Указ Губернатора Псковской области от 29 апреля 2022 г. N 69-УГ "О Схеме и программе развития электроэнергетики Псковской 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" постановляю:

1. Утвердить прилагаемую Схему и программу развития электроэнергетики Псковской области на 2022 - 2026 годы.

2. Признать утратившим силу указ Губернатора области от 30 апреля 2021 г. N 54-УГ "Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Псковской области на 2021 - 2025 годы".

3. Контроль за исполнением настоящего указа возложить на заместителя Губернатора области Осипова В.В.

4. Настоящий указ вступает в силу со дня его официального опубликования.

Губернатор области

М. Ведерников

Схема и программа
развития электроэнергетики Псковской области на 2022 - 2026 годы
(утв. указом Губернатора области от 29 апреля 2022 г. N 69-УГ)

Паспорт
Схемы и программы развития электроэнергетики Псковской области на 2022 - 2026 годы

Наименование	Схема и программа развития электроэнергетики Псковской области на 2022 - 2026 годы (далее - Схема и программа)
Правовая основа Схемы и программы	Постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"
Исполнители мероприятий Схемы и программы	ПАО "Россети Северо-Запада" (Псковский филиал ПАО "Россети Северо-Запада"), ПАО "ФСК ЕЭС" (Магистральные электрические сети Северо-Запада (МЭС Северо-Запада) - филиал ПАО "ФСК ЕЭС" (далее также - МЭС Северо-Запада), Новгородское ПМЭС филиала МЭС Северо-Запада ПАО "ФСК ЕЭС" (далее - Новгородское ПМЭС) в части мероприятий, включенных в проект схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2022 - 2028 годы (далее - проект СиПР ЕЭС на период 2022 - 2028 годов), ПАО "ОГК-2" (филиал ПАО "ОГК-2" - Псковская ГРЭС) (далее также - Псковская ГРЭС), особая экономическая зона промышленно-производственного типа "Моглино" (далее - ОЭЗ ППТ "Моглино"), АО "Оборонэнерго" (филиал "Северо-Западный" АО "Оборонэнерго"), ООО "Энергосети"
Обоснование Схемы и программы	Схема и программа разработана в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823, и с учетом данных проекта СиПР ЕЭС на период 2022 - 2028 годов. Схема и программа базируется на опыте реализации государственной энергетической политики и оценки основных тенденций в социально-экономическом развитии Псковской области в среднесрочной перспективе. Схема и программа - это прежде всего инструмент управления электроэнергетикой Псковской области, где все пространственно-территориальные факторы в части электроэнергетики представлены в системной взаимосвязи с перспективами ее развития. Развитие Псковской области невозможно без реализации комплекса мероприятий по развитию энергетической инфраструктуры. Схема и программа ориентирована на повышение экономической значимости Псковской области и наиболее полное использование инвестиционного потенциала. Схема и программа определяет основные направления развития электроэнергетики Псковской области, учитывая сложившуюся ситуацию в потреблении топливно-энергетических ресурсов Псковской области, оценку имеющихся проблем и факторов влияния, перспектив развития и ожидаемые результаты реализации Схемы и программы
Цели Схемы и программы	Развитие сетевой инфраструктуры Псковской области; обеспечение удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую энергию; обеспечение стабильного и благоприятного инвестиционного климата на территории Псковской области для привлечения инвестиций
Задачи Схемы и программы	Предотвращение возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии, мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей, повышение надежности и качества отпускаемой электрической энергии; развитие системообразующей сети энергосистемы (далее - ЭС) Псковской области, обеспечение ее целостности и интеграции с другими ЭС, обеспечение энергетической безопасности
Сроки реализации Схемы и программы	2022 - 2026 годы
Источники финансирования Схемы и программы	Финансирование Схемы и программы: в части объектов классом 110 кВ и ниже осуществляется за счет средств Псковского филиала ПАО "Россети Северо-Запада", Псковской ГРЭС, АО "ОЭЗ ППТ "Моглино", филиала "Северо-Западный" АО "Оборонэнерго", ООО "Энергосети"; в части объектов классом 110 кВ и выше, входящих в состав Единой национальной электрической сети (далее - ЕНЭС), осуществляется за счет средств ПАО "ФСК ЕЭС"
Ожидаемые конечные результаты реализации Схемы и программы	Создание эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Псковской области
Орган, уполномоченный на проведение мониторинга реализации Схемы и программы	Мониторинг реализации Схемы и программы осуществляет Комитет по тарифам и энергетике Псковской области

I. Общая характеристика Псковской области

Псковская область занимает 55,4 тыс. кв. км, что составляет 3,28% территории Северо-Западного федерального округа (далее - СЗФО), и 0,32% территории России.

По данным Территориального органа Федеральной службы государственной статистики по Псковской области численность населения Псковской области на 01 января 2022 года составила 612,458 тыс. человек (4,41% населения СЗФО, 0,42% населения Российской Федерации), в том числе городское население - 443,726 тыс. человек (72,45%), сельское население - 168,732 тыс. человек (27,55%). Численность населения Псковской области имеет тенденцию к незначительному снижению. Плотность населения Псковской области на 1 кв. км - 11,06 человека.

Наиболее крупными городами Псковской области являются Псков (209,426 тыс. человек), Великие Луки (90,485 тыс. человек), Остров (20,531 тыс. человек), Невель (14,241 тыс. человек).

Численность населения по муниципальным образованиям на 1 января 2021 года представлена в таблице 1.

Таблица 1

Городские населенные пункты с численностью населения более трех тысяч человек на 1 января 2021 года*

Название города, населенного пункта	Население, чел	Название города, населенного пункта	Население, чел	Название города, населенного пункта	Население, чел
г. Псков	209 426	г. Дно	7267	пос. Пушкинские Горы	4381
г. Великие Луки	90 485	пос. Дедовичи	6982	г. Пустошка	3829
г. Остров	20 531	г. Новосокольники	6900	пос. Красногородск	3483
г. Невель	14 241	пос. Струги Красные	4307	г. Гдов	3216
г. Опочка	9089	г. Пыталово	5392	пос. Бежаницы	3263
г. Печоры	9003	г. Себеж	5197	пос. Локня	3144
г. Порхов	8095	пос. Идрица	4450	г. Новоржев	3070

* Данные о численности населения на 01 января 2022 года отсутствуют.

Климат Псковской области умеренно-континентальный, влажный, смягченный близостью Атлантического океана. Средняя температура января - от -6,3 °C до -6,9 °C, июля - от +17,8 °C до +18,1 °C.

По состоянию на 01 января 2022 года на территории Псковской области образовано 136 муниципальных образований, из них: 2 городских округа (город Псков, город Великие Луки), а также 24 муниципальных района, в состав которых входят 25 городских поселений, 85 сельских поселений и 1 межселенная территория.

На территории Псковской области зарегистрировано более 17 тысяч юридических лиц всех форм собственности и хозяйствования (далее - организации). Экономическое развитие по видам деятельности основывается на организациях обрабатывающей промышленности, таких, как производство пищевых продуктов, производство машин и оборудования, текстильное и швейное производство, обработка древесины, а также на развитой инфраструктуре, в т.ч. транспортной, и экономически выгодном территориальном расположении Псковской области.

Перспективы развития экономики Псковской области связаны с созданием в Псковском районе ОЭЗ ППТ "Моглино".

Создание ОЭЗ ППТ "Моглино" поможет Псковской области увеличить объем валового регионального продукта (далее - ВРП), сделать Псковскую область более привлекательной для инвестиционной деятельности.

II. Анализ существующего состояния электроэнергетики Псковской области за 2017 - 2021 гг.

1. Характеристика ЭС, осуществляющей электроснабжение потребителей Псковской области

ЭС Псковской области входит в объединенную энергетическую систему Северо-Запада. Режимом работы объединенной энергетической системы Северо-Запада (далее - ОЭС) управляет Филиал АО "СО ЕЭС" "Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Северо-Запада" (далее - Филиал АО "СО ЕЭС" ОДУ Северо-Запада).

Управление режимом работы ЭС Псковской области осуществляет расположенный в Великом Новгороде Филиал АО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление ЭС Новгородской и Псковской областей" (далее - Филиал АО "СО ЕЭС" Новгородское РДУ).

ЭС Псковской области охватывает площадь 55,4 тыс. кв. км, численность населения, по данным на 01 января 2022 г., составляет 612,458 тыс. человек.

В настоящее время на территории Псковской области находится в эксплуатации около пяти тысяч километров воздушных и кабельных линий напряжением 35 - 330 кВ. В ЭС Псковской области действуют электрические сети напряжением 330-110-35-10-6-0,4 кВ.

В 2021 году собственной электрической энергией Псковская область была обеспечена на 6,15%. Покрытие дефицита электроэнергии осуществляется по линиям электропередачи 110-330 кВ от смежных ЭС. Схема ЭС Псковской области по сетям единой национальной энергетической системы (далее - ЕНЭС) 330 кВ транзитная, ЭС Псковской области входит в состав транзита 330 кВ "Северо-Запад - Центр" и является составной частью "электрического кольца БРЭЛЛ" (Беларусь, Россия, Эстония, Литва, Латвия).

Основным производителем электрической энергии на территории Псковской области является Псковская ГРЭС. Кроме электростанции Псковской ГРЭС установленной мощностью 440 МВт, на территории Псковской области действуют две гидроэлектростанции АО "Норд Гидро" - Шильская ГЭС и Максютинская ГЭС суммарной установленной мощностью 3,04 МВт, а также промышленное предприятие, осуществляющее выработку электрической энергии, - закрытое акционерное общество "Завод электротехнического оборудования" (далее также - ЗАО "ЗЭТО") с мощностью 2,7 МВт.

Суммарная установленная мощность электростанций ЭС Псковской области по состоянию на 01 января 2022 года составляет 445,74 МВт.

В структуре генерирующих мощностей в ЭС Псковской области доля электростанции Псковской ГРЭС составляет 98,71% (440 МВт), АО "Норд Гидро" - 0,68% (3,04 МВт) и электростанций промышленных предприятий - 0,61% (2,7 МВт).

Основными сетевыми организациями, в том числе их филиалами и структурными подразделениями, осуществляющими свою деятельность на территории Псковской области в 2022 году, являются:

Новгородское ПМЭС;

Псковский филиал ПАО "Россети Северо-Запад";

филиал ОАО "РЖД" "Трансэнерго";

филиал "Северо-Западный" АО "Оборонэнерго";

ООО "Энергосети".

Новгородское ПМЭС обслуживает на территории города Пскова и Псковской области электрические сети и подстанции 330 кВ. Производственный комплекс Новгородского ПМЭС на территории Псковской области представлен тремя подстанциями 330 кВ общей установленной мощностью трансформаторного оборудования 330 кВ - 1050 МВА, 110 кВ-20 МВА, и десятью ВЛ 330 кВ общей протяженностью 1522,33 км.

Псковский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" осуществляет услуги по передаче электрической энергии и технологическому присоединению к электрическим сетям 0,4-110 кВ. В состав входят три производственных отделения (далее - ПО): "Северные электрические сети" (далее - "СЭС"), "Восточные электрические сети" (далее - "ВЭС"), "Южные электрические сети" (далее - "ЮЭС"). Согласно Комплексной программе развития электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Псковской области на пятилетний период 2022 - 2026 годов, утвержденной распоряжением Псковского филиала ПАО "Россети Северо-Запад" от 24 февраля 2022 г. N 129-р, на обслуживании Псковского филиала ПАО "Россети Северо-Запад" находятся воздушные и кабельные линии электропередачи 110 кВ и 35 кВ общей протяженностью в одноцепном исполнении 4198,44 км, 170 подстанций 110 - 35 кВ установленной трансформаторной мощностью 2013,3 МВА, 11027 трансформаторных и распределительных подстанций (далее - РП) (6)10/0,4 кВ общей мощностью 1856,59 МВА, линий электропередачи (далее - ЛЭП) (6)10-0,4 кВ общей протяженностью 41912,98 км.

Филиал ОАО "Российские железные дороги" "Трансэнерго" (Октябрьская дирекция по энергообеспечению) обеспечивает электрической энергией ОАО "РЖД", а также оказывает услуги по передаче электрической энергии сторонним потребителям, в зоне обслуживания которого находятся трансформаторные подстанции 6-10 кВ установленной трансформаторной мощностью 80,798 МВА, а также электрические сети напряжением (6)10-0,4 кВ общей протяженностью в одноцепном исполнении 2916,7 км.

Филиал "Северо-Западный" АО "Оборонэнерго" осуществляет передачу и распределение электрической энергии к объектам Министерства обороны Российской Федерации (далее - Минобороны России). В зоне обслуживания филиала "Северо-Западный" АО "Оборонэнерго" на территории Псковской области находятся трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ установленной трансформаторной мощностью 62,54 МВА и распределительные сети напряжением 10-0,4 кВ общей протяженностью в одноцепном исполнении 463,34 км.

ООО "Энергосети" является территориальной сетевой организацией. В эксплуатации ООО "Энергосети" находятся ЛЭП напряжением 110 кВ общей протяженностью 0,08 км, напряжением 6-0,4 кВ - 39,38 км, подстанция (далее - ПС) 110 кВ Радиозаводская (ПС 175) установленной трансформаторной мощностью 30 МВА, трансформаторные подстанции 6 кВ установленной общей мощностью 28,2 МВА.

Гарантирующим поставщиком электрической энергии на территории Псковской области является самая крупная энергосбытовая компания в Псковской области - АО "Псковэнергосбыт", доля на рынке продаж электрической энергии в Псковской области которого составляет 96,5%.

Территория обслуживания АО "Псковэнергосбыт" охватывает все районы Псковской области. Полезный отпуск электрической энергии потребителям АО "Псковэнергосбыт" в 2021 году составил 2260,9 млн кВ т.ч.

Кроме того, сбытовую деятельность на территории Псковской области ведут следующие организации:

ООО "Энергетическая компания "СбытТрейдингИнновации" (2,7%);

ООО "Русэнергоресурс" (0,1%);

ООО "МагнитЭнерго" (0,7%).

2. Динамика потребления электрической энергии в Псковской области и структура электропотребления по основным группам потребителей за 2017 - 2021 гг.

Изменение электропотребления в Псковской области за последние пять лет не имеет определенной тенденции, т.к. значительное влияние на уровень электропотребления оказывает температура наружного воздуха.

По данным Филиала АО "СО ЕЭС" Новгородское РДУ, общее потребление электрической энергии на территории Псковской области в 2021 году составило 2342,915 млн кВ т.ч., по сравнению с 2020 годом рост потребления электрической энергии составил 7,64%.

Динамика потребления электрической энергии в Псковской области в период 2017 - 2021 гг. представлена в таблице 2 и на рисунке 1.

Таблица 2

Динамика потребления и выработки электрической энергии Псковской области в период 2017 - 2021 гг.

Показатель	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Потребление электрической энергии, млн кВт.ч	2241,377	2244,930	2211,443	2176,607	2342,915
Темп роста, % (к предыдущему году)	0,69	0,16	-1,49	-1,58	7,64
Выработка электрической энергии, млн кВт.ч	795,123	162,349	212,555	166,061	144,022

Рисунок 1. Динамика потребления и выработки электрической энергии Псковской области в период 2017 - 2021 гг.

На рост потребления электрической энергии в 2017, 2018 и 2021 годах в большей степени повлиял климатический фактор (более холодные зимние месяцы и увеличение количества пасмурных дней).

Однако, начиная с 2019 года наблюдается спад потребления электрической энергии в Псковской области, обусловленный влиянием температурного фактора. Минимальное значение электропотребления за рассматриваемый период наблюдалось в 2020 году, что обусловлено проведением мероприятий по нераспространению коронавирусной инфекции (COVID-19), повлекших за собой сокращение всех видов производства.

В таблице 3 и на рисунке 2 представлена структура потребления электрической энергии на территории Псковской области с разбивкой по основным классам потребителей в период 2017 - 2021 гг.

В соответствии с Федеральным планом статистических работ, утвержденным распоряжением Правительства Российской Федерации от 06 мая 2008 г. N 671-р, информация по ВРП за 2021 год не опубликована, в связи с чем в настоящей Схеме и программе за 2021 год такая информация не приведена.

Таблица 3

Структура потребления электрической энергии Псковской области в 2017 - 2021 гг., млн кВт.ч*

N п/п	Структура потребления электрической энергии Псковской области	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
1	Промышленное производство (обрабатывающие производства, производство и распределение электрической энергии, газа и воды)	640,0	624,8	611,2	573,6	н/д
2	Сельское хозяйство, лесное хозяйство, охота	127,6	139,4	151,9	154,6	н/д
3	Строительство	31,3	36,6	35,5	41,4	н/д
4	Оптовая и розничная торговля	142,4	133,3	140,2	138,1	н/д
5	Транспорт и связь	20,1	20,9	21,9	50,7	н/д
6	Деятельность в области информации и связи	33,6	42,1	43,2	32,4	н/д
7	Городское и сельское население	640,5	662,8	626,3	625,8	н/д
8	Потери в электросетях	264,6	255,2	237,3	227,9	н/д
9	Другие виды экономической деятельности	231,8	212,4	246,5	219,4	н/д
ВСЕГО		2132,0	2127,5	2113,9	2063,8	н/д

*По данным Федеральной службы государственной статистики (Росстат), "Электробаланс" 2005 - 2020 гг.".

Рисунок 2. Структура потребления электрической энергии Псковской области в 2020 году

Как показано на рисунке 2, в период 2017 - 2021 гг. основную долю потребления электрической энергии Псковской области составляет городское и сельское население, а также организации сектора промышленного производства (в т.ч. добычи полезных ископаемых, обрабатывающих производств) и осуществляющих производство и распределение электрической энергии, газа и воды. Доля потребления электрической энергии указанных секторов экономики за последние пять лет составляет в среднем 28% для промышленного производства и 30% для населения.

Самые низкие доли в структуре общего потребления электрической энергии составили потребители сектора строительства, транспорта и связи, а также деятельности в области информации и связи. За 2017 - 2021 гг. доля потребления электрической энергии организациями сектора транспорта и связи в среднем составила 2,5%, сектора строительства - 2,0%, сектора деятельности в области информации и связи - 1,6%.

В целом можно сделать заключение, что структура потребления электрической энергии в Псковской области в рассматриваемом периоде не претерпела значительных изменений.

3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии на территории Псковской области

Наиболее крупными потребителями электрической энергии в ЭС Псковской области являются организации сельского хозяйства, пищевой промышленности, жилищно-коммунального хозяйства, машиностроения и металлообработки.

Перечень организаций, относящихся к крупным потребителям, составлен с учетом данных Псковского филиала ПАО "Россети Северо-Запад" и следующих критериев: объем производства продукции, среднесписочная численность работников, налоговые и другие обязательные платежи в консолидированный бюджет Псковской области, выпуск значимой для Псковской области продукции, присоединенная мощность электроустановок.

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии Псковской области с показателями по потреблению электрической энергии и мощности представлены в таблице 4.

Таблица 4

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии Псковской области

N п/п	Наименование потребителя	Структура потребления электрической энергии	Единицы измерения	Годовой объем потребления электрической энергии и мощности
				2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
1	ООО "Великолукский свиноводческий комплекс"	Сельское хозяйство	млн кВт.ч	55,69	60,23	63,54	63,09	67,91
			МВт	9,26	9,71	7,01	6,80	7,32
2	ОАО "Великолукский мясокомбинат"	Пищевая промышленность	млн кВт.ч	48,94	52,06	59,77	70,76	76,17
			МВт	6,57	7,29	7,06	8,60	9,26
3	ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ"	Прочие отрасли	млн кВт.ч	32,48	33,02	31,85	29,34	31,58
			МВт	14,76	9,06	8,74	8,05	8,67
4	МП г. Пскова "Горводоканал"	Жилищно-коммунальное хозяйство	млн кВт.ч	27,15	26,28	24,99	21,51	22,56
			МВт	6,56	7,20	4,19	3,25	2,58
5	МП г. Пскова "ПТС"		млн кВт.ч	23,05	21,36	25,23	21,69	23,35
			МВт	9,39	7,01	7,35	8,67	9,33
6	ФГБУ "ЦЖКУ" Минобороны России	Прочие отрасли	млн кВт.ч	23,26	33,32	н/д	14,63	15,75
			МВт	21,08	9,05	4,10	н/д	н/д
7	ЗАО "ЗЭТО"	Машиностроение и металлообработка	млн кВт.ч	15,01	13,91	13,17	11,53	10,50
			МВт	3,22	3,69	3,01	3,11	2,96
8	ОАО "Лужский абразивный завод"		млн кВт.ч	14,51	14,05	13,25	12,31	13,25
			МВт	2,22	2,57	2,27	1,92	2,07
9	ООО "Псковэнерготранс"	Прочие отрасли	млн кВт.ч	13,79	14,56	12,08	9,53	10,26
			МВт	4,10	3,03	1,37	1,78	1,92
10	МУП "Тепловые сети г. Великие Луки"	Жилищно-коммунальное хозяйство	млн кВт.ч	15,30	15,17	15,43	15,77	16,98
			МВт	5,21	4,93	4,81	4,81	5,18

4. Динамика изменения максимума нагрузки за последние пять лет

В рамках рассматриваемого пятилетнего периода максимум потребления мощности энергосистемы Псковской области зафиксирован в 2021 году и составил 432,7 МВт. По сравнению с 2020 годом собственный максимум потребления ЭС Псковской области увеличился на 59,27 МВт или на 15,87%.

В период с 2017 по 2019 гг. наблюдалось увеличение максимума нагрузки на 4,75%. Наименьшее значение за рассматриваемый период зафиксировано в 2020 году и составляет 373,43 МВт. Снижение в 2020 году на 9,48% было связано с экономической обстановкой, снижением производства и соответствовало общей динамике изменения максимума нагрузки по Единой энергетической системе России.

Увеличение собственного максимума потребления в ЭС Псковской области за анализируемый период (2017-2021 годы) составило 1,30%.

Динамика изменения максимума потребления Псковской области с разделением по энергорайонам приведена в таблице 5 и на рисунке 3.

Таблица 5

Динамика изменения максимума потребления в Псковской области, МВт

Наименование показателя	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Собственный максимум потребления, МВт, в т.ч.:	393,68	399,79	412,54	373,43	432,70
Южный энергорайон	184,79	188,02	192,74	176,07	204,02
Псковский энергорайон	208,89	211,77	219,80	197,36	228,68
Абсолютный прирост максимума потребления, МВт	-19,12	6,11	12,75	-39,11	59,27
Темп роста, %	-4,63	1,55	3,19	-9,48	15,87

Рисунок 3. Динамика изменения максимума потребления в Псковской области за период 2017 - 2021 гг.

5. Структура установленной мощности электростанций на территории Псковской области

Установленная мощность электростанций, действующих за период 2017 - 2021 годов, не изменилась и по состоянию на 01 января 2022 года составила 445,74 МВт.

Структура установленной мощности электростанций на территории Псковской области за период 2017 - 2021 годов представлена в таблице 6.

Таблица 6

Структура установленной мощности электростанций на территории Псковской области

Типы электростанций	31.12.2017		31.12.2018		31.12.2019		31.12.2020		31.12.2021
	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%
ТЭС*	442,7	99,3	442,7	99,3	442,7	99,3	442,7	99,3	442,7	99,3
ГЭС	3,04	0,7	3,04	0,7	3,04	0,7	3,04	0,7	3,04	0,7
ВСЕГО:	445,74	100	445,74	100	445,74	100	445,74	100	445,74	100

* С учетом электростанций промышленных организаций.

Рисунок 4. Структура установленной мощности электростанций

На рисунке 4 наглядно представлено, что большую часть установленной мощности электростанций в ЭС Псковской области составляют тепловые электростанции (в том числе электростанции промышленных предприятий).

6. Состав существующих электростанций с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям

В Псковской области расположены электростанции, принадлежащие ПАО "ОГК-2", АО "Норд Гидро", ЗАО "ЗЭТО". Состав функционирующих электростанций и электростанций промышленных организаций на территории Псковской области с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям представлен в таблице 7.

Таблица 7

Состав функционирующих электростанций

Объект генерации	Место расположения	Номер агрегата	Тип турбины	Установленная электрическая мощность, МВт (на 31.12.2021)	Установленная тепловая мощность, Гкал/ч (на 31.12.2021)
ПАО "ОГК-2"
Псковская ГРЭС	Псковская обл., пос. Дедовичи	всего		440	116,8*
		1	К-220-130-1	220	-
		2	К-220-130-1	220	-
АО "Норд Гидро"
Шильская ГЭС	Псковская обл., деревня Шильское	всего		1,52	-
		1	Фойт Каплана	0,76	-
		2	Фойт Каплана	0,76	-
Максютинская ГЭС	Псковская обл., деревня Максютино	всего		1,52	-
		1	Фойт Каплана	0,76	-
		2	Фойт Каплана	0,76	-
ЗАО "ЗЭТО"
ТЭЦ ЗЭТО	г. Великие Луки	всего		2,7	-
		1	0,6 ПА/0,4 Р13/6	0,6	-
		2	2,1 АЛ/6,3 Р12/3	2,1	-

* С учетом общестанционного пикового бойлера и пяти электрических водогрейных котлов.

Структура установленной мощности электростанций, на территории Псковской области за 2021 год представлена на рисунке 5.

Рисунок 5. Структура установленной мощности электростанций в разрезе собственников электростанций

7. Структура выработки электрической энергии по типам электростанций и видам собственности

Суммарная собственная выработка электрической энергии электростанциями Псковской области в 2021 году составила 144,022 млн кВ т.ч. По сравнению с 2020 годом выработка электрической энергии снизилась на 13,27%. Структура выработки электрической энергии по типам электростанций на территории Псковской области в период 2017 - 2021 годов представлена в таблице 8 и на рисунке 6.

Таблица 8

Структура выработки электрической энергии

Наименование	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Всего по территории в т. ч.:	795,123	162,349	212,555	166,061	144,022
ПАО "ОГК-2"
Псковская ГРЭС	775,191	149,256	196,337	149,278	124,028
АО "Норд Гидро"
Максютинская ГЭС и Шильская ГЭС	14,208	7,862	11,797	14,202	13,228
ЗАО "ЗЭТО"
электростанция промышленного предприятия	5,725	5,231	4,421	2,581	6,766

Из анализа динамики изменения структуры выработки электрической энергии по типам электростанций на территории Псковской области в период 2017 - 2021 годов видно, что в течение всего ретроспективного периода основная доля выработки электрической энергии - 97,49 - 86,12% приходится на Псковскую ГРЭС.

В 2021 году доля Максютинской ГЭС и Шильской ГЭС в суммарной выработке электрической энергии составила 9,18%, что на 7,4 процентных пункта выше уровня 2017 года. Доля выработки электрической энергии на электростанции ЗАО "ЗЭТО" за 2017 - 2021 гг. выросла с 0,72% до 4,70%.

Рисунок 6. Структура выработки электрической энергии

8. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения Псковской области за последние пять лет

Суммарная тепловая мощность различных источников теплоснабжения Псковской области составляет 2329,872 Гкал/ч, в том числе Псковская ГРЭС установленной тепловой мощностью 116,8 Гкал/ч (с учетом общестанционного пикового бойлера и пяти электрических водогрейных котлов).

Данные на 01 января 2022 года о количестве котельных с разбивкой по мощности приведены в таблице 9.

Таблица 9

Количество котельных, расположенных на территории Псковской области с разбивкой по мощности

Котельные, всего	в том числе мощностью, Гкал/ч
	до 3	от 3 до 20	от 20 до 100	от 100 и выше
338	236	83	16	3

Источниками производства тепловой энергии в Псковской области в 2021 году отпущено 2531,74 тыс. Гкал. За рассматриваемый период с 2017 по 2021 год снижение потребления тепловой энергии составило 20,28%. Отпуск тепловой энергии Псковской ГРЭС за рассматриваемый период увеличился на 7,46%. Снижение объемов выработки тепловой энергии котельными Псковской области в период с 2017 по 2021 год составило 20,46%.

Динамика потребления тепловой энергии в Псковской области за период 2017 - 2021 гг. приведена в таблице 10 и на рисунке 7.

Рисунок 7. Динамика потребления тепловой энергии Псковской области за период 2017 - 2021 гг., тыс. Гкал.

Таблица 10

Динамика потребления тепловой энергии по централизованной зоне энергоснабжения Псковской области за период 2017 - 2021 гг.

Показатель	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал, в т.ч.:	3131,48	3095,36	2651,63	2508,66	2936,82
Псковская ГРЭС	76,02	75,14	58,33	54,59	61,46
ЗАО "ЗЭТО"	144,17	142,51	106,14	100,35	116,56
котельные	2911,29	2877,71	2487,16	2353,72	2758,80
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-44,47	-36,12	-443,73	-142,97	428,16
Среднегодовые темпы прироста, %	-1,40	-1,15	-14,34	-5,39	17,07

Договорные тепловые нагрузки ЗАО "ЗЭТО" составляют 22,65 Гкал/час, отпуск тепловой энергии населению и бюджетным организациям не осуществляется.

Договорные тепловые нагрузки Псковской ГРЭС составляют 25,3 Гкал/час (представлены с разбивкой по группам потребителей на рисунке 8).

Рисунок 8. Договорные тепловые нагрузки Псковской ГРЭС

К основным потребителям тепловой энергии относятся промышленный комплекс, жилищно-коммунальный комплекс и бюджетная сфера Псковской области, имеющие отопительно-вентиляционные нагрузки, нагрузки горячего водоснабжения и технологические нагрузки промышленных предприятий. В структуре потребления тепловой энергии за рассматриваемый период значительных изменений не произошло. Более половины (56%) потребления тепловой энергии приходится на население.

9. Структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных по организациям, осуществляющим регулируемые виды деятельности, за 2021 год

Система теплоснабжения Псковской области на 01 января 2022 года включает 338 котельных, принадлежащих 58-ми организациям. Наиболее крупными из них являются:

ООО "Газпром теплоэнерго Псков";

ЗАО "ЗЭТО";

ФГБУ "ЦЖКУ" Минобороны России;

ОАО "РЖД".

Структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных по организациям, осуществляющим регулируемые виды деятельности на территории Псковской области, за 2021 год представлена в таблице 11 и на рисунке 9.

Таблица 11

Структура отпуска тепловой энергии за 2021 год

N п/п	Наименование источника	Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал	Отпуск тепловой энергии, %	Параметры пара, вид топлива
1	Псковская ГРЭС	61,46	2,09	Горячая вода, природный газ, электрическая энергия
2	ЗАО "ЗЭТО"	116,56	3,97	Горячая вода, газ
	Итого от электростанций	178,02	6,06
3	Муниципальные котельные	2374,71	80,86	Острый и редуцированный пар, горячая вода; уголь, газ, мазут, дрова, щепа, пеллеты, электрическая энергия
4	ООО "Газпром теплоэнерго Псков"	149,94	5,11	Горячая вода, газ
5	ФГБУ "ЦЖКУ" Минобороны России	78,44	2,67	Горячая вода; газ, уголь, мазут
6	ОАО "РЖД"	41,50	1,41	Острый и редуцированный пар, горячая вода; уголь, газ
7	Прочие котельные	114,21	3,89	Горячая вода; мазут, дрова, щепа, уголь
	Всего от котельных	2758,80	93,94
	ВСЕГО	2936,82	100

10. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние пять лет

ЭС Псковской области большую часть периода своего существования характеризуется дефицитным балансом электрической мощности и энергии. При этом часть недостающей мощности и электрической энергии передается из соседних ЭС Ленинградской и Новгородской областей.

Баланс электрической энергии Псковской области за период 2017 - 2021 годов представлен в таблице 12.

Таблица 12

Баланс электрической энергии (млн кВт.ч)

Наименование показателя	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Потребление электрической энергии	2241,377	2244,930	2211,443	2176,607	2342,915
Выработка электрической энергии, всего	795,123	162,349	212,555	166,061	144,022
в т.ч.:
Сальдо-переток	1446,254	2082,581	1998,888	2010,546	2198,893

В 2021 году общее потребление электрической энергии по территории Псковской области составило 2342,915 млн кВт.ч, при этом электростанции, расположенные на территории Псковской области, выработали 144,022 млн кВт.ч, т.е. 6,15% от величины потребления. Объем сальдо-перетока составил 2198,893 млн кВ т.ч.

По отношению к 2020 году величина сальдо-перетока в 2021 году увеличилась на 188,347 млн кВт.ч и составила 93,85% от потребления электрической энергии Псковской области. В 2017 году сальдо-переток составлял 64,53% от фактического потребления Псковской области.

Рисунок 9. Баланс электрической энергии Псковской области за прошедший пятилетний период (млн кВт.ч)

Динамика мощности на час собственного максимума потребления по территории ЭС Псковской области за период 2017 - 2021 годов представлена в таблице 13.

