Приложение. Схема и программа развития электроэнергетики Белгородской области на 2022 - 2026 годы

Приложение

Утверждена

постановлением Губернатора

Белгородской области

от 30 апреля 2021 г. N 45

Схема и программа развития
электроэнергетики Белгородской области на 2022 - 2026 годы

Введение

Схема и программа развития электроэнергетики Белгородской области на 2022 - 2026 годы разработана в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 года N 281, требованиями к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методические указания по устойчивости энергосистем", утвержденными приказом Минэнерго России от 03 августа 2018 года N 630, и протоколом совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения Шишкина А.Н. от 09 ноября 2010 года N АШ-369пр, Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 года N 937.

Основными целями схемы и программы развития электроэнергетики Белгородской области на 2022 - 2026 годы (далее - СиПР Белгородской области) является разработка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.

Задачами формирования СиПР Белгородской области являются:

- анализ решений по развитию электросетевого комплекса всех электросетевых организаций, функционирующих в Белгородской области, предложенных в рамках схемы и программы развития Единой энергетической системы России (далее - СиПР ЕЭС России);

- разработка предложений по скоординированному развитию магистральных и распределительных электросетевых объектов Белгородской энергосистемы по годам на пятилетний период 2022 - 2026 годов;

- анализ балансов мощности и электроэнергии в Белгородской области, предложенных в рамках проекта СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы, для обеспечения баланса между производством и потреблением энергосистемы Белгородской области, в том числе для предотвращения возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей;

- разработка предложений по развитию распределительных электрических сетей напряжением 110 кВ и выше всех электросетевых организаций, функционирующих в Белгородской области, в пятилетний период 2022 - 2026 годов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей;

- информационное обеспечение деятельности органов региональной исполнительной власти при формировании государственной региональной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций технологической и коммерческой инфраструктуры отраслей экономики региона, субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии и инвесторов;

- обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, Схем (программ) территориального планирования, Схем и программ перспективного развития электроэнергетики.

СиПР Белгородской области сформирована на основании:

- проекта СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы;

- ежегодного отчета АО "СО ЕЭС" о функционировании Единой энергетической системы России;

- предложений системного оператора по развитию магистральных и распределительных сетей, а также предложений сетевых организаций и органов исполнительной власти Белгородской области;

- сведений о заявках и заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;

- схемы и программы развития электроэнергетики Белгородской области на 2021 - 2025 годы, утвержденной постановлением Губернатора Белгородской области от 30 апреля 2020 года N 54;

- комплексной программы развития электрических сетей филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" на пятилетний период 2021 - 2025 годов, разработанной филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" и согласованной Филиалом АО "СО ЕЭС" Курское РДУ, филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Центра.

СиПР Белгородской области подлежит к использованию в качестве основы для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний.

1. Общая характеристика Белгородской области

Белгородская область образована в 1954 году, расположена на юго-западе Российской Федерации, на южных и юго-восточных склонах Среднерусской возвышенности в бассейнах рек Днепра и Дона, входит в состав Центрально-Черноземного экономического района и Центрального федерального округа Российской Федерации и является приграничной. На юго-западе регион граничит с Украиной, на севере и северо-западе - с Курской, на востоке - с Воронежской областями Российской Федерации. Общая протяжённость границ Белгородской области - около 1150 километров, из них с Украиной - 540 километров.

Площадь области в административных границах составляет 27,1 тыс. кв. км, протяженность с севера на юг - около 190 км и с запада на восток - около 270 км. По сравнению с соседними областями Центрально-Черноземного района Белгородская область больше территории Липецкой области (24,0 тыс. кв. км), но уступает Курской (30,0 тыс. кв. км), Тамбовской (34,5 тыс. кв. км) и Воронежской (52,2 тыс. кв. км) областям. Удельный вес региона в территории России составляет 0,2 процента, в территории Центрального федерального округа - 4,2 процента.

Область расположена на юго-западных и южных склонах Среднерусской возвышенности в бассейнах рек Днепра и Дона, в лесостепной зоне на приподнятой всхолмлённой равнине со средней высотой над уровнем моря 200 м. Самая высокая точка - 277 м над уровнем моря - находится в Прохоровском районе. Самая низкая - в днище долин рек Оскола и Северского Донца. Территория изрезана балками (логами), оврагами, по которым разбросаны дубравы.

Климат умеренно-континентальный с довольно мягкой зимой со снегопадами и оттепелями и продолжительным летом. Средняя годовая температура воздуха изменяется от +5,4°С на севере до +6,8°С на юго-востоке. Самый холодный месяц - январь. Безморозный период составляет 155 - 160 дней, продолжительность солнечного времени - 1800 часов. Почва промерзает и нагревается до глубины 0,5 - 1,0 м. Осадки неравномерны. Наибольшее их количество выпадает в западных и северных районах области и составляет в среднем 540 - 550 мм. В восточных и юго-восточных в отдельные годы уменьшается до 400 мм.

Область характеризуется выгодным географическим положением и привлекательна своими недрами, черноземами, экономическим потенциалом и высококвалифицированным кадровым потенциалом. Все это способствует эффективному развитию как межрегиональных, так и внешнеэкономических деловых, торговых и культурных связей. По ее территории проходят стратегически важные железнодорожные и автомобильные магистрали межгосударственного значения, соединяющие Москву с южными районами России, Украиной и Закавказьем. Удельный вес дорог с твердым покрытием составляет 91,1 процента, развита система финансово-кредитных, страховых и других организаций, составляющих рыночную инфраструктуру. Область полностью газифицирована.

Областной центр - город Белгород расположен в 695 км к югу от Москвы. Белгород - это крупный промышленный центр с развитым научно-культурным потенциалом.

В состав области входят 9 городских округов, 13 муниципальных районов, 16 городских и 174 сельских поселений. 1

Наиболее крупные города:

- Белгород - 394,1 тыс. человек;

- Старый Оскол - 223,9 тыс. человек;

- Губкин - 86,2 тыс. человек;

- Шебекино - 40,9 тыс. человек;

- Алексеевка - 37,8 тыс. человек;

- Валуйки - 34,2 тыс. человек.

На рисунке 1.1 приведена административная карта Белгородской области.

Рисунок 1.1. Административная карта Белгородской области

Численность населения на 1 января 2020 года - 1549,1 тыс. человек, в том числе городского - 1045,5 тыс. человек (67,5 процента), сельского - 503,6 тыс. человек (32,5 процента), плотность населения - 57,0 человек на 1 кв. км.

Среди областей, краев и республик России Белгородская область занимает по территории 67 место, по численности населения - 28 место, в Центральном федеральном округе - соответственно 13 и 4 места.

Белгородская область - высокоразвитый индустриально-аграрный регион, экономика которого опирается на колоссальные богатства недр и уникальные черноземы. В области сосредоточено более 40 процентов разведанных запасов железных руд страны. Выявлены и в разной степени разведаны крупные месторождения бокситов, апатитов, минеральных подземных вод (радоновых и лечебно-столовых), многочисленные месторождения строительных материалов (мела, песка, глин и т.д.). Известны проявления золота, графита и редких металлов. Имеются географические предпосылки для выявления платины, углеводородного сырья и других полезных ископаемых.

Через Белгородскую область проходят важнейшие железнодорожные и автомобильные магистрали межгосударственного значения, соединяющие Москву с южными районами России, Украиной и Закавказьем. По ним осуществляются как местные, так и дальние транспортные перевозки. Эксплуатационная длина железнодорожных путей общего пользования составляет 700 км, протяженность автомобильных дорог общего пользования с твердым покрытием - 6,8 тыс. км или 93 процента от общей протяженности. Плотность железнодорожных путей общего пользования на 10 тыс. кв. км территории составляет 258 км, плотность автомобильных дорог общего пользования с твердым покрытием на 1 тыс. кв. км - 251 км. Через территорию области проходят железнодорожные магистрали Москва - Крым, Москва - Донбасс, Сумы - Белгород - Купянск, Купянск - Валуйки - Лиски и др., а также шоссейные дороги, в том числе общегосударственного значения Москва - Симферополь.

В области действуют аэропорт в г. Белгород, имеющий статус международного, а также аэропорт в г. Старый Оскол.

Область является энергодефицитной: около 95 процентов используемой электроэнергии, 100 процентов природного газа и нефтепродуктов поступает из-за ее пределов.

Промышленное производство является основой экономического потенциала Белгородской области.

Основные отрасли промышленности:

- горнодобывающая промышленность;

- черная металлургия;

- машиностроение и металлообработка;

- производство стройматериалов;

- пищевая промышленность (сахарная и мясомолочная);

- химическая промышленность (производство витаминов, моющих средств).

Социально-экономическое развитие региона во многом определяется сложившимся и функционирующим горно-металлургическим кластером. На его долю приходится почти 34 процента общероссийской добычи железной руды, 33 процента производства железорудных окатышей, 100 процентов горячебрикетированного железа, 6 процентов выпуска готового металлопроката.

2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Белгородской области за прошедший пятилетний период

Территорию Белгородской области обслуживает Белгородская энергетическая система, которая входит в состав Объединенной энергетической системы Центра (ОЭС Центра).

Зона охвата централизованным электроснабжением от суммарной площади региона составляет 100 процентов.

2.1. Диспетчерское управление 2

Электроэнергетическим режимом ЕЭС России на территории Белгородской области с 31 августа 2017 года управляет Филиал АО "СО ЕЭС" Курское РДУ, который входит в операционную зону Филиала АО "СО ЕЭС" ОДУ Центра.

Установленная мощность объектов генерации на территории Белгородской области на 01 января 2021 года составляет 251 МВт. Установленная мощность на 28 января 2021 года составляет 241 МВт, из них 175 МВт приходится на теплоэлектростанции (ТЭС) и 66 МВт - на станции промышленных предприятий (сахарные заводы). Наиболее крупные из этих объектов: Белгородская ТЭЦ, ГТУ ТЭЦ Луч, Губкинская ТЭЦ - филиала ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация", Мичуринская ГТ-ТЭЦ - АО "ГТ Энерго".

Электросетевой комплекс Белгородской области образуют 122 воздушные линии электропередачи классом напряжения 110-750 кВ общей протяженностью 3880,526 км и 93 трансформаторные подстанции напряжением 110-750 кВ. Суммарная установленная мощность трансформаторов ПС 750-110 кВ составляет 15736 МВА.

Выработка электроэнергии электростанциями, расположенными на территории Белгородской области в операционной зоне Курского РДУ, за 2020 год составила 757,461 млн кВтч, потребление - 15 936,910 млн кВтч.

Исторический максимум нагрузки по энергосистеме Белгородской области зафиксирован 21 января 2021 года в 10:00 и составил 2353 МВт при среднесуточной температуре -15,6 С, что на 109 МВт выше предыдущего максимума, зафиксированного 26 января 2018 года.

2.2. Генерирующие компании

Генерирующими компаниями Белгородской области являются:

- Филиал ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация";

- АО "ГТ Энерго".

В эксплуатации генерирующих компаний находится 4 электростанции суммарной электрической мощностью 175 МВт, 5 электростанций находятся в эксплуатации промышленных предприятий (сахарные заводы) региона суммарной электрической мощностью 66 МВт.

2.2.1. Объекты возобновляемой энергетики

На территории Белгородской области реализованы проекты в сфере альтернативной энергетики на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ):

Компания ООО "АльтЭнерго" входит в ООО "ГК Агро-Белогорье":

- биогазовая станция (БГС) промышленных масштабов "Лучки" в Прохоровском районе (три блочных ТЭЦ) суммарной установленной мощностью 3,6 МВт;

- солнечная электростанция в Яковлевском городском округе (1320 модулей двух видов: аморфные и поликристаллические, с суммарной активной поверхностью 1230,2 кв. м) установленной мощностью 0,1 МВт;

- ветряная электростанция в Яковлевском городском округе (пять ветрогенераторов) суммарной установленной мощностью 0,1 МВт.

Компания ООО "Региональная энергетическая компания":

- БГС "Байцуры" в Борисовском районе суммарной установленной мощностью 0,5 МВт.

Электростанции на основе ВИЭ являются объектами распределенной генерации - выдают выработанную электроэнергию в распределительную электрическую сеть филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" на напряжении 0,4 кВ.

2.3. Электросетевые компании

Основными электросетевыми компаниями Белгородской области являются филиал ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное предприятие магистральных электрических сетей и филиал ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго".

В зону обслуживания филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземного ПМЭС входят Орловская, Курская и Белгородская области.

На территории Белгородской области в эксплуатации филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС находятся 19 линий электропередачи напряжением 330-750 кВ суммарной протяженностью 826,595 км и 7 подстанций напряжением 330-750 кВ общей установленной трансформаторной мощностью 7495 МВА.

Филиал ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" обеспечивает передачу электроэнергии по распределительным сетям 0,4-110 кВ и осуществляет технологическое присоединение новых потребителей. Доля присутствия в электросетевом комплексе Белгородской области превышает 98 процентов.

Протяженность электрических сетей филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" составляет 52 836,412 км, в том числе:

- ЛЭП 110 кВ - 2 634,629 км;

- ЛЭП 35 кВ - 2 770,683 км;

- ЛЭП 0,4-6-10 кВ - 47 607,598 км.

Филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" обслуживается 181 подстанция 35-110 кВ общей установленной трансформаторной мощностью 3 594,5 МВА, РП и ТП 6-10 кВ - 13 757 суммарной установленной трансформаторной мощностью 4 322,2 МВА.

2.4. Гарантирующие поставщики и сбытовые компании 3

На территории Белгородской области на оптовом рынке электроэнергии и мощности осуществляют работу 18 сбытовых компаний, в том числе 1 гарантирующий поставщик электроэнергии (АО "Белгородэнергосбыт"):

1. АО "Белгородэнергосбыт".

2. АО "КМА-Энергосбыт".

3. АО "Монокристалл".

4. АО "Первая сбытовая компания".

5. ООО "АРСТЭМ-ЭнергоТрейд".

6. ООО "ВН-Энерготрейд".

7. ООО "ГРИНН энергосбыт".

8. ООО "Каскад-Энергосбыт".

9. ООО "МагнитЭнерго".

10. ООО "Металлэнергофинанс".

11. ООО "Мираторг-Энерго".

12. ООО "НОВИТЭН".

13. ООО "РГМЭК".

14. ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ".

15. ООО "СбытЭнерго".

16. ООО "Транснефтьэнерго".

17. ООО "Энергосистема".

18. АО "Мосэнергосбыт".

2.5. Отчетная динамика потребления электроэнергии и мощности

Отчетная информация по динамике баланса электроэнергии и мощности 4 за предшествующий 5-летний период на территории Белгородской области приведена в таблицах 2.1 и 2.2 соответственно и на рисунке 2.1.

Таблица 2.1

Динамика баланса электроэнергии, млн кВт-ч

Показатели	Год
	2016	2017	2018	2019	2020
Потребление электроэнергии	15 215,18	15 644,67	15 906,25	15 939,96	15 936,91
Выработка электроэнергии всеми электростанциями, в том числе:	596,60	743,77	814,70	829,22	757,46
Сальдо перетоков	14 618,58	14 900,91	15 091,55	15 110,74	15 179,45
Доля выработки электроэнергии собственных электростанций, %	3,92	4,75	5,12	5,20	4,75

Таблица 2.2

Динамика баланса электрической мощности, МВт

Показатели	Год
	2016	2017	2018	2019	2020
Максимум потребления	2 218,74	2 219,57	2 244,29	2 213,73	2 260,34
Рабочая мощность электростанций	178,86	173,80	177,78	134,20	134,58
Нагрузка электростанций	127,73	142,31	128,34	124,69	121,62
Получение мощности из других энергосистем (сальдо перетоков)	2 091,01	2 077,26	2 115,95	2 089,04	2 138,72
Дефицит (-) / избыток (+)	-2 039,88	-2 045,77	-2 066,51	-2 079,53	-2 125,76
Доля мощности собственных электростанций, %	8,06	7,83	7,92	6,06	5,95

Рисунок 2.1. Динамика баланса электроэнергии и мощности

Анализ отчетного баланса электроэнергии в энергосистемы Белгородской области показывает, что в 2020 году потребление электроэнергии уменьшилось по отношению к уровню 2019 года на 3,05 млн кВт-ч или на 0,02 процента.

В таблице 2.3 приведена структура потребления электроэнергии на территории Белгородской области по видам экономической деятельности в 2019 - 2020 годах.

Таблица 2.3

Структура потребления электроэнергии

N п/п	Вид экономической деятельности	Потребление электроэнергии, млн кВт-ч		Отклонение
		2020	2019	млн кВт-ч	%
1	Сельское хозяйство, лесное хозяйство, охота, рыболовство и рыбоводство	991,3	1 002,1	-10,8	-1,1
2	Добыча полезных ископаемых	5 381,3	5 316,2	65,1	1,2
3	Обрабатывающие производства	5 211,2	5 263,0	-51,8	-1,0
4	Обеспечение электрической энергией, газом и паром, кондиционирование воздуха. Водоснабжение, водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений	1 414,0	1 485,4	-71,4	-4,8
5	Строительство	64,7	62,2	2,5	4,0
6	Транспортировка и хранение. Деятельность в области информации и связи	344,8	352,7	-7,9	-2,2
7	Торговля оптовая и розничная; ремонт автотранспортных средств и мотоциклов. Прочие виды экономической деятельности, не вошедшие в вышеперечисленные группировки	998,4	998,5	-0,1	0,0
8	Население и приравненные к нему группы потребителей	1 573,7	1 509,5	64,2	4,3
	Всего	15 979,4	15 989,7	-10,3	-0,1

Выработка электроэнергии собственными электростанциями в 2020 году по отношению к уровню 2019 года уменьшилась на 71,76 млн кВт-ч или на 8,65 процента, покрытие электропотребления за счет собственной генерации в 2020 году составило 4,75 процента.

Белгородская область является энергодефицитной. Основную часть электроэнергии Белгородская область получает из соседних областей по магистральным электрическим сетям:

- из Курской области: по ВЛ 750 кВ Курская АЭС - Металлургическая и ВЛ 330 кВ Южная - Фрунзенская;

- из Воронежской области: по ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 1, ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 2, ВЛ 330 кВ Лиски - Валуйки;

- из Северной энергосистемы Украины (Харьковская область): по ВЛ 330 кВ Змиевская ТЭС - Белгород с отпайкой на ПС Лосево, ВЛ 330 кВ Змиевская ТЭС - Валуйки и ВЛ 330 кВ Лосево - Шебекино.

Помимо перечисленных внешние связи энергосистемы Белгородской области образуют также шесть ВЛ 110 кВ, четыре из которых с энергосистемой Курской области (ВЛ 110 кВ Александровка - Ржава, ВЛ 110 кВ Прохоровка - Ржава, ВЛ 110 кВ Губкин - Бекетово, ВЛ 110 кВ Губкин - Мантурово и две с энергосистемой Воронежской области (ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск - районная I цепь и ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск - районная II цепь).

Внутри области распределение электроэнергии осуществляется через распределительные электрические сети 110 и 35 кВ от подстанций 750 кВ, 500 кВ, 330 кВ:

1. ПС 750 кВ Металлургическая.

2. ПС 500 кВ Старый Оскол.

3. ПС 330 кВ Белгород.

4. ПС 330 кВ Фрунзенская.

5. ПС 330 кВ Шебекино.

6. ПС 330 кВ Губкин.

7. ПС 330 кВ Лебеди.

8. ПС 330 кВ Лебеди (новая площадка).

9. ПС 330 кВ Валуйки.

10. ПС 330 кВ ГПП ОЭМК.

При этом, ПС 330 кВ Лебеди и ПС 330 кВ ГПП ОЭМК питают только свою собственную нагрузку (нагрузку своих предприятий).

2.6. Перечень основных крупных потребителей электроэнергии

Белгородская область является высокоразвитым индустриально-аграрным регионом, в котором расположено множество крупных потребителей электроэнергии. В таблице 2.4 представлены данные по наиболее крупным потребителям.

Таблица 2.4

Перечень основных крупных потребителей электроэнергии в регионе

N п/п	Наименование предприятия	Место расположения (адрес)	Вид деятельности	Потребление электроэнергии, млн кВт-ч за 2020 год
1	АО "ОЭМК им. А.А. Угарова"	г. Старый Оскол	Производство стали и стального сортового проката	3 696,58
2	АО "Лебединский ГОК"	г. Губкин	Добыча и обогащение железных руд	3 606,25
3	АО "Стойленский ГОК"	г. Старый Оскол	Добыча и обогащение железных руд	1 538,35
4	ОАО "РЖД"	Белгородская область	Транспорт	208,02
5	АО "Комбинат КМАруда"	г. Губкин	Добыча и обогащение железных руд	169,91
6	АО "Приосколье"	Белгородская область	Разведение сельскохозяйственной птицы	167,45
7	ЗАО "Осколцемент"	г. Старый Оскол	Производство цемента	123,49
8	ОАО "ЭФКО"	г. Алексеевка	Производство растительных и животных масел и жиров	140,29
9	ООО "Белгородский завод сапфиров "Монокристалл"	г. Шебекино	Производство искусственного корунда	41,54
10	ООО "Гринхаус"	Старооскольский городской округ	Выращивание овощей	118,56
11	ЗАО "Завод премиксов N 1"	Шебекинский городской округ	Производство премиксов	129,30
12	ЗАО "Свинокомплекс Короча"	с. Погореловка Корочанского района	Производство продуктов из мяса	89,30
13	ООО "Белая птица - Белгород"	с. Поляна Шебекинского городского округа	Разведение сельскохозяйственной птицы	42,22
14	ЗАО "Белгородский цемент"	г. Белгород	Производство цемента	40,19
15	АО "Корпорация "ГРИНН"	г. Белгород	Розничная торговля в неспециализированных магазинах	26,72
16	ООО "Русагро - Белгород" - Филиал "Ника"	Волоконовский район, п. Пятницкое	Производство сахара	11,74
17	ООО "Дмитротарановский сахарный завод"	Белгородский район	Производство сахара	16,35
18	ООО "Завод ТЕХНО" г. Белгород	г. Белгород	Производство минеральных тепло- и звукоизоляционных изделий	27,21
19	ООО "Русагро - Белгород" (г. Валуйки)	г. Валуйки	Производство сахара	12,46
20	ООО "Южный полюс" (Сити молл "Белгородский")	Белгородский район	Сдача внаем собственного нежилого недвижимого имущества	13,71
21	ООО "Краснояружский сахарник"	п. Красная Яруга	Производство сахара	10,85
22	АО "Завод ЖБК-1"	г. Белгород	Производство изделий из бетона для использования в строительстве	11,76
23	ООО "Техсапфир"	г. Белгород	Производство электрических печей	9,92
24	АО "Сахарный комбинат Большевик"	Грайворонский городской округ, с. Головчино	Производство сахара	6,10
25	АО "Завод нестандартного оборудования и металлоизделий" (Белпанель)	г. Белгород	Производство минеральных тепло- и звукоизоляционных изделий	15,40

2.7. Динамика изменения максимума нагрузки

Отчетные данные по изменению максимума нагрузки за 2016 - 2020 годы энергосистемы Белгородской области приведены в таблице 2.5 и на рисунке 2.3.

Таблица 2.5

Динамика изменения максимума нагрузки в регионе

Показатели	Год
	2016	2017	2018	2019	2020
Максимум нагрузки, МВт	2 218,74	2 219,57	2 244,29	2 213,73	2 260,34
Абсолютный прирост, МВт	-	0,83	24,72	-30,56	46,61
Относительный прирост, %	-	0,04	1,11	-1,36	2,11
Число часов использования максимума нагрузки	6 858	7 049	7087	7 200	7 051

В 2020 году максимальное потребление мощности было зафиксировано в 17 часов 00 минут 25 декабря при среднесуточной температуре наружного воздуха -6,3°С и составило 2260,34 МВт.

Исторический максимум нагрузки энергосистемы Белгородской области был зафиксирован в 10 часов 00 минут 21 января 2021 года при среднесуточной температуре наружного воздуха -15,6°С, потребление мощности достигло 2353 МВт.

Рисунок 2.3. Динамика изменения максимума нагрузки Белгородской энергосистемы

2.8. Структура установленной электрической мощности 5

Структура и состав существующих электростанций Белгородской энергосистемы приведены в таблице 2.6, на рисунке 2.4 показана структура установленной электрической мощности на электростанциях по видам собственников и по типам станций (с учетом вывода из эксплуатации турбины станционной N 2 Р-10-35/1,2 Губкинской ТЭЦ (-10 МВт) 27 января 2021 года).

Таблица 2.6

Электростанции Белгородской энергосистемы

Генерирующая компания (организация)	Электростанция	Количество и мощность генераторов, шт. / МВт	Суммарная установленная мощность, МВт	Место расположения
	ВСЕГО	20 / 241	241
Филиал ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация"	всего, в том числе	6 / 139	139
	Белгородская ТЭЦ	230	60	г. Белгород
	ГТУ ТЭЦ Луч	230	60	г. Белгород
	Губкинская ТЭЦ	9+10	19	г. Губкин
АО "ГТ Энерго"	всего, в том числе:	4 / 36	36
	Мичуринская ГТ-ТЭЦ	49	36	г. Белгород
Промышленные предприятия региона (сахарные заводы)	всего, в том числе:	10 / 66	66
ООО "Русагро-Белгород"	ТЭЦ	6+12	18	г. Валуйки
ООО "Русагро-Белгород" - Филиал "Ника"	ТЭЦ	26	12	Волоконовский район
ООО "Дмитротарановский сахарник"	ТЭЦ	26	12	Белгородский район
ООО "Краснояружский сахарник"	ТЭЦ	26	12	п. Красная Яруга
АО "Сахарный комбинат Большевик"	ТЭЦ	26	12	Грайворонский район

Рисунок 2.4. Структура установленной мощности электростанций Белгородской энергосистемы

За прошедший пятилетний период на территории Белгородской области введеных (реконструированых) и выведенных из эксплуатации объектов генерации не было.

2.9. Структура выработки электроэнергии 6

Структура выработки электроэнергии в 2020 году по видам собственности и типам электростанций Белгородской области приведена в таблице 2.7 и на рисунке 2.5.

Таблица 2.7

Структура выработки электроэнергии

Показатели	Выработано электроэнергии, млн кВт-ч	Доля выработки, %
ВСЕГО, в том числе	757,46	100,0
Филиал ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация", в том числе:	633,65	83,7
Белгородская ГТУ ТЭЦ	325,52	43,0
ГТУ ТЭЦ Луч	240,98	31,8
Губкинская ТЭЦ	67,15	8,9
АО "ГТ Энерго", в том числе:	65,77	8,7
Мичуринская ГТ-ТЭЦ	65,77	8,7
Электростанции промышленных предприятий, в том числе:	58,04	7,7
ТЭЦ ООО "Русагро - Белгород" (г. Валуйки)	12,97	1,7
ТЭЦ ООО "Дмитротарановский сахарный завод"	15,68	2,1
ТЭЦ ООО "Русагро - Белгород" - Филиал "Ника"	11,89	1,6
ТЭЦ ООО "Краснояружский сахарник"	11,22	1,5
ТЭЦ АО "Сахарный комбинат Большевик"	6,28	0,8

Рисунок 2.5. Структура выработки электроэнергии Белгородской энергосистемы

2.10. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона

2.10.1. Основные сведения по ЛЭП 330 - 750 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Чернозёмное ПМЭС

Основные сведения по линиям электропередачи классом напряжения 330 - 750 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС приведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8

Основные сведения по ЛЭП напряжением 330 - 750 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Чернозёмное ПМЭС

N	Наименование ВЛ	Uном., кВ	Год ввода	Протяженность (полная), км	Протяженность (на балансе ЧПМЭС), км	Тип провода	Протяженность участка по Белгородской области, км
1	ВЛ 750 кВ Курская АЭС - Металлургическая	750	1982	189,9	189,9	4 х АСО 500/64	60,8
2	ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 1	500	1976	102,04	90,514	3 х АС 330/43	18,01
3	ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 2	500	2019	102,6	92,6	3 х АС 330/66	18.010
4	ВЛ 500 кВ Старый Оскол - Металлургическая	500	1982	35,5	35,5	3 х АС 330/43	35,5
5	ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди	330	2015	103,432	94,393	2 х АС 300/39	103,432
			2020		1,108
6	ВЛ 330 кВ Белгород - Шебекино	330	1963	51,300	26,788	2 х АС 400/51	51,300
			1995		19,465
			2020		1,53
7	ВЛ 330 кВ Лосево - Шебекино	330	1963	75,7	16,22	2 х АС 400/51	38,1
			1995		21,88
8	ВЛ 330 кВ Лиски - Валуйки	330	1969	149.8	126,1	2 х АС 240/32	85,41
9	ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди	330	1982	14,187	7,036	2 х АС 300/39	14,187
			2016		3,066
10	ВЛ 330 кВ Змиевская ТЭС - Валуйки	330	1967	185,75	44,6	2 х АС 300/39	44,6
11	ВЛ 330 кВ Змиевская ТЭС - Белгород с отпайкой на ПС Лосево	330	1968	132,9	43,981	2 х АС 400/51	45,564
						2 х АС 400/63
			2020		1,583	2 х АС 400/51
12	ВЛ 330 кВ Металлургическая - Валуйки	330	1999	123,2	123,2	2 х АС 500/64	123,2
						2 х АС 300/39
						2 х АС 240/32
13	ВЛ 330 кВ Металлургическая - ОЭМК 1	330	1984	11,6	10,89	2 х АС 500/64	11,6
14	ВЛ 330 кВ Металлургическая - ОЭМК 2	330	1984	11,56	10,85	2 х АС 500/64	11,56
15	ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол	330	1979	26,61	26,61	2 х АС 300/39	26,61
16	ВЛ 330 кВ Старый Оскол - ОЭМК 1	330	1984	18,89	18,19	2 х АС 500/64	18,89
17	ВЛ 330 кВ Старый Оскол - ОЭМК 2	330	1984	18,9	18,2	2 х АС 500/64	18,9
18	ВЛ 330 кВ Белгород - Фрунзенская	330	1964	34,128	20,713	2 х АС 300/39	34,128
			2000		12,5
			2006		0,23
			2016		0,702
19	ВЛ 330 кВ Южная - Фрунзенская	330	1964	129,5	116,7	2 х АС 300/39	69,3
			2000		12,5
			2006		0,3

Сводные данные по ЛЭП 330 - 750 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС приведены в таблице 2.9.

