Распоряжение Губернатора г. Севастополя от 20 декабря 2018 г. N 559-РГ "Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики города Севастополя на 2018 - 2022 годы" (утратило силу)

Распоряжение Губернатора г. Севастополя
от 20 декабря 2018 г. N 559-РГ
"Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики города Севастополя на 2018 - 2022 годы"

В соответствии с пунктом 25 Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", Уставом города Севастополя с целью развития сетевой инфраструктуры, обеспечения удовлетворения спроса на электрическую энергию и мощность потребителей города Севастополя

1. Утвердить схему и программу перспективного развития электроэнергетики города Севастополя на 2018 - 2022 годы согласно приложению к настоящему распоряжению.

2. Департаменту общественных коммуникаций города Севастополя (Шагун Г.Е.) опубликовать настоящее распоряжение на официальном сайте Правительства Севастополя.

3. Настоящее распоряжение вступает в силу со дня его подписания.

4. Контроль за исполнением настоящего распоряжения возложить на заместителя Губернатора - Председателя Правительства Севастополя Базарова В.В.

Губернатор города Севастополя

Д.В. Овсянников

Утверждены
распоряжением Губернатора
города Севастополя
от 20.12.2018 N 559-РГ

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики города Севастополя на 2018 - 2022 годы

Введение

Научно-исследовательская работа "Схема и программа перспективного развития электроэнергетики г. Севастополь на 2018 - 2022 годы" (далее - Схема и Программа) разработаны во исполнение требований Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823.

Схема и Программа определяют основные цели и направления перспективного развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирования стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство энергообъектов.

Основными задачами Схемы и Программы являются:

- обеспечение надежного функционирования энергорайона г. Севастополь в долгосрочной перспективе;

- обеспечение баланса между производством и потреблением в энергорайоне г. Севастополь, в том числе предотвращение возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей;

- скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

- информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов.

- обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ (схем) территориального планирования, схем и программ перспективного развития электроэнергетики.

Настоящая научно-исследовательская работа разработана АО "НТЦ ЕЭС (Московское отделение)" по заказу Государственного казенного учреждения города Севастополь "Городское хозяйство и строительство", действующего от имени субъекта Российской Федерации - города федерального значения Севастополь.

1. Общая характеристика и население города Севастополь

Город Севастополь - город федерального значения, город со специальным статусом, Город-Герой. Город Севастополь - незамерзающий морской торговый и рыбный порт, промышленный, научно-технический, рекреационный и культурно-исторический центр, расположенный на юго-западе Крымского полуострова на обоих берегах Севастопольской бухты (на так называемом Гераклейском полуострове), на побережье Черного моря. Площадь территории города составляет 863,6 км 2, включая акватории бухт - 1079,6 км 2.

На рисунке 1.1 показано расположение города Севастополь на карте Республики Крым.

Рисунок 1.1 - Расположение города Севастополь на карте Республики Крым

Севастополь находится в часовой зоне МСК (московское время). Смещение применяемого времени относительно UTC составляет +3:00.

По состоянию на 01 января 2018 года Севастополь является 43 городом по численности населения в России. По данным Управления Федеральной службы государственной статистики по Республике Крым и городу Севастополю, по состоянию на конец отчетного 2017 года население города Севастополь составляет 443 385 человек, из которых 74 781 человек (16,9 %) моложе трудоспособного возраста, 249 170 человек (56,2 %) трудоспособного возраста, 119 434 человека (26,9 %) старше трудоспособного возраста. Среднегодовая численность постоянного населения в 2017 году составила 432 712 человек, что выше среднегодовой численности 2016 года на 10 204 человек. Городского населения в среднем в 2017 году зарегистрировано 402 023 человека, сельского - 30 689 человек. При этом, за январь - июнь 2018 года зарегистрировано 2 089 человек родившихся, 2 814 человек умерших, естественная убыль населения оставила 725 человек, что выше естественной убыли за аналогичный период прошлого года на 156 человек.

Всего в Севастополе мужчин - 203 357 человек (45,6 %) женщин - 239 427 человек (54 %). Средний возраст населения в Севастополе составляет 41 год, средняя продолжительность жизни жителей Севастополя - 69,67 года, что незначительно выше среднего показателя по стране (69,29). В целом, наблюдается постепенное демографическое старение, так как растёт количество граждан предпенсионного и пенсионного возраста на уровне низкой рождаемости и высокой смертности.

Плотность населения составляет 513,4 чел./км 2.

В рамках административно-территориального устройства Севастополь разделён на 4 административно-территориальные единицы - 4 района города Севастополя: Балаклавский район, Гагаринский район, Ленинский район, Нахимовский район.

В рамках муниципального устройства, в границах районов города были образованы 10 внутригородских муниципальных образований: 1 город и 9 муниципальных округов. В состав муниципальных образований города федерального значения Севастополя входят следующие населенные пункты:

Балаклавский район:

1. Балаклавский муниципальный округ (п. Балаклава, с. Хмельницкое, с. Первомайское, с. Штурмовое, п. Сахарная головка, с. Черноречье, с. Флотское, 1-ое отделение Золотой Балки, 3-е отделение Золотой Балки, с. Оборонное, с. Морозовка);

2. Внутригородское муниципальное образование города Севастополя город Инкерман;

3. Орлиновский муниципальный округ (с. Орлиное, с. Колхозное, с. Кизиловое, с. Новобобровка, с. Озерное, с. Павловка, с. Передовое, с. Подгорное, с. Родниковое, с. Россошанка, с. Тыловое, с. Широкое, с. Гончарное, с. Резервное);

4. Терновский муниципальный округ (с. Терновка, с. Родное); 2

Гагаринский район:

5. Гагаринский муниципальный округ;

Ленинский район:

6. Ленинский муниципальный округ;

Нахимовский район:

7. Нахимовский муниципальный округ;

8. Верхнесадовский муниципальный округ (с. Верхнесадовое, с. Дальнее, с. Камышлы, с. Пироговка, с. Поворотное, с. Фронтовое, с. Фруктовое);

9. Андреевский муниципальный округ (с. Андреевка, с. Солнечное);

10. Качинский муниципальный округ (п. Кача, с. Вишневое, с. Полюшко, с. Орловка, с. Осипенко).

Всего 42 населенных пункта (поселка, села), распределенных по районам и соответствующим внутригородским муниципальным образованиям.

Севастополь является крупнейшим центром рыбодобывающей и рыбоперерабатывающей промышленности. В 1964 году на берегах Камышовой бухты был построен Севастопольский морской рыбный порт, базовый для рыболовного флота юга страны. На 2004 год в городе работало 28 предприятий по вылову и переработке рыбы. Крупнейшие из них - ОАО "Севастопольский рыбоконсервный завод", ООО "Рыбоконсервный комбинат "Новый". Общий объем вылова рыбы, который осуществлялся 74 судами, за первое полугодие 2017 года составил 17,1 тыс. тонн. Перерабатывающие предприятия, специализирующиеся на производстве консервов, по состоянию за 2017 год выпустили около 16,1 млн. физических банок.

ПК Севастополя включает 21 тыс. Га земель сельхозугодий, на которых расположены 4,2 тыс. Га виноградников (со средней урожайностью 44,5 ц/Га), и около 800 Га садов, "имеется небольшое животноводство" в количестве 2481 голов крупного рогатого скота.

Виноградарско-винодельческая отрасль является ведущей отраслью агропрома города. Площадь, занятая виноградниками - около 4 тыс. Га, в 2016 году заложены новые виноградники на площади 457 Га. Также, по данным за 2016 год, в городе было произведено около 20 млн. бутылок вина, что поставило Севастополь на 4-е место среди регионов России. Шампанское и игристые вина выпускает "Севастопольский винзавод", марочные вина - "Инкерманский завод марочных вин". Завод является одним из крупнейших налогоплательщиков города - в 2015 году было уплачено налогов на общую сумму 628 млн. рублей. На предприятии занято 1300 человек. Кроме того, в окрестностях города с 1968 года расположены виноградники агрофирмы "Золотая балка", которая запустила собственное производство с ежегодным объёмом продукции в 5,5 млн бутылок игристых вин.

В Севастополе работает несколько судоремонтных и судостроительных заводов, крупнейшим из которых является 13-й судоремонтный завод, обеспечивающий работой почти 1800 человек и являющийся крупнейшим налогоплательщиком города. Также, среди них - одно из крупнейших подобных предприятий Азово-Черноморского региона с более чем 200-летней историей - ПАО "Севастопольский морской завод". На этом заводе строились самые крупные по грузоподъёмности морские плавучие краны СССР - от 100 до 1600 тонн. С середины XX века на судостроительную отрасль города работает завод судовой светотехники "Маяк".В городе расположены крупные конструкторские бюро, такие как ЦКБ "Коралл" и ЦКБ "Черноморец", которые занимаются разработкой проектов для военного судостроения и добычи природных ресурсов в Арктике. Производством электрооборудования и радиоаппаратуры занимается КБ "Коммутационной аппаратуры".

Многие дома современного Севастополя построены из Инкерманского известняка, добыча которого ведётся в районе города открытым способом строительными предприятиями, такими, как основанный в 1944 году для восстановления разрушенного Севастополя Инкерманский завод строительных материалов.

Швейная и трикотажная промышленность представлена рядом предприятий, выпускающих изделия, пользующиеся широким спросом. Швейная фабрика им. Н. Ониловой снабжена сложными агрегатами с программным управлением. С конвейеров фабрики ежегодно сходят несколько тысяч мужских костюмов.

Схемой и программой развития электроэнергетики Республики Крым и г. Севастополь (Крымского федерального округа) на период 2016 - 2020 годы были предусмотрены мероприятия, направленные на устранение выявленных "узких" мест в электрической сети и недопущение возможности их появления в перспективе. В таблице 1.2 приведен мониторинг исполнения мероприятий, предусмотренных Схемой и программой развития электроэнергетики Республики Крым и г. Севастополь (Крымского федерального округа) на период 2016 - 2020 годы по энергорайону г. Севастополь, по состоянию на 01.10.2018 г.

Таблица 1.2 - Мониторинг исполнения мероприятий, предусмотренных Схемой и программой развития электроэнергетики Республики Крым и г. Севастополь (Крымского федерального округа) на период 2016 - 2020 годы, по энергорайону г. Севастополь

N	Наименование проекта (мероприятие)	Энергосистема	Год ввода объекта	Технические характеристики	Выполнение мероприятия
				ВЛ, км ПС, МВА
Для выдачи мощности электростанций
	Севастопольская ПГУ-ТЭС (Балаклавская ТЭС)
1.	РУ 330 кВ Севастопольская ПГУ-ТЭС	Крым	2017		Выполнено
2.	Заходы ВЛ 330 кВ Севастополь - Симферопольская на Севастопольскую ПГУ - ТЭС	Крым	2017	2 x 4,6 км	Выполнено
3.	ВЛ 330 кВ Западно-Крымская - Севастополь с расширением ПС 330 кВ Севастополь и Западно-Крымская	Крым	2018	100 км	Выполнено
4.	Заходы ВЛ 330 кВ Западно-Крымская - Севастополь на Севастопольскую ПГУ-ТЭС	Крым	2018	2 x 2,5 км 0,5 км	Не выполнено
Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей и возможности присоединения новых потребителей
	110 кВ
5.	ВЛ 110 кВ Омега, установка второго Т 110/6 кВ 25 МВА	Крым	2016	25 МВА	Выполнено
6.	Двухцепная ВЛ 110 кВ в городе Севастополь с последующим подключением её отпайками	Крым	2017	14 км; 2,7 км;	Не выполнено
	к ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-4 и врезкой в ВЛ 110 кВ ПС-11-ПС-6. Замена провода на участках образуемых ВЛ 110 кВ			4,6 км; 0,5 км
7.	Подключение ПС-20 ответвлениями от ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-16 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5	Крым	2017	2 x 1 км	Не выполнено
8.	Установка ШСВ на ПС-5	Крым	2017		Не выполнено
9.	ПС-11, замена двух Т 110/6 кВ 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА	Крым	2016-2017	2 x 40 МВА	Не выполнено
10.	ПС-15, замена двух Т 110/6 кВ 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА	Крым	2018 - 2019	2 x 40 МВА	Не выполнено

2. Анализ существующего состояния электроэнергетики города Севастополь за прошедший пятилетний период

2.1. Характеристика энергорайона города Севастополь

Крупными предприятиями и организациями, осуществляющими деятельность в сфере электроэнергетики и определяющими основу энергорайона г. Севастополь, являются:

Филиал АО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя" (далее - Филиал АО "СО ЕЭС" Черноморское РДУ);

Генерирующие компании:

- Филиал ООО "ВО "Технопромэкспорт" в г. Севастополе;

- ООО "СГС Плюс";

- АО "Мобильные ГТЭС";

- С-Энержи - Севастополь.

Электросетевые компании:

- ГУП РК "Крымэнерго";

- ООО "Севастопольэнерго";

- ФГУП "102 предприятие электрических сетей" Минобороны Российской Федерации.

Энергосбытовые компании:

- ООО "Севэнергосбыт".

Крупные потребители электрической энергии.

Филиал АО "СО ЕЭС" Черноморское РДУ осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления технологическим режимом работы энергообъектов электроэнергетики на территории всей энергосистемы Республики Крым и города Севастополь.

ООО "Севастопольэнерго" - предприятие, осуществляющее функции управления, передачи и распределения электроэнергии по электрическим сетям 35110 кВ на территории города Севастополь. В зоне эксплуатационной ответственности ООО "Севастопольэнерго" находятся 13 ПС высшим классом напряжения 110 кВ суммарной трансформаторной мощностью 511 МВА, 9 ПС высшим классом напряжения 35 кВ суммарной трансформаторной мощностью 137,3 МВА, 18 ЛЭП 110 кВ суммарной протяженностью 135,1 км, 12 ЛЭП 35 кВ суммарной протяженностью 74,42 км. Граница эксплуатационной ответственности между ООО "Севастопольэнерго" и ГУП РК "Крымэнерго" проходит по отходящим присоединениям 110-35 кВ ПС 330 кВ Севастополь, а также ЛЭП ВЛ 110 кВ Заря - ПС-10, ВЛ 110 кВ Бахчисарай - Мекензиевы Горы.

На территории энергорайона города Севастополь также присутствует электросетевое хозяйство ФГУП 102 ПЭС Министерства обороны Российской Федерации (одна ПС-21 высшим классом напряжения 35 кВ, большое количество трансформаторных подстанций высшим классом напряжения 6 кВ суммарной мощностью 215,682 МВА; кабельные линии и кабельные ввода 6 кВ суммарной протяженностью 576,59 км).

Основные энергообъекты, расположенные на территории энергорайона г. Севастополь:

1. ПС 330 кВ Севастополь;

2. Севастопольская МГТЭС;

3. Севастопольская ТЭЦ;

4. Балаклавская ТЭС;

5. ПС 110 кВ Омега;

6. ПС 110 кВ ПС-2;

7. ПС 110 кВ ПС-4;

8. ПС 110 кВ ПС-5;

9. ПС 110 кВ ПС-6;

10. ПС 110 кВ ПС-10;

11. ПС 110 кВ ПС-11;

12. ПС 110 кВ ПС-12;

13. ПС 110 кВ ПС-15;

14. ПС 110 кВ ПС-16;

15. ПС 110 кВ ПС-17;

16. ПС 110 кВ ПС-19;

17. ПС 110 кВ ПС-20

18. ПС 110 кВ Мекензиевы Горы.

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии города Севастополь за последние 5 лет

Энергорайон города Севастополь входит в состав энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя, которая, в свою очередь, является частью объединенной энергосистемы Юга.

В настоящем разделе приведена информация на основании имеющихся отчетных данных по потреблению электрической энергии в г. Севастополь. Динамика электропотребления и темпов прироста электропотребления энергорайона города Севастополь за период 2013 - 2017 годы представлена в таблице 2.2.1.

Таблица 2.2.1 - Динамика потребления электрической энергии г. Севастополь за 2013 - 2017 годы, млн кВт*ч

Наименование показателя	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
млн кВт*ч
Отпуск в сеть	1225,69	1213,25	1253,86	1317,08	1357,86
Полезный отпуск	1054,00	1035,00	1070,00	1120,00	1171,00
Потери	171,69	178,25	183,86	197,08	186,86
Прирост, %
Отпуск в сеть	н/д	-1,03	3,24	4,80	3,00
Полезный	н/д	-1,84	3,27	4,46	4,36
отпуск
Потери	н/д	3,68	3,05	6,71	-5,47

Рисунок 2.2.1 - Динамика электропотребления энергорайона г. Севастополь за отчетный период 2013 - 2017 гг.

Электропотребление энергорайона города Севастополь в 2017 году увеличилось на 132,17 млн. кВт/ч (на 9,70 %) по отношению к аналогичному показателю 2013 года. Резких изменений электропотребления по г. Севастополь, несмотря на имевшие место политические обстоятельства 2014 года и последующий переходный период в экономике и энергетике Республики Крым и г. Севастополь, не наблюдалось: отмечено незначительное снижение электропотребления в 2014 году вследствие отключения энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь от энергосистемы Украины с последующим нарастанием потребления электрической энергии уже с 2015 года.

2.3. Структура электропотребления по основным группам потребителей города Севастополя

На рисунке 2.3.1 приведена структура электропотребления г. Севастополь по основным группам потребителей за период 2013 - 2017 гг. на основе данных Федеральной службы государственной статистики.

Рисунок 2.3.1 - Структура электропотребления энергорайона г. Севастополь по основным группам потребителей за отчетный период 2013 - 2017 гг.

На основании данных, приведенных на рисунке 2.3.1, можно сделать вывод, что преобладающая доля потребления электрической энергии (43 - 50 % на протяжении всего рассматриваемого периода) приходится на городское и сельское население, то есть на бытовые нужды граждан. Самую низкую долю в структуре потребления электрической энергии имеет строительная сфера (порядка 1 - 2 %), а также сельское хозяйство (1 %). На потери в сетях приходится от 11 % до 30 % общего электропотребления, причем за период с 2014 по 2017 год произошло значительное снижение электропотребления на потери в сетях.

В целом, за период 2014 - 2017 годов структура электропотребления энергорайона города Севастополь не претерпела существенных изменений.

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

В рамках подготовки к разработке Схемы и Программы у крупных существующих потребителей электрической энергии в г. Севастополь были запрошены данные об их максимальной нагрузке, а также динамика потребления электрической энергии за последние пять лет.

В настоящем разделе в таблице 2.4.1 приведены сводные данные о максимальной нагрузке потребителей в течение 5 лет, которые были предоставлены крупными существующими потребителями, в таблице 2.4.2 - динамика потребления электрической энергии за 5 лет по предоставленным исходным данным, в т.ч. от ООО "Севастопольэнерго".

Таблица 2.4.1 - Перечень крупных потребителей электрической энергии с указанием динамики изменения максимальной нагрузки, МВт

N п/п	Потребитель	Факт
		2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
1	АО "Балаклавское рудоуправление им. А.М. Горького"	3,40	3,40	0,80	1,80	1,80
2	ГУП "Водоканал"	8,73	9,91	9,44	8,14	8,57
3	АО "Центр судоремонта "Звездочка"	-	-	0,50	0,64	1,10
4	ООО "Завод Молот-Механика"	0,40	0,40	0,40	0,31	0,32
5	ООО "Электрон"	0,67	0,74	0,74	0,71	0,72
6	ООО "Севастопольский приборостроительный завод "Парус"	0,23	0,18	0,18	0,20	0,22
7	ООО "Ремкор"	-	0,81	0,19	0,46	0,60
8	ООО "Теплообмен"	-	26,40	29,80	31,60	35,70

Таблица 2.4.2 - Перечень крупных потребителей электрической энергии с указанием динамики электропотребления, млн кВт*ч

N п/п	Потребитель	Факт
		2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
1	ООО "Авал"	7,20	3,37	1,83	1,98	2,44
2	АО "Балаклавское рудоуправление им. А.М. Горького"	9,60	9,30	6,00	7,50	6,70
3	ГУП "Водоканал"	61,80	62,17	65,56	65,70	63,91
4	АО "Центр судоремонта "Звездочка"	-	-	1,55	3,25	5,20
5	ООО "Завод Молот-Механика"	0,45	0,47	0,49	0,50	0,53
6	ООО "Электрон"	1,75	1,60	1,74	1,82	1,95
7	ООО "Севастопольский приборостроительный завод "Парус"	0,38	0,303	0,29	0,27	0,30
8	ООО "Ремкор"	3,17	1,62	1,62	1,79	2,18
9	ГУП "Севастопольское авиационное предприятие"	1,06	0,84	0,77	0,87	0,87
10	ООО "Теплообмен"	-	0,06	0,04	0,05	0,09
11	ФГУП "Крымская железная дорога"	0	5,98	7,62	6,47	5,84
12	ПАО "Муссон"	14,88	14,75	14,60	14,32	14,99
13	ГУПС "Севтеплоэнерго"	33,06	28,19	29,60	27,13	32,37
14	ФКУ "Управление Черноморского флота"	54,42	69,72	68,95	67,56	73,11
15	СФ ЧАО "СК "Авлита"	7,34	3,06	1,83	3,37	2,43
16	ООО "СРЗ "Южный Севастополь" ГУП г. Севастополя	4,33	3,57	3,53	3,93	3,02
17	"Севастопольский морской порт" Служба в г. Балаклава	2,02	1,26	3,27	1,63	3,72
18	"Пограничного управления ФСБ РФ по Республике Крым"	1,32	0,96	19,51	1,15	-

2.5. Динамика изменения максимума г. Севастополь за последние 5 лет

Отчетная динамика изменения максимума нагрузки в городе Севастополь за последние 5 лет представлена в таблице 2.5.1.

