Распоряжение Губернатора Ленинградской области от 30 апреля 2021 г. N 507-рг "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Ленинградской области на 2021 - 2025 годы и признании утратившим силу распоряжения Губернатора Ленинградской области от 30 апреля 2020 года N 366-рг"

В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" и постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики":

1. Утвердить схему и программу развития электроэнергетики Ленинградской области на 2021 - 2025 годы.

2. Рекомендовать главам администраций муниципальных образований Ленинградской области учитывать схему и программу развития электроэнергетики Ленинградской области на 2021 - 2025 годы при разработке документов территориального планирования муниципальных образований Ленинградской области.

3. Администрации Губернатора и Правительства Ленинградской области опубликовать настоящее распоряжение на официальном сайте Администрации Ленинградской области в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет" в течение 10 рабочих дней со дня подписания.

4. Комитету по топливно-энергетическому комплексу Ленинградской области (далее - комитет) разместить настоящее распоряжение с приложениями на странице комитета на официальном сайте Администрации Ленинградской области в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет" в течение 10 рабочих дней со дня подписания.

5. Признать утратившим силу распоряжение Губернатора Ленинградской области от 30 апреля 2020 года N 366-рг "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Ленинградской области на 2020 - 2024 годы и признании утратившим силу распоряжения Губернатора Ленинградской области от 29 апреля 2019 года N 328-рг".

6. Контроль за исполнением распоряжения оставляю за собой.

Исполняющий обязанности Губернатора Ленинградской области Первый вице-губернатор Ленинградской области - руководитель Администрации Губернатора и Правительства Ленинградской области

И. Петров

Утверждена
распоряжением Губернатора
Ленинградской области
от 30 апреля 2021 г. N 507-рг

Схема и программа развития
электроэнергетики ленинградской области на 2021 - 2025 годы

Пояснительная записка

Том 1

Книга 1

Часть 1

Состав проектной документации

Номер п/п	Обозначение	Наименование	Примечания
1	Том 1 книга 1	Схема и программа развития электроэнергетики Ленинградской области на 2021 - 2025 годы. Пояснительная записка Часть 1 - Главы 1-9 Часть 2 - Глава 10 Часть 3 - Глава 11
2	Том 1 книга 2	Часть 1 - Приложения Н, П, Р (не приводятся) к ПЗ-Т1.1 Часть 2 - Приложения С, Т, У, Ф (не приводятся) к ПЗ-Т1.1 Часть 3 - Приложение II (не приводится) к ПЗ-Т1.1 Часть 4 - Приложение III (не приводится) к ПЗ-Т1.1
3	Том 1 книга 3	Схема и программа развития электроэнергетики Ленинградской области на 2021 - 2025 годы (в части теплоснабжения)

Введение

Настоящая работа выполнена в соответствии с Техническим заданием Комитета по топливно-энергетическому комплексу Правительства Ленинградской области (приложение А).

Задачей работы является разработка схемы и программы развития электроэнергетики Ленинградской области на 2021 - 2025 годы, которая включает в себя уточнение и обоснование оптимальных направлений развития электросетевых объектов 35 кВ и выше на территории Ленинградской области для обеспечения надежного функционирования, удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.

Основные направления, рассмотренные в работе:

анализ существующего состояния электроэнергетики Ленинградской области за прошедший пятилетний период;

перспективные уровни потребления электроэнергии и мощности на расчетный период до 2025 года;

развитие генерирующих мощностей на период до 2025 года;

электрические расчеты режимов работы сетей 35 кВ и выше;

расчеты токов короткого замыкания сетей 35 кВ и выше;

определение объемов строительства, реконструкции, расширения и технического перевооружения сетей 35 кВ и выше и ориентировочных капиталовложений.

выбор конфигурации и основных параметров сетей 35 кВ и выше на период до 2025 года, с учетом требований к надежности электроснабжения потребителей и качеству электроэнергии.

При выполнении работы использованы:

Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2020 - 2026 годы (утверждена приказом Минэнерго России от 30.06.2020 N 508);

Проект Схемы и Программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы (актуальная редакция проекта);

Отчеты АО "СО ЕЭС" о функционировании Единой энергетической системы России;

Предложения системного оператора по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, полученных на основе результатов использования перспективной расчетной модели для субъекта Российской Федерации, а также предложений сетевых организаций и органов исполнительной власти Ленинградской области по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Ленинградской области

Материалы технических служб ПАО "Россели Ленэнерго" и АО "ЛОЭСК" о существующем состоянии сетей 35-110 кВ, а также филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Северо-Запада о состоянии сетей 220 кВ и выше на 01.01.2021;

Схема электрических соединений сетей 35-110 кВ ПАО "Россети Ленэнерго" по состоянию на 01.01.2021;

Технические условия, выданные ПАО "Россети Ленэнерго", АО "ЛОЭСК" и МЭС Северо-Запада на присоединение потребителей к электрическим сетям 35 кВ и выше;

Заявки и обращения потребителей в энергоснабжающие организации на присоединение к электрическим сетям;

Сведения Комитета экономического развития и инвестиционной деятельности Правительства Ленинградской области;

Сведения Комитета по топливно-энергетическому комплексу Правительства Ленинградской области;

Сведения администраций муниципальных образований Ленинградской области, а также городских и сельских поселений.

Работа выполнена в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации N 823 от 17 октября 2009 г. "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики".

Работа выполнена в соответствии с требованиями "Правил технологического функционирования электроэнергетических систем", "Норм технологического проектирования ВЛ и ПС напряжением 35 кВ и выше", "Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем", "Руководящих указаний и нормативов по проектированию схем развития электрических сетей 110-0,38 кВ в сельской местности" (Москва, 1993 г.), ПУЭ (7 редакция).

В работе приняты за отчетный год - 2020 год, за расчётный срок - 2021 - 2025 годы.

В связи с тем, что энергетическая статистика формируется Росстатом в августе-сентябре года, следующего за отчётным, отдельные показатели приведены за 2019 год.

В работе Ленинградская область рассматривается в пределах ее административных границ.

"Схема и программа..." является информационной базой для составления ежегодных планов по проектированию и строительству электросетевых объектов, а также может служить исходным материалом для выдачи технических условий на присоединение потребителей к сетям энергосистемы, заданий на проектирование электросетевых объектов, при разработке схем автоматизации, телемеханизации и диспетчерского управления сетями, мероприятий по организации эксплуатации сетей, мероприятий по снижению потерь электроэнергии в сетях.

1 Общая характеристика региона

Ленинградская область является субъектом Российской Федерации и входит в состав Северо-Западного федерального округа. Общая площадь региона составляет 83,9 тыс. кв. км. Область граничит с Финляндией и Эстонией, а также с пятью субъектами Российской Федерации - Республикой Карелией, Вологодской, Новгородской, Псковской областями, городом федерального значения Санкт-Петербургом.

С запада на восток область протянулась на 500 км, а наибольшая протяжённость с севера на юг составляет 320 км.

Территория Ленинградской области с 07.05.2019 разграничена на 66 городских поселений и 121 сельских поселений, входящих в состав 17 муниципальных районов, а также Сосновоборский городской округ (не входящий в состав муниципального района). Всего в Ленинградской области 205 муниципальных образований.

Муниципальные районы Ленинградской области:

1 Бокситогорский район;

2 Волосовский район;

3 Волховский район;

4 Всеволожский район;

5 Выборгский район;

6 Гатчинский район;

7 Кингисеппский район;

8 Киришский район;

9 Кировский район;

10 Лодейнопольский район;

11 Ломоносовский район;

12 Лужский район;

13 Подпорожский район;

14 Приозерский район;

15 Сланцевский район;

16 Тихвинский район;

17 Тосненский район.

Крупнейшие города Ленинградской области: Гатчина, Выборг, Сосновый Бор, Всеволожск, Тихвин, Кириши.

Население Ленинградской области по данным Федеральной службы государственной статистики по Санкт-Петербургу и Ленинградской области на 01.01.2020 составляет 1875,9 тыс. человек (в том числе городское - 1260,3 тыс. человек, сельское - 615,6 тыс. человек).

Наибольшая плотность населения в районах прилегающих к Санкт-Петербургу, а наименьшая - восточные районы области. Средняя плотность населения на территории Ленинградской области 21 человек на квадратный километр.

Благодаря выгодному приграничному и приморскому положению, Ленинградская область является одним из крупнейших на Северо-Западе России транспортных коридоров.

По территории области проходят железные и автомобильные дороги, в том числе 10 федеральных автомобильных трасс, среди них: М10 "Россия", М-11 "скоростная автомобильная дорого Москва - Санкт-Петербург", А-181 "Скандинавия", А-180 "Нарва", Р-21 "Кола", Р-23 "Санкт-Петербург - Псков - Пустошка - Невель - граница с Республикой Белоруссия", А-118 КАД, А-120 Санкт-Петербургское южное полукольцо, А-121 "Сортавала", А-215 "Лодейное Поле - Вытегра - Прокшино - Плесецк - Брин-Наволок". Эксплуатационная длина железнодорожных путей общего пользования в области достигает 2549,8 км, большая часть из них электрифицирована; протяженность дорог с твердым покрытием общего пользования - 17784,8 км.

На территории области действуют четыре крупных морских порта - Усть-Луга, Приморск, Высоцк и Выборг.

По уровню и масштабам развития промышленного производства Ленинградская область занимает одно из ведущих мест в Северо-Западном федеральном округе. Доля промышленности в валовом региональном продукте Ленинградской области составляет 38,1%.

Структура отгруженной продукции промышленного производства в 2019 году:

Добыча полезных ископаемых - 1,1%;

Обрабатывающие производства - 84,6%;

Производство и распределение электроэнергии, газа и воды - 13.1%;

Водоснабжение и водоотведение, организация сбора и утилизации отходов - 1,2%.

Основные отрасли промышленности: машиностроение, автомобилестроение, судостроение, химическое производство, нефтехимия, агропромышленный комплекс, лесопереработка, целлюлозно-бумажное производство, алюминиевая промышленность, промышленность строительных материалов и др. Промышленность Ленинградской области составляют около 600 крупных и средних предприятий, часть из которых входит в число ведущих организаций России. Хозяйственную деятельность в сфере промышленного производства также осуществляют свыше двух тысяч малых предприятий.

Наиболее крупными предприятиями, действующими на территории Ленинградской области являются:

1. ООО "Промышленная группа "Фосфорит", Волховский филиал АО "Апатит" - предприятия химической промышленности;

2. АО "Тосненский механический завод", АО "Тихвинский вагоностроительный завод", ПАО "Выборгский судостроительный завод", ОАО "Ленинградский судостроительный завод "Пелла", АО "218 авиационный ремонтный завод" - производство транспортных средств и оборудования;

3. ООО "ПО "КИНЕФ" - производство нефтепродуктов;

4. АО "Сясьский ЦБК", ЗАО "Интернешнл Пейпер", АО "Илим Гофра", АО "КПАУФ ПЕТРОБОРД" - целлюлозно-бумажное производство.

2 Анализ существующего состояния электроэнергетики Ленинградской области за прошедший пятилетний период

2.1 Характеристика энергосистемы Ленинградской области, в том числе информация по генерирующим, электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим централизованное электроснабжение потребителей на территории Ленинградской области, а также электростанциям промышленных предприятий

Электроснабжение потребителей, расположенных на территории Ленинградской области, осуществляется энергосистемой г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области входит в состав Объединенной энергосистемы Северо-Запада (ОЭС Северо-Запада). Наряду с ней, в ОЭС Северо-Запада входят энергосистемы Мурманской, Новгородской, Псковской областей, Архангельской области и Ненецкого автономного округа, а также энергосистемы Республики Карелия и Республики Коми; с 2004 года в ОЭС Северо-Запада входит энергосистема Калининградской области. Режимом работы энергообъединения управляет Филиал АО "Системный оператор Единой энергетической системы" "Оперативное диспетчерское управление энергосистемы Северо-Запада" (далее Филиал АО "СО ЕЭС" ОДУ Северо-Запада).

Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области обслуживает потребителей Санкт-Петербурга и Ленинградской области и является самой крупной из энергосистем, входящих в ОЭС Северо-Запада.

Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области, объединяющая электростанции и электрические сети, находится в оперативно-диспетчерском управлении Филиала АО "СО ЕЭС" Региональное диспетчерское управление энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области (далее Ленинградское РДУ).

В настоящее время на территории Ленинградской области осуществляют свою деятельность следующие субъекты электроэнергетики:

Компании, осуществляющие производство электроэнергии:

ПАО "Территориальная генерирующая компания N 1", филиал "Невский" (далее ПАО "ТГК-1");

ПАО "Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" (далее ПАО "ОГК-2");

АО "Концерн Росэнергоатом";

АО "ГТ Энерго";

Электростанции промышленных предприятий. К электростанциям промышленных предприятий относятся:

ТЭЦ АО "РУСАЛ Бокситогорск";

ТЭЦ ООО "Пикалевский глиноземный завод" (далее ООО "ПГЛЗ");

ТЭЦ ООО "Сланцы";

ТЭЦ ОАО "Сясьский ЦБК";

ТЭЦ ЗАО "Интернешнл Пейпер";

ТЭЦ ООО "ПГ "Фосфорит";

Волховская ТЭЦ АО "ЛОТЭК";

ТЭЦ ФГУП "НИТИ им. Александрова";

ТЭЦ АО "КНАУФ ПЕТРОБОРД";

Тихвинская ТЭЦ АО "Тихвинский вагоностроительный завод";

ЭСН КС "Портовая ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург".

Кроме того, на территории области работает промышленная мини-ТЭЦ ООО "Вирео Энерджи" мощностью 2,4 МВт (квалифицированный генерирующий объект ВИЭ), использующая в качестве основного топлива свалочный газ (станция активной дегазации полигона ТБО "Новый Свет-Эко").

Сетевые компании, осуществляющие свою деятельность на территории Ленинградской области по состоянию на 01.01.2021:

1. Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Северо-Запада;

2. ПАО "Россети Ленэнерго";

3. АО "ЛОЭСК - Электрические сети Санкт-Петербурга и Ленинградской области" (далее АО "ЛОЭСК");

4. ООО "Никольская электросетевая компания";

5. Муниципальное предприятие "Всеволожское предприятие электрических сетей";

6. ООО "СевЭнергоСети";

7. ООО "Северо-Западная Электросетевая Компания";

8. АО "Северо-Западная инвестиционно-промышленная компания";

9. ООО "ГОСЭНЕРГОСЕТЬ"

10. ФГУП "Научно-исследовательский технологический институт имени А.Н. Александрова";

11. АО "Коммунарские электрические сети";

12. АО "Научно-исследовательский институт оптико-электронного приборостроения";

13. ООО "Линк Электро";

14. ООО "Энергоинвест";

15. ООО "Подпорожские электрические сети";

16. АО "Оборонэнерго" филиал "Северо-Западный";

17. ОАО "РЖД" (Октябрьская дирекция по энергообеспечению - СП "Трансэнерго" - филиала ОАО "РЖД");

18. ООО "Киришская сервисная компания";

19. ООО "Пикалевский глиноземный завод";

20. ООО "Восток";

21. ООО "ОБЪЕДИНЕННАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ";

22. ООО "Сетевое предприятие "Росэнерго";

23. ООО "Ленсеть".

Источник данных: Комитет по тарифам и ценовой политике Ленинградской области, письмо N КТ-3-96/2021 от 20.01.2021

Наиболее крупными компаниями являются филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Северо-Запада, ПАО "Россети Ленэнерго", АО "ЛОЭСК".

Зоной ответственности филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Северо-Запада по эксплуатации и строительству сетей являются сети напряжением 220 кВ и выше.

Зоной ответственности ПАО "Россети Ленэнерго" и АО "ЛОЭСК" являются сети напряжением 0,4-110 кВ.

Сбытовые компании, осуществляющие свою деятельность на территории Ленинградской области по состоянию на 01.01.2021:

1. АО "Петербургская сбытовая компания";

2. ООО "Русэнергосбыт";

3. ООО "РКС-энерго";

4. ООО "ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС";

5. ООО "МагнитЭнерго";

6. ООО "Межрегионсбыт";

7. АО "Мосэнергосбыт";

8. АО "Атомэнергопромсбыт";

9. ООО "РГМЭК";

10. ООО "ЕвроХим-Энерго";

11. ООО "Русэнергоресурс";

12. ООО "Сбытовая Компания Вымпел";

13. ООО "Транснефтьэнерго";

14. ООО "Энергетическая компания "СТИ";

15. ООО "Энерговыбор - Усть-Луга";

16. ООО "ЭнергоРОК-1";

17. АО "Энергосбытовая компания Кировского завода";

18. ООО "РН-Энерго";

19. ООО "Сберэнерго";

20. АО "Газпром энергосбыт";

21. АО "КМА-Энергосбыт";

22. АО "Петроэлектросбыт";

23. ООО "БСК";

24. ООО "Генеральная Энергетическая Компания".

Источник данных: Комитет по тарифам и ценовой политике Ленинградской области, письмо N КТ-3-96/2021 от 20.01.2021

2.2 Отчетная динамика потребления электроэнергии и максимума потребления мощности, структура электропотребления за последние 5 лет

Представленные в работе уровни электропотребления и максимум потребления мощности по территории Ленинградской области за отчётный период 2016 - 2020 годов приведены по данным Филиала АО "СО ЕЭС" Ленинградское РДУ. Деление между городом и областью принято условно.

Динамика потребления электрической энергии и максимума потребления мощности на территории Ленинградской области за 2016 - 2020 годы представлена в таблице 2.2.1.

Таблица 2.2.1 - Потребление электроэнергии и максимум потребления мощности на территории Ленинградской области в период 2016 - 2020 годов

	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	Среднегодовой темп прироста 2016 - 2020 годов,%
Электропотребление, млрд. кВтч	19,975	20,549	21,590	21,746	21.421
годовой темп прироста электропотребления,%	4,2	2,9	5,1	0,7	-1,5	1,8
Максимум потребления мощности, МВт	3211	3205	3395	3444	3249
годовой темп прироста максимума потребления мощности,%	7,2	-0,2	5,9	1,4	-5,7	0,3
Число часов использования максимума потребления мощности, час	6221	6412	6359	6314	6593

Среднегодовой темп прироста электропотребления на территории Ленинградской области за период 2016 - 2020 годов составил 1,8%. Изменение имело разнонаправленный характер: в 2016, 2017, 2018 и 2019 годах имел место рост электропотребления, а в 2020 году - падение.

Увеличение потребления электроэнергии в 2017 году на территории Ленинградской области, связанно с увеличением электропотребления промышленными предприятиями АО "РУСАЛ Бокситогорск", ООО "Нокиан Тайерс", ПАО "ВСЗ", ООО "ТФЗ".

Существенное увеличение (5,1%) электропотребления в 2018 году обусловлено увеличением собственных нужд Ленинградской АЭС, связанное с вводом на электростанции 5-го энергоблока, а также влиянием температурного фактора.

На увеличение электропотребления в 2019 году повлияло увеличение потребления электроэнергии промышленными предприятиями нефтепроводного транспорта: ООО "Балттранснефтепродукт" и ООО "Транснефть-Балтика".

На снижение электропотребления в 2020 году повлияли ограничительные меры, связанные с пандемией.

Максимум потребления мощности на территории области, в отчетные годы был зафиксирован в диапазоне 3205-3444 МВт. Число часов использования максимума потребления мощности в этот же период времени изменялось в пределах от 6221 до 6593 часов.

Час и дата прохождения собственного максимума потребления мощности энергосистемы Санкт-Петербурга и Ленинградской области приведены в таблице 2.2.2. Годовые максимумы потребления мощности в отчетный период отмечались в январе, феврале и декабре, в 2018 и 2019 годах в утренние часы, в 2016, 2017 и 2020 годах - в вечерние часы.

Таблица 2.2.2 - Дата и час прохождения собственного максимума потребления мощности энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области

2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
11.01; 17-00	07.02; 19-00	28.02; 11-00	28.01; 11-00	11.12; 17-00

Структура электропотребления по видам экономической деятельности на территории Ленинградской области за 2015 - 2019 годы представлена в таблице 2.2.3.

Структура электропотребления на территории Ленинградской области приведена по данным Федеральной службы государственной статистики (электробаланс Российской Федерации), и сформирована по потребителям, сгруппированным по видам экономической деятельности (ВЭД).

Таблица 2.2.3 - Структура электропотребления Ленинградской области по видам экономической деятельности, %

	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
Потреблено электроэнергии всего, в т.ч.	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0
добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды	49,1	48,3	47,3	47,8	47,3
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	4,2	5,0	4,9	5,3	5.2
строительство	1,2	1,2	1,6	1,7	1,7
транспорт и связь (с 2017 года - транспортировка и хранение)	7.2	7,6	7,4	7,7	8,1
другие виды экономической деятельности	13,0	14,5	15,3	14,9	15,3
городское и сельское население	9,7	13,0	13,0	12,2	12,4
потери в электросетях	15,6	10,4	10,5	10,3	9,8

Примечание: В разделе "другие виды экономической деятельности" учтены потребители, осуществляющие следующие виды экономической деятельности: оптовая и розничная торговля, гостиницы и рестораны, образование, здравоохранение и предоставление социальных услуг и другие отрасли непроизводственной сферы (сферы услуг)

Как следует из приведенных данных, структура электропотребления Ленинградской области в течение 2015 - 2019 годов сохраняется практически неизменной.

Доля промышленного производства (добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды) в суммарном электропотреблении Ленинградской области в течение рассматриваемого периода менялась в диапазоне от 47,3 до 49,1%. Как отмечалось выше, промышленность Ленинградской области имеет многоотраслевую направленность: ТЭК, цветная металлургия, целлюлозно-бумажная и химическая промышленность, машиностроение и приборостроение, производство строительных материалов, лесопромышленность, химия и нефтехимия, легкая промышленность.

Доля строительства в течение рассматриваемого периода выросла с 1,2% в 2015 году до 1,7% в 2018 - 2019 годы. Произошло увеличение доли потребления городского и сельского населения с 9,7% до 12,4%. Доля транспорта увеличилась с 7,2% до 8,1%, доля потерь в электросетях снизилась с 15,6% в 2015 году до 9,8% в 2019 году.

Структура электропотребления Ленинградской области по видам экономической деятельности за 2019 год представлена на рисунке 2.2.1.

Рисунок 2.2.1 - Структура потребления электроэнергии на территории Ленинградской области в 2019 году

2.3 Перечень и характеристика основных потребителей электрической энергии свыше 5 МВт в Ленинградской области, с указанием годового потребления электрической энергии и максимума потребления мощности (заявленный и фактический) за последние 5 лет

Наиболее крупные предприятия, расположенные на территории Ленинградской области, представлены ниже.

ООО "ПО "Киришинефтеоргсинтез" (ООО КИНЭФ) - нефтеперерабатывающее предприятие в городе Кириши Ленинградской области, введено в эксплуатацию в 1966 году. Предприятие выпускает неэтилированные автомобильные бензины, дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей, мазуты, нефтяные битумы, углеводородные сжиженные газы, нефтяная ароматика и растворители, полиалкилбензол, линейный алкилбензол, нефтяные парафины, серная кислота, сера, кровельные материалы. Завод производит около 80 наименований нефтепродуктов и своей продукции. Продукция завода реализуется как в России, так и экспортирует (около 80%) за рубеж.

Волховский филиал АО "Апатит" (волховский химический кластер Группы "ФосАгро") - единственный в России производитель триполифосфата натрия, и один из лидеров в России по производству минеральных удобрений. Предприятие (прежнее название - Метахим) было создано в 2003 году после разделения Волховского алюминиевого завода на химическое и металлургическое производства. В состав Группы "ФосАгро" вошло в 2012 году.

Удобное географическое расположение филиала и его близость к морскому порту Санкт-Петербурга позволяют производить отгрузки продукции в любом направлении, в том числе на экспорт.

Производственные мощности предприятия позволяют выпускать 200 тысяч тонн PKS/NPK удобрений в год, 240 тысяч тонн серной кислоты, 100 тысяч тонн фосфорной кислоты и 105 тысяч тонн триполифосфата натрия.

ООО "Промышленная группа "Фосфорит", расположенное в Кингисеппском районе Ленинградской области, - одно из ведущих производителей фосфорных удобрений и кормовых фосфатов на Северо-Западе России, а также серной и фосфорной кислот для нужд собственного производства; входит с 2001 года в состав минерально-химической компании "ЕвроХим". Около 80% продукции компании идет на экспорт, что позволяет "ЕвроХиму" занимать значительную долю мирового рынка удобрений.

АО "Сясьский ЦБК" является одним из первенцев отечественной целлюлозно-бумажной промышленности. Комбинат был основан в 1928 г. и на сегодняшний день это одно из крупнейших предприятий в России по производству санитарно-гигиенических изделий с выпуском более 60 тыс. тонн в год.

Светогорский ЦБК, основанный в 1887 году, является градообразующим предприятием г. Светогорска. В декабре 1998 года предприятие вошло в состав компании International Paper. International Paper является одним из лидеров по производству высококачественной офисной бумаги в России (Ballet Brilliant, Ballet Premier, Ballet Classic, Ballet Universal, SvetoCopy) и картона для упаковки жидких пищевых продуктов. В 2009 году комбинат был переименован в АО "Интернешнл Пейпер" (прежнее наименование ОАО "Светогорск"). Сегодня Светогорский комбинат является одним из крупнейших целлюлозно-бумажных предприятий в России и использует самые современные технологии и оборудование.

ООО "Тихвинский ферросплавный завод" (ООО "ТФЗ") является одним из крупнейших в России производителей высокоуглеродистого феррохрома с содержанием хрома свыше 68,5% (30% объема феррохрома с высоким содержанием углерода, производимого в России).

ОАО "Лесплитинвест" входит в состав холдинга Промышленная группа "Союз" и является одним из крупнейших российских производителей плит МДФ, межкомнатных дверей и погонажных изделий на основе МДФ. Производственные площади завода располагаются в городе Приозерск Ленинградской области.

ООО "Нокиан Тайерс" - суперсовременный шинный завод, начал работу в 2005 году во Всеволожске. Производственные мощности завода составляют 15,5 млн шин в год (на 2014 год). Продукция завода поставляется, как на внутренний, так и на зарубежный рынки.

АО "Тихвинский вагоностроительный завод" (АО "ТВСЗ") - один из самых масштабных объектов транспортного машиностроения в Европе по объему инвестиций, производственным площадям и уровню технического оснащения. Завод расположен в городе Тихвине. Предприятие представляет собой современное производство полного технологического цикла по выпуску грузовых вагонов нового поколения с улучшенными эксплуатационными характеристиками. ТВСЗ входит в состав Научно-производственной корпорации "Объединенная Вагонная Компания" - железнодорожного холдинга в сфере производства, транспортных услуг и оперативного лизинга, инжиниринга и сервисного обслуживания грузовых вагонов нового поколения.

АО "Тихвинский Сборочный завод "Титран-Экспресс" (АО "ТСЗ "Титран-Экспресс") представляет собой современный машиностроительный комплекс, изготавливающий узлы и детали для различных типов грузовых вагонов, а также инструментальную продукцию.

ПАО "Выборгский судостроительный завод" - одно из крупнейших судостроительных предприятий, расположенных в Северо-Западном регионе России, верфь с более чем 65-летним опытом работы в области коммерческого и военного судостроения.

ОАО "Лужский абразивный завод" - современное многопрофильное предприятие, расположенное в городе Луга Ленинградской области, является одним из крупнейших в мире производителей абразивного инструмента. Завод производит широкий ассортимент абразивного инструмента (отрезные, шлифовальные, полировальные, зачистные и лепестковые круги, сегменты и бруски шлифовальные) для обработки широкого круга материалов и для различного оборудования, а также графитсодержащие и шамотные изделия (тигли, муфели и т.д.), предназначенные для плавки и разливки цветных металлов.

Перечень наиболее крупных потребителей электрической энергии, по которым была предоставлена информация, приведен в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.1 - Перечень наиболее крупных потребителей электрической энергии за последние 5 лет

Предприятие	Месторасположение	Электропотребление, млн.кВтч					Максимум потребления мощности, МВт
							Заявленный					Фактический
		2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
Производство нефтепродуктов
ООО "КИНЕФ"	город Кириши.	1447	1457	1601	н/д	н/д	188	190	215	н/д	н/д	188	189	201	н/д	н/д
Химическое производство
ООО "ПГ "Фосфорит"	Кингисеппский район, промзона Фосфорит	229	239	259	266	273	32	32	32	32	32	32	32	32	32	32
АО "ЕвроХим Северо-Запад"		-	-	-	154,8	141,5	-	-	-	25	25	-	-	-	20	20
Цветная металлургия (производство глинозема)
ООО "ПГЛЗ"	Тихвинский район, город Пикалево	15,23	9,10	13,67	14,16	н/д	27	27	27	27		26,3	19,2	15,2	14,6	н/д
АО "РУСАЛ Бокситогорск"	г. Бокситогорск	143,3	153,9	148,8	144,6	145,59	23	23	23	23	23	23	23	23	23	23
Производство бумаги и картона
АО "Сясьский ЦБК"	Волховский район, город Сясьстрой	151,7	146,7	154,7	н/д	н/д	26,0	28,0	28,0	н/д	н/д	17,6	17,0	20,4	н/д	н/д
ЗАО "Интернешнл Пейпер"	Выборгский район, город Светогорск	1050,8	1049,7	1044,0	1039,6	1011,1	121	121	121	121	121	93,6	108,0	107,7	105,7	95,5
АО "КНАУФ ПЕТРОБОРД"	Гатчинский район, город Коммунар	208,5	202,5	183,4	н/д	н/д	27,6	27,6	27,6	27,6	н/д	24,1	24,2	21,2	н/д	н/д
Производство железнодорожного подвижного состава. Производство частей железнодорожных локомотивов, трамвайных и прочих моторных вагонов и подвижного состава
АО "ТВСЗ"	город Тихвин	228,0 | 254,3 | 264,0			274	226	48,0	50,0	48	49	35	45,0	48,0	47,0	35	36
Производство резиновых шин, покрышек и камер
ООО "Нокиан Тайерс"	город Всеволожск	71,3	76,8	87,8	97,2	67,2	19,6	19,6	19,6	19,6	19,6	19,5	19,5	19,5	19,5	19,5
Строительство судов
ПАО "ВСЗ"	город Выборг	26,6	32,3	33,0	29,8	27,8	8,3	8,3	8,3	8,3	8,3	7,1	7Д	8,2	8,1	6,9
Производство ферросплавов, кроме доменных
ООО "ТФЗ"	город Тихвин	157,4	369,8	405,7	299,3	256,3	82	82	82	82	82	26,1	77,2	68,0	64,7	54
Транспортная обработка прочих грузов
ООО "Порт Высоцкий"	Выборгский район, город Высоцк	20,42	20,42	20,42	20,42	20,42	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7	1,7
Транспорт
ОАО "РЖД"	Ленинградская область	1064,77	1108,21	1271,80	1331,97	1495,1	621	696,75	712,83	701,08	697,56	193,18	223,8	255,3	264	251,7

2.4. Структура установленной электрической мощности на территории Ленинградской области, в том числе, с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в 2020 году

На 01.01.2021 общая установленная мощность 22 электростанций, находящихся на территории Ленинградской области, составила 7417,054 МВт, в том числе: электростанции ПАО "ТГК-1" (филиал "Невский") - 1207,8 МВт, Киришская ГРЭС - 2555 МВт, Ленинградская АЭС - 3187,634 МВт, Всеволожская ГТ ТЭЦ - 18 МВт, Станция активной дегазации политопа ТБО "Новый Свет-Эко" - 2,4 МВт, электростанции промышленных предприятий - 446,22 МВт.

Структура установленной мощности по типам электростанций на территории Ленинградской области на 01.01.2021 представлена на рисунке 2.4.1.

Рисунок 2.4.1 - Структура установленной мощности по типам электростанций на территории Ленинградской области на 01.01.2021

Доля станции активной дегазации полигона ТБО "Новый Свет-Эко" (квалифицированный генерирующий объект ВИЭ) в суммарной установленной мощности электростанций, расположенных на территории Ленинградской области, составляет 0,03%.

В состав ПАО "ТГК-1" (филиал "Невский") входят, расположенные на территории Ленинградской области, 6 гидроэлектростанций суммарной установленной мощностью 707,8 МВт, а также Северная ТЭЦ (ТЭЦ-21) установленной мощностью 500 МВт. Следует отметить, что Северная ТЭЦ находится на территории Ленинградской области, но участвует в обеспечении тепловых нагрузок северных районов Санкт-Петербурга.

Филиал ПАО "ОГК-2" - Киришская ГРЭС расположена в г. Кириши Ленинградской области. В 2012 году на станции была введена в эксплуатацию ПГУ установленной мощностью 795 МВт. Суммарная установленная мощность электростанции на 01.01.2021 составляет 2555 МВт (конденсационная часть - 1500 МВт, теплофикационная - 260 МВт и ПГУ - 795 МВт).

Наиболее крупной электростанцией, работающей на территории Ленинградской области, является Филиал АО "Концерн Росэнергоатом" - Ленинградская атомная электростанция (Ленинградская АЭС). 13.12.2018 на Ленинградской АЭС был введен в эксплуатацию пятый энергоблок установленной мощностью 1187,643 МВт. 21 декабря 2018 года, после 45 лет безопасной эксплуатации, окончательно остановлен энергоблок N 1 - головной энергоблок в серии РБМК-1000 и первый в СССР реактор большой мощности 1000 МВт. 11 ноября 2020 года, после 45 лет безопасной эксплуатации, окончательно остановлен энергоблок N 2 мощностью 1000 МВт.

Установленная мощность электростанции на 01.01.2021 составила 3187,634 МВт. Ленинградская АЭС - крупнейший производитель электрической энергии на Северо-Западе России.

С 2008 года в г. Всеволожске работает Всеволожская ГТ ТЭЦ мощностью 18 МВт. Станция принадлежит АО "ГТ Энерго".

На территории Ленинградской области расположены 11 электростанций промышленных предприятий суммарной установленной мощностью 446,22 МВт, которые эксплуатируются в соответствии с режимом работы обслуживаемых ими производств.

В 2019 году была введена в работу ЭСН КС "Портовая ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург" установленной мощностью 10,5 МВт.

На территории области работает промышленная мини-ТЭЦ ООО "Вирео Энерджи" мощностью 2,4 МВт (квалифицированный генерирующий объект ВИЭ), использующая в качестве основного топлива свалочный газ (станция активной дегазации полигона ТБО "Новый Свет-Эко").

Структура установленной мощности электростанций по видам собственности на территории Ленинградской области на 01.01.2021 представлена в таблице 2.4.1 и на рисунке 2.4.2.

Таблица 2.4.1 - Структура установленной мощности электростанций по видам собственности на территории Ленинградской области на 01.01.2021

Собственник электростанции	Тип электростанции	Наименование электростанции	Установленная мощность на 01.01.2021, МВт	Изменение установленной мощности в 2020 году
ПАО ТГК-1 (филиал "Невский")	ТЭЦ	Северная ТЭЦ (ТЭЦ-21)	500
		Каскад Ладожских ГЭС
		Волховская ГЭС (ГЭС-6)	84
		Нижне-Свирская ГЭС (ГЭС-9)	99
		Верхне-Свирская ГЭС (ГЭС-12)	160
	ГЭС	Каскад Вуоксинских ГЭС
		Лесогорская ГЭС (ГЭС-10)	118
		Светогорская ГЭС (ГЭС-11)	122
		Нарвская ГЭС (ГЭС-13)	124,8
Итого по ПАО "ТГК-1" (филиал "Невский")			1207,8
АО "Концерн Росэнергоатом"	АЭС	Ленинградская АЭС	3187,634	Вывод энергоблока N 2 (1000 МВт)
ПАО "ОГК-2"	ГРЭС	Киришская ГРЭС	2555	Вывод 6Т, Р-40-130-1 (40 МВт)
АО "ГТ Энерго"	ГТ ТЭЦ	Всеволожская ГТ ТЭЦ	18
ООО "Вирео Энерджи"	ТЭЦ	Станция активной дегазации полигона ТБО "Новый Свет-Эко"	2,4
АО "ТВСЗ"	ТЭЦ	Тихвинская ТЭЦ	109,92
АО "РУСАЛ Бокситогорск"	ТЭЦ	ТЭЦ АО "РУСАЛ Бокситогорск"	24
ООО "ПГЛЗ"	ТЭЦ	ТЭЦ ООО "ПГЛЗ"	78
ООО "Сланцы"	ТЭЦ	ТЭЦ ООО "Сланцы"	20
АО "Сясьский ЦБК"	ТЭЦ	ТЭЦ АО "Сясьский ЦБК"	22,8
ЗАО "Интернешнл Пейпер"	ТЭЦ	ТЭЦ ЗАО "Интернешнл Пейпер"	93
ООО "ПГ "Фосфорит"	ТЭЦ	ТЭЦ ООО "ПГ "Фосфорит"	44
АО "ЛОТЭК"	ТЭЦ	Волховская ТЭЦ	12
ФГУП "им. Александрова"	ТЭЦ	ТЭЦ ФГУП "НИТИ им. Александрова"	20
АО "КНАУФ ПЕТРО-БОРД"	ТЭЦ	ТЭЦ АО "КНАУФ ПЕТРОБОРД"	12
ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург"	ТЭС	ЭСН КС "Портовая"	10,5
Итого			7417,054

Рисунок 2.4.2 - Структура установленной мощности по видам собственности на территории Ленинградской области на 01.01.2021

Как следует из приведенных данных, наибольшая и значительная доля в структуре генерирующих мощностей Ленинградской области по установленной мощности приходится на электростанцию АО "Концерн Росэнергоатом" Ленинградскую АЭС (42,98%).

2.5 Состав существующих электростанций (а также блок-станций) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, станции, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии в независимости от мощности

Состав существующих электростанций Ленинградской области с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям и указанием установленной мощности на 01.01.2021 приведен в таблице 2.5.1.

Таблица 2.5.1 - Состав существующих электростанций Ленинградской области с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям и указанием установленной мощности на 01.01.2021

Генерирующая компания	Наименование электростанции (станционный номер, тип установленных турбин)		Установленная мощность на 01.01.2021, МВт
ПАО ТГК-1 (филиал "Невский")	Северная ТЭЦ (ТЭЦ-21)		500,0
	1	Т-100/120-130-3	100,0
	2	Т-100/120-130-3	100,0
	3	Т-100/120-130-3	100,0
	4	Т-100/120-130-4	100,0
	5	Т-100/120-130-4	100,0
	Волховская ГЭС (ГЭС-6)		84,0
	1	Р015/883-В 455	12,0
	2	РО-15-В-450	9,0
	3	РО-15-В-450	9.0
	4	РО-15-В-450	9.0
	5	РО-15-B-450	9,0
	6	РО15/883-В 455	12,0
	7	РО15/883-В 455	12,0
	8	РО15/883-В 455	12.0
	Нижне-Свирская ГЭС (ГЭС-9)		99.0
	1	ПЛ20/811-В-742	27.5
	2	ПЛ20/811-В-742	27,5
	3	ПЛ90-ВБ-740	22,0
	4	ПЛ90-ВБ-740	22,0
	Верхне-Свирская ГЭС (ГЭС-12)		160,0
	1	ПЛ-91-ВБ-800	40,0
	2	ПЛ-91-ВБ-800	40,0
	3	ПЛ-91-ВБ-800	40,0
	4	ПЛ-91-ВБ-800	40,0
	Лесогорская ГЭС (ГЭС-10)		118,0
	1	ПЛ 20/0961-В-562	29,5
	2	ПЛ 20/0961-В-5 62	29,5
	3	ПЛ 20/0961-В-562	29,5
	4	ПЛ 20/0961-В-5 62	29,5
	Светогорская ГЭС (ГЭС-11)		122
	1	ПЛ 20/0961-В-562	30,5
	2	ПЛ 20/0961-В-562	30,5
	3	ПЛ 20/0961-В-562	30.5
	4	ПЛ 20/0961-В-562	30,5
	Нарвская ГЭС (ГЭС-13)		124,8
	1	ПЛ 495-ВБ-660	41,6
	2	ПЛ 495-ВБ-660	41,6
	3	ПЛ 495-ВБ-660	41,6
Итого по ПАО ТГК-1 (филиал "Невский")			1207,8
АО "Концерн Росэнерго атом"	Ленинградская АЭС		3187,634
	ТГ-5	К-5 00-65/3 000	500,0
	ТГ-6	К-5 00-65/3 000	500,0
	ТГ-7	К-5 00-65/3 000	500.0
	ТГ-8	К-500-65/3000	500,0
	ТГ-9	К-1200-6.8/50	1187,634
ПАО "ОГК-2"	Киришская ГРЭС		2555,0
	КЭС
	1	К-300-240-1	300,0
	2	К-300-240-1	300,0
	3	К-300-240-1	300,0
	4	К-300-240-1	300,0
	5	К-300-240-1	300,0
	ТЭЦ
	1Т	ПТ-5 0-130/7	50,0
	2Т	ПТ-60-130/13	60,0
	3Т	ПТ-50-130/7	50,0
	4Т	ПТ-60-130/13	60,0
	5Т	Р-40-130-1	40,0
	ПТУ
	ПТ-61	К-245-13/3	231,0
	IT-62	SGT5-4000F	285,0
	ГТ-63	SGT5-4000F	279,0
АО "ГТ Энерго"	Всеволожская ГТ ТЭЦ		18.0
	1	ГТ-009	9,0
	2	ГТ-009	9,0
ООО "Вирео Энерджи"	Станция активной дегазации полигона ТБО "Новый Свет-Эко"		2,4
	ПРО ДЭКС-ЭДМ-1200/10,5 -01РЗ-У1		1,2
	ПРО ДЭКС-ЭДМ-1200/10,5-01РЗ-У1		1,2
Электростанции промышленных предприятий
АО "ТВСЗ"	Тихвинская ТЭЦ		109.92
	1	Wartsila 18V50SG	18,32
	2	Wartsila 18V50SG	18,32
	3	Wartsila 18V50SG	18,32
	4	Wartsila 18V50SG	18,32
	5	Wartsila 18V50SG	18,32
	6	Wartsila 18V50SG	18,32
АО "РУСАЛ Бокситогорск"	ТЭЦ АО "РУСАЛ Бокситогорск"		24
	ДК-20-120		10,5
	ДК-20-120		10,5
	ПР-6-35/15/5		3,0
ООО "ПГЛЗ"	ТЭЦ ООО "ПГЛЗ"		78,0
	ПТ-12-3 5/1 ОМ		12,0
	ПТ-30/35-3,4/1,0		30,0
	ПР-12-90/15/7		12,0
	ПР-12/15-90/15/7М		12,0
	ПР-12-90/15/7		12,0
ООО "Сланцы"	ТЭЦ ООО "Сланцы"		20.0
	5	AT-25-2	20,0
ОАО "Сясьский ЦБК"	ТЭЦ ОАО "Сясьский ЦБК"		22,8
	ПР-6-35/10-1,2		6,0
	Р-12-35-5М		8,4
	Р-12-35-5М		8,4
ЗАО "Интернешнл Пейпер"	ТЭЦ ЗАО "Интернешнл Пейпер"		93,0
	Р-12-35/5		12,0
	Р-12-35/5М		8,0
	Р-12-35/5		12,0
	Р-12-35/5		12,0
	Р-12-35/5		12,0
	Р-12-35/5		12,0
	SGT-600 PG Siemens		25,0
ООО "ПГ "Фосфорит"	ТЭЦ ООО "ПГ "Фосфорит"		44,0
	3	ПТ-12/13-3,4/1,0-1	12,0
	4	ПТ-25/30-3,6/1	32,0
АО "ЛОТЭК"	Волховская ТЭЦ		12,0
	Р-6-35/5М1		6.0
	Р-6-35/5М1		6,0
ФГУП "НИТИ им. Александрова"	ТЭЦ ФГУП "НИТИ им. Александрова"		20,0
	1	T-25,6-2B31	20,0
АО "КНАУФ ПЕТРО-БОРД"	ТЭЦ АО "КНАУФ ПЕТРО-БОРД"		12,0
	Р-12-3,4/0,5-1.0		12,0
ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург"	ЭСН КС "Портовая"		10,5
	1	Звезда-ГП-1500BK-02M3-0201	1,5
	2	Звезда-ГП-1500BK-02M3-0201	1,5
	3	Звезда-ГП-1500BK-02M3-0201	1,5
	4	Звезда-ГП-1500BK-02M3-0201	1,5
	5	Звезда-ГП-1500ВК-02М3-0201	1,5
	6	Звезда-ГП-1500ВК-02М3-0201	1,5
	7	Звезда-ГП-1500ВК-02М3-0201	1,5
Итого электростанции промышленных предприятий			446,2
Итого			7417,054

2.6 Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности области в 2020 году по видам собственности

Структура выработки электроэнергии электростанциями Ленинградской области в 2020 году по видам собственности приведена в таблице 2.6.1.

