110 кВ Целинская	110	Т-1	1971	115/38,5/11	25	11,62	зимний КЗ 2018 года	-	0,95	0,18	11,65	11,80	11,80	11,80	11,80
		110	Т-2	1987	115/38,5/11	25	-					-	-	-	-	-
306.	ПС 110 кВ Черкесская	110	Т-1	1980	115/11	6,3	0,31	17 января 2018 г.	-	0,02	-	0,31	0,31	0,31	0,31	0,31
307.	ПС 110 кВ К П О (АО "Донэнерго")	110	Т-1	2003	110/10,5	10	5,72	зимний КЗ 2018 года	-	-	-	5,72	5,72	5,72	5,72	5,72
		110	Т-2	2003	115/10,5	16	-					-	-	-	-	-
308.	ПС 110 кВ Песчанокопская тяговая	110	Т-1	1990	110/27,5/11	40	24,00	летний КЗ 2020 года	-	-	-	24,00	24,00	24,00	24,00	24,00
		110	Т-2	1990	110/27,5/11	40	-					-	-	-	-	-
309.	ПС 110 кВ Сальская тяговая	110	Т-1	1990	110/27,5/11	40	12,00	летний КЗ 2020 года	-	-	-	12,00	12,00	12,00	12,00	12,00
		110	Т-2	1990	110/27,5/11	40	-					-	-	-	-	-
310.	ПС 110 кВ Двойная тяговая	110	Т-1	1990	110/27,5/11	25	16,00	летний КЗ 2020 года	-	-	-	16,00	16,00	16,00	16,00	16,00
		110	Т-2	1990	110/27,5/11	25	-					-	-	-	-	-
311.	ПС 110 кВ Зимовники тяговая	110	Т-1	1990	110/27,5/11	25	15,50	летний КЗ 2020 года	-	15,19	8,19	23,67	23,69	23,69	23,69	23,69
		110	Т-2	1990	110/27,5/11	25	-					-	-	-	-	-
312.	ПС 110 кВ КС Сальская (Газпром)	110	Т-1	1990	115/11	6,3	0,40	зимний КЗ 2020 года	-	-	-	0,40	0,40	0,40	0,40	0,40

По результатам зимних и летних контрольных замеров 2016 - 2020 годов и перспективной загрузки с учетом реализации ТУ на ТП выявлена возможность перегрузки следующих трансформаторов:

Т-3 ПС 110 кВ Троицкая-1 в нормальной схеме;

Т-1(2) ПС 110 кВ АС1 при отключении Т-2(1);

Т-1(2) ПС 110 кВ АС12 при отключении Т-2(1);

Т-1(2) ПС 110 кВ БТ1 при отключении Т-2(1);

Т-1(2) ПС 110 кВ Р17 при отключении Т-2(1);

Т-1(2) ПС 110 кВ Р7 при отключении Т-2(1);

Т-1(2) ПС 110 кВ Синявская при отключении Т-2(1);

Т-2 ПС 110 кВ Т1 при отключении Т-1;

Т-3 ПС 110 кВ Чалтырь при отключении Т-2;

Т-1(2) ПС 110 кВ Ш16 при отключении Т-2(1);

Т-2 ПС 110 кВ ГП при отключении Т-1;

Т-1(2) ПС 110 кВ Ш29 (Энерготранс) при отключении Т-2(1);

Т-2 ПС 110 кВ Центральная при отключении Т-1;

Т-2 ПС 110 кВ БГ2 при отключении Т-1.

ПС 110/35/10 кВ АС1

На ПС 110 кВ АС1 установлено два силовых трансформатора марки ТДТН-10000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2020 годов составляет 14,26 МВА и зафиксирована в зимний контрольный замер 2018 года. В послеаварийном режиме, связанном с отключением Т-1(2), в работе останется Т-2(1) номинальной мощностью = 10 МВА. Фактическая загрузка составляет 1,426 номинальной. Допустимая продолжительность данной перегрузки при +10° С составляет 2 часа (коэффициент допустимой аварийной перегрузки составляет 1,5) - достаточно для осуществления перевода нагрузки.

Загрузка, с учетом перевода 4,7 МВА нагрузки оставшегося в работе Т-1(2), составит 9,56 МВА. Коэффициент аварийной перегрузки составит 0,956, что допускает работу Т-1(2) без ограничения времени.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 8,975 МВт (1,762 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации) к ПС 110 кВ АС1. При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (Приложение Ж) перспективная нагрузка данной подстанции в зимний период может составить 16,022 МВА. Перспективная загрузка составит 1,602 номинальной. Данная загрузка на время перевода нагрузки превышает АДТН Т-1 и Т-2 на время 10 минут и более. Перевод нагрузки за указанный период времени невозможен.

Рекомендуется замена Т-1(2) на ПС 110 кВ АС1 на новые мощностью каждый по 16 МВА в 2021 году.

ПС 110/10 кВ АС12

На ПС 110 кВ АС12 установлено два силовых трансформатора марки ТМН-6300/110, тип системы охлаждения - М (охлаждение с естественной циркуляцией воздуха и масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2020 годов составляет 10,135 МВА и зафиксирована в зимний контрольный замер 2020 года. В послеаварийном режиме, связанном с отключением Т-1(2), в работе останется Т-2(1) номинальной мощностью = 6,3 МВА. Фактическая загрузка составляет 1,609 номинальной. Допустимая продолжительность перегрузки при +10° С составляет 1 минуту (коэффициент допустимой аварийной перегрузки составляет 1,7), что недостаточно для осуществления перевода нагрузки.

При этом загрузка, с учетом перевода 3,11 МВА нагрузки оставшегося в работе Т-1(2), составит 7,03 МВА, С учетом перевода загрузка составит 1,116 номинальной, что превышает ДДТН Т-1(2).

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 5,622 МВт (1,02 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации) к ПС 110 кВ АС12. При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (Приложение Ж) перспективная нагрузка данной подстанции в зимний период может составить 11,156 МВА. Перспективная загрузка составит 1,771. Данная загрузка на время перевода нагрузки превышает АДТН Т-1 и Т-2.