Таблица 2.9

Сводные данные по ЛЭП 220 - 750 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Чернозёмное ПМЭС

N	Класс напряжения, кВ	Количество ЛЭП	Общая протяженность, км	Протяженность участка на балансе филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Чернозёмное ПМЭС, км	Протяженность участка по Белгородской области, км
1	750	1	189,900	189,900	60,800
2	500	3	245,020	218,614	72,210
3	330	15	1 159,745	837,380	693,585
	Итого:	19	1 594,665	1 245,894	826,595

За период 2016 - 2020 годов на территории Белгородской области была построена и введена в эксплуатацию 1 ВЛ напряжением 500 кВ (2019 год) протяженностью 102,6 км (ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 2).

2.10.2. Основные сведения по ПС 330 - 750 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Чернозёмное ПМЭС

В ремонтно-эксплуатационном обслуживании филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС на территории Белгородской области находятся 7 ПС 330-750 кВ, на которых установлено 25 силовых (авто-) трансформатора высшим классом напряжения 35-750 кВ суммарной установленной мощностью 7495 МВА. Данные по силовым (авто-) трансформаторам 35-750 кВ и ПС 330-750 кВ приведены в таблицах 2.10 и 2.11.

Таблица 2.10

ПС 330 - 750 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Чернозёмное ПМЭС

N п/п	Наименование ПС	Диспетчерское наименование трансформатора	Тип трансформатора	Номинальная мощность, МВА	Год ввода
1	Металлургическая	АТ-1	АТДЦТН-200000/330/110/10	200	1982
		АТ-2	АТДЦТН-200000/330/110/35	200	1980
		АТ-3	3xАОДЦТН-333000/750/330/15	999	1984
		АТ-4	3xАОДЦТН-333000/750/330/15	999	1987
		АТ-5	3xАОДЦТН-417000/750/500/10	1251	1986
2	Старый Оскол	АТ-1	3xАОДЦТН-167000/500/330/35	501	1979
		АТ-2	3xАОДЦТН-167000/500/330/35	501	1976
		АТ-3	АТДЦТН-250000/500/110/35	250	1987
		АТ-4	АТДЦТН-250000/500/110/35	250	1993
		АТ-5	АТДЦТН-250000/500/110/35	250	2017
3	Белгород	АТ-1	АТДЦТН-250000/330/110/10	250	2016
		АТ-2	АТДЦТН-250000/330/110/10	250	2020
4	Валуйки	АТ-1	АТДЦТН-200000/330/110/35	200	1997
		АТ-3	АТДЦТН-200000/330/110/35	200	1980
		3Т	ТДТН-25000/35/10/6	25	2013
		4Т	ТДТН-25000/35/10/6	25	2013
		5Т	ТДН-40000/110/10	40	2013
5	Губкин	АТ-2	АТДТН-200000/330/110/10	200	2016
		АТ-1	АТДТН-200000/330/110/10	200	2017
		Т-3	ТДТН-63000/110/35	63	2020
		Т-4	ТДТН-63000/110/35	63	2020
		Т-5	ТДТН-63000/110/35	63	2020
6	Фрунзенская	АТ-1	АТДЦТН-195000/330/110/10	195	2008
		АТ-2	АТДЦТН-195000/330/110/10	195	2006
7	Шебекино	АТ-1	АТДЦТН-125000/330/110/6	125	1991

Таблица 2.11

Сводные данные по силовым (авто-) трансформаторам 35 - 750 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Чернозёмное ПМЭС

N п/п	Класс напряжения, кВ	Количество, шт.	Суммарная установленная мощность, МВА
1	750/500/10	1	1 251
2	750/330/15	2	1 998
3	500/330/35	2	1 002
4	500/110/35	3	750
5	330/110/35	3	600
6	330/110/10	7	1 490
7	330/110/6	1	125
8	110/35	3	189
9	110/10	1	40
10	35/10/6	2	50
	Всего	25	7 495

В 2020 году была завершена комплексная реконструкция двух подстанций высшим напряжением 330 кВ: ПС 330 кВ Белгород и ПС 330 кВ Губкин.

В период 2016 - 2020 годов на территории Белгородской области были введены в эксплуатацию 5 автотрансформаторов и 3 силовых трансформатора на 3 подстанциях:

2016 год:

- один автотрансформатор 330/110/10 кВ номинальной мощностью 250 МВА на ПС 330 кВ Белгород;

- один автотрансформатор 330/110/10 кВ номинальной мощностью 200 МВА на ПС 330 кВ Губкин.

2017 год:

- один автотрансформатор 330/110/10 кВ номинальной мощностью 200 МВА на ПС 330 кВ Губкин;

- один автотрансформатор 500/110/35 кВ номинальной мощностью 250 МВА на ПС 500 кВ Старый Оскол.

2020 год:

- три трансформатора 110/35 кВ номинальной мощностью 63 МВА каждый на ПС 330 кВ Губкин;

- один автотрансформатор 330/110/10 кВ номинальной мощностью 250 МВА на ПС 330 кВ Белгород.

2.10.3. Основные сведения по ЛЭП 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго"

В ремонтно-эксплуатационном обслуживании филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" находятся 111 линий электропередачи напряжением 110 кВ суммарной протяженностью 2376,129 км.

Основные сведения по линиям электропередачи классом напряжения 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" приведены в таблице 2.12.

Таблица 2.12

Основные сведения по ЛЭП напряжением 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго"

N п/п	Диспетчерское название	Год ввода	Протяженность, км	Марка провода (кабеля)
1	ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Майская	2007	24,821	АС-185
2	ВЛ 110 кВ Дубовое - Майская	1959	5,267	АС-185
3	ВЛ 110 кВ Долбино - Майская	1959	11,739	АС-185
4	ВЛ 110 кВ Южная - Майская	1975	7,3352	АС-185
5	ВЛ 110 кВ Белгород - Химзавод	1961	35,222	АС-185
6	ВЛ 110 кВ Химзавод - Нежеголь	2014	6,939	АС-185
7	ВЛ 110 кВ Новый Оскол - Верхняя Покровка	1967	43,200	АС-240; АС-95; АС-70
8	ВЛ 110 кВ Волоконовка - Новый Оскол	1965	42,200	АС-240
9	ВЛ 110 кВ Верхняя Покровка - Красногвардейское	1984	28,400	АС-150
10	ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск районная I цепь	1969	17,200	АС-120
11	ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск районная II цепь	1969	17,200	АС-120
12	ВЛ 110 кВ Алексеевка - тяговая - Алексеевка	1988	5,600	АС-120
13	ВЛ 110 кВ Валуйки - Алексеевка - тяговая	1969	64,200	АС-120
14	ВЛ 110 кВ Валуйки - Палатовка	1969	30,100	АС-120
15	ВЛ 110 кВ Алексеевка - Красногвардейское	1984	25,300	АС-150
16	ВЛ 110 кВ Айдар - Ровеньки	1999	17,600	АС-120
17	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Центральная N 1	1977	61,213	АСО-300; АС-240; АС-185
18	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Архангельское N 1	1986	9,300	АС-120
19	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Цемзавод N 1	1974	21,771	АС-120, АС-150, АС-185
20	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Казацкие Бугры	1964	18,566	АСО-300; АС-240
21	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна	1964	38,297	АС-240
22	ВЛ 110 кВ Короча - Скородное	1979	28,700	АС-120
23	ВЛ 110 кВ Скородное - Коньшино	1977	15,000	АС-150; АС-120
24	ВЛ 110 кВ Чернянка - Новый Оскол	1964	18,800	АС-240
25	ВЛ 110 кВ Н. Оскол - Серебрянка	1989	26,847	АС-240; АС-150
26	ВЛ 110 кВ Новый Оскол - ПТФ N 2	1981	16,460	АС-185; АЖ-120
27	ВЛ 110 кВ Новый Оскол - ПТФ N 1	1981	11,020	АЖ-120
28	ВЛ 110 кВ Металлургическая - Голофеевка N 2	1978	7,325	АС-400
29	ВЛ 110 кВ Металлургическая - Голофеевка N 1	1980	7,519	АС-300
30	ВЛ 110 кВ Шеино - Короча	1967	26,420	АС-120; АС-150
31	ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол-1 с отпайкой на ПС Журавлики	1963	33,264	АС-120; АС-240
32	ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол - Тяговая	1975	24,377	АС-185
33	ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры	1964	10,889	АС-300
34	ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП 7 I цепь с отпайкой на ПС 123	1972	7,390	АСО-500; АСКП-500; АС-150
35	ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка	1964	29,900	АС-240
36	ВЛ 110 кВ Коньшино - Голофеевка	1977	47,082	АС-120; АС-150; АС-240
37	ВЛ 110 кВ Белгород - Шеино	1967	21,568	АС-120, АС-150
38	ВЛ 110 кВ Белгород - Рудник N 1 с отпайками	1979	47,407	АС-185; АС-120
39	ВЛ 110 кВ Белгород - Сажное	1960	35,557	АС-150; АС-185
40	ВЛ 110 кВ Белгород - Авторемзавод с отпайками	1985	12,157	АС-185, АС-95
41	ВЛ 110 кВ Белгород - Восточная цепь II с отпайкой на ПС Витаминный комбинат	1974	9,536	АС-185; АС-150
42	ВЛ 110 кВ Белгород - Восточная цепь I c отпайкой на ПС Витаминный комбинат	1971	12,035	АС-185; АС-150
43	ВЛ 110 кВ Томаровка - Борисовка	1983	18,807	АЖ-120; АС-120
44	ВЛ 110 кВ Томаровка - Малиновка	1969	35,406	АС-120/19; АС-185/29
45	ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	1988	37,045	АС-120; АС-240
46	ВЛ 110 кВ Ивня - Ракитное	1994	43,120	АС-120
47	ВЛ 110 кВ Серебрянка - Максимовка	1987	60,075	АС-150
48	ВЛ 110 кВ Красная Яруга - Ракитное	1986	12,000	АС-120
49	ВЛ 110 кВ Грайворон - Казачья Лопань	1961	12,400	АС-95
50	ВЛ 110 кВ Южная - Западная N 2	1975	16,710	АС-185
51	ВЛ 110 кВ Красная Яруга - Грайворон	1979	35,382	АС-120
52	ВЛ 110 кВ Готня - Красная Яруга	1975	11,900	АС-120
53	ВЛ 110 кВ Шебекино - Химзавод	1973	8,052	АС-185
54	ВЛ 110 кВ Шебекино - Лизины N 1	1994	0,673	АС-185
55	ВЛ 110 кВ Борисовка - Грайворон	2002	33,950	АС-150
56	КВЛ 110 кВ Белгород - Южная N 1 с отпайками	1968	7,723	АС-185
57	ВЛ 110 кВ Белгород - Пищепром	1968	1,323	АС-185
58	КВЛ 110 кВ Фрунзенская - Белгородская ТЭЦ с отпайкой на ПС Стрелецкая	1986	29,4188	АС-185; АС-150; АС-120
59	ВЛ 110 кВ Белгород - Рудник N 2 с отпайками	1986	46,549	АС-185; АС-120
60	ВЛ 110 кВ Белгород - Шебекино 110	1974	34,868	АС-185
61	ВЛ 110 кВ Беломестное - Прохоровка	1960	63,224	АС-150
62	ВЛ 110 кВ Белгород - Беломестное	1960	10,251	АС-150; АС-185
63	ВЛ 110 кВ Шебекино - Лизины N 2	1993	0,673	АС-185
64	ВЛ 110 кВ Черемошное - Долбино	1968	20,240	АС-185
65	ВЛ 110 кВ Белгород - Дубовое	1992	9,594	АС-185
66	ВЛ 110 кВ Белгород - ГТУ ТЭЦ Луч	1968	9,582	АС-185
67	ВЛ 110 кВ Валуйки - ГКС N 1	1976	2,300	АС-95
68	ВЛ 110 кВ Валуйки - ГКС N 2	1976	2,300	АС-95, АС-120
69	ВЛ 110 кВ Валуйки - Оросительная N 1	1969	5,400	АС-185, АЖ-120
70	ВЛ 110 кВ Валуйки - Оросительная N 2	1969	5,400	АС-185, АЖ-120
71	ВЛ 110 кВ Валуйки - Валуйки тяговая N 1	1969	2,800	АС-120
72	ВЛ 110 кВ Валуйки - Валуйки тяговая N 2	1969	2,800	АС-120
73	ВЛ 110 кВ Вейделевка - Айдар	1969	41,600	АЖ-120; АС-95
74	ВЛ 110 кВ Валуйки - Вейделевка	1969	26,129	АС-95, АЖ-120
75	ВЛ 110 кВ Алексеевка - Айдар	1990	82,600	АС-120
76	ВЛ 110 кВ Белгород - Мичуринская ГТ-ТЭЦ	1962	9,506	АС-185
77	ВЛ 110 кВ Западная - Авторемзавод	1961	3,690	АС-185
78	ВЛ 110 кВ Прохоровка - Ржава	1968	8,590	АС-150
79	ВЛ 110 кВ Сажное - Александровка	1968	26,481	АС-150
80	ВЛ 110 кВ Александровка - Ржава	1968	8,905	АС-150
81	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Промышленная	1983	36,355	АС-185
82	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Пушкарная	1977	6,900	АС-185
83	ВЛ 110 кВ Старый Оскол Тяговая - Промышленная	1981	2,994	АС-185
84	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Центральная N 2	1977	26,164	АС-185
85	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Архангельское N 2	1986	9,300	АС-150
86	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Цемзавод N 2	1974	21,771	АС-120: АС-150; АС-185
87	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Старый Оскол-1 с отпайкой на ПС Очистные	1980	14,879	АС-185
88	ВЛ 110 кВ Губкин - Пушкарная с отпайками	1977	41,443	АС-240, АС-120
89	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Обуховская N 1	1977	17,545	АС-400, АС-150
90	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Обуховская N 2	1977	17,599	АС-400, АС-150
91	ВЛ 110 кВ Палатовка - Алексеевка	1969	37,180	АС-120
92	ВЛ 110 кВ Голофеевка - Д. Поляна	1964	12,900	АС-240
93	ВЛ 110 кВ Малиновка - Готня	1969	21,311	АС-120; АС-185
94	ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская	2017	23,686	АС-240
95	ВЛ 110 кВ Ватутинская - Волоконовка	2017	28,766	АС-240
96	ВЛ-110 кВ Губкин - Бекетово (Горшечное)	1964	21,076	АС-150
97	ВЛ-110 кВ Губкин-Мантурово	1975	12,386	АС-150/19
98	ВЛ 110 кВ Шебекино 330 - Шебекино 110	2019	9,465	АС-185
99	КВЛ 110 кВ Белгород - Южная II цепь с отпайками	2016	8,035	АС-185
100	ВЛ 110 кВ ГТУ ТЭЦ Луч - Черемошное	1968	35,880	АС-185
101	ВЛ 110 кВ Пищепром - Северная	1968	12,301	АС-120; АС-185
102	ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	1968	13,590	АС-120
103	ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Северная с отпайкой на ПС Стрелецкая	1968	14,894	АС-120; АС-185
104	ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Западная N 1	2007	23,563	АС-185
105	ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП 7 II цепь с отпайками	1972	14,789	АСО-500; АСКП-500; АС-185, АС-150
106	ВЛ 110 кВ Шебекино - Нежеголь	1994	9,192	АС-185/24
107	КВЛ 110 кВ Белгород - Белгородская ТЭЦ	2006	5,918	АС-185, АС-150
108	ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Рудник	2007	25,743	АС-185
109	ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1	2008	14,980	АС-185
110	ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Западная N 2	2008	21,019	АС-185
111	ВЛ 110 кВ Мичуринская ГТ-ТЭЦ - Фрунзенская с отпайками	2016	24,804	АС-185

За период 2016 - 2020 годов филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" были введены в эксплуатацию 30,732 км новых ВЛ 110 кВ:

- заходы ВЛ 110 кВ Валуйки - Волоконовка на ПС 110/10 кВ Ватутинская общей суммарной протяженностью 7,452 км с образованием ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская и ВЛ 110 кВ Ватутинская - Волоконовка;

- ВЛ 110 кВ Шебекино 330 - Шебекино 110 протяженностью 9,532 км;

- КВЛ 110 кВ Белгород - Южная II цепь с отпайками протяженностью 8,035 км:

- ВЛ 110 кВ Мичуринская ГТ-ТЭЦ - Фрунзенская с отпайками протяженностью 5,713 км.

2.10.4. Основные сведения по ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго"

В ремонтно-эксплуатационном обслуживании филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" находятся 58 ПС 110 кВ, на которых установлено 116 силовых трансформаторов суммарной установленной мощностью 2637,7 МВА. Данные по силовым трансформаторам и ПС 110 кВ приведены в таблицах 2.13 и 2.14.

Таблица 2.13

ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго"

N п/п	Наименование ПС	Диспетчерское наименование трансформатора	Тип трансформатора	Sном. , МВА	Год ввода	Загрузка, МВА 17.06.2020	kзагр. , %	Загрузка, МВА 16.12.2020	kзагр. , %
1	Авторемзавод	1Т	ТДН-16000/110/6	16	1987	3,14	19,65	2,97	18,55
		2Т	ТДН-16000/110/6	16	1987	3,21	20,05	5,02	31,36
2	Айдар	1Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1983	1,70	10,65	2,66	16,60
		2Т	ТДТН-10000/110/35/10	10	1971	2,89	28,87	4,40	43,97
3	Александровка	1Т	ТДТН-25000/110/35/10	25	2010	12,67	50,67	12,52	50,08
		2Т	ТДТН-25000/110/35/10	25	2010	4,32	17,26	8,03	32,14
4	Алексеевка районная	1Т	ТДТН-25000/110/35/10	25	1982	13,97	55,87	14,61	58,46
		2Т	ТДТН-25000/110/35/10	25	1982	13,32	53,27	15,56	62,25
		3Т	ТДТН-25000/110/35/10	25	1992	17,59	70,34	14,71	58,84
5	Архангельское	1Т	ТДТН-10000/110/35/10	10	1977	6,11	61,11	7,26	72,56
		2Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1985	3,70	23,15	4,98	31,14
6	Белгород	1Т	ТРДН-40000/110/6/6	40	1995	12,14	30,36	12,52	31,31
		2Т	ТРДН-40000/110/6/6	40	2011	9,40	23,50	12,18	30,46
		3Т	ТРДН-40000/110/6/6	40	2011	10,77	26,92	16,00	39,99
7	Борисовка	1Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	2015	4,33	27,04	6,71	41,95
		2Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	2015	3,28	20,53	4,26	26,60
8	Верхняя Покровка	1Т	ТДТН-10000/110/35/10	10	1968	6,35	63,51	7,08	70,82
		2Т	ТДТН-10000/110/35/10	10	1976	3,47	34,73	4,07	40,75
9	Ватутинская	1Т	ТМН-6300/110/10	6,3	2018	0,35	5,60	0,53	8,37
		2Т	ТМН-6300/110/10	6,3	2018	0,02	0,27	0,76	12,06
10	Вейделевка	1Т	ТДТН-10000/110/35/10	10	1982	3,27	32,70	3,90	39,00
		2Т	ТДТН-10000/110/35/10	10	1985	2,06	20,62	3,19	31,85
11	Витаминный комбинат	1Т	ТРДН-40000/110/6/6	40	2015	7,71	19,27	10,05	25,12
		2Т	ТРДН-40000/110/6/6	40	2015	7,63	19,09	11,12	27,81
12	Волоконовка	1Т	ТДТН-25000/110/35/10	25	1991	5,44	21,75	6,78	27,13
		2Т	ТДТН-25000/110/35/10	25	1994	8,94	35,75	10,34	41,38
13	Восточная	1Т	ТДТН-40000/110/35/6	40	2013	19,67	49,19	17,48	43,69
		2Т	ТДТН-40000/110/35/6	40	2013	13,51	33,78	19,01	47,52
14	Голофеевка	1Т	ТДТН-10000/110/35/10	10	1973	1,36	13,65	1,13	11,29
		2Т	ТДТН-10000/110/35/10	10	1976	0,41	4,11	0,66	6,63
15	Готня	1Т	ТДН-16000/110/10	16	1985	2,78	17,36	3,79	23,66
		2Т	ТДН-16000/110/10	16	1985	3,54	22,15	4,66	29,13
16	Грайворон	1Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1981	3,07	19,18	4,21	26,28
		2Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1970	10,69	66,81	11,99	74,92
17	Долгая Поляна	1Т	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1986	1,37	21,79	1,86	29,50
18	Донец	3Т	ТРДН-40000/110/6/6	40	2007	9,94	24,86	10,17	25,43
		4Т	ТРДН-40000/110/6/6	40	2007	8,94	22,36	10,50	26,26
19	Дубовое	1Т	ТРНДЦН-40000/110/10/10	40	1991	6,14	15,34	9,33	23,33
		2Т	ТРНДЦН-40000/110/10/10	40	1991	7,31	18,27	9,63	24,07
20	Журавлики	1Т	ТДТН-25000/110/35/6	25	1996	7,12	28,47	10,40	41,58
		2Т	ТДТН-40000/110/35/6	40	2008	4,38	10,96	5,47	13,68
21	Западная	1Т	ТДН-16000/110/10	16	1982	5,73	35,84	9,19	57,43
		2Т	ТДН-16000/110/10	16	1976	8,58	53,60	8,32	52,02
22	Ивня	1Т	ТДТН-10000/110/35/10	10	1981	1,83	18,31	2,38	23,84
		2Т	ТДТН-10000/110/35/10	10	1984	4,32	43,17	4,70	46,96
23	Красногвардейское	1Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1971	5,88	36,74	9,03	56,46
		2Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1985	4,71	29,47	5,71	35,67
24	Казацкие Бугры	1Т	ТДТН-25000/110/10/6	25	1992	2,55	10,21	3,68	14,72
		2Т	ТДТН-25000/110/10/6	25	1988	3,43	13,74	4,68	18,73
25	Коньшино	2Т	ТМТН-6300/110/35/10	6,3	1992	2,83	44,87	0,33	5,31
26	Короча	1Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1988	8,33	52,05	9,56	59,76
		2Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1988	13,12	81,97	12,80	79,98
		3Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1985	5,89	36,81	7,38	46,10
27	Крапивенская	1Т	ТДН-16000/110/10	16	2010	4,21	26,31	5,14	32,11
		2Т	ТДН-16000/110/10	16	2010	4,02	25,13	4,39	27,43
28	Красная Яруга	1Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1983	2,90	18,15	5,28	32,97
		2Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1991	3,41	21,31	5,30	33,10
29	Крейда	1Т	ТДТН-25000/110/35/6	25	2014	11,18	44,73	8,29	33,17
		2Т	ТДТН-25000/110/35/6	25	2014	0,00	0,00	7,43	29,74
30	Майская	1Т	ТРДН-40000/110/10/10	40	2009	7,53	18,82	11,71	29,28
		2Т	ТРДН-40000/110/10/10	40	2009	5,64	14,10	8,07	20,17
31	Максимовка	1Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1986	2,02	12,65	3,13	19,53
		2Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1991	1,57	9,82	2,02	12,64
32	Малиновка	1Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	2017	8,27	51,71	7,81	48,80
		2Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	2017	9,45	59,04	6,37	39,81
33	Нежеголь	1Т	ТРДН-40000/110/10/10	40	2014	10,41	26,03	8,16	20,41
		2Т	ТРДН-40000/110/10/10	40	2014	9,09	22,73	10,37	25,93
34	Новый Оскол	1Т	ТДТНГ-31500/110/35/10	31,5	1965	6,59	20,92	11,01	34,94
		2Т	ТДТН-25000/110/35/10	25	1985	6,24	24,97	5,84	23,37
35	Обуховская	1Т	ТРДН(С)-25000/110/10	25	1978	1,43	5,73	1,38	5,53
		2Т	ТРДН(С)-25000/110/10	25	1977	0,98	3,91	1,78	7,13
36	Оросительная	1Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1985	4,67	29,16	6,09	38,08
		2Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	2000	2,94	18,37	4,96	31,02
37	Очистные	1Т	ТДН-16000/110/6	16	1979	2,61	16,29	2,35	14,71
		2Т	ТДН-16000/110/6	16	1978	1,71	10,70	1,87	11,68
38	Пищепром	1Т	ТДТН-25000/110/10/6	25	1995	3,20	12,79	4,78	19,13
		2Т	ТДТН-25000/110/10/6	25	1979	3,52	14,07	6,02	24,08
39	Промышленная	1Т	ТРДН(С)-25000/110/10	25	1981	17,53	70,14	10,41	41,62
		2Т	ТРДН(С)-25000/110/10	25	1982	0,00	0,00	6,97	27,89
40	ПТФ	1Т	ТДН-16000/110/10	16	1982	6,77	42,29	4,63	28,93
		2Т	ТДН-16000/110/10	16	1981	5,77	36,04	3,89	24,33
41	Пушкарная	1Т	ТРДН-40000/110/10/10	40	1977	8,35	20,88	10,11	25,28
		2Т	ТРДН-40000/110/10/10	40	1977	9,11	22,77	12,38	30,95
42	Ракитное	1Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1990	4,23	26,46	6,25	39,09
		2Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1990	0,11	0,66	0,20	1,22
43	Ровеньки	1Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	2000	5,24	32,76	6,11	38,22
44	Рудник	1Т	ТДТН-25000/110/35/6	25	1979	8,10	32,41	6,57	26,29
		2Т	ТДТН-25000/110/35/6	25	1979	3,25	13,01	5,92	23,70
45	Северная	1Т	ТРДН-40000/110/10/10	40	2006	8,02	20,05	10,12	25,31
		2Т	ТРДН-40000/110/10/10	40	2006	11,44	28,60	16,35	40,88
46	Серебрянка	1Т	ТДТН-10000/110/35/10	10	1987	0,80	8,02	1,14	11,45
47	Скородное	1Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1983	2,95	18,43	4,99	31,17
		2Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1994	4,91	30,69	5,84	36,47
48	Старый Оскол-1	1Т	ТДТН-25000/110/35/6	25	1990	9,41	37,64	12,29	49,15
		2Т	ТДТН-20000/110/35/6	20	1967	0,88	4,38	6,70	33,52
		3Т	ТРНДЦН-25000/110/6	25	1989	6,89	27,54	7,33	29,30
49	Стрелецкая	1Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1989	3,62	22,60	7,12	44,53
		2Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1992	3,29	20,55	8,96	55,98
50	Строитель	1Т	ТДН-15000/110/6	15	1968	4,20	27,99	7,66	51,09
		2Т	ТДНГ-15000/110/6	15	1962	4,44	29,59	4,75	31,66
51	Томаровка	1Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1973	10,22	63,87	11,83	73,94
		2Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1985	4,73	29,58	5,04	31,48
52	Хим. завод	1Т	ТРДН-32000/110/6/6	32	1980	4,34	13,58	4,32	13,50
		2Т	ТРДН-32000/110/6/6	32	1979	5,35	16,72	5,78	18,05
53	Центральная	1Т	ТРДН-40000/110/10/10	40	1988	8,29	20,72	12,50	31,25
		2Т	ТРДН-40000/110/10/10	40	1988	10,80	27,00	12,53	31,34
54	Черемошное	1Т	ТДТН-25000/110/35/10	25	1994	10,51	42,03	12,41	49,66
		2Т	ТДТН-25000/110/35/10	25	2001	5,52	22,08	16,70	66,78
55	Чернянка	1Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	1972	7,47	46,67	6,92	43,22
		2Т	ТДТН-16000/110/35/10	16	2009	4,96	31,01	6,99	43,70
56	Шебекино	1Т	ТДТН-40000/110/35/6	40	2008	12,40	31,01	14,17	35,42
		2Т	ТДТН-40000/110/35/6	40	2008	7,99	19,96	10,26	25,65
57	Шеино	1Т	ТДТН-10000/110/10	10	1986	1,76	17,59	2,02	20,24
		2Т	ТДН-10000/110/10	10	2017	1,51	15,05	2,40	24,03
58	Южная	1Т	ТДТН-40000/110/10/6	40	1983	14,37	35,93	18,59	46,47
		2Т	ТДТН-40000/110/10/6	40	1988	12,94	32,35	14,98	37,46

На 4 ПС установлено по одному силовому трансформатору, на 4 ПС по 3, и на остальных 50 ПС - по 2 силовых трансформатора.

Таблица 2.14

Сводные данные по силовым трансформаторам 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго"

N п/п	Класс напряжения трансформаторов, кВ	Количество трансформаторов, шт.	Суммарная установленная мощность, МВА
1	110/35/10	54	884,1
2	110/35/6	12	370
3	110/10/10	12	480
4	110/10/6	6	180
5	110/6/6	9	344
6	110/10	16	260,6
7	110/6	7	119
	Всего	116	2 637,70

За 2016 - 2020 годы филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" была построена и введена в эксплуатацию 1 новая ПС:

- ПС 110/10 кВ Ватутинская с 2 силовыми трансформаторами мощностью 2 х 6,3 МВА.

В 2017 году произведена комплексная реконструкция ПС Малиновка с переводом на класс напряжения 110/35/10 кВ и увеличением трансформаторной мощности с 20 МВА до 32 МВА.

На ПС 110 кВ Шеино был заменен 1 силовой трансформатор с изменением установленной мощности ПС 110 кВ.

Таблица 2.15

Перечень ПС 110 кВ, на которых была произведена замена силовых трансформаторов

N п/п	Подстанция	Класс напряжения	Диспетчерское наименование трансформатора	Sном. , МВА (на дату 01.01.2016)	Sном. , МВА (на дату 31.12.2020)	Sном., МВА (транс.)	Sном., МВА (по ПС в целом)
1	Шеино	110/10	2Т	3,2	10	6,8	6,8

2.10.5. Основные сведения по ЛЭП и подстанциям, находящимся на балансе сторонних организаций

На территории Белгородской области эксплуатируются подстанции и линии электропередачи, находящиеся на балансе предприятий и организаций, для которых выработка, передача и распределение электроэнергии не являются основным видом деятельности. Наибольшую протяжённость имеют электрические сети, находящиеся на балансе АО "Лебединский ГОК", АО "Стойленский ГОК" и АО "ОЭМК им. А.А. Угарова".

В таблице 2.16 приведены сведения по ЛЭП 110 кВ и выше, находящимся на балансе сторонних организаций.