Таблица 2.6.1 - Структура выработки электроэнергии электростанциями Ленинградской

Собственник электростанции	Тип электростанции	Наименование электростанции	Выработка электроэнергии, млн.кВтч	Прирост к 2019 году, %
ПАО ТГК-1 (филиал "Невский")	ТЭЦ	Северная ТЭЦ (ТЭЦ-21)	1 822	-7,56
	ГЭС	Каскад Ладожских ГЭС
		Волховская ГЭС (ГЭС-6)	368	1,24
		Нижне-Свирская ГЭС (ГЭС-9)	499,1	5,54
		Верхне-Свирская ГЭС (ГЭС-12)	824	44,01
		Каскад Вуоксинских ГЭС
		Лесогорская ГЭС (ГЭС-10)	652,1	9,08
		Светогорская ГЭС (ГЭС-11)	703,8	28,27
		Нарвская ГЭС (ГЭС-13)	599,6	9,02
Итого по ПАО "ТГК-1"			5 468,60
АО "Концерн Росэнергоатом"	АЭС	Ленинградская АЭС	27 893,6	-2,22
ПАО "ОГК-2"	ГРЭС	Киришская ГРЭС	4 252,20	-45,11
ООО "Вирео Энерджи"	ТЭС	Станция активной дегазации полигона ТБО "Новый Свет-Эко"	1,154	-87,98
АО "ГТ Энерго"	ГТ ТЭЦ	Всеволожская ГТ ТЭЦ	84,6	8,32
Электростанции промышленных предприятий
АО "РУСАЛ Бокситогорск"	ТЭЦ	ТЭЦ АО "РУСАЛ Бокситогорск"	81,79	7,11
ООО "ПГЛЗ"	ТЭЦ	ТЭЦ ООО "ПГЛЗ"	403,1	3,6
ООО "Сланцы"	ТЭЦ	ТЭЦ ООО "Сланцы"	136,12	-3,53
ОАО "Сясьский ЦБК"	ТЭЦ	ТЭЦ ОАО "Сясьский ЦБК"	115,45	-2,98
ЗАО "Интернешнл Пейпер"	ТЭЦ	ТЭЦ ЗАО "Интернешнл Пейпер"	494,3	-0,5
ООО "ПГ "Фосфорит"	ТЭЦ	ТЭЦ ООО "ПГ "Фосфорит"	243,9	0,87
АО "ЛОТЭК"	ТЭЦ	Волховская ТЭЦ	34,3	6,19
ФГУП "НИТИ им. Александрова"	ТЭЦ	ТЭЦ ФГУП "НИТИ им. Александрова"	0	-
АО "КНАУФ ПЕТРОБОРД"	ТЭЦ	ТЭЦ АО "КНАУФ ПЕТРОБОРД"	72,6	0
АО "ТВСЗ"	ТЭЦ	Тихвинская ТЭЦ	260,47	-22,08
ООО "Петербургцемент"	ТЭЦ	ГПТЭС ООО "Петербургцемент"	117,4	1,29
ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург"	ТЭС	ЭСН КС "Портовая"	44,1	100
Итого по электростанциям промышленных предприятий			2 003,53
Всего			39 703,9

Структура выработки электроэнергии электростанциями, расположенными на территории Ленинградской области в 2020 году по типам электростанций и по видам собственности приведена на рисунках 2.6.1 и 2.6.2 соответственно.

Рисунок 2.6.1 - Структура выработки электроэнергии электростанциями, расположенными на территории Ленинградской области в 2020 году по типам электростанций

Рисунок 2.6.2 - Структура выработки электроэнергии электростанциями, расположенными на территории Ленинградской области в 2020 году по видам собственности Как следует из приведенных данных, наибольшая доля в структуре генерирующих мощностей Ленинградской области по выработке электроэнергии (70,36%) приходится на электростанцию АО "Концерн Росэнергоатом" Ленинградскую АЭС.

Динамика выработки годовой электроэнергии электростанциями Ленинградской области в 2016 - 2020 годах по типам электростанций приведена в таблице 2.6.2. Таблица составлена по данным, предоставленным собственниками электростанций.

Таблица 2.6.2 - Динамика выработки годовой электроэнергии электростанциями Ленинградской области в 2016 - 2020 годах

Тип электростанций, наименование	2016 год		2017 год		2018 год		2019 год		2020 год
	Производство	Прирост, %	Производство	Прирост, %	Производство	Прирост, %	Производство	Прирост, %	Производство	Прирост, %
Всего, в том числе:	40 591,30	6,69	38 144,90	-6,03	42 355,70	11,04	43 457,60	2,6	39659,584	-8,74
- АЭС	28 292,90	2,92	26 751,90	-5,45	28 815,40	7,71	28528,1	-1	27893,6	-2,22
Ленинградская АЭС	28 292,90	2,92	26 751,90	-5,45	28 815,40	7,71	28528,1	-1	27893,6	-2,22
- ГЭС	3 483,90	17,87	3 946,40	13,28	3 734,60	-5,37	3 105,10	-16,86	3646,6	17,44
Светогорская ГЭС (ГЭС-11)	668,9	11,11	641,5	-4,09	675,1	5,24	548,7	-18,73	703,8	28,27
Лесогорская ГЭС (ГЭС-10)	706,4	5,75	668,6	-5,35	760,3	13,71	597,8	-21,37	652,1	9,08
Нижне-Свирская ГЭС (ГЭС-9)	502,1	21,82	573,4	14,2	557,6	-2,75	472,9	-15,2	499,1	5,54
Верхне-Свирская ГЭС (ГЭС-12)	622,9	31,69	746,7	19,88	695,7	-6,82	572,2	-17,75	824	44,01
Волховская ГЭС (ГЭС-6)	415,1	46,69	525,9	26,68	332,2	-36,83	363,5	9,42	368	1,24
Нарвская ГЭС (ГЭС-13)	568,5	9,83	790,3	39,01	713,6	-9,7	550	-22,93	599,6	9,02
ГЭС	8 809,10	15,94	7 442,20	-15,52	9 798,40	31,66	11 814,90	20,58	8118,23	-31,29
Киришская ГРЭС	5 333,40	21,03	3 511,40	-34,16	5 818,50	65,7	7746,9	33,14	4252,2	-45,11
Северная ТЭЦ (ТЭЦ-21)	1 870,40	9,72	1 997,50	6,79	2 035,50	1,9	1 971,10	-3,16	1 822	-7,56
Дубровская ТЭЦ	7,3	245,48	0	-100	0	-	0	-	0	-
Всеволожская ГТ ТЭЦ	6,8	384,71	12,2	79,78	32,4	165,8	78,1	140,9	84,6	8,32
ТЭЦ ООО "Сланцы"	136,7	18,36	140	2,41	141	0,72	141,1	0,03	136,12	-3,53
ТЭЦ АО "РУСАЛ Бокситогорск"	97,3	-3,65	96,7	-0,63	81,9	-15,27	76,36	-6,76	81,79	7,11
Волховская ТЭЦ	22,4	-6,11	22,6	0,58	25,3	11,96	32,3	27,82	34,3	6,19
ТЭЦ АО "Кнауф Петроборд"	81,5	1,48	82,1	0,75	65,3	-20,45	72,6	11,23	72,6	0
ТЭЦ ОАО "Сясьский ЦБК"	102	-16,56	124,6	22,2	119	-4,47	119	0,02	115,45	-2,98
ТЭЦООО "ПГЛЗ"	361,2	-4,45	377,6	4,55	383,7	1,62	389,1	1,41	403,1	3,6
ТЭЦ ЗАО "Интернешнл Пейпер"	511,4	6,71	516,4	0.97	498,2	-3,52	496,8	-0.28	494,3	-0,5
ТЭЦ ООО "ПГ "Фосфорит"	221,7	21,33	240,4	8,45	245,1	1,96	241,8	-1,37	243,9	0,87
ТЭЦ ФГУП "НИТИ им. Александрова"	0	-	0	-	0	-	0	-	0	-
Тихвинская ТЭЦ	57	-	320,7	462,63	352,4	9,89	334,3	-5,15	260,47	-22,08
ГПТЭС ООО "Петербургцемент"	-	-	-	-	-	-	115,9	100	117,4	1,29
ЭСН КС "Портовая"	-	-	-	-	-	-	-	-	44,1	100
- Электростанции, функционирующие на основе НВИЭ	5,4	139,84	4,5	-17,17	7,2	60,36	9,6	33,09	1,154	-87,98
Станция активной дегазации полигона ТБО "Новый Свет-Эко"	5,4	139,84	4,5	-17,17	7,2	60,36	9,6	33,09	1,154	-87,98

2.7. Анализ существующего баланса электрической энергии и мощности за последние 5 лет

Балансы мощности Ленинградской области на час прохождения собственного максимума потребления мощности за период 2016 - 2020 годов представлены в таблице 2.7.1.

В таблице 2.7.2 представлен баланс электроэнергии Ленинградской области за отчётные 2016 - 2020 годы.

Таблица 2.7.1 - Баланс мощности Ленинградской области за отчетные 2016 - 2020 годы, МВт

	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
Потребность
Максимум потребления мощности	3211	3205	3395	3444	3249
Покрытие
Установленная мощность	8154	8266	8265,920	8471.772	7442,544
Располагаемая мощность	7953	8010	8026	8264	7291
в том числе: АЭС	4000	4000	4000	4185	3187,6
ГЭС	646	627	616	621	625,2
ТЭС	3307	3383	3410	3458	3478
Фактический резерв мощности 1)	1638	2064	1972	3154	3805
Перегруз	117	99	95	74	-885
в том числе: АЭС	82	99	87	74	-876,898
ТЭС	35	0	0	0	0
ГЭС	0	0	8	0	-8
Недоиспользуемая мощность	42	40	0	12
Используемая в балансе мощность	6390	6005	6148	5172	2601
Сальдо-перетоков (Дефицит(+), профицит(-)	-3179	-2800	-2753,020	-1728,249	648,200
в т.ч. экспорт в Финляндию	306	0	0	0	0
приграничная торговля	0	62	0	0	70

------------------------------

¹⁾_{включая ремонт и реконструкцию}

------------------------------

Таблица 2.7.2 - Баланс электроэнергии Ленинградской области за отчётные 2016 - 2020 годы, млн.кВтч

Потребность	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
Электропотребление	19,975	20,549	21,590	21,746	21,421
Покрытие
Выработка электростанций, в том числе	40,591	38,153	42,361	43,505	39.642
АЭС	28,293	26,752	28,815	28,528	27,894
ГЭС	3.484	3,946	3,735	3,105	3,647
ТЭС	8,814	7,455	9.811	11,872	8,101
Сальдо-перетоков (Дефицит(+), профицит(-)	-20,616	-17,604	-20,771	-21,759	-18,221
в т.ч. экспорт в Финляндию	5,282	5,040	7,318	7,351	2,9
приграничная торговля	0,186	0,254			0,3

Как видно из приведенных данных, на протяжении всего рассматриваемого периода на территории Ленинградской области имели место значительные избытки мощности (от 1728 МВт до 3179 МВт) и электроэнергии (от 17,6 млрд. кВт-ч до 21,8 млрд. кВт-ч). С территории Ленинградской области в период 2016 - 2020 годов осуществлялась передача мощности и электроэнергии в Финляндию (экспорт и приграничная торговля), до 306 МВт по мощности и 7,4 млрд. кВт-ч по электроэнергии.

Необходимо отметить, что балансы мощности и электроэнергии Ленинградской области имеют условный характер, так как, Ленинградская АЭС, Киришская ГРЭС, Северная ТЭЦ используются для электроснабжения потребителей, как Ленинградской области, так и Санкт-Петербурга, а также всего Северо-Запада.

2.8 Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 5 лет (энергоемкость ВРП, электроемкость ВРП, потребление электроэнергии на душу населения, электровооруженность труда в экономике)

К основным показателям энергоэффективности относятся:

- Энергоемкость ВРП (т.у.т./млн руб.) - отношение величины потребления энергоресурсов на территории региона к ВРП. Энергоемкость ВРП может быть определена по первичному или конечному потреблению энергоресурсов.

- Электроемкость ВРП (тыс. кВт.ч/млн руб.) - отношение величины потребления электрической энергии к ВРП в определенном году.

- Электровооруженность труда (тыс. кВт.ч/чел.) - показатель, характеризующий уровень потребленной в производстве электроэнергии или электрической мощности в единицу рабочего времени или одним рабочим. В настоящем отчете электровооруженность труда определяется отношением общей величины потребленной в экономике электрической энергии за период на среднесписочное число рабочих.

В таблице 2.8.1 и на рисунке 2.8.1 представлена динамика энергоемкости ВРП (для расчета данных показателей ВРП был представлен в сопоставимом виде в ценах 2014 года) по полному потреблению энергоресурсов и укрупненных удельных показателей электропотребления за период с 2015 по 2019 гг.

Таблица 2.8.1 - Динамика укрупненных удельных показателей энергопотребления в Ленинградской области за 2015 - 2019 гг.

N	Показатель	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
1	Энергоемкость ВРП по валовому потреблению, кг.у.т./тыс. руб.	17,37	17,10	17,83	19,54	18,29
2	Электроемкость ВРП, кВт*ч./ тыс. руб.	20,66	20,26	19,99	20,46	18,02
3	Электропотребление в быту в расчете на душу населения, кВт.ч./ чел.	1111,32	1446,04	1436,73	1394,30	1413,5
4	Энергопотребление в быту в расчете на душу населения, кг у. т./ чел.	1212,03	1215,39	1457,66	1590,40	1548,3
5	Электровооруженность труда в экономике, тыс. кВт. ч./ чел.	18,05	18,50	19,19	20,52	21,90

Рисунок 2.8.1 - Динамика укрупненных удельных показателей электропотребления в Ленинградской области за 2015 - 2019 гг.

В соответствии с официальными данными Росстат, в период 2014 - 2018 годов, энергоемкость ВРП по валовому потреблению претерпевала значительные изменения. Так, в период с 2015 по 2016 год данный показатель снизился на 1,5%, при последующем роете в 2018 году на 9,6%. В 2019 году имело место снижение показателя энергоемкости на 6,4%, что вызвано реализацией мероприятий по энергосбережению и повышению эффективности в энергоемких секторах.

При этом, электроемкость ВРП за аналогичный период 2015 - 2016 годов снизилась на 3,2%, при последующем росте данного показателя в 2018 году на 2,4%. В 2019 году показатель электроемкости снизился на 11,9%.

Также значительные изменения за 2015 - 2019 годы претерпевали показатели энергопотребление и электропотребление в быту в расчете на душу населения. В 2019 году электропотребление в быту в расчете на душу населения увеличилось на 1,4%, при снижении энергопотребления на 2,6%.

Электровооруженность труда в экономике за рассматриваемый период показывала уверенный рост на уровне 4,95% в среднегодовом выражении.

Необходимо отметить, состояние энергоэффективности и энергосбережения в регионе характеризуется не только рассмотренными выше основными показателями. Так, например, в таблице 2.8.2 приведены показатели, представленные в Государственных докладах Министерства экономического развития Российской Федерации "Состояние энергосбережения и повышении энергетической эффективности в Российской Федерации", опубликованных в 2019 и 2020 годах.

Таблица 2.8.2 - Удельные расходы топливно-энергетических ресурсов в Ленинградской области

N	Показатели	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
1	Удельный расход воды населением, м3 на ч.	44,3	45,8	48,4	44,5
2	Удельный расход электроэнергии на ОДН в МКД, кВт*ч/кв. м.	10,5	9,6	9,4	9,5
3	Удельный расход теплоэнергии в МКД, Гкал/ кв. м.	0,23	0,16	0,24	0,23
4	Оснащенность МКД общедомовыми приборами учета тепловой энергии	40%	40%	40%	40%

2.9 Основные характеристики электросетевого хозяйства Ленинградской области 110 кВ и выше, включая перечень существующих ЛЭП (с разделением на КЛ и ВЛ) и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ

Анализ режима работы сетей 110 кВ и выше на основе отчетных режимов за дни контрольных замеров

В 2020 году нагрузка потребителей Ленинградской области полностью покрывалась за счет электростанций, расположенных в Санкт-Петербурге и Ленинградской области. Избыточная мощность этих электростанций передавалась по ВЛ 110 кВ и выше в ОЭС Центра и в смежные энергосистемы (энергосистемы Псковской, Новгородской областей и Республики Карелия).

На шинах 110 кВ питающих подстанций 220 и 330 кВ поддерживалось напряжение 116-119 кВ.

Основные характеристики электросетевого хозяйства Ленинградской области 110 кВ и выше

Карта-схема существующих на 01.01.2021 электрических сетей 110 кВ и выше на территории Ленинградской области представлена на чертежах 2.00.396.001, схема электрических соединений - на чертежах 2.00.396.002 (1-5), 2.00.396.003 (1-3).

В таблице 2.9.1 приведены сводные данные по электросетевому хозяйству 110 кВ и выше на территории Ленинградской области.

Таблица 2.9.1 - Сводные данные по электросетевому хозяйству 110 кВ и выше на территории Ленинградской области по состоянию на 01.01.2021

Наименование	ПС, шт./МВА	ВЛ в одноцепном исчислении, км
110 кВ
ПДО "Россети Ленэнерго"	153/6078,75	ВЛ-6849,17; КЛ-1,59
АО "ЛОЭСК"	12/648,6	ЛЭП - 19,879
ОАО "РЖД"	50/1107,066	ВЛ-421,209; КЛ-20,466
Филиал "Северо-Западный" АО "Оборонэнерго"	1/50	19.177
220 кВ
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Северо-Запада	3/462	746,5
ОАО "РЖД"	4/100	4,1
330 кВ и выше
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Северо-Запада	10/9266	2006,55

Рассмотрение всех основных вопросов существующего состояния и развития электрических сетей 35-110 кВ производится по трём укрупнённым частям области: Северной, включающей Выборгский, Приозерский и частично Всеволожский районы; Западной, включающей в себя Кингисеппский, Волосовский, Лужский, Гатчинский районы; Восточной, включающей Тосненский, Кировский, Всеволожский, Киришский, Волховский, Тихвинский, Бокситогорский, Лодейнопольский и Подпорожский районы.

Системообразующие ВЛ на территории Ленинградской области выполнены на напряжении 330 кВ. В Восточной части имеется сеть 220 кВ.

Опорными подстанциями напряжением 330 кВ и 220 кВ на территории Ленинградской области являются:

Северная часть

ПС 400/330/110 кВ Выборгская с автотрансформаторами 330/110 кВ, 2x125 МВ-А;

ПС 330/110 кВ Каменногорская, 2x125 МВ-А;

ПС 330/110 кВ Зеленогорск, 2x200 МВ-А.

Восточная часть

ПС 330/220/110 кВ Восточная, AT 330/110 кВ 4x200 МВ-А, AT 330/220 кВ 4x240 МВ-А;

ПС 750/330/110 кВ Ленинградская, 2x200 МВ-А (330/110 кВ);

ПС 330/220/110 кВ Сясь, 2x125 МВ-А (220/110 кВ), 2x240 (330/220 кВ)

ПС 330/220/110 кВ Тихвин-Литейный, 330/110 кВ - 200 МВ-А;

220/1 10 кВ-2x125 МВ-А;

330/220-250 МВ-А;

ПС 220/110 кВ Пикалевская, 1x60 МВ-А, 1x125 МВ-А;

ПС 220/110 кВ Лодейнопольская, 2x63 МВ-А;

ПС 220/110 кВ Подпорожская, 2x63 МВ-А.

Западная часть

ПС 330/1 10 кВ Гатчинская, 3x200 МВ-А;

ПС 330/110 кВ Кингисеппская, 2x200 МВ-А;

ПС 330/110 кВ Лужская, 2x125 МВ-А.

Распределительные сети на территории Ленинградской области выполнены на напряжении 110 и 35 кВ.

Ниже приводится характеристика существующего состояния сетей 110 кВ.

Северная часть Ленинградской области

Основными источниками питания Карельского перешейка в настоящее время являются ПС 400/330 кВ Выборгская, ПС 330/110 кВ Каменногорская с двумя автотрансформаторами мощностью по 125 МВ-А каждый и ПС 330/110 кВ Зеленогорск с AT 2x200 МВ-А, а также Лесогорская ГЭС (ГЭС-10) и Светогорская ГЭС (ГЭС-11) установленной мощностью 118 и 122 МВт соответственно.

Подстанции западной части Карельского перешейка присоединены к транзиту 110 кВ Каменногорская-1 - Зеленогорск - Ручьи, а восточной - к транзиту 110 кВ Каменногорская-1 - Кузнечная - Приозерская - Громово-Гарболовская - Ручьи.

По указанным BЛ получают питание как тяговые подстанции ж.д. магистралей Санкт-Петербург - Выборг - Хельсинки и Санкт-Петербург - Приозерск, так и подстанции других потребителей. В 2017 году на участке железной дороги Санкт-Петербург - Лосево - Каменногорск - Выборг введены четыре тяговых ПС 110 кВ, которые присоединяются к транзиту 110 кВ Каменногорская - Ромашки.

В 2018 году введены в эксплуатацию ПС 110 кВ Криогаз (ПС 595), предназначенная для электроснабжения терминала по производству и перегрузке сжиженного газа в районе Высоцка, и ПС 110 кВ Мыс (ПС 509).

Для обеспечения централизованного электроснабжения монастырского комплекса на о. Коневец выполнена реконструкция ПС 110 кВ Плодовое (ПС 511), сооружение двух ВЛ 35 кВ и ПС 35 кВ Бухта.

Для экспорта мощности в Финляндию на Лесогорской ГЭС (ГЭС-10) и Светогорской ГЭС (ГЭС-11) выделено по два гидрогенератора. Кроме того, экспорт электроэнергии в Финляндию осуществляется по трем ВЛ 400 кВ от ПС 400/330 кВ Выборгская.

Западная часть Ленинградской области

Источниками питания подстанций 110 кВ западной части области являются ПС 330 кВ Гатчинская, ПС 330 кВ Кингисеппская и ПС 330 кВ Лужская, электростанции - Ленинградская АЭС, Нарвская ГЭС (ГЭС-13) и ТЭЦ ООО "Сланцы", а также ПС 750/330/110 кВ Ленинградская и ПС 220/110 кВ Колпинская, одна из которых расположена в восточной части области, а вторая - в Санкт-Петербурге.

Основными магистральными линиями, от которых питается большинство подстанций 110 кВ являются транзиты 110 кВ ПС 330 кВ Западная - ПС 110 кВ Ломоносовская - Ленинградская АЭС, Гатчинская - Луга - Лужская, Гатчинская - Лужская, а также Гатчинская - Волосово - Кингисеппская.

Транзит 110 кВ ПС 330 кВ Западная - ПС 110 кВ Ломоносовская - Ленинградская АЭС на участках от ПС 330 кВ Западная до ПС 110 кВ ЮЗОС состоит из четырех ЛЭП 110 кВ, от ПС 110 кВ ЮЗОС (ПС 535) до ПС 110 кВ Ломоносовская (ПС 39) - из двух ЛЭП 110 кВ, на участке от ПС 110 кВ Ломоносовская (ПС 39) до Ленинградской АЭС - из трех ЛЭП 110 кВ.

В 2013 году введена ПС 330/110 кВ Лужская с ВЛ 330 кВ Гатчинская - Лужская. В 2018 году введена в эксплуатацию ВЛ 330 кВ Псков - Лужская. В 2019 году заходы ВЛ 110 кВ на ПС 330 кВ Лужская были выполнены полностью.

В 2020 году введены в эксплуатацию ПС 110 кВ Ясень (ПС 270), предназначенная для электроснабжения КС Дивенская объекта "Развитие газотранспортных магистралей ЕСГ Северо-Западного региона, участок Грязовец - КС Славянская", и ПС 110 кВ Усть-Луга (ПС 505), предназначенная для электроснабжения потребителей района морского торгового порта Усть-Луга.

Электроснабжение тяговых ПС железной дороги Гатчина - Веймарн - Лужская осуществляется по двухцепной ВЛ 110 кВ со стороны ПС 330 кВ Кингисеппская.

Восточная часть Ленинградской области

В восточной части Ленинградской области расположены наиболее энергоёмкие предприятия, такие, как Волховский алюминиевый завод, Сясьский целлюлозно-бумажный комбинат, Бокситогорский и Пикалёвский глинозёмные заводы. Электроснабжение указанных предприятий и других потребителей осуществляется от ПС 330 кВ Сясь, ПС 330 кВ Тихвин-Литейный и ПС 220 кВ Пикалёвская, ПС 220 кВ Лодейнопольская, ПС 220 кВ Подпорожская.

В рассматриваемом районе расположено несколько крупных электростанций - Киришская ГРЭС, Нижне-Свирская ГЭС (ГЭС-9) и Верхне-Свирская ГЭС (ГЭС-12), Волховская ГЭС (ГЭС-6), а также ряд заводских ТЭЦ - ТЭЦ АО "РУСАЛ Бокситогорск" и ТЭЦ ООО "БГЛЗ", ТЭЦ АО "Сясьский ЦБК".

Восточная часть Ленинградской области связана с энергосистемой Республики Карелия по ВЛ 220 и 110 кВ.

Питание существующих ПС 110 кВ осуществляется, в основном, от магистральных линий электропередачи.

Необходимо отмстить, что в настоящее время электроснабжение потребителей Пикалёвского узла является недостаточно надёжным, так как осуществляется по одной ВЛ 220 кВ от ПС 330/220/110 кВ Тихвин-Литейный через подстанцию 220/110 кВ Пикалёвская. На подстанции не введено по проектной схеме РУ 110 кВ, поэтому протяженные ВЛ 110 кВ присоединены к ней по ненадежным схемам.

На ПС 220 кВ Пикалёвская отсутствует собственная резервная защита от всех видов КЗ ВЛ 110 кВ Пикалёвская - Глиноземная 1 цепь, при выводе в ремонт ТН 110 кВ ЛЧдс одновременно теряются защита ВЛ 110 кВ Пикалёвская - Чудцы с отпайкой на ПС 110 кВ Пикалево-тяговая и комплект защит N 1 ВЛ 220 кВ Тихвин-Литейный - Пикалёвская. Кроме того на ВЛ 110 кВ Пикалёвская - Глиноземная 1 цепь и АТ-1 со стороны СН отсутствуют выключатели 110 кВ, а также возможность выполнить АПВ на В ЛАТ-2 с контролем отсутствия напряжения на линии.

В восточной части области расположена ПС 750/330/110 кВ Ленинградская, которая является опорной для сети 110 кВ как восточной, так и западной части области.

Электроснабжение потребителей, расположенных на территории Всеволожского района, в настоящее время осуществляется по транзиту 110 кВ ВЛ 110 кВ Восточная - Манушкино - Дубровская ТЭЦ.

В настоящее время исчерпаны технические возможности увеличения пропускной способности по одной цепи транзита 110 кВ ПС 330 кВ Восточная - Манушкино, образованного КВЛ 110 кВ Янинская-6 и ВЛ 110 кВ Всеволожская-5, путём замены аппаратуры на подстанциях. В то же время по второй цепи транзита 110 кВ Восточная - Манушкино, образованного КВЛ 110 кВ Кудровская-1, ВЛ 110 кВ Всеволожская-2, Всеволожская-4, Всеволожская-1, имеются следующие ограничивающие элементы на подстанциях:

ВЛ 110 кВ Всеволожская-1 (ТТ 600 А и ВЧЗ 630 А на ПС 110 кВ Манушкино - Разметелево (ПС 244), ТТ 600А и ВЧЗ 630 А на ПС 110 кВ Колтуши (ПС 294));

- Всеволожская-2 (ТТ 600 А на ПС 110 кВ Ильинка (ПС 525)),

- Всеволожская-4 (ТТ и ВЧЗ 600 А на ПС 110 кВ Ильинка (ПС 525) и ПС 110 кВ Колтуши (ПС 294)).

Перечни введенных и реконструированных подстанций и линий электропередачи 110 кВ и выше на территории Ленинградской области за период 2016 - 2020 годы приведены в таблицах 2.9.2 и 2.9.3.

Таблица 2.9.2 - Перечень введенных и реконструированных ПС 110 кВ и выше на территории Ленинградской области за период 2016 - 2020 годы

Наименование ПС	Установленная мощность трансформаторов, МВА	Год ввода
АО "Концерн Росэнергоатом"
Новое строительство
ПС 750 кВ Копорская	4x80, 1x63	2017
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Северо-Запада
Реконструкция и техперевооружение
330 кВ
ПС 330 кВ Кингисеппская	Замена выключателей 110 кВ	2017
ПС 330 кВ Гатчинская	Замена выключателей	2017
ПС 330 кВ Восточная	2x40 (ТЗ, Т4)	2018
ПАО "Россети Ленэнерго"
110 кВ
Новое строительство
ПС 110 кВ ПИК (ПС 556)	2x25	2016
ПС 110 кВ Истинка (ПС 116)	2x25	2017
ПС 110 кВ Ромашки (ПС 450)	2x6.3	2017
ПС 110 кВ Куземкино (ПС 372)	2x16	2019
ПС 110 кВ Ясень (ПС 270)	2x10	2020
ПС 110 кВ Усть-Луга (ПС 505)	2x16	2020
Реконструкция и техперевооружение
ПС 110 кВ Невская Дубровка (ПС 362)	2x25	2016
ПС 110 кВ Запорожская (ПС 304)	2x10	2016
ПС 110 кВ Луга (ПC 48)	1x63	2017
ПС 110 кВ КС-2 (ПС 345)	2x10	2016
ПС 110 кВ Вырица (ПС 322)	2x40	2017
ПС 110 кВ Кингисепп-город (ПC 243)	2x25	2017
ПС 110 кВ Янино (ПС 374)	2x25	2017
ПС 110 кВ Аннино (ПС 191)	2x25	2017
ПС 110 кВ Манушкино - Разметелево (ПС 244)	2x25 (ММПС)	2017
ПС 110 кВ Федоровская (ПС 211)	2x25	2017
ПС 110 кВ Коваши (ПC 333)	2x25	2017
ПС 110 кВ Скворицы (ПС 391)	2x25	2017
ПС 110 кВ Волосово (ПС 189)	2x40	2017
ПС 110 кВ Штурм (ПС 340)	2x10	2017
ПС 110 кВ Северная птицефабрика (ПС 390)	1x25 (ММПС) 2x25	2016 2018
ПС 110 кВ Плодовое (ПС 511)	2x40	2018
ПС 110 кВ Победа (ПС 158) (ММПС)	1x25	2018
ПС 110 кВ Сосновская (ПС 547) (ММПС)	2x25	2018
ПС 110 кВ Ильинка (ПС 525) (ММПС)	1x25	2018
ПС 110 кВ Новоселье (ПС 175)	2x80	2020
ПС 110 кВ Вистино (ПС 292)	2x25	2020
АО "ЛОЭСК"
110 кВ
Новое строительство
ПС 110 кВ Слобода (ПС 312)	2x63	2016
ПС 110 кВ Криогаз (ПС 595)	2x25	2018
Реконструкция и техперевооружение
ПС 110 кВ Олтон плюс (ПС 137)	Расширение РУ 110 кВ на 2 линейные ячейки	2020
ОАО "РЖД"
110 кВ
Новое строительство
ПС 110 кВ Попово-тяговая	1x10	2016
ПС 110 кВ Скальная (ПС 451)	2x25	2017
ПС 110 кВ Земляничная (ПС 452)	2x16	2017
ПС 110 кВ Лосиная (ПС 453)	2x16	2017
ПС 110 кВ Луговая (ПС 454)	2x16	2017
ПС 110 кВ Владимирская-тяговая	2x16	2019
ПС 110 кВ Ульяновка-тяговая	2x16	2019
Реконструкция и техперевооружение
ПС 110 кВ Заневский пост-2 (ПС 444)	2x40	2019
ПС 110 кВ Теребочево (ПC 422)	Приведение к типовой схеме ПС	2020
Новое строительство ПC других собственников
ПС 110 кВ Новоселье (ПС 175)	2x25	2016
ПС 110 кВ Восток (ПС 506)	2x63	2017
ПС 110 кВ Мыс (ПС 509)	2x63	2018

Таблица 2.9.3 - Перечень введенных и реконструированных ЛЭП 110 кВ и выше на территории Ленинградской области за период 2016 - 2020 годы

Наименование линии электропередачи	Протяженность по трассе, км	Год ввода
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Северо-Запада
Новое строительство
750 кВ
ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская	472,88	2018
330 кВ
ВЛ 330 кВ Копорская - Кингисеппская	82,02	2017
ВЛ 330 кВ Копорская - Гатчинская	94,707	2017
ВЛ 330 кВ Псков - Лужская	160,7	2018
КВЛ 330 Копорская - Пулковская	89.88	2018
ПАО "Россети Ленэнерго"
110 кВ
Новое строительство
Новая РП-110 кВ с BЛ 110 кВ для присоединения новых ПС 110 кВ "Каменногорская-тяговая", "12 км", "29 км", "46 км" ФГУП "Единая группа заказчика Федерального агентства железнодорожного транспорта" (транзит 110 кВ ПС 330 кВ Каменногорская - ПС 110 кВ Ромашки)	64,91	2016
Заходы ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Истинка (ПС 116)	2x3,56	2017
ВЛ 110 кВ Выборг-Южная - Мыс	65.1	2018
Ответвление ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Мыс (ПС 509)	5,5	2018
Ответвления ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Куземкино	2x1,2	2019
Заходы ВЛ 110 кВ на ПС 330 кВ Лужская	7,4; 4	2019
ВЛ 110 кВ Порт Вистино	19.7	2020
Реконструкция и техперевооружение
ВЛ 110 кВ Дубровская ТЭЦ - Мгинская (ВЛ 110 кВ Дубровская-1)	7,4	2018
ВЛ 110 кВ Пикалевская-1 (ВЛ 110 кВ Глиноземная - Бокситогорск)	23,365	2020
АО "ЛОЭСК"
110 кВ
Новое строительство
КВЛ 110 кВ Восточная - Слобода	2x5,008	2016
Ответвления ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Криогаз (ПС 595)	0,157+0,181	2018
Новое строительство ЛЭП других собственников
Ответвления ЛЭП 110 кВ на ПС 110 кВ Новоселье (ПС 175)	ВЛ 0,05 КЛ 0,07	2016
КВЛ 110 кВ Ленинградская - Восток	2x12,7	2017

2.10 Основные характеристики электросетевого хозяйства Ленинградской области 35 кВ

На территории Ленинградской области имеется развитая электрическая сеть напряжением 35 кВ.

В таблице 2.10.1 приведены сводные данные по электросетевому хозяйству 35 кВ на территории Ленинградской области.

Таблица 2.10.1 - Сводные данные по электросетевому хозяйству 35 кВ на территории Ленинградской области по состоянию на 01.01.2021 года

Наименование	ПС, шт./МВ А	ВЛ (по цепям), км	КЛ, км
35кВ
ПАО "Россети Ленэнерго"	151/1805,26	3551,89	21,77
АО "ЛОЭСК"	9/78,36	22	-
Северо-Западный филиал	4/13,6	0,7	-
АО "Оборонэнерго"
ОАО "РЖД"	15/109,5	31	-
Абоненты	19/77,5	-	-

Опорными источниками питания для сети 35 кВ на территории Ленинградской области являются:

Северная часть: 17 ед. ПС 110/35/10(6) кВ и Лесогорская ГЭС (ГЭС 10);

Западная часть: 18 ед. ПС 110/35/10(6) кВ, ПС 330 кВ Гатчинская, Нарвская ГЭС (ГЭС

Восточная часть: 18 ед. ПС 110/35/10(6) кВ; ПС 220 кВ Колпинская, ПС 330 кВ Сясь, ПС 330 кВ Восточная, Дубровская ТЭЦ, Киришская ГРЭС, Нижне-Свирская ГЭС (ГЭС 9).

Проверка пропускной способности действующей сети показала, что при существующей нагрузке на 2020 год в действующей электрической сети 35 кВ ряд сетевых узлов имеют низкую пропускную способность по условию обеспечения допустимых уровней напряжения на шинах 35 кВ ПС 35/10(6) кВ в наиболее тяжелых послеаварийных режимах работы сети (отключение головных участков ЛЭП от центров питания), что, в основном, связано с высокой загрузкой ВЛ, их значительной протяженностью (более 100 км), и наличием на магистралях ВЛ проводов сечением ниже нормируемого (35, 50 мм2). Кроме этого, на ряде головных участков ВЛ 35 кВ от центров питания максимальная нагрузка в послеаварийных режимах превышает допустимый длительный ток по нагреву проводов. Потребители в этих районах не обеспечены требуемым уровнем надежности и качества электроснабжения согласно ГОСТ 32144-2013.

К наиболее проблемным сетевым узлам напряжением 35 кВ относятся:

ВЛ 35 кВ Советск - Победа - Лейпясуо; ВЛ 35 кВ Выборг-районная - Лейпясуо; ВЛ 35 кВ Выборг-районная - Кондратьевская; ВЛ 35 кВ Лупполово - Гарболовская в филиале ПАО "Россети Ленэнерго" "Выборгские электрические сети";

ВЛ 35 кВ Мельничный Ручей - Дубровская ТЭЦ в филиале ПАО "Россети Ленэнерго" "Санкт-Петербургские Высоковольтные электрические сети";

ВЛ 35 кВ Кингисепп-город - Волосово в филиалах ПАО "Россети Ленэнерго" "Кингисеппские электрические сети" и "Гатчинские электрические сети".

На уровне 2025 года для обеспечения нормированных показателей работы сети 35 кВ и создания возможности для присоединения новых потребителей в таких районах, как Выборгский, Приозерский, Всеволожский, Кингисеппский, Гатчинский требуется проведение мероприятий по повышению пропускной способности сети 35 кВ путем строительства новых разукрупняющих ПС 110/35/10 кВ, перевода ПС напряжением 35 кВ на напряжение 110 кВ, замены установленных трансформаторов на большие мощности и низких сечений проводов на большие, не ниже нормируемого.

На 2020 год общая протяженность ЛЭП 35 кВ на территории Ленинградской области, находящихся на балансе ПАО "Россети Ленэнерго", составила 3551,89 км, в том числе ВЛ 3551,89 км (в одноцепном исчислении) и КЛ - 21,77 км, а находящихся на балансе АО "ЛОЭСК" - 22 км.

