Распоряжение Главы Республики Калмыкия от 20 декабря 2022 г. N 418-рг Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Калмыкия на 2023 - 2027 годы

Распоряжение Главы Республики Калмыкия от 20 декабря 2022 г. N 418-рг

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

1. Утвердить прилагаемую Схему и программу развития электроэнергетики Республики Калмыкия на 2023 - 2027 годы.

2. Признать утратившим силу с 1 января 2023 года распоряжение Главы Республики Калмыкия от 6 декабря 2021 г. N 365-рг.

Глава Республики Калмыкия

Б. Хасиков

г. Элиста
20 декабря 2022 г.
N 418-рг

Утверждены
распоряжением Главы
Республики Калмыкия
от 20 декабря 2022 года N 418-рг

Схема и программа
развития электроэнергетики Республики Калмыкия на период 2023 - 2027 годы

I. Общая характеристика Республики Калмыкия

Республика Калмыкия расположена в зонах степей, полупустынь и пустынь и занимает территорию с общей площадью 74,7 тыс. кв. км. Республика находится на юго-востоке европейской части Российской Федерации. На западе республика граничит с Ростовской областью, на севере и северо-западе - с Волгоградской областью, на востоке - с Астраханской областью, на юге - с Республикой Дагестан и на юго-западе - со Ставропольским краем. Протяженность территории республики с севера на юг - 458 км, а с запада на восток - 423 км. Господствующим типом рельефа республики, занимающим большую часть ее территории, являются равнины.

В систему административно-территориального устройства Республики Калмыкия входит 127 муниципальных образований, в том числе 1 городской округ, 13 муниципальных районов, 2 городских поселения, 111 сельских поселений. Административным центром, столицей республики является город Элиста.

Общая численность населения Республики Калмыкия по состоянию на 1 января 2022 года составляет 267,756 тыс. чел. Численность населения Республики Калмыкия имеет тенденцию к снижению. Динамика численности населения Республики Калмыкия в период 2016 - 2021 годов представлена в таблице 1.1 и на рисунке 1.2.

Динамика
численности населения Республика Калмыкия в период 2016 - 2021 годов.

Таблица 1.1

N п/п	Численность населения	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
1	Все население, тыс. чел.	278,8	277,8	275,4	272,6	271,1	270,0
2	Городское население, тыс. чел.	126,0	125,8	125,0	124,2	124,4	124,6
3	Сельское население, тыс. чел.	152,8	152,0	150,4	148,4	146,7	145,4
4	Прирост населения за год, %	-0,64	-0,36	-0,86	-1,02	-0,55	-0,41

Рисунок 1.2. Изменение численности населения Республики Калмыкия в 2016 - 2021 годах

Территорию Республики Калмыкия можно поделить на три географические зоны: центральную, западную и восточную.

В центральной зоне проживает большая часть населения республики (64,5%), в том числе 57,8% - городского и 42,2% - сельского населения от общей численности населения этого района. В центральной зоне расположена столица республики - город Элиста. Площадь зоны составляет примерно 40% от площади республики. Данная зона отличается наиболее высокой водообеспеченностью, здесь развито богарное и орошаемое земледелие, рисоводство, скотоводство.

Западная зона отличается наиболее высокой плотностью сельского населения, короткими расстояниями между населенными пунктами и наиболее высокой плотностью автомобильных дорог общего пользования. Центром зоны является город Городовиковск. В западной зоне развито богарное земледелие, мясное и молочное скотоводство.

Восточная зона занимает самую большую территорию (45,17%), однако характеризуется самой низкой плотностью населения и сети населенных пунктов. Помимо этого, в восточной зоне наиболее низкая водообеспеченность, сложные климатические и инженерно-геологические условия. Большую площадь занимают особо охраняемые природные территории. Центром зоны является город Лагань.

В республике преобладают пастбищное скотоводство, рыбоводство. Здесь сосредоточены основные запасы углеводородного сырья.

Средняя плотность населения в Республике Калмыкия на 2022 год составляет 3,58 чел. на кв. км.

Несмотря на выгодное географическое положение, транспортный комплекс Республики Калмыкия играет незначительную роль в работе транспортного комплекса Южного федерального округа. Основу транспортного каркаса Республики составляют две магистральные дороги федерального значения: Астрахань - Элиста и Волгоград - Ставрополь, по которым проходит транзитный поток из Северного Кавказа в Поволжье.

Республика располагает ресурсами полезных ископаемых: нефть, газ, поваренная соль, разнообразные строительные материалы. Остаются необследованными районы залегания ураноносных майкопских глин.

На территории Республики Калмыкия числится 40 месторождений углеводородного сырья, в том числе 19 нефтяных, 10 газовых, 6 нефтегазовых и 5 нефтегазоконденсатных.

Природно-экологические и ландшафтные особенности Республики Калмыкия предопределяют базовые черты ее хозяйственной специализации, структуру региональной экономики, доминанту в ней аграрного кластера и, в первую очередь, экстенсивного животноводства и овцеводческой направленности. По производству шерсти и поголовью овец и коз Республика Калмыкия занимает второе место в стране.

Ведущая отрасль сельского хозяйства - животноводство (преимущественно тонкорунное овцеводство и мясное скотоводство, свиноводство и коневодство).

В структуре промышленного производства наибольшую долю занимает раздел D "Обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха", раздел B "Добыча полезных ископаемых", раздел E "Водоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений", раздел C "Обрабатывающие производства".

Республика Калмыкия обладает значительным туристским потенциалом, который складывается из историко-культурного и природного наследия калмыцкого народа, древних национальных традиций, народных промыслов. Всё это способствует развитию таких видов туризма как культурно-познавательный, конфессионально-ознакомительный (в том числе религиозный), экологический, конный, экстремальный и другие. Особенным спросом пользуются охота, рыбалка и однодневные экскурсии.

Объем валового регионального продукта (ВРП) Республики Калмыкия за 2020 год составил в основных ценах 93,325 млрд. рублей.

При этом в структуре ВРП по видам экономической деятельности в денежном выражении наибольшую долю составляют: сельское, лесное хозяйство, охота, рыболовство и рыбоводство - 21,1%, транспортировка и хранение - 23,9%; государственное управление и обеспечение военной безопасности; социальное обеспечение - 15,6%; деятельность в области здравоохранения и социальных услуг - 7,4%; строительство - 6,1%.

Структура ВРП по видам экономической деятельности по Республике Калмыкия за 2017 - 2020 годы представлена в таблице 1.2.

Структура ВРП
по видам экономической деятельности Республики Калмыкия в период 2017 - 2020 годов (в текущих основных ценах; млн. рублей) ¹

Таблица 1.2

Отрасли экономики	2017 год		2018 год		2019 год		2020 год
Сельское, лесное хозяйство, охота, рыболовство и рыбоводство	20095,1	25,1	19083,0	22,2	20065,0	22,6	19720,2	21,1
Добыча полезных ископаемых	765,0	1,0	926,2	1,1	1116,8	1,3	744,9	0,8
Обрабатывающие производства	566,4	0,7	508,2	0,6	706,0	0,8	731,0	0,8
Обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха	584,1	0,7	805,9	0,9	812,9	0,9	1045,6	1,1
Водоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизация отходов, деятельность по ликвидации загрязнений	213,8	0,3	243,0	0,3	277,1	0,3	327,6	0,4
Строительство	4799,5	6,0	6314,9	7,3	6154,5	6,9	5703,8	6,1
Торговля оптовая и розничная; ремонт автотранспортных средств и мотоциклов	3877,5	4,8	4146,3	4,8	4591,0	5,2	4633,0	5,0
Транспортировка и хранение	20409,6	25,5	21819,5	25,3	21457,9	24,1	22297,7	23,9
Деятельность гостиниц и предприятий общественного питания	174,3	0,2	254,3	0,3	235,2	0,3	183,4	0,2
Деятельность в области информации и связи	1280,9	1,6	1639,6	1,9	1730,7	1,9	1818,7	1,9
Деятельность финансовая и страховая	51,7	0,1	107,4	0,1	77,0	0,1	55,8	0,1
Деятельность по операциям с недвижимым имуществом	5125,8	6,4	5194,1	6,0	5313,7	6,0	5617,8	6,0
Деятельность профессиональная, научная и техническая	788,8	1,0	783,6	0,9	592,6	0,7	948,5	1,0
Деятельность административная и сопутствующие дополнительные услуги	654,5	0,8	974,9	1,1	1337,5	1,5	2292,4	2,5
Государственное управление и обеспечение военной безопасности; социальное обеспечение	12667,0	15,8	13496,5	15,7	13995,4	15,7	14530,7	15,6
Образование	3774,7	4,7	4343,6	5,0	4566,6	5,1	4791,2	5,1
Деятельность в области здравоохранения и социальных услуг	3454,0	4,3	4541,1	5,3	4816,1	5,4	6888,0	7,4
Деятельность в области культуры, спорта, организации досуга и развлечений	765,5	1,0	840,9	1,0	927,7	1,0	856,8	0,9
Предоставление прочих видов услуг	78,7	0,1	84,3	0,1	175,3	0,2	138,1	0,1
Деятельность домашних хозяйств как работодателей	-	-	-	-	-	-	-	-
ВРП в основных ценах, всего	80126,9	100,0	86107,1	100,0	88949,0	100,0	93325,1	100,0

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

¹ Источник: Управление Федеральной службы государственной статистики по Астраханской области и Республике Калмыкия. https://astrastat.gks.ru/folder/139380

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

II. Анализ существующего состояния электроэнергетики Республики Калмыкия за прошедший пятилетний период

2.1. Характеристика энергосистемы Республики Калмыкия, в том числе информация по генерирующим, электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим электроснабжение потребителей на территории Республики Калмыкия.

Энергосистема Республики Калмыкия входит в состав ОЭС Юга и осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Республики Калмыкия.

В энергосистеме Республики Калмыкия действуют электрические сети напряжением 220-110-35-10-0,4 кВ.

В настоящее время на территории Республики Калмыкия находится в эксплуатации более двух тысяч километров воздушных линий напряжением 110-220 кВ.

Диспетчерское управление функционированием энергосистемы Республики Калмыкия осуществляется диспетчерским центром - Филиалом АО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистем Ростовской области и Республики Калмыкия" (Ростовское РДУ).

Вышестоящим диспетчерским центром по отношению к Филиалу АО "СО ЕЭС" Ростовское РДУ является Филиал АО "СО ЕЭС" ОДУ Юга.

Производство электроэнергии на территории Республики Калмыкия осуществляется на Элистинской ГТ ТЭЦ, Салынской ВЭС, Целинской ВЭС, Юстинской ВЭС, Приютненской ВЭС, Малодербетовской СЭС, Яшкульской СЭС, Аршанской СЭС.

Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы Республики Калмыкия по состоянию на 01 января 2022 года составляет 433,5 МВт.

Максимум потребления мощности энергосистемы Республики Калмыкия в 2021 году составил 143 МВт.

По данным Региональной службы по тарифам Республики Калмыкия, в таблице 2.1.1 представлен перечень территориальных сетевых организаций и сбытовых организаций, осуществляющих регулируемую деятельность на территории Республики Калмыкия, по состоянию на 01 января 2022 года.

Перечень территориальных сетевых организаций и сбытовых организаций, осуществляющих регулируемую деятельность на территории Республики Калмыкия, по состоянию на 01 января 2022 года

Таблица 2.1.1

N п/п	Наименование организации
Перечень территориальных сетевых организаций на территории Республики Калмыкия
1	Филиал ПАО "Россети Юг" - "Калмэнерго"
Перечень сбытовых организаций на территории Республики Калмыкия
2	Филиал ПАО "Россети Юг" - "Калмэнерго" (на территории Республики Калмыкия (с августа 2021 г. и г. Элиста)
3	ООО "МагнитЭнерго" (ЗАО "Тандер")
4	ООО "Транснефтьэнерго" (АО "КТК-Р")
5	ООО "ПрофСервисТрейд" (АО "ПБК" и ООО "Лукойл-Энергосервис")

2.2. Отчётная динамика потребления электроэнергии в Республике Калмыкия за последние 5 лет.

За 2017 - 2021 годы потребление электроэнергии в Республике Калмыкия увеличилось на 37,67% или с 620,3 млн кВтч до 854,0 млн кВтч. Среднегодовые темпы прироста за анализируемый период составили 8,7%, при этом с 2019 года по 2020 год наблюдается снижение потребления электроэнергии, а в 2021 году - его рост на 16,3%. Максимальное значение годового прироста приходится на 2018 год (на 23,1%). Динамика потребления электроэнергии в Республике Калмыкия в 2017 - 2021 годах представлена в таблице 2.2.1 и на рисунке 2.2.1.

Информация по потреблению электроэнергии Республики Калмыкия предоставлена Филиалом АО "СО ЕЭС" Ростовское РДУ.

Динамика потребления электроэнергии Республики Калмыкия в 2017 - 2021 годах

Таблица 2.2.1

Показатель	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
Электропотребление, млн кВт·ч	620,3	763,6	782,0	734,0	854,0
Темп роста, %	15,7	23,1	2,4	-6,1	16,3

Рисунок 2.2.1. Динамика потребления электроэнергии Республики Калмыкия в 2017 - 2021 годах

2.3. Структура электропотребления по основным группам потребителей Республики Калмыкия за последние 5 лет.

Динамика структуры электропотребления по видам экономической деятельности Республики Калмыкия за отчетный период в соответствии с данными Росстата приведена в таблице 2.3.1.

Динамика структуры электропотребления по видам экономической деятельности Республики Калмыкия ² в период 2017-2021 годов, млн. кВт/ч.

Таблица 2.3.1

N	Сфера потребления	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
1	Промышленное производство (добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды)	53,6	52,0	60,2	50	46,7
2	Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	12,6	12,5	13,1	14,6	22,5
3	Строительство	8,7	8,5	7,8	5,7	5,3
4	Оптовая и розничная торговля	31,5	31,9	32,6	27,4	28,7
5	Транспорт и связь/транспортировка и хранение	24,6	24,5	25,0	237,8	292,4
6	деятельность в области информации и связи	11,9	10,8	10,6	12,3	15,8
7	Городское и сельское население	169,2	186,5	181,8	193,3	190,9
8	Потери в электросетях	136,3	150,9	185,7	159,6	229,1
9	Другие виды экономической деятельности	56,0	59,9	56,4	31,1	42,6
	Потреблено электроэнергии, всего	504,4	537,4	573,2	731,8	874

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

² По данным Росстата (в соответствии с данными электробаланса на сайте https://www.gks.ru).

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

Основную долю в структуре электропотребления Республики Калмыкия до 2019 года занимало потребление электроэнергии городским и сельским населением (33,5-34,7%), начиная с 2020 года, основную долю электропотребления занимает потребление на транспорт и связь (32,5%-33,4%). Расход электроэнергии на потери в электросетях - второе место в структуре электропотребления Республики Калмыкия (26,2%), далее идет потребление электроэнергии городским и сельским населением (21,8%), далее промышленное производство с долей в 5,34% и другие виды экономической деятельности (4,8%). Остальные виды экономической деятельности составляют незначительную долю в структуре электропотребления и колеблются в диапазоне 0,6-3,28% в зависимости от вида деятельности.

Итоговая структура потребления электроэнергии в Республике Калмыкия по видам экономической деятельности за 2021 год представлена на рисунке 2.3.1.

Рисунок 2.3.1. Структура потребления электроэнергии в Республике Калмыкия по видам экономической деятельности за 2021 год

2.4. Перечень крупных существующих потребителей электрической энергии с указанием максимальной нагрузки и динамики их потребления электрической энергии за последние 5 лет.

На территории энергосистемы Республики Калмыкия в настоящий момент находятся три крупных потребителя (таблицы 2.4.1-2.4.2):

- АО "Каспийский трубопроводный консорциум-Р" (АО "КТК-Р");

- МУП "Элиставодоканал";

- ООО "Евросибойл".

Наибольшую долю в потреблении Республики Калмыкия составляют население и потери сетевых компаний.

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии на территории Республики Калмыкия за период 2017 - 2021 годов

Таблица 2.4.1

N п/п	Наименование потребителя	Годовой объем потребления электрической энергии, млн. кВт.ч
		2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
1	АО "КТК-Р"	118,53	248,65	276,96	221,87	272,99
2	МУП "Элиставодоканал"	10,84	10,02	9,08	10,18	11,28
3	ООО "Евросибойл"	10,96	6,01	5,37	5,22	1,67

Перечень основных крупных потребителей активной мощности на территории Республики Калмыкия за период 2017 - 2021 годов

Таблица 2.4.2

N п/п	Наименование потребителя	Максимальная потребляемая активная мощность, МВт
		2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
1	АО "КТК-Р"	38,8	43,1	43,6	44,0	44
2	МУП "Элиставодоканал"	6,81	6,81	6,81	6,81	6,81
3	ООО "Евросибойл"	1,88	1,88	1,88	1,88	1,875

2.5. Динамика изменения максимума пиковой нагрузки энергосистемы и крупных узлов нагрузки за последние 5 лет

Собственный максимум потребления мощности в энергосистеме Республики Калмыкия в 2021 году составил 143 МВт, что на 11 МВт (или на 8,33%) больше, чем в 2020 году. При этом число часов использования собственного максимума нагрузки в 2021 году составило 5972 ч.

За рассматриваемый отчетный период 2017 - 2021 годов значение собственного максимума потребления мощности Республики Калмыкия возросло на 22 МВт (или на 18,2%). В 2017 году наблюдалось резкое увеличение собственного максимума потребления мощности по сравнению с предыдущим годом в связи с загрузкой нефтеперекачивающих станций АО "КТК-Р".

Динамика изменения собственного максимума потребления мощности и электроэнергии Республики Калмыкия за период 2017 - 2021 годов представлена в таблице 2.5.1.

Динамика изменения собственного максимума потребления мощности и электроэнергии Республики Калмыкия за период 2017 - 2021 годов

Таблица 2.5.1

N п/п	Показатели	Единицы измерения	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
1	Потребление электроэнергии	Млн. кВт·ч	620,3	763,6	782	734	854
2	Собственный максимум потребления мощности	МВт	121	122	124	132	143
3	Темпы прироста собственного максимума (к предыдущему году)	%	21,00	0,83	1,64	6,45	8,33
4	Число часов использования собственного максимума потребления мощности	час/год	5126	6259	6306	5561	5972

Согласно показателям таблицы 2.5.1, число часов использования максимумов потребления мощности изменялись в широком диапазоне для данной энергосистемы. За рассматриваемый период их величина изменялась в диапазоне 5126 - 5972 ч. Подобный характер изменения числа часов использования максимума потребления мощности определяется добавлением к высокой доле потребления электроэнергии городским и сельским населением Республики Калмыкия, которая является резко переменной и зависимой от изменения температуры наружного воздуха как в сторону отрицательных, так и в сторону положительных значений прироста потребления мощности.

Динамика изменения собственного максимума потребления мощности Республики Калмыкия и числа часов использования нагрузки за период 2017 - 2021 годов представлена на рисунке 2.5.1.

Рисунок 2.5.1. Динамика изменения собственного максимума потребления мощности Республики Калмыкия и числа часов использования нагрузки за период 2017 - 2021 годов.

2.6. Структура установленной электрической мощности на территории Республики Калмыкия.

Установленная мощность действующих электростанций на территории Республики Калмыкия по состоянию на 01 января 2022 года составила 433,5 МВт (рисунок 2.6.1), в том числе: ТЭС - 18,0 МВт (4,15%); ВЭС, СЭС - 415,5 МВт (95,85%). Резкое увеличение доли ВИЭ в течение 2020 года в структуре установленной электрической мощности на территории Республики Калмыкия обусловлено вводом в декабре 2020 года Салынской и Целинской ВЭС мощностью 100,8 МВт каждая и вводом в 2021 году Аршанской СЭС мощностью 78 МВт, ставших крупнейшими объектами генерации в регионе.

Установленная мощность электростанций на территории Республики Калмыкия за период 2017 - 2021 годов увеличилась с 21,4 МВт к концу 2017 года до 433,5 МВт к концу 2021 года.

Структура установленной мощности электростанций на территории Республики Калмыкия за период 2017 - 2021 годов представлена в таблице 2.6.1.

Структура установленной мощности электростанций на территории Республики Калмыкия за период 2017 - 2021 годов

Таблица 2.6.1

N п/п	Типы электростанций	2017 год		2018 год		2019 год		2020 год		2021 год
		МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%
1	ТЭС	18,0	84,1	18,0	84,1	18,0	25,8	18,0	5,0	18,0	4,15
2	ВЭС, СЭС	3,4	15,9	3,4	15,9	51,9	74,2	338,5	95,0	415,5	95,85
3	Всего	21,4	100	21,4	100	69,9	100	356,5	100	433,5	100

Рисунок 2.6.1. Структура установленной мощности электростанций на территории Республики Калмыкия на 01 января 2022 года

2.7. Состав генерирующего оборудования существующих электростанций с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям.

Базовым энергоисточником в Республике Калмыкия является Элистинская ГТ ТЭЦ, установленная мощность которой на 01 января 2022 года составила 18 МВт. В 2020 году в эксплуатацию введены 2 очередь Малодербетовской СЭС установленной мощностью 45 МВт и 3 очередь Яшкульской СЭС установленной мощностью 25 МВт, Салынская и Целинская ВЭС установленной мощностью 100,8 МВт каждая. В 2021 году в эксплуатацию введена Аршанская СЭС мощностью 78 МВт.

Кроме того, в энергосистеме Республики Калмыкия находятся:

1) Приютненская ВЭС в составе двух ветровых агрегатов VENSYS-62 общей мощностью 2,4 МВт (п. Песчаный, Приютненский район);

2) Юстинская ВЭС в составе 25 ветровых агрегатов А600.ПЧ общей мощностью 15 МВт.

Состав существующих электростанций и блок-станций на территории Республики Калмыкия с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям по состоянию на 01 января 2022 года представлен в таблице 2.7.1.

Состав существующих электростанций и блок-станций на территории Республики Калмыкия с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям по состоянию на 1 января 2022 года

Таблица 2.7.1

N п/п	Объект генерации	Место расположения	Ст. N	Тип турбины (инвертор 3)	Установленная электрическая мощность, МВт	Установленная тепловая мощность турбин 4 Гкал/ч
1	2	3	4	5	6	7
АО "ГТ Энерго"
1	Элистинская ГТ ТЭЦ	г. Элиста	всего		18	80
1.1			1	ГТ-009М	9	40
1.2			2	ГТ-009М	9	40
ПАО "Фортум"
2	Салынская ВЭС	Целинный район	всего	Vestas V126-4,2 MW	100,8 (244,2)	-
2.1	Салынская ВЭС. Второй этап строительства ВЭУ N 1, 2, 3, 4, 5, 10, третий этап строительства ВЭУ N 6, 7, 8, 9, 15, 16, код ГТП GVIE0630		1,2,3,4,5,10, 6,7,8,9,15,16		50,4 (4.2*12)	-
2.2	Салынская ВЭС. Четвертый этап строительства ВЭУ N 11, 12, 13, 17, 18, 20, 21, 22, код ГТП GVIE0639		11,12,13,17,18,20,21, 22		33,6 (4.2*8)	-
2.3	Пятый этап строительства ВЭУ N 14, 19, 23, 24, код ГТП GVIE0634		14,19,23,24		16,8 (4,2*4)	-
3	Целинская ВЭС	Целинный район	всего	Vestas V126-4,2 MW	100,8 (244,2)	-
3.1	Целинская ВЭС. Второй этап строительства ВЭУ N 1, 2, 3, 4, 5, 6, третий этап строительства ВЭУ N 7, 8, 9, 10, 11, 12, код ГТП GVIE0629		1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11, 12		50,4 (12*4.2)	-
3.2	Целинская ВЭС. Четвертый этап строительства ВЭУ N 13, 14, 15, 16, 17, 19, 20, 21, код ГТП GVIE0628		13,14,15,16,17,19,20,21		33,6 (8*4,2)	-
3.3	Целинская ВЭС. Пятый этап строительства ВЭУ N 18, 22, 23, 24, код ГТП GVIE0627		18,22,23,24		16,8 (4,2*4)	-
4	Аршанская СЭС	г. Элиста	всего		78	-
4.1	Аршанская СЭС 115,6 МВт. I пусковой комплекс 78 МВт (1 этап - 18 МВт) Код ГТП GVIE0988		Фотоэлектрический солнечный модуль HVL 325 1500 (42166 шт.)		18	-
4.2	Аршанская СЭС 115,6 МВт. I пусковой комплекс 78 МВт (2 этап - 15 МВт) Код ГТП GVIE0991		Фотоэлектрический солнечный модуль HVL 72 GG 375 BB (23692 шт.)		15	-
4.3	Аршанская СЭС 115,6 МВт. I пусковой комплекс 78 МВт (3 этап - 15 МВт) Код ГТП GVIE0989		Фотоэлектрический солнечный модуль HVL 72 GG 380 BB (51408 шт.)		15	-
4.4	Аршанская СЭС 115,6 МВт. I пусковой комплекс 78 МВт (4 этап - 15 МВт) Код ГТП GVIE0994		Фотоэлектрический солнечный модуль HVL 72 GG 385 BB (63072 шт.)		15	-
4.5	Аршанская СЭС 115,6 МВт. I пусковой комплекс 78 МВт (5 этап - 15 МВт) Код ГТП GVIE0987		Фотоэлектрический солнечный модуль HVL 72 GG 390 BB (29808 шт.)		15	-
ООО "ВЭС "Бриз"
5	Юстинская ВЭС	Юстинский район	1-25	А600.ПЧ	15 (250,6)	-
	ООО "АЛТЭН"
6	Приютненская ВЭС	Приютненский район	1-2	VENSYS-62	2,4 (21,2)	-
ООО "Авелар Солар Технолоджи"
7	Малодербетовская СЭС	Малодербетовский район	всего		60	-
7.1			1 оч	HPHV-1250-CC	15	-
7.2			2 оч	СЭЩ-EP-3125-HA-UD	45	-
8	Яшкульская СЭС	Яшкульский район	всего		58,5	-
8.1			1 оч	HPSP-800CC-360; HPSP-630CC-360	23,5	-
8.2			2 оч	HPSP-800CC-360; HPSP-630CC-360	10	-
8.3			3 оч	СЭЩ-EP-2500-HA-UD; СЭЩ-EP-3125-HA-UD	25	-

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

³ Для солнечных электростанций.