При этом загрузка, с учетом перевода 3,11 МВА нагрузки оставшегося в работе Т-1(2), составит 8,046 МВА, Перспективная загрузка составит 1,277 номинальной, что превышает ДДТН Т-1(2).

С учетом сказанного рекомендуется замена Т-1(2) на новые мощностью не менее, 8,046/1,25 = 6,44 МВА. Ближайшим большим значением из номинального ряда является 10 МВА.

Рекомендуется замена Т-1(2) на ПС 110 кВ АС12 на новые мощностью каждый по 10 МВА в 2021 году.

ПС 110/6/6 кВ БТ1

На ПС 110 кВ БТ1 установлено два силовых трансформатора марки ТДТН-25000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла). Мощность обмоток НН Т-1(2) составляет 12,5 МВА.

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2020 годов составляет 27,356 МВА и зафиксирована в зимний контрольный замер 2018 года. В послеаварийном режиме, связанном с отключением Т-1(2), в работе останется Т-2(1) номинальной мощностью = 25 МВА. Фактическая загрузка составляет 1,094, что не превышает ДДТН Т-2(1).

Согласно данным собственника на ПС 110 кВ БТ1 действием АВР предусмотрен перевод 4,2 МВА нагрузки со 2 СШ 6 кВ на другие центры питания. С учетом перевода нагрузки загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 23,16 МВА, что не превышает ДДТН Т-1(2).

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,15 МВт (0,033 полная мощность с учетом коэффициентов реализации) к ПС 110 кВ БТ1. При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (Приложение Ж) перспективная нагрузка данной подстанции в летний период может составить 27,389 МВА. Перспективная загрузка составит 1,096 номинальной, что не превышает ДДТН Т-1(2).

С учетом перевода 4,2 МВА нагрузки, загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 23,189 МВА, что не превышает ДДТН Т-1(2).

Обмотки НН трансформаторов Т-1(2) загружены неравномерно. Так, по результатам внеочередного замера от 7 июля 2020 г. загрузка обмоток НН Т-1, подключенных к 1 и 2 СШ 6 кВ, составляет 8,7 МВА и 6,6 МВА соответственно. Загрузка обмоток НН Т-2, подключенных к 1 и 2 СШ 6 кВ составляет 6,2 МВА и 11,2 МВА соответственно. При отключении Т-1(2) загрузка обмоток НН оставшегося в работе Т-2(1), подключенных к 1 и 2 СШ 6 кВ, составит 14,9 и 17,8 МВА соответственно (фактическая загрузка составит соответственно 1,192 и 1,424 номинальной). При данной перегрузке Т-1 может работать 24 часа, Т-2 - 10 минут, что недостаточно для перевода нагрузки.

С учетом перевода 4,2 МВА нагрузки загрузка обмотки, подключенной ко 2 СШ 6 кВ, оставшегося в работе Т-1(2), составит 13,6 МВА (1,088 номинальной), что превышает ДДТН; загрузка обмотки НН, подключенной к 1 СШ 6 кВ, составит 1,192 номинальной, что превышает ДДТН.

Учитывая сказанное выше, замена оборудования не требуется. Рекомендуется систематический мониторинг загрузки трансформаторов ПС 110 кВ БТ1 до появления значительного спроса на поставку мощности по ТУ на ТП.

ПС 110/35/6 кВ БТ2

На ПС 110 кВ БТ2 установлено два силовых трансформатора марки ТДТН-25000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла) и ТДТН-40000/110 тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла). Мощность обмоток НН и СН Т-1 составляет 25 МВА. Мощность обмоток НН и СН Т-2 составляет 13,2 МВА и 26,8 МВА соответственно.

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2020 годов составляет 15 МВА и зафиксирована в зимний контрольный замер 2020 года. В послеаварийном режиме, связанном с отключением Т-2(1), в работе останется Т-1(2) номинальной мощностью = 25 МВА (40 МВА). Фактическая загрузка составляет 0,6 (0,375), что не превышает ДДТН Т-2(1).

Согласно данным собственника на ПС 110 кВ БТ2 не предусмотрен перевод нагрузки на другие центры питания.

Согласно ТУ на ТП от 28.10.2015 28.10.2015 N 61-1-15-00197417 к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" планируется подключение энергопринимающих устройств АО "Роствертол" максимальной мощностью 12 МВт к ПС 110 кВ БТ2.

Согласно пункту 1.8 Изменений N 1 в ТУ от 28.10.2015 N 61-1-15-00197417 на ТП к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" трансформаторы на ПС 110 БТ2 подлежат замене на новые мощности каждый по 40 МВА.

ПС 110/35/10/6 кВ БГ2

На ПС 110 кВ БГ2 установлено два силовых трансформатора: марки ТДТН-10000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла) и Т-2 марки ТМТН-6300/110 тип системы охлаждения - М. Трансформатор Т-1 подключен к ЗРУ 35 кВ и КРУН 6 кВ. Трансформатор Т-2 подключен к ЗРУ 35 кВ и КРУН 10 кВ. При этом к КРУН 10 кВ подключен резервный трансформатор Т-3 10/6 кВ мощностью 4 МВА для резервирования питания нагрузки, подключенной к КРУН 6 кВ ПС 110 кВ БГ2. Таким образом, несмотря на разные номинальные напряжения обмоток НН трансформаторов Т-1 и Т-2, ПС 110 кВ БГ2 рассматривается как двухтрансформаторная ПС с двумя параллельно включенными трансформаторами с целью определения максимальной загрузки Т-2 в послеаварийном режиме.

Максимальная загрузка ПС 110 кВ БГ2 по результатам контрольных замеров 2016 - 2020 годов составляет 6,05 МВА и зафиксирована в летний контрольный замер 2019 года. В послеаварийном режиме, связанном с отключением Т-1, в работе останется Т-2 номинальной мощностью = 6,3 МВА. Фактическая загрузка составляет 0,985, что не превышает ДДТН Т-2 в летний период.