Для электроснабжения потребителей Ленинградской области на балансе ПАО "Россети Ленэнерго" имеется 151 ед. ПС 35 кВ с суммарной установленной мощностью трансформаторов 1805,26 МВ-А., АО "ЛОЭСК" - 9 ед. ПС 35 кВ с суммарной установленной мощностью 78,36 МВА.

Перечень существующих ПС 35 кВ на территории Ленинградской области приведен в Приложении Б (не приводится).

Перечень существующих ЛЭП 35 кВ на территории Ленинградской области приведен в Приложении В (не приводится).

2.11 Основные внешние электрические связи энергосистемы на территории Ленинградской области

На рисунке 2.11.1 представлена блок-схема внешних электрических связей энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области. В таблице 2.11.1 представлены межсистемные связи энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области, проходящие по территории Ленинградской области, с прилегающими энергосистемами.

Рисунок 2.11.1 - Блок-схема внешних электрических связей энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области

Таблица 2.11.1 - Межсистемные связи энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области

N п/п	Диспетчерское наименование ЛЭП
Энергосистема Тверской области
1	ВЛ 750 кВ Калининская АЭС - Ленинградская
Энергосистема Эстонии
2	ВЛ 330 кВ Виру - Кингисеппская (Л-373)
3	КВЛ 330 кВ Балти - Кингисеппская (Л-374)
Энергосистема Псковской области
4	ВЛ 330 кВ Кингисеппская - (Л-373)
5	ВЛ 330 кВ Псков - Лужская
6	ВЛ 110 кВ Плюсса - Серебрянка (Л.Плюсская-2)
7	BЛ 110 кВ Сланцы-Цемент - Добручи (Л.Сланцевская-5)
8	ВЛ 35 кВ Володарка - Заплюсье (Л.Заплюсская-1)
Энергосистема Новгородской области
9	ВЛ 330 кВ Киришская ГРЭС - Чудово
10	ВЛ 330 кВ Ленинградская - Чудово
11	ВЛ 110 кВ Киприя - Мозолево (Л.Киприйская-1)
12	ВЛ 110 кВ Рогавка - Милодеж (Л.Милодежская-1)
13	ВЛ 110 кВ Батецкая - Сырец (Л.Мирная-2)
14	ВЛ 110 кВ Штурм - Неболчи (Л.Неболчская-2)
15	ВЛ 110 кВ Чудово - Померанье с отпайкой ПС Бабино (ВЛ 110 кВ Чудовская-1)
16	ВЛ 110 кВ Чудово - Тигода (ВЛ 110 кВ Чудовская-3)
17	ВЛ 110 кВ Чудово - Липки с отпайкой на ПС Бабино (ВЛ 110 кВ Чудовская-4)
18	ВЛ 35 кВ Штурм - Оскуй (Л. Будогощская)
19	ВЛ 35 кВ Рогавка - Радофинниково (Л.Тёсовская-6)
20	ВЛ 35 кВ Рогавка - Тесово-7 с отпайкой на ПС Тёсово-2 (Л.Тёсовская-5)
Энергосистема Республики Карелия
21	ВЛ 330 кВ Сясь - Петрозаводск
22	ВЛ 220 кВ Верхне-Свирская ГЭС - Древлянка
23	ВЛ 110 кВ Лахденпохья - Кузнечная (Л-129)
24	ВЛ 110 кВ Лодейнопольская - Олонец (Л-170)
25	ВЛ 110 кВ Верхне-Свирская ГЭС - Ольховец (ВЛ 110 кВ Ольховецкая-1)
26	ВЛ 35 кВ Кузнечная - Липпола (Л-30С)
Энергосистема Вологодской области
27	ВЛ 750 кВ Белозерская - Ленинградская
28	ВЛ 110 кВ Бабаево - Подборовье с отпайкой на ПС Тешемля (Тяговая) (ВЛ 110 кВ Подборовская)
29	ВЛ 110 кВ Подпорожская - Белоусово II цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Подпорожская-1)
30	В Л 110 кВ Подпорожская - Белоусово I цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Подпорожская-2)
31	ВЛ 110 кВ Ефимовская - Анисимово с отпайкой на ПС Сомино (ВЛ 110 кВ Чагодощенская-2)
Энергосистема Финляндии
32	ВЛ 400 кВ Выборгская - Кюми (ЛЛн-1)
33	ВЛ 400 кВ Выборгская - Юлликкяля (ЛЛн-2)
34	ВЛ 400 кВ Выборгская - Юлликкяля (ЛЛн-3)
35	ВЛ 110 кВ Светогорская ГЭС - Иматра (ВЛ 110 кВ Иматра-1)

2.12 Мониторинг и анализ исполнения схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Ленинградской области на 2020 - 2024 годы по состоянию на 31 декабря 2020 года

"Схема и программа развития электроэнергетики Ленинградской области на 2020 - 2024 годы" утверждена распоряжением Губернатора Ленинградской области от 30 апреля 2020 года N 366-рг.

В части развития генерирующих источников в "Схеме и программе развития электроэнергетики Ленинградской области на 2020 - 2024 годы" на 31 декабря 2020 года установленная мощность электростанций на территории Ленинградской области должна была составить 8559,31 МВт. При этом фактическая установленная мощность на конец 2020 года составила 7417,054 МВт. Как видно из показателей, фактическая и плановая установленные мощности отличаются на 1142,256 МВт, это связано с переносом на 2021 год вывода из эксплуатации агрегатов Тихвинской ТЭЦ (суммарная мощность, выводимая из эксплуатации - 54,96 МВт), а также переносом ввода энергоблока N 6 Ленинградской АЭС установленной мощностью 1150 МВт на 2021 год.

В 2020 году в соответствии с Программой технического перевооружения и реконструкции в качестве мероприятий по приведению отключающей способности выключателей 330 кВ токам к.з. введены в работу токоограничивающие реакторов в 330 кВ сопротивлением 6 Ом в РУ 330 кВ Киришской ГРЭС.

В 2020 году были введены новые ПС 110 кВ Ясень (ПС 270), ПС 110 кВ Усть-Луга (ПС 505).

Также в 2020 году завершились реконструкции ПС 110 кВ Новоселье (ПС 175) с заменой трансформаторов на 80 МВА и ПС 110 кВ Вистино (ПС 292) с заменой трансформаторов на 25 МВА.

На ПС 110 кВ Олтон плюс (ПС 137) завершено расширение РУ 110 кВ на две линейные ячейки, на ПС 110 кВ Теребочево (ПС 422) завершена реконструкция с приведением к типовой схеме РУ 110 кВ.

ВЛ 110 кВ Порт - Вистино введена в работу в 2020 году, на ВЛ 110 кВ Пикалевская-1 (ВЛ 110 кВ Глиноземная - Бокситогорск) завершена реконструкция с заменой опор и провода.

3 Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Ленинградской области

Анализ существующего состояния сетей 35-330 кВ на территории Ленинградской области обнаруживает наличие элементов сети, не позволяющих обеспечить электроснабжение потребителей с требуемой надежностью.

К ним относятся: работа отдельных элементов сети с нагрузкой, достигшей предельно допустимой величины, наличие в эксплуатации физически и морально устаревшего оборудования.

В настоящее время исчерпаны технические возможности увеличения пропускной способности по одной цепи транзита 110 кВ ПС 330 кВ Восточная - Манушкино, образованного КВЛ 110 кВ Янинская-6 и ВЛ 110 кВ Всеволожская-5, путём замены аппаратуры на подстанциях. В то же время по второй цепи транзита 110 кВ Восточная - Манушкино, образованного КВЛ 110 кВ Кудровская-1, ВЛ 110 кВ Всеволожская-2, Всеволожская-4, Всеволожская-1, имеются ряд ограничивающих элементов на подстанциях.

Для обеспечения возможности присоединения новых потребителей и усиления сети 110 кВ предусматривается сооружение ПС 330/110 кВ Заневская с заходами ВЛ 110 кВ в региональном варианте (часть 3, том 1.1).

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей района, в соответствии с результатами расчетов послеаварийных режимов согласно ГОСТ Р 58670-2019, предлагается в нормальной схеме сохранить раздел на СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) с возможностью его включения в ремонтных схемах в летний период времени (Приложение Р, лист 49) (не приводится).

Кроме того, согласно "Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Санкт-Петербурга на 2021 - 2025 годы" на ПС 110 кВ Новоржевская (ПС 46) должна быть выполнена замена выключателей, которая предусматривается в 2022 году. До замены выключателей на ПС 110 кВ Новоржевская (ПС 46) выполнена перефиксация ВЛ 110 кВ Ржевская-3 с I ш. 110 кВ на 11 ш. 110 кВ, а ВЛ 110 кВ Ржевская-4 со II ш. 110 кВ на I ш. 110 кВ.

1. Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Сясь - Тихвин-Литейный N 2 при выведенных в ремонт ВЛ 220 кВ Сясь - Тихвин-Литейный N 1 и ВЛ 330 кВ Киришская ГРЭС - Тихвин-Литейный приводит к токовой перегрузке ВЛ 110 кВ Волхов - Мыслинская (ВЛ 110 кВ Мыслинская-5) (ограничивающий элемент - провод).

Для устранения данной токовой перегрузки до ввода ВЛ 330 кВ Тихвин-Литейный - Петрозаводск рекомендуется установка устройств АОПО, действующих на отключение нагрузки ПС 110 кВ, питающихся от ПС 330 кВ Тихвин-Литейный. (Приложение Р, лист 123) (не приводится).

Особенности функционирования электрической сети 35 кВ Ленинградской области с указанием послеаварийных режимов, в которых уровни напряжения на шинах 35 кВ ПС 35 кВ выходят за пределы допустимого значения, а также перечень ВЛ 35 кВ, требующих усиления по критерию обеспечения допустимого длительного тока, мероприятия по переустройству сети и повышению пропускной способности сети приведены ниже.

Северная часть Ленинградской области

1. Сеть 35 кВ ПС 110 кВ Лейпясуо (ПС 404) - ПС 110 кВ Победа (ПС 158), ПС 110 кВ Советск (ПС 513) - ПС 110 кВ Победа (ПС 158)

В послеаварийных режимах 2020 года уровни напряжения на шинах 35 кВ целого ряда ПС данной электрической сети 35 кВ значительно ниже допустимого значения в следующих режимах (Приложение Т, лист 4) (не приводится):

- при взаиморезервировании ВЛ 35 кВ Лейпясуо - Гавриловская (ВЛ 35 кВ Гавриловская-4) от ПС 110 кВ Лейпясуо (ПС 404) и ВЛ 35 кВ Победа - Лада (ВЛ 35 кВ Горьковская-2) от ПС 110 кВ Победа (ПС 158) между собой;

- при отключении ВЛ 35 кВ Победа - Семиозерье (ВЛ 35 кВ Горьковская-1) от ПС 110 кВ Победа (ПС 158) и питании сети по ВЛ 35 кВ Лейпясуо - Гавриловская (ВЛ 35 кВ Гавриловская-4) от ПС 110 кВ Лейпясуо (ПС 404);

- при взаиморезервировании ВЛ 35 кВ Советск - Токаревская (ВЛ 35 кВ Токаревская) от ПС 110 кВ Советск (ПС 513) и Л 35 кВ Победа - Лада (ВЛ 35 кВ Горьковская-2) от ПС 110 кВ Победа (ПС 158) между собой.

Настоящей работой предусматривается разукрупнение сети 35 кВ путем строительства ПС 110/35/10 кВ Лада и оптимизация электроснабжения ПС 35 кВ по питающим ПС 110 кВ с учетом строительства нового источника электроснабжения (перевод питания ПС 35 кВ Заполье, ПС 35 кВ Рябовская и ПС 35 кВ Бобочинская с ПС 110 кВ Победа (ПС 158) на питание от ПС 110/35/10 кВ Лада).

2. Сеть 35 кВ ПС 110 кВ Советск (ПС 513) - ПС 110 кВ Победа (ПС 158)

В послеаварийных режимах 2020 года уровни напряжения на шинах 35 кВ целого ряда ПС данной электрической сети 35 кВ значительно ниже допустимого значения в следующих режимах (Приложение Т, лист 4,10) (не приводится):

- при взаиморезервировании ВЛ 35 кВ Советск - Токаревская (ВЛ 35 кВ Токаревская) от ПС 110 кВ Советск (ПС 513) и Л 35 кВ Победа - Лада (ВЛ 35 кВ Горьковская-2) от ПС 110 кВ Победа (ПС 158) между собой.

Строительство ПС 110/35/10 кВ Лада позволит сократить протяженность существующей электрической связи 35 кВ ПС 110 кВ Советск (ПС 513) - ПС 110 кВ Победа (ПС 158) на 12,4 км для нормальной схемы, а в режиме аварийного отключения ВЛ 35 кВ Рябовская-1 от ПС 110/35/10 кВ Лада и питания ПС 35 кВ данного участка от ПС 110 кВ Советск (ПС 513) протяженность запитываемого участка 35 кВ сократится на 30,2 км, что позволит обеспечить допустимые уровни напряжения.

3. Сеть 35 кВ ПС 110 кВ Выборг-районная (ПС 26) - ПС 110 кВ Лейпясуо (ПС 404)

В послеаварийном режиме 2020 года отключения ВЛ 35 кВ Лейпясуо - Гавриловская (ВЛ 35 кВ Гавриловская-4) от ПС 110 кВ Лейпясуо (ПС 404) и питании сети по ВЛ 35 кВ Выборг-Южная - Перовская с отпайкой на ПС 110 кВ Выборг-районная (ВЛ 35 кВ Гавриловская-1) от ПС 110 кВ Выборг-Южная (ПС 159) уровни напряжения на шинах 35 кВ ПС 35 кВ Полигон, ПС 35 кВ Бобочинская ниже допустимого значения (Приложение Т, лист 4) (не приводится).

Ввод разукрупняющей ПС 110/35/10 кВ Лада позволит выполнить от нее резервирование ВЛ 35 кВ Лейпясуо - Гавриловская (ВЛ 35 кВ Гавриловская-4) при отключении ее от ПС 110 кВ Лейпясуо (ПС 404).

Западная часть Ленинградской области

4. Сеть 35 кВ ПСЛ10 кВ Кингисепп-город (ПС 243) - ПС 110 кВ Волосово (ПС 189)

В послеаварийный режим 2020 года при отключении ВЛ 35 кВ Волосово - Бегунцы (ВЛ 35 кВ Бегуницкая) от ПС 110 кВ Волосово (ПС 189) и питании сети по ВЛ 35 кВ Кингисепп-город - Алексеевка (ВЛ 35 кВ Алексеевская-1) от ПС 110 кВ Кингисепп-город (ПС 243) уровни напряжения на шинах 35 кВ ПС 35 кВ Бегуницы (ПС 7) ниже допустимого значения (Приложение Т, лист 5) (не приводится).

Настоящей работой предусматривается замена на ВЛ 35 кВ Кингисепп-город - Алексеевка (ВЛ 35 кВ Алексеевская-1) существующего провода АС 120 на АС 150 и на ВЛ 35 кВ Алексеевка - Фалилеево (ВЛ 35 кВ Фалилеевская-1) и ВЛ 35 кВ Бегунцы - Фалилеево (ВЛ 35 кВ Фалилеевская-2) провода АС 50 на АС 150.

Восточная часть Ленинградской области

5. Сеть 35 кВ Дубровская ТЭЦ - ПС 110/35/10 кВ Мельничный Ручей (ПС 403)

В послеаварийных режимах 2020 года при отключении ВЛ 35 кВ Дубровская ТЭЦ - Морозовская с отпайкой на ПС 35 кВ Петрокрепость (ВЛ 35 кВ Ладожская-3) от Дубровской ТЭЦ и питании сети по ВЛ 35 кВ Щеглово-2 от ПС 110 кВ Мельничный Ручей (ПС 403), а также и при питании сети по ВЛ 35 кВ Дубровская ТЭЦ - Ладожская насосная с отпайкой на ПС 35 кВ Петрокрепость (ВЛ 35 кВ Ладожская-4) от Дубровской ТЭЦ уровни напряжения на шинах 35 кВ на большинстве ПС 35 кВ значительно ниже допустимого значения (Приложение Т, лист 6, 12) (не приводится).

Ниже приведен перечень ВЛ 35 кВ, требующих усиления по критерию обеспечения допустимого длительного тока.

Северная часть Ленинградской области

1. ВЛ 35 кВ Лейпясуо - Гавриловская (ВЛ 35 кВ Гавриловская-4) с проводом АС 95

В послеаварийном режиме 2020 года при питании сети по ВЛ 35 кВ Гавриловская-4 от ПС 110 кВ Лейпясуо (ПС 404) при отключении ВЛ 35 кВ Горьковская-2 от ПС 110 кВ Победа (ПС 158) (Приложение Т, лист 4) (не приводится) расчетная токовая нагрузка составит 486 А, что превышает ДДТН 300 А.

Настоящей работой предусматривается разгрузка и разукрупнение сети 35 кВ путем строительства ПС 110/35/10 кВ Лада взамен существующей ПС 35 кВ.

2. ВЛ 35 кВ Советск - Токаревская (ВЛ 35 кВ Токаревская) с проводом АС 95

В послеаварийном режиме 2020 года при питании сети по ВЛ 35 кВ Токаревская от ПС 110 кВ Советск (ПС 513) при отключении ВЛ 35 кВ Горьковская-2 от ПС 110 кВ Победа (ПС 158) (Приложение Т, лист 4) (не приводится) расчетная токовая нагрузка составит 531 А, что превышает ДДТН 300 А.

Настоящей работой предусматривается разгрузка и разукрупнение сети 35 кВ путем строительства ПС 110/35/10 кВ Лада.

3. ВЛ 35 кВ Победа - Лада (ВЛ 35 кВ Горьковская-2) с проводом АС 120

В послеаварийном режиме 2020 года при питании сети по ВЛ 35 кВ Горьковская-2 от ПС 110 кВ Победа (ПС 158) при отключении ВЛ 35 кВ Токаревская от ПС 110 кВ Советск (ПС 513). (Приложение Т, лист 4) (не приводится) расчетная токовая нагрузка составит 505 А, что превышает ДДТН 300 А.

Работой предусматривается разгрузка и разукрупнение сети 35 кВ путем строительства ПС 110/35/10 кВ Лада.

4.1 Прогноз потребления электроэнергии и мощности на 5 летний период на территории Ленинградской области

В работе, в соответствии с Техническим заданием (приложение А), рассмотрено два варианта потребления электроэнергии и мощности на территории Ленинградской области:

1. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, подготовленный Филиалом АО "СО ЕЭС" Ленинградское РДУ (далее - базовый вариант);

2. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, учитывающий данные, предоставленные сетевыми компаниями и информацию Правительства Ленинградской области об инвестиционных проектах, намечаемых к реализации на территории Ленинградской области в период до 2025 года, а также индустриальных парках, освоение которых предполагается в рассматриваемый период (далее - региональный вариант).

Для рассматриваемых вариантов потребления в период 2021 - 2025 годов, в соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы", предполагается осуществлять экспортные поставки мощности и электроэнергии в Финляндию (1300 МВт/3,244-3,720 млрд. кВт-ч) и страны Балтии (400 МВт/2,442-4,240 млрд. кВт-ч). От Каскада Вуоксинских ГЭС ПАО "ТГК-1" предполагается осуществлять передачу мощности и электроэнергии в Финляндию в рамках приграничной торговли.

Уровни потребления электроэнергии и максимумы потребления мощности Ленинградской области на 2021 - 2025 годы для базового и регионального вариантов представлены в таблицах 4.1.1 и 4.1.2 соответственно.

Таблица 4.1.1 - Уровни потребления электроэнергии и максимумы потребления мощности Ленинградской области на 2021 - 2025 годы. Базовый вариант

	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	Среднегодовой темп прироста в период 2021 - 2025 годов,%
Электропотребление, млрд. кВтч	21.97	22,317	22,604	24,491	26,271
годовой темп прироста,%	2,6	1,6	1,3	8,3	7,3	4,6
Максимум потребления мощности, МВт	3510	3556	3616	4141	4197
годовой темп прироста,%	8	1,3	1,7	14,5	1,4	4,6
Число часов использования максимума нагрузки, час	6259	6276	6251	5914	6259

Как следует из приведенной таблицы, рост потребления электроэнергии на территории Ленинградской области по данным Филиала АО "СО ЕЭС" Ленинградское РДУ в перспективе до 2025 года ожидается со среднегодовым темпом прироста - 4,6%.

Таблица 4.1.2 - Уровни потребления электроэнергии и максимумы потребления мощности Ленинградской области на 2021 - 2025 годы. Региональный вариант

	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	Среднегодовой темп прироста в период 2021 - 2025 годов, %
Электропотребление, млрд. кВтч	22,067	22,904	24,061	26,851	35,290
годовой темп прироста,%	3,0	3.8	5,0	11.6	31,4	12,5
Максимум потребления мощности, МВт	3524	3667	3854	4568	5641
годовой темп прироста,%	8,5	4Д	5,1	18,5	23,5	12,5
Число часов использования максимума нагрузки, час	6262	6246	6243	5878	6256

В региональном варианте в перспективе до 2025 года ожидается рост потребления электроэнергии со среднегодовым темпом роста - 12,5%.

Региональный вариант получен в результате анализа:

прогнозируемых темпов роста электропотребления и нагрузок потребителей, существующих на начало расчетного периода (таблица 4.1.3);

данных об электропотреблении на основании документов территориального планирования муниципальных образований;

информации Правительства Ленинградской области об инвестиционных проектах, намечаемых к реализации на территории Ленинградской области в период до 2025 года, а также индустриальных парках, освоение которых предполагается в рассматриваемый период (таблицы 4.1.4 и 4.1.5);

данных о договорах и заявках на технологическое присоединение потребителей, предоставленных сетевыми компаниями.

Следует отметить, что число часов использования максимума потребления мощности в региональном варианте принято исходя из характера подключаемых потребителей.

В таблице 4.1.3 приведено потребление электроэнергии и мощности наиболее крупными потребителями Ленинградской области (по которым была предоставлена информация) на период до 2025 года.

В таблице 4.1.4 приведен перечень индустриальных парков, действующих и создаваемых на территории Ленинградской области.

В таблице 4.1.5 приведен перечень инвестиционных проектов Ленинградской области, в отношении которых осуществляется или необходимо технологическое присоединение.

Таблица 4.1.3 - Потребление электроэнергии и мощности наиболее крупными потребителями Ленинградской области на период до 2025 года

Предприятие	Месторасположение	Электропотребление, млн.кВтч						Максимум потребления мощности, МВт
		2021 год		2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
Производство нефтепродуктов
ООО "КИНЕФ"	город Кириши	1800		1800	1800	1800	1800	215	215	215	215	215
Химическое производство
ООО "ПГ "Фосфорит"	Кингисеппский район, промзона "Фосфорит"	293		293	293	293	293	32	32	32	32	32
АО "ЕвроХим Северо-Запад"	Кингисеппский район, промзона "Фосфорит"	143,01		147,05	147,05	147,05	147,05	20	20	20	20	20
Цветная металлургия (производство глинозема)
АО "РУСАЛ Бокситогорск"	город Бокситогорск	145,6		145,6	145,6	145,6	145,6	23	23	23	23	23
ООО "ПГЛЗ"	г. Пикалево	14,0		14,0	14,0	14,0	14,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0
Производство бумаги и картона
АО "Сясьский ЦБК"	Волховский район, город Сясьстрой	152,5		156,3	174,0	169,9	185,6	28	30	30	32	32
АО "КНАУФ ПЕТРОБОРД"	Гатчинский район, город Коммунар	208,1		209,5	209,5	209,5	209,5	23,9	23,9	23,9	23,9	23,9
ЗАО "Интернешнл Пейпер	г. Светогорск	990		990	990	990	990	108	108	108	108	108
Производство железнодорожного подвижного состава. Производство частей железнодорожных локомотивов, трамвайных и прочих моторных вагонов и подвижного состава
АО "ТВСЗ"	город Тихвин	271		282	282	282	282	35	35	35	35	35
Производство резиновых шин, покрышек и камер
ООО "Нокиан Тайерс"	город Всеволожск	95,2		95,8	96,3	96,5	96,6	19,5	19,5	19,6	19,6	19,6
Строительство судов
ПАО "ВСЗ"	город Выборг	31		31	31	31	31	8,3	8,3	8,3	8,3	8,3
Производство ферросплавов, кроме доменных
ООО "ТФЗ"	город Тихвин	535,8		535,8	535,8	535,8	535,8	70,2	70,2	70,2	70,2	70,2
Транспортная обработка прочих грузов
ООО "Порт Высоцкий"	Выборгский район, город Высоцк	20,42		20,42	20,42	20,42	20,42	2,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Транспорт
ОАО "РЖД"	Ленинградская область	1507,1	1522,1		1537,4	1552,7	1568,3	253,7	255,7	257,8	259,8	261,9

Таблица 4.1.4 - Перечень индустриальных парков, действующих и создаваемых на территории Ленинградской области

Наименование управляющей компании парка	Наименование индустриального парка	Специализация	Электрическая мощность, МВт	Место размещения	Предполагаемый источник питания
Действующие
АО "Леноблинновации"	Индустриальный парк "Пикалево" (ТОСЭР)	Промышленная	7,2	Бокситогорский район, Пикалевское городское поселение, г. Пикалево, за жилой зоной "Обрино"	ПС 35 кВ Обрино, ПС 110 кВ Газокомпрессорная (ПС 293)
ООО "Агентство территориального развития "М10"	Индустриальный парк "М10" "Тельмана"	Промышленная	10	Тосненский район, Тельмановское сельское поселение, массив "Тельмана"	ПС 35 кВ Тельмана (ПC 715)
	Индустриальный парк "М10" "Красный Бор"	Промышленная	3
	Индустриальный парк "М10" "Никольское"	Промышленная	1
	Индустриальный парк "М10" "Пионер"	Промышленная	5
	Индустриальный парк "М10" "Ям-Ижора"	Промышленная	10
ТСН "Индустриальный парк "Федоровское"	ПЛК "ИндустриПарк "Федоровское"	Промышленная	50 (расширение до 60)	Тосненский район, Федоровское сельское поселение, д. Аннолово	ПС 110 кВ Восток
ООО "Киришская сервисная компания"	Индустриальный парк "Левобережный"	Промышленная	47	г. Кириши, Волховское шоссе, д. 11;	ПС 110 кВ Левобережная (ПС 229)
ООО УК "Приневский Технопарк"	Индустриальный парк "Приневский"	Промышленное, складское, логистическое, назначение	0,75 МВт	Всеволожский район, Заневское городское поселение, д. Новосергиевка	ПС 110 кВ Кудрово (ПС 335)
АО "ЮИТ Санкт-Петербург"	Индустриальный парк Greenstate ("Гринстейт")	Промышленная	27	Ломоносовский район, Виллозское сельское пос., село Офицерское, квартал 2	ПС 110 кВ Горелово-2 (ПС 364)
ООО "Управляющая компания "Уткина завод девелопмент"	Промзона "Уткина Заводь Девелопмент"	Промышленная	Заявленная мощность электроснабжения - 80500 кВА.	Всеволожский район, Свердловское городское поселение, д. Новосаратовка, центральное отделение	ПС 110 кВ Олтон плюс (ПС 137)
Создаваемые
ООО "Рощинский мясокомбинат"	Индустриальный парк "Пушное"	Агропромышленная	2,4 (к 2021 г.)	Выборгский район, пгт. Рощино, пос. Пушное, промышленная зона	ПС 110 кВ Победа (ПС 158)
Управляющая компания не создана	Индустриальный парк "Тосно"	Предприятия обрабатывающей промышленности	Планируемая - 20 МВт	Тосненский район, г. Тосно, Московское шоссе, з/у 2д	ПС 110 кВ Тосно-новая (ПС 539)
ООО "Теллус-Консалтинг"	Индустриальный парк "Кола"	Промышленная	23	Всеволожский район, Свердловское городское поселение	ПС 110 кВ Олтон плюс (ПС 137)
ООО "РЕОЛЭК"	Индустриальный парк "Бокситогорский"	Промышленное, коммунально-складское, транспортно-логистическое, общественно-деловое назначение	Потребляемая мощность 500 кВА, разрешенная к использованию - 3000 кВА	Бокситогорский район, Бокситогорское городское поселение	ПС 110 кВ Газокомпрессорная (ПС 293)
ООО "ИнвестБугры"	Индустриальный парк "RAUMБугры"	Промышленное, коммунально-складское, транспортно-логистическое, общественно-деловое назначение	5,1 МВт	Всеволожский район, Бугровское сельское поселение, д. Порошкино	ПС 110 кВ Порошкино
АО "Леноблинновации"	Индустриальный парк Северо-Западного нанотехнологического центра (нанопарк "Гатчина")	Нанотехнологии, радиационные технологии, биотехнологии, медицина и фармацевтика	13	Гатчинский район, г. Гатчина, Пушкинское шоссе, 20	ПС 110 кВ Императорская
Планируемые
Управляющая компания не создана	Индустриальный парк "Сланцы"	Промышленная	40-150	Сланцевский район, г. Сланцы, ул. Школьная д. 14, офис 1	Требуется разработка схемы внешнего электроснабжения
Управляющая компания не создана	Индустриальный "Дони-Верево"	Промышленная	35	Ленинградская область, Гатчинский район, Веревское сельское поселение, КСЗ "Дони-Верево", участок N 1	Требуется разработка схемы внешнего электроснабжения
Управляющая компания не создана	Индустриальный парк "Мурманские ворота - 1"	Промышленная	н/д	Ленинградская область, Волховский район, г. Волхов, микрорайон "Мурманские ворота", улица Загородный проезд, 2	Сети напряжением ниже 35 кВ
Управляющая компания не создана	Индустриальный парк "Мурманские ворота - 2"	Промышленная	н/д	Ленинградская область, Волховский район, г. Волхов, микрорайон "Мурманские ворота", улица Вокзальная	Сети напряжением ниже 35 кВ
Управляющая компания не создана	Индустриальный парк "Светогорский"	Промышленная	н/д	Ленинградская область, Выборгский район, г. Светогорск; к северу от города Светогорск, близ Государственной границы Российской Федерации и Финляндии	Сети напряжением ниже 35 кВ
Управляющая компания не создана	Индустриальный парк "Подпорожский. Площадка N 1"	Промышленная	н/д	Ленинградская область, Подпорожский район, г. Подпорожье, ул. Физкультурная	Сети напряжением ниже 35 кВ

Источник данных: Интегрированная региональная информационная система "Инвестиционное развитие территории Ленинградской области"

Таблица 4.1.5 - Перечень инвестиционных проектов Ленинградской области, в отношении которых осуществляется или необходимо технологическое присоединение

N п/п	Наименование проекта	Наименование юридического лица	Место реализации		Электрическая мощность, МВт	Предполагаемый центр питания	Окончание реализации, год
			Муниципальный район (городской округ)	Поселение
1	Перенос производства лакокрасочных материалов из Санкт-Петербурга в Ленинградскую область	ООО "Холдинговая компания "Пигмент"	Всеволожский район	Заневское городское поселение	3	ПС 110 кВ Янино (ПС 374)	2021
2	Мясоперерабатывающий завод полного цикла с убоем скота	ООО "Всеволожский Мясной Двор"	Всеволожский район	Всеволожское городское поселение	2	ПС 110 кВ Ильинка (ПС-525)	2021
3	Ввоз на территорию Российской Федерации и ввод в эксплуатацию оборудования для осуществления технологического процесса переработки кофе, включая обжарку, экстракцию и получение сублимированного кофе	ООО "ТД Фаворит"	Всеволожский район	Муринское сельское поселение	3	ПС 110 кВ Турбоатомгаз (ПС 91)	2023
4	Строительство портового терминала по экспорту зерновых грузов в объеме до 2 млн тонн в год	ООО "Технотранс"	Выборгский район	Высоцкое городское поселение	15	ПС 110 кВ Криогаз (ПС 595)	2024
5	Строительство универсального перегрузочного комплекса в порту Приморск	ООО "Приморский универсальный перегрузочный комплекс"	Выборгский район	Приморское городское поселение	140 (I этап 30 МВт; II этап 75 МВт; III этап 140 МВт)	ПС 110 кВ Приморский УПК	2023-2024
6	Комплекс по производству метанола	ООО "Газ-Синтез"	Выборгский район	Высоцкое городское поселение	30	ПС 110 кВ Криогаз (ПС 595)	2024
7	Строительство оптово-распределительного центра сельскохозяйственной продукции	ООО "Оптово-распределительный центр"	Гатчинский район	Дружногорское городское поселение	4	ПС 35 кВ Дружная горка	2021
8	Производство санитарно-гигиенических видов бумаги изделий из них	ООО "Инвестиционная компания А4"	Гатчинский район	Коммунаре кое городское поселение	4,5	ПС 110 кВ ЛКФ (ПС 354)	2022
9	Строительство метанольного завода в предпортовой зоне Усть-Луга	ООО "Балтийский метанол"	Кингисеппский район	Вистинское сельское поселение	25	ПС 330 кВ Нарва	2023
10	Региональный распределительно-накопительный грузовой узел	ООО "Перегрузочный пункт"	Кингисеппский район	Вистинское сельское поселение	10	ПС 110 кВ Усть-Луга (ПС 505), ПС 110 кВ Порт (ПС 549)	2022
11	Создание производственно-складского перевалочного комплекса с причалом и промышленной железнодорожной станцией Вистино	ООО "Ультрамар"	Кингисеппский район	Вистинское сельское поселение	12	ПС 110 кВ Вистино (ПС 292), ПС 110 кВ Порт (ПС 549)	II очередь - 2022
12	Строительство завода по производству метанола мощностью 5000 т/сут.	ООО "Русхимком"	Кингисеппский район	Вистинское сельское поселение	16	Требуется разработка схемы внешнего электроснабжения	2023
13	Терминал по перевалке минеральных удобрений в морском торговом порту Усть-Луга	ООО "ЕвроХим Терминал Усть-Луга"	Кингисеппский район	Вистинское сельское поселение	8		2022
14	Универсальный торговый термина "Усть-Луга"	АО "ХК "Новотранс"	Кингисеппский район	Вистинское сельское поселение	26,6		2022
15	Строительство метанольного завода в предпортовой зоне Усть-Луга	ООО "Аском"	Кингисеппский район	Вистинское сельское поселение	32		2023
16	Создание завода соединительных элементов и компонентной базы	НП "Союз литейщиков Санкт-Петербурга"	Киришский район	Киришское городское поселение (индустриальный парк "Левобережный")	3	ПС 110 кВ Левобережная (ПС 229)	2022
17	Строительство складского комплекса класса А для хранения химической продукции	ЗАО "Астрос Логистик Центр"	Ломоносовский район	Виллозское сельское поселение	1,2	ПС 110 кВ КЭ ЦБЭ (ПС 514), ПС 110 кВ Красное Село (ПС 154)	2021
18	Строительство нового завода по производству готовых лекарственных средств (имеется действующее предприятие во Всеволожском районе)	ООО "Глория"	Ломоносовский район	Низине кое сельское поселение	1,2	ПС 35 кВ Низино	II очередь - 2021
19	Модернизация производства и развитие новых мощностей кофейного производства с целью запуска новинок и увеличения объема выпускаемой продукции	ООО "ЯКОБС ДАУ ЭГ-БЕРТС РУС"	Ломоносовский район	Виллозское сельское поселение	5	ПС 110 кВ ЮЗОС (ПС-535)	2021
20	Строительство глубоководного терминала в Усть-Луге по перевалке насыпных сельскохозяйственных и минеральных грузов	ООО УК "Содружество"	Ломоносовский район	Лебяженское городское поселение	2,2	ПС 110 кВ Лебяжье (ПС 412)	2023
21	Строительство многофункционального торгового комплекса площадью 20 000 м.кв. в Лаголовском сельском поселении	ООО "ТРЕНД"	Ломоносовский район	Лаголовское сельское поселение	1,35	ПС 110 кВ Красносельская (ПС 154),ПС 110 кВ Русско-Высоцкая (ПС 153)	2025
22	Создание завода по утилизации биологических отходов и производству кормов для животных (финская технология)	ООО "Знаменка"	Лужский район	Мшинское сельское поселение	1,2	ПС 110 кВ Азовская тяговая (ПС 405)	2021
23	Строительство промышленного комплекса по обработке и переработке кварцито-песчаников	ООО "Ровское"	Подпорожский район	Подпорожское городское поселение	1	ПС 110 кВ Подпорожская (ПС 201)	2021
24	Строительство завода по производству торрефицированных (черных) пеллет мощностью 60 тысяч тонн в год	ООО "Иск-Энерго"	Сланцевский район	Сланцевское городское поселение	2	ПС 110 кВ Сланцы-цемент (ПС 219)	2021
25	Создание производства автоприцепов для транспортировки нефтепродуктов, метанолов, химических жидкостей и иных специализированных грузов	ЗАО "КАПРИ"	Тосненский район	Никольское городское поселение	1	ПС 35 кВ Завод Сокол (ПС 52)	2021
26	Строительство второй очереди завода по производству фаянсовой сантехники	ООО "Рока Рус"	Тосненский район	Тосненское городское поселение	2,5	ПС 110 кВ Тосно (ПС 483)	2022
27	Строительство завода корабленесущих систем Нидакс	ООО "Нидакс Холдинг РУС"	Тосненский район	Федоровское городское поселение	3	ПС 110 кВ Федоровская (ПС 211)	2021
28	Производство бутилированной питьевой воды и безалкогольных напитков	ООО "Восход"	Гатчинский район	д. Большие Колпаны	2	ПС 110 кВ Войсковицы (ПС 366)	2022
29	Производство метанола	ООО "ЕвроХим Северо-Запад 3"	Кингисеппский район	Большелуцкое сельское поселение	48	ПС 110 кВ Метаноловская	2024
30	Производство импрегнированной бумаги/пленки	ООО "Инновационные технологии"	Сланцевский район	Сланцевское городское поселение	1,2	ТЭЦ ООО "Сланцы"	2025
31	Производство ж/б опор и металлоконструкций	ООО "Комплексные строительные решения"	Всеволожский район	Заневское городское поселение	1,5	ПС 110 кВ Слобода (ПС 312)	2022
32	Производство лакокрасочных материалов	ООО "Терминал "Янино"	Всеволожский район	Заневское городское поселение	4	ПС 110 кВ Слобода (ПС 312)	2021
33	Расширение действующего производства снэков и печенья	ООО "Ориент Продакс"	Всеволожский муниципальный район	Сертоловское городское поселение	1	ПС 110 кВ Сертолово (ПС 537)	2022
34	Создание производства вспененных ПВХ листов	ООО "Карматех"	Тосненский район	Федоровское городское поселение	1,2	ПС 110 кВ Федоровская (ПС 211)	2021
Промышленная зона "Горелово"
35	Обновление производственного оборудования	ООО "ММ Полиграфоформление пэкеджинг"	Ломоносовский район, Виллозское городское поселение		3,2	ПС 110 кВ Горелово (ПС 222)	2021
36	Производство керамогранита	ООО "Керамин"			3,2		2021
37	Производство табачной продукции	ООО "Кресс Нева"			1,65		2021
38	Запуск новой технологической линии на фабрике по выпуску мучных кондитерских изделий на территории Ломоносовского района Ленинградской области	АО "Кондитерское объединение "Любимый край"			2		2021
Индустриальный парк "М10"
39	АО "Тандер" (вторая очередь); АртФонарь; АрхиМет; ПитерПром ПК; производственно-складской комплекс пищевых товаров; технопарк для пищевых предприятий М10	ООО "Агентство территориального развития "М10" "М10 Ям-Ижора"	Тосненский район	Тельмановское сельское поселение	10	ПС 110 кВ Поповка (ПС 482), ПС 110 кВ РЦ-11 (ПС 500), ПС 110 кВ Федоровская (ПС 211)	2022-2023
40	ООО "РосЭнерго", ЗАО "Балтийская нержавеющая сталь", ЗАО "Холдинг-78", ООО "Петроснаб"	ООО "Агентство территориального развития "М10" "М10 Тельмана"		Тельмановское сельское поселение	2		2022-2023
41	ООО "Шредер Ритейл" (вторая очередь), ООО УК "Автодор", АО "Племхоз им. Тельмана", ООО "Газпром газомоторное топливо", ПАО "Новатэк", ПАО "Газпром нефть", АО "Тандер", Х5 Retail Group.	ООО "Агентство территориального развития "М10" "М10 Пионер"		Тельмановское сельское поселение	5		2021-2022
42	ЗАО "КАПРИ", ООО "Регион"	ООО "Агентство территориального развития "М10" "М10 Никольское"		Никольское городское поселение	2		2021-2022
43	Логистический комплекс для размещения фулфилмент-центра e-commerce	ООО "Агентство территориального развития "М10" "М10 Красный Бор"		Красноборское городское поселение	10		2021-2022

Источник данных: Комитет экономического развития и инвестиционной деятельности Администрации Ленинградской области (письмо N 14И-339/2021 от 20.01.2021, приложение Е.1) (не приводится)

В соответствии с информацией о предполагаемых к осуществлению на территории Ленинградской области инвестиционных проектах, предоставленной Комитетом экономического развития и инвестиционной деятельности, в районе морского торгового порта Усть-Луга предусматривается размещение ряда производств.

В таблице 4.1.6 приведен перечень инвестиционных проектов, предусматриваемых к осуществлению в районе Усть-Луги.