⁴ Указывается для турбоагрегатов.

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

В структуре генерирующих мощностей в энергосистеме Республики Калмыкия доля электростанций ПАО "Фортум" составляет 64,5% (279,6 МВт), ООО "Авелар Солар Технолоджи" - 27,33% (118,5 МВт), АО "ГТ Энерго" - 4,15% (18 МВт), ООО "ВЭС "Бриз" - 3,46% (15 МВт), ООО "АЛТЭН" - 0,55% (2,4 МВт). Структура установленной мощности электростанций по видам собственности на территории Республики Калмыкия в 2021 году представлена на рисунке 2.7.1.

Рисунок 2.7.1. Структура установленной мощности электростанций по видам собственности на территории Республики Калмыкия на 01 января 2022 года

2.8. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Выработка электроэнергии на электростанциях Республики Калмыкия в период 2017 - 2021 годов увеличилась на 786,6 млн.кВтч.

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций на территории Республики Калмыкия в период 2017 - 2021 годов представлена в таблице 2.8.1 и на рисунке 2.8.1.

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций на территории Республики Калмыкия в период 2017 - 2021 годов

Таблица 2.8.1

N п/п	Тип электростанции	2017 год		2018 год		2019 год		2020 год		2021 год
		млн. кВт·ч	%	млн. кВт·ч	%	млн. кВт·ч	%	млн. кВт·ч	%	млн. кВт·ч	%
1	Всего	39,4	100	107,6	100	105,7	100	263,6	100	826	100
2	ТЭС	37,7	95,7	106,1	98,6	102,1	96,6	104,1	39,5	98,3	11,9
3	ВЭС	1,7	4,3	1,5	1,4	2,2	2,1	88,8	33,7	587,6	71,1
4	СЭС	0	0	0	0	1,4	1,3	70,7	26,8		17,0

Рисунок 2.8.1. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций на территории Республики Калмыкия в период 2017 - 2021 годов

Структура выработки электроэнергии на электростанциях Республики Калмыкия с разбивкой по собственникам в период 2017 - 2021 годов представлена в таблице 2.8.2.

Структура выработки электроэнергии на электростанциях Республики Калмыкия с разбивкой по собственникам в период 2017 - 2021 годов

Таблица 2.8.2

N п/п	Наименование электростанции	2017 год		2018 год		2019 год		2020 год		2021 год
		млн кВт·ч	%	млн кВт·ч	%	млн кВт·ч	%	млн кВт·ч	%	млн кВт·ч	%
	Всего	39,4	100	107,6	100	105,7	100	263,6	100	826	100
	АО "ГТ Энерго"	37,7	95,7	106,1	98,6	102,1	96,6	104,1	39,5	98,3	11,9
1	Элистинская ГТ ТЭЦ	37,7	95,7	106,1	98,6	102,1	96,6	104,1	39,5	98,3	11,9
	ПАО "Фортум"	0	0,0	0	0,0	0	0,0	79,5	30,1	556,8	67,4
2	Салынская ВЭС	0	0,0	0	0,0	0	0,0	29,3	11,1	280,5	34,0
3	Целинская ВЭС	0	0,0	0	0,0	0	0,0	50,1	19,0	274,0	33,2
4	Аршанская СЭС	0	0,0	0	0,0	0	0,0	0	0,0	2,3	0,3
	ООО "ВЭС "Бриз"	0	0,0	0	0,0	0	0,0	6,8	2,6	30,7 *	3,7
5	Юстинская ВЭС	0	0,0	0	0,0	0	0,0	6,8	2,6	30,7	3,7
	ООО "АЛТЭН"	1,7	4,3	1,5	1,4	2,2	2,1	2,5	1,0	2,4 *	0,3
6	Приютненская ВЭС	1,7	4,3	1,5	1,4	2,2	2,1	2,5	1,0	2,4	0,3
	ПАО "Россети Юг"	0	0,0	0	0,0	0	0,0	0	0,0	0	0,0
	ООО "Авелар Солар Технолоджи"	0	0,0	0	0,0	1,4	1,3	70,7	26,8	137,8	16,7
7	Малодербетовская СЭС	0	0,0	0	0,0	0,4	0,4	22,2	8,4	67,2	8,1
8	Яшкульская СЭС	0	0,0	0	0,0	1,0	0,9	48,5	18,4	70,6	8,5

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

* - предположительный объем

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

Как показывает анализ динамики изменения структуры выработки электроэнергии по типам электростанций на территории Республика Калмыкия в период 2017 - 2021 годов, в течение ретроспективного периода структура выработки электроэнергии значительно менялась. На ТЭС выработка электроэнергии в рассматриваемый ретроспективный период возросла с 37,7 млн. кВтч (95,7%) (в 2017 году) до 98,3 млн. кВтч (11,9%) (в 2021 году). Данное изменение обусловлено появлением теплофикационной нагрузки на Элистинской ГТ ТЭЦ и, как следствие, повышением ее эффективности. На СЭС выработка электроэнергии в рассматриваемый ретроспективный период возросла с 1,4 млн. кВтч (1,3%) (в 2019 году) - до 140,1 млн. кВтч (17,0%) (в 2021 году). В связи с вводом в эксплуатацию в 2020 году ветряных электростанций доля выработки ВЭС в 2021 году составила 71,1%, что соответствует росту с 88,8 млн. кВтч (33,7%) (в 2020 году) - до 587,6 млн. кВтч (71,1%) (в 2021 году).

Основная доля производства электроэнергии приходится на Элистинскую ГТ ТЭЦ, Салынскую и Целинскую ВЭС, Малодербетовскую и Яшкульскую СЭС.

Выработано электроэнергии на Элистинской ГТ ТЭЦ в 2021 году в объеме 98,3 млн. кВтч -11,9% от суммарного производства электроэнергии в энергосистеме Республики Калмыкия.

Выработка электроэнергии на Салынской и Целинской ВЭС в 2021 году составила 554,5 млн.кВтч - 67,2% от суммарного производства электроэнергии в энергосистеме Республики Калмыкия. Выработка электроэнергии на Малодербетовской и Яшкульской СЭС в 2021 году достигала 137,8 млн. кВтч - 16,7% от суммарного производства электроэнергии в энергосистеме Республики Калмыкия.

2.9. Характеристика балансов электрической энергии и мощности энергосистемы Республики Калмыкия за последние 5 лет

В 2021 году собственная максимальная электрическая нагрузка энергосистемы Республики Калмыкия составила 143 МВт.

В таблице 2.9.1 приведены годовые максимумы электрической нагрузки энергосистемы Республики Калмыкия, дата и время их прохождения на час прохождения годового максимума энергосистемы.

Динамика изменения максимума потребления в Республике Калмыкия, МВт

Таблица 2.9.1

Наименование показателя	2017	2018	2019	2020	2021
Электрическая нагрузка, МВт	121	122	124	132	143
Температура наружного воздуха, град. С	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
Дата и время, дд.мм; чч.мм	29.11. 18:00	18.12. 17:00	28.06. 15:00	16.11. 18:00	22.07. 15:00
Абсолютный прирост максимума нагрузки, МВт	-	1	2	8	11
Среднегодовые темпы прироста, %	-	0,8	1,6	6,4	8,3

Рисунок 2.9.1. Собственная максимальная электрическая нагрузка энергосистемы Республики Калмыкия

Среднегодовой темп роста максимальной нагрузки за рассматриваемый период 2017 - 2021 годов составил 4,3%.

Согласно результатам, представленным в таблице 2.9.1, баланс мощности на час прохождения собственного максимума энергосистемы Республики Калмыкия в период 2017 - 2021 годов складывался с дефицитом. Потребление энергосистемы Республики Калмыкия преимущественно покрывалось за счет перетоков из смежных энергосистем. Профицит мощности на час прохождения собственного максимума наблюдался в 2020 году, что обусловлено вводом больших объемов генерирующих мощностей.

Разрыв между установленной и располагаемой мощностью обуславливается непостоянством ветра и отсутствием солнечной инсоляции в момент прохождения максимума потребления мощности в энергосистеме.

Баланс электроэнергии энергосистемы Республика Калмыкия в период 2017 - 2021 годов представлен в таблице 2.9.2. На протяжении всего ретроспективного периода 2017 - 2021 годов энергосистема Республики Калмыкия была дефицитна по электроэнергии, при этом в 2021 году величина дефицита значительно снижается.

Баланс электроэнергии энергосистемы Республики Калмыкия в период 2017 - 2021 годов, млн.кВтч

Таблица 2.9.2

N п/п	Показатель	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
1	Потребление электроэнергии	620,3	763,6	782	734	854
2	Производство электроэнергии, всего	39,4	107,6	105,7	263,6	826
3	ТЭС	37,7	106,1	102,1	104,1	98,3
4	ВЭС	1,7	1,5	2,2	88,8	587,6
5	СЭС	0	0	1,4	70,7	140,1
6	Дефицит(-), избыток(+)	-580,9	-656	-676,3	-470,4	-28

2.10. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона напряжением 110 кВ и выше.

В настоящее время на территории Республики Калмыкия находится в эксплуатации более двух тысяч километров воздушных линий напряжением 220-110 кВ. В энергосистеме Республики Калмыкия действуют электрические сети напряжением 220-110-35-10-0,4 кВ.

Энергосистема Республики Калмыкия граничит с энергосистемами Ростовской, Волгоградской и Астраханской областей, а также, с энергосистемами Ставропольского края и Республики Дагестан, входящими в состав ОЭС Юга.

Основными организациями, осуществляющими эксплуатацию электросетевого хозяйства напряжением 220 кВ и выше Республики Калмыкия, являются филиалы ПАО "ФСК ЕЭС" - Ростовское ПМЭС и Волго-Донское ПМЭС, напряжением 110-35-10-0,4 кВ - Филиал ПАО "Россети Юг" - "Калмэнерго".

Электрические сети напряжением 220 кВ являются системообразующими и обеспечивают связь с соседними энергосистемами.

Распределительная сеть энергосистемы Республики Калмыкия сформирована на напряжении 35, 110 кВ радиальными и кольцевыми связями. Более глубокие вводы сети централизованного электроснабжения и резервирование сельских районов выполнены на напряжении 35 кВ. Электрические сети напряжением 110 кВ частично имеют системообразующие функции и используются для питания крупных нагрузочных узлов и отдельных потребителей, так и распределительные функции, сети напряжением 35 кВ выполняют распределительные функции.

Протяженность ВЛ 110-220 кВ и трансформаторная мощность ПС 110-220 кВ по состоянию на 01.01.2022 приведена в таблице 2.10.1.

Перечень магистральных участков линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Республики Калмыкия и их сводные данные представлены в Приложении 1. Анализ отпаек от линий электропередачи напряжением 110 кВ в настоящей работе не приводится так, как не оказывает существенного влияния на развитие энергосистемы Республики Калмыкия.

Суммарная протяженность линий 110-220 кВ и мощность автотрансформаторов подстанций 110-220 кВ Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Ростовское ПМЭС, Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Волго-Донское ПМЭС, Филиала ПАО "Россети Юг" - "Калмэнерго"

Таблица 2.10.1

Класс напряжения	Протяженность ВЛ и КЛ (в одно цепном исполнении), км	Трансформаторная мощность ПС, МВА	Количество ПС, шт.
Филиалы ПАО "ФСК ЕЭС" - Ростовское ПМЭС и Волго-Донское ПМЭС
220 кВ	96,14	350,50	2
110 кВ	-	-	-
всего	96,14	350,50	2
Филиал ПАО "Россети Юг" - "Калмэнерго"
110 кВ	2115,24	915,50 *	50 *
всего	2115,24	915,50 *	50 *

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

* - собственником ПС 110 кВ Джильгита является Филиал ПАО "Россети Юг" - "Калмэнерго", трансформатор Т-2 находится на балансе АО "Дагэнерго"; указанная величина трансформаторной мощности Филиала ПАО "Россети Юг" - "Калмэнерго" - 915,50 МВА приведена без учета трансформаторной мощности ПС 110 кВ Джильгита.

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

Системообразующая сеть 220 кВ на территории Республики Калмыкия сформирована двухцепным транзитом 220 кВ Черный Яр - Большой Царын-1 от энергосистемы Астраханской области и одноцепным транзитом Зимовники - Элиста Северная от энергосистемы Ростовской области.

На балансе Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Ростовское ПМЭС находится 1 подстанция 220 кВ (ПС 220 кВ Элиста Северная), трансформаторная мощность которой составляет 285 МВА.

На балансе Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Волго-Донское ПМЭС находится 1 подстанция 220 кВ (ПС 220 кВ Большой Царын-1), трансформаторная мощность которой составляет 65,5 МВА.

На балансе Филиала ПАО "Россети Юг" - "Калмэнерго" находится 50 подстанций 110 кВ общей трансформаторной мощностью 915,5 МВА; ВЛ 110 кВ протяженностью 2115,24 км.

2.11. Основные внешние электрические связи энергосистемы Республики Калмыкия с указанием существующих ограничений по пропускной способности.

Энергосистема Республики Калмыкия входит в Объединенную энергосистему Юга (ОЭС Юга). Оперативно-диспетчерское управление объектами электроэнергетики в энергосистеме Республики Калмыкия осуществляет Филиал АО "СО ЕЭС" Ростовское РДУ (Ростовское РДУ).

Основные внешние электрические связи Республики Калмыкия:

1) С энергосистемой Астраханской области:

- ВЛ 220 кВ Черный Яр - Большой Царын-1 I цепь (Iддтн=600А);

- ВЛ 220 кВ Черный Яр - Большой Царын-1 II цепь (Iддтн=600А);

- ВЛ 110 кВ Большой Царын-1 - Солодники с отпайкой на ПС Восход (ВЛ 110 Большой Царын-1 - Солодники) (Iддтн=265А);

- ВЛ 110 кВ Дальняя - Ковыльная (ВЛ 110 кВ 783)(Iддтн=300А);

- ВЛ 110 кВ Никольская - Цаган Аман с отпайкой на ПС Ветлянка (ВЛ 110 кВ 724) (Iддтн=300А);

- ВЛ 110 кВ Енотаевка - Цаган Аман (ВЛ 110 кВ 725) (Iддтн=390А);

- ВЛ 110 кВ Лиман - Каспийская-2 (ВЛ 110 кВ 139) (Iддтн=380А);

- ВЛ 110 кВ Лиман - Джигильта (ВЛ 110 кВ 140) (Iддтн=380А);

- ВЛ 35 кВ Яндыки - Михайловская;

2) С энергосистемой Ростовской области:

- ВЛ 220 кВ Зимовники - Элиста Северная (Iддтн=600А);

- ВЛ 110 кВ Б. Ремонтное - Элиста Западная с отпайкой на ПС Богородская (ВЛ 110 кВ Б. Ремонтное - Богородская - Элиста Западная) (Iддтн=390А);

- ВЛ 110 кВ Заветинская - Советская (Iддтн=300А);

- ВЛ 110 кВ Сандатовская - Виноградовская (Iддтн=330А);

- ВЛ 110 кВ Ремонтненская - Б. Ремонтное с отпайкой на ПС Джангар (отпайки Iддтн=300А/390А/524А);

- ВЛ 35 кВ Сандатовская - Городовиковская;

- ВЛ 35 кВ Чапаевская - Яшалта-1;

- ВЛ 35 кВ Краснопартизанская - 40 лет ВЛКСМ;

- ВЛ 35кВ Первомайская - Воробьевская;

3) С энергосистемой Республики Дагестан:

- ВЛ 110 кВ Кочубей - Артезиан-2 (ВЛ 110-141) (Iддтн=390А);

4) С энергосистемой Волгоградской области:

- ВЛ 35 кВ Пимено-Черни - Сарпинская с отпайками;

5) С энергосистемой Ставропольского края:

- ВЛ 110 кВ Дивное - Володаровская (Iддтн=320А);

- ВЛ 110 кВ Колодезная - Черноземельская (Л-76) (Iддтн=265А);

- ВЛ 110 кВ Арзгир - Южная (Л-82) (Iддтн=380А);

- ВЛ 110 кВ Рагули - НПС-3 (Iддтн=450А);

- ВЛ 35 кВ Красномихайловская - Малая Джалга (Л-426).

2.12. Анализ отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Республики Калмыкия на зимний/летний максимум/минимум нагрузок за отчётный год.

В качестве отчётного года рассмотрен 2021 г. Анализ отчетного потокораспределения проводился с использованием разработанных расчетных моделей энергосистемы Республики Калмыкия на 2021 г., а также данных по загрузке питающих центров 35 кВ и выше энергосистемы Республики Калмыкия на 2021 г.

Выявление ЦП 35 кВ и выше, на которых наблюдается дефицит трансформаторной мощности, проводилось согласно 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" (далее - Приказ N 81). Температура окружающего воздуха при летнем контрольном замере от 16.06.2021 г. составила +27,3°С, при зимнем контрольном замере от 15.12.2021 г. -(+3,7°С) (согласно данным интернет-портала АО "СО ЕЭС").

Анализ загрузки питающих центров 35 кВ и выше энергосистемы Республики Калмыкия на 2021 г. представлен в Таблице 2.12.1.

По результатам анализа загрузки ЦП 35 кВ и выше выявлен дефицит трансформаторной мощности на двух энергообъектах - ПС 220 кВ Элиста-Северная и ПС 110 кВ Элиста Западная.

ПС 220 кВ Элиста-Северная

Согласно результатам анализа загрузки ЦП 35 кВ и выше при аварийном отключении Т-2 ПС 220 кВ Элиста-Северная (мощностью 25 МВА) загрузка оставшегося в работе Т-1 ПС 220 кВ Элиста-Северная (мощностью 10 МВА) составит 11,6 МВА в летний период и 12,9 МВА в зимний период, что составляет 124,2% от его длительно допустимой загрузки в летний период и 115,2% от его длительно допустимой загрузки в зимний период. По информации филиала ПАО "Россети Юг" - Калмэнерго существующая схема распределительных сетей данной ПС позволяет осуществить перевод питания потребителей на соседние центры питания в объеме до 3,6 МВА по сети 10 кВ (при этом загрузка соседних ЦП в нормальной схеме после осуществления перевода будет находиться в допустимых пределах). После выполнения данного мероприятия загрузка Т-1 ПС 220 кВ Элиста-Северная составит 85,6% от его длительно допустимой загрузки в летний период и 83% от его длительно допустимой загрузки в зимний период.

Дополнительных мероприятий по разгрузке данного ЦП не требуется, параметры режима при аварийном отключении Т-2 ПС 220 кВ Элиста-Северная находятся в пределах допустимых значений.

ПС 110 кВ Элиста Западная

Согласно результатам анализа загрузки ЦП 35 кВ и выше при аварийном отключении Т-2 ПС 110 кВ Элиста Западная (мощностью 16 МВА) загрузка оставшегося в работе Т-1 ПС 110 кВ Элиста Западная (мощностью 10 МВА) составит 10,6 МВА в летний период и 10,13 МВА в зимний период, что составляет 116,27% от его длительно допустимой загрузки в летний период и 90,45% от его длительно допустимой загрузки в зимний период. По информации филиала ПАО "Россети Юг" - Калмэнерго существующая схема распределительных сетей данной ПС позволяет осуществить перевод питания потребителей на соседние центры питания в объеме до 3,3 МВА по сети 10-35 кВ (при этом загрузка соседних ЦП в нормальной схеме после осуществления перевода будет находиться в допустимых пределах). После выполнения данного мероприятия загрузка Т-1 ПС 110 кВ Элиста Западная составит 78,1% от его длительно допустимой загрузки в летний период и 61% от его длительно допустимой загрузки в зимний период.

Дополнительных мероприятий по разгрузке данного ЦП не требуется, параметры режима при аварийном отключении Т-2 ПС 110 кВ Элиста Западная находятся в пределах допустимых значений.

На Рисунках 2.12.1 - 2.12.4 представлена загрузка энергообъектов энергосистемы Республики Калмыкия в 2021 г. в режимах летних и зимних максимальных и минимальных нагрузок.

В нормальной схеме электрической сети энергосистемы Республики Калмыкия параметры режима находятся в области допустимых значений.

Анализ загрузки питающих центров 35 кВ и выше энергосистемы Республики Калмыкия на 2021 г.

Таблица 2.12.1.