Согласно данным собственника на ПС 110 кВ БГ2 не предусмотрен перевод нагрузки на другие центры питания.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 3,264 МВт (1,463 МВА полная мощность с учетом коэффициентов реализации) к ПС 110 кВ БГ2. При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (Приложение Ж) перспективная нагрузка данной подстанции в летний период может составить 7,513 МВА. Перспективная токовая загрузка составит 1,193 номинальной, что превышает ДДТН Т-2 (1,15 номинальной загрузки).

В рамках реализации ТУ на ТП энергообъектов ФБУ "Администрация Азово-Донского бассейна внутренних водных путей" от 24.07.17 N 61-1-1-17-00302539 предусматривается замена трансформатора Т-2 на трансформатор расчетной мощности 10 МВА.

Рекомендуется замена Т-2 на ПС 110 кВ БГ2 на новый трансформатор мощностью 10 МВА в 2023 году.

ПС 110/6/6 кВ Р17

На ПС 110 кВ Р17 установлено два силовых трансформатора марки ТРДН-25000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла). Мощность обмоток НН Т-1(2) составляет 12,5 МВА.

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2020 годов составляет 21,343 МВА и зафиксирована в летний контрольный замер 2019 года. В послеаварийном режиме, связанном с отключением Т-1(2), в работе останется Т-2(1) номинальной мощностью = 25 МВА. Фактическая загрузка составит 0,853 номинальной, что не превышает ДДТН. По данным собственника вся нагрузка подключена к трансформатору Т-2.

Реализация ТУ на ТП к ПС 110 кВ Р17 в период 2021 - 2025 годов не планируется.

Обмотки НН трансформатора Т-2 загружены неравномерно. Загрузка обмоток НН Т-2, подключенных к 1 и 2 СШ 6 кВ, составляет 7,7 МВА и 13,643 МВА соответственно.

При отключении Т-1(2) загрузка обмоток НН оставшегося в работе Т-2(1), подключенных к 1 и 2 СШ 6 кВ, составит 7,7 МВА и 13,643 соответственно (перспективная загрузка составит соответственно 0,616 и 1,091 номинальной). Загрузка обмотки НН, подключенной ко 2 СШ 6 кВ, превышает ДДТН для летнего периода (0,91).

Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Р17 действием АВР возможен перевод нагрузки на иные центры питания со 2СШ 6 кВ в объеме 0,81 МВА. С учетом перевода нагрузки загрузка обмотки НН, подключенной ко 2 СШ 6 кВ, составит 12,883 (1,027 номинальной), превышает ДДТН для летнего периода (0,91).

С учетом отсутствия спроса на поставку мощности по ТУ на ТП замена оборудования нецелесообразна. Рекомендуется выполнить перефиксацию потребителей: перевести на питание от 1 СШ 6 кВ не менее 1,508 МВА нагрузки со 2 СШ 6 кВ.

С учетом вышесказанного замена оборудования не требуется.

ПС 110/10/10 кВ Р19

На ПС 110 кВ Р19 установлено два силовых трансформатора марки ТРДН-40000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2020 годов составляет 33,645 МВА и зафиксирована в летний контрольный замер 2019 года. В послеаварийном режиме, связанном с отключением Т-1(2), в работе останется Т-2(1) номинальной мощностью = 40 МВА. Фактическая загрузка составляет 0,841 номинальной, что не превышает ДДТН.

Согласно данным собственника на ПС 110 кВ Р19 действием АВР 10 кВ предусмотрен перевод 2,4 МВА нагрузки (подключенные к 1с-10 и 3с-10 ЗРУ 110 кВ) на иные центры питания. С учетом перевода фактическая загрузка оставшегося в работе трансформатора после 24 часов допустимой аварийной перегрузки составит 31,245 МВА, что не превышает ДДТН Т-1(2).

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 1,68 МВт (0,1 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации) к ПС 110 кВ Р19. При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (Приложение Ж) перспективная нагрузка данной подстанции в летний период может составить 33,745 МВА. Перспективная загрузка составит 0,843 номинальной, что не превышает ДДТН.

С учетом перевода 2,4 МВА нагрузки фактическая загрузка оставшегося в работе трансформатора после 24 часов допустимой аварийной перегрузки составит 31,345 МВА, что не превышает ДДТН Т-1(2)

Обмотки НН трансформаторов Т-1(2) загружены неравномерно. Так, по результатам внеочередного замера от 20 июня 2020 г. загрузка обмоток НН Т-1, подключенных к 1с-10 и 3с-10 ЗРУ 10 кВ, составляет 12,5 МВА и 3,8 МВА соответственно. Загрузка обмоток НН Т-2, подключенных к 2с-10 и 4с-10 ЗРУ 10 кВ 12,5 МВА и 4,5 МВА соответственно. При отключении Т-1(2) загрузка обмоток НН оставшегося в работе Т-2(1), подключенных к 1 и 2 СШ 10 кВ, составит 25 и 8,3 МВА соответственно (фактическая загрузка составит соответственно 1,25 и 0,415 номинальной). Что превышает ДДТН обмотки НН, подключенной к 1с-10 и 2с-10 ЗРУ 10 кВ в ПАР.

Перевод действием АВР 10 кВ нагрузки 2,4 МВА с 1с-10 и 3с-10 позволяет ликвидировать возникающую перегрузку (загрузка составит 22,6 МВА (1,13 номинальной), что не превышает ДДТН).

С учетом сказанного замена оборудования не требуется.

ПС 110/35/6 кВ Р7

На ПС 110 кВ Р7 установлено два силовых трансформатора марки ТДТН-63000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2020 годов составляет 64,31 МВА и зафиксирована в зимний контрольный замер 2018 года. В послеаварийном режиме, связанном с отключением Т-1(2), в работе останется Т-2(1) номинальной мощностью . Фактическая загрузка составит 1,021 номинальной. Допустимая продолжительность перегрузки не ограничена по времени и температуре - достаточно для осуществления перевода нагрузки. Загрузка с учетом перевода 15 МВА нагрузки оставшегося в работе Т-2(1) составит 49,31 МВА. В данном режиме Т-2(1) не перегружается.