Таблица 2.16

Основные сведения по ЛЭП 110 кВ и выше, находящимся на балансе сторонних организаций

N п/п	Наименование ЛЭП	Собственник	Uном., кВ	Тип, сечение провода (кабеля)	Длина ЛЭП, км	Год ввода
1	ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди с отпайкой на ПС Лебеди (новая площадка)	АО "Лебединский ГОК"	330	2хАС-300/39	38,300	1982
					0,794	2018
2	ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди		330	2хАС-300/39	4,100	1983
3	ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди		330	2хАС-300/39	8,600	1983
4	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП 7 I цепь		110	АС-500/64	23,532	1977
5	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП 7 II цепь		110	АС-500/64	23,532	1977
6	ВЛ 110 кВ ГПП 7 - ГПП 3 I цепь		110	АС-240/39	0,426	1977
				АС-500/64,	0,624
7	ВЛ 110 кВ ГПП 7 - ГПП 3 II цепь		110	АС-240/39	0,426	1977
				АС-500/64,	0,624
8	ВЛ 110 кВ ГПП 7 - ГПП 5 I цепь		110	АС-240/39	0,395	2009
9	ВЛ 110 кВ ГПП 7 - ГПП 5 II цепь		110	АС-240/39	0,395	2009
10	ВЛ 110 кВ ГПП 7 - ГПП 6 II цепь		110	АС-240/32	3,140	2005
11	ВЛ 110 кВ ГПП 7 - ГПП 6 I цепь с отпайкой на ГПП 2		110	АС-240/32	4,027	2005
12	ВЛ 110 кВ ГПП 7 - ГПП 2 II цепь		110	АС-240/32	3,225	2008
13	ВЛ 110 кВ Лебеди - ГПП 4 I цепь c отпайкой на ПС-109		110	АС-240/32	7,593	1982
14	ВЛ 110 кВ Лебеди - ПС 109 II цепь		110	АС-240/32	7,092	1982
15	ВЛ 110 кВ Лебеди - ГПП 8 I цепь		110	АС-240/39	6,880	1981
16	ВЛ 110 кВ Лебеди - ГПП 8 II цепь		110	АС-240/39	6,880	1981
17	ВЛ 110 кВ Лебеди - ГПП 7 I цепь		110	АС-500/64	9,960	1977
18	ВЛ 110 кВ Лебеди - ГПП 7 II цепь		110	АС-500/64	9,960	1977
19	ВЛ 110 кВ Лебеди - ГПП 7 III цепь		110	АС-500/64	10,760	2018
20	ВЛ 110 кВ Лебеди - ГПП 7 IV цепь		110	АС-500/64	10,760	2018
21	ВЛ 110 кВ Лебеди - ПС 122 I цепь с отпайками		110	АС-240/39	10,291	1985
22	ВЛ 110 кВ Лебеди - ЛГОК II цепь		110	АС-240/39	5,161	1985
23	ВЛ 110 кВ ГПП 7 - ГПП 4 I цепь		110	АС-240/39	3,227	2008
24	КВЛ 110 кВ ГПП 7 - ГПП-1 I цепь		110	АПвВгнг-1 х 630/150-64/110	0,199	2019
25	КВЛ 110 кВ ГПП 7 - ГПП-1 II цепь		110	АПвВгнг-1 х 630/150-64/110	0,300	2019
26	ВЛ 330 кВ Старый Оскол - ОЭМК N 1	АО "ОЭМК им. А.А. Угарова"	330	2хАС-500/64	0,700	1984
27	ВЛ 330 кВ Старый Оскол - ОЭМК N 2		330	2хАС-500/64	0,700	1984
28	ВЛ 330 кВ Металлургическая - ОЭМК N 1		330	2хАС-500/64	0,710	1984
29	ВЛ 330 кВ Металлургическая - ОЭМК N 2		330	2хАС-500/64	0,710	1984
30	ВЛ 110 кВ Голофеевка - Меткомбинат (24.11) N 1		110	АС-400;	7,600	1982
				NOKUDEY 3(1x630)	0,685
31	ВЛ 110 кВ Голофеевка - Меткомбинат (24.11) N 2		110	АС-400	7,600	1982
				NOKUDEY 3(1x630)	0,685
32	ВЛ 110 кВ Голофеевка - Строительная N 1		110	АС-185	4,600	1978
33	ВЛ 110 кВ Голофеевка - Строительная N 2		110	АС-185	4,600	1978
34	ВЛ 110 кВ Голофеевка - Промводозабор N 1		110	АС-120/19	2,500	1983
35	ВЛ 110 кВ Голофеевка - Промводозабор N 2		110	АС-120/19	2,550	1983
36	КЛ 110 кВ Меткомбинат (24.11) - 33.1 Т4		110	NOKUDEY 3(1x240)	1,075	1982
37	КЛ 110 кВ Меткомбинат (24.11) - 33.2 Т5		110	NOKUDEY 3(1x240)	1,182	1982
38	КЛ 110 кВ Меткомбинат (24.11) - 91Е Т1		110	МКАШв 3(1x150)	1,600	1984
39	КЛ 110 кВ ГПП - 91Е Т2		110	МКАШв 3(1x150)	1,100	1984
40	КЛ 110 кВ ГПП - SH-1 Т13		110	FXKJ 3(1x240+95)	0,135	1984
41	КЛ 110 кВ ГПП - SH-1 Т24		110	FXKJ 3(1x240+95)	0,125	1984
42	КЛ 110 кВ ГПП - 16Е Т1		110	2XSY 3(1x240+35)	1,740	1991
43	КЛ 110 кВ ГПП - 16Е Т2		110	2XSY 3(1x240+35)	1,750	1991
44	КЛ 110 кВ ГПП - 17Е Т1		110	A2XS(FL) 3(1x240)	2,600	2008
45	КЛ 110 кВ ГПП - 17Е Т2		110	A2XS(FL) 3(1x240)	2,590	2008
46	КЛ 110 кВ ГПП - SH-2		110	FXKJ 3(1x240+95)	0,536	1984
47	КЛ 110 кВ ГПП - SH-3		110	FXKJ 3(1x240+95)	0,490	1984
48	КЛ 110 кВ ГПП - SH-4		110	FXKJ 3(1x240+95)	0,429	1984
49	КЛ 110 кВ ГПП - SH-5		110	FXKJ 3(1x240+95)	0,373	1984
50	КЛ 110 кВ ГПП - AKOC N 1		110	A2XS(FL) 3(1x240)	0,350	2008
51	КЛ 110 кВ ГПП - AKOC N 2		110	A2XS(FL) 3(1x240)	0,320	2008
52	КЛ 110 кВ ГПП - AKOC N 3		110	A2XS(FL) 3(1x240)	0,310	2010
53	КЛ 110 кВ ГПП - Меткомбинат яч. Е11		110	FXKJ 6(1x800+95)	0,460	1984
54	КЛ 110 кВ ГПП - Меткомбинат яч. Е19		110	FXKJ 6(1x800+95)	0,555	1984
55	КЛ 110 кВ ГПП - SH-34 С1		110	FXKJ 3(1x240+95)	0,100	1984
56	КЛ 110 кВ ГПП - SH-34 С2		110	FXKJ 3(1x240+95)	0,125	1984
57	КЛ 110 кВ ГПП - SH-34 СF		110	FXKJ 3(1x240+95)	0,080	1984
58	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - СГОК N 1 с отпайкой на ГПП-11	АО "Стойленский ГОК"	110	АС-400;	15,356	2009
				АС-240	0,162	2009
59	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - СГОК N 2 с отпайками		110	АС-400;	15,356	2010
				АС-150;	4,100	2010
				АС-240;	2,086	2010
				АС-95	1,548	2010
60	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - СГОК N 3 с отпайкой на ГПП-11		110	АС-400;	15,356	2009
				АС-240	0,204	2009
61	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - СГОК N 4 с отпайками		110	АС-400;	15,356	2010
				АС-150;	4,100	2010
				АС-240;	2,086	2010
				АС-95	1,548	2010
62	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремзавод N 1 с отпайками		110	АС-240;	20,096	2009
				АС-150		2009
63	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремзавод N 2 с отпайками		110	АС-240;	20,089	2011
				АС-150		2011
64	ВЛ 110 кВ Губкин - СГОК N 1 с отпайками		110	АС-150	13,590	2009
65	ВЛ 110 кВ Губкин - СГОК N 2 с отпайками		110	АС-150	13,590	2009
66	Отпайка от ВЛ 110 кВ Старый Оскол - СГОК N 1 на ГПП-14		110	АС-240	1,347	2016
67	Отпайка от ВЛ 110 кВ Старый Оскол - СГОК N 3 на ГПП-14		110	АС-240	1,347	2016
68	Отпайка от ВЛ 110 кВ Губкин - СГОК N 1 на ГПП-15		110	АС-150	0,202	2016
69	Отпайка от ВЛ 110 кВ Губкин - СГОК N 2 на ГПП-15		110	АС-150	0,202	2016
70	Фидер 5 ГПП-15 (до ГПП-3, ГПП-6)		110	АС-150	0,740	2016
71	Фидер 6 ГПП-15 (до ГПП-3, ГПП-6)		110	АС-150	0,740	2016
72	Старый Оскол - Стройиндустрия N 1	ЗАО "Спецэнерго"	110	АС-240	6,000	1977
73	Старый Оскол - Стройиндустрия N 2		110	АС-240	6,000	1977
74	ЛЭП-110 ввод N 1	ОАО "ОЗММ"	110	АС-240/39	0,048	1978
75	ЛЭП-110 ввод N 2		110	АС-240/39	0,055	1978
76	ВЛ 110 кВ ПС Губкин 330 - ПС Промышленная	ОАО "РЖД"	110	АС-185	3,500	1997
77	ВЛ 110 кВ ПС Голофеевка - ПС Новый Оскол		110	АС-240	55,680	2003
78	Лизины-1	ООО "Биохим-сервис"	110	АС-185	0,040	1975
79	Лизины-2		110	АС-185	0,040	1977
80	ВЛ 110 кВ N 1 Рудник-2	ООО "Крипанга"	110	АС-185	1,440	2003
81	ВЛ 110 кВ N 2 Рудник-2		110	АС-185	1,440	2003
82	Оскол-500 от яч. 43	ООО "ОСМиБТ"	110	RG 5HE-64/120 кВ 1х185	0,330	1990
83	Оскол-500 от яч. 44		110	RG 5HE-64/120 кВ 1х185	0,330	1990
84	ВЛ 110 кВ Мичуринская ГТ-ТЭЦ - Фрунзенская с отпайками	АО "ГТ Энерго"	110	АС-185	24,760	2008
85	ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Гринхаус	ООО "Гринхаус"	110	АС-240/32	10,213	2017
86	Губкин - КМАруда I цепь	АО "Комбинат КМАруда"	110	АПвВнг-630	0,400	2019
				АС-150/24	8,900	2019
87	Губкин - КМАруда II цепь		110	АПвВнг-630	0,600	2019
				АС-150/24	8,900	2019

Всего на балансе сторонних организаций находится 87 ЛЭП напряжением 110 кВ и выше суммарной протяженностью 530,745 км, в том числе: 7 ЛЭП 330 кВ протяженностью 54,614 км и 80 ЛЭП 110 кВ протяженностью 476,131 км.

В 2016 - 2020 годах сторонними организациями были введены в эксплуатацию 2 ВЛ 330 кВ и 15 ВЛ 110 кВ, в том числе:

- АО "Лебединский ГОК" ввел в эксплуатацию ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди с отпайкой на ПС Лебеди (новая площадка) протяженностью 0,794 км, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди с отпайкой на ПС Лебеди (новая площадка) протяженностью 0,78 км, 2 ВЛ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Лебеди - ГПП-7 III цепь, ВЛ 110 кВ Лебеди - ГПП-7 IV цепь протяженностью 21,52 км, 2 КВЛ 110 кВ: КВЛ 110 кВ ГПП-7 - ГПП-1 I цепь, КВЛ 110 кВ ГПП-7 - ГПП-1 II цепь протяженностью 0,499 км;

- АО "Стойленский ГОК" ввел в эксплуатацию 6 ВЛ 110 кВ: 2 отпайки от ВЛ 110 кВ Старый Оскол - СГОК N 1, СГОК N 3 на ГПП-14, 2 отпайки от ВЛ 110 кВ Губкин - СГОК N 1, СГОК N 2 на ГПП-15 и 2 ВЛ 110 кВ от ГПП-15 до ГПП-3, ГПП-6 общей протяженностью 4,578 км;

- ООО "Гринхаус" ввел в эксплуатацию 1 ВЛ 110 кВ протяженностью 10,213 км;

- АО "Комбинат КМАРуда" ввел в эксплуатацию 2 КВЛ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Губкин - КМАРуда цепь 1, ВЛ 110 кВ Губкин - КМАРуда цепь 2 общей протяженностью 18,8 км.

Сводные данные по ЛЭП напряжением 110 кВ и выше, находящимся на балансе сторонних организаций, приведены в таблице 2.17.

Таблица 2.17

Сводные данные по ЛЭП 110 кВ и выше, находящимся на балансе сторонних организаций

N	Собственник	Класс напряжения, кВ	Количество ЛЭП	Длина ЛЭП, км
1	АО "Лебединский ГОК"	330	3	51,794
		110	22	149,409
		всего	25	201,203
2	АО "ОЭМК им. А.А. Угарова"	330	4	2,82
		110	28	48,845
		всего	32	51,665
3	АО "Стойленский ГОК"	330	-	-
		110	14	149,201
		всего	14	149,201
4	Прочие организации	330	-	-
		110	16	128,676
		всего	16	128,676
Итого			87	530,745

В таблице 2.18 приведены сведения по ПС напряжением 110 кВ и выше, находящимся на балансе сторонних организаций.

Таблица 2.18

Основные сведения по ПС напряжением 110 кВ и выше, находящимся на балансе сторонних организаций

N п/п	Наименование ПС	Собственник	Uном. ВН, кВ	Номинальная мощность трансформаторов, МВА	Год ввода в эксплуатацию
1	ПС 330 кВ Лебеди	АО "Лебединский ГОК"	330	1200	1983
2	ПС 330 кВ Лебеди (новая площадка)		330	2200	2018
3	ГПП-1		110	40 + 63	1972
4	ГПП-3		110	263	1975
5	ГПП-5		110	263	1981
6	ГПП-6		110	240	1982
7	ГПП-7		110	-	2010
8	ПС 109		110	263	1999
9	ПС 112		110	263	2016
10	ГПП-2		110	240 + 225	1975
11	ГПП-4		110	240 + 225	1978
12	Тяговая-1		110	232	1972
13	ГПП-8		110	240	1980
14	ПС 228		110	16 + 10	1972
15	ПС 122		110	240	2015
16	ПС 123		110	416	1985
17	ГПП 330/110	АО "ОЭМК им. А.А. Угарова"	330	5320	1984
18	Меткомбинат 24.11		110	263	1982
19	12Е		110	263	1982
20	SH-1		110	263	1984
21	91E		110	240	1984
22	16E		110	263	1986
23	17E		110	263	2000
24	SH-2		110	105	1984
25	SH-3		110	105	1984
26	SH-4		110	105	1984
27	SH-5		110	105	1984
28	ЭП-8		110	20	1995
29	ЭП-8А		110	25	1995
30	ЭП-7		110	25	2008
31	SH-34		110	280	1984
32	Строительная		110	225	1978
33	Промводозабор		110	210	1983
34	ГПП-2	АО "Стойленский ГОК"	110	216	1999 - 2003
35	ГПП-3		110	225	1973
36	ГПП-4		110	210	1984
37	ГПП-5		110	416	1982 - 2007
38	ГПП-6		110	416 + 210	1983 - 2014
39	ГПП-7		110	440	1984 - 2007
40	ГПП-9		110	15 + 16	2004 - 2008
41	ГПП-10		110	210	2008
42	ГПП-14		110	263	2016
43	ГПП-15		110	210 + 216	2016
44	ГПП-2	ЗАО "Осколцемент"	110	216	1975
45	Карьер мела		110	10 + 6,3	1972
46	ЦРП-110/6		110	232	1970
47	Стройиндустрия	ЗАО "Спецэнерго"	110	225	1979
48	Цемзавод	ЗАО "Белгородский цемент"	110	240	1979
49	Строительная	ОАО "КМАПЖС"	110	210	1970
50	Ремзавод-1	ОАО "ОЗММ"	110	240	1978
51	Алексеевка-тяговая	ОАО "РЖД"	110	40 + 20	1967
52	Беломестное		110	216	1978
53	Валуйки-тяговая		110	240	1967
54	Долбино		110	15 + 20	1959
55	Палатовка		110	240	1968
56	Прохоровка		110	210	1960
57	Сажное		110	215	1960
58	Старый Оскол-тяговая		110	240	2000
59	Тяговая-Новый Оскол		110	225	2003
60	Белгородская ТЭЦ	Филиал ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация"	110	2х40	2007
61	ГТУ ТЭЦ Луч		110	2х40	2005
62	Мичуринская ГТ-ТЭЦ	АО "ГТ Энерго"	110	225	2005
63	ГКС	ОАО "Трансгаз"	110	25 + 40
64	Белгород-2	ООО "Подстанция Белгород-2"	110	25 + 40	1983; 2009
65	Лизины	ООО "Биохим-сервис"	110	216	1975
66	Рудник-2	ООО "Карпанга"	110	225	2003
67	Стройматериалы	ООО "ОСМиБТ"	110	240	1990
68	Гринхаус	ООО "Гринхаус"	110	163	2017
69	КМАРуда	АО "Комбинат КМАруда"	110	240	2019

Сводные данные по ПС напряжением 110 кВ и выше, находящимся на балансе сторонних организаций, приведены в таблице 2.19.

Таблица 2.19

Сводные данные по ПС 110 кВ и выше, находящимся на балансе сторонних организаций

N	Класс напряжения, кВ	Количество трансформаторов	Суммарная мощность, МВА	Количество ПС
1	330	8	2 200,0	3
2	110	138	4 699,3	66
	Итого	146	6 899,3	69

Всего на территории Белгородской области находится 69 абонентских подстанций классом напряжения 110 кВ и выше, на которых установлены 146 силовых трансформаторов суммарной мощностью 6899,3 МВА.

В 2016 - 2020 годах были введены в эксплуатацию:

- 1 подстанция 330 кВ - ПС 330 кВ Лебеди (новая площадка) с двумя автотрансформаторами мощностью 200 МВА каждый и 1 подстанция 110 кВ - ПС 112 с двумя силовыми трансформаторами модностью 63 МВА каждый на предприятии АО "Лебединский ГОК";

- 2 подстанции 110 кВ на предприятии ОАО "Стойленский ГОК" ПС 110/10 кВ ГПП-14 с 2 силовыми трансформаторами мощностью 63 МВА каждый и ГПП-15 с четырьмя силовыми трансформаторами мощностью 2 х 10 МВА и 2 х 16 МВА;

- 1 подстанция 110 кВ на предприятии ООО "Гринхаус" ПС 110/10 кВ Гринхаус с 1 силовым трансформатором мощностью 63 МВА для электроснабжения тепличного комбината;

- 1 подстанция 110 кВ на предприятии АО "Комбинат КМАРуда" с 2 силовыми трансформаторами мощностью 40 МВА каждый.

3. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Белгородской области

В настоящее время существуют следующие особенности в функционировании и развитии электроэнергетики на территории Белгородской области:

Энергосистема Белгородской области является дефицитной: по состоянию на конец 2020 года за счёт собственной выработки покрывается только 4,75 процента электропотребления. Кроме того, существует диспропорция в территориальном размещении генерации и потребления. Наибольшее потребление электроэнергии приходится на территории Губкинского и Старооскольского городских округов (АО "ОЭМК им. А.А. Угарова", АО "Лебединский ГОК", АО "Стойленский ГОК"), в то время как большая часть генерации сосредоточена в районе города Белгорода (Белгородская ТЭЦ, ГТУ ТЭЦ Луч, Мичуринская ГТ-ТЭЦ). Дефицит производства электроэнергии на территории энергосистемы Белгородской области покрывается за счет перетоков электроэнергии и мощности по межсистемным линиям электропередачи из смежных энергосистем. Основное количество электроэнергии поступает в область из энергосистем Воронежской, Курской областей и Северной энергосистемы Украины (Харьковская область).

Значительная часть сетевого и подстанционного оборудования эксплуатируется более 25 лет: 11 автотрансформаторов с высшим напряжением 330-750 кВ (44,0 процента), установленных на ПС филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС, и 81 силовой трансформатор (69,8 процента) с высшим напряжением 110 кВ, установленный и на ПС филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго.

802,792 км (67,6 процента) ВЛ 330-750 кВ, обслуживаемых филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС, и 2076,869 км (87,4 процента) ВЛ 110 кВ, обслуживаемых филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго", эксплуатируются 30 и более лет.

По данным информационного ресурса ПАО "МРСК Центра" - "Сведения о наличии мощности, свободной для технологического присоединения" 7 на четырех подстанциях филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" отсутствует техническая возможность технологического присоединения. Перечень этих подстанций приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Подстанции, на которых отсутствует техническая возможность технологического присоединения

N п/п	Наименование ПС	Установленная мощность трансформаторов, МВА	Существующая нагрузка по замерам 8, МВА	Дефицит мощности на основании замеров, МВА	Мощность по договорам на ТП, находящихся на исполнении, и актам, МВА	Дефицит мощности для технологического присоединения, МВА
1	ПС 110/35/10 кВ Грайворон	32	18,47	-1,58	0,04	-1,63
2	ПС 110/10 кВ Западная	32	17,51	-0,65	0,44	-1,09
3	ПС 110/35/10 кВ Чернянка	32	17,45	-0,06	0,38	-0,43
4	ПС 35/0,4 кВ Рождественская	5	2,79	-0,17	0,00	-0,17

На 3 ПС в ремонтных и аварийных режимах перегруз трансформаторов ликвидируется путем перевода нагрузки на смежные ПС по сетям 35-10 кВ:

- ПС 110/35/10 кВ Грайворон;

- ПС 110/10 кВ Западная;

- ПС 110/35/10 кВ Чернянка.

От ПС 35/0,4 кВ Рождественская запитан монопотребитель, технологическое присоединение других потребителей не планируется.

Замена трансформаторов с увеличением трансформаторной мощности на данных ПС не требуется.

4. Основные направления развития электроэнергетики Белгородской области

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Белгородской области

Одним из приоритетных направлений Стратегии социально-экономического развития Белгородской области на период до 2025 года является повышение эффективности и конкурентоспособности промышленного и сельскохозяйственного производства, развитие наукоемких и конкурентоспособных производств.

Достижение стратегической цели может быть обеспечено за счет сбалансированного социально-экономического развития региона. Для этого определяются основные задачи, обеспечивающие ее реализацию:

- устойчивое инновационное развитие региона на основе сбалансированности развития экономического потенциала, социального благополучия и сохранения окружающей среды;

- повышение конкурентоспособности продукции, товаров и услуг региональных товаропроизводителей на основе развития высоких технологий и инноваций, модернизации существующих производств, обеспечивающих возможность интеграции в глобальную экономику;

- структурная диверсификация экономики региона на основе инновационного технологического перевооружения, выделения приоритетных секторов и сегментов специализации, развития новых инновационно ориентированных производств;

- формирование территориальных кластеров, позволяющих интенсифицировать экономический рост и конкурентоспособность региона в целом, индуцировать значительный прирост добавленной стоимости, в том числе и за счет мультипликативного эффекта;

- формирование и развитие модели сбалансированного пространственного развития на основе совершенствования системы расселения и размещения производительных сил, интенсивного развития агломераций, создания новых территориальных центров роста и повышения степени однородности социально-экономического развития муниципальных районов и городских округов посредством максимально полной реализации их потенциала и преимуществ;

- повышение устойчивости экономики области за счет совершенствования условий и стимулирования развития малого бизнеса и перехода его на качественно новый уровень участия в формировании валового регионального продукта;

- создание высокоэффективного конкурентоспособного сельскохозяйственного производства на основе финансовой устойчивости, модернизации и интенсификации производства, сохранения и воспроизводства используемых и других природных ресурсов.

Целью региональной энергетической политики является создание устойчивой и способной к саморегулированию системы обеспечения региональной энергетической безопасности с учетом оптимизации территориальной структуры производства и потребления топливно-энергетических ресурсов. Среди проблем регионального энергетического комплекса выделяется значительный уровень диспропорций между обеспеченностью региона энергоресурсами и структурой его потребления, тенденция старения основных фондов сетей и электрооборудования.

Достижение указанной цели требует решения следующих основных задач:

- преодоление тенденции старения основных фондов сетей и электрооборудования, увеличение масштабов работ по их реконструкции и техническому перевооружению (замена устаревшего сетевого и подстанционного оборудования);

- ликвидация районов с высокими рисками выхода параметров режимов электрических сетей за допустимые границы (недостаточная пропускная способность (авто-) трансформаторов в узлах; диспропорции в территориальном размещении генерации и потребления; обеспечение уравновешенного баланса активной и реактивной мощности для обеспечения энергоснабжения потребителей электроэнергией требуемого качества; обеспечение резервов активной и реактивной мощности, обеспечивающих в складывающихся условиях режимов энергосистемы, восстановление нормального режима работы после аварийных возмущений);

- повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

- создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы;

- разработка экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь мощности и электроэнергии в сетях;

- повышение пропускной способности сети.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности

Согласно проекту "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы" в энергосистеме Белгородской области прогнозируется ежегодное увеличение электропотребления с 15 936,91 млн кВтч в 2020 году до 16 977 млн кВтч в 2026 году, среднегодовой прирост за период 2021 - 2026 годов составит 1,06 процента.

Прогноз спроса на электроэнергию по энергосистеме Белгородской области, представленный в проекте СиПР ЕЭС России, приведен в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Прогноз спроса на электроэнергию по Белгородской энергосистеме

Показатель	Факт	Прогноз, год
	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Прогноз спроса на электроэнергию, млн кВт-ч	15 937	16 110	16 274	16 309	16 633	16 708	16 977
Изменение к предыдущему периоду, млн кВт-ч	-	173,0	164,0	35,0	324,0	75,0	269,0
Относительный прирост к предыдущему году, %	-	1,09	1,02	0,22	1,99	0,45	1,61

Проектом "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы" прогнозируется ежегодное увеличение максимума нагрузки с 2 260 МВт в 2020 году до 2 435 МВт в 2026 году, что на 7,74 процента больше, чем в 2020 году.

Прогноз максимума нагрузки по энергосистеме Белгородской области приведен в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Прогноз максимума нагрузки по Белгородской энергосистеме

Показатель	Факт	Прогноз, год
	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Максимум нагрузки, МВт	2 260	2 311	2 334	2 339	2 380	2 396	2 435
Изменение к предыдущему периоду, МВт	-	51	23	5	41	16	39
Темпы роста, %	-	2,3	1,0	0,2	1,8	0,7	1,6

Динамика изменения потребления электроэнергии и максимума нагрузки по Белгородской энергосистеме на 2021 - 2026 годы представлены на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1. Прогноз спроса на электроэнергию и максимума нагрузки в Белгородской энергосистеме

4.3. Структура перспективных балансов мощности и электроэнергии

Структура перспективных балансов мощности и электрической энергии по энергосистеме Белгородской области с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции с высокой вероятностью реализации приведена в таблицах 4.3 и 4.4 соответственно.

Таблица 4.3

Структура перспективных балансов мощности

Показатель	Год
	2020 (факт)	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность (собственный максимум), МВт	2 260,0	2 311,0	2 334,0	2 339,0	2 380,0	2 396,0	2 435,0
Покрытие (установленная мощность), МВт	251,0	241,0	241,0	241,0	241,0	241,0	241,0
в том числе
АЭС	0	0	0	0	0	0	0
ГЭС	0	0	0	0	0	0	0
ТЭС	251,0	241,0	241,0	241,0	241,0	241,0	241,0
ВЭС, СЭС	0	0	0	0	0	0	0
Доля собственных станций, %	11,11	10,43	10,33	10,30	10,13	10,06	9,90
Дефицит мощности, МВт	2 009,0	2 070,0	2 093,0	2 098,0	2 139,0	2 155,0	2 194,0

Таблица 4.4

Структура перспективных балансов электрической энергии

Показатель	Год
	2020 (факт)	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребность (потребление электрической энергии), млн кВт-ч	15 937	16 110	16 274	16 309	16 633	16 708	16 977
Покрытие (производство электрической энергии), млн кВт-ч	757	888	896	916	909	993	920
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	757	888	896	916	909	993	920
ВЭС, СЭС
Сальдо перетоков электрической энергии 9, млн кВт-ч	15 180	15 222	15 378	15 393	15 724	15 715	16 057

4.4. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Белгородской области

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы в 2021 году на Губкинской ТЭЦ филиала ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация" планируется вывод из эксплуатации ТГ-2 установленной мощностью 10 МВт. ТГ-2 на Губкинской ТЭЦ фактически выведен из эксплуатации 27 января 2021 года.

Динамика остающейся в эксплуатации мощности действующих и вновь вводимых электростанций Белгородской области приведена в таблице 4.5.

Таблица 4.5

Динамика остающейся в эксплуатации мощности действующих и вновь вводимых электростанций Белгородской области, МВт

Электростанции	Год
	2021	2022	2023	2024	2025	2026
ВСЕГО, в том числе	241	241	241	241	241	241
ГТ ТЭЦ	156	156	156	156	156	156
ТЭЦ	19	19	19	19	19	19
ТЭЦ сахарных заводов	66	66	66	66	66	66
ВЭС, СЭС	0	0	0	0	0	0

4.5. Прогноз технологических присоединений 10

На дату начала формирования СиПР Белгородской области в филиале ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС находились 2 действующих технических условия на технологическое присоединение к электрическим сетям (далее - ТУ) суммарной максимальной мощностью энергопринимающих устройств потребителей 270,0 МВт.

Данные о действующих ТУ и договорах технологического присоединения к электрическим сетям филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС представлены в таблице 4.6.

Таблица 4.6

Данные о действующих ТУ и договорах технологического присоединения к электрическим сетям филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС

N п/п	Заявитель	Присоединяемый объект	Заявленная мощность, МВт	Класс напряжения, кВ	Год ввода в эксплуатацию	Наименование ПС
1	АО "ЛГОК"	ПС 330 кВ Лебеди, ПС 110 кВ ГПП 7	200	330, 110	2024	ПС 750 кВ Металлургическая, ПС 500 кВ Старый Оскол, ПС 330 кВ Белгород, ПС 330 кВ Губкин
	ООО "Тепличный Комплекс Белогорья"	ПС 110/10 кВ	70	110	2021	ПС 330 кВ Белгород

В филиале ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" на исполнении находятся 1903 договора технологического присоединения электроустановок юридических и физических лиц к электрическим сетям на общую мощность 75,55 МВт, в том числе:

- максимальной мощностью до 15 кВт включительно - 1515 договоров на общую мощность 18,94 МВт;

- максимальной мощностью более 15 кВт до 150 кВт включительно - 357 договоров на общую мощность 34,62 МВт;

- максимальной мощностью более 150 кВт до 670 кВт включительно - 25 договоров на общую мощность 8,55 МВт;

- максимальной мощностью более 670 кВт - 6 договоров на общую мощность 13,45 МВт.