Таблица 4.1.6 - Перечень инвестиционных проектов, предусматриваемых к осуществлению в районе Усть-Луги

Наименование инвестпроекта	Описание, место расположения	Нагрузка, МВт	Предполагаемый центр питания	Год ввода
ООО "Балтийский метанол"	Завод по производству метанола. Кингисеппский район Вистинское сельское поселение	25	ПС 330 кВ Нарва	2023
ООО "Перегрузочный пункт"	Региональный распределительно-накопительный грузовой узел Кингисеппский район Вистинское сельское поселение	10	ПС 110 кВ Усть-Луга (ПС 505), ПС 110 кВ Порт (ПС 549)	2022
ООО "Ультрамар"	Создание производственно-складского перевалочного комплекса с причалом и промышленной железнодорожной станцией Вистино	12	ПС 110 кВ Вистино (ПС 292), ПС 110 кВ Порт (ПС 549)	II очередь - 2022
ООО "ЕвроХим Терминат Усть-Луга"	Терминал по перевалке минеральных удобрений в морском торговом порту Усть-Луга	8	Требуется разработка схемы внешнего электроснабжения	2022
АО "ХК "Новотранс"	Универсальный торговый термина "Усть-Луга"	26,6		2022
ООО "Аском"	Строительство метанольного завода в предпортовой зоне Усть-Луга	32		2023
ООО "Русхимком"	Строительство завода по производству метанола мощностью 5 000 т/сут.	16		2023

Помимо представленных в таблице 4.1.6 инвестиционных проектов, на территории Усть-Лужского сельского поселения ООО "РусХимАльянс" и ООО "Балтийский Химический Комплекс" предусматривается строительство комплекса переработки этансодержащего газа в составе газоперерабатывающего завода и производства сжиженного природного газа (СПГ) с вводом 1 очереди в 2024 году и суммарной нагрузкой на полное развитие 795 МВт.

Для обеспечения возможности электроснабжения указанных потребителей в районе Усть-Лужского сельского поселения, в настоящей работе в базовом варианте развития предусматривается строительство в 2023 году ПС 330 кВ Нарва.

ПС 330 кВ Нарва предполагается присоединить заходами BЛ 330 кВ Копорская - Кингисеппская на ПС 330 кВ Нарва с образованием ВЛ 330 кВ Кингисеппская - Нарва N 1 и ВЛ 330 кВ Копорская - Нарва N 1, а также ВЛ 330 кВ Кингисеппская - Нарва N 2 (чертеж 2.00.396.002 Лист 1, Лист 5, Лист 6).

Мероприятия по строительству и присоединению к энергосистеме ПС 330 кВ Навра присутствуют в проекте "Схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы".

В региональном варианте для электроснабжения логистического комплекса и металлургического завода ООО "НКТ", размещение которых планируется на территории Кингисеппского района Ленинградской области, в 2025 году предусматривается строительство ПС 330 кВ Порт Усть-Луга.

Для присоединения ПС 330 кВ Порт Усть-Луга к энергосистеме предусматривается сооружение следующих электросетевых объектов:

Строительство ПС 330 кВ Порт Усть-Луга с установкой четырех автотрансформаторов 330/110 кВ мощностью 400 МВА каждый;

Сооружение двух ВЛ 330 кВ от шин 330 кВ ПС 750 кВ Копорская до шин 330 кВ ПС 330 кВ Порт Усть-Луга длиной 59,5 км;

Сооружение одной ВЛ 330 кВ от шип 330 кВ Ленинградской АЭС до шин 330 кВ IIC 330 кВ Порт Усть-Луга длиной 59,9 км.

4.2 Анализ прогнозного баланса мощности и электрической энергии из разработанной и утвержденной в текущем году Схемы и программы развития ЕЭС России (актуальной редакции проекта)

В соответствии с техническим заданием (Приложение А) проведен анализ баланса мощности и электроэнергии из проекта Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы.

В документе приведены балансы мощности и электроэнергии энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации (таблицы 4.2.1 и 4.2.2 соответственно).

Таблица 4.2.1 - Баланс мощности энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации, МВт

	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2027 год
Потребность (собственный максимум)	7800,0	7903,0	8035,0	8620,0	8745,0	8803,0	8811,0
Покрытие (установленная мощность)	13085,9	13110,3	13110,3	13140,3	11145,3	11145,3	11145,3
в том числе:
АЭС	4337,6	4337,6	4337,6	4337.6	2337,6	2337,6	2337,6
ГЭС	707,8	707,8	707,8	707,8	707.8	707,8	707,8
ТЭС	8040,4	8064,8	8064,8	8094,8	8099,8	8099,8	8099,8

Таблица 4.2.2 - Баланс энергии энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации, млрд. кВт.ч

	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2026 год	2027 год
Потребность (потребление электрической энергии)	47,206	47,952	48,57	50,846	52,894	53,191	53,481
Покрытие (производство электрической энергии)	61,743	62,989	63,305	64,149	59,921	56,255	56,993
в том числе:
АЭС	29,950	30,363	30,363	30,363	22,116	16,363	16,363
ГЭС	2,990	3,400	3,400	3,400	3,400	3,400	3.400
ТЭС	28,803	29,226	29,541	30,386	34,405	36,491	37,230
Сальдо перетоков электрической энергии *	-14,537	-15,037	-14,735	-13,303	-7,027	-3,064	-3,512

------------------------------

^* _{( -) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой}

------------------------------

Приведенные данные показывают, что энергосистема г. Санкт-Петербургской и Ленинградской области, при заданных уровнях потребления электроэнергии и мощности, избыточна на протяжении всего рассматриваемого периода.

4.3 Детализация электропотребления и максимума потребления мощности по отдельным частям энергосистемы Ленинградской области с выделением потребителей, составляющих не менее 1% потребления региона и иных, влияющих на режим работы энергорайона в энергосистеме

Детализация электропотребления и максимума потребления мощности в работе принята по четырем укрупненным частям области (энергорайонам): Северной, Центральной, Западной и Восточной.

Северная часть включает в себя Выборгский и Приозерский районы. Обслуживание потребителей осуществляет филиал ПАО "Россети Ленэнерго" "Выборгские электрические сети.

Центральная часть состоит из Всеволожского района и частично (территории, прилегающие к Санкт-Петербургу) Ломоносовского, Тосненского и Гатчинского районов Ленинградской области. Электроснабжение потребителей осуществляет филиал ПАО "Россети Ленэнерго" "Санкт-Петербургские высоковольтные электрические сети".

В западную часть входят Гатчинский, Ломоносовский, Тосненский, Волосовский, Кингисеппский, Лужский и Сланцевский районы Ленинградской области. Электроснабжение потребителей осуществляют филиал ПAO "Россети Ленэнерго" "Гатчинские электрические сети" и филиал ПАО "Россети Ленэнерго" "Кингисеппские электрические сети".

Восточная часть включает в себя Волховский, Лодейнопольский, Подпорожский, Кировский, Киришский, Тихвинский и Бокситогорский районы и обслуживается филиалами ПАО "Россети Ленэнерго" "Новоладожские электрические сети" и "Тихвинские электрические сети".

Центры питания, принадлежащие другим электросетевым компаниям Ленинградской области отнесены к энергорайонам по территориальному признаку (их местоположению).

В таблице 4.3.1 приведена динамика изменения электропотребления и максимума потребления мощности энергорайонов Ленинградской области с выделением крупных потребителей для базового варианта.

В таблице 4.3.2 приведена динамика изменения электропотребления и максимума потребления мощности энергорайонов Ленинградской области для регионального варианта.

4 Цели и задачи развития электроэнергетики Ленинградской области на расчетный период 2021 - 2025 годы

Разработка схемы и программы развития электроэнергетики Ленинградской области на 2021 - 2025 годы выполняется с целью уточнения и обоснования необходимости сооружения и реконструкции электросетевых объектов в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации N 823 от 17 октября 2009 года.

Схема и программа развития электроэнергетики Ленинградской области на 2021 - 2025 годы определяет основные направления строительства, реконструкции и модернизации электрогенерирующей и электросетевой инфраструктуры региона. Реализация программы должна обеспечить стабильность и надежность функционирования электроэнергетического комплекса Ленинградской области, сформировать основу для реализации Стратегии социально-экономического развития.

В "Стратегии социально-экономического развития Ленинградской области до 2030 года" (утверждена областным законом от 8 августа 2016 года N 76-оз) сформулированы следующие направления развития электроэнергетики:

Строительство новых электрических подстанций и объектов электросетевого хозяйства, реконструкция существующих;

Строительство замещающих мощностей Ленинградской АЭС;

Внедрение и распространение ресурсосберегающих (энергосберегающих) технологий.

Основные направления и принципы развития электрической сети на территории Ленинградской области должны обеспечить нормативный уровень надежности электроснабжения существующих потребителей электроэнергии и возможность присоединения к электрической сети новых потребителей.

В Ленинградской области должно быть обеспечено согласованное развитие электрической сети с техническим перевооружением и расширением действующих электростанций.

Таблица 4.3.1 - Динамика изменения электропотребления и максимума потребления мощности энергорайонов Ленинградской области с выделением крупных потребителей для базового варианта

Энергорайоны	Электропотребление, млн.кВтч					Нагрузка, МВт
	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
Северная часть Ленинградской области, в том числе	4778,1	4835,7	4927,0	5165,9	5696,3	763,4	770,5	788,2	873,5	910,1
ООО "Порт Высоцкий"	20,42	20,42	20,42	20,42	20,42	2	2	2	2	2
ПАО "ВСЗ"	31	31	31	31	31	8,3	8,3	8.3	8,3
ООО "Приморский универсальный перегрузочный комплекс"	-	-	н/д	н/д	н/д	-	-	75	140	140
ЗАО "Интернешнл Пейпер"	990	990	990	990	990	108	108	108	108	108
Центральная часть Ленинградской области, в том числе	3125,7	3242,8	3408,7	3785,6	4267,4	499,4	516,7	545,3	640,1	681,8
ООО "Нокиан Тайерс"	95,2	95,8	96,3	96,5	96,6	19,5	19,5	19,6	19,6	19,6
Гатчинские электрические сети, в том ч.	3138,3	3154,3	3177,4	3114,3	3338,6	501,4	502,6	508,3	526,6	533,4
Кингисеппские электрические сети, в т.ч.	1766,9	1914,8	1995,9	2099,5	2523,0	282,3	305,1	319,3	355	403,1
Западная часть Ленинградской области, в том числе	4905,18	5069,13	5173,33	5213,78	5861,55	783,7	807,7	827,6	881,6	936,5
ООО "ПГ "Фосфорит"	293	293	293	293	293	32	32	32	32	32
АО "ЕвроХим Северо-Запад"	143,01	147,05	147,05	147,05	147,05	20	20	20	20	20
ООО "ЕвроХим Северо-Запад-2"	-	43	394	394	394	-	55	55	55	55
ООО "РусХимАльянс 1	-	-	-	1752	1752	-	-	-	200	200
ООО "Балтийский Химический Комплекс" 1	-	-	-	1724	1724	-	-	-	215,5	215,5
Новоладожские электрические сети, в т. ч.	1959,7	1967,5	1965,3	1883,0	2002,9	313,1	313,5	314,4	318,4	320
Тихвинские электрические сети, в т.ч.	3571,4	3597,4	3598,7	3434,9	3652,8	570,6	573,2	575,7	580,8	583,6
Восточная часть Ленинградской области, в том числе	5531,1	5564,9	5564,0	5317,9	5655,6	883,7	886,7	890,1	899,2	903,6
ООО "КИНЕФ"	1800	1800	1800	1800	1800	215	215	215	215	215
АО "РУСАЛ Бокситогорск"	145,6	145,6	145,6	145,6	145,6	23	23	23	23	23
АО "Сясьский ЦБК"	152,5	156,3	174	169,9	185,6	28	30	30	32	32
ООО "ТФЗ"	535,8	535,8	535,8	535,8	535,8	70,2	70,2	70,2	70,2	70,2
АО "ТВСЗ"	271	282	282	282	282	35	35	35	35	35
Итого (без учета потерь и СН электростанций (кроме электростанций промпредприятий))	18340,1	18712,5	19073,1	22959,1	24956,9	2930,2	2981,6	3051,2	3709,9	3847,5

Примечание: Нагрузка энергорайонов приведена на час прохождения максимума энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области. По промышленным предприятиям приведена максимальная заявленная нагрузка (без учета коэффициента совмещения максимума).

------------------------------

¹_{указана нагрузка 1-й очереди}

------------------------------

Таблица 4.3.2 - Динамика изменения электропотребления и максимума потребления мощности энергорайонов Ленинградской области для регионального варианта

Энергорайоны	Электропотребление, млн.кВтч					Нагрузка, МВт
	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
Северная часть Ленинградской области, в том числе	4786,7	4909,4	5207,3	5590,6	6470,0	764,4	786	834,1	951,1	1034,2
ООО "Порт Высоцк"	20,42	20,42	20,42	20,42	20,42	2	2	2	2	2
ПАО "ВСЗ"	31	31	31	31	31	8,3	8,3	8,3	8,3	8,3
ООО "Приморский универсальный перегрузочный комплекс"	-	-	н/д	н/д	н/д	-	-	75	140	140
ЗАО "Интернешнл Пейпер"	990	990	990	990	990	108	108	108	108	108
ООО "Газ-Синтез"	-	-	н/д	н/д	н/д	-	30	30	30	30
Центральная часть Ленинградской области, в том числе	3186,1	3601,4	4049,2	4801,2	5641,7	508,8	576,6	648,6	816,8	901,8
ООО "Нокиан Тайерс"	95,2	95,8	96,3	96,5	96,6	19,5	19,5	19,6	19,6	19,6
Гатчинские электрические сети, в т.ч.	3153,5	3260,4	3391,8	3406,9	3707,9	503,6	522	543,3	579,6	592,7
Кингисеппские электрические сети, в т.ч.	1832,3	2073,0	2265,0	2543,4	3193,1	292,6	331,9	362,8	432,7	510,4
Западная часть Ленинградской области, в том числе	4985,8	5333,5	5656,8	5950,3	6901,0	796,2	853,9	906,1	1012,3	1103,1
ООО "ПГ "Фосфорит"	293	293	293	293	293	32	32	32	32	32
АО "ЕвроХим Северо-Запад"	143,01	147,05	147,05	147,05	147,05	20	20	20	20	20
ООО "ЕвроХим Северо-Запад-2"	-	43	394	394	394	-	55	55	55	55
ООО "ЕвроХим Северо-Запад-3"		-	"	н/д	н/д	-	-	-	45	45
ООО "Балтийский метанол" 1	-	-	н/д	н/д	н/д			25	25	25
ООО "Аском"	-	-	н/д	н/д	н/д			32	32	32
АО "ХК "Новотранс"	-	н/д	н/д	н/д	н/д	-	26,6	26,6	26,6	26,6
ООО "РусХимАльянс"	-	-	-	1752	3171	-	-	-	200	362
ООО "Балтийский Химический Комплекс"	--	-	-	1724	1724	-	-	-	215,5	215,5
ООО "НКТ"	-	-	-	-	н/д	-	-	-	-	795
Новоладожские электрические сети, в т.ч.	1965,0	1992,5	2021,5	1953,3	2093,3	313,8	319	323,8	332,3	334,6
Тихвинские электрические сети, в пи ч.	3575,0	3600,2	3629,1	3463,3	3711,1	570,9	576,4	581,3	589,2	593,2
Восточная часть Ленинградской области, в том числе	5540,0	5592,7	5650,5	5416,6	5804,3	884,7	895,4	905,1	921,5	927,8
ООО "КИНЕФ"	1800	1800	1800	1800	1800	215	215	215	215	215
АО "РУСАЛ Бокситогорск"	145.6	145,6	145,6	145,6	145,6	23	23	23	23	23
АО "Сясьский ЦБК"	152,5	156,3	174	169,9	185.6	28	30	30	32	32
ООО "ТФЗ"	535,8	535,8	535.8	535,8	535,8	70,2	70,2	70,2	70,2	70,2
АО "ТВСЗ"	271	282	282	282	282	35	35	35	35	35
ООО "Агентство территориального развития "М10"	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	29	29	29	29	29
Итого (без учета потерь и СН электростанций (кроме электростанций промпредприятий))	18498,6	19436,9	20563,8	25781,9	33435,3	2954,1	3111,9	3293,9	4117,2	5339,4

Примечание: Нагрузка энергорайонов приведена на час прохождения максимума энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области. По промышленным предприятиям приведена максимальная заявленная нагрузка (без учета коэффициента совмещения максимума).

------------------------------

¹_{указана нагрузка на полное развитие}

------------------------------

4.4. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Ленинградской области, установленной мощностью не менее 5 МВт, на 5-летний период

При разработке предложений по развитию генерирующих мощностей на территории Ленинградской области были использованы:

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

Данные, предоставленные Филиалом АО "СО ЕЭС" Ленинградское РДУ и генерирующими компаниями Ленинградской области.

Объем вывода из эксплуатации генерирующего оборудования на электростанциях, расположенных на территории Ленинградской области приведен в таблице 4.4.1.

Данные об объемах и структуре ввода генерирующего оборудования в эксплуатацию в период 2021 - 2025 годов для базового и регионального вариантов приведены в таблице 4.4.2.

В таблице 4.4.3 приведены данные о модернизации на электростанциях Ленинградской области в рассматриваемый период.

Таблица 4.4.1 - Объем вывода из эксплуатации генерирующего оборудования на электростанциях, расположенных на территории Ленинградской области в период 2021 - 2025 годов, МВ т

Электростанция	Тип демонтажа	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
Базовый вариант
Ленинградская АЭС
3 РБМК-1000	окончательный					1000,0
4 РБМК-1000	окончательный					1000,0
Всего по станции						2000,0
Тихвинская ТЭЦ.
1 ГПУ	окончательный	18,32
3 ГПУ	окончательный	18,32
5 ГПУ	окончательный	18,32
Всего по станции		54,96
Итого		54,96				2000
Региональный вариант
Ленинградская АЭС
3 РБМК-1000	окончательный					1000,0
4 РБМК-1000	окончательный					1000,0
Всего по станции						2000,0
Тихвинская ТЭЦ
1 ГПУ	окончательный	18,32
3ГПУ	окончательный	18,32
5 ГПУ	окончательный	18,32
Всего по станции		54,96
ТЭИ ООО "Сланцы"
5 АТ-25-2		20,0
Всего по станции		20,0
Итого		74,96				2000

Таблица 4.4.2 - Объемы и структура ввода генерирующего оборудования в эксплуатацию в период 2021 - 2025 годов, МВт

Электростанция	Тип ввода	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
Базовый вариант
Ленинградская АЭС
6 ВВ ЭР-1200	новое строительство	1150,0
Всего по станции		1150,0
Итого		1150,0
Региональный вариант
Ленинградская АЭС
6 ВВЭР-1200	новое строительство	1150,0
Всего по станции		1150,0
УТЭЦ ВФ АО "Апатит"
1SST-400		34,3
Всего по станции		34,3
ТЭЦ ООО "Сланцы"
4 АТ-25-2		20,0
Всего по станции		20,0
ВЭС Вистино
Ветровые агрегаты	новое строительство			50,0	25,0	25,0
Ветровые агрегаты	новое строительство
Всего по станции				50,0	25.0	25,0
ВЭС Свирица
Ветровые агрегаты	новое строительство				69,0
ВЭС Копорье
Ветровые агрегаты	новое строительство					200
Итого		1204,3		50,0	94,0	225,0

В базовом варианте в 2021 году планируется ввод шестого энергоблока установленной мощностью 1150,0 МВт на Ленинградской АЭС.

В региональном варианте в период 2021 - 2025 годов дополнительно предполагается:

ввод на ТЭЦ ООО "Сланцы" 4 АТ-25-2 установленной мощностью 20 МВт взамен 5 АТ-25-2;

ввод УТЭЦ ВА АО "Апатит" установленной мощностью 34,3 МВт;

ввод ветроэлектростанции Вистино суммарной установленной мощностью 100 МВт (50 МВт - 2023 год, 25 МВт - 2024 и 25 МВт - 2025 год). Проект реализует ПАО "ТГК-1" в районе п. Вистино Кингисеппского района Ленинградской области;

ввод ветроэлектростанции Свирица суммарной установленной мощностью 69 МВт. ВЭС Свирица предполагается к размещению вблизи п. Свирица Волховского района Ленинградской области. Реализует проект ООО "ВЭС Свирица".

ввод ветроэлектростанции суммарной установленной мощностью 200 МВт ВЭС Копорье предполагается к размещению вблизи села Копорье Ломоносовского района Ленинградской области. Реализует проект группа Enel Green Power в лице ООО "Копорье ВЭС".

Таблица 4.4.3 - Объем и структура модернизации генерирующего оборудования в период 2021 - 2025 годов

Наименование электростанции	Станционный номер установленного оборудования	Тип и наименование установленного оборудования	Тип мощности	Мощность, МВт	Год
Базовый вариант
Киришская ГРЭС	Г-2Т	ПТ-60-130/13	до модернизации	60	2021
		ПТ-65-130/13	после модернизации	65	2022
		ПТ-65-130/13	изменение	5	2022
	Г-1Т	ПТ-50-130/7	до модернизации	50	2022
		ПТ-60-130/13	после модернизации	60	2024
		ПТ-60-130/13	изменение	10	2024
	Г-4Т	ПТ-60-130/13	до модернизации	60
		ПТ-65-130/13	после модернизации	65	2025
		ПТ-65-130/13	изменение	5	2025
Региональный вариант
Северная ТЭЦ	4	Т-100/120-130	до модернизации	100	01.05.2022-31.12.2024
			после модернизации	100
			изменение	0

В соответствии с планами собственника, в региональном варианте предусматривается модернизация генерирующего оборудования Северной ТЭЦ без увеличения мощности.

В таблице 4.4.4 приведена динамика изменения установленной мощности на электростанциях Ленинградской области в период 2021 - 2025 годов для базового и регионального вариантов.

Таблица 4.4.4 - Динамика изменения установленной мощности на электростанциях Ленинградской области в период 2021 - 2025 годов для базового и регионального вариантов, МВт

	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
Ленинградская АЭС	4337,634	4337,634	4337,634	4337,634	2337,634
Киришская ГРЭС	2555	2560	2560	2570	2575
Северная ТЭЦ (ТЭЦ-21)	500	500	500	500	500
Волховская ГЭС (ГЭС-6)	84	84	84	84	84
Нижне-Свирская ГЭС (ГЭС-9)	99	99	99	99	99
Верхне-Свирская ГЭС (ГЭС-12)	160	160	160	160	160
Лесогорская ГЭС (ГЭС-10)	118	118	118	118	118
Светогорская ГЭС (ГЭС-11)	122	122	122	122	122
Нарвская ГЭС (ГЭС-13)	124,8	124,8	124,8	124,8	124,8
Станция активной дегазации полигона ТБО "Новый Свет-Эко"	2,4	2,4	2,4	2,4	2,4
ТЭЦ ЗАО "Интернешнл Пейпер"	93	93	93	93	93
ТЭЦ ООО "Сланцы"	20	20	20	20	20
ТЭЦ ООО "ПГЛЗ"	78	78	78	78	78
ТЭЦ АО "РУСАЛ Бокситогорск"	24	24	24	24	24
ТЭЦ ОАО "Сясьский ЦБК"	22,8	22,8	22,8	22,8	22,8
ТЭЦ ООО "ПГ "Фосфорит"	44	44	44	44	44
Волховская ТЭЦ АО "ЛОТЭК"	12	12	12	12	12
ТЭЦ ФГУП "НИТИ им. Александрова"	20	20	20	20	20
ТЭЦ АО "КНАУФ ПЕТРОБОРД"	12	12	12	12	12
Тихвинская ТЭЦ	54,96	54,96	54,96	54,96	54,96
ГПТЭС ООО "Петербургцемент"	25,21	25,21	25,21	25,21	25,21
ЭСН КС "Портовая"	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5
УТЭЦ ВФ АО "Апатит"	0	0	0	0	0
	34,3	34,3	34,3	34,3	34,3
ВЭС Вистино	-	-	0	0	0
			50	75	100
ВЭС Свирица	-	-	-	0	0
				69	69
ВЭС Копорье	-	-	-	-	0 200
Всего ГЭС	707,8	707,8	707,8	707,8	707.8
Всего ВЭС	-	-	0	0	0
			50	144	369
Всего АЭС	4337,634	4337,634	4337,634	4337,634	2337.634
Всего ТЭС	3473,87 3508,17	3478,87 3513,17	3478.87 3513,17	3488,87 3523,17	3493.87 3528,17
Итого	8519,304 8553,604	8524,304 8558,604	8524,304 8608,604	8534,304 8712,604	6539,304 6942,604

Примечания: 1) Установленная мощность приведена на конец года

2) В числителе приведены значения для базового варианта, в знаменателе - для регионального

Таким образом установленная мощность электростанций, расположенных на территории Ленинградской области в 2025 году в базовом варианте составит 6539,304 МВт, в региональном - 6942,604 МВт.

4.5 Прогноз развития энергетики Ленинградской области на основе ВИЭ. Существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации генерирующие объекты, функционирующие на основе ВИЭ и местных видов топлива

Ветроэнергетические установки

Северо-запад России является регионом, в котором присутствуют необходимые условия для применения ветроэнергетических установок (ВЭУ) различных классов мощности. Основным из них является наличие высокого уровня теоретического (или природно-климатического) потенциала ветровой энергии.

Большой интерес представляет использование побережья и мелководных акваторий Финского залива и Ладожского озера, где небольшая глубина 2-10 м и высокие среднегодовые скорости ветра создают благоприятные условия для сооружения ВЭС.

На прибрежных частях упомянутых акваторий средняя годовая скорость ветра, на уровне 10 метров от поверхности земли, составляет от 7 до 8 м/с. К наиболее благоприятным местам для размещения ВЭУ следует отнести, в первую очередь, Лондонскую отмель, острова Готланд, Малый и Мощный, Большой и Малый Тютерс, Сескар. На рисунке 4.5.1 показано распределение средних скоростей ветра по территории Ленинградской области.

Рисунок 4.5.1 - Изолинии распределения средних скоростей ветра на высоте 10-15 метров в прибрежных зонах Финского залива и Ладожского озера, м/с

В проекте Схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы в информации о планах собственников по строительству генерирующих объектов (дополнительные вводы) показан ввод ветроэлектростанции в Волховском районе Ленинградской области вблизи п. Свирица - ВЭС Свирица. Установленная мощность электростанции - 69 МВт.

Всю фактически выработанную электроэнергию владелец станции (ООО "ВЭС Свирица") будет продавать на оптовом рынке в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 28 мая 2013 г. N 449 "О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности".

Информация по состоянию проекта ветровой электростанции (ВЭС) Свирица

1. Характеристики территории размещения ВЭС:

Расположение участка: Ленинградская область, Волховский район, Свирицкое сельское поселение, прибрежная зона оз. Ладога;

Кадастровый номер участка	Площадь, кв. м
47:10:0000000:24211	734 782
47:10:0000000:24249	56 522

Земельные участки под строительство ВЭС находятся в собственности ООО "ВЭС Свирица";

К участкам имеется подъезд по дороге регионального значения.

2. Технологическое присоединение ВЭС.

Схема выдачи мощности ветроэлектрической станции в Ленинградской области установленной мощностью 69 МВт была разработана в августе 2018 г Акционерным обществом "Научно-технический центр Единой энергетической системы (Московское отделение)".

Материалы внестадийной работы "Схема выдачи мощности ветроэлектрической станции в Ленинградской области установленной мощностью 69 МВт" согласованы письмом N МА-4997 от 09.08.2018 ПАО "ФСК ЕЭС" и письмом N 03-Б2-Т-1-19-3543 от 14.08.2018 Филиал АО "СО ЕЭС" ОДУ Северо-Запада.

На основании расчетов электроэнергетических режимов и технико-экономического сравнения вариантов на Этапе 1 Работы определен рекомендуемый вариант схемы выдачи мощности ВЭС мощностью 69 МВт, предполагающий выдачу мощности в сеть 110 кВ, на шины 110 кВ ПС 330 кВ Сясь и включающий в себя следующие мероприятия:

- сооружение ВЛ 110 кВ ВЭС Свирица - Сясь, выполненная проводом АС-120 длиной 43

- реконструкция ПС 330 кВ Сясь с сооружением дополнительной ячейки в РУ 110 кВ;

- сооружение РУ 110 кВ ВЭС Свирица с применением схемы N 110-1 "Блок (линия-трансформатор) с разъединителем" с установкой одного трансформатора типа ТДЦ 80000/110.

Разработаны и согласованы 17.07.2019 ПАО "ФСК ЕЭС" и 04.07.2019 Филиалом АО "СО ЕЭС" ОДУ Северо-Запада технические условия на осуществление технологического присоединения от 34 объектов по производству электрической энергии ООО "ВЭС Свирица к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС". ТУ действительны по 31.12.2023.

Выполнение настоящих технических условий обеспечивает поэтапное технологическое присоединение вновь сооружаемых в процессе технологического присоединения объектов по производству электрической энергии ВЭС Свирица, установленной (максимальной) мощностью 68,4 МВт, а также технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью, потребляемой из электрической сети ПАО "ФСК ЕЭС" 1,14 МВт, и объектов электросетевого хозяйства, обеспечивающих технологическое присоединение энергопринимающих устройств ВЭС Свирица, в том числе: на первом этапе (проведение пусконаладочных работ) - энергопринимающих устройств максимальной мощностью 1,14 МВт и объектов по производству электрической энергии установленной (максимальной) мощностью 68,4 МВт, на втором этапе (проведение комплексных испытаний и ввод в работу) - объектов по производству электрической энергии установленной (максимальной) мощностью 68,4 МВт и энергопринимающих устройств максимальной мощностью 1,14 МВт, к существующим электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС": ПС 330 кВ Сясь: с образованием после выполнения настоящих технических условий на первом и втором этапах 1 (одной) точки присоединения.

ВЭС Свирица включена в Схему и программа развития Единой энергетической системы России на 2020 - 2026 годы (Приказ Минэнерго России от 30.06.2020 N 508 "Об утверждении схемы и программы развития Единой Энергетической Системы России на 2020 - 2026 годы");

ВЭС Свирица включена в "Схему и программу развития электроэнергетики Ленинградской области на 2020 - 2024 годы", утвержденной распоряжением Губернатора Ленинградской области от 30.04.2020 N 366-рг.

3. Проектно-изыскательские работы.

Проведены инженерно-геологические изыскания на объекте, пробурено около 700 скважин на глубину от 5 до 35 метров для исследований фунтов на местах проектирования фундаментов, дорог, кабельных линий и подстанции.

Завершено проведение инженерно-гидрометеорологических и геодезических изысканий на площадке ветропарка и прилегающих территориях. Исследовано влияние на окружающие водоемы и их влияние на проектируемый ветропарк;

Выполнена топосъёмка участка 74 Га М 1:500.(Зарегистрирована в экспертизе);

Выполнена топосъёмка участка и прилегающих территорий (в границах польдера) - 1600 Га - М 1:2000;

Выполнен ортофотоплан участка и прилегающих территорий - 1700 Га - М 1:5000;

Проводится проектирование ВЭС на стадии "П";

В 2020 году ООО "ВЭС Свирица" получено разрешение на строительство.

4. Данные основного оборудования.

Тип ВЭУ: Siemens-Gamesa G132-3,6MW;

Диаметр ветроколеса: 132 м;

Мощность ВЭУ: 3,6 МВт;

Высота башни: 84 м;

Планируется, что ВЭС будет состоять из 19 ВЭУ единичной мощностью 3,6 МВт, подстанции 110/35 кВ и инженерной инфраструктуры (подъездных дорог и ЛЭП).

5. Исследование ветровых ресурсов.

Исследование ветровых ресурсов на площадке ВЭС проводилось с 2014 по 2016 год с участием сертифицированной компании WSB Neue Energie GmbH (ФРГ);

Среднегодовая скорость ветра на высоте оси ветроколеса ветроэнергетической установки (ВЭУ) по данным мониторинга и последующих расчетов достигает 6,5 метров в секунду.

6. Предварительные технико-экономические показатели проекта:

Удельные капитальные затраты проекта 80 млн. р/МВт;

Общие капитальные затраты проекта 5 472 млн. р;

NPV 1 632 млн. р.;

IRR 15,8%;

Простой период окупаемости 5,3 лет;

Денежный поток, генерируемый проектом за период эксплуатации 20 лет - 7 257 млн

В работе ввод ВЭС Свирица в 2023 году принят в региональном варианте.

В Кингисеппском районе Ленинградской области ПАО "ТГК-1" планирует строительство ВЭС Вистино максимальной установленной мощностью 100 МВт. Ветроэлектростанцию планируется разместить в районе деревни Вистино.

1-ю очередь (50 МВт) предполагается ввести в 2023 году, 2-ю очередь (25 МВт) - в 2024 году и 3-ю очередь (25 МВт) - в 2025 году.

Схема выдачи мощности ВЭС Вистино установленной мощностью 100 МВт была разработана в 2019 году Акционерным обществом "Научно-технический центр Единой энергетической системы".

Для выдачи мощности ВЭС предполагается сооружение ПС 110/35 кВ ВЭС Вистино и ВЛ 110 кВ ВЭС Вистино - Порт протяженностью 8,7 км.

Поскольку ВЭС Вистино не вошла в проект "Схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы", ввод электростанции в данной работе учитывается в региональном варианте.

В Ломоносовском районе Ленинградской области Группой Enel Green Power в лице ООО "Копорье ВЭС" реализуется проект ветроэлектростанции мощностью 200 МВт с планируемым сроком ввода в 2025 году.

Всю фактически выработанную электроэнергию владелец станции (ООО "Копорье ВЭС") будет продавать на оптовом рынке в соответствии с "Постановлением Правительства РФ от 28 мая 2013 г. N 449 "О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности".

В рамках подготовки проекта с 2020 года осуществляется инструментальное измерение ветровых параметров на площадке предполагаемого строительства, проводится сбор исходных данных для проектирования. Разработаны технические решения по организации схемы выдачи мощности ВЭС в прилегающую сеть, находящиеся в стадии согласования с подразделениями АО "СО ЕЭС" и ПАО "Россети".

Для выдачи мощности ВЭС предполагается сооружение ПС 110 кВ Копорье ВЭС с присоединением к энергосистеме отпайками от ВЛ 110 кВ Сосновоборская-3,4 (отходящих от РУ 110 кВ Ленинградской АЭС) ориентировочной протяженностью 1 км.

Поскольку ВЭС Копорье не вошла в проект "Схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы", ввод электростанции в данной работе учитывается в региональном варианте.

Кроме крупных системных ВЭС, предназначенных для работы на сеть, весьма перспективно внедрение ветроэнергетических установок как энергосберегающих систем при энергоснабжении предприятий и индивидуальных застройщиков.

Опыт сооружения ВЭУ для такого использования на одном из предприятий в Красном Селе показал высокую энергосберегающую эффективность.

Малые ГЭС

К объектам малой гидроэнергетики относятся малые ГЭС (гидроагрегаты мощностью от 100 кВт до 30 МВт) и микро-ГЭС (мощность до 100 кВт).

На территории Ленинградской области расположена действующая малая гидроэлектростанция - Лужская ГЭС.

Основное предназначение состоящей на балансе ПАО "ТГК-1" Лужской ГЭС установленной электрической мощностью 454 кВт - регулирование стока воды по реке Быстрица.

В 50-60 годы XX века на территории области эксплуатировалось несколько десятков малых ГЭС, которые затем в условиях сплошной сетевой электрификации были выведены из эксплуатации и заброшены. Они могут быть реконструированы, восстановлены и технически перевооружены. На ряде малых ГЭС сохранились гидротехнические сооружения и бьефы, которые используются в рекреационных и мелиоративных целях, что упрощает задачу восстановления объектов и снимает ряд задач, связанных с экологией.

Сдерживающим фактором на пути сооружения малых ГЭС является рыбохозяйственного значение большинства рек, вопросы подключения к сетям малых электростанций, а также их близость к населенным пунктам, что грозит подтоплением при поднятии уровня водохранилищ до рабочего уровня.

Электростанции и энергоустановки, использующие газ, выделяемый отходами производства и потребления на свалках таких отходов

С 2015 года на территории области работает промышленная ТЭС ООО "Вирео Энерджи" мощностью 2,4 МВт (квалифицированный генерирующий объект ВИЭ), использующая в качестве основного топлива свалочный газ (станция активной дегазации полигона ТБО "Новый Свет-Эко").

Проектная мощность станции - 4,8 МВт. В соответствии с данными собственника, ввод второй очереди в рассматриваемый период 2021 - 2025 годов не планируется.

Развитие энергетики на основе местных видов топлива

Основными видами местного топлива в Ленинградской области являются древесина, торф и сланец.

На территории Ленинградской области активно развита деревообрабатывающая и целлюлозно-бумажная промышленность, что способствует использованию вторичных энергоресурсов, таких как щепа, пеллеты и пр. Например, ЗАО "Интернейшнл Пейпер" утилизирует технологические отходы деревообработки, попутно генерируя теплоэнергию. Также ряд муниципальных котельных использует древесное топливо, перечень которых представлен в таблице 4.5.1.

Таблица 4.5.1 - Котельные, работающие на древесном топливе

Принадлежность к компании, станции	Место расположения, адрес	Дата ввода	Тип, марка установки	Мощность оборудования, Гкал	Вид энергоресурса
ООО "ПАРИТЕТ"	п. Петровское, ул. Зоотехническая, д. 1а	2002, 2012	"MVVI.TIMIZF.R" -21; КПД	5,1	щепа, пеллеты
ООО "Биотеплоснаб"	п. Суходолье Ромашкинское сельское поселение	2006	ORIONS 3Н4; ORIONS 2Н1	6,02	щепа, пеллеты
ООО "Биотеплоснаб"	п. Плодовое	2001	ORIONS -3V3	4,3	щепа
ООО "Биотеплоснаб"	п. Тракторное Плодовское сельское поселение	2012	ДТ900	3,44	щепа
ООО "Сосновский ДОЗ", МО Сосновское с/п	п. Сосново, ул. Академическая, д. 1	1975	ДКВР 2,5/13	2,5	щепа, опилки
ООО "ПАРИТЕТЕ"	п. Починок Ларионовское сельское поселение	2003,2005	"КАЛЛ"; Луга-Лотос	4,52	щепа
ООО "Энерго-Ресурс"	г. Приозерск, ул. Пушкина, 24	2010,2012	кв м	11,3	щепа, древесные отходы
филиал АО "Газпром теплоэнерго" в Ленинградской области	п. Царицыно озеро	2005	СН 150 DH Compact	2,58	щепа
ОАО "УЖКХ"	д. Еремина гора	2001, 2001,2013	2 х ORIONS 10100, КВр-0.4	0,516	дрова
ОАО "УЖКХ"	д. Пашозеро	2016, 2000, 2012, 2009	КВр-1.0, ORIONS 2S, КВр - 1.0д, КВНПу - 1.0	3,81	дрова
"Красный Бор -2"	п. Красный Бор, ул. Дубровского, 12	н/д	н/д	1,7	щепа
Котельная	п. Лисино	н/д	н/д	1,72	щепа

В области обнаружено свыше 2300 месторождений торфа. Запасы торфа в области превышают 17 млрд. м ³. Самые крупные месторождения торфа расположены в низменных районах области, особенно на юге и востоке.

Несмотря на то, что запасы торфа имеются во многих районах Ленинградской области, торфодобыча, как и во всей России, за последние десятилетия существенно снизилась, многие торфопредприятия закрылись или перешли на добычу торфа для сельского хозяйства.

Запасы месторождения сланцев в Ленинградской области составляют примерно 1,1 млн. т, что эквивалентно 200 млн. т нефти. Месторождение сланца расположено в Сланцевском районе. Там же находится предприятие по добыче и переработке горючего сланца ООО "Сланцы". Следует отметить что ООО "Сланцы" было перепрофилировано на прокалку нефтяных коксов для металлургии, однако сейчас на предприятии ведется работа по возобновлению добычи и глубокой переработки горючих сланцев с целью получения товарных продуктов на энерготехнологическом комплексе установок с твёрдым теплоносителем.

В целом потенциал местных топлив, прежде всего продуктов деревообработки, и возобновляемых источников энергии, в первую очередь - энергии ветра и воды, на территории Ленинградской области велик. Однако использование этих ресурсов возможно при экономическом стимулировании возобновляемой энергетики.

4.6 Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период

Прогнозные балансы мощности и электроэнергии выполнены в соответствии с "Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем", утвержденными Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281, а также Национальным стандартом РФ ГОСТ 58057-2018 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Общие требования", утвержденным Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 марта 2018 года N 128-ст.

В соответствии с ГОСТ 58057-2018 (пп.6.3, 6.4) для территориальных энергосистем (энергорайонов, областей регулирования) расходная часть перспективного баланса мощности включает в себя максимум потребления мощности, приходная часть - располагаемую мощность электростанций.

В соответствии с прогнозируемыми уровнями потребности в мощности, намечаемым объемом работ по техническому перевооружению и вводом новых энергомощностей сформирован баланс мощности Ленинградской области в период 2021 - 2025 годов.

Баланс электроэнергии Ленинградской области сформирован с учетом того, что выработка электроэнергии гидроэлектростанциями учтена среднемноголетней величиной, работа теплоэлектроцентралей осуществляется по графику тепловой нагрузки потребителей.

От Каскада Вуоксинских ГЭС ПАО "ТГК-1" предполагается осуществлять передачу мощности и электроэнергии в Финляндию в рамках приграничной торговли.