Подключение новых потребителей к ПС 110 кВ Р7 в рамках реализации ТУ на ТП в 2021 - 2025 годах не планируется.

Реконструкция ПС 110 кВ Р7 с увеличением трансформаторной мощности не требуется.

ПС 110/35/10 кВ Синявская

На ПС 110 кВ Синявская установлено два силовых трансформатора: Т-2 типа ТДТН-10000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла); Т-1 типа ТМТГ-5600/110 тип системы охлаждения - М (охлаждение с естественной циркуляцией воздуха и масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2020 годов составляет 6,29 МВА и зафиксирована в зимний контрольный замер 2018 года. В послеаварийном режиме, связанном с отключением Т-1, в работе останется Т-2 номинальной мощностью . Фактическая загрузка составит 1,123 номинальной. Допустимая продолжительность перегрузки при +10° С составляет 24 часа (коэффициент допустимой перегрузки 1,5) - достаточно для осуществления перевода 1,2 МВА нагрузки. Загрузка с учетом перевода нагрузки составит 5,09 МВА, что не превышает ДДТН.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 1,48 МВт (0,212 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации) к ПС 110 кВ Синявская. При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (Приложение Ж) перспективная нагрузка данной подстанции в зимний период может составить 6,502 МВА. Перспективная загрузка составит 1,161 номинальной. Данная перегрузка допустима 24 часа (коэффициент допустимой аварийной перегрузки 1,5).

Загрузка с учетом перевода 1,2 МВА нагрузки оставшегося в работе Т-2 составит 5,302 МВА, что не превышает ДДТН Т-2.

Реконструкция ПС 110 кВ Синявская с увеличением трансформаторной мощности не требуется.

ПС 110/35/6 кВ Т1

На ПС 110 кВ Т1 установлено два силовых трансформатора: Т-1 марки ТДТНГ-40000/110 и Т-2 марки ТДТНГ-20000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла).

Максимальная загрузка ПС по результатам контрольных замеров 2016 - 2020 годов составляет 33,582 МВА и зафиксирована в зимний контрольный замер 2020 года. В послеаварийном режиме, связанном с отключением Т-1, в работе останется Т-2 номинальной мощностью = 20 МВА. Фактическая загрузка составит 1,679 номинальной. Допустимая продолжительность перегрузки при +10° С составляет 5 минут - недостаточно для осуществления перевода нагрузки.

Загрузка с учетом перевода 12,6 МВА нагрузки оставшегося в работе Т-2 составит 20,982 МВА, что ниже ДДТН.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 2,404 МВт (0,3 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации) к ПС 110 кВ Т1. При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (Приложение Ж) перспективная нагрузка данной подстанции в зимний период может составить 33,882 МВА. Перспективная загрузка составит 1,694 номинальной. Данная загрузка на время перевода нагрузки превышает АДТН Т-1 и Т-2 на время 5 минут и более. Перевод нагрузки за указанный период времени невозможен.

Загрузка с учетом перевода 12,6 МВА нагрузки оставшегося в работе Т-2 составит 21,282 МВА, что ниже ДДТН.

Рекомендуется замена Т-2 на ПС 110 кВ Т1 на новый мощностью 1 х 25 МВА в 2021 году.

ПС 110/35/10 кВ Троицкая-1

На ПС 110 кВ Троицкая-1 установлен один силовой трансформатор Т-3 марки ТДТН-16000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-3 по результатам контрольных замеров 2016 - 2020 годов составляет 16,81 МВА и зафиксирована в зимний контрольный замер 2018 года. Фактическая загрузка составляет 1,05 номинальной, что не превышает ДДТН Т-3.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 6,5 МВт (0,56 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации) к ПС 110 кВ Троицкая-1. При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (Приложение Ж) перспективная нагрузка данной подстанции в зимний период может составить 17,37 МВА. Перспективная загрузка составит 1,08 номинальной, что не превышает ДДТН.

С учетом сказанного замена оборудования не требуется.

ПС 110/35/10 кВ Чалтырь-2

На ПС 110 кВ Чалтырь 2 установлено два силовых трансформатора: Т-3 марки ТДТН-16000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла); Т-2 марки ТДТН-25000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-3(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2020 годов составляет 30,43 МВА и зафиксирована в зимний контрольный замер 2018 года. В послеаварийном режиме, связанном с отключением Т-2(3), в работе останется Т-3(2) номинальной мощностью = 16(25) МВА. Фактическая загрузка составит 1,90 (1,217) номинальной, данная перегрузка допускается при +10° С на время 20 секунд (не более 10 минут) - недостаточно для осуществления перевода нагрузки.

Загрузка с учетом перевода 14,7 МВА нагрузки оставшегося в работе Т-3(2) составит 15,73 МВА. Фактическая загрузка составит 0,983 (0,629) номинальной, что не превышает ДДТН Т-3(2).

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 14,657 МВт (2,84 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации) к ПС 110 кВ Чалтырь 2. При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (Приложение Ж) перспективная нагрузка данной подстанции в зимний период может составить 33,27 МВА. Перспективная загрузка составит 2,079 (1,331) номинальной для трансформатора Т-3(2). Данная загрузка на время перевода нагрузки превышает АДТН Т-3 для любого времени перевода нагрузки - недостаточно для осуществления перевода нагрузки. Перевод нагрузки невозможен.

Загрузка с учетом перевода 14,7 МВА нагрузки оставшегося в работе Т-3(2) составит 18,57 МВА. Перспективная загрузка составит 1,161 (0,743) номинальной Т-3(2), что превысит ДДТН Т-3 (в 2024 году, когда срок службы трансформатора составит 30 лет) и не превысит ДДТН Т-2.

С учетом невозможности перевода нагрузки на иные центры питания рекомендуется замена Т-3 на ПС 110 кВ Чалтырь 2 на новый мощностью 25 МВА в 2021 году.