Наименование ЦП	Т-1	Т-2	Год ввода	Максимальная мощность (летний КЗ 16.06.2021 г.), МВА	Максимальная мощность (зимний КЗ 15.12.2021 г.), МВА	(летний период) согласно Приказу N 81	(зимний период) согласно Приказу N 81	Sддтн лет, МВА	Sддтн зим, МВА	% загрузки ЦП в летний период (от Sддтн лет)	% загрузки ЦП в зимний период (от Sддтн зим)
ПС 220 кВ Элиста Северная	10	25	1978	11,6	12,9	0,934	1,12	9,340	11,2	124,2	115,2
ПС 110/10 Адык	6,3	-	1985	0,69	0,42	0,934	1,12	5,884	7,056	11,73	5,95
ПС 110/10 Барун	6,3	6,3	1988	0,13	0,09	0,934	1,12	5,884	7,056	2,21	1,28
ПС 110/10 Большой Царын 2	-	16	1983	2,87	1,01	0,934	1,12	14,944	17,92	19,21	5,64
ПС 110/10 Бургустинская	6,3	2,5	1988	0,07	0,08	0,934	1,12	5,884	7,056	1,19	1,13
ПС 110/10 Веселовская	2,5	-	1983	0,13	0,12	0,934	1,12	2,335	2,8	5,57	4,29
ПС 110/10 Володаровская	6,3	6,3	1975	0,18	0,21	0,934	1,12	5,884	7,056	3,06	2,98
ПС 110/10 Восход	6,3	-	1983	0,30	0,14	0,934	1,12	5,884	7,056	5,10	1,98
ПС 110/10 Джильгита	-	2,5	1969	0,41	0,57	0,934	1,12	2,335	2,8	17,56	20,36
ПС 110/10 Ергенинская	2,5	-	1979	0,18	0,14	0,934	1,12	2,335	2,8	7,71	5,00
ПС 110/10 Кировская	6,3	2,5	1990	0,25	0,21	0,934	1,12	5,884	7,056	4,25	2,98
ПС 110/10 Ковыльная	6,3	10	1982	0,06	0,05	0,934	1,12	5,884	7,056	1,02	0,71
ПС 110/10 Кормовая	6,3	-	1982	0,04	0,04	0,934	1,12	5,884	7,056	0,68	0,57
ПС 110/10 Красносельская	2,5	-	1983	0,14	0,10	0,934	1,12	2,335	2,8	6,00	3,57
ПС 110/10 Ленинская	2,5	-	1980	0,19	0,22	0,934	1,12	2,335	2,8	8,14	7,86
ПС 110/10 Нарын-Худук	2,5	-	2017	0,14	0,15	0,934	1,12	2,335	2,8	6,00	5,36
ПС 110/10 НПС-2	40	40	2013	15,80	29,71	0,934	1,12	37,360	44,8	42,29	66,32
ПС 110/10 НПС-3	40	40	2013	15,71	22,01	0,934	1,12	37,360	44,8	42,05	49,13
ПС 110/10 Приманычская	6,3	-	1982	0,17	0,17	0,934	1,12	5,884	7,056	2,89	2,41
ПС 110/10 Сарул	2,5	-	2012	0,39	0,39	0,934	1,12	2,335	2,8	16,70	13,93
ПС 110/10 Татал	2,5	-	1986	0,14	0,15	0,934	1,12	2,335	2,8	6,00	5,36
ПС 110/10 Улан-Хол	6,3	-	1984	0,48	0,55	0,934	1,12	5,884	7,056	8,16	7,79
ПС 110/10 Цаган-Аман	16	6,3	1987	1,80	7,25	0,934	1,12	14,944	17,92	12,04	40,46
ПС 110/10 Чолун-Хамур	6,3	6,3	1989	0,27	0,45	0,934	1,12	5,884	7,056	4,59	6,38
ПС 110/35/10 Артезиан-2	6,3	6,3	1994	1,14	1,27	0,934	1,12	5,884	7,056	19,37	18,00
ПС 110/35/10 Виноградовская	10	10	1989	2,96	3,38	0,934	1,12	9,340	11,2	31,69	30,18
ПС 110/35/10 Джангар	63	63	1987	49,16	55,11	0,934	1,12	58,842	70,56	83,5	78,1
ПС 110/35/10 Джуракская	63	63	1987	49,07	48,46	0,934	1,12	58,842	70,56	83,4	68,7
ПС 110/35/10 Иджил	-	6,3	1990	0,48	0,13	0,934	1,12	5,884	7,056	8,16	1,84
ПС 110/35/10 Ики-Бурул	6,3	6,3	1977	0,70	0,89	0,934	1,12	5,884	7,056	11,90	12,61
ПС 110/35/10 Каспийская-2	10	10	1978	2,19	2,47	0,934	1,12	9,340	11,2	23,45	22,05
ПС 110/35/10 Кегульта	6,3	-	1984	0,37	0,17	0,934	1,12	5,884	7,056	6,29	2,41
ПС 110/35/10 Комсомольская	6,3	10	1982	1,50	1,52	0,934	1,12	5,884	7,056	25,49	21,54
ПС 110/35/10 Красненская	6,3	6,3	1981	1,42	1,28	0,934	1,12	5,884	7,056	24,13	18,14
ПС 110/35/10 Краснопольская	2,5	2,5	1980	0,28	0,51	0,934	1,12	2,335	2,8	11,99	18,21
ПС 110/35/10 Малые Дербеты	25	2,5	1984	1,80	1,59	0,934	1,12	23,350	28	7,71	5,68
ПС 110/35/10 Нарн	63	63	2021	-	0,92	0,934	1,12	58,842	70,56	0,00	1,30
ПС 110/35/10 Партизанская	6,3	6,3	1985	1,04	0,81	0,934	1,12	5,884	7,056	17,68	11,48
ПС 110/35/10 Приютное-2	10	-	1984	1,37	1,48	0,934	1,12	9,340	11,2	14,67	13,21
ПС 110/35/10 Садовое-1	10	10	1985	1,93	2,83	0,934	1,12	9,340	11,2	20,66	25,27
ПС 110/35/10 Советская	10	10	1978	0,84	0,87	0,934	1,12	9,340	11,2	8,99	7,77
ПС 110/35/10 Ульдючины	6,3	-	1988	0,76	0,92	0,934	1,12	5,884	7,056	12,92	13,04
ПС 110/35/10 Утта-2	6,3	-	1985	0,57	0,58	0,934	1,12	5,884	7,056	9,69	8,22
ПС 110/35/10 Цаган Толга	6,3	-	1987	0,15	0,28	0,934	1,12	5,884	7,056	2,55	3,97
ПС 110/35/10 Целинная 2	6,3	-	1982	0,31	1,27	0,934	1,12	5,884	7,056	5,27	18,00
ПС 110/35/10 Черноземельская	-	10	1980	0,65	0,50	0,934	1,12	9,340	11,2	6,96	4,46
ПС 110/35/10 Элиста-Восточная	16	16	1973	11,61	16,04	0,934	1,12	14,944	17,92	77,69	89,51
ПС 110/35/10 Элиста-Западная	10	16	1966	10,86	10,13	0,934	1,12	9,340	11,2	116,27	90,45
ПС 110/35/10 Юста	6,3	4	2000	1,57	1,37	0,934	1,12	5,884	7,056	26,68	19,42
ПС 110/35/10 Яшалтинская	6,3	6,3	1977	1,85	1,79	0,934	1,12	5,884	7,056	31,44	25,37
ПС 110/35/10 Яшкуль	10	6,3	1985	2,34	2,56	0,934	1,12	5,884	11,2	39,77	22,86
ПС 110/6 50 лет Октября	6,3	-	1982	0,94	0,01	0,934	1,12	5,884	7,056	15,98	0,14
ПС 35/10 40 лет ВЛКСМ	1,6	-	1982	0,15	0,15	0,934	1,12	1,494	1,792	10,04	8,37
ПС 35/10 Артезиан-1	1	1	1971	0,57	0,79	0,934	1,12	0,934	1,12	61,03	70,54
ПС 35/10 Аршань-Зельмень	1,6	-	1978	0,10	0,44	0,934	1,12	1,494	1,792	6,69	24,55
ПС 35/10 Бага Тугтун	2,5	-	1980	0,17	0,17	0,934	1,12	2,335	2,8	7,28	6,07
ПС 35/10 Байровская	4	-	1984	0,10	0,10	0,934	1,12	3,736	4,48	2,68	2,23
ПС 35/10 Буратинская	1,6	1,6	1973	0,23	0,09	0,934	1,12	1,494	1,792	15,39	5,02
ПС 35/10 Вахта	1,6	-	1987	0,39	0,39	0,934	1,12	1,494	1,792	26,10	21,76
ПС 35/10 Водозабор	3,2	3,2	1970	1,60	1,56	0,934	1,12	2,989	3,584	53,53	43,53
ПС 35/10 Вознесеновская	2,5	2,5	1987	0,30	0,26	0,934	1,12	2,335	2,8	12,85	9,29
ПС 35/10 Воробьевская	1,6	-	1976	0,17	0,15	0,934	1,12	1,494	1,792	11,38	8,37
ПС 35/10 Гашунская	4	1,6	1977	0,38	0,17	0,934	1,12	3,736	4,48	10,17	3,79
ПС 35/10 Городовиковская	5,6	6,3	1975	1,84	2,32	0,934	1,12	5,230	6,272	35,18	36,99
ПС 35/10 Загиста	2,5	-	1984	0,50	0,09	0,934	1,12	2,335	2,8	21,41	3,21
ПС 35/10 Заливная	2,5	2,5	1987	0,18	0,13	0,934	1,12	2,335	2,8	7,71	4,64
ПС 35/10 Зверосовхозная	4	-	1987	0,33	0,42	0,934	1,12	3,736	4,48	8,83	9,38
ПС 35/10 Зултурган	1,6	-	1977	0,23	0,11	0,934	1,12	1,494	1,792	15,39	6,14
ПС 35/10 Калинина	2,5	-	1983	0,17	0,11	0,934	1,12	2,335	2,8	7,28	3,93
ПС 35/10 Кануковская	1,6	4	1976	0,20	0,29	0,934	1,12	1,494	1,792	13,39	16,18
ПС 35/10 Каспийская-1	2,5	-	1985	0,52	0,64	0,934	1,12	2,335	2,8	22,27	22,86
ПС 35/10 Кевюды	1,6	-	1997	0,00	0,12	0,934	1,12	1,494	1,792	0,00	6,70
ПС 35/10 Кировская	4	-	1986	0,09	0,05	0,934	1,12	3,736	4,48	2,41	1,12
ПС 35/10 Комсомолец	4	-	1985	0,17	0,16	0,934	1,12	3,736	4,48	4,55	3,57
ПС 35/10 Красномихайловская	2,5	-	1962	0,25	0,30	0,934	1,12	2,335	2,8	10,71	10,71
ПС 35/10 Краснопартизанская	1,6	-	1992	0,09	0,13	0,934	1,12	1,494	1,792	6,02	7,25
ПС 35/10 Кумская	1	-	1974	0,09	0,09	0,934	1,12	0,934	1,12	9,64	8,04
ПС 35/10 Лола	1,8	-	1989	0,25	0,14	0,934	1,12	1,681	2,016	14,87	6,94
ПС 35/10 Мелиоратор	2,5	-	1989	0,01	0,01	0,934	1,12	2,335	2,8	0,43	0,36
ПС 35/10 Михайловская	1,6	-	1985	0,28	0,22	0,934	1,12	1,494	1,792	18,74	12,28
ПС 35/10 Молодежная	1,6	-	1984	0,08	0,11	0,934	1,12	1,494	1,792	5,35	6,14
ПС 35/10 Обильное	4	-	1978	0,39	0,18	0,934	1,12	3,736	4,48	10,44	4,02
ПС 35/10 Октябрьская	2,5	-	1979	0,16	0,12	0,934	1,12	2,335	2,8	6,85	4,29
ПС 35/10 Первомайская	2,5	-	1972	0,16	0,20	0,934	1,12	2,335	2,8	6,85	7,14
ПС 35/10 Плодовитое	1,6	-	2003	0,19	0,17	0,934	1,12	1,494	1,792	12,72	9,49
ПС 35/10 Полынная	1,6	-	1975	0,14	0,12	0,934	1,12	1,494	1,792	9,37	6,70
ПС 35/10 Привольная	1,6	-	1984	0,08	0,09	0,934	1,12	1,494	1,792	5,35	5,02
ПС 35/10 Прикумская	2,5	-	1977	0,47	0,35	0,934	1,12	2,335	2,8	20,13	12,50
ПС 35/10 Приютное-1	6,3	-	1975	1,16	1,15	0,934	1,12	5,884	7,056	19,71	16,30
ПС 35/10 Прудовая	2,5	-	1977	0,05	0,06	0,934	1,12	2,335	2,8	2,14	2,14
ПС 35/10 Садовка	1,6	2,5	1981	0,26	0,24	0,934	1,12	1,494	1,792	17,40	13,39
ПС 35/10 Садовое-2	3,2	-	1962	0,00	0,00	0,934	1,12	2,989	3,584	0,00	0,00
ПС 35/10 Салын	2,5	-	1977	0,02	0,02	0,934	1,12	2,335	2,8	0,86	0,71
ПС 35/10 Сарпа	1	-	1972	0,16	0,13	0,934	1,12	0,934	1,12	17,13	11,61
ПС 35/10 Сарпинская	1,6	-	1964	0,29	0,16	0,934	1,12	1,494	1,792	19,41	8,93
ПС 35/10 Соленовская	2,5	2,5	1990	0,29	0,30	0,934	1,12	2,335	2,8	12,42	10,71
ПС 35/10 Тавн Гашун	1,6	-	1980	0,09	0,09	0,934	1,12	1,494	1,792	6,02	5,02
ПС 35/10 Троицкая	6,3	-	1973	1,92	1,40	0,934	1,12	5,884	7,056	32,63	19,84
ПС 35/10 Уманцевская	2,5	-	1984	0,19	0,12	0,934	1,12	2,335	2,8	8,14	4,29
ПС 35/10 Ут-Сала	1,6	-	1979	0,05	0,05	0,934	1,12	1,494	1,792	3,35	2,79
ПС 35/10 Утта-1	1,6	-	2020	0,00	0,00	0,934	1,12	1,494	1,792	0,00	0,00
ПС 35/10 Харба	1	-	1977	0,08	0,08	0,934	1,12	0,934	1,12	8,57	7,14
ПС 35/10 Хар-Булук	1,6	4	1977	0,37	0,16	0,934	1,12	1,494	1,792	24,77	8,93
ПС 35/10 Хошеутовская	1	-	1995	0,11	0,09	0,934	1,12	0,934	1,12	11,78	8,04
ПС 35/10 Хулхута	1,8	-	1978	0,15	0,13	0,934	1,12	1,681	2,016	8,92	6,45
ПС 35/10 Цаган Нур	1,6	-	1975	0,13	0,16	0,934	1,12	1,494	1,792	8,70	8,93
ПС 35/10 Цаган Усн	2,5	-	1976	0,10	0,04	0,934	1,12	2,335	2,8	4,28	1,43
ПС 35/10 Целинная-1	2,5	-	1972	0,00	0,00	0,934	1,12	2,335	2,8	0,00	0,00
ПС 35/10 Чагорта	1,6	-	1983	0,08	0,09	0,934	1,12	1,494	1,792	5,35	5,02
ПС 35/10 Чилгир	1,6	-	1983	0,21	0,23	0,934	1,12	1,494	1,792	14,06	12,83
ПС 35/10 Чкаловская	3,2	-	1969	0,28	0,25	0,934	1,12	2,989	3,584	9,37	6,98
ПС 35/10 Шарнутовская	1,6	1,6	1977	0,25	0,23	0,934	1,12	1,494	1,792	16,73	12,83
ПС 35/10 ЭПТФ	4	4	1989	0,01	0,01	0,934	1,12	3,736	4,48	0,27	0,22
ПС 35/10 Эрдниевская	1	-	1975	0,16	0,15	0,934	1,12	0,934	1,12	17,13	13,39
ПС 35/10 Эсто-Алтай	1	1,6	1982	0,28	0,30	0,934	1,12	0,934	1,12	29,98	26,79
ПС 35/10 Юбилейная	2,5	-	1991	0,14	0,14	0,934	1,12	2,335	2,8	6,00	5,00
ПС 35/10 Ялмата	4	-	1983	0,10	0,10	0,934	1,12	3,736	4,48	2,68	2,23
ПС 35/10 Яшалта-1	1,6	-	1977	0,05	0,06	0,934	1,12	1,494	1,792	3,35	3,35
ПС 35/10 Яшкуль 1	2,5	-	1975	0,00	0,00	0,934	1,12	2,335	2,8	0,00	0,00
ПС 35/6 ПС 35/6 КВЭС	1,6	-	2021	0,00	0,00	0,934	1,12	1,494	1,792	0,00	0,00

Рисунок 2.12.1. Нормальная схема энергосистемы Республики Калмыкия в режиме зимних максимальных нагрузок 2021 г.

Рисунок 2.12.2. Нормальная схема энергосистемы Республики Калмыкия в режиме зимних минимальных нагрузок 2021 г.

Рисунок 2.12.3. Нормальная схема энергосистемы Республики Калмыкия в режиме летних максимальных нагрузок 2021 г.

Рисунок 2.12.4. Нормальная схема энергосистемы Республики Калмыкия в режиме летних минимальных нагрузок 2021 г.

2.13. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за последние 5 лет.

Уровень социально-экономического развития и состояния энергетической эффективности Республики Калмыкия характеризуются большим числом показателей, однако в качестве ключевых можно выделить электроемкость ВРП и энергоемкость ВРП. Выбор энергоемкости ВРП в качестве основного показателя, характеризующего степень энергоэффективности экономики Республики Калмыкия, очевиден - именно данный показатель комплексно отражает эффективность потребления всех видов топливно-энергетических ресурсов, а также используется как основной показатель при определении целей государственной политики в этой области.

Выбор показателя "Электроемкость ВРП" обусловлен тем, что он характеризует потребление электроэнергии в расчете на каждую единицу ВРП. Показатель в большей степени зависит от деятельности конкретных предприятий, чем от изменений, происходящих во внешней среде их функционирования. Поэтому снижение электроемкости промышленного производства является важнейшей задачей менеджеров различного уровня.

Основные показатели энергоэффективности Республики Калмыкия в 2016 - 2021 годах определены по данным Управления Федеральной службы государственной статистики по Астраханской области и Республике Калмыкия и представлены в таблице 2.13.1.

Основные показатели энергоэффективности Республики Калмыкия в 2016 - 2021 годах

Таблица 2.13.1

N п/п	Наименование	Единица измерения	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
1	ВРП	млн руб.	69564,2	80126,9	86107,1	88949,0	93325,1	97058 *
2	Объем потребления электроэнергии	млн кВт.ч	536,1	620,3	763,6	782	734	854
3	Энергоемкость ВРП	кг ут/тыс. руб.	10,35	9,26	9,26	3,6	3,5	н/д
4	Электроемкость ВРП	кВт.ч/тыс. руб.	8,73	8,69	8,87	8,79	7,86	8,79 *
5	Потреблено населением	млн кВт.ч	168,3	169,2	186,5	181,8	168,82	173,92
6	Численность населения	тыс. чел	278,7	277,8	275,4	272,6	271,1	267,7
7	Потреблено электроэнергии на душу населения	кВт.ч/тыс. чел.	603,9	609,1	677,2	666,9	622,7	649,68

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

* - ожидаемое значение

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

2.14. Динамика потребления тепловой энергии в системах теплоснабжения в регионе и структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных в Республике Калмыкия за последние 5 лет.

За 2021 год теплопотребление республики составило 235,29 тыс. Гкал (полезный отпуск - 235,29 тыс. Гкал, выработка 271,67 тыс. Гкал). Доля выработки тепловой энергии на источнике с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии составила 23,14%. Источником комбинированной выработки тепловой и электрической энергии по Республике Калмыкия является Элистинская ГТ ТЭЦ. При этом выработка на Элистинской ГТЭЦ не является когенерационной в прямом понимании, так как выработка там происходит за счет водогрейных котлов.

Наибольшее теплопотребление приходится на долю населения (66%) и полностью обеспечивается котельными теплоснабжающих организаций.

Динамика и структура потребления тепловой энергии по Республике Калмыкия за период 2017 - 2022 гг.

Таблица 2.14.1

Год	Отпущено тепловой энергии своим потребителям, Гкал	в том числе:
		населению	бюджетным организациям	предприятиям на производственные нужды	прочим организациям
2017	315980	158820	147030	-	10120
2018	323690	161370	152790	-	9540
2019	302890	150760	142230	720	9190
2020	228248	154015	65070	-	9163
2021	235287	156518	69774	-	8995
2022 *	235287	156518	69774	-	8995

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

* - ожидаемое значение

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

Рисунок 2.14.1. Структура потребления тепловой энергии по Республике Калмыкия на 2021 г.

2.15. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Республике Калмыкия.

Централизованное теплоснабжение в Калмыкии производится только в г. Элисте, тепло отпускается с котельных общей установленной тепловой мощностью 281,16 Гкал/ч и Элистинской ГТ ТЭЦ установленной тепловой мощностью 80 Гкал/ч. В качестве топлива используется природный газ. Потребление тепловой энергии в 2021 году в городе Элиста составило 235,29 тыс. Гкал.

Основными потребителями тепловой энергии являются население и бюджетные организации, доля потребления населения от общего теплопотребления составляет 66%.

2.16. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Республики Калмыкия по состоянию на 1 января 2022 г.

Установленная мощность электростанций, действующих на территории энергосистемы Республики Калмыкия, на 1 января 2022 года составила 433,5 МВт, в том числе: ТЭС - 18 МВт, ВЭС - 219 МВт, СЭС - 196,5 МВт.

Состав существующих электростанций на территории Республики Калмыкия

Таблица 2.16.1

Наименование ЭС	Тип ЭС	Собственник	Дата ввода в эксплуатацию	Установленная мощность		Состав оборудования
				электрическая, МВт	тепловая, Гкал/ч
Элистинская ГТ ТЭЦ	ТЭС	АО "ГТ Энерго"	Сентябрь 2010 г.	18	80	Газотурбинный двигатель 2ГТ-009М; Водогрейный котел 2КВГ-23,3-170
Салынская ВЭС	ВИЭ	ПАО "Фортум"	2020 г.	100,8		Ветровой агрегат 24хVestas V126-4,2 MW
Целинская ВЭС	ВИЭ	ПАО "Фортум"	2020 г.	100,8		Ветровой агрегат 24хVestas V126-4,2 MW
Юстинская ВЭС	ВИЭ	ООО "ВЭС "Бриз"	2020 г.	15		Ветровой агрегат 15х А600.ПЧ
Приютненская ВЭС	ВИЭ	ООО "АЛТЭН"	Апрель 2015 г.	2,4	-	Ветровой агрегат 2VENSYS-62
Малодербетовская СЭС	ВИЭ	ООО "Авелар Солар Технолоджи"	2019 г. - 2020 г.	60	-	Фотоэлектрические модули AST-330 Multi
Яшкульская СЭС	ВИЭ	ООО "Авелар Солар Технолоджи"	2019 г.-2020 г.	58,5	-	Фотоэлектрические модули HVL310, HVL315
Аршанская СЭС	ВИЭ	ПАО "Фортум"	2021 г.	78		Фотоэлектрический солнечный модуль HVL 72 GG, HVL 325

Основным видом топлива для всех источников тепловой энергии Республики Калмыкия является природный газ. Другие виды топлива не используются.

Объемы и структура топливного баланса Элистинской ГТ ТЭЦ

Таблица 2.16.2

Год	Расход топлива в натуральном выражении и в тоннах условного топлива		Удельный расход условного топлива на отпуск э/э		Удельный расход условного топлива на отпуск т/э
	Природный газ		по конденционному циклу	по теплофикационному циклу
	тыс. м 3	т.у.т.	т/кВтч	т/кВтч	кг/Гкал
2016	9 979	11 641	462
2017	14 642	17 097	481	418,9	139,3
2018	39 852	46 733		363,3	139,3
2019	38 926	45 582		359,6	139,1
2020	38 981	46274		365,4	139,3
2021	37180	43540		338,8	139,3
2022 *	36499	42743		318,5	139,3

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

* - ожидаемое значение

Объемы и структура топливного баланса котельных

Таблица 2.16.3

Наименование теплоснабжающей организации	Год	Расход природного газа в натуральном выражении и в тоннах условного топлива
		тыс. м 3	т.у.т
МУП "Коммунальное хозяйство" МРМО РК	2015	250,926	289,568
	2016	284,857	328,725
	2017	323,627	373,466
	2018	389,952	450,005
	2019	373,97	431,561
	2020	557,23	640,815
	2021	0	0
	2022 *	0	0
АО "Энергосервис"	2015	43744,93	50481,64
	2016	42579,79	49137,07
	2017	33376,72	38516,73
	2018	26728,27	30844,43
	2019	24586,27	28372,26
	2020	24834,26	28658,74
	2021	28524,32	32917,07
	2022*	28524,32	32917,07

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

* - ожидаемое значение

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

Ввод в конце 2017 года в эксплуатацию Элистинской ГТ ТЭЦ привел к увеличению потребления природного газа в 2020 году. В 2017 и 2019 году наблюдается снижение потребления природного газа, вызванное отказом от ряда тепловых источников и переводом основных потребителей на автономное теплоснабжение, а также колебаниями температуры наружного воздуха в отопительные периоды 2017 - 2019 гг.

2.17. Единый топливно-энергетический баланс Республики Калмыкия за предшествующие 5 лет.