Данные о действующих договорах технологического присоединения к электрическим сетям филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" максимальной мощностью более 150 кВт представлены в таблице 4.7.

Таблица 4.7

Данные о действующих договорах технологического присоединения к электрическим сетям филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго"

N п/п	Заявитель	Присоединяемый объект	Место расположения объекта	Максимальная мощность, кВт	Наименование центра питания 35-110 кВ
1	ООО "Газпром инвестгазификация"	Физкультурно-оздоровительный комплекс с ледовым полем	Белгородский район, п. Майский, ул. Зеленая, 7а	1 091,30	110/10/10 Майская
2	АО "ДСК"	Многоквартирный жилой дом	г Белгород, ул. Победы, 126	258,00	110/10 Западная
3	ООО "Мираторг-Белгород"	ТП 6/0,4 производственной базы	г. Строитель, ул. 2-я Заводская, 17	250,00	110/6 Строитель
4	ОГБУ "Управление капитального строительства Белгородской области"	Центр для занятий художественной гимнастикой	г Белгород, ул. Мокроусова, 6	240,00	110/10/6 Южная
5	СССПОК "АДМ"	Овощехранилище	Чернянский район, с. Верхнее Кузькино.	300,00	35/10 Прилепы
6	ОАО "БЭЗРК"	Элеватор, сушильный комплекс, семенной завод	Ракитянский район, п. Пролетарский, ш. Борисовское, 2	1100,00	110/10 Готня
7	СНТ "Фотон"	СНТ "Фотон" (39 дачных домиков)	Белгородский район, с. Ближнее	585,00	35/10 Новая Деревня
8	Корчагин Артем Павлович	Нежилое здание	Старооскольский городской округ, с. Котово, ул. Мира, 61	250,00	35/10 Котово
9	ООО "Медицинский центр Поколение"	Токоприемники медицинского оборудования	г. Старый Оскол, пр-кт Алексея Угарова, 12б.	534,90	110/10/10 Промышленная
10	АО "Лимкорм Петфуд"	ТП-6/0,4 кВ	Губкинский городской округ, с. Сапрыкино, в границах ЗАО СП "Троицкое"	2500,00	35/6 Западная
11	ОАО "ЭФКО"	Рентген, томограф, кондиционеры, медицинское оборудование	г. Алексеевка, ул. Победы, 27	250,00	110/35/10 Алексеевка
12	ИП Самородова Татьяна Анатольевна	Производственное здание	г. Старый Оскол, пр-кт Комсомольский	300,00	110/35/6 Старый Оскол-1
13	ИП Демьянов Игорь Владимирович	Складские помещение	Белгородский район, с. Черемошное, ул. Нагорная, 56	599,00	110/35/10 Черемошное
14	ОАО "Промгражданстрой"	Экспериментальный цех	г. Алексеевка, ул. Заводская, 7	700,00	110/35/10 Алексеевка
15	ООО "БРИК керамикс"	Строительство многоквартирного жилого дома	г. Белгород, микрорайон "Спутник"	240,00	110/10 Дубовое
16	ФГКУ "ПУ ФСБ России по Белгородскому району"	Отделение в с. Устинка	Белгородский район, с. Устинка.	231,77	110/35/10 Черемошное
17	ООО "Стройинжиниринг"	Многоквартирные жилые дома	г. Старый Оскол, пр-кт Алексея Угарова, 12а/1	304,90	110/10/10 Промышленная
18	ООО "Русь-Племптица"	Птичник	Новооскольский городской округ, п. Прибрежный, ул. 1-я Совхозная	439,00	110/35/10 Новый Оскол
19	ООО "Индустрия строительства"	Многоквартирный жилой дом	г. Старый Оскол, микрорайон Дубрава, квартал 1, д. 22	260,06	110/10/10 Центральная
20	ООО "ЛТД Луч"	Нежилое здание	г. Белгород, ул. Железнодорожная, 79	163,00	110/10/6 Южная
21	ООО "Белгородские яблоки"	Хранилище сельскохозяйственной продукции с блоком подработки	г. Новый Оскол	3060,80	110/35/10 Серебрянка
22	АО "Дирекция по развитию промышленных зон"	Производственные корпуса промпарка "Губкин"	Г. Губкин, в границах АОЗТ "Авангард"	5000,00	35/6 Восточная
23	ОАО "КМА проектжилстрой"	РП 10Н	г. Старый Оскол, микрорайон Надежда, 9а	629,00	110/10/10 Центральная
24	ООО ТД "Орловский элеватор"	Производственный объект.	Корочанский район, с. Бубново, ул. Куток	200,00	35/10 Яблоново
25	БГТУ им. В.Г. Шухова	Общежитие на 400 мест для студентов БГТУ им. В.Г. Шухова	г. Белгород, ул. Костюкова, 46	309,90	110/10/6 Южная
26	АО "Белгородская ипотечная корпорация"	Строительство блокированных жилых домов	г. Белгород	500,00	110/6 Авторемзавод
27	МОУ "Краснояружская СОШ N 2"	Здание школы	Краснояружский район, п. Красная Яруга, ул. Мира, 1	223,30	110/35/10 Красная Яруга
28	ООО "Мираторг-Белгород"	Зона откорма свиноводческого комплекса	Корочанский район, х. Шутово	400,00	35/10 Алексеевка (Корочанская)
29	ООО "Мираторг-Белгород"	Зона откорма свиноводческого комплекса	Корочанский район, п. Мичуринский, ул. Мичуринская	400,00	35/10 Ивица
30	ООО "Мираторг-Белгород"	Зона откорма свиноводческого комплекса	Ивнянский район, с/п Драгунское	400,00	110/35/10 Ивня
31	ООО "Советское"	Коровник	Алексеевский городской округ, с. Советское	280,00	35/10 Варваровка

4.6. Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше Белгородской энергосистемы

Основные направления развития сети 110 кВ связаны:

- с повышением надежности электроснабжения потребителей;

- с обеспечением технической возможности подключения новых потребителей согласно действующим договорам на технологическое присоединение;

- с ликвидацией недостаточной пропускной способности трансформаторов и линий электропередачи;

- с заменой морально и физически изношенного оборудования.

В таблице 4.8 приведён перечень рекомендуемых к строительству и реконструкции электросетевых объектов напряжением 35 кВ и выше на территории Белгородской области на пятилетний период.

Таблица 4.8

Перечень новых и реконструируемых электросетевых объектов на территории Белгородской области на 2021 - 2026 годы

N п/п	Наименование объекта, класс напряжения	Год окончания строительства	Класс напряжения, кВ	Протяженность / суммарная (+присоединяемая) мощность трансформаторов, км/МВА/МВАр	Хар-ки до реконструкции	Хар-ки после реконструкции	Обоснование необходимости строительства
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС
1	Строительство ПП 330 кВ Суджа с заходами ВЛ 330 кВ Курская АЭС - Сумы Северная и строительством ВЛ 330 кВ от ПС 330 кВ Белгород до ПП 330 кВ Суджа	2024	330	145 км	-	-	Проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы
Филиал ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго"
2	Техперевооружение ПС 110/35/10 кВ Томаровка с заменой оборудования РУ 10 кВ	2021	110	32 (+0) МВА	2 х 16 МВА	2 х 16 МВА	Акт обследования технического состояния ПС 110/35/10 кВ Томаровка от 15.12.2020 г. N БЛ-6332
3	Техперевооружение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Северная с заходами на ПС 110 кВ Стрелецкая с заменой грозозащитного троса	2022	110	13,515 км	-	-	Дефектный акт б/н
4	Техперевооружение ВЛ 110 кВ Пищепром - Северная с заменой грозозащитного троса	2022	110	11,864 км	-	-	Дефектный акт б/н
5	Техперевооружение ВЛ 110 кВ Белгород - Пищепром с заменой грозозащитного троса	2022	110	2,673 км	-	-	Дефектный акт б/н
6	Техперевооружение ПС 110/35/10 кВ Архангельское с заменой масляных выключателей 35 кВ (8 шт.) и 110 кВ (1 шт.) на элегазовые, оборудования ОРУ 110 кВ (14 шт.), устройств РЗА (44 шт.) и монтажом оборудования системы постоянного оперативного тока (1 шт.)	2023	110	26 (+0) МВА	10 + 16 МВА	10 + 16 МВА	Акт обследования технического состояния ПС 110/35/10 кВ Архангельское от 07.06.2018 г. N БЛ-2551
7	Техперевооружение ВЛ 110 кВ Палатовка - Алексеевка с заменой грозозащитного троса	2022	110	38,049 км	-	-	Дефектный акт б/н
8	Техперевооружение ВЛ 110 кВ Валуйки - Волоконовка с заменой грозозащитного троса	2022	110	43,175 км	-	-	Дефектный акт б/н
9	Техперевооружение ВЛ 110 кВ Н. Оскол - В. Покровка с заменой грозозащитного троса	2022	110	42,146 км	-	-	Дефектный акт б/н
10	Техперевооружение ВЛ 110 Старый Оскол - Цемзавод N 1 с заменой грозозащитного троса	2022	110	21,770 км	-	-	Дефектный акт б/н
11	Техперевооружение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с заходами на ПС 110/35/10 кВ Долгая Поляна с заменой грозозащитного троса	2022	110	38,737 км	-	-	Дефектный акт б/н
12	Техперевооружение ВЛ 110 кВ Ст. Оскол 500 - К. Бугры с заменой грозозащитного троса	2022	110	18,146 км	-	-	Дефектный акт б/н
13	Техперевооружение ВЛ 110 кВ Белгород - Химзавод с заходами на ПС 110/35/6 кВ Шебекино с заменой грозозащитного троса	2022	110	34,520 км	-	-	Дефектный акт б/н
14	Техперевооружение ПС 110/10 кВ Авторемзавод с заменой масляных выключателей 110 кВ на элегазовые (3 шт.), устройств РЗА (2 шт.), оборудования ОРУ 110 кВ (28 шт.), с установкой щита переменного тока (1 шт.)	2023	110	32 (+0) МВА	2 х 16 МВА	2 х 16 МВА	Акт обследования технического состояния ПС 110/6 кВ Авторемзавод от 07.06.2018 г. N БЛ-2552.
15	Техперевооружение ПС 110/35/10 кВ Борисовка с заменой масляных выключателей 110 кВ (1 шт.) на элегазовые в ОРУ 110 кВ	2021	110	32 (+0) МВА	2 х 16 МВА	2 х 16 МВА	Акт обследования технического состояния ПС 110/35/10 кВ Борисовка от 07.06.2018 г. N БЛ-2554
16	Реконструкция ПС 110/6 кВ Строитель с заменой трансформаторов 2 х ТДН-15000/110/6 на 2ТДН-16000/110/6, оборудования ОРУ 110 кВ,с установкой элегазовых выключателей 110 кВ, с монтажом БМЗ ЗРУ 6 кВ совмещенного с ОПУ	2023	110	32 (+2) МВА	2 х 15 МВА	2 х 16 МВА	Акт обследования технического состояния ПС 110/6 кВ Строитель от 19.09.2019 г. N 3126
17	Техперевооружение ПС 110/6 кВ Очистные с заменой масляных выключателей 6 кВ (26 шт.) на вакуумные в ЗРУ 6 кВ	2023	110	32 (+0) МВА	2 х 16 МВА	2 х 16 МВА	Акт обследования технического состояния ПС 110/6 кВ Очистные от 07.06.2018 г. N БЛ-2568
18	Реконструкция ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол Тяговая с заменой провода на аналогичный по допустимой токовой нагрузке, опор, грозотроса, с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2024	110	3,500 км	АСО-300, АС-185	АСО-300, АС-185	Акт обследования технического состояния ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол Тяговая от 07.06.2016 г. N 21
19	Модернизация ПС 110 кВ Александровка с монтажом ячейки 35 кВ для подключения строящейся ВЛ 35 кВ Александровка - Гостищево	2024	110	50 (+0) МВА	2 х 25 МВА	2 х 25 МВА	Подключение строящейся ВЛ 35 кВ Александровка - Гостищево
20	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Короча с переносом ПС на новую площадку. Вместо трех трансформаторов ТДТН-16000/110/35/10 устанавливаются два трансформатора ТДТН-25000/110/35/10, оборудование ОРУ 110 кВ по схеме N 110-13, ОРУ 35 кВ по схеме N 35-9, ЗРУ 10 кВ в БМЗ	2026	110	50 (+2) МВА	3 х 16 МВА	2 х 25 МВА	Акт обследования технического состояния ПС 110/35/10 кВ Короча от 05.05.2016 г. N БЛ-2151
21	Реконструкция ВЛ 110 кВ Короча - Скородное с заходами на новую площадку ПС 110/35/10 кВ Короча, с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2026	110	0,687 км	АС-120	АС-120	Изменение трассы ВЛ в связи с реконструкцией ПС 110/35/10 кВ Короча, с размещением на новом месте
22	Реконструкция ВЛ 110 кВ Шеино - Короча с заходами на новую площадку ПС 110/35/10 кВ Короча, с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2026	110	0,992 км	АС-120, АС-150	АС-120, АС-150	Изменение трассы ВЛ в связи с реконструкцией ПС 110/35/10 кВ Короча, с размещением на новом месте
23	Реконструкция ПС 110/10/6 кВ Южная с заменой силовых трансформаторов 2 х 40 на 2 х 25 и 2 х 6,3 МВА, монтажом БМЗ: ЗРУ 6 кВ, ЗРУ 10 кВ, ОПУ с панелями РЗА, системами телемеханики и цифровых каналов связи	2026	110	76,6 (-3,4) МВА	2 х 40 МВА	2 х 32 + 2 х 6,3 МВА	Акт обследования технического состояния ПС 110/10/6 кВ Южная от 20.06.2016 г. N 25, акт проверки Минэнерго России N 42/2017
24	Реконструкция ПС 110 кВ Майская с заменой трансформаторов 2 х ТРДН-40000/110/10 на 2 х ТДТН-40000/110/35/10 и монтажом оборудования ЗРУ 35 кВ	2026	110	80 (+0) МВА	2 х 40 МВА	2 х 40 МВА	Для изменения конфигурации сети 35 кВ
25	Реконструкция ПС 110 кВ Старый Оскол-1 с заменой силовых трансформаторов ТДТН-25000/110, ТДТНГ-20000/110, ТРНДЦН-25000/110 на 2 х ТДТН-25000/110/35/6, изменением схемы ОРУ 110 кВ на N 110-5АН, монтажом оборудования ЗРУ 6 кВ и ОПУ в БМЗ	2025	110	50 (-20) МВА	2 х 25 + 20 МВА	2 х 25 МВА	Акт обследования технического состояния ПС 110/35/6 кВ Старый Оскол-1, уменьшение нагрузки (ликвидация литейного производства АО "СОМЗ")
26	Реконструкция ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка с заменой провода на аналогичный по допустимой токовой нагрузке, опор, грозотроса, с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2026	110	23,700 км	АС-240	АС-240	Акт обследования технического состояния ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка от 07.06.2016 г. N 21
27	Реконструкция ВЛ 110 кВ Н. Оскол - Верхняя Покровка с заменой провода на аналогичный по допустимой токовой нагрузке, опор, грозотроса, с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2026	110	43,200 км	АС-70	АС-70	Акт обследования технического состояния ВЛ 110 кВ Новый Оскол - Верхняя Покровка от 07.06.2016 г. N 2171
28	Реконструкция 2 цепной ВЛ 110 кВ Старый Оскол-500 - Центральная с заменой провода на аналогичный по допустимой токовой нагрузке, опор, грозотроса, с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2026	110	10,700 км	АС-185	АС-185	Акт обследования технического состояния ВЛ 110 кВ Старый Оскол-500 - Центральная от 07.06.2016 г. N 19
29	Реконструкция ВЛ 110 кВ Голофеевка - Коньшино с заменой провода на аналогичный по допустимой токовой нагрузке, опор, грозотроса, с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2026	110	47,100 км	АС-120	АС-120	Акт обследования технического состояния ВЛ 110 кВ Голофеевка - Коньшино б/н
30	Реконструкция 2 цепной ВЛ 110 кВ ГТУ ТЭЦ Луч - Черемошное с заменой провода на аналогичный по допустимой токовой нагрузке, опор, грозотроса, с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2026	110	35,900 км	АС-185	АС-185	Акт обследования технического состояния ВЛ 110 кВ ГТУ ТЭЦ Луч - Черемошное б/н
31	Техперевооружение ПС 110/35/10 кВ Айдар с заменой масляных выключателей 35 кВ на элегазовые (7 шт.), с установкой нового оборудования ОРУ 35 кВ (42 шт.), устройств РЗА (8 шт.)	2026	110	26 (+0) МВА	10 + 16 МВА	10 + 16 МВА	Акт обследования технического состояния ПС 110/35/10 кВ Айдар от 07.06.2018 г. N БЛ-2550
32	Техперевооружение ПС 110/35/10 кВ Александровка с заменой масляных выключателей ОРУ 35 кВ на элегазовые (7 шт.)	2026	110	50 (+0) МВА	2 х 25 МВА	2 х 25 МВА	Акт обследования технического состояния ПС 110/35/10 кВ Александровка от 07.06.2018 г. N БЛ-2553
33	Техперевооружение ПС 110/35/6 кВ Журавлики с заменой масляных выключателей 35 кВ на элегазовые (8 шт.), устройств РЗА (7 шт.), с установкой нового оборудования ОРУ 35 кВ (46 шт.), системы постоянного оперативного тока (1 шт.)	2026	110	65 (+0) МВА	25 + 40 МВА	25 + 40 МВА	Акт обследования технического состояния ПС 110/35/6 кВ Журавлики от 07.06.2018 г. N БЛ-2533
34	Реконструкция 2 цепной ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с заходами на ПС 110/35/10 кВ Долгая Поляна с заменой провода на аналогичный по допустимой токовой нагрузке, опор, грозотроса, с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2026	110	5,600 км	АС-240	АС-240	Акт обследования технического состояния ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с заходами на ПС 110/35/10 кВ Долгая Поляна от 07.06.2016 г. N 25
Сторонние организации (не электросетевые компании)
35	Реконструкция ПС 330/110/35 кВ Лебеди с размещением на новой площадке, с установкой 2 АТ мощностью 2 х 200 МВА (АО "Лебединский ГОК")	2024	330	800 (+200) МВА			ТУ от 17 августа 2007 года на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" электроустановок АО "Лебединский ГОК", проект СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы
36	Строительство ПС 110 кВ Тепличный комплекс Белогорья и 2 ЛЭП 110 кВ Белгород - ТК Белогорья (ООО "Тепличный комплекс "Белогорья")	2021	110	80 (+80) МВА / 2 х 10,0 км			ТУ от 07 сентября 2016 года на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" электроустановок ООО "Тепличный комплекс "Белогорья"
Перечень новых и реконструируемых электросетевых объектов 35 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" (информационные данные)
37	Реконструкция участка ВЛ 35 кВ Валуйки - Уразово с ответвлением на ПС 330/110/35/10 кВ Валуйки, с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2021	35	0,125 км	-	-	Изменение конфигурации сети 35 кВ
38	Строительство участка КЛ 35 кВ Валуйки - Рождественская-1 в районе ПС 330/110/35/10 кВ Валуйки	2021	35	0,095 км	-	-	Изменение конфигурации сети 35 кВ
39	Строительство КЛ 35 кВ (кабельная вставка в ВЛ 35 кВ Валуйки - Мандрово в районе ПС 330/110/35/10 кВ Валуйки	2021	35	0,125 км	-	-	Изменение конфигурации сети 35 кВ
40	Строительство ВЛ 35 кВ Короча - Подольхи	2023	35	21,001 км	-	АС-120	Обеспечение вторым источником электроснабжения по сети 35 кВ ПС 35/10 кВ Подольхи
41	Реконструкция ВЛ 35 кВ Волоконовка - Шаховка с заменой провода на аналогичный по допустимой токовой нагрузке, опор, с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2023	35	23,200 км	АС-50	АС-50	Акт обследования технического состояния ВЛ 35 кВ Волоконовка - Шаховка от 24.10.2018 г. N 3883
42	Строительство ВЛ 35 кВ Александровка - Гостищево	2024	35	39,852 км	-	АС-120	Обеспечение вторым источником электроснабжения по сети 35 кВ ПС 35/10 кВ Гостищево
43	Реконструкция участка ВЛ 35 кВ Восточная - Таврово с отпайкой на ПС 35/6 кВ Земснаряд с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2024	35	4,800 км	АС-95	АС-95	Вынос ВЛ 35 кВ из зоны массовой застройки микрорайонов ИЖС
44	Реконструкция ВЛ 35 кВ Короча - Анновка с заходами на новую площадку ПС 110/35/10 кВ Короча, с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2026	35	0,371 км	AC-70, AC-95	AC-70, AC-95	Изменение трассы ВЛ в связи с реконструкцией ПС 110/35/10 кВ Короча, с размещением на новом месте
45	Реконструкция ВЛ 35 кВ Короча - Яблоново с заходами на новую площадку ПС 110/35/10 кВ Короча, с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2026	35	0,320 км	AC-95	AC-95	Изменение трассы ВЛ в связи с реконструкцией ПС 110/35/10 кВ Короча, с размещением на новом месте
46	Реконструкция ВЛ 35 кВ Короча - Поповка с заходами на новую площадку ПС 110/35/10 кВ Короча, с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2026	35	0,629 км	AC-70	AC-70	Изменение трассы ВЛ в связи с реконструкцией ПС 110/35/10 кВ Короча, с размещением на новом месте
47	Реконструкция ВЛ 35 кВ Короча - Борисы с заходами на новую площадку ПС 110/35/10 кВ Короча, с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2026	35	0,531 км	AC-70	AC-70	Изменение трассы ВЛ в связи с реконструкцией ПС 110/35/10 кВ Короча, с размещением на новом месте
48	Реконструкция ВЛ 35 кВ Короча - Ивица N 2 с отпайкой на ПС 35/10 кВ Алексеевка, с заходами на новую площадку ПС 110/35/10 кВ Короча, с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2026	35	0,356 км	АС-70, АС-95	АС-70, АС-95	Изменение трассы ВЛ в связи с реконструкцией ПС 110/35/10 кВ Короча, с размещением на новом месте
49	Реконструкция ВЛ 35 кВ Короча - Ивица N 1 с отпайкой на ПС 35/10 кВ Алексеевка, с заходами на новую площадку ПС 110/35/10 кВ Короча, с изменением границ полосы отвода и охранной зоны	2026	35	0,356 км	АС-50, АС-70, АС-95	АС-50, АС-70, АС-95	Изменение трассы ВЛ в связи с реконструкцией ПС 110/35/10 кВ Короча, с размещением на новом месте
50	Строительство КЛ 35 кВ Майская - Н. Деревня и Майская - Таврово	2025	35	7,200 км	-	АПвПуг-185	В связи с образованием РУ 35 кВ на ПС 110 кВ Майская
51	Модернизация ПС 35/10 кВ Н. Александровка с установкой нового оборудования ОРУ 35 кВ, ОПУ, системы постоянного оперативного тока, устройств РЗА	2026	35	5 (+0) МВА	2 х 2,5 МВА	2 х 2,5 МВА	Акт обследования технического состояния ПС 35/10 кВ Н. Александровка от 07.06.2018 г. N БЛ-2547
52	Техперевооружение ПС 35/10 кВ Шаховка с заменой масляных выключателей 35 кВ на элегазовые (5 шт.), с монтажом здания ЗРУ, установкой нового оборудования ОРУ 35 кВ (28 шт.), ОПУ (33 шт.), систем постоянного оперативного тока и телемеханики, устройств РЗА	2026	35	8 (+0) МВА	2 х 4 МВА	2 х 4 МВА	Акт обследования технического состояния ПС 35/10 кВ Шаховка от 07.06.2018 г. N БЛ-2548

4.7. Обосновывающие материалы по новому строительству и реконструкции

4.7.1. Техперевооружение ПС 110/35/10 кВ Томаровка

ПС 110/35/10 кВ Томаровка была введена в эксплуатацию в 1973 году.

Ячейки РУ 10 кВ типа КРУН 1973 года выпуска. Техническое состояние оборудование РУ 10 кВ не отвечает требованиям безопасности. Силовые кабели 10 кВ проходят в релейном отсеке ячеек КРУН 10 кВ, что не соответствует конструктиву ячеек и не отвечает требованиям безопасности для обслуживающего персонала.

Установленное на ПС 110/35/10 кВ Томаровка оборудование РУ 10 кВ отработало нормативный срок, выработало свой механический ресурс и требует замены, что подтверждается актом обследования технического состояния ПС 110/35/10 кВ Томаровка от 15.12.2020 г. N БЛ-6332.

4.7.2. Строительство ВЛ 35 кВ Короча - Подольхи

От ПС 35/10 кВ Подольхи осуществляется электроснабжение потребителей Прохоровского района, среди которых есть потребители 1 и 2 категории надежности электроснабжения: ООО "Свинокомплекс "Большанский", ООО "Свинокомплекс "Новояковлевский", котельные, общеобразовательные школы и дошкольные учреждения.

Проект предусматривает строительство ВЛ 35 кВ Короча - Подольхи с целью повышения надежности и качества электроснабжения потребителей Корочанского и Прохоровского районов Белгородской области.

Строительство ВЛ 35 кВ Короча - Подольхи обеспечивает вторым источником электроснабжения ПС 35/10 кВ Подольхи, которая предназначена для электроснабжения социально значимых объектов, а также промышленных и сельскохозяйственных предприятий Прохоровского района. Подстанция на сегодня имеет один источник электроснабжения ВЛ 35 кВ Александровка - Подольхи. При отключении данной ВЛ 35 кВ все потребители (максимальной мощностью 2,6 МВА) от данной ПС будут обесточены.

Строительство ВЛ 35 кВ Короча - Подольхи позволит повысить надёжность электроснабжения потребителей, подключенных к ПС 35/10 кВ Подольхи.

4.7.3. Техперевооружение ПС 110/35/10 кВ Архангельское

Оборудование ПС находится в эксплуатации с 1967 года, износ оборудования составляет около 64 процентов. На ПС 110/35/10 кВ Архангельское установлены 2 силовых трансформатора мощностью 10 МВА и 16 МВА.

Установленное на ПС 110/35/10 кВ Архангельское оборудование отработало нормативный срок и выработало свой механический ресурс, что подтверждается актом обследования технического состояния ПС 110/35/10 кВ Архангельское от 07.06.2018 г. N БЛ-2551.

От ПС 110/35/10 кВ Архангельское осуществляется электроснабжение крупных промышленных потребителей, бытовых и сельскохозяйственных потребителей Старооскольского городского округа.

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Архангельское (без изменения трансформаторной мощности) направлена на замену отработавшего свой нормативный срок оборудования - масляных выключателей 10 кВ на вакуумные выключатели, масляных выключателей 35 и 110 кВ на элегазовые, измерительных трансформаторов тока и устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ.

Основная цель и задачи - это снижение повреждаемости оборудования 10, 35, 110 кВ, замена выработавшего свой механический ресурс оборудования.

4.7.4. Техперевооружение ПС 110/6 кВ Авторемзавод

Предпосылкой реализации проекта является необходимость выполнения требований нормативно-технической документации. ПС построена в 1990 году, основная масса оборудования ОРУ 110 кВ, строительных конструкций выработала свой механический ресурс, что подтверждается актом обследования технического состояния ПС 110/6 кВ Авторемзавод от 07.06.2018 г. N БЛ-2552.

Замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые с микропроцессорными защитами и разъединителей 110 кВ позволит снизить вероятность появления повреждений и тем самым повысить надежность питания потребителей. Также реконструкция позволит провести анализ возможных аварийных ситуаций в системе, скорректировать схему и режим системы по условиям надежности, восстановления работы электроснабжения после системных аварий, обеспечения требуемого уровня безопасности работы системы. Позволит определить оптимальные перетоки мощности по линиям электропередачи и выполнять проверку допустимости разрешения ремонтных заявок.

Проектом предусматривается реконструкция ПС 110/6 кВ Авторемзавод без изменения трансформаторной мощности): замена МВ 110 кВ, замена разъединителей 110 кВ, замена панелей РЗА, оборудования ТМ и АСДУ, реконструкция строительной части ОРУ 110 кВ в целях замены отработавшего нормативный срок оборудования.

4.7.5. Техперевооружение ПС 110/35/10 кВ Борисовка

Оборудование ПС 110/35/10 кВ Борисовка находится в эксплуатации с 1985 года, износ оборудования составляет около 55 процентов, что подтверждается актом обследования технического состояния ПС 110/35/10 кВ Борисовка от 07.06.2018 г. N БЛ-2554.

От данной подстанции осуществляется электроснабжение крупных агро- и промышленных предприятий, бытовых и сельскохозяйственных потребителей Борисовского района Белгородской области, отключение которых может привести к социальным рискам.

Основная цель и задачи - это снижение повреждаемости оборудования 110 кВ на ПС 110/35/10 кВ Борисовка, замена отработавшего свой нормативный срок оборудования, снижение затрат на эксплуатацию оборудования. Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Борисовка, без изменения трансформаторной мощности, предусматривает замену секционного масляного выключателя 110 кВ на элегазовый, замену разъединителей 110 кВ, замену панелей РЗА, оборудования ТМ и АСДУ, реконструкцию строительной части ОРУ 110 кВ в целях повышения надёжности электроснабжения.

4.7.6. Строительство ВЛ 35 кВ Александровка - Гостищево

Проект направлен на строительство ВЛ 35 кВ Александровка - Гостищево с реконструкцией ПС 35/10 кВ Гостищево, которая имеет одно питание.

Строительство ВЛ 35 кВ обеспечивает вторым источником электроснабжения ПС 35/10 кВ Гостищево, которая предназначена для электроснабжения социально значимых объектов Яковлевского городского округа: котельных, школ и детских садов с. Гостищево, Кривцово, Терновка, Шопино, Геронтологического медицинского центра с. Гостищево, а также промышленных и сельскохозяйственных предприятий: кирпичный завод, Свинокомплекс "Ивановский", объекты молочной компании "Зеленая долина". Подстанция на сегодня имеет один источник электроснабжения - ВЛ 35 кВ Беломестное - Гостищево. При отключении данной ВЛ 35 кВ все потребители (максимальной мощностью 3,78 МВА) от данной ПС будут обесточены.