Таблица 2.5.1 - Динамика изменения максимума нагрузки за последние пять лет

Наименование показателя	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
Собственный максимум нагрузки, МВт	258	238	259	257,5	286
Абсолютный прирост максимума нагрузки, МВт	-	-20	21	-1,5	28,5
Прирост, %	-	-8,40	8,11	-0,58	9,97

По данным таблицы 2.5.1 можно сделать вывод о том, что собственный максимум нагрузки энергорайона г. Севастополь за последние 5 лет увеличился на 28 МВт.

На рисунке 2.5.1 в графическом виде показана динамика изменения максимума нагрузки энергорайона города Севастополя на период с 2013 года по 2017 год.

Рисунок 2.5.1 - Динамика изменения максимума нагрузки города Севастополя на период 2013 - 2017 гг.

2.6. Структура установленной электрической мощности на территории города Севастополь

По состоянию на 31.10.2018 территории энергорайона г. Севастополь функционируют четыре электрические станции суммарной установленной мощностью 416,4 МВт. При этом, Севастопольская МГТЭС работает в режиме покрытия пиковых нагрузок. Информация об установленной мощности электростанций приведена в таблице 2.6.1.

Таблица 2.6.1 - Структура установленной электрической мощности электростанций энергорайона г. Севастополь

Наименование электростанции	Установленная мощность, МВт
Севастопольская ТЭЦ	34,50
Балаклавская ТЭС	249,56
Севастопольская МГТЭС	129,30
ВСЕГО ТЭС	413,36
ООО "С-Энерджи - Севастополь"	3,04
Всего СЭС	3,04
Итого	416,4

В отчетном 2017 году произошли следующие изменения установленной мощности электростанций энергорайона г. Севастополь (таблица 2.6.2):

ГАРАНТ:

Нумерация таблиц приводится в соответствии с источником

Таблица 6.2 - Изменение установленной электрической мощности электростанций энергорайона г. Севастополь в 2017 году

Наименование электростанции	Изменение мощности	Причина изменения мощности
Севастопольская МГТЭС	+39,30 МВт	Ввод в эксплуатацию

05.11.2017 и 09.11.2017 в эксплуатацию введены турбины FT8-3 Mobilepac N 5 и 6 на Севастопольской МГТЭС установленной мощностью 19,7 МВт и 19,6 МВт соответственно. Других вводов и демонтажей оборудования в отчетном 2017 году не выполнялось.

В 2018 году была введена в работу 2 ПГУ Балаклавской ТЭС установленной мощностью 249,56 МВт.

В таблице 2.6.3 приведена информация о располагаемой мощности генерирующих объектов для зимнего и летнего периодов.

Таблица 2.6.3 - Располагаемая мощность станций для зимнего и летнего периодов

Наименование электростанции	Осенне-зимний период	Период экстремально высоких температур
Севастопольская ТЭЦ	25,85 МВт	13 МВт
Балаклавская ТЭС	249,56 МВт	249,56 МВт
Севастопольская МГТЭС	МГТЭС работает в режимах пиковых нагрузок в соответствии с установленной мощностью 129,3 МВт
ООО "С-Энерджи - Севастополь"	0	0

Структура установленных мощностей электростанций энергорайона г. Севастополь по принадлежности к энергокомпаниям по состоянию на 31.10.2018 приведена на рисунке 2.6.1.

Рисунок 2.6.1 - Структура установленных мощностей электростанций энергорайона г. Севастополь по принадлежности к энергокомпаниям по состоянию на 31.10.2018

Электрические станции, функционирующие в энергорайоне г. Севастополь, находятся в собственности генерирующих компаний, самой крупной из которых является ООО "ВО "Технопромэкспорт", в ведении которой находится Балаклавская ТЭС установленной мощностью 249,56 МВт (59,9 % от всей установленной мощности энергорайона г. Севастополь). В собственности АО "Мобильные ГТЭС" находится Севастопольская МГТЭС, установленная мощность которой составляет 31,1 % от всей установленной мощности энергорайона г. Севастополь. Тем не менее, Севастопольская МГТЭС работает в режиме покрытия пиковых нагрузок, а основным генерирующим источником в энергорайоне г. Севастополь является Севастопольская ТЭЦ, находящаяся в аренде ООО "СГС Плюс" у города Севастополь (на балансе Департамента Имущественных и Земельных отношений) установленной мощностью 34,5 МВт (8,3 % от суммарной установленной мощности электростанций энергорайона).

2.7. Состав генерирующего оборудования существующих электростанций (а также блок-станций), установленная мощность которых превышает 5 МВт

В настоящем разделе приведена информация о составе и возрастной структуре генерирующего оборудования существующих электростанций на территории энергорайона г. Севастополь, установленная мощность которых превышает 5 МВт.

Таблица 2.7.1 - Состав генерирующего оборудования электростанций энергорайона г. Севастополь

Собственник	Электростанция	Уст. мощность	Вид топлива	Котлы		Турбины
				Ст. номер	Тип	Ст. номер/год ввода	Тип	Уст. мощность
Город Севастополь (арендатор - ООО "СГС Плюс")	Севастопольская ТЭЦ	34,5 МВт	Газ	4	БКЗ-80-39 ФБ	2/1950	Т-20-29	20,0 МВт;
				5	БКЗ-80-39 ФБ	3/ 1956	Р-13-29	13,0 МВт
				6	БКЗ-80-39 ФБ	4/2010	ГПА	1,5 МВт
АО "Мобильные ГТЭС"	Севастопольская МГТЭС	129,3 МВт	Дизельное топливо			1-3/2014	FT8-3 Mobilepac	67,5 МВт
						4/2015	FT8-3 Mobilepac	22,5 МВт
						5/2017	FT8-3 Mobilepac	19,6 МВт;
						6/2017	FT8-3 Mobilepac	19,7 МВт
ООО "ВО "Технопромэкспорт"	Балаклавская ТЭС	249,56 МВт	Газ	2	КУ	2/2018	ПГУ	249,56 МВт

Как видно из таблицы 2.7.1, в энергорайоне г. Севастополь функционируют три электростанции установленной мощностью выше 5 МВт. При этом Севастопольская ТЭЦ требует обновления выработавшего свой временной ресурс оборудования.

Севастопольская ТЭЦ была введена в эксплуатацию в январе 1937 года, и являлась флагманом электроэнергетики Крыма. В годы Великой отечественной войны станция была частично разрушена, а оборудование вывезено в Германию. После освобождения города Севастополя от оккупации Севастопольская ТЭЦ с 1944 г. по 1951 г. была восстановлена и возобновила энергоснабжение жизненно важных объектов города, Черноморского флота и городов Крыма. Благодаря высокому профессионализму энергетиков, большой поддержке населения и городских властей в последующие годы электростанция успешно развивалась, оставаясь надежным источником энергоснабжения города Севастополя. Информация, приведенная в таблице 2.7.1, показывает, что с послевоенных лет Севастопольская ТЭЦ не модернизировалась, введенные в 1950 и 1956 годах турбины уже выработали свой временной ресурс, и в настоящее время встает вопрос о необходимости реконструкции, модернизации или вывода Севастопольской ТЭЦ из эксплуатации.

2.8. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Структура выработки электроэнергии электростанциями энергорайона г. Севастополь за рассматриваемый ретроспективный период 2013 - 2017 гг. приведена в таблице 2.8.1.

Таблица 2.8.1 - Структура выработки электроэнергии электростанциями энергорайона г. Севастополя за период 2013 - 2017 гг.

Наименование электростанции	Ед.изм.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.
Севастопольская ТЭЦ	млн кВт*ч	53,91	53,61	66,98	140,80	122,26
	%	100,00	44,10	54,60	30,40	33,57
Севастопольская МГТЭС	млн кВт*ч	0,00	67,77	55,41	322,01	238,85
	%	0,00	55,75	45,17	69,53	65,59
ООО "С-Энерджи - Севастополь"	млн кВт*ч	0,00	0,19	0,29	0,29	3,04
	%	0,00	0,16	0,24	0,06	0,83
Итого по энергосистеме	млн кВт*ч	53,91	121,57	122,68	463,10	364,15

За отчётный период 2013 - 2017 гг. значительный объем электроэнергии (порядка 30 - 55 % от суммарного производства электроэнергии электростанциями энергорайона г. Севастополь) был произведен на Севастопольской ТЭЦ, арендатором имущественного комплекса которой является ООО "СГС Плюс" (находится на балансе имущественных и Земельных отношений города). Также большой объем вырабатывался на Севастопольской МГТЭС: наибольший показатель наблюдается в 2016 году и составляет 69,53 % от суммарной выработки электростанциями энергорайона г. Севастополь.

Суммарная выработка электроэнергии электростанциями энергорайона г. Севастополь в 2017 г. по отношению к 2016 г. возросла в 6,75 раз.

Структура выработки электроэнергии на электростанциях энергорайона г. Севастополь за 2014 - 2017 гг. показана на рисунке 2.8.1.

Рисунок 2.8.1 - Структура выработки электроэнергии электростанциями энергорайона г. Севастополь за 2014 - 2018 гг.

Выработка электроэнергии электростанциями энергорайона г. Севастополь в отчетном 2017 году с разбивкой по месяцам и кварталам приведена в таблицах 2.8.2 - 2.8.5.

Таблица 2.8.2 - Выработка электроэнергии электростанциями на территории г. Севастополь (1 квартал 2017 года), млн кВт

Наименование объекта	Январь	Февраль	Март	Итого 1 квартал
ООО "СГС Плюс" (Севастопольская ТЭЦ)	19,0	16,3	8,8	44,1
АО "Мобильны ГТЭС" (МГТЭС Севастополь)	41,8	32,3	14,9	89,0
ООО "С-Энерджи - Севастополь"	0,1	0,17	0,27	0,54
Итого	60,9	48,8	24,0	133,6

Таблица 2.8.3 - Выработка электроэнергии электростанциями на территории г. Севастополь (2 квартал 2017 года), млн кВт*ч

Наименование объекта	Апрель	Май	Июнь	Итого 2 квартал
ООО "СГС Плюс" (Севастопольская ТЭЦ)	12,6	12,5	9,9	34,9
АО "Мобильны ГТЭС" (МГТЭС Севастополь)	19,6	13,2	10,0	42,8
ООО "С-Энерджи - Севастополь"	0,3	0,4	0,4	1,1
Итого	32,5	26,1	20,3	78,7

Таблица 2.8.4 - Выработка электроэнергии электростанциями на территории г. Севастополь (3 квартал 2017 года), млн кВт*ч

Наименование объекта	Июль	Август	Сентябрь	Итого 3 квартал
ООО "СГС Плюс" (Севастопольская ТЭЦ)	9,1	8,7	3,2	21,0
АО "Мобильны ГТЭС" (МГТЭС Севастополь)	6,9	23,1	10,3	40,2
ООО "С-Энерджи - Севастополь"	0,4	0,4	0,3	1,1
Итого	16,4	32,2	13,8	62,2

Таблица 2.8.5 - Выработка электроэнергии электростанциями на территории г. Севастополь (4 квартал 2017 года), млн кВт*ч

Наименование объекта	Октябрь	Ноябрь	Декабрь	Итого 4 квартал
ООО "СГС Плюс" (Севастопольская ТЭЦ)	6,5	16,7	16,3	39,4
АО "Мобильны ГТЭС" (МГТЭС Севастополь)	22,4	21,5	25,5	69,4
ООО "С-Энерджи - Севастополь"	0,2	0,1	0,1	0,41
Итого	29,1	38,3	41,9	109,2

Итого, в энергорайоне г. Севастополь в 2017 году 99,16 % электрической энергии (361,1 млн кВт*ч) было выработано на ТЭС. При этом, станциями ООО "СГС плюс" было выработано 122,2 млн кВт*ч, или 33,57 %. Станциями АО "Мобильные ГТЭС" было выработано 238,8 млн кВт*ч, или 65,59 %. Солнечной станцией (ООО "С-Энерджи - Севастополь") было выработано 0,83 % (3,1 млн кВт*ч) электрической энергии.

2.9. Анализ существующего баланса электрической энергии энергорайона г. Севастополь за последние 5 лет

Баланс электрической энергии энергорайона г. Севастополь на периоды 2013 - 2017 годы представлен в таблице 2.9.1 и на рисунке 2.9.1.

Таблица 2.9.1 - Балансы электрической энергии энергорайона г. Севастополь на 2013 - 2017 годы, млн кВт*ч

Наименование показателей	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
Потребность
Электропотребление	1225,69	1213,25	1253,86	1317,08	1357,86
Покрытие
Выработка, в т.ч.	53,91	121,57	122,68	463,1	364,15
Севастопольская ТЭЦ	53,91	53,61	66,98	140,8	122,26
Севастопольская МГТС	0	67,77	55,41	322,01	238,85
ООО "С-Энерджи - Севастополь"	0	0,19	0,29	0,29	3,04
Прием электроэнергии из смежных энергорайонов	1171,78	1091,68	1131,18	853,98	993,71

Рисунок 2.9.1 - Балансы электрической энергии энергорайона г. Севастополя

Как видно из таблицы 2.9.1 и рисунка 2.9.1, фактические балансы электрической энергии энергорайона г. Севастополь за последние 5 лет складывались с дефицитом. Дефицит покрывался за счет перетоков из энергосистемы Республики Крым.

За период 2013 - 2017 гг. потребление электрической энергии энергорайоном г. Севастополь увеличилось на 132,22 млн кВт*ч, или на 9,7 %, при этом выработка увеличилась преимущественно за счет Севастопольской МГТЭС.

Величина получения электроэнергии (дефицита электроэнергии) в период 2013 - 2017 гг. находилась в диапазоне 854 - 1172 млн кВт*ч. Минимальная величина получения электроэнергии зафиксирована в 2016 г., что обусловлено увеличением выработки электроэнергии в энергорайоне. Таким образом, дефицит электроэнергии составлял 65 - 90 % от суммарной потребности в электроэнергии, что свидетельствует о наличии серьезной зависимости энергорайона г. Севастополь от поставок электроэнергии из энергосистемы Республики Крым.

В таблице 2.9.2 приведен баланс мощности энергорайона г. Севастополь за период 2013 - 2017 гг.

Таблица 2.9.2 - Баланс электрической мощности энергорайона г. Севастополь за отчетный период 2013 - 2017 гг., МВт

Наименование показателей	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
Потребность
Максимум нагрузки	258	238	259	257,5	286
Покрытие
Установленная мощность	37,54	105,04	127,54	127,54	166,84
Располагаемая мощность	25,85	25,85	25,85	25,85	25,85
Сальдо перетоков ("+" дефицит - получение, "-" избыток - выдача)	232,15	212,15	233,15	231,65	260,15

В период 2013 - 2017 гг. максимум нагрузки потребителей энергорайона г. Севастополь находился в диапазоне от 238 до 286 МВт. Установленная мощность энергорайона г. Севастополь за период 2013 - 2017 гг. увеличилась на 129,3 МВт за счет ввода в работу Севастопольской МГТЭС. При этом располагаемая мощность остается неизменной и недостаточной для покрытия максимума нагрузки энергорайона.

Как видно из таблицы 2.9.2, баланс мощности энергорайона за весь отчетный период 2013 - 2017 гг. складывался дефицитно. Дефицит энергорайона г. Севастополь покрывался за счет перетоков мощности из энергосистемы Республики Крым.

В период 2013 - 2017 гг. сальдо перетоков мощности энергорайона г. Севастополь находилось в диапазоне 212 - 260 МВт. Собственные электростанции энергосистемы покрывают не более 10 % от максимума нагрузки.

2.10. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона напряжением 110 кВ и выше, включая перечень существующих линий электропередачи и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ

Энергорайон г. Севастополь входит в состав энергосистемы Республики Крым и города Севастополя, и имеет связи с Крымской энергосистемой по линиям электропередачи напряжением 35-110-220-330 кВ.

Схема основной электрической сети на территории энергорайона г. Севастополь сформирована на напряжении 35 - 110 кВ. Электросетевые организации, осуществляющие деятельность по передаче и распределению электрической энергии на территории энергорайона г. Севастополя: по сетям напряжением 330-110-35 кВ - ГУП РК "Крымэнерго", по сетям напряжением 110 - 0,4 кВ - ООО "Севастопольэнерго", по сетям напряжением 35-0,4 кВ - ФГУП 102 ПЭС Минобороны РФ.

ГУП РК "Крымэнерго" - крупнейшая энергетическая компания Крыма, созданная 11.04.2014 с целью обеспечения стабильного функционирования энергосистемы и энергетической безопасности Республики Крым. Зона ответственности ГУП РК "Крымэнерго" - весь полуостров Крым. На территории энергорайона г. Севастополь электросетевое хозяйство ГУП РК "Крымэнерго" представлено ПС 330 кВ Севастополь и КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС - Симферопольская, КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС - Севастополь N 1, ВЛ 220 кВ Бахчисарай - Севастополь.

Основное электросетевое хозяйство города находится в зоне ответственности ООО "Севастопольэнерго". Основными задачами ООО "Севастопольэнерго" являются обеспечение надежного и стабильного энергоснабжения потребителей города Севастополя с учетом постоянного роста экономической отрасли, качественное выполнение работ и услуг, достижение максимальной экономической эффективности и прибыльности, компания своевременно выполняет технические осмотры и освидетельствования оборудования в своей зоне ответственности.

Сводные данные по объектам электросетевого хозяйства ООО "Севастопольэнерго" по состоянию на 31.10.2018 приведены в таблице 2.10.1.

Таблица 2.10.1 - Сводные данные по объектам электросетевого хозяйства

Класс напряжения	Кол-во ПС	Кол-во тр-ров	Мощность тр-ров	ВЛ		КЛ
				Кол-во	Длина	Кол-во	Длина
кВ	шт.	шт.	МВА	шт.	км	шт.	км
500	-	-	-	-	-	-	-
330	-	-	-	-	-	-	-
220	-	-	-	-	-	-	-
110	13	26	511	18	135,1	-	-
35	9	18	137,3	12	74,42	-	-
6-10	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д

Перечень существующих ПС и ЛЭП 35 кВ и выше энергорайона г. Севастополь приведены в таблицах 2.10.2 и 2.10.3.