Таблица 13

Баланс мощности на час собственного максимума потребления за период 2017 - 2021 годов (МВт)

Наименование показателя	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
Дата, час максимума потребления, среднесуточная температура наружного воздуха	09.01.2017 г. 11:00 t нв = -8,6 С	28.02.2018 г. 10:00 t нв = -17,1 С	25.01.2019 г. 10:00 t нв = -14,8С	10.12.2020 г. 12:00 t нв = -5,9 С	09.12.2021 г. 11-00 t нв =-20,8 С
Установленная мощность	445,74	445,74	445,74	445,74	445,74
Располагаемая мощность	440,00	440,00	440,00	440,00	440,00
Снижение мощности из-за вывода оборудования в ремонт	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Рабочая мощность	440,00	440,00	440,00	440,00	440,00
Фактическая генерация	0,00	0,00	208,67	414,93	0,00
Резерв	440,00	440,00	231,33	25,07	440,00
Максимум потребления	393,68	399,79	412,54	373,43	432,70
Сальдо-переток	393,68	399,79	203,87	-41,50	432,70

За рассматриваемый период 2017 - 2021 гг. балансы по активной мощности и электрической энергии сложились с дефицитом (за исключением 2020 года), во время прохождения зимнего максимума потребления потребность в мощности покрывается за счет перетоков от сетей ПАО "ФСК ЕЭС" из смежных ЭС (в основном из ЭС Санкт-Петербурга и Ленинградской области).

11. Основные характеристики электросетевого хозяйства Псковской области

Электросетевой комплекс Псковской области включает в себя ЛЭП напряжением 330, 110, 35 кВ. Общая протяженность ЛЭП 35 кВ и выше в ЭС Псковской области на 01 января 2022 г. составила 5739,74 км (полная длина ЛЭП с учетом участков, находящихся за пределами границ Псковской области).

В ЭС Псковской области 3 подстанции 330 кВ, 103 подстанции 110 кВ и 70 подстанций 35 кВ. Суммарная установленная мощность трансформаторов и автотрансформаторов напряжением 35-330 кВ на подстанциях составляет 3449,6 МВА (с учетом АТ-1 и АТ-2 Псковской ГРЭС).

Информация о протяженности воздушных линий электропередачи (далее - ВЛ) и мощности подстанций на 01 января 2022 г., класс напряжения которых равен или превышает 35 кВ, находящихся в собственности сетевых организаций Псковской области, с разбивкой по классам напряжения представлены в таблице 14. В таблицах 15 и 16 приведены характеристики объектов ЕНЭС напряжением 330 кВ, расположенных на территории Псковской области.

Таблица 14

Протяженность ЛЭП в одноцепном исполнении и установленная мощность подстанций напряжением 35 кВ и выше

Класс напряжения ВЛ	Протяженность, км*
ВЛ 330 кВ	1522,33
ВЛ 110 кВ	2456,27
ВЛ 35 кВ	1761,14
Итого ВЛ 35-330 кВ:	5739,74
Класс напряжения подстанции	Мощность ПС, МВА
ПС 330 кВ	1300** (3 шт.)
ПС 110 кВ	1884,5 (103 шт.)
ПС 35 кВ	265,1 (70 шт.)
Всего	3429,6

* В таблице приведены данные протяженности ЛЭП с учетом полной длины в одноцепном исполнении.

** С учетом АТ-1 и АТ-2 Псковской ГРЭС.

Таблица 15

Автотрансформаторы 330 кВ ЭС Псковской области на 01 января 2022 года

N п/п	Наименование электроподстанции	Диспетчерское название	Установленная мощность, МВА
1	ПС 330 кВ Великорецкая	АТ-1	200
		АТ-2	200
2	ПС 330 кВ Новосокольники	АТ-1	125
		АТ-2	125
3	ПС 330 кВ Псков	АТ-1	200
		АТ-2	200
4	Псковская ГРЭС	АТ-1	125
		АТ-2	125
Итого			1300

Таблица 16

ЛЭП напряжением 330 кВ ЭС Псковской области на 01 января 2022 г.

N п/п	Наименование объекта	Перечень субъектов РФ и стран, через которые проходит ВЛ	Протяженность, км
1	ВЛ 330 кВ Великорецкая - Резекне (Л 309)	Псковская область, Латвия	157,50
2	ВЛ 330 кВ Полоцк - Новосокольники (Л 345)	Псковская область, Беларусь	160,28
3	ВЛ 330 кВ Псков - Тарту (Л-358)	Псковская область, Эстония	137,00
4	ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков	Псковская область	22,45
5	ВЛ 330 кВ Кингисеппская - Псков	Псковская, Ленинградская область	225,68
6	ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Великорецкая	Псковская область	137,13
7	ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Новосокольники	Псковская область	144,42
8	ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Старорусская	Псковская область, Новгородская область	115,15
9	ВЛ 330 кВ Новосокольники - Талашкино	Псковская область, Смоленская область	261,48
10	ВЛ 330 кВ Псков - Лужская	Псковская область, Ленинградская область	161,24
Итого			1522,33*

* В таблице приведены данные протяженности ЛЭП с учетом полной длины в одноцепном исполнении.

Общая протяженность воздушных и кабельных линий электропередачи (в одноцепном исполнении), количество и установленная мощность подстанций напряжением 0,4-110 кВ, находящихся на балансе Псковского филиала ПАО "Россети Северо-Запад", по состоянию на 01 января 2022 года представлена в таблице 17.

Таблица 17

ЛЭП и подстанции напряжением 0,4-110 кВ, находящиеся на балансе Псковского филиала ПАО "Россети Северо-Запад", по состоянию на 01 января 2022 года

N п/п	Класс напряжения, кВ	Протяженность, км	Количество подстанций, шт.	Мощность ПС, МВА
1	110	2456,27	100	1748,2
2	35	1761,14	70	265,1
3	0,4-10(6)	41912,98	11027	1856,59
Итого		46130,39	11197	3869,89

Общая протяженность воздушных и кабельных линий электропередачи (в одноцепном исчислении), количество и установленная мощность трансформаторов ПС напряжением 220 кВ и выше на территории Псковской области, находящихся на балансе Новгородского ПМЭС, по классам напряжения по состоянию на 01 января 2022 г. представлена в таблице 18.

Таблица 18

ЛЭП и подстанции напряжением 330 кВ Псковской области, находящиеся на балансе Новгородского ПМЭС, на 01 января 2022 года

N п/п	Класс напряжения, кВ	Протяженность, км	Количество подстанций, шт.	Мощность ПС, МВА
1	330	1522,33*	3	1050
Итого		1522,33*	3	1050

* В таблице приведены данные протяженности ЛЭП с учетом полной длины в одноцепном исполнении.

Эксплуатацию большей части распределительных сетей 35-110 кВ осуществляет Псковский филиал ПАО "Россети Северо-Запад", включающий в себя 3 производственных отделения (далее - ПО).

ПО "СЭС" обслуживает электрические сети Псковского, Печорского, Струго-Красненского, Гдовского, Псковского районов;

ПО "ВЭС" обслуживает электрические сети Бежаницкого, Новоржевского, Порховского, Островского районов.

ПО "ЮЭС" обслуживает электрические сети Великолукского, Невельского, Куньинского, Опочецкого, Себежского районов.

Особенностью объектов электропередачи 35-110 кВ Псковской области является физический износ оборудования и устройств. Оценка текущего состояния (превышение срока нормативной эксплуатации) ЭС Псковской области проводится с разделением по принадлежности к производственным отделениям Псковского филиала ПАО "Россети Северо-Запад".

Оценка состояния выполнена на основании Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденных приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229, исходя из сроков ввода в эксплуатацию оборудования, с учетом нормируемых сроков эксплуатации, принимаемых:

для ВЛ всех классов напряжения - 40 лет;

для масляных трансформаторов и автотрансформаторов - 25 лет.

Перечень ПС с высшим классом напряжения 35-110 кВ и характеристиками установленных на них трансформаторов представлен в приложении N 1 к настоящей Схеме и программе.

Таблица 19

Превышение нормативного срока эксплуатации трансформаторов и автотрансформаторов Псковского филиала ПАО "Россети Северо-Запад"

Электрические сети	Нормативный срок службы трансформатора, лет	Состояние трансформаторов
		Нормативный срок истек, %
110 кВ
СЭС	25	87,93%
ВЭС		100,00%
ЮЭС		95,74%
35 кВ
СЭС	25	93,75%
ВЭС		96,43%
ЮЭС		88,14%

На балансе ПО "СЭС" Псковского филиала ПАО "Россети Северо-Запад" находятся:

33 подстанции с высшим классом напряжения 110 кВ;

17 подстанций с высшим классом напряжения 35 кВ.

Общее количество трансформаторов с высшим классом напряжения 110 кВ - 58 шт. суммарной установленной мощностью 680,1 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим классом напряжения 35 кВ - 32 шт. суммарной установленной мощностью 79,5 МВА. По данным, приведенным в приложении N 1 к настоящей Схеме и программе, видно, что 51 трансформатор (87,93% от общего количества) с высшим классом напряжения 110 кВ суммарной установленной мощностью 535,2 МВА, 30 трансформаторов (93,75% от общего количества) с высшим классом напряжения 35 кВ суммарной установленной мощностью 71,5 МВА находятся в эксплуатации более 25 лет.

На балансе ПО "ВЭС" Псковского филиала ПАО "Россети Северо-Запад" находятся:

37 подстанций с высшим классом напряжения 110 кВ;

19 подстанций с высшим классом напряжения 35 кВ.

Общее количество трансформаторов с высшим классом напряжения 110 кВ - 62 шт. суммарной установленной мощностью 409,6 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим классом напряжения 35 кВ - 28 шт. суммарной установленной мощностью 58 МВА.

По данным, приведенным в приложении N 1 к настоящей Схеме и программе, видно, что 62 трансформатора высшим классом напряжения 110 кВ суммарной установленной мощностью 409,6 МВА (100% от общего количества) и 27 трансформаторов высшим классом напряжения 35 кВ общей установленной мощностью 56,4 МВА (96,43% от общего количества) находятся в эксплуатации более 25 лет.

На балансе ПО "ЮЭС" Псковского филиала ПАО "Россети Северо-Запад" находятся:

29 подстанций с высшим классом напряжения 110 кВ;

34 подстанции с высшим классом напряжения 35 кВ.

Общее количество трансформаторов с высшим классом напряжения 110 кВ - 47 шт. суммарной установленной мощностью 647,4 МВА. Общее количество трансформаторов с высшим классом напряжения 35 кВ - 59 шт. суммарной установленной мощностью 127,6 МВА.

По данным, приведенным в приложении N 1 к настоящей Схеме и программе, видно, что 45 трансформаторов с высшим классом напряжения 110 кВ суммарной установленной мощностью 612,4 МВА (95,74% от общего количества) и 52 трансформатора с высшим классом напряжения 35 кВ суммарной установленной мощностью 101,2 МВА (88,14% от общего количества) находятся в эксплуатации более 25 лет.

Необходимо предусмотреть мероприятия по дополнительному техническому обслуживанию и ремонту, усиленному контролю технического состояния или техническое перевооружение в соответствии с Методикой оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей, утвержденной приказом Минэнерго России от 26 июля 2017 г. N 676, следующих электросетевых объектов, индекс технического состояния которых находится в диапазоне от 25 до 50:

Т-2 ПС 35 кВ Адорье (ПС 60);

Т-1 ПС 35 кВ Жадрицы (ПС 24);

Т-1 ПС 110 кВ Великие Луки (ПС 70).

Перечень трансформаторов 35-110 кВ ПС напряжением 35-330 кВ иных сетевых организаций, функционирующих на территории Псковской области, представлен в таблице 20.

Таблица 20

Перечень трансформаторов 35-110 кВ ПС напряжением 35-330 кВ иных сетевых организаций

N п/п	Диспетчерское наименование ПС	Наименование оборудования	Sном, МВА	Uном, кВ (ВН/СН/НН)			Год ввода	Эксплуатация, лет	Индекс технического состояния	Собственник объекта
				ВН	СН	НН
1	ПС 110 кВ Судома (ПС 218)	Т-1	6,3	110	-	10	2015	7	н/д	ООО "Лесозавод Судома"
2	ПС 110 кВ Радиозаводская (ПС 175)	Т-1	15	110	-	6	1968	54	97	ООО "Энергосети"
		Т-2	15	110	35	6	1959	63	96
3	ПС 330 кВ Новосокольники	Т-1	10	110	35	10	1966	56	81,00	Новгородское ПМЭС
		Т-2	10	110	35	10	1976	46	88,55
4	ПС 110 кВ Моглино (ПС 103)	Т-1	40	110	-	10	2016	6	н/д	АО ОЭЗ ППТ "Моглино"
		Т-2	40	110	-	10	2016	6	н/д

По данным, приведенным в таблице 20, видно, что 4 трансформатора с высшим классом напряжения 110 кВ суммарной установленной мощностью 50,0 МВА находятся в эксплуатации более 25 лет. Данные по ЛЭП 35-110 кВ ЭС Псковской области представлены в приложении N 2 к настоящей Схеме и программе.

Доля сетей и основного электрооборудования 35 кВ и выше Псковской области с превышением нормативного срока эксплуатации составляет более 95%. По состоянию на 01 января 2022 г. наибольшее число сетей с превышенным сроком эксплуатации находится в зоне обслуживания ПО "ВЭС".

В настоящее время данное оборудование эксплуатируется на основании решений технических руководителей эксплуатирующих организаций, сформированных на основании оценки реального технического состояния данного оборудования и наличия необходимости продления сроков их эксплуатации. Решение о необходимости технического перевооружения электросетевых объектов принимается в отношении каждого объекта и обосновано соответствующими расчетами, а также в соответствии с существующей индивидуальной технической и экономической политикой эксплуатирующих организаций

Потери электрической энергии при ее передаче в ЭС Псковской области в 2021 году достигают 12,54% от отпуска электрической энергии в сеть. Уровень нормативов потерь электрической энергии, утверждаемых Минэнерго России по результатам проведенного анализа данных сетевых организаций, осуществляющих передачу основного объема электрической энергии, за 2021 год не превысил нормативных значений потерь электрической энергии, утвержденных приказом Комитета по тарифам и энергетике Псковской области от 29 декабря 2017 г. N 217-э "Об установлении долгосрочных параметров регулирования для публичного акционерного общества "Межрегиональная распределительная компания "Северо-Запада" на 2018 - 2022 гг.".

Таблица 21

Уровень нормативов потерь для основных сетевых организаций

Наименование организации	Установленный уровень нормативных потерь, %
Псковский филиал ПАО "Россети Северо-Запад"	12,54
ПАО "ФСК ЕЭС"	3,54
АО "Оборонэнерго"	7,78
ОАО "РЖД"	3,53
ООО "Энергосети"	3,55

12. Основные внешние электрические связи ЭС Псковской области

ЭС Псковской области имеет электрические связи напряжением 110 кВ и выше с ЭС Санкт-Петербурга, Ленинградской, Новгородской, Смоленской и Тверской областей, а также с ЭС Эстонии, Латвии и Беларуси.

Актуальные данные о внешних электрических связях ЭС Псковской области, а также их пропускной способности в части внешних электрических связей ЭС представлены в таблице 22.

Таблица 22

Основные внешние электрические связи ЭС Псковской области

Класс напряжения	Наименование объекта
ЭС Эстонии
330 кВ	ВЛ 330 кВ Псков - Тарту (Л-358)
ЭС Латвии
330 кВ	ВЛ 330 кВ Великорецкая - Резекне (Л-309)
ЭС Беларуси
330 кВ	ВЛ 330 кВ Полоцк - Новосокольники (Л-345)
ЭС Санкт-Петербурга и Ленинградской области
330 кВ	ВЛ 330 кВ Кингисеппская - Псков
330 кВ	ВЛ 330 кВ Псков-Лужская
110 кВ	ВЛ 110 кВ Сланцы-Цемент - Добручи (Л.Сланцевская-5)
110 кВ	ВЛ 110 кВ Плюсса - Серебрянка (Л.Плюсская-2)
35 кВ	ВЛ 35 кВ Заплюсье - Володарка (Л. Заплюсская-1)
ЭС Новгородской области
330 кВ	ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Старорусская
110 кВ	ВЛ 110 кВ Л.Светлая-2 (ВЛ 110 кВ Светлицы - Дно)
110 кВ	ВЛ 110 кВ Л.Холмская-1 (ВЛ 110 кВ Подберезье - Дунаево)
ЭС Тверской области
110 кВ	ВЛ 110 кВ Л.Нелидовская-2 (ВЛ 110 Кунья - Воробьи с отпайкой на ПС Пустыньки)
10 кВ	ВЛ 10 кВ Л. 67-04 (от ПС 35 кВ Каськово)
ЭС Смоленской области
330 кВ	ВЛ 330 кВ Новосокольники-Талашкино

Согласно расчетам электрических режимов через Псковскую область идет транзитный переток из ЭС Ленинградской и Новгородской областей в Смоленскую область, Беларусь, Эстонию, Латвию.

13. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за пять лет

Псковская область имеет многоотраслевой промышленный комплекс, насчитывающий 164 крупные и средние организации, среднесписочная численность работающих в промышленности за 2020 год - 47 тыс. человек (около 24,6% от среднесписочной численности работающих в экономике области). Сельское население на 01 января 2021 составило 180 тыс. человек или 29% населения Псковской области.

Энергоэффективность экономики Псковской области характеризуется энергоемкостью и электроемкостью ВРП, потреблением электрической энергии на душу населения, энерговооруженностью труда в экономике.

Объем, структура и динамика ВРП характеризуют стоимость конечных товаров и услуг, произведенных всеми участниками производственного процесса (в рыночных ценах). Объем ВРП в текущих ценах позволяет определить вклад каждого региона в экономику России. Псковская область относится к числу субъектов Российской Федерации, обладающих меньшей электроемкостью ВРП вследствие того, что в области преобладают неэнергоемкие отрасли промышленности: лесная, деревообрабатывающая и целлюлозно-бумажная. Электроемкость ВРП в Псковской области ниже среднего показателя по России.

Важным фактором энергоэффективности экономики являются удельный расход топлива на отпущенную тепловую энергию, снижение потерь тепловой энергии на передачу в тепловых сетях, коэффициенты полезного использования топливно-энергетических ресурсов.

Анализ изменения основных показателей энерго- и электроэффективности по Псковской области проведен на основании данных за 2017 - 2021 годы, размещенных в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет" Территориальным органом Федеральной службы государственной статистики по Псковской области по:

топливно-энергетическим ресурсам Псковской области;

электробалансу организаций Псковской области;

потреблению электрической энергии организациями Псковской области (в том числе по городам и районам);

показателям прогноза социально-экономического развития Псковской области на 2021 год и плановый период 2022 и 2023 годов;

жилищно-коммунальному хозяйству муниципальных образований Псковской области.

Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности Псковской области за 2017 - 2021 гг. представлена в таблице 23.

Таблица 23

Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности Псковской области

Наименование показателя	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021* г.
ВРП, млрд руб.	151,52	180,7	197,3	193,5	214,8
Индекс физического объема ВРП в % к предыдущему году	101,2	101,7	102,7	96,9	102,7
Численность населения, тыс. чел.	636,55	629,65	626,12	620,25	612,46
Численность населения трудоспособного возраста, тыс. чел.	343,70	341,60	333,90	334,90	330,72
Потребление электрической энергии ЭС Псковской области, млн кВт.ч	2241,4	2244,9	2211,4	2176,6	2342,9
Потребление электрической энергии населением, млн кВт.ч	640,50	662,80	626,30	625,80	673,60
Потребление электрической энергии на душу населения, тыс. кВт.ч/чел.	1,01	1,05	1,00	1,00	1,09
Электроемкость ВРП, тыс. кВт.ч/млн руб.	14,79	12,42	11,21	11,25	10,91
Электровооруженность труда, тыс. кВт.ч/чел.	6,52	6,57	6,62	6,50	7,08

*Оценочные данные.

Потребление электрической энергии на душу населения в Псковской области за период 2017 - 2021 гг. увеличилось на 8,23% и составило 1,090 тыс. кВт.ч/чел. в 2021 году.

За последние годы наблюдается тенденция снижения электроемкости ВРП. В 2017 году электроемкость ВРП составила 14,79 тыс. кВт.ч/млн руб., тогда как в 2021 году эта величина уже равна 10,91 тыс. кВт.ч/млн руб. Таким образом, за рассматриваемый период электроемкость ВРП снизилась почти на 26,23%. Снижение электроемкости ВРП обусловлено проводимой модернизацией производства во многих организациях, осуществляющих деятельность на территории Псковской области, являющихся крупными потребителями электрической энергии, а также изменением структуры ВРП в сторону преобладания не слишком энергоемких производств, в частности, возрастание роли торговой деятельности на фоне сокращения доли промышленности в ВРП, и реализацией мероприятий по энергосбережению и повышению энергоэффективности.

Снижение энергоемкости продукции - важное направление экономического развития Псковской области. Решающее значение для снижения энергоемкости продукции имеет реконструкция топливно-энергетического комплекса, широкое применение энергосберегающих технологий:

выпуск экономичных двигателей с меньшим потреблением топлива и горючего;

совершенствование нагревательной и осветительной техники;

стимулирование экономии и санкции за перерасход электрической энергии.

14. Анализ топливно-энергетического баланса за 2020 год

Топливно-энергетический баланс Псковской области за 2020 год сформирован в соответствии с требованиями приказа Минэнерго России от 14 декабря 2011 г. N 600 "Об утверждении Порядка составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации, муниципальных образований".

Топливно-энергетический баланс Псковской области за 2020 год отражается в единых энергетических единицах (т.у.т. - тоннах условного топлива) и показывает формирование предложения всех видов энергоресурсов, преобразование одних энергоресурсов в другие и конечное потребление энергии. Топливно-энергетический баланс Псковской области сформирован за 2020 год и представлен в таблице 24.

Таблица 24

Топливно-энергетический баланс Псковской области за 2020 год

Наименование показателя	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Прочее твердое топливо	Гидроэнергия и НВИЭ*	Атомная энергия	Электрическая энергия	Тепловая энергия	Всего
Производство энергетических ресурсов	0,0	0,0	0,0	0,0	57667,8	5890,5	0,0	-	-	63558,3
Ввоз	452669,1	15773,5	777967,0	1787109,5	47485,3	-	-	588015,6	-	3669020,0
Вывоз	-1301,6	-2424,8	-178574,4	-855084,1	0,0	-5621,5	-	-265802,2	-	-1308808,6
Изменение запасов	-1224,8	-444,7	14048,6	-2,6	2497,3	-	-	-	-	14873,9
Потребление первичной энергии	38420,3	12631,8	620316,1	917388,7	44869,3	5890,5	-	322213,3	-	1961730,2
Статистическое расхождение	192,9	1511,5	-4109,6	330079,2	-4059,2	5890,5	-	-48332,0	-3992,7	277180,6
Производство электрической энергии	0,0	0,0	0,0	-316384,4	0,0	0,0	0,0	320806,2		4421,8
Производство тепловой энергии	-19913,0	0,0	-34913,3	-88167,4	-34226,2	0,0	0,0	80856,3	442488,5	346125,0
Теплоэлектростанции	0,0	0,0	0,0	-8589,6	0,0	-	-	0,0	6738,4	-1851,2
Котельные	-19911,3	0,0	-34917,5	-192294,4	-34225,4	-	-	80851,2	435664,0	235166,6
Электрокотельные и теплоутилизационные установки	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	-	0,0	0,0	0,0
Преобразование топлива	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	-	-96951,6	492646,5	395694,9
Переработка нефти	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	-	0,0	0,0	0,0
Переработка газа	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	-	-96951,6	492646,5	395694,9
Обогащение угля	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	-	0,0	0,0	0,0
Собственные нужды	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	-	-17352,3	0,0	-17352,3
Потери при передаче	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	-	-80810,5	-70452,1	-151262,5
Конечное потребление энергетических ресурсов	20885,8	10837,8	689774,0	284503,8	23292,6	-	-	701712,3	444827,9	2175834,2
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	0,0	3101,3	20719,3	19093,7	332,1	-	-	37874,6	13158,8	94279,8
Промышленность	7975,3	48,4	38736,0	90561,6	7635,8	-	-	199785,6	30736,1	375478,8
Кондитерские изделия	0,0	0,0	3,7	190,4	0,0	-	-	0,0	72,7	266,8
Хлеб и хлебобулочные изделия	0,0	0,0	214,0	1101,3	691,3	-	-	0,0	2897,9	4904,4
Цельномолочная продукция (в пересчете на молоко)	501,8	0,0	0,0	0,0	0,0	-	-	0,0	1369,4	1871,2
Масло сливочное и пасты масляные	7,4	0,0	8,2	46,7	0,0	-	-	0,0	513,3	575,6
Материалы строительные (нерудные)	0,0	0,0	73,8	0,0	0,0	-	-	0,0	73,8	147,7
Смеси асфальтобетонные дорожные, аэродромные и асфальтобетон	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	-		0,0	0,0
Мясо и субпродукты	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	-		6413,1	6413,1
Сыры и продукты сырные	0,0	0,0	0,0	241,8	755,8	-	-		2886,9	3884,5
Мебель	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	-		2533,8	2533,8
Провода и кабели изолированные (кроме волоконно-оптических)	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	-		560,9	560,9
Прочая промышленность	8991,5	65,7	45686,6	106571,1	7618,5	-	-	73822,4	25512,0	268267,8
Строительство	491,0	0,0	2818,5	4271,8	0,0	-	-	9961,7	0,0	17543,0
Транспорт и связь	3469,2	3711,3	190227,8	17825,2	1259,3	-	-	17101,0	92,2	233686,0
Железнодорожный	1486,7	0,0	153348,4	0,0	0,0	-	-	190,1	0,0	155025,2
Трубопроводный	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-	-	1750,3	0,0	1750,3
Автомобильный	0,0	36133,6	10922,1	0,0	0,0	-	-	1210,3	93,0	48359,0
Прочий	1980,6	0,0	23619,0	17827,2	1261,3	-	-	13948,3	0,0	58636,3
Сфера услуг	6431,7	47,0	15878,0	6281,8	11451,3	-	-	45352,4	81178,9	166621,2
Население	584,1	3645,6	371352,4	79192,8	55,9	-	-	204001,7	256319,7	915152,1
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	97,0	53,9	640,9	27590,9	522,3	-	-	0,0	0,0	28905,1

НВИЭ - невозобновляемые источники электрической энергии.

Рисунок 10. Топливно-энергетический баланс Псковской области за 2020 г.

Представленный в таблице 24 топливно-энергетический баланс Псковской области за 2020 год позволяет сделать следующие выводы.

Хозяйственная деятельность, в том числе по производству электрической и тепловой энергии, в Псковской области осуществляется за счет внешних первичных топливно-энергетических ресурсов на 98%. В силу этого любые колебания цен на топливно-энергетические ресурсы приводят к росту себестоимости продукции и услуг и снижают финансовые показатели. Данный фактор является сдерживающим при реализации широкомасштабных инвестиционных проектов.

Внутренними первичными ресурсами в структуре топливно-энергетического баланса Псковской области за 2020 год являются прочее твердое топливо, а также гидроэнергия и невозобновляемые источники электрической энергии. Прочее твердое топливо расходуется на производство тепловой энергии в размере 59,5% и 40,5% используется в конечном потреблении. Доля внутренних ресурсов покрывает 3,2% потребности Псковской области и не может оказывать существенного влияния на топливно-энергетический баланс Псковской области. Для обеспечения 100% потребности генерации электрической энергии в Псковскую область осуществляется поставка природного газа.

Валовое потребление топливно-энергетических ресурсов в части привозных ресурсов сбалансировано с их поставками. В структуре потребления первичных энергоресурсов основную долю составляет природный газ - 55,95%. Природный газ, поставляемый на территорию Псковской области, обеспечивает генерацию электрической и тепловой энергии и 41,30% его используется в конечном потреблении.

III. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Псковской области

15. Анализ существующей загрузки центров питания 35-110 кВ ЭС Псковской области за 2021 гг.

Для определения центров питания (далее - ЦП) 110 кВ ЭС Псковской области, являющихся дефицитными по мощности, был проведен анализ ретроспективных загрузок ЦП (таблица 25) по данным летних и зимних контрольных замеров (далее - КЗ) 16 июня 2021 г. и 15 декабря 2021 г. соответственно. При анализе учитывались требования приказа Минэнерго России от 08 февраля 2019 г. N 81 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229" (далее - Приказ N 81).

Согласно проведенному анализу, при аварийном отключении Т-1 ПС 110 кВ Поречье (ПС 359) загрузка оставшегося в работе Т-2 ПС 110 кВ Поречье (ПС 359) превышает Sном (номинальная мощность трансформатора) на 8,6% в режиме зимних максимальных нагрузок. Согласно Приказу N 81 коэффициент длительно допустимой перегрузки Т-2 ПС 110 кВ Поречье (ПС 359) составляет 1,153. Соответственно, S _{ддтн зим} Т-2 ПС 110 кВ Поречье (ПС 359) составит 7,26 МВА. Загрузка оставшегося в работе Т-2 ПС 110 кВ Поречье (ПС 359) составляет 94,2% от S _{ддтн зим}. Дополнительных мероприятий по разгрузке ЦП ПС 110 кВ Поречье не требуется.

Анализ ретроспективной нагрузки ЦП в режиме отключения трансформатора большей мощности выявил, что загрузка трансформаторов ЦП не превышает допустимый уровень загрузки согласно Приказу N 81 с учетом возможности выполнения схемно-режимных мероприятий по переводу части нагрузок на другие ЦП.

Анализ режимов работы электрической сети 110 кВ и выше Псковской области на 2022 г. проведен на основе данных летних и зимних КЗ 16 июня 2021 г. и 15 декабря 2021 г. соответственно. Расчеты проводились на подготовленной в программном комплексе RastrWin 3 расчетной модели указанных КЗ.

Таблица 25

Анализ существующей загрузки ЦП 110 кВ ЭС Псковской области по данным КЗ 2021 г.