ПС 110/35/10 кВ Ш16

На ПС 110/35/10 кВ Ш16 установлено два силовых трансформатора: Т-1 типа ТДТН-40000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2020 годов составляет 43,883 МВА и зафиксирована в зимний контрольный замер 2018 года. В послеаварийном режиме, связанным с отключением Т-1(2), в работе останется Т-2(1) номинальной мощностью = 40 МВА. Фактическая загрузка составляет 1,075, что не превышает ДДТН.

Загрузка с учетом перевода 6,48 МВА нагрузки составит 37,403 МВА, что не превышает ДДТН.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,864 МВт (0,098 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации) к ПС 110 кВ Ш16. При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (Приложение Ж) перспективная нагрузка данной подстанции в зимний период может составить 43,981 МВА. Перспективная загрузка составит 1,099 номинальной. Данная загрузка не превышает ДДТН трансформаторов Т-1(2).

Загрузка с учетом перевода 6,48 МВА нагрузки оставшегося в работе Т-1(2) составит 37,501 МВА, что не превышает ДДТН.

Реконструкция ПС 110 кВ Ш16 с увеличением трансформаторной мощности не требуется.

ПС 110/10 кВ ГП

На ПС 110 кВ ГП установлено два силовых трансформатора: Т-1 ТМ-6300/110, тип системы охлаждения - М; Т-2 ТДНГУ-20000/110, тип системы охлаждения - Д.

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2020 годов составляет 14,88 МВА и зафиксирована в летний контрольный замер 2019 года. В послеаварийном режиме, связанном с отключением Т-2, в работе останется Т-1 номинальной мощностью = 6,3 МВА. Фактическая загрузка составит 2,361 номинальной. Согласно данным собственника на ПС 110 кВ ГП не предусмотрен перевод нагрузки на другие центры питания. Данная загрузка превышает АДТН Т-1(2).

Следует отметить, что данная нагрузка не является разово зафиксированной. Так, в 2020 году нагрузка данной ПС составила 14,43 МВА.

Согласно договору от 21.07.2020 N 144/20/ШМЭС/ШРЭС (Приложение Ж) к ПС 110 кВ ГП планируется подключение нагрузки 7,250 МВт ООО "ШПЗ" (3,553 МВА с учетом коэффициентов реализации). С учетом реализации данных ТУ на ТП в летний период перспективная загрузка составит 18,83 МВА, или 2,989 номинальной трансформатора Т-1. Данная загрузка превышает АДТН Т-1.

В рамках указанных ТУ на ТП в 2022 году будет реализована замена Т-1 6,3 МВА на новый мощностью 25 МВА при реализации технологического присоединения объектов заявителя. При осуществлении замены трансформатора Т-1 на новый мощностью 25 МВА указанные перегрузки ликвидируются.

ПС 110/6 кВ Ш29

На ПС 110 кВ Ш29 установлено два силовых трансформатора Т-1(2) марки ТДТН-10000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла.

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2020 годов составляет 13,565 МВА и зафиксирована 20 июня 2018 г.

Следует отметить, что данная нагрузка зафиксирована единоразово вследствие случайно образованной схемно-режимной ситуацией и не отражает реальную ретроспективную загрузку трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Ш29 за последние 5 лет. Так, в зимний период в дни контрольного замера максимальная загрузка не превышает 4,78 МВА (зафиксирована в зимний контрольный замер 2020 года), а в летний период в дни контрольного замера загрузка не превышает 6,55 МВА (зафиксирована в летний контрольный замер 2019 года), что не превышает ДДТН трансформаторов Т-1(2).

С учетом сказанного замена оборудования не требуется.

ПС 110/35/6 кВ Центральная

На ПС 110/35/6 кВ Центральная установлено два силовых трансформатора: Т-1 типа ТДТН-10000/110/35/6 (1968 года выпуска) и Т-2 типа ТМТГ-7500/110/35/6 (1945 года выпуска), тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла), М (охлаждение с естественной циркуляцией воздуха и масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2020 годов составляет 12,2 МВА и зафиксирована в зимний контрольный замер 2019 года. В послеаварийном режиме, связанном с отключением Т-1, в работе останется Т-2 номинальной мощностью = 7,5 МВА. Фактическая загрузка составляет 1,623 номинальной. Допустимая продолжительность перегрузки при +10° С составляет 1 минуту (коэффициент допустимой аварийной перегрузки 1,7) - недостаточно для осуществления перевода нагрузки.

В рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 0,508 МВт (0,083 МВА - полная мощность с учетом коэффициентов реализации) к ПС 110 кВ Центральная. При этом с учетом коэффициентов реализации ТУ на ТП (Приложение Ж) перспективная нагрузка данной подстанции в зимний период может составить 12,283 МВА. Перспективная загрузка составит 1,638 номинальной. Допустимая продолжительность перегрузки при +10° С составляет 1 минуту (коэффициент допустимой аварийной перегрузки 1,7) - недостаточно для осуществления перевода нагрузки.

Загрузка с учетом перевода 10 МВА нагрузки оставшегося в работе Т-2 составит 2,283 МВА, что не превышает ДДТН.

С учетом сказанного рекомендуется замена Т-2 на новый мощностью 16 МВА ПС 110 кВ Центральная в 2021 году.

Для исключения недопустимой перегрузки при единичном отключении в нормальной схеме для фактических нагрузок целесообразно выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Центральная с увеличением трансформаторной мощности, при этом следует учесть предложения филиала ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" (письмо от 12.04.2019 N РЭ/1300/461) по сооружению ПС 110 кВ Шлюзовая с переводом на нее нагрузки ПС 110 кВ Центральная. Рекомендуемый срок реализации ПС 110 кВ Шлюзовая с переводом нагрузки ПС 110 кВ Центральная - 2024 год.

5.17. Рекомендации по схемам внешнего электроснабжения объектов, сооружаемых на территории энергосистемы Ростовской области на период 2021 - 2025 годов

ООО "Коммунальная энерго-сервисная компания"

Строительство ПС 220 кВ Генеральская трансформаторной мощностью 250 МВА (2 х 125 МВА).