Баланс мощности Ленинградской области при изложенных выше условиях на рассматриваемую перспективу складывается с избытками, как в базовом варианте (таблица 4.6.1), так и в региональном варианте (таблица 4.6.2). Величина избытков в базовом варианте составит от 2385,544 МВт до 5064,544 МВт, а в региональном варианте - от 1289,884 МВт до 5029,884 МВт.

Баланс электроэнергии Ленинградской области на перспективу складывается так же, как и баланс мощности. В период 2021 - 2025 годы избытки электроэнергии в Ленинградской области составят для базового варианта от 9,41 до 21,611 млрд. кВт-ч (таблица 4.6.3), для регионального варианта - от 1,115 до 21,149 млрд. кВт-ч (таблица 4.6.4).

Значительное влияние на баланс мощности и электроэнергии Ленинградской области оказывает ввод в базовом варианте нагрузки таких крупных потребителей как ООО "РусХимАльянс", ООО "Балтийский химический комплекс" (ПС 330 кВ Нарва) и в региональном варианте ООО "НКТ" (ПС 330 кВ Порт Усть-Луга).

Необходимо отметить, что балансы мощности и электроэнергии Ленинградской области имеют условный характер, так как, Ленинградская АЭС, Киришская ГРЭС, Северная ТЭЦ используются для электроснабжения потребителей, как Ленинградской области, так и Санкт-Петербурга, а также всего Северо-Запада.

В таблицах 4.6.5 - 4.6.8 приведены балансы энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области для базового и регионального вариантов. Приведенные данные показывают, что в базовом варианте энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области, при заданных уровнях потребления электроэнергии и мощности, избыточна на протяжении всего рассматриваемого периода. В региональном варианте развития прогнозируется дефицит электроэнергии в 2025 году на уровне 4,371 млрд. кВт-ч, что связано с выводом двух энергоблоков Ленинградской АЭС и вводом 795 МВт нагрузки ООО "НКТ" (ПС 330 кВ Порт Усть-Луга).

Таблица 4.6.1 - Баланс мощности Ленинградской области в период 2021 - 2025 годов. Базовый вариант, МВт

	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
Потребность
Собственный максимум потребления мощности	3510	3556	3616	4141	4197
Покрытие
Установленная мощность, в том числе	8519,304	8524,304	8524,304	8534,304	6539,304
АЭС	4337,634	4337,634	4337,634	4337,634	2337,634
ГЭС	707,8	707,8	707,8	707,8	707,8
ТЭС	3473,87	3478,87	3478,87	3488,87	3493.87
Избыток(+)/Дефицит(-)	5009,304	4968,304	4908,304	4393,304	2342,304

Таблица 4.6.2 - Баланс мощности Ленинградской области в период 2021 - 2025 годов. Региональный вариант, МВт

	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
Потребность
Собственный максимум потребления мощности	3524	3667	3854	4568	5641
Покрытие
Установленная мощность	8553,884	8558,884	8608,884	8712,884	6942,604
в том числе:
АЭС	4337,634	4337,634	4337,634	4337,634	2337,634
ГЭС	707.8	707,8	707,8	707,8	707,8
ТЭС	3508,45	3513,45	3513,45	3523,45	3528,17
ВЭС	0	0	50	144	369
Избыток(+)/Дефицит(-)	5029,884	4891,884	4754,884	4144,884	1301,604

Таблица 4.6.3 - Баланс электроэнергии Ленинградской области в период 2021 - 2025 годов. Базовый вариант, млрд. кВт.ч

	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
Потребность
Электропотребление	21,97	22,317	22,604	24,491	26.271
Покрытие
Выработка электростанций, в том числе	43,22	43,94	43,66	43,93	35,69
АЭС	29,95	30,36	30,36	30,36	22,12
ГЭС	2,99	3,40	3,40	3,40	3,40
ТЭС	10,284	10,173	9,898	10,164	10.173
Избыток(+)/Дефицит(-)	21,255	21,620	21,057	19,437	9,419

Таблица 4.6.4 - Баланс электроэнергии Ленинградской области в период 2021 - 2025 годов. Региональный вариант, млрд. кВт.ч

	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
Потребность
Электропотребление	22,067	22,904	24,061	26,851	35,290
Покрытие
Выработка электростанций, в том числе	43,225	43,937	43,751	44,218	36,415
АЭС	29,950	30,363	30,363	30,363	22,116
ГЭС	2,990	3,400	3,400	3,400	3,400
ТЭС	10,284	10,173	9,898	10,164	10,173
ВЭС			0,09	0,29	0,725
Избыток(+)/Дефицит(-)	21,158	21,033	19,691	17,367	1,124

Таблица 4.6.5 - Баланс мощности энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области в период 2021 - 2025 годов. Базовый вариант, МВт

	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
Потребность (собственный максимум)	7800	7903	8035	8620	8745
Покрытие (установленная мощность)	13085,9	13110,3	13110,3	13140,3	11145,3
в том числе:
АЭС	4337,6	4337,6	4337,6	4337,6	2337,6
ГЭС	707,8	707,8	707,8	707,8	707,8
ТЭС	8040,4	8064,8	8064,8	8094,8	8099,8

Таблица 4.6.6 - Баланс мощности энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области в период 2021 - 2025 годов. Региональный вариант, МВт

	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
Потребность (собственный максимум)	7966	8303	8654	9454	10593
Покрытие (установленная мощность)	13110,884	13119,178	13169,178	13251,178	11470,178
в том числе:
АЭС	4337,634	4337,634	4337,634	4337,634	2337,634
ГЭС	707,8	707,8	707,8	707,8	707,8
ТЭС	8065,45	8073,74	8073,74	8061,74	8055,74
ВЭС	0	0	50	144	369

Таблица 4.6.7 - Баланс электроэнергии энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области в период 2021-2025 годов. Базовый вариант, млрд. кВт.ч.

	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
Потребность (потребление электрической энергии)	47,206	47,952	48,570	50,846	52,894
Покрытие (производство электрической энергии)	61,743	62,989	63,305	64,149	59,921
в том числе:
АЭС	29,950	30,363	30,363	30,363	22,116
ГЭС	2,990	3,400	3,400	3,400	3,400
ТЭС	28,803	29,226	29,541	30,386	34,405
Сальдо перетоков электрической энергии *	-14,537	-15,037	-14,735	-13,303	-7,027

------------------------------

^*_{( -) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой}

------------------------------

Таблица 4.6.8 - Баланс электроэнергии энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области в период 2021 - 2025 годов. Региональный вариант, млрд. кВт-ч

	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
Потребность (потребление электрической энергии)	48,749	50,777	53,030	56,297	65,030
Покрытие (производство электрической энергии)	61,743	62,989	63,395	64,439	60,646
в том числе:
АЭС	29,950	30,363	30,363	30,363	22,116
ГЭС	2,990	3,400	3,400	3,400	3,400
ТЭС	28,803	29,226	29,541	30,386	34,405
ВЭС			0.090	0.290	0.725
Сальдо перетоков электрической энергии *	-12,994	-12,212	-10,365	-8,143	4,384

------------------------------

^*_{( -) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой}

------------------------------

5 Определение развития электрических сетей 35 кВ и выше по годам на основании расчетов электрических режимов для каждого варианта прогноза потребления электрической энергии и мощности

В соответствии с Техническим заданием в настоящей работе рассмотрены два варианта

прогнозных уровней максимума нагрузки Ленинградской области и соответствующее им развитие сетей 35 кВ и выше на территории области: базовый вариант, разрабатываемый АО "СО ЕЭС", и региональный вариант, учитывающий данные, предоставленные сетевыми компаниями и информацию Правительства Ленинградской области об инвестиционных проектах, намечаемых к реализации на территории Ленинградской области в период до 2025 года, а также индустриальных парках, освоение которых предполагается в рассматриваемый период.

В разделе 4 (таблица 4.1.5) приведены данные по инвестиционным проектам, намечаемым к реализации на территории области, предоставленные Комитетом экономического развития и инвестиционной деятельности.

В частях 2 и 3 книги 1 приведены материалы, обосновывающие сооружение и реконструкцию электросетевых объектов, а именно, договоры на технологическое присоединение потребителей, предоставленные сетевыми компаниями, а также заявки на ТП.

Развитие производства, рост требований к условиям проживания населения предопределяют повышение требований к качеству электроснабжения и, как следствие, к качеству функционирования распределительных электрических сетей.

В период до 2025 года основными направлениями развития распределительных электрических сетей будут их реконструкция и техническое перевооружение на новых принципах и новой технической базе.

Основными требованиями к сетям нового поколения являются нормированный уровень качества электрической энергии, адаптивность сетей к динамично развивающимся условиям региона, росту электрических нагрузок, применению новых технологий обслуживания электросетевых объектов и их автоматизации.

В период до 2025 года при проектировании нового строительства, расширения, реконструкции и технического перевооружения линий электропередачи и подстанций 35-110 кВ выдвигается требование в качестве схемного решения повышения надежности электроснабжения применять однократное сетевое резервирование.

Схема развития сетей 35-110 кВ на территории Ленинградской области разработана с учётом следующих основных положений и принципов:

присоединение к сетям централизованного электроснабжения новых потребителей;

электроснабжение новых промышленных узлов;

усиление пропускной способности сетей 35-110 кВ;

повышение надежности электроснабжения потребителей;

более полное использование существующих сетей;

ограничение расхода электроэнергии на ее транспорт.

Следует отметить, что схемы внешнего электроснабжения тяговых подстанций, а также схемы присоединения к энергосистеме ПС крупных потребителей показаны предварительно и подлежат уточнению в отдельных работах по их внешнему электроснабжению.

В ближайшей перспективе основным направлением инвестиционной политики в сетях должно быть техническое перевооружение и реконструкция действующих электросетевых объектов.

5.1 Развитие сети 220 кВ и выше на территории Ленинградской области в период 2021 - 2025 годов

Развитие сетей 220 кВ и выше на территории Ленинградской области по базовому варианту принято в соответствии с развитием сетей, предусматриваемым проектом "Схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы".

В соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы" предусматривается:

для обеспечения выдачи мощности блока N 6 Ленинградской АЭС намечается в 2021 году строительство КЛ 330 кВ для присоединения второго AT 750 кВ Ленинградской АЭС к РУ 330 кВ ПС 750 кВ Копорская (5 км) и ввод КВЛ 330 кВ Ленинградская АЭС - Копорская (3,6 км) с ТОР сопротивлением 11 Ом с отпайкой на 2 Ом. Также в 2021 году планируется реконструкция ОРУ 750 кВ Ленинградской АЭС с установкой двух реакторов 750 кВ 2x330 МВар и второго AT 750/330 кВ мощностью 1251 МВА с реакторами 35 кВ 2x35 МВар в обмотке 35 кВ присоединением к РУ 330 кВ ПС 750 кВ Копорская;

в 2022 году ввод в эксплуатацию ПС 330 кВ Менделеевская, предназначенной для обеспечения электроснабжения потребителей Петродворцового района Санкт-Петербурга и Ломоносовского района Ленинградской области;

в 2023 году ввод в эксплуатацию ПС 330 кВ Нарва с установкой 4хАТ 330/110 кВ мощностью по 400 МВА каждый для обеспечения возможности электроснабжения потребителей в районе Усть-Луга;

в 2023 году предусматривается реконструкция ПС 400 кВ Выборгская с установкой третьего AT 330/110 кВ мощностью 125 МВА;

для повышения надежности электроснабжения потребителей Республики Карелия и Мурманской области, в 2021 году намечается окончание сооружения ВЛ 330 кВ Тихвин-Литейный - Петрозаводск;

для повышения надежности работы оборудования в 2024 году планируется окончание реконструкции ОРУ 330 кВ Киришской ГРЭС, в части перезавода ВЛ 330 кВ Киришская ГРЭС - Тихвин-Литейный из ячейки N 6 в ячейку N 10 с установкой дополнительного выключателя, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения.

Перечень мероприятий 220 кВ и выше согласно проекту "Схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы" отражен в Приложении Д (таблицы Д.1, Д.2 и Д.3) (не приводится).

Развитие сетей 220 кВ и выше на территории Ленинградской области по региональному варианту включает в себя намечаемые к новому строительству и реконструкции электросетевые объекты базового варианта, а также ряд дополнительных объектов.

Обоснование предложений по сооружению ПС 330 кВ Порт Усть-Луга и ПС 330 кВ Заневская приведено в части 3 книги 1.

Схема электрических соединений сетей 220 кВ и выше на территории Ленинградской области существующих и намечаемых на период до 2025 года для базового варианта приведена на чертеже 2.00.396.002(1), для регионального варианта - на чертеже 2.00.396.002(6).

5.2 Развитие сети 110 кВ Ленинградской области в период 2021 - 2025 годов по базовому варианту

Формирование перечня электросетевых объектов, намечаемых к новому строительству и реконструкции в период 2021 - 2025 годов, осуществляется с учетом уровней потребления электроэнергии и мощности на территории Ленинградской области, прогнозируемых для базового варианта (глава 4).

Критериями включения объектов в Схему и программу развития электроэнергетики являются:

- заключенные договоры на технологическое присоединение потребителей;

- наличие актов обследования технического состояния электросетевых объектов;

- согласованные и утвержденные в установленном порядке проектные решения, в том числе схемы внешнего электроснабжения и схемы выдачи мощности, при условии подтверждения сроков реализации мероприятий;

- расчеты электроэнергетических режимов работы сети и токов короткого замыкания.

При определении функциональной значимости предлагаемых к сооружению и реконструкции электросетевых объектов учитываются следующие факторы:

- необходимость присоединения новых потребителей;

- необходимость выполнения требований надежности электроснабжения потребителей;

- техническому переоснащению подлежат объекты, срок эксплуатации которых для ЛЭП составляет 30-50 лет и выше, для силового оборудования (трансформаторы) не менее 30 лет.

В части 2 тома 1 приведены обоснования намечаемых к новому строительству и реконструкции электросетевых объектов, а также перечни вышеназванных объектов с указанием их технических характеристик и капиталовложений.

Карта-схема и схема электрических соединений существующих и намечаемых сетей 110 кВ в период до 2025 года на территории Ленинградской области для базового варианта приведены на чертежах 2.00.396.001 и 2.00.396.002(2-5).

В соответствии с проектными решениями по строительству ПС 110 кВ Куземкино требуется установка АОПО ВЛ 110 кВ Нарвская ГЭС - Усть-Луга и устройств АЛАР на транзите 110 кВ Нарвская ГЭС (ГЭС-13) - Усть-Луга (ПС 505) - ПС 330 кВ Кингисеппская.

5.3 Развитие сети 110 кВ Ленинградской области в период 2021 - 2025 годов по региональному варианту

Развитие сетей в региональном варианте, который характеризуется более высоким темпом роста потребления электроэнергии и мощности по сравнению с базовым, включает в себя как намечаемые к сооружению и реконструкции электросетевые объекты для базового варианта, так и дополнительные объекты.

Основной целью регионального варианта является обеспечение технической возможности покрытия перспективных нагрузок в районах их предполагаемого прироста.

В части 3 тома 1 приведены материалы, обосновывающие сооружение и реконструкцию электросетевых объектов, а также перечни вышеназванных объектов с указанием технических характеристик и капиталовложений.

Карта-схема и схема электрических соединений существующих и намечаемых сетей 110 кВ в период до 2025 года на территории Ленинградской области для орегионального варианта приведены на чертежах 2.00.396.001 и 2.00.396.002(2-5).

5.4 Сети 35 кВ Ленинградской области в период 2021 - 2025 годов

Карты-схемы и схемы электрических соединений намечаемой сети 35 кВ по трем частям области приведены на чертежах 2.00.396.001 и 2.00.396.003 (1-3) данного тома.

Перечни ПС и ВЛ 35 кВ, намечаемых к новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению в период до 2025 года для базового и регионального вариантов с оценкой капиталовложений приведены в Приложение Г (не приводится).

Обоснование реконструкции ПС 35 кВ, необходимость увеличения трансформаторной мощности которой обусловлена перспективным ростом нагрузки в период до 2025 года для базового варианта приведены в Таблицах Г-9-Г18 Приложения Г (не приводится).

Северная часть области

Развитие действующей сети 35 кВ на 2025 год в базовом и региональном вариантах непосредственно связано с необходимостью усиления проблемных сетевых узлов путём замены ограничивающих элементов, установки КУ, а также оптимизации сети 35 кВ путем переноса точек деления сети с учетом ввода новых центров питания.

1) В действующей электрической сети 35 кВ ПС 110 кВ Лейпясуо (ПС 404) - ПС 110 кВ Победа (ПС 158), ПС 110 кВ Выборг-районная (ПС 26) - ПС 110 кВ Лейпясуо (ПС 404), ПС 110 кВ Советск (ПС 513) - ПС 110 кВ Победа (ПС 158) уже при существующих нагрузках 2020 года не обеспечиваются допустимые уровни напряжения на шинах 35 кВ ПС в наиболее тяжелых послеаварийных режимах работы сети при отключении BЛ 35 кВ от центров питания 110 кВ и резервирование потребителей по связующим BЛ 35 кВ.

Кроме того, в послеаварийных режимах на BЛ 35 кВ Гавриловская-4 от ПС 110 кВ Лейпясуо (ПС 404), ВЛ 35 кВ Горьковская-2 от ПС 110 кВ Победа (ПС 158) и ВЛ 35 кВ Токаревская от ПС 110 кВ Советск (ПС 513) максимальная токовая нагрузка превышает величину допустимой длительной токовой нагрузки.

В базовом варианте для повышения пропускной способности и обеспечения допустимых уровней напряжения в рассматриваемой сети 35 кВ на уровне 2025 года предусматривается следующие мероприятия:

- строительство второй ВЛ 35 кВ Советск - Токаревская (9,5 км);

- замена провода ВЛ 35 кВ Гавриловская-4 (5,5 км), замена ТТ и ошиновки в РУ 35 кВ ПС 110 кВ Лейпясуо (ПС 404) и ПС 35 кВ Гавриловская;

- замена провода ВЛ 35 кВ Гавриловская-2 (21,65 км), замена ТТ на ПС 35 кВ Бобочинская;

- замена ТТ на ПС Лада в цепи ВЛ 35 кВ Горьковская-2;

- установка на ПС Лада СВ 35 кВ;

- включение ВЛ 35 кВ Бобочинская-1 со стороны ПС 35 кВ Лада;

- установка на ПС 35 кВ Бобочинская БСК 10 кВ мощностью 10,5 Мвар;

- установка на ПC 35 кВ Ермиловская БСК 35 кВ мощностью 17,3 Мвар;

- перенос деления сети 35 кВ с СВ ПС 35 кВ Ермиловская на ПС 35 кВ Высокое (выключатель ВЛ 35 кВ Рябовская-1).

Результаты расчетов послеаварийных режимов работы сети 35 кВ района с учетом вышеперечисленных мероприятий приведены в Приложении У (не приводится).

Как видно из результатов расчетов, в сети 35 кВ рассматриваемого района обеспечивается допустимая загрузка всех элементов сети и допустимые уровни напряжения.

В региональном варианте для технологического присоединения объекта социального назначения объемом мощности 9,035 МВт на основании заявки N 21-05/03-065 и проекта ТУ на ТП предусматривается строительство новой ПС 110 кВ Лада.

Учитывая строительство новой ПС 110 кВ Лада, целесообразно выполнить демонтаж существующей ПС 35 кВ Лада с перезаводом существующих ВЛ 35 кВ Рябовская-1 и ВЛ 35 кВ Бобочинская-1 в РУ 35 кВ новой ПС 110 кВ Лада. Данное мероприятие позволит сократить протяженность и повысить пропускную способность сети 35 кВ ПС 110 кВ Советск (ПС 513) - ПС 110 кВ Победа (ПС 158), а также частично разгрузить ПС 110 кВ Победа (ПС 158) и ПС 110 кВ Советск (ПС 513) по сети 35 кВ.

После ввода в эксплуатацию ПС 110 кВ Лада существующую ВЛ 35 кВ Горьковская-2, отходящую от РУ 35 кВ ПС 110 кВ Победа (ПС 158), предлагается демонтировать. Деление сети 35 кВ между ПС 110 кВ Победа (ПС 158) и ПС 110 кВ Лада предлагается выполнить на выключателе ВЛ 35 кВ Олбч-1 на ПС 35 кВ Семиозерье. Данные мероприятия в том числе позволят частично разгрузит и разукрупнить существующую сеть 35 кВ ПС 110 кВ Лейпясуо (ПС 404) - ПС 110 кВ Победа (ПС 158), и повысит её пропускную способность.

Перезавод ВЛ 35 кВ с ПС 35 кВ Лада на новую ПС 110 кВ Лада обеспечит требуемую пропускную способность рассматриваемой сети 35 кВ, с учетом присоединения нагрузок новых потребителей по договорам и заявкам, и повысит надёжность электроснабжения потребителей в послеаварийных режимах.

На 2025 год максимальная токовая нагрузка на ВЛ 35 кВ Гавриловская-4 от ПС 110 кВ Лейпясуо (ПС 404), ВЛ 35 кВ Горьковская-2 от ПС 110 кВ Победа (ПС 158) и ВЛ 35 кВ Токаревская от ПС 110 кВ Советск (ПС 513) в послеаварийных режимах в региональном варианте развития не превысит допустимый длительный ток для проводов на этих ВЛ.

2) В сети 35 кВ ПС 110 кВ Выборг-районная (ПС 26) - ПС 35кВ Калининская - ПС 35 кВ Кондратьевская исчерпан запас по пропускной способности сети. При прогнозируемом росте электрических нагрузок на 2025 год в базовом варианте развития уровень напряжения на шинах 35 кВ ПС Кондратьевская ниже допустимого значения.

В базовом варианте на уровне 2025 года для обеспечения допустимого уровня напряжения предполагается установка на ПС 35 кВ Кондратьевская БСК 35 кВ мощностью 17,3 Мвар, а также замена ТТ в цепях ВЛ 35 кВ Калининская на ПС 35 кВ Калининская.

В 2023 году в базовом варианте согласно ТУ на ТП по заявке N 21-05/01-028 предполагается строительство ПС 35 кВ Раппатила для присоединения заявленной мощности в объеме 1,385 МВт, присоединения потребителей льготной категории (согласно договорам на ТП суммарной мощностью более 1,1 МВт), а также перевода нагрузок протяженного фидера 6 кВ N К-31 от ПС 35 кВ Калининская в объеме свыше 1 МВт. Фидер 6 кВ N К-31 является единственной питающей ЛЭП для потребителей мкр. Сайменский г. Выборг. По данным АО "ЛОЭСК" протяженность фидера К-31 составляет более 15 км по магистрали и порядка 22 км, включая ОВЛ 6 кВ. Количество присоединенных трансформаторных подстанций составляет более 60 штук. Предельное падение напряжения в по фидеру превышает допустимые значения и составляет 13,24%.

Необходимость сооружения ПС 35 кВ Раппатила также определена в "Схеме перспективного развития электрических сетей напряжением 6-10 кВ МО "Выборгское городское поселение Выборгского района Ленинградской области на период до 2021 года с прогнозом до 2026 года", выполненной ЗАО ГП "Сибгипрокоммунэнерго" в 2019 году.

3) ВЛ 35 кВ Лупполово - Елизаветинская - Лемболово - Гарболовская не имеет достаточного запаса по пропускной способности для присоединения всех новых потребителей по условию обеспечения допустимых уровней напряжения на шинах 35 кВ ПС 35 кВ в наиболее тяжелых послеаварийных режимах.

Для поддержания допустимых уровней напряжения в базовом варианте в 2025 году на ПС 35 кВ Лемболово предусматривается установить БСК 35 кВ мощностью 17,3 Мвар.

В 2023 году в региональном варианте предусматривается перевод нагрузки ПС 35 кВ Лемболово (ПС 603) по сети 10 кВ на новую ПС 110/10 кВ Лесное, что обеспечит допустимые уровни напряжения на шинах 35 кВ подстанций сети 35 кВ ПС 110 кВ Сертолово (ПС 537) - ПС 110 кВ Лупполово (ПС 365) - ПС 110 кВ Гарболовская (ПС 43) с учетом прогнозируемого увеличения расчетных нагрузок в зонах ПС.

В перспективе до 2025 года также планируется подключение строительной площадки суммарной мощностью 2000 кВт согласно имеющимся договорным обязательствам ООО "Северо-западная электросетевая компания" к РТП 35/10 кВ Лесное. РТП 35/10 кВ Лесное с трансформаторами 2x6,3 МВА введено в эксплуатацию в 2020 году с присоединением двумя ЛЭП протяженностью 13,3 км к ПС 35 кВ Орехово-Тяговая.

Западная часть области

1) Пропускная способность действующей ВЛ 35 кВ Кингисепп-город - Алексеевка Фалилеево - Бегуницы - Волосово ограничена.

Уже при существующих нагрузках ПС 35 кВ, подключенных к этой сети 35 кВ, в послеаварийном режиме при отключении ВЛ 35 кВ Бегуницкая от ПС Волосово (ПС 189) и питание сети по ВЛ 35 кВ Алексеевская-1 от ПС Кингисепп-город (ПС 243), уровни напряжения на шинах 35 кВ ПС Бегуницы (ПС 7) ниже допустимого значения, что объясняется значительной протяженностью ВЛ 35 кВ (по магистрали 93 км) и наличием на магистрали провода АС 50, сечением ниже нормируемого.

В данной сети 35 кВ в 2025 году в базовом варианте развития, с целью обеспечения допустимых уровней напряжения на шинах 35 кВ ПС 35 кВ в послеаварийных режимах, при отключении головных участков ВЛ от ЦП, рекомендуется на ВЛ 35 кВ Алексеевская-1 выполнить замену существующего провода АС-120 на АС-150, а на ВЛ 35 кВ Фалилеевская-1 и ВЛ 35 кВ Фалилеевская-2 замену провода АС-50 на АС-150.

При достижении расчетных нагрузок ПС 35 кВ уровня 2025 года в региональном варианте в сети 35 кВ ПС 110 кВ Серебрянка (ПС 379) - ПС 110 кВ Луга (ПС 48) в послеаварийном режиме, при отключении ВЛ 35 кВ Скребловская-1 от ПС 110 кВ Луга (ПС 48) и питании сети по ВЛ 35 кВ Серебрянская-1 от ПС 110 кВ Серебрянка (ПС 379) уровень напряжения на шинах 35 кВ ПС 35 кВ Южная (ПС 36) ниже допустимого значения. Для повышения качества электроснабжения рекомендуется на ВЛ 35 кВ Серебрянская-1, BЛ 35 кВ Скребловская-2 и ВЛ 35 кВ Скребловская-3 выполнить замену существующего провода АС 95 на АС 120, что обеспечит уровень напряжения на шинах 35 кВ ПС 35 кВ Южная в пределах допустимого значения.

2) Существующее электроснабжение г. Кингисепп осуществляется по распределительной сети 10 кВ от ПС 110 кВ Кингисепп-город (ПС 243), ПС 35 кВ Кингисеппская (ПС 17) а также от ПС 330 кВ Кингисеппская.

ПС 35/10 кВ Кингисеппская (ПС-17) в настоящее время перегружена и закрыта для технологического присоединения. Установленное оборудование подстанции технически устарело, при включении короткозамыкателя на напряжении 35кВ создается искусственное двухфазное КЗ на "землю", являющееся одним из тяжелых режимов работы сети с изолированной нейтралью. Электроснабжение подстанции по сети 35 кВ осуществляется от ПС 110 кВ Кингисепп-город (ПС 243).

Дальнейшее развитие сетей 35 кВ приведет к загрузке ПС 243 и не будет способствовать созданию возможности для технологического присоединения в зоне действия подстанций.

Наиболее приоритетным вариантом развития сетей города является разукрупнение сетей 35 кВ и перевод подстанции на уровень напряжения 110 кВ с демонтажем существующей подстанции, исключения ее из транзита 35кВ и перезаводкой распределительных сетей 10 кВ на новый центр питания. Наиболее оптимальной схемой присоединения является строительство двух прямых фидерных линий 110 кВ (длиной 7,2 км) от ПС 330 кВ Кингисеппская.

Исходя из вышесказанного, в региональном варианте предусматривается ввод в 2025 году разукрупняющей ПС 110 кВ Кингисепп-2 с демонтажем закрытой для тех. присоединения ПС 35 КВ Кингисеппская (ПС-17).

3) В соответствии с исходными данными ПАО "Россети Ленэнерго" объем свободной для технического присоединения потребителей трансформаторной мощности ПС 110 кВ Вырица (ПС 322) составляет 0,44 МВА, ПС 35 кВ Вырица (Вц) - 0 МВА. Согласно данным по контрольному замеру декабря 2020 года, токовая загрузка ПС 35 кВ Вырица (Вц) составила 138%. Согласно приказу Минэнерго N 250 от 06.05.2014 допустимая аварийная перегрузка трансформаторов со сроком эксплуатации менее 30 лет составляет 1,35 для ТНВ=+5С°. Таким образом, для обеспечения допустимого значения длительной перегрузки ПС 35 кВ Вырица (Вц) достаточно осуществить перевод нагрузки по распределительной сети 10 кВ на ПС 110 кВ Вырица (ПС 322) в объеме порядка 0,1-0,15 МВА с учетом имеющейся перспективной нагрузки согласно договорных обязательств.

Помимо этого, по данным АО "ЛОЭСК", имеются неоднократно поступавшие обращения жителей пгт. Вырица, касающиеся качества поставляемой электрической энергии. Согласно актам проверки качества напряжения, фазное напряжение в РУ-0,4 кВ трансформаторной подстанции составляло менее 200 В. Также неоднократно отмечались скачки напряжения разных потребителей от 170 В до 260 В. При работе электросети в нормальном режиме на фидерах 322-03, 322-06, 322-08, Вц-3 значения падения напряжения значительно превышают нормируемое значение. При этом, в случае послеаварийного режима (отключение головных участков ЛЭП), расчетное предельное падения напряжения в сети 10 кВ по фидерам АО "ЛОЭСК" достигает значения 34,5%.

Учитывая фактическое наличие двух закрытых центров питания 35 и 110 кВ в районе Вырицкого городского поселения, а также для разукрупнения протяженной сети 10 кВ и возможности присоединения перспективных потребителей, в базовом варианте предусмотрено строительство нового центра питания ПС 35 кВ Вырица (Пролетарская).

Для присоединения к ПС 35 кВ Вырица (Пролетарская) имеется заявка N 21-06/16-066 от 29.03.2021 с необходимым объемом мощности 2 МВт, при этом общий объем мощности по заявкам, ориентированным на ПС 35 кВ Вырица (Пролетарская), составляет 4 МВт.

В работе "Анализ предложений ПАО "Ленэнерго" по внесению изменений в Схему и программу развития электроэнергетики Ленинградской области на 2020 - 2024 годы" рассмотрен альтернативный вариант по строительству РП 10 кВ и разукрупнению фидера 322-03, не учитывающий данные по пропускной способности и нагрузкам указанного фидера. Не учтены актуальные данные по технологическому присоединению заявителей, а также мероприятия по разукрупнению фидеров других фидеров, имеющих аналогичные проблемы.

Следует отметить, что строительство нового источника питания увеличит надежность электроснабжения потребителей, путем уменьшения удаленности потребителей от источника питания (перевод части удаленных потребителей с ПС 110 кВ Вырица (ПС 322), ПС 35 кВ Вырица (Вц) и перегруженной ПС 35кВ Вырица (Тяговая-7). Сокращение удаленности фидеров по распределительной сети приведет улучшению параметров качества электроснабжения потребителей (снижению падения напряжения). Потребители ПС 35 кВ Вырица (Вц) будут зарезервированы по сети 10 кВ. Данное резервирование в будущем позволит провести реконструкцию устаревшего источника питания без погашения существующих потребителей. Новый источник питания значительно упростит строительство распределительной сети ввиду того, что находится на другом берегу р. Оредеж (в отличии от ПС 110 кВ Вырица (ПС 322), ПС 35 кВ Вырица (Вц)).

На основании комплексного технико-экономического анализа, приоритетным для включения в базовый вариант является строительство ПС 35 кВ Вырица (Пролетарская).

Строительство ПС 35 кВ Вырица (Пролетарская) с трансформатором мощностью 6,3 МБ А, присоединяемой ответвлением длиной 0,08 км к BЛ 35 кВ Вырицкая-3, планируется в 2023 году.

ПС 35 кВ Вырица (Пролетарская) намечается разместить приближенно к центру нагрузок Вырицкого городского поселения, с целью оптимизации действующей сети 10 кВ и возможности присоединения новых потребителей.

4) В базовом варианте для обеспечения допустимых уровней напряжения сети 35 кВ в послеаварийных режимах предусматривается установить БСК 35 кВ мощностью 17,3 Мвар на ПС 35 кВ Гатчина в 2025 году.

Основные мероприятия по переустройству сети 35 кВ в Гатчинском районе намечаются в региональном варианте развития сети 35 кВ ПС 330 кВ Гатчинская - ПС 110 кВ Гостилицы (ПС 344), где предусматривается:

- демонтаж ПС 35 кВ Тайцы (2x10 МВ-А) и перевод нагрузок района подстанции на действующую ПС 110/10 кВ Истинка (ПС 116), что разгрузит данную сеть 35 кВ и увеличит её пропускную способность;

- строительство перемычки между BЛ 35 кВ Кипенская-1 и ВЛ 35 кВ Пудостьская-2 и отключение ПС 35 кВ Гатчина от BЛ 35 кВ Гатчинская-5, таким образом, в нормальном режиме работы сети по BЛ 35 кВ Гатчинская-5 будут питаться ПС 35 кВ Тяговая-4 (Пудость) и ПС 35 кВ Опорная;

- заводка ВЛ 35 кВ Гатчинская-4 на ПС 35 кВ Гатчина для питания ПС 35 кВ Гатчина по двум линиям ВЛ 35 кВ Гатчинская-3 и ВЛ 35 кВ Гатчинская-4 от ПС 330 кВ Гатчинская;

- в РУ 35 кВ ПС 330 кВ Гатчинская изменить точки подключения ВЛ 35 кВ Гатчинская-4 и ВЛ 35 кВ Гатчинская-5, переключив их на противоположные секции шин с тем, чтобы ВЛ 35 кВ Гатчинская-3 и ВЛ 35 кВ Гатчинская-4, питающие ПС 35 кВ Гатчина, отходили с разных секций шин 35 кВ в РУ 35 кВ ПС 330 кВ Гатчинская.

В региональном варианте для обеспечения двухсторонним питанием ПС 35 кВ Ирмино, в целях повышения надежности электроснабжения потребителей в зоне ПС, предлагается построить вторую ЛЭП 35 кВ от ПС 110 кВ Дамба-3 (ПС 223) до ПС 35 кВ Ирмино протяженностью порядка 8 км.

Восточная часть области

1) В базовом варианте развития в восточной части Ленинградской области предусматривается сооружение новых ПС 35 кВ:

- в 2021 году ПС 35 кВ Тепличный комплекс с установкой двух трансформаторов по 3,2 МВА каждый с подключением по двум новым ВЛ 35 кВ протяженностью по трассе 1,875 км к ПС 35 кВ ПГЛЗ с установкой двух линейных ячеек 35 кВ. Данная ПС 35 кВ предусматривается для обеспечения электроснабжения ООО "Круглый год" заявленной мощностью 3000 кВт (наличие договора ТП N 20-056/005-ПС-20 от 22.09.2020 г.).

- в 2021 году планируется строительство ПС 35 кВ Аврово с трансформаторами мощностью 2x4 MB А, присоединяемой ответвлениями к BЛ 35 кВ Сясь - Бабино по новой BЛ 35 кВ протяженностью 19,6 км, проводом АС 120, предназначенной для электроснабжения Ладожского ДСК (наличие договора ТП N 17-30974).

2) Электрические расчеты действующей сети 35 кВ показали, что наиболее проблемным местом является ВЛ 35 кВ Мельничный Ручей - Лепсари - Дубровская ТЭЦ.

Уже при существующих нагрузках 2020 года уровни напряжения на шинах 35 кВ ПС 35 кВ в наиболее тяжелых послеаварийных режимах работы сети при отключении ВЛ 35 кВ Ладожская-3 от Дубровской ТЭЦ и резервировании её по ВЛ 35 кВ Щеглово-2 от ПС 110 кВ Мельничный Ручей (ПС 403) или по ВЛ 35 кВ Ладожская-4 от Дубровской ТЭЦ ниже допустимого значения. В другую сторону, при отключении ВЛ 35 кВ Ладожская-4 от Дубровской ТЭЦ и резервировании сети по ВЛ 35 кВ Ладожская-3, уровни напряжения на шинах 35 кВ ПС 35 кВ имеют предельные значения, и при незначительном росте нагрузок будут ниже допустимого значения (Приложение Т, листы 6, 12) (не приводится).

Кроме этого, в послеаварийных режимах при взаиморезервировании ВЛ 35 кВ Ладожская-3 и ВЛ 35 кВ Ладожская-4 между собой, максимальная токовая нагрузка на этих ВЛ будет превышать допустимый длительный ток по нагреву провода АС 120.

Необходимо отметить, что кабельные перемычки со стороны обмотки 35 кВ силовых трансформаторов ТТ-3 и ГТ-5 номинальной мощностью 63 МВА на Дубровской ТЭЦ имеют ДДТН=550А, АДТН=620А. При этом, в данном районе продолжают проводиться работы, связанные с увеличением трансформаторной мощности и присоединением новых потребителей, что в дальнейшем может привести к перегреву кабельных перемычек на Дубровской ТЭЦ в послеаварийном режиме отключения одного из силовых трансформаторов. Это в свою очередь может привести к отключению указанных кабельных перемычек и погашению всего энергорайона. В целях исполнения имеющихся договорных обязательств сетевых организаций по технологическому присоединению потребителей, в базовом варианте рекомендуется выполнить замену кабельных перемычек 35 кВ ГТ-3, ГТ-5 Дубровской ТЭЦ с увеличением пропускной способности не менее пропускной способности трансформаторов ГТ-3, ГТ-5, рассчитанной с учетом Требований к перегрузочной способности трансформаторов утвержденных приказом Минэнерго России от 08.02.2019 г. N 81.

Также, для обеспечения допустимых уровней напряжения в послеаварийных режимах на ряде ПС 35 кВ рассматриваемого участка сети 35 кВ предусматривается установить БСК суммарной мощностью 51,9 МВар.

Анализ емкостных токов в сети 35 кВ и рекомендации по установке устройств компенсации емкостного тока

Сеть 35 кВ работают с изолированной нейтралью и относятся к сетям с малыми токами замыкания на землю. Уменьшение токов замыкания на землю с целью предупреждения перехода однофазных замыканий в многофазные, а также для ограничения перенапряжений в сетях при однофазных замыканиях достигается установкой дугогасящих реакторов, а также делением сетей на изолированно работающие части.

Согласно ПУЭ, компенсация емкостного тока замыкания на землю должна применяться во всех сетях 35 кВ при значениях этого тока в нормальном режиме более 10 А.

В соответствии с расчетами, предельная суммарная протяженность электрически соединенных ВЛ 35 кВ, при которой емкостной ток замыкания на землю не превышает допустимый, составляет примерно 90 км.

При больших суммарных протяженностях ВЛ 35 кВ в работе предусмотрена компенсация емкостных токов замыкания на землю путем установки на питающих ПС 110/35/10 кВ заземляющих дугогасящих реакторов, которые должны присоединяться к нейтрали обмотки 35 кВ трансформатора через разъединитель.

Перечень ПС, на которых требуется установка заземляющих дугогасящих реакторов, приведен в таблице 5.4.1. В этой же таблице даны рекомендации по количеству и типу устанавливаемых дугогасящих реакторов.

Таблица 5.4.1 - Перечень ПС, на которых требуется установка заземляющих дугогасящих реакторов

Наименование ПС 110/35/10 кВ	Суммарная протяженность электрически связанных ВЛ 35 кВ (КЛ 35 кВ), км	Емкостной ток замыкания на землю в сети 35 кВ, А		Количество и тип устанавливаемых дугогасящих реакторов
		расчетный	предельно допустимый
ПС 110 кВ Выборг-районная (ПС 26)
шины 35 кВ 1 секция	4,18(4,18)	17	10	РЗДПОМ-700/3 5 У1
2 секция	132,76	15,3	10	РЗДПОМ-700/3 5 У1
ПС 330 кВ Гатчинская
шины 35 кВ 1 секция	45,34	5,2	10	-
2 секция	108,8	12,5	10	РЗ ДПОМ-700/3 5 У1
ПС 110 кВ Кайвакса (ПС 516)
шины 35 кВ 1 секция	55,7	6,4	10	-
2 секция	99,9	11,5	10	РЗДГЮМ-700/35 У1

5.5 Рекомендации по замене ОД и КЗ.