4.7.7. Реконструкция ПС 110/6 кВ Строитель

Подстанция 110/6кВ Строитель введена в работу в 1971 году.

Необходимость реконструкции ПС 110/6кВ Строитель обусловлена неудовлетворительным техническим состоянием, моральным и физическим износом оборудования (акт обследования технического состояния ПС 110/6 кВ Строитель от 19.09.2019 г. N 3126), наличием категорийных потребителей и рисков обесточения потребителей.

На ПС 110/6 кВ Строитель в настоящее время установлены два силовых трансформатора 110/6 кВ мощностью 215 МВА (год ввода 1962 и 1968 соответственно).

От ПС 110/6 кВ Строитель запитаны следующие потребители:

- население - 20 тыс. человек, проживающих в 16 населенных пунктах Яковлевского городского округа, включая город Строитель;

- около тысячи объектов малого бизнеса;

- 15 объектов водоканала;

- центральная районная больница;

- 10 котельных;

- 8 школ;

- 5 детских садов.

Кроме того, от ПС 110/6 кВ Строитель запитаны микрорайоны, развиваемые по Программе индивидуального жилищного строительства Белгородской области: МКР "Крапивенский", "Заводской", "Быковский".

Загрузка центра питания в дни зимнего и летнего контрольных замеров:

Год проведения замера	2016	2017	2018	2019	2020
Нагрузка, МВА (зима)	12,61	12,57	12,13	11,83	12,41
Нагрузка, МВА (лето)	8,85	8,71	10,26	9,38	8,64

Возможность перевода нагрузки по распределительным сетям на другие центры питания 35-110 кВ отсутствует, так как окружающая сеть Яковлевского городского округа не соответствует классу напряжения 6 кВ.

При реконструкции ПС 110/6 кВ Строитель предусмотрена в дальнейшем возможность расширения ПС под класс напряжения 10 кВ, что позволит развить сети напряжением 10 кВ и реализовать подключение новых потребителей с резервированием электроснабжения от других центров питания.

Правительство Белгородской области считает приоритетным проектом реконструкцию ПС 110/6 кВ Строитель в связи с социально-экономическим развитием Яковлевского городского округа.

4.7.8. Реконструкция ВЛ 35 кВ Волоконовка - Шаховка

Предпосылкой реализации проекта является необходимость реконструкции ВЛ 35 кВ Волоконовка - Шаховка, находящейся в эксплуатации с 1959 года, с опорами, выработавшими свой механический ресурс и не соответствующими нормам эксплуатации по несущей способности и габаритным размерам, с подвесной изоляцией, выработавшей свой механический ресурс и не соответствующей нормам эксплуатации, с грозотросом, подвергшимся коррозии сверх нормы (повышенное ржавление поверхности, излом прядей и расплетение жил грозозащитного троса, акт обследования технического состояния ВЛ 35 кВ Волоконовка - Шаховка от 24.10.2018 г. N 3883).

Реконструкция ВЛ 35 кВ Волоконовка - Шаховка предусматривает замену опор, провода на аналогичный по допустимой токовой нагрузке, линейной изоляции и грозотроса.

Реализация проекта позволит заменить отработавшее свой нормативный срок оборудование.

4.7.9. Техперевооружение ПС 110/6 кВ Очистные

Техперевооружение ПС 110/6 кВ Очистные предусматривает замену МВ 6 кВ на вакуумные, замену панелей РЗА, оборудования ТМ и АСДУ, реконструкцию строительной части (без изменения трансформаторной мощности), в целях замены отработавшего свой нормативный срок оборудования (акт обследования технического состояния ПС 110/6 кВ Очистные от 07.06.2018 г. N БЛ-2568).

Замена масляных выключателей 6 кВ на вакуумные позволит снизить вероятность появления повреждений и тем самым повысить надежность питания потребителей.

4.7.10. Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Старый Оскол-1

ПС 110/35/6 кВ Старый Оскол-1 была введена в эксплуатацию в 1966 году. Износ оборудования составляет около 70 процентов, что подтверждено актом обследования технического состояния ПС 110/35/6 кВ Старый Оскол-1 от 09.06.2016 г. N 17.

В настоящее время на ПС установлены 3 силовых трансформатора 25+20+25 МВА. После ликвидации литейного производства на предприятии АО "Старооскольский механический завод", которое подключено по сети 35 кВ к ПС 110/35/6 кВ Старый Оскол-1, наметилась тенденция снижения нагрузки ПС 110/35/6 кВ Старый Оскол-1.

Реконструкция ПС 110/35/6 Старый Оскол-1 предусматривает замену трех силовых трансформаторов ТДТН-25000/110, ТДТНГ-20000/110 и ТРНДЦН-25000/110 на два силовых трансформатора ТДТН-25000/110 (уменьшение установленной мощности на 20 МВА), изменение схемы ОРУ 110 и 35, ЗРУ 6 кВ, реконструкцию строительной части, панелей РЗА, оборудования ТМ и АСДУ, замену аккумуляторной батареи в целях замены оборудования, отработавшего свой нормативный срок.

4.7.11. Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Короча

На ПС 110/35/10 кВ Короча в настоящее время установлены три силовых трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 МВА каждый (год ввода в эксплуатацию - 1985 - 1988).

ПС 110/35/10 кВ Короча является ответственным центром питания Белгородской области, от которого запитаны:

- ЗАО "Свинокомплекс "Короча" (мясоперерабатывающий завод ГК "Мираторг");

- свинокомплекс "Ивановский";

- птицефабрика ОАО "Русь";

- Корочанская ЦРБ;

- очистные сооружения;

- ОВД;

- ветсанутильзавод;

- детские сады и школы;

- котельные;

- бытовые потребители Корочанского района численностью населения более 18 тыс. жителей.

Необходимость реконструкции ПС 110/35/10 кВ Короча обусловлена неудовлетворительным техническим состоянием, моральным и физическим износом оборудования, что подтверждено актом обследования технического состояния ПС 110/35/10 кВ Короча от 05.05.2016 г. N 2151.

Объем нагрузки, переводимой при реализации схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции, составляет 4,5 МВт.

Загрузка центра питания в дни зимнего и летнего контрольных замеров:

Год проведения замера	2016	2017	2018	2019	2020
Нагрузка, МВА (зима)	30,38	30,28	32,41	30,54	29,74
Нагрузка, МВА (лето)	24,63	26,30	27,46	28,74	27,33

На исполнении находятся 11 договоров ТП (приложение N 3) максимальной мощностью 130,7 кВт.

ГАРАНТ:

Текст приложения N 3 не приводится

Расчетная величина загрузки трансформатора определяется по формуле:

Мощность рекомендуемого к установке трансформатора определяется как ближайшее большее значение номинальной мощности трансформатора по шкале номинальных мощностей, чем расчетная величина.

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Короча предусматривает размещение ПС на новой площадке, установку двух силовых трансформаторов мощностью 2ТДТН-25000/110/35/10 вместо трех трансформаторов ТДТН-16000/110/35/10, изменение схем ОРУ 110 и 35 кВ, РУ 10 кВ, что позволит привести схему подстанции в соответствие с типовой, замену измерительных трансформаторов тока и устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ.

Правительство Белгородской области считает приоритетным проектом реконструкцию с увеличением установленной мощности ПС 110/35/10 кВ Короча в связи с социально-экономическим развитием Корочанского района Белгородской области.

4.7.12. Реконструкция ПС 110/10/6 кВ Южная

ПС 110/10/6 кВ Южная была введена в эксплуатацию в 1968 году, в настоящее время на ПС установлены 2 силовых трансформатора 110/10/6 кВ с расщепленными обмотками мощностью 2 х 40 МВА (год ввода трансформаторов 1Т и 2Т - 1982 и 1987 соответственно).

Износ оборудования составляет около 70 процентов, оборудование выработало свой механический ресурс. Строительная часть подстанции (фундаментные блоки, стойки под оборудование, портальные стойки и траверсы) находится в неудовлетворительном состоянии, имеются многочисленные сколы и трещины в бетоне, обнажение арматуры. Маслоприёмные и маслосборное устройства находятся в неудовлетворительном состоянии. Строительная часть и оборудование подстанции требуют полной замены (акт обследования технического состояния ПС 110/10/6 кВ Южная от 20.06.2016 г. N 25).

Реконструкция ПС 110/10/6 кВ Южная необходима для замены отработавшего свой нормативный срок оборудования (индекс технического состояния магнитопровода трансформатора Т2 не превышает значения "50").

Правительство Белгородской области считает приоритетным проектом реконструкцию с увеличением установленной мощности ПС 110/10/6 кВ Южная в связи с социально-экономическим развитием г. Белгорода.

От ПС 110/10/6 кВ Южная запитаны следующие потребители:

- бытовые потребители микрорайонов г. Белгорода численностью около 102 тыс. жителей;

- городская больница N 2, перинатальный центр, поликлиники;

- 30 школ и 20 детских садов;

- Белгородский государственный технологический университет им. В.Г. Шухова;

- Дворец спорта "Космос";

- 13 котельных;

- МУП "Белгородский электротранспорт";

- МУП "Горводоканал";

- объекты малого бизнеса;

- гипермаркет "Линия".

В общей сложности от ПС 110/10/6 кВ Южная запитано 184 объекта 1 и 2 категории по надежности электроснабжения.

Загрузка центра питания в дни зимнего и летнего контрольных замеров, МВА:

Класс напряжения	Год
	2016	2017	2018	2019	2020
Зимние контрольные замеры
РУ 6 кВ	35,16	29,53	29,11	26,77	27,51
РУ 10 кВ	5,94	5,91	6,32	6,20	6,06
Всего	41,10	35,43	35,43	32,97	33,57
Летние контрольные замеры
РУ 6 кВ	22,26	21,93	28,39	25,31	22,38
РУ 10 кВ	3,76	4,39	6,16	5,86	4,93
Всего	26,02	26,32	34,55	31,17	27,31

В связи с неравномерностью загрузки РУ 6 кВ и РУ 10 кВ (80 и 20 процентов загрузки ПС соответственно) падение напряжения на обмотках 6 кВ значительно выше, чем на обмотках 10 кВ. При поддержании уровня напряжения на секциях шин 6 кВ в пределах нормы, напряжение на секциях шин 10 кВ повышается выше допустимых пределов, так же при поддержании уровня напряжения по стороне 10 кВ в пределах нормы значение напряжения на стороне 6 кВ ниже допустимого предела. Отделом метрологии и качества электроэнергии службы релейной защиты, автоматики, измерений и метрологии филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" для секций шин 6 и 10 кВ ПС 110/10/6 кВ Южная установлены уставки автоматического регулирования напряжения 6,06 - 6,3 кВ и 10,1 - 10,5 кВ соответственно. Данные уставки определены на основании расчетов режимов и замеров напряжения на ТП 6(10)/0,4 кВ в сети 6 и 10 кВ, присоединенных к ПС 110/10/6 кВ Южная. При выходе уровня напряжения за пределы принятых уставок уровень напряжения в точках поставки электрической энергии потребителям выходит за пределы, допустимые ГОСТ.

В прогнозируемом зимнем режиме максимальных нагрузок 2024 года при 8 положении РПН 1Т, 2Т ПС 110/10/6 кВ Южная напряжение на секциях шин 6 кВ будет 6,02 кВ, что меньше нижнего предела уставки автоматического регулирования напряжения, напряжение на секциях шин 10 кВ будет 10,15 кВ находится в допустимых пределах (рисунок 4.2).

Рисунок 4.2. РПН в 8 положении

В прогнозируемом зимнем режиме максимальных нагрузок 2024 года при 11 положении РПН 1Т, 2Т ПС 110/10/6 кВ Южная напряжение на секциях шин 10 кВ будет 10,67 кВ, что выше верхнего предела уставки автоматического регулирования напряжения, напряжение на секциях шин 6 кВ будет 6,3 кВ находится в допустимых пределах (рисунок 4.3).

Рисунок 4.3. РПН в 11 положении

В прогнозируемом летнем режиме минимальных нагрузок 2024 года при 5 положении РПН 1Т, 2Т ПС 110/10/6 кВ Южная напряжение на секциях шин 6 кВ будет 6,03 кВ, что меньше нижнего предела уставки автоматического регулирования напряжения, напряжение на секциях шин 10 кВ будет 10,15 кВ находится в допустимых пределах (рисунок 4.4).

Рисунок 4.4. РПН в 5 положении

В прогнозируемом летнем режиме минимальных нагрузок 2024 года при 8 положении РПН 1Т, 2Т ПС 110/10/6 кВ Южная напряжение на секциях шин 10 кВ будет 10,7 кВ, что больше верхнего предела уставки автоматического регулирования напряжения, напряжение на секциях шин 6 кВ - 6,3 кВ находится в допустимых пределах (рисунок 4.5).

Рисунок 4.5. РПН в 8 положении

Таким образом, при применении на ПС 110/10/6 кВ Южная трехобмоточных силовых трансформаторов 110/10/6 кВ поддерживать напряжение в пределах нормы на секциях шин 6 кВ без превышения уровня напряжения на секциях шин 10 кВ выше допустимого в автоматическом режиме не представляется возможным.

На исполнении находится 22 договора ТП (приложение N 3) электроустановок заявителей максимальной мощностью 1995,2 кВт, в том числе присоединяемых к шинам 6 кВ - 16 договоров максимальной мощностью 1957,0 кВт, к шинам 10 кВ - 6 договоров максимальной мощностью 38,2 кВт.

ГАРАНТ:

Текст приложения N 3 не приводится

Расчетная величина загрузки трансформатора классом напряжения 110/6 кВ определяется по формуле:

Мощность рекомендуемого к установке трансформатора, определяется как ближайшее большее значение номинальной мощности трансформатора по шкале номинальных мощностей, чем расчетная величина, т.е. 32 МВА.

Расчетная величина загрузки трансформатора классом напряжения 110/10 кВ определяется по формуле:

Мощность рекомендуемого к установке трансформатора определяется как ближайшее большее значение номинальной мощности трансформатора по шкале номинальных мощностей, чем расчетная величина, т.е. 6,3 МВА.

Возможность перевода нагрузки по распределительным сетям на другие центры питания 35-110 кВ отсутствует.

Реконструкция ПС 110/10/6 кВ Южная предусматривает строительство нового ОРУ 110 кВ для размещения оборудования, установку 2 дополнительных силовых трансформаторов 110/10 кВ мощностью 2 х 6,3 МВА, замену существующих трансформаторов на трансформаторы 110/6 кВ 2 х 32 МВА с выделением их мощности на нагрузки по напряжению 6 и 10 кВ, что позволит поддерживать напряжения на секциях шин 6 и 10 кВ в автоматическом режиме, строительство новых ЗРУ 6 и 10 кВ, установку микропроцессорных панелей РЗА, замену оборудования ТМ и АСДУ.

4.7.13. Реконструкция ПС 110/10/10 кВ Майская и строительство КЛ 35 кВ Майская - Таврово, Майская - Новая Деревня

От ПС 110/10/10 кВ Майская осуществляется электроснабжение около 26 тысяч потребителей Южного микрорайона г. Белгорода, п. Майский, с. Репное, с. Новая Деревня Белгородского района.

В настоящее время на ПС установлены 2 силовых трансформатора мощностью 2 х 40 МВА.

Проект предусматривает реконструкцию ПС 110/10/10 кВ Майская без изменения трансформаторной мощности с заменой существующих силовых трансформаторов напряжением 110/10/10 кВ на трансформаторы напряжением 110/35/10 кВ и строительство 2 КЛ 35 кВ: КЛ 35 кВ Майская - Таврово и КЛ 35 кВ Майская - Новая Деревня с изменением конфигурации прилегающей сети 35 кВ.

На рисунках 4.6 и 4.7 представлены существующая схема сети 35 кВ до реконструкциии ПС 110/10/10 кВ Майская и предлагаемая схема сети 35 кВ после реконструкции ПС 110/10/10 кВ Майская.

Рисунок 4.6. Существующая схема сети 35 кВ до реконструкции ПС 110/10/10 кВ Майская

Рисунок 4.7. Схема сети 35 кВ после реконструкции ПС 110/10/10 кВ Майская

Мероприятия реконструкции ПС 110/10/10 кВ Майская и строительство КЛ 35 кВ Майская - Таврово, Майская - Новая Деревня утверждены в инвестиционной программе ПАО "МРСК Центра" на 2021 - 2025 годы (приказ Минэнерго России от 14.12.2020 г. N 11@).

На период 2021 - 2026 годов проектом СиПР ЕЭС России на территории Белгородской области предусмотрено строительство 1 ВЛ 330 кВ ПП Суджа - Белгород ориентировочной протяженностью 145 км, комплексная реконструкция 1 подстанции с высшим классом напряжения 330 кВ (ПС 330 кВ Лебеди АО "Лебединский ГОК").

СиПР Белгородской области запланировано:

- строительство 1 новой подстанции с высшим классом напряжения 110 кВ суммарной установленной мощностью 80 МВА (ПС 110 кВ (2 х 40 МВА) ООО "Тепличный комплекс "Белогорья");

- строительство 2 новых ВЛ 110 кВ (сторонними организациями) общей протяженностью 20,0 км, 2 ВЛ 35 кВ общей протяженностью 60,853 км и 2 КЛ 35 кВ общей протяженностью 7,2 км (филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго");

- реконструкция 16 ПС 35-110 кВ, в том числе 4 с изменением трансформаторной мощности и 1 (ПС 110/10/10 кВ Майская) с переводом на другой класс напряжения;

- реконструкция 19 ВЛ 35-110 кВ общей суммарной протяженностью 202,162 км;

- замена грозозащитного троса на 10 ВЛ 110 кВ общей протяженностью 264,595 км.

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше энергосистемы Белгородской области по состоянию на конец 2026 года представлена в графической части (приложение N 2 к СиПР Белгородской области).

ГАРАНТ:

Текст приложения N 2 не приводится

5. Расчеты электроэнергетических режимов электрической сети напряжением 35 кВ и выше

Расчеты электроэнергетических режимов выполнены для следующих расчетных температурных условий:

Нормативное возмущение в единичной ремонтной схеме:

- зимний режим максимальных и минимальных нагрузок - при температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы, в которой размещается ЛЭП, электросетевое или генерирующее оборудование, приведенной в приложении А ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования" (+5°C);

- летний режим максимальных нагрузок (период экстремально высоких температур) - при температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы, в которой размещается ЛЭП, электросетевое или генерирующее оборудование, средневзвешенной по потреблению электрической мощности энергорайонов, для которых в правилах строительной климатологии приведены температуры воздуха для теплого периода года с обеспеченностью 0,98, с округлением в большую сторону до значения, кратного 5°C (+30°C);

- летний режим минимальных нагрузок - при среднемесячной температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы, в которой размещается ЛЭП, электросетевое или генерирующее оборудование, средневзвешенной по потреблению электрической мощности энергорайонов, для которых в правилах строительной климатологии приведены среднемесячные температуры воздуха наиболее теплого летнего месяца, с округлением до ближайшего целого значения (+20°C).

Нормативное возмущение в двойной ремонтной схеме:

- летний режим максимальных и минимальных нагрузок - при среднемесячной температуре наружного воздуха территориальной энергосистемы, в которой размещается ЛЭП, электросетевое или генерирующее оборудование, средневзвешенной по потреблению электрической мощности энергорайонов, для которых в правилах строительной климатологии приведены среднемесячные температуры воздуха наиболее теплого летнего месяца, с округлением до ближайшего целого значения (+20°C).

Расчеты нормальных электроэнергетических режимов сети 35 - 750 кВ для летних и зимних минимальных и максимальных нагрузок на пятилетний период 2021 - 2026 годов в графической форме приведены в приложении N 1 к СиПР Белгородской области (схемы 1 - 42).

ГАРАНТ:

Текст схем 1 - 42 не приводится

Расчеты послеаварийных электроэнергетических режимов сети 35-750 кВ для летних и зимних минимальных и максимальных нагрузок на пятилетний период 2021 - 2026 годов приведены в таблицах 5.1 - 5.24 в графической форме в приложении N 1 к СиПР Белгородской области.

5.1. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для зимних максимальных нагрузок 2021 года

5.1.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре -24°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 43) составляет 565 А - 112 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,6 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (0,7 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,3 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 44) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 501 А - 100 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 43, 44 не приводится

При температуре +5°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 45) составляет 510 А - 109 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (4 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (0,7 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 46) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 464 А - 99 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 45, 46 не приводится

5.1.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре -24°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 47).

ГАРАНТ:

Текст схемы 47 не приводится

При температуре +5°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 48).

ГАРАНТ:

Текст схемы 48 не приводится

5.1.3. В ремонте I СШ-500 кВ ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 кВ ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре -24°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди (новая площадка) составляет соответственно 131 процент и 124 процента, что допустимо соответственно в пределах 1 часа и 24 часов. Токовая загрузка АТ-1 и АТ-2 ПС 330 кВ Губкин составляет по 113 процентов, что допустимо соответственно в пределах 24 часов (схема 49).

ГАРАНТ:

Текст схемы 49 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди (новая площадка) составляет соответственно 149 процентов и 142 процента, что допустимо в пределах 1 часа (схема 50).

ГАРАНТ:

Текст схемы 50 не приводится

При температуре +5°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди (новая площадка) составляет соответственно 117 процентов и 111 процентов, что допустимо в пределах 8 часов (схема 51).

ГАРАНТ:

Текст схемы 51 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди (новая площадка) составляет соответственно 132 процента и 126 процентов, что допустимо соответственно в пределах 1 часа и 2 часов (схема 52).

ГАРАНТ:

Текст схемы 52 не приводится

5.1.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре -24°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 27,4 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (1,1 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (2,3 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 53).

ГАРАНТ:

Текст схемы 53 не приводится

При температуре +5°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 25,2 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (1 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (2,1 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 54).

ГАРАНТ:

Текст схемы 54 не приводится

5.2. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для зимних минимальных нагрузок 2021 года

5.2.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре -24°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 55).

ГАРАНТ:

Текст схемы 55 не приводится

При температуре +5°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 56).

ГАРАНТ:

Текст схемы 56 не приводится

5.2.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре -24°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 57).

ГАРАНТ:

Текст схемы 57 не приводится

При температуре +5°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 58).

ГАРАНТ:

Текст схемы 58 не приводится

5.2.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре -24°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 59).

ГАРАНТ:

Текст схемы 59 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди (новая площадка) составляет соответственно 118 процентов и 113 процентов, что допустимо в пределах 24 часов (схема 60).

ГАРАНТ:

Текст схемы 60 не приводится

При температуре +5°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 61).

ГАРАНТ:

Текст схемы 61 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди (новая площадка) составляет 107 процентов, что допустимо в пределах 24 часов (схема 62).

ГАРАНТ:

Текст схемы 62 не приводится

5.2.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре -24°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 23,2 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,6 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 63).

ГАРАНТ:

Текст схемы 63 не приводится

При температуре +5°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 21,3 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,6 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,1 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 64).

ГАРАНТ:

Текст схемы 64 не приводится

5.3. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для летних максимальных нагрузок 2021 года

5.3.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре +30°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 65) составляет 456 А - 124 процента (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,6 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,3 МВт), с ПС 110 кВ Ракитное на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 66) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 364 А - 99 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 65, 66 не приводится

При температуре +20°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 67) составляет 428 А - 104 процента (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (3,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 68) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 394 А - 96 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 67, 68 не приводится

5.3.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре +30°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 69).

ГАРАНТ:

Текст схемы 69 не приводится

При температуре +20°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 70).

ГАРАНТ:

Текст схемы 70 не приводится

5.3.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +30°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 113 процентов от номинала. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди (новая площадка) составляет соответственно 112 процентов (допустимо до 1 часа) и 107 процентов (допустимо до 8 часов) (схема 71).

ГАРАНТ:

Текст схемы 71 не приводится

Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь в размере 44,1 МВт, по переводу нагрузки по сети 35 кВ от ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1 МВТ), от ПС 110 кВ Архангельское на ПС 110 кВ Верхняя Покровка (1,5 МВТ) и ПС 110 кВ Чернянка (1,5 МВТ), а также включение в аварийной схеме БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин изменили токовую загрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна 101 процент от номинала. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди (новая площадка) составляет соответственно 106 процентов (допустимо 8 часов) и 101 процент (допустимо без ограничений). В целях снижения токовой загрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна до номинала необходимо применение АОПО с объемом отключаемой мощности 1,5 МВт (схема 72).

ГАРАНТ:

Текст схемы 72 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 114 процентов от номинала, ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол-1 с отпайкой на ПС Журавлики - 105 процентов. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди (новая площадка) составляет соответственно 127 процентов и 121 процент, что допустимо в пределах 20 минут (схема 73).

ГАРАНТ:

Текст схемы 73 не приводится

Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь в размере 44,1 МВт, по переводу нагрузки по сети 35 кВ от ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1 МВТ), от ПС 110 кВ Архангельское на ПС 110 кВ Верхняя Покровка (1,5 МВТ) и ПС 110 кВ Чернянка (1,5 МВТ), а также включение в аварийной схеме БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин и включение в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками изменили токовую загрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна - 101 процент от номинала, ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол-1 с отпайкой на ПС Журавлики - 78 процентов. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди (новая площадка) составляет соответственно106 процентов (допустимо 8 часов) и 101 процент (допустимо без ограничений). В целях снижения токовой загрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна до номинала необходимо применение АОПО с объемом отключаемой мощности 1,5 МВт (схема 74).

ГАРАНТ:

Текст схемы 74 не приводится

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 75).

ГАРАНТ:

Текст схемы 75 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди (новая площадка) составляет соответственно 118 процентов и 113 процентов, что допустимо до 2 часов (схема 76).

ГАРАНТ:

Текст схемы 76 не приводится

5.3.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +30°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 22,6 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,8 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 77).

ГАРАНТ:

Текст схемы 77 не приводится

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 21,4 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,8 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 78).

ГАРАНТ:

Текст схемы 78 не приводится

5.3.5. В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ Новый Оскол - Верхняя Покровка составляет 140 процентов (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 278 А (провод)). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Верхняя Покровка - Красногвардейское составляет 134 процента (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 320 А (ПС 110 кВ Верхняя Покровка - ТТ)). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Алексеевка - Красногвардейское составляет 103 процента (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 473 А (ПС 110 кВ Алексеевка - ошиновка; ПС 110 кВ Красногвардейское - ошиновка; провод)). Напряжение в сети 110 кВ ниже аварийно допустимого (схема 79). С учетом применения в двойной ремонтной схеме (в ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская) мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Волоконовка на ПС 110 кВ Оросительная (2,6 МВт), с ПС 110 кВ Максимовка на ПС 110 кВ Шебекино (2,9 МВт), с ПС 110 кВ Новый Оскол на ПС 110 кВ Короча (2,6 МВт), ПС 110 кВ Шебекино (1,1 МВт), с ПС 110 кВ Чернянка на ПС 110 кВ Архангельское (2,9 МВт)) параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 80).

ГАРАНТ:

Текст схем 79, 80 не приводится

5.3.6. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск - районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20 °C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 21,4 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,8 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 81).

ГАРАНТ:

Текст схемы 81 не приводится

5.3.7. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. В послеаварийном режиме токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 141 процент (превышает допустимую аварийную перегрузку длительностью 10 минут при температуре наружного воздуха +20 °C). Токовая загрузка АТ-1 ПС 330 кВ Губкин составляет 104 процента (не превышает допустимую круглосуточную перегрузку с возможным повышенным износом изоляции при температуре наружного воздуха +20 °C). Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Губкин составляет 103 процента (не превышает допустимую круглосуточную перегрузку с возможным повышенным износом изоляции при температуре наружного воздуха +20 °C). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 104 процента (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 635 А (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод)). Для ликвидации перегрузки указанного оборудования в послеаварийном режиме необходим превентивный ввод ГВО в Северном энергорайоне в объеме 170 МВт (схема 82).

ГАРАНТ:

Текст схемы 82 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. В послеаварийном режиме токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 184 процента (превышает допустимую аварийную перегрузку длительностью 10 минут при температуре наружного воздуха +20 °C). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол-1 с отпайкой на ПС Журавлики составляет 109 процентов (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 410 А (ПС 110 кВ Старый Оскол-1 - ошиновка; провод)). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 109 процентов (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 635 А (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод)). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Губкин - Пушкарная с отпайками составляет 108 процентов (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 410 А (провод)). Для ликвидации перегрузки указанного оборудования в послеаварийном режиме необходим превентивный ввод ГВО в Северном энергорайоне в объеме 225 МВт (схема 83).

ГАРАНТ:

Текст схемы 83 не приводится

5.3.8. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Белгород, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Фрунзенская. В послеаварийном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 103 процента (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 635 А (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод)). Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 101 процент (не превышает допустимую аварийную перегрузку длительностью 24 часа при температуре наружного воздуха +20 °C) (схема 84). Применение в двойной ремонтной схеме (в ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол) мероприятий по переводу нагрузки по сети 110 кВ (с ПС 500 кВ Старый Оскол на ПС 330 кВ Губкин (44,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 100 процентов). Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 101 процент (не превышает допустимую аварийную перегрузку длительностью 24 часа при температуре наружного воздуха +20 °C) (схема 85).

ГАРАНТ:

Текст схем 84, 85 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Белгород, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Фрунзенская. В послеаварийном режиме токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 114 процентов (не превышает допустимую аварийную перегрузку длительностью 4 часа при температуре наружного воздуха +20 °C). Токовая загрузка АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет 109 процентов (не превышает нормальную круглосуточную нагрузку (перегрузку) при температуре наружного воздуха +20 °C). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 103 процента (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 635 А (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод)) (схема 86). Применение в двойной ремонтной схеме (в ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол) мероприятий по переводу нагрузки по сети 110 кВ (с ПС 500 кВ Старый Оскол на ПС 330 кВ Губкин (44,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 100 процентов). Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 111 процентов (не превышает допустимую аварийную перегрузку длительностью 4 часа при температуре наружного воздуха +20 °C). Токовая загрузка АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет 106 процентов (не превышает нормальную круглосуточную нагрузку (перегрузку) при температуре наружного воздуха +20 °C). Для ликвидации перегрузки указанного оборудования в послеаварийном режиме необходим ввод ГВО в Северном энергорайоне в объеме 45 МВт (в случае невозможности ввода в работу II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол в течение 4 часов) (схема 87).