Для подключения ПС 220 кВ Генеральская к энергосистеме выполняется строительство ВЛ 220 кВ Ростовская - Генеральская I и II цепь ориентировочной протяженностью 32 километра (2  16 километров). Марка провода - АС-300.

Строительство ПС 220 кВ Генеральская трансформаторной мощностью 250 МВА (2  125 МВА) выполняется по схеме 4Н-Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий.

ООО "Донские биотехнологии"

Строительство ПС 220 кВ Донбиотех трансформаторной мощностью 80 МВА (2 х 40 МВА).

Строительство ПС 220 кВ Донбиотех трансформаторной мощностью 80 МВА (2  40 МВА) рекомендуется выполнить по схеме 5Н-Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий или по схеме 5АН-Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов.

Министерство строительства, архитектуры и территориального развития Ростовской области

Строительство ПС 110 кВ Минстрой с установкой двух трансформаторов напряжением 110/10 кВ и мощностью 16 МВА каждый выполняется по схеме 110-4Н "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии".

Для подключения ПС 110 кВ Минстрой планируется выполнить строительство двух ЛЭП 110 кВ Р-4 - Минстрой.

ООО "ПМТ"

Строительство ПС 110 кВ ПМТ с установкой одного трансформатора 110/10 кВ мощностью 63 МВА по схеме 3Н-Блок (линия-трансформатор) с выключателем.

Для подключения ПС 110 кВ ПМТ планируется строительство ЛЭП 110 кВ Донецкая - ПМТ.

ПАО "Роствертол"

Строительство ПС 110/6 кВ Заявителя с двумя трансформаторами по 16 МВА по схеме 4Н-Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.

Для подключения ПС 110 кВ Заявителя планируется строительство ЛЭП 110 кВ отпайками до ПС 110/6 кВ Заявителя от ВЛ 110 кВ ГПП-1 - ГПП-2 I цепь с отпайкой на ПС ГПП-3 (опора N 14) и от ВЛ 110 кВ ГПП-1 - ГПП-2 II цепь с отпайкой на ПС ГПП-3 (опора N 14).

5.18. Рекомендации по обеспечению качества и надежности электроснабжения потребителей

Рекомендации по обеспечению качества и надежности электроснабжения потребителей дополнительно к выполнению мероприятий, указанных в таблице N 36, отсутствуют.

5.19. Обоснования предлагаемых субъектами мероприятий по развитию электрических сетей

Предложения филиала ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"

Филиалом ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" (письмо от 12.04.2019 N РЭ/1300/461) предлагается выполнить строительство ПС 110/35/6 кВ Шлюзовая с установкой трансформаторов 2 х 25 МВА.

В соответствии с актом освидетельствования технического состояния подстанции "Центральная", актом освидетельствования технического состояния подстанции "Шлюзовая", актом проверки необходимости проведения строительства ПС 110/35/6 кВ Шлюзовая от 16.12.2016 установлено следующее:

ПС 35/6 кВ Шлюзовая. Все оборудование подстанции находится в эксплуатации с 1952 года, оборудование морально и физически изношено, техническое освидетельствование оборудования подстанции выявило ряд существенных недостатков, реконструкция подстанции на старой площадке невозможна ввиду отсутствия свободной территории.

ПС 110/35/6 кВ Центральная. Все оборудование подстанции находится в эксплуатации с 1951 года, оборудование морально и физически изношено, результаты осмотра оборудования подстанции выявили ряд существенных недостатков, реконструкция подстанции на старой площадке невозможна ввиду отсутствия свободной территории.

Анализ фактической загрузки ПС 110/35/6 кВ Центральная (раздел 5.16) выявил целесообразность выполнения реконструкции ПС 110/35/6 кВ Центральная с увеличением трансформаторной мощности.

Филиалом ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" предлагается к рассмотрению вариант строительства ПС 110/35/6 кВ Шлюзовая с демонтажом ПС 110 кВ Центральная, ПС 35 кВ Шлюзовая и переводом питания потребителей ПС 110 кВ Центральная и ПС 35 кВ Шлюзовая на новую ПС 110 кВ Шлюзовая, выполнение реконструкции ВЛ 35 кВ Шлюзовая - Романовская (3,7 километра).

С учетом вышеизложенного и существующей нагрузки ПС 110 кВ Центральная 12,2 МВА целесообразно выполнить сооружение ПС 110/35/6 кВ Шлюзовая с установкой трансформаторов мощностью 2 х 16 МВА.

Схема присоединения ПС 110 кВ Шлюзовая подлежит определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 N 861 (в соответствии с пунктом 2 Правил действие Правил распространяется на случаи изменения точек присоединения, не влекущих пересмотра величины максимальной мощности, но изменяющих схему внешнего электроснабжения ранее присоединенных энергопринимающих устройств).

5.20. Сводные данные по развитию электрической сети энергосистемы Ростовской области на период 2021 - 2025 годов

В таблице N 38 приведены сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше в 2021 - 2025 годах, с учетом перечня планируемых к вводу электросетевых объектов, приведенного в таблице N 36. В данной таблице для каждого года приведены суммарные величины протяженности вводимых ЛЭП 110 кВ и выше, а также суммарная установленная мощность вновь вводимых трансформаторов (автотрансформаторов).

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением ниже 110 кВ приведены в таблице N 38.

Таблица N 38

Наименование	Единица измерения	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	Всего 2021 - 2025 годы
1	2	3	4	5	6	7	8
ВЛ 500 кВ	километров	-	-	-	-	-	-
ВЛ 220 кВ	километров	33,0	-	-	-	-	33,0
ВЛ 110 кВ	километров	78,4	-	-	-	-	78,4
АТ 500/220 кВ	мегавольт-ампер	-	-	-	-	-	-
АТ 220/110 кВ	мегавольт-ампер	330,0	-	-	-	-	330,0
Т 110 кВ	мегавольт-ампер	592,0	25	10	32	-	659,0

5.21. Оценка плановых значений показателя надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций

Уровень надежности и качества услуг определяется как обобщенный интегрированный показатель и состоит из показателя уровня надежности оказываемых услуг и показателя уровня качества оказываемых услуг территориальными сетевыми организациями (ТСО).