N п/п	Наименование ЦП	Наименование трансформатора	Марка трансформатора	Класс напряжения трансформатора, кВ	Sном, МВА	Год ввода	Загрузка по результатам КЗ, МВА		Загрузка ЦП в ремонтной схеме, % от Sном
							16.06.2021	15.12.2021	16.06.2021	15.12.2021
ПО "СЭС" Псковского филиала "Россети Северо-Запад"
1	ПС 110 кВ Псков (ПС 53)	Т-1	ТДТН-40000/110/10/6,6	110/10/6	40	1985	16,690	25,318	44,30	67,1
2		Т-2	ТДТН-40000/110/10/6,6	110/10/6	40	1985	1,029	1,522
3	ПС 110 кВ Струги Красные (ПС 61)	Т-1	ТДТН-10000/110/35/11	110/35/10	10	1966	1,891	2,5	29,94	42,9
4		Т-2	ТДТН-10000/110/35/11	110/35/10	10	1966	1,104	1,8
5	ПС 110 кВ Карамышево (ПС 64)	Т-1	ТДТН-10000/110/35/11	110/35/10	10	1981	0,778	0,9	11,72	14,7
6		Т-2	ТДТН-10000/110/35/11	110/35/10	10	1981	0,394	0,5
7	ПС 110 кВ Изборск (ПС 69)	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	110/35/10	10	1972	1,131	1,19	37,07	43,6
8		Т-2	ТМТН-6300/110/35,1/10	110/35/10	6,3	1972	1,204	1,56
9	ПС 35 кВ Б.Загорье (ПС 72)	Т-1	ТМН-1600/35/10	35/10	1,6	1983	0,074	0,08	9,34	9,8
10		Т-2	ТМН-1600/35/10	35/10	1,6	1983	0,076	0,08
11	ПС 110 кВ Льнокомбинат (ПС 73)	Т-1	ТДН-16000/110/6,6	110/6	16	1970	7,311	9,73	70,47	99,6
12		Т-2	ТДН-16000/110/6,6	110/6	16	1980	3,965	6,20
13	ПС 110 кВ Печоры (ПС 74)	Т-1	ТДН-10000/110/11	110/10	10	1965	1,581	2,32	54,96	79,2
14		Т-2	ТМ-6300/110/11	110/10	6,3	1965	1,882	2,67
15	ПС 110 кВ Северная (ПС 100)	Т-1	ТМН-6300/110/10	110/10	6,3	1990	1,963	3,12	53,99	66,9
16		Т-2	ТМН-6300/110/10	110/10	6,3	1990	1,438	1,09
17	ПС 110 кВ Плюсса (ПС 113)	Т-1	ТМТН-6300/110/35/10	110/35/10	6,3	1967	0,742	1,27	26,14	52,7
18		Т-2	ТМТН-6300/110/35/10	110/35/10	6,3	1967	0,905	2,05
19	ПС 110 кВ Речная (ПС 126)	Т-1	ТДНГ-15000/110/6,6	110/6	15	1966	3,157	6,05	42,81	60,2
20		Т-2	ТРДН-25000/110/6,3/6,3	110/6	25	2010	3,265	2,98
21	ПС 110 кВ Середка (ПС 138)	Т-1	ТМН-6300/110/10	110/10	6,3	1979	0,441	1,57	8,74	35,6
22		Т-2	ТМТ-6300/110/35/11	110/10	6,3	1979	0,109	0,67
23	ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1985	1,218	1,89	56,74	98,2
24		Т-2	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1985	0,200	0,56
25	ПС 110 кВ Новоселье (ПС 163)	Т-1	ТМ-6300/110/11	110/10	6,3	1971	0,000	0,47	27,55	61,6
26		Т-2	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1971	0,689	1,07
27	ПС 110 кВ Писковичи (ПС 172)	Т-1	ТДН-10000/110/11	110/10	10	1968	1,455	1,73	25,92	40,3
28		Т-2	ТДН-10000/110/11	110/10	10	1968	1,136	2,30
29	ПС 110 кВ Гдов(ПС 192)	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	110/35/10	10	1982	1,309	2,21	30,92	44,1
30		Т-2	ТДТНГ-10000/110/35/10	110/35/10	10	1982	1,782	2,20
31	ПС 110 кВ Псковкирпич (ПС 198)	Т-1	ТДН-10000/110/11	110/10	10	1971	1,300	0,83	43,90	50,3
32		Т-2	ТМН-6300/110/11	110/10	6,3	1971	1,465	2,34
33	ПС 110 кВ ГИК (ПС 205)	Т-1	ТДН-10000/110/11	110/10	10	1989	3,436	2,45	37,95	24,5
34	ПС 110 кВ Крипецы (ПС 217)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1978	0,359	0,69	14,37	27,6
35	ПС 110 кВ Верхолино (ПС 240)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1976	0,207	0,15	17,27	27,0
36		Т-2	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1982	0,224	0,53
37	ПС 110 кВ Тямша (ПС 253)	Т-1	ТДН-10000/110/11	110/10	10	1976	2,363	2,54	36,82	52,7
38		Т-2	ТДН-10000/110/11	110/10	10	1976	1,318	2,74
39	ПС 110 кВ Стремутка (ПС 255)	Т-1	ТМН-6300/110/10	110/10	6,3	1976	1,723	1,98	35,78	47,4
40		Т-2	ТМН-6300/110/10	110/10	6,3	1976	0,532	1,01
41	ПС 110 кВ Овсище (ПС 282)	Т-1	ТРДН-25000/110/10/10	110/10	25	1977	2,534	4,65	24,21	37,5
42		Т-2	ТРДН-25000/110/10/10	110/10	25	1977	3,519	4,72
43	ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283)	Т-1	ТРДН-40000/110/10/10	110/10	40	2017 - 2018 гг.	8,471	13,89	40,54	60,8
44		Т-2	ТРДН-40000/110/10/10	110/10	40	2017 - 2018 гг.	7,747	10,44
45	ПС 110 кВ Лудони (ПС 314)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1982	0,323	0,33	12,92	13,3
46	ПС 110 кВ Заводская (ПС 328)	Т-1	ТДТН-25000/110/10/6,6	110/10/6	25	1978	3,382	4,35	22,83	30,0
47		Т-2	ТДТН-25000/110/10/6,6	110/10/6	25	1978	2,325	3,14
48	ПС 110 кВ Ляды (ПС 335)	Т-1	ТМТН-6300/110/35/11	110/35/10	6,3	1981	1,628	2,27	25,8	36,0
49		Т-2	ТМ-1600/35,1/11,1	110/35/10	1,6	1981	0,000	0,00
50	ПС 110 кВ Крупп (ПС 361)	Т-1	ТАМГ-2500/110/10	110/10	2,5	1982	0,825	1,277	33,00	51,1
51	ПС 110 кВ Родовое (ПС 373)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1983	0,140	0,214	5,60	8,6
52	ПС 110 кВ Кирово (ПС 385)	Т-1	ТМН-6300/110/10	110/10	6,3	1986	0,227	0,285	3,60	4,5
53	ПС 110 кВ Качаново (ПС 386)	Т-1	ТМТН-6300/110/35/11	110/35/10	6,3	1978	0,437	0,606	6,93	9,6
54	ПС 110 кВ ЭТЗ (ПС 399)	Т-1	ТРДН-25000/110/10/10	110/10	25	1975	1,375	3,94	14,08	27,4
55		Т-2	ТРДН-25000/110/10/10	110/10	25	1975	2,144	2,91
56	ПС 110 кВ ПКК (ПС 504)	Т-1	ТДН-16000/110/11	110/10	16	1970	2,164	2,86	34,01	40,3
57		Т-2	ТДН-16000/110/11	110/10	16	1970	3,277	3,60
58	ПС 110 кВ Кебь (ПС 505)	Т-2	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1986	0,680	0,848	27,19	33,9
59	ПС 110 кВ Добручи (ПС 508)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1986	0,382	0,04	26,92	18,9
60		Т-2	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1986	0,291	0,44
ПО "ЮЭС" Псковского филиала "Россети Северо-Запад"
61	ПС 110 кВ В.Луки (ПС 70)	Т-1	ТДТН-40000/110/35/6	110/35/6	40	1974	4,845	7,6	42,81	62,1
62		Т-2	ТДТН-40000/110/35/6	110/35/6	40	1973	12,280	17,2
63	ПС 110 кВ Невель-1 (ПС 114)	Т-1	ТДТН-16000/110/35/11	110/35/10	16	1967	5,041	6,4	43,65	59,4
64		Т-2	ТДТН-16000/110/35/11	110/35/10	16	1967	1,943	3,1
65	ПС 110 кВ Невель-2 (ПС 129)	Т-1	ТДН-10000/110/10	110/10	10	1992	2,345	1,4	41,60	39,6
66		Т-2	ТДН-10000/110/10	110/10	10	1992	1,815	2,6
67	ПС 110 кВ Рябики (ПС 130)	Т-1	ТДТН-25000/110/11/6,6	110/10/6	25	1968	4,734	7,893	41,50	52,6
68		Т-2	ТДТН-25000/110/11/6,6	110/10/6	25	1968	5,642	5,260
69	ПС 110 кВ Булынино (ПС 136)	Т-1	ТМН-6300/110/11	110/10	6,3	1994	1,482	2,684	23,53	42,6
70	ПС 110 кВ Кунья (ПС 139)	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	110/35/10	10	1964	0,738	1,059	19,20	25,1
71		Т-2	ТДТН-10000/110/35/10	110/35/10	10	1964	1,182	1,454
72	ПС 110 кВ В.Луки ФТП (ПС 157)	Т-1	ТРДН-25000/110/6,3/6,3	110/6	25	1969	1,857	1,555	13,76	15,6
73		Т-2	ТРДН-25000/110/6,3/6,3	110/6	25	1969	1,584	2,347
74	ПС 110 кВ Сиверст (ПС 167)	Т-1	ТМТН-6300/110/35/10	110/35/10	6,3	1989	2,747	2,480	52,32	55,2
75		Т-2	ТДТН-10000/110/35/11	110/35/10	10	1989	2,637	1,001
76	ПС 110 кВ Плаксино (ПС 168)	Т-1	ТМТ-6300/110/35,1/10	110/35/10	6,3	1989	0,164	0,297	2,60	4,7
77	ПС 110 кВ Насва (ПС 173)	Т-1	ТМН-6300/110/11	110/10	6,3	1969	0,111	0,194	7,67	12,5
78		Т-2	ТМН-6300/110/11	110/10	6,3	1969	0,373	0,595
79	ПС 110 кВ Пустыньки (ПС 204)	Т-1	ТАМГ-2500/110/10,5	110/10	2,5	1968	0,460	0,404	18,38	16,2
80	ПС 110 кВ Реостат (ПС 206)	Т-1	ТДНГ-10000/110/6,6	110/6	10	2007	4,638	3,479	46,38	34,8
81	ПС 110 кВ Переслегино (ПС 236)	Т-1	ТМН-6300/110/10,5	110/10	6,3	1975	0,564	1,570	19,64	38,8
82		Т-2	ТМН-6300/110/10	110/10	6,3	1975	0,674	0,876
83	ПС 110 кВ Недомерки (ПС 286)	Т-1	ТМН-6300/110/11	110/10	6,3	1978	0,399	0,555	6,33	8,8
84		Т-2	ТМН-6300/110/11	110/10	6,3	1978	0,000	0,000
85	ПС 110 кВ Маево (ПС 311)	Т-1	ТМН-6300/110/11	110/10	6,3	1979	0,435	0,470	15,01	13,1
86		Т-2	ТМН-6300/110/11	110/10	6,3	1979	0,511	0,357
87	ПС 110 кВ НПС Невель (ПС 342)	Т-1	ТРДН-25000/110/10/10	110/10	25	1982	0,127	0,089	0,51	0,4
88	ПС 110 кВ НПС В.Луки (ПС 343)	Т-1	ТРДН-25000/110/10/10	110/10	25	1984	0,000	0,000	0,65	0,6
89		Т-2	ТРДН-25000/110/10/10	110/10	25	1984	0,162	0,161
90	ПС 110 кВ ВЗЩА (ПС 348)	Т-1	ТРДН-25000/110/10/10	110/10	25	1980	8,151	9,371	51,65	66,8
91		Т-2	ТРДЦН-63000/110/10/10	110/10	63	1980	4,762	7,328
92	ПС 110 кВ Суханово (ПС 352)	Т-1	ТМ-6300/110/10	110/10	6,3	1981	0,441	0,841	6,99	13,3
93	ПС 110 кВ Поречье (ПС 359)	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	110/35/10	10	1982	1,580	3,577	71,83	108,6
94		Т-2	ТМТН-6300/110/35/10	110/35/10	6,3	1982	2,945	3,264
95	ПС 110 кВ Щербино (ПС 506)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1984	0,231	0,207	9,22	8,3
96	ПС 110 кВ Малахово (ПС 507)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1980	0,508	0,533	20,32	21,3
97	ПС 110 кВ Идрица (ПС 133)	Т-1	ТДТН-16000/110/35/11	110/35/10	16	1977	0,497	0,588	21,55	30,1
98		Т-2	ТДТН-10000/110/35/11	110/35/10	10	1978	1,658	2,418
99	ПС 110 кВ Макушино (ПС 160)	Т-1	ТМН-2500/110/11	110/10	2,5	1990	0,108	0,123	4,32	4,9
100	ПС 110 кВ Опочка (ПС 161)	Т-1	ТДТН-16000/110/35/11	110/35/10	16	1969	2,141	4,067	30,55	47,8
101		Т-2	ТДТН-16000/110/35/11	110/35/10	16	1969	2,747	3,573
102	ПС 110 кВ Красногородск (ПС 285)	Т-1	ТДТН-10000/110/35/11	110/35/10	10	1981	1,835	1,139	30,93	35,1
103		Т-2	ТДТН-10000/110/35/11	110/35/10	10	1981	1,257	2,367
104	ПС 110 кВ Пустошка (ПС 309)	Т-1	ТМТН-6300/110/35/10,5	110/35/10	6,3	1982	0,000	2,486	43,84	69,8
105		Т-2	ТМТН-6300/110/35/10,5	110/35/10	6,3	1982	2,762	1,908
106	ПС 110 кВ Себеж (ПС 312)	Т-1	ТДТН-10000/110/35/11	110/35/10	10	1979	2,162	3,116	45,72	74,4
107		Т-2	ТДТН-10000/110/35/11	110/35/10	10	1979	2,410	4,320
108	ПС 110 кВ Ляпуны (ПС 313)	Т-2	ТДН-10000/110/11	110/10	10	1980	0,287	0,197	2,87	2,0
109	ПС 110 кВ Мякишево (ПС 372)	Т-1	ТМН-2500/110/11	110/10	2,5	1982	0,125	0,188	5,02	7,5
ПО "ВЭС" Псковского филиала "Россети Северо-Запад"
110	ПС 110 кВ Пуш. Горы (ПС 76)	Т-1	ТДТН-10000/110/35/11	110/35/10	10	1967	1,156	1,812	31,80	56,9
111		Т-2	ТДТН-16000/110/35/10	110/35/10	16	1967	2,024	3,874
112	ПС 110 кВ Павы (ПС 112)	Т-1	ТМТН-6300/110/35/11	110/35/10	6,3	1991	1,649	0,897	26,18	14,2
113	ПС 110 кВ Порхов (ПС 115)	Т-1	ТДН-16000/110/11	110/10	16	1995	3,586	3,390	49,60	63,3
114		Т-2	ТДН-10000/110/11	110/10	10	1976	1,374	2,944
115	ПС 110 кВ Дно (ПС 116)	Т-1	ТДТН-16000/110/35/10	110/35/10	16	1965	1,784	1,786	38,34	38,6
116		Т-2	ТДТН-10000/110/35/11	110/35/10	10	1965	2,050	2,074
117	ПС 110 кВ Дедовичи (ПС 117)	Т-1	ТМТ-6300/110/35/11	110/35/10	6,3	1966	1,436	1,761	29,58	35,7
118		Т-2	ТДТН-10000/110/35/11	110/35/10	10	1966	0,428	0,486
119	ПС 110 кВ Чихачево (ПС 118)	Т-1	ТМ-6300/110/11	110/10	6,3	1966	0,000	0,000	5,05	7,5
120		Т-2	ТМН-6300/110/10	110/10	6,3	1966	0,318	0,473
121	ПС 110 кВ Локня (ПС 119)	Т-1	ТДТН-10000/110/35/10	110/35/10	10	1989	0,883	1,302	25,13	35,8
122		Т-2	ТМТН-6300/110/35/11	110/35/10	6,3	1989	0,700	0,954
123	ПС 110 кВ Бежаницы (ПС 147)	Т-1	ТДТН-10000/110/35/11	110/35/10	10	1969	0,806	1,465	23,83	28,6
124		Т-2	ТДТН-16000/110/35/11	110/35/10	16	1969	1,577	1,394
125	ПС 110 кВ Славковичи (ПС 197)	Т-1	ТАМГ-3200/110/11	110/10	3,2	1971	0,000	0,000	21,48	26,7
126		Т-2	ТМН-2500/110/11	110/10	2,5	1971	0,537	0,666
127	ПС 110 кВ Фишнево (ПС 200)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1987	0,030	0,054	3,99	7,6
128		Т-2	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1987	0,070	0,135
129	ПС 110 кВ Кудеверь (ПС 201)	Т-1	ТМТН-6300/110/35,1/10	110/35/10	6,3	1988	0,247	0,250	3,93	4,0
130	ПС 110 кВ Подберезье (ПС 202)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1987	0,245	0,239	9,8	9,6
131	ПС 110 кВ Пионерный (ПС 219)	Т-1	ТМ-6300/110/6	110/6	6,3	1973	0,844	0,988	13,40	15,7
132	ПС 110 кВ Махновка (ПС 220)	Т-1	ТМТН-6300/110/35/10	110/35/10	6,3	1989	0,268	0,232	4,25	3,7
133	ПС 110 кВ Крестилово (ПС 241)	Т-1	ТМН-2500/110/11	110/10	2,5	1975	0,212	0,283	14,08	19,8
134		Т-2	ТМН-2500/110/11	110/10	2,5	1975	0,140	0,212
135	ПС 110 кВ Ашево (ПС 254)	Т-1	ТМН-2500/110/11	110/10	2,5	1976	0,136	0,143	17,77	20,0
136		Т-2	ТМН-2500/110/11	110/10	2,5	1976	0,309	0,357
137	ПС 110 кВ СУ ГРЭС (ПС 281)	Т-1	ТМ-6300/110/6	110/6	6,3	1978	0,041	0,019	0,64	0,3
138	ПС 110 кВ Новоржев (ПС 284)	Т-1	ТМТН-6300/110/35/10,5	110/35/10	6,3	1978	1,524	1,285	57,38	81,3
139		Т-2	ТМТН-6300/110/35/10,5	110/35/10	6,3	1978	2,091	3,834
140	ПС 110 кВ Волышево (ПС 302)	Т-1	ТМН-2500/110/11	110/10	2,5	1980	0,321	0,482	12,84	19,3
141		Т-2	ТМН-6300/110/11	110/10	6,3	1980	0,000	0,000
142	ПС 110 кВ Хилово (ПС 357)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1981	0,036	0,054	34,27	37,8
143		Т-2	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1981	0,821	0,892
144	ПС 110 кВ Полоное (ПС 358)	Т-1	ТМН-6300/110/11	110/10	6,3	1982	0,309	0,600	11,42	12,9
145		Т-2	ТМН-6300/110/11	110/10	6,3	1982	0,821	0,214
146	ПС 110 кВ Поляне (ПС 384)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1982	0,013	0,090	4,11	7,2
147		Т-2	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1982	0,090	0,090
148	ПС 110 кВ Пожеревицы (ПС 387)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1986	0,212	0,235	12,26	13,0
149		Т-2	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1986	0,094	0,089
150	ПС 110 кВ ЗСК (ПС 388)	Т-1	ТДН-10000/110/11	110/10	10	1987	1,399	3,115	16,88	31,1
151		Т-2	ТДН-10000/110/11	110/10	10	1987	0,288	0,000
152	ПС 110 кВ Остров (ПС 68)	Т-1	ТДТН-25000/110/35/11	110/35/10	25	1978	2,714	4,455	46,99	76,8
153		Т-2	ТДТН-16000/110/35/11	110/35/10	16	1982	4,804	7,827
154	ПС 110 кВ Черская (ПС 140)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1964	0,467	0,491	18,66	19,7
155	ПС 110 кВ Пыталово (ПС 148)	Т-1	ТМТН-6300/110/35,1/11	110/35/10	6,3	1982	0,879	1,231	29,74	52,0
156		Т-2	ТМН-6300/110/10	110/35/10	6,3	1982	0,995	2,044
157	ПС 110 кВ Воронцово (ПС 149)	Т-1	ТМН-6300/110/11	110/10	6,3	1985	0,271	0,254	5,89	5,5
158		Т-2	ТМ-6300/110/11	110/10	6,3	1985	0,101	0,090
159	ПС 110 кВ Гривы (ПС 203)	Т-2	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1988	0,308	0,194	12,31	7,8
160	ПС 110 кВ Крюки (ПС 216)	Т-1	ТМ-6300/110/11	110/10	6,3	1975	0,340	0,401	12,24	14,3
161		Т-2	ТМ-6300/110/11	110/10	6,3	1975	0,431	0,499
162	ПС 110 кВ Рубилово (ПС 221)	Т-2	ТМН-6300/110/11	110/10	6,3	1974	0,145	0,295	2,31	4,7
163	ПС 110 кВ Гавры (ПС 287)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1979	0,334	0,565	13,36	22,6
164	ПС 110 кВ Линово (ПС 288)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1977	0,240	0,326	9,60	13,1
165	ПС 110 кВ Беляево (ПС 289)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1977	0,070	0,105	2,79	4,2
166		Т-2	ТАМГ-2500/110/11	110/10	2,5	1977	0,000	0,000
167	ПС 110 кВ Подлипье (ПС 356)	Т-1	ТМН-6300/110/11	110/10	6,3	1982	0,080	0,119	3,57	5,9
168		Т-2	ТМН-6300/110/11	110/10	6,3	1982	0,145	0,253
169	ПС 110 кВ СОМ (ПС 363)	Т-1	ТДН-10000/110/11	110/10	10	1978	0,216	0,739	6,33	16,0
170		Т-2	ТДН-10000/110/11	110/10	10	1978	0,417	0,859
171	ПС 110 кВ Скуратово (ПС 371)	Т-1	ТМН-2500/110/10	110/10	2,5	1977	0,151	0,201	6,03	8,0
ООО "Лесозавод Судома"
172	ПС 110 кВ Судома (ПС 218)	Т-1	ТМН-6300/110/11	110/10	6,3	н/д	1,560	1,509	24,77	23,9
ООО "Энергосети"
173	ПС 110 кВ Радиозаводская (ПС 175)	Т-1	ТДНГ-15000/110/6,6	110/6	15	1968	0,000	1,25	18,31	21,7
174		Т-2	ТДНГ-15000/110/6,6	110/35/6	15	1959	2,747	2,01
АО ОЭЗ ППТ "Моглино"
175	ПС 110 кВ Моглино (ПС 103)	Т-1	ТДТН-40000/110/10/6,6	110/10	40	2017	0,352	0,21	1,61	0,5
176		Т-2	ТДТН-40000/110/10/6,6	110/10	40	2017	0,290	0,00

Оценка балансовой ситуации и "узких мест", связанной с недостатком пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов

Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше за 2021 год показал, что в режиме зимних максимальных нагрузок (при температуре окружающего воздуха -25°С) при аварийном отключении АТ-1(2) ПС 330 кВ Новосокольники наблюдается перегрузка по току оставшегося в работе АТ-2(1) ПС 330 кВ Новосокольники в единичной ремонтной схеме после нормативного возмещения свыше длительно допустимого значения на 6,9% (232 А). Для исключения выхода параметров режима из области допустимых значений в послеаварийном режиме выполняются схемно-режимные мероприятия (далее - СРМ) по переводу нагрузки ПС 110 кВ Великие Луки (ПС 70), ПС 110 кВ Суханово (ПС 352), ПС 110 кВ Кунья (ПС 139) и ПС 110 кВ Пустыньки (ПС 204) на питание от ЭС Тверской области. После выполнения СРМ параметры режима в единичной ремонтной схеме после нормативного возмещения находятся в области допустимых значений (рисунки 2 и 3 приложения N 3 к настоящей Схеме и программе).

В режиме зимних максимальных нагрузок (при температуре окружающего воздуха -25°С) при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 300 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков наблюдается перегрузка по току оставшегося в работе АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков свыше длительно допустимого значения. При этом в послеаварийном режиме после аварийного отключения ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков в период ремонта АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков на ПС 330 кВ сработает автоматическое ограничение перегрузки оборудования (далее - АОПО), АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков с действием на отключение выключателей 110 кВ Псков - Завеличье I цепь с отпайкой на ПС Овсище (Л.Псковская-1) и ВЛ 110 кВ Псков - Завеличье II цепь с отпайкой на ПС Овсище (Л.Псковская-2) на ПС 110 кВ Псков (ПС 53). После действия АОПО АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков параметры режима находятся в области допустимых значений (рисунки 4 и 5 приложения N 3 к настоящей Схеме и программе).

В режиме зимних максимальных нагрузок 2022 г. (при температуре окружающего воздуха -25°С) при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 470 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) в послеаварийном режиме наблюдается перегрузка по току ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3) свыше аварийно допустимого значения на 28,8% (812 А). В послеаварийном режиме при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 470 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) на ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283) сработает АОПО ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3) с действием на отключение выключателей 110 кВ В Пск-1 и В Пск-2. После действия АОПО ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3) параметры режима находятся в области допустимых значений (рисунки 6 и 7 приложения N 3 к настоящей Схеме и программе).

В режиме летних максимальных нагрузок 2022 г. (при температуре окружающего воздуха +18°С) при аварийном отключении АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков в период совместного ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков и ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3) в послеаварийном режиме наблюдается перегрузка по току ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) на 0,91% (550 А) от длительно допустимой токовой нагрузки. В послеаварийном режиме после аварийного отключения АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков в период совместного ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков и ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3) сработает АОПО ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) с действием на отключение выключателя 110 кВ В Зп-1 на ПС 330 кВ Псков. После действия АОПО ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) параметры режима находятся в области допустимых значений (рисунки 11 и 12 приложения N 3 к настоящей Схеме и программе).

Оценка балансовой ситуации и наличия "узких мест", связанной с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения, в том числе недостаточными возможностями по регулированию уровней напряжения

В режиме зимних максимальных нагрузок (при температуре окружающего воздуха -25°С) при аварийном отключении АТ-1(2) ПС 330 кВ Новосокольники в период ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Новосокольники наблюдается снижение уровней напряжений на энергообъектах Южного энергоузла ниже аварийно допустимых значений. В послеаварийном режиме при аварийном отключении АТ-1(2) ПС 330 кВ Новосокольники в период ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Новосокольники сработает автоматическое ограничение снижения напряжения (далее - АОСН) на энергообъектах в Южном энергоузле со следующим действием: 1 ступень действует на отключение выключателей В-110 АТ-1,2 (ОВ) (на ПС 330 кВ Новосокольники); 2 ступень на отключение В-110 кВ: В-110 л.Сив-1, В-110 л.В. Лук-1, В л.В. Лук-2, В л.В. Лук-5 (на ПС 110 кВ Великие Луки (ПС 70)); 3 ступень - отключение В-110 кВ: В Млх-1, В В.Лук-1, В.Лук-2 (на ПС 330 кВ Новосокольники). После срабатывания АОСН в Южном энергоузле параметры режима находятся в области допустимых значений (рисунки 8 и 9 приложения N 3 к настоящей Схеме и программе).

В режиме летних минимальных нагрузок (при температуре окружающего воздуха +18°С) при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Старорусская в период ремонта Р-3 ПС 330 кВ Новосокольники наблюдается повышение уровней напряжения в сети 330 кВ ЭС Псковской области выше наибольшего рабочего напряжения. Для ввода параметров режима в область допустимых значений выполняются СРМ по выводу в резерв ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Новосокольники. После выполнения СРМ параметры режима находятся в области допустимых значений (рисунки 14 и 15 приложения N 3 к настоящей Схеме и программе).

По результатам проведенных расчетов электроэнергетических режимов в нормальных схемах, в послеаварийных режимах после аварийных отключений в нормальных и ремонтных схемах параметры режима остаются в области допустимых значений (с учетом работы существующих устройств противоаварийной автоматики (далее - ПА) на энергообъектах).

Дополнительных мероприятий по сетевому строительству и установке устройств ПА на энергообъектах для ввода параметров режима в область допустимых значений не требуется.

IV. Основные направления развития электроэнергетики Псковской области

Электроэнергетика определяющим образом влияет на условия экономического и социального развития Псковской области. Реализация инвестиционных проектов, эффективность работы организаций, улучшение качества жизни людей, достижение практически всех целей Стратегии социально-экономического развития Псковской области до 2035 года, утвержденной распоряжением Администрации области от 10 декабря 2020 г. N 670-р, зависит от надежного, сбалансированного и безопасного функционирования электроэнергетики.

16. Прогнозы потребления электрической энергии и мощности

При анализе прогнозируемой мощности, присоединяемой по заявке на технологическое присоединение к электрическим сетям, учитывались коэффициенты реализации в зависимости от категории потребителей и ГОСТ Р 58670-2019 "Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем", утвержденный и введенный в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 19 ноября 2019 г. N 1196-ст (таблица 26).

Основной принцип определения перспективных нагрузок ПС ЭС Псковской области, применяемый в настоящей Схеме и программе, основан на сочетании двух способов: прямого счета для концентрированных потребителей и статистического подхода при определении распределенной нагрузки. В Псковской области к концентрированным могут быть отнесены потребители с нагрузкой 0,67 МВт и более. Нагрузка таких потребителей учитывалась непосредственно в точках подключения потребителей (ЦП - ПС 110 кВ). К распределенной нагрузке относятся нагрузки промышленных организаций, сельскохозяйственных производств и коммунально-бытовая нагрузка.

Для распределенной нагрузки также используются коэффициенты реализации (далее - Кр), которые корректируется на 2022 - 2026 годы пропорционально изменению темпов роста электропотребления на соответствующие этапы. Экстраполированная распределенная нагрузка каждой подстанции суммируется с применением режимных коэффициентов с концентрированной нагрузкой.

Таблица 26

Коэффициент реализации в зависимости от категории потребителей

N п/п	Наименование категории потребителей	Коэффициент реализации (Кр)
1	Тяговые железнодорожные подстанции	0,7
2	Метро	0,5
3	Аэропорты	0,4
4	Добывающая промышленность в том числе добыча полезных ископаемых, за исключением нефти и газа, горно-обогатительные фабрики	0,8
5	Добыча нефти и газа	0,9
6	Нефтеперекачивающие и газоперекачивающие станции	0,8-0,9
7	Химическая промышленность в том числе переработка нефти и газа, производство резиновых и пластмассовых изделий	0,7-0,8
8	Черная металлургия	0,8
9	Цветная металлургия (производство алюминия)	0,9
10	Производство цемента	0,8
11	Деревообрабатывающая промышленность в том числе целлюлозно-бумажные комбинаты	0,9
12	Иная промышленность	0,7
13	Агропромышленные комплексы (теплицы)	0,9
14	Производство продуктов питания в том числе животноводческие комплексы и птицефабрики	0,5
15	Крупные застройщики в том числе жилищные комплексы, торгово-развлекательные центры	0,4
16	Рекреационные комплексы, туристические кластеры	0,3
17	Потребители с заявленной мощностью до 670 кВт	0,1-0,2

Перечень основных перспективных потребителей (от 1 МВт и более) по базовому варианту развития электрических сетей Псковской области представлен в таблице 27.

Таблица 27

Перечень основных перспективных потребителей по базовому варианту развития

N п/п	Наименование заявителя	Наименование объекта технологического присоединения к электрическим сетям	Присоединяемая мощность, кВт	ПС с высшим классом напряжения 110 кВ	Год ввода	Kр
1	ООО "СпецПроектЖилСтрой"	Комплексная жилищная застройка	4000	ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283)	2023	0,4
2	АО "ОЭЗ ППТ "Моглино"	ОЭЗ ППТ "Моглино"	28500	ПС 110 кВ Моглино (340 МВА)	2022	0,7
3	ООО "Газпром трансгаз Санкт-Петербург"	Трансформаторная подстанция для электроснабжения комплекса зданий на площадке Псковского ЛПУМГ	369,5	ПС 110 кВ Псков (ПС 53)	2022	0,8
4	АО "Оборонэнерго"	ПС 110 кВ 26,3 МВА, объекты капитального строительства Министерства обороны РФ	2883	ПС 330 кВ Великорецкая 1	2022	0,4
5	МП г.Пскова "Горводоканал"	Объект коммунальной инфраструктуры	1415	ПС 110 кВ Овсище (ПС 282)	2024	0,4
6	ООО "Псковская Инвестиционная Компания - фонд имущества"	Строительство многоквартирного жилого дома	1229,1	ПС 110 кВ Овсище (ПС 282)	2022	0,4
7	ООО "ОСКО-ИНВЕСТ"	Обслуживание и эксплуатация зданий и сооружений	4000	ПС 110 кВ Середка (ПС 138)	2023	0,4
8	ОАО "РЖД"	Локомотивное депо	1400	ПС 110 кВ Дно (ПС 116)	2023	0,7
9	ООО "РусТимбер Псков"	Производственное здание/помещение фанерного завода	1500	ПС 110 кВ Плюсса (ПС 113)	2023 2	0,9
10	АО "ОЭЗ ППТ "Моглино"	ОЭЗ ППТ "Моглино" площадка 2	49000	Новая (проектируемая) ПС 110 кВ Индустриальная (332 МВА)	2023	0,7
11	ООО "ВСГЦ"	Объект сельскохозяйственного производства	1 этап - 12000 2 этап - 8000	Новая (проектируемая) ПС 110 кВ Болягино	2023-2025	0,5

¹ Фактически объект присоединяется к сетям Псковского филиала ПАО "Россети Северо-Запад", а именно, к ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье и ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье.

² Год ввода указан в соответствии с заключенным договором технологического присоединения.

Перечень основных перспективных потребителей по умеренно оптимистическому варианту развития электрических сетей Псковской области представлен в таблице 28.