ГАРАНТ:

Текст схем 86, 87 не приводится

5.3.9. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В послеаварийном режиме токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 106 процентов (не превышает допустимую аварийную перегрузку длительностью 24 часа при температуре наружного воздуха +20 °C). Токовая загрузка АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет 101 процент (не превышает нормальную круглосуточную нагрузку (перегрузку) при температуре наружного воздуха +20 °C) (схема 88).

ГАРАНТ:

Текст схемы 88 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В послеаварийном режиме токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 122 процента (не превышает допустимую аварийную перегрузку длительностью 1 час при температуре наружного воздуха +20 °C). Токовая загрузка АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет 116 процентов (не превышает нормальную круглосуточную нагрузку (перегрузку) при температуре наружного воздуха +20 °C). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол-1 с отпайкой на ПС Журавлики составляет 104 процента (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 410 А (ПС 110 кВ Старый Оскол-1 - ошиновка; провод)). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Губкин - Пушкарная с отпайками составляет 102 процента (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 410 А (провод)). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 100 процентов (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 635 А (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод)) (схема 89). Применение в двойной ремонтной схеме (в ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры) мероприятий по переводу нагрузки по сети 110 кВ (с ПС 500 кВ Старый Оскол на ПС 330 кВ Губкин (44,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол-1 с отпайкой на ПС Журавлики (токовая загрузка составляет 87 процентов), ВЛ 110 кВ Губкин - Пушкарная с отпайками (токовая загрузка составляет 85 процентов), ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна (токовая загрузка составляет 95 процентов) в послеаварийном режиме. Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 119 процентов (не превышает допустимую аварийную перегрузку длительностью 4 часа при температуре наружного воздуха +20 °C). Токовая загрузка АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет 113 процентов (не превышает нормальную круглосуточную нагрузку (перегрузку) при температуре наружного воздуха +20 °C). Для ликвидации перегрузки указанного оборудования в послеаварийном режиме необходим ввод ГВО в Северном энергорайоне в объеме 70 МВт (в случае невозможности ввода в работу II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол в течение 4 часов) (схема 90).

ГАРАНТ:

Текст схем 89, 90 не приводится

5.3.10. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди (новая площадка) составляет соответственно 119 процентов (допустимо до 4 часов) и 113 процентов (допустимо до 4 часов) (схема 91).

ГАРАНТ:

Текст схемы 91 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Губкин - Пушкарная с отпайками составляет 107 процентов от номинала, ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол-1 с отпайкой на ПС Журавлики - 113 процентов. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди (новая площадка) составляет соответственно 133 процента (допустимо до 20 минут) и 126 процентов (допустимо до 1 часа) (схема 92).

ГАРАНТ:

Текст схемы 92 не приводится

Включение в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками приводят параметры электроэнергетического режима ВЛ 110 кВ в области допустимых значений, токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди (новая площадка) составляет соответственно 119 процентов (допустимо до 4 часов) и 113 процентов (допустимо до 4 часов) (схема 93).

ГАРАНТ:

Текст схемы 93 не приводится

5.3.11. В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 94).

ГАРАНТ:

Текст схемы 94 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Ремонтная схема с отключением АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь вызывает токовую загрузку АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди - 138 процентов (допустимо не более 20 минут), аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь приводит к недопустимой токовой загрузке АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди - 210 процентов (схема 95). Включение в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками возвращает электроэнергетический режим в область допустимых значений (схема 96).

ГАРАНТ:

Текст схем 95, 96 не приводится

5.3.12. В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди приводит к обесточению ПС 330 кВ Лебеди (старая) с подключенной мощностью 53,9 МВт (схема 97).

ГАРАНТ:

Текст схемы 97 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Отключение ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди вызывает токовую загрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь - соответственно 104 процента и 102 процента, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди приводит к обесточению ПС 330 кВ Лебеди (старая) с подключенной мощностью 53,9 МВт (схема 98). Включение в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками приводит токовую загрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь в область допустимых значений (схема 99).

ГАРАНТ:

Текст схем 98, 99 не приводится

5.4. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для летних минимальных нагрузок 2021 года

5.4.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 100).

ГАРАНТ:

Текст схемы 100 не приводится

5.4.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 101).

ГАРАНТ:

Текст схемы 101 не приводится

5.4.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 102).

ГАРАНТ:

Текст схемы 102 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 103).

ГАРАНТ:

Текст схемы 103 не приводится

5.4.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 17,2 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,3 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (0,6 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 104).

ГАРАНТ:

Текст схемы 104 не приводится

5.4.5. В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 105).

ГАРАНТ:

Текст схемы 105 не приводится

5.4.6. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск - районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 17,1 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,3 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (0,6 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 106).

ГАРАНТ:

Текст схемы 106 не приводится

5.4.7. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. В послеаварийном режиме токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 106 процентов (не превышает допустимую аварийную перегрузку длительностью 24 часа при температуре наружного воздуха +20 °C) (схема 107).

ГАРАНТ:

Текст схемы 107 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. В послеаварийном режиме токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 136 процентов (не превышает допустимую аварийную перегрузку длительностью 20 минут при температуре наружного воздуха +20 °C). Для ликвидации перегрузки указанного оборудования в послеаварийном режиме необходим ввод ГВО в Северном энергорайоне в объеме 100 МВт (в случае невозможности ввода в работу II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол в течение 20 минут) (схема 108).

ГАРАНТ:

Текст схемы 108 не приводится

5.4.8. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 109).

ГАРАНТ:

Текст схемы 109 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 110).

ГАРАНТ:

Текст схемы 110 не приводится

5.4.9. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 111).

ГАРАНТ:

Текст схемы 111 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 112).

ГАРАНТ:

Текст схемы 112 не приводится

5.4.10. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 113).

ГАРАНТ:

Текст схемы 113 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 114).

ГАРАНТ:

Текст схемы 114 не приводится

5.4.11. В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 115).

ГАРАНТ:

Текст схемы 115 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Ремонтная схема с отключением АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь вызывает токовую загрузку АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди - 107 процентов (допустимо до 8 часов), аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь приводит к недопустимой токовой загрузке АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди - 156 процентов (схема 116). Включение в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками возвращает электроэнергетический режим в область допустимых значений (схема 117).

ГАРАНТ:

Текст схем 116, 117 не приводится

5.4.12. В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди приводит к обесточению ПС 330 кВ Лебеди (старая) с подключенной мощностью 41,7 МВт (схема 118).

ГАРАНТ:

Текст схемы 118 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди приводит к обесточению ПС 330 кВ Лебеди (старая) с подключенной мощностью 41,7 МВт (схема 119).

ГАРАНТ:

Текст схемы 119 не приводится

5.5. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для зимних максимальных нагрузок 2022 года

5.5.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре -24°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 120) составляет 571 А - 114 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,6 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (2,0 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,3 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 121) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 498 А - 99 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 120, 121 не приводится

При температуре +5°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 122) составляет 515 А - 110 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (4,1 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (0,7 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 123) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 454 А - 97 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 122, 123 не приводится

5.5.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре -24°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 124).

ГАРАНТ:

Текст схемы 124 не приводится

При температуре +5°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 125).

ГАРАНТ:

Текст схемы 125 не приводится

5.5.3. В ремонте I СШ-500 кВ ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 кВ ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре -24°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Токовая загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 108 процентов, 108 процентов, что допустимо в пределах 24 часов (схема 126).

ГАРАНТ:

Текст схемы 126 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Токовая загрузка АТ-1, АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 117 процентов, 117 процентов и 112 процентов, что допустимо в пределах 24 часов (схема 127).

ГАРАНТ:

Текст схемы 127 не приводится

При температуре +5°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 128).

ГАРАНТ:

Текст схемы 128 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 129).

ГАРАНТ:

Текст схемы 129 не приводится

5.5.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре -24°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 27,6 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (1,1 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (2,4 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 130).

ГАРАНТ:

Текст схемы 130 не приводится

При температуре +5°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 25,4 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (1 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (2,1 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 131).

ГАРАНТ:

Текст схемы 131 не приводится

5.6. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для зимних минимальных нагрузок 2022 года

5.6.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре -24°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 132).

ГАРАНТ:

Текст схемы 132 не приводится

При температуре +5°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 133).

ГАРАНТ:

Текст схемы 133 не приводится

5.6.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре -24°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 134).

ГАРАНТ:

Текст схемы 134 не приводится

При температуре +5°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 135).

ГАРАНТ:

Текст схемы 135 не приводится

5.6.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре -24°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 136).

ГАРАНТ:

Текст схемы 136 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 137).

ГАРАНТ:

Текст схемы 137 не приводится

При температуре +5°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 138).

ГАРАНТ:

Текст схемы 138 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 139).

ГАРАНТ:

Текст схемы 139 не приводится

5.6.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре -24°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 23,4 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,6 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 140).

ГАРАНТ:

Текст схемы 140 не приводится

При температуре +5°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 21,5 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,6 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,1 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 141).

ГАРАНТ:

Текст схемы 141 не приводится

5.7. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для летних максимальных нагрузок 2022 года

5.7.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре +30°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 142) составляет 461 А - 126 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (7,0 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,3 МВт), с ПС 110 кВ Ракитное на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 143) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 364 А - 99 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 142, 143 не приводится

При температуре +20°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 144) составляет 433 А - 106 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (3,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 145) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 398 А - 97 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 144, 145 не приводится

5.7.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре +30°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 146).

ГАРАНТ:

Текст схемы 146 не приводится

При температуре +20°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 147).

ГАРАНТ:

Текст схемы 147 не приводится

5.7.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +30°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 108 процентов от номинала (схема 148).

ГАРАНТ:

Текст схемы 148 не приводится

Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь в размере 44,1 МВт, по переводу нагрузки по сети 35 кВ от ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1,1 МВТ), от ПС 110 кВ Архангельское на ПС 110 кВ Верхняя Покровка (1,5 МВТ) и ПС 110 кВ Чернянка (1,5 МВТ), а также включение в аварийной схеме БСК-1 на ПС 330 кВ Губкин изменили токовую загрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна - 99 процентов от номинала (схема 149).

ГАРАНТ:

Текст схемы 149 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 108 процентов от номинала (схема 150).

ГАРАНТ:

Текст схемы 150 не приводится

Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь в размере 44,1 МВт, по переводу нагрузки по сети 35 кВ от ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1,1 МВТ), от ПС 110 кВ Архангельское на ПС 110 кВ Верхняя Покровка (1,5 МВТ) и ПС 110 кВ Чернянка (1,5 МВТ), а также включение в аварийной схеме БСК-1 на ПС 330 кВ Губкин изменили токовую загрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна - 98 процентов от номинала (схема 151).

ГАРАНТ:

Текст схемы 151 не приводится

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 152).

ГАРАНТ:

Текст схемы 152 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 153).

ГАРАНТ:

Текст схемы 153 не приводится

5.7.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +30°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 22,8 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,8 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 154).

ГАРАНТ:

Текст схемы 154 не приводится

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 21,6 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,8 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 155).

ГАРАНТ:

Текст схемы 155 не приводится

5.7.5. В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ Новый Оскол - Верхняя Покровка составляет 144 процента (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 278 А (провод)). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Верхняя Покровка - Красногвардейское составляет 138 процентов (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 320 А (ПС 110 кВ Верхняя Покровка - ТТ)). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Алексеевка - Красногвардейское составляет 106 процентов (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 473 А (ПС 110 кВ Алексеевка - ошиновка; ПС 110 кВ Красногвардейское - ошиновка; провод)). Напряжение в сети 110 кВ ниже аварийно допустимого (схема 156). С учетом применения в двойной ремонтной схеме (в ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская) мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Волоконовка на ПС 110 кВ Оросительная (2,6 МВт), с ПС 110 кВ Максимовка на ПС 110 кВ Шебекино (2,9 МВт), с ПС 110 кВ Новый Оскол на ПС 110 кВ Короча (2,7 МВт), ПС 110 кВ Шебекино (1,1 МВт), с ПС 110 кВ Чернянка на ПС 110 кВ Архангельское (2,9 МВт)) параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 157).

ГАРАНТ:

Текст схем 156, 157 не приводится

5.7.6. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск - районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 21,6 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,8 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 158).

ГАРАНТ:

Текст схемы 158 не приводится

5.7.7. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. В послеаварийном режиме токовая загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 107 процентов (не превышает допустимую аварийную перегрузку длительностью 24 часа при температуре наружного воздуха +20°C) (схема 159).

ГАРАНТ:

Текст схемы 159 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В послеаварийном режиме токовая загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 129 процентов (не превышает допустимую аварийную перегрузку длительностью 1 час при температуре наружного воздуха +20°C). Для ликвидации перегрузки указанного оборудования в послеаварийном режиме необходим ввод ГВО в Северном энергорайоне в объеме 110 МВт (в случае невозможности ввода в работу II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол в течение 1 часа) (схема 160).

ГАРАНТ:

Текст схемы 160 не приводится

5.7.8. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Белгород, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 161).

ГАРАНТ:

Текст схемы 161 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 162).

ГАРАНТ:

Текст схемы 162 не приводится

5.7.9. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 163).

ГАРАНТ:

Текст схемы 163 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 164).

ГАРАНТ:

Текст схемы 164 не приводится

5.7.10. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 165).

ГАРАНТ:

Текст схемы 165 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 166).

ГАРАНТ:

Текст схемы 166 не приводится

5.7.11. В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 167).

ГАРАНТ:

Текст схемы 167 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет по 118 процентов (допустимо до 4 часов) (схема 168). Включение в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками возвращает электроэнергетический режим в область допустимых значений (схема 169).

ГАРАНТ:

Текст схем 168, 169 не приводится

5.7.12. В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 170).

ГАРАНТ:

Текст схемы 170 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь составила соответственно 123 процента, 121 процент (схема 171). Включение в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками приводит параметры электроэнергетического режима в область допустимых значений (схема 172).

ГАРАНТ:

Текст схем 171, 172 не приводится

5.8. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для летних минимальных нагрузок 2022 года

5.8.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 173).

ГАРАНТ:

Текст схемы 173 не приводится

5.8.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 174).

ГАРАНТ:

Текст схемы 174 не приводится

5.8.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 175).

ГАРАНТ:

Текст схемы 175 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 176).

ГАРАНТ:

Текст схемы 176 не приводится

5.8.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 17,3 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,4 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (0,6 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 177).

ГАРАНТ:

Текст схемы 177 не приводится

5.8.5. В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 178).

ГАРАНТ:

Текст схемы 178 не приводится

5.8.6. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск - районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 17,3 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,4 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (0,6 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 179).

ГАРАНТ:

Текст схемы 179 не приводится

5.8.7. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 180).

ГАРАНТ:

Текст схемы 180 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 181).

ГАРАНТ:

Текст схемы 181 не приводится

5.8.8. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 182).

ГАРАНТ:

Текст схемы 182 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 183).

ГАРАНТ:

Текст схемы 183 не приводится

5.8.9. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 184).

ГАРАНТ:

Текст схемы 184 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 185).

ГАРАНТ:

Текст схемы 185 не приводится

5.8.10. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 186).

ГАРАНТ:

Текст схемы 186 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 187).

ГАРАНТ:

Текст схемы 187 не приводится

5.8.11. В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 188).

ГАРАНТ:

Текст схемы 188 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 189).

ГАРАНТ:

Текст схемы 189 не приводится

5.8.12. В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 190).

ГАРАНТ:

Текст схемы 190 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 191).

ГАРАНТ:

Текст схемы 191 не приводится

5.9. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для зимних максимальных нагрузок 2023 года

5.9.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре -24°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 192) составляет 573 А - 114 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,6 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (2,0 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,3 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 193) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 500 А - 99 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 192, 193 не приводится

При температуре +5°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 194) составляет 517 А - 110 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,1 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (0,7 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 195) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 459 А - 98 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 194, 195 не приводится

5.9.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре -24°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 196).

ГАРАНТ:

Текст схемы 196 не приводится

При температуре +5°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 197).

ГАРАНТ:

Текст схемы 197 не приводится

5.9.3. В ремонте I СШ-500 кВ ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 кВ ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре -24°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Токовая загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 109 процентов, 109 процентов, что допустимо в пределах 24 часов (схема 198).

ГАРАНТ:

Текст схемы 198 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Токовая загрузка АТ-1, АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 118 процентов, 118 процентов и 113 процентов, что допустимо в пределах 24 часов (схема 199).

ГАРАНТ:

Текст схемы 199 не приводится

При температуре +5°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 200).

ГАРАНТ:

Текст схемы 200 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 201).

ГАРАНТ:

Текст схемы 201 не приводится

5.9.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре -24°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 27,7 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (1,1 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (2,4 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 202).

ГАРАНТ:

Текст схемы 202 не приводится

При температуре +5°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 25,5 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (1 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (2,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 203).

ГАРАНТ:

Текст схемы 203 не приводится

5.10. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для зимних минимальных нагрузок 2023 года

5.10.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре -24°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 204).

ГАРАНТ:

Текст схемы 204 не приводится

При температуре +5°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 205).

ГАРАНТ:

Текст схемы 205 не приводится

5.10.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре -24°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 206).

ГАРАНТ:

Текст схемы 206 не приводится

При температуре +5°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 207).

ГАРАНТ:

Текст схемы 207 не приводится

5.10.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре -24°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 208).

ГАРАНТ:

Текст схемы 208 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 209).

ГАРАНТ:

Текст схемы 209 не приводится

При температуре +5°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 210).

ГАРАНТ:

Текст схемы 210 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 211).

ГАРАНТ:

Текст схемы 211 не приводится

5.10.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре -24°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 23,4 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,6 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 212).

ГАРАНТ:

Текст схемы 212 не приводится

При температуре +5°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 21,6 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,6 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,1 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 213).

ГАРАНТ:

Текст схемы 213 не приводится

5.11. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для летних максимальных нагрузок 2023 года

5.11.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре +30°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 214) составляет 463 А - 126 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (7,2 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,3 МВт), с ПС 110 кВ Ракитное на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 215) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 365 А - 99 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 214, 215 не приводится

При температуре +20°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 216) составляет 434 А - 106 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (3,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 217) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 399 А - 97 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 216, 217 не приводится

5.11.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре +30°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 218).

ГАРАНТ:

Текст схемы 218 не приводится

При температуре +20°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 219).

ГАРАНТ:

Текст схемы 219 не приводится

5.11.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +30°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 108 процентов от номинала (схема 220).

ГАРАНТ:

Текст схемы 220 не приводится

Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь в размере 44,1 МВт, а также включение в аварийной схеме БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин изменили токовую загрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна - 99 процентов от номинала (схема 221).

ГАРАНТ:

Текст схемы 221 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 108 процентов от номинала (схема 222).

ГАРАНТ:

Текст схемы 222 не приводится

Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь в размере 44,1 МВт, а также включение в аварийной схеме БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин изменили токовую загрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна - 99 процентов от номинала (схема 223).

ГАРАНТ:

Текст схемы 223 не приводится

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 224).

ГАРАНТ:

Текст схемы 224 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 225).

ГАРАНТ:

Текст схемы 225 не приводится

5.11.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +30°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 22,9 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,8 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 226).

ГАРАНТ:

Текст схемы 226 не приводится

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 21,6 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,8 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 227).

ГАРАНТ:

Текст схемы 227 не приводится

5.11.5. В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ Новый Оскол - Верхняя Покровка составляет 145 процентов (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 278 А (провод)). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Верхняя Покровка - Красногвардейское составляет 139 процентов (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 320 А (ПС 110 кВ Верхняя Покровка - ТТ)). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Алексеевка - Красногвардейское составляет 107 процентов (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 473 А (ПС 110 кВ Алексеевка - ошиновка; ПС 110 кВ Красногвардейское - ошиновка; провод)). Напряжение в сети 110 кВ ниже аварийно допустимого (схема 228). С учетом применения в двойной ремонтной схеме (в ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская) мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Волоконовка на ПС 110 кВ Оросительная (2,6 МВт), с ПС 110 кВ Максимовка на ПС 110 кВ Шебекино (2,9 МВт), с ПС 110 кВ Новый Оскол на ПС 110 кВ Короча (2,7 МВт), ПС 110 кВ Шебекино (1,1 МВт), с ПС 110 кВ Чернянка на ПС 110 кВ Архангельское (2,9 МВт)) параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 229).

ГАРАНТ:

Текст схем 228, 229 не приводится

5.11.6. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск - районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 21,6 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,8 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 230).

ГАРАНТ:

Текст схемы 230 не приводится

5.11.7. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. В послеаварийном режиме токовая загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 108 процентов (не превышает допустимую аварийную перегрузку длительностью 24 часа при температуре наружного воздуха +20 °C) (схема 231).

ГАРАНТ:

Текст схемы 231 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В послеаварийном режиме токовая загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 129 процентов (не превышает допустимую аварийную перегрузку длительностью 1 час при температуре наружного воздуха +20 °C). Для ликвидации перегрузки указанного оборудования в послеаварийном режиме необходим ввод ГВО в Северном энергорайоне в объеме 115 МВт (в случае невозможности ввода в работу II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол в течение 1 часа) (схема 232).

ГАРАНТ:

Текст схемы 232 не приводится

5.11.8. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Белгород, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Фрунзенская. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 233).

ГАРАНТ:

Текст схемы 233 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Белгород, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 234).

ГАРАНТ:

Текст схемы 234 не приводится

5.11.9. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 235).

ГАРАНТ:

Текст схемы 235 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 236).

ГАРАНТ:

Текст схемы 236 не приводится

5.11.10. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 237).

ГАРАНТ:

Текст схемы 237 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 238).

ГАРАНТ:

Текст схемы 238 не приводится

5.11.11. В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 239).

ГАРАНТ:

Текст схемы 239 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет по 118 процентов (допустимо до 4 часов) (схема 240). Включение в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками возвращает электроэнергетический режим в область допустимых значений (схема 241).

ГАРАНТ:

Текст схем 240, 241 не приводится

5.11.12. В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 242).

ГАРАНТ:

Текст схемы 242 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь составляет соответственно 123 процента, 122 процента (схема 243). Включение в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками приводит параметры электроэнергетического режима в область допустимых значений (схема 244).

ГАРАНТ:

Текст схемы 243, 244 не приводится

5.12. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для летних минимальных нагрузок 2023 года

5.12.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 245).

ГАРАНТ:

Текст схемы 245 не приводится

5.12.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 246).

ГАРАНТ:

Текст схемы 246 не приводится

5.12.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 247).

ГАРАНТ:

Текст схемы 247 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 248).

ГАРАНТ:

Текст схемы 248 не приводится

5.12.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 17,4 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,4 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (0,6 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 249).

ГАРАНТ:

Текст схемы 249 не приводится

5.12.5. В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 250).

ГАРАНТ:

Текст схемы 250 не приводится

5.12.6. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск - районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 17,3 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,4 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (0,6 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 251).

ГАРАНТ:

Текст схемы 251 не приводится

5.12.7. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 252).

ГАРАНТ:

Текст схемы 252 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 253).

ГАРАНТ:

Текст схемы 253 не приводится

5.12.8. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 254).

ГАРАНТ:

Текст схемы 254 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 255).

ГАРАНТ:

Текст схемы 255 не приводится

5.12.9. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 256).

ГАРАНТ:

Текст схемы 256 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 257).

ГАРАНТ:

Текст схемы 257 не приводится

5.12.10. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 258).

ГАРАНТ:

Текст схемы 258 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 259).

ГАРАНТ:

Текст схемы 259 не приводится

5.12.11. В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 260).

ГАРАНТ:

Текст схемы 260 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 261).

ГАРАНТ:

Текст схемы 261 не приводится

5.12.12. В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 262).

ГАРАНТ:

Текст схемы 262 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 263).

ГАРАНТ:

Текст схемы 263 не приводится

5.13. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для зимних максимальных нагрузок 2024 года

5.13.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре -24°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 264) составляет 590 А - 117 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,7 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (3,5 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,3 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1,7 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 265) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 494 А - 98 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 264, 265 не приводится

При температуре +5°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 266) составляет 530 А - 110 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,2 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (1,9 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 267) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 463 А - 99 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схемы 266, 267 не приводится

5.13.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре -24°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 268).

ГАРАНТ:

Текст схемы 268 не приводится

При температуре +5°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 269).

ГАРАНТ:

Текст схемы 269 не приводится

5.13.3. В ремонте I СШ-500 кВ ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 кВ ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре -24°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь в размере 44,1 МВт, а также включение БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. При аварийном отключении II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол 91,0 кВ, отключение от АОСН ВЛ 110 кВ с суммарной нагрузкой 168 МВт. Восстановление величины напряжения в РУ 110 кВ ПС 500 кВ Старый Оскол выше аварийно допустимой - 102,0 кВ (схема 270).

ГАРАНТ:

Текст схемы 270 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь в размере 44,1 МВт, а также включение БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. При аварийном отключении II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол 90,8 кВ, отключение от АОСН ВЛ 110 кВ с суммарной нагрузкой 168 МВт. Восстановление величины напряжения в РУ 110 кВ ПС 500 кВ Старый Оскол выше аварийно допустимой - 101,9 кВ (схема 271).

ГАРАНТ:

Текст схемы 271 не приводится

При температуре +5°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 272).

ГАРАНТ:

Текст схемы 272 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 273).

ГАРАНТ:

Текст схемы 273 не приводится

5.13.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре -24°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 28,1 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (1,2 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (2,4 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 274).

ГАРАНТ:

Текст схемы 274 не приводится

При температуре +5°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 25,9 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (1,1 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (2,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 275).

ГАРАНТ:

Текст схемы 275 не приводится

5.14. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для зимних минимальных нагрузок 2024 года

5.14.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре -24°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 276).

ГАРАНТ:

Текст схемы 276 не приводится

При температуре +5°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 277).

ГАРАНТ:

Текст схемы 277 не приводится

5.14.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре -24°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 278).

ГАРАНТ:

Текст схемы 278 не приводится

При температуре +5°C:

На ПС 110 кВ Малиновка, Борисовка, Томаровка снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 279).

ГАРАНТ:

Текст схемы 279 не приводится

5.14.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре -24°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 280).

ГАРАНТ:

Текст схемы 280 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 281).

ГАРАНТ:

Текст схемы 281 не приводится

При температуре +5°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 282).

ГАРАНТ:

Текст схемы 282 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 283).

ГАРАНТ:

Текст схемы 283 не приводится

5.14.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре -24°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 23,8 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,6 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,3 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 284).

ГАРАНТ:

Текст схемы 284 не приводится

При температуре +5°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 21,9 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,6 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 285).

ГАРАНТ:

Текст схемы 285 не приводится

5.15. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для летних максимальных нагрузок 2024 года

5.15.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре +30 °C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 286) составляет 473 А - 129 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (7,2 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,3 МВт), с ПС 110 кВ Ракитное на ПС 110 кВ Рудник (3,7 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 287) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 364 А - 99 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 286, 287 не приводится

При температуре +20°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 288) составляет 443 А - 108 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (3,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 289) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 408 А 100 - процентов).

ГАРАНТ:

Текст схемы 288 не приводится

5.15.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре +30°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 290).

ГАРАНТ:

Текст схемы 290 не приводится

При температуре +20°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 291).

ГАРАНТ:

Текст схемы 291 не приводится

5.15.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +30°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 106 процентов от номинала (схема 292).

ГАРАНТ:

Текст схемы 292 не приводится

Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь в размере 44,1 МВт, а также включение в аварийной схеме БСК-1 на ПС 330 кВ Губкин изменили токовую загрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна - 99 процентов от номинала (схема 293).

ГАРАНТ:

Текст схемы 293 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 106 процентов от номинала (схема 294).

ГАРАНТ:

Текст схемы 294 не приводится

Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь в размере 44,1 МВт, а также включение в аварийной схеме БСК-1 на ПС 330 кВ Губкин изменили токовую загрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна - 99 процентов от номинала (схема 295).

ГАРАНТ:

Текст схемы 295 не приводится

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 296).

ГАРАНТ:

Текст схемы 296 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 297).

ГАРАНТ:

Текст схемы 297 не приводится

5.15.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +30°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 23,3 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,8 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,3 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 298).

ГАРАНТ:

Текст схемы 298 не приводится

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 22 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,8 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 299).

ГАРАНТ:

Текст схемы 299 не приводится

5.15.5. В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ Новый Оскол - Верхняя Покровка составляет 155 процентов (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 278 А (провод)). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Верхняя Покровка - Красногвардейское составляет 149 процентов (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 320 А (ПС 110 кВ Верхняя Покровка - ТТ)). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Алексеевка - Красногвардейское составляет 114 процентов (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 473 А (ПС 110 кВ Алексеевка - ошиновка; ПС 110 кВ Красногвардейское - ошиновка; провод)). Напряжение в сети 110 кВ ниже аварийно допустимого (схема 300). С учетом применения в двойной ремонтной схеме (в ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская) мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Волоконовка на ПС 110 кВ Оросительная (2,7 МВт), с ПС 110 кВ Максимовка на ПС 110 кВ Шебекино (2,9 МВт), с ПС 110 кВ Новый Оскол на ПС 110 кВ Короча (2,7 МВт), ПС 110 кВ Шебекино (1,1 МВт), с ПС 110 кВ Чернянка на ПС 110 кВ Архангельское (2,9 МВт)) параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 301).

ГАРАНТ:

Текст схем 300, 301 не приводится

5.15.6. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск - районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 22 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,8 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 302).

ГАРАНТ:

Текст схемы 302 не приводится

5.15.7. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 303).

ГАРАНТ:

Текст схемы 303 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 304).

ГАРАНТ:

Текст схемы 304 не приводится

5.15.8. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 305).

ГАРАНТ:

Текст схемы 305 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 306).

ГАРАНТ:

Текст схемы 306 не приводится

5.15.9. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 307).

ГАРАНТ:

Текст схемы 307 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 308).

ГАРАНТ:

Текст схемы 308 не приводится

5.15.10. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 309).

ГАРАНТ:

Текст схемы 308 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 310).

ГАРАНТ:

Текст схемы 310 не приводится

5.15.11. В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 311).

ГАРАНТ:

Текст схемы 311 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 312).

ГАРАНТ:

Текст схемы 312 не приводится

5.15.12. В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 313).

ГАРАНТ:

Текст схемы 313 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь составила соответственно 126 процентов, 125 процентов (схема 314). Включение в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками приводит параметры электроэнергетического режима в область допустимых значений (схема 315).