Таблица 2.10.2. - Перечень ПС 110 кВ и выше на территории г. Севастополь

N пп.	Наименование подстанции	Класс напряжения ПС, кВ	Год ввода в эксплуатацию	Год проведения последней реконструкции	Кол-во и мощность трансформаторов
ГУП РК "Крымэнерго"
1	ПС 330 кВ Севастополь	330/220/110/35	1970		1 х 200000 + 2 х 125000 (АТ-2 125000 демонтирован и временно выведен из эксплуатации)
ООО "Севастопольэнерго"
1	ПС-2	110/6	1986		2 х 16000
2	ПС-4	110/6	1990		16000
3	ПС-5	110/35/6	1953	1977	2 х 25000 + 16000
4	ПС-6	110/6	1951	1973	2 х 40000
5	ПС-10	110/10	1952		2 х 10000
6	ПС-11	110/6	1964		2 х 25000
7	ПС-12	110/6	1965	1976	2 х 25000
8	ПС-15	110/6	1967	1975	2 х 25000
9	ПС-16	110/10	1972		2 х 10000
10	ПС-17	110/6	1970		2 х 16000
11	ПС-19	110/6	1981		2 х 10000
12	ПС-20	110/35/6	1975		10000 + 16000
13	ПС-Омега	110/6	2014		2 х 25000
Иные объекты
1	ПС 110 кВ Мекензиевы горы	110/35/10	н/д		2 х 16000

Таблица 2.10.3 - Перечень ВЛ 110 кВ и выше на территории г. Севастополь

N пп	Наименование ЛЭП	Рабочее напряжение, кВ	Год ввода в эксплуатацию	Провод
				Марка	Длина, км
ГУП РК "Крымэнерго"
1	КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС - Севастополь N 1	330	2018	2АС-240/39	5,78
2	КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС - Симферопольская	330	2018	2АС-240/39 (участок опор N 1 - 73)	18,34
3	ВЛ 220 кВ Бахчисарай - Севастополь	220	1971	АСО-300 (участок опор N 81 - 144)	15,6
ООО "Севастопольэнерго"
1	ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5	110	1973	АС-120 + АСК-120	24,1
2	ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-20	110	1973	АС-120	11,617
3	ВЛ 110 кВ ПС-20 - ПС-16	110	1973	АСК-120 + АС-120	2,729 + 12,546
4	ВЛ 110 кВ ПС-6 - ПС-11	110	1964	АС-120	4,76
5	Участок ВЛ 110 кВ ПС-11 - ПС-15	110	1975	АСК-120	4,778
6	ВЛ 110 кВ ПС-5 - ПС-6 с отпайкой на ПС Омега	110	1976	АС-120	5,905
7	ВЛ 110 кВ ПС-15 - ПС-16 с отпайкой на ПС Омега	110	1971	АСК-120	7,829
8	ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-4 левая	110	1989	АС-150	8,5
9	ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-4 правая	110	1989	АС-150	8,5
10	ВЛ 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - Севастополь левая	110	1979	АС-185	4,728
11	ВЛ 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - Севастополь правая	110	1979	АС-185	4,728
12	ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-10	110	1937	АС-185 + М-70 + АС-120	11,588 + 7,30 9 + 2,294
13	ВЛ 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-12 с отпайкой на ПС-2	110	1955	АС-150 + АС-120 + АС-150	6,319 + 0,1 + 4,287
14	ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-12 с отпайкой на ПС-2	110	1955	АС-150 + АС-120 + АС-150	6,319 + 0,1 + 7,342
15	Участок ВЛ 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-11с отпайкой на ПС-19	110	1972	АС-240	6,909
16	ВЛ 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-17 с отпайкой на ПС-19	110	1963	АС-240	3,106
17	ВЛ 110 кВ ПС-11 - ПС-17	110	1963	АС-120	3,735
18	ВЛ 110 кВ Бахчисарай - Мекензиевы Горы	110	1950	АС-120	11,557
19	ВЛ 110 кВ ПС-12 - Мекензиевы Горы	110	1955	АС-150	3,517
20	ВЛ 110 кВ Заря - ПС-10	110	н/д	АСК-120/19 АСКУ-185/29 М-70 АС-240/32	20,55

За период с 2015 - 2017 года ООО "Севастопольэнерго" проведено техническое освидетельствование оборудования с истекшим сроком эксплуатации в объеме ВЛ 35-110 кВ - 16 шт.; ПС 35-110 кВ - 11 шт. По результатам проведения технического освидетельствования установлено, что проведенное оборудование соответствует требованиям нормативно-технической документации, в том числе Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ, а также РД 34.45.-51.300-97.

2.11. Основные внешние электрические связи энергорайона г. Севастополь

Энергорайон города Севастополь ограничен следующими внешними связями:

1. КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС - Симферопольская;

2. ВЛ 220 кВ Бахчисарай - Севастополь;

3. ВЛ 110 кВ Заря - ПС-10;

4. ВЛ 110 кВ Бахчисарай - Мекензиевы Горы.

Укрупненно энергорайон г. Севастополь приведен на рисунке 2.11.1.

Рисунок 2.11.1 - Энергорайон г. Севастополь

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

Валовой региональный продукт (ВРП) - обобщающий показатель экономической деятельности региона, характеризующий процесс производства товаров и услуг для конечного использования. ВРП рассчитывается производственным методом и определяется как сумма добавленных стоимостей всех секторов или видов деятельности экономики регион. ВРП рассчитывается в текущих основных ценах (номинальный объем ВРП) и в постоянных ценах (реальный объем ВРП).

Данные по ВРП на официальном портале Управления Федеральной службы государственной статистики по Республике Крым и городу Севастополю приведены за 2016 год. Согласно официальной информации, приведенной в письме Управления Федеральной службы государственной статистики по Республике Крым и городу Севастополю от 07.05.2018 N 0Б-83-01/181-ИС "О предоставлении информации", данных за 2017 год по объему ВРП приведено быть не может, поскольку срок их формирования и предоставления пользователям, установленный Федеральным планом статистических работ - март 2019 г. Динамика приведена только с 2014 года в связи с имевшими место политическими обстоятельствами.

Ниже в разделе приведена официальная информация по объему и динамике валового регионального продукта г. Севастополя (таблица 2.12.1), по видам экономической деятельности - валовая добавленная стоимость (таблица 2.12.2) согласно информации Управления Федеральной службы государственной статистики по Республике Крым и городу Севастополю (Крымстат).

Таблица 2.12.1 - ВРП г. Севастополя. Динамика

Наименование показателя	2014	2015	2016
Валовой региональный продукт в текущих основных ценах, млн руб.	30148,6	48663,3	64163,2
Индекс физического объема валового регионального продукта, в % к предыдущему году	-	104,5	107,7
Индекс-дефлятор ВРП, в % к предыдущему году	-	120,1	122,4
ВРП на душу населения, рублей	78009,3	119384,5	151862,7

Таблица 2.12.2 - ВРП г. Севастополя по видам деятельности (в процентах к итогу)

Наименование показателя	2015	2016
Всего	100	100
В том числе:
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	3,7	3,4
Рыболовство, рыбоводство	0,3	0,4
Добыча полезных ископаемых	0,6	0,7
Обрабатывающие производства	10,6	9,5
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	5,5	5,3
Строительство	2,3	1,9
Оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования	16,6	15,9
Гостиницы и рестораны	6,1	6,9
Транспорт и связь	11,0	7,9
Финансовая деятельность	0,1	0,1
Операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг	14,8	15,3
Государственное управление и обеспечение военной безопасности; социальное страхование	11,2	19,1
Образование	4,8	3,4
Здравоохранение и предоставление социальных услуг	8,2	6,1
Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг	4,2	4,1
Деятельность домашних хозяйств	-	-

Информация о производстве электрической энергии на душу населения приведена в таблице 2.12.3. Показатель, характеризующий производство электроэнергии на душу населения, рассчитывается как отношение данных о производстве электроэнергии за год к среднегодовой численности населения.

Таблица 2.12.3 - Производство электроэнергии на душу населения, кВт*ч/чел

Наименование показателя	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
Производство электроэнергии на душу населения	334,8	335,1	1146,3	887,9

Показатель "Потребление электроэнергии на одного занятого в промышленном производстве" формируется на основе сводных данных отчетности по форме N 23-Н "Сведения о производстве, передаче, распределении и потреблении электрической энергии", утвержденной приказом от 11.08.2016 N 414. Рассчитывается как соотношение объема электроэнергии, потребленной добывающими, обрабатывающими производствами, производством и распределением электроэнергии, газа и воды, к среднесписочной численности работников, занятых в этих сферах деятельности. Информация о потреблении электроэнергии на одного занятого в промышленном производстве приведена в таблице 2.12.4.

Таблица 2.12.4 - Потребление электроэнергии на одного занятого в промышленном производстве, кВт*ч

Наименование показателя	Всего по добывающим, обрабатывающим производствам, производству и распределению электроэнергии, газа и воды	в том числе по видам экономической деятельности:
		добыча полезных ископаемых	обрабатывающие производства	производство и распределение электроэнергии, газа, и воды
2014 год	5598	-	-	5598
2015 год	17421	6735	18346	19955
2016 год	14945	н/д	н/д	14945
2017 год	13095	44	3476	56769

Показатель "Энергоемкость ВРП" рассчитывается как отношение суммы объемов потребления топливно-энергетических ресурсов городом Севастополь к сумме объемов его валового регионального продукта. В расчете ВРП частично не учтена добавленная стоимость, создаваемая в результате представления государственных услуг обществу в целом (обеспечение военной и государственной безопасности, часть услуг государственного управления и других услуг, оказываемых обществу в целом за счет средств федерального бюджета), а также добавленная стоимость, создаваемая финансовыми посредниками. Информация по данному показателю приведена в таблице 2.12.5.

Таблица 2.12.5 - Энергоемкость ВРП, кг у.т. / 10 тыс руб.

Наименование показателя	2014 год	2015 год	2016 год
Энергоемкость ВРП	165,00	124,88	113,03

2.13. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения (при их наличии) в регионе и структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных по основным группам потребителей города Севастополь за последние 5 лет

При разработке настоящего и последующих разделов основная информация о существующем и перспективном состоянии теплоснабжения города Севастополь в большей мере принята по утверждённым и актуализированным схемам теплоснабжения, а также по их проектам. Все схемы теплоснабжения разработаны в горизонте 2016 - 2031 гг.

Потребителями тепловой энергии системы централизованного теплоснабжения г. Севастополь являются жилые здания, объекты общественно-делового и производственного назначения.

Динамика потребления тепловой энергии в энергорайоне г. Севастополь за последние 5 лет приведена в таблице 2.13.1.

Таблица 2.13.1 - Потребление тепловой энергии в г. Севастополь за 2013 - 2017 гг., тыс Гкал

Объект	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
ООО "СГС Плюс"
(Севастопольская ТЭЦ)	109,5	99,4	103,7	119,3	123,5
Население	89,9	80,3	84,6	98,1	101,3
Бюджетные организации	12,4	12,4	14,5	18,1	18,3
Прочие	7,3	6,7	4,6	3,2	3,9
ГУПС "Севтеплоэнерго"	649,0	567,4	596,9	677,3	630,5
Население	532,6	458,5	486,9	556,6	517,2
Бюджетные организации	73,4	70,7	83,7	102,8	93,6
Прочие	43,0	38,1	26,3	17,9	19,7
Всего	758,5	666,7	700,6	796,6	754,0

Максимальное суммарное потребление тепловой энергии на территории энергорайона г. Севастополь за период 2013 - 2017 гг. наблюдалось в 2016 году и составило 796,6 тыс Гкал. Величина потребления тепловой энергии в 2017 году снизилась относительно 2014 года на 4,5 тыс Гкал (0,6 %). В целом, значительных всплесков/снижения потребления тепловой энергии за рассматриваемый период не наблюдалось, характер потребления тепловой энергии достаточно равномерный. Динамика потребления тепловой энергии приведена на рисунке 2.13.1 тыс Гкал

Рисунок 2.13.1 - Динамика потребления тепловой энергии за 2013 - 2017 гг.

На основании информации, приведенной в таблице 2.13.1, можно сделать вывод: основным потребителем тепловой энергии в энергорайоне г. Севастополь является население (на всем рассматриваемом периоде 2013 - 2017 гг. доля от общего теплопотребления составляет более 80 %). Потребление по категориям потребителей тепловой энергии за 2013 - 2017 гг. приведено на рисунке 2.13.2.

Рисунок 2.13.2 - Динамика потребления тепловой энергии по категориям потребителей за 2013 - 2017 гг.

2.14. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в г. Севастополь, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований, с указанием их потребности в тепловой энергии, источников ее покрытия, а также типов используемых установок тепловой генерации с указанием их тепловой и электрической мощности и года ввод в эксплуатацию

Основным потребителем тепловой энергии в энергорайоне г. Севастополь является население (более 80 % от суммарного потребления всей тепловой энергии).

Информация об основных потребителях тепловой энергии г. Севастополь, а также источниках тепловой энергии, используемых для удовлетворения их нужд, представлена в таблицах 5.5 - 5.6.

2.15. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории г. Севастополь

Информация об объеме и структуре потребления топлива источниками тепловой энергии г. Севастополь за последние 5 лет отсутствует. В таблице 2.15.1 и на рисунке 2.15.2 приведены данные о структуре и потребления топлива источниками тепловой энергии за отчетный 2017 год.

Таблица 2.15.1 - Потребление топлива источниками тепловой энергии г. Севастополь за 2017 год

Вид топлива	Условное топливо, тут	Доля топлива в балансе, %
Газ	225916,77	97,98
Уголь	3786,02	1,60
Мазут	895,29	0,40
Дизель	44,51	0,02
Всего по источникам	230642,58	100

Рисунок 2.15.1 - Потребление топлива источниками тепловой энергии г. Севастополь за 2017 г.

2.16. Единый топливно-энергетический баланс г. Севастополь за предшествующие пять лет, который должен отражать все виды ресурсов и группы потребителей на основании ОКВЭД

Информация об объеме и структуре потребления топлива источниками тепловой энергии г. Севастополь за 2017 год представлена в разделе 2.15. Данные за предыдущие 5 лет отсутствуют.

3. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории города Севастополь

3.1. Характеристика функционирования энергорайона г. Севастополь

В данном разделе приведен анализ результатов расчетов установившихся режимов работы электрических сетей 35 кВ и выше энергорайона г. Севастополь. Проведена оценка "узких мест", связанных с:

- наличием отдельных частей энергорайона, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети;

- наличием ограничений пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах;

- отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения.

Расчеты выполнялись для температуры наружного воздуха - 7°C (1) в зимний период и + 35°C в летний период при генерации Севастопольской ТЭЦ на уровне располагаемой мощности для каждого из периодов.

Статистические данные по температуре наружного воздуха за 10 предшествующих осенне-зимних периодов (далее - ОЗП) на сутки прохождения максимума потребления активной мощности по энергосистеме республики Крым и г. Севастополя приведены в таблице 3.1.1.

Таблица 3.1.1 - Статистические данные по температуре наружного воздуха, °С

	ОЗП	9	ОЗП 2009-2010	ОЗП 2010-2011	ОЗП 2011-2012	ОЗП 2012-2013	ОЗП 2013-2014	ОЗП 2014-2015	ОЗП 2015-2016	ОЗП 2016-2017	ОЗП 2017-2018	Средняя температура за 10 ОЗП
Крым.ЭС	0,5	-3,5	-8,5	-5	-10	-1	-5	-17	-6,5	-10	-4,8	-7,1

Расчетами установившихся электрических режимов в нормальной схеме и при нормативных возмущениях в нормальной схеме на этап 2018 года выявлено превышение длительно допустимой токовой нагрузки следующего электросетевого оборудования (описаны наибольшие выявленные перегрузки указанных сетевых элементов):

- ВЛ 220 кВ Симферопольская - Бахчисарай (в период зимних максимальных нагрузок до 23 % сверх ДДТН и на 3 % сверх АДТН в режиме отключения АТ-3 330/110 кВ Севастополь. Ограничивающий элемент - трансформатор тока на ПС 330 кВ Симферопольская). Для обеспечения параметров электрических режимов в области допустимых значений потребуется ввод ГВО в объеме до 70 МВт;

- ВЛ 110 кВ Бахчисарай - Мекензиевы Горы (в период зимних максимальных нагрузок до 64 % сверх ДДТН (38 % сверх АДТН), в период летних максимальных нагрузок до 97 % сверх ДДТН (64 % сверх АДТН) в режиме отключения 1 СШ 110 кВ ПС 330 кВ Севастополь ) - ликвидируется существующим устройством АОПО ВЛ 110 кВ Бахчисарай - Мекензиевы Горы;

- АТ-1 220/110 кВ ПС 330 кВ Севастополь (в период зимних максимальных нагрузок до 51 % сверх ДДТН (до 19 % сверх АДТН), в период летних максимальных нагрузок до 19 % сверх ДДТН (АДТН не превышается) в режиме отключения АТ-3 330/110 кВ Севастополь) - в случае превышения АДТН ликвидируется существующим устройством АОПО АТ-1 220/110 кВ ПС 330 кВ Севастополь (в случае непревышения АДТН ликвидируется действиями оперативного персонала на ограничение нагрузки потребителей);

- ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5 (в период зимних максимальных нагрузок до 21 % сверх ДДТН (АДТН не превышается), в период летних максимальных нагрузок до 9 % сверх ДДТН (АДТН не превышается) в режиме отключения ВЛ 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-17 с отпайкой на ПС-19). Для обеспечения параметров электрических режимов в области допустимых значений потребуется ввод ГВО в объеме до 20 МВт в зимний и 7 МВт в летний период;

- ВЛ 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-17 с отпайкой на ПС-19 (в период зимних максимальных нагрузок до 8 % сверх ДДТН (АДТН не превышается) в режиме отключения ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5. Для обеспечения параметров электрических режимов в области допустимых значений потребуется ввод ГВО в объеме до 10 МВт в зимний период;

- ВЛ 110 кВ ПС-11 - ПС-17 (в период зимних максимальных нагрузок до 3 % сверх ДДТН (АДТН не превышается) в режиме отключения ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5. Для обеспечения параметров электрических режимов в области допустимых значений потребуется ввод ГВО в объеме до 2 МВт в зимний период;

- АТ-3 330/110 кВ ПС 330 кВ Севастополь (в нормальной схеме в период зимних максимальных нагрузок перегрузка составляет 7 %, ликвидируется действиями оперативного персонала на отключение БСК-35 на ПС 330 кВ Севастополь и изменением Ктр АТ-3 330/110 кВ с 0,348 до 0,328 (- 3 отпайка). В режиме отключения ВЛ 220 кВ Симферопольская - Бахчисарай в период зимних максимальных нагрузок перегрузка АТ-3 330/110 кВ ПС 330 кВ Севастополь достигает 46 %, в период летних максимальных нагрузок достигает 9 %. Выявленные перегрузки устраняются действием существующей АОПО АТ-3 330/110 кВ Севастополь на отключение ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-12 с отпайкой на ПС-2, ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-20 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5);

- ВЛ 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - Севастополь левая (в период зимних максимальных нагрузок до 1 % сверх ДДТН (АДТН не превышается) в режиме отключения второй СШ 110 кВ ПС 330 кВ Севастополь) - ликвидируется переводом всех отключенных при нормативном возмущении присоединений на рабочую СШ 110 кВ ПС 330 кВ Севастополь в послеаварийной схеме;

Транзит ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-10 - Заря - Ялта (в нормальной схеме в режиме летних максимальных нагрузок ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-10 перегружается на 9 % сверх ДДТН). Для исключения перегрузки транзитным перетоком в нормальном режиме выполняется разрыв на ПС 110 кВ Дарсан, что приводит к существенному снижению надежности электроснабжения потребителей на транзите 110 кВ Ялта - Дарсан - Гурзуф - Алушта и применяется в качестве исключительной меры до усиления транзита 110 кВ Севастополь - Заря - Ялта.

В настоящее время электроснабжение потребителей южного берега Крыма частично осуществляется со стороны ПС 330 кВ Севастополь по одноцепному транзиту 110 кВ Севастополь - ПС-10 - Заря - Алупка - Гаспра - Ялта. Каждый из участков рассматриваемого транзита выполнен проводами марки М-70, М-120, АС (АСК)-120 и АС (АСК, АСКУ)-185. Основным ограничивающим элементом перетоков мощности по рассматриваемому транзиту является провод марки М-70.

Расчетами установившихся электрических режимов при нормативных возмущениях в ремонтной схеме на этап 2018 года выявлено превышение длительно допустимой токовой нагрузки следующего электросетевого оборудования (описаны наибольшие выявленные перегрузки указанных сетевых элементов):

- ВЛ 220 кВ Симферопольская - Бахчисарай до 2 % сверх ДДТН, ВЛ 110 кВ Бахчисарай - Мекензиевы Горы до 28 % сверх ДДТН (8 % сверх АДТН) и АТ-1 220/110 кВ ПС 330 кВ Севастополь до 22 % в период летних максимальных нагрузок в режиме отключения КВЛ 330 кВ Севастополь - Западно-Крымская (КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС - Севастополь) в схеме ремонта КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС - Севастополь (КВЛ 330 кВ Севастополь - Западно-Крымская). Указанные перегрузки устраняются действием существующего устройства АОПО ВЛ 110 кВ Бахчисарай - Мекензиевы Горы на ограничение нагрузки потребителей энергорайона г. Севастополь.