Таблица 28

Перечень основных перспективных потребителей по умеренно оптимистическому варианту

N п/п	Наименование проекта	Территория размещения	Срок реализации	Информация о развитии	Мощность, кВт	ЦП	Источник информации	Кр
1	Многоэтажная жилая застройка (5 эт. и выше) в жилых зонах	г. Псков	2010 - 2025 гг.	1455 тыс. кв. м	29100	-	Генеральный план муниципального образования "Город Псков", утвержденный решением Псковской городской Думы от 19.02.2010 N 1125	0,4
2	Малоэтажная многоквартирная застройка (2 - 4 эт.) в жилых зонах	г. Псков	2010 - 2025 гг.	60 тыс. кв. м	600	-	Генеральный план муниципального образования "Город Псков", утвержденный решением Псковской городской Думы от 19.02.2010 N 1125	0,2
3	Индивидуальная односемейная застройка с приусадебным участком в жилых зонах	г. Псков	2010 - 2025 гг.	246 тыс. кв. м	4920	-	Генеральный план муниципального образования "Город Псков", утвержденный решением Псковской городской Думы от 19.02.2010 N 1125	0,4
4	Многоэтажная жилая застройка (5 эт. и выше) в жилых зонах	г. Псков	2010 - 2025 гг.	576 тыс. кв. м	11520	-	Генеральный план муниципального образования "Город Псков", утвержденный решением Псковской городской Думы от 19.02.2010 N 1125	0,4
5	Малоэтажная многоквартирная застройка (2 - 4 эт.) в жилых зонах	г. Псков	2010 - 2025 гг.	22 тыс. кв. м	220	-	Генеральный план муниципального образования "Город Псков", утвержденный решением Псковской городской Думы от 19.02.2010 N 1125	0,2
6	Индивидуальная односемейная застройка с приусадебным участком в жилых зонах	г. Псков	2010 - 2025 гг.	40 тыс. кв. м	800	-	Генеральный план муниципального образования "Город Псков", утвержденный решением Псковской городской Думы от 19.02.2010 N 1125	0,4
7	Смешанная застройка (1 - 4 эт.) в жилых зонах	г. Псков	2010 - 2025 гг.	112 тыс. кв. м	2240	-	Генеральный план муниципального образования "Город Псков", утвержденный решением Псковской городской Думы от 19.02.2010 N 1125	0,4
8	Жилищное строительство на свободных территориях	г. Псков, район Завеличье	2010 - 2035 гг.	164 тыс. кв. м	3280	ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283)	Генеральный план муниципального образования "Город Псков", утвержденный решением Псковской городской Думы от 19.02.2010 N 1125	0,4
9	Жилищное строительство на свободных территориях	г. Псков, район Запсковье	2010 - 2035 гг.	1435 тыс. кв. м	28700	ПС 110 кВ Псков (ПС 53)	Генеральный план муниципального образования "Город Псков", утвержденный решением Псковской городской Думы от 19.02.2010 N 1125	0,4
10	Жилищное строительство на свободных территориях	г. Псков	2010 - 2035 гг.	131 тыс. кв. м	2620	ПС 110 кВ Речная (ПС 126)	Генеральный план муниципального образования "Город Псков", утвержденный решением Псковской городской Думы от 19.02.2010 N 1125	0,4
11	Жилищное строительство на свободных территориях	г. Псков, район Завеличье	2010 - 2025 гг.	100 тыс. кв. м	2000	ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283)	Генеральный план муниципального образования "Город Псков", утвержденный решением Псковской городской Думы от 19.02.2010 N 1125	0,4
12	Жилищное строительство на свободных территориях	г. Псков, район Запсковье	2010 - 2025 гг.	548 тыс. кв. м	10960	ПС 110 кВ Заводская (ПС 328)	Генеральный план муниципального образования "Город Псков", утвержденный решением Псковской городской Думы от 19.02.2010 N 1125	0,4
13	Жилищное строительство на свободных территориях	г. Псков	2010 - 2025 гг.	43 тыс. кв. м	860	ПС 110 кВ Речная (ПС 126)	Генеральный план муниципального образования "Город Псков", утвержденный решением Псковской городской Думы от 19.02.2010 N 1125	0,4
14	Строительство средней общеобразовательной школы	г. Псков, микрорайон N 14	2010 - 2025 гг.	320 учащихся	70,4	ПС 110 кВ Псков (ПС 53)	Генеральный план муниципального образования "Город Псков", утвержденный решением Псковской городской Думы от 19.02.2010 N 1125	0,4
15	Строительство индивидуальной жилой застройки в деревне Борисовичи Завеличенской волости Псковского района для граждан, имеющих трех и более детей	Деревня Борисовичи Завеличенской волости Псковского района	2026 г.	-	7000	ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283)	Постановление Администрации области от 11 февраля 2014 г. N 44 "Об утверждении Документации по планировке территории (содержащей проект планировки территории, проект межевания территории с включенными в него градостроительными планами земельных участков) жилого района индивидуальной застройки для граждан, имеющих трех и более детей, в деревне Борисовичи сельского поселения "Завеличенская волость" Псковского района Псковской области"	0,4

Суммарная электрическая нагрузка всех ПС сопоставлена с прогнозной максимальной нагрузкой ЭС Псковской области, принятой согласно проекту СиПР ЕЭС России на период 2022 - 2028 годов. По результатам сравнения выполнена соответствующая корректировка перспективной нагрузки. Таким образом, рассчитанная предварительная перспективная нагрузка действующих подстанций была перераспределена с учетом появления к расчетному периоду вновь введенных в эксплуатацию ПС. Распределение электрической нагрузки между ПС ЭС Псковской области соответствует прогнозной оценке суммарного собственного максимума ЭС Псковской области.

Прогноз потребления электрической энергии и мощности для базового варианта развития

В качестве основного прогноза потребления электрической энергии и мощности принят прогноз, разработанный АО "СО ЕЭС" (проект СиПР ЕЭС на период 2022 - 2028 годов).

Таблица 29

Прогноз потребления электрической энергии и мощности по ЭС Псковской области на пятилетний период

Наименование показателя	2021 г. факт	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
Потребление электрической энергии, млн кВт.ч	2342,91	2326,32	2365,26	2390,15	2404,34	2425,15
Среднегодовой темп прироста электрической энергии, %	7,6	-0,7	1,7	1,1	0,6	0,9
Собственный максимум потребления электрической энергии, МВт	432,70	414,21	420,18	425,21	429,14	434,22
Среднегодовой темп прироста электрической энергии, %	15,9	-4,27	1,44	1,02	0,92	1,18

При принятой концепции развития Псковской области баланс электрической энергии и мощности в период 2022 - 2026 гг. будет складываться с убывающим профицитом, что связано как с увеличением потребления электрической энергии и мощности в целом по ЭС Псковской области, так и с отсутствием ввода в эксплуатацию новых мощностей.

Прогноз потребления электрической энергии и мощности для умеренно оптимистического варианта развития

Общая оценка перспективной балансовой ситуации на пятилетний период ЭС Псковской области для умеренно оптимистического варианта прогноза электрической энергии и мощности приведена в таблице 30. Прогноз потребления электрической энергии ЭС Псковской области для умеренно оптимистического варианта предполагает реализацию инвестиционных проектов.

Таблица 30

Прогноз потребления электрической энергии и мощности по ЭС Псковской области на пятилетний период (умеренно оптимистический вариант развития)

Показатель	2021 г. факт	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
Потребление электрической энергии, млн кВт.ч	2342,91	2500,00	2564,00	2591,00	2636,00	2646,00
Среднегодовой темп прироста электрической энергии, %	7,6	6,7	2,6	1,1	1,7	0,4
Собственный максимум потребления мощности, МВт	432,70	451,34	462,75	466,85	475,96	478,49
Среднегодовой темп прироста мощности, %	15,9	4,3	2,5	0,9	1,9	0,5

17. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЭС Псковской области

Строительство и вывод из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЭС Псковской области на период 2022 - 2026 годов проектом СиПР ЕЭС России на период 2022 - 2028 годов не планируется.

18. Анализ прогнозного баланса электрической энергии и мощности на пятилетний период

Общая оценка перспективной балансовой ситуации на пятилетний период ЭС Псковской области для базового варианта прогноза потребления электрической энергии и мощности приведена в таблицах 31 и 32 соответственно. Прогноз потребления электрической энергии и мощности разработан на основании проекта СиПР ЕЭС России на период 2022 - 2028 годов.

Таблица 31

Базовый вариант развития потребления электрической энергии. Баланс электрической энергии по Псковской области на период 2021 - 2026 гг.

Наименование показателя	2021 г. факт	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
Потребление электрической энергии, млн кВт.ч	2342,91	2326,00	2365,00	2390,00	2404,00	2425,00
Выработка электрической энергии, млн кВт.ч	144,02	176,70	174,73	172,00	217,86	229,23
Сальдо, млн кВт.ч	2198,89	2149,30	2190,27	2218,00	2186,14	2195,77

Таблица 32

Базовый вариант развития потребления мощности. Баланс мощности на час собственного максимума потребления по Псковской области за период 2021 - 2026 гг.

Наименование показателя	2021 г. факт	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
Установленная мощность	445,74	445,74	445,74	445,74	445,74	445,74
ГЭС	3,04	3,04	3,04	3,04	3,04	3,04
ТЭС	442,70	442,70	442,70	442,70	442,70	442,70
Ограничения мощности	5,74	5,74	5,74	5,74	5,74	5,74
ГЭС	3,04	3,04	3,04	3,04	3,04	3,04
ТЭС	2,70	2,70	2,70	2,70	2,70	2,70
Располагаемая мощность	440,00	440,00	440,00	440,00	440,00	440,00
ГЭС	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ТЭС	440,00	440,00	440,00	440,00	440,00	440,00
Максимум потребления	432,70	414,00	420,00	425,00	429,00	434,00
Избыток	7,30	26,00	20,00	15,00	11,00	6,00

По результатам анализа данных таблиц 31 и 32 можно сделать вывод, что баланс мощности за период 2022 - 2026 гг. будет складываться с убывающим профицитом, а баланс электрической энергии - с возрастающим дефицитом, что связано как с увеличением потребления электрической энергии и мощности в целом по ЭС Псковской области, так и с отсутствием вводов в эксплуатацию новых мощностей.

19. Прогноз потребления тепловой энергии

Прогноз потребления тепловой энергии по Псковской области на пятилетний период представлен в таблице 33. Прогноз отпуска тепловой энергии от тепловых электростанций (далее - ТЭС) (по данным генерирующей компании ПАО "ОГК-2") представлен в таблице 34.

Таблица 33

Прогноз потребления тепловой энергии Псковской области по организациям, осуществляющим регулируемые виды деятельности, на период до 2026 г.

Наименование показателя	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	3263,3	3263,3	3263,3	3263,3	3263,3
Абсолютный прирост теплового потребления, тыс. Гкал	326,5	0	0	0	0
Среднегодовые темпы прироста, %	11	0	0	0	0

Таблица 34

Прогноз отпуска тепловой энергии от ТЭС на период до 2026 г.

Наименование показателя	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
Отпуск тепловой энергии с коллекторов, тыс. Гкал	55,81	55,81	55,81	55,81	55,81

20. Анализ возможности обеспечения части суммарного потребления тепловой энергии Псковской области за счет когенерации тепловой и электрической энергии

Из таблиц 33 и 34 по прогнозу на период 2022 - 2026 годов видно, что комбинированная выработка тепловой энергии в Псковской области не превысит 1,7% суммарного потребления тепловой энергии.

Для развития централизованного теплоснабжения целесообразно строительство в крупных населенных пунктах (городах) малых и средних установок (ТЭЦ) на природном газе (когенерации).

Особенностью работы когенерационных установок является совместная выработка электрической и тепловой энергии, при этом процесс получения тепловой энергии зависит от уровня вырабатываемого электричества. Стабильное получение тепловой энергии от когенерационной установки возможно при постоянном спросе на электрическую энергию.

V. Расчеты и анализ режимов работы ЭС Псковской области

Расчеты электроэнергетических режимов выполнялись с использованием программного комплекса RastrWin 3. Расчетные модели на перспективный период сформированы на основе расчетных моделей 2022 г. с учетом перспективных нагрузок, описанных в разделе IV настоящей Схемы и программы.

В связи с отключением генерации Псковской ГРЭС при расчетах режимов электрических сетей Псковской области генерация Блоков 1 и 2 Псковской ГРЭС не учитывалась, т.к. наиболее тяжелые электроэнергетические режимы наблюдаются при отключенном состоянии Блоков 1 и 2 Псковской ГРЭС.

Для анализа режимов работы ЭС Псковской области в перспективном периоде выбраны те электроэнергетические режимы и схемно-режимные ситуации, в которых наблюдается максимальная загрузка элементов электрической сети, либо максимальное отклонение параметров режима от допустимых.

Расчеты электроэнергетических режимов на перспективный период 2022 - 2026 гг. выполнялись на основании приказа Минэнерго России от 03 августа 2018 г. N 630 "Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методические указания по устойчивости энергосистем" и национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования", утвержденного приказом Росстандарта от 19 ноября 2019 г. N 1196-ст (далее - ГОСТ Р 58670-2019).

В промежуточные годы расчетного периода существенного изменения режимно-балансовой ситуации по сравнению с концом расчетного периода (2026 г.) не наблюдается, расчеты перспективных электроэнергетических режимов выполнены на 2026 г.

Значения температур наружного воздуха для расчетов электроэнергетических режимов определены исходя из данных АО "СО ЕЭС".

Таблица 35

Значения коэффициентов и расчетных температур наружного воздуха ЭС, применяемых для расчетов электроэнергетических режимов и определении технических решений при перспективном развитии ЭС по состоянию на 15 февраля 2022 г.

Температура наружного воздуха наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92, С	-25
Расчетная температура наружного воздуха для расчетов электроэнергетических режимов для зимнего режима максимальных и минимальных нагрузок, С	+5
Среднемесячная температура наружного воздуха наиболее теплого летнего месяца, С	+18
Температура наружного воздуха теплого периода с обеспеченностью 0,98, С	+30

Потребление электрической мощности для указанных выше температурных условий на 2026 г., рассчитанное на основании методики АО "СО ЕЭС", размещенной на интернет-портале АО "СО ЕЭС" (раздел "Исходные данные для применения ГОСТ Р 58670-2019"), приведено в Таблице 36.

Таблица 36

Расчетное потребление электрической мощности на 2026 г.

Год, ед. изм.	Зима max, -25°C	Зима max, +5°C	Зима min, -25°C	Зима min, +5°C	Лето max, +18°C	Лето max, +30°C	Лето min, +18°C
2022 г., МВт	434,2	370,3	283,1	241,4	291,5	308,6	169,6
2026 г., МВт	455,2	388,2	296,8	253,1	305,5	323,5	177,8

21. Расчеты электроэнергетических режимов для нормальных и основных ремонтных схем

Оценка балансовой ситуации и "узких мест", связанная с недостатком пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов в рамках базового варианта развития

В режиме зимних максимальных нагрузок 2022 г. (при температуре окружающего воздуха -25°С) при аварийном отключении АТ-1(2) ПС 330 кВ Новосокольники наблюдается перегрузка по току оставшегося в работе АТ-2(1) ПС 330 кВ Новосокольники в единичной ремонтной схеме после нормативного возмещения свыше длительно допустимого значения на 6,4% (232 А). Для исключения выхода параметров режима из области допустимых значений в послеаварийном режиме выполняются СРМ по переводу нагрузки ПС 110 кВ Великие Луки (ПС 70), ПС 110 кВ Суханово (ПС 352), ПС 110 кВ Кунья (ПС 139) и ПС 110 кВ Пустыньки (ПС 204) на питание от ЭС Тверской области. После выполнения СРМ параметры режима в единичной ремонтной схеме после нормативного возмещения находятся в области допустимых значений (рисунки 18 и 19 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

В режиме зимних максимальных нагрузок 2022 г. (при температуре окружающего воздуха -25°С) при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 300 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков наблюдается перегрузка по току оставшегося в работе АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков свыше длительно допустимого значения. При этом в послеаварийном режиме после аварийного отключения ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков в период ремонта АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков на ПС 330 кВ сработает АОПО АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков с действием на отключение выключателей 110 кВ ВЛ 110 кВ Псков - Завеличье I цепь с отпайкой на ПС Овсище (Л.Псковская-1) и ВЛ 110 кВ Псков - Завеличье II цепь с отпайкой на ПС Овсище (Л.Псковская-2) на ПС 110 кВ Псков (ПС 53). После действия АОПО АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков параметры режима находятся в области допустимых значений (рисунки 20 и 21 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

В режиме зимних максимальных нагрузок 2022 г. (при температуре окружающего воздуха -25°С) при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 470 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) в послеаварийном режиме наблюдается перегрузка по току ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3) свыше аварийно допустимого значения на 39,2% (877 А). В послеаварийном режиме при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 470 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) на ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283) сработает АОПО ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3) с действием на отключение выключателей 110 кВ В Пск-1 и В Пск-2. После действия АОПО ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3) параметры режима находятся в области допустимых значений (рисунки 22 и 23 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

В режиме летних максимальных нагрузок 2022 г. (при температуре окружающего воздуха +18°С) при аварийном отключении АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков в период совместного ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков и ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3) в послеаварийном режиме наблюдается перегрузка по току ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) на 3,3% (563 А) от длительно допустимой токовой нагрузки. В послеаварийном режиме после аварийного отключения АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков в период совместного ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков и ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3) сработает АОПО ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) с действием на отключение выключателя 110 кВ В Зп-1 на ПС 330 кВ Псков. После действия АОПО ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) параметры режима находятся в области допустимых значений (рисунки 24 и 25 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

В режиме зимних максимальных нагрузок 2026 г. (при температуре окружающего воздуха -25°С) при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков в схеме ремонта АТ-1 ПС 330 кВ Псков токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Псков составит 487,2 А, что составляет 139,2% от номинального тока (350 А) и 116% от длительно допустимой токовой нагрузки (420 А в течение 1 часа). При аварийном отключении ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков в схеме ремонта АТ-1 ПС 330 кВ Псков сработает АОПО АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков с действием на отключение ВЛ 110 кВ Псков - Завеличье I цепь с отпайкой на ПС Овсище (Л.Псковская-1) и ВЛ 110 кВ Псков - Завеличье II цепь с отпайкой на ПС Овсище (Л.Псковская-2) на ПС 330 кВ Псков. Действие автоматики позволит снизить загрузку АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков до 329,2 А или 94% от номинальной токовой нагрузки (рисунки 2 и 3 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

В режиме зимних максимальных нагрузок 2026 г. (при температуре окружающего воздуха -25°С) при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков (доаварийный переток по линии составляет не менее 450 МВт в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3) или ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) (или Л.Псковская-1(2)) наблюдается токовая перегрузка оставшейся в работе Л.Южная-2(3) (или Л.Псковская-2(1)), которая составит 813,1 А или 129% от длительно допустимой токовой нагрузки (630 А). В описанной схемно-режимной ситуации сработает АОПО Л.Южная-2(3) (или Л.Псковская-1(2)) с действием на отключение выключателей 110 кВ В Пск-1 и В Пск-2 на ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283), что снизит загрузку оставшейся в работе Л.Южная-2(3) (или Л.Псковская-2(1)) до 152,1 А или 24,1% от длительно допустимой токовой нагрузки (рисунки 4 и 5 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

В режиме летних максимальных нагрузок 2026 г. (при температуре окружающего воздуха +30°С) при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков в схеме ремонта АТ-1 ПС 330 кВ Псков токовая загрузка АТ-2 ПС 330 кВ Псков составит 558 А, что составляет 159,4% от номинального тока (350 А) и 175,4% от длительно допустимой токовой нагрузки (318 А в течение 1 минуты). При аварийном отключении ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков в схеме ремонта АТ-1 ПС 330 кВ Псков сработает АОПО АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков с действием на отключение В 110 АТ-1 на ПС 330 кВ Псков. Действие автоматики ликвидирует токовую перегрузку АТ-2 ПС 330 кВ Псков (рисунки 7 и 8 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

В режиме летних максимальных нагрузок 2026 г. (при температуре окружающего воздуха +30°С) при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков (доаварийный переток по линии составляет не менее 450 МВт в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3) или ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) (или Л.Псковская-1(2)) наблюдается токовая перегрузка оставшейся в работе Л.Южная-2(3) (или Л.Псковская-2(1)), которая составит 833,2 А или 158% от длительно допустимой токовой нагрузки (528 А). В описанной схемно-режимной ситуации сработает АОПО Л.Южная-2(3) (или Л.Псковская-1(2)) с действием на отключение выключателей 110 кВ В Пск-1 и В Пск-2 на ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283), что снизит загрузку оставшейся в работе Л.Южная-2(3) (или Л.Псковская-2(1)) до 133,7 А или 25,3% от длительно допустимой токовой нагрузки (рисунки 9 и 10 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

В режиме летних максимальных нагрузок 2026 г. (при температуре окружающего воздуха +18°С) при аварийном отключении АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков в период совместного ремонта АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков и ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3) токовая загрузка оставшейся в работе ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) составляет 511 А, или 106% от длительно допустимой токовой загрузки ВЛ (480 А). В описанной схемно-режимной ситуации сработает АОПО ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) с действием на отключение выключателя 110 кВ В Зп-1 на ПС 330 кВ Псков. После действия ПА токовая загрузка ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) составит 471 А, что не превышает длительно допустимую токовую загрузку ВЛ (рисунки 14 и 14.1 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

Оценка балансовой ситуации и "узких мест", связанной с недостатком пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов в рамках умеренно оптимистического варианта развития

В режиме зимних максимальных нагрузок 2026 г. (при температуре окружающего воздуха -25°С) при аварийном отключении АТ-1(2) ПС 330 кВ Новосокольники наблюдается перегрузка по току оставшегося в работе АТ-2(1) ПС 330 кВ Новосокольники в единичной ремонтной схеме после нормативного возмещения свыше длительно допустимого значения на 11% (242 А). Для исключения выхода параметров режима из области допустимых значений в послеаварийном режиме выполняются схемно-режимные мероприятия (далее - СРМ) по переводу нагрузки ПС 110 кВ Великие Луки (ПС 70), ПС 110 кВ Суханово (ПС 352), ПС 110 кВ Кунья (ПС 139) и ПС 110 кВ Пустыньки (ПС 204) на питание от ЭС Тверской области. После выполнения СРМ параметры режима в единичной ремонтной схеме после нормативного возмещения находятся в области допустимых значений (рисунки 30 и 31 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

В режиме летних максимальных нагрузок 2026 г. (при температуре окружающего воздуха +18°С) при аварийном отключении АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков в период совместного ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков и ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3) в послеаварийном режиме наблюдается перегрузка по току ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) на 6,6% (581 А) от длительно допустимой токовой нагрузки. В послеаварийном режиме после аварийного отключения АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков в период совместного ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков и ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3) сработает АОПО ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) с действием на отключение выключателя 110 кВ В Зп-1 на ПС 330 кВ Псков. После действия АОПО ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) параметры режима находятся в области допустимых значений (рисунки 32 и 33 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

В режиме зимних максимальных нагрузок 2026 г. (при температуре окружающего воздуха -25°С) при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков (доаварийный переток по линии составляет не менее 450 МВт в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в схеме ремонта АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков наблюдается токовая перегрузка оставшегося в работе АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков, составляющая 500 А, или 142,8% номинального тока автотрансформатора (350 А) и 119% длительно допустимой токовой загрузки автотрансформатора (420 А). В описанной схемно-режимной ситуации сработает АОПО АТ-2(1), направленное на отключение ВЛ 110 кВ Псков - Завеличье I цепь с отпайкой на ПС Овсище (Л.Псковская-1) и ВЛ 110 кВ Псков - Завеличье II цепь с отпайкой на ПС Овсище (Л.Псковская-2). Действие автоматики позволит снизить загрузку АТ-2(1) до 348 А или 99,4% от номинальной токовой нагрузки автотрансформатора (рисунки 40 и 41 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

В режиме летних максимальных нагрузок 2026 г. (при температуре окружающего воздуха +30°С) при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков (доаварийный переток по линии составляет не менее 450 МВт в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3) или ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2) (или Л.Псковская-1(2)) наблюдается токовая перегрузка оставшейся в работе Л.Южная-2(3) (или Л.Псковская-2(1)), которая составит 896 А или 186,7% от длительно допустимой токовой нагрузки (480 А). В описанной схемно-режимной ситуации сработает АОПО Л.Южная-2(3) (или Л.Псковская-1(2)) с действием на отключение выключателей 110 кВ В Пск-1 и В Пск-2 на ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283), что снизит загрузку оставшейся в работе Л.Южная-2(3) (или Л.Псковская-2(1)) до 144 А или 27,2% от длительно допустимой токовой нагрузки (рисунки 42 и 43 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

Оценка балансовой ситуации и наличия "узких мест", связанного с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения, в том числе, недостаточными возможностями по регулированию уровней напряжения в рамках базового варианта развития

В режиме зимних максимальных нагрузок 2022 г. (при температуре окружающего воздуха -25°С) при аварийном отключении АТ-1(2) ПС 330 кВ Новосокольники в период ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Новосокольники наблюдается снижение уровней напряжений на энергообъектах Южного энергоузла ниже аварийно допустимых значений. В послеаварийном режиме при аварийном отключении АТ-1(2) ПС 330 кВ Новосокольники в период ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Новосокольники сработает АОСН на энергообъектах в Южном энергоузле со следующим действием: 1 ступень действует на отключение выключателей В-110 АТ-1,2 (ОВ) (на ПС 330 кВ Новосокольники); 2 ступень на отключение В-110 кВ: В-110 л.Сив-1, В-110 л.В. Лук-1, В л.В. Лук-2, В л.В. Лук-5 (на ПС 110 кВ Великие Луки (ПС 70)); 3 ступень - отключение В-110 кВ: В Млх-1, В В.Лук-1, В.Лук-2 (на ПС 330 кВ Новосокольники). После срабатывания АОСН в Южном энергоузле параметры режима находятся в области допустимых значений (рисунки 26 и 27 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

В режиме летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С при аварийном отключении АТ-1 ПС 330 кВ Новосокольники в схеме двойного ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Новосокольники и ВЛ 110 кВ Опочка - Идрица (Л.Идрицкая-2) наблюдается снижение уровней напряжения в Южном энергоузле ниже аварийно допустимых значений. При аварийном отключении АТ-1 ПС 330 кВ Новосокольники в схеме двойного ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Новосокольники и ВЛ 110 кВ Идрицкая-2 в Южном энергорайоне сработают 1-3 и 5 ступени АОСН со следующим алгоритмом работы: 1 ступень действует на отключение выключателей В-110, В АТ-1, В АТ-2 (ОВ) (на ПС 330 кВ Новосокольники); 2 ступень на отключение В-110 л.Сив-1,В-110 л.В. Лук-1, В-110 л.В. Лук-2 , В-110 л.В. Лук-5 (на ПС 110 кВ Великие Луки (ПС 70)); 3 ступень - отключение В-110 кВ: В Млх-1, В В.Лук-1, В В.Лук-2 (на ПС 330 кВ Новосокольники), 5 ступень на отключение В-110 л.В. Лук-3, В-110 л.В. Лук-4. В-110 л.Нев-1, В-110 л.Нев-2 на ПС 330 кВ Новосокольники (рисунок 12 приложения 4 к настоящей Схеме и программе). После работы АОСН уровни напряжений на энергообъектах Южного энергорайона находятся в пределах допустимых значений (рисунок 13 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

В режиме зимних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха -25°С при аварийном отключении АТ-1 ПС 330 кВ Новосокольники в схеме ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Новосокольники наблюдается снижение уровней напряжения в Южном энергоузле ниже аварийно допустимых значений. При аварийном отключении АТ-1 ПС 330 кВ Новосокольники схеме ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Новосокольники в Южном энергорайоне сработают 1-3 ступени АОСН со следующим алгоритмом работы: 1 ступень действует на отключение выключателей В-110 В АТ-1, В АТ-2 (ОВ) (на ПС 330 кВ Новосокольники); 2 ступень на отключение: В-110 л.Сив-1, В-110 л.В. Лук-1, В-110 л.В. Лук-2, В-110 л.В. Лук-5 (на ПС 110 кВ Великие Луки (ПС 70)); 3 ступень - отключение В-110 кВ: В Млх-1, В В.Лук-1, В В.Лук-2 (на ПС 330 кВ Новосокольники) (рисунки 28 и 29 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе). После работы АОСН уровни напряжений на энергообъектах Южного энергорайона находятся в пределах допустимых значений.

В режиме летних минимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Старорусская в схеме двойного ремонта Р-3 ПС 330 кВ Новосокольники и АТ-1(2) ПС 330 кВ Великорецкая наблюдается увеличение напряжения в сети 330 кВ энергосистемы Псковской области выше наибольшего рабочего напряжения (365,8 кВ / 363 кВ) (рисунок 16 приложения 4 к настоящей Схеме и программе). Для ввода параметров режима в область допустимых значений необходимо вывести в резерв ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Новосокольники (рисунок 17 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

Оценка балансовой ситуации и наличия "узких мест", связанная с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения, в том числе, недостаточными возможностями по регулированию уровней напряжения в рамках умеренно-оптимистического варианта развития

В режиме летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С при аварийном отключении АТ-1 ПС 330 кВ Новосокольники в схеме двойного ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Новосокольники и ВЛ 110 кВ Опочка - Идрица (Л.Идрицкая-2) наблюдается снижение уровней напряжения в Южном энергоузле ниже аварийно допустимых значений (рисунок 34 приложения 4 к настоящей Схеме и программе). При аварийном отключении АТ-1 ПС 330 кВ Новосокольники в схеме двойного ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Новосокольники и ВЛ 110 кВ Опочка - Идрица (Л.Идрицкая-2) в Южном энергорайоне сработают 1 - 3 и 5 ступени АОСН со следующим алгоритмом работы: 1 ступень действует на отключение выключателей В-110, В АТ-1, В АТ-2 (ОВ) (на ПС 330 кВ Новосокольники); 2 ступень на отключение В-110 л.Сив-1,В-110 л.В. Лук-1, В-110 л.В. Лук-2 , В-110 л.В. Лук-5 (на ПС 110 кВ Великие Луки (ПС 70)); 3 ступень - отключение В-110 кВ: В Млх-1, В В.Лук-1, В В.Лук-2 (на ПС 330 кВ Новосокольники), 5 ступень на отключение В-110 л.В. Лук-3, В-110 л.В. Лук-4. В-110 л.Нев-1, В-110 л.Нев-2 на ПС 330 кВ Новосокольники. После работы АОСН уровни напряжений на энергообъектах Южного энергорайона находятся в пределах допустимых значений (рисунок 35 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

В режиме летних минимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Старорусская в схеме двойного ремонта Р-3 ПС 330 кВ Новосокольники и АТ-1(2) ПС 330 кВ Великорецкая наблюдается увеличение напряжения в сети 330 кВ ЭС Псковской области выше наибольшего рабочего напряжения (366 кВ / 363 кВ) (рисунок 36 приложения 4 к настоящей Схеме и программе). Для ввода параметров режима в область допустимых значений необходимо вывести в резерв ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Новосокольники (рисунок 37 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

В режиме зимних максимальных нагрузок 2026 г. (при температуре окружающего воздуха -25°С) при аварийном отключении АТ-1(2) ПС 330 кВ Новосокольники в период ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Новосокольники наблюдается снижение уровней напряжений на энергообъектах Южного энергоузла ниже аварийно допустимых значений. В послеаварийном режиме при аварийном отключении АТ-1(2) ПС 330 кВ Новосокольники в период ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Новосокольники сработает АОСН на энергообъектах в Южном энергоузле со следующим действием: 1 ступень действует на отключение выключателей В-110 АТ-1,2 (ОВ) (на ПС 330 кВ Новосокольники); 2 ступень на отключение В-110 кВ: В-110 л.Сив-1, В-110 л.В. Лук-1, В л.В. Лук-2, В л.В. Лук-5 (на ПС 110 кВ Великие Луки (ПС 70)); 3 ступень - отключение В-110 кВ: В Млх-1, В В.Лук-1, В.Лук-2 (на ПС 330 кВ Новосокольники). После срабатывания АОСН в Южном энергоузле параметры режима находятся в области допустимых значений (рисунки 38 и 39 приложения N 4 к настоящей Схеме и программе).

По результатам проведенных расчетов электроэнергетических режимов на перспективный период 2022 - 2026 гг., в нормальных схемах, в послеаварийных режимах после аварийных отключений в нормальных и ремонтных схемах параметры режима остаются в области допустимых значений (с учетом работы существующих устройств ПА на энергообъектах).

Дополнительных мероприятий по сетевому строительству и установке устройств ПА на энергообъектах для ввода параметров режима в область допустимых значений не требуется. Данный вывод справедлив как для базового, так и для умеренно оптимистического вариантов развития.

Анализ загрузки ЦП напряжением 110 кВ и выше в ЭС Псковской области на перспективный период 2022 - 2026 гг.

С целью своевременного выявления ЦП 110 кВ и выше с ограничениями на технологическое присоединение к электрическим сетям с учетом заключенных договоров в ЭС Псковской области на перспективный период до 2026 г. произведен анализ загрузки данных ЦП.

Расчет нагрузок ЦП произведен методом прямых электрических расчетов. При определении загрузки ЦП на перспективу учитывались коэффициенты реализации в зависимости от категории потребителей при оценке загрузки ЦП; ГОСТ Р 58670-2019; Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229 (далее - ПТЭ); Приказ N 81.

Анализ загрузки ЦП в рамках базового варианта развития представлен в таблице 37.

В таблице 38 представлен анализ ЦП в рамках умеренно-оптимистического варианта развития (проанализированы те ЦП, к которым запланировано присоединение новых потребителей в рамках умеренно оптимистического варианта развития).