Топливно-энергетический баланс Республики Калмыкия за 2016 год

Таблица 2.17.1

Параметр	Номер строк баланса	Уголь т.у.т.	Нефть и нефтепродукты т.у.т.	Природный газ т.у.т.	Электрическая энергия т.у.т.	Тепловая энергия т.у.т.	Всего т.у.т.
Производство энергетических ресурсов	1						0,0
Ввоз	2	215,8	18 348,4	448 577,1	292 308,3		759 449,6
Вывоз	3	0,0	0,0	0,0	-123 572,2		-123 572,2
Изменение запасов	4	46,0	135,6				181,6
Потребление первичной энергии	5	169,8	18 212,8	448 577,1	168 736,1	0,0	635 695,8
Статистическое расхождение	6	-10,7	645,3	0,0	34,4	0,0	669,1
Производство электрической энергии	7				68,9		68,9
Производство тепловой энергии, в т.ч.:	8					44 742,9	44 742,9
Теплоэлектростанции	8.1						0,0
Котельные	8.2					44 742,9	44 742,9
Электрокотельные и тепло-утилизационные установки	8.3						0,0
Преобразование топлива	9						0,0
Собственные нужды	10					-5 369,1	-5 369,1
Потери при передаче	11				-39 893,1	-7 438,0	-47 331,1
Конечное потребление энергетических ресурсов	12	180,5	17 567,5	448 577,1	128 877,5	31 935,7	627 138,3
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	13		5 525,2	573,5	4 271,8	444,7	10 815,3
Промышленность	14		1 744,0	55 772,8	15 399,2	1 470,3	74 386,3
Строительство	15		1 550,8	20,8		592,0	2 163,6
Транспорт и связь	16	1,5	3 385,3	650,9	19 326,5	3 353,6	26 717,7
Сфера услуг	17		28,8	69 409,6	31 900,7		101 339,1
Население	18		11,0	300 468,1	57 979,4	26 075,1	384 533,6
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные цели	19	178,9	5 322,5	21 681,4			27 182,7

Топливно-энергетический баланс Республики Калмыкия за 2017 год

Таблица 2.17.2

Параметр	Номер строк баланса	Уголь т.у.т.	Нефть и нефтепродукты т.у.т.	Природный газ т.у.т.	Электрическая энергия т.у.т.	Тепловая энергия т.у.т.	Всего т.у.т.
Производство энергетических ресурсов	1						0,0
Ввоз	2	142,8	65 592,9	439 431,7	287 278,6		792 445,9
Вывоз	3	0,0	0,0	0,0	-130 462,2		-130 462,2
Изменение запасов	4	-33,0	1 420,7				1 387,7
Потребление первичной энергии	5	175,9	64 172,2	439 431,7	156 816,4	0,0	660 596,1
Статистическое расхождение	6	0,0	-1 082,3	0,0	34,5	0,0	-1 047,8
Производство электрической энергии	7				16 983,9		16 983,9
Производство тепловой энергии, в т.ч.:	8					42 857,1	42 857,1
Теплоэлектростанции	8.1						0,0
Котельные	8.2					42 857,1	42 857,1
Электрокотельные и тепло-утилизационные установки	8.3						0,0
Преобразование топлива	9						0,0
Собственные нужды	10					-5 142,9	-5 142,9
Потери при передаче	11				-46 955,4	-6 895,0	-53 850,4
Конечное потребление энергетических ресурсов	12	175,9	65 254,5	439 431,7	126 810,5	30 819,3	662 491,7
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	13		3 763,4	512,4	4 340,7	507,4	9 123,9
Промышленность	14		4 948,4	41 751,7	18 465,2	1 770,1	66 935,5
Строительство	15		3 075,7				3 075,7
Транспорт и связь	16	3,1	5 907,4	55 112,7	12 574,3	2 390,1	75 987,6
Сфера услуг	17		8,2	82 515,6	33 140,9		115 664,7
Население	18	8,4	40 115,0	237 928,3	58 289,4	26 151,6	362 492,6
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные цели	19	164,4	7 436,4	21 611,0			29 211,7

Топливно-энергетический баланс Республики Калмыкия за 2018 год

Таблица 2.17.3

Параметр	Номер строк баланса	Уголь т.у.т.	Нефть и нефтепродукты т.у.т.	Природный газ т.у.т.	Электрическая энергия т.у.т.	Тепловая энергия т.у.т.	Всего т.у.т.
Производство энергетических ресурсов	1						0,0
Ввоз	2	228,1	69 138,4	468 814,8	326 517,1		864 698,4
Вывоз	3	0,0	0,0	0,0	-181 517,1		-181 517,1
Изменение запасов	4	34,6	990,5				1 025,1
Потребление первичной энергии	5	193,5	68 147,9	468 814,8	145 000,1	0,0	682 156,3
Статистическое расхождение	6	0,0	-1 393,3	2,3	0,0	0,0	-1 391,0
Производство электрической энергии	7				40 134,3		40 134,3
Производство тепловой энергии, в т.ч.:	8					43 800,0	43 800,0
Теплоэлектростанции	8.1						0,0
Котельные	8.2					43 800,0	43 800,0
Электрокотельные и тепло-утилизационные установки	8.3						0,0
Преобразование топлива	9						0,0
Собственные нужды	10					-5 256,0	-5 256,0
Потери при передаче	11				-51 985,1	-6 308,0	-58 293,1
Конечное потребление энергетических ресурсов	12	193,5	69 541,2	468 812,5	133 149,3	32 236,0	703 932,5
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	13		2 548,2	386,6	4 271,8	374,0	7 580,6
Промышленность	14		3 853,8	80 820,4	17 948,5	1 987,1	104 609,8
Строительство	15		4,1			1,6	5,7
Транспорт и связь	16	3,1	10 807,9	53 210,9	12 160,9	2 666,7	78 849,5
Сфера услуг	17		6 158,2	78 467,4	34 518,9		119 144,4
Население	18		37 712,0	235 335,2	64 249,3	27 206,6	364 503,0
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные цели	19	190,5	8 457,0	20 592,0			29 239,5

Топливно-энергетический баланс Республики Калмыкия за 2019 год

Таблица 2.17.4

Параметр	Номер строк баланса	Уголь т.у.т.	Нефть и нефтепродукты т.у.т.	Природный газ т.у.т.	Электрическая энергия т.у.т.	Тепловая энергия т.у.т.	Всего т.у.т.
Производство энергетических ресурсов	1		172 625	59 200,2			231 825,2
Ввоз	2	0,0	н/д	н/д	83 184,9	0,0	83 184,9
Вывоз	3	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Изменение запасов	4	71,42	4 518,73	42,39			4 623,5
Потребление первичной энергии	5	71,42	177 143,73	59 242,59	83 184,9	0	319 633,6
Статистическое расхождение	6	-46,85	-158 576,6	-95 265,33	26 650,3	7 235,77	-220 004,5
Производство электрической энергии	7	н/д	н/д	н/д	14 919,9		14 919,9
Производство тепловой энергии, в т.ч.:	8	н/д	н/д	н/д		43 314,7	43 314,7
Теплоэлектростанции	8.1	н/д	н/д	н/д		10092,65	10092,65
Котельные	8.2	н/д	н/д	н/д		33222,05	33222,05
Электрокотельные и тепло-утилизационные установки	8.3	0	0	0	0	0	0,0
Преобразование топлива	9	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
Собственные нужды	10					-5 256,0	-5 256,0
Потери при передаче	11				-22 841,1	-829,4	-22841,1
Конечное потребление энергетических ресурсов	12	118,272	18 567,10	154507,92	48 611,6	29993,533	244 413,95
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	13		2 902	308,82	1 611,3	376,38	5 270,53
Промышленность	14		2 188,3	78 880,52	7 404,6	1 932,5	9 0405,95
Строительство	15		0			0	0
Транспорт и связь	16	0	9414,71	53 658,69	4378,8	1 568,71	69 020,91
Сфера услуг	17	105,984	6106,4	6658,58	14466,8	11703,549	33073,53
Население	18	12,288	1 834,38	12 916,72	22361,4	14 788,774	51 913,56
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные цели	19	0	857,69	2 393,4	0	0	3 251,09

Топливно-энергетический баланс Республики Калмыкия за 2020 год.

Таблица 2.17.5

Параметр	Номер строк баланса	Уголь т.у.т.	Нефть и нефтепродукты т.у.т.	Природный газ т.у.т.	Электрическая энергия т.у.т.	Тепловая энергия т.у.т.	Всего т.у.т.
Производство энергетических ресурсов	1	0	176077,5	60384,204	0	0	236461,704
Ввоз	2	0	0	0	84848,598	0	84848,598
Вывоз	3	0	0	0	0	0	0
Изменение запасов	4	72,8484	4609,1046	43,2378	0	0	4715,97
Потребление первичной энергии	5	72,8484	180686,6046	60427,4418	84848,598	0	326026,272
Статистическое расхождение	6	-47,787	-161748,132	-97170,6366	27183,306	7380,4854	-224404,59
Производство электрической энергии	7	0	0	0	15218,298	0	15218,298
Производство тепловой энергии, в т.ч.:	8	0	0	0	0	44180,994	44180,994
Теплоэлектростанции	8.1	0	0	0	0	10294,503	10294,503
Котельные	8.2	0	0	0	0	33886,491	33886,491
Электрокотельные и тепло-утилизационные установки	8.3	0	0	0	0	0	0
Преобразование топлива	9	0	0	0	0	0	0
Собственные нужды	10	0	0	0	0	-5361,12	-5361,12
Потери при передаче	11	0	0	0	-23297,922	-845,988	-23297,922
Конечное потребление энергетических ресурсов	12	120,63744	18938,442	157598,0784	49583,832	30593,40366	249302,229
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	13	0	2960,04	314,9964	1643,526	383,9076	5375,9406
Промышленность	14	0	2232,066	80458,1304	7552,692	1971,15	92214,069
Строительство	15	0	0	0	0	0	0
Транспорт и связь	16	0	9603,0042	54731,8638	4466,376	1600,0842	70401,3282
Сфера услуг	17	108,10368	6228,528	6791,7516	14756,136	11937,61998	33735,0006
Население	18	12,53376	1871,0676	13175,0544	22808,628	15084,54948	52951,8312
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные цели	19	0	874,8438	2441,268	0	0	3316,1118

Топливно-энергетический баланс Республики Калмыкия за 2021 год.

Таблица 2.17.6

Параметр	Номер строк баланса	Уголь т.у.т.	Нефть и нефтепродукты т.у.т.	Природный газ т.у.т.	Электрическая энергия т.у.т.	Тепловая энергия т.у.т.	Всего т.у.т.
Производство энергетических ресурсов	1	0	172555,95	59176,51992	0	0	231732,4699
Ввоз	2	0	0	0	83151,626	0	83151,626
Вывоз	3	0	0	0	0	0	0
Изменение запасов	4	71,391432	4516,9225	42,373044	0	0	4621,6506
Потребление первичной энергии	5	71,391432	177072,8725	59218,89296	83151,62604	0	319505,7466
Статистическое расхождение	6	-46,83126	-158513,17	-95227,22	26639,64	7232,876	-219916,5
Производство электрической энергии	7	0	0	0	14913,93204	0	14913,93204
Производство тепловой энергии, в т.ч.:	8	0	0	0	0	43297,37412	43297,37412
Теплоэлектростанции	8.1	0	0	0	0	10088,61294	10088,61294
Котельные	8.2	0	0	0	0	33208,76118	33208,76118
Электрокотельные и тепло-утилизационные установки	8.3	0	0	0	0	0	0
Преобразование топлива	9	0	0	0	0	0	0
Собственные нужды	10	0	0	0	0	-5253,8976	-5253,8976
Потери при передаче	11	0	0	0	-22831,96	-829,06824	-22831,96
Конечное потребление энергетических ресурсов	12	118,2246912	18559,67316	154446,1168	48592,15536	29981,53559	244316,1844
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	13	0	2900,8392	308,696472	1610,65548	376,229448	5268,421788
Промышленность	14	0	2187,42468	78848,96779	7401,63816	1931,727	90369,78762
Строительство	15	0	0	0	0	0	0
Транспорт и связь	16	0	9410,944116	53637,22652	4377,04848	1568,082516	68993,30164
Сфера услуг	17	105,94160	6103,9574	6655,9165	14461,013	11698,867	33060,3
Население	18	12,2830848	1833,646248	12911,55331	22352,45544	14782,85849	51892,79458
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные цели	19	0	857,34692	2392,4426	0	0	3249,7895

III. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Республики Калмыкия

Для выявления особенностей и проблем текущего состояния электроэнергетики были проанализированы различные схемно-режимные ситуации в соответствии с ГОСТ Р 58670-2019 "Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем" на разработанных расчетных моделях энергосистемы Республики Калмыкия на период 2022 г.

В целях выявления ЦП 35 кВ и выше, дефицитных по трансформаторной мощности, анализ, проведенный в п. 2.12., был дополнен информацией о действующих ТУ на ТП в энергосистеме Республики Калмыкия со сроком реализации до 2022 г. включительно. Результаты анализа ЦП 35 кВ и выше приведены в Таблице 3.1. (приведены наиболее загруженные ЦП 35 кВ и выше, по которым есть информация о действующих ТУ на ТП).

По результатам анализа загрузки ЦП 35 кВ и выше дефицит трансформаторной мощности в энергосистеме Республики Калмыкия отсутствует.

ПС 220 кВ Элиста Северная

Согласно результатам анализа загрузки ЦП 35 кВ и выше, при аварийном отключении Т-2 ПС 220 кВ Элиста Северная (мощностью 25 МВА) загрузка оставшегося в работе Т-1 ПС 220 кВ Элиста Северная (мощностью 10 МВА) составит 10,6 МВА в летний период (максимальная загрузка в день летнего КЗ 2019 г. с учетом действующих ТУ на ТП в объеме 0,688 МВА (0,14 МВА с учетом коэффициента реализации)) и 13,32 МВА в зимний период (максимальная загрузка в день зимнего КЗ 15.12.2021 г. с учетом действующих ТУ на ТП в объеме 0,688 МВА (0,14 МВА с учетом коэффициента реализации)), что составляет 113,25% от его длительно допустимой загрузки в летний период и 118,92% от его длительно допустимой загрузки в зимний период. По информации Филиала ПАО "Россети Юг" - "Калмэнерго" (письмо NКЛМ/01/1057 от 21.07.2022 г.) существующая схема распределительных сетей данной ПС позволяет осуществить перевод питания потребителей на соседние центры питания в объеме до 3,22 МВА по сети 10 кВ (при этом загрузка соседних ЦП в нормальной схеме после осуществления перевода будет находиться в допустимых пределах). После выполнения данного мероприятия загрузка Т-1 ПС 220 кВ Элиста Северная составит 78,84% от его длительно допустимой загрузки в летний период и 90,17% от его длительно допустимой загрузки в зимний период.

С учетом вышеизложенного, замена трансформаторного оборудования на ПС 220 кВ Элиста Северная не требуется.

Действующие ТУ на ТП по ПС 220 кВ Элиста Северная представлены в Таблице 3.2.

ПС 110 кВ Элиста Западная

Согласно результатам анализа загрузки ЦП 35 кВ и выше, при аварийном отключении Т-2 ПС 110 кВ Элиста Западная (мощностью 16 МВА) загрузка оставшегося в работе Т-1 ПС 110 кВ Элиста-Западная (мощностью 10 МВА) составит 14,22 МВА в летний период (максимальная загрузка в день летнего КЗ 2018 г.) и 13,02 МВА в зимний период (максимальная загрузка в день зимнего КЗ 2018 г.). С учетом прироста мощности по действующим ТУ на ТП (таблица 3.3) суммарной мощностью 1,03 МВА (с учетом коэффициента реализации величина мощности по ТУ на ТП составит 0,206 МВА) загрузка Т-1 ПС 110 кВ Элиста-Западная в данной схемно-режимной ситуации составит 14,426 МВА в летний период и 13,226 МВА в зимний период, что составляет 160,3% от его длительно допустимой загрузки в летний период и 113% от его длительно допустимой загрузки в зимний период. По информации Филиала ПАО "Россети Юг" - Калмэнерго (письмо NКЛМ/01/1057 от 21.07.2022 г.) существующая схема распределительных сетей данной ПС позволяет осуществить перевод питания потребителей на соседние центры питания в объеме до 3,3 МВА по сети 10-35 кВ (при этом загрузка соседних ЦП в нормальной схеме после осуществления перевода будет находиться в допустимых пределах). После выполнения данного мероприятия загрузка Т-1 ПС 110 кВ Элиста Западная составит 11,13 МВА в летний период и 9,93 МВА в зимний период, что составляет 121,8% от его длительно допустимой загрузки в летний период и 84,9% от его длительно допустимой загрузки в зимний период.

С учетом вышеизложенного, для исключения превышения длительно допустимой токовой нагрузки Т-1 ПС 110 кВ Элиста Западная требуется замена Т-1 ПС 110 кВ Элиста Западная на трансформатор мощностью 16 МВА.

Действующие ТУ на ТП по ПС 110 кВ Элиста Западная представлены в Таблице 3.3.

ПС 110 кВ Элиста Восточная

Согласно результатам анализа загрузки ЦП 35 кВ и выше, при аварийном отключении Т-1 (2) ПС 110 кВ Элиста Восточная загрузка оставшегося в работе Т-2 (1) ПС 110 кВ Элиста Восточная составит 18,53 МВА в летний период (максимальная загрузка в день летнего КЗ 2021 г.) и 16,34 МВА в зимний период (максимальная загрузка в день зимнего КЗ 2019 г.). С учетом прироста мощности по действующим ТУ на ТП (таблица 3.4) суммарной мощностью 1,072 МВА (с учетом коэффициента реализации величина мощности по ТУ на ТП составит 0,214 МВА) загрузка Т-2 (1) ПС 110 кВ Элиста Восточная в данной схемно-режимной ситуации составит 18,774 МВА в летний период и 16,554 МВА в зимний период, что составляет 127% от его длительно допустимой загрузки в летний период и 92,4% от его длительно допустимой загрузки в зимний период.

По информации Филиала ПАО "Россети Юг" - Калмэнерго (письмо NКЛМ/01/1057 от 21.07.2022 г.) существующая схема распределительных сетей данной ПС позволяет осуществить перевод питания потребителей на соседние центры питания в объеме до 3,8 МВА по сети 10-35 кВ (при этом загрузка соседних ЦП в нормальной схеме после осуществления перевода будет находиться в допустимых пределах).

После выполнения данного мероприятия загрузка Т-1 (2) ПС 110 кВ Элиста Восточная составит 14,974 МВА в летний период и 12,754 МВА в зимний период, что составляет 101,3% от его длительно допустимой загрузки в летний период и 71,2% от его длительно допустимой загрузки в зимний период.

С учетом вышеизложенного, для исключения превышения длительно допустимых токовых нагрузок Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Элиста Восточная требуется замена Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Элиста Восточная на новые трансформаторы мощностью 16 МВА каждый. Действующие ТУ на ТП по ПС 110 кВ Элиста Восточная представлены в Таблице 3.4.

Анализ ЦП 35 кВ и выше

Таблица 3.1.

ГАРАНТ:

Начало таблицы. См. окончание

Наименование ПС

Трансформатор

Нагрузка в летний КЗ 2017 г.

Нагрузка в зимний КЗ 2017 г.

Нагрузка в летний КЗ 2018 г.

Нагрузка в зимний КЗ 2018 г.

Нагрузка в летний КЗ 2019 г.

Нагрузка в зимний КЗ 2019 г.

Нагрузка в летний КЗ 2020 г.

Нагрузка в зимний КЗ 2020 г.

Нагрузка в летний КЗ 2021 г.

Нагрузка в зимний КЗ 2021 г.

Нагрузка в летний КЗ 2022 г.

ПС 220 кВ Элиста Северная

Т-1 (10 МВА)

5,15 МВА

8 МВА

6,25 МВА

7,95 МВА

6,45 МВА

5,35 МВА

6,05 МВА

7,6 МВА

6,78 МВА

5,84 МВА

5,73 МВА

Т-2 (25 МВА расщепл. обмотка 12,5)

3,41 МВА

3,28 МВА

3,3 МВА

4,8 МВА

4,01 МВА

4,71 МВА

2,54 МВА

4,02 МВА

2,86 МВА

7,34 МВА

3,57 МВА

Сумма

8,56 МВА

11,28 МВА

9,55 МВА

12,75 МВА

10,46 МВА

10,06 МВА

8,59 МВА

11,62 МВА

9,64 МВА

13,18 МВА

9,3 МВА

ПС 110 кВ Элиста Восточная

Т-1 (16 МВА)

5,95 МВА

6,2 МВА

8,9 МВА

9,1 МВА

6,79 МВА

9,68 МВА

5,63 МВА

7,84 МВА

12,8 МВА

10,55 МВА

7,88 МВА

Т-2 (16 МВА)

5,01 МВА

7,75 МВА

6,55 МВА

6 МВА

11,74 МВА

6,32 МВА

5,61 МВА

6,46 МВА

-

5,79 МВА

4,48 МВА

Сумма

11 МВА

13,95 МВА

15,45 МВА

15,1 МВА

18,53 МВА

16 МВА

11,24 МВА

14,3 МВА

12,8 МВА

16,34 МВА

12,36 МВА

ПС 110 кВ Элиста Западная

Т-1 (10 МВА)

4,83 МВА

8,93 МВА

11,7 МВА

5,62 МВА

9,98 МВА

7,11 МВА

-

6,49 МВА

-

-

5,56 МВА

Т-2 (16 МВА)

1,3 МВА

2,33 МВА

2,52 МВА

7,4 МВА

-

4,39 МВА

9,06 МВА

6,62 МВА

10,64 МВА

10,13 МВА

7,72 МВА

Сумма

6,13 МВА

11,26 МВА

14,22 МВА

13,02 МВА

9,98 МВА

11,5 МВА

9,06 МВА

6,49 МВА

10,64 МВА

10,13 МВА

13,28 МВА

ГАРАНТ:

Окончание таблицы. См. начало

Наименование ПС	Год выпуска трансформатора	Макс. в зимний КЗ за 5 лет	Макс. в летний КЗ за 5 лет	Действующие ТУ на ТП с учетом коэффициента реализации	Перевод нагрузки по сетям НН	С учетом перевода по сетям НН (зима) и коэффициентом реализации действующих ТУ	С учетом перевода по сетям НН (лето) и коэффициентом реализации действующих ТУ	Выводы
ПС 220 кВ Элиста Северная	1978	13,18 МВА при 3,7 (2021 год)	10,46 МВА при 28,5 (2019 год)	0,14 МВА	3,22 МВА	10,1 МВА	7,38 МВА	Замена трансформаторов не требуется
	1978
	-
ПС 110 кВ Элиста Восточная	1983	16,34 МВА при 3,7 (2021 год)	18,53 МВА при 28,5 (2019 год)	0,214 МВА	3,8 МВА	12,75 МВА	14,97 МВА (14,78 ДДТН)	Необходима замена Т-1 и Т-2 на новые трансформаторы мощностью 16 МВА каждый
	1973
	-
ПС 110 кВ Элиста Западная	1966	13,02 МВА при - 3,7 (2018 год)	14,22 МВА при 29,5 (2018 год)	0,206 МВА	3,3 МВА	9,93 МВА	11,13 МВА (9,14 ДДТН)	Необходима замена Т-1 на трансформатор мощностью 16 МВА
	1977
	-

Действующие ТУ на ТП по ПС 220 кВ Элиста Северная

Таблица 3.2.