В Ленинградской области на ПС 35 кВ и выше в настоящее время применяется устаревшее коммутационное оборудование, необходимое к замене, а именно отделители и короткозамыкатели (ОД и КЗ). Основными недостатками отделителей и короткозамыкателей являются: отсутствие селективности; большое время срабатывания; снижение надежности при плохих погодных условиях (увеличение числа отказов в осенне-зимний период); повышенный износ электрооборудования линий; создание искусственного КЗ для размыкания цепи. Мероприятия по замене ОД и КЗ на всех ПС 35кВ и выше в Ленинградской области включены в региональный вариант СИПР 2021-2025, для включения в базовый вариант СИПР 2021-2025 требуется определить очередность выполнения мероприятий по замене ОД на выключатели исходя из следующих сценарных условий:

наличие соответствующих программ по замене ОД и КЗ, согласованных с Системным оператором и органами исполнительной власти, в которых указаны сроки исполнения мероприятий и их финансирование,

наличие актов расследования аварий, причиной которых явилось неудовлетворительное техническое состояние отделителя или короткозамыкателя;

наличие актов аварийного состояния оборудования и предписания надзорных органов, в которых указано о дефекте соответствующего оборудования, которое привело к аварии,

при несоответствии номинальных параметров установленного оборудования нормативным требованиям, в соответствии с расчетами режимов, в т.ч.:

- если на отделителе имеется превышение допустимой амплитуды ударного тока КЗ по РД 153-34.0-20.527-98;

- если динамическая и термическая стойкость короткозамыкателя не соответствует току КЗ;

материалы, подтверждающие выработанный механический и коммутационный ресурс.

Замена ОД и КЗ на следующих ПС 35кВ и выше, предлагаемых сетевыми организациями для включения в базовый вариант, не были представлены вышеуказанные документы и обоснования: ПС 110 кВ Молосковицы (ПС 376), ПС 110 кВ Белогорка (ПС 259), ПС 110 кВ Лепсари (ПС 325), ПС 110 кВ Посадников остров (ПС 536), ПС 110 кВ Мгинская (ПС 324), ПС 110 кВ ГИПХ (ПС 51), ПС 110 кВ Новосаратовка (ПС 123), ПС 35 кВ Тельмана (ПС 715), ПС 35 кВ Ладожская насосная(ПС 638), ПС 110 кВ Глиноземная (ПС 35), ПС 110 кВ ЛКФ (ПС 354), ПС 110 кВ Аннино (ПС 191), ПС 110 кВ Копорье (ПС 203).

5.6 Рекомендации по исполнению мероприятий по программе технического обслуживания и ремонта (ТОиР).

Не подлежат включению в СИПР следующие мероприятия, которые необходимо выполнить по программе ТОиР:

модернизация ВЛ в части грозоупорности;

переустройство ВЛ (устранение негабаритов);

модернизация ВЛ в части замены фундаментов,

приведение ширины просек ВЛ в нормативное состояние,

На основании ИТС, определенному на основании методики, утвержденной приказом Минэнерго N 676 от 26.07.2017 определены следующие сценарные условия включения в ТОиР и включения в ТПиР:

В случае, если ИТС объекта/оборудования более 60 - мероприятие по нему включается ТОиР,

если ИТС от 50-60, мероприятие реализуется только в случае "морального" износа, который должен быть определен специальной комиссией и подтвержден соответствующим актом осмотра, обследования, дефектной ведомостью, в которых указано неудовлетворительное техническое состояние соответствующего оборудования, а также в случае эксплуатации объекта более 2х нормативных сроков и стоимости ТОиР>75% ТПиР (ТПиР рассчитывается по УНЦ),

Объекты с ИТС от 25 до 50 включаются ТПиР только при эксплуатации более 2х нормативных сроков и наличия дефектов на ресурсоопределяющих функциональных узлах,

Объекты с ИТС до 25 включаются в инвест, программу (ТПиР).

Перечень мероприятий, подходящих под сценарные условия ТОиР:

- Реконструкция BЛ 35 кВ "Ижорская-4" (замена опор и провода ориентировочной протяженностью BЛ 35 кВ 0,5 км);

- Устранение негабаритов:

BЛ 110 кВ Балтийская-5;

BЛ 110 кВ Балтийская-6;

BЛ 110 кВ Волосовская-3;

BЛ 110 кВ Волосовская-5; ВЛ 110 кВ Выборгская-5;

ВЛ 110 кВ Выборгская-6;

ВЛ 110 кВ Колпинская-4;

ВЛ 110 кВ Лужская-5;

ВЛ 110 кВ Неболчская-2;

ВЛ 110 кВ Приозерская-1;

ВЛ 110 кВ Гатчинская - ПИК I цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Гатчинская - ПИК II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Тихвинская-9; ВЛ 110 кВ Форносовская-1; ВЛ 110 кВ Чудовская-2; ВЛ 110 кВ Чудовская-4;

ВЛ 110 кВ Рощинская-8;

ВЛ 110 кВ Рощинская-9;

ВЛ 35 кВ Каменногорская-3;

ВЛ 35 кВ Мичуринская-2;

ВЛ 35 кВ Городская-2.

- Реконструкция ПС 35 кВ Ирмино в части комплексной замены ячеек РУ 6,35 кВ (установка ячеек 35 кВ, 8 шт, ячеек РУ 6 кВ, 22 шт.);

- Реконструкция ПС 110 кВ Алеховщинская (ПС 323) в части замены КРУН 10 кВ и демонтаж ПС 35 кВ Алеховщинская (ПС 33);

- Модернизация ПС 35 кВ Алексеевка (ПС 12) в части замены 2-х масляных выключателей 35 кВ на ПС N 12 7 шт.;

- Модернизация ПС 35 кВ N 728 Арбузово в части замены ячеек трансформатора 35 кВ - 2 шт., ячеек реактора ДГР 35 кВ - 2 шт., ячеек выключателя КРУ 35 кВ 11 шт., ячеек выключателя В У 10 кВ - 5 шт;

- Реконструкция участка ВЛ 110 кВ Белогорская-2 (ориентировочная протяженность 30,6 км);

- Реконструкция участка ВЛ 110 кВ Толмачевская-3, Толмачевская-4 (ориентировочная протяженность 71,7 км);

- Реконструкция ВЛ-1 110 кВ "Рощинский транзит" "Рощинская-4/6" протяженностью 12,23 км от оп.46 до оп.98., замена опор 53 шт., замена грозотроса 12,23 км;

- Реконструкция ВЛ 35 кВ "Мгинская-1" И "Шапкинская-3", в части замены опор и провода, ориентировочной протяженностью 1,8 км;

- Реконструкция ВЛ 35 кВ Л-33 от ПС 35 кВ Лодейнопольская (ПС 31) до ПС 35 кВ Алеховщинская (ПС 33) в пролетах опор от N 17 до N 78 длиной 10,3 км в части замены опор и провода с переносом на новую трассу;

- Реконструкция ВЛ 35 кВ Л-36 от ПС 110 кВ Подпорожская (ПС 201) до ПС 35 кВ Андроновская (ПС 36) от опоры N 116 до ПС 35 кВ Андроновская (ПС 36) длиной 24,3 км

- Реконструкция ВЛ 35кВ Палуя в части замены опор, провода и грозотроса (ориентировочно 24 км);

- Реконструкция ВЛ 110 кВ "Приозерская-1,2"(замена провода ориентировочной протяженностью ВЛ 110 кВ 1 км и опор) (Модернизация ВЛ 110 кВ "Приозерская-1,2" в части замены провода протяженностью ВЛ 110 кВ 1 км и опор);

- Модернизация ВЛ 110 кВ Сланцевская-2 в части замены грозозащитного троса в количестве 12 км;

- Модернизация ВЛ 110 кВ Сланцевская-5 в части замены грозозащитного троса в количестве 9 км;

- Модернизация ВЛ 35-1 110 кВ в части замены дефектных опор на ж/б опоры ВЛ 110 кВ из центрифугированных секционированных стоек от оп 436 до оп 470 (на ВЛ 110 кВ "Нарвская-4);

- Модернизация ВЛ-35 кВ Леболовская-2, Высокая-1 в части установки реклоузера 35 кВ для шунтирования ПС 35/10 кВ N 605 Елизаветинская;

- Реконструкция ВЛ 110 кВ Рощинская-4/6, ВЛ 110 кВ Рощинская-1/6, в части замены опор ВЛ 110 кВ протяженностью 2,4 км Рощинская-4/6 (опоры N 224,154,151,137), ВЛ 110 кВ Рощинская-1/6 (опора N 135);

- Реконструкция ПС 35 кВ Паша-1 (ПС 21) в части реконструкции РУ 10 кВ в количестве 19 ячеек;

- Модернизация ПС 35/10 кВ N 715 (комплексная замена РУ 10 кВ с установкой ячеек РУ 10 кВ, 22 шт.);

- Модернизация ПС 35 кВ Новинка (ПС-Нов) в части замены выключателей 6 - 110 кВ 17 шт.;

- Модернизация ПС 110 кВ Промзона (ПС-224) в части установки ТТ-110 кВ 2 компл., ТН-110 кВ 2 компл.;

- Модернизация ПС 110 кВ Липки (ПС-349) в части установки ТТ-110 кВ 2 компл.;

- Модернизация ПС 110/35/10кВ N 142 "Батово" в части замены ячеек 10 кВ 11 шт.;

- Модернизация ПС 110 кВ Аннино (ПС-191) в части замены КРУН-1,2 секции шин 17 ячеек;

- Модернизация ПС 110 кВ "Рябово" (ПС-484) в части установки ТТ-1 10 кВ (2 компл.);

- Модернизация ПС 110 кВ "Скворицы" (ПС-391) в части установки ТТ-110 кВ (2 компл.);

- Модернизация ПС Белогорка (ПС-259) в части установки ТТ-110 кВ 2 компл. (ЛБг-2, ЛТлм-3);

- Модернизация ПС 110 кВ Встреча (ПС-316) в части установки ТТ-110 кВ (2 компл.);

- Модернизация ПС 110 кВ Войсковицы (ПС-366) в части установки ТТ-110 кВ 2 компл., ТН-1 10 кВ 2 компл.;

- Модернизация ПС 110 кВ КС-2 (ПС-345) в части установки ТТ-110 кВ 2 компл.;

- Модернизация ПС 110 кВ Вруда (ПС-518) в части установки ТТ-110 кВ 2 компл.;

- Модернизация ПС 110 кВ Сланцевский Регенераторный завод (ПС 351) (в части замены ВЧЗ с КРС-1 и ПВЗ-90М и фильтра присоединения ВЛ-110 кВ Сланцевская-1, ВЛ-110 кВ Сланцевская-3, установки оптической дуговой защиты 1С-6кВ, 2С-6кВ);

- Реконструкция ПС 35 кВ Лодейнопольская (ПС 31) в части реконструкция РУ 35кВ, РУ 6 кВ;

- Модернизация ПС-483 в части замены МКП-110 кВ 1 шт.;

- Реконструкция участка ВЛ 110 кВ Лужская-1 - Лужская-2 (ориентировочная протяженность 32,1 км);

- Реконструкция ВЛ-35 кВ "Гранит - 1,2" ПС N 330 - ПС "Гранит" - ПС "Первомайская" (ориентировочная протяженность 23,8 км);

- Реконструкция ВЛ 35 кВ Ломоносовская-2 в части замены провода на участках опор N 40-62, ориентировочной протяженностью 4,16 км;

- Модернизация ВЛ 35 кВ Усть-Лужская-1 в части замены грозозащитного троса в количестве 28 км.

6 Расчеты нормальных, аварийных, летних и зимних режимов работы электрических сетей 35 кВ и выше. Результаты проверки достаточности предлагаемых электросетевых решений для ликвидации "узких мест" и при необходимости проведение корректировки перечня

Анализ результатов расчётов режимов работы сетей 110 кВ и выше на территории Ленинградской области показал, что предложенных мероприятий по ликвидации "узких мест" достаточно для обеспечения надёжного электроснабжения потребителей в период до 2025 года.

Потоки мощности и уровни напряжения в сетях 110 кВ и выше

Электрические расчёты выполнялись в целях:

выбора схемы сети и параметров её элементов;

выбора средств регулирования напряжения, потокораспределения;

определения необходимой мощности компенсирующих устройств.

Расчёты выполнены, исходя из следующих основных положений:

1 Расчётными режимами для выбора схемы и параметров элементов сети принимались режимы работы в час максимальных нагрузок энергосистемы в течение зимних рабочих суток расчётного года.

2 В качестве послеаварийных режимов рассматривались отключения наиболее загруженных участков основной сети в период максимальных нагрузок энергосистемы.

3 Расчётные реактивные нагрузки на шинах 10(6)-35 кВ подстанций принимались на основе анализа отчётных данных.

4 Работа сетей 110 кВ энергосистемы, в основном, принималась замкнутой.

Расчёты режимов работы сетей 110 кВ и выше на территории Ленинградской области, как для базового варианта, так и для регионального варианта выполнены на каждый год рассматриваемого периода, для зимнего и летнего максимумов нагрузок рабочего дня, а также зимнего минимума нагрузок рабочего дня и летнего минимума выходного дня.

При выполнении расчетов учтено существующее деление сети 110 кВ.

Расчеты режимов работы сетей 110 кВ и выше на территории Ленинградской области выполнены с учетом ГОСТ Р 58670-2019 "Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем".

В таблице 6.1 приведены значения температуры наружного воздуха для зимнего и летнего периодов и соответствующие им величины потребления мощности.

Таблица 6.1 - Значения температуры наружного воздуха для зимнего и летнего периодов и соответствующие им величины потребления мощности

t 0		2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
Потребление мощности в зимний режим максимальных нагрузок
	-24,9	3598	3645	3707	4245	4302
	5	3257	3300	3356	3843	3895
Потребление мощности в летний режим максимальных нагрузок
	25	2420	2452	2493	2855	2894
	18.1	2379	2410	2451	2807	2845
Потребление мощности в зимний режим минимальных нагрузок
	-24,9	2666	2701	2747	3146	3188
	5	2414	2445	2487	2848	2886
Потребление мощности в летний режим минимальных нагрузок
	25	1697	1719	1748	2002	2029
	18,1	1668	1690	1718	1968	1994

Анализ результатов расчётов нормальных режимов показал, что в сетях 110 кВ и выше поддерживаются удовлетворительные уровни напряжения, а загрузка всех элементов сети находится в допустимых пределах.

При рассмотрении нормативных возмущений как в единичных ремонтных схемах в режимах зимних максимальных нагрузок, так и в двойных ремонтных схемах в режимах летних максимальных нагрузок, были выявлены перегрузки ряда ЛЭП.

В соответствии с ГОСТ для устранения данных перегрузок необходимо применение ПА (АОПО).

Результаты расчётов послеаварийных режимов работы сетей для базового варианта приведены в приложении Р тома 1.2 (не приводится) и таблице 6.2.

Таблица 6.2 Перечень послеаварийных режимов работы сетей на 2021 и 2025 годы и краткое описание результатов. Базовый вариант

Послеаварийные режимы	Краткое описание результатов	Приложение Р
Летний максимум 2021 года
1. Отключение ВЛ 220 кВ Сясь - Тихвин-Литейный N 2 при выведенных в ремонт ВЛ 220 кВ Сясь - Тихвин-Литейный N 1 и ВЛ 220 кВ Киришская ГРЭС - Тихвин-Литейный	Токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Волхов - Мыслинская (ВЛ 110 кВ Мыслинская-5) превышает аварийно допустимую величину, а уровни напряжения в прилегающей к ПС 330 кВ Тихвин-Литейный сети 110 кВ ниже аварийно допустимых значении	Лист 123
Зимний максимум 2025 года
2. Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудровская-1). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) отключен.	Нагрузка КВЛ 110 кВ Восточная - Янино (КВЛ 110 кВ Янинская-6) составит 909 А, что не превышает ДДТН 962 А.	Лист 121
3. Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудровская-1). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) включен.	Загрузка ВЛ 110 кВ района и уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.	Лист 121
4. Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Янино (КВЛ 110 кВ Янинская-6). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) отключен. При отсутствии экспорта электроэнергии через КВПУ ПС 400 кВ Выборгская при максимальном уровне генерации Блока 1 Правобережной ТЭЦ (ТЭЦ-5).	Нагрузка ВЛ 110 кВ Всеволожская-2 составит 613 А, что превышает АДТН 600 А. Необходима замена токоограничивающей аппаратуры на ВЛ 110 кВ Всеволожская-2 (ТТ 600 А на ПС 110 кВ Ильинка (ПС 525).	Лист 121
5. Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Янино (КВЛ 110 кВ Янинская-6). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) включен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Всеволожская-2 составит 621 А, что превышает АДТН 600	Лист 121
6. Отключение ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-1). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) отключен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-3) составит 863 А, что превышает АДТН 600 А (без учета выполнения реконструкции ПС 110 кВ Металлострой).	Лист 121
7. Отключение ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-1). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) включен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-3) составит 862 А, что превышает АДТН 600 А (без учета выполнения реконструкции ПС 110 кВ Металлострой).	Лист 121
8. Отключение одной ВЛ 110 кВ Ручьи - Гарболовская.	Нагрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Ручьи - Гарболовская составит 739 А, что не превысит ДДТН 788 А.	Лист 121
9. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Ручьи - Гарболовская.	Уровни напряжения в сети 110 кВ района снижаются ниже аварийно-допустимой величины. В указанном режиме действует существующая АОСН.	Лист 121
10. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Ручьи - Гарболовская. Действие существующей АОСН на отключение нагрузки на ПС 110 кВ района в размере 35,4 МВт. При переводе нагрузки, по сети 35 кВ, на ПС 110 кВ Сосновская (ПС-547).	Уровни напряжения на ПС 110 кВ Гарболовская (ПС 43) и на ПС 110 кВ Лехтуси (ПС 47) поддерживаются на уровне 91 кВ	Лист 121
11. Отключение одного ГТ Нижне-Свирской ГЭС (ГЭС-9). Выдача Нижне-Свирской ГЭС (ГЭС-9) установленной мощности.	Нагрузка оставшегося в работе AT - 223 А или 1,48 номинального тока, что превышает допустимую аварийную перегрузку 1,2. В настоящее время в указанной аварийной ситуации оперативный персонал электростанции за время, в течение которого допустима перегрузка, принимает меры по разгрузке оставшегося в работе ГТ. Для предотвращения перегрузки ГТ представляется целесообразным выполнить замену ГТ, что необходимо также для исключения ограничения выдачи мощности станции в единичных ремонтных схемах.	Лист 122
12. Отключение одного ГТ Верхне-Свирской ГЭС (ГЭС-12). Выдача Верхне-Свирской ГЭС (ГЭС-12) установленной мощности.	Нагрузка оставшегося в работе AT - 323 А или 1,28 номинального тока, что превышает допустимую аварийную перегрузку 1,2. В настоящее время в указанной аварийной ситуации оперативный персонал электростанции за время, в течение которого допустима перегрузка, принимает меры по разгрузке оставшегося в работе ГТ. Для предотвращения перегрузки ГТ представляется целесообразным выполнить замену ГТ, что необходимо также для исключения ограничения выдачи мощности станции в единичных ремонтных схемах.	Лист 122
13. Отключение ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-1). При отключении МШВ на ПС 110 кВ Металлострой (ПС 27). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) отключен.	Загрузка ВЛ 110 кВ района и уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.	Лист 122
14. Отключение ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (BЛ 110 кВ Колпинская-1). При отключении МШВ на ПС 110 кВ Металлострой (ПС 27). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) включен.	Загрузка ВЛ 110 кВ района и уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.	Лист 122
15. Отключение двухцепного участка ВЛ 110 кВ Порт-1/2 и последующее замыкание СВ-110 на ПС 110 кВ Усть-Луга (ПС 505) и ПС 110 кВ Вистино (ПС 292).	Нагрузка ВЛ 110 кВ База отдыха - Сосновый бор 2 (Копорская-2) составит 266А соответственно, что превышает АДТН 200А. Окончательные технические решения требуемые для включения нагрузки ПС 110 кВ ГПП-3 БХК должны быть определены на этапе разработки проектной документации.	Лист 122
16. Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудровская-1) при ремонте КВЛ 110 кВ Восточная - Янино (КВЛ 110 кВ Янинская-6). СВ 110 кВ на ПС ПО кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) включен.	Нагрузки ВЛ 110 кВ Всеволожская-3 и ВЛ 110 кВ Кудровская-3 составят 754 А и 707 А соответственно, что превышает их ДДТН и АДТН 600 А. Для устранения перегрузки ВЛ рекомендуется установка АОПО на ВЛ 110 кВ Всеволожская-3 на ПС 110 кВ Новоржевская.	Лист 121
17. Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Янино (КВЛ 110 кВ Янинская-6)) при ремонте ВЛ 110 кВ Колпинская-1 (ВЛ 110 кВ Колпинская-3). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) включен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-3) составит 1061 А, что превышает ДДТН и АДТН 600 А (без учета выполнения реконструкции ПС 110 кВ Металлострой). Нагрузка ВЛ 110 кВ Всеволожская-2 составит 630 А, что превышает АДТН 600 А.	Лист 121
18. Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудровская-1) при отключении ВЛ 110 кВ Новоржевская - Заневский Пост-П (ВЛ 110 кВ Всеволожская-3). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) включен.	Нагрузка КВЛ 110 кВ Янинская-6 и ВЛ 110 кВ Всеволожская-5 составят 1050 А и 1015 А соответственно, что превышает их АДТН 1000 А, нагрузка ВЛ 110 кВ Всеволожская-1 составит 729 А, что превышает АДТН 600 А	Лист 121
19. Отключение КВЛ 110 кВ Кудровская-1 при отключении КВЛ 110 кВ Янинская-6. СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) отключен. Перевод нагрузки Т1 на Т2 ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92).	Нагрузка ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-1,3) каждой составит 741 А, что превышает ДДТН и АДТН 600 А (без учета выполнения реконструкции ПС 110 кВ Металлострой). Нагрузка ВЛ 110 кВ Славянская-2 составит 645 А, ВЛ 110 кВ Дубровская-3 650 А, что превышает АДТН 600 А (без учета выполнения реконструкции ПС 110 кВ Металлострой)	Лист 121
20. Отключение BЛ 110 кВ Волховская-1(2). Выдача установленной мощности Волховской ГЭС (ГЭС-6).	Нагрузка ВЛ 110 кВ Волховская-2(1) составит 384 А, что превышает АДТН 350 А. Необходима замена токоограничивающей аппаратуры на BЛ 110 кВ Волховская-2(1) (разъединитель 350 А на Волховской ГЭС (ГЭС 6).	Лист 127
21. Отключение ВЛ 110 кВ Апраксинская-1 при отсутствии генерации Волховской ГЭС (ГЭС-6).	Нагрузка ВЛ 110 кВ Волховская-3 составит 397 А, что превышает АДТН 350 А. Необходима замена токоограничивающей аппаратуры на ВЛ 110 кВ Волховская-3 (разъединитель 350 А на Волховской ГЭС (ГЭС 6).	лист 127
Летний максимум 2025 года
22. Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Янино (КВЛ 110 кВ Янинская-6). ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-1) в ремонте. СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) отключен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-3) составит 738 А, что превышает АДТН 600 А (без учета выполнения реконструкции ПС 110 кВ Металлострой).	Лист 126
23. Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Янино (КВЛ 110 кВ Янинская-6). ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-1) в ремонте. СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) включен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-3) составит 722 А, что превышает АДТН 600 А (без учета выполнения реконструкции ПС 110 кВ Металлострой).	Лист 126
24. Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудровская-1). ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-1) в ремонте. СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) отключен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-3) составит 643 А, что превышает АДТН 600 А (без учета выполнения реконструкции ПС 110 кВ Металлострой).	Лист 126
25. Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудровская-1). ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-1) в ремонте. СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) включен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-3) составит 615 А, что превышает АДТН 600 А (без учета выполнения реконструкции ПС 110 кВ Металлострой).	Лист 126
26. Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Янино (КВЛ 110 кВ Янинская-6). КВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудровская-1) в ремонте. СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) отключен.	Загрузка ВЛ 110 кВ района и уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.	Лист 126
27. Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Янино (КВЛ 110 кВ Янинская-6). КBЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудровская-1) в ремонте. СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) включен.	Загрузка ВЛ 110 кВ района и уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.	Лист 126
28. Отключение ВЛ 110 кВ Фосфоритская-1. Выдача Нарвской ГЭС (ГЭС-13) установленной мощности. СВ на ПС 110 кВ Усть-Луга включен. Существующий раздел сети 110 кВ между ПС 110 кВ Фосфорит-1 (ПС 214) и шинами 110 кВ ПС 330 кВ Кингисеппская.	Загрузка BЛ 110 кВ района и уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.	Лист 124
29. Отключение ВЛ 110 кВ Нарвская-2. Выдача Нарвской ГЭС (ГЭС-13) установленной мощности. СВ на ПС 110 кВ Усть-Луга включен. Существующий раздел сети 110 кВ между ПС 110 кВ Фосфорит-1 (ПС 214) и шинами 110 кВ ПС 330 кВ Кингисеппская.	Загрузка ВЛ 110 кВ района и уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.	Лист 124
30. Отключение ВЛ 110 кВ Фосфоритская-1, в ремонте ВЛ 110 кВ Нарвская-4. Выдача Нарвской ГЭС (ГЭС-13) установленной мощности. СВ на ПС 110 кВ Усть-Луга включен. Существующий раздел сети 110 кВ между ПС 110 кВ Фосфорит-1 (ПС 214) и шинами 110 кВ НС 330 кВ Кингисеппская.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Нарвская-11 составит 497 А, что превысит АДТН 482 А. Необходима установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Нарвская-11 с действием на ОГ Нарвской ГЭС (ГЭС-13), технические требования к которой выданы Ленинградским РДУ в адрес ПАО "Россети Ленэнерго" и ПАО "ТГК-1".	Лист 124
31. Отключение ВЛ 110 кВ Фосфоритская-1, в ремонте ВЛ 110 кВ Нарвская-4. Участие Нарвской ГЭС (ГЭС-13) составит 100,8 МВт. СВ на ПС 110 кВ Усть-Луга включен. Существующий раздел сети 110 кВ между ПС 110 кВ Фосфорит-1 (ПС 214) и шинами 110 кВ ПС 330 кВ Кингисеппская.	Загрузка ВЛ 110 кВ района и уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.	Лист 124
32. Отключение ВЛ 110 кВ Фосфоритская-1. Выдача Нарвской ГЭС (ГЭС-13) установленной мощности. СВ на ПС 110 кВ Усть-Луга отключен. Замкнут раздел сети 110 кВ между ПС 110 кВ Фосфорит-1 (ПС 214) и шинами 110 кВ ПС 330 кВ Кингисеппская.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Нарвская ГЭС - Фосфорит-1 (ВЛ 110 кВ Нарвская-2) составит 471 А, что превышает ДДТН 392 А.	Лист 124
33. Отключение ВЛ 110 кВ Нарвская-2. Выдача Нарвской ГЭС (ГЭС-13) установленной мощности. СВ на ПС 110 кВ Усть-Луга отключен. Замкнут раздел сети 110 кВ между ПС 110 кВ Фосфорит-1 (ПС 214) и шинами 110 кВ ПС 330 кВ Кингисеппская.	Загрузка ВЛ 110 кВ района и уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.	Лист 124
34. Отключение ВЛ 110 кВ Фосфоритская-1, в ремонте ВЛ 110 кВ Нарвская-4. Выдача Нарвской ГЭС (ГЭС-13) установленной мощности. СВ на ПС 110 кВ Усть-Луга отключен. Замкнут раздел сети 110 кВ между ПС 110 кВ Фосфорит-1 (ПС 214) и шинами 110 кВ ПС 330 кВ Кингисеппская.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Нарвская ГЭС - Фосфорит (ВЛ 110 кВ Нарвская-2) составит 494 А, что превышает АДТН 482 А.	Лист 124
35. Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудровская-1). ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-1) в ремонте. СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПC 92) включен.	Загрузка ВЛ 110 кВ района и уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.	Лист 125
36. Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудровская-1). ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-1) в ремонте. При отключении МШВ на ПС 110 кВ Металлострой (ПС 27). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) отключен.	Нагрузка КВЛ 110 кВ Янинская-6 составит 679 А, что превышает ДДТН 627 А.	Лист 125
37. Отключение ВЛ 330 кВ Северо-Западная ТЭЦ - Зеленогорск при ремонте ВЛ 330 кВ Каменногорская - Зеленогорск.	Загрузка BЛ 110 кВ района и уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.	Лист 125
38. Отключена КВЛ 110 кВ Светогорская ГЭС - Выборг-районная с отпайкой на ПС Лужайка (КВЛ 110 кВ Выборгская-1) при выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ Светогорская ГЭС (ГЭС-11) - ПГВ-1 (ВЛ 110 кВ Вуоксинская-3)	Нагрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Северная-6 составит 426 А, что превышает ДДТН 392 А.	Лист 125
39. Отключение ВЛ 110 кВ Колпинская-1 (ВЛ 110 кВ Колпинская-3) при ремонте КВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудровская-1) и КВЛ 110 кВ Восточная - Янино (КВЛ 110 кВ Янинская-6). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) включен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-3) составит 748 Л, что превышает ЛДТН 600 А (без учета выполнения реконструкции ПС 110 кВ Металлострой)	Лист 126
Летний минимум 2025 года
40. Отключение ВЛ 110 кВ Волховская ГЭС - Пупышево (ВЛ 110 кВ Волховская-1) при ремонте ВЛ 110 кВ Волховская ГЭС - Волховстрой (ВЛ 110 кВ Волховская-2). Выдача установленной мощности Волховской ГЭС (ГЭС-6).	Нагрузка ВЛ 110 кВ Волховская-3 составит 382 А, что превышает АДТН 350 А. Необходима замена токоограничивающей аппаратуры на ВЛ 110 кВ Волховская-3 (разъединитель 350 А на Волховской ГЭС (ГЭС 6).	Лист 127
41. Отключение ВЛ 110 кВ Волховская-1(2) при ремонте ВЛ 110 кВ Волховская-3. Выдача установленной мощности Волховской ГЭС (ГЭС-6).	Нагрузка ВЛ 110 кВ Волховская-2(1) составит 376 А, что превышает АДТН 350 А. Необходима замена токоограничивающей аппаратуры на ВЛ 110 кВ Волховская-2(1) (разъединитель 350 А на Волховской ГЭС (ГЭС 6).	Лист 127

1) На уровне 2025 года с учетом выполненной в 2020 году перефиксации ВЛ 110 кВ Всеволожская-3 на ПС 110 кВ Новоржевская (ПС 46) в послеаварийном режиме отключения КВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудровская-1) токовая нагрузка оставшейся в работе КВЛ 110 кВ Восточная - Янино (КВЛ 110 кВ Янинская-6) составит 909 А, что не превышает длительно допустимую токовую нагрузку 962 А (при температуре - 24,9°С).

2) В послеаварийных режимах при отключении одной из ЛЭП 110 кВ в период зимних максимальных нагрузок 2025 года при отключенном СВ 110 кВ ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) с учетом выполнения схемно-режимных мероприятий не выявлено превышение расчетными токовыми нагрузками длительно допустимых токовых нагрузок за исключением ВЛ 110 кВ Всеволожская-2 и ВЛ 110 кВ Колпинская-1,3.

Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Всеволожская-2 наблюдается при рассмотрении нормативного возмущения, связанного с отключением КВЛ 110 кВ Янинская-6, при отключенном СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) при отсутствии экспорта электроэнергии через КВПУ ПС 400 кВ Выборгская при максимальном уровне генерации Блока 1 Правобережной ТЭЦ (ТЭЦ-5), и составляет 613 А, что превышает АД ТН равный 600 А. Согласно п. 6 ГОСТ Р 58670-2019 рекомендуется выполнить реконструкцию с заменой ограничивающего элемента BЛ 110 кВ Всеволожская-2, а именно ТТ на ПС 110 кВ Ильинка (ПС 525) с номинальным током 600 А.

Реконструкция BЛ 110 кВ Колпинская-1,3 предусмотрена "Схемой и программой перспективного развития электроэнергетики Санкт-Петербурга на 2020 - 2024 годы".По результатам расчетов выявлены превышения расчетной токовой нагрузки над ДДТН и АДТН ВЛ 110 кВ Колпинская-1,3 без учета изменения пропускной способности BЛ 110 кВ Колпинская-1,3 после выполнения реконструкции.

При рассмотрении в соответствии с ГОСТ Р 58670-2019 нормативных возмущений из единичных ремонтных схем в режимах зимних максимальных нагрузок выявилось, что как при отключенном СВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92), так и при включенном СВ имеет место перегрузка ЛЭП свыше АДТН, что предполагает применение Г1А. В режимах летних максимальных нагрузок при нормативных возмущениях из двойных ремонтных схемах перегрузка ЛЭП при включенном СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) не выявлена (за исключением ВЛ 110 кВ Колпинская-1,3).

Таким образом, включение СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) приведет к необходимости реконструкции ЛЭП 110 кВ транзита ПС 110 кВ Новоржевская (ПС 46) - ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) - ПС 110 кВ Манушкино - Разметелево (ПС 244). Поэтому предлагается сохранить нормально отключенное положение СВ 110 кВ ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92).

Для сохранения в работе транзита 110 кВ ПС 330 кВ Восточная - ПС 110 кВ Манушкино - Разметелево - при аварийном отключении КВЛ 110 кВ Кудровская-1 предусматривается установить на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) выключатель в цепи КВЛ 110 кВ Кудровская-1 или поменять местами фиксацию присоединений КВЛ 110 кВ Кудровская-1 и ВЛ 110 кВ Всеволожская-2 на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92).

"Схемой и программой перспективного развития электроэнергетики Санкт-Петербурга на 2021 - 2025 годы" предусматривается выполнение реконструкций ПС 110 кВ Металлострой (ПС 27) в 2022 году.

3) В расчётах принята замкнутая работа сети 110 кВ ПС 330 кВ Западная - ПС 110 кВ ЮЗОС (ПС 535) без применения мероприятий по ограничению токов к.з. на ПС 110 кВ, так как согласно "Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Санкт-Петербурга на 2021 - 2025 годы" предусматривается замена выключателей 110 кВ на ПС ЮЗОС (ПС 535) в 2022 году и на ПС Ломоносовская (ПС 39) - в 2022 году.

4) Результаты расчетов режимов работы сетей района ПС 330 кВ Кингисеппская - Нарвская ГЭС (ГЭС-13) при выдаче установленной мощности Нарвской ГЭС (ГЭС-13) при замыкании транзита 110 кВ ПС 110 кВ Фосфорит-1 (ПС 214) - ПС 330 кВ Кингисеппская в летний максимум 2024 год приведены в приложении Р, лист 124 (не приводится), таблице 6.2.

Как видно из результатов расчета, в послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Ленинградская АЭС - Нарвская ГЭС (ВЛ 110 кВ Фосфоритская-1) при ремонте ВЛ 110 кВ Нарвская-4 токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Нарвская ГЭС - Усть-Луга (ВЛ 110 кВ Нарвская-11) превышает величину длительно допустимой и аварийно допустимой токовой нагрузки.

Поэтому на Нарвской ГЭС (ГЭС-13) на ВЛ 110 кВ Нарвская-11 предусматривается установка АОПО с действием на отключение генераторов Нарвской ГЭС (ГЭС-13). Следует отметить, что в настоящее время филиалом АО "СО ЕЭС" Ленинградское РДУ в адрес ПАО "Россели Ленэнерго" и ПАО "ТГК-1" выданы технические требования на установку устройств АЛАР на транзите Нарвская ГЭС (ГЭС-13) - ПС 110 кВ Порт (ПС 549) и на реализацию устройства АОПО ВЛ 110 кВ Нарвская-11.

5) Результаты расчета послеаварийного режима отключения ВЛ 220 кВ Сясь - Тихвин-Литейный N 2 три выведенных в ремонт ВЛ 220 кВ Сясь - Тихвин-Литейный N 1 и ВЛ 330 кВ Киришская ГРЭС - Тихвин-Литейный приведены в приложении Р лист 123 (не приводится).

Как видно из результатов расчета, токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Волхов - Мыслинская (ВЛ 110 кВ Мыслинская-5) превышает аварийно допустимую величину.

Для обеспечения допустимой токовой нагрузки ВЛ потребуется ограничение потребления района в объеме не менее 19 МВт.

Поэтому настоящей работой на ПС 330 кВ Тихвин-Литейный предусматривается установка устройства АОПО.

6) Результаты расчетов режимов работы сетей района Волховской ГЭС (ГЭС-6) в период зимних и летних нагрузок 2025 года приведены в приложении Р, лист 127 (не приводится), таблице 6.2.

Выдача мощности Волховской ГЭС (ГЭС-6) происходит по трем транзитным ВЛ 110 кВ Волховская-1,2,3. Наиболее показательными периодами с точки зрения потребления мощности района Волховской ГЭС (ГЭС-6) являются режим зимних максимальных нагрузок при t= - 24,9°С (максимальное потребление) и летних минимальных нагрузок при t=+18,1°С (минимальное потребление). В зимний период превышение АДТН ВЛ 110 кВ Волховская-1(2) наблюдается при нормативном возмущении в нормальной схеме в следствие выдачи всей установленной мощности станции по данной ЛЭП, а также дополнительного транзитного перетока со стороны Киришской ГРЭС. Превышение АДТН ВЛ 110 кВ Волховская-3 происходит вследствие транзитного перетока со стороны Киришской ГРЭС при отсутствии генерации Волховской ГЭС (ГЭС-6). В летний период превышение АДТН ВЛ 110 кВ Волховская-1,2,3 наблюдается при нормативном возмущении в ремонтной схеме в следствие выдачи всей мощности станции по одной из отходящих ЛЭП 110 кВ.

В послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Волховская ГЭС - Пупышево (ВЛ 110 кВ Волховская-1) в период зимних максимальных нагрузок при t=-24,9°С при выдаче установленной мощности Волховской ГЭС (ГЭС-6) токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Волховская ГЭС - Волховстрой (ВЛ 110 кВ Волховская-2) превышает величину длительно допустимой и аварийно допустимой токовой нагрузки.

В послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Мга - Назия (ВЛ 110 кВ Апраксинская-1) в период зимних максимальных нагрузок при 1=-24,9°С при отсутствии генерации Волховской ГЭС (ГЭС-6) токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Волховская ГЭС - Валим (ВЛ 110 кВ Волховская-3) превышает величину длительно допустимой и аварийно допустимой токовой нагрузки.

В послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Волховская ГЭС - Пупышево (ВЛ 110 кВ Волховская-1) в период летних минимальных нагрузок при 1= +18,1°С при выдаче установленной мощности Волховской ГЭС (ГЭС-6) и выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ Волховская ГЭС - Волховстрой (ВЛ 110 кВ Волховская-2) токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Волховская ГЭС - Валим (ВЛ 110 кВ Волховская-3) превышает величину длительно допустимой и аварийно допустимой токовой нагрузки.

В послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Волховская ГЭС - Пупышево (ВЛ 110 кВ Волховская-1) в период летних минимальных нагрузок при t= +18Д°С при выдаче установленной мощности Волховской ГЭС (ГЭС-6) и выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ Волховская ГЭС - Валим (ВЛ 110 кВ Волховская-3) токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Волховская ГЭС - Волховстрой (ВЛ 110 кВ Волховская-2) превышает величину длительно допустимой и аварийно допустимой токовой нагрузки.

Согласно п. 6 ГОСТ Р 58670-2019 рекомендуется выполнить реконструкцию с заменой ограничивающих элементов ВЛ 110 кВ Волховская-1,2,3, а именно разъединителей на присоединений 110 кВ на Волховской ГЭС (ГЭС-6) с номинальным током 350 А.

Результаты расчётов нормальных и послеаварийных режимов работы сетей 110 кВ и выше на территории Ленинградской области для регионального варианта приведены в приложении С тома 1.2 (часть 2) (не приводится).

Как видно из результатов расчётов нормальных режимов работы, в сетях поддерживаются удовлетворительные уровни напряжения, а загрузка всех элементов сети находится в допустимых пределах.

Перечень расчётов наиболее тяжелых послеаварийных режимов работы сетей на территории области для регионального варианта и краткое описание их результатов приведены в таблице 6.3.

Анализ результатов расчётов послеаварийных режимов работы сети 110 кВ на территории области показал, что мероприятия, рекомендуемые для устранения "узких мест" в сети достаточны.

Таблица 6.3. Перечень послеаварийных режимов работы сетей на 2025 годы и краткое описание их результатов. Региональный вариант

Послеаварийные режимы	Краткое описание результатов	Приложение С
Зимний максимум 2025 года
1. Отключение двухцепного участка ВЛ 110 кВ Всеволожская-1 и ВЛ 110 кВ Всеволожская-5, (без сооружения ПС 330 кВ Заневская), СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) отключен.	Нагрузка каждой ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-1 и ВЛ 110 кВ Колпинская-3) составит 610 А, что превышает АДТН 600 А.	Лист 62
2. Отключение ВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-коммунальная (КВЛ 110 кВ Кудровская-1) (без сооружения ПС 330 кВ Заневская). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) отключен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Всеволожская-1 составит 635 А, что превышает АДТН 600 А.	Лист 62
3. Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудровская-1) (без сооружения ПС 330 кВ Заневская). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) включен.	Загрузка ВЛ 110 кВ района и уровни напряжения в сети находятся в допустимых пределах.	Лист 62
4. Отключение ЮЗ Л 110 кВ Восточная - Янино (КВЛ 110 кВ Янинская-6) (без сооружения ПС 330 кВ Заневская). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) отключен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Восточная-коммунальная - Ильинка (ВЛ 110 кВ Всеволожская-2) составит 61 ЗА, что превышает АДТН 600 А.	Лист 62
5. Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Янино (ЮЗЛ 110 кВ Янинская-6) (без сооружения ПС 330 кВ Заневская). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) включен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Восточная-коммунальная - Ильинка (ВЛ 110 кВ Всеволожская-2) составит 635 А, что превышает АДТН 600 А.	Лист 62
6. Отключение ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-1) (без сооружения ПС 330 кВ Заневская). СВ 110 кВ на ПC 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) отключен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-3) составит 904 А, что превышает АДТН 600 А.	Лист 62
7. Отключение ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-1) (без сооружения ПС 330 кВ Заневская). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) включен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-3) составит 904 А, что превышает АДТН 600 А.	Лист 62
8. Отключение одного AT 330/110 кВ на ПС Выборгская (при температуре -24,9°С, без установки АТ-3))	Нагрузка оставшегося в работе AT - 362 А или 1,65 номинального тока, что превышает допустимую аварийную перегрузку 1,3.	Лист 61
9. Отключение одного AT 330/110 кВ на ПС Каменногорская	Нагрузка оставшегося в работе AT - 197 А что не превысит номинального тока	Лист 61
10. Отключение ВЛ 110 кВ Ручьи - Гарболовская.	Нагрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ на участке от ПС 110 кВ Ручьи до отпайки на ПС 110 кВ ГИПХ составит 775 А, что не превышает длительно ДДТП этого участка 1000 А.	Лист 61
11. Отключение ВЛ 110 кВ Гарболовская - Новожилово	Нагрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ не превышает длительно ДДТН 600 А.	Лист 61
12. Отключение двухцепного участка ВЛ 110 кВ Порт-1/2 и последующее замыкание СВ-110 на ПС 110 кВ Усть-Луга (ПС 505) и ПС 110 кВ Вистино (ПС 292). Выдача ВЭС Вистино установленной мощности.	Нагрузка ВЛ 110 кВ База отдыха - Сосновый бор 2 (Копорская-2) составит 92 А соответственно, что не превышает ДЦТН 200 А.	Лист 63
13. Отключение двухцепного участка ВЛ 110 кВ Порт-1/2 и последующее замыкание СВ-110 на ПС 110 кВ Усть-Луга (ПС 505) и ПС 110 кВ Вистино (ПС 292). Без учета работы ВЭС Вистино.	Нагрузка BЛ 110 кВ База отдыха - Сосновый бор 2 (Копорская-2) составит 295 А соответственно, что превышает АДТН 200А. Рекомендуется применение ПА или замена провода	Лист 63
14. Отключение одного AT на ПС 330 кВ Зеленогорск	Нагрузка оставшегося в работе AT - 367 А или 1,05 номинального тока, что не превышает допустимую аварийную перегрузку 1,3.	Лист 61
15. Отключение ВЛ 330 кВ Северо-Западная ТЭЦ - Зеленогорск	Нагрузка ВЛ 110 кВ Ручьи - Лупполово (701 А) превышает АДТН. Для устранения перегрузки применяется существующая ПА	Лист 61
16. Отключение BЛ 220 кВ Тихвин-Литейный - Пикалевская	Нагрузка ВЛ 110 кВ Бокситогорская - Пикалевская с учетом замены провода находится в допустимых пределах	Лист 63
Летний максимум 2025 года
17 Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Янино (КВЛ 110 кВ Янинская-6). ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-1) в ремонте (без сооружения ПС 330 кВ Заневская). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) отключен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-3) составит 800 А, что превышает АДТН 600 А.	Лист 64
18 Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Янино (КВЛ 110 кВ Янинская-6). ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-1) в ремонте (без сооружения ПС 330 кВ Заневская). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) включен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-3) составит 782 А, что превышает АДТН 600 А.	Лист 64
19 Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудовская-1). ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (BЛ 110 кВ Колпинская-1) в ремонте (без сооружения ПС 330 кВ Заневская). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) отключен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-3) составит 706 А, что превышает АДТН 600 А.	Лист 64
20 Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудровская-1). ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-1) в ремонте (без сооружения ПС 330 кВ Заневская). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) включен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-3) составит 673 А, что превышает АДТН 600 А.	Лист 64
21 Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Янино (КВЛ 110 кВ Янинская-6). КВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудровская-1) в ремонте (без сооружения ПС 330 кВ Заневская). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) отключен.	Нагрузка каждой ВЛ 110 кВ Колпино - Металлострой (ВЛ 110 кВ Колпинская-1 и ВЛ 110 кВ Колпинская-3) составит 536 А, что не превышает АДТН 600 А.	Лист 64
22 Отключение КВЛ 110 кВ Восточная - Янино (КВЛ 110 кВ Янинская-6). КВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудровская-1) в ремонте (без сооружения ПС 330 кВ Заневская). СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) включен.	Нагрузка ВЛ 110 кВ Новоржевская - Заневский Пост 11 (ВЛ 110 кВ Всеволожская-3) составит 533 А, что превышает ДДТН 520 А.	Лист 64
23. Отключена КВЛ 110 кВ Светогорская ГЭС - Выборг-районная с отпайкой на ПС Лужайка (КВЛ 110 кВ Выборгская-1) при выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ Светогорская ГЭС (ГЭС-11) - ПГВ-1 (ВЛ 110 кВ Вуоксинская-3)	Нагрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Северная-6 составит 457 А, что превышает длительно ДДТН 392 А.	Лист 65
24. Отключен один AT 330/110 кВ на ПС Выборгская, второй AT - выведен в ремонт	Нагрузка оставшегося в работе AT - 279 А или 1,26 номинального тока, что не превышает допустимую аварийную перегрузку 1,3.	Лист 65
25. Отключена ВЛ 110 кВ Каменногорская - Лосиная тяг., ВЛ 110 кВ Каменногорская - Земляничная тяг. в ремонте	Нагрузка всех элементов сети района находится в допустимых пределах.	Лист 65
26. Отключена ВЛ 330 кВ Зеленогорск - Каменногорская, ВЛ 330 кВ Выборгская - Каменногорская в ремонте	Нагрузка всех элементов сети района находится в допустимых пределах	Лист 65
27. Отключена одна ВЛ 330 кВ Восточная - Выборгская, ВЛ 330 кВ Северо-Западная ТЭЦ-Зеленогорск в ремонте	Нагрузка всех элементов сети района находится в допустимых пределах	Лист 65
28. Отключена одна ВЛ 330 кВ Восточная - Выборгская, BЛ 330 кВ Зеленогорск - Каменногорская в ремонте	Нагрузка всех элементов сети района находится в допустимых пределах	Лист 65

Анализ результатов расчетов режимов работы сетей района ПС 330 кВ Восточная - Дубровская ТЭЦ - ПС 330 кВ Колпино выполнялся без учета изменения пропускной способности ВЛ 110 кВ Колпинская-1,3 после выполнения реконструкции.

Результаты расчетов послеаварийных режимов работы сетей района ПС 330 кВ Восточная - ПС 110 кВ Манушкино - Разметелево показывают, что для приведения параметров режимов к допустимым величинам потребуется сооружение ПС 330 кВ Заневская. Обоснование сооружения ПС 330 кВ Заневская приведено в томе 1.1 часть 3.

Потоки мощности и уровни напряжения в сети 35 кВ

Электрические расчеты сети 35 кВ выполнены для проверки пропускной способности сети при существующих нагрузках 2020 года и соответствия ожидаемым нагрузкам на 2025 год, принятые для базового и регионального вариантов развития сети.

Расчетные схемы электрической сети 35 кВ составлены на основе схем существующей сети и рекомендаций настоящей работы по реконструкции и развитию сети на перспективу.

Расчеты выполнены для нормального и наиболее тяжелых послеаварийных режимов работы сети 35 кВ (отключение головных участков ЛЭП 35 кВ от ЦП).

Электрические расчеты выполнены, исходя из необходимости иметь напряжение на шинах 35 кВ ПС 35/10(6) кВ в нормальном максимальном режиме работы сети не менее 31,5 кВ, а в послеаварийных не менее 30 кВ. Уровень напряжения на перспективу на шинах 35 кВ ПС 110/35/10(6) кВ (центров питания для сети 35 кВ) принят 36,8 кВ.

При выполнении электрических расчетов в послеаварийных режимах (ПАР) работы сети 35 кВ нагрузки взаиморезервируемых линий принимались в размере 100% расчетных нагрузок нормального режима.

Электрические расчеты сети 35 кВ показали, что уже при нагрузках 2020 года в действующей сети имеются проблемные зоны с уровнями напряжения на шинах 35 кВ ПС 35 кВ ниже допустимого значения.

Электрические расчеты показали, что при осуществлении рекомендуемых объемов строительства и реконструкции в базовом и региональном вариантах развития, сеть 35 кВ будет обладать достаточной пропускной способностью как в нормальном, так и в послеаварийных режимах по уровню напряжения на шинах 35 кВ ПС 35 кВ и по длительно допустимой мощности на ВЛ 35 кВ.

Потокораспределение мощности в нормальном и послеаварийных режимах работы сети и уровни напряжения на шинах 35 кВ ПС в зимний и летний максимумы электрических нагрузок приведены:

на 2020 год - в приложении Т (не приводится);

на 2025 год для базового варианта - в приложении У (не приводится), для регионального варианта - в приложении Ф (не приводится).

7 Расчеты токов к.з. распределительных электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Ленинградской области для двух вариантов развития

В соответствии с Техническим заданием расчеты токов к.з. должны быть выполнены "на год разработки программы и на рассматриваемую перспективу (в случае прогнозирования существенного изменения режимно-балансовой ситуации в связи с вводами генерирующих и электросетевых объектов расчеты должны быть дополнительно выполнены для каждого года пятилетнего периода)".

Поскольку в течение рассматриваемого периода значительного изменения режимно-балансовой ситуации на территории Ленинградской области не предполагается, представляется достаточным выполнение расчетов токов к.з. на конечный год периода.

Расчеты токов трехфазного и однофазного короткого замыкания на уровень 2025 года выполнены с целью выбора вновь устанавливаемого оборудования распределительных устройств 110 кВ и выше и оценки ориентировочного объёма аппаратуры с несоответствующей отключающей способностью для двух вариантов.

Расчётные схемы замещения составлены на основании намечаемых в настоящей работе схем сетей 110 кВ и выше на уровень 2025 года для базового и регионального вариантов.

Расчеты токов короткого замыкания выполнены с учетом существующих разделов сети 110 кВ на территории Ленинградской области.

При выполнении расчетов учтены мероприятия по ограничению токов короткого замыкания в сети 110 кВ на территории Санкт-Петербурга.

В 2022 году намечается ввод в эксплуатацию ПС 330/110 кВ Менделеевская. Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Ломоносовского района Ленинградской области транзит 110 кВ ПС 330 кВ Западная - ПС 110 кВ ЮЗОС (ПС 535) - ПС 330 кВ Менделеевская в нормальном режиме должен быть замкнут. Это приведет к увеличению уровня токов к.з. в сети 110 кВ района.

Расчетные токи трехфазного и однофазного к.з. на шинах 110 кВ ПС Ломоносовская (ПС 39) составят 22,3 и 18,4 кА соответственно, что превысит отключающую способность выключателей (20 кА), установленных на ПС в настоящее время.

В соответствии со "Схемой и программой перспективного развития электроэнергетики Санкт-Петербурга на 2021 - 2025 годы" в 2022 году на ПС 110 кВ Ломоносовская (ПС 39) предусматривается замена выключателей.

В настоящее время токи трехфазного и однофазного к.з. на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Ручьи составляют 40,1 кА и 42,8 кА соответственно, что превышает отключающую способность выключателей 40 кА, установленных на присоединениях КЛ 110 кВ Ручьи - НПС Сестрорецк (К-152, К-153).

В 2020 году в соответствии с Программой технического перевооружения и реконструкции в качестве мероприятий по приведению отключающей способности выключателей 330 кВ токам к.з. введены в работу токоограничивающие реакторов в 330 кВ сопротивлением 6 Ом в РУ 330 кВ Киришской ГРЭС.

Наибольшие значения токов к.з. на территории Ленинградской области на уровне 2024 года в базовом варианте составят в сетях:

750 кВ - 17,7 кА (на шинах 750 кВ ПС 750 кВ Ленинградская);

330 кВ - 54,3 кА (на шинах 330 кВ ПС 330 кВ Восточная);

220 кВ - 32,1 кА (на шипах 220 кВ ПС 330 кВ Восточная);

110 кВ - 44 кА (на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Ручьи).

Наименьшие значения токов к.з. в сетях:

330 кВ - 8,3 кА (на шинах 330 кВ ПС 330 кВ Лужская)

220 кВ - 4,5 кА (на шинах 220 кВ ПС 220 кВ Паша тяг.).

Наименьшие токи к.з. имеют место на подстанциях 110 кВ в Лодейнопольских электрических сетях (1 -3 кА).

Результаты расчётов токов трехфазного и однофазного к.з. в сетях 35 кВ и выше на территории Ленинградской области на 2021 год, а также на уровень 2025 года для базового и регионального вариантов приведены в приложении П тома 1.2 (часть 1) (не приводится).

В таблице 7.1 приведены рекомендации по приведению в соответствие токов к.з. и отключающей способности выключателей для базового и регионального вариантов.

Таблица 7.1 - Перечень подстанций и электростанций, величина токов к.з. на шинах которых превысит отключающую способность установленных на них выключателей

Наименование ПС и станций	Ток отключения установленных выключателей, кА	Расчетный ток к.з.		Мероприятия по приведению отключающей способности выключателей в соответствие токам к.з.	Намечаемый срок
		Ток трёхфазного к.з., кА	Ток однофазного к.з., кА
1 ПС 220 Ручьи (шины 110 кВ)	50; 40	39,9/39,5	44,1/43,9	Замена выключателей	2021
2 ПС 110 кВ Манушкино - Разметелево (ПС 244)	20; 25	19,4/23,2	16,6/18,0	Замена выключателей	2024

Примечание: В знаменателе указаны расчетные токи к.з. для регионального варианта

Суммарный ток трехфазного короткого замыкания на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Ленинградская картонная фабрика (ПС 354) составляет 20,3 кА при отключающей способности установленных выключателей в 20 кА. С целью определения количества выключателей, которые необходимо заменить, был проведен анализ результатов расчета токов короткого замыкания при КЗ за выключателями всех присоединений РУ 110 кВ. Анализ показал, что значение тока 20,3 кА наблюдается только на присоединении силового трансформатора Т-2. При этом, на данном присоединении отсутствует выключатель, установлен ОД и КЗ. Ток короткого замыкания за выключателем силового трансформатора Т-1 составит 19,8 кА. Ток короткого замыкания за выключателями прочих присоединений не превысит 17 кА. Таким образом, установленные на ПС 110 кВ Ленинградская картонная фабрика (ПС 354) выключатели 110 кВ удовлетворяют перспективным значениям токов короткого замыкания.

8 Анализ баланса реактивной мощности в распределительных электрических сетях напряжением 35 кВ и выше. Разработка рекомендаций по вводу источников реактивной мощности и средств компенсации реактивной мощности

Целью анализа баланса реактивной мощности является оценка возможности регулирования уровней напряжений на подстанциях, определение объемов дополнительных средств компенсации реактивной мощности (СКРМ) и мест их установки. В таблице 8.1 для режимов зимних максимальных и летних минимальных нагрузок представлены балансы реактивной мощности по территории Ленинградской области на 2021 и 2025 годы.

По приведенным балансам реактивной мощности следует отметить, что ЛЭП 110 кВ и выше на территории Ленинградской области недогружены (генерация зарядной мощности больше потерь на передачу), и поэтому являются источником избыточной реактивной мощности. Однако с учетом реактивной нагрузки потребителей и регулировочного диапазона генерирующего оборудования энергосистема может быть сбалансирована по реактивной мощности.

Таблица 8.1. - Баланс реактивной мощности, Мвар

Наименование	2021 год		2025 год (базовый вариант)		2025 год (региональный вариант)
	зимний максимум	летний минимум	зимний максимум	летний минимум	зимний максимум	летний минимум
Потребность
1 Нагрузка потребителей, включая нагрузку СН электростанции	1781.2	830.1	2143.9	992.0	2841.5	1410.6
2 Потери в сетях 110-330 кВ	1613.8	572.7	1643.5	610.7	2104.9	816.9
3 Потребление ШР	943.2	1770.4	269.7	1730.4	476.0	1117.4
4 Выдача (+), получение (-) в (из) энергосистему	-145.8	-34.7	175.0	-238.0	-539.6	-69.8
Итого потребность	4192.4	3138.5	4232.1	3095.1	4882.8	3275.1
Покрытие
1 Участие генераторов электростанций	1696.8	379.7	1633.3	262.5	1936.3	438.4
2 Зарядная мощность линий электропередачи	2773.6	2819.2	2796.4	2838.9	2822.0	2904.6
Итого покрытие	4470.4	3198.9	4429.7	3101.4	4758.3	3343.0
Избыток(+), дефицит (-)	+278.0	+60.4	+197.6	+6.3	-124.5	+67.9

В таблице 8.2 приведен перечень шунтирующих реакторов, предусматриваемых к установке для компенсации избыточной зарядной мощности существующих и намечаемых к сооружению ВЛ 750 и 330 кВ как на территории Ленинградской области, так и межсистемных.

Таблица 8.2 - Перечень ШР, намечаемых к установке на подстанциях Ленинградской области

Наименование подстанции	Мощность и место установки компенсирующего устройства	Год ввода
ПС 750 кВ Ленинградская	ШР 750 кВ 330 Мвар на ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белозерская	Поставлен под напряжение
	ШР 750 кВ 330 Мвар в РУ 750 кВ ПС Ленинградская
ПС 330 кВ Тихвин-Литейный	ШР 330 кВ 100 Мвар на ВЛ 330 кВ Тихвин-Литейный - Петрозаводск	2021
Ленинградская АЭС	ШР 750 кВ 330 Мвар в РУ 750 кВ Ленинградской АЭС ШР 35 кВ 2x35 Мвар в обмотке 35 кВ AT 750/330 кВ	2021

9 Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 330 кВ и ниже и оценка капитальных затрат на реализацию предложений по повышению надёжности электроснабжения потребителей

В приложениях Ж, И, К, Л (не приводятся), приводится перечень намечаемых к строительству, реконструкции и техперевооружению линий электропередачи и подстанций 110 кВ и выше с указанием ориентировочных капиталовложений в прогнозных ценах на период 2021 - 2025 годов.

Расчет ориентировочных капиталовложений в прогнозных ценах выполнен в следующей последовательности и с использованием следующих документов:

1. Расчёт стоимости электросетевых объектов с использованием укрупненных нормативов цены в ценах базового года на 01.01.2018 выполняется на основании приказа Министерства энергетики РФ N 10 от 17 января 2019 года "Об утверждении укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства";

2. Пересчет капитальных вложений в электросетевые объекты в базовых ценах в текущие цены на 4 квартал 2020 года осуществляется с использованием отношения прогнозного индекса изменения сметной стоимости прочих работ и затрат для отрасли народного хозяйства "Электроэнергетика" в соответствии с письмом Минстроя России N 45484-ИФ/09 от 12.11.2020 к прогнозному индексу изменения сметной стоимости прочих работ и затрат к уровню цен по состоянию на 1 квартал 2018 года для отрасли народного хозяйства "Электроэнергетика" в соответствии с письмом Минстроя России N 13606-ХМ/09 от 04.04.2018;

3. Принятые стоимости электросетевых объектов подлежат уточнению при конкретном проектировании.

В таблице 9.1 представлены намечаемые объёмы электросетевого строительства, реконструкции и техперевооружения и ориентировочные капиталовложения в период 2021 - 2025 годов для базового и регионального вариантов.

Таблица 9.1 - Намечаемые объёмы электросетевого строительства, реконструкции и техперевооружения и ориентировочные капиталовложения в период 2021 - 2025 годов

Наименование		Базовый Вариант		Региональный вариант
		Объемы электросетевого строительства 2021 - 2025 гг.	Капиталовложения, млн. руб. в текущих ценах 2021 - 2025 гг.	Объемы электросетевого строительства 2021 - 2025 гг.	Капиталовложения, млн. руб. в текущих ценах 2021 - 2025 гг.
Новое строительство	Линии электропередачи, км
	220-330 кВ	368,74	6333,89	163,00	3225,33
	110 кВ	195,786	4963,96	268,976	3520,39
	35 кВ	18,555	178,785	13,08	114,6
	Количество подстанций и мощность трансформаторов, шт/МВ*А
	220-330 кВ	2/2000	8413,58	2/2000	6903,28
	110 кВ	10/1043	5224,86	7/761	3240,24
	35 кВ	4/24,7	574,16
Реконструкция и техперевооружение	Линии электропередачи, км
	110 кВ	30,7	311,55	87,76	1817,95
	35 кВ	81,35	852,61	191,49	1815,84
	Количество подстанций и, шт/МВ*А
	220-330 кВ	3/125	1274,3	3/-	184,9
	110 кВ	13/247	1515,99	77/131	5957,71
	35 кВ	28/173,7	1649,26	33/118	1701,88
Итого			31292,95		28482,12

Суммарные капиталовложения в развитие электрических сетей за период 2021 - 2025 годы определились в текущих ценах:

для базового варианта - 35-110 кВ - 15271,18 млн. руб., 220 кВ и выше - 16021,77 млн. руб.;

для регионального варианта - 35-110 кВ - 18168,61 млн. руб., 220 кВ и выше - 10313,51 млн. руб.

Намечаемые объёмы электросетевого строительства, реконструкции и техперевооружения и ориентировочные капиталовложения с разбивкой по годам для базового варианта представлены в таблицы 9.2, для регионального варианта - в таблице 9.3.

Таблица 9.2. Намечаемые объёмы электросетевого строительства, реконструкции и техперевооружения и ориентировочные капиталовложения с разбивкой по годам. Базовый вариант

Наименование		Количество подстанций и мощность трансформаторов, шт./МВ А,					Капиталовложения, млн. руб.
		протяженность ЛЭП, км
		2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Реконструкция и техперевооружение	220-330 кВ
	ПС	1/-		2/125			58,3		1216
	ВЛ (КЛ)
	110 кВ
	ПС	2/-	5/41	3/-	2/206	1/-	123,2	663,92	422,32	277,62	28,93
	ВЛ (КЛ)	15,1	15,6				83,61	227,94
	35 кВ
	ПС	5/76	5/44,5	3/38,9		15/14,3	363,05	410,99	376,73		498,5
	ВЛ (КЛ)				54,2	27,15				632,38	220,23
Новое строительство	220-330 кВ
	ПC		1/400	1/1600				4113,58	4300
	ВЛ (КЛ)	288,6	19,14	61			5512,33		821,56
	110 кВ
	ПС	1/160	3/206	4/471	2/206		619,72	862,08	2430,63	1312,43
	ВЛ (КЛ)	15,506	25	52,28	103		603,91	348,98	1402,08	2614,69
	35 кВ
	ПС	2/14,4		2/10,3			320,3		253,86
	ВЛ (КЛ)	8,875		0,18		9,5	99,31				79,475
	Итого						7783,73	6621,79	11223,18	4837,12	827,135
	в т.ч. новое строительство						7155,57	5318,94	9208,13	3927,12	79,475

Таблица 9.3. Намечаемые объёмы электросетевого строительства, реконструкции и техперевооружения и ориентировочные капиталовложения с разбивкой по годам. Региональный вариант

Наименование		Количество подстанций и мощность трансформаторов, шт./МВ-А,					Капиталовложения млн. руб.
		протяженность ДЭП, км
		2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Реконструкция и техперевооружение	220-330 кВ
	ПС			2/-		1 /-			80,3		104.6
	ВЛ (КЛ)
	110 кВ
	ПC	7/-	6/-	12/5	19/126	33/-	335,7	447,25	925,77	2332.57	1916,42
	ВЛ (КЛ)	31	1,6	33,8	20,5	0,86	413,3	16,79	317,33	1063,38	7,15
	35 кВ
	ПС	1/50	5/4	23/64	3/-	1 /-	114,37	466,5	745,86	330,04	45,11
	ВЛ (КЛ)	3,4	12,32	97,41	54,56	23,8	39.38	108,22	939,36	591,36	137,52
Новое строительство	220-330 кВ
	ПС				1/400	1/1600				2150	4753,28
	ВЛ (КЛ)				10	153				178,6	3046,73
	110 кВ
	ПС		1/20	2/205	1/126	3/410		698,72	833,8	371,44	1336,28
	ВЛ (КЛ)	26,2	3,716	51,7	115,96	71,4	244,14	159	903,32	1499,8	714,13
	35 кВ
	ПС
	ВЛ (КЛ)		0,08	8		5		0,92	74,27		39,41
	Итого						1146,89	1897,4	4820,012	8517,19	12100,63
	в т.ч. новое строительство						244,14	858,64	1811,39	4199,84	9889,83

9.1 Оценка финансовой обеспеченности мероприятий

Сопоставление капиталовложений, определенных на основании Укрупненных стоимостных показателей, в электросетевое строительство, предусмотренное "Схемой и программой..." по базовому варианту, с капитальными затратами, заложенными в инвестиционные программы сетевых компаний, показало финансовую обеспеченность намеченных мероприятий для повышения надежности электроснабжения потребителей Ленинградской области.

9.2 Ранжирование сетевых объектов 110 кВ и выше по срокам и очередности их ввода

Ранжирование сетевых объектов 110 кВ и выше выполнено по срокам и очередности их ввода, исходя из оценки темпов роста нагрузок на территории Ленинградской области и показателей надёжности энергоснабжения потребителей и приведено для базового и регионального вариантов в таблицах 9.2.1 и 9.2.2 соответственно.

Таблица 9.2.1 - Перечень электросетевых объектов по очередности их ввода для базового варианта

Номер очередности	Наименования	Намечаемый год ввода
1.	ПС 110 кВ Бугры (Новая-4)	2021
2.	ПС 110 кВ Аммиачная	2022
3.	ПС 110 кВ ГПП-3 БХК	2022
4.	РП 110 кВ	2022
5.	ПС 330 кВ Менделеевская	2022
6.	Заходы ВЛ 110 кВ на ПС 330 кВ Менделеевская	2022
7.	ПС 330 кВ Нарва	2023
8.	ПС 110 кВ Ковалевская	2023
9.	ПС 110 кВ Императорская	2023
10.	ПС 110 кВ Лесное	2023
11.	ПС 110 кВ Приморский УПК	2023
12.	ПС 110 кВ 335А	2023
13.	ПС 110 кВ Новосаратовка-2	2024

Таблица 9.2.2 - Перечень электросетевых объектов по очередности их ввода для регионального варианта

Номер очередности	Наименования	Намечаемый год ввода
1.	ПС 110 кВ Бугры (Новая-4)	2021
2.	ПС 110 кВ Аммиачная	2022
3.	ПС 110 кВ ГПП 1-3 БХК	2022
4.	РП 110 кВ	2022
5.	ПС 330 кВ Менделеевская	2022
6.	Заходы ВЛ 110 кВ на ПС 330 кВ Менделеевская	2022
7.	ПС 110 кВ Порошкино	2022
8.	ПС 330 кВ Нарва	2023
9.	ПС 110 кВ Ковалевская	2023
10.	ПС 110 кВ Императорская	2023
11.	ПС 110 кВ Лесное	2023
12.	РУ 110 кВ ВЭС Свирица	2023
13.	ПC 110 кВ Приморский УПК	2023
14.	РУ 110 кВ ВЭС Вистино	2023
15.	ПС 110 кВ 335А	2023
16.	ПС 110 кВ Новосаратовка-2	2024
17.	ПС 330 кВ Заневская	2024
18.	ПС 110 кВ Метаноловская	2024
19.	ПС 110 кВ Лада	2025
20.	ПС 110 кВ Кингисепп-2	2025
21.	РУ 110 кВ ВЭС Копорье	2025
22.	ПС 330 кВ Порт Усть-Луга	2025

9.3 Оценка плановых значений показателей надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций, оказывающих услуги по передаче электрической энергии на территории Ленинградской области

В соответствии с Методическими указаниями по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций, утвержденными приказом Минэнерго России от 29 ноября 2016 г. N 1256 (далее - Методические указания), показателями надежности являются:

- для территориальных сетевых организаций, долгосрочный период регулирования которых начался до 2018 года, - показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии ();

- для территориальных сетевых организаций, долгосрочный период регулирования которых начался с 2018 года и позднее, - показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки () и показатель средней частоты прекращения передачи электрической энергии на точку поставки ().

Методическими указаниями предусмотрен следующий порядок расчета указанных показателей. Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии () определяется по формуле:

, (9.31)

где - фактическая суммарная продолжительность всех прекращений передачи электрической энергии в отношении потребителей услуг сетевой организации за расчетный период регулирования, час; - максимальное за расчетный период регулирования число точек присоединения потребителей услуг сетевой организации к электрической сети сетевой организации,

Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки в каждом расчетном периоде регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования () определяется по формуле:

, (9.32)

где - продолжительность -го прекращения передачи электрической энергии в отношении точек поставки потребителей услуг сетевой организации в рамках технологического нарушения, час; - количество точек поставки потребителей услуг сетевой организации, в отношении которых произошло -ое прекращение передачи электрической энергии, в рамках технологического нарушения, шт.; - максимальное за год число точек поставки потребителей услуг сетевой организации за t-й расчетный период регулирования, шт.; - количество прекращений передачи электрической энергии в отношении точек поставки потребителей услуг сетевой организации t-м расчетном периоде регулирования, шт.

Показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки в каждом расчетном периоде регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования () определяется по формуле:

, (9.33)

В качестве основных источников информации по показателям надежности сетевых организаций, оказывающих услуги по передаче электрической энергии на территории Ленинградской области, использовалась информация, предоставленная ПАО "Россети Ленэнерго" и АО "ЛОЭСК".

Плановые значения показателей надежности оказываемых услуг ПАО "Россети Ленэнерго" до 2020 года утверждены для Ленинградской области приказом комитета по тарифам и ценовой политики Правительства Ленинградской области от 27 декабря 2017 г. N 658-п.

Плановые значения показателей надежности оказываемых услуг АО "ЛОЭСК" до 2019 года утверждены распоряжением комитета по тарифам и ценовой политике Ленинградской области от 30 декабря 2014 г. N 217-р.

В таблице 9.3.1 представлены утвержденные плановые показатели уровня надежности реализуемых товаров (услуг) для ПАО "Россети Ленэнерго" и АО "ЛОЭСК" на 2016 - 2020 годы на территории Ленинградской области.

Таблица 9.3.1 - Утвержденные плановые значения показателей уровня надежности реализуемых товаров (услуг) для ПАО "Россети Ленэнерго" и АО "ЛОЭСК" на период 2016 - 2020 годов

Наименование сетевой организации	Год	Уровень надежности реализуемых товаров (услуг) (Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии ())
ПАО "Россети Ленэнерго"	2016	0,0188
	2017	0,0185
	2018	0,0182
	2019	0,0179
	2020	0.0177
АО "ЛОЭСК"	2016	0,0202
	2017	0,0199
	2018	0,0196
	2019	0,0193

Оценка плановых значений показателей уровня надежности реализуемых товаров (услуг) на период 2021 - 2025 годов в части показателей средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки и средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки на территории Ленинградской области выполнена в соответствии с требованиями Методических указаний.

Оценка плановых значений показателей надежности оказываемых услуг по передаче электрической энергии ПАО "Россети Ленэнерго" и АО "ЛОЭСК" на период 2021 - 2025 годов представлены в таблице 9.3.2.

Таблица 9.3.2 - Оценка плановых значений показателей надежности оказываемых услуг по передаче электрической энергии ПАО "Россети Ленэнерго" и АО "ЛОЭСК" на период 2021 - 2025 годов

Наименование сетевой организации	Год	Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки, час	Показатель средней частоты прекращения передачи электрической энергии на точку поставки, ед.
ПАО "Россети Ленэнерго"	2021	1,2243	0,6375
	2022	1,2060	0,6279
	2023	1.1879	0,6185
	2024	1.1700	0,6092
	2025	1.1525	0,6001
АО "ЛОЭСК"	2021	3.0193	1,1115
	2022	2.9740	1,0948
	2023	2,9294	1,0784
	2024	2,8855	1,0622
	2025	2,8423	1,0462

В таблице 9.3.3 представлены фактические значения показателей надежности оказываемых услуг по передаче электрической энергии: показатели средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки и средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки для ПАО "Россети Ленэнерго" и АО "ЛОЭСК" за период 2016 - 2020 годов на территории Ленинградской области.

В таблице 9.3.3 также рассмотрена динамика других показателей, которые могут характеризовать надежность электроснабжения потребителей на территории Ленинградской области: коэффициент аварийности в электрических сетях, коэффициент потерь электроэнергии в сетях.

Таблица 9.3.3 - Фактические значения показателей надежности оказываемых услуг по передаче электрической энергии на территории Ленинградской области за период 2016 - 2020 годов

Наименование показателя		2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
Коэффициент аварийности, ед./1000 у.е.		13,71	14,26	9,86	10,22	8,19
Полезный отпуск из сети, млн кВт.ч		10 509,98	10 760,58	11 044,58	11 499,72	11 780,74
Потери электроэнергии в сети, млн кВтч		1 930,55	1 915.87	1 920.43	1 941,33	1 947,69
Коэффициент потерь электроэнергии в сети, %		18,37	17,80	17,39	16,88	16.53
Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки, час	ПАО "Россети Ленэнерго"	2,4301	0,5229	1,1397	1,1580	1,1213
	АО "ЛОЭСК"	0,9800	2,3200	2,9100	4,1100	2,6400
Показатель средней частоты прекращения передачи электрической энергии наточку поставки, ед.	ПАО "Россети Ленэнерго"	0,6969	0,1644	0,6127	0,6331	0,5824
	АО "ЛОЭСК"	0,4600	0,9100	1,1200	1,4100	0,9300

Из таблицы 9.3.3 видно, что рассматриваемые показатели надежности в целом демонстрируют положительную динамику изменения за период 2015 - 2019 годов.

К основным причинам технологических нарушений электроснабжения потребителей на сетевых объектах напряжением 220 кВ и 110 кВ можно отнести следующие:

- воздействие сторонних лиц;

- износ оборудования;

- дефект монтажа;

- дефект изготовления, конструкции, проекта.

Мероприятия по развитию электрических сетей 110 кВ и выше Ленинградской области, разработанные в настоящей Схеме, могут оказывать воздействие в основном на снижение аварийности из-за износа оборудования из всего спектра причин технологических нарушений электроснабжения потребителей.

Уменьшение количества технологических нарушений электроснабжения потребителей по причине износа и перегрузки оборудования, окажет положительное влияние на динамику улучшения показателей надежности и качества электроснабжения и снижение величины недоотпуска электроэнергии.

Выводы

1. Схема и программа развития электроэнергетики Ленинградской области выполнена на расчётный период 2021 - 2025 годов. При выполнении работы рассмотрен прогноз спроса на электрическую энергию и мощность Ленинградской области для двух вариантов:

подготовленный Филиалом АО "СО ЕЭС" Ленинградское РДУ в соответствии с вариантом электропотребления энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области, разработанным АО "СО ЕЭС" (базовый вариант);

определенный на основании информации о крупных инвестиционных проектах и индустриальных парках и данных сетевых компаний о заключённых договорах, заявках на технологическое присоединение потребителей (региональный).

Приняты следующие значения потребления электроэнергии и мощности по территории Ленинградской области:

	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	2025 год
Базовый вариант
Электропотребление, млрд. кВт-ч	21.97	22,317	22,604	24,491	26,271
Максимум потребления мощности, МВт	3510	3556	3616	4141	4197
Региональный вариант
Электропотребление, млрд. кВтч	22,067	22,904	24,061	26,851	35,290
Максимум потребления мощности, МВт	3524	3667	3854	4568	5641

2. В работе приняты следующие изменения установленной мощности на Ленинградской атомной электростанции:

Вывод из эксплуатации энергоблока N 2 на Ленинградской АЭС - 2020 год;

3. В базовом варианте в соответствии с проектом "Схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы" для развития электросетевого комплекса предусматривается сооружение ПС 330 кВ Менделеевская (2022 год) и ПС 330 кВ Нарва (2023 год).

В период до 2025 года в базовом варианте предусматривается ввод 9 подстанций 110 кВ и одного РП 110 кВ. Сроки ввода ПС 110 кВ поименно приведены в приложении И тома 1.1 часть 2 (не приводится).

Перечень
ПС 110 кВ, намечаемых к новому строительству в период до 2025 года. Базовый вариант

Наименование ПС	Количество и мощность тр-ров		Год ввода в эксплуатацию	Обоснование необходимости строительства
	Кол-во, шт.	S, МВ-А
ПС 110 кВ Приморский УПК	2	125	2023	Для электроснабжения Приморского универсально-перегрузочного комплекса. Нагрузка Приморского УПК составит порядка 140 МВт
ПС 110 кВ Бугры (Новая-4)	2	80	2021	Для резервирования нагрузок существующих потребителей и обеспечения электроснабжения новых жилых комплексов.
ПС 110 кВ Аммиачная	2	63	2022	Для обеспечения электроснабжения производства аммиака и карбамида ООО "ЕвроХим Северо-Запад-2" мощностью 55 МВт.
ПС 110 кВ 335А	2	63	2023	Для обеспечения электроснабжения индустриального парка "Кола" и других промышленных и жилых объектов. Для технологического присоединения к ПС 110 кВ 335А заключено договоров мощностью 56,5 МВт
ПС 110 кВ Ковалевская	2	63	2023	Для обеспечения электроснабжения многоэтажной жилой и общественно-деловой застройки ООО УК "Фондовый дом". Для присоединения к ПС 110 кВ Ковалевская согласованные Системным оператором ТУ на ТП мощностью 44 МВт.
ПС 110 кВ Лесное	1	63	2023	Для обеспечения электроснабжения промышленного комплекса по производству металлоконструкций ООО "Титан". Ожидаемая нагрузка комплекса составит 49 МВт. Согласованные Системным оператором ТУ на ТП
ПС 110 кВ Новосаратовка-2	2	40	2024	Для обеспечения жилой застройки в Свердловском городском поселении ООО "Перспектива-девелопмент". Планируемая перспективная нагрузка составит 30,5 МВт. Согласованные Системным оператором ТУ на ТП
ПС 110 кВ Императорская	2	16	2023	Для присоединения объектов проекта "Императорское кольцо" заявленной мощностью 12,35 МВт. Согласованные Системным оператором ТУ на ТП
ПС 110 кВ ГПП-3 БХК	2	40	2022	Для обеспечения электроснабжения Газохимического комплекса ООО "Балтийский Химический Комплекс" Ожидаемая нагрузка комплекса составит 40 МВт
РП 110 кВ	-	-	2022	Для присоединения ПС 110 кВ ГПП-3 БХК

Также в базовом варианте предусматривается реконструкция четырех ПС 110 кВ с увеличением трансформаторной мощности.

Перечень ПС 110 кВ, намечаемых к реконструкции с увеличением трансформаторной мощности в период до 2025 года. Базовый вариант

Наименование ПС	Тип Т, AT, кВ	Мощность, MB, А	Кол-во и мощность тр-ров после реконструкции шт х МВА	Год ввода в эксплуатацию	Обоснование работ по переустройству
ПС 110 кВ Криогаз (ПС 595)	110/10	2x25	2x40	2024	Замена перегруженных трансформаторов. Максимальная заявленная мощность по договорам на ТП - 39,7 МВт
ПС 110 кВ Олтон-плюс (ПС 137)	110/10	2x40	2x63	2024	Замена перегруженных трансформаторов. Максимальная заявленная мощность по договорам на ТП - 71,1 МВт
ПС 110 кВ Гостилицы (ПС 344)	110/35/10	1x10	16	2022	Замена перегруженных трансформаторов. Максимальная заявленная мощность по договорам на ТП - 9,67 МВт
ПС 110 кВ Ильинка (ПС 525)	110/10	2x40 25 (ММПС)	1x25 (демонтаж ММПС)	2022	Максимальная заявленная мощность по договорам на ТП - 43,07 МВт

В региональном варианте предусматривается:

сооружение ПС 330 кВ Менделеевская (2022 год);

сооружение ПС 330 кВ Нарва (2023 год);

сооружение ПС 330 кВ Заневская (2024 год);

сооружение ПС 330 кВ Порт Усть-Луга (2025 год).

В период до 2025 года в региональном варианте предусматривается ввод трех подстанций 110 кВ. Сроки ввода ПС 110 кВ поименно приведены в приложении Л тома 1.1 часть 3 (не приводится).

4. Для обеспечения присоединения к сети 110 кВ намечаемой к сооружению ПС 330 кВ Менделеевская предусматривается сооружение заходов ВЛ 110 кВ Ломоносовская - Русско-Высоцкая с отпайками и ВЛ 110 кВ Встреча - Мартышкино (заходы учитываются в СиПР ЛО 2021-2025), а также ВЛ 110 кВ Ломоносовская - Петродворец и ВЛ 110 кВ Ломоносовская - Большевик (заходы учтены в СиПР СПб 2021-2025) (базовый и региональный вариант).

5. В 2025 году в региональном варианте для технологического присоединения объекта социального назначения объемом мощности 9,035 МВт на основании заявки N 21-05/03-065 и проекта ТУ на ТП предусматривается строительство новой ПС 110 кВ Лада.

6. В базовом варианте для обеспечения электроснабжения УПК "Приморский" предполагается увеличение трансформаторной мощности на ПС 400 кВ Выборгская (установка АТ-3 согласно проекту "Схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы").

7. Для обеспечения возможности электроснабжения потребителей в районе Усть-Луга, в настоящей работе в базовом варианте развития в 2023 году к энергосистеме Ленинградской области присоединена ПС 330 кВ Нарва, согласно проекту "Схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы".

ПС 330 кВ Нарва предполагается присоединить заходами ВЛ 330 кВ Копорская - Кингисеппская на ПС 330 кВ Нарва с образованием ВЛ 330 кВ Кингисеппская - Нарва N 1 и ВЛ 330 кВ Копорская - Нарва N 1, а также ВЛ 330 кВ Кингисеппская - Нарва N 2 (чертеж 2.00.396.002 Лист 1, Лист 5, Лист 6).

8. Для обеспечения возможности присоединения новых потребителей и усиления сети 110 кВ предусматривается сооружение ПС 330 кВ Заневская с заходами ВЛ 110 кВ в 2024 году в региональном варианте.

9. В региональном варианте в настоящей работе отражено строительство ПС 330 кВ Порт Усть-Луга, которая предназначается для электроснабжения логистического комплекса и металлургического завода ООО "ЕГКТ". Год завершения строительства ПС 330 кВ Порт Усть-Луга учтен в 2025 году.

10. На уровне 2025 года с учетом выполненной в 2020 году перефиксации BЛ 110 кВ Всеволожская-3 на ПС 110 кВ Новоржевская (ПС 46) в послеаварийном режиме отключения КВЛ 110 кВ Восточная - Восточная-Коммунальная с отпайкой на ПС СВС Кудрово (КВЛ 110 кВ Кудровская-1) токовая нагрузка оставшейся в работе КВЛ 110 кВ Восточная - Янино (КВЛ 110 кВ Янинская-6) не превышает длительно допустимую токовую нагрузку.

В послеаварийных режимах при отключении одной из ЛЭП 110 кВ в период зимних максимальных нагрузок 2025 года при отключенном СВ 110 кВ ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) с учетом выполнения схемно-режимных мероприятий не выявлено превышение расчетными токовыми нагрузками длительно допустимых токовых нагрузок за исключением ВЛ 110 кВ Всеволожская-2 и ВЛ 110 кВ Колпинская-1,3.

Согласно п. 6 ГОСТ Р 58670-2019 рекомендуется выполнить реконструкцию с заменой ограничивающего элемента ВЛ 110 кВ Всеволожская-2, а именно ТТ на ПС 110 кВ Ильинка (ПС 525) с номинальным током 600 А.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Колпинская-1,3 предусмотрена "Схемой и программой перспективного развития электроэнергетики Санкт-Петербург а на 2020 - 2024 годы".

Включение СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (Г1С 92) приведет к необходимости реконструкции ЛЭП 110 кВ транзита ПС 110 кВ Новоржевская (ПС 46) - ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92) - ПС 110 кВ Манушкино - Разметелево (ПС 244). Поэтому предлагается сохранить нормально отключенное положение СВ 110 кВ ПС 110 кВ Восточная-коммунальная (ПС 92).

11. Для устранения токовой перегрузки ВЛ 110 кВ в 2021 году предусматривается установка АОПО на ПС 330 кВ Тихвин-Литейный (базовый вариант).

12. В 2023 году предусматривается установка АОПО и устройств АЛАР на транзите Нарвская ГЭС (ГЭС-13) - ПС 110 кВ Усть-Луга - ПС 330 кВ Кингисеппская (базовый вариант).

13. При нормативном возмущении в нормальной схеме в период зимних максимальных нагрузок, а также при нормативном возмущении в единичной ремонтной схеме в период летних минимальных нагрузок наблюдается превышение токовой нагрузки ВЛ 110 кВ Волховская-1, ВЛ 110 кВ Волховская-2, ВЛ 110 кВ Волховская-3 значений АДТН.

Согласно п. 6 ГОСТ Р 58670-2019 рекомендуется выполнить реконструкцию с заменой ограничивающих элементов ВЛ 110 кВ Волховская-1,2,3, а именно разъединителей на присоединении 110 кВ на Волховской ГЭС (ГЭС-6) с номинальным током 350 А.

14. В настоящей работе приведены рекомендации по приведению в соответствие токов к.з. и отключающей способности выключателей для базового и регионального вариантов.

Перечень
подстанций и электростанций, величина токов к.з. на шинах которых превысит отключающую способность установленных на них выключателей

Наименование ПС и станций	Ток отключения установленных выключателей, кА	Расчетный ток к.з.		Мероприятия по приведению отключающей способности выключателей в соответствие токам к.з.	Намечаемый срок
		Ток трёхфазного к.з., кА	Ток однофазного к.з., кА
1. ПС 220 Ручьи (шины 110 кВ)	50; 40	39,9/39,5	44,1/43,9	Замена выключателей ()	2021
2. ПС 110 кВ Манушкино - Разметелево (ПС 244)	20; 25	19,4/23,2	16,6/18,0	Замена выключателей ()	2024

Примечание: В знаменателе указаны расчетные токи к.з. для регионального варианта

Суммарный ток трехфазного короткого замыкания на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Ленинградская картонная фабрика (ПС 354) составляет 20,3 кА при отключающей способности установленных выключателей в 20 кА. С целью определения количества выключателей, которые необходимо заменить, был проведен анализ результатов расчета токов короткого замыкания при КЗ за выключателями всех присоединений РУ 110 кВ. Анализ показал, что значение тока 20,3 кА наблюдается только на присоединении силового трансформатора Т-2. При этом, на данном присоединении отсутствует выключатель, установлен ОД и КЗ. Ток короткого замыкания за выключателем силового трансформатора Т-1 составит 19,8 кА. Ток короткого замыкания за выключателями прочих присоединений не превысит 17 кА. Таким образом, установленные на ПС 110 кВ Ленинградская картонная фабрика (ПС 354) выключатели 110 кВ удовлетворяют перспективным значениям токов короткого замыкания.

15. В ближайшей перспективе основным направлением инвестиционной политики в сетях должно быть техническое перевооружение и реконструкция действующих электросетевых объектов. В настоящей работе рассмотрены технические решения по реконструкции ПС 35 кВ и выше с заменой отделителей и короткозамыкателей на выключатели, которые включались в базовый вариант на основе следующих критериев:

наличие актов аварийного состояния оборудования и предписания надзорных органов;

при несоответствии номинальных параметров установленного оборудования нормативным требованиям, в соответствии с расчетами режимов, в т.ч.:

- если на отделителе имеется превышение допустимой амплитуды ударного тока КЗ по РД 153-34.0-20.527-98;

- если динамическая и термическая стойкость короткозамыкателя не соответствует току.

16. Для предотвращения перегрузки ГТ 220/110 кВ на Верхне-Свирской ГЭС (ГЭС-12) и Нижне-Свирской ГЭС (ГЭС-9) представляется целесообразным выполнить замену ГТ.

17. На период 2021 - 2025 годов "Схемой и программой...." намечен следующий объём электросетевого строительства:

Намечаемые объёмы электросетевого строительства, реконструкции и техперевооружения и ориентировочные капиталовложения в период 2021 - 2025 годов

Наименование		Базовый Вариант		Региональный вариант
		Объемы электросетевого строительства 2021 - 2025 гг.	Капиталовложения, млн. руб. в текущих ценах 2021 - 2025 гг.	Объемы электросетевого строительства 2021 - 2025 гг.	Капиталовложения, млн. руб. в текущих ценах 2021 - 2025 гг.
Новое строительство	Линии электропередачи, км
	220-330 кВ	368,74	6333,89	163,00	3225,33
	110 кВ	195,786	4963,96	268,976	3520,39
	35 кВ	18,555	178,785	13,08	114,6
	Количество подстанций и мощность трансформаторов, шт/МВ*А
	220-330 кВ	2/2000	8413,58	2/2000	6903,28
	110 кВ	10/1043	5224,86	7/761	3240,24
	35 кВ	4/24,7	574,16
Реконструкция и техперевооружение	Линии электропередачи, км
	110 кВ	30,7	311,55	87,76	1817,95
	35 кВ	81,35	852,61	191,49	1815,84
	Количество подстанций и, шт/МВ*А
	220-330 кВ	3/125	1274,3	3/-	184,9
	110 кВ	13/247	1515,99	77/131	5957,71
	35 кВ	28/173,7	1649,26	33/118	1701,88
Итого			31292,95		28482,12

Суммарные капиталовложения в развитие электрических сетей за период 2021 - 2025 годы определились в текущих ценах:

для базового варианта - 35-110 кВ - 15271,18 млн. руб., 220 кВ и выше - 16021,77 млн. руб.;

для регионального варианта - 35-110 кВ - 18168,61 млн. руб., 220 кВ и выше - 10313,51 млн. руб.

Ссылочные нормативные документы

Федеральный закон от 26.03.2003 N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

Федеральный закон от 26.03.2003 N 36-ФЗ "Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона "Об электроэнергетике";

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

Поручение Президента Российской Федерации по итогам заседания Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России 23 марта 2010 года (перечень поручений от 29 марта 2010 года N Пр-839, пункт 5) предусмотреть максимальное использование потенциала когенерации и модернизацию систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований;

Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 N 1715-р;

Стратегия развития электросетевого комплекса Российской Федерации, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 03.04.2013 N 511-р в действующей редакции;

Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года, утвержденная Правительства Российской Федерации Распоряжением N 1209-р от 9 июня 2017 года;

Схема территориального планирования Российской Федерации в области электроэнергетики, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 01.08.2016 N 1634-р в действующей редакции;

Схема и Программа развития Единой энергетической системы России на 2020 - 2026 годы, утвержденная приказом Министерства энергетики России от 30.06.2020 N 508;

Проект Схемы и Программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы (актуальная редакция проекта).

Утвержденные в установленном порядке инвестиционные программы субъектов электроэнергетики, в уставных капиталах которых участвует государство, и сетевых организаций;

Отчетные материалы территориальных сетевых организаций;

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

Приказ Минэнерго от 3 августа 2018 г. N 630 "Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, к надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методические указания по устойчивости энергосистем";

Приказ Минэнерго России от 06.05.2014 N 250 "Об утверждении Методических указаний по определению степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства, а также по определению и применению коэффициентов совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности) при определении степени загрузки таких объектов";

Стратегия социально-экономического развития Ленинградской области на период до 2030 года, утвержденная областным законом Ленинградской области от 08.08.2016 N 76-оз "О Стратегии социально-экономического развития Ленинградской области до 2030 года и признании утратившим силу областного закона "О Концепции социально-экономического развития Ленинградской области на период до 2025 года";

Схема территориального планирования Ленинградской области, утвержденная постановлением Правительства Ленинградской области от 29.12.2012 N 460 в действующей редакции;

Схема и программа развития электроэнергетики Ленинградской области на 2020 2024 годы, утвержденная распоряжением Губернатора Ленинградской области от 30.04.2020 N 366-рг;

Государственная программа Ленинградской области "Стимулирование экономической активности Ленинградской области", утвержденная постановлением Правительства Ленинградской области 14.11.2013 N 394 в действующей редакции;

Приказ Министерства энергетики Российской Федерации N 10 от 17.01.2019 "Об утверждении укрупнённых нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства";

Национальный стандарт РФ ГОСТ 58057-2018 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Общие требования";

Национальный стандарт РФ ГОСТ Р58058-2018 "Устойчивость энергосистем. Нормы и требования";

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

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

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

Перечень принятых сокращений

АО - акционерное общество

ВЛ - воздушная линия электропередачи

ГТ ТЭЦ - газотурбинная теплоэлектроцентраль

ГУП - государственное унитарное предприятие

ЗРУ - закрытое распределительное устройство

КЛ - кабельная линия электропередачи

КТПМ - комплектная трансформаторная подстанция модульная

ММПС - модульная мобильная электрическая подстанция

ОАО - открытое акционерное общество

ООО - общество с ограниченной ответственностью

ПАО - публичное акционерное общество

ПГУ - парогазовая установка

ПС - электрическая подстанция

ГЭС - тепловая электростанция

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

УНЦ - укрупненные нормативы цены

Приложения

Приложение А. Техническое задание

"СОГЛАСОВАНО"	"УТВЕРЖДАЮ"
Директор филиала АО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области"	Председатель комитета по топливно-энергетическому комплексу Ленинградской области
________________________ И А. Курилкин	______________________ Ю.В. Андреев
"08" октября 2020 года	"08" октября 2020 года

Техническое задание
на выполнение научно-исследовательской работы "Разработка Схемы и Программы развития электроэнергетики Ленинградской области на 2021 - 2025 годы"

1. Границы разработки научно-технической продукции и границы рассмотрения	1. Границы разработай - Ленинградская область, в границах субъекта Российской Федерации. Границы рассмотрения - Ленинградская область с учетом территорий г. Санкт-Петербурга, имеющих общие с областью системы электроснабжения.
2. Основные, положения к научно-технической продукции	2.1. Цель работы: Разработка схемы и программы развития электроэнергетики Ленинградской области на 2021 - 2025 годы выполняется с целью уточнения и обоснования необходимости сооружения и реконструкции электросетевых объектов в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации N 823 от 17 октября 2009 года. 2.2. Основные направления работы: Планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей для обеспечения удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую мощность и тепловую энергию, формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов Ленинградской области с учётом схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы (актуальной редакции проекта). 2.3. Актуальность и конкретные задачи: Основной целью работы является разработка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, для обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики. 2.4. Основными задачами являются: - разработка предложений по скоординированному развитию объектов генерации (с учетом демонтажей, реконструкций) и электросетевых объектов номинальным классом напряжения 110 кВ и выше на территории Ленинградской области на пятилетний период по годам: - разработка предложений по развитию электрической сети номинальным напряжением 110 кВ и выше на территории Ленинградской области на пятилетний период для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе: - Разработка предложений для формирования инвестиционных программ сооружения (реконструкции. техперевооружения) электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, скоординированных с перспективами выделения инвестиционных ресурсов для развития электрических сетей на территории Ленинградской области: - обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса: - обеспечение координации развитая (реконструкции, демонтажа) генерирующих источников и системы газоснабжения на территории Ленинградской области. 2.5. При этом в работе должны учитываться следующие основные принципы: - схема основной электрической сети Ленинградской области должна обладать достаточной гибкостью. позволяющей осуществлять её поэтапное развитие, и иметь возможность приспосабливаться к изменению условий роста нагрузки и развитию электростанций; - схема выдачи мощности электростанции (независимо от типа и установленной мощности) при выводе в ремонт одной из отходящих от шин электростанции линии электропередачи, трансформатора, автотрансформатора связи или электросетевого элемента с прилегающей к электростанции электрической сети (единичная ремонтная схема) должна обеспечивать выдачу всей располагаемой мощности с учетом отбора нагрузки на собственные нужды на всех этапах сооружения электростанции (энергоблок, очередь) (принцип "N-1"): - схема и параметры основных и распределительных сетей должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии при полной схеме сети, при отключении одной ВЛ или трансформатора автотрансформатора (принцип "N-1" для потребителей). Сводный отчет должен содержать выводы (сводную информацию) по основным разделам схемы и программы развития электроэнергетики Ленинградской области на 2021 - 2025 годы с рекомендуемыми мероприятиями по развитию сети 110 кВ и выше отдельно для каждого варианта прогноза потребления электрической энергии и мощности с расстановкой приоритетов по очередности сетевого строительства исходя из ограниченного роста тарифов на передачу электрической энергии, сохранения (повышения) показателей надежности энергосистемы и возможности технологического присоединения. Для всех предложенных мероприятий в работе должны быть подготовлены подробные обосновывающие материалы.
3. Основание для выполнения работы	3. Схема и программа развития электроэнергетики формируется на основании: а) схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы (актуальной редакции проекта); б) прогноза спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемого по субъекту Российской Федерации (региональным энергосистемам) и основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории Ленинградской области; б) ежегодного отчета о функционировании Единой энергетической системы России и данных мониторинга исполнения схем и программ развития электроэнергетики: г) сведений о заявках и договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей: д) предложений системного оператора по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, полученных на основе результатов использования перспективной расчетной модели для субъекта Российской Федерации, а также предложений сетевых организаций и органов исполнительной власти Ленинградской области по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Ленинградской области.
4. Основные материалы, с учётом которых выполняется научно-исследовательская работа	4.1. Федеральный закон от 26.03.2003 N 35-ФЗ "Об электроэнергетике": 4.2. Федеральный закон от 26.03.2003 N 36-ФЗ "Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона "Об электроэнергетике"; 4.3. Постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"; 4.4. Поручение Президента Российской Федерации по итогам заседания Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России 23 марта 2010 года (перечень поручений от 29 марта 2010 года N Пр-839, пункт 5) предусмотреть максимальное использование потенциала когенерации и модернизацию систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований; 4.5. Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 09.06.2020 N 1523-р; 4.6. Стратегия развития электросетевого комплекса Российской Федерации, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 03.04.2013 N 511-р в действующей редакции: 4.7. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года, утвержденная Правительства Российской Федерации Распоряжением N 1209-р от 9 июня 2017 года: 4.8. Схема территориального планирования Российской Федерации в области электроэнергетики, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 01.08.2016 N 1634-р в действующей редакции: 4.9. Схема и Программа развития Единой энергетической системы России на 2020 - 2026 годы, утвержденная приказом Министерства энергетики России от _____________ N ____________; 4.10. Проект Схемы и Программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы (актуальная редакция проекта). 4.11. Утвержденные в установленном порядке в предшествующий период инвестиционные программы субъектов электроэнергетики в уставных капиталах которых участвует государство, и сетевых организаций; 4.12. Отчетные материалы территориальных сетевых и генерирующих организаций: 4.13. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго N 281 от 30.06.2003; 4.14. Приказ Минэнерго России от 19.02.2019 N 123 "Об утверждении методических указаний по расчету вероятности отказа функционального узла и единицы основного технологического оборудования и оценки последствий такого отказа); 4.15. Приказ Минэнерго России от 03.08.2018 г. N 630 "Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "методические указания по устойчивости энергосистем"; 4.16. Приказ Минэнерго России от 06.05.2014 N 250 "Об утверждении Методических указаний по определению степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства, а также по определению, и применению коэффициентов совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности) при определении степени загрузки таких объектов": 4.17. Стратегия социально-экономического развития Ленинградской области на период до 2030 года, утвержденная областным законом Ленинградской области от 08.08.2016 N 76-оз "О Стратегии социально-экономического развития Ленинградской области до 2030 года и признании утратившим силу областного закона "О Концепции социально-экономического развития Ленинградской области на период до 2025 года"; 4.18. Схема территориального планирования Ленинградской области, утвержденная постановлением Правительства Ленинградской области от 29.12.2012 460 в действующей редакции; 4.19. Схема и программа развития электроэнергетики Ленинградской области на 2020 - 2024 годы, утвержденная распоряжением Губернатора Ленинградской области от 30.04.2020 N 366-рг: 4.20. Государственная программа Ленинградской области "Стимулирование экономической активности Ленинградской области", утвержденная постановлением Правительства Ленинградской области 14.11.2013 N°394 в действующей редакции; 4.21. Постановление Правительства Российской Федерации от 17.02.2014 N 116 "О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам квалификации генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, и признании утратившим силу подпункта "б" пункта 1 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2013 N 449"; 4.22. Постановление Правительства Российской Федерации от 28.02.2015 N 184 "Об отнесении владельцев объектов электросетевого хозяйства к территориальным сетевым организациям* в действующей редакции; 4.23. Постановление Правительства Российской Федерации от 29.08.2020 г. N 1298 "О вопросах стимулирования использования возобновляемых источников энергии: внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации и о признании утратившим силу отдельных положений некоторых актов Правительства Российской Федерации"; 4.24. При разработке программы должны выполняться положения: - Федерального закона от 23.11.2009 N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации", с учетом требований к региональным программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, определенных постановлением Правительства РФ от 15.05.2010 N 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности" в действующей редакции; - Федерального закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении с учетом требований к региональным программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, определенных постановлением Правительства Российской Федерации от 15.05.2010 N 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций осуществляющих регулируемые виды деятельности" в действующей редакции; 4.25. Схема и программа развития электроэнергетики Ленинградской области на 2021 - 2025 годы оформляется в соответствии с постановлением Губернатора Ленинградской области от 13.02.2018 N 4-пг "Об утверждении Инструкции по делопроизводству в органах исполнительной власти Ленинградской области"; 4.26. Приказ Министерства энергетики Российской Федерации N 10 от 17.01.2019 "Об утверждении укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства"; 4.27. Национальный стандарт РФ ГОСТ 58057-2018 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Общие требования"; 4.28. Национальный стандарт Российской Федерации ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолирование работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования"; 4.29. Схемы выдачи мощности электростанций, выполненные проектными организациями (при их наличии); 4.30. Схемы внешнего электроснабжения потребителей, выполненные проектными организациями (при их наличии); 4.31. Иные работы в области электроэнергетики, способствующие выполнению данной работы (при их наличии).
5. Заказчик	Комитет по топливно-энергетическому комплексу Ленинградской области
Адрес	ул. Смольного, д. 3, Санкт-Петербург, 191311
Телефон	(812) 539-42-31 (812) 539-51-59
Факс E-mail	tek@lenreg.ru
6. Объем выполняемой работы	Выполнение научно-исследовательской работы по разработке схемы и программы развития электроэнергетики Ленинградской области на 2021 - 2025 годы с рассмотрением районов, где ожидается значительный рост электрических нагрузок и планируется размещение установок по комбинированной выработке тепловой и электрической энергии. Проводится в административных границах Ленинградской области. Исходный (отчетный) год - 2020 год Расчетный срок - 2021 - 2025 годы
7. Требования к выполняемой работе	7.1. Общая характеристика региона. Должны быть приведены актуальные данные по площади территории, численности населения, перечень наиболее крупных населенных пунктов, основные направления специализации субъекта федерации, в том числе в части промышленности. строительства, транспорта, сферы обслуживания, а также структура электропотребления на территории Ленинградской области. 7.2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Ленинградской области за прошей шин пятилетии период 7.2.1. Характеристика энергосистемы Ленинградской области, в том числе информация по генерирующим, электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим централизованное электроснабжение потребителей на территории Ленинградской области, а также блок-станциям промышленных предприятий; 7.2.2. Характеристика функционирования энергосистемы Ленинградской области и анализ режимов работы электрических сетей напряжением 110 кВ и выше за отчетный пятилетний период; 7.2.3. Отчетная динамика потребления электроэнергии, структура электропотребления, динамика изменения максимума нагрузки в Ленинградской области и на прилегающих территориях, в частности г. Санкт-Петербурга, за последние 5 лет; 7.2.4. Перечень и характеристика основных потребителей электрической энергии свыше 5 МВт в Ленинградской области, с указанием годового потребления электрической энергии и максимума нагрузки (заявленный и фактический), за последние 2 лет; 7.2.5. Перечень крупных существующих потребителей с указанием максимальной нагрузки, заявленной мощности и динамики их потребления на рассматриваемый период, а также перечень основных перспективных потребителей с указанием заявленной максимальной мощности (на основе договоров на осуществление технологического присоединения); 7.2.6. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения, расположенных на территории Ленинградской области, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей за последние 5 лет; 7.2.7. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Ленинградской области, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований, с указанием их потребности в тепловой энергии, источников её покрытия, как собственных, так и внешних объектов тепловой генерации, включая ТЭЦ региональных энергосистем, а также типов используемых установок тепловой генерации с указанием их тепловой и электрической мощности, с указанием года ввода в эксплуатацию; 7.2.8. Структура установленной электрической мощности на территории Ленинградской области, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в 2020 году; 7.2.9. Состав существующих электростанций (а также блок-станций) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, а также станций, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии в независимости от мощности; 7.2.10. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности; 7.2.11. Анализ существующего баланса электрической энергии и мощности за последние 5 лет; 7.2.12. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 5 лет (энергоемкость ВРП, электроемкость ВРП, потребление электроэнергии на душу населения, электровооруженность труда в экономике); 7.2.13. Основные характеристики электросетевого хозяйства Ленинградской области 110 кВ и выше, включая перечень существующих ЛЭП (с разделением на КЛ и ВЛ) и подстанций класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ, с указанием сводных данных по ним в последнем году; 7.2.14. Основные внешние электрические связи энергосистемы на территории Ленинградской области; 7.2.15. Единый топливно-энергетический баланс Ленинградской области (ЕТЭБ) за предшествующие пять лет. который должен отражать все виды ресурсов и группы потребителей на основании ОКВЭД; 7.2.16. Мониторинг и анализ исполнения схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Ленинградской области на 2020 - 2024 годы по состоянию на 31 декабря 2020 года: 7.3. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Ленинградской области В работе необходимо отразить особенности функционирования энергосистемы на территории Ленинградской области, провести оценку балансовой ситуации и наличия проблемных мест, связанных с: - наличием отдельных частей энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети с указанием ограничивающих элементов; - недостатком пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов; - отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения (в том числе недостаточными возможностями по регулированию уровней напряжения). 7.4. Цели и задачи развития электроэнергетики Ленинградской области на расчётный период 2021 - 2025 годов Данный раздал должен быть подготовлен на основе данных социально-экономического развития Ленинградской области. 7.4.1. Прогноз уровней потребления электроэнергии и мощности в энергосистеме Ленинградской области на 5-летний период (с разбивкой по годам) с выделением наиболее крупных потребителей и инвестиционных проектов, для двух вариантов: - прогноз электрической энергии и мощности, разрабатываемый Системным оператором и соответствующий проекту Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов (актуальной редакции); - прогноз электрической энергии и мощности, разрабатываемый проектной организацией с участием сетевых компаний, исходя из прогнозируемых те?,шов роста электропотребления и нагрузок потребителей, существующих на начало расчетного периода, и данных сетевых компаний по составу и срокам технологического присоединения новых крупных потребителей электроэнергии (более 20 МВт) и возможных темпах роста нагрузок указанных потребителей, а также с учетом возможных объемов экспорта электрической энергии и мощности с территории Ленинградской области: 7.4.2. Анализ прогнозного баланса мощности и электрической энергии из разработанной и утвержденной в текущем году Схемы и программы развития ЕЭС России (актуальной редакции проекта). Для прогноза потребления электрической энергии и мощности, разрабатываемого проектной организацией, также должен быть выполнен баланс мощности и электрической энергии. 7.4.3. Детализация электропотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Ленинградской области с выделением потребителей, составляющих не менее 1% потребления региона, и иных, влияющих на режим работы энергорайона в энергосистеме; 7.4.4. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период с выделением крупных потребителей в местах, планируемых к размещению ПТУ и ГТУ-ТЭЦ. Должна быть дана характеристика того, какая часть суммарного потребления тепловой энергии Ленинградской области может быть обеспечена за счет когенерации тепловой и электрической энергии (максимальный потенциал развития когенерации при переводе крупных котельных в ПТУ и ГТУ ТЭЦ); 7.4.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Ленинградской области мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период с указанием оснований включения в перечень для каждого объекта с учетом максимального развития когенерации. Обоснование предложений по вводу новых генерирующих мощностей (новые потребители, тепловая нагрузка, балансовая необходимость), при этом перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Ленинградской области мощностью более 25 МВт формируется на основании проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов (актуальной редакции); 7.4.6. Прогноз развития электроэнергетики Ленинградской области на основе ВИЗ, существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации генерирующие объекты, функционирующие на основе использования возобновляемых источников энергии и местных видов топлива с учётом критериев п. 28 (1) постановления Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 года N 823 и Постановления Правительства РФ от 29.08.2020 N 1298 "О вопросах стимулирования использования возобновляемых источников энергии, внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации и о признании утратившими силу отдельных положений некоторых актов Правительства Российской Федерации" с указанием сведений: а) о генерирующих объектах, признанных квалифицированными генерирующими объектами, функционирующими на основе использования возобновляемых источников энергии на розничном рынке электрической энергии на дату вступления в силу' постановления Правительства РФ от 29.08.2020 г. N 1298 "О вопросах стимулирования использования возобновляемых источников энергии, внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации и о признании утратившими силу отдельных положений некоторых актов Правительства Российской Федерации", за исключением проектов, отобранных по результатам конкурсных отборов по включению генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничных рынках, в схему развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации, проведенных до 31 декабря 2020 г., с указанием в отношении каждого объекта следующей информации: идентификационный номер и наименование квалифицированного генерирующего объекта; наименование организации или фамилия, имя, отчество индивидуального предпринимателя - владельца генерирующего объекта; местонахождение генерирующего объекта с указанием наименования муниципального образования; установленная генерирующая мощность квалифицированного генерирующего объекта; вид соответствующего генерирующего объекта, определенный в соответствии с классификацией, предусмотренной приложением N 5 к Правилам квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 3 июня 2008 г. N 426 "О квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии"; год, в котором генерирующий объект впервые включен в схему и программу развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации; дата когда в отношении генерирующего объекта впервые установлена цена (тариф) на электрическую энергию (мощность), произведению на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях; б) о проектах, отобранных по результатам конкурсных отборов по включению генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничных рынках, в схему развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации, проведенных до 31 декабря 2020 г., с указанием в отношении каждого проекта следующей информации: идентификационный номер и наименование квалифицированного генерирующего объекта; наименование организации или фамилия, имя, отчество индивидуального предпринимателя - владельца генерирующего объекта, подавшего заявку на участие в отборе проектов; планируемое (фактическое. если генерирующий объект Введен в эксплуатацию) местонахождение генерирующего объекта с указанием наименования муниципального образования; планируемая (фактическая, если генерирующий объект введен в эксплуатацию) установленная генерирующая мощность квалифицированного генерирующего объекта; вид соответствующего генерирующего объекта, определенный в соответствии с классификацией. предусмотренной приложением N 5 к Правилам квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 3 июня 2008 г. N 426 "О квалификации генерирующего объекта. функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии"; величина капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности генерирующего объекта; срок возврата инвестированного капитала: базовый уровень нормы доходности капитала; год, в котором проект был отобран на конкурсном отборе по включению генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничных рынках, в схему развития электроэнергетики региона; планируемая (фактическая, если генерирующий объект введен в эксплуатацию) дата ввода в эксплуатацию генерирующего объекта; дата, когда в отношении генерирующего объекта впервые установлена цена (тариф) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях. - в отношении генерирующих объектов, которые введены в эксплуатацию и в отношении которых установлена такая цена (тариф). 7.4.7. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период. При формировании перспективных балансов электроэнергии энергосистемы Ленинградской области потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом объемов электропотребления на территории региональной энергосистемы и сальдо перетоков с соседними энергосистемами в отношении каждого года планирования; 7.4.8. На основании расчетов электроэнергетических режимов должны быть разработаны предложения по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Ленинградской области дня представленных в соответствии с пунктом 7.4.1 прогнозов потребления электрической энергии и мощности. Расчеты электроэнергетических режимов необходимо выполнять на верифицированных расчетных моделях энергосистемы с использованием современных программных комплексов. Сроки ввода объектов электрической сети напряжением 220 кВ и выше принимаются в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021-2027 годов (актуальней редакции). 7.4.9. На основании балансовых расчетов и расчетов электрических режимов выполнить определение и уточнение перечня проблемных мест в электрической сети напряжением 110 кВ и выше, с описанием возможных технологических ограничений, обусловленных их возникновением, и разработать предварительные предложения в виде перечня по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для ликвидации проблемных мест; 7.4.10. Формирование перечня мероприятий, рекомендованных к: реализации (для каждого варианта развития), с указанием года ввода в работу (уже запланированных с указанием источника информации и вновь предлагаемых с необходимым сроком реализации), ответственных исполнителей (собственников объектов) с оценкой требуемых объемов финансирования, должны быть представлены подробные технические обоснования для каждого электросетевого объекта нового строительства реконструкции с увеличением трансформаторной мощности и перевода объектов на более высокий класс напряженна; 7.4.11. Проверка достаточности предлагаемых электросетевых решений для ликвидации проблемных мест н. при необходимости, проведение корректировки перечня объектов; 7.4.12. В случае выявления по итогам работы необходимости уточнения перечня электросетевых объектов единой национальной (общероссийской) электрической сети, включенных в Схему и программу развития ЕЭС России текущего периода, или сроков их реализации такие рекомендации должны сыть оформлены отдельным разделом с приложением подробных обосновывающих материалов; 7.4.13. На основании сформированного перечня отразить сводные данные по развитию электрической сети напряжением 330 кВ и низке, с выделением сводных данных для сети инке 110 кВ (для каждого года). При подготовке перечня дать рекомендации по объему и составу сетевых объектов, подлежащих реконструкции на основе данных сетевых организаций о фактическом состоянии сетевых объектов с указанием балансодержателя объекта; 7.4.14. В работе должны быть проведены расчеты электроэнергетических режимов для нормальных и основных ремонтных схем сети напряжением 110 кВ и выше, а также в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем и ГОСТ Р 58670-2019. Расчеты выполняются на год разработки и для каждого года пятилетнего периода для каждого варианта прогноза потребления электрической энергии и мощности с учетом вводов генерирующих и электросетевых объектов, этапности ввода в работу энергопринимающих устройств потребителей, заявленной категории надежности их электроснабжения, а также отчетных характерных режимов перетоков мощности и уровней напряжения в сетях 110 кВ и выше в день контрольных замеров за 2020 год. Результаты расчетов приводятся в табличной и графической формах (потокораспределение и уровни напряжения). Коэффициенты зависимости изменения максимума потребления мощности территориальной энергосистемы при изменении температуры наружного воздуха, используемые для определения прогнозной величины потребления мощности для соответствующих режимно-балансовых условий размещены на внешнем сайте системного оператора по адресу http://so-ups.ru/index.php?id=2gost_58670-2019. 7.4.15. В работе должны быть проведены расчеты токов короткого замыкания электрических сетей 110 кВ и выше. Расчеты токов короткого замыкания должны быть выполнены на год разработки программы и на каждый год пятилетней перспективы для каждого варианта прогноза потребления и выполнена оценка соответствия отключающей способности коммутационного оборудования токам короткого замыкания для каждого года пятилетней перспективы, а также определены требования к отключающей способности коммутационного оборудования, разработан рекомендаций по замене коммутационного оборудования на энергообъектах (при необходимости) и или мероприятий по ограничению токов короткого замыкания до 40 кА. Результаты расчетов токов короткого замыкания представляются в табличной форме, в единой таблице с указанием отключающей способности существующих выключателей объектов электроэнергетики 110 кВ и выше и значением уровня токов к.з. для базового и оптимистического вариантов. 7.4.16. В работе должен быть проведен анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше для каждого варианта развития на год, разработаны программы и на пятилетнюю перспективу, должны быть определены объемы необходимых средств компенсации реактивной мощности, а также разработаны рекомендации по вводу источников реактивной мощности и средств компенсации реактивной мощности. В случае прогнозирования существенного изменения режимно-балансовой ситуации в связи с вводами генерирующих и электросетевых объектов расчеты должны быть дополнительно выполнены для каждого года пятилетнего периода. 7.4.17. Оценка капитальных затрат на реализацию предложений по повышению надежности электроснабжения потребителей Ленинградской области с учетом рекомендаций по объему и составу сетевых объектов 110 кВ и выше, подлежащих реконструкции. Также необходимо провести сценку финансовой обеспеченности мероприятий. предусмотренных Схемой и Программой. в соответствии с инвестиционными программами предприятий по производству и передаче электрической энергии, осуществляющих свою деятельность на территории Ленинградской области. Провести ранжирование сетевых объектов 110 кВ и выше по срокам и очередности их ввода, исходя из оценки темпов роста нагрузок в узлах сети энергосистемы Ленинградской области, показателен надежности энергоснабжения потребителей в этих узлах и осуществить прогноз получения инвестиционных ресурсов для развития сети. 7.4.18. Программа развития электроэнергетики должна включать в себя перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность) на территории Ленинградской области в отношении каждого года планирования; 7.4.19. Программа развития электроэнергетики должна включать в себя оценку плановых значений показателен надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организации или их обособленных подразделений, оказывающих услуги по передаче электрической энергии на территории Ленинградской области, с учетом выполнения мероприятий, пред/смотренных перечнем реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей в отношении каждого года планирования; 7.4.20. В работе должны быть разработаны карты-схемы в соответствии с представленными в 7.4.1 вариантами развития электрических сетей Ленинградской области на год выполнения работы и пятилетнюю перспективу с отображением: существующих объектов напряжением 110 кВ и выше; перспективных объектов напряжением 110 и выше по новому строительству,. реконструкции с увеличением трансформаторной мощности и перевода объектов на более высокий класс напряжения; легенды карты-схемы с указанием основных рекомендованных мероприятий по новому строительству, реконструкции с увеличением трансформаторной мощности и перевода объектов на более высокий класс напряжения с указанием параметров объекта и годов ввода. Карты-схемы должны быть выполнены в редактируемом векторном формате (например, AutoCAD) и в формате *.pdf. Карты-схемы в формате *.pdf выполнить с разделением по слоям (основа, легенда, элементы по классам напряжения, наименование объектов и т.д.); 7.4.21. На карты-схемы и однолинейные схемы необходимо нанести диспетчерские наименования ЛЭП 110 кВ и выше, информацию о балансовой принадлежности объектов, существующие, перспективные объекты напряжением 110 кВ и выше по новому строительству, реконструкции с увеличением трансформаторной мощности и перевода объектов на более высокий класс напряжения; 7.4.22. На основании балансов электрической и тепловой энергии определить потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе; 7.4.23. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Ленинградской области с указанием новых объектов теплоснабжения (новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных); 7.4.24. Разработка предложений по модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований Ленинградской области с учетом максимального развития в регионе когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием котельных (с указанием, при необходимости, мероприятий по реконструкции газовых сетей): 7.4.25. Разработка предложений по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью использования топлива; 7.4.26. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на пятилетний период. Дополнительно: - В работе должны быть проведены расчеты электрических нагрузок, существующих и намечаемых к вводу в эксплуатацию подстанций 35 кВ на 2025 год; - В работе должен быть проведен анализ емкостных токов в сети 35кВ и даны рекомендации по установке устройств компенсации емкостного тока в сети 35 кВ; - В работе должно сыть приведено обоснование путей развития электрических сетей напряжением 35 кВ. Выбор схем построения и обоснование основных направлений развития электрических сетей с применением инновационных и энергоэффективных технологий; - В работе должны быть проведены электрические расчеты нормальных и послеаварийных режимов работы сетей 35 кВ на 2025 год; - В работе должна быть приведена информация в табличной форме по дизель-генераторным установкам (ДГУ) и карта-схема размещения ДГУ в соответствии с п. 8.4. Технического задания номинальной мощностью от 50 кВт и выше со следующими характеристиками: - номинальная мощность (кВт); - исполнение (шумозащитный кожух, контейнер, открытый); - комплектация (стационарный или передвижной); - балансовая принадлежность (администрация муниципального образования, наименование сетевой организации).
8. Условия выполнения работы	8.1. Обосновывающие материалы по разработке схемы и программы развития электроэнергетики Ленинградской области на 2021 - 2025 годы в 2 экземплярах на бумажном носителе и на 3 компакт-дисках в электронном виде в форматах .doc, .dwg (.dwf), .pdf. 8.2. Ламинированная карта-схема размещения существующих и перспективных объектов - в 5 экземплярах на листах формата 2А0 (1189 х 16 82 мм) в рамках и в электронном виде в форматах .dwg (.dwf), .pdf. 8.3. Согласованные с Заказчиком сброшюрованные ламинированные карты-схемы размещения существующих, перспективных электросетевых объектов и таблица с указанием балансодержателей объектов по муниципальным районам, на листах фермата А2 с нанесёнными границами городских и сельских поселений, муниципальных районов и Сосновоборского городского округа, с отдельными выносками административных центров муниципальных районов Ленинградской области (г. Бокситогорск. г. Волосово, г. Волхов, г. Всеволожск, г. Выборг, г. Гатчина, г. Кингисепп, г. Кириллу г. Кировск, г. Лодейное Поле, г. Луга, г. Подпорожье, г. Приозерск, г. Сланцы, г. Тихвин, г. Тосно, г. Сосновый бор), территорий, прилегающих к г. Санкт-Петербург (Северная часть. Восточная часть) в масштабе не менее 1:50000 в 2 экземплярах и в электронном виде в форматах .dwg (.dwf), .pdf. 8.4. Согласованные с Заказчиком сброшюрованные ламинированные карты-схемы размещения существующих и планируемых к размещению, дизель-генераторных установок (с разделением по мощности, комплектации и принадлежности) и таблица с указанием балансодержателей объектов по муниципальным районам, на листах формата А2 с нанесёнными границами городских и сельских поселений, муниципальных районов и Сосновоборского городского округа в 2 экземплярах и в электронном виде в форматах .dwg (.dwf), .pdf. 8.5. Презентационные материалы на основе согласованной с Заказчиком Схемы и программы развития электроэнергетики Ленинградской области в формате Power Point 8.6. Табличные материалы Схемы и программы развития электроэнергетики Ленинградской области дополнительно представляются в фермате Excel. 8.7. Научно-технические отчеты должны быть выполнены в текстовом редакторе Word for Windows с использованием для основного текста шрифта Times New Roman с размером не более 13 единиц и одинарным междустрочным шагом.
9. Сроки выполнения работы	9.1. Начало работ - с момента заключения государственного контракта; 9.2. Окончание работ - в соответствии с графиком выполнения работ (Приложение N 2 к Контракту)
10. Согласование и утверждение	10.1. Схема и программа развития электроэнергетики Ленинградской области на 2021 - 2025 годы должна быть согласована с Филиалом АО "СО ЕЭС" Ленинградское РДУ и Заказчиком; 10.2. Список организаций может быть дополнен на основании регламента разработки, согласования и утверждения схем и программ, разработанных в соответствии с поручением протокола совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов РФ под председательством заместителя Министра энергетики РФ, Заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб) А.Н. Шишкина от 09 ноября 2010 года N АШ-369пр.

Начальник отдела электроэнергетики комитета по топливно-энергетическому комплексу Ленинградской области

Н.А. Антонова