Параметры уровня надежности реализуемых товаров (услуг) (далее - показатели надежности), определяются как средняя продолжительность прекращения передачи электрической энергии на точку поставки () и средняя частота прекращений передачи электрической энергии на точку поставки () при произошедших технологических нарушениях в электросетевом комплексе за расчетный период.

Показатель уровня качества оказываемых услуг определяется для электросетевых организаций в отношении услуг по передаче электрической энергии и технологическому присоединению к объектам электросетевого хозяйства ТСО.

Показатель уровня качества оказываемых услуг является интегрированным показателем и состоит из показателей - индикаторов качества. Индикаторы качества оказываемых потребителям услуг характеризуют степень направленности деятельности ТСО по оказанию услуг по передаче электрической энергии и технологическому присоединению потребителей (заявителей) к электрическим сетям на сокращение времени решения возникающих вопросов, оптимизацию затрат потребителей услуг и, в целом, на создание наиболее благоприятных условий их взаимодействия с ТСО.

В таблице N 39 приведены плановые показатели надежности и качества услуг по передаче электроэнергии субъектов энергетики Ростовской области, утвержденные постановлением Региональной службы по тарифам Ростовской области от 11.06.2020 N 26/1 "О внесении изменений в постановление Региональной службы по тарифам Ростовской области от 28.12.2017 N 86/7 "Об установлении индивидуальных тарифов на услуги по передаче электрической энергии для взаиморасчетов между АО "Донэнерго" и филиалом ПАО "МРСК Юга" - "Ростовэнерго". Данные учитывают темп улучшения показателей с учетом пункта 4.1.1 приказа Министерства энергетики Российской Федерации от 29 ноября 2016 N 1256 "Об утверждении методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций", принимаемого равным 0,015.

Таблица N 39

Субъект	Наименование показателя	Значение показателя
		2021 год	2022 год	2023 * год	2024 * год	2025 * год
1	2	3	4	5	6	7
Филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"	показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки ()	8,1302	8,0083	-	-	-
Филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"	показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки ()	2,4369	2,4004	-	-	-
АО "Донэнерго"	показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки ()	1,21295	1,19475	-	-	-
АО "Донэнерго"	показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки ()	0,67648	0,66633	-	-	-

_____________________________

^*_{На момент выполнения работы данные по плановым показателям надежности электроснабжения потребителей в энергосистеме Ростовской области за 2023 - 2025 годы не предоставлены.}

_____________________________

На основании предоставленных субъектами плановых целевых показателей надежности и качества услуг по передаче электроэнергии сформирована таблица N 40, в которой представлены сводные целевые показатели, усредненные в зависимости от количества учтенных ТСО и предоставленных ими данных.

Таблица N 40

Наименование показателя	Значение показателя
	2021 год	2022 год	2023 * год	2024 * год	2025 * год
1	2	3	4	5	6
Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки ()	5,1736	5,0959	-	-	-
Показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки ()	1,7569	1,7308	-	-	-

_____________________________

^*_{На момент выполнения работы данные по плановым показателям надежности электроснабжения потребителей в энергосистеме Ростовской области за 2023 - 2025 годы не предоставлены.}

_____________________________

На основании анализа таблицы N 40 можно сделать вывод, что показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки () и показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки () на протяжении рассматриваемого периода имеют тенденцию к снижению, что положительно характеризует уровень надежности и качества услуг по передаче электроэнергии по энергосистеме Ростовской области.

6. Схема развития электроэнергетики Ростовской области

Схема размещения объектов электроэнергетики Ростовской области на 2025 год является неотъемлемой частью программы развития электроэнергетики и разработана с учетом результатов расчетов электроэнергетических режимов.

Схема размещения объектов электроэнергетики Ростовской области представлена в виде карты-схемы, на которую нанесены:

существующие и планируемые к строительству или реконструкции, выводу из эксплуатации линии электропередачи и подстанции напряжением 110 кВ и выше;

существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации электрические станции, установленная мощность которых превышает 5 МВт;

сводные данные по развитию электрической сети напряжением ниже 110 кВ;

существующие и планируемые к строительству или реконструкции, выводу из эксплуатации генерирующие объекты, функционирующие на основе использования возобновляемых источников энергии.

Схема размещения объектов электроэнергетики Ростовской области на 2025 год представлена на рисунке 14.

Принципиальная схема электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Ростовской области на 2025 год представлена на рисунке 15.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рисунок 14.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рисунок 15.

Заключение

В рамках настоящей научно-исследовательской работы была достигнута ее основная цель - разработаны схема и программа развития электроэнергетики Ростовской области на перспективу 2021 - 2025 годов.

Достижение этой цели потребовало комплексного решения ряда задач:

качественно-количественный анализ перспективного баланса электроэнергии и мощности на перспективу до 2024 года (задача решена в полном объеме);

разработка математических моделей энергосистемы Ростовской области на перспективу до 2025 года с учетом факторов сезонности, неравномерности потребления нагрузки во времени, температуры окружающего воздуха и иных влияющих факторов (задача выполнена в полном объеме);

формирование перечня рекомендаций по размещению новых генерирующих мощностей на территории Ростовской области (задача выполнена в полном объеме);

формирование перечня рекомендаций по техническому перевооружению и реконструкции существующей энергосистемы Ростовской области (задача выполнена в полном объеме), а также новому строительству и размещению объектов сетевой инфраструктуры;

разработка рекомендаций по скоординированному развитию генерирующих мощностей объектов электросетевого хозяйства в энергосистеме Ростовской области классом напряжения 110 кВ и выше на перспективу 2021 - 2025 годов с разбивкой по годам (задача выполнена в полном объеме).