N договора/заявки	Заявитель	Объект	Категория присоединения	Максимальная мощность по договору	Коэффициент реализации	Уровень напряжения (кВ)	Текущая стадия
80-1-22-00635967	Бембеева Татьяна Антоновна	Гараж	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,22	Техусловия подписаны.
80-1-22-00640353	Управление городского хозяйства, транспорта и благоустройства Администрации г. Элисты	вводной распределительный щит 0,4 кВ (парк Молодежный)	от 15 до 150 кВт,	60	0,2	0,4	Техусловия подписаны.
80-1-22-00632457	Общество с ограниченной ответственностью "Интер Строй"	Строительная площадка	до 15 кВт, юр. лица	15	0,2	0,4	Договор исполнен.
80-1-22-00640409	Общество с ограниченной ответственностью ГК "Инфратэк"	Объекты дорожного хозяйства (светофорные объекты, объекты видеофиксации) ул. В.И. Ленина, напротив дома 199	до 15 кВт, юр. лица	0,2	0,2	0,22	Техусловия подписаны.
80-1-22-00636361	Бадмаев Эрдни Наранович	Жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,22	Договор исполнен.
80-1-22-00640861	Мухаринов Вольдемар Николаевич	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Договор исполнен.
80-1-22-00629117	Кукаев Мерген Сергеевич	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Договор исполнен.
80-1-22-00629777	Мацакова Кермен Батаевна	ВРУ-0,22кВ жилого дома	до 15 кВт, физ. лица	6	0,2	0,22	Техусловия подписаны.
80-1-22-00645275	Овадыков Александр Басангович	Гараж	до 15 кВт, физ. лица	3	0,2	0,22	Техусловия подписаны.
80-1-22-00631189	Мучеряева Надежда Шарваевна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Техусловия подписаны.
80-1-22-00640375	индивидуальный предприниматель Санджиев Игорь Анатольевич	Объект торговли (магазин, торговый центр, прочее)	от 15 до 150 кВт,	30	0,2	0,4	Техусловия подписаны.
80-1-22-00640729	Эльзетинова Любовь Доржиновна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	10	0,2	0,4	Техусловия подписаны.
80-1-22-00638259	Тугульчиева Нина Саранговна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Техусловия подписаны.
80-1-22-00646537	Эльдеев Басан Манцаевич	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Техусловия подписаны.
80-1-22-00647079	Иванова Элина Борисовна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Техусловия подписаны.
80-1-22-00646831	Пампилов Евгений Вячеславович	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	8	0,2	0,4	Техусловия подписаны.
80-1-22-00646645	Таранова Элина Вячеславовна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Техусловия подписаны.
80-1-22-00647899	Санджиев Валерий Добинович	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Техусловия подписаны.
80-1-22-00647665	Чадыров Баатр Валериевич	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	10	0,2	0,4	Техусловия подписаны.
80-1-22-00647089	индивидуальный предприниматель Очирова Ольга Григорьевна	Нежилое помещение	до 15 кВт, юр. лица	5	0,2	0,22	Техусловия подписаны.
80-1-22-00646619	Кармашова Валентина Николаевна	Гараж	до 15 кВт, физ. лица	5	0,2	0,22	Техусловия подписаны.
80-1-22-00638625	Шовгурова Деля Сергеевна	Жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,4	Техусловия подписаны.
80-1-22-00635813	индивидуальный предприниматель Оконова Саглар Лиджиевна	Объект торговли (магазин, торговый центр, прочее)	до 15 кВт, юр. лица	9,95	0,2	0,4	Договор исполнен.
80-1-22-00638467	Нюдильчиев Баатр Александрович	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Договор исполнен.
80-1-22-00625315	Кичкильдеева Светлана Дорджиевна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Техусловия подписаны.
80-1-22-00630879	Надбитов Сергей Иванович	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	12	0,2	0,4	Договор исполнен.
80-1-22-00628909	Бодян Андрей Анатольевич	ВРУ-0,4кВ жилого дома	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,4	Договор исполнен.
80-1-22-00629067	Болтыров Алексей Алексеевич	ВРУ-0,4кВ жилого дома	до 15 кВт, физ. лица	10	0,2	0,4	Договор исполнен.
80-1-22-00638503	Шарапов Геннадий Васильевич	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Договор исполнен.
80-1-22-00638533	Ангиров Кузьма Горяевич	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Договор исполнен.
80-1-22-00646249	Шойнуу Алдынай Баз-Ооловна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Техусловия подписаны.
80-1-22-00625035	Кетчинова Дина Александровна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный	до 15 кВт, физ. лица	10,75	0,2	0,4	Договор исполнен.
80-1-22-00625263	Годжаева Кермен Олеговна	Жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Договор исполнен.
80-1-22-00629747	Басангов Очир Георгиевич	Строительная площадка (двухэтажный жилой дом блокированного типа)	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,4	Техусловия подписаны.
80-1-22-00639155	общество с ограниченной ответственностью "Дизель"	Объект торговли (магазин, торговый центр, прочее)	до 15 кВт, юр. лица	15	0,2	0,4	Техусловия подписаны.
80-1-22-00645291	Бадушева Нина Кальчинова	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Техусловия подписаны.
80-1-22-00624461	Лагаева Любовь Петровна	Жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,4	Техусловия подписаны.
80-1-22-00644413	Общество с ограниченной ответственностью "БАЙДАРЗЕМБУД"	Производственное здание/помещение	от 15 до 150 кВт,	50	0,2	0,4	Техусловия подписаны.
80-1-22-00636229	Бадмаев Надвид Дмитриевич	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Договор исполнен.
80-1-22-00629185	Пюрбеев Владимир Санджиевич	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	6	0,2	0,22	Техусловия подписаны.
80-1-22-00629333	Бюджетное учреждение Республики Калмыкия "Городская поликлиника"	Объект медицинского учреждения (здание/помещение медицинской организации)	от 15 до 150 кВт,	55	0,2	0,4	Техусловия подписаны.
80-1-22-00631113	Шивидов Николай Климович	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Договор исполнен.
80-1-22-00631281	Шунгурцыкова Галина Владимировна	ВРУ-0,4кВ объект незавершенного строительства	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,4	Техусловия подписаны.
80-1-22-00631245	Даваев Бадм Викторович	Жилой дом 10 мкр д. 82А	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,4	Техусловия подписаны.
80-1-22-00631589	индивидуальный предприниматель Минаева Наталья Петровна	Административное/офисное здание	от 15 до 150 кВт,	17,95	0,2	0,4	Договор исполнен.
80-1-22-00649807	Нардаева Ольга Бадмаевна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Договор направлен заявителю.

Действующие ТУ на ТП по ПС 110 кВ Элиста Западная

Таблица 3.3.

N договора/заявки	Заявитель	Объект	Категория присоединения	Максимальная мощность по договору	Коэффициент реализации	Уровень напряжения (кВ)	Текущая стадия	Дата выполнения обязательств	Центр питания
80-1-22-00636259	Бадма-Гаряев Эрдня Андреевич	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	22.09.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00632101	Санджиева Валерия Станиславовна	ВРУ-0,4кВ жилого дома	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Договор исполнен.	13.04.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00632963	Горяев Цюрум Мингиянович	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Договор исполнен.	18.04.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00636167	Сарангов Кирсан Эдуардович	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,4	Договор исполнен.	23.09.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00633039	Герасименко Евдокия Михайловна	Жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Договор исполнен.	19.04.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00638313	Бамбышева Гиляш Хонгоровна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Договор исполнен.	30.09.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00636199	Лиджиева Мария Санжагоряевна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	22.09.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00636183	Чемидова Тамара Дорджиевна	Жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,4	Договор исполнен.	24.09.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00640461	Манжикова Ольга Ивановна	Жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	5	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	08.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00641199	Акционерное общество Первая Башенная Компания	Базовая станция/оборудование сотовой связи	до 15 кВт, юр. лица	15	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	09.05.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00638647	Галзанов Бадма Богаевич	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	01.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00629321	Общество с ограниченной ответственностью "СТРОЙ ЮГ"	Объекты жилищно-коммунального хозяйства (строительная площадка)	до 15 кВт, юр. лица	7	0,2	0,4	Договор исполнен.	11.03.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00631137	Санджиев Дорджи Данилович	ВРУ-0,225кВ жилого дома	до 15 кВт, физ. лица	6	0,2	0,22	Договор исполнен.	31.08.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00635829	Батырев Алексей Николаевич	ВРУ-0,4кВ жилого дома	до 15 кВт, физ. лица	5	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	18.09.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00631201	Сюкиева Елизавета Джимбяевна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	25.08.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00638457	Коклаева Татьяна Цереновна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	01.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00637897	Чолутаева Нина Наминовна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Договор исполнен.	01.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00638351	Убушаева Валентина Васильевна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Договор исполнен.	30.09.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00639201	ИП Бадырбеков Чингиз Эминоглы	Городок передвижных аттракционов г. Элиста, парк "Дружба"	от 15 до 150 кВт	60	0,2	0,4	Договор исполнен.	27.04.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00646551	Абу Рамх Хасан	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	24.06.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00646909	Очир-Горяева Санда Басановна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	10	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	11.11.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00643179	Аристеева Елена Анатольевна	ВРУ-0,22кВ жилого дома	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Договор исполнен.	19.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00644571	Идрисова Баира Михайловна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	10	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	25.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00638479	Емельяненко Мария Валерьевна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	04.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00639161	Ходжигурова Элина Геннадьевна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Договор исполнен.	06.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00627051	Цедеева Евгения Дмитриевна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	03.08.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00625409	Чиданова Тамара Дорджиновна	Жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,22	Договор исполнен.	10.03.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00633339	Салбадаева Кермен Александровна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	6	0,2	0,4	Договор исполнен.	07.09.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00625935	Каруев Владимир Сарангович	Жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,4	Договор исполнен.	26.07.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00633109	Есенов Владимир Бобаевич	Жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	05.09.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00637385	общество с ограниченной ответственностью "Эко-Ферма"	Нежилая застройка (хозяйственная постройка, нежилое здание)	от 15 до 150 кВт	60	0,2	0,4	Договор исполнен.	30.09.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00629705	Акционерное общество Первая Башенная Компания	Базовая станция/оборудование сотовой связи	до 15 кВт, юр. лица	15	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	15.08.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00629731	Пахомов Александр Владимирович	ВРУ-0,4 Кв жилого дома	до 15 кВт, физ. лица	5	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	01.04.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00638547	Немаева Елена Григорьевна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Договор исполнен.	01.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00639193	Мололкина Ирина Александровна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	07.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00625219	Ланцинова Зинаида Босхомджиевна	Жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	27.07.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00643815	Ходжигорова Людмила Петровна	Жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	21.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00643911	Уняев Батр Анатольевич	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	8	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	21.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00640337	Ангучинова Элина Викторовна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Договор исполнен.	07.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00645183	Мудункаева Светлана Григорьевна	Жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	12	0,2	0,4	Договор исполнен.	29.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00645225	Бадмаев Владимир Валерьевич	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	27.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00644441	Нусхаева Светлана Групповодовна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Договор исполнен.	27.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00645249	Меклеева Валентина Шевяевна	Жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	20.06.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00624131	Хечеева Ольга Егоровна	Жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	14.03.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00624411	Барангов Вячеслав Александрович	Жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	20.07.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00645835	индивидуальный предприниматель Анжиров Илья Сергеевич	нестационарный торговый объект (киоск-автострахование)	до 15 кВт, юр. лица	15	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	29.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00629689	Общество с ограниченной ответственностью "Строительное управление N 3"	Строительная площадка ул. Правды, д. 3, корпус 6	от 15 до 150 кВт	75	0,2	0,4	Договор исполнен.	23.03.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00627023	Шарлдаева Саглара Юрьевна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	03.08.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00628765	Мергульчиева Ольга Бадаевна	Малоэтажная застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	10.08.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00630885	Маглинов Денис Станиславович	Малоэтажная застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,4	Договор исполнен.	08.04.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00641279	Борисенко Дарья Алексеевна	Складское здание/помещение	от 15 до 150 кВт	20	0,2	0,22	Договор направлен заявителю.	28.02.2023	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00632541	Джибряев Владимир Андреевич	Малоэтажная застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	09.09.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00632103	Общество с ограниченной ответственностью "СТРОЙ ЮГ"	Бетонный Завод	от 15 до 150 кВт	150	0,2	10	Техусловия подписаны.	15.09.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00633089	Бембеева Людмила Эльтышевна	ВРУ-0,22кВ жилого дома	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	05.09.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная
80-1-22-00646667	Баянов Илья Федорович	Малоэтажная застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	06.05.2023	ПС 110/35/10 кВ Элиста Западная

Действующие ТУ на ТП по ПС 110 кВ Элиста Восточная

Таблица 3.4.

N договора/заявки	Заявитель	Объект	Категория присоединения	Максимальная мощность по договору	Коэффициент реализации	Уровень напряжения (кВ)	Текущая стадия	Дата выполнения обязательств	Центр питания
80-1-22-00636019	Халенгинов Номта Владимирович	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	21.09.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00639885	Общество с ограниченной ответственностью ГК "Инфратэк"	Объекты дорожного хозяйства (светофорные объекты, объекты видеофиксации) ул. В.И. Ленина - ул. Номто-Очирова	до 15 кВт, юр. лица	0,4	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	19.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00635881	Арнаева Айса Андреевна	Магазин	от 15 до 150 кВт	60	0,2	0,4	Договор направлен заявителю.	28.02.2023	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00639831	Общество с ограниченной ответственностью ГК "Инфратэк"	Объекты дорожного хозяйства (светофорные объекты, объекты видеофиксации) ул. Кирова	до 15 кВт, юр. лица	0,2	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	19.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00639511	Общество с ограниченной ответственностью ГК "Инфратэк"	Объекты дорожного хозяйства (светофорные объекты, объекты видеофиксации) ул. Ленина 248А	до 15 кВт, юр. лица	0,2	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	19.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00628207	Общество с ограниченной ответственностью "ЛенРусСтрой"	Строительная площадка	от 15 до 150 кВт	149	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	14.03.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00636857	Бадмаев Вячеслав Александрович	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	24.09.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00634173	Общество с ограниченной ответственностью специализированный застройщик "Топгер"	Многоэтажная жилая застройка (Многоквартирный дом)	от 15 до 150 кВт	75	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	14.07.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00638607	Сарангов Андрей Бааторович	Гараж	до 15 кВт, физ. лица	3	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	01.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00638641	Сухотаев Айс Лиджиевич	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	04.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00630903	Сангаджиева Мария Лиджиевна	ВРУ-0,22кВ гаража	до 15 кВт, физ. лица	3	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	25.08.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00630469	Аракелян Леонид Юрьевич	ВРУ-0,4кВ строительной площадки	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	17.03.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00646173	Муктаева Наталья Арвуновна	Гараж	до 15 кВт, физ. лица	3	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	06.11.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00624983	Настаев Александр Владимирович	Гараж	до 15 кВт, физ. лица	1	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	25.07.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00625063	Воробьева Наталья Николаевна	Гараж	до 15 кВт, физ. лица	1	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	25.07.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00645245	Харманджиева Анна Николаевна	Жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	29.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00647151	Настаев Эрдни Николаевич	Гараж	до 15 кВт, физ. лица	3	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	11.11.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00644391	Плахтюкова Валентина Ивановна	Гараж	до 15 кВт, физ. лица	3	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	26.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00644331	Общество с ограниченной ответственностью "Феникс"	Объект торговли (магазин, торговый центр, прочее)	от 15 до 150 кВт	100	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	27.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00649553	Бадма-Горяев Виктор Ильдович	Нежилое помещение в многоквартирном доме	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	24.05.2023	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00647827	Тагирова Зарина Боранбаевна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	13.11.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00645305	Шурганова Эльза Басановна	Нежилое помещение в многоквартирном доме	до 15 кВт, физ. лица	5	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	28.04.2023	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00625171	Общество с ограниченной ответственностью "ГРЭЙД"	Многоэтажная жилая застройка (Многоквартирный дом)	от 15 до 150 кВт	90	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	01.08.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00631233	Булдурунов Бадма Валериевич	ВРУ-0,4кВ жилого дома	до 15 кВт, физ. лица	15	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	25.08.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00644421	Сарангова Людмила Сергеевна	ВРУ-0,22кВ гаража	до 15 кВт, физ. лица	6	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	25.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00639411	Чалбанова Людмила Бевяевна	Индивидуальный жилой дом	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	06.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00639251	Общество с ограниченной ответственностью "АГРОТОРГ"	Объект торговли (магазин, торговый центр, прочее)	от 15 до 150 кВт	80	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	13.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00645241	Мемеев Владимир Валериевич	Гараж	до 15 кВт, физ. лица	5	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	29.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00648215	Индивидуальный предприниматель Бадмаев Бадма Геннадьевич	Строительная площадка	до 15 кВт, юр. лица	15	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	07.06.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00644979	Ивасенко Игорь Васильевич	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	6	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	28.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00628969	Окунова Иджилина Басанговна	Нежилое помещение в многоквартирном доме	до 15 кВт, физ. лица	5	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	28.02.2023	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00646185	Общество с ограниченной ответственностью "СтройКом"	Склад	от 15 до 150 кВт, с рассрочкой	100	0,2	0,4	Проект договора оформлен	28.02.2023	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00629859	Ханинова Лера Александровна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	7	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	11.04.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00640527	Общество с ограниченной ответственностью ГК "Инфратэк"	Объекты дорожного хозяйства (светофорные объекты, объекты видеофиксации) перекресток ул. В.И. Ленина с ул. А.С. Пушкина	до 15 кВт, юр. лица	0,6	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	19.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00640463	Общество с ограниченной ответственностью ГК "Инфратэк"	Объекты дорожного хозяйства (светофорные объекты, объекты видеофиксации) перекресток ул. В.И. Ленина с ул. Губаревича	до 15 кВт, юр. лица	0,6	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	19.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00640483	Общество с ограниченной ответственностью ГК "Инфратэк"	Объекты дорожного хозяйства (светофорные объекты, объекты видеофиксации) ул. В.И. Ленина - ул. Чкалова	до 15 кВт, юр. лица	0,4	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	19.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00640383	Общество с ограниченной ответственностью ГК "Инфратэк"	Объекты дорожного хозяйства (светофорные объекты, объекты видеофиксации) г. Элиста, ул. Ю. Клыкова - ул. К. Илюмжинова	до 15 кВт, юр. лица	0,4	0,2	0,22	Техусловия подписаны.	19.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная
80-1-22-00645467	Кирсанова Заяна Владимировна	Малоэтажная жилая застройка (Индивидуальный жилой дом/ Садовый/Дачный дом)	до 15 кВт, физ. лица	10	0,2	0,4	Техусловия подписаны.	28.10.2022	ПС 110/35/10 кВ Элиста Восточная

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 режиме зимних максимальных нагрузок 2022 г. (при температуре окружающего воздуха -21°С) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Элиста Западная с отпайкой на ПС Богородская (ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Богородская - Элиста - Западная) наблюдается перегрузка по току ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Ремонтное свыше длительно допустимого значения на 43,3% (430 А). В данной схемно-режимной ситуации сработает АОПО ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Ремонтное с действием на разгрузку Целинской ВЭС в объеме 50,4 МВт. После действия ПА параметры режима находятся в области допустимых значений, токовая загрузка ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Ремонтное составит 176 А (58,6% от длительно допустимого значения) (см. Рисунки 2 и 3 Приложения 2).

В режиме зимних максимальных нагрузок 2022 г. (при температуре окружающего воздуха -21°С) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Элиста Северная - Элиста Западная и отсутствии генерации на Целинской ВЭС наблюдается перегрузка по току ВЛ 110 кВ Элиста Западная - Элиста Восточная свыше длительно допустимого и аварийно допустимого значений на 18,3% (355 А). В данной схемно-режимной ситуации сработает АОПО ВЛ 110 кВ Элиста Западная - Элиста Восточная (ПА установлена на ВЛ 110 кВ Элиста Западная - Элиста Восточная в рамках выполнения 2 этапа строительства Аршанской СЭС) с действием на разгрузку Салынской ВЭС объемом не менее 50 МВт. После действия ПА параметры режима находятся в области допустимых значений, токовая загрузка ВЛ 110 кВ Элиста Западная - Элиста Восточная составит 273 А (91% от длительно допустимого значения) (см. Рисунки 4 и 5 Приложения 2).

Выводы: для устранения дефицита трансформаторной мощности на ПС 110 кВ Элиста Западная, ПС 110 кВ Элиста Восточная при аварийном отключении трансформаторного оборудования необходима замена Т-1 ПС 110 кВ Элиста Западная на трансформатор мощностью 16 МВА, Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Элиста Восточная на новые трансформаторы мощностью 16 МВА каждый. Анализ существующего состояния, развития и функционирования электросетевого комплекса энергосистемы Республики Калмыкия выявил следующие особенности:

- повышенный износ трансформаторного парка 35 - 110 кВ;

- эксплуатация в распределительных устройствах 6 - 10 кВ маломасляных выключателей, находящихся в состоянии предельного износа;

- высокая степень износа выключателей 35 - 110 кВ, приводящая к росту отказов и повышающая пожароопасность;

- эксплуатация ВЛ 35 - 110 кВ на деревянных опорах;

- эксплуатация значительного количества устройств релейной защиты на электромеханической базе, имеющей срок службы более 25 лет.

IV. Основные направления развития электроэнергетики Республики Калмыкия

4.1. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на 5-летний период.

Прогноз потребления электроэнергии и мощности рассмотрен в рамках базового варианта со среднегодовыми темпами прироста электроэнергии и мощности 0,98% и 3,12% соответственно.

Перспективные уровни электропотребления энергосистемы Республики Калмыкия для базового варианта соответствуют варианту развития энергосистемы Республики Калмыкия, разработанному АО "СО ЕЭС" в рамках формирования СиПР ЕЭС России на 2022 - 2028 годы и учитывающему заявки потребителей на технологическое присоединение, по которым заключены договоры и выданы технические условия.

Прогноз потребления электрической энергии и мощности по энергосистеме Республики Калмыкии на пятилетний период для базового варианта развития

Таблица 4.1.1.

Показатели	Ед. изм.	2021 факт.	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Потребление электроэнергии	млрд кВт ч	0,854	0,8	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
Годовые темпы прироста	%	13,62	-6,32	12,5	0,0	0,0	0,0	0,0
Собственный максимум потребления	МВт	143,0	157,0	170,0	170,0	171,0	171,0	171,0
Годовые темпы прироста	%	4,4	9,8	8,3	0,0	0,6	0,0	0,0

Баланс мощности и электроэнергии на час собственного максимума потребления по территории Республики Калмыкия на период 2021 - 2027 годы (МВт) для базового варианта развития

Таблица 4.1.2.

Годы	2021 факт.	2022	2023	2024	2025	2026	2027
Максимум потребления мощности	143,0	157,0	170,0	170,0	171,0	171,0	171,0
Установленная мощность, в т.ч.:	433,50	472,10	472,10	472,10	472,10	472,10	472,10
- ТЭС	18,00	18,00	18,00	18,00	18,00	18,00	18,00
- ВЭС, СЭС	415,50	454,10	454,10	454,10	454,10	454,10	454,10
Располагаемая мощность	187,60	187,60	187,60	187,60	187,60	187,60	187,60
Сальдо перетоков	- 44,60	- 30,60	- 17,60	- 17,60	- 16,60	- 16,60	- 16,60
Выработка электроэнергии, млрд кВт·ч	0,96	0,758	0,758	0,758	0,76	0,76	0,76
Потребление электроэнергии, млрд кВт·ч	0,854	0,8	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9

Общий спрос на электрическую энергию в энергосистеме Республики Калмыкия к концу прогнозного периода (базовый вариант) оценивается в размере 0,9 млрд кВтч. Собственный максимум нагрузки энергосистемы Республики Калмыкия (базовый вариант) в рассматриваемой перспективе до 2027 года прогнозируется на уровне 171 МВт.

4.2. Перечень основных перспективных потребителей Республики Калмыкия с указанием заявленной максимальной мощности.

Перечень крупных действующих ТУ на ТП (не менее 150 кВт), по которым подписаны ТУ на ТП в энергосистеме Республики Калмыкия

Таблица 4.2.1.

N п/п	Наименование потребителя	Вид деятельности	Наименование центра питания (ПС)	N заявки/договора	Сроки подключения (год ввода в эксплуатацию)	Номинальная нагрузка (увеличение нагрузки), кВт
1	2	3	4	5	6	7
1	ООО "Управляющая компания "Агро-Тег"	Сельское хозяйство	ПС 110 кВ Ленинская, ПС 35 кВ Троицкая	80-1-22-00635855 (проект договора оформлен)	2027	2000,0
2	ООО "Проектор"	Промышленность	ПС 110 кВ Цаган-Аман	80-1-22-00631555	2023	450,0
3	ООО "ДОРТЕХСТРОЙ"	Промышленность	ПС 110 кВ Малые Дербеты	80-1-22-00628749	2023	420,0
4	Министерство здравоохранения Республики Калмыкия	Услуги населению	ПС 35/10 кВ Городовиковская	80-1-22-00633945	2027	259,2

4.3. Анализ прогнозного баланса мощности и электрической энергии.

При принятой концепции развития региона баланс электроэнергии на этапе 2022 г. складывается с дефицитом, равным 0,042 млрд кВтч. В период 2023 - 2027 гг. баланс электроэнергии складывается с возрастающим дефицитом ввиду роста потребления электроэнергии и достигает в 2027 г. значения 0,14 млрд кВтч.

4.4. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Республики Калмыкия

В расчетный перспективный период 2023 - 2027 гг. планируется к строительству Красинская СЭС установленной мощностью 60 МВт (2023 г.) и Лаганская СЭС установленной мощностью 60 МВт (2024 г.).

4.5. Прогноз развития энергетики Республики Калмыкия на основе ВИЭ и местных видов топлива.

С точки зрения комплекса географических предпосылок Республика Калмыкия является одной из наиболее перспективных на территории России географических ниш для развития энергетики на основе ВИЭ.

По установленной электрической мощности среди действующих объектов альтернативной энергетики лидируют ветровые электростанции. Доля возобновляемых источников (по состоянию на 1 января 2022 года) в энергетическом балансе Республике Калмыкия составляет около 95,5%.