Таблица 37

Анализ загрузки ЦП напряжением 110 кВ и выше в ЭС Псковской области в период 2022 - 2026 гг. в рамках базового варианта развития

N п/п	Наименование ЦП/ наименование трансформатора		День летнего КЗ			День зимнего КЗ			Нагрузка трансформаторов в период 2022 - 2026 гг., МВА					Загрузка ЦП в ремонтной схеме (N-1), %
			Максимальная нагрузка в день летнего КЗ		Загрузка ЦП в ремонтной схеме (N-1), %	Максимальная нагрузка в день зимнего КЗ		Загрузка ЦП в ремонтной схеме (N-1), %
			S, МВА	Дата замера		S, МВА	Дата замера		2022	2023	2024	2025	2026	2022	2023	2024	2025	2026
1	ПС 110 кВ Псков (ПС 53)	Т-1	19,112	20.06.2018	53,5	27,752	16.12.2020	74,4	28,995	28,995	28,995	28,995	28,995	80,6	80,6	80,6	80,6	80,6
2		Т-2	2,299			2,008			3,251	3,251	3,251	3,251	3,251
3	ПС 110 кВ Струги Красные (ПС 61)	Т-1	1,935	19.06.2019	32,0	2,504	19.12.2018	42,2	1,996	1,996	1,996	1,996	1,996	33,1	33,1	33,1	33,1	33,1
4		Т-2	1,268			1,720			1,311	1,311	1,311	1,311	1,311
5	ПС 110 кВ Карамышево (ПС 64)	Т-1	0,658	20.06.2018	12,7	0,842	15.12.2021	16,5	0,679	0,679	0,679	0,679	0,679	12,9	12,9	12,9	12,9	12,9
6		Т-2	0,607			1,8			0,613	0,613	0,613	0,613	0,613
7	ПС 110 кВ Изборск (ПС 69)	Т-1	1,307	19.06.2019	38,5	1,201	19.12.2018	50,7	1,494	1,494	1,494	1,494	1,494	44,0	44,0	44,0	44,0	44,0
8		Т-2	1,117			1,996			1,279	1,279	1,279	1,279	1,279
9	ПС 110 кВ Льнокомбинат (ПС 73)	Т-1	7,857	19.06.2019	67,4	9,73	15.12.2021	86,5	8,291	8,291	8,291	8,291	8,291	89,1	89,1	89,1	89,1	89,1
10		Т-2	2,920			6,2			5,965	5,965	5,965	5,965	5,965
11	ПС 110 кВ Печоры (ПС 74)	Т-1	1,606	19.06.2019	57,0	2,324	15.12.2021	76,0	2,433	2,433	2,433	2,433	2,433	79,5	79,5	79,5	79,5	79,5
12		Т-2	1,983			2,67			2,574	2,574	2,574	2,574	2,574
13	ПС 110 кВ Северная (ПС 100)	Т-1	1,716	20.06.2018	50,2	2,317	19.12.2018	64,4	1,920	1,920	1,920	1,920	1,920	56,7	56,7	56,7	56,7	56,7
14		Т-2	1,448			1,742			1,652	1,652	1,652	1,652	1,652
15	ПС 110 кВ Моглино (ПС 103)	Т-1	0,864	20.06.2018	2,2	1,126	19.12.2018	2,8	11,947	11,947	11,947	11,947	11,947	57,6	57,6	57,6	57,6	57,6
16		Т-2	0,000			0,000			11,083	11,083	11,083	11,083	11,083
17	ПС 110 кВ Плюсса (ПС 113)	Т-1	0,920	20.06.2018	50,2	1,237	19.12.2018	58,7	1,749	1,749	1,749	1,749	1,749	78,8	78,8	78,8	78,8	78,8
18		Т-2	2,244			2,462			3,218	3,218	3,218	3,218	3,218
19	ПС 110 кВ Речная (ПС 126)	Т-1	5,462	17.06.2020	52,9	5,512	19.12.2018	69,9	5,610	5,610	5,610	5,610	5,610	71,2	71,2	71,2	71,2	71,2
20		Т-2	2,478			4,977			5,075	5,075	5,075	5,075	5,075
21	ПС 110 кВ Середка (ПС 138)	Т-1	0,828	19.06.2019	20,3	1,891	19.12.2018	30,0	1,127	1,127	1,127	1,127	1,127	29,8	29,8	29,8	29,8	29,8
22		Т-2	0,449			0,000			0,748	0,748	0,748	0,748	0,748
23	ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Т-1	0,982	20.06.2018	64,0	1,728	16.12.2020	88,0	2,088	2,088	2,088	2,088	2,088	116,9	116,9	116,9	116,9	116,9
24		Т-2	0,618			0,473			0,833	0,833	0,833	0,833	0,833
25	ПС 110 кВ Новоселье (ПС 163)	Т-1	0,000	19.06.2019	40,3	0,473	16.12.2020	65,6	0,544	0,544	0,544	0,544	0,544	71,3	71,3	71,3	71,3	71,3
26		Т-2	1,007			1,167			1,238	1,238	1,238	1,238	1,238
27	ПС 110 кВ Писковичи (ПС 172)	Т-1	1,400	17.06.2020	27,2	3,503	16.12.2020	51,2	3,678	3,678	3,678	3,678	3,678	54,7	54,7	54,7	54,7	54,7
28		Т-2	1,318			1,621			1,797	1,797	1,797	1,797	1,797
29	ПС 110 кВ Гдов (ПС 192)	Т-1	1,634	19.06.2019	36,8	2,294	19.12.2018	46,0	1,872	1,872	1,872	1,872	1,872	41,7	41,7	41,7	41,7	41,7
30		Т-2	2,047			2,310			2,298	2,298	2,298	2,298	2,298
31	ПС 110 кВ Псковкирпич (ПС 198)	Т-1	0,832	19.06.2019	41,2	1,018	19.12.2018	64,6	2,009	2,009	2,009	2,009	2,009	96,1	96,1	96,1	96,1	96,1
32		Т-2	1,764			3,051			4,042	4,042	4,042	4,042	4,042
33	ПС 110 кВ ГИК (ПС 205)	Т-1	3,393	19.06.2019	33,9	1,683	18.12.2019	16,8	3,457	3,457	3,457	3,457	3,457	34,6	34,6	34,6	34,6	34,6
34	ПС 110 кВ Крипецы (ПС 217)	Т-1	0,513	19.06.2019	20,5	0,555	16.12.2020	22,2	0,532	0,532	0,532	0,532	0,532	21,3	21,3	21,3	21,3	21,3
35	ПС 110 кВ Верхолино (ПС 240)	Т-1	0,251	17.06.2020	16,3	0,424	19.12.2018	30,3	0,296	0,296	0,296	0,296	0,296	19,9	19,9	19,9	19,9	19,9
36		Т-2	0,156			0,333			0,202	0,202	0,202	0,202	0,202
37	ПС 110 кВ Тямша (ПС 253)	Т-1	2,841	17.06.2020	43,6	3,370	19.12.2018	60,5	3,577	3,577	3,577	3,577	3,577	64,6	64,6	64,6	64,6	64,6
38		Т-2	1,517			2,680			2,887	2,887	2,887	2,887	2,887
39	ПС 110 кВ Стремутка (ПС 255)	Т-1	1,973	20.06.2018	44,0	1,939	16.12.2020	42,6	2,017	2,017	2,017	2,017	2,017	45,4	45,4	45,4	45,4	45,4
40		Т-2	0,800			0,747			0,844	0,844	0,844	0,844	0,844
41	ПС 110 кВ Овсище (ПС 282)	Т-1	3,854	19.06.2019	30,6	5,363	19.12.2018	36,4	5,142	5,142	5,142	5,142	5,142	40,9	40,9	40,9	40,9	40,9
42		Т-2	3,792			3,733			5,080	5,080	5,080	5,080	5,080
43	ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283)	Т-1	8,498	17.06.2020	41,8	13,89	15.12.2021	60,8	15,14	16,1	16,1	16,1	16,1	67,1	71,8	71,8	71,8	71,8
44		Т-2	8,240			10,441			11,7	12,6	12,6	12,6	12,6
45	ПС 110 кВ Лудони (ПС 314)	Т-1	0,294	19.06.2019	11,8	0,369	16.12.2020	14,8	0,344	0,344	0,344	0,344	0,344	13,8	13,8	13,8	13,8	13,8
46	ПС 110 кВ Заводская (ПС 328)	Т-1	4,250	20.06.2018	27,1	5,033	19.12.2018	37,0	4,395	4,395	4,395	4,395	4,395	28,2	28,2	28,2	28,2	28,2
47		Т-2	2,513			4,207			2,658	2,658	2,658	2,658	2,658
48	ПС 110 кВ Ляды (ПС 335)	Т-1	1,313	17.06.2020	20,8	1,636	19.12.2018	26,0	1,587	1,587	1,587	1,587	1,587	25,2	25,2	25,2	25,2	25,2
49		Т-2	0,000	20.06.2018	0,0	0,000	19.12.2018	0,0	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
50	ПС 110 кВ Крупп (ПС 361)	Т-1	0,838	9.06.2019	33,5	1,138	16.12.2020	45,5	0,862	0,862	0,862	0,862	0,862	34,5	34,5	34,5	34,5	34,5
51	ПС 110 кВ Родовое (ПС 373)	Т-1	0,141	19.06.2019	5,6	0,180	18.12.2019	7,2	0,146	0,146	0,146	0,146	0,146	5,8	5,8	5,8	5,8	5,8
52	ПС 110 кВ Кирово (ПС 385)	Т-1	0,247	19.06.2019	3,9	0,329	16.12.2020	5,2	0,249	0,249	0,249	0,249	0,249	3,9	3,9	3,9	3,9	3,9
53	ПС 110 кВ Качаново (ПС 386)	Т-1	0,417	20.06.2018	6,6	0,778	16.12.2020	12,4	0,424	0,424	0,424	0,424	0,424	6,7	6,7	6,7	6,7	6,7
54	ПС 110 кВ ЭТЗ (ПС 399)	Т-1	4,538	19.06.2019	28,0	4,485	19.12.2018	28,1	4,540	4,540	4,540	4,540	4,540	28,0	28,0	28,0	28,0	28,0
55		Т-2	2,465			2,543			2,467	2,467	2,467	2,467	2,467
56	ПС 110 кВ ПКК (ПС 504)	Т-1	2,711	17.06.2020	37,3	2,946	16.12.2020	41,8	2,711	2,711	2,711	2,711	2,711	37,3	37,3	37,3	37,3	37,3
57		Т-2	3,251			3,746			3,251	3,251	3,251	3,251	3,251
58	ПС 110 кВ Кебь (ПС 505)	Т-2	0,940	20.06.2018	37,6	0,785	16.12.2020	31,4	1,018	1,018	1,018	1,018	1,018	40,7	40,7	40,7	40,7	40,7
59	ПС 110 кВ Добручи (ПС 508)	Т-1	0,382	17.06.2020	34,9	0,400	19.12.2018	40,7	0,445	0,445	0,445	0,445	0,445	39,9	39,9	39,9	39,9	39,9
60		Т-2	0,491			0,618			0,554	0,554	0,554	0,554	0,554
61	ПС 110 кВ В.Луки (ПС 70)	Т-1	7,128	17.06.2020	53,7	8,824	16.12.2020	60,0	7,405	7,405	7,405	7,405	7,405	55,2	55,2	55,2	55,2	55,2
62		Т-2	14,354			15,189			14,662	14,662	14,662	14,662	14,662
63	ПС 110 кВ Невель-1 (ПС 114)	Т-1	5,503	17.06.2020	44,2	6,505	19.12.2018	62,4	7,837	7,837	7,837	7,837	7,837	79,0	79,0	79,0	79,0	79,0
64		Т-2	1,568			3,486			4,810	4,810	4,810	4,810	4,810
65	ПС 110 кВ Невель-2 (ПС 129)	Т-1	2,473	19.06.2019	49,5	1,763	19.12.2018	44,8	3,757	3,757	3,757	3,757	3,757	75,1	75,1	75,1	75,1	75,1
66		Т-2	2,473			2,712			3,757	3,757	3,757	3,757	3,757
67	ПС 110 кВ Рябики (ПС 130)	Т-1	4,799	20.06.2018	45,9	8,258	19.12.2018	60,2	4,894	4,894	4,894	4,894	4,894	46,6	46,6	46,6	46,6	46,6
68		Т-2	6,670			6,794			6,765	6,765	6,765	6,765	6,765
69	ПС 110 кВ Идрица (ПС 133)	Т-1	0,873	19.06.2019	32,1	2,756	19.12.2018	44,1	1,112	1,112	1,112	1,112	1,112	34,6	34,6	34,6	34,6	34,6
70		Т-2	2,332			1,649			2,346	2,346	2,346	2,346	2,346
71	ПС 110 кВ Булынино (ПС 136)	Т-1	1,670	20.06.2018	26,5	2,319	16.12.2020	36,8	2,575	2,575	2,575	2,575	2,575	40,9	40,9	40,9	40,9	40,9
72	ПС 110 кВ Кунья (ПС 139)	Т-1	1,233	17.06.2020	33,4	1,599	16.12.2020	36,8	1,325	1,325	1,325	1,325	1,325	35,0	35,0	35,0	35,0	35,0
73		Т-2	2,103			2,083			2,178	2,178	2,178	2,178	2,178
74	ПС 110 кВ В.Луки ФТП (ПС 157)	Т-1	1,972	17.06.2020	12,6	1,688	16.12.2020	21,1	1,995	1,995	1,995	1,995	1,995	12,8	12,8	12,8	12,8	12,8
75		Т-2	1,179			3,584			1,203	1,203	1,203	1,203	1,203
76	ПС 110 кВ Макушино (ПС 160)	Т-1	0,180	20.06.2018	7,2	0,166	19.12.2018	6,6	0,183	0,183	0,183	0,183	0,183	7,3	7,3	7,3	7,3	7,3
77	ПС 110 кВ Опочка (ПС 161)	Т-1	2,194	19.06.2019	30,6	4,425	19.12.2018	41,1	2,245	2,245	2,245	2,245	2,245	31,4	31,4	31,4	31,4	31,4
78		Т-2	2,703			2,156			2,773	2,773	2,773	2,773	2,773
79	ПС 110 кВ Сиверст (ПС 167)	Т-1	4,973	20.06.2018	87,6	2,481	16.12.2020	55,3	5,167	5,167	5,167	5,167	5,167	93,8	93,8	93,8	93,8	93,8
80		Т-2	0,548			1,005			0,739	0,739	0,739	0,739	0,739
81	ПС 110 кВ Плаксино (ПС 168)	Т-1	0,466	17.06.2020	7,4	0,346	19.12.2018	5,5	0,467	0,467	0,467	0,467	0,467	7,4	7,4	7,4	7,4	7,4
82	ПС 110 кВ Насва (ПС 173)	Т-1	0,173	19.06.2019	6,8	0,392	16.12.2020	9,1	0,173	0,173	0,173	0,173	0,173	6,8	6,8	6,8	6,8	6,8
83		Т-2	0,254			0,178			0,254	0,254	0,254	0,254	0,254
84	ПС 110 кВ Пустыньки (ПС 204)	Т-1	0,477	20.06.2018	19,1	0,582	19.12.2018	23,3	0,514	0,514	0,514	0,514	0,514	20,6	20,6	20,6	20,6	20,6
85	ПС 110 кВ Реостат (ПС 206)	Т-1	5,291	19.06.2019	52,9	5,652	19.12.2018	56,5	5,369	5,369	5,369	5,369	5,369	53,7	53,7	53,7	53,7	53,7
86	ПС 110 кВ Переслегино (ПС 236)	Т-1	0,000	17.06.2020	18,9	1,604	16.12.2020	39,7	1,719	1,719	1,719	1,719	1,719	43,4	43,4	43,4	43,4	43,4
87		Т-2	1,193			0,897			1,013	1,013	1,013	1,013	1,013
88	ПС 110 кВ Красногородск (ПС 285)	Т-1	2,575	17.06.2020	25,8	1,901	16.12.2020	32,8	3,423	3,423	3,423	3,423	3,423	42,7	42,7	42,7	42,7	42,7
89		Т-2	0,000			1,380			0,848	0,848	0,848	0,848	0,848
90	ПС 110 кВ Недомерки (ПС 286)	Т-1	0,586	19.06.2019	9,3	0,714	19.12.2018	12,1	0,587	0,587	0,587	0,587	0,587	9,3	9,3	9,3	9,3	9,3
91		Т-2	0,000			0,050			0,001	0,001	0,001	0,001	0,001
92	ПС 110 кВ Пустошка (ПС 309)	Т-1	0,000	17.06.2020	46,7	2,639	16.12.2020	65,3	2,677	2,677	2,677	2,677	2,677	66,3	66,3	66,3	66,3	66,3
93		Т-2	2,944			1,476			1,499	1,499	1,499	1,499	1,499
94	ПС 110 кВ Маево (ПС 311)	Т-1	0,604	17.06.2020	19,8	0,599	16.12.2020	18,8	0,604	0,604	0,604	0,604	0,604	19,8	19,8	19,8	19,8	19,8
95		Т-2	0,640			0,582			0,641	0,641	0,641	0,641	0,641
96	ПС 110 кВ Себеж (ПС 312)	Т-1	2,530	19.06.2019	51,4	4,107	16.12.2020	80,1	4,153	4,153	4,153	4,153	4,153	81,0	81,0	81,0	81,0	81,0
97		Т-2	2,608			3,900			3,949	3,949	3,949	3,949	3,949
98	ПС 110 кВ Ляпуны (ПС 313)	Т-2	0,380	17.06.2020	3,8	0,471	16.12.2020	4,7	0,385	0,385	0,385	0,385	0,385	3,8	3,8	3,8	3,8	3,8
99	ПС 110 кВ НПС Невель (ПС 342)	Т-1	0,064	20.06.2018	0,3	0,137	19.12.2018	0,5	0,064	0,064	0,064	0,064	0,064	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
100	ПС 110 кВ НПС В.Луки (ПС 343)	Т-1	0,000	17.06.2020	0,6	0,170	19.12.2018	0,7	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6
		Т-2	0,162	17.06.2020		0,000	19.12.2018		0,162	0,162	0,162	0,162	0,162
101	ПС 110 кВ ВЗЩА (ПС 348)	Т-1	12,345	20.06.2018	49,4	10,320	16.12.2020	65,7	10,415	10,415	10,415	10,415	10,415	66,4	66,4	66,4	66,4	66,4
102		Т-2	0,000			6,100			6,195	6,195	6,195	6,195	6,195
103	ПС 110 кВ Суханово (ПС 352)	Т-1	0,529	20.06.2018	8,4	0,584	18.12.2019	9,3	0,962	0,962	0,962	0,962	0,962	15,3	15,3	15,3	15,3	15,3
104	ПС 110 кВ Поречье (ПС 359)	Т-1	3,365	19.06.2019	107,5	2,065	19.12.2018	94,5	3,425	3,425	3,425	3,425	3,425	109,2	109,2	109,2	109,2	109,2
105		Т-2	3,410			3,886			3,453	3,453	3,453	3,453	3,453
106	ПС 110 кВ Мякишево (ПС 372)	Т-1	0,278	19.06.2019	11,1	0,143	16.12.2020	5,7	0,290	0,290	0,290	0,290	0,290	11,6	11,6	11,6	11,6	11,6
107	ПС 110 кВ Щербино (ПС 506)	Т-1	0,264	17.06.2020	10,5	0,264	16.12.2020	10,5	0,269	0,269	0,269	0,269	0,269	10,8	10,8	10,8	10,8	10,8
108	ПС 110 кВ Малахово (ПС 507)	Т-1	0,494	20.06.2018	19,8	0,531	16.12.2020	21,2	0,497	0,497	0,497	0,497	0,497	19,9	19,9	19,9	19,9	19,9
109	ПС 110 кВ Пуш. Горы (ПС 76)	Т-1	1,676	20.06.2018	35,2	2,177	16.12.2020	51,7	2,285	2,285	2,285	2,285	2,285	54,0	54,0	54,0	54,0	54,0
110		Т-2	1,840			2,996			3,114	3,114	3,114	3,114	3,114
111	ПС 110 кВ Павы (ПС 112)	Т-1	1,135	20.06.2018	18,0	1,433	16.12.2020	22,8	1,180	1,180	1,180	1,180	1,180	18,7	18,7	18,7	18,7	18,7
112	ПС 110 кВ Порхов (ПС 115)	Т-1	4,295	17.06.2020	59,4	3,513	16.12.2020	64,8	4,378	4,378	4,378	4,378	4,378	61,0	61,0	61,0	61,0	61,0
113		Т-2	1,643			2,965			1,726	1,726	1,726	1,726	1,726
114	ПС 110 кВ Дно (ПС 116)	Т-1	1,784	19.06.2019	40,5	1,732	19.12.2018	40,3	2,368	2,368	2,368	2,368	2,368	52,1	52,1	52,1	52,1	52,1
115		Т-2	2,261			2,297			2,847	2,847	2,847	2,847	2,847
116	ПС 110 кВ Дедовичи (ПС 117)	Т-1	1,431	17.06.2020	28,0	1,627	18.12.2019	38,0	1,492	1,492	1,492	1,492	1,492	29,7	29,7	29,7	29,7	29,7
117		Т-2	0,332			0,767			0,380	0,380	0,380	0,380	0,380
118	ПС 110 кВ Чихачево (ПС 118)	Т-1	0,000	19.06.2019	5,6	0,000	18.12.2019	7,6	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	5,6	5,6	5,6	5,6	5,6
119		Т-2	0,350			0,477			0,353	0,353	0,353	0,353	0,353
120	ПС 110 кВ Локня (ПС 119)	Т-1	0,777	19.06.2019	23,6	0,980	19.12.2018	35,0	0,781	0,781	0,781	0,781	0,781	24,6	24,6	24,6	24,6	24,6
121		Т-2	0,712			1,222			0,767	0,767	0,767	0,767	0,767
122	ПС 110 кВ Бежаницы (ПС 147)	Т-1	1,161	20.06.2018	23,1	1,262	16.12.2020	27,6	1,172	1,172	1,172	1,172	1,172	23,3	23,3	23,3	23,3	23,3
123		Т-2	1,147			1,502			1,157	1,157	1,157	1,157	1,157
124	ПС 110 кВ Славковичи(ПС197)	Т-1	0,000	19.06.2019	28,3	0,000	18.12.2019	23,6	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	28,7	28,7	28,7	28,7	28,7
125		Т-2	0,707			0,589			0,718	0,718	0,718	0,718	0,718
126	ПС 110 кВ Фишнево (ПС 200)	Т-1	0,036	20.06.2018	5,6	0,054	16.12.2020	7,9	0,053	0,053	0,053	0,053	0,053	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0
127		Т-2	0,105			0,144			0,122	0,122	0,122	0,122	0,122
128	ПС 110 кВ Кудеверь (ПС 201)	Т-1	0,256	17.06.2020	4,1	0,250	18.12.2019	4,0	0,260	0,260	0,260	0,260	0,260	4,1	4,1	4,1	4,1	4,1
129	ПС 110 кВ Подберезье (ПС 202)	Т-1	0,283	20.06.2018	7,1	0,378	16.12.2020	9,4	0,289	0,289	0,289	0,289	0,289	7,2	7,2	7,2	7,2	7,2
130	ПС 110 кВ Пионерный (ПС 219)	Т-1	1,093	20.06.2018	17,3	1,600	18.12.2019	25,4	1,113	1,113	1,113	1,113	1,113	17,7	17,7	17,7	17,7	17,7
131	ПС 110 кВ Махновка (ПС 220)	Т-1	0,344	19.06.2019	5,5	0,291	19.12.2018	4,6	0,351	0,351	0,351	0,351	0,351	5,6	5,6	5,6	5,6	5,6
132	ПС 110 кВ Крестилово (ПС 241)	Т-1	0,270	19.06.2019	15,8	0,286	18.12.2019	20,2	0,271	0,271	0,271	0,271	0,271	15,9	15,9	15,9	15,9	15,9
133		Т-2	0,126			0,218			0,127	0,127	0,127	0,127	0,127
134	ПС 110 кВ Ашево (ПС 254)	Т-1	0,182	20.06.2018	24,6	0,143	9.12.2018	20,0	0,184	0,184	0,184	0,184	0,184	24,7	24,7	24,7	24,7	24,7
135		Т-2	0,432			0,357			0,434	0,434	0,434	0,434	0,434
136	ПС 110 кВ СУГРЭС (ПС 281)	Т-1	0,048	20.06.2018	0,8	0,067	18.12.2019	1,1	0,048	0,048	0,048	0,048	0,048	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8
137	ПС 110 кВ Новоржев (ПС 284)	Т-1	1,420	17.06.2020	58,1	1,772	16.12.2020	67,8	1,949	1,949	1,949	1,949	1,949	74,6	74,6	74,6	74,6	74,6
138		Т-2	2,240			2,499			2,750	2,750	2,750	2,750	2,750
139	ПС 110 кВ Волышево (ПС 302)	Т-1	0,000	19.06.2019	12,1	0,490	19.12.2018	19,6	0,003	0,003	0,003	0,003	0,003	12,4	12,4	12,4	12,4	12,4
140		Т-2	0,303			0,000			0,306	0,306	0,306	0,306	0,306
141	ПС 110 кВ Хилово (ПС 357)	Т-1	0,220	19.06.2019	43,0	0,095	18.12.2019	36,3	0,221	0,221	0,221	0,221	0,221	43,2	43,2	43,2	43,2	43,2
142		Т-2	0,856			0,812			0,857	0,857	0,857	0,857	0,857
143	ПС 110 кВ Полоное (ПС 358)	Т-1	0,618	20.06.2018	19,7	0,626	18.12.2019	20,0	0,620	0,620	0,620	0,620	0,620	19,8	19,8	19,8	19,8	19,8
144		Т-2	0,624			0,633			0,626	0,626	0,626	0,626	0,626
145	ПС 110 кВ Поляне (ПС 384)	Т-1	0,013	20.06.2018	4,2	0,036	16.12.2020	4,3	0,016	0,016	0,016	0,016	0,016	4,4	4,4	4,4	4,4	4,4
146		Т-2	0,092			0,072			0,095	0,095	0,095	0,095	0,095
147	ПС 110 кВ Пожеревицы (ПС3 87)	Т-1	0,263	19.06.2019	14,4	0,475	18.12.2019	25,7	0,267	0,267	0,267	0,267	0,267	14,8	14,8	14,8	14,8	14,8
148		Т-2	0,098			0,168			0,102	0,102	0,102	0,102	0,102
149	ПС 110 кВ ЗСК (ПС 388)	Т-1	0,000	17.06.2020	28,6	0,313	18.12.2019	31,7	0,001	0,001	0,001	0,001	0,001	28,6	28,6	28,6	28,6	28,6
150		Т-2	2,860			2,860			2,861	2,861	2,861	2,861	2,861
151	ПС 110 кВ Остров (ПС 68)	Т-1	7,251	20.06.2018	45,3	4,535	19.12.2018	66,7	4,571	4,571	4,571	4,571	4,571	67,6	67,6	67,6	67,6	67,6
152		Т-2	0,000			6,133			6,244	6,244	6,244	6,244	6,244
153	ПС 110 кВ Черская (ПС 140)	Т-1	0,427	20.06.2018	17,1	0,583	16.12.2020	23,3	0,452	0,452	0,452	0,452	0,452	18,1	18,1	18,1	18,1	18,1
154	ПС 110 кВ Пыталово (ПС 148)	Т-1	0,411	20.06.2018	31,9	1,435	16.12.2020	55,6	1,459	1,459	1,459	1,459	1,459	56,3	56,3	56,3	56,3	56,3
155		Т-2	1,598			2,066			2,090	2,090	2,090	2,090	2,090
156	ПС 110 кВ Воронцово (ПС 149)	Т-1	0,312	20.06.2018	9,8	0,481	19.12.2018	9,8	0,312	0,312	0,312	0,312	0,312	9,8	9,8	9,8	9,8	9,8
157		Т-2	0,308			0,139			0,308	0,308	0,308	0,308	0,308
158	ПС 110 кВ Гривы (ПС 203)	Т-2	0,284	17.06.2020	11,4	0,287	16.12.2020	11,5	0,286	0,286	0,286	0,286	0,286	11,4	11,4	11,4	11,4	11,4
159	ПС 110 кВ Крюки (ПС 216)	Т-1	0,402	20.06.2018	12,5	0,645	16.12.2020	19,5	0,407	0,407	0,407	0,407	0,407	12,6	12,6	12,6	12,6	12,6
160		Т-2	0,384			0,584			0,389	0,389	0,389	0,389	0,389
161	ПС 110 кВ Рубилово (ПС 221)	Т-2	0,279	17.06.2020	4,4	0,254	19.12.2018	4,0	0,288	0,288	0,288	0,288	0,288	4,6	4,6	4,6	4,6	4,6
162	ПС 110 кВ Гавры (ПС 287)	Т-1	0,422	20.06.2018	16,9	0,711	16.12.2020	28,4	0,424	0,424	0,424	0,424	0,424	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0
163	ПС 110 кВ Линово (ПС 288)	Т-1	0,265	17.06.2020	10,6	0,334	19.12.2018	13,4	0,269	0,269	0,269	0,269	0,269	10,7	10,7	10,7	10,7	10,7
164	ПС 110 кВ Беляево (ПС 289)	Т-1	0,146	17.06.2020	5,8	0,218	16.12.2020	8,7	0,148	0,148	0,148	0,148	0,148	5,9	5,9	5,9	5,9	5,9
165		Т-2	0,000			0,000			0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
166	ПС 110 кВ Подлипье (ПС 356)	Т-1	0,089	17.06.2020	5,5	0,118	18.12.2019	8,6	0,136	0,136	0,136	0,136	0,136	7,0	7,0	7,0	7,0	7,0
167		Т-2	0,259			0,424			0,306	0,306	0,306	0,306	0,306
168	ПС 110 кВ СОМ (ПС 363)	Т-1	0,668	20.06.2018	11,2	0,407	19.12.2018	13,1	0,676	0,676	0,676	0,676	0,676	11,3	11,3	11,3	11,3	11,3
169		Т-2	0,449			0,901			0,457	0,457	0,457	0,457	0,457
170	ПС 110 кВ Скуратово (ПС 371)	Т-1	0,183	20.06.2018	7,3	0,189	16.12.2020	7,5	0,206	0,206	0,206	0,206	0,206	8,2	8,2	8,2	8,2	8,2

Таблица 38

Анализ загрузки ЦП напряжением 110 кВ и выше в ЭС Псковской области в период 2022 - 2026 гг. в рамках умеренно оптимистического варианта развития

N п/п	Наименование ЦП/ наименование трансформатора		День летнего КЗ			День зимнего КЗ			Нагрузка трансформаторов в период 2022 - 2026 гг., МВА					Загрузка ЦП в ремонтной схеме (N-1), %
			Максимальная нагрузка в день летнего КЗ		Загрузка ЦП в ремонтной схеме (N-1), %	Максимальная нагрузка в день зимнего КЗ		Загрузка ЦП в ремонтной схеме (N-1), %
			S, МВА	Дата замера		S, МВА	Дата замера		2022	2023	2024	2025	2026	2022	2023	2024	2025	2026
1	ПС 110 кВ Псков (ПС 53)	Т-1	19,112	20.06.2018	53,5	27,752	16.12.2020	74,4	28,995	28,995	28,995	35,373	35,373	80,1	80,6	80,6	80,6	112,5
2		Т-2	2,299			2,008			3,251	3,251	3,251	9,629	9,629
3	ПС 110 кВ Речная (ПС 126)	Т-1	5,462	17.06.2020	52,9	5,512	19.12.2018	69,9	5,610	5,610	5,610	6,383	6,383	71,2	71,2	71,2	71,2	81,5
4		Т-2	2,478			4,977			5,075	5,075	5,075	5,848	5,848
5	ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283)	Т-1	8,498	17.06.2020	41,8	13,89	15.12.2021	60,8	13,89	14,661	14,661	15,834	15,834	62,7	65,6	82,0	85,9	85,9
6		Т-2	8,240			10,441			17,2	17,355	17,355	18,528	18,528
7	ПС 110 кВ Заводская (ПС 328)	Т-1	4,250	20.06.2018	27,1	5,033	19.12.2018	37,0	4,395	4,395	4,395	6,831	6,831	27,8	28,2	28,2	28,2	47,7
8		Т-2	2,513			4,207			2,658	2,658	2,658	5,094	5,094

ПС 110 кВ Полна (ПС 146)

На ПС 110 кВ Полна (ПС 146) установлены следующие силовые трансформаторы:

Т-1 мощностью 2,5 МВА, напряжением 110/10 кВ, 1985 г. ввода в эксплуатацию;

Т-2 мощностью 2,5 МВА, напряжением 110/10 кВ, 1985 г. ввода в эксплуатацию.

Максимальная нагрузка ЦП за период 2018 - 2021 гг. составила 2,45 МВА в день зимнего КЗ 2021 г., что соответствует загрузке трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении трансформатора Т-2 (Т-1) ПС 110 кВ Полна (ПС 146), равной 98,0% от Sном. Для зимнего КЗ при температуре охлаждающего воздуха -0,6 °C в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики (таблица 1 приложения N 1 к приказу Минэнерго России от 08 февраля 2019 г. N 81 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229") для трансформаторов допустима перегрузка до 115,3% без ограничения длительности. Соответственно, S _{ддтн зим} составит 2,883 МВА.

На период 2022 - 2026 гг. по ЦП действуют 86 договоров на технологическое присоединение с суммарной максимальной заявленной мощностью 1483,4 кВт. Суммарный прирост мощности ЦП по заключенным договорам на технологическое присоединение с учетом коэффициентов реализации нагрузки (Кр = 0,2) составляет 296,7 кВт (349 кВА).

С учетом реализации технологического присоединения указанных потребителей максимальная суммарная нагрузка трансформаторов в режиме зимнего максимума 2026 г. составит 2,799 МВА, что соответствует загрузке трансформатора Т-1 (Т-2) ПС 110 кВ Полна (ПС 146) при отключении трансформатора Т-2 (Т-1) ПС 110 кВ Полна (ПС 146), равной 97% от S _{ддтн зим}, что не превышает длительно допустимую загрузку трансформаторов ПС 110 кВ Полна (ПС 146).