ГАРАНТ:

Текст схем 314, 315 не приводится

5.16. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для летних минимальных нагрузок 2024 года

5.16.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 316).

ГАРАНТ:

Текст схемы 316 не приводится

5.16.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 317).

ГАРАНТ:

Текст схемы 317 не приводится

5.16.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 318).

ГАРАНТ:

Текст схемы 318 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 319).

ГАРАНТ:

Текст схемы 319 не приводится

5.16.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 17,6 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,4 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (0,6 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 320).

ГАРАНТ:

Текст схемы 320 не приводится

5.16.5. В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 321).

ГАРАНТ:

Текст схемы 321 не приводится

5.16.6. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск - районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 17,6 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,4 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (0,6 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 322).

ГАРАНТ:

Текст схемы 322 не приводится

5.16.7. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 323).

ГАРАНТ:

Текст схемы 323 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 324).

ГАРАНТ:

Текст схемы 324 не приводится

5.16.8. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 325).

ГАРАНТ:

Текст схемы 325 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 326).

ГАРАНТ:

Текст схемы 326 не приводится

5.16.9. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 327).

ГАРАНТ:

Текст схемы 327 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 328).

ГАРАНТ:

Текст схемы 328 не приводится

5.16.10. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 329).

ГАРАНТ:

Текст схемы 329 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 330).

ГАРАНТ:

Текст схемы 330 не приводится

5.16.11. В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 331).

ГАРАНТ:

Текст схемы 331 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 332).

ГАРАНТ:

Текст схемы 332 не приводится

5.16.12. В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 333).

ГАРАНТ:

Текст схемы 333 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 334).

ГАРАНТ:

Текст схемы 334 не приводится

5.17. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для зимних максимальных нагрузок 2025 года

5.17.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре -24°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 335) составляет 597 А - 119 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,8 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (3,6 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,3 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1,7 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 336) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 500 А - 99 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 335, 336 не приводится

При температуре +5°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 337) составляет 536 А - 115 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,2 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (1,9 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 338) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 468 А - 100 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 337, 338 не приводится

5.17.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре -24°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 339).

ГАРАНТ:

Текст схемы 339 не приводится

При температуре +5°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 340).

ГАРАНТ:

Текст схемы 340 не приводится

5.17.3. В ремонте I СШ-500 кВ ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 кВ ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре -24°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В единичной ремонтной схеме на ПС 330 кВ Губкин включен БСК-1. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 341).

ГАРАНТ:

Текст схемы 341 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В единичной ремонтной схеме на ПС 330 кВ Губкин включен БСК-1. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 342).

ГАРАНТ:

Текст схемы 342 не приводится

При температуре +5 C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 343).

ГАРАНТ:

Текст схемы 343 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 344).

ГАРАНТ:

Текст схемы 344 не приводится

5.17.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре -24 °C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 28,4 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (1,2 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (2,4 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 345).

ГАРАНТ:

Текст схемы 345 не приводится

При температуре +5°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 26,1 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (1,1 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (2,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 346).

ГАРАНТ:

Текст схемы 346 не приводится

5.18. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для зимних минимальных нагрузок 2025 года

5.18.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре -24°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 347).

ГАРАНТ:

Текст схемы 347 не приводится

При температуре +5°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 348).

ГАРАНТ:

Текст схемы 348 не приводится

5.18.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре -24°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 349).

ГАРАНТ:

Текст схемы 349 не приводится

При температуре +5°C:

На ПС 110 кВ Малиновка, Грайворон, Борисовка, Томаровка снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 350).

ГАРАНТ:

Текст схемы 350 не приводится

5.18.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре -24°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 351).

ГАРАНТ:

Текст схемы 351 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 352).

ГАРАНТ:

Текст схемы 352 не приводится

При температуре +5 °C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 353).

ГАРАНТ:

Текст схемы 353 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 354).

ГАРАНТ:

Текст схемы 354 не приводится

5.18.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре -24°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 24 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,6 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,3 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 355).

ГАРАНТ:

Текст схемы 355 не приводится

При температуре +5 °C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 22,1 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,6 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 356).

ГАРАНТ:

Текст схемы 356 не приводится

5.19. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для летних максимальных нагрузок 2025 года

5.19.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре +30 °C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 357) составляет 481 А - 131 процент (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (7,3 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,3 МВт), с ПС 110 кВ Ракитное на ПС 110 кВ Рудник (3,7 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1 МВт), с ПС 110 кВ Красная Яруга на ПС 110 кВ Рудник (1,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 358) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 362 А - 99 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 357, 358 не приводится

При температуре +20°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 359) составляет 450 А - 110 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (3,8 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,3 МВТ)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 408 А - 100 процентов) (схема 360).

ГАРАНТ:

Текст схемы 359, 360 не приводится

5.19.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре +30°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 361).

ГАРАНТ:

Текст схемы 361 не приводится

При температуре +20°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 362).

ГАРАНТ:

Текст схемы 362 не приводится

5.19.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +30°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 110 процентов от номинала (схема 363).

ГАРАНТ:

Текст схемы 363 не приводится

Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь в размере 44,1 МВт, перевод нагрузки по сети 35 кВ с ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1,1 МВт), а также включение в аварийной схеме БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин изменили токовую загрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна 100 процентов от номинала (схема 364).

ГАРАНТ:

Текст схемы 364 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 109 процентов от номинала (схема 365).

ГАРАНТ:

Текст схемы 365 не приводится

Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь в размере 44,1 МВт, а также включение в аварийной схеме БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин изменили токовую загрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна 100 процентов от номинала (схема 366).

ГАРАНТ:

Текст схемы 366 не приводится

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 367).

ГАРАНТ:

Текст схемы 367 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 368).

ГАРАНТ:

Текст схемы 368 не приводится

5.19.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +30°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 23,4 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,8 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,3 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 369).

ГАРАНТ:

Текст схемы 369 не приводится

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 22,2 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,8 МВт), 1 секкции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 370).

ГАРАНТ:

Текст схемы 370 не приводится

5.19.5. В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме напряжение в сети 110 кВ ниже аварийно допустимого (расхождение режима). С учетом применения в двойной ремонтной схеме (в ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская) мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Волоконовка на ПС 110 кВ Оросительная (2,7 МВт), с ПС 110 кВ Максимовка на ПС 110 кВ Шебекино (2,9 МВт), с ПС 110 кВ Новый Оскол на ПС 110 кВ Короча (2,7 МВт), ПС 110 кВ Шебекино (1,1 МВт), с ПС 110 кВ Чернянка на ПС 110 кВ Архангельское (3 МВт), ПС 110 кВ Долгая Поляна (1,2 МВт)) параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 371).

ГАРАНТ:

Текст схемы 371 не приводится

5.19.6. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск - районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 22,2 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,8 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 372).

ГАРАНТ:

Текст схемы 372 не приводится

5.19.7. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 373).

ГАРАНТ:

Текст схемы 373 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 374).

ГАРАНТ:

Текст схемы 374 не приводится

5.19.8. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. В послеаварийном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 103 процента (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20°C составляет 635 А (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод)) (схема 375). Применение в двойной ремонтной схеме (в ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол) мероприятий по переводу нагрузки по сети 110 кВ (с ПС 500 кВ Старый Оскол на ПС 330 кВ Губкин (44,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 100 процентов) (схема 376).

ГАРАНТ:

Текст схем 375, 376 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. В послеаварийном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 103 процента (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20°C составляет 635 А (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод)) (схема 377). Применение в двойной ремонтной схеме (в ремонте IСШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол) мероприятий по переводу нагрузки по сети 110 кВ (с ПС 500 кВ Старый Оскол на ПС 330 кВ Губкин (44,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 99 процентов) (схема 378).

ГАРАНТ:

Текст схемы 377, 378 не приводится

5.19.9. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 379).

ГАРАНТ:

Текст схемы 379 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 380).

ГАРАНТ:

Текст схемы 380 не приводится

5.19.10. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 381).

ГАРАНТ:

Текст схемы 381 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 382).

ГАРАНТ:

Текст схемы 382 не приводится

5.19.11. В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 383).

ГАРАНТ:

Текст схемы 383 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 384).

ГАРАНТ:

Текст схемы 384 не приводится

5.19.12. В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 385).

ГАРАНТ:

Текст схемы 385 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь составила соответственно 130 процентов, 129 процентов (схема 386). Включение в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками приводит параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 387).

ГАРАНТ:

Текст схем 386, 387 не приводится

5.20. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для летних минимальных нагрузок 2025 года

5.20.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 388).

ГАРАНТ:

Текст схемы 388 не приводится

5.20.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 389).

ГАРАНТ:

Текст схемы 389 не приводится

5.20.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 390).

ГАРАНТ:

Текст схемы 390 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 391).

ГАРАНТ:

Текст схемы 391 не приводится

5.20.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 17,8 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,4 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (0,6 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 392).

ГАРАНТ:

Текст схемы 392 не приводится

5.20.5. В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 393).

ГАРАНТ:

Текст схемы 393 не приводится

5.20.6. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск - районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 17,7 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,4 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (0,6 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 394).

ГАРАНТ:

Текст схемы 394 не приводится

5.20.7. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 395).

ГАРАНТ:

Текст схемы 395 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 396).

ГАРАНТ:

Текст схемы 396 не приводится

5.20.8. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 397).

ГАРАНТ:

Текст схемы 397 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 398).

ГАРАНТ:

Текст схемы 398 не приводится

5.20.9. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 399).

ГАРАНТ:

Текст схемы 399 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 400).

ГАРАНТ:

Текст схемы 400 не приводится

5.20.10. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 401).

ГАРАНТ:

Текст схемы 401 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 402).

ГАРАНТ:

Текст схемы 402 не приводится

5.20.11. В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 403).

ГАРАНТ:

Текст схемы 403 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 404).

ГАРАНТ:

Текст схемы 404 не приводится

5.20.12. В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 405).

ГАРАНТ:

Текст схемы 405 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 406).

ГАРАНТ:

Текст схемы 406 не приводится

5.21. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для зимних максимальных нагрузок 2026 года

5.21.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре -24°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 407) составляет 610 А - 121 процент (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (8,1 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (3,6 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,4 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1,7 МВт), с ПС 110 кВ Ракитное на ПС 110 кВ Рудник (0,8 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 408) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 502 А - 100 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 407, 408 не приводится

При температуре +5°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 409) составляет 547 А - 117 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,3 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (3,3 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1,6 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 410) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 460 А - 98 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 409, 410 не приводится

5.21.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре -24°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 411).

ГАРАНТ:

Текст схемы 411 не приводится

При температуре +5°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 412).

ГАРАНТ:

Текст схемы 412 не приводится

5.21.3. В ремонте I СШ-500 кВ ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 кВ ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре -24°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В единичной ремонтной схеме на ПС 330 кВ Губкин включен БСК-1, БСК-2. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 413).

ГАРАНТ:

Текст схемы 413 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В единичной ремонтной схеме на ПС 330 кВ Губкин включен БСК-1, БСК-2. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 414).

ГАРАНТ:

Текст схемы 414 не приводится

При температуре +5°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 415).

ГАРАНТ:

Текст схемы 415 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 416).

ГАРАНТ:

Текст схемы 416 не приводится

5.21.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре -24°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 28,8 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (1,2 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (2,5 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 417).

ГАРАНТ:

Текст схемы 417 не приводится

При температуре +5°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 26,5 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (1,1 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (2,3 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 418).

ГАРАНТ:

Текст схемы 148 не приводится

5.22. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для зимних минимальных нагрузок 2026 года

5.22.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре -24°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 419).

ГАРАНТ:

Текст схемы 419 не приводится

При температуре +5°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 420).

ГАРАНТ:

Текст схемы 420 не приводится

5.22.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре -24°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 421).

ГАРАНТ:

Текст схемы 421 не приводится

При температуре +5°C:

На ПС 110 кВ Готня, Малиновка, Грайворон, Борисовка, Томаровка снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 422).

ГАРАНТ:

Текст схемы 422 не приводится

5.22.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре -24°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 423).

ГАРАНТ:

Текст схемы 423 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 424).

ГАРАНТ:

Текст схемы 424 не приводится

При температуре +5°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 425).

ГАРАНТ:

Текст схемы 425 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 426).

ГАРАНТ:

Текст схемы 426 не приводится

5.22.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре -24°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 24,4 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,7 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,3 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 427).

ГАРАНТ:

Текст схемы 427 не приводится

При температуре +5°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 22,4 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,6 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 428).

ГАРАНТ:

Текст схемы 428 не приводится

5.23. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для летних максимальных нагрузок 2026 года

5.23.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре +30°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 429) составляет 490 А - 131 процент (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (7,4 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,3 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,3 МВт), с ПС 110 кВ Ракитное на ПС 110 кВ Рудник (3,8 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1,5 МВт), с ПС 110 кВ Красная Яруга на ПС 110 кВ Рудник (1,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 430) в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 367 А - 100 процентов).

ГАРАНТ:

Текст схем 429, 430 не приводится

При температуре +20°C:

Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 (схема 431) составляет 458А - 112 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,5 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,3 МВТ)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 400 А - 98 процентов) (схема 432).

ГАРАНТ:

Текст схем 431, 432 не приводится

5.23.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре +30°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 433).

ГАРАНТ:

Текст схемы 433 не приводится

При температуре +20°C:

Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого (схема 434).

ГАРАНТ:

Текст схемы 434 не приводится

5.23.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +30°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 113 процентов от номинала (схема 435).

ГАРАНТ:

Текст схемы 435 не приводится

Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь в размере 44,1 МВт, по переводу нагрузки по сети 35 кВ от ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1,1 МВТ), от ПС 110 кВ Архангельское на ПС 110 кВ Верхняя Покровка (1,6 МВТ) и ПС 110 кВ Чернянка (1,6 МВТ), а также включение в аварийной схеме БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин изменили токовую загрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна 101 процент от номинала. В целях снижения токовой загрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна до номинала необходимо применение АОПО с объемом отключаемой мощности 1,5 МВт (схема 436).

ГАРАНТ:

Текст схемы 436 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 113 процентов от номинала (схема 437).

ГАРАНТ:

Текст схемы 437 не приводится

Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь в размере 44,1 МВт, по переводу нагрузки по сети 35 кВ от ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1,1 МВТ), от ПС 110 кВ Архангельское на ПС 110 кВ Верхняя Покровка (1,6 МВТ) и ПС 110 кВ Чернянка (1,6 МВТ), а также включение в аварийной схеме БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин изменили токовую загрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна 101 процент от номинала. В целях снижения токовой загрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна до номинала необходимо применение АОПО с объемом отключаемой мощности 1 МВт (схема 438).

ГАРАНТ:

Текст схемы 438 не приводится

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 439).

ГАРАНТ:

Текст схемы 439 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 440).

ГАРАНТ:

Текст схемы 440 не приводится

5.23.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +30°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 23,8 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,9 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,3 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 441).

ГАРАНТ:

Текст схемы 441 не приводится

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 22,5 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,8 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 442).

ГАРАНТ:

Текст схемы 442 не приводится

5.23.5. В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме напряжение в сети 110 кВ ниже аварийно допустимого (расхождение режима). С учетом применения в двойной ремонтной схеме (в ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская) мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Волоконовка на ПС 110 кВ Оросительная (2,7 МВт), с ПС 110 кВ Максимовка на ПС 110 кВ Шебекино (3 МВт), с ПС 110 кВ Новый Оскол на ПС 110 кВ Короча (2,7 МВт), ПС 110 кВ Шебекино (1,1 МВт), с ПС 110 кВ Чернянка на ПС 110 кВ Архангельское (3 МВт), ПС 110 кВ Долгая Поляна (1,2 МВт)) параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 443).

ГАРАНТ:

Текст схемы 443 не приводится

5.23.6. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск - районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 22,5 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,8 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (1,2 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 444).

ГАРАНТ:

Текст схемы 444 не приводится

5.23.7. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 445).

ГАРАНТ:

Текст схемы 445 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В послеаварийном режиме токовая загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 102 процента (не превышает допустимую аварийную перегрузку длительностью 24 часа при температуре наружного воздуха +20 °C) (схема 446).

ГАРАНТ:

Текст схемы 446 не приводится

5.23.8. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Белгород, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Фрунзенская. В послеаварийном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 104 процента (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 635 А (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод)) (схема 447). Применение в двойной ремонтной схеме (в ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол) мероприятий по переводу нагрузки по сети 110 кВ (с ПС 500 кВ Старый Оскол на ПС 330 кВ Губкин (44,1 МВт)), по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 100 процентов) (схема 448).

ГАРАНТ:

Текст схем 447, 448 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Белгород, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Фрунзенская. В послеаварийном режиме токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 104 процента (длительно допустимый ток ЛЭП при температуре наружного воздуха +20 °C составляет 635 А (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод)) (схема 449). Применение в двойной ремонтной схеме (в ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол) мероприятий по переводу нагрузки по сети 110 кВ (с ПС 500 кВ Старый Оскол на ПС 330 кВ Губкин (44,1 МВт)), по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 100 процентов) (схема 450).

ГАРАНТ:

Текст схем 449, 450 не приводится

5.23.9. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 451).

ГАРАНТ:

Текст схемы 451 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 452).

ГАРАНТ:

Текст схемы 452 не приводится

5.23.10. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 453).

ГАРАНТ:

Текст схемы 453 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 454).

ГАРАНТ:

Текст схемы 454 не приводится

5.23.11. В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 455).

ГАРАНТ:

Текст схемы 455 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 456).

ГАРАНТ:

Текст схемы 456 не приводится

5.23.12. В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 457).

ГАРАНТ:

Текст схемы 457 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь составила соответственно 133 процента, 132 процента (схема 458). Включение в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками приводит параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 459).

ГАРАНТ:

Текст схем 458, 459 не приводится

5.24. Режимы электрической сети 35 кВ и выше для летних минимальных нагрузок 2026 года

5.24.1. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 460).

ГАРАНТ:

Текст схемы 460 не приводится

5.24.2. В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 461).

ГАРАНТ:

Текст схемы 461 не приводится

5.24.3. В ремонте I СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ 500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 462).

ГАРАНТ:

Текст схемы 462 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 463).

ГАРАНТ:

Текст схемы 463 не приводится

5.24.4. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 18,1 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,4 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (0,6 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 464).

ГАРАНТ:

Текст схемы 464 не приводится

5.24.5. В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол

При температуре +20°C:

Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 465).

ГАРАНТ:

Текст схемы 465 не приводится

5.24.6. В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск - районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки

При температуре +20°C:

В послеаварийном режиме отключены потребители с суммарной нагрузкой 18 МВт. Действием АВР восстанавливается электроснабжение 2 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Никитовка (0,4 МВт), 1 секции шин 10 кВ ПС 35 кВ Уразово (0,6 МВт). Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 466).

ГАРАНТ:

Текст схемы 466 не приводится

5.24.7. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 467).

ГАРАНТ:

Текст схемы 467 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 468).

ГАРАНТ:

Текст схемы 468 не приводится

5.24.8. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 469).

ГАРАНТ:

Текст схемы 469 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 470).

ГАРАНТ:

Текст схемы 470 не приводится

5.24.9. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 471).

ГАРАНТ:

Текст схемы 471 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 472).

ГАРАНТ:

Текст схемы 472 не приводится

5.24.10. В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 473).

ГАРАНТ:

Текст схемы 473 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 474).

ГАРАНТ:

Текст схемы 474 не приводится

5.24.11. В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 475).

ГАРАНТ:

Текст схемы 475 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 476).

ГАРАНТ:

Текст схемы 476 не приводится

5.24.12. В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди

При температуре +20°C:

С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 477).

ГАРАНТ:

Текст схемы 477 не приводится

Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений (схема 478).

ГАРАНТ:

Текст схемы 478 не приводится

Таблица 5.1

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для зимних нагрузок 2021 года при температуре -24°C

N п/п	Режим	Зимний максимум (-24°C)	Зимний минимум (-24°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 112 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,6 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (0,7 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,3 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 100 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 131 процент и 124 процента. Токовая загрузка АТ-1 и АТ-2 ПС 330 кВ Губкин составляет 113 процентов Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 149 процентов и 142 процента	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 118 процентов и 113 процентов
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.2

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для зимних нагрузок 2021 года при температуре +5°C

N п/п	Режим	Зимний максимум (+5°C)	Зимний минимум (+5°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 109 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (4 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (0,7 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 99 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 117 процентов и 111 процентов Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 132 процента и 126 процентов	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 107 процентов
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.3

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для летних нагрузок 2021 года при температуре +30°C

N п/п	Режим	Летний максимум (+30°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 124 процента (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,6 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,3 МВт), с ПС 110 кВ Ракитное на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 99 процентов)
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 113 процентов. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 112 процентов и 107 процентов. С учетом применения в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь (44,1 МВт), по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1 МВт), с ПС 110 кВ Архангельское на ПС 110 кВ Верхняя Покровка (1,5 МВт) и ПС 110 кВ Чернянка (1,5 МВт)), а также включения в послеаварийной схеме БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 101 процент. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 106 процентов и 101 процент. В целях снижения токовой загрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна необходимо применение АОПО с объемом отключаемой мощности 1,5 МВт. Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 114 процентов, ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол-1 с отпайкой на ПС Журавлики - 105 процентов. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 127 процентов и 121 процент. С учетом применения в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь (44,1 МВт), по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1 МВт), с ПС 110 кВ Архангельское на ПС 110 кВ Верхняя Покровка (1,5 МВт) и ПС 110 кВ Чернянка (1,5 МВт)), а также включения в послеаварийной схеме БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин и включения в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 101 процент, ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол-1 с отпайкой на ПС Журавлики - 78 процентов. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 106 процентов и 101 процент. В целях снижения токовой загрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна необходимо применение АОПО с объемом отключаемой мощности 1,5 МВт
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.4

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для летних нагрузок 2021 года при температуре +20°C

N п/п	Режим	Летний максимум (+20°C)	Летний минимум (+20°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 104 процента (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (3,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 96 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 118 процентов и 113 процентов	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
5	В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Новый Оскол - Верхняя Покровка составляет 140 процентов (провод). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Верхняя Покровка - Красногвардейское составляет 134 процента (ПС 110 кВ Верхняя Покровка - ТТ). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Алексеевка - Красногвардейское составляет 103 процента (ПС 110 кВ Алексеевка - ошиновка; ПС 110 кВ Красногвардейское - ошиновка; провод). Напряжение в сети 110 кВ ниже аварийно допустимого. С учетом применения в двойной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Волоконовка на ПС 110 кВ Оросительная (2,6 МВт), с ПС 110 кВ Максимовка на ПС 110 кВ Шебекино (2,9 МВт), с ПС 110 кВ Новый Оскол на ПС 110 кВ Короча (2,6 МВт), ПС 110 кВ Шебекино (1,1 МВт), с ПС 110 кВ Чернянка на ПС 110 кВ Архангельское (2,9 МВт)) параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
6	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
7	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 141 процент. Токовая загрузка АТ-1 ПС 330 кВ Губкин составляет 104 процента. Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Губкин составляет 103 процента. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 104 процента (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод). Для ликвидации перегрузки указанного оборудования в послеаварийном режиме необходим превентивный ввод ГВО в Северном энергорайоне в объеме 170 МВт Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 184 процента. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол-1 с отпайкой на ПС Журавлики составляет 109 процентов (ПС 110 кВ Старый Оскол-1 - ошиновка; провод). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 109 процентов (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Губкин - Пушкарная с отпайками составляет 108 процентов (провод) Для ликвидации перегрузки указанного оборудования в послеаварийном режиме необходим превентивный ввод ГВО в Северном энергорайоне в объеме 225 МВт	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 106 процентов Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 136 процентов
8	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Белгород, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Фрунзенская. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 103 процента (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод). Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 101 процент. Применение в двойной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 110 кВ (с ПС 500 кВ Старый Оскол на ПС 330 кВ Губкин (44,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 100 процентов). Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 101 процент. Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Белгород, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Фрунзенская. Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 114 процентов. Токовая загрузка АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет 109 процентов. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 103 процента (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод). Применение в двойной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 110 кВ (с ПС 500 кВ Старый Оскол на ПС 330 кВ Губкин (44,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 100 процентов). Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 111 процентов. Токовая загрузка АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет 106 процентов	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
9	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 106 процентов. Токовая загрузка АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет 101 процент Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 122 процента. Токовая загрузка АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет 116 процентов. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол-1 с отпайкой на ПС Журавлики составляет 104 процента (ПС 110 кВ Старый Оскол-1 - ошиновка; провод). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Губкин - Пушкарная с отпайками составляет 102 процента (провод). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 100 процентов (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод). Применение в двойной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 110 кВ (с ПС 500 кВ Старый Оскол на ПС 330 кВ Губкин (44,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол-1 с отпайкой на ПС Журавлики (токовая загрузка составляет 87 процентов), ВЛ 110 кВ Губкин - Пушкарная с отпайками (токовая загрузка составляет 85 процентов), ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна (токовая загрузка составляет 95 процентов) в послеаварийном режиме. Токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 119 процентов. Токовая загрузка АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет 113 процентов	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
10	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 119 процентов и 113 процентов Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Губкин - Пушкарная с отпайками составляет 107 процентов, ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол-1 с отпайкой на ПС Журавлики - 113 процентов. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 133 процента и 126 процентов. С учетом включения в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Токовая загрузка АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 119 процентов и 113 процентов.	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
11	В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 138 процентов. В послеаварийном режиме токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 210 процентов. С учетом включения в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 107 процентов. В послеаварийном режиме токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 156 процентов. С учетом включения в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
12	В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь составляет соответственно 104 процента и 102 процента. С учетом включения в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.5

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для зимних нагрузок 2022 года при температуре -24°C

N п/п	Режим	Зимний максимум (-24°C)	Зимний минимум (-24°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 114 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,6 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (2,0 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,3 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 99 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-1 и АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 108 процентов Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-1, АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 117 процентов, 117 процентов и 112 процентов	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.6

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для зимних нагрузок 2022 года при температуре +5°C

N п/п	Режим	Зимний максимум (+5°C)	Зимний минимум (+5°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 110 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (4,1 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (0,7 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 97 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.7

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для летних нагрузок 2022 года при температуре +30°C

N п/п	Режим	Летний максимум (+30°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 126 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (7,0 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,3 МВт), с ПС 110 кВ Ракитное на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 99 процентов)
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого
3	В ремонте IСШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение IIСШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 108 процентов. С учетом применения в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь (44,1 МВт), по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1,1 МВт), с ПС 110 кВ Архангельское на ПС 110 кВ Верхняя Покровка (1,5 МВт) и ПС 110 кВ Чернянка (1,5 МВт)), а также включения в послеаварийной схеме БСК-1 на ПС 330 кВ Губкин токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 99 процентов Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 108 процентов. С учетом применения в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь (44,1 МВт), по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1,1 МВт), с ПС 110 кВ Архангельское на ПС 110 кВ Верхняя Покровка (1,5 МВт) и ПС 110 кВ Чернянка (1,5 МВт)), а также включения в послеаварийной схеме БСК-1 на ПС 330 кВ Губкин токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 98 процентов
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.8

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для летних нагрузок 2022 года при температуре +20°C

N п/п	Режим	Летний максимум (+20°C)	Летний минимум (+20°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 106 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (3,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 97 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
5	В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Новый Оскол - Верхняя Покровка составляет 144 процента (провод). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Верхняя Покровка - Красногвардейское составляет 138 процентов (ПС 110 кВ Верхняя Покровка - ТТ). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Алексеевка - Красногвардейское составляет 106 процентов (ПС 110 кВ Алексеевка - ошиновка; ПС 110 кВ Красногвардейское - ошиновка; провод). Напряжение в сети 110 кВ ниже аварийно допустимого. С учетом применения в двойной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Волоконовка на ПС 110 кВ Оросительная (2,6 МВт), с ПС 110 кВ Максимовка на ПС 110 кВ Шебекино (2,9 МВт), с ПС 110 кВ Новый Оскол на ПС 110 кВ Короча (2,7 МВт), ПС 110 кВ Шебекино (1,1 МВт), с ПС 110 кВ Чернянка на ПС 110 кВ Архангельское (2,9 МВт)) параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
6	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
7	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Токовая загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 107 процентов Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 129 процентов	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
8	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Белгород, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
9	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
10	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
11	В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-1 и АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 118 процентов. С учетом включения в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
12	В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь составляет соответственно 123 процента и 121 процент. С учетом включения в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.9

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для зимних нагрузок 2023 года при температуре -24°C

N п/п	Режим	Зимний максимум (-24°C)	Зимний минимум (-24°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 114 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,6 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (2,0 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,3 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 99 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-1 и АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 109 процентов Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-1, АТ-2 и АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди составляет соответственно 118 процентов, 118 процентов и 113 процентов	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.10

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для зимних нагрузок 2023 года при температуре +5°C

N п/п	Режим	Зимний максимум (+5°C)	Зимний минимум (+5°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 110 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,1 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (0,7 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 98 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.11

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для летних нагрузок 2023 года при температуре +30°C

N п/п	Режим	Летний максимум (+30°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 126 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (7,2 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,3 МВт), с ПС 110 кВ Ракитное на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 99 процентов)
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого
3	В ремонте IСШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение IIСШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 108 процентов. С учетом применения в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь (44,1 МВт), а также включения в послеаварийной схеме БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 99 процентов Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 108 процентов. С учетом применения в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь (44,1 МВт), а также включения в послеаварийной схеме БСК-1 БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 99 процентов
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.12

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для летних нагрузок 2023 года при температуре +20°C

N п/п	Режим	Летний максимум (+20°C)	Летний минимум (+20°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 106 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (3,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 97 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
5	В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Новый Оскол - Верхняя Покровка составляет 145 процентов (провод). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Верхняя Покровка - Красногвардейское составляет 139 процентов (ПС 110 кВ Верхняя Покровка - ТТ). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Алексеевка - Красногвардейское составляет 107 процентов (ПС 110 кВ Алексеевка - ошиновка; ПС 110 кВ Красногвардейское - ошиновка; провод). Напряжение в сети 110 кВ ниже аварийно допустимого. С учетом применения в двойной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Волоконовка на ПС 110 кВ Оросительная (2,6 МВт), с ПС 110 кВ Максимовка на ПС 110 кВ Шебекино (2,9 МВт), с ПС 110 кВ Новый Оскол на ПС 110 кВ Короча (2,7 МВт), ПС 110 кВ Шебекино (1,1 МВт), с ПС 110 кВ Чернянка на ПС 110 кВ Архангельское (2,9 МВт)) параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
6	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск - районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
7	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Токовая загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 108 процентов Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 129 процентов	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
8	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Белгород, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Фрунзенская. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Белгород, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
9	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
10	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
11	В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-1 и АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 118 процентов. С учетом включения в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений.	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
12	В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь составляет соответственно 123 процента и 122 процента. С учетом включения в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.13