Солнечная энергетика

На территории Республики Калмыкия уже функционируют крупные солнечные электростанции - Яшкульская СЭС, Малодербетовская СЭС (собственник - ООО "Авелар Солар Технолоджи").

Ввиду большого потенциала региона для производства электроэнергии с использованием СЭС, ООО "ЮнигринИнжиниринг" и ООО "Авелар Солар Технолоджи" планирует строительство двух новых СЭС-Лаганской СЭС и Красинской СЭС установленной мощностью 60 МВт каждая. Плановая дата ввода в эксплуатацию Красинской СЭС - 01.11.2023 г., Лаганской СЭС - 01.11.2024 г. На текущий момент Филиалом ПАО "Россети Юг" - "Калмэнерго" подготавливаются технические условия для технологического присоединения данных СЭС к энергосистеме Республики Калмыкия.

Ввод генерирующего оборудования Красинской СЭС планируется осуществить в один этап в 2023 г. В 2023 году предусматривается присоединение генерирующего оборудования установленной мощностью 60 МВт и максимальной мощностью 54 МВт. Для присоединения Красинской СЭС к энергосистеме Республики Калмыкия планируется сооружение ОРУ 110/10 кВ Красинской СЭС по схеме 110-3Н (блок линия-трансформатор) трансформаторной мощностью 63 МВА (один трансформатор ТРДН-62900/110/10,5-10,5) и строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Лиман - Джигильта ориентировочной протяженностью 0,7 км, проводом АС-120.

Присоединение к энергосистеме Лаганской СЭС установленной мощностью 60 МВт и максимальной мощностью 54 МВт планируется в один этап в 2024 году. Для присоединения Лаганской СЭС к энергосистеме Республики Калмыкия планируется сооружение ОРУ 110/10 кВ Лаганской СЭС по схеме 110-3Н (блок линия-трансформатор) трансформаторной мощностью 63 МВА (один трансформатор ТРДН-62900/110/10,5-10,5) с установкой одного управляемого шунтирующего реактора УШР 110 кВ (мощностью 25 Мвар) и строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Каспийская-2 - Улан-Холл с отпайкой на ПС Джигильта ориентировочной протяженностью 0,6 км, проводом АС-120 (с образованием ВЛ 110 кВ Лаганская СЭС - Каспийская-2 с отпайками).

4.6. Расчеты электроэнергетических режимов для нормальных и основных ремонтных схем.

Расчеты электроэнергетических режимов выполнялись с использованием программного комплекса RastrWin 3. Расчетные модели на перспективный период 2023 - 2027 гг. сформированы на основе расчетных моделей 2022 г. с учетом роста нагрузок, описанных в п. 4.1.

Для анализа режимов работы энергосистемы Республики Калмыкия 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 2023 - 2027 гг. выполнялись на основании Приказа Минэнерго России от 03.08.2018 N 630 "Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методические указания по устойчивости энергосистем" и 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".

Так как в промежуточные годы расчетного периода существенного изменения режимно-балансовой ситуации по сравнению с концом расчетного периода (2027 г.) не наблюдается, расчеты перспективных электроэнергетических режимов выполнены на год окончания перспективного периода - 2027 г.

Значения температур наружного воздуха для расчетов электроэнергетических режимов определены на основе информации АО "СО ЕЭС" (данные интернет-портала АО "СО ЕЭС", раздел "Исходные данные для применения ГОСТ Р 58670-2019", таблица 4.6.1 "Значения коэффициентов и расчетных температур наружного воздуха энергосистем, применяемых для расчетов электроэнергетических режимов и определении технических решений при перспективном развитии энергосистем (по состоянию на 15.02.2022)").

Значения коэффициентов и расчетных температур наружного воздуха энергосистем, применяемых для расчетов электроэнергетических режимов и определении технических решений при перспективном развитии энергосистем (по состоянию на 15.02.2022)

Таблица 4.6.1.

Температура наружного воздуха наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92, С	-21
Расчетная температура наружного воздуха для расчетов электроэнергетических режимов для зимнего режима максимальных и минимальных нагрузок, С	-12
Среднемесячная температура наружного воздуха наиболее теплого летнего месяца, С	+24
Температура наружного воздуха теплого периода с обеспеченностью 0,98, С	+35

Потребление электрической мощности для указанных выше температурных условий на 2027 г., рассчитанное на основании методики АО "СО ЕЭС", изложенной на интернет-портале АО "СО ЕЭС" (раздел "Исходные данные для применения ГОСТ Р 58670-2019"), приведено в Таблице 4.6.2.

Расчетное потребление электрической мощности на этап 2027 г.

Таблица 4.6.2.

Этап	Зима max, -21°C	Зима max, -12°C	Зима, +10°C	Зима min, -12°C	Лето max, +24°C	Лето max, +35°C	Лето min, +24°C
2027 г., МВт	189	171	124	106	102	122	70

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 2027 г. (при температуре окружающего воздуха -21°С) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Элиста Западная с отпайкой на ПС Богородская (ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Богородская - Элиста Западная) наблюдается перегрузка по току ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Ремонтное свыше длительно допустимого значения на 40,6% (422 А). В данной схемно-режимной ситуации сработает АОПО ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Ремонтное с действием на разгрузку Целинской ВЭС в объеме 50,4 МВт. После действия ПА параметры режима находятся в области допустимых значений, токовая загрузка ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Ремонтное составит 170 А (56,6% от длительно допустимого значения) (см. Рисунки 2 и 3 Приложения 3).

В режиме зимних максимальных нагрузок 2027 г. (при температуре окружающего воздуха -21°С) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Элиста-Северная - Элиста Западная в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Элиста-Северная - Красненская (при отсутствии генерации на Целинской ВЭС) наблюдается перегрузка по току ВЛ 110 кВ Элиста Западная - Элиста Восточная свыше длительно и аварийно допустимых значений на 22,7% (368 А). В данной схемно-режимной ситуации сработает АОПО ВЛ 110 кВ Элиста Западная - Элиста Восточная (ПА установлена на ВЛ 110 кВ Элиста Западная - Элиста Восточная в рамках выполнения 2 этапа строительства Аршанской СЭС) с действием на разгрузку Салынской ВЭС объемом 50 МВт. После действия ПА параметры режима находятся в области допустимых значений, токовая загрузка ВЛ 110 кВ Элиста Западная - Элиста Восточная составит 268 А (89,3% от длительно допустимого значения) (см. Рисунки 4 и 5 Приложения 3).

В режиме зимних максимальных нагрузок 2027 г. (при температуре окружающего воздуха -21°С) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Колодезная - Черноземельская (Л-76) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Рагули - НПС-3 наблюдается перегрузка по току ВЛ 110 кВ Дивное - Володаровская свыше длительно допустимого значения (а также аварийно допустимого значения) на 6,5% (325 А) (см. Рисунок 6 Приложения 2). В данной схемно-режимной ситуации сработает АОПО ВЛ 110 кВ Дивное - Володаровская с действием на отключение ВЛ 110 кВ Дербетовская - Дивное (Л-156), что приведет к недопустимой перегрузке ВЛ 110 кВ Арзгир - Южная (Л-82) (513 А) (см. Рисунок 7 Приложения 2). Для исключения выхода параметров режима из области допустимых значений предлагается ремонт ВЛ 110 кВ Рагули - НПС-3 проводить при величине суммарной генерации Салынской ВЭС и Целинской ВЭС не более 100 МВт (см. Рисунок 8 Приложения 2). В рассмотренных схемно-режимных ситуациях генерация электрических станций энергосистемы Республики Калмыкия принята на уровне максимальной располагаемой мощности, перетоки активной мощности в контролируемых сечениях "ЮГ", "Маныч", "Кубанское" на уровне МДП.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Вместо "Приложения 2" имеется в виду "Приложения 3"

В режиме летних максимальных нагрузок 2027 г. (при температуре окружающего воздуха +24°С) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Элиста-Восточная - Магна в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Элиста-Северная - Красненская наблюдается перегрузка по току ВЛ 110 кВ Дивное - Володаровская свыше длительно допустимого значения (а также аварийно допустимого значения) на 43,9% (439 А) (см. Рисунок 9 Приложения 3). В данной схемно-режимной ситуации сработает АОПО ВЛ 110 кВ Дивное - Володаровская с действием на отключение ВЛ 110 кВ Дербетовская - Дивное (Л-156). После действия ПА наблюдается перегрузка по току ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Ремонтное свыше длительно допустимого значения на 20,3% (361 А) (см. Рисунок 10 Приложения 3). В данной схемно-режимной ситуации сработает АОПО ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Ремонтное с действием на разгрузку Целинской ВЭС в объеме 50,4 МВт. После действия ПА параметры режима находятся в области допустимых значений, токовая загрузка ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Ремонтное составит 261 А (87% от длительно допустимого значения) (см. Рисунок 11 Приложения 3). В рассмотренных схемно-режимных ситуациях генерация электрических станций энергосистемы Республики Калмыкия принята на уровне максимальной располагаемой мощности, перетоки активной мощности в контролируемых сечениях "ЮГ", "Маныч", "Кубанское" на уровне МДП.

Анализ загрузки ЦП 35 кВ и выше

В соответствии с Таблицей 4.2.1., на ПС 110 кВ Ленинская и ПС 35 кВ Троицкая планируется увеличение нагрузки по ТУ на ТП в объеме 2,12 МВА (с учетом коэффициента реализации).

На ПС 35 кВ Троицкая установлен один трансформатор мощностью 6,3 МВА. Длительно допустимая загрузка данного трансформатора в соответствии с Приказом N 81 составляет 5,9 МВА в летний период и 7,1 МВА в зимний период. Максимальная загрузка ЦП в летний период зафиксирована 17.06.2020 г. и составляет 2,27 МВА. Максимальная загрузка ЦП в зимний период зафиксирована 18.12.2019 г. и составляет 1,75 МВА.

На ПС 110 кВ Ленинская установлен один трансформатор мощностью 2,5 МВА. Длительно допустимая загрузка данного трансформатора в соответствии с Приказом N 81 составляет 2,34 МВА в летний период и 2,8 МВА в зимний период. Максимальная загрузка ЦП в летний период зафиксирована 16.06.2021 г. и составляет 0,19 МВА. Максимальная загрузка ЦП в зимний период зафиксирована 15.12.2021 г. и составляет 0,22 МВА.

Таким образом, при увеличении нагрузки по ТУ на ТП на ПС 110 кВ Ленинская и ПС 35 кВ Троицкая параметры режима находятся в области допустимых значений, дополнительных мероприятий по разгрузке данных ЦП не требуется.

Выводы по загрузке остальных ЦП 35 кВ и выше аналогичны выводам, сделанным в Разделе III.

4.7. Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше и рекомендации по вводу источников реактивной мощности и средств компенсации реактивной мощности.

В таблице 4.7.1. представлены УКРМ, установленные на энергообъектах энергосистемы Республики Калмыкия.

Установленная и располагаемая реактивная мощность устройств компенсации реактивной мощности (УКРМ) энергосистемы Республики Калмыкия

Таблица 4.7.1.

N п/п	Наименование ПС	Uном БСК, кВ	Располагаемая мощность БСК, Мвар	Установленная мощность БСК, Мвар
ПС 110 кВ
1	ПС 110 кВ Элиста Западная БСК-1	10	7,35	4,41
2	ПС 110 кВ Элиста Западная БСК-2	10	7,92	5,54
3	ПС 110 кВ Элиста Восточная	10	8,02	5,61
4	ПС 110 кВ Яшкуль-2 БСК-2	10	5,29	3,61
5	ПС 110 кВ Приютное-2	10	5,29	3,61
6	ПС 110 кВ Чолун-Хамур	10	2,65	1,81
7	ПС 110 кВ Красненская	10	5,29	3,61
8	ПС 110 кВ Каспийская-2	10	5,29	3,61
9	ПС 110 кВ Черноземельская	10	5,29	3,61
10	ПС 110 кВ Яшалтинская	10	5,29	3,61
11	ПС 110 кВ Виноградовская	10	3,97	2,77
12	ПС 110 кВ Советская	10	5,64	4,8
13	ПС 110 кВ Садовое-1	10	5,29	3,61
ПС 35 кВ
1	ПС 35 кВ Красномихайловская	10	1,32	0,68
2	ПС 35 кВ Городовиковская	10	2,65	1,8
	Итого		76,55	52,69

В таблице 4.7.2. представлены минимальные и максимальные уровни напряжений на этапе 2027 г. на энергообъектах 110-220 кВ энергосистемы Республики Калмыкия.

Максимальные и минимальные напряжения в сети 110 - 220 кВ энергосистемы Республики Калмыкия на этап 2027 г.

Таблица 4.7.2.

Режим	Umin, 220 кВ	Umax, 220 кВ	Umin, 110 кВ	Umax, 110 кВ
Зимний max -21°C	223,6	239,8	108,4	118,2
Зимний max -12°C	224,2	240,6	109,7	118,9
Зимний min -21°C	224,7	241,2	110,3	119,1
Зимний min -12°C	224,9	241,7	110,9	119,6
Лето max +24°C	224,7	241,5	110,6	119,2
Лето min +24°C	225,2	241,9	110,9	119,7
Лето max +35°C	224,5	241,1	110,2	118,9

Баланс реактивной мощности в сети 110 - 220 кВ энергосистемы Республики Калмыкия на этап 2027 г.

В таблице 4.7.3. представлен баланс реактивной мощности в сети 110 - 220 кВ энергосистемы Республики Калмыкия на этап 2027 г.

Таблица 4.7.3.

N п/п	Наименование параметра	Зима max -21°C	Зима max -12°C	Зима min -21°C	Зима min -12°C	Лето max +24°C	Лето min +24°C	Лето max +35°C
1	Реактивная мощность нагрузки, Мвар	58,7	46,6	29,2	26,5	56,7	50,8	54,9
2	Потери в ЛЭП, Мвар	28,2	15,6	23,4	12,3	10,2	9,8	12,5
3	Потери в трансформаторах, Мвар	7,7	6,4	5,9	5,3	5,9	4,8	6,1
4	Реактивная мощность, передаваемая в прилегающую сеть, Мвар	8,2	25,8	33,6	18,9	38,4	42,1	6,6
5	Генерируемая реактивная мощность КУ, Мвар	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
6	Генерируемая реактивная мощность станций, Мвар	19,3	2	1,8	-30,3	20,8	15,1	-7
7	Зарядная мощность ЛЭП, Мвар	83,5	92,4	90,3	93,3	90,4	92,4	87,1
8	Итого генерируемая реактивная мощность (пп. 5-7), Мвар	102,8	94,4	92,1	63	111,2	107,5	80,1
9	Итого потребляемая реактивная мощность (пп. 1-4), Мвар	102,8	94,4	92,1	63	111,2	107,5	80,1
10	Баланс реактивной мощности (пп. 8-9), Мвар	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0

Анализ баланса реактивной мощности в электрической сети энергосистемы Республики Калмыкия на 2027 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.

Уровни напряжений на энергообъектах Республики Калмыкия остается в пределах допустимых значений во всех рассмотренных режимах.

4.8. Предложения мероприятий по строительству и реконструкции объектов электроэнергетики на территории Республики Калмыкия

На основании информации, изложенной в Разделах III и IV, а также на основании СиПР ЕЭС России на период 2022 - 2028 гг., были подготовлены предложения по развитию электрической сети энергосистемы Республики Калмыкия.

Предложения по развитию электрической сети энергосистемы Республики Калмыкия в рамках базового варианта развития

Таблица 4.8.1.

N п/п	Наименование объекта	Год реализации	Мероприятие	Ответственная организация	Параметры оборудования		Техническое обоснование
					МВА (Мвар)	км
1	Красинская СЭС	2023	Сооружение ОРУ 110/10 кВ Красинской СЭС по схеме 110-3Н с установкой силового трансформатора ТРДН-62900/110/10,5-10,5	ООО "Авелар Солар Технолоджи"	63		Реализация ТУ на ТП Красинской СЭС
2			Строительство отпайки от существующей ВЛ 110 кВ Лиман - Джильгита проводом АС-120	ООО "Авелар Солар Технолоджи"		0,7	Реализация ТУ на ТП Красинской СЭС
3	ПС 110 кВ Джигильта	2023	Техническое перевооружение ПС 110 кВ Джигильта (модернизация РЗА с установкой оборудования ВЧ-связи и ЛВС)	ПАО "Россети Юг"			Реализация ТУ на ТП Красинской СЭС
4	ПС 220 кВ Лиман	2023	Техническое перевооружение ПС 220 кВ Лиман (модернизация РЗА с установкой оборудования ВЧ-связи)	ПАО "ФСК ЕЭС"			Реализация ТУ на ТП Красинской СЭС
5	Лаганская СЭС	2024	Сооружение ОРУ 110/10 кВ Лаганской СЭС по схеме 110-3Н с установкой силового трансформатора ТРДН-62900/110/10,5-10,5	ООО "ЮнигринИнжиниринг"	63		Реализация ТУ на ТП Лаганской СЭС
6			Сооружение отпайки от ВЛ 110 кВ Каспийская-2 - Улан-Холл с отпайкой на ПС Джигильта проводом АС-120	ООО "ЮнигринИнжиниринг"		0,6	Реализация ТУ на ТП Лаганской СЭС
7			Установка УШР 25 Мвар на ОРУ 110/10 Лаганской СЭС	ООО "ЮнигринИнжиниринг"	25		Реализация ТУ на ТП Лаганской СЭС
8	ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 1	2024	Реконструкция ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр N 1 протяженностью 0,5 км проводом 3хАС-300	ПАО "ФСК ЕЭС"		0,5	Реализация ТУ на ТП Лаганской СЭС
9	ПС 220 кВ Черный Яр	2024	Замена ошиновки линейной ячейки 220 кВ на ПС 220 кВ Черный Яр протяженностью 0,1 км проводом 3хАС-300	ПАО "ФСК ЕЭС"		0,1	Реализация ТУ на ТП Лаганской СЭС
10	ПС 500 кВ Южная	2024	Замена ошиновки линейной ячейки 220 кВ на ПС 500 кВ Южная протяженностью 0,1 км проводом 3хАС-300	ПАО "ФСК ЕЭС"		0,1	Реализация ТУ на ТП Лаганской СЭС
11	ПС 110 кВ Нарын-Худук	2024	Техническое перевооружение ПС 110 кВ Нарын-Худук (установка шкафа АЧР)	ПАО "Россети Юг"			Реализация ТУ на ТП Лаганской СЭС
12	ПС 110 кВ Комсомольская	2024	Техническое перевооружение ПС 110 кВ Комсомольская (установка резервной защиты ВЛ)	ПАО "Россети Юг"			Реализация ТУ на ТП Лаганской СЭС
13	ПС 110 кВ Улан-Холл	2024	Техническое перевооружение ПС 110 кВ Улан-Холл (установка оборудования АСДТУ и ЛВС)	ПАО "Россети Юг"			Реализация ТУ на ТП Лаганской СЭС
14	ПС 110 кВ Джигильта	2024	Техническое перевооружение ПС 110 кВ Джигильта (установка оборудования связи, резервной защиты ВЛ)	ПАО "Россети Юг"			Реализация ТУ на ТП Лаганской СЭС
15	ПС 110 кВ Каспийская-2	2024	Техническое перевооружение ПС 110 кВ Каспийская-2 (установка оборудования связи, ТТ 110 кВ, основной и резервных защит ВЛ с приемо-передатчиком ВЧ)	ПАО "Россети Юг"			Реализация ТУ на ТП Лаганской СЭС
16	ПС 110 кВ Элиста Западная	2024	Замена трансформатора Т-1 на трансформатор мощностью 16 МВА	ПАО "Россети Юг"	16		Устранение дефицита трансформаторной мощности (раздел III)
17	ПС 110 кВ Элиста Восточная	2024	Замена трансформаторов Т-1 и Т-2 на новые трансформаторы мощностью 16 МВА каждый	ПАО "Россети Юг"	2х16		Устранение дефицита трансформаторной мощности (раздел III)

V. Основные направления развития теплоэнергетики Республики Калмыкия

5.1. Прогноз потребления тепловой энергии до 2027 года, с выделением крупных потребителей, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований.

К 2027 году в целом по Республике Калмыкия не прогнозируется увеличение потребления тепловой энергии. Показатели теплопотребления остаются на уровне 2021 года и составляют 235,29 тыс. Гкал/год. Основным потребителем тепловой энергии является население, его доля от общего теплопотребления составляет 66%.

Прогноз отпуска и потребления тепловой энергии Республики Калмыкия на период 2022 - 2027 гг.

Таблица 5.1.1

Год	Отпущено тепловой энергии своим потребителям, Гкал	В том числе:
		Население	Бюджет	Промышленные предприятия	Прочие организации
2022	235287	156518	69774	-	8995
2023	235287	156518	69774	-	8995
2024	235287	156518	69774	-	8995
2025	235287	156518	69774	-	8995
2026	235287	156518	69774	-	8995
2027	235287	156518	69774	-	8995

Прогноз потребления тепловой энергии от теплоснабжающих предприятий на период 2022 - 2027 гг.

Таблица 5.1.2

Наименование теплоснабжающей организации *	Период	Год	Отпуск тепловой энергии в паре, Гкал				Отпуск тепловой энергии в горячей воде, Гкал	Итого суммарный отпуск тепловой энергии, Гкал	в т.ч. по группам потребителей, Гкал
			пар 2,5-7.0	пар 7,0-13,0	пар свыше 13,0	острый редуцированный пар			Население	Бюджет	Предприятия на производственные нужды	Прочее
АО "Энергосервис"	Прогноз	2022	-	-	-	-	235287,54	235287,54	156518,16	69774,25	-	8995,13
		2023	-	-	-	-	235287,54	235287,54	156518,16	69774,25	-	8995,13
		2024	-	-	-	-	235287,54	235287,54	156518,16	69774,25	-	8995,13
		2025	-	-	-	-	235287,54	235287,54	156518,16	69774,25	-	8995,13
		2026	-	-	-	-	235287,54	235287,54	156518,16	69774,25	-	8995,13
		2027	-	-	-	-	235287,54	235287,54	156518,16	69774,25	-	8995,13

Прогноз отпуска и потребления тепловой энергии Элистинской ГТ ТЭЦ на период 2022 - 2027 гг.

Таблица 5.1.3

Наименование источника тепловой энергии	Год	Отпуск тепла в паре, Гкал				Отпуск тепла в горячей воде, Гкал	Итого суммарный отпуск тепла, Гкал	В т.ч. за счет когенерации, Гкал	В том числе по группам потребителей, Гкал
		пар 2,5-7,0	пар 7,0-13,0	пар свыше 13,0	острый и редуцированный пар				Население	Бюджет	Предприятия на производственные нужды	Прочее
Элистинская ГТ ТЭЦ	2022	-	-	-	-	72,935	72,935	72,935	-	-	-	72,935
	2023	-	-	-	-	72,935	72,935	72,935	-	-	-	72,935
	2024	-	-	-	-	72,935	72,935	72,935	-	-	-	72,935
	2025	-	-	-	-	118,590	118,590	118,590	-	-	-	118,590
	2026	-	-	-	-	118,590	118,590	118,590	-	-	-	118,590
	2027	-	-	-	-	118,590	118,590	118,590	-	-	-	118,590

5.2. Потребность электростанций (блок-станций) и котельных в топливе.

В связи с отсутствием прогноза теплопотребления, прогнозируемый объем природного газа, требующийся на выработку тепловой энергии, также остаётся на уровне 2021 года и составляет 72,08 млн. м3/год.

Прогноз потребления природного газа Элистинской ГТ ТЭЦ на период 2022 - 2027 гг.

Таблица 5.2.1

Год	Расход топлива в натуральном выражении и в тоннах условного топлива		Удельный расход условного топлива на отпуск э/э		Удельный расход условного топлива на отпуск т/э
	Природный газ		по конденционному циклу	по теплофикационному циклу
	тыс. м3	т.у.т.	т/кВтч	т/кВтч	кг/Гкал
2022	36502	42 743	-	338,8	139,3
2023	33 416	43637	-	338,8	139,3
2024	33 416	43 637	-	338,8	139,3
2025	33 416	43 637	-	338,8	139,3
2026	33 416	43 637	-	338,8	139,3
2027	33 416	43 637	-	338,8	139,3

Прогноз потребления природного газа котельными на период 2022 - 2027 гг.

Таблица 5.2.2

Наименование теплоснабжающей организации	Год	Расход природного газа в натуральном выражении и в тоннах условного топлива
		тыс. м 3	тут
АО "Энергосервис"	2022	24834,26	28658,74
	2023	24834,26	28658,74
	2024	24834,26	28658,74
	2025	24834,26	28658,74
	2026	24834,26	28658,74
	2027	24834,26	28658,74

5.3. Мероприятия по строительству когенерации, возобновляемых источниках электроэнергии, модернизации систем теплоснабжения и объектов малой распределенной энергетики.

Предложения по техническому перевооружению котельных

Мощность существующих котельных обеспечит перспективные тепловые нагрузки, однако, с учетом территориального перераспределения источников теплоснабжения, необходимо будет уменьшать мощность существующих котельных при условии строительства новых источников тепла в районах размещения многоэтажного жилья.

Топливом для существующих и вновь размещаемых котельных будет служить природный газ.

Учитывая (66%) изношенность теплосетей и (65%) основных фондов теплоэнергетического хозяйства города Элисты, необходимо направить усилия на профилактику систем теплоснабжения, реконструкцию и обновление теплосетей, с постепенной заменой мелких не экономических источников тепла.

Необходимо внедрение ультразвуковых противонакипных установок и установок для обработки подпиточной воды путем ввода комплексонов. Неоснащенность котельных установками для обработки сетевой воды приводит к сокращению ремонтного цикла котельного агрегата и всей системы теплоснабжения в целом в 3 раза, а также приводит к увеличению потребления природного газа до 15% от необходимого объема.

Требуется проведение мероприятий по переходу на бесканальную прокладку с использованием труб в пенополиуретановой изоляции и замене теплотрасс горячего водоснабжения со стальных на пластиковые.

Прокладка теплотрассы в непроходных каналах с использованием труб в пенополиуретановой изоляции обеспечит снижение расходов на капитальный ремонт теплотрассы на 50%.

Отсутствие кислородной коррозии трубопроводов, существенное увеличение ремонтного цикла, нормативный срок эксплуатации пластмассовых трубопроводов 50 лет.

Меры по переоборудованию котельных в источники комбинированной выработки электрической и тепловой энергии

Стратегией развития города Элисты, разработанной в Генеральном плане определены следующие задачи развития теплосетевого хозяйства:

1) Развитие систем теплоснабжения многоэтажной застройки положена концепция централизованного теплоснабжения. Теплоснабжение малоэтажной индивидуальной усадебной застройки предусматривается от индивидуальных генераторов на газовом топливе;

2) Мощность существующих котельных обеспечит перспективные тепловые нагрузки, однако с учетом территориального перераспределения источников теплоснабжения, необходимо будет уменьшать мощность существующих котельных при условии строительства новых источников тепла в районах размещения многоэтажного жилья;

3) Учитывая изношенность теплосетей и основных фондов теплоэнергетического хозяйства города Элисты, необходимо направить усилия на профилактику систем теплоснабжения, реконструкцию и обновление теплосетей с постепенной заменой мелких неэкономичных источников тепла;

4) Необходимо внедрение ультразвуковых противонакипных установок и установок для обработки подпиточной воды путем ввода комплексонов;

5) Требуется осуществить переход на бесканальную прокладку с использованием труб в пенополиуретановой изоляции и замене теплотрасс горячего водоснабжения со стальных на пластиковые;

6) Приведение котельных, тепловых сетей и абонентских вводов к требованиям технических норм.

Меры по переводу котельных, размещенных в существующих и расширяемых зонах действия источников комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, в пиковый режим работы

Традиционным решением оптимального покрытия теплофикационной нагрузки является ее распределение между основными и пиковыми источниками тепла. Для сложившихся систем централизованного теплоснабжения с основными источниками тепла являются регулируемые отборы паровых турбин и основные пароводяные подогреватели - бойлеры. В качестве пиковых источников используются пиковые водогрейные котлы или пароводяные подогреватели - пиковые бойлеры.

Согласно п. 5.1.4 ВНТП-81 теплопроизводительность и число пиковых водогрейных и паровых котлов низкого давления выбиралось исходя из условия покрытия ими, как правило, 40 - 45% максимальной тепловой нагрузки отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

С учетом круглогодичной нагрузки ГВС доля пиковых источников при годовом потреблении за эти годы не превышала 6 - 8%, что свидетельствует о значительном простое пиковых источников и об "омертвлении" вложенных в них средств.

Оптимизация загрузки и перевод котельных в пиковый режим, а во многих случаях и ликвидация (консервация) избыточных мощностей, позволяют получить ряд общесистемных эффектов, таких как:

- снижение себестоимости выработки тепловой и электрической энергии за счет большей загрузки и работы в базовом режиме;

- снижение объема сжигаемого топлива.

Мероприятия по выводу из эксплуатации котельных и переводу их в пиковый режим в существующих и расширяемых зонах действия целесообразны в следующих случаях:

- наличия перспективных резервов тепловой мощности в регулируемых отборах теплофикационных турбоагрегатов;

- нахождение котельной и ее потребителей на границе эффективного радиуса теплоснабжения;

- несоблюдения установленного температурного графика (115/70°С, 95/70°С);

- несоответствия оборудования котельных требованиям, установленным действующим законодательством об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности (высокий удельный расход топлива на выработку единицы тепловой энергии, моральный и физический износ основного оборудования, связанный с превышением нормативного срока службы и т.д.).

Основаниями для перевода тепловой нагрузки от котельных являются:

- данные из перспективных балансов располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки;

- данные о теплофикационных агрегатах, не прошедших конкурентный отбор мощности на оптовый рынок электрической энергии в соответствии с действующим законодательством и прогнозных значениях выбытия теплофикационных турбоагрегатов с рынка мощности;

- данные об остаточном парковом ресурсе теплофикационных агрегатов;

- данные о возможности продления паркового ресурса турбоагрегатов.

Решения о загрузке источников тепловой энергии, распределении (перераспределении) тепловой нагрузки потребителей тепловой энергии в каждой зоне действия системы теплоснабжения между источниками тепловой энергии

Распределение (перераспределение) тепловой нагрузки потребителей тепловой энергии между данными котельными невозможно ввиду отсутствия соответствующих участков теплотрасс (перемычек).

Предложения по перераспределению тепловой нагрузки из зон с дефицитом располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии в зоны с резервом располагаемой тепловой мощности

АО "Энергосервис" не имеет возможности перераспределять тепловую нагрузку из зон с дефицитом располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии в зоны с резервом располагаемой тепловой мощности.

Других мероприятий по источникам тепловой энергии не предусмотрено.

5.4. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Республики Калмыкия с указанием новых объектов теплоснабжения.

В рамках административно-территориального устройства Республика Калмыкия делится на административно-территориальные единицы: 1 город республиканского значения (Элиста) и 13 муниципальных районов:

1. Городовиковский район

2. Ики-Бурульский район

3. Кетченеровский район

4. Лаганский район

5. Малодербетовский район

6. Октябрьский район

7. Приютненский район

8. Сарпинский район

9. Целинный район

10. Черноземельский район

11. Юстинский район

12. Яшалтинский район

13. Яшкульский район

В Южном федеральном округе Республика Калмыкия является лидером по разработке схем теплоснабжения, из 114 муниципальных образований разработка схемы теплоснабжения необходима только для столицы Калмыкии - г. Элиста.

Схема теплоснабжения утверждена постановлением Администрации г. Элисты N 1739 от 23 марта 2014 г.

Актуализация схемы теплоснабжения утверждена постановлением Администрации г. Элисты N 1602 от 20 июля 2018 г.

5.5. Предложения по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований Республики Калмыкия. Предложения по переводу на парогазовый цикл действующих ТЭЦ

В районных муниципальных образованиях Республики ведутся работы по переводу объектов социальной сферы и жилого фонда на автономное отопление. К 2020 году завершилась работа по переводу потребителей на автономное отопление в оставшихся 2 районах республики - Городовиковском, Малодербетовском.

Развитие теплового хозяйства г. Элиста осуществляется путем перевода Элистинской ГТ ТЭЦ на парогазовый цикл, что позволило обеспечить более высокую эффективность топливоиспользования при производстве электро- и теплоэнергии.

В связи с закрытием централизованных котельных и переводом предприятий и бытовых потребителей на автономные источники тепловой энергии прогнозирование объемов потребления тепловой энергии по районам (за исключением г. Элиста) с 2020 года не осуществляется.

Прогноз потребления тепловой энергии на нужды населения и бюджетной сферы от коммунальных предприятий на период до 2027 года остается неизменным и составляет 281,25 тыс. Гкал/год.

5.6. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Республики Калмыкия на 2023 - 2027 годы. Предложения по реконструкции, модернизации и размещению ТЭЦ и котельных.

Развитие теплосетевого хозяйства на территории Республики Калмыкия не предусматривается.

Утвержденной схемой теплоснабжения г. Элисты рекомендованы мероприятия по реконструкции тепловых сетей:

1) Тепловые сети от котельной "Ю. Клыкова" по ул. Ю. Клыкова

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 10,5 Гкал/час, в том числе на отопление 7 Гкал/час 68 зданий в районе, ограниченном улицами В.И. Ленина, П. Осипенко, Ю. Клыкова, В. Чкалова.

Общая протяженность сетей - 3,79 км, средний диаметр - 110 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

Трубопроводы, подлежащие замене, но выдержавшие гидравлические испытания:

- участок трубопровода от ТК-40 до ТК42 - 127 м;

- участок трубопровода от ТК23 до здания по улице В.И. Ленина 232 "в" - 41 м;

- участок трубопровода от ТК22 до здания по улице В.И. Ленина 232 "а" - 8,0 м;

- участок трубопровода от ТК21 до здания по улице В.И. Ленина 232 "б" - 8,0 м;

- участок трубопровода от ТК11 до точки опуска h1,0 - 140,0 м.

Трубопроводы, подлежащие замене, не выдержавшие гидравлические испытания (аварийные):

- участок трубопровода от ТК10 до здания по ул. В.И. Ленина 246 - 6,0 м;

- участок трубопровода от ТК14 до здания по ул. В.И. Ленина 256 - 39,0 м.

2) Тепловые сети от котельной "Совмин" по ул. Губаревича, 8.

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 8,69 Гкал/час, в том числе на отопление 3,22 Гкал/час 26 зданий в районе, ограниченном улицами Ю. Клыкова, Губаревича, В.И. Ленина.

Общая протяженность сетей - 1,04 км, средний диаметр - 130 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

Трубопроводы, подлежащие замене, но выдержавшие гидравлические испытания:

- участок трубопровода от ТК12 до здания по ул. Ю. Клыкова 5 - 16,0 м;

- участок трубопровода от ТК14 до здания по ул. Ю. Клыкова 7 - 12,0 м;

- участок трубопровода от ТК14 до здания по ул. Ю. Клыкова 7а - 15,0 м.

3) Тепловые сети от котельной "Пионерская" по ул. Пионерская.

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 16,0 Гкал/час, в том числе на отопление 7,2 Гкал/час, на горячее водоснабжение - 0,34 Гкал/час 60 зданий в районе, ограниченном улицами Ломоносова, Городовикова, Н. Очирова.

Общая протяженность сетей отопления и ГВС - 3,03 км, средний диаметр - 120 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

Трубопроводы, подлежащие замене, но выдержавшие гидравлические испытания:

- участок трубопровода от ТК46 до здания котельной "Пионерская" по ул. Пионерская - 75,0 м;

- участок трубопровода от ТК30 до здания по ул. Сусеева 13 - 91,0 м;

- участок трубопровода от ТК40 до здания по ул. Илишкина 3 - 60,0 м.

Трубопроводы, подлежащие замене и не выдержавшие гидравлические испытания (аварийные):

- участок трубопроводов от ТК42 до здания по ул. Н. Очирова 8 - 50,0 м;

- участок трубопровода от ТК42 до здания по ул. Н. Очирова 10 - 64,0 м;

- участок трубопровода от ТК37 до здания по ул. Городовикова 1 - 30,0 м;

- участок трубопровода от ТК2 до ПК31 - 39,0 м;

- участок трубопровода от ТК6 до здания по ул. Сусеева 24 - 48,0 м;

- участок трубопровода от ТК15 до точки подъема h5,0 - 32,0 м.

4) Тепловые сети котельной "Пединститут"

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 6,5 Гкал/час, в том числе на отопление 3,92 Гкал/час 40 зданий в районе, ограниченном улицами Ю. Клыкова, Чкалова, Канукова, Бимбаева, Пушкина.

Общая протяженность сетей - 3,23 км, средний диаметр - 90 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

Трубопроводы, подлежащие замене, но выдержавшие гидравлические испытания:

- участок трубопровода от ТК28 до здания маст. ТЮЗа - 9,0 м;

- участок трубопровода от ТК29 до здания по ул. Гагарина 29 - 57,5 м;

Трубопроводы, подлежащие замене и не выдержавшие гидравлические испытания (аварийные):

- участок трубопровода от ТК3 до ТК3* - 13,0 м.

5) Тепловые сети от котельной "М. Горького" (зимняя), (летняя) по ул. М. Горького.

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 16,6 Гкал/час и 1,344 Гкал/час соответственно, в том числе на отопление 9,5 Гкал/час, на горячее водоснабжение - 0,83 Гкал/час 53 здания в районе, ограниченном улицами В.И. Ленина, Троицкая, Сельгикова, Деликова.

Общая протяженность сетей - 2,85 км, средний диаметр - 130 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

Трубопроводы, подлежащие замене и не выдержавшие гидравлические испытания (аварийные):

- участок трубопровода от ТК31 до ТК4* - 75,0 м;

- участок трубопровода от ТУ18 ТК36* - 95,5 м;

- участок трубопровода от ТУ18 до точки опуска - 103,0 м;

- участок трубопровода от ТК21 до здания мед. училища - 89,5 м;

- участок трубопровода от ТК23 до ТК24 - 122,0 м.

6) Тепловые сети котельной "Горисполком" по ул. В.И. Ленина.

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 2 Гкал/час, в том числе на отопление 1,4 Гкал/час, на горячее водоснабжение - 0,136 Гкал/час 5 зданий в районе, ограниченном улицами В.И. Ленина, Белинского, Горького.

Общая протяженность сетей отопления и ГВС - 0,73 км, средний диаметр - 110 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

Трубопроводы, подлежащие замене, но выдержавшие гидравлические испытания:

- участок трубопровода от ТК1 до ТК3 - 15,0 м;

Трубопроводы, подлежащие замене и не выдержавшие гидравлические испытания (аварийные):

- участок трубопровода от ТК4 до здания Перинатального центра (новый корпус) - 112,0 м.

7) Тепловые сети котельной "Северная" в 10 микрорайоне.

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 19,5 Гкал/час, в том числе на отопление 14,2 Гкал/час 88 зданий в районе, ограниченном улицами Буденного, О.И. Городовикова, Рокчинского.

Общая протяженность сетей - 5,70 км, средний диаметр - 140 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

Трубопроводы, подлежащие замене, но выдержавшие гидравлические испытания:

- участок трубопровода от ТК4 до ТК41 - 47,2 м;

- участок трубопровода от ТК35 до точки опуска на 2,5 м - 29,0 м;

- участок трубопровода от ТК26 до здания на 3 микрорайоне 14 - 10,5 м;

- участок трубопровода от ТК23 до здания на 3 микрорайоне 22 - 20,0 м;

- участок трубопровода от ТК19 до здания трубопровода на 3 микрорайоне 23 - 20,0;

- участок трубопровода от ТК20 до здания на 3 микрорайоне 24 - 23,0 м;

- участок трубопровода от ТК27 до здания на 3 микрорайоне 8 - 72,0 м.

Трубопроводы, подлежащие замене и не выдержавшие гидравлические испытания (аварийные):

- участок трубопровода от ТК5 до ТК35 - 154,4 м;

- участок трубопровода от ТК11 до ТК12 - 48,5 м;

- участок трубопровода от ТК17 до здания на 3 микрорайоне 16 - 17,0 м;

8) Тепловые сети котельной "1 очередь 4 микрорайона" на 4 микрорайоне.

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 4,47 Гкал/час, в том числе на отопление 3,0 Гкал/час 18 зданий в районе, ограниченном улицами Ворошилова, Буденного, Рокчинского, О.И. Городовикова.

Общая протяженность сетей - 1,5 км, средний диаметр - 170 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

Трубопроводы, подлежащие замене, но выдержавшие гидравлические испытания:

- участок трубопровода от ТК9 до ТК8 - 21,0 м;

- участок трубопровода от ТК9 до здания на 4 микрорайоне 13 - 27,0 м;

Трубопроводы, подлежащие замене и не выдержавшие гидравлические испытания (аварийные):

- участок трубопровода от ТУ18 до здания на 4 микрорайоне 4 - 18,0 м.

9) Тепловые сети котельной "КГУ" на 5 микрорайоне.

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 24,9 Гкал/час, в том числе на отопление 14,62 Гкал/час, на горячее водоснабжение - 0,28 Гкал/час 32 здания в районе, ограниченном улицами Рокчинского, Буденного.

Общая протяженность сетей - 4,68 км, средний диаметр - 140 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

Трубопроводы, подлежащие замене, но выдержавшие гидравлические испытания:

- участок трубопровода от ТУ2 до ТУ4 - 28,5 м;

- участок трубопровода от ТК4 до точки опуска (Т1Т2 125) - 16,5 м;

- участок трубопровода от СК25 до здания на 4 микрорайоне 29 - 36,0 м;

- участок трубопровода от ТК24 до ТК23 - 24,0 м.

Трубопроводы, подлежащие замене и не выдержавшие гидравлические испытания (аварийные):

- участок трубопровода от ТК5 до здания на 5 микрорайоне 7 - 14,0 м;

- участок трубопровода от ТК11 до ТК10 - 53,0 м;

- участок трубопровода от ТУ26** до точки опуска - 84,5 м;

- участок трубопровода от ТУ29* до ТУ51 - 220,0 м.

10) Тепловая сеть котельной "1 очередь 1 микрорайона" на 1 микрорайоне

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 13,6 Гкал/час, в том числе на отопление 9,4 Гкал/час, на горячее водоснабжение - 2,0 Гкал/час 34 здания в районе, ограниченном улицами Буденного, Джангара, Партизанская.

Общая протяженность сетей - 5,16 км, средний диаметр - 130 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С;

Трубопроводы, подлежащие замене, но выдержавшие гидравлические испытания:

- участок трубопровода от ТК30 до школы N 25 - 6,0 м;

- участок трубопровода от ТК4 до здания на 1 микрорайоне 16 - 25,0 м;

- участок трубопровода Т1Т2 150 Т3Т4 100 - 54,0 м;

- участок трубопровода от ТК29 до здания ресторана "Тюльпан" - 15,0 м;

- участок трубопровода от ТК28 до здания ресторана "Тюльпан" - 7,0 м.

Трубопроводы, подлежащие замене и не выдержавшие гидравлические испытания (аварийные):

- участок трубопровода от точки опуска h=2, 2 до здания на 1 микрорайоне 45 - 10,0 м;

- участок трубопровода от ТК7 до здания на 1 микрорайоне 46 - 20,0 м;

- участок трубопровода от ТК7 до точки пересечения с трубопроводом Т1Т2 150 Т3Т4 100 - 39,0 м;

- участок трубопровода от ТК5 до точки пересечения с трубопроводом Т1Т2 150 Т3Т4 100 - 48,0 м;

- участок трубопровода от ТК5 до здания на 1 микрорайоне 17 - 10,5 м;

- участок трубопровода от здания на 1 микрорайоне 3 до здания на 1 микрорайоне 4 - 94,0 м;

- участок трубопровода от ПК21 до точки пересечения с трубопроводом Т4 - 147,0 м;

- участок трубопровода от ТК29 до ТК30 - 91,0 м;

- участок трубопровода Т4 до ТУ23 - 60,0 м;

- участок трубопровода ТУ23 до К12 - 50,0 м;

- участок трубопровода от ТУ25 до ТК40 - 176,0 м;

11) Тепловые сети котельной "Хомутникова" на ул. Хомутникова

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку на отопление 1,59 Гкал/час в районе, ограниченном улицей Хомутникова.

Общая протяженность сетей - 0,98 км, средний диаметр - 110 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

Трубопроводы, подлежащие замене, но выдержавшие гидравлические испытания:

- участок трубопровода от ТК21 до здания на ул. Правды 4 - 32,0 м;

- участок трубопровода от ТК19 до здания школы N 8 - 20,0 м;

- участок трубопровода от ТК1* до здания школы N 8 - 148,0 м;

Трубопроводы, подлежащие замене и не выдержавшие гидравлические испытания (аварийные):

- участок трубопровода от ТК29 до здания на ул. Правды 9 - 42,0 м;

- участок трубопровода от ТК29 до здания на ул. Правды 11 - 30,0 м;

12) Тепловые сети котельной "8 Марта" на ул. 8 Марта.

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 8,53 Гкал/час, в том числе на отопление 5,9 Гкал/час 67 зданий в районе, ограниченном улицами Ипподромная, Волкова, Хомутникова, Волгоградская.

Общая протяженность сетей - 3,26 км, средний диаметр - 150 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

Трубопроводы, подлежащие замене, но выдержавшие гидравлические испытания:

- участок трубопровода от ТК22 до здания школы N 23 - 157,5 м;

- участок трубопровода от ТК22 до ТК20 - 37,0 м;

- участок трубопровода от ТК20 до ТК19 - 45,0 м;

- участок трубопровода от ТК19 до ТК18 - 40,0 м;

- участок трубопровода от ТК18 ТК17 - 40,0;

- участок трубопровода от ТК17 до ТК5 - 69,0 м;

- участок трубопровода от ТК5 до здания котельной "8 Марта" - 137,0 м;

- участок трубопровода от ТК5 до ТК15 - 181,0 м.

Трубопроводы, подлежащие замене и не выдержавшие гидравлические испытания (аварийные):

- участок трубопровода от ТК32 до здания на ул. Ипподромная 13 - 49,0 м;

- участок трубопровода от ТК20 до здания на ул. 8 Марта 38 - 43,0 м;

- участок трубопровода от ТК28 до здания на ул. 8 Марта 42 - 80,0 м.

13) Тепловые сети котельной "Военкомат" на ул. В.И. Ленина, 207.

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 3,32 Гкал/час, в том числе на отопление 2,0 Гкал/час 9 зданий в районе, ограниченном улицами В.И. Ленина, Партизанская, Школьная, Джангара.

Общая протяженность сетей - 0,73 км, средний диаметр - 100 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

Трубопроводы, подлежащие замене и не выдержавшие гидравлические испытания (аварийные):

- участок трубопровода от ТК8 до здания на ул. Партизанская 1а - 45,0 м;

- участок трубопровода от ТК2 до здания котельной "Военкомат" - 15,0 м;

14) Тепловые сети котельной "Дом престарелых" на ул. Демьяновская, 57

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 2,02 Гкал/час, в том числе на отопление 1,14 Гкал/час, на горячее водоснабжение - 0,159 Гкал/час 6 зданий в районе, ограниченном улицами въезд Добровольского, пер. Демьяновский.

Общая протяженность сетей отопления и ГВС - 0,46 км, средний диаметр - 100 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

Трубопроводы, подлежащие замене, но выдержавшие гидравлические испытания:

- участок трубопровода от ТК1 до здания котельной "Дом престарелых" - 24,0 м;

15) Тепловые сети котельной "2 очередь 1 микрорайона" на 1 микрорайоне

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 9,0 Гкал/час, в том числе на отопление 5,21 Гкал/час 21 здание в районе, ограниченном улицами Джангара, Буденного, Пушкина, Каляева, пер. Выставочный.

Общая протяженность сетей - 1,68 км, средний диаметр - 128 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

Трубопроводы, подлежащие замене, но выдержавшие гидравлические испытания:

- участок трубопровода от ТК10 до ТК11 - 29,0 м;

- участок трубопровода от ТК11 до ТК12 - 17,0;

- участок трубопровода от ТК11 до здания на 1 микрорайоне 21 - 46,0 м;

- участок трубопровода от ТК15 до здания на 1 микрорайоне 18 - 22,0 м;

- участок трубопровода от ТК15 до здания на 1 микрорайоне 19 - 23,0 м.

16) Тепловые сети котельной "2 микрорайон" на 2 микрорайоне.

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 24,9 Гкал/час, в том числе на отопление 16,67 Гкал/час, на горячее водоснабжение - 3,0 Гкал/час 61 здание в районе, ограниченном улицами Клыкова, Пюрбеева, Анацкого, 13-й проезд.

Общая протяженность сетей отопления и ГВС - 8,83 км, средний диаметр - 150 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

Трубопроводы, подлежащие замене, но выдержавшие гидравлические испытания:

- участок трубопровода от ТУ54 до здания на 2 микрорайоне 24 - 19,5 м;

- участок трубопровода от здания на 2 микрорайоне 24 до здания на 2 микрорайоне 25 - 80,0 м;

- участок трубопровода от ТУ47а до здания на 2 микрорайоне 27 - 13,5 м;

- участок трубопровода от ТУ30* до здания на 2 микрорайоне 31 - 110,0 м;

- участок трубопровода от ТУ30* до здания на 2 микрорайоне 29 - 35,3;

- участок трубопровода от ТУ29д до детского сада N 24 - 72,0 м;

- участок трубопровода от ТК46 до здания на 2 микрорайоне 14 - 22,0 м;

- участок трубопровода от ТК19 до здания на Клыкова 146 - 15,0 м;

- участок трубопровода от ТК19 до здания на Клыкова 142 - 9,3 м;

Трубопроводы, подлежащие замене и не выдержавшие гидравлические испытания (аварийные):

- участок трубопровода от ТУ54 до здания на 2 микрорайоне 24 - 19,5 м;

- участок трубопровода от ТУ47б до здания на 2 микрорайоне 26 - 12,0 м;

- участок трубопровода от ТК29 до здания на 2 микрорайоне 29 - 322,0 м;

- участок трубопровода от ТК44 до здания на 2 микрорайоне 22 - 110,0 м;

- участок трубопровода от ТК17 до ТК15 - 184,5 м.

17) Тепловые сети котельной "6 микрорайон" на 6 микрорайоне

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 23,1 Гкал/час, в том числе на отопление 9,0 Гкал/час, на горячее водоснабжение - 0,4 Гкал/час.

Общая протяженность сетей - 3,37 км, средний диаметр - 150 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

Трубопроводы, подлежащие замене, но выдержавшие гидравлические испытания:

- участок трубопровода от ТУ6 до ТК92 - 397,5 м;

Трубопроводы, подлежащие замене и не выдержавшие гидравлические испытания (аварийные):

- участок трубопровода от СК19 до здания детского сада N 12 - 37,5 м;

- участок трубопровода от ТУ23* до здания на 6 микрорайоне 25 - 60,0 м;

- участок трубопровода от ТК13 до ТК1 - 130,5 м;

- участок трубопровода от ТК1 до К5 - 306,0 м;

- участок трубопровода от ТК7 до здания на 6 микрорайоне 2 - 15,0 м.

18) Тепловые сети котельной "п. Аршан" в п. Аршан

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 1,0 Гкал/час, в том числе на отопление 0,59 Гкал/час 7 зданий в районе.

Общая протяженность сетей - 0,58 км, средний диаметр - 95 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

19) Тепловые сети котельных "60 Гкал/час" и "8 микрорайон (лето)" на 8 микрорайоне

Тепловая сеть - однотрубная и двухтрубная, обеспечивает нагрузку отопления, вентиляции и ГВС 47,0 Гкал/час, в том числе на отопление 30,5 Гкал/час, на горячее водоснабжение - 5,0 Гкал/час 85 зданий.

Общая протяженность сетей отопления и ГВС - 14,25 км, средний диаметр - 160 мм.

Температурный график тепловой сети 70°С - 115°С.

Трубопроводы, подлежащие замене и не выдержавшие гидравлические испытания (аварийные):

- участок трубопровода от ТК50 до здания на 9 микрорайоне 1 - 106,0 м;

- участок трубопровода от ТК36 до здания на 8 микрорайоне 14 - 42,0 м;

- участок трубопровода от ТК40 до здания на 8 микрорайоне 10 - 10,0 м;

- участок трубопровода от ТК42 до здания на 8 микрорайоне 9 - 14,0 м;

- участок трубопровода от ТК46 до здания на 8 микрорайоне 18 - 18,0 м;

- участок трубопровода от ТК46 до здания на 8 микрорайоне 13 - 70,0 м;

- участок трубопровода от ТК27 до ТУ4 - 211,0 м;

- участок трубопровода от ТК5 до ТК9 - 206,0 м;

- участок трубопровода от ТК7 до здания на 8 микрорайоне 55 - 20,0 м;

- участок трубопровода от ТК7 до здания на 8 микрорайоне 59 - 10,0 м;

- участок трубопровода от ТУ22 до ТК23 - 158,0 м;

- участок трубопровода от ТК23 до здания на 8 микрорайоне 52 - 20,0 м;

- участок трубопровода от ТК18 до здания на 8 микрорайоне 34 - 10,0 м;

- участок трубопровода от ТК16 до здания на 8 микрорайоне 31 - 32,0 м;

- участок трубопровода от ТК14 до ТК48 - 132,0.

Заключение

Согласно выполненным расчетам и анализу полученных результатов в рамках выполнения разработки "Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Республики Калмыкия на 2023 - 2027 годы" можно сделать следующие выводы:

- В соответствии с данными Схемы и программы развития Единой энергетической системы на 2022 - 2028 годы минимальное значение избытка мощности в рассматриваемый период 2022 - 2027 гг. составляет 0,042 млрд кВт.ч и имеет место в 2022 г.; максимальное значение дефицита электрической энергии составляет 0,14 млрд кВт.ч и имеет место в 2027 г. Дефицит электрической энергии будет компенсирован за счет перетоков из смежных энергосистем.

- Во всех рассматриваемых режимах энергосистема Республики Калмыкия является избыточной по мощности во всем прогнозном периоде 2022 - 2027 гг., величина избытка мощности составляет (16,6-30,6) МВт. Согласно Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2022 - 2028 годы.

Для устранения дефицита трансформаторной мощности на ПС 110 кВ Элиста Западная, ПС 110 кВ Элиста Восточная при аварийном отключении трансформаторного оборудования необходима замена Т-1 ПС 110 кВ Элиста Западная на трансформатор мощностью 16 МВА, Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Элиста Восточная на новые трансформаторы мощностью 16 МВА каждый.

Анализ существующего состояния, развития и функционирования электросетевого комплекса энергосистемы Республики Калмыкия выявил следующие особенности:

- повышенный износ трансформаторного парка 35 - 110 кВ;

- эксплуатация в распределительных устройствах 6 - 10 кВ маломасляных выключателей, находящихся в состоянии предельного износа;

- высокая степень износа выключателей 35 - 110 кВ, приводящая к росту отказов и повышающая пожароопасность;

- эксплуатация ВЛ 35 - 110 кВ на деревянных опорах;

- эксплуатация значительного количества устройств релейной защиты на электромеханической базе, имеющей срок службы более 25 лет.

Анализ баланса реактивной мощности в электрической сети энергосистемы Республики Калмыкия на 2027 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.

Уровни напряжений на энергообъектах Республики Калмыкия остается в пределах допустимых значений во всех рассмотренных режимах.

Перечень мероприятий, предлагаемых к реализации в рамках "Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Республики Калмыкия на 2023 - 2027 годы" представлены в разделе 4.

Приложение 1

Перечень существующих подстанций и линий электропередачи с классом напряжения 110 кВ и выше

1. Перечень существующих подстанций с классом напряжения 110 кВ и выше

Таблица 1

Собственник объекта	Наименование ПС	Класс напряжения, кВ	Диспетч. наименование	Мощность, МВА	Год ввода трансформаторов	Срок эксплуатации
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Ростовское ПМЭС	ПС 220 кВ Элиста-Северная	220	АТ-1	125	1979	43
			АТ-2	125	1998	24
			Т-1	10	1978	44
			Т-2	25	1978	44
Филиал ПАО	ПС 220 кВ Большой Царын-1	220	АТ-2	63	1983	39
"ФСК ЕЭС" - Волго-Донское ПМЭС			Т-1	2,5	2007	15
Итого Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" -		220	-	285	-	-
Ростовское ПМЭС
Итого Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" -		220	-	65,5	-	-
Волго-Донское ПМЭС
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Веселовская	110	Т-1	2,5	1983	39
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Артезиан-2	110	Т-1	6,3	1994	28
		110	Т-2	6,3	1994	28
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Чолун-Хамур	110	Т-1	6,3	1989	33
		110	Т-2	6,3	1989	33
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Яшалтинская	110	Т-1	6,3	1977	45
		110	Т-2	6,3	1977	45
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Володаровская	110	Т-1	6,3	1975	47
		110	Т-2	6,3	1987	35
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Барун	110	Т-1	6,3	1988	34
		110	Т-2	6,3	1988	34
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Целинная-2	110	Т-1	6,3	1982	40
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Бургустинская	110	Т-2	6,3	2004	18
		110	Т-1	2,5	1988	34
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Элиста Западная	110	Т-1	10	1966	56
		110	Т-2	16	1966	56
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Кировская	110	Т-1	6,3	1990	32
		110	Т-2	2,5	1990	32
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Ергенинская	110	Т-1	2,5	1979	43
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Ковыльная	110	Т-1	6,3	1982	40
		110	Т-2	10	1982	40
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Виноградовская	110	Т-2	10	1989	33
		110	Т-1	10	1974	48
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Приманычская	110	Т-1	6,3	1982	40
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Каспийская-2	110	Т-1	10	1978	44
		110	Т-2	10	1978	44
		110	Т-3	4	1978	44
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Адык	110	Т-1	6,3	1985	37
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Комсомольская	110	Т-1	6,3	1982	40
		110	Т-2	10	1972	50
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ НПС-2	110	Т-1	40	2013	9
		110	Т-2	40	2013	9
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Красносельская	110	Т-1	2,5	1983	39
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Восход	110	Т-1	6,3	1983	39
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Садовое-1	110	Т-1	10	1985	37
		110	Т-2	10	1985	37
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Черноземельская	110	Т-2	10	1980	42
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Ульдючины	110	Т-1	6,3	1988	34
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ НПС-3	110	Т-1	40	2013	9
		110	Т-2	40	2013	9
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Кормовая	110	Т-1	6,3	1982	40
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Партизанская	110	Т-1	6,3	1985	37
		110	Т-2	6,3	1985	37
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Цаган-Аман	110	Т-1	16	1987	35
		110	Т-2	6,3	1972	50
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Малые Дербеты	110	Т-1	25	1984	38
		110	Т-2	2,5	2006	16
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Юста	110	Т-1	6,3	2000	22
		110	Т-2	4	2000	22
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Ики-Бурул	110	Т-1	6,3	1977	45
		110	Т-2	6,3	1980	42
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Яшкуль-2	110	Т-1	10	1985	37
		110	Т-2	6,3	1985	37
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Татал	110	Т-1	2,5	1986	36
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Иджил	110	Т-1	6,3	1990	32
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Утта-2	110	Т-1	6,3	1985	37
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Улан-Холл	110	Т-1	6,3	1984	38
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Сарул	110	Т-1	2,5	2012	10
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Советская	110	Т-1	10	1978	44
		110	Т-2	10	2003	18
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ 50 лет Октября	110	Т-1	6,3	1982	40
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Цаган-Толга	110	Т-1	6,3	1969	53
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Кегульта	110	Т-1	6,3	1984	38
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Приютное-2	110	Т-1	10	1984	38
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Нарын-Худук	110	Т-1	2,5	2017	5
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Красненская	110	Т-1	6,3	1981	41
		110	Т-2	6,3	1981	41
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Ленинская	110	Т-1	2,5	1980	42
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Элиста Восточная	110	Т-2	16	1973	49
		110	Т-1	16	1973	49
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Краснопольская	110	Т-2	2,5	1980	42
		110	Т-1	2,5	1980	42
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Б.Царын-2	110	Т-1	16	1983	39
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго" *	ПС 110 кВ Джильгита	110	Т-2	2,5	1969	53
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Джангар	110	Т-1	63	2021	1
		110	Т-2	63	2021	1
Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"	ПС 110 кВ Джуракская	110	Т-1	63	2021	1
		110	Т-2	63	2021	1
Итого Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго"		110	-	915,5	-	-

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

* - собственником ПС 110 кВ Джильгита является Филиал ПАО "Россети Юг" "Калмэнерго", трансформатор Т-2 находится на балансе АО "Дагэнерго"

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

2. Перечень существующих линий электропередачи с классом напряжения 110 кВ и выше

Таблица 2.

Диспетчерское наименование ЛЭП	Год ввода в эксплуатацию	Протяженность, км	Кол-во опор	Класс напряжения, кВ	Материал опор	Марка провода	Марка опор
ВЛ 220 кВ Зимовники - Элиста Северная	1978	174,8	703	220	Железобетонные	АС-300	н/д
ВЛ 220 Черный Яр - Большой Царын-1 I цепь	н/д	70,73	210	220	Железобетонные	АС-300/39	ПБ-220,У-220
ВЛ 220 Черный Яр - Большой Царын-1 II цепь	н/д	70,73	210	220	Железобетонные	АС-300/39	ПБ-220,У-220
ВЛ 110 кВ Яшкуль-2 - Сарул с отпайкой на Яшкульскую СЭС	1985	53,7	210	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Яшкуль-2 - Утта-2	1985	59,9	232	110	Железобетонные	АЖ-120	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Яшкуль-2 - Партизанская	1985	23,9	103	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Яшалтинская - Краснопольская	1979	18,27	82	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110,УСБ-110
ВЛ 110 кВ Южная - Чолун-Хамур	1984	13	62	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110
ВЛ 110 кВ Ики-Бурул - Южная	1970	33,65	196	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Элиста Западная - Магна	2013	49,915	567	110	Железобетонные	АС-185	ПБ-110,УС-110,У-110
ВЛ 110 кВ Элиста Северная - Элиста Восточная с отпайкой на ПС Джуракская	2021	14,228	131	110	Железобетонные	АСТ-120/19	н/д
ВЛ 110 кВ Элиста Северная - Элиста Западная	1977	6,08	37	110	Железобетонные	АС-185/29	ПБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Элиста Северная - Ленинская	1979	32,67	217	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Элиста Северная - Красненская	1979	51,55	310	110	Железобетонные	АЖ-120	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Элиста Западная - Володаровская с отпайкой на ПС Ульдючины	2007	9,7	64	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Элиста Западная - Элиста Восточная	1964	12,04	108	110	Комбинированные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110,ПД-110,УД-110
ВЛ 110 кВ Черноземельская - Чолун-Хамур	2013	45,363	335	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Черноземельская - Комсомольская	1971	58,35	276	110	Железобетонные	АС-70	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Черноземельская - НПС-2	1977	31,2	156	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Целинная-2 - Кегульта	1984	47,1	252	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110,ПСБ-110
ВЛ 110 кВ Цаган-Аман - Юста с отпайкой на ПС Татал	1971	60,98	347	110	Железобетонные	АС-95/16	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Цаган-Толга - Малые Дербеты	1974	34,7	229	110	Комбинированные	АС-70	ПБ-110,УБ-110,У-110,ПД-110,УД-110
ВЛ 110 кВ Ульдючины - Приютное-2	1985	20,04	92	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110,УСБ-110
ВЛ 110 кВ Улан-Холл - Нарын-Худук	1975	26,45	115	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Советская - Садовое-1 с отпайкой на ПС Кировская	1983	55,3	328	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110,УСБ-110
ВЛ 110 кВ Советская - Бургустинская	1979	11,22	61	110	Железобетонные	АС-120	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Сарул - Адык	1986	16,3	70	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Сандатовская - Виноградовская	1974	23,2	134	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-35,У-110
ВЛ 110 кВ Ики-Бурул - Приманычская	1975	24,74	278	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Ики-Бурул - Партизанская	2013	56,84	637	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УС-110,У-110
ВЛ 110 кВ НПС-2 - Адык	1977	26,25	130	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Рагули - НПС-3	2013	12,17	91	110	Железобетонные	АС-150/24	ПБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Никольская - Цаган-Аман с отпайкой на ПС Ветлянка (ВЛ 110 кВ 724)	1971	38,1	205	110	Железобетонные	АС-95	ПБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Малые Дербеты - Садовое-1	1987	26,91	152	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Приманычская - Магна	2013	18,7	214	110	Железобетонные	АС-185/29	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Лиман - Каспийская-2 (ВЛ 110 кВ 139)	1989	50	297	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Лиман - Джильгита (ВЛ 110 кВ 140)	1990	55,72	222	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,УС-110
ВЛ 110 кВ Ленинская - Целинная-2	1982	29,18	170	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Краснопольская - Веселовская	1983	15,5	73	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Красненская - Кормовая	1980	19,44	90	110	Железобетонные	АЖ-120	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Кормовая - Яшкуль-2	1980	29,26	96	110	Железобетонные	АЖ-120	ПБ-110,УБ-110,У-110,
ВЛ 110 кВ Комсомольская - Нарын-Худук	1975	43,68	195	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Колодезная - Черноземельская (Л-76)	1969	50,135	249	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Кегульта - Ергенинская	1984	26,6	152	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ НПС-3 - Ики-Бурул	2013	39,37	395	110	Железобетонные	АС-150/34	ПБ-110,УС-110,У-110
ВЛ 110 кВ Иджил - Барун	1987	29,99	154	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Заветинская - Советская	1978	63	319	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Ергенинская - Бургустинская	1979	18,78	100	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110,УСБ-110
ВЛ 110 кВ Дальняя - Ковыльная (ВЛ 110 кВ 783)	1978	16,09	77	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Восход - Красносельская	1983	20,7	115	110	Железобетонные	АС-95	ПБ-110,УБ-110
ВЛ 110 кВ Дивное - Володаровская	1963	95,5	554	110	Деревянные/ж/б	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110,ПД-110,УД-110,АПД-110
ВЛ 110 кВ Виноградовская - Яшалтинская	1977	40,03	199	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Б.Царын-2 - Цаган-Толга с отпайкой на ПС 50 лет Октября	1964	43,9	271	110	Железобетонные	АС-70/11	ПБ-110,УБ-110,У-110,УСБ-110
ВЛ 110 кВ Большой Царын-1 - Солодники с отпайкой на ПС Восход (ВЛ 110 Большой Царын-1 - Солодники)	1964	61,8	361	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110,УСБ-110
ВЛ 110 кВ Большой Царын-1 - Б.Царын-2	1964	2,9	22	110	Железобетонные	АС-70/11	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Большой Царын-1 - Малые Дербеты с отпайкой на Малодербетовскую СЭС	1983	68,7	323	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110,УСБ-110
ВЛ 110 кВ Большой Царын-1 - Иджил	1987	53,6	255	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Барун - Ковыльная	1978	22,335	107	110	Железобетонные	АЖ-120	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Элиста Западная с отпайкой на ПС Богородская (ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное-Богородская-Элиста Западная)	1962	25,6	189	110	Комбинированные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,ПД-110,УД-110
ВЛ 110 кВ Арзгир - Южная (Л-82)	1969	13,5	56	110	Железобетонные	АС-120/19	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Каспийская-2 - Улан-Холл с отпайкой на ПС Джильгита	1975	44,98	187	110	Железобетонные	АС-95/16	ПБ-110,УБ-110,У-110
ВЛ 110 кВ Элистинская ГТ ТЭЦ - Элиста Северная I цепь	н/д	11,1	н/д	110	Железобетонные	АС-120/19	н/д
ВЛ 110 кВ Элистинская ГТ ТЭЦ - Элиста Северная II цепь	н/д	11,1	н/д	110	Железобетонные	АС-120/19	н/д
ВЛ 110 кВ Енотаевка - Цаган-Аман (ВЛ 110 кВ 725)	н/д	52,6	н/д	110	Железобетонные	АС-95	н/д
ВЛ 110 кВ Ики-Бурул - Южная	н/д	36,28	н/д	110	Железобетонные	АС-120	н/д
ВЛ 110 кВ Ремонтненская - Б.Ремонтное с отпайкой на ПС Джангар	2020	28,058	291	110	Железобетонные	АСТ-120/19	н/д
ВЛ 110 кВ Элиста Северная - Нарн	н/д	5,7	н/д	110	Железобетонные	н/д	н/д

Приложение 2

Расчеты электроэнергетических режимов на период 2022 г.

Рисунок 1 - Нормальная схема. Режим зимних максимальных нагрузок 2022 г. (-21°С).

Рисунок 2 - Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Элиста Западная с отпайкой на ПС Богородская (ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Богородская - Элиста - Западная). Режим зимних максимальных нагрузок 2022 г. (-21°С).

Рисунок 3 - Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Элиста Западная с отпайкой на ПС Богородская (ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Богородская - Элиста - Западная). Действие АОПО ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Ремонтное. Режим зимних максимальных нагрузок 2022 г. (-21°С).

Рисунок 4 - Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Элиста Северная - Элиста Западная. Режим зимних максимальных нагрузок 2022 г. (-21°С).

Рисунок 5 - Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Элиста Северная - Элиста Западная. Действие АОПО ВЛ 110 кВ Элиста Западная - Элиста Восточная. Режим зимних максимальных нагрузок 2022 г. (-21°С).

Приложение 3

Расчеты электроэнергетических режимов на период 2027 г.

Рисунок 1 - Нормальная схема. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 г. (-21°С).

Рисунок 2 - Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Элиста Западная с отпайкой на ПС Богородская (ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Богородская - Элиста - Западная). Режим зимних максимальных нагрузок 2027 г. (-21°С).

Рисунок 3 - Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Элиста Западная с отпайкой на ПС Богородская (ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Богородская - Элиста - Западная). Действие АОПО ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Ремонтное. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 г. (-21°С).

Рисунок 4 - Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Элиста Северная - Элиста Западная в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Элиста Северная - Красненская. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 г. (-21°С).

Рисунок 5 - Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Элиста Северная - Элиста Западная в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Элиста Северная - Красненская. Действие АОПО ВЛ 110 кВ Элиста Западная - Элиста Восточная. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 г. (-21°С).

Рисунок 6 - Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Колодезная - Черноземельская (Л-76) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Рагули - НПС-3. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 г. (-21°С).

Рисунок 7 - Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Колодезная - Черноземельская (Л-76) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Рагули - НПС-3. Действие АОПО ВЛ 110 кВ Дивное - Володаровская на отключение ВЛ 110 кВ Дербетовская - Дивное (Л-156). Режим зимних максимальных нагрузок 2027 г. (-21°С).

Рисунок 8 - Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Колодезная - Черноземельская (Л-76) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Рагули - НПС-3. Действие АОПО ВЛ 110 кВ Дивное - Володаровская на отключение ВЛ 110 кВ Дербетовская - Дивное (Л-156). Режим зимних максимальных нагрузок 2027 г. (-21°С) при суммарной генерации Салынской ВЭС и Целинской ВЭС не более 100 МВт.

Рисунок 9 - Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Элиста-Восточная - Магна в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Элиста-Северная - Красненская. Режим летних максимальных нагрузок 2027 г. (+24°С).

Рисунок 10 - Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Элиста-Восточная - Магна в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Элиста-Северная - Красненская. Действие АОПО ВЛ 110 кВ Дивное - Володаровская на отключение ВЛ 110 кВ Дербетовская - Дивное (Л-156). Режим летних максимальных нагрузок 2027 г. (+24°С).

Рисунок 11 - Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Элиста-Восточная - Магна в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Элиста-Северная - Красненская. Действие АОПО ВЛ 110 кВ Дивное - Володаровская на отключение ВЛ 110 кВ Дербетовская - Дивное (Л-156), действие АОПО ВЛ 110 кВ Б.Ремонтное - Ремонтное с действием на разгрузку Целинской ВЭС в объеме 50,4 МВт. Режим летних максимальных нагрузок 2027 г. (+24°С).

Приложение 4.

Копии ТУ на ТП

Приложение 5.

Письмо N КЛМ/01/1057 от 21.07.2022 г. Филиала ПАО "Россети Юг" - "Калмэнерго"

Приложение 6.

Нормальные схемы электрических соединений и карты-схемы размещения энергообъектов энергосистемы Республики Калмыкия

Нормальная схема электрических соединений Филиала ПАО "Россети Юг" - "Калмэнерго" на отчетный год.

Нормальная схема электрических соединений Филиала ПАО "Россети Юг" - "Калмэнерго" на 2027 год.

Карта-схема размещения энергообъектов Филиала ПАО "Россети Юг" - "Калмэнерго" на отчетный год.

Карта-схема размещения энергообъектов Филиала ПАО "Россети Юг" - "Калмэнерго" на 2027 год.