Приложение. Программа развития электроэнергетики в Омской области на 2018 - 2022 годы

Приложение
к Указу Губернатора Омской области
от 28 апреля 2018 года N 51

Программа
развития электроэнергетики в Омской области на 2018 - 2022 годы

1. Паспорт
Программы развития электроэнергетики в Омской области на 2018 - 2022 годы

Наименование	Программа развития электроэнергетики в Омской области на 2018 - 2022 годы (далее - Программа)
Цели	1. Развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей. 2. Обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность. 3. Формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики
Задачи	1. Обеспечение надежного функционирования энергетической системы Омской области в долгосрочной перспективе. 2. Обеспечение баланса между производством и потреблением электрической энергии и мощности в энергетической системе Омской области, в том числе предотвращение ограничения пропускной способности электрических сетей. 3. Скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей. 4. Информационное обеспечение деятельности органов государственной власти Омской области при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии, инвесторов. 5. Обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, Схемы территориального планирования Омской области
Срок реализации	2018 - 2022 годы
Перечень основных разделов	Введение. Основные положения Программы. Схема развития электроэнергетики Омской области. Объемы производства и потребления электрической энергии и мощности в Омской области. Развитие системы теплоснабжения в Омской области. Топливообеспечение энергоисточников

2. Введение

2.1. Социально-экономическое положение Омской области и реализация в регионе крупных инвестиционных проектов

Омская область расположена на юге Западно-Сибирской равнины и граничит на западе и севере с Тюменской областью, на востоке - с Томской и Новосибирской областями, на юге и юго-западе - с Республикой Казахстан.

Территория Омской области занимает площадь 141,1 тыс. кв. км и простирается с севера на юг более чем на 600 км, с запада на восток - на 300 км. Расстояние от города Москвы до города Омска - 2555 км.

Численность населения Омской области на 1 января 2018 года - 1960,1 тыс. человек. Доля городского населения в общей численности населения - 72,7 процента, в сельской местности проживает 27,3 процента населения.

Национальный состав населения Омской области представлен более чем 120 национальностями, из которых к наиболее многочисленным относятся (по данным Всероссийской переписи населения 2010 года): русские - 85,8 процента, казахи - 4,1 процента, украинцы - 2,7 процента, немцы - 2,6 процента, татары - 2,2 процента, прочие - 2,6 процента.

Население Омской области проживает в 6 городах, 20 рабочих и 1 дачном поселке, 1477 сельских населенных пунктах.

Крупные населенные пункты: административный центр - муниципальное образование городской округ город Омск Омской области (далее - город Омск) (1172,0 тыс. человек), город Тара (28,2 тыс. человек), город Исилькуль (22,9 тыс. человек), город Калачинск (22,7 тыс. человек), город Называевск (11,1 тыс. человек), город Тюкалинск (10,3 тыс. человек).

Основу экономики Омской области традиционно составляют развитые высокотехнологичные обрабатывающие производства, в состав которых входят организации химического и нефтехимического комплекса, нефтепереработки, производства пищевых продуктов, строительных материалов, машиностроения, лесопереработки.

Одним из ведущих секторов экономики Омской области является промышленный комплекс региона, который формирует около 40 процентов объемов валового регионального продукта и налоговых поступлений в консолидированный бюджет. В нем сосредоточено свыше трети региональных основных фондов, занято более 20 процентов работающего населения Омской области, на развитие промышленности ежегодно направляется около половины объема всех инвестиций в регионе.

Основные промышленные предприятия, обуславливающие специализацию экономики Омской области, сосредоточены в административном центре - городе Омске. Около 90 процентов объемов в промышленности создается крупными и средними организациями (порядка 300 организаций), до 10 процентов приходится на долю малого бизнеса.

Омская область - один из крупнейших центров нефтеперерабатывающей, химической и нефтехимической промышленности в Российской Федерации.

Основа нефтеперерабатывающего комплекса Омской области - Омский нефтеперерабатывающий завод (основан в 1955 году) - один из крупнейших нефтеперерабатывающих заводов в России. Предприятие занимает лидирующее положение по набору технологических процессов и глубине переработки нефти, которая составляет более 90 процентов.

Стратегией развития акционерного общества "Газпромнефть - Омский НПЗ" (далее - АО "Газпромнефть - ОНПЗ") до 2020 года предусматривается реализация нескольких крупных проектов, направленных на достижение мировых показателей по качеству, глубине переработки нефти и снижению уровня эксплуатационных затрат. Это позволит повысить качество выпускаемых нефтепродуктов, снизить трудовые и энергетические затраты на производство продукции, уменьшить экологическую нагрузку на окружающую среду. Рост объема электропотребления предприятием к 2020 году превысит 59 МВт.

Одной из ключевых составляющих обрабатывающих производств Омской области является машиностроительный комплекс, в составе которого около 30 организаций, обладающих высокотехнологичным производством и современной отраслевой наукой.

Здесь сосредоточены производства по выпуску значительного объема высокотехнологичной, наукоемкой продукции, а также сконцентрирован наиболее многочисленный слой высококвалифицированных рабочих и специалистов. Предприятия машиностроительного комплекса Омской области создают конкурентоспособную продукцию различного вида, в том числе ракетно-космическую, авиационную, бронетехнику, электронную, транспортную, медицинскую, для сельского хозяйства, топливно-энергетического и жилищно-коммунального комплексов.

Ведущие позиции среди машиностроительных организаций Омского региона занимают государственные предприятия - "Производственное объединение "Полет" - филиал федерального государственного унитарного предприятия "Государственный космический научно-производственный центр им. М.В. Хруничева" (далее - "ПО "Полет" - филиал ФГУП "ГКНПЦ им. М.В. Хруничева"), филиал "Омское моторостроительное объединение им. П.И. Баранова" акционерного общества "Научно-производственный центр газотурбостроения "Салют" (далее - филиал "ОМО им. П.И. Баранова" АО "НПЦ газотурбостроения "Салют") и акционерное общество "Омский завод транспортного машиностроения" (далее - АО "Омский завод транспортного машиностроения").

Крупнейшие инвестиционные проекты в машиностроении реализуются:

1) акционерным обществом "Омское производственное объединение "Иртыш" (далее - АО "ОмПО "Иртыш");

2) акционерным обществом "Омский научно-исследовательский институт приборостроения";

3) "ПО "Полет" - филиал ФГУП "ГКНПЦ им. М.В. Хруничева".

В рамках развития нефтегазодобывающей промышленности Омской области ведется разработка и добыча углеводородного сырья на Тевризском газоконденсатном месторождении (далее - ТГКМ).

В 2011 году Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых (ГКЗ Роснедра) утвердила запасы природного газа и газового конденсата ТГКМ в количестве 526 млн. куб.м и 10 тыс. тонн соответственно. Обустройство и промышленная добыча природного газа на ТГКМ позволили газифицировать три северных района Омской области - Тевризский, Знаменский, Тарский - с опережением на несколько лет до строительства магистрального трубопровода природного газа "Саргатское - Большеречье - Тара".

Инновационный потенциал промышленности Омской области в последние годы растет не только за счет освоения новых видов продукции на действующих производствах и начавшегося технического перевооружения предприятий, но и за счет строительства и ввода в эксплуатацию новых предприятий с современными технологиями.

Организованы производства лифтов нового поколения, низковольтной аппаратуры, стекольной продукции, глубокой переработки древесины и изготовление высококачественных заготовок для мебели.

Создана инновационная, конкурентоспособная продукция - вездеход на воздушной подушке "Арктика", интеллектуальные системы добычи нефти и газа "Сократ", ресурсосберегающая система учета и управления энергоресурсами, сверхлегкая многоцелевая авиация (дельталеты), элементная база с микро- и нанотехнологиями для использования в радиотехнических устройствах и системах, уникальные изделия из техуглерода, а также катализаторы для нефтепереработки.

Введены в эксплуатацию завод по производству шпона и фанеры, первый в России завод по производству медицинской хирургической гигроскопичной ваты из льноволокна, завод по производству полипропилена, завод по изготовлению котельного и вспомогательного теплотехнического оборудования торговой марки "LAVART", а также нестандартного оборудования для нефтегазовой отрасли.

Планируется дальнейшее внедрение крупных технологических инноваций в нефтеперерабатывающее и шинное производство, создание промышленных и сельскохозяйственных парков.

2.2. Энергетическая система Омской области

Энергетическая система Омской области является инфраструктурной основой региональной экономики, не только обеспечивающей жизнедеятельность всех отраслей, но и во многом определяющей формирование параметров социально-экономического развития Омской области.

Доля энергетики в общем объеме промышленной продукции Омской области составляет более 12 процентов.

Крупнейшими предприятиями и организациями, составляющими основу энергетической системы Омской области, являются:

1) акционерное общество "Территориальная генерирующая компания N 11" (далее - АО "ТГК-11");

2) акционерное общество "ОмскРТС" (далее - АО "ОмскРТС");

3) филиал публичного акционерного общества "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (далее - ПАО "ФСК ЕЭС") -Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетей;

4) филиал публичного акционерного общества "Межрегиональная распределительная сетевая компания Сибири" (далее - ПАО "МРСК Сибири") - "Омскэнерго";

5) филиал акционерного общества "Системный оператор Единой энергетической системы" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Омской области" (далее - филиал АО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Омской области");

6) муниципальное предприятие города Омска "Тепловая компания" (далее - МП города Омска "Тепловая компания");

7) акционерное общество "Омскэлектро" (далее - АО "Омскэлектро");

8) акционерное общество "Электротехнический комплекс" (далее - АО "Электротехнический комплекс");

9) общество с ограниченной ответственностью "Теплогенерирующий комплекс" (далее - ООО "Теплогенерирующий комплекс").

В 2013 году Министерством энергетики Российской Федерации проведен конкурс в отношении зоны деятельности гарантирующего поставщика Омской области. Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 10 декабря 2013 года N 884 "О признании заявителя победителем конкурса на присвоение статуса гарантирующего поставщика на территории Омской области" победителем конкурса на присвоение статуса гарантирующего поставщика на территории Омской области признано акционерное общество "Петербургская сбытовая компания" (далее - АО "Петербургская сбытовая компания"). В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19 февраля 2014 года N 76 "О присвоении статуса гарантирующего поставщика" к исполнению обязанностей гарантирующего поставщика АО "Петербургская сбытовая компания" приступило с 1 марта 2014 года.

Единственным акционером АО "Петербургская сбытовая компания" является публичное акционерное общество "Интер РАО ЕЭС" (далее - ПАО "Интер РАО").

Обслуживание потребителей электрической энергии на территории Омской области осуществляет общество с ограниченной ответственностью "Омская энергосбытовая компания" (далее - ООО "Омская энергосбытовая компания"), действующее на основании агентского договора от имени и по поручению АО "Петербургская сбытовая компания". ООО "Омская энергосбытовая компания" зарегистрировано как юридическое лицо 11 февраля 2014 года по решению единственного учредителя - закрытого акционерного общества "Петроэлектросбыт", являющегося дочерним обществом АО "Петербургская сбытовая компания".

Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 23 декабря 2016 года N 1399 "Об утрате статуса гарантирующего поставщика" акционерное общество "Оборонэнергосбыт" (далее - АО "Оборонэнергосбыт") признано утратившим статус гарантирующего поставщика в границах всех зон деятельности, расположенных на территории соответствующих субъектов Российской Федерации (в том числе Омской области), с 1 января 2017 года (в связи с исключением АО "Оборонэнергосбыт" из реестра субъектов оптового рынка).

Потребители, расположенные на территории Омской области и входившие в границы зоны деятельности АО "Оборонэнергосбыт", в соответствии с положениями постановления Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 года N 442 "О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии" перешли на обслуживание к гарантирующему поставщику АО "Петербургская сбытовая компания", договоры электроснабжения от имени которого заключаются ООО "Омская энергосбытовая компания" на основании агентского договора.

Кроме того, на территории Омской области действуют независимые энергосбытовые компании, которыми осуществляется поставка электрической энергии крупным потребителям:

1) акционерное общество "Межрегионэнергосбыт" осуществляет поставку для АО "Газпромнефть - ОНПЗ";

2) общество с ограниченной ответственностью "Русэнергосбыт" осуществляет поставку для Омского отделения Западно-Сибирской железной дороги - филиала открытого акционерного общества "Российские железные дороги" (далее - ОАО "РЖД"), Свердловской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" в границах Омской области, а также акционерного общества "САН ИнБев" (далее - АО "САН ИнБев");

3) общество с ограниченной ответственностью "МАРЭМ +" осуществляет поставку для открытого акционерного общества "ОмскВодоканал" (далее - ОАО "ОмскВодоканал");

4) общество с ограниченной ответственностью "Русэнергоресурс" осуществляет поставку для акционерного общества "Транснефть - Сибирь", акционерного общества "Транснефть - Западная Сибирь", акционерного общества "Транснефть - Урал";

5) общество с ограниченной ответственностью "Транснефтьэнерго" осуществляет поставку для акционерного общества "Транснефтепродукт";

6) общество с ограниченной ответственностью "Лукойл-Энергосервис" осуществляет поставку для публичного акционерного общества "Омский каучук" (далее - ПАО "Омский каучук");

7) закрытое акционерное общество "Система" осуществляет поставку для закрытого акционерного общества "Сибкриопродукт";

8) общество с ограниченной ответственностью "Русэнерго" осуществляет поставку для общества с ограниченной ответственностью "Омский стекольный завод";

9) общество с ограниченной ответственностью "МагнитЭнерго" осуществляет поставку для акционерного общества "Тандер";

10) публичное акционерное общество "Мосэнергосбыт" осуществляет поставку для общества с ограниченной ответственностью "Метро Кэш энд Керри", публичного акционерного общества "Сбербанк России", филиала общества с ограниченной ответственностью "Юнилевер Русь";

11) общество с ограниченной ответственностью "Энергетическая компания "Сбыт Трейдинг Инновации" осуществляет поставку для АО "Омский завод транспортного машиностроения";

12) общество с ограниченной ответственностью "Центрэнерго" осуществляет поставку для публичного акционерного общества "Омскшина" (далее - ПАО "Омскшина");

13) общество с ограниченной ответственностью "ЕЭС-Гарант" осуществляет поставку для общества с ограниченной ответственностью "Омский завод трубной изоляции".

Электроснабжение потребителей в Омской области осуществляется на 60 - 70 процентов от теплоэлектроцентралей (далее - ТЭЦ) АО "ТГК-11" и блок-станций промышленных предприятий, а также на 30 - 40 процентов за счет перетока из Единой энергетической системы России. Межсистемный переток осуществляется через подстанции 500 кВ Таврическая и Иртышская по линиям электропередачи 500 кВ, 220 кВ и 110 кВ, Омскую ТЭЦ-4 по линии электропередачи 220 кВ и подстанцию 110 кВ Валерино по двум линиям электропередачи 110 кВ.

Подстанция 500 кВ Таврическая является основным питающим центром в Омской области, обеспечивающим около 70 процентов межсистемного перетока электрической энергии. Выход из строя трансформаторов на подстанции 500 кВ Таврическая или отключение шин 220 кВ может привести к отключению большого числа потребителей в городе Омске и Омской области, что является недопустимым (особенно в зимний период).

Негативные последствия возможной аварии могут иметь место и в летний период, когда зависимость энергетической системы Омской области от внешних источников электрической энергии может возрастать до 50 процентов.

В настоящее время существует ограничение допустимого перетока электрической энергии из Единой энергетической системы России в энергетическую систему Омской области.

Загрузка омских ТЭЦ АО "ТГК-11" (и, соответственно, динамика доли выработки электрической энергии омскими электростанциями в общем объеме электропотребления) определяется механизмами оптового рынка электрической энергии и мощности, а также режимами работы энергетической системы Омской области и объединенной энергетической системы Сибири.

Так, в 2014 году омскими ТЭЦ и блок-станциями промышленных предприятий выработано 7061,1 млн. кВт.ч электрической энергии при уровне электропотребления 10992,5 млн. кВт.ч (доля собственной выработки - 64,2 процента).

В 2015 году омскими ТЭЦ и блок-станциями промышленных предприятий выработано 7194,6 млн. кВт.ч электрической энергии при уровне электропотребления 10880,8 млн. кВт.ч (доля собственной выработки увеличилась до 66,1 процента).

В 2016 году произошло снижение (по сравнению с 2015 годом) объема электрической энергии, выработанной омскими ТЭЦ и блок-станциями промышленных предприятий, который составил 6876,4 млн. кВт.ч при снижении общего уровня электропотребления на 0,2 процента - до 10862,4 млн. кВт.ч (доля собственной выработки снизилась до 63,3 процента).

В 2017 году доля выработки электрической энергии омскими ТЭЦ и блок-станциями промышленных предприятий (собственная выработка) увеличилась до 64,4 процента по сравнению с 2016 годом и составила 6956,5 млн. кВт.ч. (при снижении общего уровня электропотребления в Омской области до 10806,9 млн. кВт.ч.).

В настоящее время в Омской области продолжается реализация ряда энергоемких инновационных проектов, в том числе продолжается реализация проектов на предприятиях оборонно-промышленного комплекса региона.

Темпы развития промышленного потенциала, жилищного комплекса Омской области в настоящее время требуют опережающего развития энергетической инфраструктуры.

Приоритетным проектом по развитию магистральных электросетевых объектов ПАО "ФСК ЕЭС", включенным в схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы, утвержденную приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 1 марта 2017 года N 143 (далее - Схема и программа развития ЕЭС России), является строительство подстанции 500 кВ Восход с заходами линий электропередачи 500 кВ и 220 кВ, реализация которого позволит обеспечить надежное электроснабжение потребителей в Омской области, усилить существующие связи с Единой энергетической системой России.

Проект по строительству подстанции 500 кВ Восход с заходами линий электропередачи 500 кВ и 220 кВ поддержан Министерством энергетики Российской Федерации, объект включен в инвестиционную программу ПАО "ФСК ЕЭС". В 2010 году ПАО "ФСК ЕЭС" начаты проектные работы, определен генеральный подрядчик по строительству подстанции.

Строительство подстанции 500 кВ Восход начато во втором квартале 2011 года. 20 июля 2015 года введено в эксплуатацию открытое распределительное устройство 500 кВ строящейся подстанции 500 кВ Восход с автотрансформатором 500/220 кВ, к подстанции подключена новая линия электропередачи 500 кВ Восход - Витязь, которая соединяет объединенные энергетические системы Сибири и Урала по территории России, а также выполнен заход линии электропередачи ВЛ 500 кВ Барабинская - Таврическая на подстанцию 500 кВ Восход.

Однако в условиях отсутствия распределительного устройства 220 кВ и заходов линий электропередачи 220 кВ на подстанцию 500 кВ Восход вопрос обеспечения надежного электроснабжения потребителей в Омской области не может быть решен.

Основным проблемным вопросом при строительстве подстанции 500 кВ Восход является недостаточное финансирование проекта со стороны ПАО "ФСК ЕЭС".

Одним из крупнейших проектов, реализация которого была предусмотрена для дальнейшего развития энергетической системы Омской области, являлась реконструкция Омской ТЭЦ-3.

Основной вариант реконструкции Омской ТЭЦ-3 - внедрение парогазовой установки с последующей модернизацией оборудования второй очереди станции. Запуск в эксплуатацию парогазовой установки мощностью 85,2 МВт на Омской ТЭЦ-3 осуществлен 18 июля 2013 года.

В 2014 - 2015 годах выполнена модернизация оборудования второй очереди Омской ТЭЦ-3.

Запланированные этапы модернизации Омской ТЭЦ-3 завершены в 2016 году. 26 декабря 2016 года введен в эксплуатацию турбоагрегат мощностью 120 МВт (взамен демонтированного турбоагрегата станционный номер (далее - ст. N) 10).

В целях обеспечения схемы выдачи мощности Омской ТЭЦ-3, с учетом вновь введенного турбоагрегата мощностью 120 МВт филиалом ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго" в 2017 году завершена работа по строительству и вводу в эксплуатацию двухцепной кабельно-воздушной линии электропередачи 110 кВ Омская ТЭЦ-4 - Омская ТЭЦ-3. Оставшиеся вопросы финансирования по данному титулу будут урегулированы в 2018 году в соответствии с инвестиционной программой ПАО "МРСК Сибири".

В части развития распределительной электросетевой инфраструктуры в Омской области с 2009 года ведется постоянная работа по формированию, утверждению и корректировке инвестиционной программы филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго".

В 2017 году завершены работы по реконструкции подстанции 110 кВ Центральная с заменой вышедшего из строя силового трансформатора мощностью 1 х 31,5 МВА на трансформатор мощностью 1 х 40 МВА, объект введен в эксплуатацию. Оставшиеся вопросы финансирования по данному титулу инвестиционной программы (далее - титул) будут урегулированы в 2018 году в соответствии с инвестиционной программой ПАО "МРСК Сибири".

В 2017 году завершены работы по реконструкции подстанции 110 кВ Северо-Западная с заменой трансформаторов мощностью 2 х 25 МВА на трансформаторы мощностью 2 х 40 МВА, объект введен в эксплуатацию. Оставшиеся вопросы финансирования по данному титулу будут урегулированы в 2018 году в соответствии с инвестиционной программой ПАО "МРСК Сибири".

В 2017 году завершены работы по титулу "Реконструкция подстанции 110/10 кВ Октябрьская с заменой одного силового трансформатора 40 МВА, реконструкцией закрытого распределительного устройства (далее - ЗРУ) 10 кВ с заменой 5 шт. масляных выключателей на вакуумные" в части замены трансформатора. Работы по реконструкции ЗРУ 10 кВ с заменой 5 шт. масляных выключателей на вакуумные выключатели по данному титулу будут выполнены в 2018 году в соответствии с инвестиционной программой ПАО "МРСК Сибири".

В 2017 году завершены работы по титулу "Реконструкция подстанции 110/10 кВ Сибзавод с заменой трансформаторов 2 х 32 МВА на 2 х 40 МВА" в части реконструкции распределительного устройства 10 кВ. Замена трансформаторов не выполнялась в связи с тем, что нагрузка трансформаторов подстанции находится в допустимых пределах, заявки на технологическое присоединение аннулированы. Оставшиеся вопросы финансирования по данному титулу будут урегулированы в 2018 году в соответствии с инвестиционной программой ПАО "МРСК Сибири".

Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 28 декабря 2017 года N 30@ "Об утверждении инвестиционной программы ПАО "МРСК Сибири" на 2018 - 2022 годы и изменений, вносимых в инвестиционную программу ПАО "МРСК Сибири", утвержденную приказом Минэнерго России от 28.12.2015 N 1043" утверждена инвестиционная программа электросетевой компании, положения которой учитывались при формировании Программы.

3. Основные положения Программы

Программа определяет основные направления строительства, реконструкции и модернизации генерирующих мощностей и сетевой инфраструктуры в Омской области на 2018 - 2022 годы, обеспечивающие стабильное функционирование электроэнергетического комплекса Омской области в условиях реформирования энергетических рынков и жилищно-коммунального комплекса, реализации программ жилищного строительства и объектов социально-культурной сферы, развития промышленного комплекса Омской области.

Программа разработана в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", с учетом положений Схемы и программы развития ЕЭС России, схемы теплоснабжения города Омска до 2032 года, утвержденной приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 26 октября 2017 года N 1016 (далее - Схема теплоснабжения города Омска).

При разработке Программы использованы материалы Комплексной программы развития электрических сетей 35 кВ и выше на территории Омской области на пятилетний период (2018 - 2022 годы), разработанной филиалом ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго" в 2017 году.

Основными принципами формирования Программы являются:

1) экономическая эффективность решений, основанная на оптимизации режимов работы энергетической системы Омской области, в том числе:

- использовании парогазовых циклов при производстве электрической энергии;

- сокращении удельных расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии;

- повышении коэффициента полезного действия имеющегося энергетического оборудования;

- снижении потерь в электрических и тепловых сетях;

2) применение новых технологических решений;

3) скоординированное развитие в Омской области магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры, генерирующих мощностей, соответствующее инвестиционным программам развития субъектов электроэнергетики, расположенных на территории Омской области;

4) публичность и открытость государственных инвестиционных стратегий и решений.

4. Схема развития электроэнергетики Омской области

4.1. Существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации линии электропередачи и подстанции, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ

Основу электросетевого комплекса Омской области (110 кВ и выше) составляют линии электропередачи и подстанции филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетей и филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго".

Карта-схема электросетевого комплекса Омской области с перспективой развития до 2022 года приведена в приложениях N 1 - 4 к Программе.

Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетей является структурным подразделением ПАО "ФСК ЕЭС" (город Москва), осуществляющим эксплуатацию и централизованное техническое обслуживание линий электропередачи и подстанций напряжением 110 - 220 - 500 кВ.

Открытое акционерное общество "ФСК ЕЭС" (далее - ОАО "ФСК ЕЭС") образовано 25 июня 2002 года в соответствии с программой реформирования электроэнергетики Российской Федерации как организация по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью с целью ее сохранения и развития.

Созданные в 1997 году Межсистемные электрические сети Сибири в 2002 году были преобразованы в филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Магистральные электрические сети Сибири с формированием филиалов, в том числе филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Омское предприятие магистральных электрических сетей.

26 июня 2015 года организационно-правовая форма предприятия изменена с открытого акционерного общества на публичное акционерное общество (с ОАО "ФСК ЕЭС" на ПАО "ФСК ЕЭС").

В 2016 году ПАО "ФСК ЕЭС" проведены структурные изменения в составе филиалов компании, в результате которых филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Омское предприятие магистральных электрических сетей был объединен с филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" - Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетей. Центр управления предприятием перенесен в город Барнаул Алтайского края.

В итоге структурных преобразований в зону обслуживания филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетей включены Алтайский край, Новосибирская и Омская области.

На территории Омской области к объектам филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетей относятся:

1) три подстанции 500 кВ - Таврическая, Иртышская, Восход;

2) пять подстанций 220 кВ - Лузино, Московка, Ульяновская, Называевская, Загородная;

3) две подстанции 110 кВ - Юбилейная, Полтавская;

4) семь воздушных линий электропередачи напряжением 500 кВ (ВЛ 500 кВ) общей протяженностью 838,839 км;

5) восемнадцать воздушных линий электропередачи напряжением 220 кВ (ВЛ 220 кВ) общей протяженностью 793,656 км;

6) три воздушные линии электропередачи напряжением 110 кВ (ВЛ 110 кВ) общей протяженностью 68,87 км.

Перечень существующих линий электропередачи и подстанций филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетей с техническими характеристиками оборудования приведен в приложениях N 5, 6 к Программе.

ПАО "МРСК Сибири" - крупнейшая распределительная сетевая компания на территории Сибирского федерального округа, осуществляющая транспортировку электрической энергии по распределительным сетям на территориях республик Алтай, Бурятия, Хакасия и Тыва, Алтайского, Забайкальского, Красноярского краев, Кемеровской и Омской областей.

Компания образована в 2005 году в целях эффективного управления распределительным электросетевым комплексом Сибири.

Основными функциями филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго" являются транспортировка электрической энергии от электростанций и с оптового рынка потребителям, техническое обслуживание электрических сетей и подстанций 32 муниципальных районов Омской области.

В состав филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго" входят 3 технических центра:

1) Западные электрические сети (Называевский, Саргатский, Крутинский, Тюкалинский, Мариановский, Исилькульский, Москаленский, Любинский, Шербакульский, Полтавский, Омский и городской районы электрических сетей (далее - РЭС));

2) Восточные электрические сети (Калачинский, Кормиловский, Черлакский, Нижнеомский, Оконешниковский, Горьковский, Нововаршавский, Павлоградский, Одесский, Русско-Полянский, Азовский и Таврический РЭС);

3) Северные электрические сети (Тарский, Знаменский, Тевризский, Екатерининский, Усть-Ишимский, Большеуковский, Большереченский, Муромцевский, Колосовский РЭС).

В обслуживании филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго" находится:

1) 5207,451 км линий электропередачи напряжением 110 кВ;

2) 123 подстанции напряжением 110 кВ с общей мощностью трансформаторов 2992 МВА.

Перечень существующих линий электропередачи и подстанций напряжением 110 кВ филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго" с техническими характеристиками оборудования приведен в приложениях N 7, 8 к Программе.

По существующим линиям электропередачи филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетей, филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго" энергетическая система Омской области связана с энергетической системой Республики Казахстан, объединенной энергетической системой Сибири и объединенной энергетической системой Урала:

1) с энергетической системой Республики Казахстан:

- по трем линиям электропередачи 500 кВ (параллельная работа):

ЕЭК (акционерное общество "Евроазиатская энергетическая корпорация") - Иртышская;

Таврическая - Аврора;

Экибастузская ГРЭС-1 - Таврическая;

- по двум линиям электропередачи 220 кВ (параллельная работа):

Мынкуль - Иртышская (224);

Валиханово - Иртышская (225);

- по трем линиям электропередачи 110 кВ (раздельная работа):

Юбилейная - Булаево I цепь, с отпайкой на подстанцию Юнино (С-125);

Юбилейная - Булаево II цепь, с отпайкой на подстанцию Юнино (С-126);

Горьковская - Полтавка (С-5);

2) с энергетической системой Новосибирской области:

- по одной линии электропередачи 500 кВ (параллельная работа) - Барабинская - Восход;

- по одной линии электропередачи 220 кВ (параллельная работа):

Омская ТЭЦ-4 - Татарская (246);

- по двум линиям электропередачи 110 кВ (параллельная работа):

Валерино - Каратканск с отпайками (З-15);

Валерино - Колония с отпайкой на подстанцию Илюшкино (З-16);

3) с энергетической системой Тюменской области:

- по одной линии электропередачи 500 кВ (параллельная работа) - Восход - Витязь;

- по трем линиям электропередачи 110 кВ (раздельная работа):

Выстрел - Мангут-Т с отпайкой на подстанцию Мангут (С-135);

2529 км - Новоандреевская с отпайкой на подстанцию Мангут (С-136);

Орехово - Каргалы (С-80).

4.1.1. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Омской области

Энергоузлы ("энергорайоны") на территории Омской области, которые характеризуются повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений:

- "южный энергорайон", к которому относятся следующие энергетические объекты: подстанции 110 кВ Новоуральская, Нововаршавская, Одесская, Память Тельмана, Павлоградская, Русская поляна, Стрела, Шербакульская;

- "энергорайон тягового транзита Лузино - Юбилейная", к которому относятся следующие энергетические объекты: подстанции 110 кВ Юбилейная, Исилькуль, Москаленки, Мариановка, Пикетное, Полтавская.

Основные "узкие места" энергетической системы Омской области:

1. Недопустимое снижение напряжения на шинах 110 кВ подстанций 110 кВ "южного энергорайона", токовая перегрузка трансформаторов тока линии электропередачи 110 кВ Мариановка - Москаленки с отпайками (С-23) на подстанции 110 кВ Москаленки и линии электропередачи 110 кВ Пикетное - Москаленки с отпайкой на подстанцию Помурино (С-24) на подстанции 110 кВ Москаленки, токовая перегрузка трансформаторов тока линии электропередачи ВЛ 110 кВ Лузино - Мариановка с отпайками (С-23) на подстанции 110 кВ Мариановка.

Наиболее сложной схемно-режимной ситуацией, приводящей к выходу параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений, является аварийное отключение второй системы шин (далее - СШ) 2СШ-110 подстанции 220 кВ Лузино в осенне-зимнем периоде, которое приводит:

- к превышению номинального тока трансформаторов тока в ячейке линии электропередачи 110 кВ Мариановка - Москаленки с отпайками (С-23) на подстанции 110 кВ Москаленки;

- к превышению номинального тока трансформаторов тока в ячейке линии электропередачи 110 кВ Лузино - Мариановка с отпайками (С-23) на подстанции 110 кВ Мариановка;

- к снижению напряжения ниже минимально допустимого на подстанциях 110 кВ "южного энергорайона": Павлоградская, Одесская, Память Тельмана, Азово, Сосновская, Шербакульская, Русская Поляна.

При отключении 1СШ-110 подстанции 220 кВ Лузино (или линии электропередачи 110 кВ Лузино - Мариановка с отпайками (С-23)) из нормальной схемы с учетом реализации схемно-режимных мероприятий также имеет место недопустимая токовая перегрузка трансформаторов тока линии электропередачи 110 кВ Пикетное - Москаленки с отпайкой на подстанцию Помурино (С-24) на подстанции 110 кВ Москаленки.

В настоящее время в качестве схемно-режимных мероприятий, направленных на ликвидацию недопустимых параметров электроэнергетического режима, предусмотрено одновременное выполнение следующих мероприятий:

- превентивный перевод питания нагрузки потребителей (второй трансформатор подстанции 110 кВ Сельская, первый трансформатор подстанции 110 кВ Тумановская и первый трансформатор подстанции 110 кВ Птичья) на питание от подстанции 220 кВ Называевская по линии электропередачи 110 кВ Называевская - Покровская (С-35) (12,2 МВт), а также превентивный перевод питания нагрузки с линии электропередачи 110 кВ Лузино - Кировская с отпайками II цепь (С-64) на линию электропередачи 110 кВ Лузино - Кировская с отпайками I цепь (C-63) (25,5 МВт);

- включение батареи статических конденсаторов (БСК) на подстанции 110 кВ Новоуральская;

- превентивное изменение положения устройств регулирования под нагрузкой (РПН) на автотрансформаторах АТ-1, АТ-2, АТ-3 подстанции 220 кВ Лузино (переключение из 6 в 12 положение);

- превентивное изменение положения устройств РПН на автотрансформаторах АТ-1, АТ-2 подстанции 500 кВ Иртышская (переключение из 6 в 10 положение);

- загрузка генерирующего оборудования Омских ТЭЦ по реактивной мощности.

С учетом выполнения вышеуказанных схемно-режимных мероприятий в послеаварийном режиме действием автоматики ограничения снижения напряжения (АОСН) на подстанции 110 кВ Одесская будет отключено 6,9 МВт потребителей.

При этом в случае аварийного отключения 2СШ-110 подстанции 220 кВ Лузино в осенне-зимнем периоде:

- перегрузка трансформаторов тока в ячейке линии электропередачи 110 кВ Мариановка - Москаленки с отпайками (С-23) на подстанции 110 кВ Москаленки составит 43 процента (457 А при длительно допустимом токе 320 А);

- перегрузка трансформаторов тока в ячейке линии электропередачи 110 кВ Лузино - Мариановка с отпайками (С-23) на подстанции 110 кВ Мариановка составит 23 процента (515 А при длительно допустимом токе 420 А);

- напряжение на шинах 110 кВ подстанции 110 кВ Память Тельмана поднимается до 85,2 кВ, что ниже минимально допустимых значений и при этом нагрузка потребителей (6,9 МВт, отключенных АОСН подстанции 110 кВ Одесская) останется отключенной до ввода в работу 2СШ-110 подстанции 220 кВ Лузино или перевода присоединений 2СШ-110 на 1СШ-110 кВ подстанции 220 кВ Лузино.

В целях исключения указанной перегрузки и недопустимого снижения напряжения на шинах 110 кВ подстанции 110 кВ Память Тельмана необходим ввод графиков аварийного ограничения режима потребления в объеме до 22,3 МВт на подстанциях тягового транзита Лузино - Юбилейная и до 5 МВт в "южном энергорайоне", а также отключение потребителей действием противоаварийной автоматики в объеме 6,9 МВт на подстанции 110 кВ Одесская.

Возможным мероприятием для исключения схемно-режимной ситуации, характеризующейся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений, является установка секционного выключателя на подстанции 110 кВ Сосновская и реконструкция подстанции 110 кВ Москаленки с увеличением пропускной способности трансформаторов тока.

2. Недопустимая нагрузка трансформаторов ряда подстанций 110 кВ филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Омскэнерго", приводящая к перегрузке трансформаторов в послеаварийном режиме (при отключении одного из трансформаторов):

- подстанция 110 кВ Советская - 126 процентов (Sном 1, 2 Т - 16 МВА, Sфакт - 20,21 МВА, зафиксирована 20 декабря 2017 года);

- подстанция 110 кВ Сургутская - 131 процент (Sном 1, 2 Т - 16 МВА, Sфакт - 21,0 МВА, перегрузка зафиксирована 17 декабря 2014 года);

- подстанция 110 кВ Кировская - 123 процента (Sном 1, 2 Т - 25 МВА, Sфакт - 30,84 МВА, зафиксирована 21 декабря 2016 года);

- подстанция 110 кВ Энтузиастов - 112 процентов (Sном 1, 2 Т - 40 МВА, Sфакт - 44,97 МВА, зафиксирована 21 декабря 2016 года);

- подстанция 110 кВ Западная - 106 процентов (Sном 1, 2 Т - 25 МВА, Sфакт - 26,41 МВА, зафиксирована 20 декабря 2017 года);

- подстанция 110 кВ Куйбышевская - 106 процентов (Sном 1, 2 Т - 40 МВА, Sфакт - 42,31 МВА, зафиксирована 20 декабря 2017 года);

- подстанция 110 кВ Новотроицкая - 249 процентов (Sном 1 Т - 10 МВА, 2 Т - 16 МВА, Sфакт - 24,9 МВА, перегрузка зафиксирована 17 декабря 2014 года);

- подстанция 110 кВ Карбышево - 107 процентов (Sном 1 Т - 16 МВА, 2 Т - 16 МВА, Sфакт - 17,1 МВА, зафиксирована 20 декабря 2017 года).

Проектные решения о необходимости замены трансформаторного оборудования в работе рассматривались с учетом решения собственника о допустимой перегрузочной способности трансформаторов (Стандарт организации ОКС 03.100.50/СО 5.145/0-00 ПАО "МРСК Сибири" "Определение резерва мощности на центрах питания").

3. Ликвидация недопустимого повышения напряжения (до 127,5 кВ, что выше величины наибольшего рабочего напряжения) в летний минимум электропотребления в нормальной схеме на подстанциях 110 кВ "северного энергорайона" при существующей точке раздела с энергетической системой Тюменской области на секционном выключателе 110 кВ подстанции 110 кВ Усть-Ишим.

Мероприятия по изменению топологии сети 110 кВ с целью снижения напряжения на шинах подстанций "северного энергорайона" путем отключения выключателей 110 кВ на подстанциях Тара и Большеречье не приводят к значительному снижению напряжения в данном узле нагрузок. Исключением является перенос раздела с энергетической системой Тюменской области на подстанцию 110 кВ Знаменка. В данном случае напряжение на шинах 110 кВ подстанций "северного энергорайона" снижается до 124 кВ.

Однако в случае возникновения послеаварийного режима, связанного с отключением линий электропередачи 110 кВ Усть-Ишим - Орехово (С-80), Утьма - Усть-Ишим (С-79) или одной из питающих данный узел нагрузок линий электропередачи 110 кВ в энергетической системе Тюменской области, возникает необходимость обеспечения электроснабжения потребителей данного энергорайона от электрических сетей энергетической системы Омской области, что приводит к тому, что в летний минимум нагрузок напряжение на шинах 110 кВ подстанций "северного энергорайона" достигает 127 кВ. Недопустимое повышение напряжения на шинах 110 кВ подстанций "северного энергорайона" связано главным образом с выработкой протяженными малонагруженными линиями электропередачи 110 кВ дополнительной величины реактивной мощности в условиях снижения нагрузки подстанций "северного энергорайона".

В качестве мероприятия для нормализации и плавного регулирования уровней напряжения на шинах 110 кВ подстанций "северного энергорайона" предлагается установка управляемого шунтирующего реактора мощностью 25 Мвар на шинах 110 кВ подстанции 110 кВ Тара, при использовании которого напряжения фиксируются на уровне допустимых - от 117,8 до 120,9 кВ.

4. Отсутствие второго источника электроснабжения для потребителей II категории по надежности электроснабжения (Акт разграничения балансовой принадлежности от 7 апреля 2014 года N СО 6.595/0), запитанных от подстанции 110 кВ Полтавская при выполнении ремонтных или аварийно-восстановительных работ на линии электропередачи 110 кВ Новоцарицино - Полтавская с отпайкой на подстанцию Шербакульская (С-5), в условиях отсутствия возможности включения линии электропередачи 110 кВ Горьковская - Полтавка со стороны единой энергетической системы Республики Казахстан.

Организация электроснабжения всех потребителей подстанции 110 кВ Полтавская по электрической сети 35 кВ от подстанции 110 кВ Юбилейная невозможна в связи с выявленным недопустимым снижением уровней напряжения до 18,98 кВ в электрической сети 35 кВ, прилегающей к подстанции 110 кВ Полтавская и подстанциям 35 кВ Еремеевка, Вольное, Ольгино.

Для компенсации недопустимого снижения напряжения была рассмотрена установка батарей статических конденсаторов (БСК), суммарной мощностью 19 Мвар на шинах 10 кВ подстанций 35 кВ Ольгино, Еремеевка, Вольное, Мясники. Расчет послеаварийного режима при отключении линии электропередачи 110 кВ Новоцарицыно - Полтавская (С-5) с отпайкой на подстанцию Шербакульская (С-5) и установке батарей статических конденсаторов на подстанциях 35 кВ в рассматриваемом энергорайоне показал стабилизацию уровней напряжения в электрической сети 35 кВ, прилегающей к подстанции 110 кВ Полтавская, но недопустимое повышение уровней напряжения (40,75 - 40,95 кВ) в электрической сети 35 кВ, прилегающей к подстанции 110 кВ Юбилейная.

Для исключения прекращения электроснабжения потребителей, запитанных от подстанции 110 кВ Полтавская, в период ремонта линии электропередачи 110 кВ Новоцарицыно - Полтавская с отпайкой на подстанцию Шербакульская (С-5), а также в случае ее аварийного отключения рекомендуется строительство линии электропередачи 110 кВ Екатеринославская - Полтавская. Данное мероприятие включено в технические условия на технологическое присоединение подстанции 110 кВ Екатеринославская ПАО "МРСК Сибири" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" (Приложение N 1 к договору об осуществлении технологического присоединения от 1 апреля 2016 года N 53/15-ТП-М2/48.4000.56.16).

В целях решения вышеуказанных проблем текущего состояния электроэнергетики на территории Омской области, ликвидации "узких мест" энергетической системы Омской области, а также развития электросетевой инфраструктуры в Омской области в 2018 - 2022 годах планируется строительство и реконструкция ряда линий электропередачи и подстанций напряжением 110 - 220 - 500 кВ.

В целях увеличения потребляемой мощности и обеспечения надежности электроснабжения электроустановок АО "Газпромнефть - ОНПЗ" в марте 2018 года осуществлена реконструкция подстанции 220 кВ Ароматика с увеличением трансформаторной мощности (с заменой силовых трансформаторов). В 2018 году завершается проект по реконструкции подстанции 220 кВ Нефтезаводская.

В 2018 - 2022 годах планируется осуществить следующие мероприятия:

1) строительство линии электропередачи 110 кВ Екатеринославская - Полтавская.

Реализация мероприятия позволит исключить прекращение электроснабжения потребителей, запитанных от подстанции 110 кВ Полтавская, в период ремонта линии электропередачи 110 кВ Новоцарицыно - Полтавская с отпайкой на подстанцию Шербакульская (С-5), а также в случае ее аварийного отключения;

2) реконструкция подстанции 110/10 кВ Сосновская с установкой секционного выключателя 110 кВ, которая позволит исключить недопустимое снижение уровней напряжения на подстанциях 110 кВ "южного энергорайона" Омской области, а также исключить перегрузку трансформаторов тока на подстанции 110 кВ Мариановка в послеаварийных режимах при отключении 2СШ-110 подстанции 220 кВ Лузино;

3) реконструкция подстанции 110/10 кВ Москаленки (ОАО "РЖД") с увеличением пропускной способности трансформаторов тока, что позволит исключить перегрузку трансформаторов тока на подстанции 110 кВ Москаленки в послеаварийном режиме при отключении 2СШ-110 (1СШ-110) подстанции 220 кВ Лузино;

4) реконструкция подстанции 110/35/10 кВ Тара с установкой управляемого шунтирующего реактора, который позволит исключить превышение наибольшего рабочего напряжения и поддерживать в допустимых пределах напряжение на подстанциях северных муниципальных районов Омской области;

5) для исключения прекращения электроснабжения потребителей II категории по надежности электроснабжения (Акт разграничения балансовой принадлежности от 24 декабря 2014 года N 1), запитанных от подстанции 110 кВ Большие Уки, в период ремонта линии электропередачи 110 кВ Знаменка - Большие Уки (С-81), а также в случае ее аварийного отключения рекомендуется установка на подстанции 110/35/10 кВ Большие Уки резервных источников электроснабжения - двух дизельных электростанций суммарной мощностью 2 х 2 МВА, подключенных к секциям шин 10 кВ.

Организация электроснабжения всех потребителей подстанции 110 кВ Большие Уки от других источников питания по электрической сети 10 кВ невозможна в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающих подстанцию 110/35/10 кВ Большие Уки с другими центрами питания;

6) реконструкция подстанции 110/10 кВ ТПК Надеждинский, которая предполагает замену существующих силовых трансформаторов 2 х 16 МВА на два трансформатора мощностью по 25 МВА каждый, а также перевод подстанции на класс напряжения 110/35/10 кВ.

Реализация мероприятия позволит обеспечить:

- поддержание необходимого уровня напряжения в сети 35 кВ в узле подстанций 35/10 кВ Пушкино, Солнечная долина, Андреевка, Степная, Надеждино в послеаварийном режиме;

- допустимые токовые нагрузки линий электропередачи 35 кВ в послеаварийном режиме при отключении одной из линий электропередачи 312Ц, 84Ц, 34Ц;

- допустимую загрузку силовых трансформаторов подстанций 110/35/10 кВ Восточная, Новотроицкая.

Невыполнение мероприятия по реконструкции данной подстанции приведет к тому, что в послеаварийном режиме при отключении фидера 35 кВ 84Ц с подстанции 110 кВ Восточная произойдет недопустимое снижение напряжения на шинах 35 кВ подстанций 35 кВ Солнечная долина, Андреевка, Пушкино (21,81 кВ, 20,12 кВ, 20,49 кВ соответственно) и токовая перегрузка оставшихся линий электропередачи 35 кВ 34Ц, 312Ц (113 процентов, 133 процента соответственно). Перевод нагрузки на подстанцию 110 кВ Новотроицкая приведет к перегрузке трансформаторов данной подстанции до 125 процентов.

Также в послеаварийном режиме при отключении фидера 35 кВ 34Ц произойдет недопустимое снижение напряжения на шинах 35 кВ подстанций 35 кВ Надеждино, Солнечная долина, Аграрная, Петровка (20,3 кВ, 24,5 кВ, 20,32 кВ, 20,53 кВ соответственно) и токовая перегрузка оставшихся линий электропередачи 35 кВ 84Ц, 312Ц (121 процент, 133 процента соответственно). Перевод нагрузки на подстанцию 110 кВ Восточная приведет к перегрузке трансформаторов данной подстанции до 200 процентов.

Альтернативные мероприятия по увеличению трансформаторной мощности с заменой основного оборудования 110 кВ подстанций 110/35/10 кВ Восточная, Новотроицкая, увеличению сечения провода с частичной заменой опор линий электропередачи 35 кВ, строительство новых линий электропередачи 35 кВ, установка батареи статических конденсаторов 35 кВ не снимают вышеперечисленные ограничения и значительно превышают по стоимости мероприятия по реконструкции подстанции 110 кВ ТПК Надеждинский.

Перевод нагрузки рассматриваемого участка сети 35 кВ на другие подстанции невозможен из-за значительной удаленности иных центров питания от рассматриваемого узла нагрузок.

Реконструкция подстанции 110 кВ ТПК Надеждинский со строительством новых линий электропередачи 35 кВ длиной 3,5 км позволяет привести электроэнергетический режим рассматриваемого участка сети 35 кВ в допустимую область и является наиболее экономически целесообразным решением;

7) реконструкция подстанции 110/10 кВ Сургутская в части замены первого силового трансформатора мощностью 16 МВА на трансформатор мощностью 25 МВА (замена второго трансформатора выполнена в 2017 году) для обеспечения электроснабжения Красногорского водоподъемного гидроузла на реке Иртыш, а также в связи с выявленной перегрузкой трансформаторов подстанции в послеаварийном режиме.

По результатам контрольных замеров в 2013 - 2017 годах при отключении одного из трансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора превышала бы 105 процентов:

- в 2014 году в диапазоне 108 - 131 процент в течение 14 часов непрерывно;

- в 2016 году в диапазоне 113 - 128 процентов в течение 18 часов непрерывно.

Указанная выше длительность перегрузки трансформаторов превышает допустимую собственником оборудования длительность перегрузки.

С учетом утвержденных технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям (общий объем мощности, планируемой к присоединению - 2,98 МВт) при отключении одного из трансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора может составить 153 процента. Мероприятие по замене силовых трансформаторов мощностью 2 х 16 МВА на трансформаторы мощностью 2 х 25 МВА подстанции 110/10 кВ Сургутская включено в указанные технические условия на технологическое присоединение.

Альтернативное мероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВ невозможно в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающих подстанцию 110/10 кВ Сургутская с другими центрами питания.

Невыполнение мероприятия по реконструкции данной подстанции приведет к необходимости ввода графиков аварийного ограничения режима потребления на величину до 4,67 МВт;

8) реконструкция подстанции 110/10 кВ Новотроицкая с заменой силового трансформатора мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 25 МВА.

Мероприятие выполняется в целях ликвидации существующей перегрузки силового трансформатора подстанции в послеаварийном режиме.

- в 2014 году в диапазоне 186 - 249 процентов в течение 22 часов непрерывно;

- в 2015 году в диапазоне 108 - 120 процентов в течение 16 часов непрерывно.

Альтернативное мероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВ невозможно в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающих подстанцию 110/10 кВ Новотроицкая с другими центрами питания.

Невыполнение мероприятия по реконструкции данной подстанции приведет к необходимости ввода графиков аварийного ограничения режима потребления на величину до 14,9 МВт;

9) реконструкция подстанции 110/10 кВ Советская, которая предполагает замену существующих силовых трансформаторов 2 х 16 МВА на два трансформатора мощностью по 25 МВА каждый.

Мероприятие выполняется в целях ликвидации перегрузки указанных силовых трансформаторов подстанции в послеаварийном режиме.

- в 2015 году в диапазоне 106 - 108 процентов в течение 3 часов непрерывно;

- в 2016 году в диапазоне 107 - 108 процентов в течение 3 часов непрерывно;

- в 2017 году в диапазоне 106 - 126 процентов в течение 15 часов непрерывно.

С учетом утвержденных технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям (общий объем мощности, планируемой к присоединению - 2,12 МВт) при отключении одного из трансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора может составить 141 процент. Мероприятие по замене силовых трансформаторов мощностью 2 х 16 МВА на трансформаторы мощностью 2 х 25 МВА подстанции 110/10 кВ Советская включено в указанные технические условия на технологическое присоединение.

Альтернативное мероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВ невозможно в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающих подстанцию 110/10 кВ Советская с другими центрами питания.

Невыполнение мероприятия по реконструкции данной подстанции приведет к необходимости ввода графиков аварийного ограничения режима потребления на величину до 3,4 МВт;

10) строительство подстанции 110/10 кВ Кристалл (со строительством двух КЛ-110 кВ от двухцепной кабельно-воздушной линии электропередачи 110 кВ Омская ТЭЦ-4 - Омская ТЭЦ-3 до подстанции 110/10 кВ Кристалл) с установкой силовых трансформаторов 2 х 40 МВА и переводом нагрузки с подстанции 110/10 кВ Энтузиастов.

Проведение мероприятия позволит ликвидировать перегрузку в послеаварийном режиме трансформаторов подстанции 110 кВ Энтузиастов, реконструкция которой (замена трансформаторов 2 х 40 МВА на 2 х 63 МВА или установка третьего трансформатора) не представляется возможной поскольку:

- существующее ЗРУ 110 кВ по габаритным размерам не рассчитано на установку трансформаторов мощностью 63 МВА или установку третьего трансформатора;

- отсутствует возможность расширения ЗРУ 110 кВ из-за нахождения подстанции в зоне интенсивной жилой застройки.

Кроме того, увеличение мощности трансформаторов или их количества не решает проблему обеспечения допустимых уровней напряжения у конечного потребителя, запитанного от подстанции 110/10 кВ Энтузиастов и территориально удаленного от нее. Для указанного потребителя подстанция 110/10 кВ Энтузиастов территориально является самым ближайшим центром питания.

- в 2016 году в диапазоне 106 - 112 процентов в течение 10 часов непрерывно.

С учетом утвержденных технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям (общий объем мощности, планируемой к присоединению - 9,26 МВт) при отключении одного из трансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора может составить 138 процентов. Мероприятие по строительству подстанции 110/10 кВ Кристалл (со строительством двух кабельных линий 110 кВ от двухцепной кабельно-воздушной линии электропередачи 110 кВ Омская ТЭЦ-4 - Омская ТЭЦ-3 до подстанции 110/10 кВ Кристалл) с установкой силовых трансформаторов 2 х 40 МВА включено в указанные технические условия на технологическое присоединение.

Альтернативное мероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВ невозможно в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающих подстанцию 110/10 кВ Энтузиастов с другими центрами питания.

Невыполнение мероприятия по строительству подстанции 110/10 кВ Кристалл приведет к необходимости ввода графиков аварийного ограничения режима потребления на величину до 5,5 МВт.

Проект реализуется с учетом мероприятий по "цифровизации" электросетевого комплекса;

11) строительство (реконструкция) подстанции 110/10 кВ Семиреченская (вместо подстанции 110 кВ Кировская) с установкой силовых трансформаторов 2 х 40 МВА, с переводом нагрузки от подстанции 110/10 Кировская.

- в 2013 году в диапазоне 110 - 118 процентов в течение 15 часов непрерывно;

- в 2014 году в диапазоне 107 - 118 процентов в течение 15 часов непрерывно;

- в 2015 году в диапазоне 108 - 111 процентов в течение 10 часов непрерывно;

- в 2016 году в диапазоне 107 - 124 процентов в течение 14 часов непрерывно;

- в 2017 году в диапазоне 106 - 120 процентов в течение 15 часов непрерывно.

С учетом утвержденных технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям (общий объем мощности, планируемой к присоединению - 3,39 МВт) при отключении одного из трансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора может составить 139 процентов. Мероприятие по строительству подстанции 110/10 кВ Семиреченская (вместо подстанции 110 кВ Кировская) с установкой силовых трансформаторов 2 х 40 МВА включено в указанные технические условия на технологическое присоединение.

Выполнение реконструкции подстанции 110 кВ Кировская с заменой силовых трансформаторов 2 х 25 МВА на 2 х 40 МВА и основного электротехнического оборудования подстанции, а также реализация мероприятий по приведению технического состояния строительных конструкций подстанции в соответствие с требованиями законодательства, в том числе по восстановлению целостности и несущей способности элементов здания, требуют значительных капиталовложений, соизмеримых со строительством новой подстанции.

Решением проблемы в рассматриваемом узле нагрузок является строительство новой подстанции 110/10 кВ Семиреченская.

Альтернативное мероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВ невозможно в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающих подстанцию 110/10 кВ Кировская с другими центрами питания.

Невыполнение мероприятия по строительству подстанции 110/10 кВ Семиреченская приведет к необходимости ввода графиков аварийного ограничения режима потребления на величину до 7,15 МВт;

12) реконструкция подстанции 110/10 кВ Куйбышевская, которая предполагает замену существующих силовых трансформаторов 2 х 40 МВА на два трансформатора мощностью по 63 МВА каждый.

Мероприятие выполняется в целях ликвидации перегрузки силовых трансформаторов подстанции в послеаварийном режиме.

По результатам зимнего контрольного замера за 2016 - 2017 годы при отключении одного из трансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора составила бы 106 процентов в течение 5 часов непрерывно, а с учетом утвержденных технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям (общий объем мощности, планируемой к присоединению - 2 МВт) может составить 112 процентов. Мероприятие по замене существующих силовых трансформаторов 2 х 40 МВА на два трансформатора мощностью по 63 МВА каждый включено в указанные технические условия на технологическое присоединение.

Альтернативное мероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВ невозможно в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающих подстанцию 110/10 кВ Куйбышевская с другими центрами питания.

Невыполнение мероприятия по реконструкции данной подстанции приведет к необходимости ввода графиков аварийного ограничения режима потребления на величину до 2,3 МВт;

13) реконструкция подстанции 110/10 кВ Западная, которая предполагает замену существующих силовых трансформаторов 2 х 25 МВА на два трансформатора мощностью по 40 МВА каждый.

Мероприятие выполняется в целях ликвидации перегрузки силовых трансформаторов подстанции в послеаварийном режиме, которая с учетом утвержденных технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям (общий объем мощности, планируемой к присоединению - 4 МВт) может составить 123 процента. Данное мероприятие включено в указанные технические условия на технологическое присоединение.

Альтернативное мероприятие по переводу нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВ невозможно в связи с отсутствием линий электропередачи 10 кВ, связывающих подстанцию 110/10 кВ Западная с другими центрами питания.

Невыполнение мероприятия по реконструкции данной подстанции приведет к необходимости ввода графиков аварийного ограничения режима потребления на величину до 1,5 МВт;

14) реконструкция подстанции 110/10 кВ Карбышево с заменой силовых трансформаторов мощностью 16 МВА на два трансформатора мощностью по 25 МВА каждый.

По результатам зимнего контрольного замера за 2016 - 2017 годы при отключении одного из трансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора составила бы 107 процентов менее 1 часа, что допустимо.

Мероприятие выполняется в целях ликвидации перегрузки силовых трансформаторов подстанции в послеаварийном режиме, которая с учетом утвержденных технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям (общий объем мощности, планируемой к присоединению - 1,6 МВт) может составить 119 процентов.

Мероприятие по замене силовых трансформаторов на подстанции 110/10 кВ Карбышево рекомендуется включить в указанные технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям;

15) реконструкция подстанции 110/10 кВ Амурская, которая предполагает замену существующих силовых трансформаторов 2 х 25 МВА на два трансформатора мощностью по 40 МВА каждый.

По результатам зимнего контрольного замера за 2016 - 2017 годы при отключении одного из трансформаторов подстанции нагрузка другого трансформатора составила бы 102 процента, что не превышает 105 процентов.

Мероприятие выполняется в целях ликвидации перегрузки силовых трансформаторов подстанции в послеаварийном режиме, которая с учетом утвержденных технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям (общий объем мощности, планируемой к присоединению - 5,3 МВт) может составить 127 процентов.