Таким образом, на перспективу до 2026 г. существующей пропускной способности трансформаторов Т-1, Т-2 ПС 110 кВ Полна (ПС 146) достаточно, однако резерв мощности для подключения возможных дополнительных перспективных потребителей практически исчерпан. В рамках рассмотрения умеренно оптимистического варианта развития рассмотрено мероприятие по разгрузке центра питания.

ПС 110 кВ Поречье (ПС 359)

На ПС 110 кВ Поречье (ПС 359) установлены следующие силовые трансформаторы:

Т-1 мощностью 10,0 МВА, напряжением 110/35/10 кВ, 1982 г. ввода в эксплуатацию;

Т-2 мощностью 6,3 МВА, напряжением 110/35/10 кВ, 1982 г. ввода в эксплуатацию.

Максимальная нагрузка ЦП за период 2018 - 2021 гг. составила 6,775 МВА в день летнего КЗ 2019 г., что соответствует загрузке трансформатора Т-2 ПС 110 кВ Поречье (ПС 359) при отключении трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Поречье (ПС 359), равной 107,5% от Sном.

Для летнего КЗ при температуре охлаждающего воздуха +20,1 °C в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики (таблица 1 приложения N 1 к приказу Минэнерго России от 08 февраля 2019 г. N 81 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229") для трансформаторов ПС 110 кВ Поречье (ПС 359) допустима перегрузка до 99,9% без ограничения длительности. S _{ддтн лет} составит 6,294 МВА.

На период 2022 - 2026 гг. по ЦП действуют 24 договора на технологическое присоединение с суммарной максимальной заявленной мощностью 281,525 кВт. Суммарный прирост ЦП по заключенным договорам на технологическое присоединение с учетом коэффициентов реализации нагрузки (Кр=0,2) составляет 56 кВт (66 кВА).

С учетом реализации технологического присоединения указанных потребителей максимальная суммарная нагрузка трансформаторов ПС 110 кВ Поречье (ПС 359) в режиме летнего максимума 2026 г. составит 6,841 МВА, что соответствует загрузке трансформатора Т-2 ПС 110 кВ Поречье (ПС 359) при отключении трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Поречье (ПС 359), равной 108,7% от Sном, что превышает S _{ддтн лет}.

По информации от собственника, существующая схема распределительных сетей 6-10 кВ позволяет осуществить перевод питания потребителей на соседние ЦП общим объемом 1,7 МВА (загрузка соседних ЦП - ПС 35 кВ Глазуново, ПС 35 кВ Усвяты, ПС 110 кВ Сиверст в нормальной схеме после осуществления перевода будет находиться в допустимых пределах), что позволит снизить загрузку ЦП до 81,2% от Sном, что не превышает длительно допустимую загрузку трансформаторов ПС 110 кВ Поречье (ПС 359).

Таким образом, на перспективу до 2026 г. существующей пропускной способности трансформаторов Т-1, Т-2 ПС 110 кВ Поречье (ПС 359) достаточно для электроснабжения потребителей.

Необходимость в мероприятиях по увеличению пропускной способности отсутствует.

ПС 110 кВ Псков (ПС 53)

На ПС 110 кВ Псков (ПС 53) установлены следующие силовые трансформаторы:

Т-1 мощностью 40,0 МВА, напряжением 110/10/6,6 кВ, 1957 г. ввода в эксплуатацию;

Т-2 мощностью 40,0 МВА, напряжением 110/10/6,6 кВ, 1957 г. ввода в эксплуатацию.

Максимальная нагрузка ЦП за период 2018 - 2021 гг. составила 29,76 МВА в день зимнего КЗ 2020 г., что соответствует загрузке трансформатора Т-1(Т-2) ПС 110 кВ Псков (ПС 53) при отключении трансформатора Т-2 ПС 110 кВ Псков (ПС 53), равной 74,4% от Sном.

Для зимнего КЗ при температуре охлаждающего воздуха -0,6 °C в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики (таблица 1 приложения N 1 к приказу Минэнерго России от 08 февраля 2019 г. N 81 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229") для трансформаторов ПС 110 кВ Псков (ПС 53) коэффициент допустимой перегрузки без ограничения длительности составляет 1,153. S _{ддтн зим} составит 46,12 МВА.

На период 2022 - 2026 гг. по ЦП в рамках умеренно оптимистического варианта развития прирост мощности по ТУ на ТП (с учетом коэффициента реализации) составит 15,242 МВА. Суммарная нагрузка трансформатора Т-1(Т-2) ПС 110 кВ Псков (ПС 53) при отключении трансформатора Т-2 ПС 110 кВ Псков (ПС 53) на период 2026 г. составит 45 МВА, что составляет 97,6% от S _{ддтн зим}. Дополнительных мероприятий по разгрузке ЦП не требуется.

Анализ перспективной нагрузки ЦП напряжением 110 кВ и выше в ЭС Псковской области в режиме отключения трансформатора большей мощности выявил, что загрузка трансформаторов ЦП не превышает допустимый уровень загрузки согласно Приказу N 81. Дополнительных мероприятий по разгрузке ЦП не требуется.

Анализ недозагруженных объектов электросетевого хозяйства напряжением 110 кВ и выше

Анализ выполнен относительно ЦП 110 кВ Псковского филиала ПАО "Россети Северо-Запад" с загрузкой в ремонтной схеме (в случае однотрансформаторной ПС в нормальной схеме) менее 27% и разработан план по перемещению трансформаторов с учетом их географического расположения с целью исключения перегруженных центров питания.

С целью снижения загрузки ЦП с повышенной загрузкой выявлены потребности в трансформаторном оборудовании с соответствующими мощностями и классами напряжения. Анализ недозагруженных ЦП показал, что часть необходимых для снижения загрузки трансформаторов с учетом их характеристик совпадает с трансформаторами недозагруженных ЦП.

В таблице 39 указаны причины, по которым целесообразно или нет использовать трансформаторы с недозагруженных ЦП на перегруженные. В том случае, когда на один ЦП с повышенной загрузкой можно переместить трансформатор с нескольких недозагруженных ЦП, принимается наиболее географически близкий вариант.

В таблице 40 приведен перечень ЦП с повышенной загрузкой с учетом мероприятий по перемещению трансформаторов.

Осуществление плана по перемещению трансформаторов позволит с минимальными затратами избежать возможных перегрузок трансформаторного оборудования.

В результате анализа недозагруженных ЦП выявлено, что для увеличения резерва мощности ПС 110 кВ Полна (ПС 146) возможно выполнить замену трансформаторов методом ротации с ПС 110 кВ Полоное (ПС 358) в рамках умеренно-оптимистического варианта развития. С учетом прироста трансформаторной мощности загрузка ПС 110 кВ Полна (ПС 146) составит 36,8%. Рекомендуется произвести техническую оценку возможности транспортировки, так как срок эксплуатации трансформаторов превышает 30 лет.

Таблица 39

Недозагруженные ЦП 110 кВ Псковской области и план по перемещению их трансформаторов на ЦП с повышенной загрузкой

N п/п	Наименование ЦП/ наименование трансформатора		Sном, МВА	Нагрузка трансформаторов в 2026 г., МВА	Загрузка ЦП в ремонтной схеме (N-1) на 2026 г., %	Целесообразность рассмотрения перемещения трансформаторов на другие ЦП		Предложения по перемещению трансформаторов	С учетом перемещения трансформаторов
						есть/ нет	причина		Sном, МВА	Загрузка ЦП в схеме (N-1) на 2026 год, %
1	ПС 110 кВ Крипецы (ПС 217)	Т-1	2,5	0,532	21,3	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
2	ПС 110 кВ Верхолино (ПС 240)	Т-1	2,5	0,296	19,9	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
3		Т-2	2,5	0,202		нет		Отсутствуют	-	-
4	ПС 110 кВ Лудони (ПС 314)	Т-1	2,5	0,344	13,8	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
5	ПС 110 кВ Родовое (ПС 373)	Т-1	2,5	0,146	5,8	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
6	ПС 110 кВ В.Луки ФТП (ПС 157)	Т-1	25	1,995	12,8	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
7		Т-2	25	1,203		нет		Отсутствуют	-	-
8	ПС 110 кВ Насва (ПС 173)	Т-1	6,3	0,173	6,8	есть	Потребность в трансформаторах данных класса напряжения и мощности на ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Отсутствуют	-	-
9		Т-2	6,3	0,254		есть		Отсутствуют	-	-
10	ПС 110 кВ Пустыньки (ПС 204)	Т-1	2,5	0,514	20,6	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
11	ПС 110 кВ Недомерки (ПС 286)	Т-1	6,3	0,587	9,3	есть	Потребность в трансформаторах данных класса напряжения и мощности на ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Отсутствуют	-	-
12		Т-2	6,3	0,001		есть		Отсутствуют	-	-
13	ПС 110 кВ Маево (ПС 311)	Т-1	6,3	0,604	19,8	есть	Потребность в трансформаторах данных класса напряжения и мощности на ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Отсутствуют	-	-
14		Т-2	6,3	0,641		есть		Отсутствуют	-	-
15	ПС 110 кВ НПС Невель (ПС 342)	Т-1	25	0,064	0,3	есть	Потребность в трансформаторах данных класса напряжения и мощности на ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Отсутствуют	-	-
16	ПС 110 кВ НПС В.Луки (ПС 343)	Т-1	25	0,000	0,6	есть	Потребность в трансформаторах данных класса напряжения и мощности на ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Отсутствуют	-	-
17		Т-2	25	0,162		есть		Отсутствуют	-	-
18	ПС 110 кВ Суханово (ПС 352)	Т-1	6,3	0,962	15,3	есть	Потребность в трансформаторах данных класса напряжения и мощности на ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Отсутствуют	-	-
19	ПС 110 кВ Щербино (ПС 506)	Т-1	2,5	0,269	10,8	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
20	ПС 110 кВ Малахово (ПС 507)	Т-1	2,5	0,497	19,9	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
21	ПС 110 кВ Чихачево (ПС 118)	Т-1	6,3	0,000	5,6	есть	Потребность в трансформаторах данных класса напряжения и мощности на ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Отсутствуют	-	-
22		Т-2	6,3	0,353		есть		Отсутствуют	-	-
23	ПС 110 кВ Бежаницы (ПС 147)	Т-1	10	1,172	23,3	нет	Трансформатор находится в эксплуатации более 50 лет	Отсутствуют	-	-
24		Т-2	16	1,157		нет		Отсутствуют	-	-
25	ПС 110 кВ Фишнево (ПС 200)	Т-1	2,5	0,053	7,0	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
26		Т-2	2,5	0,122		нет		Отсутствуют	-	-
27	ПС 110 кВ Подберезье (ПС 202)	Т-1	4	0,289	7,2	есть	Потребность в трансформаторах данных класса напряжения и мощности на ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Отсутствуют	-	-
28	ПС 110 кВ Пионерный (ПС 219)	Т-1	6,3	1,113	17,7	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
29	ПС 110 кВ Крестилово (ПС 241)	Т-1	2,5	0,271	15,9	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
30		Т-2	2,5	0,127		нет		Отсутствуют	-	-
31	ПС 110 кВ Ашево (ПС 254)	Т-1	2,5	0,184	24,7	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
32		Т-2	2,5	0,434		нет		Отсутствуют	-	-
33	ПС 110 кВ СУГРЭС (ПС 281)	Т-1	6,3	0,048	0,8	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
34	ПС 110 кВ Волышево (ПС 302)	Т-1	2,5	0,003	12,4	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
35		Т-2	6,3	0,306		есть	Потребность в трансформаторах данных класса напряжения и мощности на ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Отсутствуют	-	-
36	ПС 110 кВ Полоное (ПС 358)	Т-1	6,3	0,620	19,8	есть	Потребность в трансформаторах данных класса напряжения и мощности на ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Поменять на Т-1 ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	2,5	49,8
37		Т-2	6,3	0,626		есть		Поменять на Т-2 ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	2,5
38	ПС 110 кВ Поляне (ПС 384)	Т-1	2,5	0,016	4,4	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
39		Т-2	2,5	0,095		нет		Отсутствуют	-	-
40	ПС 110 кВ Пожеревицы (ПС 387)	Т-1	2,5	0,267	14,8	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
41		Т-2	2,5	0,102		нет		Отсутствуют	-	-
42	ПС 110 кВ Черская (ПС 140)	Т-1	2,5	0,452	18,1	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
43	ПС 110 кВ Воронцово (ПС 149)	Т-1	6,3	0,312	9,8	есть	Потребность в трансформаторах данных класса напряжения и мощности на ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Отсутствуют	-	-
44		Т-2	6,3	0,308		есть		Отсутствуют	-	-
45	ПС 110 кВ Макушино (ПС 160)	Т-1	2,5	0,183	7,3	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
46	ПС 110 кВ Гривы (ПС 203)	Т-2	2,5	0,286	11,4	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
47	ПС 110 кВ Крюки (ПС 216)	Т-1	6,3	0,407	12,6	есть	Потребность в трансформаторах данных класса напряжения и мощности на ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Отсутствуют	-	-
48		Т-2	6,3	0,389		есть		Отсутствуют	-	-
49	ПС 110 кВ Рубилово (ПС 221)	Т-2	6,3	0,288	4,6	есть	Потребность в трансформаторах данных класса напряжения и мощности на ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Отсутствуют	-	-
50	ПС 110 кВ Гавры (ПС 287)	Т-1	2,5	0,424	17,0	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
51	ПС 110 кВ Линово (ПС 288)	Т-1	2,5	0,269	10,7	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
52	ПС 110 кВ Беляево (ПС 289)	Т-1	2,5	0,148	5,9	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
53		Т-2	2,5	0,000		нет		Отсутствуют	-	-
54	ПС 110 кВ Ляпуны (ПС 313)	Т-2	10	0,385	3,8	есть	Потребность в трансформаторах данных класса напряжения и мощности на ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Отсутствуют	-	-
55	ПС 110 кВ Подлипье (ПС 356)	Т-1	6,3	0,136	7,0	есть	Потребность в трансформаторах данных класса напряжения и мощности на ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Отсутствуют	-	-
56		Т-2	6,3	0,306		есть		Отсутствуют	-	-
57	ПС 110 кВ СОМ (ПС 363)	Т-1	10	0,676	11,3	есть	Потребность в трансформаторах данных класса напряжения и мощности на ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Отсутствуют	-	-
58		Т-2	10	0,457		есть		Отсутствуют	-	-
59	ПС 110 кВ Скуратово (ПС 371)	Т-1	2,5	0,206	8,2	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-
60	ПС 110 кВ Мякишево (ПС 372)	Т-1	2,5	0,290	11,6	нет	Нет потребности в трансформаторах данных класса напряжения и мощности	Отсутствуют	-	-

Таблица 40

Результаты перемещения трансформаторов с недозагруженных ЦП 110 кВ Псковской области на ЦП с повышенной загрузкой

N п/п

Наименование ЦП

Наименование трансформатора

Sном, МВА

Sном с учетом перемещения трансформаторов, МВА

Загрузка ЦП в ремонтной схеме (N-1) с учетом перемещения трансформаторов, %

Резерв мощности на ЦП в 2026 г. без учета возможности перевода нагрузки, МВА

Возможность перевода нагрузки, МВА

Резерв мощности на ЦП в 2026 г. с учетом возможности перевода нагрузки, МВА

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

2026 г.

1

ПС 110 кВ Полна (ПС 146)

Т-1

2,5

6,3 (с ПС 110 кВ Полоное)

36,8

36,8

36,8

36,8

36,8

3,412

0,000

3,412

2

Т-2

2,5

6,3 (с ПС 110 кВ Полоное)

Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше ЭС Псковской области

Регулирование напряжения в ЭС Псковской области возможно с помощью следующих мероприятий:

изменение генерации реактивной мощности турбогенераторами Псковской ГРЭС;

включение и отключение шунтирующих реакторов на ПС 330 кВ Великорецкая, ПС 330 кВ Новосокольники и ПС 330 кВ Псков;

изменение коэффициентов трансформации автотрансформаторов ПС 330 кВ Новгородского ПМЭС и изменение топологии сети 110 кВ;

изменение коэффициентов трансформации автотрансформаторов АТ-1, 2 Псковской ГРЭС.

Устройства компенсации реактивной мощности представлены в таблице 41.

Результаты расчета баланса реактивной мощности в табличном виде для характерных режимов на 2026 г. представлены в таблице 42.

Таблица 41

Номинальная и располагаемая мощность устройств компенсации реактивной мощности Псковской области

N п/п	Наименование энергообъекта	Диспетчерское наименование	Тип	Точка подключения, Uном	Реактивная мощность ступени, Мвар
1	ПС 330 кВ Великорецкая	Р-1	РКОС-9900/10-УХЛ1	Обмотки 10 кВ АТ-1,2 через выключатели	29,7
		Р-2			29,7
		Р-3			29,7
		Р-4			29,7
2	ПС 330 кВ Новосокольники	Р-1	РКОС-9900/11-УХЛ1	Обмотки 10 кВ АТ-1,2 через выключатели	29,7
		Р-2			29,7
		Р-3	РТМ-100000/330 У1	СШ-330 кВ	3*33,3
3	ПС 330 кВ Псков	Р-1	РКОС-9900/11-УХЛ1	Обмотки 10 кВ АТ-1,2 через выключатели	29,7
		Р-2			29,7

Таблица 42

Баланс реактивной мощности в сети 110-330 кВ ЭС Псковской области на этап 2026 г.

N п/п	Наименование	Зима max -25°C	Зима max +5°C	Зима min -25°C	Зима min +5°C	Лето max +18°C	Лето min +18°C	Лето max +30°C
1	Реактивная мощность нагрузки, Мвар	119	109	77	70	102	57	106
2	Потери в ЛЭП, Мвар	209,3	201,2	179,5	175,3	196	168,2	199,2
3	Потери в тр-рах, Мвар	119,7	116,5	108,8	107,5	114,5	105,5	115,8
4	Реактивная мощность, передаваемая в прилегающую сеть, Мвар	143,72	152,75	186,88	193,18	155,8	200,7	153,33
5	Реактивная мощность, генерируемая КУ, Мвар	-278,52	-276,03	-287,97	-286,40	-279,64	-279,45	-288,00
6	Реактивная мощность, генерируемая электростанциями, Мвар	25,14	33,79	57,73	63,32	34,85	34,85	1,86
7	Зарядная мощность ЛЭП, Мвар	541,24	537,78	551,85	549,58	537,44	537,15	547,33
8	Итого потребляемая реактивная мощность, Мвар	262,72	261,75	263,88	263,18	257,8	257,7	259,33
9	Итого генерируемая реактивная мощность, Мвар	262,72	261,75	263,88	263,18	257,8	257,7	259,33
10	Итого баланс реактивной мощности, Мвар	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0

Анализ баланса реактивной мощности в электрической сети энергосистемы Псковской области на 2026 г. показал, что регулирование напряжения в сети 110 кВ и выше обеспечивается в допустимых диапазонах, ввод дополнительных устройств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности не требуется.

22. Расчеты токов короткого замыкания распределительных электрических сетей напряжением 110 кВ и выше Псковской области и оценка соответствия отключающей способности коммутационного оборудования

Расчеты токов трехфазного и однофазного короткого замыкания выполнены на год разработки настоящей Схемы и программы и на 2022 - 2026 годы для базового варианта развития с целью выбора вновь устанавливаемого оборудования РУ 110 кВ и выше и оценки ориентировочного объема аппаратуры с несоответствующей отключающей способностью.

Результаты расчетов токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в сетях 110 кВ и выше в ЭС Псковской области в табличной форме приведены в таблице 43.

Анализ результатов расчетов показал, что на 2026 год уровень токов короткого замыкания в сетях 110 кВ и выше не превышает отключающую способность выключателей, установленных на ПС, поэтому проведение мероприятий по приведению в соответствие токов короткого замыкания и отключающей способности выключателей не требуется.

Таблица 43

Результаты расчетов токов трехфазного и однофазного короткого замыкания на шинах 110 кВ и выше электрических станций и подстанций ЭС Псковской области на 2022 - 2026 гг.

N п/п	Наименование подстанции	Uном, кВ	Номинальный ток отключения, кА	2022 г.		2026 г.
				3ф. КЗ*, кА	1ф. КЗ, кА	3ф. КЗ, кА	1ф. КЗ, кА
1	ПС 330 кВ Великорецкая	330	31,5	11,0	9,8	11,0	9,8
		110	40	16,8	18,7	16,8	18,7
2	ПС 330 кВ Новосокольники	330	40	8,4	6,6	8,4	6,6
		110	25;31,5	9,5	10,9	9,5	10,9
3	ПС 330 кВ Псков	330	31,5;40	11,9	10,9	11,9	10,9
4	Псковская ГРЭС	330	40	10,1	10,0	10,1	10,0
		110	40	14,6	17,2	14,6	17,2
5	ПС 110 кВ Верхолино (ПС240)	110	20	5,3	3,7	5,3	3,7
6	ПС 110 кВ Гдов (ПС192)	110	20	2,9	2,4	2,9	2,4
		35	10	1,5	-	1,5	-
7	ПС 110 кВ ГИК (ПС 205)	110	-	5,4	4,0	5,4	4,0
8	ПС 110 кВ Добручи (ПС 508)	110	20	2,9	2,5	2,9	2,5
9	ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283)	110	20	16,2	16,3	16,2	16,3
10	ПС 110 кВ Заводская (ПС 328)	110	25	15,8	15,6	15,8	15,6
11	ПС 110 кВ Изборск (ПС 69)	110	20	6,1	4,8	6,1	4,8
		35	10	1,0	-	1,0	-
12	ПС 110 кВ Карамышево (ПС 64)	110	20	4,9	3,5	4,9	3,5
		35	10	1,5	-	1,5	-
13	ПС 110 кВ Качаново (ПС 386)	110	-	1,4	1,2	1,4	1,2
14	ПС 110 кВ Кебь (ПС 505)	110	-	8,3	6,3	8,3	6,3
15	ПС 110 кВ Кирово (ПС 385)	110	-	5,2	3,8	5,2	3,8
16	ПС 110 кВ Крипецы (ПС 217)	110	-	5,0	3,5	5,0	3,5
17	ПС 110 кВ Крупп (ПС 361)	110	-	3,4	2,5	3,4	2,5
18	ПС 110 кВ Лудони (ПС 314)	110	-	3,2	2,4	3,2	2,4
19	ПС 110 кВ Льнокомбинат (ПС 73)	110	20	10,1	8,7	10,1	8,7
20	ПС 110 кВ Ляды (ПС 335)	110	-	1,6	1,3	1,6	1,3
		35	10	0,8	-	0,8	-
21	ПС 110 кВ Новоселье (ПС163)	110	20	4,2	2,7	4,2	2,7
22	ПС 110 кВ Овсище (ПС 282)	110	25	14,3	12,4	14,3	12,4
23	ПС 110 кВ Печоры (ПС 74)	110	20	4,8	3,9	4,8	3,9
24	ПС 110 кВ Писковичи (ПС 172)	110	-	9,9	7,9	9,9	7,9
25	ПС 110 кВ ПКК (ПС 504)	110	20	4,8	4,0	4,8	4,0
26	ПС 110 кВ Плюсса (ПС 113)	110	20; 40	4,6	3,5	4,6	3,5
		35	10	1,0	-	1,0	-
27	ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	110	20	3,0	2,0	3,0	2,0
28	ПС 110 кВ Псков (ПС53)	110	31,5	19,1	22,0	19,1	22,0
29	ПС 110 кВ Псковкирпич (ПС 198)	110	-	8,3	6,2	8,3	6,2
30	ПС 110 кВ Речная (ПС 126)	110	25	15,8	15,6	15,8	15,6
31	ПС 110 кВ Родовое (ПС373)	110	20	1,8	1,5	1,8	1,5
32	ПС 110 кВ Северная (ПС 100)	110	25	16,1	16,1	16,1	16,1
33	ПС 110 кВ Середка (ПС138)	110	20	3,8	2,5	3,8	2,5
34	ПС 110 кВ Стремутка (ПС 255)	110	-	6,2	4,4	6,2	4,4
35	ПС 110 кВ Струги Красные (ПС61)	110	20;40	4,0	2,7	4,0	2,7
		35	6,6;10	1,4	-	1,4	-
36	ПС 110 кВ Тямша (ПС 253)	110	20	15,5	16,3	15,5	16,3
37	ПС 110 кВ ЭТЗ (ПС 399)	110	25	11,2	9,1	11,2	9,1
38	ПС 110 кВ Булынино (ПС136)	110	-	3,8	2,8	3,8	2,8
39	ПС 110 кВ Рябики (ПС130)	110	40	6,3	5,7	6,3	5,7
40	ПС 110 кВ Великие Луки (ПС 70)	110	20; 25	6,8	6,8	6,8	6,8
		35	6,6;12,5;10	4,7	-	4,7	-
41	ПС 110 кВ Великие Луки - ФТП (ПС 157)	110	25	6,4	5,9	6,4	5,9
42	ПС 110 кВ ВЗЩА (ПС348)	110	20	6,4	6,1	6,4	6,1
43	ПС 110 кВ Кунья (ПС 139)	110	20	3,2	2,7	3,2	2,7
		35	12,5	1,5	-	1,5	-
44	ПС 110 кВ Маево (ПС311)	110	20	4,1	3,1	4,1	3,1
45	ПС 110 кВ Малахово (ПС507)	110	20	5,0	4,0	5,0	4,0
46	ПС 110 кВ Насва (ПС 173)	110	20	3,7	3,2	3,7	3,2
47	ПС 110 кВ Невель (ПС 114)	110	-	4,1	3,5	4,1	3,5
		35	10	1,5	-	1,5	-
48	ПС 110 кВ Невель-2 (ПС129)	110	25	4,4	3,9	4,4	3,9
49	ПС 110 кВ Недомерки (ПС286)	110	-	5,0	3,6	5,0	3,6
50	ПС 110 кВ НПС Великие Луки (ПС 343)	110	-	3,9	3,1	3,9	3,1
51	ПС 110 кВ НПС Невель (ПС 342)	110	-	4,5	3,9	4,5	3,9
52	ПС 110 кВ Переслегино (ПС236)	110	-	6,0	5,2	6,0	5,2
53	ПС 110 кВ Плаксино (ПС 168)	110	-	3,8	3,0	3,8	3,0
54	ПС 110 кВ Поречье (ПС359)	110	20	3,0	2,2	3,0	2,2
		35	10	1,2	-	1,2	-
55	ПС 110 кВ Пустыньки (ПС204)	110	-	2,7	2,3	2,7	2,3
56	ПС 110 кВ Реостат (ПС 206)	110	40	6,0	5,2	6,0	5,2
57	ПС 110 кВ Сиверст (ПС 167)	110	25	3,1	2,5	3,1	2,5
		35	10	0,9	-	0,9	-
58	ПС 110 кВ Суханово (ПС352)	110	-	4,7	4,0	4,7	4,0
59	ПС 110 кВ Щербино (ПС506)	110	-	4,6	3,8	4,6	3,8
60	ПС 110 кВ Беляево (ПС 289)	110	-	4,9	3,8	4,9	3,8
61	ПС 110 кВ Воронцово (ПС149)	110	20	4,1	3,4	4,1	3,4
62	ПС 110 кВ Гавры (ПС287)	110	-	2,2	1,8	2,2	1,8
63	ПС 110 кВ Гривы (ПС 203)	110	-	2,2	1,7	2,2	1,7
64	ПС 110 кВ Идрица (ПС 133)	110	20	2,4	2,2	2,4	2,2
		35	6,6	1,3	-	1,3	-
65	ПС 110 кВ Красногородск (ПС 285)	110	20	2,1	1,8	2,1	1,8
		35	10	1,2	-	1,2	-
66	ПС 110 кВ Крюки (ПС216)	110	25	2,8	2,1	2,8	2,1
67	ПС 110 кВ Линово (ПС 288)	110	-	2,4	1,9	2,4	1,9
68	ПС 110 кВ Ляпуны (ПС313)	110	20	2,5	2,3	2,5	2,3
69	ПС 110 кВ Макушино (ПС 160)	110	-	2,3	2,0	2,3	2,0
70	ПС 110 кВ Мякишево (ПС 372)	110	-	1,7	1,4	1,7	1,4
71	ПС 110 кВ Опочка (ПС161)	110	20	2,6	2,5	2,6	2,5
		35	6,6;10	1,9	-	1,9	-
72	ПС 110 кВ Остров (ПС68)	110	20	5,3	4,9	5,3	4,9
		35	6,6;12,5	3,2	-	3,2	-
73	ПС 110 кВ Подлипье (ПС 356)	110	20	2,3	2,0	2,3	2,0
74	ПС 110 кВ Пустошка (ПС 309)	110	20	2,9	2,2	2,9	2,2
		35	10	0,8	-	0,8	-
75	ПС 110 кВ Пыталово (ПС 148)	110	20	2,5	2,1	2,5	2,1
76	ПС 110 кВ Рубилово (ПС 221)	110	20; 40	3,5	2,9	3,5	2,9
77	ПС 110 кВ Себеж (ПС 312)	110	-	1,7	1,7	1,7	1,7
		35	6,6;10	1,2	-	1,2	-
78	ПС 110 кВ Скуратово (ПС 371)	110	25	3,8	2,9	3,8	2,9
79	ПС 110 кВ СОМ (ПС 363)	110	-	5,2	4,4	5,2	4,4
80	ПС 110 кВ Черская (ПС 140)	110	-	5,2	3,8	5,2	3,8
81	ПС 110 кВ Ашево (ПС254)	110	20	3,2	2,7	3,2	2,7
82	ПС 110 кВ Бежаницы (ПС 147)	110	20	3,0	2,8	3,0	2,8
		35	10	2,0	-	2,0	-
83	ПС 110 кВ Дедовичи (ПС117)	110	20	9,2	7,4	9,2	7,4
		35	12,5; 10	1,3	-	1,3	-
84	ПС 110 кВ Дно (ПС 116)	110	20	3,4	3,2	3,4	3,2
		35	10	0,9	-	0,9	-
85	ПС 110 кВ ЗСК (ПС 388)	110	25	3,5	3,4	3,5	3,4
86	ПС 110 кВ Крестилово (ПС 241)	110	20	3,3	2,9	3,3	2,9
87	ПС 110 кВ Кудеверь (ПС 201)	110	-	1,2	1,0	1,2	1,0
88	ПС 110 кВ Волышево (ПС 302)	110	-	5,3	4,1	5,3	4,1
89	ПС 110 кВ Локня (ПС 119)	110	20; 25	3,2	3,1	3,2	3,1
		35	6,6;10	0,9	-	0,9	-
90	ПС 110 кВ Махновка (ПС220)	110	25	4,0	2,9	4,0	2,9
		35	10	0,9	-	0,9	-
91	ПС 110 кВ Новоржев (ПС284)	110	25	1,7	1,3	1,7	1,3
		35	10	0,8	-	0,8	-
92	ПС 110 кВ Павы (ПС 112)	110	25	3,4	2,6	3,4	2,6
		35	10	0,9	-	0,9	-
93	ПС 110 кВ Пионерный (ПС 219)	110	20	8,8	7,0	8,8	7,0
94	ПС 110 кВ Подберезье (ПС 202)	110	-	2,0	1,8	2,0	1,8
95	ПС 110 кВ Пожеревицы (ПС387)	110	20	6,6	5,2	6,6	5,2
96	ПС 110 кВ Полоное (ПС358)	110	20	4,7	4,2	4,7	4,2
97	ПС 110 кВ Поляне (ПС384)	110	20	2,5	2,2	2,5	2,2
98	ПС110 кВ Порхов (ПС 115)	110	20; 25	5,6	5,3	5,6	5,3
99	ПС 110 кВ Пушкинские Горы (ПС 76)	110	20	2,7	2,4	2,7	2,4
		35	10	2,1	-	2,1	-
100	ПС 110 кВ Славковичи (ПС 197)	110	25	3,6	2,5	3,6	2,5
101	ПС 110 кВ СУ ГРЭС (ПС 281)	110	-	7,3	5,8	7,3	5,8
102	ПС 110 кВ Фишнево (ПС 200)	110	20	3,0	2,8	3,0	2,8
103	ПС 110 кВ Хилово (ПС 357)	110	25	4,0	3,0	4,0	3,0
104	ПС 110 кВ Чихачево (ПС118)	110	25	3,8	3,1	3,8	3,1
105	ПС 110 кВ Заболотье	110	-	12,4	10,6	12,4	10,6
106	ПС 110 кВ Моглино	110	40	13,2	12,1	13,2	12,1
107	ПС 110 кВ Судома	110	н/д	8,3	6,8	8,3	6,8
108	ПС 110 кВ Радизаводская (ПС 175)	110	-	9,2	7,7	9,2	7,7
109	ПС 110 кВ Индустриальная	110	-	13,2	12,1	13,2	12,1
110	ПС 110 кВ Болягино	110	40	-	-	3,7	2,7

*Короткого замыкания.

VI. Перечень основных мероприятий и предложений по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Псковской области на 2022 - 2026 гг.

Перечень предложений по развитию электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Псковской области в период 2022 - 2026 гг. с учетом объектов, не включенных в утвержденные инвестиционные программы Псковской области, с кратким техническим обоснованием приведен в таблице 44.

Таблица 44

Предложения по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Псковской области на 2022 - 2026 гг.

N п/п	Наименование объекта	Номер группы инвестиционного проекта	Рекомендуемый год реализации	Мероприятие	Техническое обоснование
Мероприятия, предусмотренные инвестиционными программами субъектов и ТУ в рамках базового варианта развития ЭС Псковской области
1	ПС 110 кВ Моглино (ПС 103)	-	2022 г.	Установка третьего трансформатора 110/10 кВ мощностью 40 МВА на ПС 110 кВ Моглино (ПС103)	Раздел 15, Таблица 27 - "Перечень основных перспективных потребителей по базовому варианту"
2	ПС 110 кВ Заболотье (ПС 104)	-	2022 г.	Строительство ПС 110/10 кВ Заболотье (ПС 104) с установкой трансформаторов 26,3 МВА	Раздел 15, Таблица 27 - "Перечень основных перспективных потребителей по базовому варианту"
3	ПС 110 кВ Индустриальная (ОЭЗ ППТ "Моглино" площадка 2)	-	2023 г.	Строительство двух ЛЭП 110 кВ Великорецкая - Индустриальная (I и II цепи) ориентировочной протяженностью 2,2 км и ПС 110/10 кВ Индустриальная с установкой трансформаторов 332 МВА	Раздел 15, Таблица 27 - "Перечень основных перспективных потребителей по базовому варианту"
4	ПС 110 кВ Болягино	-	2023 г.	Строительство ПС 110 кВ Болягино с установкой 2-х трансформаторов 25 МВА, строительство 2-х ЛЭП 110 кВ в разрезку ВЛ 110 кВ Малахово - Поречье с отпайкой на ПС Булынино (Л.Малаховская-2)	Раздел 15, Таблица 27 - "Перечень основных перспективных потребителей по базовому варианту"
Мероприятия, входящие в умеренно оптимистический вариант развития ЭС Псковской области
5	ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	-	2026 г.	Реконструкция ПС 110 кВ Полна (ПС 146) с заменой трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 22,5 МВА методом ротации с ПС 110 кВ Полоное (ПС 358) (26,3 МВА)	Раздел V

Из выполненных расчетов и анализа полученных результатов в рамках выполнения настоящей Схемы и программы можно сделать следующие выводы:

во всех рассматриваемых режимах ЭС Псковской области является профицитной по мощности во всем прогнозном периоде, величина профицита мощности составляет (6-26) МВт в соответствии с проектом СиПР ЕЭС на период 2022 - 2028 годов;

на 2026 г. уровень токов короткого замыкания в сетях 110 кВ и выше не превышает отключающую способность выключателей, установленных на подстанциях, поэтому проведение мероприятий по приведению в соответствие токов короткого замыкания и отключающей способности выключателей не требуется;

сформирован перечень предложений по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Псковской области на 2022 - 2026 гг.;

проведение мероприятий по развитию электрических сетей 110 кВ и выше, требующиеся для реализации Генерального плана муниципального образования "Город Псков", утвержденного решением Псковской городской Думы от 19 февраля 2010 г. N 1125, а также постановления Администрации области от 11 февраля 2014 г. N 44 "Об утверждении Документации по планировке территории (содержащей проект планировки территории, проект межевания территории с включенными в него градостроительными планами земельных участков) жилого района индивидуальной застройки для граждан, имеющих трех и более детей, в деревне Борисовичи сельского поселения "Завеличенская волость" Псковского района Псковской области" в рамках умеренно оптимистического варианта развития, не требуется.

По результатам разработки настоящей Схемы и программы предложения для внесения в СиПР ЕЭС на период 2022 - 2028 годов отсутствуют.

Карты-схемы электростанций и электрических сетей напряжением 35 кВ и выше Псковской области приведены в приложении N 5 к настоящей Схеме и программе.

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

Перечень
трансформаторов, установленных на ПС 35-110 кВ Псковского филиала ПАО "Россети Северо-Запад"

Перечень подстанций напряжением 110 и 35 кВ производственного отделения "Северные электрические сети"

N п/п	Диспетчерское наименование подстанций	Наименование оборудования	Sном, МВА	Uном, кВ (ВН/СН/НН)			Год ввода	Эксплуатация, лет	Индекс технического состояния
				ВН	СН	НН
110 кВ
1	ПС 110 кВ Верхолино (ПС 240)	Т-1	2,5	110	-	10	1976	46	88
		Т-2	2,5	110	-	10	1982	40	86
2	ПС 110 кВ Гдов (ПС 192)	Т-1	10	110	35	10	1974	48	78
		Т-2	10	110	35	10	1952	70	93
3	ПС 110 кВ ГИК (ПС 205)	Т-1	10	110	-	10	1982	40	95
4	ПС 110 кВ Добручи (ПС 508)	Т-1	2,5	110	-	10	1986	36	85
		Т-2	2,5	110	-	10	1983	39	93
5	ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283)	Т-1	40	110	-	10	2015	7	94
		Т-2	40	110	-	10	2016	6	98
6	ПС 110 кВ Заводская (ПС 328)	Т-1	25	110	10	6	1977	45	93
		Т-2	25	110	10	6	1977	45	89
7	ПС 110 кВ Изборск (ПС 69)	Т-1	10	110	35	10	1965	57	85
		Т-2	6,3	110	35	10	1986	36	87
8	ПС 110 кВ Карамышево (ПС 64)	Т-1	10	110	35	10	1983	39	95
		Т-2	10	110	35	10	1983	39	93
9	ПС 110 кВ Качаново (ПС 386)	Т-1	6,3	110	35	10	1978	44	88
10	ПС 110 кВ Кебь (ПС 505)	Т-2	2,5	110	-	10	1986	36	91
11	ПС 110 кВ Кирово (ПС 385)	Т-2	6,3	110	-	10	1985	37	91
12	ПС 110 кВ Крипецы (ПС 217)	Т-1	2,5	110	-	10	1963	59	87
13	ПС 110 кВ Крупп (ПС 361)	Т-1	2,5	110	-	10	1963	59	82
14	ПС 110 кВ Лудони (ПС 314)	Т-1	2,5	110	-	10	1982	40	76
15	ПС 110 кВ Льнокомбинат (ПС 73)	Т-1	16	110	-	6	2001	21	84
		Т-2	16	110	-	6	2001	21	92
16	ПС 110 кВ Ляды (ПС 335)	Т-1	6,3	110	35	10	1982	40	88
		Т-2	1,6	-	35	10	2006	16	66,667
17	ПС 110 кВ Новоселье (ПС 163)	Т-1	2,5	110	-	10	1968	54	85
		Т-2	6,3	110	-	10	1988	34	95
18	ПС 110 кВ Овсище (ПС 282)	Т-1	25	110	-	10	1975	47	86
		Т-2	25	110	-	10	1977	45	73
19	ПС 110 кВ Печоры (ПС 74)	Т-1	10	110	-	10	1966	56	93
		Т-2	6,3	110	-	10	1964	58	90
20	ПС 110 кВ Писковичи (ПС 172)	Т-1	10	110	-	10	1968	54	91
		Т-2	10	110	-	10	1976	46	93
21	ПС 110 кВ ПКК (ПС 504)	Т-1	16	110	-	10	1970	52	75
		Т-2	16	110	-	10	1970	52	91
22	ПС 110 кВ Плюсса (ПС 113)	Т-1	6,3	110	35	10	1972	50	86
		Т-2	6,3	110	35	10	1977	45	93
23	ПС 110 кВ Полна (ПС 146)	Т-1	2,5	110	-	10	1977	45	84
		Т-2	2,5	110	-	10	1982	40	93
24	ПС 110 кВ Псков (ПС 53)	Т-1	40	110	10	6	1985	37	93
		Т-2	40	110	10	6	1985	37	95
25	ПС 110 кВ Псковкирпич (ПС 198)	Т-1	10	110	-	10	1983	39	85
		Т-2	6,3	110	-	10	2008	14	91
26	ПС 110 кВ Речная (ПС 126)	Т-1	15	110	-	6	1966	56	95
		Т-2	25	110	-	6	2010	12	85
27	ПС 110 кВ Родовое (ПС 373)	Т-1	2,5	110	-	10	1985	37	91
28	ПС 110 кВ Северная (ПС 100)	Т-1	6,3	110	-	10	1989	33	93
		Т-2	6,3	110	-	10	1990	32	93
29	ПС 110 кВ Середка (ПС 138)	Т-1	6,3	110	-	10	1986	36	85
		Т-2	6,3	110	-	10	1966	56	93
30	ПС 110 кВ Стремутка (ПС 255)	Т-1	6,3	110	-	10	1976	46	75
		Т-2	6,3	110	-	10	1979	43	93
31	ПС 110 кВ Струги Красные (ПС 61)	Т-1	10	110	35	10	1967	55	93
		Т-2	10	110	35	10	1985	37	86
32	ПС 110 кВ Тямша (ПС 253)	Т-1	10	110	-	10	1980	42	89
		Т-2	10	110	-	10	1979	43	93
33	ПС 110 кВ ЭТЗ (ПС 399)	Т-1	25	110	-	10	1973	49	92
		Т-2	25	110	-	10	1973	49	92
35 кВ
1	ПС 35 кВ Андромер (ПС 27)	Т-1	1,6	35	-	10	1976	46	79,545
		Т-2	1,6	35	-	10	1977	45	79,545
2	ПС 35 кВ Большое Загорье (ПС 72)	Т-1	1,6	35	-	10	1984	38	79,545
		Т-1	1,6	35	-	10	1984	38	79,545
3	ПС 35 кВ Владимирские Лагеря (ПС 17)	Т-1	6,3	35	-	10	1995	27	79,545
		Т-2	6,3	35	-	10	1995	27	79,545
4	ПС 35 кВ Должицы (ПС 2)	Т-1	1,6	35	-	10	1973	49	66,667
		Т-2	1,6	35	-	10	1984	38	61,364
5	ПС 35 кВ Ждани (ПС 45)	Т-1	1,6	35	-	10	1981	41	66,667
		Т-2	1,6	35	-	10	1987	35	79,545
6	ПС 35 кВ Заплюсье (ПС 85)	Т-1	1,6	35	-	10	1960	62	79,545
		Т-2	1,6	35	-	10	1960	62	66,667
7	ПС 35 кВ Лавры (ПС 11)	Т-1	1,6	35	-	10	1974	48	66,667
		Т-2	1,6	35	-	10	1974	48	66,667
8	ПС 35 кВ Новая Уситва (ПС 25)	Т-1	2,5	35	-	10	1982	40	79,545
		Т-2	2,5	35	-	10	1990	32	79,545
9	ПС 35 кВ Палкино (ПС 7)	Т-1	4	35	-	10	1988	34	79,545
		Т-2	4	35	-	10	1987	35	79,545
10	ПС 35 кВ Ротово (ПС 9)	Т-1	2,5	35	-	10	1964	58	79,545
		Т-2	1,6	35	-	10	1980	42	79,545
11	ПС 35 кВ Смуравьево (ПС 8)	Т-1	4	35	-	6	1999	23	79,545
		Т-2	2,5	10	-	6,3	1999	23	Переходной тр-р
		Т-3	4	35	-	10	2002	20	79,545
12	ПС 35 кВ Талецы (ПС 3)	Т-1	1,6	35	-	10	1985	37	79,545
13	ПС 35 кВ Творожково (ПС 15)	Т-1	1,6	35	-	10	1966	56	66,667
14	ПС 35 кВ Чернево (ПС 45)	Т-1	2,5	35	-	10	1972	50	66,667
		Т-2	2,5	35	-	10	1987	35	79,545
15	ПС 35 кВ Чудская (ПС 80)	Т-1	4	35	-	10	1989	33	79,545
		Т-2	4	35	-	10	1989	33	79,545
16	ПС 35 кВ Юбилейная (ПС 5)	Т-1	1,6	35	-	10	1975	47	66,667
		Т-2	1,6	35	-	10	1977	45	79,545
17	ПС 35 кВ Юшково (ПС 6)	Т-1	1,6	35	-	10	1991	31	79,545
		Т-2	1,6	35	-	10	1991	31	79,545

Перечень подстанций напряжением 110 и 35 кВ производственного отделения "Восточные электрические сети"

N п/п	Диспетчерское наименование подстанций	Наименование оборудования	Sном, МВА	Uном, кВ (ВН/СН/НН)			Год ввода	Эксплуатация, лет	Индекс технического состояния
				ВН	СН	НН
ПС 110 кВ
1	ПС 110 кВ Ашево (ПС 254)	Т-1	2,5	110	-	10	1977	45	84
		Т-2	2,5	110	-	10	1987	35	87
2	ПС 110 кВ Бежаницы (ПС 147)	Т-1	10	110	35	10	1969	53	75
		Т-2	16	110	35	10	1979	43	87
3	ПС 110 кВ Дедовичи (ПС 117)	Т-1	6,3	110	35	10	1965	57	80
		Т-2	10	110	35	10	1979	43	87
4	ПС 110 кВ Дно (ПС 116)	Т-1	16	110	35	10	1985	37	93
		Т-2	10	110	35	10	1967	55	87
5	ПС 110 кВ ЗСК (ПС 388)	Т-1	10	110	-	10	1987	35	92
		Т-2	10	110	-	10	1987	35	91
6	ПС 110 кВ Крестилово (ПС 241)	Т-1	2,5	110	-	10	1977	45	85
		Т-2	2,5	110	-	10	1984	38	82
7	ПС 110 кВ Кудеверь (ПС 201)	Т-1	6,3	110	35	10	1982	40	87
8	ПС 110 кВ Волышево (ПС 302)	Т-1	2,5	110	-	10	1980	42	91
		Т-2	6,3	110	-	10	1989	33	92
9	ПС 110 кВ Локня (ПС 119)	Т-1	10	110	35	10	1982	40	77
		Т-2	6,3	110	35	10	1988	34	87
10	ПС 110 кВ Махновка (ПС 220)	Т-1	6,3	110	35	10	1989	33	93
11	ПС 110 кВ Новоржев (ПС 284)	Т-1	6,3	110	35	10	1979	43	80
		Т-2	6,3	110	35	10	1978	44	72
12	ПС 110 кВ Павы (ПС 112)	Т-1	6,3	110	35	10	1991	31	83
13	ПС 110 кВ Пионерный (ПС 219)	Т-1	6,3	110	-	6	1973	49	85
14	ПС 110 кВ Подберезье (ПС 202)	Т-1	2,5	110	-	10	2021	49	80
15	ПС 110 кВ Пожеревицы (ПС 387)	Т-1	2,5	110	-	10	1985	37	92
		Т-2	2,5	110	-	10	1985	37	92
16	ПС 110 кВ Полоное (ПС 358)	Т-1	6,3	110	-	10	1981	41	84
		Т-2	6,3	110	-	10	1985	37	85
17	ПС 110 кВ Поляне (ПС 384)	Т-1	2,5	110	-	10	1984	38	93
18	ПС 110 кВ Порхов (ПС 115)	Т-1	16	110	-	10	1995	27	85
19	ПС 110 кВ Пушкинские Горы (ПС 76)	Т-2	10	110	-	10	1976	46	77
		Т-1	10	110	35	10	1967	55	85
20	ПС 110 кВ Славковичи (ПС 197)	Т-2	16	110	35	10	1982	40	89
		Т-1	3,2	110	-	10	1970	52	83
21	ПС 110 кВ СУ ГРЭС (ПС 281)	Т-2	2,5	110	-	10	1980	42	91
		Т-1	6,3	110	-	6	1978	44	85
22	ПС 110 кВ Фишнево (ПС 200)	Т-1	2,5	110	-	10	1987	35	79
23	ПС 110 кВ Хилово (ПС 357)	Т-2	2,5	110	-	10	1987	35	92
		Т-1	2,5	110	-	10	1982	40	77
24	ПС 110 кВ Чихачево (ПС 118)	Т-2	2,5	110	-	10	1986	36	85
		Т-1	6,3	110	-	10	1967	55	92
25	ПС 110 кВ Беляево (ПС 289)	Т-2	6,3	110	-	10	1988	34	86
		Т-1	2,5	110	-	10	1977	45	85
26	ПС 110 кВ Воронцово (ПС 149)	Т-2	2,5	110	-	10	1977	45	88
		Т-1	6,3	110	-	10	1985	37	86
27	ПС 110 кВ Гавры (ПС 287)	Т-2	6,3	110	-	10	1974	48	88
		Т-1	2,5	110	-	10	1980	42	89
28	ПС 110 кВ Гривы (ПС 203)	Т-2	2,5	110	-	10	1988	34	90
29	ПС 110 кВ Крюки (ПС 216)	Т-1	6,3	110	-	10	1966	56	87
30	ПС 110 кВ Линово (ПС 288)	Т-2	6,3	110	-	10	1976	46	92
		Т-1	2,5	110	-	10	1979	43	83
31	ПС 110 кВ Остров (ПС 68)	Т-1	25	110	35	10	1978	44	77
32	ПС 110 кВ Подлипье (ПС 356)	Т-2	16	110	35	10	1982	40	93
		Т-1	6,3	110	-	10	1984	38	90
33	ПС 110 кВ Пыталово (ПС 148)	Т-2	6,3	110	-	10	1982	40	93
		Т-1	6,3	110	35	10	1981	41	93
34	ПС 110 кВ Рубилово (ПС 221)	Т-2	6,3	110	35	10	1985	37	94
		Т-2	6,3	110	-	10	1990	32	93
35	ПС 110 кВ Скуратово (ПС 371)	Т-1	2,5	110	-	10	1988	34	93
36	ПС 110 кВ СОМ (ПС 363)	Т-1	10	110	-	10	1979	43	89
37	ПС 110 кВ Черская (ПС 140)	Т-2	10	110	-	10	1991	31	94
		Т-2	2,5	110	-	10	1988	34	81
38	ПС 110 кВ Ашево (ПС 254)	Т-1	2,5	110	-	10	1977	45	84
ПС 35 кВ
1	ПС 35 кВ Адорье (ПС 60)	Т-1	1,6	35	-	10	1992	30	66,667
		Т-2	1,6	35	-	10	1981	41	50
2	ПС 35 кВ Боровичи (ПС 55)	Т-1	1,6	35	-	10	1979	43	66,667
3	ПС 35 кВ Велье (ПС 23)	Т-1	1,6	35	-	10	1977	45	66,667
		Т-2	1,6	35	-	10	1980	42	66,667
4	ПС 35 кВ Вехно (ПС 21)	Т-1	1,6	35	-	10	1975	47	66,667
		Т-2	1,6	35	-	10	1980	42	66,667
5	ПС 35 кВ Выбор (ПС 16)	Т-1	1,6	35	-	10	1970	52	66,667
		Т-2	1,6	35	-	10	2010	12	66,667
6	ПС 35 кВ Вышгород (ПС 12)	Т-1	1,6	35	-	10	1973	49	66,667
7	ПС 35 кВ Дубровно (ПС 26)	Т-1	2,5	35	-	10	1979	43	66,667
8	ПС 35 кВ Жадрицы (ПС 24)	Т-1	1,6	35	-	10	1977	45	50
		Т-2	1,6	35	-	10	1980	42	66,667
9	ПС 35 кВ Красный Луч (ПС 18)	Т-1	4	35	-	10	1979	43	66,667
		Т-2	4	35	-	10	1976	46	66,667
10	ПС 35 кВ Миритинцы (ПС 57)	Т-1	2,5	35	-	10	1981	41	66,667
		Т-2	2,5	35	-	10	1981	41	66,667
11	ПС 35 кВ Оснюги (ПС 59)	Т-1	1,6	35	-	10	1983	39	66,667
12	ПС 35 кВ Полисто (ПС 62)	Т-1	1,6	35	-	10	1992	30	66,667
13	ПС 35 кВ Поцелуево (ПС 52)	Т-1	2,5	35	-	10	1981	41	66,667
14	ПС 35 кВ Ратьково (ПС 46)	Т-1	1,6	35	-	10	1970	52	66,667
15	ПС 35 кВ Северное Устье (ПС 19)	Т-1	1	35	-	10	1977	45	66,667
16	ПС 35 кВ Хотовань (ПС 51)	Т-1	2,5	35	-	10	1981	41	66,667
17	ПС 35 кВ Алексеевка (ПС 83)	Т-2	2,5	35	-	10	1992	30	79,545
18	ПС 35 кВ Остров-3 (ПС 14)	Т-1	2,5	35	-	6	1971	51	66,667
		Т-2	2,5	35	-	6	1971	51	66,667
19	ПС 35 кВ Дружба (ПС 79)	Т-1	2,5	35	-	10	1977	45	79,545
		Т-2	2,5	35	-	10	1983	39	66,667

Перечень подстанций напряжением 110 и 35 кВ производственного отделения "Южные электрические сети"

N п/п	Диспетчерское наименование подстанций	Наименование оборудования	Sном, МВА	Uном, кВ (ВН/СН/НН)			Год ввода	Эксплуатация, лет	Индекс технического состояния
				ВН	СН	НН
ПС 110 кВ
1	ПС 110 кВ Булынино (ПС 136)	Т-1	6,3	110	-	10	1994	28	83
2	ПС 110 кВ Рябики (ПС 130)	Т-1	25	110	10	6	1968	54	94
		Т-2	25	110	10	6	1976	46	90
3	ПС 110 кВ Великие Луки (ПС 70)	Т-1	40	110	35	6	1974	48	50
		Т-2	40	110	35	6	1973	49	73
4	ПС 110 кВ Великие Луки ФТП (ПС 157)	Т-1	25	110	-	6	1978	44	83
		Т-2	25	110	-	6	1977	45	78
5	ПС 110 кВ ВЗЩА (ПС 348)	Т-1	25	110	-	10	1996	26	83
		Т-2	63	110	-	10	1976	46	83
6	ПС 110 кВ Кунья (ПС 139)	Т-1	10	110	35	10	1981	41	83
		Т-2	10	110	35	10	1973	49	81
7	ПС 110 кВ Маево (ПС 311)	Т-1	6,3	110	-	10	1979	43	86
		Т-2	6,3	110	-	10	1986	36	81
8	ПС 110 кВ Малахово (ПС 507)	Т-1	2,5	110	-	10	1986	36	84
9	ПС 110 кВ Насва (ПС 173)	Т-1	6,3	110	-	10	1984	38	94
		Т-2	6,3	110	-	10	1985	37	86
10	ПС 110 кВ Невель-1 (ПС 114)	Т-1	16	110	35	10	1978	44	89
		Т-2	16	110	35	10	1978	44	79
11	ПС 110 кВ Невель-2 (ПС 129)	Т-1	10	110	-	10	1992	30	87
		Т-2	10	110	-	10	1992	30	87
12	ПС 110 кВ Недомерки (ПС 286)	Т-1	6,3	110	-	10	1986	36	87
		Т-2	6,3	110	-	10	1991	31	84
13	ПС 110 кВ НПС Великие Луки (ПС 343)	Т-1	25	110	-	10	1981	41	95
		Т-2	25	110	-	10	1982	40	87
14	ПС 110 кВ НПС Невель (ПС 342)	Т-1	25	110	-	10	1982	40	94
15	ПС 110 кВ Переслегино (ПС 236)	Т-1	6,3	110	-	10	1975	47	72
		Т-2	6,3	110	-	10	1981	41	94
16	ПС 110 кВ Плаксино (ПС 168)	Т-1	6,3	110	35	10	1989	33	83
17	ПС 110 кВ Поречье (ПС 359)	Т-1	10	110	35	10	1969	53	84
		Т-2	6,3	110	35	10	1988	34	95
18	ПС 110 кВ Пустыньки (ПС 204)	Т-1	2,5	110	-	10	1968	54	92
19	ПС 110 кВ Реостат (ПС 206)	Т-1	10	110	-	6	2007	15	77
20	ПС 110 кВ Сиверст (ПС 167)	Т-1	6,3	110	35	10	1989	33	90
		Т-2	10	110	35	10	1989	33	87
21	ПС 110 кВ Суханово (ПС 352)	Т-2	6,3	110	-	10	1968	54	89
22	ПС 110 кВ Щербино (ПС 506)	Т-1	2,5	110	-	10	1986	36	86
23	ПС 110 кВ Идрица (ПС 133)	Т-1	16	110	35	10	1977	45	94
		Т-2	10	110	35	10	1976	46	84
24	ПС 110 кВ Красногородск (ПС 285)	Т-1	10	110	35	10	1979	43	91
		Т-2	10	110	35	10	1984	38	94
25	ПС 110 кВ Ляпуны (ПС 313)	Т-2	10	110	-	10	1989	33	92
26	ПС 110 кВ Макушино (ПС 160)	Т-1	2,5	110	-	10	1985	37	89
27	ПС 110 кВ Мякишево (ПС 372)	Т-1	2,5	110	-	10	1983	39	83
28	ПС 110 кВ Опочка (ПС 161)	Т-1	16	110	35	10	1969	53	84
		Т-2	16	110	35	10	1986	36	80
29	ПС 110 кВ Себеж (ПС 312)	Т-1	10	110	35	10	1980	42	85
		Т-2	10	110	35	10	1978	44	93
ПС 35 кВ
1	ПС 35 кВ Борки (ПС 37)	Т-1	1,6	35	-	10	1971	51	79,545
		Т-2	2,5	35	-	10	1975	47	66,667
2	ПС 35 кВ Глазуново (ПС 30)	Т-1	1,6	35	-	10	1985	37	100
		Т-2	1,6	35	-	10	1985	37	79,545
3	ПС 35 кВ Демидово (ПС 77)	Т-1	1,6	35	-	10	1986	36	79,545
		Т-2	2,5	35	-	10	1986	36	79,545
4	ПС 35 кВ Дубрава (ПС 78)	Т-1	6,3	35	-	10	2014	8	66,667
5	ПС 35 кВ Каськово (ПС 67)	Т-1	2,5	35	-	10	1984	38	79,545
		Т-2	2,5	35	-	10	1984	38	79,545
6	ПС 35 кВ Лехово (ПС 39)	Т-1	4	35	-	10	2013	9	83,333
		Т-2	4	35	-	10	2013	9	93,182
7	ПС 35 кВ Назимово (ПС 54)	Т-1	1,6	35	-	10	1982	40	79,545
8	ПС 35 кВ Новохованск (ПС 65)	Т-1	2,5	35	-	10	1983	39	66,667
		Т-2	2,5	35	-	10	1983	39	66,667
9	ПС 35 кВ Опухлики (ПС 82)	Т-1	1,6	35	-	10	1991	31	79,545
		Т-2	1,6	35	-	10	1990	32	79,545
10	ПС 35 кВ Пухново (ПС 56)	Т-1	2,5	35	-	10	1979	43	79,545
11	ПС 35 кВ Раменье (ПС 44)	Т-1	1,6	35	-	10	1970	52	66,667
		Т-2	1,6	35	-	10	1966	56	66,667
12	ПС 35 кВ Рожковичи (ПС 34)	Т-1	2,5	35	-	10	1971	51	79,545
		Т-2	2,5	35	-	10	1970	52	66,667
13	ПС 35 кВ Островки (ПС 33)	Т-1	1,6	35	-	10	1976	46	66,667
		Т-2	1,6	35	-	10	1980	42	79,545
14	ПС 35 кВ Тарасы (ПС 58)	Т-1	1,6	35	-	10	1979	43	79,545
15	ПС 35 кВ Тимофеевка (ПС 48)	Т-1	2,5	35	-	10	1990	32	66,667
		Т-2	2,5	35	-	10	1990	32	66,667
16	ПС 35 кВ Туричино (ПС 50)	Т-1	2,5	35	-	10	1989	33	79,545
		Т-2	2,5	35	-	10	1973	49	66,667
17	ПС 35 кВ Усвяты (ПС 40)	Т-1	4	35	-	10	2014	8	79,545
		Т-2	4	35	-	10	2014	8	79,545
18	ПС 35 кВ Усмынь (ПС 38)	Т-1	2,5	35	-	10	1970	52	66,667
19	ПС 35 кВ Усть-Долыссы (ПС 49)	Т-1	1,6	35	-	10	2007	15	79,545
		Т-2	1,6	35	-	10	1992	30	79,545
20	ПС 35 кВ Черпесса (ПС 35)	Т-1	1,6	35	-	10	1982	40	79,545
21	ПС 35 кВ Алоль (ПС 32)	Т-1	1,6	35	-	10	1975	47	79,545
		Т-2	1,6	35	-	10	1990	32	100
22	ПС 35 кВ Бояриново (ПС 31)	Т-1	1,6	35	-	10	1985	37	66,667
		Т-2	1,6	35	-	10	1985	37	66,667
23	ПС 35 кВ Духново (ПС 71)	Т-1	1,6	35	-	10	1985	37	79,545
		Т-2	1,6	35	-	10	1984	38	79,545
24	ПС 35 кВ Жавры (ПС 22)	Т-1	1,6	35	-	10	1977	45	61,364
		Т-2	1,6	35	-	10	1977	45	79,545
25	ПС 35 кВ Каленидово (ПС 43)	Т-1	2,5	35	-	10	1986	36	66,667
		Т-2	2,5	35	-	10	1986	36	66,667
26	ПС 35 кВ Криуха (ПС 20)	Т-1	1,6	35	-	10	1977	45	79,545
27	ПС 35 кВ Максютино (ПС 29)	Т-1	1	35	-	10	1957	65	66,667
		Т-2	1,6	35	-	10	1957	65	66,667
28	ПС 35 кВ Осыно (ПС 75)	Т-1	1,6	35	-	10	1985	37	79,545
		Т-2	1,6	35	-	10	1985	37	79,545
29	ПС 35 кВ Платишино (ПС 63)	Т-1	1,6	35	-	10	1982	40	79,545
		Т-2	1,6	35	-	10	1982	40	79,545
30	ПС 35 кВ Поддубье (ПС 10)	Т-1	1,6	35	-	10	1990	32	66,667
		Т-2	1,6	35	-	10	1990	32	66,667
31	ПС 35 кВ Сергейцево (ПС 66)	Т-1	2,5	35	-	10	1983	39	79,545
		Т-2	2,5	35	-	10	1983	39	79,545
32	ПС 35 кВ Сосновый Бор (ПС 42)	Т-1	1,6	35	-	6	1966	56	66,667
		Т-2	1,6	35	-	6	1966	56	66,667
33	ПС 35 кВ Шильское (ПС 41)	Т-1	2,5	35	-	10	2006	16	79,545
34	ПС 35 кВ Березка (ПС 81)	Т-1	4	35	-	10	1990	32	79,545

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

Перечень и характеристика
линий электропередач 35-110 кВ энергосистемы Псковской области

N п/п	Диспетчерское наименование линий электропередач	Класс напряжения, кВ	Марка провода	Протяженность ЛЭП, км	Год ввода	Индекс технического состояния
1	ВЛ 110 кВ Бежаницы - Новоржев (Л.Бежаницкая-1)	110	АС-120/19	39,5	1978	85
2	ВЛ 110 кВ Бежаницы - Фишнево (Л.Бежаницкая-2)	110	АС-120/19	10	1968	78
3	ВЛ110 кВ Новосокольники - Великие Луки I цепь с отпайками (Л.Великолукская-1)	110	АС-120/19	30,14	1966	89
4	ВЛ110 кВ Новосокольники - Великие Луки II цепь с отпайками (Л.Великолукская-2)	110	АС-120/19	34,04	1966	87
5	ВЛ110 кВ Новосокольники - ВЗЩА I цепь с отпайкой на ПС Переслегино (Л.Великолукская-3)	110	АС-185/24	32,84	1977	86
6	ВЛ110 кВ Новосокольники - Реостат - ВЗЩА II цепь с отпайкой на ПС Переслегино (Л.Великолукская-4)	110	АС-185/24	37,44	1977	86
7	ВЛ110 кВ Великие Луки - ВЗЩА (Л.Великолукская-5)	110	АС-185/24	11,2	1990	81
8	ВЛ110 кВ Воронцово - Остров (Л.Воронцовская-1)	110	АС-120/19	30,42	1967	86
9	ВЛ110 кВ Воронцово - Скуратово (Л.Воронцовская-2)	110	АС-185/24	22,9	1983	72
10	ВЛ110 кВ Гавры - Подлипье (Л.Гавровская-1)	110	АС-70/11	11,2	1978	86
11	ВЛ110 кВ Гавры - Красногородск (Л.Гавровская-2)	110	АС-70/11	26,45	1978	74
12	ВЛ 110 кВ Гдов - Полна (Л.Гдовская-1)	110	АС-120/19	48,759	1975	77
13	ВЛ110 кВ Гдов - Добручи (Л.Гдовская-2)	110	АС-120/19	14,36	1975	66
14	ВЛ 110 кВ Невель-2 - Невель-1 I цепь (Л.Городская-1)	110	АС-120/19	2,64	1974	74
15	ВЛ 110 кВ Невель-2 - Невель-1 II цепь (Л.Городская-2)	110	АС-120/19	2,64	1974	74
16	ВЛ110 кВ Псковская ГРЭС - Дедовичи с отпайками (Л.Дедовичская-1)	110	АС-120/19	9,6	1973	82
17	ВЛ110 кВ Волышево - Дедовичи (Л.Дедовичская-2)	110	АС-120/19	22,664	1966	84
18	ВЛ110 кВ Порхов - Полоное (Л.Дновская-1)	110	АС-120/19	7,6	1965	70
19	ВЛ 110 кВ ЗСК - Полоное (Л.Дновская-2)	110	АС-120/19	27	1965	89
20	ВЛ 110 кВ Дно - ЗСК (Л.Дновская-3)	110	АС-120/19	5,28	1965	86
21	ВЛ 110 кВ Псков - Речная I цепь с отпайками (Л.Заводская-1)	110	АС-120/19	6,553	1962	90
22	ВЛ 110 кВ Псков - Речная II цепь с отпайками (Л.Заводская-2)	110	АС-120/19	6,553	1962	95
23	ВЛ 110 кВ Псков - Верхолино с отпайкой на ПС Писковичи (Л.Западная-1 +Л.Западная-2) (участок ВЛ 110 кВ Л.Западная-1)	110	АС-120/19	8,3	1969	71
24	ВЛ 110 кВ Псков - Верхолино с отпайкой на ПС Писковичи (Л.Западная-1 +Л.Западная-2) (участок Л.Западная-2)	110	АС-120/19	20,461	1969	86
25	ВЛ 110 кВ Верхолино - Середка (Л.Западная-3)	110	АС-120/19	18,41	1970	85
26	ВЛ 110 кВ Полна - Середка (Л.Западная-4)	110	АС-120/19	29,976	1972	64
27	ВЛ 110 кВ Новосокольники - Маево (Л.Идрицкая-1)	110	АС-120/19	26,42	1967	88
28	ВЛ 110 кВ Опочка - Идрица (Л.Идрицкая-2)	110	АС-120/19	52,6	1970	81
29	ВЛ 110 кВ Идрица - Пустошка (Л.Идрицкая-3)	110	АС-120/19	38,1	1968	80
30	ВЛ 110 кВ Маево - Пустошка (Л.Идрицкая-4)	110	АС-120/19	27,6	1975	85
31	ВЛ 110 кВ Изборск - Тямша (Л.Изборская-2)	110	АС-120/19	20,398	1963	77
32	ВЛ 110 кВ Завеличье - ГИК (Л.Изборская-3)	110	АС-150/24	29,3	1980	69
33	ВЛ110 кВ Псков - Карамышево (Л.Карамышевская-1)	110	АС-120/19	30,892	1971	69
34	ВЛ 110 кВ Псков - Кебь с отпайкой на ПС Северная (Л.Карамышевская-2)	110	АС-120/19	10,35	1986	85
35	ВЛ 110 кВ Родовое - Качаново (Л.Качановская-3)	110	АС-70/11	16,1	1985	75
36	ВЛ 110 кВ Опочка - Макушино (Л.Красногородская-1)	110	АС-70/11	17,3	1978	87
37	ВЛ 110 кВ Красногородск - Макушино (Л.Красногородская-2)	110	АС-70/11	22	1978	82
38	ВЛ 110 кВ Воронцово - Крюки (Л.Крюковская-1)	110	АС-120/19	19,85	1977	73
39	ВЛ 110 кВ Крюки - Гривы (Л.Крюковская-2)	110	АС-120/19	13,9	1988	75
40	ВЛ 110 кВ Новоржев - Кудеверь (Л.Кудеверьская-1)	110	АС-120/19	36,9	1988	85
41	ВЛ 110 кВ Рубилово - Линово (Л.Линовская-1)	110	АС-70/11	15,854	1977	74
42	ВЛ 110 кВ Линово - Родовое (Л.Линовская-2)	110	АС-70/11	15,49	1983	75
43	ВЛ 110 кВ Новосокольники - Недомерки (Л.Локнянская-1)	110	АС-120/19	20,5	1968	84
44	ВЛ 110 кВ Локня - Фишнево (Л.Локнянская-2)	110	АС-120/19	15,4	1968	88
45	ВЛ 110 кВ Крестилово - Насва (Л.Локнянская-3)	110	АС-120/19	18,2	1968	87
46	ВЛ 110 кВ Локня - Крестилово (Л.Локнянская-4)	110	АС-120/19	15,4	1968	87
47	ВЛ 110 кВ Насва -Недомерки (Л.Локнянская-5)	110	АС-120/19	18,6	1968	82
48	ВЛ 110 кВ Лудони - Павы (Л.Лудонская-1)	110	АС-185/24	21,142	1990	82
49	ВЛ 110 кВ Порхов - Павы (Л.Лудонская-2)	110	АС-185/29	43,4	1991	87
50	ВЛ 110 кВ Псков - Новоселье с отпайками (Л.Лужская-3)	110	АС-150/24	52,564	1967	88
51	ВЛ 110 кВ Плюсса - Ляды (Л.Лядская-1)	110	АС-70/11	44,96	1982	64
52	ВЛ 110 кВ Новосокольники - Малахово (Л.Малаховская-1)	110	АС-120/19	16,15	1986	77
53	ВЛ 110 кВ Малахово - Поречье с отпайкой на ПС Булынино (Л.Малаховская-2)	110	АС-120/19	37,4	1988	81
54	ВЛ 110 кВ Махновка - Скуратово (Л.Махновская-1)	110	АС-185/29	18,5	1989	87
55	ВЛ 110 кВ Псковская ГРЭС - Махновка (Л.Махновская-2)	110	АС-185/24	52,8	1990	84
56	ВЛ 110 кВ Великорецкая - Моглино I цепь (Л.Моглинская-1)	110	АС-240/32	3,273	2017	100
57	ВЛ 110 кВ Великорецкая - Моглино II цепь (Л.Моглинская-2)	110	АС-240/32	3,329	2017	100
58	ВЛ 110 кВ Новосокольники - Невель-2 I цепь с отпайкой на ПС Щербино (Л.Невельская-1)	110	АС-120/19	37,61	1974	76
59	ВЛ 110 кВ Новосокольники - Невель-2 II цепь (Л.Невельская-2)	110	АС-120/19	37,21	1974	79
60	ВЛ 110 кВ Великие Луки - Суханово (Л.Нелидовская-1)	110	АС-120/19	12,1	1962	90
61	ВЛ 110 кВ Воробьи - Кунья с отпайкой на ПС Пустыньки (Л.Нелидовская-2)	110	АС-120/19	24,1	1962	87
62	ВЛ 110 кВ Кунья - Суханово (Л.Нелидовская-3)	110	АС-120/19	20,6	1968	80
63	ВЛ 110 кВ Невель-2 - Невель НПС (Л.Нефтяная-1)	110	АС-95/16	37,23	1981	86
64	ВЛ 110 кВ Поляне - Пушкинские Горы (Л.Опочецкая-1)	110	АС-120/19	16,7	1969	81
65	ВЛ 110 кВ Опочка - Ляпуны (Л.Опочецкая-2)	110	АС-120/19	10,2	1969	74
66	ВЛ 110 кВ Опочка - Мякишево (Л.Опочецкая-3)	110	АС-120/19	30,9	1983	75
67	ВЛ 110 кВ Ляпуны - Поляне (Л.Опочецкая-4)	110	АС-120/19	24,8	1969	78
68	ВЛ 110 кВ Псков - Остров I цепь с отпайками (Л.Островская-1)	110	АС-120/19	81,949	1963	84
69	ВЛ 110 кВ Псков - Остров II цепь с отпайками (Л.Островская-2)	110	АС-185/24	83,593	1976	87
70	ВЛ 110 кВ Изборск - Печоры (Л.Печорская-1)	110	АС-120/19	19,7	1966	85
71	ВЛ 110 кВ ГИК- ПКК с отпайкой на ПС Крупп (Л.Печорская-2)	110	АС-150/24	35,111	1980	79
72	ВЛ 110 кВ Печоры - ПКК (Л.Печорская-3)	110	АС-150/24	4,74	1981	75
73	ВЛ 110 кВ Плюсса - Лудони (Л.Плюсская-1)	110	АС-70/11	36,929	1978	74
74	ВЛ 110 кВ Плюсса - Серебрянка (Л.Плюсская-2)	110	АС-120/19	11,66	1969	86
75	ВЛ 110 кВ Локня - Подберезье (Л.Подберезинская-1)	110	АС-70/11	34,9	1973	82
76	ВЛ 110 кВ Порхов - Хилово (Л.Порховская-1)	110	АС-120/19	22	1964	81
77	ВЛ 110 кВ Порхов - Волышево (Л.Порховская-2)	110	АС-120/19	14,5	1966	81
78	ВЛ 110 кВ Славковичи - Хилово (Л.Порховская-3)	110	АС-120/19	39	1964	86
79	ВЛ 110 кВ Псков -Завеличье I цепь с отпайкой на ПС Овсище (Л.Псковская-1)	110	АС-240/32	12,833	1980	71
80	ВЛ 110 кВ Псков -Завеличье II цепь с отпайкой на ПС Овсище (Л.Псковская-2)	110	АС-240/32	12,833	1980	73
81	ВЛ 110 кВ Псков - Писковичи (Л.Псковская-3) + ВЛ 110 кВ Псков - Радиозаводская II цепь с отпайкой на ПС Льнокомбинат (Л.Радиозаводская-2)	110	АС-120/19	11,737	1980	68
82	ВЛ 110 кВ Воронцово - Пушкинские Горы (Л.Пушкиногорская-1)	110	АС-120/19	34,6	1967	79
83	ВЛ 110 кВ Пыталово - Рубилово (Л.Пыталовская-1)	110	АС-120/19	26,8	1966	86
84	ВЛ 110 кВ Подлипье - Пыталово (Л.Пыталовская-2)	110	АС-70/11	9,5	1978	74
85	ВЛ 110 кВ Псков - Радиозаводская I цепь с отпайкой ПС Льнокомбинат (Л.Радиозаводская-1)	110	АС-120/19	11,75	1971	83
86	ВЛ 110 кВ Остров - Рубилово (Л.Рубиловская-1)	110	АС-120/19	19,8	1966	71
87	ВЛ 110 кВ Дно - Светлицы (Л.Светлая-2)	110	АС-120/19	15,15	1977	81
88	ВЛ 110 кВ Идрица - Себеж (Л.Себежская-2)	110	АС-120/19	24,5	1969	74
89	ВЛ 110 кВ Великие Луки - Сиверст с отпайками (Л.Сиверстская-1)	110	АС-70/11	42,12	1969	85
90	ВЛ 110 кВ Поречье - Сиверст (Л.Сиверстская-2)	110	АС-70/11	27,82	1980	85
91	ВЛ 110 кВ Карамышево - Славковичи (Л.Славковская-1)	110	АС-120/19	29,76	1976	92
92	ВЛ 110 кВ Сланцы - Цемент - Добручи (Л.Сланцевская-5)	110	АС-120/19	18,71	1982	87
93	ВЛ 110 кВ Великие Луки - В.Луки НПС (Л.Сосновская-1)	110	АС-120/19	19,58	1981	89
94	ВЛ 110 кВ Плюсса -Струги Красные (Л.Стругокрасненская-1)	110	АС-120/19	28,648	1969	65
95	ВЛ 110 кВ Новоселье - Струги Красные (Л.Стругокрасненская-2)	110	АС-120/19	21,919	1967	70
96	ВЛ 110 кВ Псковская ГРЭС - Пожеревицы с отпайкой на ПС СУ ГРЭС (Л.Чихачевская-1)	110	АС-120/19	17,304	1966	87
97	ВЛ 110 кВ Ашево - Чихачево (Л.Чихачевская-2)	110	АС-120/19	20,5	1969	81
98	ВЛ 110 кВ Ашево - Бежаницы (Л.Чихачевская-3)	110	АС-120/19	20,7	1969	81
99	ВЛ 110 кВ Пожеревицы - Чихачево (Л.Чихачевская-4)	110	АС-120/19	25,2	1966	82
100	ВЛ 110 кВ Великорецкая - Тямша (Л.Южная-1)	110	АС-120/19	0,78	1976	82
101	ВЛ 110 кВ Великорецкая -Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2)	110	АС-185/24	8,616	2004	77
102	ВЛ 110 кВ Великорецкая -Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3)	110	АС-240/32	10,238	2018	100
103	ВЛ 35 кВ Л.Адоринская-1	35	АС-70/11	13,3	1980	97
104	ВЛ 35 кВ Л.Адоринская-2	35	АС-70/11	13,3	1980	96
105	ВЛ 35 кВ Л.Алольская-1	35	АС-50/8	23,2	1975	91
106	ВЛ 35 кВ Л.Алольская-2	35	АС-120/19	24,7	1989	97
107	ВЛ 35 кВ Л.Алексеевская-2	35	АС-120/19, АС-70/11, АС-95/16	9,486	1992	71
108	ВЛ 35 кВ Л.Борковская-1	35	АС-95/16	20,855	1969	95
109	ВЛ 35 кВ Л.Борковская-2	35	АС-95/16	19,199	1969	81
110	ВЛ 35 кВ Л.Бояриновская-1	35	АС-50/8	25,7	1971	94
111	ВЛ 35 кВ Л.Бояриновская-2	35	АС-70/11	16,95	1985	91
112	ВЛ 35 кВ Л.Бояриновсая-3	35	АС-70/11	22,4	1985	94
113	ВЛ35 кВ Л.Велейская-1	35	АС-70/11	25,3	1969	81
114	ВЛ 35 кВ Л.Владимирская-1	35	АС-95/16	5,194	1995	82
115	ВЛ 35 кВ Л.Владимирская-2	35	АС-95/16	5,174	1995	100
116	ВЛ 35 кВ Л. Вехновская-1	35	АС-70/11	21	1967	99
117	ВЛ 35 кВ Л.Вышегородская-1	35	АС-50/8	20,1	1968	82
118	ВЛ 35 кВ Л.Губановская-1	35	АС-50/8, АС-70/11	15,405	1980	99
119	ВЛ 35 кВ Л.Губановская-2	35	АС-70/11	27,169	1989	87
120	ВЛ 35 кВ Л.Губановская-3	35	АС-70/11	17,185	1982	100
121	ВЛ 35 кВ Л.Губановская-4	35	АС-70/11	18,293	1980	93
122	ВЛ 35 кВ Л.Дубравская-1	35	АС-50/8	3,666	1980	100
123	ВЛ 35 кВ Л.Должицкая-1	35	АС-50/8	18,602	1974	92
124	ВЛ 35 кВ Л.Должицкая-2	35	АС-50/8, АС-70/11	26,546	1973	82
125	ВЛ 35 кВ Л.Жавровская-1	35	АС-70/11	14,664	1977	82
126	ВЛ 35 кВ Л.Жавровская-2	35	АС-70/11	28,271	1976	86
127	ВЛ 35 кВ Л.Ждановская-1	35	АС-50/8	18,15	1981	69
128	ВЛ 35 кВ Л.Ждановская-2	35	АС-50/8, АС-70/11	36,187	1987	75
129	ВЛ 35 кВ Л.Жадрицкая-1	35	АС-50/8	14	1977	82
130	ВЛ 35 кВ Л.Жадрицкая-2	35	АС-70/11	21,065	1984	78
131	ВЛ 35 кВ Л.Заплюсская-3	35	АС-95/16	14,8	1973	93
132	ВЛ 35 кВ Л.Каленидовская-1	35	АС-120/19, АС-70/11, АС-95/16	27,6	1971	100
133	ВЛ 35 кВ Л.Каленидовская-2	35	АС-70/11	17,4	1986	87
134	ВЛ 35 кВ Л.Каськовская-1	35	АС-70/11	21,225	1984	95
135	ВЛ 35 кВ Л.Качановская-2	35	АС-50/8, АС-70/11	10,75	1976	74
136	ВЛ 35 кВ Л.Кр.Лученская-1	35	АС-120/19	16,2	1969	97
137	ВЛ 35 кВ Л.Криухинская-1	35	АС-50/8	25,4	1975	78
138	ВЛ 35 кВ Л.Лавровская-1	35	АС-50/8	9,783	1975	74
139	ВЛ 35 кВ Л.Лавровская-2	35	АС-50/8, АС-70/11	16,386	1977	75
140	ВЛ 35 кВ Л.Леховская-1	35	АС-120/19, АС-70/11, АС-95/16	31,624	1974	90
141	ВЛ 35 кВ Л.Максютинская-1	35	АС-70/11, АС-95/16	19,167	1959	78
142	ВЛ 35 кВ Л.Назимовская-1	35	АС-70/11	16,308	1978	61
143	ВЛ 35 кВ Л.Назимовская-2	35	АС-50/8	16,783	1980	93
144	ВЛ 35 кВ Л.Новоржевская-1	35	АС-70/11	9,6	1967	82
145	ВЛ 35 кВ Л.Новоржевская-2	35	АС-50/8	36	1967	86
146	ВЛ 35 кВ Л.Оснюговская-1	35	АС-70/11	32,227	1980	84
147	ВЛ 35 кВ Л.Павская-1	35	АС-50/8	32,65	1969	87
148	ВЛ 35 кВ Л.Павская-2	35	АС-50/8	15,609	1969	91
149	ВЛ 35 кВ Л.Павская-3	35	АС-70/11	18,24	1979	82
150	ВЛ 35 кВ Л.Платишинская-1	35	АС-50/8	13,4	1982	82
151	ВЛ 35 кВ Л.Палкинская-1	35	АС-50/8, АС-70/11	23,604	1973	86
152	ВЛ 35 кВ Л.Палкинская-2	35	АС-95/16	13,336	1978	69
153	ВЛ 35 кВ Л.Панкратовская-1	35	АС-70/11	18,17	1980	100
154	ВЛ 35 кВ Л.Полистовская-1	35	АС-50/8	27	1981	99
155	ВЛ 35 кВ Л.Пореченская-2	35	АС-95/16	16,723	1973	96
156	ВЛ 35 кВ Л.Ротовская#-1	35	АС-50/8	23,2	1974	75
157	ВЛ 35 кВ Л.Ратьковская-1	35	АС-120/19, АС-70/11, АС-95/16	33	1969	97
158	ВЛ 35 кВ Л.Ратьковская-2	35	АС-70/11	15,9	1979	82
159	ВЛ 35 кВ Л.Себежская-1	35	АС-70/11	33,32	1977	100
160	ВЛ 35 кВ Л.Себежская-3	35	АС-70/11	13,1	1978	78
161	ВЛ 35 кВ Л.Сев. Устье-1	35	АС-50/8	24,9	1977	82
162	ВЛ 35 кВ Л.Смуравьевская-2	35	АС-70/11	11,4	1973	74
163	ВЛ 35 кВ Л.Саноторная-1	35	АС-70/11	7,242	1991	87
164	ВЛ 35 кВ Л.Сергейцевская-1	35	АС-70/11	10,7	1983	93
165	ВЛ 35 кВ Л.Сушинская-1	35	АС-50/8	17,964	1974	100
166	ВЛ 35 кВ Л.Сушинская-2	35	АС-70/11	13,925	1980	88
167	ВЛ 35 кВ Л.Сушинская-3	35	АС-50/8	14,722	1974	90
168	ВЛ 35 кВ Л.Талецкая-1	35	АС-70/11	20,341	1971	93
169	ВЛ 35 кВ Л.Талецкая-2	35	АС-50/8, АС-70/11	9,766	1971	86
170	ВЛ 35 кВ Л.Талецкая-3	35	АС-70/11	20,559	1979	92
171	ВЛ 35 кВ Л.Творожковская-1	35	АС-50/8	29,598	1972	87
172	ВЛ 35 кВ Л.Тинейская-1	35	АС-50/8, АС-70/11	25,24	1971	87
173	ВЛ 35 кВ Л.Тинейская-2	35	АС-70/11	24,6	1979	85
174	ВЛ 35 кВ Л.Туриченская-1	35	АС-70/11	23,805	1970	81
175	ВЛ 35 кВ Л.Туриченская-2	35	АС-70/11	14,128	1970	98
176	ВЛ 35 кВ Л.Усвятская-1	35	АС-50/8	20,43	1970	81
177	ВЛ 35 кВ Л.Усвятская-2	35	АС-50/8	28,62	1979	94
178	ВЛ 35 кВ Л.Усвятская-3	35	АС-50/8	17,775	1970	91
179	ВЛ 35 кВ Л.Усмынская-1	35	АС-50/8	19,625	1970	94
180	ВЛ 35 кВ Л.Усмынская-2	35	АС-50/8	13,704	1970	93
181	ВЛ 35 кВ Л.Усть-Долысская-1	35	АС-120/19, АС-70/11, АС-95/16	21,564	1970	100
182	ВЛ 35 кВ Л.Усть-Долысская-2	35	АС-70/11	34,1	1978	81
183	ВЛ 35 кВ Л.Фестивальная-1	35	АС-120/19, АС-70/11	12,117	1969	93
184	ВЛ 35 кВ Л.Фестивальная-2	35	АС-120/19, АС-70/11	12,117	1969	99
185	ВЛ 35 кВ Л.Фестивальная-3	35	АС-95/16	16,507	1978	88
186	ВЛ 35 кВ Л.Хотованская-1	35	АС-70/11	16,35	1981	88
187	ВЛ 35 кВ Л.Хотованская-2	35	АС-70/11	21,51	1982	100
188	ВЛ 35 кВ Л.Черневская-1	35	АС-50/8	26,709	1975	93
189	ВЛ 35 кВ Л.Черневская-2	35	АС-70/11	43,2	1979	68
190	ВЛ 35 кВ Л.Чудская-1	35	АС-70/11	6,696	1989	93
191	ВЛ 35 кВ Л.Чудская-2	35	АС-70/11	6,75	1989	93
192	ВЛ 35 кВ Л.Шильская-2	35	АС-70/11	9,4	1968	75
193	ВЛ 35 кВ Л.Юбилейная-1	35	АС-95/16	4,201	1975	93
194	ВЛ 35 кВ Л.Юбилейная-2	35	АС-95/16	17,308	1974	69

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

Результаты
расчета текущих электроэнергетических режимов системы электроснабжения Псковской области

Рисунок 1. Нормальный режим работы. Режим зимних максимальных нагрузок при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 2. Аварийное отключение АТ-2 ПС 330 кВ Новосокольники в нормальной схеме. Режим зимних максимальных нагрузок при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 3. Аварийное отключение АТ-2 ПС 330 кВ Новосокольники в нормальной схеме. Выполнение схемно-режимных мероприятий по переводу нагрузки ПС 110 кВ Великие Луки (ПС 70), ПС 110 кВ Суханово (ПС 352), ПС 110 кВ Кунья (ПС 139) и ПС 110 кВ Пустыньки (ПС 204) на питание от энергосистемы Тверской области. Режим зимних максимальных нагрузок при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 4. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 300 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков. Режим зимних максимальных нагрузок при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 5. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 300 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков. Действие АОПО на ПС 330 кВ Псков. Режим зимних максимальных нагрузок при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 6. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 470 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта ВЛ 110 кВ Великорецкая -Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2). Режим зимних максимальных нагрузок при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 7. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 470 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2). Действие АОПО ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3). Режим зимних максимальных нагрузок при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 8. Аварийное отключение АТ-1(2) ПС 330 кВ Новосокольники в период ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Новосокольники. Режим зимних максимальных нагрузок при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 9. Аварийное отключение АТ-1(2) ПС 330 кВ Новосокольники в период ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Новосокольники. Работа АОСН в Южном энергоузле. Режим зимних максимальных нагрузок при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 10. Нормальный режим работы. Режим летних максимальных нагрузок при температуре окружающего воздуха +18°С.

Рисунок 11. Аварийное отключение АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков в период совместного ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков и ВЛ 110 кВ Великорецкая -Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье(Л.Южная-3). Режим летних максимальных нагрузок при температуре окружающего воздуха +18°С.

Рисунок 12. Аварийное отключение АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков в период совместного ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков и ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3). Действие АОПО ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2). Режим летних максимальных нагрузок при температуре окружающего воздуха +18°С.

Рисунок 13. Нормальный режим работы. Режим летних минимальных нагрузок при температуре окружающего воздуха +18°С.

Рисунок 14. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Старорусская в период ремонта Р-3 ПС 330 кВ Новосокольники. Режим летних минимальных нагрузок при температуре окружающего воздуха +18°С.

Рисунок 15. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Старорусская в период ремонта Р-3 ПС 330 кВ Новосокольники. Вывод в резерв ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Новосокольники. Режим летних минимальных нагрузок при температуре окружающего воздуха +18°С.

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

Результаты
расчета перспективных электроэнергетических режимов системы электроснабжения Псковской области до 2026 г.

Рисунок 1. Нормальный режим работы. Режим зимних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 2. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков в схеме ремонта АТ-1 ПС 330 кВ Псков. Режим зимних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 3. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков в схеме ремонта АТ-1 ПС 330 кВ Псков. Действие АОПО АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков. Режим зимних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 4. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 450 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта ВЛ 110 кВ Великорецкая -Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3). Режим зимних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 5. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 450 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта ВЛ 110 кВ Великорецкая -Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3). Действие АОПО на ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283). Режим зимних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 6. Нормальный режим работы. Режим летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +30°С.

Рисунок 7. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков в схеме ремонта АТ-1 ПС 330 кВ Псков. Режим летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +30°С.

Рисунок 8. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков в схеме ремонта АТ-1 ПС 330 кВ Псков. Действие АОПО АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков. Режим летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +30°С.

Рисунок 9. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 450 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта ВЛ 110 кВ Великорецкая -Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3). Режим летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +30°С.

Рисунок 10. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 450 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта ВЛ 110 кВ Великорецкая -Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3). Действие АОПО на ПС 110 кВ Завеличье (ПС 283). Режим летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +30°С.

Рисунок 11. Нормальный режим работы. Режим летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С.

Рисунок 12. Аварийное отключение АТ-1 ПС 330 кВ Новосокольники в схеме двойного ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Новосокольники и ВЛ 110 кВ Опочка - Идрица (Л.Идрицкая-2). Работа АОСН в Южном энергоузле. Режим летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С.

Рисунок 13. Аварийное отключение АТ-1 ПС 330 кВ Новосокольники в схеме двойного ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Новосокольники и ВЛ 110 кВ Опочка - Идрица (Л.Идрицкая-2). Работа АОСН в Южном энергоузле. Режим летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С.

Рисунок 14. Аварийное отключение АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков в период совместного ремонта АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков и ВЛ 110 кВ Великорецкая -Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3). Режим летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С.

Рисунок 14.1. Аварийное отключение АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков в период совместного ремонта АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков и ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3). Работа АОПО ВЛ 110 кВ Великорецкая -Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2). Режим летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С.

Рисунок 15. Нормальный режим работы. Режим летних минимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С.

Рисунок 16. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Старорусская в схеме двойного ремонта Р-3 ПС 330 кВ Новосокольники и АТ-1(2) ПС 330 кВ Великорецкая. Режим летних минимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С.

Рисунок 17. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Старорусская в схеме двойного ремонта Р-3 ПС 330 кВ Новосокольники и АТ-1(2) ПС 330 кВ Великорецкая. Вывод в резерв ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Новосокольники. Режим летних минимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С.

Рисунок 18. Аварийное отключение АТ-2 ПС 330 кВ Новосокольники в нормальной схеме. Режим зимних максимальных нагрузок 2022 г. при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 19. Аварийное отключение АТ-2 ПС 330 кВ Новосокольники в нормальной схеме. Выполнение схемно-режимных мероприятий по переводу нагрузки ПС 110 кВ Великие Луки (ПС 70), ПС 110 кВ Суханово (ПС 352), ПС 110 кВ Кунья (ПС 139) и ПС 110 кВ Пустыньки (ПС 204) на питание от ЭС Тверской области. Режим зимних максимальных нагрузок 2022 г. при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 20. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 300 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков. Режим зимних максимальных нагрузок 2022 г. при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 21. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 300 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков. Действие АОПО на ПС 330 кВ Псков. Режим зимних максимальных нагрузок 2022 г. при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 22. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 470 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта ВЛ 110 кВ Великорецкая -Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2). Режим зимних максимальных нагрузок 2022 г. при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 23. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков с доаварийным перетоком 470 МВт (в сторону ПС 330 кВ Великорецкая) в период ремонта ВЛ 110 кВ Великорецкая -Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2). Действие АОПО ВЛ 110 кВ Великорецкая -Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3). Режим зимних максимальных нагрузок 2022 г. при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 24. Аварийное отключение АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков в период совместного ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков и ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3). Режим летних максимальных нагрузок 2022 г. при температуре окружающего воздуха +18°С.

Рисунок 25. Аварийное отключение АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков в период совместного ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков и ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3). Действие АОПО ВЛ 110 кВ Великорецкая -Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2). Режим летних максимальных нагрузок 2022 г. при температуре окружающего воздуха +18°С.

Рисунок 26. Аварийное отключение АТ-1(2) ПС 330 кВ Новосокольники в период ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Новосокольники. Режим зимних максимальных нагрузок 2022 г. при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 27. Аварийное отключение АТ-1(2) ПС 330 кВ Новосокольники в период ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Новосокольники. Работа АОСН в Южном энергоузле. Режим зимних максимальных нагрузок 2022 г. при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 28. Аварийное отключение АТ-1 ПС 330 кВ Новосокольники в схеме ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Новосокольники. Режим зимних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 29. Аварийное отключение АТ-1 ПС 330 кВ Новосокольники в схеме ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Новосокольники. Действие АОСН в Южном энергоузле. Режим зимних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха -25°С.

Рисунок 30. Аварийное отключение АТ-1(2) ПС 330 кВ Новосокольники. Режим зимних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха -25°С (умеренно-оптимистический вариант).

Рисунок 31. Аварийное отключение АТ-1(2) ПС 330 кВ Новосокольники. Выполнение схемно-режимных мероприятий по переводу части нагрузок Юного энергоузла на питание от ЭС Тверской области. Режим зимних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха -25°С (умеренно оптимистический вариант).

Рисунок 32. Аварийное отключение АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков в период совместного ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков и ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3). Режим летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С (умеренно оптимистический вариант).

Рисунок 33. Аварийное отключение АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков в период совместного ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Псков и ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3). Действие АОПО ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 1 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-2). Режим летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С (умеренно оптимистический вариант).

Рисунок 34. Аварийное отключение АТ-1 ПС 330 кВ Новосокольники в схеме двойного ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Новосокольники и ВЛ 110 кВ Опочка - Идрица (Л.Идрицкая-2). Режим летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С (умеренно оптимистический вариант).

Рисунок 35. Аварийное отключение АТ-1 ПС 330 кВ Новосокольники в схеме двойного ремонта АТ-2 ПС 330 кВ Новосокольники и ВЛ 110 кВ Опочка - Идрица (Л.Идрицкая-2). Действие АОСН в Южном энергоузле. Режим летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С (умеренно оптимистический вариант).

Рисунок 36. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Старорусская в схеме двойного ремонта Р-3 ПС 330 кВ Новосокольники и АТ-1(2) ПС 330 кВ Великорецкая. Режим летних минимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С (умеренно оптимистический вариант).

Рисунок 37. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Старорусская в схеме двойного ремонта Р-3 ПС 330 кВ Новосокольники и АТ-1(2) ПС 330 кВ Великорецкая. Вывод в резерв ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Новосокольники. Режим летних минимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +18°С (умеренно оптимистический вариант).

Рисунок 38. Аварийное отключение АТ-1(2) ПС 330 кВ Новосокольники в период ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Новосокольники. Режим зимних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха -25°С (умеренно оптимистический вариант).

Рисунок 39. Аварийное отключение АТ-1(2) ПС 330 кВ Новосокольники в период ремонта АТ-2(1) ПС 330 кВ Новосокольники. Работа АОСН в Южном энергоузле. Режим зимних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха -25°С (умеренно оптимистический вариант).

Рисунок 40. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков в период ремонта АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков. Режим зимних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха -25°С (умеренно оптимистический вариант).

Рисунок 41. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков в период ремонта АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков. Действие АОПО АТ-1(2) ПС 330 кВ Псков. Режим зимних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха -25°С (умеренно оптимистический вариант).

Рисунок 42. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков в период ремонта ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3). Режим летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +30°С (умеренно оптимистический вариант).

Рисунок 43. Аварийное отключение ВЛ 330 кВ Великорецкая - Псков в период ремонта ВЛ 110 кВ Великорецкая - Завеличье N 2 с отпайкой на ПС Заболотье (Л.Южная-3). Действие АОПО Л.Южная-3. Режим летних максимальных нагрузок 2026 г. при температуре окружающего воздуха +30°С (умеренно оптимистический вариант).

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

Карты-схемы
электростанций и электрических сетей напряжением 35 кВ и выше Псковской области

Базовый вариант развития

Умеренно оптимистический вариант развития