В период 2018 года выявленные превышения длительно допустимой токовой нагрузки электросетевого оборудования при нормативных возмущениях в нормальной, ремонтных схемах при отсутствии существующих устройств противоаварийной автоматики ликвидируются вводом ГВО.

Разработанные мероприятия по недопущению выхода параметров электрического режима из области допустимых значений с учетом возможного перспективного развития энергорайона г. Севастополь представлены в разделе "Анализ перспективных токовых нагрузок элементов электрической сети 35 кВ и выше в нормальной и ремонтных схемах".

Анализ уровней напряжения

Анализ результатов расчетов показал, что в нормальной схеме, а также при возникновении нормативных возмущений в нормальной схеме уровни напряжений на шинах станций и подстанций энергорайона г. Севастополь на этапе 2018 года находятся в пределах значений, допустимых для оборудования и обеспечения нормативных запасов устойчивости.

Анализ существующего баланса реактивной мощности

В работе был проведен анализ существующего баланса реактивной мощности энергорайона г. Севастополь.

В настоящее время в энергосистеме г. Севастополь имеются следующие источники реактивной мощности:

1. Генераторы Г-2 и Г-3 Севастопольской ТЭЦ;

2. БСК-1 и БСК-2 ПС 330 кВ Севастополь, мощностью 34,4 Мвар каждый;

3. Генератор ПГУ-2 КЭС Балаклавской ТЭС.

Результаты анализа приведены в таблице 3.1.1.

Таблица 3.1.1 - Балансы реактивной мощности на этап 2018 года, Мвар

Наименование показателя	2018 г.
	Зимний максимум	Зимний минимум	Летний максимум	Летний минимум
Q генерация	148	148	146	146
Q генерация ВЛ	13	13	13	14
Итого генерация	161	161	159	160
Q нагрузки	95	65	71	63
Q потери ВЛ	13	7	10	4
Q потери в Т и АТ	52	27	29	22
Итого потребность	160	99	110	88
Внешний переток (+ прием; - отдача)	-1	-62	-49	-72

Таким образом, энергорайон г. Севастополь является избыточным по реактивной мощности. Как показал анализ расчетов электрических режимов, в нормальной схеме и при нормативном возмущении в нормальной, ремонтной схеме с учетом работоспособного состояния устройств РПН и БСК в энергорайоне г. Севастополь уровни напряжений находятся в области допустимых значений. Дополнительных мероприятий по компенсации реактивной мощности не требуется.

Анализ существующих нагрузок трансформаторного оборудования

В настоящем разделе приведен перечень центров питания 35 кВ и выше, находящихся в эксплуатационном обслуживании ООО "Севастопольэнерго", и выполнен анализ существующей загрузки установленного трансформаторного оборудования.

В таблице 3.1.2 приведены данные по питающим центрам 35 кВ и выше, находящихся в ремонтно-эксплуатационном обслуживании ООО "Севастопольэнерго", с указанием установленной мощности каждого трансформатора, существующей загрузки каждого трансформатора на период зимнего максимума нагрузки 2017 года согласно данным контрольного замера.

Цветом отмечены центры питания, при отключении одного наиболее мощного трансформатора которых (аварийное отключение или вывод в ремонт) выявлено превышение допустимой нагрузки оставшегося в работе трансформатора уже по результатам отчетной загрузки.

Таблица 3.1.2 - Загрузка питающих центров 35 кВ и выше ООО "Севастопольэнерго"

N п/п	Наименование ПС	Тр-р	Номинальная мощность тр-ра, МВА	Номинальные напряжения обмоток тр-ра, кВ	Максимум нагрузки в день контрольного замера 20.12.2017
					Загрузка тр-ра, %	S, МВА	P, МВт	Q, Мвар
1	ПС-1	Т-1	16	35/6	51,2	8,19	7,56	3,14
		Т-2	16	35/6	0	0	0	0
		Т-3	15	35/6	36,6	5,49	5,04	2,18
2	ПС-2	Т-1	16	110/6	5,9	0,95	0,88	0,36
		Т-2	16	110/6	18,8	3,01	2,8	1,11
3	ПС-3	Т-1	10	35/6	46	4,6	4,23	1,8
		Т-2	10	35/6	47,9	4,79	4,42	1,84
4	ПС-4	Т-1	16	110/6	20,9	3,34	3,08	1,28
5	ПС-5	Т-1	25	110/35/6	55,1	13,78	12,68	5,38
		Т-2	25	110/35/6	64,8	16,2	14,92	6,26
		Т-3	16	110/35/6	83,8	13,4	12,25	5,52
6	ПС-6	Т-1	40	110/6	26,8	10,72	10,14	3,44
		Т-2	40	110/6	25,1	10,04	9,4	3,48
7	ПС-7	Т-1	7,5	35/6	80,1	6,01	5,66	2,03
		Т-2	6,3	35/6	51,4	3,24	3,01	1,2
8	ПС-8	Т-1	7,5	35/6	78,3	5,87	5,37	2,37
		Т-2	6,3	35/6	1,2	0,076	0,07	0,03
9	ПС-9	Т-1	5,6	35/6	0	0	0	0
		Т-2	10	35/6	67,4	6,74	6,24	2,54
10	ПС-10	Т-1	10	110/10	65,3	6,53	6,44	1,09
		Т-2	10	110/10	47	4,7	4,6	0,97
11	ПС-11	Т-1	25	110/6	59	14,75	13,61	5,68
		Т-2	25	110/6	71,2	17,79	16,49	6,68
12	ПС-12	Т-1	25	110/6	24,9	6,23	5,74	2,4
		Т-2	25	110/6	16,3	4,08	3,8	1,49
13	ПС-13	Т-1	3,2	35/6	56,6	1,81	1,71	0,6
		Т-2	3,2	35/6	0	0	0	0
14	ПС-14	Т-1	3,2	35/6	85,9	2,75	2,48	1,18
		Т-2	3,2	35/6	0	0	0	0
15	ПС-15	Т-1	25	110/6	35,1	8,77	8,7	3,6
		Т-2	25	110/6	66,8	16,71	15,44	6,38
16	ПС-16	Т-1	10	110/6	19,7	1,97	1,96	0,09
		Т-2	10	110/6	17,9	1,79	1,78	0,17
17	ПС-17	Т-1	16	110/6	53,6	8,04	7,44	3,06
		Т-2	16	110/6	24,4	3,9	3,6	1,56
18	ПС-18	Т-1	6,3	35/6	27	1,7	1,58	0,63
		Т-2	4	35/6	0	0	0	0
19	ПС-19	Т-1	10	110/6	41,1	4,11	3,75	1,67
		Т-2	10	110/6	19,3	1,93	1,76	0,8
20	ПС-20	Т-1	10	110/35/6	0	0	0	0
		Т-2	16	110/35/6	54,9	8,79	8,09	3,44
21	ПС-Терновка	Т1	4	35/10	57,8	2,31	2,29	0,3
22	ПС-Омега	Т-1	25	110/6	н/д	н/д	н/д	н/д
		Т-2	25	110/6	н/д	н/д	3,81	н/д

Анализ текущей загрузки трансформаторного оборудования центров питания 35-110 кВ подстанций ООО "Севастопольэнерго" при отключении одного наиболее мощного трансформатора (аварийное отключение или вывод в ремонт) выполнялся на основании сравнения расчетной нагрузки трансформатора с его номинальной нагрузкой и выявил превышение номинальной (длительно-допустимой) нагрузки на ряде рассматриваемых ПС 35-110 кВ:

- ПС-5 110/35/6 кВ: загрузка Т1 (Т2) 25 МВА при отключении Т2 (Т1) 25 МВА составляет 119,9 % Sном.;

- ПС-7 35/6 кВ: загрузка Т2 6,3 МВА при отключении Т1 7,5 МВА составляет 146,8 % Sном.; загрузка Т1 7,5 МВА при отключении Т2 6,3 МВА составляет 123,3 % Sном.;

- ПС-10 110/10 кВ: загрузка Т1 (Т2) 10 МВА при отключении Т2 (Т1) 10 МВА составляет 112,3 % Sном.;

- ПС-11 110/6 кВ: загрузка Т1 (Т2) 25 МВА при отключении Т2 (Т1) 25 МВА составляет 130,2 % Sном.;

- ПС-15 110/6 кВ: загрузка Т1 (Т2) 25 МВА при отключении Т2 (Т1) 25 МВА составляет 101,9 % Sном.

Таким образом, по результатам анализа текущей загрузки трансформаторного оборудования за отчетный период, можно сделать вывод о необходимости выполнения мероприятий в целях возвращения параметров режима в область допустимых значений при отключении наиболее мощного трансформатора центров питания.

ПС-5 110/35/6 кВ

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110/35/6 кВ ПС-5 составляет: Т1 25 МВА, Т2 25 МВА, Т3 16 МВА. При этом загрузка рассматриваемой ПС по данным зимнего максимума нагрузок в день контрольного замера составила 43,38 МВА (39,85 МВт).

При аварийном отключении Т1 (Т2) ПС-5 нагрузка оставшегося в работе Т2 (Т1) составит 119,9 % Sном. При отключении Т3 нагрузка оставшихся в работе Т1, Т2 составит 86,76 % Sном. Существует возможность перевода нагрузки с 1с (2с) Т1 (Т2) по сети 6 кВ на питание через Т3. В этом случае: загрузка Т3 при переводе нагрузки 1с Т1 составит 127,2 % Sном, загрузка Т2 составит 92,7 % Sном; загрузка Т3 при переводе нагрузки 2с Т2 составит 126,6 % Sном, загрузка Т1 составит 85,6 % Sном.

В соответствии с информацией ООО "Севастопольэнерго", приведенной в письме N 13024/0/2-19 от 23.10.2018, возможность перевода нагрузки по сети 6 кВ на прилегающие ПС отсутствует.

ПС-7 35/6 кВ

Установленная мощность трансформаторов на ПС 35/6 кВ ПС-7 составляет: Т1 7,5 МВА, Т2 6,3 МВА. При этом загрузка рассматриваемой ПС по данным зимнего максимума нагрузок в день контрольного замера составила 9,25 МВА (8,67 МВт).

При аварийном отключении Т1 ПС-7 нагрузка оставшегося в работе Т2 составит 146,8 % Sном. При аварийном отключении Т2 ПС-7 нагрузка оставшегося в работе Т1 составит 123,3 % Sном. В соответствии с информацией ООО "Севастопольэнерго", приведенной в письме N 13024/0/2-19 от 23.10.2018, возможность перевода нагрузки по сети 6 кВ на прилегающие ПС отсутствует.

ПС-10 110/10 кВ

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110/10 кВ ПС-10 составляет: 2 х 10 МВА. При этом загрузка рассматриваемой ПС по данным зимнего максимума нагрузок в день контрольного замера составила 11,23 МВА (11,04 МВт).

При аварийном отключении Т1 (Т2) ПС-10 нагрузка оставшегося в работе Т2 (Т1) составит 112,3 % Sном. В соответствии с информацией ООО "Севастопольэнерго", приведенной в письме N 13024/0/2-19 от 23.10.2018, возможность перевода нагрузки по сети 10 кВ на прилегающие ПС отсутствует.

ПС-11 110/6 кВ

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110/6 кВ ПС-11 составляет: 2 х 25 МВА. При этом загрузка рассматриваемой ПС по данным зимнего максимума нагрузок в день контрольного замера составила 32,54 МВА (30,1 МВт).

При аварийном отключении Т1 (Т2) ПС-11 нагрузка оставшегося в работе Т2 (Т1) составит 130,2 % Sном. В соответствии с информацией ООО "Севастопольэнерго", приведенной в письме N 13024/0/2-19 от 23.10.2018, возможность перевода нагрузки по сети 6 кВ на прилегающие ПС отсутствует.

ПС-15 110/6 кВ

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110/6 кВ ПС-15 составляет: 2 х 25 МВА. При этом загрузка рассматриваемой ПС по данным зимнего максимума нагрузок в день контрольного замера составила 25,48 МВА (24,14 МВт).

При аварийном отключении Т1 (Т2) ПС-15 нагрузка оставшегося в работе Т2 (Т1) составит 101,9 % Sном. В соответствии с информацией ООО "Севастопольэнерго", приведенной в письме N 13024/0/2-19 от 23.10.2018, возможность перевода нагрузки по сети 6 кВ на прилегающие ПС отсутствует. Данная перегрузка длительно допустима. Выполнение дополнительных мероприятий по вводу параметров режима в область допустимых значений не требуется.

Дополнительно к рассмотренным выше центрам питания, находящимся в эксплуатационном обслуживании ООО "Севастопольэнерго", в связи с возможными планами по возобновлению железнодорожного сообщения, рассмотрена существующая загрузка центра питания, принадлежащего крымской железной дороге - ПС 110 кВ Мекензиевы горы.

ПС 110/35/10 кВ Мекензиевы горы

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110/35/10 кВ Мекензиевы горы составляет: 2 х 16 МВА. При этом загрузка рассматриваемой ПС по данным зимнего максимума нагрузок в день контрольного замера составила 23,9 МВА (21,5 МВт).

При аварийном отключении Т1 (Т2) ПС 110 кВ Мекензиевы горы нагрузка оставшегося в работе Т2 (Т1) составит 149,3 % Sном. Возможность перевода нагрузки по сети 10 кВ на прилегающие ПС отсутствует. Возможность разгрузки трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Мекензиевы горы путем перевода части нагрузки по сети 35 кВ на прилегающие ПС отсутствует.

Таким образом, уже на текущий момент в энергорайоне г. Севастополь имеются центры питания, технологическое присоединение к которым возможно только после увеличения трансформаторной мощности. Перегрузка трансформаторного оборудования при превышении допустимой по величине и длительности перегрузки в случае отключения второго трансформатора центра питания ликвидируется вводом ГВО.

Мероприятия по недопущению выхода параметров электрического режима из области допустимых значений с учетом возможного перспективного развития энергорайона г. Севастополь представлены в разделе "Анализ перспективной загрузки трансформаторного оборудования".

3.2. Перечень существующих "узких мест" в энергорайоне г. Севастополь

Перечень выявленных на основании расчетов электрических режимов "узких мест" в существующей схеме электрической сети энергорайона г. Севастополь приведен в таблице 3.2.1.

Таблица 3.2.1 - Существующие "узкие места" энергорайона г. Севастополь

N п/п	Наименование объекта	Максимальное превышение величины ДДТН, %	Описание схемно-режимной ситуации
1	ВЛ 220 кВ Симферопольская - Бахчисарай	23	Отключение АТ-3 Севастополь в период зимних максимальных нагрузок.
2	ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5	21 (9)	Отключение ВЛ 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-17 с отпайкой на ПС-19 в период зимних максимальных нагрузок (летних максимальных нагрузок).
3	ВЛ 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-17 с отпайкой на ПС-19	8	Отключение ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5 в период зимних максимальных нагрузок.
	ВЛ 110 кВ ПС-11 - ПС-17	3
4	АТ-3 330/110 кВ Севастополь	46 (9)	Отключение ВЛ 220 кВ Симферопольская - Бахчисарай в период зимних максимальных нагрузок (летних максимальных нагрузок).
5	Т3 ПС-5 110/35/6 кВ	27,2 (26,6)	Отключение т1 (Т2) ПС-5 110/35/6 кВ и перевод питания части нагрузки на Т3
6	Т1 ПС-7 35/10 кВ	23,3	Отключение Т2 ПС-7 35/10 кВ
	Т2 ПС-7 35/10 кВ	46,8	Отключение Т1 ПС-7 35/10 кВ
7	Т1 (Т2) ПС-10 110/10 кВ	12,3	Отключение Т2 (Т1) ПС-10 110/10 кВ
8	Т1 (Т2) ПС-11 110/6 кВ	30,2	Отключение Т2 (Т1) ПС-11 110/6 кВ
9	Т1 (Т2) ПС 110/35/10 кВ Мекензиевы горы	49,3	Отключение Т2 (Т1) ПС 110//35/10 кВ Мекензиевы горы

Мероприятия по недопущению выхода параметров электрического режима из области допустимых значений (мероприятия по ликвидации выявленных "узких мест") представлены в разделе в разделе "Анализ перспективных токовых нагрузок элементов электрической сети 35 кВ и выше в нормальной и ремонтных схемах". Также выполнена проверка достаточности предложенных мероприятий с учетом возможного перспективного развития энергорайона г. Севастополь

4. Основные направления развития электроэнергетики города Севастополь

Схема и Программа перспективного развития электроэнергетики г. Севастополь на 2018 - 2022 годы определяет основные направления нового строительства, реконструкции и модернизации электрогенерирующей и электросетевой инфраструктуры города, обеспечивающие стабильное функционирование электроэнергетического комплекса в условиях реализации подключения новых потребителей, развития промышленного, туристического, хозяйственно-бытового и иных направлений экономики.

Основной целью развития электроэнергетики города Севастополь является обеспечение условий развития экономики города посредством стабилизации и поддержания темпов роста её энергоэффективности, а также обеспечения должного уровня энергобезопасности хозяйственного комплекса и социальной сферы, а именно:

- стабилизация процессов обновления и роста производственных мощностей и надежное электроснабжение хозяйственного комплекса и социальной сферы города Севастополя в условиях прогнозируемого экономического сценария и обеспечение возможностей для увеличения объемов энергопотребления;

- создание технических основ надежного энергоснабжения и гарантированного доступа всех субъектов экономической деятельности к источникам электрической энергии, а источников - к сетям.

Основными задачами формирования развития электроэнергетики города Севастополь являются:

- экономическая эффективность решений, основанная на оптимизации режимов работы энергосистемы города Севастополь;

- скоординированное развитие магистральной и распределительной электросетевой инфраструктуры, генерирующих мощностей, соответствующее инвестиционным программам развития субъектов электроэнергетики, расположенных на территории города Севастополь;

- применение новых технологических решений.

4.1. Прогноз потребления электрической энергии и мощности

Уровень спроса на электрическую энергию и мощность в текущем периоде по территории города Севастополь приведен в пунктах 2.2.1 и 2.2.5 настоящей Схемы и Программы.

Прогноз потребления электроэнергии и мощности энергорайона г. Севастополь на период 2018 - 2023 гг. представляется для двух вариантов:

- прогноз потребления электроэнергии и мощности, соответствующий проекту СиПР ЕЭС на 2019 - 2025 гг. - базовый;

- прогноз потребления электроэнергии и мощности по материалам органов исполнительной власти города федерального значения Севастополь на период 2018 - 2023 гг. - умеренно-оптимистический.

Базовый прогноз потребления электрической энергии и мощности

Базовый прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на 5-летний период разработан на основании заключенных договоров на технологическое присоединение к электрическим сетям ООО "Севастопольэнерго", 102 ПЭС Минобороны РФ, данных о максимальных и перспективных объемах потребления по крупным потребителям.

В таблице 4.1.1 приведен список крупных потребителей электроэнергии и мощности г. Севастополь, учтенных при формировании базового прогноза.

Таблица 4.1.1 - Прогноз прироста нагрузок потребителей по заключенным договорам на технологическое присоединение

N п/п	Наименование заявителя	Заявленная мощность, МВт	Центр питания	Сроки ввода
1	ООО "Порфир": ЭПУ рекреационного комплекса	1	ПС-35/6 кВ N 7	2018
2	ООО НПФ "Реле": ЭПУ оздоровительного комплекса	1,5	ПС-110/10 кВ N 10	2018
3	ООО "Карбон": ЭПУ комплекса объектов жилой застройки ПК-7 - ПК-10 в районе Камышовой бухты	0,864	ПС-110/35/6 кВ N 5	2018
4	ФГАОУВО "СГУ": строительство учебно-лабораторного корпуса, общежития, блочная газовой котельной, плавательного бассейна. Реконструкция библиотеки, общежития N 3 и N 4	3,366	ПС-110/6 кВ "Омега"	2021
5	ООО "Северная Пальмира": ЭПУ жилого, культурно-развлекательного комплекса	1,71	ПС-110/6 кВ N 6	2019
6	ГУПС "Севэлектроавтотранс": тяговая ПС	0,31	ПС-110/35/6 кВ N 5, лин. 6 кВ N 18 - ТРП-6/0.4 кВ N 13	2018
7	ООО "Берег": реконструкция базы отдыха "Мыс Айя"	0,75	ПС-110/10 кВ N 10, линия 10 кВ N 6	2018
8	ООО "Форвард": ЭПУ реабилитационно-оздоровительного комплекса	0,662	КТП-2055	2018
9	ООО "Южный терминал": ЭПУ базы технологического обслуживания флота ГКУ "Капитальное строительство": ЭПУ объектов	3,5	ПС-110/10 кВ N 16	2019
10	"Многопрофильный лечебно-диагностический корпус онкологического диспансера г. Севастополь" (МЛДКОД)	3	ПС-110/6 кВ "Омега"	2019
11	ГКУ "Капитальное строительство": ЭПУ объектов "Севастопольская больница скорой медицинской помощи" (СБСМП)	4,775	ПС-110/6 кВ "Омега"	2019
12	ФГУП "102 ПЭС" МОРФ	0,298	ПС-35/6 кВ N 1	2018
13	ФГКУ "Дирекция по строительству, реконструкции и реставрации": ЭПУ ФГБУК "Государственный музей героической обороны и освобождения Севастополя"	0,25	ТП-433	2019
14	ФГУП "102 ПЭС" МОРФ: ЭПУ потребителей в районе ул. Парковой	1,7	ПС-110/6 кВ N 15	2020
15	ООО ЗСС "Маяк": ЭПУ завода	1,08	ПС-110/6 кВ N 15	2019
16	ООО "Добрыня-дар": ЭПУ строящегося торгового комплекса	0,55	КТП-2153	2018
17	"Сапун-гора": ЭПУ товарищества собственников недвижимости	0,392	ПС-110/6 кВ N 17	2018
18	Индустриальный парк "Севастополь"	8	Проектируемая ПС 110 кВ "Фиолент" с образованием заходов ВЛ 110 кВ ПС-20 - ПС-16 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5	2019 (согласно заявке)

В рассматриваемой перспективе наибольший прирост нагрузки энергорайона г. Севастополь прогнозируется за счет развития предприятий туристической и рекреационной отрасли. Также планируется строительство нового индустриального парка "Севастополь" (8 МВт согласно утвержденным ТУ на ТП).

В таблице 4.1.2 представлен базовый вариант прогноза уровней электропотребления энергорайона г. Севастополь. На рисунке 4.1.1 приведена динамика годового электропотребления за отчетный год и на рассматриваемый прогнозный период.

Таблица 4.1.2 - Базовый вариант прогноза потребления электроэнергии энергорайона г. Севастополь

Наименование показателей	2017 г. (отчет)	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.
Электропотребление, млн кВт*ч	1357,86	1405	1570	1601	1607	1617	1627
Темпы прироста, %	3,0	3,4	10,5	1,9	0,4	0,6	0,6

Рисунок 4.1.1 - Базовый вариант прогноза потребления электроэнергии энергорайона г. Севастополь

К 2023 году прогнозируется прирост потребления электроэнергии энергорайона г. Севастополь на 269,14 млн кВт*ч (16,5 %) по отношению к уровню отчетного 2017 года, и составит 1627 млн кВт*ч. В целом, прогноз электропотребления по г. Севастополь на рассматриваемый перспективный период характеризуется: за 2019 г. существенным приростом (на 10,5 % за год), связанным с реализацией основного количества технических условий на технологического присоединение в этот период, и затем на 2020 - 2023 гг. ежегодными темпами прироста порядка 1 - 2 %.

В таблице 4.1.3 представлен прогноз годовых максимумов нагрузки энергорайона г. Севастополь по базовому варианту. На рисунке 4.1.2 приведена динамика максимумов нагрузки за отчетный год и на прогнозный период.

Таблица 4.1.3 - Базовый вариант прогноза максимума нагрузки энергосистемы энергорайона г. Севастополь

Наименование показателей	2017 г. (отчет)	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.
Максимум нагрузки, МВт	286	298	329	335	337	339	341
Темпы прироста, %	8,0	4,0	9,4	1,8	0,6	0,6	0,6

Рисунок 4.1.2 - Базовый вариант прогнозного максимума нагрузки энергорайона г. Севастополь

Максимум нагрузки энергорайона г. Севастополь в 2023 году прогнозируется на уровне 341 МВт, что на 55 МВт (16,1 %) выше максимума нагрузки 2017 года. Прогноз максимума нагрузки по базовому варианту на рассматриваемый перспективный период 2018 - 2023 гг. характеризуется: значительным приростом в 2018 - 2019 гг., связанным с реализацией в этот период основного объема технических условий на технологическое присоединение, и на период 2020 - 2023 гг. темпами прироста в пределах 0,6 - 1,8 % в год.

Умеренно-оптимистический прогноз потребления электрической энергии и мощности

Умеренно-оптимистический прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на 5-летний период разработан на основании заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям ООО "Севастопольэнерго", 102 ПЭС Минобороны РФ, данных о возможном увеличении нагрузки потребителями.

В таблице 4.1.4 приведен список крупных потребителей электроэнергии и мощности г. Севастополь, учтенных при формировании умеренно-оптимистического прогноза дополнительно к базовому прогнозу.

Таблица 4.1.4 - Прогноз прироста нагрузок потребителей по умеренно-оптимистическому прогнозу (дополнительно к базовому)

N п/п	Наименование заявителя	Заявленная мощность, МВт	Центр питания	Сроки ввода
1	Индустриальный парк "Севастополь"	7	Проектируемая ПС 110 кВ Фиолент	2020-2023
2	ООО "Премиум Групп"	0,85	Проектируемая ПС 110 кВ Фиолент	2018 - 2022
3	ООО "Строитель"	0,3	Проектируемая ПС 110 кВ Фиолент	2018 - 2022
4	ФГУП "102 ПЭС" МО РФ	2,01	Проектируемая ПС 110 кВ Фиолент	2018 - 2022
5	ГБУ "Дирекция КС"	4,018	ПС 110/10 "Омега"	2018 - 2022
6	ГБУ "Дирекция КС"	0,966	ПС 110/6 N 17	2018 - 2022
7	ГБУ "Дирекция КС"	0,975	ПС 110/6 N 4	2018 - 2022
8	Яхтенная марина	4,548	ПС 110/6 N 4	2018 - 2022
9	ГБУ "Дирекция КС"	2,545	ПС 110/6 N 6	2018 - 2022
10	ООО "Добрострой"	0,8	ПС 110/6 N 15	2018 - 2022
11	ЧП "Грин"	2,2	ПС 110/6 N 15	2018 - 2022
12	ООО "Меркурий", "Аквамарин" и "ПК Орловский берег"	3,567	Проектируемая ПС 35/6 Орловка	2018 - 2022
13	ФГУП "102 ПЭС" МО РФ	2,7	Проектируемая ПС-110/6кВ в районе п. Сахарная Головка	2018 - 2022
14	ФГУП "102 ПЭС" МО РФ	0,86	Проектируемая ПС-110/6кВ в районе п. Сахарная Головка	2018 - 2022
15	Филиал "Севморзавод" АО ЦС "Звездочка"	7	ПС 110/6 N 17	2020 - 2022
16	ООО "Сарыч"	8,9	Проектируемая ПС 110 кВ "Ласпи"	2018 - 2022
17*	Потребители ООО "Севастопольэнерго", в т.ч. ФГУП "102 ПЭС" МО РФ	83,38	ПС-16, ПС-7, ПС-15, ПС-20, ПС-4, ПС-5, ПС-6, ПС-19, проектируемая ПС Любимовка, проектируемая ПС в с. Верхнесадовое, проектируемая ПС в с. Андреевка,	2018 - 2023

* Перспективные потребители ООО "Севастопольэнерго" и ФГУП "102 ПЭС" МО РФ по данным об имеющихся заявках и возможных перспективных нагрузках. Данные о перспективном потреблении ФГУП "102 ПЭС" МО РФ требуют уточнения и подтверждения в рамках разработки схем и программ развития электроэнергетики г. Севастополь на последующие периоды.

В таблице 4.1.5 представлен умеренно-оптимистический вариант прогноза уровней электропотребления энергорайона г. Севастополь. На рисунке 4.1.3 приведена динамика годового электропотребления за отчетный год и на рассматриваемый прогнозный период.

Таблица 4.1.5 - Умеренно-оптимистический вариант прогноза потребления электроэнергии энергорайона г. Севастополь

Наименование показателей	2017 г. (отчет)	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.
Электропотребление, млн кВт*ч	1357,86	1440,7	1701,9	1773,2	1810,4	1846,2	1880,1
Темпы прироста, %	3,0	5,7	15,3	4,0	2,1	1,9	1,8

К 2023 году прогнозируется прирост потребления электроэнергии энергорайона г. Севастополь на 522,24 млн кВт*ч (27,8 %) по отношению к уровню отчетного 2017 года, и составит 1627 млн кВт*ч. В целом, умеренно-оптимистический прогноз электропотребления по г. Севастополь на рассматриваемый перспективный период по тенденции повторяет базовый прогноз и характеризуется: за 2019 г. существенным приростом (на 15,3 % за год), связанным с реализацией большого количества присоединения нагрузок, и затем на 2020 - 2023 гг. ежегодными темпами прироста порядка 2 - 4 %.

Рисунок 4.1.3 - Умеренно-оптимистический вариант прогноза потребления электроэнергии энергорайона г. Севастополь

В таблице 4.1.6 представлен прогноз годовых максимумов нагрузки энергорайона г. Севастополь по умеренно-оптимистическому варианту. На рисунке 4.1.4 приведена динамика максимумов нагрузки за отчетный год и на прогнозный период.

Таблица 4.1.6 - Умеренно-оптимистического вариант прогноза максимума нагрузки энергосистемы энергорайона г. Севастополь

Наименование показателей	2017 г. (отчет)	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.
Максимум нагрузки, МВт	286	305,6	356,6	371	379,7	387,1	394,1
Темпы прироста, %	8,04	6,4	14,3	3,9	2,3	1,9	1,8

Рисунок 4.1.4 - Умеренно-оптимистический вариант прогнозного максимума нагрузки энергорайона г. Севастополь

Максимум нагрузки энергорайона г. Севастополь в 2023 году согласно умеренно-оптимистическому прогнозу может достичь уровня 394 МВт, что на 108,1 МВт (27,4 %) выше максимума нагрузки 2017 года. Прогноз максимума нагрузки по умеренно-оптимистическому варианту на рассматриваемый перспективный период 2018 - 2023 гг. характеризуется: значительным приростом в 2018 - 2019 гг., связанным с возможной реализацией в этот период большого количества подключений потребителей, и на период 2020 - 2023 гг. равномерными темпами прироста порядка 2 - 4 % в год.

4.2. Перечень основных существующих потребителей с указанием перспективной мощности и электропотребления

В рамках подготовки к разработке "Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики город Севастополь на 2018 - 2022 годы" у крупных существующих потребителей электрической энергии в г. Севастополь были запрошены прогнозные данные об их максимальной нагрузке, а также прогноз потребления электрической энергии на рассматриваемый перспективный период.

В настоящем разделе в таблице 4.2.1 приведены сводные данные о прогнозируемой максимальной нагрузке потребителей, в таблице 4.2.2 - прогноз потребления электрической энергии на 5 лет.

Таблица 4.2.1 - Перечень существующих крупных потребителей электрической энергии с указанием прогноза изменения максимальной нагрузки, МВт

N п/п	Потребитель	Прогноз
		2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	АО "Балаклавское рудоуправление им. А.М. Горького"	2,00	2,00	2,00	2,00	2,00
2	ГУП "Водоканал"	8,10	8,10	8,10	8,10	8,10
3	АО "Центр судоремонта "Звездочка"	1,07	1,39	1,47	1,54	1,54
4	ООО "Завод Молот-Механика"	0,3	н/д	н/д	н/д	н/д
5	ООО "Электрон"	0,73	0,73	0,747	0,75	0,80
6	ООО "Севастопольский приборостроительный завод "Парус"	0,22	0,36	0,47	0,54	0,72
7	ООО "Ремкор"	0,80	0,90	0,90	0,90	0,90
8	ООО "Теплообмен"	н/д	37,00	40,00	43,00	47,00
9	ООО "Техфлот"	0,09	0,11	0,12	0,14	0,15

Таблица 4.2.2 - Перечень существующих крупных потребителей электрической энергии с указанием динамики электропотребления, млн кВт*ч

N п/п	Потребитель	Прогноз
		2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	ООО "Авал"	2,60	2,60	2,60	2,60	2,60
2	АО "Балаклавское рудоуправление им. А.М. Горького"	7,00	7,00	7,00	7,00	7,00
3	ГУП "Водоканал"	58,54	56,84	56,84	56,84	56,84
4	АО "Центр судоремонта "Звездочка"	5,02	6,45	6,88	7,25	7,25
5	ООО "Завод Молот-Механика"	0,6	н/д	н/д	н/д	н/д
6	ООО "Электрон"	2,14	2,35	2,50	2,70	2,90
7	ООО "Севастопольский приборостроительный завод "Парус"	0,33	1,15	2,30	3,45	4,60
8	ООО "Ремкор"	2,20	2,30	2,40	2,40	2,40
9	ГУП "Севастопольское авиационное предприятие"	0,90	0,95	1,00	1,05	1,10
10	ООО "Теплообмен"	н/д	0,12	0,14	0,16	0,18
11	ООО "Техфлот"	0,04	0,08	0,12	0,17	0,21

4.3. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях г. Севастополь мощностью 5 МВт и более на 5-летний период

Прогнозируемый состав генерирующих мощностей для базового варианта

Объем планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях г. Севастополь для базового варианта развития на рассматриваемый перспективный период 2018 - 2023 гг. принят в соответствии с утвержденной "Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2018 - 2024 гг.".

Согласно информации, приведенной в "Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2018 - 2024 гг.", на рассматриваемый перспективный период 2018 - 2023 гг. предусматривается новое строительство, модернизация, выводы из эксплуатации генерирующего оборудования по энергорайону г. Севастополь в следующем объеме:

- ввод в работу 1, 2 ПГУ КЭС 2 х 235 МВт на Балаклавской ТЭС в 2018 году (по состоянию на 28.11.2018, ПГУ-2 введена).

Прогнозируемый состав генерирующих мощностей для умеренно-оптимистического варианта

Объем планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях энергорайона г. Севастополь для умеренно-оптимистического варианта развития на рассматриваемый перспективный период 2018 - 2023 гг. принят в соответствии с информацией, предоставленной органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации - города федерального значения Севастополь. В умеренно-оптимистическом варианте развития изменения состава генерирующих мощностей не прогнозируется. Тем не менее, отмечена частная инициатива ООО "СГС Плюс", выраженная письмом от 13.11.2018 N 1548/2018, о вводе в работу объекта генерации мощностью 24,9 МВт, который планируется к установке на площадке Севастопольской ТЭЦ взамен существующей паросиловой установки.

Проектные и технические решения, связанные с необходимостью реализации указанного мероприятия, итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 N 861 с учетом выполненных внестадийных работ, схем развития систем электроснабжения городов и промышленных предприятий и пр. для последующей координации развития распределительных и основных электрических сетей.

4.4. Оценка перспективной балансовой ситуации по электрической энергии и мощности

Перспективные балансы мощности и электрической энергии сформированы с учетом информации, приведенной в предыдущих разделах, и учитывают намеченную нагрузку потребителей и прогнозируемый состав генерирующих мощностей на электростанциях энергорайона г. Севастополь на период до 2023 года.

Оценка перспективной балансовой ситуации по электрической энергии и мощности для базового варианта

Перспективные балансы мощности энергорайона г. Севастополь для базового варианта развития приведены в таблице 4.4.1

Таблица 4.4.1 - Перспективный баланс мощности энергорайона г. Севастополь для базового варианта

Наименование показателей	2017 г. (отчет)	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.
Потребность
Максимум нагрузки, МВт	286	298	329	335	337	339	341
Покрытие
Установленная мощность	166,84	665,96	665,96	665,96	665,96	665,96	665,96
Располагаемая мощность	25,85	524,97	524,97	524,97	524,97	524,97	524,97
Сальдо перетоков ("+" дефицит - получение, "-" избыток - выдача)	260,15	-226,97	-195,97	-189,97	-187,97	-185,97	-183,97

Таким образом, в рассматриваемом перспективном периоде баланс мощности энергорайона г. Севастополь складывается с избытком. Выдача электрической мощности происходит в сеть энергосистемы Республики Крым от Балаклавской ТЭС. Величина выдачи мощности к 2023 году снижается, что обусловлено ростом нагрузки потребителей энергорайона г. Севастополь (прирост на 55 МВт с 2017 по 2023 гг.).

Перспективные балансы электрической энергии энергорайона г. Севастополь для базового варианта развития приведены в таблице 4.4.2.

Таблица 4.4.2 - Перспективный баланс электрической энергии энергорайона г. Севастополь для базового варианта

Наименование показателей	2017 г. (отчет)	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.
Потребность
Электропотребление, млн кВт*ч	1358	1405	1570	1601	1607	1617	1627
Покрытие
Выработка*	383,94	250	1373	1405	1411	1457	1516
Прием электроэнергии из смежных энергорайонов	973,92	1155	197	196	196	160	111

Прогнозные значения выработки электрической энергии рассчитаны исходя из среднегодовой выработки Севастопольской ТЭЦ за прошедшие 5 лет, выработки СЭС-Энержи Севастополь, Балаклавской ТЭС, и с учетом отключенного состояния Севастопольской МГТЭС. Несмотря на избыточность энергорайона г. Севастополь по мощности и электрической энергии, в энергорайоне имеются существенные проблемы по пропускной способности сети 110 - 220 кВ для обеспечения возможности передачи мощности в полных объемах.

Оценка перспективной балансовой ситуации по электрической энергии и мощности для умеренно-оптимистического варианта

Перспективные балансы мощности энергорайона г. Севастополь для умеренно-оптимистического варианта развития приведены в таблице 4.4.3

Таблица 4.4.3 - Перспективный баланс мощности энергорайона г. Севастополь для умеренно-оптимистического варианта

Наименование показателей	2017 г. (отчет)	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.
Потребность
Максимум нагрузки, МВт	286,00	305,60	356,60	371,00	379,70	387,10	394,10
Покрытие
Установленная мощность	166,84	665,96	665,96	665,96	665,96	665,96	665,96
Располагаемая мощность	25,85	524,97	524,97	524,97	524,97	524,97	524,97
Сальдо перетоков ("+" дефицит - получение, "-" избыток - выдача)	260,15	-219,37	-168,37	-153,97	-145,27	-137,87	-130,87

Таким образом, в рассматриваемом перспективном периоде баланс мощности энергорайона г. Севастополь при развитии энергорайона по умеренно-оптимистическому сценарию складывается с выдачей мощности в соседние энергорайоны Крымской энергосистемы за счет выработки мощности Балаклавской ТЭС. Величина выдачи мощности снижается, что обусловлено ростом нагрузки потребителей энергорайона г. Севастополь (прирост на 108,1 МВт с 2017 по 2023 гг.). Прирост нагрузки по умеренно-оптимистическому прогнозу к 2023 году на 53,1 МВт выше прироста нагрузки по базовому прогнозу.

Перспективные балансы электрической энергии энергорайона г. Севастополь для умеренно-оптимистического варианта развития приведены в таблице 4.4.4

Таблица 4.4.4 - Перспективный баланс электрической энергии энергорайона г. Севастополь для умеренно-оптимистического варианта

Наименование показателей	2017 г. (отчет)	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.
Потребность
Электропотребление, млн кВт*ч	1358	1440,7	1701,9	1773,2	1810,4	1846,2	1880,1
Покрытие
Выработка*	122,26	250	1400	1450	1500	1600	1700
Прием электроэнергии из смежных энергорайонов	1235,74	1190,7	301,9	323,2	310,4	246,2	180,1

Прогнозные значения выработки электрической энергии рассчитаны исходя из среднегодовой выработки Севастопольской ТЭЦ за прошедшие 5 лет, выработки СЭС-Энержи Севастополь, Балаклавской ТЭС, и с учетом отключенного состояния Севастопольской МГТЭС. Величина электрической энергии, необходимой для приема из смежных энергорайонов, к 2023 году возрастает.

Оценка перспективной балансовой ситуации по электрической мощности для базового и умеренно-оптимистического варианта в целом по энергосистеме Республики Крым и г. Севастополь

В настоящем разделе приведена информация в целом по перспективной балансовой ситуации энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь в целях определения потребности Крымского полуострова в дополнительной необходимости развития генерирующих мощностей с учетом пропускной способности энергомоста Кубань - Крым.

Перспективный баланс электрической мощности энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь для базового варианта приведен в таблице 4.4.5.

Таблица 4.4.5 - Перспективный баланс мощности энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь для базового варианта

N п/п	Наименование показателей	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.
Потребность
1	Суммарное потребление энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь, в т.ч.:	1591	1640	1667	1707	1742
1.1.	Потребление энергосистемы Республики Крым	1262	1305	1330	1368	1401
1.2.	Потребление энергорайона г. Севастополь	329	335	337	339	341
Покрытие
2	Обеспечение покрытия спроса энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь
	Установленная мощность электростанций энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь, в т.ч.:	2242,45	2242,45	2242,45	2242,45	2242,45
	Установленная мощность электростанций энергосистемы Республики Крым	1576,49	1576,49	1576,49	1576,49	1576,49
2.1.1.1	Симферопольская ТЭЦ	86	86	86	86	86
2.1.1.2	Камыш-Бурунская ТЭЦ	30	30	30	30	30
2.1.1.3	Сакская ТЭЦ	149,4	149,4	149,4	149,4	149,4
2.1.1.4	Таврическая ТЭС	499,12	499,12	499,12	499,12	499,12
2.1.1.5	Симферопольская МГТЭС	135	135	135	135	135
2.1.1.6	Западно-Крымская МГТЭС	131,8	131,8	131,8	131,8	131,8
2.1.1.7	Сакская ВЭС	20,83	20,83	20,83	20,83	20,83
2.1.1.8	Тарханкутская ВЭС	22,45	22,45	22,45	22,45	22,45
2.1.1.9	Донузлавская ВЭС	6,77	6,77	6,77	6,77	6,77
2.1.1.10	Судакская ВЭС	3,76	3,76	3,76	3,76	3,76
2.1.1.11	Восточно-Крымская (Акташская) ВЭС	2,81	2,81	2,81	2,81	2,81
2.1.1.12	Пресноводненская ВЭС	7,4	7,4	7,4	7,4	7,4
2.1.1.13	Останинская ВЭС	24,55	24,55	24,55	24,55	24,55
2.1.1.14	СЭС Николаевка	69,7	69,7	69,7	69,7	69,7
2.1.1.15	СЭС Перово (ПС 110 кВ Таврия)	105,58	105,58	105,58	105,58	105,58
2.1.1.16	СЭС Охотниково	82,66	82,66	82,66	82,66	82,66
2.1.1.17	СЭС Митяево (ПС 110 кВ Митяево)	31,55	31,55	31,55	31,55	31,55
2.1.1.18	СЭС Родниковое (ПС 110 кВ Родниковая)	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5
2.1.1.19	ТЭЦ Крымский содовый завод	20,4	20,4	20,4	20,4	20,4
2.1.1.20	ТЭЦ Крымский Титан	18	18	18	18	18
2.1.1.21	РИСЭ	121,21	121,21	121,21	121,21	121,21
	Установленная мощность электростанций энергорайона г. Севастополь	665,96	665,96	665,96	665,96	665,96
2.1.2.1	Севастопольская ТЭЦ	34,5	34,5	34,5	34,5	34,5
2.1.2.2	Балаклавская ТЭС	499,12	499,12	499,12	499,12	499,12
2.1.2.3	Севастопольская МГТЭС	129,3	129,3	129,3	129,3	129,3
2.1.2.4	С. Энерджи - Севастополь	3,04	3,04	3,04	3,04	3,04
	Располагаемая мощность электростанций энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь, в т.ч.:	1303,49	1303,49	1303,49	1303,49	1303,49
	Располагаемая мощность электростанций энергосистемы Республики Крым	778,52	778,52	778,52	778,52	778,52
2.2.1.1	Симферопольская ТЭЦ	86	86	86	86	86
2.2.1.2	Камыш-Бурунская ТЭЦ	18	18	18	18	18
2.2.1.3	Сакская ТЭЦ	137	137	137	137	137
2.2.1.4	Таврическая ТЭС	499,12	499,12	499,12	499,12	499,12
2.2.1.5	Симферопольская МГТЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.6	Западно-Крымская МГТЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.7	Сакская ВЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.8	Тарханкутская ВЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.9	Донузлавская ВЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.10	Судакская ВЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.11	Восточно-Крымская (Акташская) ВЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.12	Пресноводненская ВЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.13	Останинская ВЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.14	СЭС Николаевка	0	0	0	0	0
2.2.1.15	СЭС Перово (ПС 110 кВ Таврия)	0	0	0	0	0
2.2.1.16	СЭС Охотниково	0	0	0	0	0
2.2.1.17	СЭС Митяево (ПС 110 кВ Митяево)	0	0	0	0	0
2.2.1.18	СЭС Родниковое (ПС 110 кВ Родниковая)	0	0	0	0	0
2.2.1.19	ТЭЦ Крымский содовый завод	20,4	20,4	20,4	20,4	20,4
2.2.1.20	ТЭЦ Крымский Титан	18	18	18	18	18
2.2.1.21	РИСЭ	0	0	0	0	0
	Располагаемая мощность электростанций энергорайона г. Севастополь	524,97	524,97	524,97	524,97	524,97
2.2.2.1	Севастопольская ТЭЦ	25,85	25,85	25,85	25,85	25,85
2.2.2.2	Балаклавская ТЭС	499,12	499,12	499,12	499,12	499,12
2.2.2.3	Севастопольская МГТЭС	0	0	0	0	0
2.2.2.4	С. Энерджи - Севастополь	0	0	0	0	0
	МДП в сечении "ОЭС ЮГА - КРЫМ"	790	790	790	790	790
3	Дефицит (-) / избыток (+) (с учетом отключенного состояния (в т.ч., вывод в ремонт/резерв) одного энергоблока ПГУ 249,56 МВт)	252,93	203,93	176,93	136,93	101,93

Таким образом, на весь рассматриваемый перспективный период, с учетом прогноза развития энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь по базовому сценарию, пропускной способности энергомоста Кубань-Крым и собственных генерирующих мощностей в энергосистеме достаточно для покрытия максимумов прогнозируемых нагрузок, с учетом вывода в резерв или ремонт одного энергоблока на Таврической или Балаклавской ТЭС мощностью 249,56 МВт.

Перспективный баланс электрической мощности энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь для умеренно-оптимистического варианта приведен в таблице 4.4.6.

Таблица 4.4.6 - Перспективный баланс мощности энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь для умеренно-оптимистического варианта

N п/п	Наименование показателей	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.
Потребность
1	Суммарное потребление энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь, в т.ч.:	1685	1837	1945	2065	2181
1.1.	Потребление энергосистемы Республики Крым	1329	1466	1565	1678	1787
1.2.	Потребление энергорайона г. Севастополь	356	371	380	387	394
Покрытие
2	Обеспечение покрытия спроса энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь
	Установленная мощность электростанций энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь, в т.ч.:	2267,45	2367,45	2367,45	2367,45	2559,95
	Установленная мощность электростанций энергосистемы Республики Крым	1601,49	1701,49	1701,49	1701,49	1893,99
2.1.1.1	Симферопольская ТЭЦ	86	86	86	86	86
2.1.1.2	Камыш-Бурунская ТЭЦ	30	30	30	30	30
2.1.1.3	Сакская ТЭЦ	149,4	149,4	149,4	149,4	149,4
2.1.1.4	Таврическая ТЭС	499,12	499,12	499,12	499,12	499,12
2.1.1.5	Симферопольская МГТЭС	135	135	135	135	135
2.1.1.6	Западно-Крымская МГТЭС	131,8	131,8	131,8	131,8	131,8
2.1.1.7	Сакская ВЭС	20,83	20,83	20,83	20,83	20,83
2.1.1.8	Тарханкутская ВЭС	22,45	22,45	22,45	22,45	22,45
2.1.1.9	Донузлавская ВЭС	6,77	6,77	6,77	6,77	6,77
2.1.1.10	Судакская ВЭС	3,76	3,76	3,76	3,76	3,76
2.1.1.11	Восточно-Крымская (Акташская) ВЭС	2,81	2,81	2,81	2,81	2,81
2.1.1.12	Пресноводненская ВЭС	7,4	7,4	7,4	7,4	7,4
2.1.1.13	Останинская ВЭС	24,55	24,55	24,55	24,55	24,55
2.1.1.14	Присивашская ВЭС	25	25	25	25	25
2.1.1.15	Восточная ВЭС	-	100	100	100	100
2.1.1.16	Степная ВЭС	-	-	-	-	180
2.1.1.17	Зольненская ВЭС	-	-	-	-	12,5
2.1.1.18	СЭС Николаевка	69,7	69,7	69,7	69,7	69,7
2.1.1.19	СЭС Перово (ПС 110 кВ Таврия)	105,58	105,58	105,58	105,58	105,58
2.1.1.20	СЭС Охотниково	82,66	82,66	82,66	82,66	82,66
2.1.1.21	СЭС Митяево (ПС 110 кВ Митяево)	31,55	31,55	31,55	31,55	31,55
2.1.1.22	СЭС Родниковое (ПС 110 кВ Родниковая)	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5
2.1.1.23	ТЭЦ Крымский содовый завод	20,4	20,4	20,4	20,4	20,4
2.1.1.24	ТЭЦ Крымский Титан	18	18	18	18	18
2.1.1.25	РИСЭ	121,21	121,21	121,21	121,21	121,21
	Установленная мощность электростанций энергорайона г. Севастополь	665,96	665,96	665,96	665,96	665,96
2.1.2.1	Севастопольская ТЭЦ	34,5	34,5	34,5	34,5	34,5
2.1.2.2	Балаклавская ТЭС	499,12	499,12	499,12	499,12	499,12
2.1.2.3	Севастопольская МГТЭС	129,3	129,3	129,3	129,3	129,3
2.1.2.4	С. Энерджи - Севастополь	3,04	3,04	3,04	3,04	3,04
	Располагаемая мощность электростанций энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь, в т.ч.:	1303,49	1303,49	1303,49	1303,49	1303,49
	Располагаемая мощность электростанций энергосистемы Республики Крым	778,52	778,52	778,52	778,52	778,52
2.2.1.1	Симферопольская ТЭЦ	86	86	86	86	86
2.2.1.2	Камыш-Бурунская ТЭЦ	18	18	18	18	18
2.2.1.3	Сакская ТЭЦ	137	137	137	137	137
2.2.1.4	Таврическая ТЭС	499,12	499,12	499,12	499,12	499,12
2.2.1.5	Симферопольская МГТЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.6	Западно-Крымская МГТЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.7	Сакская ВЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.8	Тарханкутская ВЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.9	Донузлавская ВЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.10	Судакская ВЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.11	Восточно-Крымская (Акташская) ВЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.12	Пресноводненская ВЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.13	Останинская ВЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.14	Присивашская ВЭС	0	0	0	0	0
2.2.1.15	Восточная ВЭС	-	0	0	0	0
2.2.1.16	Степная ВЭС	-	-	-	-	0
2.2.1.17	Зольненская ВЭС	-	-	-	-	0
2.2.1.18	СЭС Николаевка	0	0	0	0	0
2.2.1.19	СЭС Перово (ПС 110 кВ Таврия)	0	0	0	0	0
2.2.1.20	СЭС Охотниково	0	0	0	0	0
2.2.1.21	СЭС Митяево (ПС 110 кВ Митяево)	0	0	0	0	0
2.2.1.22	СЭС Родниковое (ПС 110 кВ Родниковая)	0	0	0	0	0
2.2.1.23	ТЭЦ Крымский содовый завод	20,4	20,4	20,4	20,4	20,4
2.2.1.24	ТЭЦ Крымский Титан	18	18	18	18	18
2.2.1.25	РИСЭ	0	0	0	0	0
	Располагаемая мощность электростанций энергорайона г. Севастополь	524,97	524,97	524,97	524,97	524,97
2.2.2.1	Севастопольская ТЭЦ	25,85	25,85	25,85	25,85	25,85
2.2.2.2	Балаклавская ТЭС	499,12	499,12	499,12	499,12	499,12
2.2.2.3	Севастопольская МГТЭС	0	0	0	0	0
2.2.2.4	С. Энерджи - Севастополь	0	0	0	0	0
	МДП в сечении "ОЭС ЮГА - КРЫМ"	790	790	790	790	790
3	Дефицит (-)/избыток (+) (с учетом отключенного состояния (в т.ч., вывод в ремонт/резерв) одного энергоблока ПГУ 249,56 МВт)	159	7,03	-101,17	-220,77	-337,07

Таким образом, при реализации умеренно-оптимистического варианта развития энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь с 2021 года выявлен непокрываемый дефицит электрической мощности. С учетом пропускной способности энергомоста Кубань - Крым, обеспечения резерва мощности одним энергоблоком Таврической или Балаклавской ТЭС в объеме 249,56 МВт требуется обеспечить ввод дополнительных источников генерации на полуострове.

В целях определения районов размещения дополнительных генерирующих мощностей рассмотрим приросты нагрузок согласно умеренно-оптимистическому варианту развития по энергоузлам энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь. Графически информация приведена на рисунке 4.4.1.

Рисунок 4.4.1 - Территориальный анализ приростов нагрузки в рамках умеренно-оптимистического прогноза

Таким образом, в рамках умеренно-оптимистического прогноза развития энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь наибольший прирост нагрузок прогнозируется в энергорайоне г. Севастополь, Феодосийско-Керченском и Центральном энергоузлах.

В целях обеспечения покрытия прогнозируемых нагрузок, учитывая пропускную способность энергомоста Крым - Кубань и основываясь на территориальной структуре приростов мощности предлагается:

1. Обеспечить ввод генерирующих мощностей в энергорайоне г. Севастополь в объеме 50 МВт в 2021 г. и еще 50 МВт в 2023 г. (всего 100 МВт в рассматриваемом перспективном периоде).

2. Обеспечить ввод генерирующих мощностей в Центральном энергоузле в объеме 50 МВт в 2021 г. и еще 100 МВт в 2022 г. (всего 150 МВт в рассматриваемом перспективном периоде).

3. Обеспечить ввод генерирующих мощностей в Феодосийско-Керченском энергоузле в районе ПС 220 кВ Камыш-Бурун в объеме 100 МВт в 2022 г.

4.5. Прогноз развития энергетики г. Севастополя на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и местных видов топлива

Возобновляемые источники энергии (ВИЭ) - источники постоянно действующих или периодически возникающих процессов в природе, а также жизненном цикле растительного и животного мира и жизнедеятельности человека. К возобновляемым источникам энергии относятся: солнечная энергия, энергия ветра, гидроэнергия, геотермальная энергия, энергия приливов, биомасса, низкопотенциальное тепло различных сред (воды, воздуха, грунта и др.).

Применение возобновляемых источников энергии позволяет:

- вытеснить некоторую часть органического топлива и ослабить зависимость от внешних его поставок;

- снизить себестоимость производства энергии (без учета первоначальных затрат);

- сократить объемы бюджетных дотаций на энергоснабжение малых населенных пунктов;

- уменьшить негативное влияние энергетики на природную среду;

- создать дополнительный стимул для развития высоких технологий в России; улучшить комфортность проживания на территории.

Тем не менее, высокие капитальные затраты на сооружение электростанций основанных на ВИЭ и низкое значение показателя использования установленной мощности не позволяют полностью заменить эксплуатируемые в настоящее время источники энергии. В связи с чем, ВИЭ необходимо рассматривать скорее как дополняющий энергоисточник.

Ветроэнергетика

В настоящее время в г. Севастополь ветроэнергетика не внедрена. Для оценки возможности установки ВЭС на территории г. Севастополь необходимо оценить пригодна ли данная местность для использования ветрогенераторов.

Установка ветрогенераторов экономически целесообразна со средней скоростью ветра от 3 м/с.

Показания средней скорости ветра на высоте 10 - 12 метров по данным метеостанций г. Севастополь, рассчитанной за период с октября 2012 г. по октябрь 2018 г., представлена на рисунке 4.5.1. Информация основана на данных интернет-портала rp5.ru (ООО "Расписание Погоды").

Рисунок 4.5.1 - Средняя скорость ветра по данным метеостанций г. Севастополь за период с октября 2012 г. по октябрь 2018 г.

Информация о среднемноголетних скоростях ветра г. Севастополь, приведенная на рисунке 4.5.1, показывает, что данная территория обладает потенциалом необходимый для работы ветрогенерирующих установок.

Солнечная энергетика

Солнечная энергетика в г. Севастополь представлена СЭС с установленной мощностью 3,04 МВт. Данная электростанция была введена в работу в 2013 году.

Географическое расположение СЭС С.Энерджи - Севастополь показано на рисунке 4.5.2.

Рисунок 4.5.2 - Месторасположение СЭС на территории г. Севастополь

Установка солнечных электростанций экономически эффективна в том случае, если число часов солнечного сияния на рассматриваемой территории не ниже 2000 в год, а интенсивность поступления солнечного света составляет не менее 5000 МДж/м2.

Распределение солнечной радиации и продолжительность солнечного сияния на территории Крымского полуострова показаны на рисунках 4.5.3 - 4.5.4

Рисунок 4.5.3 - Распределение солнечной радиации в год

Рисунок 4.5.4 - Продолжительность солнечного сияния в год

Как видно из рисунков, практически на всей территории г. Севастополь солнечная радиация распределяется равномерно. В течение года продолжительность солнечного сияния в год составляет 2250 - 2350 часов.

Информация, представленная на рисунках 4.5.3 - 4.5.4 о распределении солнечной радиации и продолжительности солнечного сияния в год на территории г. Севастополь подтверждает, что данная территория является экономически целесообразной для установки СЭС.

Гидроэнергетика

В г. Севастополь не внедрена гидроэнергетика. Это связано с тем, что реки имеют малые расходы воды, что существенно затрудняет эксплуатацию гидроэлектростанций.

Освоение потенциала малых рек и использование свободного напора в существующих системах водоснабжения и канализации с использованием установок малой гидроэнергетики помогает решить проблемы улучшения энергоснабжения многочисленных потребителей и их экологической безопасности.

Приливная энергетика

Территория г. Севастополь включает побережье Черного моря. Поэтому перспективным может оказаться развитие возобновляемых источников энергии, основанной на энергии приливов - приливных электростанций. Однако у данного типа электростанции отмечается существенный недостаток - изменяющаяся в течение суток мощность. Данный недостаток требует обязательной работы электростанции параллельно с энергосистемой либо резервирование электростанции работой иных электростанций и, как следствие, дополнительное сетевое строительство, что повышает стоимость возведения станции и ее инфраструктуры и снижает выгоду от дешевизны энергии, вырабатываемой станцией.

Биоэнергетика

Биоэнергетика - активно развивающееся направление нетрадиционной и возобновляемой энергетики. Биоэнергетика охватывает сразу несколько независимых направлений получения энергии: энергия биогазов; энергия кородревесных отходов (КДО); энергия торфа и другие виды энергии.

Свалочный газ

Свалочный газ - это биогаз, образующийся в результате анаэробного разложения органических отходов на полигонах твердых бытовых отходов (ТБО).

Любой полигон ТБО представляет собой большой биохимический реактор, в недрах которого в процессе эксплуатации, а также в течение нескольких десятилетий после закрытия в результате анаэробного разложения отходов растительного и животного происхождения образуется биогаз. Биогаз представляет собой смесь метана и углекислого газа примерно в равной пропорции. Биогаз неизбежно попадает в атмосферу, что вызывает ряд негативных последствий. Накопление газа в теле свалки зачастую вызывает самовозгорание ТБО. Процесс горения сопровождается образованием токсичных веществ, в частности, диоксинов. Негативное воздействие биогаза на окружающую среду привело к тому, что в большинстве развитых стран системы сбора и утилизации биогаза на полигонах ТБО получили широкое распространение.

Добыча и дальнейшее использование газа данного типа решает сразу несколько проблем:

- предотвращение загрязнения атмосферы (также, метан обладает сильным парниковым эффектом);

- снижение риска возникновения пожаров и взрывов на полигонах ТБО;

- получение опыта эксплуатации объекта по производству электрической энергии с помощью нетрадиционного источника энергии.

При строительстве электрической станции на свалочном газе в качестве топлива используется газ, выделяемый в теле полигона ТБО, который с помощью системы сбора свалочного газа подается на площадку, где установлено блочно-модульное оборудование.

Для обеспечения электрической станции топливом устанавливается комплекс специализированного оборудования для добычи, очистки и подачи свалочного газа. В состав комплекса входят:

- газосборная станция, подключенная к скважинам, пробуренным в теле полигона;

- газокомпрессорная станция, обеспечивающая подачу газа;

- высокотемпературная факельная установка для сжигания излишних объемов газа;

- установки очистки газа (УОГ).

Работа комплекса по добыче и подаче свалочного газа выглядит следующим образом: газ, добываемый из тела полигона с помощью газосборной и газокомпрессорной станций, проходит очистку в УОГ и затем подается на электрическую станцию, излишки газа сжигаются на факельной установке. Во время обслуживания генерирующего оборудования электростанции весь объем добываемого газа сжигается на факельной установке.

Севастополь располагает большим потенциалом для реализации проектов по сооружению генерирующих объектов, использующих свалочный газ. Таким образом, биогазовая энергетика может развиваться быстрыми темпами и решить проблему электро- и теплоснабжения в сельскохозяйственных населенных пунктах, а также на крупных предприятиях.

Древесные отходы, пеллеты

Пеллеты (древесные гранулы) - это экологически чистый вид топлива, получаемый из древесного сырья методом прессования. Данное топливо производят из отходов лесозаготовительной и деревообрабатывающей промышленности без применения проклеивающих веществ. Основными видами сырья, из которого изготавливаются пеллеты, являются щепки, опилки, стружки, древесная пыль и кора деревьев. Но, так же существуют и другие виды сырья, например торф, солома, скорлупа орехов, камыш и др. В готовом виде пеллеты представляют собой гранулы диаметром 6 - 10 мм длиной до 50 мм. Изготовление пеллет решаются сразу несколько важных проблемы: перерабатываются пожароопасные отходы и производится высококалорийное топливо.

Пеллеты как вид топлива появились сравнительно недавно, однако благодаря своим высоким теплотворным и натуральных свойствам, получил широкое распространение в Европе, Японии и Северной Америке. Рост их потребления обусловлен возможностью использования гранул на промышленных теплоэлектростанциях и в установках, предназначенных для частного применения.

При условии развития лесопромышленного комплекса на территории г. Севастополь такой вид топлива как пеллеты может получить довольно широкое применение.

4.6. Анализ расчетов электрических режимов электрической сети энергорайона г. Севастополь

Электрические расчеты потокораспределения и уровней напряжения в электрических сетях энергорайона г. Севастополь выполнены для нормальных схем, а также при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах.

Электрические расчеты потокораспределения выполнены с использованием программного комплекса RastrWin. Расчетная схема содержит развернутую сеть 35 - 110 кВ энергорайона г. Севастополь, межрайонные связи 35-110-220-330 кВ с энергосистемой республики Крым.

Электрические нагрузки на период 2018 - 2023 гг. по подстанциям определены в соответствии с прогнозом электропотребления и максимума нагрузки и сформированными балансами мощности и электроэнергии энергорайона г. Севастополь.

Расчеты режимов потокораспределения и уровней напряжения выполнены для зимних максимальных и минимальных нагрузок рабочего дня, летних максимальных нагрузок рабочего дня, летних минимальных нагрузок выходного дня при температуре наружного воздуха - 7°C ** в зимний период и +35°C в летний период.

В разделе 3 "Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории города Севастополь" был проведен анализ и выявлено наличие "узких мест" в существующей сети энергорайона.

В целях ликвидации выявленных "узких мест", в рассматриваемом перспективном периоде необходимо предусмотреть усиление существующего электросетевого комплекса. В качестве мероприятий, нацеленных на ликвидацию существующих узких мест и возможное недопущение их появления в перспективном периоде, рассматриваются:

1. Сооружение участка двухцепной ВЛ 110 кВ ориентировочной протяженностью 14 км с последующим подключением ее отпайками к ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-4 и врезкой в ВЛ 110 кВ ПС-11 - ПС-6 с заменой провода на участках образуемых ВЛ 110 кВ проводом с пропускной способностью не менее, чем у провода АС-240, с образованием ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-11 с отпайкой на ПС-4 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-6 с отпайкой на ПС-4.

2. Выполнение реконструкции ПС-11 с установкой секционного выключателя 110 кВ в целях обеспечения возможности включения в транзит 1 С и 2 С 110 кВ.

3. Выполнение модернизации РЗА на ПС 330 кВ Севастополь, Севастопольской ТЭЦ, установка устройств РЗА на ПС-12 для обеспечения возможности замыкания в транзит СМВ 110 на ПС 110 кВ ПС-12.

4. Анализ расчетов всех электрических режимов на перспективный период 2018 - 2023 гг. проводился с учетом выполненной реконструкции транзита ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС 10 - Заря - Ялта (Дарсан) с подвеской двух цепей с маркой провода АС-240 и переорганизацией присоединения транзитных подстанций. Необходимо отметить, что в целях осуществления указанной реконструкции потребуется выполнить расширение ОРУ 110 кВ ПС 330 кВ Севастополь на одну линейную ячейку для завода на ПС 330 кВ Севастополь второй цепи рассматриваемого транзита. *

Таким образом, для приведения в соответствие требованиям "Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем", а также исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров электрического режима из области допустимых значений, предлагается выполнить реконструкцию транзита 110 кВ Севастополь - ПС 10 - Заря - Ялта (Дарсан) с подвеской двух цепей с маркой провода АС-240 и переорганизацией присоединения транзитных подстанций, с заменой соответствующего оборудования на них, принимая во внимание сведения ГУП "Крымэнерго" о имеющихся сложностях при отводе земли под вторую линию по рассматриваемой трассе прохождения линии и возможности сооружения по данной трассе двухцепной линии 110 кВ (с проводом марки АС-240) взамен существующей.

Также в целях недопущения превышения АДТН ВЛ 220 кВ Бахчисарай - Мекензиевы горы рекомендуется выполнить установку нового АОПО на ВЛ 220 кВ Симферопольская - Бахчисарай с действием на ограничение нагрузки потребителей энергорайона г. Севастополь (мероприятие относится к энергосистеме Республики Крым).

В целях недопущения перегрузки трансформаторного оборудования при отключении одного из трансформаторов центра питания рассматриваются следующие мероприятия:

- реконструкция ПС-5 110/35/6 кВ: замена существующего Т3 16 МВА на трансформатор мощностью не менее 25 МВА (2022 г.);

- реконструкция ПС-7 35/6 кВ: замена существующих Т1 7,5 МВА, Т2 6,3 МВА на трансформаторы мощностью не менее 10 МВА (2021 г.);

- реконструкция ПС-10 110/10 кВ: замена существующих Т1, Т2 10 МВА на трансформаторы мощностью не менее 16 МВА (2023 г.);

- реконструкция ПС-11 110/6 кВ: установка третьего трансформатора мощностью не менее 10 МВА (2022 г.);

- реконструкция ПС 110/35/10 кВ Мекензиевы горы: замена существующих Т1, Т2 16 МВА на трансформаторы мощностью не менее 25 МВА (2021 г.).

*В настоящее время одноцепный транзит 110 кВ Севастополь - ПС-10 - Заря - Алупка - Гаспра - Ялта имеет протяженность порядка 70 км и четыре промежуточных подстанции 110 кВ. При выполнении реконструкции указанного транзита должны выполняться требования "Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" в части п. 5.28: "При развитии сетей 110 кВ рекомендуется обеспечивать двухстороннее питание подстанций, присоединенных к одноцепной ВЛ 110 кВ. Длина такой ВЛ, как правило, не должна быть больше 120 км, а количество присоединяемых промежуточных подстанций больше трех".

Анализ расчетов электрических режимов для базового варианта

Проведенными расчетами выявлены превышения длительно допустимых токовых нагрузок следующих электросетевых элементов (описана наибольшая из выявленных перегрузок электросетевых элементов):

- ВЛ 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-11 - ПС-15 с отпайкой на ПС-19 (в период зимних максимальных нагрузок 2023 г. до 2 % сверх ДДТН в схеме отключения ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-20) - ликвидируется путем перевода электроснабжения ПС 35 кВ ПС-7 по сети 35 кВ на питание от ПС 110 кВ ПС-5;

- ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5 (в период зимних максимальных нагрузок 2023 г. до 9 % сверх ДДТН в схеме отключения ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-6 с отпайкой на ПС-4) - ликвидируется путем перевода нагрузки потребителей ПС 110 кВ Омега с первой секции на вторую (питание от ВЛ 110 кВ ПС-15 - ПС-16);

- АТ-2, 3 330/110 кВ Севастополь (на 49 % в период зимних максимальных нагрузок в схеме отключения 1 СШ 110 кВ ПС 330 кВ Севастополь) - допустима в течение 2 часов, в течение которых все отключенные присоединения действиями оперативного персонала должны быть переведены на оставшуюся в работе систему шин;

- АТ-2 330/110 кВ Севастополь (в период летних максимальных нагрузок на 50 % в режиме отключения АТ-3 330/110 кВ Севастополь при ремонте ВЛ 220 кВ Симферопольская - Бахчисарай) - ликвидируется действием АОПО АТ-2 330/110 кВ Севастополь (устанавливается в рамках реализации СВМ Балаклавской ТЭС);

- ВЛ 220 кВ Симферопольская - Бахчисарай (в период зимних максимальных нагрузок на 48 % сверх ДДТН (28 % сверх АДТН), в период летних максимальных нагрузок на 24 % сверх ДДТН (4 % сверх АДТН) в схеме отключения обеих цепей КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС - Севастополь. Ограничивающий элемент - трансформатор тока на ПС 330 кВ Симферопольская. В целях недопущения возникновения значительных перегрузок оборудования рекомендуется предусмотреть установку АОПО на ВЛ 220 кВ Симферопольская - Бахчисарай с действием на ограничение нагрузки потребителей в энергосистеме г. Севастополь);

- ВЛ 110 кВ Бахчисарай - Мекензиевы Горы (в период летних максимальных нагрузок до 59 % сверх ДДТН (39 % сверх АДТН) при отключении КВЛ 330 кВ Севастополь - Западно-Крымская (КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС - Севастополь) в схеме ремонта КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС - Севастополь (КВЛ 330 кВ Севастополь - Западно-Крымская) - ликвидируется существующим устройством АОПО ВЛ 110 кВ Бахчисарай - Мекензиевы Горы;

- АТ-1 220/110 кВ Севастополь (в период зимних максимальных нагрузок на 78 %, в период летних максимальных нагрузок на 48 % в схеме отключения обеих цепей КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС - Севастополь). В данной схемно-режимной ситуации также перегружается ВЛ 110 кВ Бахчисарай - Мекензиевы Горы на 36 % в период зимних максимальных нагрузок и на 55 % в период летних максимальных нагрузок, т.о. выявленные перегрузки ликвидируются существующим устройством АОПО ВЛ 110 кВ Бахчисарай - Мекензиевы Горы. На АТ-1 220/110 кВ Севастополь также установлена АОПО с действием на ограничение нагрузки потребителей в энергорайоне г. Севастополь, имеющая большие выдержки времени, чем АОПО ВЛ 110 кВ Бахчисарай - Мекензиевы Горы.

Анализ результатов расчетов показал, что в нормальной схеме, а также при возникновении нормативных возмущений в нормальной схеме уровни напряжений на шинах станций и подстанций энергорайона г. Севастополь на этапах 20192023 гг. находятся в пределах значений, допустимых для оборудования и обеспечения нормативных запасов устойчивости.

Также был проведен анализ баланса реактивной мощности энергорайона г. Севастополь на этап 2023 года.

К 2023 г. в энергосистеме г. Севастополь прогнозируется наличие следующих источников реактивной мощности:

1. Генераторы Г-2 и Г-3 Севастопольской ТЭЦ;

2. БСК-1 и БСК-2 ПС 330 кВ Севастополь, мощностью 34,4 Мвар каждый;

3. Генераторы ПГУ 1, 2 КЭС Балаклавской ТЭС.

Результаты анализа приведены в таблице 4.6.1.

Таблица 4.6.1 - Балансы реактивной мощности на этап 2023 года, Мвар

	Зимний максимум	Зимний минимум	Летний максимум	Летний минимум
Q генерация	283	283	281	281
Q генерация ВЛ	22	21	21	22
Итого генерация	305	304	302	303
Q нагрузки	112	74	83	71
Q потери ВЛ	18	9	14	5
Q потери в Т и АТ	75	48	54	36
Итого потребность	204	132	150	112
Внешний переток (+ прием; - отдача)	-101	-172	-152	-191

Таким образом, энергорайон г. Севастополь является избыточным по реактивной мощности. Как показал анализ расчетов электрических режимов, в нормальной схеме и при нормативном возмущении в нормальной, ремонтной схеме с учетом работоспособного состояния устройств РПН и БСК в энергорайоне г. Севастополь уровни напряжений находятся в области допустимых значений. Установки дополнительных устройств компенсации реактивной мощности не требуется.

Анализ перспективной загрузки трансформаторного оборудования

В таблице 4.6.2 приведены данные по питающим центрам 35 кВ и выше, находящихся в ремонтно-эксплуатационном обслуживании ООО "Севастопольэнерго", с указанием установленной мощности каждого трансформатора, существующей загрузки каждого трансформатора на период зимнего максимума нагрузки 2017 года согласно данным контрольного замера и заявленной мощности по договорам на технологическое присоединение.

В таблице 4.6.3 приведена информация о перспективной загрузке центров питания 35 кВ и выше, находящихся в ремонтно-эксплуатационном обслуживании ООО "Севастопольэнерго".

Цветом отмечены центры питания, при отключении одного наиболее мощного трансформатора которых (аварийное отключение или вывод в ремонт) выявлено превышение допустимой нагрузки оставшегося в работе трансформатора.

Таблица 4.6.2 - Загрузка питающих центров 35 кВ и выше ООО "Севастопольэнерго" и данные о заключенных договорах на технологическое присоединение

N п/п	Наименование ПС	Тр-р	Номинальная мощность тр-ра, МВА	Номинальные напряжения обмоток тр-ра, кВ	Максимум нагрузки в день контрольного замера 20.12.2017				Заявленная мощность по договорам на технологическое присоединение, МВт
					Загрузка тр-ра, %	S, МВА	P, МВт	Q, МВАр	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	ПС-1	Т-1	16	35/6	51.2	8.19	7.56	3.14		0.15
		Т-2	16	35/6	0.0	0	0	0
		Т-3	15	35/6	36.6	5.49	5.04	2.18		0.15
2	ПС-2	Т-1	16	110/6	5.9	0.95	0.88	0.36
		Т-2	16	110/6	18.8	3.01	2.8	1.11
3	ПС-3	Т-1	10	35/6	46.0	4.6	4.23	1.8
		Т-2	10	35/6	47.9	4.79	4.42	1.84
4	ПС-4	Т-1	16	110/6	20.9	3.34	3.08	1.28
5	ПС-5	Т-1	25	110/35/6	55.1	13.78	12.68	5.38	0.411
		Т-2	25	110/35/6	64.8	16.2	14.92	6.26	0.411
		Т-3	16	110/35/6	83.8	13.4	12.25	5.52	0.411
6	ПС-6	Т-1	40	110/6	26.8	10.72	10.14	3.44		0.855
		Т-2	40	110/6	25.1	10.04	9.4	3.48		0.855
7	ПС-7	Т-1	7.5	35/6	80.1	6.01	5.66	2.03	0.5
		Т-2	6.3	35/6	51.4	3.24	3.01	1.2	0.5
8	ПС-8	Т-1	7.5	35/6	78.3	5.87	5.37	2.37
		Т-2	6.3	35/6	1.2	0.076	0.07	0.03
9	ПС-9	Т-1	5.6	35/6	0.0	0	0	0
		Т-2	10	35/6	67.4	6.74	6.24	2.54
10	ПС-10	Т-1	10	110/10	65.3	6.53	6.44	1.09	0.875
		Т-2	10	110/10	47.0	4.7	4.6	0.97	0.875
11	ПС-11	Т-1	25	110/6	59.0	14.75	13.61	5.68
		Т-2	25	110/6	71.2	17.79	16.49	6.68
12	ПС-12	Т-1	25	110/6	24.9	6.23	5.74	2.4
		Т-2	25	110/6	16.3	4.08	3.8	1.49
13	ПС-13	Т-1	3.2	35/6	56.6	1.81	1.71	0.6
		Т-2	3.2	35/6	0.0	0	0	0
14	ПС-14	Т-1	3.2	35/6	85.9	2.75	2.48	1.18
		Т-2	3.2	35/6	0.0	0	0	0
15	ПС-15	Т-1	25	110/6	35.1	8.77	8.7	3.6		0.54	0.85
		Т-2	25	110/6	66.8	16.71	15.44	6.38		0.54	0.85
16	ПС-16	Т-1	10	110/6	19.7	1.97	1.96	0.09		1.75
		Т-2	10	110/6	17.9	1.79	1.78	0.17		1.75
17	ПС-17	Т-1	16	110/6	53.6	8.04	7.44	3.06	0.196	0.356
		Т-2	16	110/6	24.4	3.9	3.6	1.56	0.196	0.356
18	ПС-18	Т-1	6.3	35/6	27.0	1.7	1.58	0.63
		Т-2	4	35/6	0.0	0	0	0
19	ПС-19	Т-1	10	110/6	41.1	4.11	3.75	1.67
		Т-2	10	110/6	19.3	1.93	1.76	0.8
20	ПС-20	Т-1	10	110/35/6	0.0	0	0	0
		Т-2	16	110/35/6	54.9	8.79	8.09	3.44
21	ПС-Терновка	Т1	4	35/10	57.8	2.31	2.29	0.3
22	ПС-Омега	Т-1	25	110/6	н/д	н/д	н/д	н/д		3.887		1.683
		Т-2	25	110/6	н/д	н/д	3.81	н/д		3.887		1.683

Таблица 4.6.3 - Перспективная загрузка питающих центров 35 кВ и выше ООО "Севастопольэнерго"

N п/п	Наименование ПС	Тр-р	Ном. мощность тр-ра, МВА	Ном. напряжения обмоток тр-ра, кВ	Перспективная загрузка ЦП, МВт
					2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	ПС-1	Т-1	16	35/6	12,6	12,9	12,9	12,9	12,9
		Т-2	16	35/6
		Т-3	15	35/6
2	ПС-2	Т-1	16	110/6	3,68	3,68	3,68	3,68	3,68
		Т-2	16	110/6
3	ПС-3	Т-1	10	35/6	8,65	8,65	8,65	8,65	8,65
		Т-2	10	35/6
4	ПС-4	Т-1	16	110/6	3,08	3,08	3,08	3,08	3,08
5	ПС-5	Т-1	25	110/35/6	41,083	41,083	41,083	41,083	41,083
		Т-2	25	110/35/6
		Т-3	16	110/35/6
6	ПС-6	Т-1	40	110/6	19,54	21,25	21,25	21,25	21,25
		Т-2	40	110/6
7	ПС-7	Т-1	7,5	35/6	9,67	9,67	9,67	9,67	9,67
		Т-2	6,3	35/6
8	ПС-8	Т-1	7,5	35/6	5,44	5,44	5,44	5,44	5,44
		Т-2	6,3	35/6
9	ПС-9	Т-1	5,6	35/6	6,24	6,24	6,24	6,24	6,24
		Т-2	10	35/6
10	ПС-10	Т-1	10	110/10	12,79	12,79	12,79	12,79	12,79
		Т-2	10	110/10
11	ПС-11	Т-1	25	110/10	30,1	30,1	30,1	30,1	30,1
		Т-2	25	110/10
12	ПС-12	Т-1	25	110/10	9,54	9,54	9,54	9,54	9,54
		Т-2	25	110/10
13	ПС-13	Т-1	3,2	35/6	1,71	1,71	1,71	1,71	1,71
		Т-2	3,2	35/6
14	ПС-14	Т-1	3,2	35/6	2,48	2,48	2,48	2,48	2,48
		Т-2	3,2	35/6
15	ПС-15	Т-1	25	110/10	24,14	25,22	26,92	26,92	26,92
		Т-2	25	110/10
16	ПС-16	Т-1	10	110/10	3,74	7,24	7,24	7,24	7,24
		Т-2	10	110/10
17	ПС-17	Т-1	16	110/10	11,432	12,144	12,144	12,144	12,144
		Т-2	16	110/10
18	ПС-18	Т-1	6,3	35/6	1,58	1,58	1,58	1,58	1,58
		Т-2	4	35/6
19	ПС-19	Т-1	10	110/10	5,51	5,51	5,51	5,51	5,51
		Т-2	10	110/10
20	ПС-20	Т-1	10	110/35/6	8,09	8,09	8,09	8,09	8,09
		Т-2	16	110/35/6
21	ПС-Терновка	Т1	4	35/10	2,29	2,29	2,29	2,29	2,29
22	ПС Омега	Т1	25	110/6	-	3,89	3,89	5,57	5,57
		Т2	25	110/6	3,81	7,68	7,68	9,38	9,38

Анализ перспективной загрузки трансформаторного оборудования центров питания 35 - 110 кВ подстанций ООО "Севастопольэнерго" при отключении одного наиболее мощного трансформатора (аварийное отключение или вывод в ремонт) выполнялся на основании сравнения расчетной нагрузки трансформатора с его номинальной нагрузкой и выявил превышение номинальной (длительно-допустимой) нагрузки на ряде рассматриваемых ПС 35 - 110 кВ в перспективном периоде:

- ПС-5 110/35/6 кВ: с 2018 года загрузка Т1 (Т2) 25 МВА при отключении Т2 (Т1) 25 МВА составит 123,8 % Sном.;

- ПС-7 35/6 кВ: с 2018 года загрузка Т2 6,3 МВА при отключении Т1 7,5 МВА составит 163,8 % Sном.; загрузка Т1 7,5 МВА при отключении Т2 6,3 МВА составляет 137,6 % Sном.;

- ПС-10 110/10 кВ: с 2018 года загрузка Т1 (Т2) 10 МВА при отключении Т2 (Т1) 10 МВА составит 130,11 % Sном.;

- ПС-11 110/6 кВ: загрузка Т1 (Т2) 25 МВА при отключении Т2 (Т1) 25 МВА составляет 130,2 % Sном. ТУ на ТП отсутствуют, увеличение загрузки центра питания не прогнозируется;

- ПС-15 110/6 кВ: к 2020 году загрузка Т1 (Т2) 25 МВА при отключении Т2 (Т1) 25 МВА составит 113,6 % Sном.