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для зимних нагрузок 2024 года при температуре -24°C

N п/п	Режим	Зимний максимум (-24°C)	Зимний минимум (-24°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 117 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,7 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (3,5 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,3 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1,7 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 98 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. С учетом применения в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь (44,1 МВт), а также включения БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин напряжение на ПС 500 кВ Старый Оскол в послеаварийном режиме составляет 91 кВ. Отключение от АОСН ВЛ 110 кВ с суммарной нагрузкой 168 МВт. Восстановление напряжения на ПС 500 кВ Старый Оскол выше аварийно допустимого Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. С учетом применения в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь (44,1 МВт), а также включения БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин напряжение на ПС 500 кВ Старый Оскол в послеаварийном режиме составляет 90,8 кВ. Отключение от АОСН ВЛ 110 кВ с суммарной нагрузкой 168 МВт. Восстановление напряжения на ПС 500 кВ Старый Оскол выше аварийно допустимого	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.14

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для зимних нагрузок 2024 года при температуре +5°C

N п/п	Режим	Зимний максимум (+5°C)	Зимний минимум (+5°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 110 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,2 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (1,9 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 99 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.15

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для летних нагрузок 2024 года при температуре +30°C

N п/п	Режим	Летний максимум (+30°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 129 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (7,2 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,3 МВт), с ПС 110 кВ Ракитное на ПС 110 кВ Рудник (3,7 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 99 процентов)
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 106 процентов. С учетом применения в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь (44,1 МВт), а также включения в послеаварийной схеме БСК-1 на ПС 330 кВ Губкин токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 99 процентов Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 106 процентов. С учетом применения в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь (44,1 МВт), а также включения в послеаварийной схеме БСК-1 на ПС 330 кВ Губкин токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 99 процентов
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.16

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для летних нагрузок 2024 года при температуре +20°C

N п/п	Режим	Летний максимум (+20°C)	Летний минимум (+20°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 108 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (3,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 100 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
5	В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Новый Оскол - Верхняя Покровка составляет 155 процентов (провод). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Верхняя Покровка - Красногвардейское составляет 149 процентов (ПС 110 кВ Верхняя Покровка - ТТ). Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Алексеевка - Красногвардейское составляет 114 процентов (ПС 110 кВ Алексеевка - ошиновка; ПС 110 кВ Красногвардейское - ошиновка; провод). Напряжение в сети 110 кВ ниже аварийно допустимого. С учетом применения в двойной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Волоконовка на ПС 110 кВ Оросительная (2,7 МВт), с ПС 110 кВ Максимовка на ПС 110 кВ Шебекино (2,9 МВт), с ПС 110 кВ Новый Оскол на ПС 110 кВ Короча (2,7 МВт), ПС 110 кВ Шебекино (1,1 МВт), с ПС 110 кВ Чернянка на ПС 110 кВ Архангельское (2,9 МВт)) параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
6	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
7	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
8	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
9	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
10	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
11	В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
12	В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь составляет соответственно 126 процентов и 125 процентов. С учетом включения в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.17

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для зимних нагрузок 2025 года при температуре -24°C

N п/п	Режим	Зимний максимум (-24°C)	Зимний минимум (-24°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 119 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,8 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (3,6 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,3 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1,7 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 99 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включена в работу БСК-1 на ПС 330 кВ Губкин. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включена в работу БСК-1 на ПС 330 кВ Губкин. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.18

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для зимних нагрузок 2025 года при температуре +5°C

N п/п	Режим	Зимний максимум (+5°C)	Зимний минимум (+5°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 115 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,2 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (1,9 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 100 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.19

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для летних нагрузок 2025 года при температуре +30°C

N п/п	Режим	Летний максимум (+30°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 131 процент (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (7,3 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,3 МВт), с ПС 110 кВ Ракитное на ПС 110 кВ Рудник (3,7 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1 МВт), с ПС 110 кВ Красная Яруга на ПС 110 кВ Рудник (1,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 99 процентов)
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 110 процентов. С учетом применения в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь (44,1 МВт), по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1,1 МВт)), а также включения в послеаварийной схеме БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 100 процентов Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 109 процентов. С учетом применения в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь (44,1 МВт), а также включения в послеаварийной схеме БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 100 процентов
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.20

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для летних нагрузок 2025 года при температуре +20°C

N п/п	Режим	Летний максимум (+20°C)	Летний минимум (+20°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 110 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (3,8 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,3 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 100 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
5	В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол	Напряжение в сети 110 кВ ниже аварийно допустимого (расхождение режима). С учетом применения в двойной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Волоконовка на ПС 110 кВ Оросительная (2,7 МВт), с ПС 110 кВ Максимовка на ПС 110 кВ Шебекино (2,9 МВт), с ПС 110 кВ Новый Оскол на ПС 110 кВ Короча (2,7 МВт), ПС 110 кВ Шебекино (1,1 МВт), с ПС 110 кВ Чернянка на ПС 110 кВ Архангельское (3 МВт), ПС 110 кВ Долгая Поляна (1,2 МВт)) параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
6	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
7	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
8	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 103 процента (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод). Применение в двойной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 110 кВ (с ПС 500 кВ Старый Оскол на ПС 330 кВ Губкин (44,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 100 процентов) Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 103 процента (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод). Применение в двойной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 110 кВ (с ПС 500 кВ Старый Оскол на ПС 330 кВ Губкин (44,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 99 процентов)	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
9	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
10	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
11	В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
12	В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь составляет соответственно 130 процентов и 129 процентов. С учетом включения в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.21

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для зимних нагрузок 2026 года при температуре -24°C

N п/п	Режим	Зимний максимум (-24°C)	Зимний минимум (-24°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 121 процент (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (8,1 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (3,6 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,4 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1,7 МВт), с ПС 110 кВ Ракитное на ПС 110 кВ Рудник (0,8 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 100 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.22

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для зимних нагрузок 2026 года при температуре +5°C

N п/п	Режим	Зимний максимум (+5°C)	Зимний минимум (+5°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 117 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,3 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (3,3 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,5 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1,6 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 98 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.23

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для летних нагрузок 2026 года при температуре +30°C

N п/п	Режим	Летний максимум (+30°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 131 процент (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (7,4 МВт), с ПС 110 кВ Малиновка на ПС 110 кВ Рудник (2,2 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,3 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,3 МВт), с ПС 110 кВ Ракитное на ПС 110 кВ Рудник (3,8 МВт), с ПС 110 кВ Борисовка на ПС 110 кВ Долбино (1,5 МВт), с ПС 110 кВ Красная Яруга на ПС 110 кВ Рудник (1,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 100 процентов)
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 113 процентов. С учетом применения в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь (44,1 МВт), по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1,1 МВт), с ПС 110 кВ Архангельское на ПС 110 кВ Верхняя Покровка (1,6 МВт) и ПС 110 кВ Чернянка (1,6 МВт)), а также включения в послеаварийной схеме БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 101 процент. В целях снижения токовой загрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна необходимо применение АОПО с объемом отключаемой мощности 1,5 МВт Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 113 процентов. С учетом применения в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремонтный завод II цепь на ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК I цепь, ВЛ 110 кВ Губкин - Стойленский ГОК II цепь (44,1 МВт), по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1,1 МВт), с ПС 110 кВ Архангельское на ПС 110 кВ Верхняя Покровка (1,6 МВт) и ПС 110 кВ Чернянка (1,6 МВт)), а также включения в послеаварийной схеме БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 101 процент. В целях снижения токовой загрузки ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна необходимо применение АОПО с объемом отключаемой мощности 1 МВт
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Таблица 5.24

Послеаварийные режимы в сети 35 кВ и выше для летних нагрузок 2026 года при температуре +20°C

N п/п	Режим	Летний максимум (+20°C)	Летний минимум (+20°C)
1	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня	Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 составляет 112 процентов (провод). Применение в единичной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Томаровка на ПС 110 кВ Черемошное (6,5 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Александровка (2,1 МВт), с ПС 110 кВ Ивня на ПС 110 кВ Рудник (0,3 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 98 процентов)	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
2	В ремонте ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2	Снижение напряжения ниже уставки, работа АОСН. Восстановление напряжения выше аварийно допустимого	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
3	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
4	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
5	В ремонте ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка, ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол	Напряжение в сети 110 кВ ниже аварийно допустимого (расхождение режима). С учетом применения в двойной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Волоконовка на ПС 110 кВ Оросительная (2,7 МВт), с ПС 110 кВ Максимовка на ПС 110 кВ Шебекино (3 МВт), с ПС 110 кВ Новый Оскол на ПС 110 кВ Короча (2,7 МВт), ПС 110 кВ Шебекино (1,1 МВт), с ПС 110 кВ Чернянка на ПС 110 кВ Архангельское (3 МВт), ПС 110 кВ Долгая Поляна (1,2 МВт)) параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
6	В ремонте АТ-1 ПС 330 кВ Валуйки, ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск районная I цепь, аварийное отключение АТ-3 ПС 330 кВ Валуйки	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
7	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 330 кВ Лебеди составляет 102 процента	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
8	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Белгород, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Фрунзенская. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 104 процента (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод). Применение в двойной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 110 кВ (с ПС 500 кВ Старый Оскол на ПС 330 кВ Губкин (44,1 МВт)), по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 100 процентов) Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. В ремонтной схеме включены в работу БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Белгород, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Губкин, БСК-1, БСК-2 на ПС 330 кВ Фрунзенская. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна составляет 104 процента (ПС 110 кВ Голофеевка - ошиновка; провод). Применение в двойной ремонтной схеме мероприятий по переводу нагрузки по сети 110 кВ (с ПС 500 кВ Старый Оскол на ПС 330 кВ Губкин (44,1 МВт)), по сети 35 кВ (с ПС 110 кВ Долгая Поляна на ПС 110 кВ Чернянка (1,1 МВт)) позволяет устранить перегрузку ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна в послеаварийном режиме (токовая загрузка составляет 100 процентов)	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
9	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
10	В ремонте I СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна, аварийное отключение II СШ-500 ПС 500 кВ Старый Оскол	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
11	В ремонте АТ-3 ПС 330 кВ Лебеди, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений
12	В ремонте ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди, ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди, аварийное отключение ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 I цепь, ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП-7 II цепь составляет соответственно 133 процента и 132 процента. С учетом включения в транзит ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений	С учетом замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений Без учета замкнутого состояния ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 I цепь с отпайкой на ПС 123, ВЛ 110 кВ Губкин - ГПП-7 II цепь с отпайками. Параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений

Вывод:

По результатам проведённых расчетов электроэнергетических режимов усиление электрической сети (новое строительство) в энергосистеме Белгородской области не требуется.

6. Анализ балансов реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше

В режимный день 16 декабря 2020 года потребление реактивной мощности в энергосистеме Белгородской области составило 698,81 МВАр. Фактическое соотношение потребления активной и реактивной мощности при этом составило 0,32.

В режимный день 17 июня 2020 года потребление реактивной мощности в энергосистеме Белгородской области составило 498,11 МВАр. Фактическое соотношение потребления активной и реактивной мощности при этом составило 0,25 и не превысило максимального значения, которое для сети 110 кВ составляет 0,5 11.

При компенсации реактивной мощности в распределительной сети напряжением 10(6) - 0,4 кВ у конечных потребителей (в энергосистеме Белгородской области это в основном крупные сельскохозяйственные предприятия свиноводства, птицеводства и производства комбикормов) необходимость устанавливать устройства компенсации реактивной мощности на шинах подстанций 110 кВ отсутствует.

Следует также отметить, что компенсация реактивной мощности у конечных потребителей сдерживается отсутствием утвержденной методики по расчету повышающих (понижающих) коэффициентов к тарифам на услуги по передаче электрической энергии в зависимости от соотношения потребления активной и реактивной мощности, так как действующие Методические указания применимы только к договорам на оказание услуг по передаче электрической энергии (договорам энергоснабжения) по единой национальной (общероссийской) электрической сети.

В 2020 году на двух подстанциях: ПС 330 кВ Белгород и на ПС 330 кВ Губкин было установлено четыре батареи статических конденсаторов на шинах 110 кВ мощностью 52 МВАр каждая.

7. Переход к интеллектуальным цифровым электрическим сетям

Цифровая интеллектуальная сеть - это сеть с высоким уровнем автоматизации управления технологическими процессами, оснащенная развитыми информационно-технологическими и управляющими системами и средствами, в которой все процессы информационного обмена между элементами ПС и ВЛ, информационного обмена с внешними системами, а также управления работой оборудования осуществляются в цифровом виде на основе протоколов МЭК.

Важная характеристика "цифровой" сети - возможность потребителя участвовать в управлении нагрузкой, взаимодействовать с разными сбытовыми компаниями с выбором оптимальных тарифных предложений, интегрировать в сеть собственные источники генерации и накопители электрической энергии. Данный функционал дает широкие возможности всем участникам энергетического рынка обеспечить эффективность передачи и потребления электроэнергии.

Электросетевые компании получают более широкие возможности по прогнозированию потребления, управлению потерями электроэнергии и наблюдаемости сетей.

Ключевые характеристики цифровой интеллектуальной (активно-адаптивной) сети:

- способность к самовосстановлению после сбоев в подаче электроэнергии;

- возможность активного участия в работе сети потребителей;

- устойчивость сети к физическому и кибернетическому вмешательству злоумышленников;

- обеспечение требуемого качества передаваемой электроэнергии;

- обеспечение синхронной работы источников генерации и узлов хранения электроэнергии;

- интеграция в сеть новых высокотехнологичных продуктов и предоставление новых электросетевых услуг на рынках, в частности для электротранспорта.

Активно-адаптивную сеть характеризует:

- гибкость. Сеть должна быть адаптирована под различные режимы работы поставщиков и потребителей электроэнергии;

- доступность. Сеть должна быть доступна для новых потребителей, причём в качестве новых подключений к сети могут выступать пользовательские генерирующие источники, в том числе возобновляемые источники электроэнергии;

- надёжность. Сеть должна гарантировать надежность поставки и качество электроэнергии в соответствии с требованиями нормативных документов;

- экономичность. Наибольшую ценность должны представлять инновационные технологии в построении интеллектуальной сети совместно с эффективным управлением и регулированием функционирования сети.

Ключевым фактором реализации цифровой интеллектуальной сети является платформенность решений и единых цифровых шин данных.

Одним из основных направлений развития цифровизации является повышение уровня автоматизации оперативно-технологического управления. Под оперативно-технологическим управлением (далее - ОТУ) электрическими сетями понимается совокупность мер по управлению технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электросетевого комплекса (ЭСК) компании, включающая выполнение на различных уровнях операционных и неоперационных функций в целях обеспечения:

- надежности электроснабжения и качества электроэнергии в соответствии с требованиями нормативных документов, технических регламентов и условий договоров оказания услуг по передаче;

- надлежащего качества и безопасности эксплуатации объектов электросетевого хозяйства;

- эффективной, с наименьшими техническими потерями, передачи электроэнергии по сетям.

Система ОТУ должна обеспечивать необходимый уровень наблюдаемости и управляемости ЭСК с целью эффективного управления как процессами функционирования электрических сетей, так и процессами их эксплуатационного обслуживания и развития. Основной при этом является автоматизация функции управления.

Одним из ключевых элементов цифровизации являются автоматизированные системы управления на подстанции. А в случае их отсутствия - отдельные технологические системы, обеспечивающие функции передачи информации на верхний уровень управления.

На ПС 220 кВ и 110 кВ, относящихся к транзитным, наиболее целесообразным является применение автоматизированных систем управления технологическими процессами (далее - АСУТП) в качестве единой интегрированной системы автоматизации, предназначенной для реализации функций оперативно-диспетчерского и технологического управления подстанцией. АСУТП подстанции должна являться объектом двойного назначения, с одной стороны - информационным ресурсом для внешних систем автоматизации различного назначения, с другой - АСУТП должна иметь самостоятельное значение для конкретной подстанции в плане повышения эффективности её функционирования за счёт таких факторов, как:

- повышение наблюдаемости сети: отображение состояния присоединений сети в режиме реального времени, обеспечение поддержки принятия решений оперативным персоналом;

- повышение общей надежности функционирования сети за счет мониторинга текущего состояния работы оборудования и режимов его работы;

- предотвращение возникновения технологических нарушений, в том числе вызванного ошибками персонала, и снижение ущербов;

- повышение производительности труда и снижение численности оперативного и эксплуатационного персонала;

- автоматизированное управление основным и вспомогательным оборудованием ПС, в том числе управление оперативными переключениями с удаленных пунктов управления.

Общие требования к АСУТП ПС:

1) открытая, масштабируемая и расширяемая архитектура с приоритетом решений на основе стандартов МЭК (в том числе МЭК 61850);

2) обеспечение информационного обмена с ЦУС по протоколам МЭК 60870-5-101/104, в дальнейшем - с поддержкой протокола МЭК 61850-10;

3) развитие аналитических и экспертных функций в АСУТП, позволяющих выделить в первичной информации сущность произошедшего события и оказать поддержку персоналу в нештатных ситуациях;

4) реализация функций контроля и управления отдельной единицей оборудования с минимальной зависимостью от состояния (в том числе отказов) других компонентов системы;

5) обеспечение единства и требуемой точности измерений параметров.

На тупиковых, отпаечных ПС 110 кВ, ПС 35 кВ должны применяться системы телемеханики с функциями контроля и управления в интересах ЦУС.

На ТП 6-20 кВ также должны реализовываться упрощенные системы телемеханики с функциями контроля и управления в интересах ДП РЭС.

Создание "цифровых" подстанций.

Одним из перспективных направлений развития современных систем контроля, защиты и управления на подстанциях ЭСК является создание "цифровых" ПС (ЦПС). Под ЦПС понимается подстанция с высоким уровнем автоматизации управления технологическими процессами, оснащенная развитыми информационно-технологическими и управляющими системами и средствами (АСУТП / ССПИ, АИИС КУЭ, РЗА, ПА, РАС, ОМП и др.), в которой все процессы информационного обмена между элементами ПС, а также управления работой ПС осуществляются в цифровом виде на основе протокола МЭК 61850. При этом и первичное силовое оборудование ЦПС, и компоненты информационно-технологических и управляющих систем должны быть функционально и конструктивно ориентированы на поддержку цифрового обмена данными. Также предпочтительным является взаимная интеграция всех или части вышеперечисленных систем.

Создание ЦПС должно осуществляться по двум основным направлениям:

- функционально-структурное развитие информационно-технологических и управляющих систем ПС, прежде всего интегрированных в АСУТП - повышение уровня автоматизации технологических процессов ПС;

- развитие информационных технологий, используемых во вторичных системах ПС, в качестве основных путей которого рассматривается обеспечение единства точек измерения для всех систем ПС посредством "оцифровки" аналоговой и дискретной информации в точках измерения и передачи полученных данных во вторичные системы ПС через цифровую коммуникационную среду ПС, а также рациональная организация информационных потоков на базе протоколов МЭК.

Требования к системам телемеханики и АСУТП "цифровых" сетей:

- для реализации функции телеизмерений в качестве источников информации допускается использование счетчиков АСКУЭ и щитовых приборов;

- АСУ ТП ПС должна строиться на базе SCADA-системы. Схема функционирования программно-аппаратных средств верхнего уровня АСУТП ПС выполняется на базе серверов / промышленных контроллеров с обеспечением горячего резервирования;

- локальная вычислительная сеть (ЛВС) АСУТП ПС должна быть резервируемой. Должна обеспечиваться автоматическая реконфигурация коммутаторов ЛВС АСУ ТП ПС при изменении топологии сети;

- интеграция оборудования и систем автоматизации в АСУТП ПС должна осуществляться по протоколам обмена, рекомендованным МЭК (ГОСТ Р МЭК 60870-5-101/103/104, МЭК 61850);

- не должно применяться избыточного резервного управления первичным оборудованием, включая телеуправление.

В составе АСУТП ПС должно быть предусмотрено оборудование доступа к сети сбора и передачи технологической информации (ССПТИ) - сети передачи данных закрытого типа с пакетной коммутацией на базе протокола межсетевого обмена IP не ниже версии 4, в составе резервируемого маршрутизатора и резервируемого коммутатора уровня распределения.

Протокол передачи телеинформации должен соответствовать протоколу МЭК 60850, но не хуже МЭК 61870-5-104.

7.1. Цифровизация электросетевого комплекса филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго"

Цель: создание эталонного электросетевого комплекса с применением цифровых технологий, обеспечивающего надежное электроснабжение потребителей Белгородской области, а также социально-экономическое развитие региона, снижение потерь электрической энергии, снижение издержек, улучшение показателей надежности энергосистемы.

Задачи программы:

- совершенствование процесса оперативно-технологического управления (далее - ОТУ), включая применение современных информационных систем, совершенствование каналов связи и передачи данных;

- повышение надёжности, обеспечение наблюдаемости и управляемости электрической сети 10(6) кВ, включая внедрение распределённой автоматизации, реконструкцию ВЛ 10(6) кВ с применением провода СИП, реконструкцию КЛ 10(6) кВ, находящихся в неудовлетворительном техническом состоянии, реконструкцию РП/ТП 10(6) кВ с доведением уровня наблюдаемости до 100 процентов;

- модернизация и расширение системы интеллектуального учёта электроэнергии, включая модернизацию систем учёта электроэнергии на ПС 35-110 кВ, в сети 0,4-10(6) кВ;

- повышение надёжности и управляемости питающих центров 35-110 кВ, включая комплексную или частичную реконструкцию ПС 35-110 кВ, применение технологий цифровая подстанция (далее - ЦПС);

- повышение надёжности электрической сети 0,4 кВ, включая повышение наблюдаемости, реконструкцию ВЛ 0,4 кВ с применением провода СИП, реконструкцию КЛ 0,4 кВ, находящихся в неудовлетворительном техническом состоянии.

7.2. Совершенствование процесса оперативно-технологического управления

Для обеспечения оперативно-диспетчерской связи в филиале организованы и функционируют 30 радиосетей оперативно-диспетчерской связи в 22 РЭС. 15 радиосетей в 14 РЭС построено с применением технологий цифровой радиосвязи. Программой предусмотрена модернизация сети оперативно-диспетчерской радиосвязи с применением технологий цифровой радиосвязи. Предусматривается установка 8 базовых станций с применением технологий цифровой радиосвязи. Данные мероприятия позволят повысить качество радиосвязи, расширить зоны покрытия, обеспечить радиосвязью диспетчеров ЦУС во всех районах области.

Модернизация телефонной сети оперативно-диспетчерской связи необходима в связи с наличием устаревшего оборудования. Устаревшее оборудование АТС не обеспечивает необходимое количество каналов связи и требуемую надежность. Программой предусмотрена замена 24 АТС.

Планируется оснащение бригад диагностики и ОВБ мобильными устройствами (планшетами) в количестве 126 штук.

Устройства позволят:

- осуществлять навигацию на местности;

- производить оперативный поиск энергообъектов и прокладывать маршруты;

- получать оперативную информацию от диспетчера;

- передавать оперативную информацию диспетчеру;

- хранить схемы энергообъектов и необходимую техническую документацию;

- фиксировать дефекты при выполнении диагностики энергообъектов.

Оснащение 779 единиц автотранспорта системой GPS/ГЛОНАС. Предварительная стоимость составит 11,902 млн рублей.

Создание единого центра управления сетями 0,4 - 110 кВ (далее - ЕЦУС).

7.3. Повышение надёжности, обеспечение наблюдаемости и управляемости электрической сети 10(6) кВ, включая внедрение распределённой автоматизации

Программой предусматривается создание пяти цифровых РЭС на базе Белгородских электрических сетей (далее - БЭС), Белгородского РЭС, Борисовского РЭС, Валуйского РЭС и Яковлевского РЭС.

Цифровая сеть - электрическая сеть, которая опирается на три ключевых критерия: сеть должна быть наблюдаема, дистанционно управляема с любой точки области, уметь автоматически отрабатывать большинство операций на всех уровнях напряжения.

В целях повышения надежности и создания цифровой сети филиала в рамках проекта "Цифровой регион" в 17 районах электрических сетей предусматривается реконструкция 173 ВЛ 6, 10 кВ с монтажом 240 реклоузеров, 194 управляемых разъединителей в комплекте с ИКЗ и 176 индикаторов короткого замыкания, 11 пунктов коммерческого учета 10 кВ (межрайонные связи). Строительство 15 кольцевых связей 10 кВ между ПС протяженностью 20,7 км.

Кроме того, предусматривается реконструкция 66 ячеек 6, 10 кВ на ПС 35-110 кВ и РП 6-10 кВ с заменой коммутационных аппаратов и устройств РЗА.

Программой предусмотрено оснащение устройствами телемеханики 2 608 ТП и РП.

7.4. Модернизация и расширение системы интеллектуального учёта, оснащение всех ТП 6(10)/0,4 кВ техническим учетом на вводах 0,4 кВ, оснащение потребителей интеллектуальными приборами учета

Программой предусмотрена установка ИИК на вводах 0,4 кВ ТП 10(6)/0,4 кВ с целью балансирования линий 0,4 кВ и выявления очагов сверхнормативных потерь в количестве 10 703 приборов учета.

Программой предусмотрено оснащение 28 282 точек поставки электроэнергии потребителям (юридических и физических лиц) интеллектуальными приборами учета. Выполнение данного мероприятия позволит снизить потери электроэнергии за счет повышения класса точности приборов учета, исключения возможности хищений путем вмешательства в работу прибора учета с целью искажения данных измерений.

Кроме того, оснащение интеллектуальными приборами учета потребителей в дальнейшем даст возможность создания новых сервисов на основе мобильного приложения (получать показания прибора учёта электроэнергии и иметь доступ к архиву данных о потреблении за предшествующие периоды).

7.5. Создание цифровой ПС 110/6 кВ Строитель

ПС 110/6 кВ Строитель введена в эксплуатацию в 1971 году. В нормальном режиме ПС 110/6 кВ Строитель запитана двумя отпайками от ВЛ 110 кВ Белгород - Рудник цепь 1 и от ВЛ 110 кВ Белгород - Рудник цепь 2. На ПС 110/6 кВ Строитель установлено два силовых трансформатора ТДН-15000/110/6, год выпуска - 1962 и 1968 соответственно.

Загрузка ПС 110/6 кВ Строитель в день зимнего контрольного замера составила 12,41 МВА.

Объем заявленной мощности, планируемой к присоединению в соответствии с действующими договорами технологического присоединения, составляет 1,023 МВт.

Целевая архитектура Цифровой ПС:

- централизованная система РЗА и ПА ЦПС с применением протоколов МЭК 61850 8-1 (GOOS, MMS сообщения).

Объем работ в рамках проекта "Цифровая ПС":

- сооружение нового распределительного устройства 110 кВ по типовой схеме 110-4Н "Два блока с выключателями и неавтоматизированной перемычкой со стороны линий";

- сооружение нового распределительного устройства 6 кВ по схеме 6-2 "Две рабочих, секционированных выключателями системами шин";

- установка двух силовых трансформаторов ТДТН-16000/110 с системой мониторинга основных параметров трансформатора;

- сооружение модульного здания ОПУ с новыми системами собственных нужд, оперативного постоянного тока, централизованной системы релейной защиты и автоматики ЦПС.

Целевая архитектура цифровой ПС 110/6 кВ Строитель:

На ПС 110/6 кВ Строитель реализуется централизованная системы РЗА и ПА цифровой подстанции, которая предусматривает:

Процессы архитектуры	Уровень поддержки МЭК 61850
Обмен между интеллектуальными электронными устройствами дискретными сигналами	GOOSE объектно-ориентированные сообщения МЭК 61850-8-1
Информационный обмен с АСУТП и верхним уровнем SCADA	MMS данные и команды МЭК 61850-8-1, МЭК 60870-5-104
Передача измерений токов и напряжений	По контрольным кабелям в аналоговом формате

На ПС 110/6 кВ Строитель предусматривается программно-технический комплекс централизованной защиты и управления в соответствии с протоколом МЭК 61850. Цифровая система управления подстанцией интегрирует в себе цифровые системы релейной защиты, телемеханики и учета электроэнергии с использованием стандарта МЭК 61850.

Проектом предусмотрено применение мультитросовой молниезащиты в соответствии с результатами НИОКР "Программно-аппаратный комплекс для защиты подстанций 35-110 кВ нового поколения от электромагнитных воздействий с применением мультитросовой молниезащиты".

Ожидаемый эффект от реализации проекта:

- уменьшение количества отключений на потребителя в год (SAIFI) - 0,00000053 шт.;

- уменьшение продолжительности отключений на потребителя в год (SAIFI) - 0,0000092 час.;

- снижение недоотпуска электроэнергии - 3820 кВт-час;

- снижение затрат на ТоИР;

- снижение затрат на оперативное обслуживание;

- снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии.

Проект реконструкции ПС 110/6 кВ Строитель направлен на техническое перевооружение существующей ПС с применением технологии цифровой подстанции.

__________________________

1 Белгородская область в цифрах. 2020: Крат. стат. сб./Белгородстат. - 2020. - 244 с.

2 По данным электронного ресурса "Системный оператор единой энергетической системы" (http://www.so-cdu.ru/index.php?id=agcy_belgorod).

3 По данным электронного ресурса АИС "Рынки электроэнергии и мощности" (http://ais.np-sr.ru/ru/iasen/index.htm).

4 Без учета выработки электроэнергии электростанциями, работающими изолированно от энергосистемы, и электростанциями на основе ВИЭ.

5 Без учёта электростанций мощностью менее 5 МВт, а также работающих изолированно от энергосистемы.

6 Без учёта электростанций мощностью менее 5 МВт, а также работающих изолированно от энергосистемы.

7 Данные с сайта https://www.mrsk-1.ru/customers/services/tp/inter_map/279/

8 Данные замеров за предшествующие 3 года (2018 - 2020 годы)

9 (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии

10 Данные на момент начала формирования СиПР Белгородской области на 2022 - 2026 годы

11 В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 23 июня 2015 года N 380 "О Порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии".