Распоряжение Губернатора Курской области от 30 апреля 2021 г. N 128-рг "Об утверждении Схемы и Программы развития электроэнергетики Курской области на 2022 - 2026 годы"

ГАРАНТ:

См. распоряжение Губернатора Курской области от 12 мая 2021 г. N 135-рг "Об утверждении Схемы и Программы развития электроэнергетики Курской области на 2022 - 2026 годы"

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

1. Утвердить Схему и Программу развития электроэнергетики Курской области на 2022 - 2026 годы.

2. Комитету жилищно-коммунального хозяйства и ТЭК Курской области (А.В. Дедов) разместить Схему и Программу развития электроэнергетики Курской области на 2022 - 2026 годы на официальном сайте Администрации Курской области (подраздел "Энергетика" подраздела "ЖКХ" раздела "Экономика") в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет" в 10-дневный срок со дня подписания настоящего распоряжения.

Губернатор Курской области

Р. Старовойт

УТВЕРЖДЕНА
распоряжением Губернатора Курской области
от 30 апреля 2021 г. N 128-рг

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

Введение

Схема и Программа развития электроэнергетики Курской области на 2022 - 2026 годы учитывает:

- проект Схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы;

- Схему и программу развития электроэнергетики Курской области на 2021 - 2025 годы;

- Комплексную программу развития электрических сетей напряжением 35 кВ. и выше на территории Курской области за пятилетний период 2021 - 2025 годов, разработанную Филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго" и согласованную Филиалом АО "СО ЕЭС" РДУ энергосистем Курской, Орловской и Белгородской областей, филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС;

- утвержденные в установленном порядке в предшествующий период инвестиционные программы субъектов электроэнергетики;

- Программы социально-экономического развития Курской области на среднесрочную перспективу в части электроэнергетики (при их наличии);

- схемы выдачи мощности электростанций, выполненные проектными организациями (при их наличии);

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

- сведения, предоставленные Филиалом АО "СО ЕЭС" РДУ энергосистем Курской, Орловской и Белгородской областей, филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Центра, филиалом ПАО "МРСК Центра" "Курскэнерго", МУП "Городские электрические сети" муниципального образования "Город Железногорск";

- иные работы в области электроэнергетики.

Основные цели разработки Программы:

- развитие электросетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

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

- формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в целях создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры.

Задачи, решаемые Программой:

- разработка предложений по скоординированному развитию объектов генерации (с учетом демонтажей) и электросетевых объектов номинальным классом напряжения 110 кВ. и выше по энергосистеме Курской области на 2022 - 2026 годы по годам;

- разработка предложений по развитию электрической сети номинальным классом напряжения 110 кВ. и выше по энергосистеме Курской области на 2022 - 2026 годы для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе;

- обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса.

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

1. Общая характеристика Курской области

Курская область входит в состав Центрального федерального округа (ЦФО) и расположена в центре Европейской части Российской Федерации на пересечении транспортных потоков из России в страны ближнего зарубежья и Кавказского региона. Курская область имеет внутренние границы с Белгородской, Брянской, Воронежской, Липецкой и Орловской областями. Внешние границы на юго-западе и западе с Сумской областью Украины составляют 245 км и имеют статус государственной границы России.

Протяженность Курской области с севера на юг - 171 км, с востока на запад - 305 км, общая протяженность границ - 1250 км.

Курская область занимает площадь 29,8 тыс. кв. км, что составляет 4,6% от территории ЦФО, здесь проживает около 3% общей численности населения ЦФО, плотность населения по среднегодовой численности 2018 года - 37,3 чел/кв. км при средней плотности населения по ЦФО 60,5 чел/кв. км.

Показатель численности населения на территории области за рассматриваемый период характеризуется стабильным ростом до 2016 года, после 2016 года снижением, в результате которого на 01.01.2020 года численность ее населения составила 1107,0 тыс. чел. (99% от уровня 2014 года). Наиболее крупные города Курской области: Курск (449,6 тыс. чел), Железногорск (100,5 тыс. чел), Курчатов (38,2 тыс. чел).

В составе Курской области 5 городских округов и 28 муниципальных районов (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 - Карта-схема административного деления Курской области

Территория Курской области имеет благоприятные природно-климатические условия и плодородные черноземные почвы. Минерально-сырьевые ресурсы представлены здесь уникальными месторождениями железных руд (Курская магнитная аномалия).

Доля Курской области по важнейшему показателю, характеризующему общий уровень экономического развития региона - валовому региональному продукту (ВРП), составляет 1,5% от ВРП ЦФО (2017 год). Доля области по объему производства промышленной продукции достигла в 2020 году 1,7%. Доля продукции сельского хозяйства превышает 9% от объема сельскохозяйственного производства ЦФО.

В таблице 1.1 приведена динамика индексов по основным показателям развития экономики Курской области за пять лет.

Таблица 1.1 - Основные показатели социально-экономического развития Курской области за 2016 - 2020 годы

Наименование показателей	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
ВРП	103,9	102,5	101,9	101,8	101,7
Промышленное производство	104,7	103,1	103,0	100,1	100,1
Объем продукции сельского хозяйства	112,5	108,5	101,0	100,4	100,4
Инвестиции в основной капитал	118,3	101,7	113,6	100,0	100,1
Объем строительных работ	97,4	103,2	100,5	100,0	100,0
Ввод в действие жилых домов	103,4	100,6	100,7	110,3	110,3
Объем оптовой торговли	92,8	103,3	107,6	102,3	102,5
Оборот розничной торговли	97,7	100,2	104,3	101,9	102,1
Оборот общественного питания	101,8	102,6	102,8	103,5	103,8
Объем платных услуг населению	98,9	99,4	99,5	99,0	99,1

Политика импортозамещения улучшила ситуацию в сельском хозяйстве, за пять лет прирост объема сельскохозяйственной продукции составил 25%. Рост объема строительных работ был минимальный (на 2,8% за пять лет) при увеличении ввода в действие жилых домов на 16,9%.

Структура ВРП Курской области формируется тремя крупными секторами экономики - промышленностью (36%), сферой услуг (31%) и сельским хозяйством (17,5%). Для экономики Курской области характерна высокая зависимость от деятельности двух важнейших предприятий - градообразующего для города Железногорска АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева" и расположенной в городе Курчатов Курской АЭС.

Распределение промышленного производства Курской области между основными видами экономической деятельности (далее - ВЭД) относительно устойчиво в течении рассматриваемого периода. Удельный вес ВЭД "добыча полезных ископаемых" (по объему отгруженной продукции) составил в 2018 году 26%, ВЭД "обрабатывающие производства" - 55%, ВЭД "обеспечение электроэнергией, газом и паром" - 19%. Специфической особенностью является доминирование двух крупнейших предприятий - АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева" (ВЭД "добыча полезных ископаемых") и филиала АО "Концерн Росэнергоатом" "Курская АЭС" (ВЭД "обеспечение электроэнергией и паром"), на их долю приходится более 40% общего промышленного производства в стоимостном выражении.

Более половины объема обрабатывающих производств (по объему отгруженной продукции) приходится на производство пищевых продуктов, рассредоточенное по территории Курской области. Предприятия по производству пищевых продуктов находятся во многих городах и сельских районах, их базой является развитое сельское хозяйство.

Агропромышленный комплекс - один из приоритетных секторов экономики Курской области - представлен крупными сельхозпредприятиями, фермерскими и личными хозяйствами.

2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Курской области за период 2016 - 2020 годов

2.1. Характеристика энергосистемы Курской области

Энергосистема Курской области работает в составе объединенной энергетической системы Центра параллельно с Единой энергетической системой России. Диспетчерское управление режимами параллельной работы энергосистемы Курской области в составе ЕЭС России осуществляется Филиалом АО "СО ЕЭС" РДУ энергосистем Курской, Орловской и Белгородской областей.

Энергосистема Курской области граничит с энергосистемами Белгородской, Орловской, Липецкой, Брянской областей и СЭС НЭК Укрэнерго.

Протяженность линий электропередачи напряжением 110 - 750 кВ. составляет 3346,4 км (суммарная длина ЛЭП указана территориально по Курской области), количество подстанций 110 кВ. и выше - 116 единиц общей трансформаторной мощностью 6046,3 МВА.

Суммарная установленная мощность электростанций Курской энергосистемы на 01.01.2021 составляет 4270,7 МВт.

Основу электроэнергетики Курской области составляют следующие энергокомпании:

- филиал АО "Концерн Росэнергоатом" "Курская атомная станция" (Курская АЭС);

- филиал ПАО "Квадра" - "Курская генерация";

- филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Черноземное предприятие магистральных электрических сетей (220 - 750 кВ);

- филиал ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго";

- МУП "Горэлектросети";

- АО "Курские электрические сети" (АО "КЭС");

- ОАО "РЖД" - филиал "Юго-Восточная железная дорога";

- ОАО "РЖД" - филиал "Московская железная дорога";

- ООО "Железногорская сетевая компания";

- АО "Оборонэнерго";

- ООО "СЕВЕРЭНЕРГО";

- ООО "Электроснабжение".

Энергосбытовые компании:

- АО "АтомЭнергоСбыт";

- ООО "ГРИНН Энергосбыт";

- АО "КМА-Энергосбыт";

- ООО "Региональная энергосбытовая компания";

- АО "Сибурэнергоменеджмент";

- АО "Газпром энергосбыт";

- ООО "АРСТЭМ-ЭнергоТрейд";

- ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ";

- АО "Мосэнергосбыт";

- АО "Новосибирскэнергосбыт";

- ООО "СВЭСКО";

- ООО "Квадра-Энергосбыт".

Крупные потребители электроэнергии:

- Курская АЭС (собственные нужды);

- АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева";

- Белгородская дистанция электроснабжения ЮВЖД;

- Курская дистанция электроснабжения МЖД;

- ЗАО "Курскрезинотехника" (ЗАО "КРТ");

- ООО "Курскхимволокно" (ООО "КХВ");

- филиал ООО "Газпром трансгаз Москва" "Курское линейное производственное управление магистральных газопроводов".

Потребители электроэнергии с собственной генерацией:

- ОАО "Кривец-сахар" 12 МВт (2x6);

- ООО "КУРСКСАХАРПРОМ", филиал "Золотухинский" 12 МВт (2x6);

- АО "Кшенский сахарный завод" 12 МВт (2x6);

- ЗАО "Олымский сахарный завод" 6 МВт (1x6);

- ООО "Промсахар" 6 МВт (1x6);

- АО "Сахарный комбинат Льговский" 6 МВт (1x6);

- ООО "Сахаринвест" 5 МВт (2x2,5);

- АО "Теплоэнергосбытовая компания" 7,8 МВт.

Электростанции промышленных предприятий, работающие параллельно с сетью (24 МВт), в том числе:

- ОАО "Кривец-сахар" 12 МВт (2x6);

- ООО "КУРСКСАХАРПРОМ" филиал "Золотухинский" 12 МВт (2x6).

- Электростанции промышленных предприятий, не работающие параллельно с сетью:

- ТЭЦ АО "ТЭСК" 7,8 МВт;

- ОАО "Кшенский сахарный завод" 12 МВт (2x6);

- ЗАО "Олымский сахарный завод" 6 МВт (1x6);

- ООО "Промсахар" 6 МВт (1x6);

- ОАО "Сахарный комбинат Льговский" 6 МВт (1x6);

- ООО "Сахаринвест" 5 МВт (2x2,5).

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в энергосистеме Курской области за 2016 - 2020 годы

Объем потребления электрической энергии в энергосистеме Курской области составил в 2020 году 8,639 млрд кВт·ч., что на 1,61% выше показателя предыдущего года; относительно 2016 года уровень потребления электроэнергии оказался ниже на 0,48%. Отчетная динамика показателей потребления электроэнергии за 2016 - 2020 годы приведена на рисунке 2.2.1 и в таблице 2.2.1.

Рисунок 2.2.1 - Динамика показателей потребления электроэнергии за 2016 - 2020 годы

Таблица 2.2.1 - Динамика отчетного электропотребления по энергосистеме Курской области за период 2016 - 2020 гг.

	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
млрд кВт·ч	8,681	8,794	8,591	8,502	8,639
годовой темп, %	-	1,30	-2,31	-1,04	1,61

На протяжении рассматриваемого периода до 2018 года в энергосистеме Курской области наблюдался рост электропотребления. В 2018 году имело место снижение потребления электроэнергии на 2,3% (на 203 млн кВт·ч), основным фактором которого является сокращение выработки электроэнергии Курской АЭС на 13,5% и уменьшения в связи с этим собственных нужд электростанции на 215 млн кВт·ч. В 2020 году потребление электроэнергии увеличилось на 1,61% относительно показателя предыдущего года.

Структура потребления электроэнергии за пять лет изменилась в Курской области незначительно. Промышленное производство (включая электроэнергетику), сфера услуг и домашние хозяйства формируют более 85% общего объема потребления электроэнергии, при этом доля промышленности уменьшилась в 2019 году до 62,6% за счет существенного снижения доли электроэнергетики. Суммарный объем электропотребления двух крупнейших потребителей электроэнергии - АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева" и Курской АЭС - составляет более 50% (54,2% в 2020 году) общей величины потребления электроэнергии в области.

2.3. Перечень основных крупных потребителей электроэнергии и мощности

В Курской области наиболее крупными потребителями электрической энергии являются АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева" и АО "Концерн Росэнергоатом" "Курская АЭС" (собственные нужды). Объемы их электропотребления в совокупном объеме электропотребления Курской области составляют 30,4% и 23,1% соответственно.

Данные по потреблению электроэнергии крупными потребителями электрической энергии и мощности в Курской области представлены в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.1 - Динамика потребления электроэнергии существующих крупных потребителей Курской области за 2016 - 2020 годы

	Ед. изм.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева", г. Железногорск	млн кВт·ч	2528,5	2577,0	2593,1	2631,1	2623,8
АО "Концерн Росэнергоатом" "Курская АЭС" (собственные нужды), г. Курчатов	млн кВт·ч	2137,8	2200,9	1985,9	1886,4	2057,2
ООО "Курскхимволокно"	млн кВт·ч	80,8	85,8	86,1	95,3	84,1
ЗАО "Курский завод "Аккумулятор"	млн кВт·ч	51,9	52,0	54,0	54,0	36,97
ЗАО "Курскрезинотехника"	млн кВт·ч	43,1	44,7	45,9	45,9	32,8
ЗАО "ГОТЭК" (производство упаковки)	млн кВт·ч	38,8	39,7	32,7	32,7	37,75
Курский филиал ООО "БИАКСПЛЕН"	млн кВт·ч	40,6	39,9	40,1	40,9	41,2

Динамика изменения нагрузки по данным зимнего режимного дня по АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева" и АО "Концерн Росэнергоатом" "Курская АЭС" (собственные нужды) в энергосистеме Курской области представлена в таблице 2.3.2.

Таблица 2.3.2 - Динамика изменения максимума нагрузки по АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева" и АО "Концерн Росэнергоатом" "Курская АЭС" (собственные нужды) за 2016 - 2020 годы

	Режимный день
	21.12.2016	20.12.2017	19.12.2018	18.12.2019	16.12.2020
	Максимум нагрузки, МВт
АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева", г. Железногорск	296,34	299,18	315,5	325	318,23
АО "Концерн Росэнергоатом" "Курская АЭС" (собственные нужды), г. Курчатов	318,83	305	289	261	275

2.4. Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Курской области за 2016 - 2020 годы

Доля энергосистемы Курской области в максимуме электрической нагрузки ОЭС Центра в 2016 году составила 3,3%, в 2020 году доля региона в общей нагрузке ОЭС осталась неизменной.

Значения максимальной электрической нагрузки энергосистемы Курской области в 2020 году составило 1246 МВт, что ниже уровня 2016 года на 13 МВт, или на 1,0%, а также выше предыдущего значения 2019 года на 62 МВт, или на 5,2%.

Среднегодовой прирост электрической нагрузки за период 2016 - 2020 годов имел отрицательное значение и составил -0,2%.

Наибольшее значение максимальной нагрузки наблюдалось в 2017 году при самой низкой температуре наружного воздуха за рассматриваемый отчетный период. Наименьшее значение зафиксировано в 2019 году при аномально высокой температуре наружного воздуха (-0,3С).

Отчетные показатели годового режима электропотребления энергосистемы Курской области представлены в таблице 2.4.1.

Таблица 2.4.1 - Отчетные показатели годового режима электропотребления энергосистемы Курской области

Показатели	Единицы измерения	2016	2017	2018	2019	2020
Собственная максимальная электрическая нагрузка энергосистемы	МВт	1259	1269	1228	1184	1246
дата время температура наружного воздуха на день прохождения максимума	дд. мм час С	21.12 18 - 00 -6,9	08.02 10 - 00 -20,6	20.12 18 - 00 -10,2	21.12 17 - 00 -0,3	24.12 10 - 00 -4,7
Число часов использования максимальной электрической нагрузки	час/год	6895	6930	6996	7181	6933
Электрическая нагрузка энергосистемы на час прохождения максимума ОЭС Центра	МВт	1241	1237	1195	1125	1235

Как видно из таблицы 2.4.1 годовой режим электропотребления энергосистемы Курской области является достаточно плотным, что объясняется высокой долей в структуре электропотребления объектов промышленного производства. На рисунке 2.4.1 представлено изменение максимальной электрической нагрузки и температуры наружного воздуха региона за рассматриваемый ретроспективный период.

Рисунок 2.4.1 - Максимальные электрические нагрузки энергосистемы Курской области и температуры наружного воздуха

Как видно из рисунка 2.4.1, самому низкому значению температуры наружного воздуха соответствует наибольшее значение максимальной электрической нагрузки.

2.5. Структура установленной электрической мощности электростанций на территории Курской области за 2016 - 2020 годы

Установленная мощность электростанций энергосистемы Курской области по состоянию на 01.01.2021 составила 4270,7 МВт.

На территории Курской области расположены электростанции следующих генерирующих компаний:

1. АО "Концерн Росэнергоатом":

- Курская АЭС - 4000 МВт

2. ПАО "Квадра":

- Курская ТЭЦ-1 - 125 МВт;

- Курская ТЭЦ-4 - 4,8 МВт;

- Курская ТЭЦ СЗР - 116,9 МВт.

Кроме этого, в состав филиала "Курская генерация" входит "Комплекс теплоснабжения", включающий в себя производственные подразделения "Курские тепловые сети", "Внутриквартальные тепловые сети", 4 котельных, 50 центральных тепловых пунктов, 14 насосных станций.

3. Электростанции промышленных предприятий, работающие параллельно с сетью:

- ОАО "Кривец-сахар" - 12 МВт;

- ООО "КУРСКСАХАРПРОМ", филиал Золотухинский - 12 МВт.

4. Электростанции промышленных предприятий, не работающие параллельно с сетью:

- ТЭЦ АО "ТЭСК" - 7,8 МВт;

- ОАО "Кшенский сахарный завод" - 12 МВт;

- ЗАО "Олымский сахарный завод" - 6 МВт;

- ООО "Промсахар" - 6 МВт;

- ОАО "Сахарный комбинат Льговский" - 6 МВт;

- ООО "Сахаринвест" - 5 МВт.

Выдача мощности Курской АЭС осуществляется потребителям в зоне ОЭС Центра по двум ВЛ 750 кВ. (ВЛ 750 кВ. Курская АЭС - Новобрянская и ВЛ 750 кВ. Курская АЭС - Металлургическая) и четырем ВЛ 330 кВ. (ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Железногорская, ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Южная I цепь, ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Южная II цепь и ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Курская) и частично потребителям энергосистемы республики Украины по одной ВЛ 750 кВ. Курская АЭС - Североукраинская и двум ВЛ 330 кВ. (ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Шостка и Курская АЭС - Сумы Северная).

За период 2016 - 2020 годов в энергосистеме Курской области было выведено из эксплуатации оборудования суммарной установленной электрической мощностью 50 МВт (на 01.01.2018 произведен вывод из эксплуатации турбоагрегата N 5 ПТ-50 - 90 на Курской ТЭЦ-1).

За период 2016 - 2020 годов ввод нового генерирующего оборудования на территории Курской области не осуществлялся.

Состав и установленная мощность электростанций, расположенных на территории Курской области, работающих параллельно с ОЭС Центра, по состоянию на начало каждого отчетного года рассматриваемого периода времени приведены в таблице 2.5.1.

Таблица 2.5.1 - Структура установленной электрической мощности электростанций Курской области

Наименование организации	Источник электроснабжения	на 01.01.2016	на 01.01.2017	на 01.01.2018	на 01.01.2019	на 01.01.2020
Установленная мощность, МВт
АО "Концерн Росэнергоатом"	Курская АЭС	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0
ПАО "Квадра"	Курская ТЭЦ-1	175,0	175,0	125,0	125,0	125,0
	Курская ТЭЦ-4	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8
	Курская ТЭЦ СЗР	116,9	116,9	116,9	116,9	116,9
Электростанции промышленных предприятий	ОАО "Кривец-сахар"	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
	ООО "КУРСКСАХАРПРОМ", филиал Золотухинский	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
	ИТОГО	4320,7	4320,7	4270,7	4270,7	4270,7
Доля от суммарной установленной мощности, %
АО "Концерн Росэнергоатом"	Курская АЭС	92,6	92,6	93,7	93,7	93,7
ПАО "Квадра"	Курская ТЭЦ-1	4,1	4,1	2,9	2,9	2,9
	Курская ТЭЦ-4	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
	Курская ТЭЦ СЗР	2,7	2,7	2,7	2,7	2,7
Электростанции промышленных предприятий	ОАО "Кривец-сахар"	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
	ООО "КУРСКСАХАРПРОМ", филиал Золотухинский	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
	ИТОГО	100	100	100	100	100

Структура установленной мощности электростанций энергосистемы Курской области по типам агрегатов на электростанциях представлена в таблице 2.5.2.

Таблица 2.5.2 - Структура установленной электрической мощности по типам агрегатов на электростанциях энергосистемы Курской области, МВт

Тип электростанций (тип агрегатов)	на 01.01.2016	на 01.01.2017	на 01.01.2018	на 01.01.2019	на 01.01.2020
Энергосистема Курской области	4320,7	4320,7	4270,7	4270,7	4270,7
АЭС	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0	4000,0
ТЭС	320,7	320,7	270,7	270,7	270,7
Теплофикационные	320,7	320,7	270,7	270,7	270,7
паросиловые	203,8	203,8	153,8	153,8	153,8
ПГУ	116,9	116,9	116,9	116,9	116,9

В структуре генерирующей мощности энергосистемы Курской области на 01.01.2021 доля АЭС оценивается 93,7%, ТЭС - 6,3%.

Структура установленной мощности по типам генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Курской области с выделением доли генерирующей мощности в общей структуре на 01.01.2021 представлена в таблице 2.5.3 и на рисунке 2.5.1.

Таблица 2.5.3 - Структура установленной электрической мощности по типам электростанций энергосистемы Курской области на 01.01.2021

Тип электростанций	Установленная мощность, МВт	Доля от суммарной мощности, %
АЭС	4000,0	93,7
ТЭС	270,7	6,3
Всего	4270,7	100,0

Рисунок 2.5.1 - Структура установленной мощности электростанций энергосистемы Курской области по типам генерирующей мощности на 01.01.2021

На 01.01.2021 в структуре генерирующих мощностей доля электростанций АО "Концерн Росэнергоатом" оценивается 93,66% от суммарной установленной мощности электростанций Курской области (4000 МВт), доля филиала ПАО "Квадра" - "Курская генерация" - 5,78% (246,7 МВт), доля электростанций промышленных предприятий - 0,56% (24 МВт).

Структура установленной электрической мощности энергосистемы Курской области по энергетическим компаниям на 01.01.2021 представлена в таблице 2.5.4 и на рисунке 2.5.2.

Таблица 2.5.4 - Структура установленной электрической мощности энергосистемы Курской области в разрезе энергетических компаний на 01.01.2021

Наименование организации	Установленная электрическая мощность, МВт	Доля от суммарной мощности, %
АО "Концерн Росэнергоатом"	4000,0	93,66
ПАО "Квадра"	246,7	5,78
Электростанции промышленных предприятий	24,0	0,56
Всего по Курской области	4270,7	100,0

Рисунок 2.5.2 - Структура установленной электрической мощности энергосистемы Курской области по энергетическим компаниям на 01.01.2021

Состав генерирующего оборудования электростанций Курской области с группировкой по принадлежности к энергетическим компаниям по состоянию на 01.01.2021 приведен в таблице 2.5.5.

Таблица 2.5.5 - Состав генерирующего оборудования электростанций Курской области на 01.01.2021

Наименование энергетической компании	Источник электроснабжения	Номер агрегата (блока)	Тип оборудования	Год ввода в эксплуатацию	Вид топлива	Место расположения объекта	Установленная мощность на 01.01.2021
							электрическая, МВт	тепловая, Гкал/ч
АО "Концерн Росэнергоатом"	Курская АЭС	Блок 1	РБМК-1000	1976	Ядерное топливо	г. Курчатов	1000	-
		Блок 2	РБМК-1000	1979	Ядерное топливо		1000	-
		Блок 3	РБМК-1000	1983	Ядерное топливо		1000	-
		Блок 4	РБМК-1000	1985	Ядерное топливо		1000	-
ПАО "Квадра"	Курская ТЭЦ-1	ТГ 3	ПТ-60 - 90/13	1958 (замена ЦВД -1991 г.)	основное - газ; резервное уголь	г. Курск	60	904
		ТГ 4	ПТ-65/75 - 90/13	1998	основное - газ; резервное уголь		65
	Курская ТЭЦ-4	ТГ N 1	Р-6 - 35/10 М	1982	основное - газ; резервное мазут	г. Курск	4,8	395
	Курская ТЭЦ СЗР	1 ГТ	LM 6000PD SPRIN T	2011	основное - газ	г. Курск	45,3	710
		2 ГТ	LM 6000PD SPRIN T				45,7
		3ПТ	Т-25/34 - 3,4/0,12				25,9
ОАО "Кривец-сахар"	ТЭЦ ОАО "Кривец-сахар"	ТГ N 1	Р6 - 35/3,5	1976	основное - газ	Курская обл., Мантуровский р-н, с. Сейм	6	68
		ТГ N 2	Р6 - 35/3,5				6
ООО "КУРСКСАХАРПРОМ" филиал Золотухинский	ТЭЦ ООО "КУРСКСАХАРПРОМ", филиал Золотухинский	ТГ N 1	Т6 - 2	1985	основное - газ	Курская обл., Золотухинский р-н, п. Солнечный	6	83
		ТГ N 2	Т6 - 2				6
Установленная мощность электростанций энергосистемы Курской области ИТОГО							4270,7	-

2.6. Структура выработки электроэнергии электростанциями по видам собственности и типам генерирующего оборудования на территории Курской области за 2016 - 2020 годы

В 2020 году производство электрической энергии составило 27645 млн кВт-ч.

Выработка электроэнергии в энергосистеме Курской области в 2020 году (27645 млн кВт-ч) по сравнению с 2019 годом (25049,9 млн кВт-ч) увеличилась на 2599,1 млн кВт·ч. (или на 10,3%).

Выработка электроэнергии электростанциями Курской области и ее структура за период 2016 - 2020 годов представлена в таблице 2.6.1 и на рисунке 2.6.1.

Таблица 2.6.1 - Структура выработки электроэнергии электростанциями энергосистемы Курской области за период 2016 - 2020 годов, млн кВт·ч.

Годы	Всего	АЭС	ТЭС
2016	28542,9	27488,7	1054,2
2017	29754,9	28631,8	1123,1
2018	25916,9	24772,8	1144,1
2019	25045,9	23847,2	1198,7
2020	27645,0	26508,9	1136,1

Рисунок 2.6.1 - Структура выработки электроэнергии электростанциями энергосистемы Курской области за период 2016 - 2020 годов

В структуре производства электрической энергии энергосистемы Курской области в 2020 году доля АО "Концерн Росэнергоатом" составила 95,9% от суммарного производства электроэнергии. Доля ТЭС филиала ПАО "Квадра" - "Курская генерация"-3,9% (1089,5 млн кВт-ч), электростанций промышленных предприятий - 0,2% (46,6 млн кВт-ч).

Производство электроэнергии в энергосистеме Курской области в 2020 году по энергетическим компаниям представлено в таблице 2.6.2 и на рисунке 2.6.2.

Таблица 2.6.2 - Структура выработки электроэнергии в энергосистеме Курской области по энергетическим компаниям в 2020 году

Тип электростанций	Выработка электроэнергии, млн кВт·ч	Доля от суммарной выработки, %
АО "Концерн Росэнергоатом"	26508,9	95,9
ПАО "Квадра"	1089,5	3,9
Электростанции промышленных предприятий	46,6	0,2
Всего по Курской области	27645,0	100,0

Рисунок 2.6.2 - Структура выработки электроэнергии в энергосистеме Курской области по энергетическим компаниям в 2020 году

Выработка электроэнергии электростанциями, расположенными на территории Курской области, за рассматриваемый период представлена в таблице 2.6.3.

Таблица 2.6.3 - Структура выработки электрической энергии электростанциями энергосистемы Курской области за период 2016 - 2020 годов, млн кВт·ч.

Наименование организации	Источник электроснабжения	Выработка электроэнергии, млн кВт·ч
		2016	2017	2018	2019	2020
АО "Концерн Росэнергоатом"	Курская АЭС	27488,7	28631,8	24772,8	23847,2	26508,9
Всего		27488,7	28631,8	24772,8	23847,2	26508,9
ПАО "Квадра"	Курская ТЭЦ-1	287,9	307,4	292,9	307,0	250,8
	Курская ТЭЦ-4	28,8	28,2	29,5	29,4	28,0
	Курская ТЭЦ СЗР	695,5	736,3	769,4	812,2	810,7
Всего		1012,1	1072,0	1091,8	1148,6	1089,5
Электростанции промышленных предприятий		42,0	51,1	52,2	50,1	46,6
Всего по Курской области		28542,9	29754,9	25916,9	25045,9	27645,0

Основная доля производства электроэнергии приходилась на Курскую АЭС - 95,2 - 96,3% от суммарного производства электроэнергии в энергосистеме Курской области.

На Курской АЭС в 2020 году выработка электроэнергии по сравнению с 2016 годом снизилась на 979,8 млн кВт·ч., или на 3,6%.

На электростанциях ПАО "Квадра" с 2016 года по 2020 год наблюдалось увеличение выработки на 77,4 млн кВт-ч.

2.7. Характеристика балансов электрической энергии и мощности энергосистемы Курской области за 2016 - 2020 годы и анализ режимов работы электрических сетей напряжением 110 кВ. и выше за период 2016 - 2020 годов

Энергосистема Курской области является избыточной по мощности электрической энергии.

Собственный максимум в 2020 году относительно 2016 года (1259 МВт) снизился на 13 МВт и составил 1246 МВт.

Располагаемая мощность электростанций (с учетом перегруза) энергосистемы Курской области на час прохождения собственного максимума потребления в период 2016 - 2020 гг. варьировалась в диапазоне 4352,10 - 4454,28 МВт, нагрузка электростанций - 3775,96 - 4332,86 МВт.

Энергосистема Курской области за рассматриваемый период была избыточна по мощности.

Баланс мощности энергосистемы Курской области на час прохождения собственного максимума потребления за период 2016 - 2020 годов представлен в таблице 2.7.1 и на рисунке 2.7.1.

Таблица 2.7.1 - Фактический баланс мощности энергосистемы Курской области на час прохождения собственного максимума потребления за 2016 - 2020 годы, МВт

Наименование	2016	2017	2018	2019	2020
	21.12 (18 - 00)	08.02 (10 - 00)	20.12 (18 - 00)	21.12 (17 - 00)	24.12 (10 - 00)
Установленная мощность на час прохождения максимума	4320,70	4320,70	4270,70	4270,70	4270,70
АЭС	4000,00	4000,00	4000,00	4000,00	4000,00
ТЭС	296,70	296,70	246,70	246,70	246,70
Электростанции промышленных предприятий	24,00	24,00	24,00	24,00	24,00
Ограничения мощности	24,68	24,39	24,0	24,10	24,35
Располагаемая мощность с учетом перегруза	4400,92	4454,28	4447,01	4352,10	4363,23
АЭС	4104,90	4155,73	4146,91	4104,68	4113,91
ТЭС	296,02	298,55	300,10	247,42	249,32
Электростанции промышленных предприятий	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Ремонты	0,0	0,0	558,25	500,00	0,0
АЭС	0,0	0,0	500,0	500,00	0,0
ТЭС	0,0	0,0	58,25	0,0	0,0
Электростанции промышленных предприятий	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Снижение мощности в связи с ЗРР	25,0	0,0	0,0	0,0	0,0
АЭС	25,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ТЭС	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Электростанции промышленных предприятий	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Резерв мощности	142,61	121,42	68,83	76,14	83,29
Нагрузка электростанций	4233,31	4332,86	3819,93	3775,96	4279,94
Максимум потребления	1259,06	1269,23	1228,41	1184,33	1245,97
Сальдо перетоков	-2974,25	-3063,63	-2591,52	-2591,63	-3033,97

Рисунок 2.7.1 - Баланс мощности энергосистемы Курской области за 2016 - 2020 годы

Баланс электроэнергии Курской области за 2016 - 2020 годы представлен в таблице 2.7.2 и на рисунке 2.7.2.

Таблица 2.7.2 - Баланс электроэнергии энергосистемы Курской области за 2016 - 2020 годы

Наименование	Единицы измерения	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
Потребление электрической энергии	млн кВт-ч	8681,1	8794,1	8591,0	8501,7	8639,7
Производство электрической энергии, всего в т.ч.:	млн кВт-ч	28542,9	29754,9	25916,9	25045,9	27645,0
АЭС	млн кВт-ч	27488,7	28631,8	24772,8	23847,2	26508,9
ТЭС	млн кВт-ч	1012,1	1072,0	1091,8	1148,6	1089,5
Электростанции промышленных предприятий	млн кВт-ч	42,0	51,1	52,2	50,1	46,6
Сальдо перетоков электрической энергии	млн кВт-ч	-19861,8	-20960,8	-17325,9	-16544,2	-19005,3

Рисунок 2.7.2 - Баланс электроэнергии энергосистемы Курской области за 2016 - 2020 годы

Баланс электрической энергии в период 2016 - 2020 годов складывался из сальдо-перетоков в размере 16544,2 - 20960,8 млн кВт-ч., что составляет 66,1 - 70,4% от производства электрической энергии в энергосистеме. Избыток электроэнергии Курской области передавался в соседние энергосистемы: Белгородскую область, Брянскую область, Орловскую область и на Украину.

Энергосистема Курской области входит в операционную зону филиала АО "СО ЕЭС" РДУ энергосистем Курской, Орловской и Белгородской областей.

В таблице 2.7.3 представлены основные характеристики режимов контрольных замеров зимних и летних максимальных нагрузок за период 2016 - 2020 годов.

Анализ представленных данных показал, что энергосистема Курской области является избыточной как по мощности, так и по электроэнергии.

Основной переток мощности был направлен в энергосистему Белгородской области и находился в пределах 47 - 62% от общего сальдо-перетока в дни зимних контрольных замеров и пределах 62 - 82% в дни летних контрольных замеров.

Загрузка сети 110 кВ. и выше и уровни напряжения в дни контрольных замеров зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок находились в области допустимых значений.

Таблица 2.7.3 - Основные характеристики режимов работы энергосистемы Курской области за дни зимних и летних контрольных замеров 2016 - 2020 годов

Характеристика режимов	Дни контрольных замеров
	15.06.2016 (10 - 00), МВт	21.12.2016 (18 - 00), МВт	21.06.2017 (10 - 00), МВт	20.12.2017 (18 - 00), МВт	20.06.2018 (10 - 00), МВт	19.12.2018 (18 - 00), МВт	19.06.2019 (10 - 00), МВт	18.12.2019 (18 - 00), МВт	17.06.2020 (10 - 00), МВт	16.12.2020 (18 - 00), МВт
Потребление, в т.ч.	956	1251	953	1179	954	1209	982	1183,6	967,7	1198,8
СН КАЭС	192,9	239,9	249	305	224	289	240	277,6	229,6	299,0
Генерация, в т.ч.:	3002	4231	2914	4242	2906	3820	2849	3271	2876	4675
Курская АЭС, в т.ч.	2934,9	4065	2911	4117	2904	3651,2	2846	3101,1	2875,7	4132,91
ТГ-1	503,5	510	498,8	521,2	478,9	519,2	468,3	511,3	480	515
ТГ-2	483,8	449	470,4	496,7	480,3	515,3	474,3	523,6	477	519
ТГ-3	0	511	0	518,4	0	520,5	0	517,9	0	509
ТГ-4	0	525	0	513	0	0	0	521,1	0	521,92
ТГ-5	474,5	504	481,7	522,9	488,9	524,4	483,7	0	488	513,35
ТГ-6	492,5	523	491,3	510,8	491,2	527,3	476,9	0	473	530,18
ТГ-7	494,2	525	498,2	529,9	492,4	527,1	474,4	511,1	491	508,22
ТГ-8	486,4	518	470,9	503,6	472,4	517,4	468,7	516,1	463	515,08
Курская ТЭЦ КСЗР, в т.ч.	0	113,4	0	63,5	0	110,6	0	112,4	0	112,5
ТГ-1	0	45	0	31,7	0	46,9	0	10,5	0	46,0
ТГ-2	0	45,3	0	16,3	0	44,4	0	10,48	0	44,9
ТГ-3	0	23,1	0	15,5	0	19,3	0	10,54	0	21,5
Курская ТЭЦ-1	65,4	52,4	0	57,5	0	53,2	0	52,8	0	59,1
Курская ТЭЦ-4	2	0	3	4,7	2,3	4,8	2,3	4,8	1,9	4,5
Сальдо-перетоки, в т.ч.	-2046,3	-2980	-1961,3	-3063,4	-1952	-2611,4	-1859,37	-2096,73	-1916,83	-3111,7
ЭС Брянской области	327,5	-112,1	337,2	-654,6	66,4	-255,6	325,95	-109,15	1,18	-699,6
ЭС Орловской области	-139,3	-212,6	-241,8	-278,2	-205,6	-223,5	-98,31	-217,52	-110,04	-319,9
ЭС Липецкой области	0	0	0	0	0	0	0	0	1,03	0
ЭС Белгородской области	-1455,9	-1702,3	-1339,8	-1436,5	-1202,7	-1401,7	-1406,80	-1075,35	-1180,06	-1149,9
ЭС Украины (Сумская область)	-778,6	-953	-716,9	-694,1	-610,1	-730,6	-680,21	-694,71	-628,93	-942,3

2.8. Основные характеристики электросетевого хозяйства энергосистемы Курской области 110 кВ. и выше, включая перечень существующих линий электропередач и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ. с указанием сводных данных по ним

2.8.1. Основные сведения по магистральным электрическим сетям 220 кВ. и выше

На территории Курской области осуществляют ремонтно-эксплуатационное обслуживание линий электропередачи и подстанций сверхвысокого напряжения следующие предприятия:

филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Черноземное предприятие магистральных электрических сетей (Черноземное ПМЭС);

филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Новгородское предприятие магистральных электрических сетей (Новгородское ПМЭС).

Линии электропередач Черноземного ПМЭС и Новгородского ПМЭС обеспечивают связь энергосистемы Курской области с энергосистемами Белгородской, Брянской, Орловской областей, СЭС НЭК Укрэнерго, а также выдачу (транспорт) мощности Курской АЭС.

Черноземное ПМЭС

В зону обслуживания Черноземного ПМЭС входят Орловская, Курская и Белгородская области.

Непосредственно на территории Курской области в обслуживании Черноземного ПМЭС находятся:

- 5 подстанций классом напряжения 330 кВ. с суммарной установленной мощностью автотрансформаторов и трансформаторов 3130 МВА;

- 3 участка ЛЭП классом напряжения 750 кВ. общей протяженностью 292,62 км;

- 1ВЛ 750 кВ. протяженностью 3,88 км;

- 11 ЛЭП классом напряжения 330 кВ. общей протяженностью 664,71 км;

- 1 участок ЛЭП классом напряжения 220 кВ. протяженностью 0,9 км;

- 2 участка ЛЭП классом напряжения 110 кВ. общей протяженностью 20,58 км.

По сети 330 кВ. Черноземного ПМЭС осуществляется транспорт электроэнергии в филиал ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго", а также напрямую с шин ПС 330 кВ. Железногорская одному из крупнейших промышленных потребителей Курской области - АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева".

В таблицах 2.8.1.1 - 2.8.1.4 представлены основные характеристики электросетевого хозяйства энергосистемы Курской области 110 кВ. и выше.

Таблица 2.8.1.1 - Основные сведения по ЛЭП 110 кВ. и выше магистральных электрических сетей, находящихся в ремонтно-эксплуатационном обслуживании филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Черноземное ПМЭС

N п/п	Наименование ЛЭП	U ном, кВ	Протяженность (по территории Курской области), км	Год ввода/ год реконстр.	Марка провода	Собственник
1	ВЛ 750 кВ. Курская АЭС - Североукраинская	750	186,1 (86,4)	1988	5 х АС 300/39	ПАО "ФСК ЕЭС"
2	ВЛ 750 кВ. Курская АЭС - Металлургическая	750	189,9 (129,1)	1982	4 х АС 500/64	ПАО "ФСК ЕЭС"
3	ВЛ 750 кВ. Курская АЭС - Новобрянская (участок)	750	202,94 (77,12)	1979	5 х АС 240/56	ПАО "ФСК ЕЭС"
4	ВЛ 750 кВ. КАЭС 2 - 3	750	3,88 (3,88)	1980	5 х АС 240/56	АО "Концерн Росэнергоатом"
5	ВЛ 330 кВ. Южная - Железногорская	330	111,15 (111,15)	1974/ 1981	2 х АС 300/39	ПАО "ФСК ЕЭС"
6	ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Железногорская	330	101,17 (101,17)	1981	2 х АС 300/39	ПАО "ФСК ЕЭС"
7	ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Сумы Северная	330	129,4 (86,9)	1973/ 1987	2 х АС 300/39	ПАО "ФСК ЕЭС"
8	ВЛ 330 кВ. Курская - Южная	330	24,13 (24,13)	1987	2 х АС 300/39	ПАО "ФСК ЕЭС"
9	ВЛ 330 кВ. Южная - Фрунзенская	330	129,5 (60,2)	1964/ 2006	2 х АС 300/39	ПАО "ФСК ЕЭС"
10	ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Южная I цепь	330	40,86 (40,86)	1975	2 х АС 300/39	ПАО "ФСК ЕЭС"
11	ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Южная II цепь	330	28,04 (28,04)	1975	2 х АС 300/39	ПАО "ФСК ЕЭС"
12	ВЛ 330 кВ. Южная - Садовая	330	28,2 (28,2)	1964	2 х АС 300/39	ПАО "ФСК ЕЭС"
13	ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Курская	330	45,94 (45,94)	1987	2 х АС 300/39	ПАО "ФСК ЕЭС"
14	ВЛ 330 кВ. Курская - Сеймская	330	42,12 (42,12)	1993	2 х АС 240/39	ПАО "ФСК ЕЭС"
15	ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Шостка	330	163,7 (96)	1987	2 х АС 400/51	ПАО "ФСК ЕЭС"
16	ВЛ 220 кВ. Железногорская - Узловая	220	68,8 (0,9)	1970	2 х АС 400/51	ПАО "ФСК ЕЭС"
17	ВЛ 220 кВ. Новобрянская - Железногорская *	220	144,73 (1,75)	1972; 1973	АС 400/51	ПАО "ФСК ЕЭС"
18	ВЛ 110 кВ. Сумы - Суджа	110	52,6 (13,9)	1969	АС 185/29	ПАО "ФСК ЕЭС"
19	ВЛ 110 кВ. Белопополье - Теткино	110	20,88 (6,68)	1969	АС 95/16	ПАО "ФСК ЕЭС"
* Зона обслуживания филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Новгородское ПМЭС

Таблица 2.8.1.2 - Основные сведения по ПС 330 кВ. и выше, находящиеся в ремонтно-эксплуатационном обслуживании филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Черноземное ПМЭС

N п.п.	Наименование подстанции	U ном, кВ	S уст. тр - ров, МВА	Год ввода тр-ов	Собственник
1	ПС 330 кВ. Железногорская	330	2 х 240 6 х 200	1971 (5АТ); 1972 (6АТ); 1978 (1АТ); 1981 (2АТ; 3АТ); 1984 (7АТ); 1985 (8АТ); 1986 (4АТ)	ПАО "ФСК ЕЭС"
2	ПС 330 кВ. Южная	330	2 х 200	1979 (2АТ); 1985 (1АТ)	ПАО "ФСК ЕЭС"
3	ПС 330 кВ. Курская	330	2 х 200	1987 (1АТ; 2АТ)	ПАО "ФСК ЕЭС"
4	ПС 330 кВ. Сеймская	330	1 х 200	1993 (2АТ)	ПАО "ФСК ЕЭС"
5	ПС 330 кВ. Садовая	330	2 х 200 2 х 25	2012 (АТ-1; АТ-2) 2013 (Т-3; Т-4)	ПАО "ФСК ЕЭС"

Таблица 2.8.1.3 - Сводные данные по электросетевым объектам ПАО "ФСК ЕЭС" на территории Курской области

N п/п	Наименование элемента электрической сети	Количество, шт	Мощность, МВА	Протяженность, по Курской области, км	Ремонтно-эксплуатац. обслуживание
1	ПС 330 кВ	5	3130	-	Черноземное ПМЭС
2	ВЛ 750 кВ. (участки ЛЭП)	4	-	296,5	Черноземное ПМЭС
3	ВЛ 330 кВ	11	-	664,71	Черноземное ПМЭС
4	ВЛ 220 кВ	1	-	0,9	Черноземное ПМЭС
5	ВЛ220 кВ	1	-	1,75	Новгородское ПМЭС
6	ВЛ 110 кВ	2	-	20,58	Черноземное ПМЭС

Таблица 2.8.1.4 - Сводные данные по электросетевым объектам 330 кВ. собственника АО "Концерн Росэнергоатом" на территории Курской области

N п/п	Наименование элемента электрической сети	Количество, шт	Мощность, МВА	Протяженность, по трассе/по цепям, км	Ремонтно-эксплуатац. обслуживание
1	ВЛ 750 кВ. КАЭС 2 - 3	1	-	3,88	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС
2	ПС 330 кВ. Стройплощадка	2	25	-	АО "Концерн Росэнергоатом"
3	ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Стройплощадка 1, 2	2	-	10,5	АО "Концерн Росэнергоатом"

2.8.2. Основные сведения по распределительным сетям 110 кВ.

Филиал ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго" является основным поставщиком услуг по передаче электроэнергии и технологическому присоединению энергопринимающих устройств потребителей к электрическим сетям 0,4 - 10 (6) - 35 - 110 кВ. ПАО "МРСК Центра" в Курской области.

Филиал ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго" в зоне функционирования обеспечивает электроснабжение потребителей электроэнергии, отвечает за качество электроэнергии, поставляемой потребителям, за надежное функционирование и развитие электросетевого комплекса.

В ремонтно-эксплуатационном обслуживании филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго" находятся электросетевые объекты 0,4-10 (6)-35-110 кВ. Общие характеристики сети 110 кВ. и сводные данные по ним представлены в таблицах 2.8.2.1 - 2.8.2.4, а также в приложениях N 1 и N 2.

В состав филиала ПАО "МРСК Центра" -"Курскэнерго" входит 29 районов электрических сетей (РЭС), которые обслуживают электрическую сеть 0,4 - 10 (6) кВ.

Для обслуживания сетей 35 - 110 кВ. техническими службами филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго" зона функционирования разделена на участки: Центральный, Северный, Южный, Восточный и Западный.

Таблица 2.8.2.1 - Структура филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго"

Наименование участка	Наименование РЭС	Место нахождения
Центральный	Курский РЭС	Курская обл., Курский р-он, д. Ворошнево
	Центральный РЭС	Курская обл., г. Курск
	Золотухинский РЭС	Курская обл., Золотухинский р-н, п. Золотухино
	Медвенский РЭС	Курская обл., Медвенский р-н, п. Медвенка
	Октябрьский РЭС	Курская обл., Октябрьский р-н, с. Прямицыно
	Поныровский РЭС	Курская обл., Поныровский р-н, п. Поныри
Северный	Дмитриевский РЭС	Курская обл., Дмитриевский р-н, г. Дмитриев
	Фатежский РЭС	Курская обл., г. Фатеж
	Хомутовский РЭС	Курская обл., п. Хомутовка
	Железногорский РЭС	Курская обл., г. Железногорск
Южный	Беловский РЭС	Курская обл., Советский р-н, сл. Белая
	Суджанский РЭС	Курская обл., Суджанский р-н, г. Суджа
	Б.Солдатский РЭС	Курская обл., Большесолдатский р-н, п. Б.Солдатское
	Солнцевский РЭС	Курская обл., Солнцевский р-н, с. Никольское
	Пристенский РЭС	Курская обл., Пристенский р-н, п. Пристень
	Обоянский РЭС	Курская обл., Обоянский р-н, г. Обоянь
Западный	Льговский РЭС	Курская обл., Льговский р-н, г. Льгов
	Рыльский РЭС	Курская обл., Рыльский р-н, г. Рыльск
	Глушковский РЭС	Курская обл., Глушковский р-н, п. Глушково
	Конышевский РЭС	Курская обл., Конышевский р-н, п. Конышевка
	Кореневский РЭС	Курская обл., Кореневский р-н, п. Коренево
	Курчатовский РЭС	Курская обл., Курчатовский р-н, п. Иванино
Восточный	Горшеченский РЭС	Курская обл., Горшеченский р-н, п. Горшечное
	Мантуровский РЭС	Курская обл., Мантуровский р-н, с. Мантурово
	Советский РЭС	Курская обл., Советский р-н, п. Кшенский
	Тимский РЭС	Курская обл., Тимский р-н, п. Тим, с. 1-е Выгорное
	Касторенский РЭС	Курская обл., Касторенский р-н, п. Новокасторное
	Черемисиновский РЭС	Курская обл., Черемисиновский р-н, п. Черемисиново
	Щигровский РЭС	Курская обл., г. Щигры

Источниками электроснабжения сетей 110 кВ. филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго" являются подстанции ПАО "ФСК ЕЭС" (ПС 330 кВ. Железногорская, ПС 330 кВ. Садовая, ПС 330 кВ. Южная, ПС 330 кВ. Сеймская, ПС 330 кВ. Курская), а также Курская ТЭЦ-1 и Курская ТЭЦ СЗР филиала ПАО "Квадра" - "Курская генерация".

Таблица 2.8.2.2 - Основные сведения по ПС 110 кВ., которые находятся в ремонтно-эксплуатационном обслуживании филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго"

N п.п	Наименование подстанции	U ном, кВ	Год ввода	S уст. тр - ров., МВА	Собственник
1	ПС 110 кВ. Аккумуляторная	110/6	1992	2 х 25,0	ПАО "МРСК Центра"
2	ПС 110 кВ. АРЗ	110/10	1991	6,3 + 10,0	ПАО "МРСК Центра"
3	ПС 110 кВ. Артюховка	110/ 35/10	1984	1 х 6,3	ПАО "МРСК Центра"
4	ПС 110 кВ. Атомград	110/ 35/10	1997	2 х 25,0	ПАО "МРСК Центра"
5	ПС 110 кВ. Б. Жирово	110/10	1968	2 х 6,3	ПАО "МРСК Центра"
6	ПС 110 кВ. Басово	110/ 35/10	1962	5,6 + 10,0	ПАО "МРСК Центра"
7	ПС 110 кВ. Бекетово	110/10	1979	2 х 6,3	ПАО "МРСК Центра"
8	ПС 110 кВ. Белая	110/ 35/10	1970	2 х 16,0	ПАО "МРСК Центра"
9	ПС 110 кВ. Беседино	110/ 35/10	1977	1 х 6,3	ПАО "МРСК Центра"
10	ПС 110 кВ. Бобрышево	110/ 35/10	1972	2 х 6,3	ПАО "МРСК Центра"
11	ПС 110 кВ. Винниково	110/10	1987	2,5 + 6,3	ПАО "МРСК Центра"
12	ПС 110 кВ. Возрождение	110/10	2014	2х10	ПАО "МРСК Центра"
13	ПС 110 кВ. Волокно	110/ 35/6	1965	40,0 + (2 х 40,5)	ПАО "МРСК Центра"
14	ПС 110 кВ. Восход	110/10	1989	1 х 10,0	ПАО "МРСК Центра"
15	ПС 110 кВ. Высокая	110/10	1970	2 х 16,0	ПАО "МРСК Центра"
16	ПС 110 кВ. Глушково	110/ 35/10	1980	2 х 10,0	ПАО "МРСК Центра"
17	ПС 110 кВ. Городская	110/10	1989	2 х 25,0	ПАО "МРСК Центра"
18	ПС 110 кВ. Горшечное	110/ 35/10	1966	2 х 25,0	ПАО "МРСК Центра"
19	ПС 110 кВ. Дмитриев	110/ 35/10	1962	2 х 10,0	ПАО "МРСК Центра"
20	ПС 110 кВ. Долгие Буды	110/6	1979	2 х 10,0	ПАО "МРСК Центра"
21	ПС 110 кВ. Жуковка	110/ 35/10	1990	1 х 10,0	ПАО "МРСК Центра"
22	ПС 110 кВ. Журятино	110/ 35/10	1993	1 х 6,3	ПАО "МРСК Центра"
23	ПС 110 кВ. Забелье	110/10	1978	1 х 2,5	ПАО "МРСК Центра"
24	ПС 110 кВ. Золотухино	110/ 35/10	1973	2 х 25,0	ПАО "МРСК Центра"
25	ПС 110 кВ. Ивница	110/10	1964	1 х 6,3	ПАО "МРСК Центра"
26	ПС 110 кВ. Камыши	110/ 35/10	1982	2 х 6,3	ПАО "МРСК Центра"
27	ПС 110 кВ. Касторное	110/ 35/10	1967	15,0 + 16,0	ПАО "МРСК Центра"
28	ПС 110 кВ. Киликино	110/ 35/10	1981	2 х 16,0	ПАО "МРСК Центра"
29	ПС 110 кВ. Кировская	110/ 35/6	1971	2 х 40,0	ПАО "МРСК Центра"
30	ПС 110 кВ. Клюква	110/ 35/10	1993	16,0 + 10,0	ПАО "МРСК Центра"
31	ПС 110 кВ. Компрессорная	110/10	1985	2 х 40,0	ПАО "МРСК Центра"
32	ПС 110 кВ. Конышевка	110/ 35/10	1978	10,0 + 16,0	ПАО "МРСК Центра"
33	ПС 110 кВ. Котельная	110/10	1987	10,0 + 25,0	ПАО "МРСК Центра"
34	ПС 110 кВ. Кшень	110/ 35/10	1966	2 х 10,0	ПАО "МРСК Центра"
35	ПС 110 кВ. Лачиново	110/ 35/10	1977	1 х 10,0	ПАО "МРСК Центра"
36	ПС 110 кВ. Лесная	110/6	1989	2 х 40,0	ПАО "МРСК Центра"
37	ПС 110 кВ. Лукашевка	110/ 35/10	1969	1 х 16,0	ПАО "МРСК Центра"
38	ПС 110 кВ. Льгов	110/ 35/10	1970	2 х 25,0	ПАО "МРСК Центра"
39	ПС 110 кВ. Любостань	110/ 35/10	1976	6,3 + 10,0	ПАО "МРСК Центра"
40	ПС 110 кВ. Малая Локня	110/10	1972	1 х 10,0	ПАО "МРСК Центра"
41	ПС 110 кВ. Мантурово	110/ 35/6	1977	2 х 16,0	ПАО "МРСК Центра"
42	ПС 110 кВ. Марица	110/ 35/10	1977	1 х 6,3	ПАО "МРСК Центра"
43	ПС 110 кВ. 8-е Марта	110/ 35/10	1981	6,3 + 10,0	ПАО "МРСК Центра"
44	ПС 110 кВ. Мартовская	110/10	1984	2 х 6,3	ПАО "МРСК Центра"
45	ПС 110 кВ. Марьино	110/ 35/10	1971	10,0 + 25,0	ПАО "МРСК Центра"
46	ПС 110 кВ. Медвенка	110/ 35/10	1983	2 х 10,0	ПАО "МРСК Центра"
47	ПС 110 кВ. Нефтяная	110/6	1977	2 х 10,0	ПАО "МРСК Центра"
48	ПС 110 кВ. Обоянь	110/ 35/10	1987	16,0 + 25,0	ПАО "МРСК Центра"
49	ПС 110 кВ. Октябрьская	110/ 35/10	1975	2 х 16,0	ПАО "МРСК Центра"
50	ПС 110 кВ. Ольховка	110/ 35/10	1980	2 х 6,3	ПАО "МРСК Центра"
51	ПС 110 кВ. Паники	110/10	1988	2 х 2,5	ПАО "МРСК Центра"
52	ПС 110 кВ. Пены	110/ 35/10	1981	2 х 16,0	ПАО "МРСК Центра"
53	ПС 110 кВ. Прибор	110/10	1977	2 х 25,0	ПАО "МРСК Центра"
54	ПС 110 кВ. Прогресс	110/10	1990	2 х 63,0	ПАО "МРСК Центра"
55	ПС 110 кВ. ПТФ	110/10	1974	6,3 + 10,0	ПАО "МРСК Центра"
56	ПС 110 кВ. Рыбинские Буды	110/ 35/10	1986	2 х 10,0	ПАО "МРСК Центра"
57	ПС 110 кВ. Разиньково	110/ 35/10	1973	6,3 + 10,0	ПАО "МРСК Центра"
58	ПС 110 кВ. Расховец	110/ 35/10	1972	1 х 6,3	ПАО "МРСК Центра"
59	ПС 110 кВ. Родники	110/10	2011	2х25	ПАО "МРСК Центра"
60	ПС 110 кВ. Рудная	110/ 35/10	1959	2 х 31,5	ПАО "МРСК Центра"
61	ПС 110 кВ. Рыльск	110/ 35/10	1971	16,0 + 25,0	ПАО "МРСК Центра"
62	ПС 110 кВ. Сапфир	110/10/10	1994	2х25	ПАО "МРСК Центра"
63	ПС 110 кВ. Семеновская	110/10	1984	1 х 2,5	ПАО "МРСК Центра"
64	ПС 110 кВ. Соловьиная	110/10	1978	2 х 25,0	ПАО "МРСК Центра"
65	ПС 110 кВ. СТК	110/10	1979	2 х 10,0	ПАО "МРСК Центра"
66	ПС 110 кВ. Студенок	110/10	1981	2 х 6,3	ПАО "МРСК Центра"
67	ПС 110 кВ. Суджа	110/ 35/10	1994	2 х 25,0	ПАО "МРСК Центра"
68	ПС 110 кВ. Счетмаш	110/ 35/10	1990	2 х 25,0	ПАО "МРСК Центра"
69	ПС 110 кВ. Тепличная	110/6	1990	2 х 25,0	ПАО "МРСК Центра"
70	ПС 110 кВ. Тёткино	110/ 35/10	1970	2 х 10,0	ПАО "МРСК Центра"
71	ПС 110 кВ. Тим	110/ 35/10	1977	6,3 + 16,0	ПАО "МРСК Центра"
72	ПС 110 кВ. Троицкая	110/ 35/10	1977	1 х 10,0	ПАО "МРСК Центра"
73	ПС 110 кВ. Уютное	110/ 35/10	1972	10,0 + 16,0	ПАО "МРСК Центра"
74	ПС 110 кВ. Фатеж	110/ 35/10	1962	2 х 16,0	ПАО "МРСК Центра"
75	ПС 110 кВ. Фосфоритная	110/ 35/10	1958	2 х 25,0	ПАО "МРСК Центра"
76	ПС 110 кВ. Хомутовка	110/ 35/10	1962	7,5 + 10,0	ПАО "МРСК Центра"
77	ПС 110 кВ. Центральная	110/10	2013	2х40	ПАО "МРСК Центра"
78	ПС 110 кВ. Черемисиново	110/ 35/10	1967	2 х 16,0	ПАО "МРСК Центра"
79	ПС 110 кВ. Черемошки	110/ 35/10	1977	2 х 6,3	ПАО "МРСК Центра"
80	ПС 110 кВ. Шумаково	110/ 35/10	1974	2 х 10,0	ПАО "МРСК Центра"
81	ПС 110 кВ. Щигры	110/ 35/10	1968	2 х 25,0	ПАО "МРСК Центра"
82	ПС 110 кВ. Ястребовка	110/ 35/10	1973	7,5 + 10,0	ПАО "МРСК Центра"
Источник информации: Сведения филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго"

Таблица 2.8.2.3 - Основные сведения по ЛЭП 110 кВ., находящихся в ремонтно-эксплуатационном обслуживании филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго"

N п/п	Наименование ВЛ	Год ввода	Марка и сечение провода, мм 2	Протяженность ВЛ, км		Собственник
				по трассе	по цепям
1	ВЛ 110 кВ. Железногорская - Фатеж I цепь с отпайкой на ПС Мартовская	1958	АС-150, АС-95	49,008	49,008	ПАО "МРСК Центра"
2	ВЛ 110 кВ. Железногорская - Фатеж II цепь с отпайками	1958	АС-150, АС-95	0,362	49,37	ПАО "МРСК Центра"
3	ВЛ 110 кВ. Садовая - Фатеж I цепь с отпайками	1958	АС-150	55,532	55,532	ПАО "МРСК Центра"
4	ВЛ 110 кВ. Садовая - Фатеж II цепь с отпайками	1958	АС-150	0	55,532	ПАО "МРСК Центра"
5	ВЛ 110 кВ. Железногорская - Рудная I цепь	1958	АС-150	15,009	15,009	ПАО "МРСК Центра"
6	ВЛ 110 кВ. Железногорская - Рудная II цепь	1958	АС-150	0	15,009	ПАО "МРСК Центра"
7	ВЛ 110 кВ. Рудная - Хомутовка с отпайками	1962	АС-95, АС-120, АС-150, АС-185	82,293	82,293	ПАО "МРСК Центра"
8	ВЛ 110 кВ. Железногорская - Студенок	1982	АЖ-120; АС-150	18,145	18,145	ПАО "МРСК Центра"
9	ВЛ 110 кВ. Железногорская - Дмитриев с отпайкой на ПС Киликино	1994	АС-95, АЖ-120, АС-150, АС-185, АС-240	35,798	53,931	ПАО "МРСК Центра"
10	ВЛ 110 кВ. Железногорская - СТК N 1	1977	АС-95, АС-150	8,676	8,676	ПАО "МРСК Центра"
11	ВЛ 110 кВ. Железногорская - СТК N 2	1977	АС-95	3,619	3,619	ПАО "МРСК Центра"
12	ВЛ 110 кВ. Железногорская - Заводская N 1	1983	АС-150	16,723	16,723	ПАО "МРСК Центра"
13	ВЛ 110 кВ. Железногорская - Заводская N 2	1983	АС-150	0	16,723	ПАО "МРСК Центра"
14	ВЛ 110 кВ. Рыльск - Ольховка	1962	АС-300, АС- 95	37,786	37,786	ПАО "МРСК Центра"
15	ВЛ 110 кВ. Обоянь - Паники	1973	АС-150	22,9	22,9	ПАО "МРСК Центра"
16	ВЛ 110 кВ. Суджа - Белая	1967	АС-95	41,6	46,6	ПАО "МРСК Центра"
17	ВЛ 110 кВ. Рыбинские Буды - Белая	1969	АС-95	26,73	26,73	ПАО "МРСК Центра"
18	ВЛ 110 кВ. Ржава - Обоянь	1964	АС-95	32,45	36,8	ПАО "МРСК Центра"
19	ВЛ 110 Южная - Долгие Буды с отпайкой на ПС Любостань	1975	АС-150, АС 95	0	80,4	ПАО "МРСК Центра"
20	ВЛ 110 кВ. Южная - Рыбинские Буды с отпайками	1975	АС-150, АС 95	17,3	97,7	ПАО "МРСК Центра"
21	ВЛ 110 кВ. Полевая - Ржава с отпайкой на ПС Возрождение	1960	АС-150, АС-185	30,367	50,419	ПАО "МРСК Центра"
22	ВЛ 110 кВ. Ржава - Солнцево с отпайкой на ПС Возрождение	1960	АС-150	2,59	20,709	ПАО "МРСК Центра"
23	ВЛ 110 кВ. Солнцево - Шумаково	1960	АС-150	1,706	16,468	ПАО "МРСК Центра"
24	ВЛ 110 кВ. Садовая - Свобода	1959	АС-150	24,17	24,943	ПАО "МРСК Центра"
25	ВЛ 110 кВ. Садовая - Золотухино	1959	АС-150	8,57	41,995	ПАО "МРСК Центра"
26	ВЛ 110 кВ. Свобода - Поныри с отпайкой на ПС Жуковка	1959	АС-150	52,46	53,281	ПАО "МРСК Центра"
27	ВЛ 110 кВ. Золотухино - Возы	1991	АС-150	17,33	17,95	ПАО "МРСК Центра"
28	ВЛ 110 кВ. Возы - Глазуновка с отпайкой на ПС Жуковка (1 - 176)	1959	АС-150	31,53	31,53	ПАО "МРСК Центра"
29	ВЛ 110 кВ. Поныри - Глазуновка (1 - 38)	1959	АС-150	5,93	5,93	ПАО "МРСК Центра"
30	ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Садовая с отпайками	1958; 2010	АС-150	22,894	22,894	ПАО "МРСК Центра"
31	ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Счётмаш с отпайками	1958; 2010	АС-150	5,06	17,124	ПАО "МРСК Центра"
32	КВЛ 110 кВ. Садовая - Котельная I цепь	2010	АС-150 ПВП 2 г 1*800/150	5,811	5,914	ПАО "МРСК Центра"
33	КВЛ 110 кВ. Садовая - Котельная N 2	2010	АС-150 ПВП 2 г 1*800/150	1,92	6,728	ПАО "МРСК Центра"
34	КВЛ 110 кВ. Садовая - Котельная III цепь	2010	АС-150 ПВП 2 г 1*800/150	0,628	5,906	ПАО "МРСК Центра"
35	КВЛ 110 кВ. Котельная - Счётмаш с отпайкой на ПС Прибор	2010	АС-150, АС-120 ПВП 2 г 1*800/150	0,1	14,155	ПАО "МРСК Центра"
36	КВЛ 110 кВ. Котельная - Прибор	2010	АС-120 АС-150 ПВП 2 г 1*800/150	3,012	3,012	ПАО "МРСК Центра"
37	ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Волокно I цепь	1960	АС-150 АС-240	7,233	7,233	ПАО "МРСК Центра"
38	ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Волокно II цепь	1960	АС-150 АС-240	0	7,233	ПАО "МРСК Центра"
39	ВЛ 110 кВ. Волокно - Гуторово N 1	1962	АС-150	0,7	0,7	ПАО "МРСК Центра"
40	ВЛ 110 кВ. Волокно - Гуторово N 2	1962	АС-150	0	0,7	ПАО "МРСК Центра"
41	ВЛ 110 кВ. Паники - Медвенка	1973; 1988	АС-150	10,8	10,8	ПАО "МРСК Центра"
42	ВЛ 110 кВ. Южная - Атомград N 1	1975 1983	АС-120	23,2	23,2	ПАО "МРСК Центра"
43	ВЛ 110 кВ. Южная - Атомград N 2	1975 1983	АС-120	0	23,2	ПАО "МРСК Центра"
44	КВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Лесная I цепь с отпайками	1975, 1989, 2007	АС-150, АС-185 6*АПвПу 2 г 1*500	0	19,809	ПАО "МРСК Центра"
45	КВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Лесная II цепь с отпайками	1975, 1989, 2007	АС-150, АС-185 6*АПвПу 2 г 1*500	22,805	22,805	ПАО "МРСК Центра"
46	ВЛ 110 кВ. Садовая - Лесная I цепь с отпайкой на ПС Высокая	1970	АС-150	12,647	12,647	ПАО "МРСК Центра"
47	ВЛ 110 кВ. Садовая - Лесная II цепь с отпайкой на ПС Высокая	1970	АС-150	0,206	12,653	ПАО "МРСК Центра"
48	ВЛ 110 кВ. Лесная - Кировская N 1	1970	АС-150	3,25	3,25	ПАО "МРСК Центра"
49	ВЛ 110 кВ. Лесная - Кировская N 2	1970	АС-150	0	3,25	ПАО "МРСК Центра"
50	ВЛ 110 кВ. Садовая - Фосфоритная I цепь с отпайками	1968	АС-150	65,933	65,933	ПАО "МРСК Центра"
51	ВЛ 110 кВ. Садовая - Фосфоритная II цепь с отпайками	1974	АС-150	5,24	68,693	ПАО "МРСК Центра"
52	ВЛ 110 кВ. Курская - Волокно с отпайкой на ПС ПТФ	1972	АС-150	28,49	31,991	ПАО "МРСК Центра"
53	ВЛ 110 кВ. Курская - Медвенка	1972; 1993	АС-150	9,11	10,01	ПАО "МРСК Центра"
54	ВЛ 110 кВ. Курская АЭС - Южная	2016	АС-185, АС-150	23,866	26,696	ПАО "МРСК Центра"
55	ВЛ 110 кВ. Южная - Льгов с отпайками	1961	АС-150	55,31	55,31	ПАО "МРСК Центра"
56	ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Промышленная I цепь	1978	АС-240	2,62	2,62	ПАО "МРСК Центра"
57	ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Промышленная II цепь	1978	АС-240	0	2,62	ПАО "МРСК Центра"
58	ВЛ 110 кВ. Южная - Волокно I цепь	1983	АС-240	9,424	9,424	ПАО "МРСК Центра"
59	ВЛ 110 кВ. Южная - Волокно II цепь	1983	АС-240	0	9,424	ПАО "МРСК Центра"
60	ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Южная I цепь	1966	АС-240	14,6	14,6	ПАО "МРСК Центра"
61	ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Южная II цепь с отпайкой на ПС ПТФ	1966	АС-240	2,4	17	ПАО "МРСК Центра"
62	ВЛ 110 кВ. Курская - Прогресс N 1	1985	АС-240	1,31	1,31	ПАО "МРСК Центра"
63	ВЛ 110 кВ. Курская - Прогресс 2	1985	АС-240	0	1,295	ПАО "МРСК Центра"
64	ВЛ 110 кВ. Волокно - Тепличная N 1	1987	АС-150	6,069	6,069	ПАО "МРСК Центра"
65	ВЛ 110 кВ. Волокно - Тепличная N 2	2013	АС-150	0	6,069	ПАО "МРСК Центра"
66	ВЛ 110 кВ. Сеймская - Промышленная	1960	АС-95, АС-150, АС-240	27,392	27,392	ПАО "МРСК Центра"
67	ВЛ 110 кВ. Сеймская - Беседино	1991	АС-150	6,789	6,789	ПАО "МРСК Центра"
68	ВЛ 110 кВ. Сеймская - Шумаково	1960; 1991	АС-150	35,842	37,548	ПАО "МРСК Центра"
69	ВЛ 110 кВ. Сеймская - Полевая	1961	АС-150	2,32	18,41	ПАО "МРСК Центра"
70	ВЛ 110 кВ. Сеймская - Конарево	1993	АС-150	16,21	23,367	ПАО "МРСК Центра"
71	ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Сеймская	1960	АС-150	23,12	35,5	ПАО "МРСК Центра"
72	ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Конарево	1960	АС-150	0	19,349	ПАО "МРСК Центра"
73	ВЛ 110 Сеймская - Клюква N 1	1993	АС-240	9,15	9,15	ПАО "МРСК Центра"
74	ВЛ 110 Сеймская - Клюква N 2	1993	АС-240	0	9,15	ПАО "МРСК Центра"
75	ВЛ 110 кВ. Губкин - Бекетово (116 - 131)	1964	АС-150	3,085	3,085	ПАО "МРСК Центра"
76	ВЛ 110 кВ. Горшечное - Бекетово	1964	АС-150	13,186	13,186	ПАО "МРСК Центра"
77	ВЛ 110 кВ. Касторное - Горшечное	1964	АС-150	29,1	30,3	ПАО "МРСК Центра"
78	ВЛ 110 кВ. Губкин - Мантурово (63 - 121)	1975	АС-150	10,096	11,091	ПАО "МРСК Центра"
79	ВЛ 110 кВ. Касторное - Нефтяная N 1	1977	АС-120	6,8	6,8	ПАО "МРСК Центра"
80	ВЛ 110 кВ. Касторное - Нефтяная N 2	1977	АС-120	0	6,8	ПАО "МРСК Центра"
81	ВЛ 110 кВ. Беседино - Фосфоритная	1993	АС-150	46,74	46,74	ПАО "МРСК Центра"
82	ВЛ 110 кВ. Фосфоритная - Черемисиново	1966	АС-150	20,3	20,3	ПАО "МРСК Центра"
83	ВЛ 110 кВ. Черемисиново - Кшень	1966	АС-150	31,2	34,02	ПАО "МРСК Центра"
84	ВЛ 110 кВ. Кшень - Касторное	1964	АС-150	34,3	35,8	ПАО "МРСК Центра"
85	ВЛ 110 кВ. Фосфоритная - Тим	1970	АС-95	31,5	31,7	ПАО "МРСК Центра"
86	ВЛ 110 кВ. Тим - Мантурово	1975	АС-150	26	31	ПАО "МРСК Центра"
87	ВЛ 110 кВ. Рыльск - Марьино	1969	АС-95	24,86	28,72	ПАО "МРСК Центра"
88	ВЛ 110 кВ. Льгов - Марьино	1969	АС-95	23,07	29,9	ПАО "МРСК Центра"
89	ВЛ 110 кВ. Суджа - Льгов с отпайкой на ПС Черемошки (ВЛ 110 кВ. Суджа-Льгов)	1964	АС-150	57,357	64,43	ПАО "МРСК Центра"
90	ВЛ 110 кВ. Курская АЭС - Льгов с отпайками	1970	АС-185	30,22	34,49	ПАО "МРСК Центра"
91	ВЛ 110 кВ. Суджа - 8 Марта	1971	АС-95	29,45	29,45	ПАО "МРСК Центра"
92	ВЛ 110 Льгов - Конышевка 2 цепь	1978, 1988	АС-95, 120	16	27,2	ПАО "МРСК Центра"
93	ВЛ 110 Льгов - Конышевка 1 цепь	1992	АС-120	27,61	27,61	ПАО "МРСК Центра"
94	ВЛ 110 кВ. Рыльск - Глушково	1986; 2018	АС-120	27,11	27,11	ПАО "МРСК Центра"
95	ВЛ 110 кВ. Теткино - Глушково	1969	АС-95	23,6	23,6	ПАО "МРСК Центра"
96	ВЛ 110 кВ. Льгов - Рыльск с отпайкой на ПС Черемошки	2002	АС-120	64,38	64,38	ПАО "МРСК Центра"
97	ВЛ 110 кВ. Железногорская - Дмитровская (оп. 1 - 16)	1971	АС-120	2,7	2,7	ПАО "МРСК Центра"
98	ВЛ 110 кВ. Прохоровка - Ржава (оп. 51 - 138)	1968	АС-150	18,64	18,64	ПАО "МРСК Центра"
99	ВЛ 110 кВ. Александровка - Ржава (оп. 51 - 143)	1968	АС-150	19,1	19,1	ПАО "МРСК Центра"
100	ВЛ 110 кВ. Касторное - Набережное (1 - 39)	1971	АС-95	17,7	17,7	ПАО "МРСК Центра"

Таблица 2.8.2.4 - Сводные данные по электросетевым объектам 110 кВ. филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго"

N п.п.	Элементы электрической сети	Кол-во, штук	Мощность, МВА	Протяженность, по трассе/по цепям, км
1	ПС 110 кВ., в том числе:	82	2502,8	-
2	110/35/10 кВ	49	1276,7	-
3	110/35/6 кВ	3	235	-
4	110/10/10 кВ	1	50
5	110/10 кВ	24	721,1	-
6	110/6 кВ	5	220	-
7	ЛЭП 110 кВ., в том числе:	75/101	-	1742,77/2481,11
8	ВЛ 110 кВ	72/94	-	1708,494/2402,782
9	КВЛ 110 кВ	3/7	-	34,276/78,328

На территории Курской области собственниками ПС 110 кВ. являются также территориальные сетевые организации и крупные потребители электроэнергии, сводные данные приведены в таблице 2.8.2.5.

Таблица 2.8.2.5 - Основные сведения по ПС 110 кВ., находящихся на балансе других собственников

N п.п.	Наименование подстанции	U ном, кВ	Год ввода	Мощность трансформаторов МВА	Собственник ПС
1	ПС 110 кВ. N 16	110/6	1966	2х10	МУП Горэлектросети г. Железногорска
2	ПС 110 кВ. Промышленная	110/6/6	1978	2х32	АО "Курские электрические сети" (АО "КЭС")
3	ПС 110 кВ. Свобода	110/35/10/6/3,3	1976	2х16	ОАО "РЖД"
4	ПС 110 кВ. Поныри	110/35/10/6/3,3	1976	15+10	ОАО "РЖД"
5	ПС 110 кВ. Возы	110/35/10/6/3,3	1976	2х10	ОАО "РЖД"
6	ПС 110 кВ. Полевая	110/35/10/6/3,3	1986	2х10	ОАО "РЖД"
7	ПС 110 кВ. Солнцево	110/35/10/6/3,3	1986	2х10	ОАО "РЖД"
8	ПС 110 кВ. Ржава	110/35/10/6/3,3	1977	2х20	ОАО "РЖД"
9	ПС 110 кВ. Конарево	110/35/10/6/3,3	1986	2х16	ОАО "РЖД"
10	ПС 110 кВ. АПЗ-20	110/6	1973	2х16	ЗАО "Курская подшипниковая компания" (ЗАО "КПК").
11	ПС 110 кВ. Гуторово	110/6	1965	2х10	ООО "Газпром"
12	ПС 110 кВ. Шерекино	110/10	1978	2х16	Учреждение ОГУ ФГУ ИК-3 УФСИН России по Курской области
13	ПС 110 кВ. Стройиндустрия	110/6	1970	2х10	ООО "Железногорская сетевая компания"
14	ПС N 39	110/35/6	1980	2х40	АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева"
15	ГПП N 1	110/6	1976	2х80	АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева"
16	ГПП N 2	110/6	1976	2х80	АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева"
17	ГПП N 3	110/6	1976	2х80	АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева"
18	ГПП N 4	110/6	1977	2х16	АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева"
19	ГПП N 5	110/6	1976	2х16	АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева"
20	ГПП N 6	110/6	1982	2х16	АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева"
21	ГПП N 7	110/6	1978	2х16	АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева"
22	ГПП N 8	110/6	1977	2х16	АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева"
23	ГПП N 9	110/6	1977	2х16	АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева"
24	ГПП N 10	110/6	1980	2х16	АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева"

2.9. Внешние электрические связи энергосистемы Курской области

Энергосистема Курской области входит в состав объединенной энергосистемы Центра (ОЭС Центра) и имеет электрические связи с энергосистемами: Белгородской области, Брянской области, Липецкой области, Орловской области и с Украиной.

Таблица 2.9.1 - Перечень внешних электрических связей 110 кВ. и выше энергосистемы Курской области

N п/п	Наименование ВЛ	Год ввода в эксплуатацию	Протяженность (по территории Курской области), км
1. Энергосистема Белгородской области
1	ВЛ 750 кВ. Курская АЭС - Металлургическая	1982	189,9 (129,1)
2	ВЛ 330 кВ. Южная - Фрунзенская	1964; 2000; 2006	129,5 (60,2)
3	ВЛ 110 кВ. Губкин - Бекетово	1964	23,82 (3,08)
4	ВЛ 110 кВ. Губкин - Мантурово	1975	62,5 (11,0)
5	ВЛ 110 кВ. Прохоровка - Ржава	1968	27,23 (18,64)
6	ВЛ 110 кВ. Александровка - Ржава	1968	27,64 (19,1)
2. Энергосистема Брянской области
7	ВЛ 750 кВ. Курская АЭС - Новобрянская	1980	202,94 (77,12)
8	ВЛ 220 кВ. Новобрянская - Железногорская	1972; 1973	144,73 (1,75)
3. Энергосистема Липецкой области
9	ВЛ 110 кВ. Набережное - Касторное	1971	25,62 (17,7)
4. Энергосистема Орловской области
10	ВЛ 220 кВ. Железногорская - Узловая	1970	68,8 (0,9)
11	ВЛ 110 кВ. Возы - Глазуновка с отпайкой на ПС Жуковка	1959; 1991	49,83 (31,53)
12	ВЛ 110 кВ. Поныри - Глазуновка	1959	20,83 (5,93)
13	ВЛ 110 кВ. Железногорская - Дмитровская	1983	29,4 (2,7)
5. Энергосистема Украины
14	ВЛ 750 кВ. Курская АЭС - Североукраинская	1988	186,1 (86,4)
15	ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Сумы Северная	1973; 1986; 1987	129,4 (86,9)
16	ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Шостка	1987	163,7 (96)
17	ВЛ 110 кВ. Белополье - Теткино	1969	20,9 (13,9)
18	ВЛ 110 кВ. Сумы - Суджа	1969	52,6 (6,68)
Примечание - к внешним электрическим связям между энергосистемой Курской области и энергосистемой Орловской области в классе напряжения 35 кВ. относится ВЛ 35 кВ. Стаканово - Урынок.

Рисунок 2.9.1 - Блок-схема внешних электрических связей Курской области

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

Существуют следующие особенности функционирования и развития электроэнергетики на территории Курской области:

Значительная часть сетевого и подстанционного оборудования эксплуатируется более 25 лет (для трансформаторов) и более 35 лет (для ЛЭП), т.е. более сверхнормативного срока службы.

В таблицах 3.1 - 3.3 представлена информация о сроках службы основного электрооборудования.

Таблица 3.1 - Данные по сроку службы трансформаторов 330 кВ. и ЛЭП 110 - 750 кВ. филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Черноземное ПМЭС

Срок службы, лет	Количество трансформаторов		Количество линий
	шт.	%	шт.	%
Более 25 лет	13	86,7%	18	95%
До 25 лет	2	13,3%	1	5%
Итого:	15	100%	19	100%
Источник данных: Сведения филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Центра.

Электросетевой комплекс в зоне обслуживания филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС по срокам службы характеризуется следующей долей оборудования: для трансформаторов 330 кВ. со сроком службы более 25 лет - 84,6%, для ЛЭП 110 - 750 кВ. со сроком службы более 25 лет - 95%.

Таблица 3.2. - Сводные данные по срокам службы трансформаторов 110 кВ. филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго"

Срок службы	Количество трансформаторов
	шт.	%
Более 50 лет	16	10,32%
25 - 50 лет	106	69,28%
10 - 25 лет	18	11,61%
До 10 лет	13	8,36%
Итого:	153	100%
Источник данных: Сведения филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго"

Таблица 3.3. - Сводные данные по срокам службы ЛЭП 110 кВ. филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго"

Срок службы	Количество ЛЭП 110 кВ. (одноцепное исчисление)
	шт.	%
Более 50 лет	50	49,5%
35 - 50 лет	31	30,69%
10 - 35 лет	12	11,88%
До 10 лет	8	7,92%
Итого:	101	100%
Источник данных: Сведения филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго"

Таблица 3.4 - Сводные данные по техническому состоянию основного оборудования филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго"

Основное оборудование	"Хорошее"	"Удовл."	"Хорошее"	"Удовл."
	шт.		%
Трансформаторы 110 кВ	130	23	85%	15%
Количество тр-ов - 153 шт.
ВЛ 110 кВ	31	63	30,7%	62,4%
КВЛ 110 кВ	7	-	6,9%	-
Количество линий (по цепям) - 101 шт.
Источник данных: сведения филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго". Примечание - Вид технического состояния "хорошее", "удовлетворительное" и т.д. в соответствии с приказом Минэнерго России "Об утверждении методики оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей" от 26.07.2017 N 676

Состояние объектов электросетевого комплекса в зоне обслуживания филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго" характеризуется следующей долей оборудования по срокам службы: для трансформаторов 110 кВ. (со сроком службы более 25 лет) - 79,60%, для ЛЭП 110 кВ. (со сроком службы более 35 лет) - 80,19%, при этом доля оборудования, находящегося в эксплуатации более 50 лет составила для трансформаторов 110 кВ. - 10,32%, для ЛЭП 110 кВ. - 49,5%.

В эксплуатации более 50 лет находятся следующие трансформаторы (16 шт.):

ПС 110 кВ. Рудная Т-1, Т-2; ПС 110 кВ. Суджа Т-1; ПС 110 кВ. Уютное Т-1; ПС 110 кВ. Хомутовка Т-1, Т-2; ПС 110 кВ. Б. Жирово Т-1; ПС 110 кВ. Ивница Т-2; ПС 110 кВ. Обоянь Т-2; ПС 110 кВ. Кшень Т-1, Т-2; ПС 110 кВ. Басово Т-1; ПС 110 кВ. Касторное Т-1; ПС 110 кВ. Волокно Т-1, Т-2, Т-3.

Техническое состояние трансформаторов 110 кВ оценивается филиалом ПАО "МРСК Центра" "Курскэнерго", в следующем соотношении:

- "хорошее" техническое состояние - 85%;

- "удовлетворительное" техническое состояние - 15%.

Сведения о техническом состоянии парка трансформаторов 110 кВ. указаны в приложении N 1.

Техническое состояние ЛЭП 110 кВ. оценивается филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго" в следующем соотношении:

- "хорошее" техническое состояние - 37,6%,

- "удовлетворительное" техническое состояние - 62,4%.

Сведения о техническом состоянии ЛЭП 110 кВ. указаны в приложении N 2.

Рекомендуется планомерное проведение мероприятий по реконструкции ВЛ 110 кВ. и выше и мероприятий по реконструкции ПС 110 кВ. и выше с заменой действующего оборудования в соответствии с аудитом их технического состояния.

В эксплуатации более 50 лет находится 50 (шт.) ЛЭП 110 кВ., в том числе ВЛ 110 кВ. Железногорск - Рудная-1,2 цепь.

а) Рекомендуется техперевооружение и реконструкция ВЛ 110 кВ. Железногорск - Рудная 1,2 цепь без изменения параметров пропускной способности сети со значительными дефектами и повреждения (провода, грозотроса, элементов металлических и железобетонных опор), которые имеют место вследствие длительной эксплуатации линии (моральный и физический износ).

Обоснование необходимости техперевооружения и реконструкции ВЛ 110 кВ. Железногорск - Рудная 1,2 цепь ведомость дефектов и повреждений и протокол технического совещания от 07.10.2019 N КР-60-13/2019 по вопросу реконструкция ВЛ 110 кВ. Железногорск - Рудная - 1,2 цепь представлены в приложении N 5.

Таблица 3.5 - Характеристика электрической сети 110 кВ. филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго"

Показатель	Количество ПС 110 кВ.
	шт.	%
Отсутствие (или неисправность) РПН полностью на всех трансформаторах или на нескольких	10	12,19%
Отсутствие резервного питания по высокой стороне (ВН) для двухтрансформаторных и более ПС 110 кВ.	1	1,2%
Однотрансформаторные подстанции	13	15,86%
Подстанции на отделителях и короткозамыкателях	18	21,95%
Итого:	82	100%
Источник информации: сведения филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго"

Анализ существующей электрической сети 110 кВ. филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго" показал следующее:

а) Отсутствует РПН полностью на одном или на двух трансформаторах (либо неисправен привод) на десяти ПС 110 кВ., что составляет 12,19% от общего количества ПС 110 кВ. РПН отсутствует (либо неисправен) на следующих подстанциях:

- ПС 110/10 кВ. Б. Жирово Т-2 несправен привод РПН.

- ПС 110/35/10 кВ. Касторное Т-1 несправен привод РПН.

- ПС 110/35/10 кВ. Лукашевка Т-1 несправен привод РПН.

- ПС 110/35/10 кВ. Теткино Т-1 неисправен привод РПН.

Согласно п. 5.3.6 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации не допускается переключение устройства РПН трансформатора, находящегося под напряжением, вручную (рукояткой).

- ПС 110/10 кВ. Б. Жирово Т-1 оснащен устройством ПБВ.

- ПС 110/10 кВ. Басово Т-1 оснащен устройством ПБВ.

- ПС 110/35/10 кВ. Ивница Т-2 оснащен устройством ПБВ.

- ПС 110/10 кВ. Рыльского АРЗ Т-1 оснащен устройством ПБВ.

- ПС 110/35/10 кВ. Хомутовка Т-1 оснащен устройством ПБВ.

- ПС 110/35/10 кВ. Ястребовка Т-2 оснащен устройством ПБВ.

С целью обеспечения качества электроэнергии у потребителей рекомендуется оснастить все трансформаторы 110 кВ. устройствами РПН, режим работы РПН установить автоматический или дистанционный.

б) Отсутствует резервное питание по высокой стороне 110 кВ. двухтрансформаторной ПС 110 кВ. 8-е Марта, что составляет 1,2% от общего количества ПС 110 кВ.

ПС 110 кВ. 8-е Марта (Т-1 6,3 МВА и Т-2 10 МВА), запитана по одной ВЛ 110 кВ. Суджа - 8-е Марта. ВЛ 110 кВ. Суджа - 8-е Марта (29,45 км) построена в 1971 году (48 лет). Линия является тупиковой, протяженной и малозагруженной.

Фактическая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ. Суджа - 8-е Марта в день контрольного замера 16.12.2020 составила 34А или 10,3% от длительно допустимой токовой нагрузки (I доп. = 330 А).

Максимальная нагрузка по результатам замеров режимного дня, МВА

Год	2018	2019	2020
Нагрузка, МВА	6,28	5,6	6,765

При отключении ВЛ 110 Суджа - 8-е Марта (авария или ремонт) электроснабжение потребителей от ПС 110 кВ. 8-е Марта возможно осуществить по сети 35 кВ. от ПС 110 кВ. Рыльск (ВЛ 35 кВ. 8-е Марта - Снагость - Рубильник - Коренево - Пушкарное - М. Гнушево - Рыльск), по сети 35 кВ. от ПС 110 кВ. Глушково (ВЛ 35 кВ. 8-е Марта - Кульбаки - Глушково), по сети 35 кВ. от ПС 110 кВ. Черемошки (ВЛ 35 кВ. 8 Марта - Ольговка - Кремяное - Черемошки).

При резервировании нагрузки выходы параметров сети 35 кВ. за пределы ДДТН не выявлены.

Схема сети 110 кВ. обеспечивает 3 категорию надежности электроснабжения потребителей от ПС 110 кВ. 8-е Марта

в) В сети 110 кВ. тринадцать ПС 110 кВ. являются однотрансформаторными, что составляет 15,86% от общего количества подстанций 110 кВ. (таблица 3.6).

Таблица 3.6 - Перечень однотрансформаторных ПС 110 кВ.

N п.п	Наименование ПС		Максимальная нагрузка ПС; МВА	Возможное перераспределение мощности на другие ПС		Категория надежности электроснабжения подключенных потребителей
				мощ-ть, МВА	время, мин
1	ПС 110/35/10 кВ. Артюховка; 1х6,3 МВА	ВН	1,995	х	120	3
		СН	1,7	н/д
		НН	0,3	2,352
2	ПС 110/35/10 кВ. Беседино; 1х6,3 МВА	ВН	2,346	х	120	3
		СН	0,178	0
		НН	2,168	2,12
3	ПС 110/10 кВ. Восход; 1х10 МВА	НН	1,519	1,520	120	3
4	ПС 110/35/10 кВ. Жуковка; 1х10 МВА	ВН	0,494	х	120	3
		СН	0,449	3,262
		НН	0,045	1,641
5	ПС 110/10 кВ. Журятино; 1х6,3 МВА	НН	1,124	1,673	120	3
6	ПС 110/10 кВ Забелье; 1х2,5 МВА	НН	0,371	2,391	120	3
7	ПС 110/35/10 кВ. Лачиново; 1х10 МВА	ВН	0,809	х	120	3
		СН	0,315	0
		НН	0,494	1,594
8	ПС 110/10 кВ. Малая Локня; 1х10 МВА	НН	1,675	4,540	120	3
9	ПС 110/10 кВ. Марица; 1х2,5 МВА	НН	1	2,5	120	3
10	ПС 110/35/10 кВ. Расховец; 1х6,3 МВА	ВН	0,378	х	н/д	2; 3
		СН	0,283	6,3
		НН	0,095	н/д
11	ПС 110/10 кВ. Семеновская; 1х2,5 МВА	НН	0,9	1,260	120	3
12	ПС 110/35/10 кВ. Троицкая; 1х10 МВА	ВН	5,2	х	н/д	1; 3
		СН	4,72	6,05
		НН	0,48	1,18
13	ПС 110/10 кВ. Ивница; 1х6,3 МВА	НН	0,626	1,12	120	3
Источник информации: Сведения филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго"

На однотрансформаторных ПС 110 кВ. ввиду малой загрузки трансформаторов, при условии достаточной пропускной способности взаиморезервирующих связей по стороне СН и НН установка второго трансформатора нецелесообразна.

Стоит отметить, ПС 110 кВ. Троицкая (1х10 МВА) находится в непосредственной близости (порядка 2 км) от Копенского водохранилища, в зоне подтопления. Заболачивание территории привело к снижению несущей способности грунта и смещению функциональных узлов (элементов) подстанции.

Рекомендуется комплексная реконструкция ПС 110 кВ. Троицкая с выносом на новую площадку с заменой блока ОД-КЗ на элегазовый выключатель, без увеличения трансформаторной мощности.

Обоснование комплексной реконструкции ПС 110 кВ. Троицкая с приложением акта обследования территории представлено в приложении N 5.

г) В сети 110 кВ. имеют место восемнадцать ПС 110 кВ., выполненных по стороне ВН по упрощенным схемам на отделителях и короткозамыкателях, что составляет 21,95%.

ПС 110 кВ. Студенок, ПС 110 кВ. Журятино, ПС 110 кВ. 8 Марта, ПС 110 кВ. Марица, ПС 110 кВ. СТК, ПС 110 кВ. Мартовская, ПС 110 кВ. Троицкая, ПС 110 кВ. Прогресс, ПС 110 кВ. Компрессорная, ПС 110 кВ. Винниково, ПС 110 кВ. Басово, ПС 110 кВ. Забелье, ПС 110 кВ. Нефтяная, ПС 110 кВ. Любостань, ПС 110 кВ. Ольховка, ПС 110 кВ. Хомутовка, ПС 110 кВ. Шерекино, ПС 110 кВ. Камыши выполнены по стороне ВН по упрощенным схемам на отделителях и короткозамыкателях.

Схемы РУ 110 кВ., выполненные по упрощенным схемам на отделителях и короткозамыкателях, являются морально устаревшими, их использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети.

При выполнении реконструкции, расширения или техническом перевооружении на всех ПС 110 кВ., где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, рекомендуется произвести их замену на элегазовые выключатели.

д) В электрической сети энергосистемы Курской области центром питания с недостаточной пропускной способностью при отключении одного из трансформаторов является ПС 110 кВ. Высокая, расположенная в Центральном округе г. Курска.

На ПС 110/10 кВ. Высокая установлены трансформаторы 2х16 МВА.

Текущий и перспективный резерв мощности на ПС 110/10 кВ. Высокая отсутствует, дефицит мощности составляет (- 3,676 МВА).

Максимальная нагрузка по данным контрольных замеров энергосистемы за последние 2018 - 2020 гг. приведена в таблице 1.

ГАРАНТ:

Нумерация таблиц приводится в соответствии с источником

Таблица 1 - Максимальная нагрузка по результатам замеров режимного дня, МВА

Год	2018	2019	2020
Нагрузка, МВА	20,476	15,360	18,683

Загрузка оставшегося в работе трансформатора в режиме "n-1" составляет 128% от установленной мощности трансформатора.

В таблице 3.7 Представлена информация о необходимости замены трансформаторов в соответствии с методикой расчета пропускной способности центров питания, рассчитанной с учетом положений приказа Минэнерго России от 08.02.2019 г. N 81.

В таблице 3.8. представлена информация о годах ввода, сроках эксплуатации и индексах технического состояния траснформаторов ПС 110 кВ. Высокая.

Таблица 3.7

N п/п	Наименование центра питания 35 кВ. и выше	Установленная мощность трансформаторов, МВА		Максимальная нагрузка за последние 3 года		Максимальная допустимая нагрузка центра питания, МВА	Перераспределяемая мощность, МВА	Нагрузка ЦП в норм. Режиме, %		Нагрузка ЦП в режиме N-1		Примечание
		1Т, МВА	2Т, МВА					Без перераспределения	С учетом перераспределения	Без перераспределения	С учетом перераспределения
				Дата проведения замера	МВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1	ПС 110/10 Высокая	16	16	19.12.2018	20,476	20	0	64%	64%	128%	128%	Требуется реконструкция

Таблица 3.8

N п/п	Наименование центра питания	Классы напряжения	Год ввода в эксплуатацию/реконструкция	Данные на конец отчетного периода (n)
				Количество и номинальная мощность установленных трансформаторов, (шт.МВА)	Суммарная установленная мощность трансформаторов, МВА	Характеристика трансформаторов														Sразгр, МВА	Время перевода нагрузки, мин
						Мощность 1Т, МВА	Дата ввода 1Т	срок эксплуатации, лет	индекс технического состояния	Тип	Длительно допустимая перегрузка, МВА	Аварийно допустимая перегрузка, МВА	Мощность 2Т, МВА	Дата ввода 2Т	срок эксплуатации, лет	индекс технического состояния	Тип	Длительно допустимая перегрузка, МВА	Аварийно допустимая перегрузка, МВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22
1	ПС 110/10 Высокая	110/10	1970/2003	2х16	32	16	30.05.2003	17	87	ТДН-16000/110/10	20	20	16	30.05.2003	17	89	ТДН-16000/110/10	20	20	0,00	-

Расчет определения номинальной мощности трансформаторов при обосновании увеличения трансформаторной мощности на ПС 110 кВ. Высокая

Расчетная величина загрузки трансформатора ПС 110 кВ. Высокая определяется по формуле:

, где

= 20,476*0,9 = 18,428 МВт -фактическая максимальная активная нагрузка, подключенная к шинам низкого напряжения подстанции, МВт, где

20,476 - Максимальная нагрузка за последние 3 года, МВА;

0,9 - коэффициент мощности, определяющий соотношение активной и полной мощности нагрузки потребителей;

= 0 - суммарная активная нагрузка новых потребителей, подключаемых к подстанции в соответствии с ТУ на ТП;

= 0 - увеличение нагрузки рассматриваемой подстанции в случае перераспределения мощности с других центров питания;

= 0 - объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции, в соответствии с пунктом 6.2 ГОСТ Р 58670 - 2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем.

= 0,9 - коэффициент мощности, определяющий соотношение активной и полной мощности нагрузки потребителей, получающих питание от шин рассматриваемой подстанции, равный 0,9 МВт/МВА;

= 1,25 - коэффициент допустимой длительной (без ограничения длительности) перегрузки

Тогда

= (18,428+0 - 0)/(0,9*1,25) = 16,38 МВА.

Единичная мощность рекомендуемого к установке на подстанции трансформатора определяется как ближайшее большее значение номинальной мощности трансформатора по шкале номинальных мощностей.

В данном случае выбирается мощность трансформаторов 25 МВА.

4. Основные направления развития электроэнергетики Курской области

К первоочередным вопросам развития электроэнергетики Курской области в период до 2026 года относятся:

- реализация схемы выдачи мощности первого и второго энергоблоков Курской АЭС-2;

- развитие распределительных электрических сетей напряжением 110 кВ.;

- переход к интеллектуальным цифровым электрическим сетям;

- увеличение мощности энергопринимающих установок крупных потребителей (АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева").

4.1. Прогноз потребления электрической энергии и мощности по энергосистеме Курской области на пятилетний период 2022 - 2026 годов

Прогноз потребления электроэнергии по энергосистеме Курской области на пятилетний период 2022 - 2026 годы

Принятый прогноз потребления электроэнергии по энергосистеме Курской области соответствует варианту спроса на электроэнергию для энергосистемы Курской области, разработанному АО "СО ЕЭС" в рамках проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы.

Прогнозная величина потребления электроэнергии в Курской области на уровне 2026 года составит 9,266 млрд кВт-ч., что на 0,714 млрд кВт-ч. больше относительно 2021 года (на 8,3%).

Таблица 4.1.1 - Показатели прогноза потребления электроэнергии по энергосистеме Курской области на перспективу до 2026 года

	Факт	Прогноз
	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
Энергосистема Курской области, млрд кВт ч	8,640	8,552	8,662	8,455	8,682	8,580	9,266
годовой прирост, %		-1,0	1,3	-2,4	2,7	-1,2	8,0

Изменение потребления электроэнергии по энергосистеме Курской области обусловлено преимущественно проведением работ по замещению энергоблоков N 1 и N 2 действующей атомной станции в рамках реализации проекта "Строительство Курской АЭС-2 (станция замещения Курской АЭС)". За период 2022 - 2026 годов среднегодовой прирост составит 1,68%, в ОЭС Центра на аналогичный период прогнозируется среднегодовой прирост 0,86%. В результате доля Курской области в общем объёме потребления электроэнергии ОЭС Центра возрастёт с 3,5% в 2022 году до 3,6% в 2026 году.

Прогнозируемая динамика показателей потребления электроэнергии соответствует ожидаемым темпам базового варианта прогноза социально-экономического развития Курской области на 2020 и плановый период 2021 - 2022 годов. Данный вариант предполагает умеренный рост преимущественно за счет развития существующих секторов экономики. Продолжится техническое перевооружение АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева", реализуется инвестиционный проект "Строительство дробильно-конвейерного комплекса на северо-восточном и юго-восточном борту карьера". В 2019 году на Михайловском ГОКе начата реализация программы модернизации действующего производства, включающей реконструкцию существующей обогатительной фабрики и строительство нового корпуса дообогащения концентрата для внедрения технологии тонкого грохочения.

АО "Концерн Росэнергоатом" продолжит реализацию проекта по строительству Курской АЭС-2. Пуск энергоблока N 1 запланирован на 2025 год. Масштабного ввода в эксплуатацию новых промышленных предприятий на территории Курской области не планируется.

Один из приоритетов предстоящего развития экономики области в прогнозируемый период - дальнейшее развитие агропромышленного комплекса и сельского хозяйства, что будет способствовать повышению уровня диверсификации экономики региона. В настоящее время она зависит в основном от двух ВЭД - добычи полезных ископаемых и производства электроэнергии.

Значительная часть реализуемых проектов в АПК Курской области направлена на увеличение производства мяса за счет строительства животноводческих комплексов и перерабатывающих предприятий (ООО "Агропромкомплектация - Курск", ООО "Продимекс"). ООО "Агропромышленный холдинг "Мираторг" инвестирует строительство на территории региона свиноводческих комплексов (ООО "Мираторг-Курск" в рамках проекта "Удвоение свиноводства"). В число перспективных направлений АПК Курской области входит также глубокая переработка зерна и производство культивированных шампиньонов (ООО "Грибная радуга"). Базовый вариант прогноза агропромышленного комплекса предполагает, что развитие будет осуществляться в относительно благоприятных условиях, что позволит реализовать инвестиционные проекты в полной мере.

Динамика показателей социально-экономического развития Курской области на период до 2026 года приведена в таблице 4.1.2

Таблица 4.1.2 - Прогнозные показатели социально-экономического развития Курской области на период до 2026 года, % к предыдущему году

Наименование показателей	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
Численность населения (среднегодовая), тыс. чел	1093,4	1089,8	1086,1	1083,3	1081,0	1080,5
ВРП	101,2	100,2	102,3	100,1	101,7	101,6
Инвестиции основной капитал	100,5	100,5	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.
Промышленное производство, в т.ч.	101,9	96,9	100,2	100,6	100,8	100,7
Добыча полезных ископаемых	101,8	96,7	100,3	100,3	100,3	100,2
Обрабатывающие производства	101,6	101,5	102,0	102,5	105,0	105,0
Объем продукции сельского хозяйства	100,9	101,1	101,3	100,7	100,7	100,8
Оборот розничной торговли	101,7	101,8	101,7	102,0	102,3	102,2
Оборот общественного питания	103,3	103,5	104,0	104,5	104,8	104,7
Оборот платных услуг населению	100,5	101,0	102,8	103,0	103,3	103,1

В условиях прогнозируемого незначительного абсолютного сокращения численности населения (на 1,5% за пять лет) динамика перспективной потребности в электроэнергии в Курской области до 2026 года будет определяться дальнейшим развитием существующих на территории энергосистемы крупных предприятий, в первую очередь промышленных.

Показатели перспективного потребления электроэнергии существующими крупными потребителями электроэнергии Курской области приведены в таблице 4.1.3.

Таблица 4.1.3 - Перечень основных крупных потребителей электроэнергии Курской области

Наименование потребителя	Ед. изм.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
АО "Михайловский ГОК им. А.В. Варичева", г. Железногорск	млн кВт·ч	3052	3174	3183	3192	3192	3192
АО "Концерн Росэнергоатом" "Курская АЭС" (собственные нужды), г. Курчатов	млн кВт·ч	2096	1532	1611	1357	1238	1238
АО "Концерн Росэнергоатом" "Курская АЭС-2" (собственные нужды), г. Курчатов	млн кВт·ч	0	344	845	1177	1304	1304
ООО "Курскхимволокно"	млн кВт·ч	95,3	95,3	95,3	95,3	95,3	95,3
ЗАО "Курский завод "Аккумулятор"	млн кВт·ч	58,0	60,0	61,0	62,0	62,0	62,0
ЗАО "Курскрезинотехника"	млн кВт·ч	45	45	46	46	46	46
ЗАО "ГОТЭК" (производство упаковки)	млн кВт·ч	46,0	47,0	48,0	48,0	48,0	48,0
ООО "Мираторг-Курск", Октябрьский район	млн кВт·ч	88,3	104,9	118,7	118,7	118,7	118,7
Курский филиал ООО "БИАКСПЛЕН"	млн кВт·ч	41,1	41,1	41,1	41,1	41,1	41,1

Прогноз режимов электропотребления энергосистемы Курской области

Перспективные режимы электропотребления энергосистемы Курской области приняты в соответствии с данными проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2021 - 2027 годов.

Рост максимальной электрической нагрузки энергосистемы Курской области, главным образом, будет обусловлен дальнейшем ростом электропотребления в отраслях промышленного производства. К 2026 году максимальная электрическая нагрузка может превысить нагрузку 2020 года почти на 96 МВт (7,7%) и составит 1342 МВт.

В таблице 4.1.2.1 представлены основные показатели перспективных режимов энергосистемы Курской области для рассматриваемого варианта электропотребления.

Таблица 4.1.2.1 - Прогноз электропотребления энергосистемы Курской области

Показатели	Ед. измерения	факт	прогноз
		2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Максимальная электрическая нагрузка	МВт	1246	1271	1244	1278	1266	1300	1342

На основе выявленных тенденций в изменении показателей и конфигурации суточных графиков электрической нагрузки, прогнозной структуры электропотребления были сформированы конфигурации перспективных суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы Курской области.

На перспективу до 2026 года ожидается сохранение конфигурации суточных графиков энергосистемы Курской области - устойчивый вечерний максимум в рабочие зимние и выходные летние дни. В летний рабочий день максимум нагрузки ожидается в утренние часы.

Таблица 4.1.2.2 - Основные показатели режимов электропотребления энергосистемы Курской области

N п/п	Наименование показателей	прогноз
1	Суточная плотность электрической нагрузки (Рi /24 Рмакс), о.е графика зимнего рабочего дня графика летнего рабочего дня графика летнего выходного дня	0,93 0,94 0,92
2	Суточная неравномерность электрической нагрузки (Рмин/Рмакс), о.е графика зимнего рабочего дня графика летнего рабочего дня графика летнего выходного дня	0,84 0,83 0,83
3	Годовая неравномерность электрической нагрузки (Рмакс. летн./Рмакс. зимн.), о.е	0,80

Снижение месячных максимумов в годовом разрезе в регионе к 2026 году ожидается порядка 20%. На рисунке 4.1.2.1 представлены ожидаемые перспективные конфигурации суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы Курской области для характерных суток.

Рисунок 4.1.2.1 - Ожидаемые перспективные конфигурации суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы Курской области

4.2. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Курской области мощностью более 5 МВт (в том числе генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии) на 2022 - 2026 годы

Прогноз развития генерирующих мощностей энергосистемы Курской области на 2022 - 2026 годы сформирован на основе проекта Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы.

Предложения по развитию генерирующей мощности направлены на создание надежного электро- и теплоснабжения, при котором питание потребителей энергосистемы Курской области осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии.

В рамках осуществления схемы выдачи мощности Курской АЭС-2 (далее - СВМ) в энергосистеме Курской области реализуется комплекс противоаварийной автоматики, предназначенный обеспечить выдачу мощности станции в различных схемно-режимных ситуациях.

Вывод из эксплуатации генерирующей мощности в энергосистеме Курской области

Запланированные объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Курской области в период до 2026 года оцениваются в 2000 МВт.

Планируемые объемы вывода из эксплуатации генерирующей мощности приведены в таблице 4.2.1.

Таблица 4.2.1 - Планируемые объемы вывода из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях энергосистемы Курской области

N п/п	Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Мощность, МВт	Год
1	Курская АЭС	АО "Концерн Росэнергоатом"
	1 РБМК-1000		1000,0	2021
	2 РБМК-1000		1000,0	2024
	Всего по станции		2000,0
Всего по энергосистеме Курской области			2000,0

Вводы генерирующей мощности в энергосистеме Курской области

В энергосистеме Курской области планируется ввод генерирующей мощности на АЭС в объеме 1200 МВт в 2025 году.

Развитие атомной энергетики в период до 2026 года планируется за счет сооружения Курской АЭС-2 с вводом первого энергоблока типа ВВЭР-ТОИ мощностью 1200 МВт. Курская АЭС-2 сооружается как станция замещения взамен выбывающих из эксплуатации энергоблоков действующей Курской АЭС. Энергоблоки Курской АЭС-2 сооружаются по проекту ВВЭР-ТОИ, соответствующему требованиям европейских эксплуатирующих организаций (EUR).

В таблице 4.2.2 представлены вводы генерирующего оборудования в период до 2026 года.

Таблица 4.2.2 - Перечень вводов генерирующего оборудования на электростанциях энергосистемы Курской области в период до 2026 года, МВт

N п/п	Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Тип ввода	Мощность, МВт	Год ввода
1	Курская АЭС-2, 1 ВВЭР-ТОИ	АО "Концерн Росэнергоатом"	ввод агрегата на новой площадке	1200	2025

Энергоблок N 1 Курской АЭС-2 с генератором 1200 МВт и трансформатором 3х533 МВА будет скоммутирован на шины ОРУ 750 кВ. III очереди Курской АЭС.

На КРУЭ 330 кВ. Курской АЭС-2 будут переведены 2АТ 750/330 кВ. и ВЛ330 кВ. Курская АЭС - Железногорская. От КРУЭ 330 кВ. Курской АЭС-2 будут отходить четыре ВЛ 330 кВ.:

- ВЛ 330 кВ. Курская АЭС-2 - Железногорская;

- ВЛ 330 кВ. Курская АЭС-2 - Курская АЭС N 1;

- ВЛ 330 кВ. Курская АЭС-2 - Курская АЭС N 2;

- ВЛ 330 кВ. Курская АЭС-2 - Стройплощадка.

В представленном варианте развития генерирующей мощности модернизация оборудования на электростанциях энергосистемы Курской области в период до 2026 года не планируется.

При реализации намеченного развития генерирующей мощности установленная мощность электростанций энергосистемы Курской области к 2026 году по сравнению с 2020 годом (установленная мощность на конец 2020 года оценивается 4270,7 МВт) снизится на 800,0 МВт и составит 3470,7 МВт, в том числе: АЭС - 3200,0 МВт, ТЭС - 270,7 МВт.

Структура установленной мощности электростанций энергосистемы Курской области по типам генерирующего оборудования на перспективу до 2025 года представлена в таблице 4.2.3.

Таблица 4.2.3 - Структура установленной мощности электростанций энергосистемы Курской области по типам генерирующего оборудования на перспективу до 2026 года

	2020 факт		2021		2022		2023		2024		2025		2026
	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%
Всего	4270,7	100	3270,7	100	3270,7	100	3270,7	100	2270,7	100	3470,7	100	3470,7	100
АЭС	4000	93,7	3000	91,7	3000	91,7	3000	91,7	2000	88,1	3200	88,1	3200	92,2
ТЭС-всего	270,7	6,3	270,7	8,3	270,7	8,3	270,7	8,3	270,7	11,9	270,7	11,9	270,7	7,8
Теплофикационные:	270,7	6,3	270,7	8,3	270,7	8,3	270,7	8,3	270,7	11,9	270,7	11,9	270,7	7,8
- паросиловые	153,8	3,6	153,8	4,7	153,8	4,7	153,8	4,7	153,8	6,8	153,8	6,8	153,8	4,4
- ПГУ	116,9	2,7	116,9	3,6	116,9	3,6	116,9	3,6	116,9	5,1	116,9	5,1	116,9	3,4

Изменение установленной электрической мощности энергосистемы Курской области в период до 2026 года представлено на рисунке 4.2.1.

Рисунок 4.2.1 - Изменение установленной электрической мощности энергосистемы Курской области в период до 2026 года

Генерирующие объекты на основе возобновляемых источников энергии по итогам конкурсного отбора проектов генерирующих объектов по производству электрической энергии (мощности) с использованием возобновляемых источников энергии

На территории Курской области планируется сооружение генерирующего объекта на основе возобновляемых источников энергии (далее ВИЭ): "Комплекс по переработке смеси ила очистных сооружений в биогаз".

Комплекс по переработке илового осадка очистных сооружений города Курск в биогаз возводится для переработки илового осадка очистных сооружений в биогаз и биоудобрения с последующим использованием биогаза для производства тепловой и электрической энергии, а также получения качественных органических биоудобрений.

Установленная мощность генерирующего объекта на основе ВИЭ - 2,1 МВт.

Прогнозный объем производства электрической энергии (мощности) генерирующего объекта, функционирующего на основе ВИЭ составит 17 000 МВт/ч. в год.

Компанией ООО "ЭнергоПарк" была разработана и получена вся проектная и разрешительная документация на строительство генерирующего объекта, функционирующего на основе ВИЭ. Получено разрешение на строительство. В период с 2014 по 2019 год была завершена строительная часть проекта. В 2020 году было закуплено оборудование.

В настоящее время проводятся пуско-наладочные работы оборудования для технологического присоединения к электрическим сетям с целью дальнейшей выдачи выработанной электроэнергии в сеть.

Планируемый ввод в эксплуатацию "Комплекса по переработке смеси ила очистных сооружений в биогаз" сентябрь 2021 года.

Расчетный проектный срок полезного использования генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии для производства электрической энергии (мощности) составляет более 25 лет.

В связи с отсутствием генерирующего объекта на основе возобновляемых источников энергии (далее ВИЭ): "Комплекс по переработке смеси ила очистных сооружений в биогаз" в проекте Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы при формировании перспективных балансов мощности и электроэнергии данный объект не учитывался.

4.3. Предлагаемые мероприятия по цифровой трансформации электрических сетей

Цифровая интеллектуальная сеть - это сеть с высоким уровнем автоматизации управления технологическими процессами, оснащенная развитыми информационно-технологическими и управляющими системами и средствами, в которой все процессы информационного обмена между элементами ПС и ВЛ, информационного обмена с внешними системами, а также управления работой оборудования осуществляются в цифровом виде на основе протоколов МЭК.

Важная характеристика цифровой сети - возможность потребителя участвовать в управлении нагрузкой, взаимодействовать с разными сбытовыми компаниями с выбором оптимальных тарифных предложений, интегрировать в сеть собственные источники генерации и накопители электрической энергии. Данный функционал дает широкие возможности всем участникам энергетического рынка обеспечить эффективность передачи и потребления электроэнергии.

Электросетевые компании получают новые возможности по прогнозированию потребления, управлению потерями электроэнергии и наблюдаемости сетей.

Ключевые характеристики цифровой интеллектуальной (активно-адаптивной) сети:

- способность к самовосстановлению после сбоев в подаче электроэнергии;

- возможность активного участия в работе сети потребителей;

- устойчивость сети к физическому и кибернетическому вмешательству злоумышленников;

- обеспечение требуемого качества передаваемой электроэнергии;

- обеспечение синхронной работы источников генерации и узлов хранения электроэнергии;

- интеграция в сеть новых высокотехнологичных продуктов и предоставление новых электросетевых услуг на рынках, в частности для электротранспорта.

Активно-адаптивную сеть характеризует:

- гибкость. Сеть должна быть адаптирована под различные режимы работы поставщиков и потребителей электроэнергии;

- доступность. Сеть должна быть доступна для новых потребителей, причём в качестве новых подключений к сети могут выступать пользовательские генерирующие источники, в том числе возобновляемые источники электроэнергии;

- надёжность. Сеть должна гарантировать надежность поставки и качество электроэнергии в соответствии с требованиями нормативных документов;

- экономичность. Наибольшую ценность должны представлять инновационные технологии в построении интеллектуальной сети совместно с эффективным управлением и регулированием функционирования сети.

Ключевым фактором реализации цифровой интеллектуальной сети является платформенность решений и единых цифровых шин данных.

Одним из основных направлений развития цифровизации является повышение уровня автоматизации оперативно-технологического управления. Под оперативно-технологическим управлением (далее - ОТУ) электрическими сетями понимается совокупность мер по управлению технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электросетевого комплекса (ЭСК) компании, включающая выполнение на различных уровнях операционных и неоперационных функций в целях обеспечения:

- надежности электроснабжения и качества электроэнергии в соответствии с требованиями нормативных документов, технических регламентов и условий договоров оказания услуг по передаче;

- надлежащего качества и безопасности эксплуатации объектов электросетевого хозяйства;

- эффективной, с наименьшими техническими потерями передачи электроэнергии по сетям.

Система ОТУ должна обеспечивать необходимый уровень наблюдаемости и управляемости ЭСК с целью эффективного управления как процессами функционирования электрических сетей, так и процессами их эксплуатационного обслуживания и развития. Основной при этом является автоматизация функции управления.

Одним из ключевых элементов цифровизации являются автоматизированные системы управления на подстанции. А в случае их отсутствия отдельные технологические системы, обеспечивающие функции передачи информации на верхний уровень управления.

На ПС 220 кВ. и 110 кВ., относящихся к транзитным, наиболее целесообразным является применение АСУТП в качестве единой интегрированной системы автоматизации, предназначенной для реализации функций оперативно-диспетчерского и технологического управления подстанцией. АСУТП подстанции должна являться объектом двойного назначения, с одной стороны - информационным ресурсом для внешних систем автоматизации различного назначения, с другой - АСУТП должна иметь самостоятельное значение для конкретной подстанции в плане повышения эффективности её функционирования за счёт таких факторов, как:

повышение наблюдаемости сети: отображение состояния присоединений сети в режиме реального времени, обеспечение поддержки принятия решений оперативным персоналом;

- повышение общей надежности функционирования сети за счет мониторинга текущего состояния работы оборудования и режимов его работы;

- предотвращение возникновения технологических нарушений, в том числе вызванного ошибками персонала, и снижение ущербов;

- повышение производительности труда и снижение численности оперативного и эксплуатационного персонала;

- автоматизированное управление основным и вспомогательным оборудованием ПС, в том числе управление оперативными переключениями с удаленных пунктов управления.

Общие требования к АСУТП ПС:

1) открытая, масштабируемая и расширяемая архитектура с приоритетом решений на основе стандартов МЭК (в том числе МЭК 61850);

2) обеспечение информационного обмена с ЦУС по протоколам МЭК 60870-5-101/104, в дальнейшем - с поддержкой протокола МЭК 61850-10;

3) развитие аналитических и экспертных функций в АСУТП, позволяющих выделить в первичной информации сущность произошедшего события и оказать поддержку персоналу в нештатных ситуациях;

4) реализация функций контроля и управления отдельной единицей оборудования с минимальной зависимостью от состояния (в т.ч. отказов) других компонентов системы;

5) обеспечение единства и требуемой точности измерений параметров.

На тупиковых, отпаечных ПС 110 кВ., ПС 35 кВ. должны применяться системы телемеханики с функциями контроля и управления в интересах ЦУС.

На ТП 6 - 20 кВ. также должны реализовываться упрощенные системы телемеханики с функциями контроля и управления в интересах ДП РЭС.

Создание "цифровых" подстанций.

Одним из перспективных направлений развития современных систем контроля, защиты и управления на подстанциях ЭСК является создание "цифровых" ПС (ЦПС). Под ЦПС понимается подстанция с высоким уровнем автоматизации управления технологическими процессами, оснащенная развитыми информационно-технологическими и управляющими системами и средствами (АСУТП / ССПИ, АИИС КУЭ, РЗА, ПА, РАС, ОМП и др.), в которой все процессы информационного обмена между элементами ПС, а также управления работой ПС осуществляются в цифровом виде на основе протокола МЭК 61850. При этом и первичное силовое оборудование ЦПС, и компоненты информационно-технологических и управляющих систем должны быть функционально и конструктивно ориентированы на поддержку цифрового обмена данными. Также предпочтительным является взаимная интеграция всех или части вышеперечисленных систем.

Создание ЦПС должно осуществляться по двум основным направлениям:

1) функционально-структурное развитие информационно-технологических и управляющих систем ПС, прежде всего интегрированных в АСУТП, - повышение уровня автоматизации технологических процессов ПС;

2) развитие информационных технологий, используемых во вторичных системах ПС, в качестве основных путей которого рассматривается обеспечение единства точек измерения для всех систем ПС посредством "оцифровки" аналоговой и дискретной информации в точках измерения и передачи полученных данных во вторичные системы ПС через цифровую коммуникационную среду ПС, а также рациональная организация информационных потоков на базе протоколов МЭК.

Требования к системам телемеханики и АСУ ТП "цифровых" сетей:

- для реализации функции телеизмерений в качестве источников информации допускается использование счетчиков АСКУЭ и щитовых приборов;

- АСУ ТП ПС должна строиться на базе SCADA-системы. Схема функционирования программно-аппаратных средств верхнего уровня АСУ ТП ПС выполняется на базе серверов / промышленных контроллеров с обеспечением горячего резервирования;

- локальная вычислительная сеть (ЛВС) АСУ ТП ПС должна быть резервируемой. Должна обеспечиваться автоматическая реконфигурация коммутаторов ЛВС АСУ ТП ПС при изменении топологии сети;

- интеграция оборудования и систем автоматизации в АСУ ТП ПС должна осуществляться по протоколам обмена, рекомендованным МЭК (ГОСТ Р МЭК 60870-5-101/103/104, МЭК 61850);

- не должно применяться избыточное резервное управление первичным оборудованием;

- наличие дистанционного (теле-) управления.

В составе АСУ ТП ПС должно быть предусмотрено оборудование доступа к сети сбора и передачи технологической информации (ССПИ) - сети передачи данных закрытого типа с пакетной коммутацией на базе протокола межсетевого обмена IP не ниже версии 4, - в составе резервируемого маршрутизатора и резервируемого коммутатора уровня распределения.

Протокол передачи телеинформации должен соответствовать протоколу МЭК 60870-5-104.

Мероприятия, направленные на внедрение элементов цифровых электрических сетей, поддерживающих цифровой обмен данными, что является первым этапом на пути к активно-адаптивной сети, представлены в приложении N 5.

4.4. Анализ прогнозного баланса мощности и электрической энергии энергосистемы Курской области на период 2022 - 2026 годы

При заданном уровне электропотребления собственный максимум потребления энергосистемы Курской области возрастет с 1246 МВт в отчетном 2020 году до 1342 МВт в 2026 году (прирост на 96 МВт, или 7,7%).

Используемая в балансе мощность принимается равной установленной мощности за вычетом: ограничений мощности на действующих электростанциях в период зимнего максимума потребления и мощности оборудования, введенного после прохождения максимума нагрузки.

Ограничения установленной мощности ТЭС, связанные с техническим состоянием оборудования, его конструктивными дефектами, износом оборудования, снижением или отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов и др., оцениваются 24,3 МВт.

Энергосистема Курской области до 2026 года остается избыточной по мощности и электроэнергии.

При прогнозируемых уровнях потребности и реализации намеченного развития генерирующих мощностей баланс мощности энергосистемы Курской области в период до 2026 года будет складываться с превышением над максимумом нагрузки на 980 - 2146 МВт, или 43,2 - 61,8% от установленной мощности.

Баланс мощности энергосистемы Курской области в период до 2026 года на час прохождения собственного максимума потребления приведен в таблице 4.4.1.

Таблица 4.4.1 - Баланс мощности энергосистемы Курской области на период до 2026 года, МВт

Показатели	2021	2022	2023	2024	2025	2026
СПРОС
Максимум потребления	1271,0	1244,0	1278,0	1266,0	1300,0	1342,0
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность конец года, в т.ч.:	3270,7	3270,7	3270,7	2270,7	3470,7	3470,7
АЭС	3000,0	3000,0	3000,0	2000,0	3200,0	3200,0
ТЭС	270,7	270,7	270,7	270,7	270,7	270,7
Ограничения мощности	24,3	24,3	24,3	24,3	24,3	24,3
Вводы мощности после прохождения максимума	-	-	-	-	1200,0	-
Дефицит (-) / избыток (+) электрической мощности	1975	2002	1968	980	2146	2104

Потребность в электрической энергии энергосистемы Курской области в период до 2026 года определяется собственным электропотреблением.

Производство электроэнергии на тепловых электростанциях энергосистемы Курской области в период до 2026 года определено рациональной загрузкой ТЭС с учетом энергобаланса ОЭС Центра в целом.

Баланс электроэнергии энергосистемы Курской области на весь рассматриваемый перспективный период будет складываться с сальдо-перетоков от -2368 млн кВт-ч. до -15347 млн кВт-ч. (21,6 - 64,2% от производства электроэнергии). Избытки электроэнергии планируется передавать в дефицитные энергосистемы ОЭС Центра.

Годовая загрузка ТЭС для обеспечения баланса электроэнергии характеризуется числом часов использования установленной мощности, которое в энергосистеме Курской области в период до 2026 года изменяется в диапазоне 4060 - 5024 часов/год.

Баланс электрической энергии энергосистемы Курской области в период до 2026 года представлен в таблице 4.4.2.

Таблица 4.4.2 - Баланс электроэнергии энергосистемы Курской области в период до 2025 года

Наименование	Единицы измерения	2021	2022	2023	2024	2025	2026
Потребление электрической энергии	млн кВт-ч	8552	8662	8455	8682	8580	9266
Производство электрической энергии, в т.ч.:	млн кВт-ч	23899	22232	17291	15990	10948	23683
АЭС	млн кВт-ч	22800	21000	16015	14720	9588	22400
ТЭС	млн кВт-ч	1099	1232	1276	1270	1360	1283
Сальдо перетоков электрической энергии	млн кВт-ч	-15347	-13570	-8836	-7308	-2368	-14417
Установленная мощность на конец года, в т.ч.:	МВт	3270,7	3270,7	3270,7	2270,7	3470,7	3470,7
АЭС	МВт	3000	3000	3000	2000	3200	3200
ТЭС	МВт	270,7	270,7	270,7	270,7	270,7	270,7
Число часов использования установленной мощности	час/год
АЭС *	час/год	7600	7000	5338	7360	2996	7000
ТЭС	час/год	4060	4551	4714	4692	5024	4740
Примечание: (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии энергосистемой
* - в конце 2021 года (19.12.2021) планируется вывод из эксплуатации энергоблока N 1 Курской АЭС. В балансе электроэнергии за 2021 год число часов использования установленной мощности (ЧЧИУМ) - 7317 часов/год приводится с учетом работы этого энергоблока в течение года (по мощности и электроэнергии).

4.5. Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ. и выше энергосистемы Курской области на период 2022 - 2026 годов

Общие положения

В настоящем разделе рассматриваются вопросы анализа баланса реактивной мощности в сети 110 кВ. и выше энергосистемы Курской области на период 2022 - 2026 годов.

Анализ баланса реактивной мощности выполнен на основе расчетов электрических режимов ЭС Курской области в режимах зимнего максимума, зимнего минимума, летнего максимума и летнего минимума нагрузки 2022 и 2026 годов.

Расчетная модель включает в себя ЭС Курской области, представленную электрическими сетями 35 кВ. и выше. Генераторы электростанций представлены источниками неизменного напряжения на шинах генераторного напряжения с заданными активными мощностями и ограничениями по реактивной мощности в соответствии с их PQ-характеристикой. Нагрузка потребителей на подстанциях смоделирована с учетом статических характеристик нагрузки по напряжению.

Смежные энергосистемы представлены преимущественно электрической сетью 110 кВ. и выше. Расчет выполнен при условии параллельной работы с энергосистемой Украины.

СКРМ в энергосистеме Курской области представлены тремя ШР 750 кВ., установленных на ВЛ 750 кВ., отходящих от Курской АЭС.

В установившихся режимах в качестве допустимых уровней напряжения приняты:

наибольшее рабочее напряжение,

уровень 0.9 от номинального.

Расчеты баланса реактивной мощности и уровней напряжения выполнены с помощью ПК Rastr.Win.

Анализ результатов расчетов

В таблицах 4.5.1 и 4.5.2 приведены балансы реактивной мощности для энергосистемы Курской области на период 2022 - 2026 годов.

Здесь приведены следующие составляющие баланса в Мвар:

- генерация реактивной мощности электростанциями (п. 1),

- генерация реактивной мощности ЛЭП (п. 2),

- генерация реактивной мощности нерегулируемыми СКРМ (БСК) (п. 3),

- переток реактивной мощности из внешней сети (смежных энергосистем) (п. 4),

- суммарная генерация реактивной мощности (п. 5 = п. 1 + п. 2 + п. 3 + п. 4),

- реактивная мощность нагрузки (п. 6),

- потери реактивной мощности в ЛЭП (п. 7),

- потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах, включая потери холостого хода (п. 8),

- потребление реактивной мощности шунтирующими реакторами (п. 9),

- суммарное потребление реактивной мощности (п. 10 = п. 6 + п. 7 + п. 8 + п. 9),

- генерация реактивной мощности ЛЭП, соединяющими рассматриваемую ЭС со смежными ЭС (п. 11),

- потери реактивной мощности в ЛЭП, соединяющих рассматриваемую ЭС со смежными ЭС (п. 12),

- минимальная и максимальная генерация реактивной мощности генераторами электростанций (п. 13, 14),

- регулировочный диапазон генераторов электростанций и управляемых СКРМ по реактивной мощности (п. 15 = п. 14 - п. 13),

- резерв (дефицит) на потребление реактивной мощности с учетом генерации и потерь в ЛЭП, связывающих рассматриваемую ЭС и смежные ЭС (п. 16 = п. 10 - (п. 2 + п. 3 + п. 13 + п. 11 - п. 12)).

- резерв (дефицит) на выдачу реактивной мощности с учетом генерации и потерь в ЛЭП, связывающих рассматриваемую ЭС и смежные ЭС (п. 17 = (п. 2 + п. 3 + п. 14 + п. 11 - п. 12) - п. 10).

В таблицах 4.5.3 и 4.5.4 приведены показатели уровней напряжения в сетях 35 - 750 кВ. ЭС Курской области: минимальное, максимальное, среднее напряжение и среднеквадратичное отклонение напряжения.

Таблица 4.5.1 - Баланс реактивной мощности энергосистемы Курской области на период 2022 года, Мвар

П.п.	Составляющие баланса	Зима макс.	Зима мин.	Лето макс.	Лето мин.
	Генерация
1	Станции	908	575.4	870.7	541.9
2	ЛЭП	269.9	279.7	270.4	276.8
	35 кВ.	9.7	10	9.8	10.1
	110 кВ	92.6	96.6	92.5	97.2
	330 кВ	159	164.5	159.4	160.9
	750 кВ	8.6	8.6	8.7	8.6
3	БСК	0	0	0	0
4	Внеш. сеть	895.6	1110.5	972	1181.8
	110 кВ	32.5	46.4	61	74.9
	220 кВ	-20.5	7.9	-5	29.6
	330 кВ	192.7	156.7	182.9	168.7
	750 кВ.	690.8	899.5	733	908.6
5	Итого:	2073.5	1965.6	2113.1	2000.5
	Потребление
6	Нагрузка	566.2	515.5	555.3	508.1
7	Потери в ЛЭП	122.7	101.1	129.2	102.7
	35 кВ.	1.7	0.8	1.1	0.6
	110 кВ	27.2	19.2	23.1	20.4
	330 кВ	92.9	79.8	104.2	80.8
	750 кВ	0.8	1.3	0.8	0.9
8	Потери в ТР и АТ	468.2	429	496.8	469
9	ШР	916.4	920	931.8	920.8
10	Итого:	2073.5	1965.6	2113.1	2000.6
11	Генерация ЛЭП внешней сети	746.6	752.6	757.9	751
		5.3	5.6	5.3	5.6
		15.6	16.4	15.9	16.5
		76.7	79	76.8	76.8
		649	651.6	659.9	652.2
12	Потери Q в ЛЭП внешней сети	58.4	68.2	113.6	127.6
		1.2	1.3	2	2
		6.9	8.8	13.5	13.1
		13.8	11	37.1	38.2
		36.5	47.1	61	74.3
13	Qг min	-110.3	-93.3	-120	-120
14	Qг max	1672.4	1647.2	2342	2342
15	Регулировочный диапазон	1782.7	1740.5	2462	2462
16	Резерв на потребление Q	1913.9	1779.2	1962.7	1843.8
17	Резерв на выдачу Q	-131.2	-38.7	499.3	618.2

Таблица 4.5.2 - Баланс реактивной мощности энергосистемы Курской области на период 2026 года, Мвар

П.п.	Составляющие баланса	Зима макс.	Зима мин.	Лето макс.	Лето мин.
	Генерация
1	Станции	1223.1	728	1136.3	789.7
2	ЛЭП	276	285.5	272.1	282.8
	35 кВ.	9.6	9.8	9.7	10.2
	110 кВ	91.3	96.3	90.3	95.2
	330 кВ	166.3	170.7	163.5	168.6
	750 кВ	8.8	8.7	8.7	8.8
3	БСК	0	0	0	0
4	Внеш. сеть	842.8	1170.8	835.7	1068
	110 кВ	52.1	67.8	72.5	88.2
	220 кВ	-9.2	27.7	2.9	17.5
	330 кВ	223.9	204.2	137.7	217.5
	750 кВ.	575.9	871.1	622.6	744.9
5	Итого:	2341.9	2184.3	2244.1	2140.5
	Потребление
6	Нагрузка	603	538.1	562	511.5
7	Потери в ЛЭП	155	124.7	154.8	131.3
	35 кВ.	1.7	0.8	1.1	0.7
	110 кВ	29.7	21.4	27.2	24.1
	330 кВ	123.5	102.5	126.6	106.5
	750 кВ	0.1	0	0	0
8	Потери в ТР и АТ	643.6	598.6	603.2	564.6
9	ШР	940.4	922.9	924.1	933.1
10	Итого:	2342	2184.3	2244.1	2140.5
11	Генерация ЛЭП внешней сети	763.4	753.8	750.4	759.8
	110 кВ	5.2	5.6	5.2	5.5
	220 кВ	15.6	16.4	15.5	16.2
	330 кВ	76.6	78.2	75.2	77.2
	750 кВ.	666	653.6	654.5	660.8
12	Потери Q в ЛЭП внешней сети	142.7	156.3	170.3	185.2
	110 кВ	1.7	1.8	2.5	2.7
	220 кВ	9.7	10.4	21.3	22.9
	330 кВ	31.1	35.4	16.3	16.6
	750 кВ.	100.2	108.7	130.1	143
13	Qг min	-802	-786.3	-770	-770
14	Qг max	2241.5	2217.5	2264	2264
15	Регулировочный диапазон	3043.5	3003.8	3034	3034
16	Резерв на потребление Q	2868	2685.1	2742	2627.7
17	Резерв на выдачу Q	175.5	318.7	292	406.3

Таблица 4.5.3 - Уровни напряжения в энергосистемы Курской области на период 2022 года, кВ.

П.п	Показатели напряжения	Зима макс.	Зима мин.	Лето макс.	Лето мин.
1	35 кВ
	Мин. напряжение	33.6	35.1	34.4	34.9
	Ср. напряжение	37.9	38.3	38.3	38.9
	Макс. напряжение	35.9	36.4	35.9	36.6
	СКО напряжения	0.6	0.6	0.7	0.7
2	110 кВ
	Мин. напряжение	108.9	113.8	111.8	113.3
	Ср. напряжение	117.5	118.5	116.5	119.1
	Макс. напряжение	112.8	114.9	112.7	115.3
	СКО напряжения	2.9	2.8	2.5	2.8
3	220 кВ
		228.8	234.7	230.6	235.0
4	330 кВ
	Мин. напряжение	313.5	320.1	315.5	319.4
	Ср. напряжение	331.0	335.6	331.3	330.7
	Макс. напряжение	330.0	334.7	330.1	330.1
	СКО напряжения	3.4	2.9	3.2	2.1
5	750 кВ
	Напряжение	756.8	758.3	763.5	759.0
	Ср. напряжение	759.8	760.5	767.3	760.5
	Макс. напряжение	757.3	758.7	763.7	759.0
	СКО напряжения	0.7	0.5	1.1	0.4

* - светлой штриховкой отмечены напряжения ниже номинального

Таблица 4.5.4 - Уровни напряжения в энергосистемы Курской области на период 2026 года, кВ.

П.п	Показатели напряжения	Зима макс.	Зима мин.	Лето макс.	Лето мин.
1	35 кВ
	Мин. напряжение	33.2	34.5	34.1	35.1
	Ср. напряжение	37.9	37.5	37.9	38.9
	Макс. напряжение	35.6	36.1	35.8	36.7
	СКО напряжения	0.7	0.5	0.7	0.6
2	110 кВ
	Мин. напряжение	107.7	113.6	110.5	113.5
	Ср. напряжение	116.1	118.1	116.6	118.8
	Макс. напряжение	112.0	114.6	111.6	114.5
	СКО напряжения	3.0	3.0	2.3	2.2
3	220 кВ
		228.6	234.7	227.7	233.2
4	330 кВ
	Мин. напряжение	312.8	319.1	311.2	318.1
	Ср. напряжение	331.3	334.0	328.7	331.7
	Макс. напряжение	330.0	333.1	327.2	331.0
	СКО напряжения	2.9	2.2	2.8	2.1
5	750 кВ
	Напряжение	766.5	759.8	760.5	763.5
	Ср. напряжение	773.3	761.3	765.0	766.5
	Макс. напряжение	767.4	760.0	760.7	764.2
	СКО напряжения	1.7	0.5	1.2	0.8

* - светлой штриховкой отмечены напряжения ниже номинального

Из таблиц 4.5.1 - 4.5.4 видно следующее:

1. Потребление реактивной мощности в ЭС Курской области складывается из нагрузки потребителей, потребления ШР 750 кВ. и потерь реактивной мощности в ЛЭП и трансформаторах. В период 2022 года нагрузка потребителей составляет 508 - 566 Мвар, потребление ШР - 916 - 930 Мвар, потери в ЛЭП - 100 - 130 Мвар, потери в трансформаторах - 430 - 496 Мвар. В период 2026 года нагрузка потребителей составляет 511 - 603 Мвар, потери в ЛЭП - 125 - 155 Мвар, потери в трансформаторах - 565 - 645 Мвар, потребление ШР 750 кВ. практически не изменяется и составляет 920 - 940 Мвар. Следует отметить, что 130 - 165 Мвар составляет нагрузка собственных нужд Курской АЭС. Таким образом, как в период 2022 года, так и в период 2026 года значительная доля потребности в реактивной мощности (более 40%) принадлежит ШР, а изменение потребности в реактивной мощности в суточном и сезонном цикле незначительно (не более 7% в период 2022 года и не более 9% в период 2026 года).

2. Покрытие потребности в реактивной мощности в ЭС Курской области осуществляется за счет генераторов электростанций, генерации ЛЭП и перетока из внешней сети. Генерация ЛЭП практически не изменяется в период 2022 - 2026 годов и составляет 270 - 285 Мвар. Электростанции покрывают в период 2022 года 870 - 908 Мвар в режиме максимальных нагрузок и 542 - 575 Мвар в режимах минимальных нагрузок, в период 2026 года - 1136 - 1223 Мвар в режиме максимальных нагрузок и 728 - 790 Мвар в режиме минимальных нагрузок. Переток реактивной мощности из внешней сети во всех режимах направлен в ЭС Курской области и составляет 835 - 1182 Мвар во всех режимах 2022 - 2026 годов. При этом генерация ЛЭП внешней сети за вычетом потерь реактивной мощности в них составляет 575 - 688 Мвар. Таким образом, имеет место переток реактивной мощности из смежных энергосистем в ЭС Курской области.

3. Суммарный регулировочный диапазон по реактивной мощности сосредоточен в основном на генераторах Курской АЭС, а также на генераторах Курской ТЭЦ-1 и Курской ТЭЦ СЗР. Регулировочный диапазон на выдачу реактивной мощности составляет в 2022 году в летний период 2342 Мвар, в зимний период порядка 1670 Мвар. В период 2026 года регулировочный диапазон на выдачу реактивной мощности составляет 2217 - 2264 Мвар, что связано с составом и параметрами блоков на Курской АЭС.

4. Несмотря на наличие Курской АЭС, ЭС Курской области оказывается дефицитна по реактивной мощности в зимний период 2022 года. Это связано с малым количеством работающих блоков (6х500 МВт) на Курской АЭС и значительным потреблением ШР 750 кВ. При работе на Курской АЭС большего количества блоков (8х500 в летний период 2022 года и 4х500+2х1200 МВт в период 2026 года) ЭС Курской области может покрыть потребность в реактивной мощности за счет собственных источников.

5. Во всех режимах напряжение в сети 35 - 750 кВ. ЭС Курской области находится в допустимом диапазоне. В сети 35 кВ. напряжение не снижается ниже 0.95 от номинального, в сети 110 кВ. - ниже 0.98 от номинального. Следует отметить несколько пониженное (до 0.94 от номинального) во всех режимах напряжение на шинах 330 кВ. ПС - 330 кВ. Железногорская. Это связано с тем, что район ПС 330 кВ. Железногорская дефицитен по реактивной мощности (реактивная нагрузка потребителей достигает порядка 150 Мвар, подходящие ЛЭП 220 - 330 кВ. также по существу являются потребителями реактивной мощности, поскольку загружены больше натуральной мощности).

Таким образом, по результатам анализа баланса реактивной мощности и уровней напряжения в ЭС Курской области на период 2022 - 2026 годов потребности в установке дополнительных СКРМ в ЭС Курской области нет. Однако следует отметить, что при малом количестве работающих блоков на Курской АЭС ЭС Курской области оказывается дефицитной. Это необходимо учитывать при оценке потребности в реактивной мощности в смежных ЭС Белгородской и Брянской областей, традиционно дефицитных по реактивной мощности.

4.6. Плановые значения показателя надежности услуг по передаче электрической энергии, оказываемых территориальными сетевыми организациями, действующими на территории Курской области

В Курской области плановые значения показателя уровня надежности услуг по передаче электрической энергии, оказываемых территориальными сетевыми организациями региона, установлены постановлениями комитета по тарифам и ценам Курской области.

В таблице 4.6.1 приведены значения показателя уровня надежности услуг по передаче электрической энергии, оказываемых территориальными сетевыми организациями, действующими на территории Курской области.

Таблица 4.6.1 - Значения показателя уровня надежности услуг по передаче электрической энергии, оказываемых территориальными сетевыми организациями, действующими на территории Курской области

N п/п	Наименование сетевой организации	Год	Уровень надежности оказываемых услуг для ТСО		Реквизиты решений об утверждении долгосрочных параметров регулирования деятельности ТСО (реквизиты постановления комитета по тарифам и ценам Курской области)
			Средняя продолжительность прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi),чac	Средняя частота прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaifi), шт
1.	ПАО "МРСК Центра" (филиал "Курскэнерго")	2018	4,5190	1,8422	от 28.12.2017 N 118
		2019	4,4513	1,8146
		2020	4,3845	1,7873
		2021	4,3187	1,7605
		2022	4,2539	1,7341
2.	ООО "СЕВЕРЭНЕРГО"	2018	2,33098	0,78503	от 28.12.2017 N 114
		2019	2,29602	0,77326
		2020	2,26158	0,76166
		2021	2,22766	0,75023
		2022	2,19425	0,73898
3.	АО "Курские электрические сети"	2020	0,1950	0,1241	от 25.12.2019 года N 97
		2021	0,1921	0,1223
		2022	0,1892	0,1204
		2023	0,1864	0,1186
		2024	0,1836	0,1168
4.	МУП "Городские электрические сети" муниципального образования "Город Железногорск"	2020	0,0097	0,0081	от 25.12.2019 года N 96
		2021	0,0096	0,0080
		2022	0,0094	0,0079
		2023	0,0093	0,0077
		2024	0,0091	0,0076
5.	Московская дирекция по энергообеспечению Трансэнерго - филиал ОАО "РЖД"	2020	0,0159	0,0102	от 25.12.2019 года N 90
		2021	0,0156	0,0101
		2022	0,0154	0,0099
		2023	0,0152	0,0098
		2024	0,0149	0,0096
6.	Юго-Восточная дирекция по энергообеспечению Трансэнерго - филиал ОАО "РЖД"	2020	1,3032	0,9928	от 25.12.2019 года N 91
		2021	1,2836	0,9779
		2022	1,2644	0,9633
		2023	1,2454	0,9488
		2024	1,2267	0,9346
7.	ООО "Железногорская сетевая компания"	2020	0,9836	0,3192	от 25.12.2019 года N 89
		2021	0,9688	0,3144
		2022	0,9543	0,3097
		2023	0,9400	0,3050
		2024	0,9259	0,3005
8.	OOO "Электроснабжение"	2020	2,3310	0,7850	от 25.12.2019 года N 95
		2021	2,2960	0,7733
		2022	2,2616	0,7617
		2023	2,2277	0,7502
		2024	2,1942	0,7390
9.	Филиал "Волго-Вятский" АО "Оборонэнерго"	2021	0,4880	0,2210	от 25.12.2020 года N 83
		2022	0,4800	0,2170
		2023	0,4730	0,2140
		2024	0,4660	0,2110
		2025	0,4590	0,2080
10.	ООО "Энерго-Сервис"	2020	2,2280	0,7500	от 25.12.2019 года N 93
		2021	2,1940	0,7390
		2022	2,1610	0,7280
		2023	2,1290	0,7170
		2024	2,0970	0,7060

4.7. Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ. и выше энергосистемы Курской области

Перечни реализуемых и перспективных проектов по развитию энергосистемы Курской области сформированы на основании анализа текущего состояния электрической сети и на основании расчетов электрических режимов. Данные проекты (мероприятия) выполняются с целью ликвидации выявленных перегрузок элементов сети, возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств новых потребителей, преодоления старения сетевых активов (моральный и физический износ).

Стоимость строительства и реконструкции электросетевых объектов оценена в соответствии с "Укрупненными нормативами цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства" (утверждены Приказом Минэнерго России от 17.01.2019 N 10). Расчеты выполнены в ценах на 01.01.2018. Перевод в текущие цены выполнен с применением индексов-дефляторов инвестиций в основной капитал, определенных в базовом варианте прогноза социально-экономического развития на среднесрочный период (Минэкономразвития России, октябрь 2018 года).

Перечень реализуемых и перспективных проектов и сводные данные по капитальным затратам в части реализуемых и перспективных проектов по развитию энергосистемы Курской области представлены в таблице 4.7.1.

Таблица 4.7.1 - Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию энергосистемы Курской области на 2022 - 2026 годы

Наименования проекта (мероприятия)	Объем строительства, реконструкции, техперевооружения, (км, МВА)		Рекомендуемый срок ввода	Цели, решаемые при реконструкции/ строительстве	Организация, ответственная за реализацию мероприятия	Стоимость, млн. руб. (без НДС)
	до	после
1	2	3	4	5	6	7
Мероприятия, выполняемые в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы
1. Реконструкция ВЛ 750 кВ. Курская АЭС - Новобрянская для обеспечения возможности сооружения блочной гибкой связи 750 кВ. энергоблока N 1 Курской АЭС-2	-	2,17 км	2024	Обеспечение выдачи мощности блока N 1 Курской АЭС-2	ПАО "ФСК ЕЭС"	104,92
2. Строительство заходов ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Железногорская в КРУЭ 330 кВ. Курской АЭС-2 с образованием ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Железногорская и связи 330 кВ. между ОРУ 330 кВ. Курской АЭС и КРУЭ 330 кВ. Курской АЭС-2 (ВЛ 330 кВ. ОРУ - КРУЭ N 2)	-	2 км	2024	Обеспечение выдачи мощности блока N 1 Курской АЭС-2	ПАО "ФСК ЕЭС"	57,40
3. Реконструкция ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Стройплощадка N 1 с организацией ее перезавода из существующего ОРУ Курской АЭС в КРУЭ 330 кВ. Курской АЭС-2	-	5 км	2024	Обеспечение выдачи мощности блока N 1 Курской АЭС-2	АО "Концерн Росэнергоатом"	98,92
4. Строительство заходов ВЛ 330 кВ. 2АТ в КРУЭ 330 кВ. Курская АЭС-2 с образованием связи 330 кВ. между стороной 330 кВ. трансформатора 2АТ и КРУЭ 330 кВ. Курской АЭС-2 (ВЛ 330 кВ. 2АТ) и связи 330 кВ. между ОРУ 330 кВ. 1 очереди Курской АЭС (ячейка 3) и КРУЭ 330 кВ. Курской АЭС-2 (ВЛ 330 кВ. ОРУ - КРУЭ N 1)		20 км	2024	Обеспечение выдачи мощности блока N 1 Курской АЭС-2	АО "Концерн Росэнергоатом"	331,41
5. Строительство ПП 330 кВ. Суджа с заходами ВЛ 330 кВ. Курская АЭС - Сумы Северная и строительством ВЛ 330 кВ. от ПС 330 кВ. Белгород до ПП 330 кВ. Суджа ориентировочный протяженностью 145 км	-	145 км; ПП 330 кВ	2024	Обеспечение надежности электроснабжения потребителей Белгородской области	ПАО "ФСК ЕЭС"	3294,51
Мероприятия по развитию электрической сети
6. Реконструкция ПС 110/10 кВ. Высокая с заменой трансформаторов 2х16 на 2х25 МВА (1-й этап)	32 МВА	41 МВА	2023	Увеличение трансформаторной мощности для предотвращения превышения длительно-допустимой нагрузки трансформаторов в режиме "n-1"	ПАО "МРСК Центра"	238,987
7. Комплексная реконструкция ПС 110 кВ. Троицкая с размещением на новой площадке, с заменой блоков ОД и КЗ 110 кВ. на элегазовые выключатели (без увеличения трансформаторной мощности) ПИР	10 МВА	10 МВА	2025	Вынос ПС 110 кВ. из зоны подтопления, замещение оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	3,165
8. Реконструкция участка 2-цепной ВЛ 110 кВ. Садовая - Котельная N 1, 3 с устройством перехода через а/дорогу с изменением границ полосы отвода и охранной зоны, г. Курск (протяженность 0,63 км, в том числе переход через а/дорогу 0,27 км) (без увеличения сечения провода)	0,63 км	0,63 км	2021	Изменение границ полосы отвода и охранной зоны участка 2-цепной ВЛ 110 кВ. Садовая - Котельная N 1, 3, вследствие развития инфраструктуры Северной части города Курска.	ПАО "МРСК Центра"	9,764
9. Техперевооружение двухцепной ВЛ 110 кВ. Железногорск - Рудная-1, 2 с заменой опор и провода (без увеличения сечения провода)	15 км	15 км	2025	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	170, 439
10. Техперевооружение ПС 110/10 кВ. Артюховка с заменой масляного выключателя 10 кВ. на вакуумный (1 шт), устройств РЗА яч. 10 кВ. N 11 и установкой терминала ЗМН (1 шт)	-	-	2021	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	2,035
11. Техперевооружение ПС 35/10 кВ. Лобазовка с заменой масляного выключателя 10 кВ. на вакуумный (1 шт), устройств РЗА яч. 10 кв. N 02 и установкой терминала ЗМН (1 шт)	-	-	2021	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	2,035
12. Техперевооружение ПС 110/10 кВ. Золотухино с заменой масляного выключателя 10 кВ. на вакуумный (1 шт), устройств РЗА яч. 10 кВ. N 21 и установкой терминала ЗМН	-	-	2022	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	2,121
13. Техперевооружение ПС 35/10 кВ. КРС с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (2 шт), устройств РЗА яч. 10 кВ. N 14 и установкой терминала ЗМН (2 шт)	-	-	2022	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	4,243
14. Техперевооружение ПС 35/10 кВ. Маяк с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (2 шт), устройств РЗА яч. 10 кВ. N 08, 12 и установкой терминала ЗМН (2 шт)	-	-	2022	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	4,243
15. Техперевооружение ПС 35/10 кВ. Свобода - сельская с заменой масляного выключателя 10 кВ. на вакуумный (1 шт), устройств РЗА яч. 10 кВ. N 21 и установкой терминала ЗМН (1 шт)	-	-	2022	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	2,121
16. Техперевооружение ПС 35/10 кВ. Сергиевка с заменой масляного выключателя 10 кВ. на вакуумный (1 шт), устройств РЗА яч. 10 кВ. N 02 и установкой терминала ЗМН (1 шт)	-	-	2022	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	2,121
17. Техперевооружение ЦРП 10 кВ. Поныри с заменой масляного выключателя 10 кВ. на вакуумный (1 шт), устройств РЗА яч. 10 кВ. N 03 и установкой терминала ЗМН (1 кшт)	-	-	2022	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	2,121
18. Техперевооружение ПС 35 кВ. Безлесная с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (2 шт)	-	-	2021	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	3,183
19. Техперевооружение ПС 35 кВ. Полевая с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (2 шт)	-	-	2021	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	3,358
20. Техперевооружение ПС 35 кВ. Сапогово с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (4 шт)	-	-	2021	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	6,090
21. Техперевооружение ПС 110 кВ. Клюква с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (1 шт)	-	-	2021	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	1,902
22. Техперевооружение ПС 110 кВ. Разиньково с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (2 шт)	-	-	2021	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	3,358
23. Техперевооружение ПС 110/10 кВ. Артюховка с заменой масляного выключателя 10 кВ. на вакуумный (1 шт), устройств РЗА яч. 10 кВ. N 11 и установкой терминала ЗМН (1 шт)	-	-	2021	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	2,035
24. Техперевооружение ПС 35 кВ. Петринка с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (5 шт)	-	-	2025	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	3,387
25. Техперевооружение ПС 35 кВ. Новая с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (1 шт)	-	-	2021	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	1,769
26. Техперевооружение ПС 35 кВ. Моква с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (1 шт)	-	-	2021	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	1,769
27. Техперевооружение ПС 35 кВ. Букреевка с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (1 шт)	-	-	2021	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического износа	ПАО "МРСК Центра"	1,769
28. Техперевооружение ПС 110 кВ. Хомутовка с заменой блоков ОД и КЗ 110 кВ. на элегазовые выключатели (2 шт)	В приложении N 5 к ПЗ	В приложении N 5 к ПЗ	2025	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического и морального износа	ПАО "МРСК Центра"	9,335
29. Модернизация ПС 110 кВ. Хомутовка с монтажом аппарата управления оперативным током 2 ЗУ*1АБ	В приложении N 5 к ПЗ	В приложении N 5 к ПЗ	2025	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического и морального износа	ПАО "МРСК Центра"	3,763
30. Техперевооружение ПС 110 кВ. Аккумуляторная с заменой масляных выключателей 110 кВ. на элегазовые (2 шт)	В приложении N 5 к ПЗ	В приложении N 5 к ПЗ	2023	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического и морального износа	ПАО "МРСК Центра"	9,935
31. Модернизация ПС 110 кВ. Аккумуляторная с монтажом оборудования системы управления оперативным током 2 ЗУ*1АБ	В приложении N 5 к ПЗ	В приложении N 5 к ПЗ	2023	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического и морального износа	ПАО "МРСК Центра"	3,763
32. Техперевооружение ПС 110 кВ. Фатеж с заменой масляных выключателей 110 кВ. на элегазовые (2 шт)	В приложении N 5 к ПЗ	В приложении N 5 к ПЗ	2023	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического и морального износа	ПАО "МРСК Центра"	9,935
33. Техперевооружение ПС 110 кВ. Щигры с заменой масляных выключателей 110 кВ. на элегазовые (2 шт)	В приложении N 5 к ПЗ	В приложении N 5 к ПЗ	2023	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического и морального износа	ПАО "МРСК Центра"	9,935
34. Техперевооружение ПС 110 кВ. Тим с заменой масляных выключателей 110 кВ. на элегазовые (3 шт)	В приложении N 5 к ПЗ	В приложении N 5 к ПЗ	2023	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического и морального износа	ПАО "МРСК Центра"	14,902
35. Модернизация ПС 110 кВ. Тим с монтажом аппарата управления оперативным током 2 ЗУ*1АБ	В приложении N 5 к ПЗ	В приложении N 5 к ПЗ	2023	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического и морального износа	ПАО "МРСК Центра"	3,763
36. Техперевооружение ПС 110 кВ. Пены с заменой масляных выключателей 110 кВ. на элегазовые (2 шт)	В приложении N 5 к ПЗ	В приложении N 5 к ПЗ	2023	Замещение электросетевого оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического и морального износа	ПАО "МРСК Центра"	9,935
Мероприятия по переходу к интеллектуальным цифровым электрическим сетям, в т.ч.:
36.1 Цифровая трансформация Курчатовского РЭС	-	-	2021	Повышение наблюдаемости электрической сети, повышение качества и эффективности управления оборудованием в рамках реализации положений Указа Президента Российской Федерации от 07.05.2018 года "О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года"	ПАО "МРСК Центра"	45,698
36.2 Цифровая трансформация Курского РЭС	-	-	2023		ПАО "МРСК Центра"	298,396
36.3 Цифровая трансформация Золотухинского РЭС	-	-	2022		ПАО "МРСК Центра"	57,944
36.4 Организация системы технологической радиосвязи филиала Курскэнерго	-	-	2022		ПАО "МРСК Центра"	75,623
36.5 Создание межрегионального центра управления сетями филиалов Курскэнерго и Орелэнерго.	-	-	2024		ПАО "МРСК Центра"	628,699
37. Техперевооружение ПС 110 кВ. Белая с заменой трансформаторов тока-110 кВ. (5 шт.) (ССПИ)	В приложении N 5 к ПЗ	В приложении N 5 к ПЗ	2021	Обеспечение работы систем телекоммуникаций между подстанциями, ЦУС и диспетчерским пунктом (ДП) Курского РДУ (Исполнение Программы развития АСТУ ПАО "МРСК Центра", (утверждена советом директоров ПАО "МРСК Центра" 30.03.17 г.)	ПАО "МРСК Центра"	7,187
38. Техперевооружение ПС 110 кВ. Хомутовка с заменой трансформаторов тока-110 кВ. (5 шт.) (ССПИ)	В приложении N 5 к ПЗ	В приложении N 5 к ПЗ	2021		ПАО "МРСК Центра"	5,712
39. Техперевооружение ПС 110 кВ. Ольховка с заменой трансформаторов тока-110 кВ. (5 шт.) (ССПИ)	В приложении N 5 к ПЗ	В приложении N 5 к ПЗ	2021		ПАО "МРСК Центра"	4,227
* Стоимость объектов принята в соответствии с инвестиционной программой Публичного акционерного общества "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы"

5. Список сокращений, используемых в тексте

АО "СО ЕЭС"	Акционерное общество "Системный оператор Единой энергетической системы"
АТ	Автотрансформатор
АСУТП	Автоматизированная система управления технологическими процессами
АСДУ	Автоматизированная система диспетчерского управления
АИИС КУЭ	Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии
АОПО АЛАР АОСН	Автоматика ограничения перегруза оборудования Автоматика ликвидации асинхронного режима Автоматика ограничения снижения напряжения
В	Выключатель
ВДТ	Вольтодобавочный трансформатор
ВЛ	Воздушная линия электропередачи
Вт	Ватт
ВОК	Волоконно-оптический кабель
ВОЛС	Волоконно-оптическая линия связи
Гкал/час	Гигакаллория в час
ГПП	Главная понизительная подстанция
ГРЭС	Государственная районная электрическая станция
ГТУ	Газотурбинная установка
Гц	Герц
ДДТН	Длительно-допустимая токовая нагрузка
ДПМ	Договор о предоставлении мощности
ДТП	Договор на технологическое присоединение
ЕНЭС	Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть
ЕЭС	Единая энергетическая система
КВЛ	Кабельно-воздушная линия электропередачи
кВт·ч	Киловатт-час
КЗ	Короткозамыкатель
КИУМ	Коэффициент использования установленной мощности
КЛ	Кабельная линия электропередачи
КОТМИ	Комплекс обработки телемеханической информации
КРУН	Комплектное распределительное устройство наружной установки
ЛЭП	Линия электропередачи
МВ	Масляный выключатель
МВА	Мегавольт-ампер (тысяча киловольт-ампер)
МВР	Генерирующий объект, мощность которого поставляется в вынужденном режиме
МВт	Мегаватт
МВт/час	Мегаватт в час
МРСК	Межрегиональная распределительная сетевая компания
ОД	Отделитель
ОИК	Оперативный измерительный комплекс
ОМП	Определение места повреждения
ОРЭМ	Оптовый рынок электрической энергии и мощности
отп.	Отпайка (отпайки) линии электропередачи
ОЭС	Объединенная энергетическая система
ПА ПБВ	Противоаварийная автоматика Переключатель регулирования напряжения трансформатора без возбуждения
ПГУ ПП	Парогазовая установка Переключательный пункт
ПС	Электрическая подстанция
ПТУ	Паротурбинная установка
РАС	Система регистрации аварийных событий
РДУ	Региональное диспетчерское управление
РДП	Районный диспетчерский пункт
РЗА	Релейная защита и электроавтоматика
РПН	Переключатель регулирования напряжения трансформатора под нагрузкой
РУ	Распределительное устройство
РЭС	Район электрических сетей
СВМ	Схема выдачи мощности
СКРМ	Средство компенсации реактивной мощности
ССПИ	Система сбора и передачи информации
СШ	Система шин
ТГ	Турбогенератор
ТН	Трансформатор напряжения
ТП	Технологическое присоединение
ТСО	Территориальная сетевая организация
ТТ	Трансформатор тока
ТУ	Технические условия
тут	Тонна условного топлива
ТЭ	Тепловая энергия
ТЭК	Топливно-энергетический комплекс
ТЭС	Тепловая электростанция
ТЭЦ	Теплоэлектроцентраль (теплофикационная электростанция)
ТЭЦ-ПВС	Теплоэлектроцентраль - паровоздуходувная станция
ШР	Шунтирующий реактор
ЦУС	Центр управления сетями
ЭВ	Элегазовый выключатель

Приложение N 1
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Курской области
на 2022 - 2026 годы

Сведения
по ЛЭП 110 кВ. филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго"

Основное технологическое оборудование	В эксплуатации с	Вид технического состояния *
1	2	3
ВЛ 110 кВ. Горшечное - Бекетово	01.01.1964	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Южная - Атомград I цепь	10.08.1975	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Южная - Атомград II цепь	10.08.1975	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Рыльск - Ольховка	24.02.1962	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Южная - Льгов с отпайками	01.09.1961	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Сеймская - Шумаково	01.07.1991	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Южная - Рыбинские Буды с отпайками	10.08.1975	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Садовая - Фатеж I цепь с отпайками	01.06.1958	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Садовая - Фатеж II цепь с отпайками	01.06.1958	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Южная - Долгие Буды с отп на ПС Любостань	10.09.1975	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Садовая - Фосфоритная I цепь с отпайками	10.01.1968	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Садовая - Фосфоритная II цепь с отпайками	10.01.1974	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Садовая - Лесная I цепь с отпайкой на ПС Высокая.	10.01.1970	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Садовая - Лесная II цепь с отпайками	10.01.1970	Удовлетворительное
КВЛ 110 кВ. Садовая - Котельная III цепь	28.12.2010	Хорошее
КВЛ 110 кВ. Садовая - Котельная I цепь	28.12.2010	Хорошее
КВЛ 110 кВ. Садовая - Котельная N 2	28.12.2010	Хорошее
КВЛ 110 кВ. Котельная-Прибор	28.12.2010	Хорошее
КВЛ 110кВ Котельная - Счетмаш с отп ПС Прибор	28.12.2010	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Южная - Волокно I цепь	10.11.1983	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Южная - Волокно II цепь	10.11.1983	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Сеймская - Клюква N 1	10.12.1993	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Сеймская - Клюква N 2	10.12.1993	Удовлетворительное
КВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1-Лесная цепь I c отпайками	10.02.1975	Удовлетворительное
КВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Лесная II цепь	10.02.1975	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Волокно - Гуторово N 1	10.01.1962	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Волокно - Гуторово N 2	10.01.1962	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Курская - Медвенка	01.01.1972	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Курская - Прогресс N 1	10.12.1990	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Курская - Прогресс N 2	10.12.1985	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Лесная - Кировская I цепь	10.01.1970	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Лесная - Кировская II цепь	10.01.1970	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1-Волокно I цепь	10.01.1960	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Волокно II цепь	10.01.1960	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Промышленная I	10.03.1978	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Промышленная II	10.03.1978	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Южная I цепь	10.01.1966	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Южная II цепь с отпайкой на ПТФ	10.01.1966	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Садовая с отпайками	10.12.1958	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ - 1 - Конарево	10.12.1960	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Волокно - Тепличная II	03.07.2013	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Курская АЭС - Южная	28.06.2016	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Садовая - Свобода	10.12.1959	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Садовая - Золотухино	10.12.1959	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Золотухино - Возы	10.12.1991	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Свобода - Поныри с отпайкой на ПС Жуковка	10.04.1959	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Поныри-Глазуновка (1 - 38)	10.12.1959	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Паники - Медвенка	10.10.1988	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Курская - Волокно с отпайкой на ПТФ	10.01.1972	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Сеймская - Промышленная	10.03.1960	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Сеймская	10.12.1960	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Сеймская - Беседино	10.06.1993	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Сеймская - Конарево	10.06.1993	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Сеймская - Полевая	10.01.1991	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Возы - Глазуновка (1 - 176)	10.04.1959	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Курская ТЭЦ-1 - Счетмаш с отпайками	10.12.1958	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Волокно - Тепличная I	10.12.1977	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Беседино - Фосфоритная	15.03.1993	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Железногорская - Заводская-2	01.01.1983	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Железногорская - Рудная I цепь	01.01.1958	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Железногорская - Рудная II цепь	01.01.1958	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Железногорская - Фатеж I цепь с отпайкой на ПС Мартовская	01.01.1958	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Железногорская - Фатеж II цепь с отпайками.	01.01.1958	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Железногорская - Дмитровская	15.01.1971	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Железногорская - Заводская-1	01.01.1983	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Железногорская - СТК-1 с отп. на ПС Семеновская	01.01.1983	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Железногорская - Дмитриев с отпайкой на ПС Киликино	01.01.1982	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Железногорская - СТК-2	01.01.1983	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Железногорская - Студенок	01.01.1982	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Рудная - Хомутовка с отпайками	03.03.1962	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Хомутовка - Ольховка	01.01.1981	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Касторное - Нефтяная N 2	01.01.1977	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Набережное - Касторное	01.01.1971	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Фосфоритная - Черемисиново	01.01.1966	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Губкин - Бекетово (120 - 131)	01.01.1964	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Фосфоритная - Тим	01.01.1970	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Тим - Мантурово	01.01.1975	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Касторное - Нефтяная N 1	01.01.1977	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Касторное - Горшечное	01.01.1964	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Кшень - Касторное	01.01.1964	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Черемисиново - Кшень	01.01.1966	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Губкин - Мантурово	01.01.1975	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Прохоровка - Ржава	01.01.1968	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Александровка - Ржава	01.01.1968	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Суджа-Льгов с отпайкой на ПС Черемошки	01.01.1964	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Полевая - Ржава с отпайкой на ПС Возрождение	01.07.1960	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Ржава - Обоянь	30.03.1964	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Обоянь - Паники	30.05.1973	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Рыбинские Буды - Белая	28.02.1969	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Суджа - Белая	28.02.1967	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Ржава - Солнцево с отпайкой на ПС Возрождение	30.11.1960	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Солнцево - Шумаково	30.11.1960	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Льгов - Рыльск с отпайкой на ПС Черемушки	01.02.2002	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Тёткино - Глушково	01.11.1969	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Суджа - 8-е Марта	01.11.1971	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Рыльск - Глушково	13.07.2018	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Рыльск - Марьино	01.01.1961	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Льгов - Конышёвка цепь II	01.01.1978	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Льгов - Конышёвка цепь I	01.05.1992	Хорошее
ВЛ 110 кВ. Курская АЭС - Льгов с отпайкам	01.01.1970	Удовлетворительное
ВЛ 110 кВ. Льгов - Марьино	01.01.1961	Хорошее
* Методика оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрический станций и электрических сетей, утвержденная Минэнерго России от 26.07.2017 N 676.

Приложение N 2
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Курской области
на 2022 - 2026 годы

Сведения
по техническому состоянию трансформаторов 110 кВ. филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго"

Техническое место	Основное технологическое оборудование (трансформатор)	В эксплуатации	Вид технического состояния трансформатора *
1	2	3	4
ПС 110/6кВ Аккумуляторная	ТРДН-25000/110/6	14.06.1999	Хорошее
ПС 110/6кВ Аккумуляторная	ТРДН-25000/110/6	14.06.1999	Хорошее
ПС 110/10кВ АРЗ	ТМТН-6300/110/10	01.12.1991	Хорошее
ПС 110/10кВ АРЗ	ТДТН-10000/110/35/10	01.12.1998	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Артюховка	ТМТН-6300/110/35/10	10.12.1989	Удовлетворительное
ПС 110/35/10кВ Атомград	ТДТН-25000/110/35/10	01.12.1998	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Атомград	ТДТН-25000/110/35/10	01.12.1997	Хорошее
ПС 110/10кВ Б.Жирово	ТМ-6300/110/10	01.05.1968	Хорошее
ПС 110/10кВ Б.Жирово	ТМН-6300/110/10	01.05.1976	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Басово	ТМТГ-5600/110/35/10	01.01.1966	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Басово	ТДТН-10000/110/35/10	01.01.1982	Хорошее
ПС 110/10кВ Бекетово	ТМН-6300/110/10	19.04.2013	Хорошее
ПС 110/10кВ Бекетово	ТМН-6300/110/10	01.06.1981	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Белая	ТДТН-16000/110/35/10	01.09.1980	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Белая	ТДТН-16000/110/35/10	01.11.1980	Хорошее
ПС 110кВ Беседино	ТМТН-6300/110/35/10	10.09.1982	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Бобрышево	ТМТН-6300/110/35/10	05.11.1989	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Бобрышево	ТМН-6300/110/10	05.11.1972	Хорошее
ПС 110кВ Винниково	ТМН-6300/110/10	10.12.1987	Хорошее
ПС 110кВ Винниково	ТМН-2500/110/10	10.12.1987	Хорошее
ПС 110/10кВ Возрождение	ТДН-10000/110/10	24.04.2014	Хорошее
ПС 110/10кВ Возрождение	ТДН-10000/110/10	24.04.2014	Хорошее
ПС 110/35/6кВ Волокно	ТДТНГ-40500/110/35/6	10.01.1965	Хорошее
ПС 110/35/6кВ Волокно	ТДТНГ40500/110/35/6	10.01.1965	Удовлетворительное
ПС 110/35/6кВ Волокно	ТДН-40000/110/6	10.01.1965	Хорошее
ПС 110/10кВ Восход	ТДТН-10000/110/35/10	01.10.1969	Хорошее
ПС 110/10кВ Высокая	ТДН-16000/110/10	30.05.2003	Хорошее
ПС 110/10кВ Высокая	ТДН-16000/110/10	30.05.2003	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Глушково	ТДТН-10000/110/35/10	01.12.1980	Удовлетворительное
ПС 110/35/10кВ Глушково	ТДТН-10000/110/35/10	01.12.1987	Хорошее
ПС 110/10кВ Городская	ТРДН-25000/110/10	10.12.1994	Хорошее
ПС 110/10кВ Городская	ТРДН-25000/110/10	10.12.1994	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Горшечное	ТДТН-25000/110/35/10	17.08.2013	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Горшечное	ТДТН-25000/110/35/10	22.10.2013	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Дмитриев	ТДТН-10000/110/35/10	01.07.1969	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Дмитриев	ТДТН-10000/110/35/10	01.07.1970	Хорошее
ПС 110/6кВ Долгие Буды	ТДН-10000/110/6	01.01.1979	Хорошее
ПС 110/6кВ Долгие Буды	ТДН-10000/110/6	01.01.1979	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Жуковка	ТДН-10000/110/10	10.01.1992	Удовлетворительное
ПС 110/35/10кВ Жуковка	ТДТН-10000/110/35/10	10.01.1992	Хорошее
ПС 110/10кВ Журятино	ТМТН-6300/110/35/10	01.12.1993	Хорошее
ПC 110/10кВ Забелье	ТМН-2500/110/10	01.01.1979	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Золотухино	ТДТН-25000/110/35/10	10.10.1989	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Золотухино	ТДТН-25000/110/35/10	10.10.1989	Хорошее
ПС 110/10кВ Ивница	ТМ-6300/110/10	01.10.1967	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Камыши	ТМТН-6300/110/35/10	10.08.1985	Удовлетворительное
ПС 110/35/10кВ Камыши	ТМТН-6300/110/35/10	10.08.1985	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Касторное	ТДТНГ-15000/110/35/1	01.03.1965	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Касторное	ТДТН-16000/110/35/10	01.03.1972	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Киликино	ТДТН-16000/110/35/10	01.07.1984	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Киликино	ТДТН-16000/110/35/10	01.07.1984	Хорошее
ПС 110/35/6кВ Кировская	ТДТН-40000/110/35/6	10.01.1971	Удовлетворительное
ПС 110/35/6кВ Кировская	ТДТН-40000/110/35/6	10.01.1971	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Клюква	ТДТН-16000/110/35/10	10.12.1993	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Клюква	ТДТН-10000/110/35/10	01.12.1988	Хорошее
ПС 110/10 кВ. Компрессорная	ТРНД-40000/110/10	10.10.1989	Удовлетворительное
ПС 110/10 кВ. Компрессорная	ТРНД-40000/110/10	10.10.1989	Хорошее
ПС 110/10кВ Котельная	ТДТН-10000/110/35/10	03.09.1996	Удовлетворительное
ПС 110/10кВ Котельная	ТРДН-25000/110/10	10.01.1990	Удовлетворительное
ПС 110/35/10кВ Конышёвка	ТДТН-16000/110/35/10	01.12.1991	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Конышёвка	ТДТН-10000/110/35/10	01.12.1978	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Кшень	ТДТН-10000/110/35/10	01.05.1966	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Кшень	ТДТН-10000/110/35/10	01.05.1966	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Лачиново	ТДТН-10000/110/35/10	01.01.1979	Хорошее
ПС 110/6кВ Лесная	ТРДН-40000/110/6	10.02.1990	Хорошее
ПС 110/6кВ Лесная	ТРДН-40000/110/6	10.02.1990	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Лукашёвка	ТДТН-16000/110/35/10	01.12.1969	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Лукашёвка	ТДТН-16000/110/35/10	01.12.1989	Удовлетворительное
ПС 110/35/10кВ Льгов	ТДТН-25000/110/35/10	01.12.1970	Удовлетворительное
ПС 110/35/10кВ Льгов	ТДТН-25000/110/35/10	01.12.1992	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Любостань	ТДТН-10000/110/35/10	01.11.1976	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Любостань	ТМТН-6300/110/35/10	01.11.1976	Хорошее
ПС 110/10 кВ Малая Локня	ТДН-10000/110/10	01.01.1972	Хорошее
ПС 110/35/6 кВ Мантурово	ТДТН-16000/110/35/6	01.01.1978	Хорошее
ПС 110/35/6 кВ Мантурово	ТДТН-16000/110/35/6	01.01.1978	Хорошее
ПС 110/10 кВ Марица	ТМН-2500/110/10	01.12.2008	Хорошее
ПС 110/35/10кВ 8-е Марта	ТМТН-6300/110/35/10	01.12.1981	Удовлетворительное
ПС 110/35/10кВ 8-е Марта	ТДТН-10000/110/35/10	01.12.1987	Удовлетворительное
ПС 110/10 кВ Мартовская	ТМН-6300/110/10	01.05.1984	Хорошее
ПС 110/10 кВ Мартовская	ТМН-6300/110/10	01.05.1986	Хорошее
ПС 110/35/10 кВ Марьино	ТДТН-25000/110/35/10	01.12.1990	Хорошее
ПС 110/35/10 кВ Марьино	ТДТН-10000/110/35/10	01.12.1971	Хорошее
ПС 110/35/10 кВ. Медвенка	ТДТН-10000/110/35/10	10.01.1977	Хорошее
ПС 110/35/10 кВ. Медвенка	ТДТН-10000/110/35/10	10.01.1977	Хорошее
ПС 110/6кВ Нефтяная	ТДН-10000/110/6	01.01.1974	Хорошее
ПС 110/6кВ Нефтяная	ТДН-10000/110/6	01.01.1974	Хорошее
ПС 110/35/10 кВ. Обоянь	ТДТН-16000/110/35/10	01.09.1984	Хорошее
ПС 110/35/10 кВ. Обоянь	ТДТН-25000/110/35/10	01.09.1967	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Октябрьская	ТДТН-16000/110/35/10	10.07.1976	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Октябрьская	ТДТН-16000/110/35/10	10.07.2000	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Ольховка	ТМТН-6300/110/35/10	01.06.1980	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Ольховка	ТМТН-6300/110/35/10	01.06.1987	Хорошее
ПС 110/10 кВ. Паники	ТМН-2500/110/10	10.10.1988	Хорошее
ПС 110/10 кВ. Паники	ТМН-2500/110/10	10.10.1988	Удовлетворительное
ПС 110/35/10кВ Пены	ТДТН-16000/110/35/10	01.12.1981	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Пены	ТДТН-16000/110/35/10	01.12.1981	Хорошее
ПС 110/10кВ Прибор	ТДТН-25000/110/35/10	10.12.1996	Удовлетворительное
ПС 110/10кВ Прибор	ТДТН-25000/110/35/10	10.12.1996	Хорошее
ПС 110кВ Прогресс	ТРДН-63000/110/10	10.12.1990	Хорошее
ПС 110кВ Прогресс	ТРДН-63000/110/10	10.12.1990	Хорошее
ПС 110/10кВ ПТФ	ТМГ-6300/110/10	10.07.1975	Хорошее
ПС 110/10кВ ПТФ	ТДН-10000/110/10	10.07.1975	Удовлетворительное
ПС 110кВ Рыбинские Буды	ТДТН-10000/110/35/10	01.10.1986	Хорошее
ПС 110кВ Рыбинские Буды	ТДТН-10000/110/35/10	01.10.1986	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Разиньково	ТДТН-10000/110/35/1	10.06.1978	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Разиньково	ТМТН-6300/110/35/10	10.06.1978	Удовлетворительное
ПC 110/35/10кВ Расховец	ТМТН-6300/110/35/10	01.01.1972	Хорошее
ПС 110/10кВ Родники	ТРДН-25000/110/10	01.03.2011	Хорошее
ПС 110/10кВ Родники	ТРДН-25000/110/10	01.03.2011	Хорошее
ПС 110/35/6кВ Рудная	ТДТН-31500/110/35/6	01.07.1965	Хорошее
ПС 110/35/6кВ Рудная	ТДТНГ-31500/110/35/6	01.07.1965	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Рыльск	ТДТН-25000/110/35/10	01.12.1986	Удовлетворительное
ПС 110/35/10кВ Рыльск	ТДТН-16000/110/35/10	01.12.1971	Удовлетворительное
ПС 110/10кВ Сапфир	ТРДН-25000/110/10	01.07.1994	Хорошее
ПС 110/10кВ Сапфир	ТРДН-25000/110/10	01.07.1994	Хорошее
ПС 110/10кВ Семеновская	ТМН-2500/110/10	01.05.1984	Хорошее
ПС 110/10кВ Соловьиная	ТРДН-25000/110/10	10.07.1975	Хорошее
ПС 110/10кВ Соловьиная	ТРДН-25000/110/10	10.07.1975	Хорошее
ПС 110/10кВ СТК	ТДН-10000/110/10	01.05.1987	Удовлетворительное
ПС 110/10кВ СТК	ТДН-10000/110/10	01.05.1984	Хорошее
ПС 110/10кВ Студенок	ТМН-6300/110/10	01.05.1981	Хорошее
ПС 110/10кВ Студенок	ТМН-6300/110/10	01.05.1985	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Суджа	ТДТН-25000/110/35/10	01.11.1968	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Суджа	ТДТН-25000/110/35/10	01.11.1983	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Счётмаш	ТДТН-25000/110/35/10	10.12.1990	Удовлетворительное
ПС 110/35/10кВ Счётмаш	ТДТН-25000/110/35/10	17.12.2015	Хорошее
ПС 110/6кВ Тепличная	ТРДН-25000/110/6	17.12.2011	Хорошее
ПС 110/6кВ Тепличная	ТРДН-25000/110/6	11.02.2013	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Тёткино	ТДТН-10000/110/35/10	01.12.1970	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Тёткино	ТДТН-10000/110/35/10	01.12.1971	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Тим	ТДТН-16000/110/35/6	01.04.1977	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Тим	ТМТН-6300/110/35/10	01.04.1977	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Троицкая	ТДТН-10000/110/35/10	01.05.1977	Удовлетворительное
ПС 110/35/10кВ Уютное	ТДТН-16000/110/35/10	01.07.1974	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Уютное	ТДТН-10000/110/35/10	01.07.1968	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Фатеж	ТДТН-16000/110/35/10	01.06.1982	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Фатеж	ТДТН-16000/110/35/10	01.05.1988	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Фосфоритная	ТДТН-25000/110/35/10	01.01.1983	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Фосфоритная	ТДТН-25000/110/35/10	01.01.1983	Хорошее
ПC 110/35/10кВ Хомутовка	ТМТГ-7500/110/35/10	01.07.1962	Хорошее
ПC 110/35/10кВ Хомутовка	ТДТН-10000/110/35/10	01.07.1968	Хорошее
ПС 110/10кВ Центральная	ТРДН-40000/110/10	10.12.2009	Хорошее
ПС 110/10кВ Центральная	ТРДН-40000/110/10	10.12.2009	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Черемисиново	ТДТН-16000/110/35/10	10.03.1982	Удовлетворительное
ПС 110/35/10кВ Черемисиново	ТДТН-16000/110/35/10	01.02.1982	Удовлетворительное
ПС 110/35/10кВ Черемошки	ТМТН-6300/110/35/10	01.12.1988	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Черемошки	ТМТН-6300/110/35/10	01.12.1977	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Шумаково	ТДТН-10000/110/35/10	01.09.1974	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Шумаково	ТДТН-10000/110/35/10	01.09.1982	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Щигры	ТДТН-25000/110/35/10	01.01.1986	Хорошее
ПС 110/35/10кВ Щигры	ТДТН-25000/110/35/10	01.01.1986	Хорошее
ПC 110/35/10кВ Ястребовка	ТДТН-10000/110/35/10	01.01.1974	Хорошее
ПC 110/35/10кВ Ястребовка	ТМТГ-7500/110/35/10	01.01.1974	Хорошее
* Методика оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрический станций и электрических сетей, утвержденная Минэнерго России от 26.07.2017 N 676. Примечание - Вид технического состояния указан для силовых трансформаторов.

Приложение N 3
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Курской области
на 2022 - 2026 годы

Перечень
ответственных потребителей филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго"

N п/п	Диспетчерское наименование				Характеристика потребителя
	Центр питания РСК (1)	Фидер, отходящий от центра питания РСК, класс напряжения, кВ	Центр резервного питания РСК (2)	Фидер, отходящий от центра питания РСК, класс напряжения, кВ	Наименование	Категория надежности электроснабжения (первая - I, вторая - II, третья - III)
1	2	3	4	5	6	7
1	ПС 110 кВ. Медвенка	ВЛ-10кВ N 243.02 ТП 85/2*100	ПС 110 кВ. Медвенка	ВЛ-10кВ N 243.03 ТП 85/2*100	Курское отделение N 8596 ОАО "Сбербанк России"	II
2	ПС 110 кВ. Медвенка	ВЛ-10кВ N 243.17 ТП 98/2*250	ПС 110 кВ. Медвенка	ВЛ-10кВ N 243.04 ТП 98/2*250	Курский филиал ОАО "Ростелеком"	I
3	ПС 110 кВ. Медвенка	ВЛ-10кВ N 243.02 ТП 412/2*630	ПС 110 кВ. Медвенка	ВЛ-10кВ N 243.03 ТП 412/2*630	МУЗ Медвенская ЦРБ	II
4	ПС 110 кВ. Беседино	ВЛ-10кВ N 04 ТП 344/400	ЦРП Полевая 10 кВ	ВЛ-10кВ N 128.8 ТП 344/400	ОБУЗ "Курская ЦРБ с. Беседино"	II
5	ПС 110 кВ. Белая	ВЛ-10кВ N 1111 ТП1/2х400	ПС 110 кВ. Белая	ВЛ-10кВ N 1111 ТП1/2х400	Свинокомплекс ОАО "Псёльское" сл.Белая	II
6	ПС 110 кВ. Пены	ВЛ-10кВ N 147 ТП1/2х400	ПС 110 кВ. Пены	ВЛ-10кВ N 147 ТП1/2х400	Свинокомплекс ОАО "Псёльское" с. Бобрава	II
7	ПС 35 кВ. Кондратовка	ВЛ-10кВ N 151 ТП1/2х400	ПС 35 кВ. Кондратовка	ВЛ-10кВ N 151 ТП1/2х400	Свинокомплекс ОАО "Псёльское" с. Кондратовка	II
8	ПС 110 кВ. Белая	ВЛ-10кВ N 1110 ТП1/2х400	ПС 110 кВ. Белая	ВЛ-10кВ N 1110 ТП1/2х400	Беловская ЦРБ	II
9	ПС 110 кВ. Белая	ВЛ-10кВ N 118 КТПГС 1/2х160	ПС 110 кВ. Белая	ВЛ-10кВ N 118 КТПГС 1/2х160	Песчанская СОШ	II
10	ПС 35 кВ. Коммунар	ВЛ-10кВ N 163 ТП 1/2х250	ПС 35 кВ. Коммунар	ВЛ-10кВ N 163 ТП 1/2х250	Коммунаровская СОШ	II
11	ПС 35 кВ. Д.Буды	ВЛ-10кВ N 1212 ТП 1/2х250	ПС 35 кВ. Д.Буды	ВЛ-10кВ N 1212 ТП 1/2х250	Детский Дом	II
12	ПС 35 кВ. Б.Солдатская	ВЛ-10кВ N 2516 ТП N 288	ПС 35 кВ. Бирюковка	ВЛ-10кВ N 284 ТП288	ОАО "Надежда "СТФ Дальние Маховое	II
13	ПС 35 кВ. Б.Солдатская	ВЛ-10кВ N 252 ТП N 287	ПС 35 кВ. Бирюковка	ВЛ-10кВ N 284 ТП287	ОАО "Надежда СТФ Будище	II
14	ПС 35 кВ. Б.Солдатская	ВЛ-10кВ N 252 ТП N 278	ПС 35 кв. м.Каменец	ВЛ-10кВ N 261 ТП278	ООО Молочник	II
15	ПС 35 кВ. Пселец	ВЛ-10кВ N 562 ТП 229/2*630 кВА	ПС 35 кВ. Пселец	ВЛ-10кВ N 5614 ТП 229/2*630 кВА	ОАО "Мираторг"	I
16	ПС 35 кВ. Пселец	ВЛ-10кВ N 562 ТП 230/2*400 кВА	ПС 35 кВ. Пселец	ВЛ-10кВ N 5614 ТП 230/2*400 кВА	ОАО "Мираторг"	II
17	ПС 35 кВ. Пселец	ВЛ-10кВ N 562 ТП 231/2*400 кВА	ПС 35 кВ. Пселец	ВЛ-10кВ N 5614 ТП 231/2*400 кВА	ОАО "Мираторг"	II
18	ПС 35 кВ. Ср. Ольшанка	ВЛ-10кВ N 017 ТП 239/2*630 кВА	ПС 110 кВ. Бобрышево	ВЛ-10кВ N 515 ТП 239/2*630 кВА	ОАО "Мираторг"	I
19	ПС 35 кВ. Ср. Ольшанка	ВЛ-10кВ N 017 ТП 240/2*400 кВА	ПС 110 кВ. Бобрышево	ВЛ-10кВ N 515,ТП 240/2*400 кВА	ОАО "Мираторг"	II
20	ПС 35 кВ. Ср. Ольшанка	ВЛ-10кВ N 017,ТП 241/2*400 кВА	ПС 110 кВ. Бобрышево	ВЛ-10кВ N 515,ТП 241/2*400 кВА	ОАО "Мираторг"	II
21	ПС 35 кВ. Ср. Ольшанка	ВЛ-10кВ N 001 ТП 233/2*630кВА	ПС 35 кВ. Пристень	ВЛ-10кВ N 5413,ТП 233/2*630кВА	ОАО "Мираторг"	I
22	ПС 35 кВ. Ср. Ольшанка	ВЛ-10кВ N 001 ТП 234/2*400кВА	ПС 35 кВ. Пристень	ВЛ-10кВ N 5413,ТП 234/2*400кВА	ОАО "Мираторг"	II
23	ПС 35 кВ. Ср. Ольшанка	ВЛ-10кВ N 001 ТП 235/2*400кВА	ПС 35 кВ. Пристень	ВЛ-10кВ N 5413,ТП 235/2*400кВА	ОАО "Мираторг"	II
24	ПС 35 кВ. Нива	ВЛ-10кВ N 017 236/2*630кВА	ПС 35 кВ. Пристень	ВЛ-10кВ N 12,236/2*630кВА	ОАО "Мираторг"	I
25	ПС 35 кВ. Нива	ВЛ-10кВ N 017 ТП 237/2*400кВА	ПС 35 кВ. Пристень	ВЛ-10кВ N 12 ТП 237/2*400кВА	ОАО "Мираторг"	II
26	ПС 35 кВ. Нива	ВЛ-10кВ N 017 ТП 238/2*400кВА	ПС 35 кВ. Пристень	ВЛ-10кВ N 12 ТП 238/2*400кВА	ОАО "Мираторг"	II
27	ПС 110 кВ. Возрождение	ВЛ-10кВ N 06	ПС 110 кВ. Возрождение	ВЛ-10кВ N 09	ОАО "Мираторг"	I
28	ПС 110 кВ. Возрождение	ВЛ-10кВ N 07	ПС 110 кВ. Возрождение	ВЛ-10кВ N 04	ОАО "Мираторг"	I
29	ПС 110 кВ. Суджа	ВЛ10 N 7112 ТП 7112/7122 - 1/2х400 ЦРБ	ПС 110 кВ. Суджа	ВЛ10 N 7122 ТП 7112/7122 - 1/2х400 ЦРБ	ОБУЗ Суджанская центральная районная больница	II
30	ПС 110 кВ. Суджа	ВЛ 10 кВ. N 01 (7101)	ПС 110 кВ. Суджа	ВЛ 10 кВ. N 14 (7118)	Курская дистанция электроснабжения Московской ж.д.	II
31	ПС 110 кВ. Суджа	ВЛ10 N 7110 ТП 7110/7140 - 1/2х400	ПС 110 кВ. Суджа	ВЛ10 N 7140 ТП 7110/7140 - 1/2х400	ОАО Агроальянс "Юг" свинокомплекс	II
32	ПС 110 кВ. Суджа	ВЛ10 N 7126 ТП 336/2х400	ПС 110 кВ. Суджа	КВЛ10 N 7140 ТП 336/2х400	ОАО "Надежда" хладобойня	II
33	ПС 35 кВ. Гуево	ВЛ10 N 7414 ТП7414 - 1/400	ПС 110 кВ. Суджа	ВЛ10 N 28 ТП087/400	ОАО Агроальянс "Юг" свинокомплекс	II
34	ПС 35 кВ. Рубанщина	ВЛ10 N 7907 ТП 326/2х400	ЦРП 10 кВ. Заолешенка	ВЛ10 N 03 ТП 326/2х400	ОАО "Надежда" свинокомплекс	II
35	ПС35/10 Рубанщина	ВЛ10 N 7905	ЦРП 10 кВ. Заолешенка	ВЛ10 N 7701	Газоизмерительная станция "Суджа" ООО Газпромтрансгаз Москва	II
36	ПС35/10 Рубанщина	ВЛ10 N 7908	ЦРП 10 кВ. Заолешенка	ВЛ10 N 7701	Международный автомобильный пункт пропуска "Суджа" Курской таможни	II
37	ПС 110 кВ. Суджа	ВЛ10 N 28	ПС 110 кВ. Суджа	ВЛ10 N 7110 ТП 338	Суджанский психоневрологический дом-интернат	II
38	ПС 110 кв. м.Локня	ВЛ10 N 13 ТП 137	ПС 35 кВ. Дарьино	ВЛ10 N 7506 339	Суджанский Комплексный центр соц. Обсл. Отделение постоянного пребывания (Дом престарелых)	II
39	ПС 35 кВ. Рубанщина	ВЛ10 N 7907 ТП 353/2х160	ЦРП 10 кВ. Заолешенка	ВЛ 10 N 03 ТП 353/2х160	Заолешенский детский сад на 140 мест	II
40	ПС 110 кВ. Суджа	ВЛ 10 N 7112 ТП 7112/7122 - 15к/400+630	ПС 110 кВ. Суджа	ВЛ10 N 7122ТП 7112/7122 - 15к/400+630	Суджанская школа-интернат	II
41	ПС 110 кВ. Суджа	ВЛ 10 N 7112 ТП 7112/7122 - 15к/400+630	ПС 110 кВ. Суджа	ВЛ10 N 7122 ТП 7112 - 5к/250 (ОАО "КЭС"	Спорткомплекс "Суджа"	II
42	ПС 110 кВ. Суджа	ВЛ 10 N 7112 ТП 7112/7122 - 15к/400+630	ПС 110 кВ. Суджа	ВЛ 10 N 7122 ТП 7112/7122 - 15к/400+630	Центральная котельная МУП Суджанские коммунальные тепловые сети	II
43	ПС 35 кВ. Ленинская	ВЛ-10 кВ. N 557.04 от ТП 2/2*250;	ПС 110 кВ. Октябрьская	ВЛ-10 кВ. 556,1	ОБУЗ "Октябрьская ЦРБ" Курская обл., Октябрьский р-н, п. Прямицыно, ул. Октябрьская, 185	II
44	ПС 35 кВ. Ленинская	ВЛ-10 кВ. N 557.10	ПС 110 кВ. Октябрьская	ВЛ-10 кВ. 556.1 ТП 64/2*630	ОАО "Миллюн Парас" Октябрьский р-н., п. Прямицыно, ул. Заводская.	II
45	РП 10кВ Поныри	ВЛ-10кВ N 03 Поныри ТП 058	ПС 35 кВ. Маяк	ВЛ-10кВ N 08 Маяк ТП 058	Поныровская общеобразовательная средняя школа	II
46	ПС 35 кВ. Любава	ВЛ 10 кВ. N 2005	ПС 110 кВ. АРЗ	ВЛ 10 кВ. N 295	ЗАО Агрофирма "Благодатенское" животноводческий комплекс "Европа"	II
47	ПС 35 кВ. Боброво	ВЛ 10 кВ. N 2261	ПС 35 кВ. Крупец	ВЛ 10 кВ. N 20515	ООО "Черноземье" молочный комплекс на 500 голов дойного стада	II
48	ПС 35 кВ. Пушкарное	ВЛ-10кВ N 61103	ПС 35 кВ. Пушкарное	ВЛ-10кВ N 61113	А/Ф "Любимовская" (ферма по откорму свиней с. Благодатное)	II
49	ПС 35 кВ. Коренево	ВЛ-10кВ N 600	ПС 35 кВ. Тельмана	ВЛ-10кВ N 632	А/Ф "Любимовская" (ферма по откорму свиней п. Южный)	II
50	ПС 35 кВ. Кульбаки	ВЛ-10кВ ф. 30214	ПС 35 кВ. Кульбаки	ВЛ-10кВ Ф. 30201	ООО "Авангард"	II
51	ПС 35 кВ. Кульбаки	ВЛ-10кВ ф. 30214	ПС 35 кВ. Кульбаки	ВЛ-10кВ Ф. 344	ООО "Авангард"	II
52	ПС 35 кВ. Веселое	ВЛ-10 кВ. ф.3112	ПС 110 кВ. Глушково	ВЛ 10 кВ. ф. 320	ООО "Луч"	II
53	ПС 35 кВ. Коммунальная	ВЛ-10кВ N 7111	ПС 35 кВ. Платава	ВЛ-10кВ N 7112	ООО "Агропромкомплектация - Курск" (репродуктор)	I
54	ПС 35 кВ. Коммунальная	ВЛ-10кВ N 7116	ПС 35 кВ. Платава	ВЛ-10кВ N 70906	ООО "Агропромкомплектация - Курск" (откорм и доращивание)	I
55	ПС 35 кВ. Рыжково	ВЛ-10кВ N 71014	ПС 35 кВ. Матвеевка	ВЛ-10кВ N 71401	ООО "Агропромкомплектация - Курск" (откорм и доращивание)	I
56	ПС 35 кВ. Рыжково	ВЛ-10кВ N 71014	ПС 35 кВ. Матвеевка	ВЛ-10кВ N 71401	ООО "Агропромкомплектация - Курск" (репродуктор)	I
57	ПС35 кВ. Васильевка	ВЛ-10кВ N 779	ПС 35 кВ. Платава	ВЛ-10кВ N 18	ООО "Агропромкомплектация - Курск" (откорм и доращивание)	I
58	ПС35 кВ. Васильевка	ВЛ-10кВ N 779	ПС 35 кВ. Платава	ВЛ-10кВ N 18	ООО "Агропромкомплектация - Курск" (откорм и доращивание)	I
59	ПС 110 кВ. Черемисиново	ВЛ 35 кВ. Черемисиново-ГКС-1	ПС 110 кВ. Черемисиново	ВЛ 35 кВ. Черемисиново-ГКС-2	ООО "Газпромэнерго"	II
60	ПС 110 кВ. Черемисиново	ВЛ-10кВ N 6114 ТП 104	ПС 110 кВ. Черемисиново	ВЛ-10кВ N 618 ТП 104	ОБУЗ Черемисиновская ЦРБ	II
61	ПС 110 кВ. Черемисиново	ВЛ-10кВ N 6117 ТП 127	-	-	ООО "Курскзернопром"	III
62	ПС 110 кВ. Черемисиново	ВЛ-10кВ N 6117 ТП 284	-	-	ООО "Курскзернопром"	III
63	ПС 35 кВ. Петрово	ВЛ-10кВ N 11	-	-	ОАО "Магнитный +" (свинокомплекс)	III
64	ПС 110 кВ. Черемисиново	ВЛ-10кВ N 6114 ТП 096	ПС 110 кВ. Черемисиново	ВЛ-10кВ N 618 ТП 096	Центр для несовершеннолетних	III
65	ПС 110 кВ. Щигры	ВЛ-10кВ N 7225	ПС 110 кВ. Щигры	ВЛ-10кВ N 7236	ЗАО "Курскхлеб"	II
66	ПС 110 кВ. Щигры	ВЛ-10кВ N 7227	ПС 110 кВ. Щигры	ВЛ-10кВ N 7232	ОАО "Геомаш"	III
67	ПС 110 кВ. Фосфоритная	ВЛ-10кВ N 715	ПС 35 кВ. Комбикормовая	ВЛ-10кВ N 7107, N 71012	ОАО "Щигровский КХП"	II
68	ПС 35 кВ. Шаталовка	ВЛ-10кВ N 757	ПС 35 кВ. Шаталовка	ВЛ-10кВ N 7510	ОАО "Магнитный +" (свинокомплекс)	III
69	ПС 110 кВ. Басово	ВЛ-10кВ N 7.3.7 ТП N 076	ПС 110 кВ. Басово	ВЛ-10кВ N 7.3.6 ТП N 076	ООО "Защитное"	III
70	ПС 35 кВ. Защитное	ВЛ-10кВ N 7.11.4 ТП N 417	ПС 110 кВ. Басово	ВЛ-10кВ N 7.3.17 ТП N 417	ООО "Защитное"	III
71	ПС 110 кВ. Мантурово	КЛ-6кВ N 3Ш	ПС 110 кВ. Мантурово	КЛ-6кВ N 8Ш	МРУ АО "Транснефть-Дружба"	II
72	ПС 110 кВ. Ястребовка	ВЛ-10кВ N 3219 ТП 17/2*250	ПС 35 кВ. Бурцевка	ВЛ-10кВ N 371 ТП 17/2*250	Агропромышленная группа БВК ОАО "Ястребовское" Индюшиная ферма	II
73	ПС 35 кВ. Луч	ВЛ-10кВ N 336	ПС 35 кВ. Сом	ВЛ-10кВ N 346	ООО "СоюзНефтеГаз"	I
74	ПС 35 кВ. Луч	ВЛ-10кВ N 337 ТП 14/2*400	ПС 35 кВ. Луч	ВЛ-10кВ N 3311 ТП 14/2*400	Мантуровская ЦРБ	II
75	ПС 35 кВ. Луч	ВЛ-10кВ N 3316	ПС 35 кВ. Луч	ВЛ-10кВ N 338 ТП131	ОАО "Ростелеком" Курский филиал Горшеченский МЦТЭТ Мантуровский ЛТЦ	II
76	ПС 35 кВ. Сом	ВЛ-10кВ N 01 ТП182	ПС 35 кВ. Сом	ВЛ-10кВ N 14 ТП189	ОБУСО "КЦСОН Мантуровского района"	II
77	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 4120 ТП1/400	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 412 ТП1/400	Телецентр	II
78	ПС 35 кВ. Р.Колодец	ВЛ-10кВ N 03	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 01А	Агрокомплекс "Мансурово"	II
79	ПС 35 кВ. Р.Колодец	ВЛ-10кВ N 455 ТП9/250	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 4110 ТП22/250	ФАП Мансурово	II
80	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 4110 ТП22/250	ПС 35 кВ. Р.Колодец	ВЛ-10кВ N 455 ТП9/250	Мансуровская основная общеобразовательная школа	II
81	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 4110 ТП25/160	ПС 35 кВ. Р.Колодец	ВЛ-10кВ N 455 ТП13/160	Гостевой дом Мансурово	II
82	ПС 110 кВ. Расховец	ВЛ-10кВ N 4214 ТП2/160	ПС 35 кВ. Гриневка	ВЛ-10кВ N 497 ТП3/160	КЦСОН Дом временного проживания граждан	II
83	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 412 ТП 8а/160	РП 10 кВ. ОАО "РЖД"	-	ПАО "Сбербанк России"	II
84	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 4118 ТП13/630	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 412 ТП3а/630	Котельная Кшенского сахарного завода	II
85	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 412 ТП18/400	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 4119 ТП29/400	Котельная Советской ЦРБ	II
86	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 4118 ТП13/630	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 412 ТП3а/630	Котельная школы N 1 п.Кшенский	II
87	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 4119 ТП19/400	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 412 ТП7/400	Котельная школы N 2, детский сад п.Кшенский	II
88	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 4119 ТП21/400	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 412 ТП19/630	Котельная Детский сад п.Кшенский	II
89	ПС 35 кВ. Родина	ВЛ-10кВ N 461 ТП2/250	ПС 110 кВ. Кшень	ВЛ-10кВ N 4121 ТП2/250	Котельная Волжанской школы	II
90	ПС 35 кВ. Ефросимовка	ВЛ-10кВ N 435 ТП4/100	ПС 35 кВ. Ефросимовка	ВЛ-10кВ N 437 ТП1/100	МКОУ "Верхнерогозецкая основная общеобразовательная школа"	II
91	ПС 110 кВ. Нефтяная	ВЛ-6кВ N 7Ш	ПС 110 кВ. Нефтяная	ВЛ-6кВ N 12Ш	МРУ АО "Транснефть-Дружба"	II
92	ПС 110 кВ. Тим	ВЛ-10кВ N 16 ТП 2/160	-	-	Свинокомплекс Магнитный +	III
93	ПС 35 кВ. Выгорное	ВЛ-10кВ N 08 ТП 21/100*250	ПС 110 кВ. Тим	ВЛ-10кВ N 09 ТП 21/100*250	Тимская ЦРБ	III
94	ПС 110 кВ. Бекетово	ВЛ-10кВ N 01 ТП442	ПС 110 кВ. Бекетово	ВЛ-10кВ N 08 ТП442	ООО "Белая Птица Курск" (ПТФ N 1)	1
95	ПС 110 кВ. Бекетово	ВЛ-10кВ N 01 ТП443	ПС 110 кВ. Бекетово	ВЛ-10кВ N 08 ТП443	ООО "Белая Птица Курск" (ПТФ N 1)	1
96	ПС 110 кВ. Бекетово	ВЛ-10кВ N 04 ТП372	ПС 110 кВ. Бекетово	ВЛ-10кВ N 11 ТП372	ООО "Белая Птица Курск" (ПТФ N 2)	1
97	ПС 110 кВ. Бекетово	ВЛ-10кВ N 04 ТП373	ПС 110 кВ. Бекетово	ВЛ-10кВ N 11 ТП-373	ООО "Белая Птица Курск" (ПТФ N 2)	1
98	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 03 ТП439	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 24ТП439	ООО "Белая Птица Курск" (ПТФ N 3)	1
99	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 03 ТП440	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 24ТП440	ООО "Белая Птица Курск" (ПТФ N 3)	1
100	ПС 35 кВ. Быково	ВЛ-10кВ N 07 ТП374	ПС 35 кВ. Быково	ВЛ-10кВ N 08 ТП374	ООО "Белая Птица Курск"(ПТФ N 4)	1
101	ПС 35 кВ. Быково	ВЛ-10кВ N 07 ТП375	ПС 35 кВ. Быково	ВЛ-10кВ N 08 ТП375	ООО "Белая Птица Курск" (ПТФ N 4)	1
102	ПС 35 кВ. Быково	ВЛ-10кВ N 08 ТП434	ПС 35 кВ. Быково	ВЛ-10кВ N 09 ТП434	ООО "Белая Птица Курск" (ПТФ N 5)	1
103	ПС 35 кВ. Быково	ВЛ-10кВ N 08 ТП435	ПС 35 кВ. Быково	ВЛ-10кВ N 09 ТП435	ООО "Белая Птица Курск" (ПТФ N 5)	1
104	ПС 35 кВ. Быково	ВЛ-10кВ N 04 ТП436	ПС 35 кВ. Быково	ВЛ-10кВ N 13 ТП436	ООО "Белая Птица Курск"(ПТФ N 6)	1
105	ПС 35 кВ. Быково	ВЛ-10кВ N 04 ТП437	ПС 35 кВ. Быково	ВЛ-10кВ N 13 ТП437	ООО "Белая Птица Курск"(ПТФ N 6)	1
106	ПС 110 кВ. Бекетово	ВЛ-10кВ N 08 ТП444	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 08 ТП444	ООО "Белая Птица Курск"(ПТФ N 7)	1
107	ПС 110 кВ. Бекетово	ВЛ-10кВ N 08 ТП445	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 08 ТП445	ООО "Белая Птица Курск"(ПТФ N 7)	1
108	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 01 ТП365	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 22 ТП365	ООО "Белая Птица Курск" (ППК)	1
109	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 01 ТП366	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 22 ТП366	ООО "Белая Птица Курск" (ППК)	1
110	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 01 ТП367	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 22 ТП367	ООО "Белая Птица Курск" (ППК)	1
111	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 01 ТП368	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 22 ТП368	ООО "Белая Птица Курск" (ППК)	1
112	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 13 ТП376	ПС 35 кВ. Ясенки	ВЛ-10кВ N 13 ТП376	ООО "Белая Птица Курск" (инкубатор)	1
113	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 13 ТП432	ПС 35 кВ. Ясенки	ВЛ-10кВ N 13 ТП432	ООО "Белая Птица Курск" (инкубатор)	1
114	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 24 ТП462	ПС 110 кВ. Горшечное	ВЛ-10кВ N 11 ТП462	ООО "Белая Птица Курск"(АТУ)	III
115	ПС 35 кВ. Быково	ВЛ-10кВ N 08 ТП446	-	-	ООО "Белая Птица Курск" (ППП)	III
116	ПС 35 кВ. Свобода - сельская	ВЛ-10кВ 332.8	ПС 35 кВ. Демякино	ВЛ-10кВ 335.8	Свинокомплекс д. Будановка	II
117	ПС 35 кВ. Свобода - сельская	КЛ-10кВ 332.5	ПС 35 кВ. Свобода - сельская	КЛ-10кВ 332.23	ООО "Свободинский электромеханический завод"	II
118	ПС 110 кВ. Золотухино	КЛ-10кВ 331.1	ПС 110 кВ. Золотухино	КЛ-10кВ 331.18	ООО "Курские элеваторы"	II
119	ПС 110 кВ. Золотухино	ВЛ-10кВ 331.4	ПС 110 кВ. Золотухино	ВЛ-10кВ 331.19	Котельная п.Золотухино	II
120	ПС 35 кВ. Сах. завод	ВЛ-6кВ яч. 2	ПС 35 кВ. КРС	ВЛ-10кВ 365.15	Котельная п.Солнечный	II
121	ПС 110 кВ. Золотухино	ВЛ-10кВ 331.5	ПС 110 кВ. Золотухино	ВЛ-10кВ 331.20	Детсад п.Золотухино	II
122	ПС 110 кВ. Родники	КЛ 10кВ N 31 РТП 009 ячN 1	ПС 35 кВ. Юго-Западная	КЛ 10кВ N 31 РТП 009 ячN 10	Областной перинатальный центр	I
123	ПС 110 кВ. Родники	КЛ 10кВ N 20 РТП 003 ячN 22, РТП 004 яч.N 6, ТП 037 яч.N 3	ПС 110 кВ. Родники	КЛ 10кВ N 20 РТП 003 ячN 22, РТП 004 яч.N 6, ТП 037 яч.N 3	Областной перинатальный центр	II
124	ПС 110 кВ. Родники	КЛ 10кВ N 9 РТП 003 ячN 8, 22	ПС 110 кВ. Родники	КЛ 10кВ N 20 РТП 003 ячN 8, 22	УК ОАО "Курский завод КПД", УК "Наш дом", ТСЖ "Радуга", ТСЖ "Восход", ТСЖ "Уютный дом", Сбербанк	II
125	ПС 330 кВ. Садовая	КЛ 10кВ N 204 РТП 008 яч.N 10	ПС 330 кВ. Садовая	КЛ 10кВ N 106 РТП 008 яч.N 3	ТЦ МЭТРО, жилой сектор ул. Рябиновая	II
126	ПС 330 кВ. Садовая	КЛ 10кВ N 205, 109 РТП 002 ячN 8, 22	ПС 330 кВ. Садовая	КЛ 10кВ N 205, 109 РТП 002 ячN 8, 22	УК ОАО "Курский завод КПД", Водоканал, ТЦ Европа.	II
127	ПС 110 кВ. Кировская	КЛ 6кВ N 12, 58 РТП 011 ячN 1	ПС 110 кВ. Кировская	КЛ 6кВ N 12, 58 РТП 011 ячN 10	ТЦ Европа	II
128	ПС 110 кВ. Лесная	КЛ 6кВ N 3 ТП N 3 "Композит" яч.N 1	ПС 110 кВ. Лесная	КЛ 6кВ N 3 ТП N 3 "Композит" яч.N 1	ООО "НПО Композит"	II
129	ПС 110 кВ. Лесная	КЛ 6кВ N 2, 32 ТП N 1 "Композит" яч.N 7	ПС 110 кВ. Лесная	КЛ 6кВ N 2, 32 ТП N 1 "Композит" яч.N 5	ООО "НПО Композит"	II
130	ПС 110 кВ. Тепличная	КЛ 6кВ N 29, 40 ЦРП 006 яч.N 16	ПС 110 кВ. Тепличная	КЛ 6кВ N 29, 40 ЦРП 006 яч.N 5	АО "Конти-Рус"	II
131	ПС 110 кВ. Тепличная	КЛ 6кВ N 36 РП 34"ЗАО Курское управление механизации и транспорта" (КЭС) яч.N 6, ТП 021 яч.N 5	ПС 35 кВ. Петринка	ВЛ 10кВ N 15 ТП 021 яч.N 1	ООО Производственное Объединение "Галс"	II
132	ПС 110 кВ. Счетмаш	КЛ 10кВ яч.N 11 РТП 005 яч.N 4, 3, ТП 024 яч.N 3, 8	ПС 110 кВ. Счетмаш	КЛ 10кВ яч.N 16 РТП 005 яч.N 4, 3, ТП 024 яч.N 3, 8	ТЦ Европа, СТК "Арена"	II
133	ПС 110 кВ. Котельная	КЛ 10кВ N 20 ЦРП 001 ячN 6, 14	ПС 110 кВ. Котельная	КЛ 10кВ N 35 ЦРП 001 ячN 6, 14	УК ОАО "Курский завод КПД", УК "Наш дом", Водоканал.	II
134	ПС 110 кВ. Котельная	КЛ 10кВ N 30 РТП 014 ячN 5,8, ТП 025 яч.N 1, 5	ПС 110 кВ. Котельная	КЛ 10кВ N 41 РТП 014 ячN 5,8, ТП 025 яч.N 1, 5	Хендай	II
135	ПС 110 кВ. Высокая	КЛ 10кВ N 30, ТП 437 "Курскэнерго" яч.N 3	ПС 110 кВ. Высокая	КЛ 10кВ N 19 ТП 436 Никитская яч.N 2, ТП 437 "Курскэнерго" яч.N 4КЛ 10кВ N 304 (Садовая), КЛ 10кВ N 27 (Высокая), ТП 437 "Курскэнерго" яч.N 6	Филиал Курскэнерго	II
136	ПС 110 кВ. Центральная	КЛ 10кВ N 316 РТП 012 яч.N 1	ПС 110 кВ. Городская	КЛ 10кВ N 15, 17б ТП 028 яч.N 4, 3, РТП 012 яч.N 8	Курский Государственный Цирк	II
137	ПС 110 кВ. Троицкая	ВЛ 10кВ N 10 КТПНУ 064/2х250	ПС 35 кВ. Линец	ВЛ 10кВ N 01 ТП 064/2х250	СВК Троицкий -"Д"	I
138	ПС 110 кВ. Троицкая	ВЛ 10кВ N 12 КТПНУ 009/2х630	ПС 110 кВ. Линец	ВЛ 10кВ N 01 ТП 009/2х630	ООО "Агропромкомплектация - Курск"	I
139	ПС 110 кВ. Троицкая	ВЛ 10кВ N 10 КТПНУ 051	ПС 110 кВ. Линец	ВЛ 10кВ N 01 ТП 051	ООО "Агропромкомплектация - Курск" (МТМ с. Троицкое)	I
140	ПС 110 кВ. Троицкая	ВЛ 10кВ N 10 КТПНУ 050	ПС 110 кВ. Линец	ВЛ 10кВ N 01 ТП 050	ООО "Агропромкомплектация - Курск" (АБК с. Троицкое)	I
141	ПС 110 кВ. Троицкая	ВЛ 10кВ N 10 КТПНУ 060	ПС 110 кВ. Линец	ВЛ 10кВ N 01 ТП 060	ООО "Агропромкомплектация - Курск" (ток ст. Бузец)	I
142	ПС 110 кВ. Студенок	ВЛ 10кВ N 04 ЦРП-37/2х400, ТП 642/2х160, ТП 640/2х630, ТП 641/2х630	ПС 110 кВ. Студенок	ВЛ 10кВ N 04 ЦРП-37/2х400, ТП 642/2х160, ТП 640/2х630, ТП 641/2х630	ОАО "Красная Поляна"	I
143	ПС 110 кВ. Студенок	ВЛ 10кВ N 05 ТП 647/2х400, ТП 643/2х630, ТП 644/2х630	ПС 110 кВ. Студенок	ВЛ 10кВ N 05 ТП 647/2х400, ТП 643/2х630, ТП 644/2 - 630	ОАО "Красная Поляна"	I
144	ПС 110 кВ. Студенок	ВЛ 10кВ N 06 ЦРП-9/2х630, ТП 651/2х250, ТП 646/2х160	ПС 110 кВ. Студенок	ВЛ 10кВ N 06 ЦРП-9/2х630, ТП 651/2х250, ТП 646/2х160	ОАО "Красная Поляна"	I
145	ПС 110 кВ. Студенок	ВЛ 10кВ N 07 ЦРП-37/2х400, ТП 642/2х160, ТП 640/2х630, ТП 641/2х630	ПС 110 кВ. Студенок	ВЛ 10кВ N 07 ЦРП-37/2х400, ТП 642/2х160, ТП 640/2х630, ТП 641/2х630	ОАО "Красная Поляна"	I
146	ПС 110 кВ. Студенок	ВЛ 10кВ N 08 ТП 644/2х630, ТП 645/2х400	ПС 110 кВ. Студенок	ВЛ 10кВ N 08 ТП 644/2х630, ТП 645/2х400	ОАО "Красная Поляна"	I
147	ПС 110 кВ. Студенок	ВЛ 10кВ N 09 ТПЦРП-9/2х630, ТП 349/2х250, ТП 648/2х250	ПС 110 кВ. Студенок	ВЛ 10кВ N 09 ТПЦРП-9/2х630, ТП 349/2х250, ТП 648/2х250	ОАО "Красная Поляна"	I
148	ПС 110 кВ. Студенок	ВЛ 10кВ N 16 ТП 125/2х400	ПС 110 кВ. Студенок	ВЛ 10кВ N 16 ТП 125/2х400	ОАО "Красная Поляна"	I
149	ПС 110 кВ. Мартовская	ВЛ 10кВ N 07 ТП 542/2х630	ПС 110 кВ. Мартовская	ВЛ 10кВ N 07 ТП 542/2х630	ООО "Агропромкомплектация - Курск" (нуклеус)	I
150	ПС 35 кВ. Линец	ВЛ 10кВ N 01 ТП 065/2х400	ПС 110 кВ. Троицкая	ВЛ 10кВ N 01 ТП 065/2х400	ГК "Агропромкомплектация" СВК Троицкий -"Р"	I
151	ПС 35 кВ. Линец	ВЛ 10кВ N 01 КТПНУ 840/2х400	ПС 35 кВ. Рышково	ВЛ 10кВ N 01 КТПНУ 840/2х400	ГК "Агропромкомплектация" СВК Троицкий -"О"	I
152	ПС 110 кВ. Сапфир	КЛ 10кВ 2.13.11	ПС 110 кВ. Сапфир	КЛ 10кВ 2.13.15	ЗАО "Корпорация "ГРИНН"	II
153	ПС 110 кВ. Дмитриев	ВЛ-10кВ N 1118 ТП-153	ПС 35 кВ. Первоавгустовка	ВЛ-10кВ N 1 ТП-153	ООО "Агропромкомплектация - Курск" (свинокомплекс)	I
154	ПС 110 кВ. Дмитриев	ВЛ-10кВ N 1118 ТП-183	ЦРП- 10кВ Погодино	ВЛ-10кВ N 1.17.1 ТП-183	ООО "Агропромкомплектация - Курск" (свинокомплекс)	I
155	ПС 110 кВ. Дмитриев	ВЛ-10кВ N 1115 ТП-21/250	ПС 110 кВ. Дмитриев	ВЛ-10кВ N 1.1.5 ТП-30/250	Областное казенное общеобразовательное учреждение "Дмитриевская школа-интернат для детей с ограниченными возможностями здоровья"	II
156	ПС 110 кВ. Дмитриев	КЛ-10кВ N 1.1.20	ПС 110 кВ. Дмитриев	КЛ-10кВ N 1.1.20	РЖД	II
157	ПС 110 кВ. Дмитриев	ВЛ-10кВ N 19 ТП-074	ПС 110 кВ. Дмитриев	ВЛ-10кВ N 16 ТП-074	Курское ЛПУМГ - Газпром трансгаз Москва	II
158	ПС 110 кВ. Фатеж	ВЛ-10кВ N 3.1.3 ТП131; ТП132;	ПС 110 кВ. Фатеж	ВЛ-10кВ N 3.1.3 ТП131; ТП132;	АПЦ "Фатежский"	I
159	ПС 110 кВ. Фатеж	ВЛ-10кВ N 3.1.3 ТП133; ТП134; ПТ135	ПС 110 кВ. Фатеж	ВЛ-10кВ N 3.1.3 ТП131; ТП132; ТП133; ТП134; ПТ135	АПЦ "Фатежский"	II
160	ПС 110 кВ. Фатеж	ВЛ-10кВ N 3.1.30 ТП133; ТП134; ПТ135	ПС 110 кВ. Фатеж	ВЛ-10кВ N 3.1.30 ТП133; ТП134; ПТ135	АПЦ "Фатежский"	II
161	ПС 110 кВ. Фатеж	ВЛ-10кВ N 3.10.2 ТП131; ТП132	ПС 110 кВ. Фатеж	ВЛ-10кВ N 3.10.2 ТП131; ТП132	АПЦ "Фатежский"	I
162	ПС 110 кВ. Фатеж	ВЛ-10кВ N 3.1.4 ТП1/2*250; ТП2/2*250; ТП3/2*250; ТП4/2*250;	ПС 110 кВ. Фатеж	ВЛ-10кВ N 3.1.4 ТП1/2*250; ТП2/2*250; ТП3/2*250; ТП4/2*250;	ПТФ "Фатежский"	II
163	ПС 110 кВ. Фатеж	ВЛ-10кВ N 3.1.22 ТП40/2*250; ТП41/2*1000;	ПС 110 кВ. Фатеж	ВЛ-10кВ N 3.1.22 ТП40/2*250; ТП41/2*1000;	ОАО "Вимм-Билль-Данн"	II
164	ПС 110кВ Прибор	яч.N 108, 117, 124	ПС 110кВ Прибор	яч.N 202, 208, 210	АО Авиаавтоматика им. В.В. Тарасова	I
165	ПС ПТФ	КЛ 10кВ яч.N 01, 03, 19, 17, 12, 16, 18	ПС ПТФ	КЛ 10кВ яч.N 01, 03, 19, 17, 12, 16, 18	ОАО "Курская птицефабрика" (инкубатор Ворошнево)	II
166	ПС 110 кВ. Волокно	КЛ 6кВ яч.N 12, 37, 59а, 7.	ПС 110 кВ. Волокно	КЛ 6кВ яч.N 12, 37, 59а, 7.	АО Сейм-Агро (теплица)	II
167	ПС 110кВ Льгов	ВЛ 110кВ Льгов - Конышевка N 1	ПС 110кВ Льгов	ВЛ 110кВ Льгов - Конышевка N 2	ФКУ ИК-З УФСИН России по Курской области	II
168	ПС 110кВ Льгов	ВЛ 35кВ Льгов - Сахзавод	ПС 35кВ Селекционная	ВЛ 10кВ N 09;ЦРП 10кВ Плотина; ВЛ 10кВ N 13203, ВЛ 10кВ N 13206.	АО Сахарный комбинат Льговский (производство)	II
169	ПС 110 кВ. Тепличная	КЛ 6кВ яч.N 30	ПС 110 кВ. Тепличная	КЛ 6кВ яч.N 45	ООО "Русский ячмень" (пивоваренное производство)	II
170	ПС 110 кВ. Лесная	ВЛ 110 кВ. Лесная - Кировская N 1	ПС 110 кВ. Лесная	ВЛ 110 кВ. Лесная - Кировская N 2	ООО "АПЗ 20"	II
171	ПС 110 кВ. Волокно	КЛ 6 кВ. Яч.N 5, 9, 11, 17, 21, 8, 10, 14, 16, 18, 39, 45,47, 55,57, 42, 46, 48, 50, 56	ПС110 кВ. Волокно	КЛ 6 кВ. Яч.N 5, 9, 11, 17, 21, 8, 10, 14, 16, 18, 39, 45,47, 55,57, 42, 46, 48, 50, 56	ООО "Курскхимволокно"	II
172	ПС 110 кВ. Рыльск	КЛ 10кВ N 206	ПС 110 кВ. Рыльск	КЛ 10кВ N 226	ОАО "Глобус"	II
173	ПС 110 кВ. Котельная	КЛ 10кВ яч.N 3	ПС 110 кВ. Котельная	КЛ 10кВ яч.N 4	АО "Курский завод медстекла" (котельная)	II
174	ПС 110 кВ. Счетмаш	КЛ 10кВ яч. N 11 РТП 005 яч.N 4, КЛ 10кВ яч. N 16 РТП 005 яч.N 3	ПС 110 кВ. Прибор	КЛ 10кВ яч.N 127 ЦРП 007 яч.N 6, КЛ 10кВ яч.N 204 ЦРП 007 яч.N 3	ООО "ГК Промресурс" (торгово-развлекательный комплекс)	II
175	ПС 110 кВ. Соловьиная	КЛ 10 кВ. яч. N 28, 27	ПС 110 кВ. Соловьиная	КЛ 10 кВ. яч. N 28, 27	АО "Корпорация Гринн"	II
176	ПС 110кВ Льгов	ВЛ 35кВ Льгов - Комбизавод	ПС 110 кВ Марица	ВЛ 10кВ N 193; ЦРП 10кВ Калинина; ВЛ 10кВ N 12902; ЦРП 10кВ Кудинцево; ВЛ 10кВ N 159 (ограничение по нагрузке, отсутствие прибора учета на прием).	ЗАО "Курский комбинат хлебопродуктов"	II
177	ПС 110 кВ Тепличная	КЛ 6кВ яч.N 22	ПС 110 кВ. Тепличная	КЛ 6кВ яч.N 27	ОАО "Курский хладокомбинат"	II

Приложение 4
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Курской области
на 2022 - 2026 годы

Резервы мощности для технологического присоединения на центрах питания 110 кВ. филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго", рассчитанные в соответствии с "Методическими указаниями по определению резервов мощности на центрах питания ДЗО ПАО "Россети" (приложение N 2 к приказу ПАО "Россети" от 10.01.2019 N 4)

Наименование	Установленная мощность трансформаторов, МВА	Максимальная нагрузка по замерам, МВА	Резерв мощности на основании замеров режимного дня, МВА	Мощность по договорам ТП на исполнении, МВт	Мощность по актам АТП, МВт	Резерв мощности для технологического присоединения, МВА	Текущий статус	Перспективный статус
ПС 110/35/10 Артюховка	6,3	1,995	4,620	0,006	0,487	4,066	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Беседино	6,3	2,346	4,269	0,131	0,080	4,032	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Восход	10	1,371	9,129	0,000	0,004	9,125	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Журятино	6,3	1,124	5,491	0,010	0,004	5,477	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Жуковка	10	0,494	10,006	0,409	0,130	9,400	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Забелье	2,5	0,371	2,254	0,000	0,000	2,254	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Ивница	6,3	0,626	5,989	0,000	0,000	5,989	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Лачиново	10,0	0,809	9,691	0,320	0,000	9,331	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Малая Локня	10,0	1,562	8,938	0,096	0,164	8,647	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Марица	2,5	1,011	1,614	0,013	0,008	1,591	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Расховец	6,3	0,416	6,199	0,000	0,006	6,193	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Семеновская	2,5	0,900	1,725	0,004	0,000	1,721	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Троицкая	10,0	5,200	5,300	0,493	0,622	4,047	Открыт	Открыт
ПС 110/6 Аккумуляторная	50	13,843	12,407	0,098	0,002	12,295	Открыт	Открыт
ПС 110/10 АРЗ	16,3	3,258	6,081	0,715	0,102	5,164	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Атомград	50	14,494	17,770	0,477	0,058	17,735	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Б. Жирово	12,6	1,006	6,259	0,246	0,124	5,843	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Басово	15,6	1,427	4,939	0,564	0,199	4,083	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Бекетово	12,6	1,910	6,595	0,004	0,004	6,587	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Белая	32	10,225	7,215	0,059	0,140	6,991	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Бобрышово	12,6	3,955	4,480	0,004	0,800	3,647	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Возрождение	20	1,438	9,062	3,200	0,000	5,466	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Винниково	8,8	1,976	0,993	0,169	0,145	0,640	Открыт	Открыт
ПС 110/35/6 Волокно	121	29,281	18,315	0,493	0,411	17,897	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Высокая	32	24,674	-7,874	0,000	0,000	-7,874	Закрыт	Закрыт
ПС 110/35/10 Глушково	20	9,551	3,949	0,023	0,970	2,833	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Городская	50	7,191	22,399	0,000	0,208	22,165	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Горшечное	50	16,719	14,698	0,330	0,261	14,227	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Дмитриев	20	5,106	7,836	0,028	0,041	7,772	Открыт	Открыт
ПС 110/6 Долгие Буды	20	1,337	9,183	0,002	0,004	9,177	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Золотухино	50	7,274	23,763	0,170	0,088	23,637	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Камыши	12,6	8,101	0,635	0,329	0,517	-0,316	Открыт	Закрыт
ПС 110/35/10 Касторное	31	9,032	11,304	9,740	0,145	0,197	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Киликино	32	2,442	16,883	0,148	0,002	16,719	Открыт	Открыт
ПС 110/35/6 Кировская	80	42,620	-0,620	0,000	0,000	-0,620	Закрыт	Закрыт
ПС 110/35/10 Клюква	32	2,584	14,608	0,076	0,060	14,456	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Компрессорная	80	1,011	40,989	0,032	0,000	40,952	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Конышевка	26	6,552	6,681	0,076	0,139	6,444	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Котельная	35	8,380	4,934	0,093	0,012	4,815	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Кшень	20	8,596	4,904	0,042	0,120	4,723	Открыт	Открыт
ПС 110/6 Лесная	80	6,684	35,316	1,600	1,920	31,361	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Льгов	50	10,202	17,831	0,110	0,026	17,677	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Лукашевка	32	9,674	12,099	0,445	0,033	11,561	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Любостань	16,3	5,944	2,836	0,016	0,005	2,813	Открыт	Открыт
ПС 110/35/6 Мантурово	32	4,978	16,631	0,018	0,116	16,631	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 8-е Марта	16,3	8,100	0,466	0,624	0,412	-0,690	Открыт	Закрыт
ПС 110/10 Мартовская	12,6	1,176	7,329	0,004	0,011	7,313	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Марьино	35	11,404	2,435	0,049	0,146	2,216	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Медвенка	20	7,811	5,821	0,087	0,050	5,668	Открыт	Открыт
ПС 110/6 Нефтяная	20	0,255	10,245	0,000	0,000	10,245	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Обоянь	41	13,146	7,937	0,153	0,659	7,567	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Октябрьская	32	9,337	11,958	0,672	0,800	10,304	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Ольховка	12,6	2,506	6,051	0,603	0,305	5,031	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Паники	5	0,522	2,853	0,004	0,002	2,847	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Пены	32	9,787	12,507	0,198	0,021	12,261	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Прибор	50	22,270	8,742	0,000	0,000	8,742	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Прогресс	126	0,345	65,805	0,000	0,000	65,805	Открыт	Открыт
ПС 110/10 ПТФ	16,3	3,079	4,176	0,186	0,414	3,501	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Р. Буды	20	4,792	9,191	0,009	0,013	9,191	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Разиньково	16,3	2,638	5,266	0,130	0,184	4,951	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Родники	50	11,706	16,640	0,009	0,011	16,618	Открыт	Открыт
ПС 110/35/6 Рудная	63	22,261	11,971	0,421	0,563	10,865	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Рыльск	41	22,800	0,684	0,204	0,305	0,113	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Соловьиная	50	4,461	21,789	0,095	0,413	21,218	Открыт	Открыт
ПС 110/10 СТК	20	1,413	9,172	0,000	0,000	9,172	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Студенок	12,6	2,783	3,832	0,028	0,070	3,723	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Суджа	50	19,685	14,112	0,529	0,063	13,447	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Счетмаш	50	16,157	17,510	1,027	1,257	14,945	Открыт	Открыт
ПС 110/6 Тепличная	50	15,211	11,039	0,009	0,008	11,020	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Теткино	20	3,539	9,155	0,000	0,000	9,155	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Тим	22,3	4,719	3,812	0,024	0,026	3,755	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Уютное	26	1,553	10,224	0,066	0,000	10,154	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Фатеж	32	7,890	11,990	2,031	1,280	10,025	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Фосфоритная	50	5,804	23,089	0,027	0,014	23,062	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Хомутовка	17,5	3,339	6,333	0,152	0,043	6,315	Открыт	Открыт
ПС 110/10 Центральная	80	12,247	29,753	0,000	0,000	29,753	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Черемисиново	32	5,152	14,801	0,019	0,012	14,792	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Черемошки	12,6	4,831	3,992	0,012	0,028	3,946	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Шумаково	20	8,382	5,272	1,322	0,013	3,773	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Щигры	50	16,674	16,093	0,014	0,021	16,093	Открыт	Открыт
ПС 110/35/10 Ястребовка	17,5	2,944	5,317	0,361	0,043	4,863	Открыт	Открыт

Приложение N 5
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Курской области
на 2022 - 2026 годы

Технические обоснования
необходимости выполнения мероприятий по развитию распределительных электрических сетей напряжением 110 кВ. на территории Курской области

Реконструкция ПС 110 кВ. Высокая с заменой трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА

1. Описание проекта

Основной задачей реализации данного инвестиционного проекта является реконструкция ПС 110 кВ. Высокая с заменой силовых трансформаторов на трансформаторы с большей мощностью.

2. Предпосылки реализации проекта

В схеме электроснабжения города Курска ПС 110 кВ. Высокая является одним из важнейших узлов питающего кольца 110 кВ. города Курска.

Подстанция 110 кВ. Высокая является источником электроснабжения для привокзальной и центральной части города, введена в эксплуатацию в 1968 году. Установленная мощность силовых трансформаторов 2х16 МВА. Общая протяженность распределительной кабельной сети 10 кВ. составляет более 50 км.

От подстанции получают питание около 1/3 части потребителей центральной части города, жилой поселок Заря, газовая котельная, обеспечивающая теплоснабжение жилых домов привокзального района, больницы, детские и социальные учреждения.

Максимальная нагрузка по данным контрольных замеров энергосистемы за последние 2018 - 2020 гг. приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Максимальная нагрузка по результатам замеров режимного дня, МВА

Год	2018	2019	2020
Нагрузка, МВА	20,476	15,360	18,683

Суммарная полная мощность по результатам замеров зимы 2018 года составила 20,476 МВА, что является максимумом нагрузки на ПС за последние 3 года. Таким образом, нагрузка ПС в режиме "n-1" составляет 128%. Текущий дефицит составляет (-3,676 МВА).

Возможность перевода нагрузки по сетям 10 кВ. на другие центры питания отсутствует.

Требуется увеличение мощности трансформаторов для покрытия существующего дефицита мощности с заменой трансформаторов 110/10 кВ. 2х16 МВА на трансформаторы 110/10 кВ. 2х25 МВА.

3. Анализ технических решений

На подстанции предусматривается замена силовых трансформаторов установленной мощностью 2х16 МВА на трансформаторы 2х25 МВА, а также:

- реконструкция схемы ОРУ-110 кВ.;

- реконструкция РУ-10 кВ.;

- строительство ОПУ с размещением панелей защит и управления;

- замена трансформаторов собственных нужд;

- установка компенсирующих катушек;

- строительство нового маслосборника.

Расчет определения номинальной мощности трансформаторов при обосновании увеличения трансформаторной мощности на ПС 110 кВ. Высокая

Расчетная величина загрузки трансформатора ПС 110 кВ. Высокая определяется по формуле:

, где

= 20,476*0,9 = 18,428 МВт - фактическая максимальная активная нагрузка, подключенная к шинам низкого напряжения подстанции, МВт, где

20,476 - Максимальная нагрузка за последние 3 года, МВА;

0,9 - коэффициент мощности, определяющий соотношение активной и полной мощности нагрузки потребителей;

= 0 - суммарная активная нагрузка новых потребителей, подключаемых к подстанции в соответствии с ТУ на ТП;

= 0 - увеличение нагрузки рассматриваемой подстанции в случае перераспределения мощности с других центров питания;

= 0 - объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции, в соответствии с пунктом 6.2 ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем.

= 0,9 - коэффициент мощности, определяющий соотношение активной и полной мощности нагрузки потребителей, получающих питание от шин рассматриваемой подстанции, равный 0,9 МВт/МВА;

= 1,25 - коэффициент допустимой длительной (без ограничения длительности) перегрузки

Тогда

= (18,428+0 - 0)/(0,9*1,25) = 16,38 МВА.

Единичная мощность рекомендуемого к установке на подстанции трансформатора определяется как ближайшее большее значение номинальной мощности трансформатора по шкале номинальных мощностей.

В данном случае выбирается мощность трансформаторов 25 МВА.

4. Вывод

Инвестиционный проект "Реконструкция ПС 110 кВ. Высокая с заменой трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА" необходим для ликвидации перегрузок трансформаторов и увеличения пропускной способности центров питания.

Комплексная реконструкция ПС 110 кВ. Троицкая

1. Описание проекта

Основной задачей реализации данного инвестиционного проекта является комплексная реконструкция подстанции ПС 110 кВ. Троицкая с выносом на новую площадку с замещением оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического и морального износа, без увеличения пропускной способности подстанции.

2. Предпосылки реализации проекта

ПС 110 кВ. Троицкая является одним из важных элементов схемы электроснабжения Железногорского и Фатежского районов. От ПС 110 кВ. Троицкая подключены понижающие подстанции: ПС 35 кВ. Рышково, ПС 35 кВ. Воропаево, ПС 35 кВ. Реут. Кроме этого от ПС 110 кВ. Троицкая обеспечивается резервирование ПС 110 кВ. Рудная по сети 35 кВ.

ПС 110 кВ. Троицкая введена в эксплуатацию в 1977 году, подключена по упрощенной схеме 110 кВ. с отделителями и короткозамыкателями. Установленная мощность силового трансформатора - 10 МВА.

Максимальная нагрузка по данным контрольных замеров энергосистемы за последние 2016 - 2020 гг. приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Максимальная нагрузка по результатам замеров режимного дня, МВА

Год	2016	2017	2018	2019	2020
Нагрузка, МВА	3,921	3,393	5,2	6,445	5,581

В 1980 году было построено Копенское водохранилище, что привело к изменению уровня грунтовых вод. В результате подпора грунтовых вод со стороны водохранилища территория ПС 110 кВ. Троицкая оказалась в зоне подтопления. Заболачивание территории вызвало снижение несущей способности грунта. В результате произошло вертикальное смещение стоек опор под оборудование, отдельные стойки поднялись вверх на 350 мм от отметок предусмотренных проектом, фундамент под трансформатором опустился на 400 мм, в стенах помещения БМЗ имеются трещины вертикального направления, вызванные осадкой грунта, гравийная засыпка подъездной автодороги опустилась в грунт, что крайне затрудняет эксплуатацию подстанции. Подстанция находится в неблагоприятных гидрологических условиях (Акт обследования ПС 110 кВ. Троицкая от 11 июля 2019 года N 01-06-19УВС прилагается). Оборудование центра питания имеет физический и моральный износ.

3. Выводы

Инвестиционный проект "Комплексная реконструкция ПС 110 кВ. Троицкая" без увеличения трансформаторной мощности необходим для обеспечения надежности электрической сети, выноса подстанции из зоны подтопления и замещения оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического и морального износа.

ГАРАНТ:

Акт обследования ПС 110 кВ Троицкая не приводится

Реконструкция ПС 110 кВ. с заменой коммутационного оборудования по техническому состоянию

1. Описание проекта

Основной задачей реализации данного инвестиционного проекта является замена коммутационного оборудования в связи с физическим и моральным износом.

2. Предпосылки реализации проекта

В настоящее время на данных ПС установлены морально и физически устаревшие ОД-КЗ 110 кВ., масляные выключатели 110 кВ., масляные выключатели 10 (6) кВ. В результате длительной эксплуатации, низкой надёжности приводов, высокой пожароопасности выключателей с использованием масла для гашения электрической дуги, отсутствия запасных частей для ремонта, обеспечение требуемого уровня надёжности электроснабжения потребителей затруднено.

3. Анализ технических решений

Вакуумные выключатели 10 кВ. характеризуются высоким коммутационным ресурсом, надёжностью и экономичностью.

Планируется использование вакуумных выключателей с литыми, из эпоксидного компаунда, полюсами которые комплектуются современными вакуумными камерами. Вакуумные камеры специально разработаны и оптимальным образом подходят для использования в литых полюсах.

Контакты вакуумных камер выполнены из специальных легированных сплавов. Горение дуги, которая возникает при разведении контактов при отключении нагрузки, поддерживается металлическими парами за счет испарения электродного материала. Электрическая дуга мягко гасится при естественном переходе тока через ноль, поэтому исключается возможность возникновения перенапряжений при коммутации большинства видов нагрузок.

В вакуумных выключателях применяется электромагнитный привод. Для удержания выключателя во включенном или отключенном положениях используется энергия мощных постоянных магнитов. Фиксация происходит за счет использования принципа "магнитной защелки", а именно: замыкания магнитной цепи включения или отключения якорем, который механически связан с подвижными контактами вакуумных камер.

Вакуумные выключатели с электромагнитным или электромагнитной защелкой приводом на напряжение 10 кВ. с низким уровнем коммутационных перенапряжений.

1. Номинальное напряжение, кВ. - 10;

2. Климатическое исполнение - УХЛ1;

3. Ресурс по коммутационной стойкости, не менее:

4. при номинальном токе, циклы "ВО" - 50000;

5. при номинальном токе отключения, "ВО" - 100.

Технические характеристики элегазового колонкового выключателя 110 кВ.:

Тип привода	пружинный
Номинальное напряжение, кВ.	110
Наибольшее рабочее напряжение	126
Номинальный ток, А	4000
Номинальный ток отключения, кА	40
Собственное время отключения, с	0,035
Полное время отключения, не более с	0,05
Минимальная бестоковая пауза при АПВ, с	0,281
Собственное время включения, с	0,058
Разновремённость работы полюсов, с: - при отключении - при включении	0,01 0,01
Масса элегаза в выключателе, кг	8,1
Номинальное напряжение электромагнитов включения и отключения, В пост.	220
Ток электромагнитов включения и отключения при нормальном напряжении, А: - электромагнит отключения - электромагнит включения	0,01 0,01
Рабочий диапазон напряжения цепей управления, % от номинального напряжения: - электромагнит отключения - электромагнит включения	65 - 110 85 - 110
Напряжение питания электродвигателя взвода пружины включения, В: - переменное - постоянное	110 - 380 48 - 220
Мощность электродвигателя взвода пружины включения, кВт	0,66
Время взвода пружины включения привода, с	6 - 14
Напряжение питания устройств обогрева, В переменное	220
Мощность устройства антиконденсатного обогрева, Вт	115
Мощность устройства дополнительного (зимнего) обогрева, Вт	750
Масса выключателя, кг	1500

Планируется реконструкция следующих подстанций:

1. Техперевооружение ПС 110/10 кВ. Артюховка с заменой масляного выключателя 10 кВ. на вакуумный (1 шт), устройств РЗА яч. 10 кВ. N 11 и установкой терминала ЗМН (1 шт)

2. Техперевооружение ПС 35/10 кВ. Лобазовка с заменой масляного выключателя 10 кВ. на вакуумный (1 шт), устройств РЗА яч. 10 кв. N 02 и установкой терминала ЗМН (1 шт)

3. Техперевооружение ПС 110/10 кВ. Золотухино с заменой масляного выключателя 10 кВ. на вакуумный (1 шт), устройств РЗА яч. 10 кВ. N 21 и установкой терминала ЗМН

4. Техперевооружение ПС 35/10 кВ. КРС с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (2 шт), устройств РЗА яч. 10 кВ. N 14 и установкой терминала ЗМН (2 шт)

5. Техперевооружение ПС 35/10 кВ. Маяк с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (2 шт), устройств РЗА яч. 10 кВ. N 08, 12 и установкой терминала ЗМН (2 шт)

6. Техперевооружение ПС 35/10 кВ. Свобода - сельская с заменой масляного выключателя 10 кВ. на вакуумный (1 шт), устройств РЗА яч. 10 кВ. N 21 и установкой терминала ЗМН (1 шт)

7. Техперевооружение ПС 35/10 кВ. Сергиевка с заменой масляного выключателя 10 кВ. на вакуумный (1 шт), устройств РЗА яч. 10 кВ. N 02 и установкой терминала ЗМН (1 шт)

8. Техперевооружение ЦРП 10 кВ. Поныри с заменой масляного выключателя 10 кВ. на вакуумный (1 шт), устройств РЗА яч. 10 кВ. N 03 и установкой терминала ЗМН (1 кшт)

9. Техперевооружение ПС 35 кВ. Безлесная с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (2 шт)

10. Техперевооружение ПС 35 кВ. Полевая с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (2 шт)

11. Техперевооружение ПС 35 кВ. Сапогово с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (4 шт)

12. Техперевооружение ПС 110 кВ. Клюква с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (1 шт)

13. Техперевооружение ПС 110 кВ. Разиньково с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (2 шт)

14. Техперевооружение ПС 110/10 кВ. Артюховка с заменой масляного выключателя 10 кВ. на вакуумный (1 шт), устройств РЗА яч. 10 кВ. N 11 и установкой терминала ЗМН (1 шт)

15. Техперевооружение ПС 35 кВ. Петринка с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (5 шт)

16. Техперевооружение ПС 35 кВ. Новая с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (1 шт)

17. Техперевооружение ПС 35 кВ. Моква с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (1 шт)

18. Техперевооружение ПС 35 кВ. Букреевка с заменой масляных выключателей 10 кВ. на вакуумные (1 шт)

19. Техперевооружение ПС 110 кВ. Хомутовка с заменой блоков ОД и КЗ 110 кВ. на элегазовые выключатели (2 шт)

20. Модернизация ПС 110 кВ. Хомутовка с монтажом аппарата управления оперативным током 2 ЗУ*1АБ

21. Техперевооружение ПС 110 кВ. Аккумуляторная с заменой масляных выключателей 110 кВ. на элегазовые (2 шт)

22. Модернизация ПС 110 кВ. Аккумуляторная с монтажом оборудования системы управления оперативным током 2 ЗУ*1АБ

23. Техперевооружение ПС 110 кВ. Фатеж с заменой масляных выключателей 110 кВ. на элегазовые (2 шт)

24. Техперевооружение ПС 110 кВ. Щигры с заменой масляных выключателей 110 кВ. на элегазовые (2 шт)

25. Техперевооружение ПС 110 кВ. Тим с заменой масляных выключателей 110 кВ. на элегазовые (3 шт)

26. Модернизация ПС 110 кВ. Тим с монтажом аппарата управления оперативным током 2 ЗУ*1АБ

27. Техперевооружение ПС 110 кВ. Пены с заменой масляных выключателей 110 кВ. на элегазовые (2 шт)

4. Вывод

Инвестиционный проект "Реконструкция ПС 110 кВ. с заменой коммутационного оборудования по техническому состоянию" необходим для обеспечения надежности электрической сети и замещения оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие физического и морального износа.

Мероприятия
по переходу к интеллектуальным цифровым электрическим сетям

1. Описание проекта

Цифровая трансформация электрических сетей выполняется в рамках реализации положений Указа Президента Российской Федерации от 07.05.2018 года "О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года".

2. Предпосылки реализации проекта

В настоящее время электросетевой комплекс России исчерпал возможности экстенсивного развития.

Данные последних лет подтверждают, что рост числа потребителей будет скомпенсирован ростом их энергоэффективности, что в свою очередь приведет к стагнирующему росту полезного отпуска из сети. Эффект масштаба в электропотреблении задействован уже быть не может.

Анализ данных показывает следующие наметившиеся тренды в развитии компании "стандартным" путем:

- резкое снижение темпа сокращения технологических потерь;

- "заморозка" темпов снижения аварийности;

- надежность достигается за счет многократного резервирования из-за избыточного сетевого строительства;

- увеличивается процент износа основного оборудования, который ведет к снижению качества услуг по передаче электроэнергии;

- отрасль не в состоянии "принять в себя" инновации с рынка в силу отсталости технологической базы 60 - 70-хх годов.

3. Анализ технических решений

Организационно уровень оперативно-технического управления и автоматизации будет располагаться на уровне районных электрических сетей (далее - РЭС).

На данном уровне обеспечивается сбор и обработка цифровых данных непосредственно с "полевых объектов" сетевой инфраструктуры - коммутационные аппараты, измерительные устройства и системы, комплексы диагностики и мониторинга работы первичного оборудования.

Определяющей технологией оперативно-технологического уровня является Цифровой РЭС со своим набором программно-аппаратных решений для реализации следующего основного функционала:

- локализация мест повреждения;

- автоматизация процессов ликвидации аварийных событий (OMS);

- удаленное управление оборудованием сети;

- внедрение функции автоматического восстановления электроснабжения FLISR

- реализация АВР;

- расчет конфигурации сетей;

- расчет потерь и автоматическое выявление очагов потерь (включая коммерческие потери);

- интеллектуальное управление энергопотреблением у потребителей, основанное на анализе профилей и характере нагрузок (demand response);

- интеллектуальное управление объектами генерации (ВИЭ+РИСЭ);

- расчет баланса на данных коммерческого учета;

- автоматических расчет и удаленное изменение и управление уставками защит;

- анализ состояния активов на основе диагностических данных.

Основные мероприятия, выполняемые в рамках реализации цифровой трансформации сети филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго:

- цифровая трансформация Курского, Курчатовского, Золотухинского РЭС;

- создание единого центра управления сетями;

- реализация мероприятий в части создания "цифрового монтера";

- цифровая радиосвязь.

4. Вывод

Реализация инвестиционного проекта необходима для обеспечения наблюдаемости и оперативно-технологического управления объектами электросетевого комплекса, выполнения требований отраслевых нормативно-технических документов, что в свою очередь повысит качество и эффективность управления оборудованием.

Техническое перевооружение и реконструкция ВЛ 110 кВ. Железногорск - Рудная-1, 2 цепь

1. Описание проекта

Основной задачей реализации данного инвестиционного проекта является техперевооружение и реконструкция ВЛ 110 кВ. Железногорск - Рудная-1,2 цепь, без изменения параметров пропускной способности сети.

2. Предпосылки реализации проекта

ВЛ 110 кВ. Железногорск - Рудная-1,2 цепь построена в 1958 году (срок эксплуатации к 2025 году составит 67 лет).

От ВЛ 110 кВ. Железногорск - Рудная-1,2 цепь подключена ПС 110 кВ. Рудная, которая является основным центром питания потребителей города Железногорска, а также потребителей от центров питания, включенных в транзит 110 кВ. Рудная - Рыльск.

Технические характеристики ВЛ 110 кВ. Железногорск - Рудная 1,2 цепь:

- протяженность - 15 км, в двухцепном исполнении по всей длине линии;

- провод АС - 150, длительно-допустимая нагрузка 450 А;

- фактическая токовая нагрузка - 154 А (по двум цепям);

- индекс технического состояния - 57.

При проведении анализа технического состояния ВЛ 110кВ Железногорская - Рудная 1,2 цепь установлено, что элементы металлических опор и фундаментов, провод, грозозащитный трос, изоляция, линейная арматура линии имеют значительный износ и многочисленные дефекты.

В соответствии с протоколом совещания от 07.10.2019 N КР-60-13/2019 по вопросу реконструкции ВЛ 110 кВ. Железногорская - Рудная 1,2 цепь, филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго" принято решение о техническом перевооружении и реконструкции ВЛ 110 кВ. Железногорская - Рудная 1,2 цепь с заменой опор, проводов, грозозащитного троса, линейной изоляции, линейной арматуры и установкой гасителей вибрации, гасителей пляски, птицезащитных устройств.

Ведомость дефектов и повреждений ВЛ 110 кВ. Железногорск - Рудная 1,2 цепь и протокол совещания от 07.10.2019 N КР-60-13/2019 прилагаются.

3. Вывод

Инвестиционный проект "Техперевооружение и реконструкция ВЛ 110 кВ. Железногорская - Рудная 1,2 цепь" необходим для повышения надёжности электрической сети и замещения оборудования, выбывающего из эксплуатации вследствие морального и физического износа.

ГАРАНТ:

Протокол технического совещания по вопросу реконструкции ВЛ 110 кВ Железногорская - Рудная I, II цепь не приводится

Реконструкция участка 2-цепной ВЛ 110 кВ. Садовая - Котельная N 1, 3 с устройством перехода через а/дорогу с изменением границ полосы отвода и охранной зоны, г. Курск (протяженность 0,63 км, в том числе переход через а/дорогу 0,27 км)

1. Описание проекта

Основной задачей реализации данного инвестиционного проекта является реконструкция участка 2-цепной ВЛ 110 кВ. Садовая - Котельная N 1, 3 с устройством перехода через а/дорогу, без изменения параметров пропускной способности сети.

2. Предпосылки реализации проекта

В настоящее время в Северной части города Курска имеет место проблема с пропускной способностью транспортной сети. В соответствии Программой комплексного развития транспортной инфраструктуры муниципального образования "Город Курск" на 2018 - 2035 годы - далее по тексту Программа (утверждена решением Курского городского Собрания от 23 января 2018 г. N 25-6-ОС), в 2019 году было запланировано строительство транспортной развязки по ул. Карла Маркса в районе УГИБДД (п. 35 Приложения 1 Программы "Перечень мероприятий (инвестиционных проектов) по проектированию, строительству, реконструкции объектов транспортной инфраструктуры города Курска на 2018 - 2035 годы"). До настоящего времени, в связи с тем, что земли, на которых может появиться дополнительный выезд с проспекта Дериглазова, принадлежат не только Курску, но и Курскому району мероприятия не выполнены и планируются к реализации в течение 2021 - 2022 гг.

Реализация инвестиционного проекта по Реконструкция участка 2-цепной ВЛ 110 кВ. Садовая - Котельная N 1, 3 с устройством перехода через а/дорогу обусловлена необходимостью соблюдения габаритов линии после строительства автомобильной развязки.

3. Выводы

Инвестиционный проект Реконструкция участка 2-цепной ВЛ 110 кВ. Садовая - Котельная N 1, 3 с устройством перехода через а/дорогу с изменением границ полосы отвода и охранной зоны, г. Курск (протяженность 0,63 км, в том числе переход через а/дорогу 0,27 км) необходим для развития инфраструктуры города Курска, рекомендуется к выполнению.

Модернизация ПС 110 кВ. с установкой трансформаторов тока-110 кВ (программа ССПИ)

1. Описание проекта

Основной задачей реализации данного инвестиционного проекта является дополнительная установка трансформаторов тока 110 кВ. для обеспечения работы систем телекоммуникаций между подстанциями, ЦУС и диспетчерским пунктом (ДП) Курского РДУ.

2. Предпосылки реализации проекта

В настоящее время возникла необходимость решения задач по выполнению работ по созданию цифровых узлов и каналов связи между подстанциями, РЭС, ЦУС и ДП Курского РДУ, необходимых для осуществления в полном объеме функций оперативно-технологического управления, а также для решения следующих задач, среди которых:

- Приведение в соответствие уровня телемеханизации объектов требованиям отраслевых и нормативных документов.

- Реализация технических требований ОАО "СО ЕЭС" по обмену технологической информацией.

- Исполнение Программы развития АСТУ ПАО "МРСК Центра", (утверждена советом директоров ПАО "МРСК Центра" 30.03.17 г.)

Планируется установка трансформаторов тока требуемого класса точности 0,5S (0,5) по присоединениям:

1. На ПС 110 кВ. Белая

ВЛ 110 кВ. Белая - Р. Буды, ВЛ 110 кВ. Суджа - Белая, Т-1 110 кВ.,Т-2 110 кВ.

2. На ПС 110 кВ. Ольховка:

ВЛ 110 кВ. Ольховка - Хомутовка, Т-1 110 кВ., Т-2 110 кВ.

3. На ПС 110 кВ. Хомутовка:

ВЛ 110 кВ. Хомутовка - Ольховка, ВЛ 110 кВ. Рудная - Хомутовка, Т-1 110 кВ., Т-2 110 кВ.

ГАРАНТ:

Нумерация подразделов приводится в соответствии с источником

4. Выводы

Реализация инвестиционного проекта необходима для обеспечения наблюдаемости и оперативно-технологического управления объектами электросетевого комплекса, выполнения требований отраслевых нормативно-технических документов, что в свою очередь повысит качество и эффективность управления оборудованием, повысит надежность электроснабжения потребителей, рекомендуется к выполнению.

Приложение N 6
к Схеме и программе развития электроэнергетики
Курской области на 2022 - 2026 годы

Карта-схема
электрических сетей 35 кВ и выше энергосистемы Курской области на период 2022 - 2026 годов

Приложение N 7
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Курской области
на 2022 - 2026 годы

Нормальная схема
электрических соединений электрической сети 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Курскэнерго" на 01.01.2021 и на период до 2026 года