Научно-технический уровень выполненной научно-исследовательской работы соответствует достижениям лучших работ в данной области. Проведенные, необходимые для данного вида работ, технический и экономический анализы, разработаны актуальные математические модели энергосистемы Ростовской области, согласованные с филиалом АО "Системный оператор единой энергетической системы" Ростовское РДУ (письмо N Р46-б2-II-19-623 от 31.03.2021)

Технико-экономический анализ предложенных мероприятий позволяет заключить, что рекомендации, данные в настоящей работе, экономически оправданы и позволяют эффективно расходовать инвестиционные средства соразмерно актуальным проблемам электроэнергетики Ростовской области и будущим вызовам.

Результаты настоящей научно-исследовательской работы могут быть использованы в решении задачи адекватного развития электроэнергетики Ростовской области в период 2021 - 2025 годов при соблюдении сроков и объемов мероприятий, представленных в настоящей работе в таблице N 35.

Примечание.

Список используемых сокращений:

А - ампер;

АЛАР - автоматика ликвидации асинхронного хода;

АО - акционерное общество;

АОПО - автоматика ограничения токовой перегрузки оборудования;

АОПЧ - автоматика ограничения повышения частоты;

АОСН - автоматика ограничения снижения напряжения;

АДТН - аварийно допустимая токовая нагрузка;

АПНУ - автоматика предотвращения нарушения устойчивости;

АТ - автотрансформатор;

АТГ - автотрансформаторная группа;

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;

АЧР - автоматика частотной разгрузки;

АЭС - атомная электрическая станция;

В - выключатель;

ВДЭС - ветродизельная электростанция;

ВИЭ - возобновляемые источники электроэнергии;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

ВН - высокое напряжение;

ВРП - валовой региональный продукт;

ВЭУ - ветроэнергетическая установка;

г. - год;

гг. - годы;

ГАО - график аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности);

ГВО - график временного ограничения режима потребления;

ГВС - горячее водоснабжение;

Гкал - гигакалория;

ГПГУ - газопоршневая генерирующая установка;

ГПЗ - газоперерабатывающий завод;

ГПС - газопоршневая электростанция;

ГРЭС - государственная районная электростанция;

ГТУ - газотурбинная установка;

ГТЭС - газотурбинная электростанция;

ГЭС - гидроэлектростанция;

ДДТН - допустимая длительная токовая нагрузка;

ДЭС - дизельная электростанция;

ЕЭС - Единая энергетическая система;

ж/к - жилой комплекс;

ЖКХ - жилищно-коммунальное хозяйство;

ЗАО - закрытое акционерное общество;

кВ - киловольт;

КВЛ - кабельно-воздушная линия;

кВт·ч - киловатт в час;

КИП - контрольно-измерительный прибор;

КЗ - контрольный замер;

КЛ - кабельная линия;

км - километр;

КПД - коэффициент полезного действия;

КС - контролируемое сечение;

ЛПУ МГ - линейное производственное управление магистрального газопровода;

ЛЭП - линия электропередачи;

м - метр;

МВА - мегавольт-ампер;

Мвар - мегавар;

МВт - мегаватт;

МДП - максимально допустимый переток;

мкр - микрорайон;

млн - миллион;

МО - муниципальное образование;

МП - муниципальное предприятие;

МУП - муниципальное унитарное предприятие;

НИР - научно-исследовательская работа;

НН - низкое напряжение;

МЭС - магистральные электрические сети;

м/р - месторождение;

ОАО - открытое акционерное общество;

ОДУ - объединенное диспетчерское управление;

ООО - общество с ограниченной ответственностью;

ОРУ - открытое распределительное устройство;

отп. - отпайка линии электропередачи;

ОЭС - объединенная энергетическая система;

п. - поселок;

ПА - противоаварийная автоматика;

ПАО - публичное акционерное общество;

ПАР - послеаварийный режим;

пгт - поселок городского типа;

ПГУ - парогазовая установка;

ПГЭ - парогазовая электростанция;

ПО - производственное отделение;

ПЛЭС - плавучая электростанция;

ПНС - подкачивающая насосная станция;

ПП - переключательный пункт;

ПС - подстанция;

ПСУ - паросиловая установка;

ПЭС - передвижная электростанция;

Р - реактор;

р.п. - рабочий поселок;

РДУ - региональное диспетчерское управление;

ОАО "РЖД" - открытое акционерное общество "Российские железные дороги";

РП - распределительный пункт;

РУ - распределительное устройство;

с. - село;

СВ - секционный выключатель;

сек. - секция;

СиПР ЕЭС России 2021 - 2027 - схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы;

СиПРЭ - схема и программа развития электроэнергетики;

СКРМ - средство компенсации реактивной мощности;

СН - среднее напряжение;

СП - соединительный пункт;

СШ - система шин;

СЭС - солнечная электростанция;

Т - трансформатор;

ТГ - турбогенератор;

ТОСЭР - территория опережающего социально-экономического развития;

ТП - трансформаторная подстанция;

ТПиР - техническое перевооружение и реконструкция;

ТПП - территориальное производственное предприятие;

ТУ - технические условия;

т у.т. - тонна условного топлива;

ТЭР - топливно-энергетические ресурсы;

ТЭС - тепловая электрическая станция;

ТЭЦ - тепловая электроцентраль;

УМП ЖКХ - унитарное муниципальное предприятие жилищно-коммунального хозяйства;

УРС - устройство регулирования и стабилизации;

УШР - управляемый шунтирующий реактор;

ФБУ - федеральное бюджетное учреждение;

ЧДА - частотно-делительная автоматика;

ЦП - центр питания;

ЦТП - центральный тепловой пункт;

ЦСПА - централизованная система противоаварийной автоматики;

ЭС - энергосистема;

ЭЭ - электрическая энергия;

- длительно допустимое значение токовой нагрузки в нормальной (ремонтной схеме);

- аварийно допустимое значение токовой нагрузки в послеаварийных режимах при нормативных возмущениях;

- значение расчетной токовой нагрузки;

- номинальный ток;

- номинальное напряжение;

- номинальная мощность.

Начальник управления документационного обеспечения Правительства Ростовской области

В.В. Лозин