Таким образом, по результатам анализа перспективной загрузки трансформаторного оборудования, можно сделать вывод о необходимости и достаточности разработки следующих мероприятий по центрам питания, где при отключении наиболее мощного трансформатора возникает перегрузка оставшегося в работе трансформатора:

ПС-5 110/35/6 кВ

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110/35/6 кВ ПС-5

составляет: Т1 25 МВА, Т2 25 МВА, Т3 16 МВА. При этом наибольшая перспективная загрузка рассматриваемой ПС может составить 44,723 МВА (41,08 МВт).

При аварийном отключении Т1 (Т2) ПС-5 нагрузка оставшегося в работе Т2 (Т1) составит 123,5 % Sном. При отключении Т3 нагрузка оставшихся в работе Т1, Т2 составит 89,5 % Sном. Существует возможность перевода нагрузки с 1с (2с) Т1 (Т2) по сети 6 кВ на питание через Т3. В этом случае: загрузка Т3 при переводе нагрузки 1с Т1 составит 133,2 % Sном, загрузка Т2 составит 95,4 % Sном; загрузка Т3 при переводе нагрузки 2с Т2 составит 131,4 % Sном, загрузка Т1 составит 89,3 % Sном. В соответствии с информацией ООО "Севастопольэнерго", приведенной в письме N 13024/0/2-19 от 23.10.2018, возможность перевода нагрузки по сети 6 кВ на прилегающие ПС отсутствует. Для ликвидации перегрузки требуется ввод ГВО.

В целях исключения ввода ГВО подтверждается необходимость выполнить замену существующего Т3 на трансформатор мощностью не менее 25 МВА.

ПС-7 35/6 кВ

Установленная мощность трансформаторов на ПС 35/6 кВ ПС-7 составляет: Т1 7,5 МВА, Т2 6,3 МВА. При этом наибольшая перспективная загрузка рассматриваемой ПС может составить 10,32 МВА (9,67 МВт).

При аварийном отключении Т1 ПС-7 нагрузка оставшегося в работе Т2 составит 163,8 % Sном. При аварийном отключении Т2 ПС-7 нагрузка оставшегося в работе Т1 составит 137,6 % Sном. В соответствии с информацией ООО "Севастопольэнерго", приведенной в письме N 13024/0/2-19 от 23.10.2018, возможность перевода нагрузки по сети 6 кВ на прилегающие ПС отсутствует. Для ликвидации перегрузки требуется ввод ГВО в объеме 2,65 МВт (в случае отключения Т2) и 3,7 МВт (в случае отключения Т1).

Таким образом, в целях исключения ввода ГВО подтверждается необходимость выполнить замену существующих Т1 7,5 МВА, Т2 6,3 МВА на трансформаторы мощностью не менее 10 МВА.

Необходимо отметить, что рядом с ПС-7 намечается строительство новой ПС 110 кВ Фиолент с установкой двух силовых трансформаторов мощностью по 10 МВА каждый. В случае взаимосогласованного собственниками строительства указанной ПС с установкой на ней двух силовых трансформаторов мощностью по 16 МВА каждый появится возможность перевода части нагрузки ПС-7 на питание от ПС 110 кВ Фиолент (не менее 3,7 МВт), и замена Т1 и Т2 на ПС-7 не потребуется.

ПС-10 110/10 кВ

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110/10 кВ ПС-10 составляет: 2 х 10 МВА. При этом наибольшая перспективная загрузка рассматриваемой ПС может составить 13,01 МВА (12,79 МВт).

При аварийном отключении Т1 (Т2) ПС-10 нагрузка оставшегося в работе Т2 (Т1) составит 130,1 % Sном. В соответствии с информацией ООО "Севастопольэнерго", приведенной в письме N 13024/0/2-19 от 23.10.2018, возможность перевода нагрузки по сети 10 кВ на прилегающие ПС отсутствует. Для ликвидации перегрузки требуется ввод ГВО в объеме 3 МВт.

Таким образом, в целях исключения ввода ГВО подтверждается необходимость выполнить замену существующих Т1 (Т2) 10 МВА на трансформаторы мощностью не менее 16 МВА.

ПС-11 110/6 кВ

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110/6 кВ ПС-11 составляет: 2 х 25 МВА. При этом наибольшая перспективная загрузка рассматриваемой ПС может составить 32,54 МВА (30,1 МВт). ТУ на ТП на данный центр питания отсутствуют.

При аварийном отключении Т1 (Т2) ПС-11 нагрузка оставшегося в работе Т2 (Т1) составит 130,2 % Sном. В соответствии с информацией ООО "Севастопольэнерго", приведенной в письме N 13024/0/2-19 от 23.10.2018, возможность перевода нагрузки по сети 6 кВ на прилегающие ПС отсутствует. Для ликвидации перегрузки требуется ввод ГВО в объеме 7 МВт.

Прироста нагрузки в данном центре питания не прогнозируется, таким образом, в целях исключения ввода ГВО достаточно выполнить установку третьего трансформатора мощностью не менее 10 МВА, при этом замена существующих Т1, Т2 не потребуется.

ПС-15 110/6 кВ

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110/6 кВ ПС-15 составляет: 2 х 25 МВА. При этом наибольшая перспективная загрузка рассматриваемой ПС может составить 28,4 МВА (26,92 МВт).

При аварийном отключении Т1 (Т2) ПС-15 нагрузка оставшегося в работе Т2 (Т1) составит 113,6 % Sном. В соответствии с информацией ООО "Севастопольэнерго", приведенной в письме N 13024/0/2-19 от 23.10.2018, возможность перевода нагрузки по сети 6 кВ на прилегающие ПС отсутствует. Для ликвидации перегрузки требуется ввод ГВО в объеме 3,3 МВт.

Таким образом, в целях исключения ввода ГВО рекомендуется выполнить замену существующих Т1 (Т2) 25 МВА на трансформаторы мощностью не менее 32 МВА.

Таким образом, по результатам анализа перспективной загрузки трансформаторного оборудования с учетом информации о выданных технических условиях на технологическое присоединение, выявлена необходимость выполнить замену трансформаторного оборудования дополнительно к разработанным выше рекомендациям по реконструкции центров питания только на ПС 110 кВ ПС-15.

Дополнительно к рассмотренным выше центрам питания, находящимся в эксплуатационном обслуживании ООО "Севастопольэнерго", в связи с возможными планами по возобновлению железнодорожного сообщения, рассмотрена перспективная загрузка центра питания, принадлежащего крымской железной дороге - ПС 110 кВ Мекензиевы горы.

ПС 110/35/10 кВ Мекензиевы горы

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110/35/10 кВ Мекензиевы горы составляет: 2 х 16 МВА. При этом наибольшая перспективная загрузка рассматриваемой ПС может составить 23,9 МВА (21,5 МВт). По имеющейся информации, ТУ на ТП на данный центр питания отсутствуют.

При аварийном отключении Т1 (Т2) ПС 110 кВ Мекензиевы горы нагрузка оставшегося в работе Т2 (Т1) составит 149,3 % Sном. Возможность перевода нагрузки по сети 10 кВ на прилегающие ПС отсутствует. Для ликвидации перегрузки потребуется ввод ГВО в объеме 7,1 МВт.

Таким образом, в целях исключения ввода ГВО рекомендуется выполнить замену существующих Т1 (Т2) 16 МВА на трансформаторы мощностью не менее 25 МВА.

Разработка мероприятий, рекомендуемых для ликвидации схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений для базового варианта

По результатам анализа токовых нагрузок элементов электрической сети 35 кВ и выше в нормальной схеме и при нормативных возмущениях в нормальной, ремонтной схеме выявлено:

С учетом реализации предложенных мероприятий по ликвидации выявленных на основании расчетов электрических режимов в текущей схеме "узких мест", а именно:

- сооружение участка двухцепной ВЛ 110 кВ ориентировочной протяженностью 14 км с последующим подключением ее отпайками к ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-4 и врезкой в ВЛ 110 кВ ПС-11 - ПС-6 с заменой провода на участках образуемых ВЛ 110 кВ проводом с пропускной способностью не менее, чем у провода АС-240, с образованием ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-11 с отпайкой на ПС-4 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-6 с отпайкой на ПС-4;

- реконструкция ПС-11 с установкой СВ 110 кВ для обеспечения возможности замыкания в транзит 1С и 2С 110 кВ;

- модернизация устройств РЗА на ПС 330 кВ Севастополь и Севастопольской ТЭЦ, установка устройств РЗА на ПС-12 для обеспечения возможности замыкания в транзит СМВ 110 на ПС 110 кВ ПС-12;

- реконструкция центров питания ПС-5, ПС-7, ПС-10, ПС-11, ПС 110 кВ Мекензиевы горы с увеличением трансформаторной мощности, на рассматриваемом перспективном периоде потребуется:

- предусмотреть установку АОПО ВЛ 220 кВ Симферопольская - Бахчисарай с действием на ограничение нагрузки потребителей в энергорайоне г. Севастополь (территориально объекты, требующие реконструкции, расположены в энергосистеме Республики Крым);

- предусмотреть реконструкцию ПС-15 110/6 кВ с заменой существующих Т1, Т2 25 МВА на трансформаторы мощностью не менее 32 МВА (2023 г.).

Анализ расчетов электрических режимов электрической сети 35 кВ и выше энергорайона г. Севастополь в условиях вывода из работы Севастопольской ТЭЦ в 2021 году

В работе дополнительно выполнены расчеты электрических режимов в случае возможного вывода из эксплуатации Севастопольской ТЭЦ в 2021 г.

С учетом реализации предложенных мероприятий по ликвидации выявленных на основании расчетов электрических режимов в текущей схеме и на перспективный период согласно базовому сценарию развития "узких мест", а именно:

- сооружение участка двухцепной ВЛ 110 кВ ориентировочной протяженностью 14 км с последующим подключением ее отпайками к ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-4 и врезкой в ВЛ 110 кВ ПС-11 - ПС-6 с заменой провода на участках образуемых ВЛ 110 кВ проводом с пропускной способностью не менее, чем у провода АС-240, с образованием ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-11 с отпайкой на ПС-4 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-6 с отпайкой на ПС-4;

- реконструкция ПС-11 с установкой СВ 110 кВ для обеспечения возможности замыкания в транзит 1С и 2С 110 кВ;

- модернизация устройств РЗА на ПС 330 кВ Севастополь и Севастопольской ТЭЦ, установка устройств РЗА на ПС-12 для обеспечения возможности замыкания в транзит СМВ 110 на ПС 110 кВ ПС-12;

- реконструкция транзита ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС 10 - Заря - Ялта (Дарсан) с подвеской двух цепей с маркой провода АС-240 и переорганизацией присоединения транзитных подстанций, на рассматриваемом перспективном периоде дополнительные схемно-режимные ситуации, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электрического режима из области допустимых значений и требующие электросетевого строительства в условиях вывода из эксплуатации Севастопольской ТЭЦ в 2021 году, не выявлены.

Анализ результатов расчетов показал, что в нормальной схеме, а также при возникновении нормативных возмущений в нормальной схеме уровни напряжений на шинах станций и подстанций энергорайона г. Севастополь на этапах 2019 - 2023 гг. находятся в пределах значений, допустимых для оборудования и обеспечения нормативных запасов устойчивости.

В работе был проведен анализ баланса реактивной мощности энергорайона г. Севастополь на этап 2023 года с учетом выведенной из эксплуатации в 2021 году Севастопольской ТЭЦ.

К 2023 г. в энергорайоне г. Севастополь прогнозируется наличие следующих источников реактивной мощности:

1. БСК-1 и БСК-2 ПС 330 кВ Севастополь, мощностью 34,4 Мвар каждый;

2. Генераторы ПГУ 1, 2 КЭС Балаклавской ТЭС.

Результаты анализа приведены в таблице 4.3.1.

Таблица 4.3.1 - Балансы реактивной мощности на этап 2023 года, Мвар

	Зимний максимум	Зимний минимум	Летний максимум	Летний минимум
Q генерация	270	270	270	270
Q генерация ВЛ	22	21	21	22
Итого генерация	292	291	291	292
Q нагрузки	112	74	83	71
Q потери ВЛ	18	9	14	5
Q потери в Т и АТ	75	48	54	36
Итого потребность	204	132	150	112
Внешний переток (+ прием; - отдача)	-88	-159	-141	-180

Таким образом, энергорайон г. Севастополь является избыточным по реактивной мощности. Как показал анализ расчетов электрических режимов, в нормальной схеме и при нормативном возмущении в нормальной, ремонтной схеме с учетом работоспособного состояния устройств РПН и БСК в энергорайоне г. Севастополь уровни напряжений находятся в области допустимых значений. Установки дополнительных устройств компенсации реактивной мощности не требуется.

Разработка мероприятий, рекомендуемых для ликвидации схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений в условиях вывода из эксплуатации Севастопольской ТЭЦ в 2021 году

С учетом наличия в настоящее время "узких мест" и их усугубления в перспективный период, вывод из эксплуатации генерирующего оборудования Севастопольской ТЭЦ в 2021 году недопустим.

Для обеспечения возможности вывода из эксплуатации генерирующего оборудования Севастопольской ТЭЦ требуется реализация следующих мероприятий:

- сооружение участка двухцепной ВЛ 110 кВ ориентировочной протяженностью 14 км с последующим подключением ее отпайками к ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-4 и врезкой в ВЛ 110 кВ ПС-11 - ПС-6 с заменой провода на участках образуемых ВЛ 110 кВ проводом с пропускной способностью не менее, чем у провода АС-240, с образованием ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-11 с отпайкой на ПС-4 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-6 с отпайкой на ПС-4;

- реконструкция ПС-11 с установкой СВ 110 кВ для обеспечения возможности замыкания в транзит 1С и 2С 110 кВ;

- модернизация устройств РЗА на ПС 330 кВ Севастополь и Севастопольской ТЭЦ, установка устройств РЗА на ПС-12 для обеспечения возможности замыкания в транзит СМВ 110 на ПС 110 кВ ПС-12.

Следует отметить, что данный перечень является предварительным и подлежит уточнению в рамках выполнения отдельной внестадийной работы, учитывающей требования технического задания, отраженные в письме заместителя министра энергетики А.В. Черезова в адрес генерирующих компаний от 10.03.2016 исх. N ЧА-2388/09.

Анализ расчетов электрических режимов для умеренно-оптимистического варианта

В настоящем разделе приведены результаты расчетов установившихся режимов с учетом выполнения мероприятий, рекомендованных для ликвидации "узких мест", а также рекомендованных к реализации на основании выполненных расчетов перспективных электрических режимов по базовому варианту развития.

С учетом реализации предложенных мероприятий, а именно:

- сооружение участка двухцепной ВЛ 110 кВ ориентировочной протяженностью 14 км с последующим подключением ее отпайками к ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-4 и врезкой в ВЛ 110 кВ ПС-11 - ПС-6 с заменой провода на участках образуемых ВЛ 110 кВ проводом с пропускной способностью не менее, чем у провода АС-240, с образованием ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-11 с отпайкой на ПС-4 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-6 с отпайкой на ПС-4;

- реконструкция ПС-11 с установкой СВ 110 кВ для обеспечения возможности замыкания в транзит 1С и 2С 110 кВ;

- модернизация устройств РЗА на ПС 330 кВ Севастополь и Севастопольской ТЭЦ, установка устройств РЗА на ПС-12 для обеспечения возможности замыкания в транзит СМВ 110 на ПС 110 кВ ПС-12;

- реконструкция центров питания ПС-5, ПС-7, ПС-10, ПС-11, ПС-15, ПС 110 кВ Мекензиевы горы с увеличением трансформаторной мощности,

Проведена оценка достаточности разработанных мероприятий и необходимости усиления сети/ ввода устройств противоаварийной автоматики для недопущения возникновения "узких мест" на рассматриваемом перспективном периоде с учетом умеренно-оптимистического варианта развития энергорайона г. Севастополь.

Проведенными расчетами выявлены превышения длительно допустимых токовых нагрузок следующих электросетевых элементов:

- ВЛ 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-11 - ПС-15 с отпайкой на ПС-19 (в период зимних максимальных нагрузок до 9 % сверх ДДТН (АДТН не превышается), в период летних максимальных нагрузок до 4 % сверх ДДТН (АДТН не превышается) в схеме отключения В Л 110 кВ Севастополь - ПС-20) - ликвидируется путем перевода электроснабжения ПС 35 кВ ПС-7 по сети 35 кВ на питание от ПС 110 кВ ПС-5;

- ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5 (с 2021 г. выявлено в нормальной схеме, наибольшего значения перегрузка достигает на этапе 2023 г. в период зимних максимальных нагрузок и составляет 6 % сверх ДДТН) - для недопущения перегрузки рекомендуется включение секционного выключателя 110 кВ ПС-6. Также перегрузка ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5 выявлена в период зимних максимальных нагрузок на 27 % сверх ДДТН (6 % сверх АДТН) и в период летних максимальных нагрузок на 18 % сверх ДДТН (АДТН не превышается) в схеме отключения ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-6 с отпайкой на ПС-4. Для недопущения возникновения выявленной перегрузки рекомендуется заменить существующий провод АСК-120 ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5 (на всей длине ВЛ) и провод ошиновки на ПС 330 кВ Севастополь АС-120 на провод сечением не менее АС-185.

- АТ-2, 3 330/110 кВ Севастополь (при возникновении нормативного возмущения в нормальной схеме) - допустимы на время, превышающее время прохождения максимума нагрузки в энергорайоне;

- ВЛ 220 кВ Симферопольская - Бахчисарай (в период зимних максимальных нагрузок на 39 % сверх ДДТН (18 % сверх АДТН), в период летних максимальных нагрузок на 8 % сверх ДДТН (АДТН не превышается) в схеме отключения обеих цепей КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС - Севастополь. Ограничивающий элемент - трансформатор тока на ПС 330 кВ Симферопольская. В целях недопущения возникновения значительных перегрузок оборудования рекомендуется предусмотреть установку АОПО на ВЛ 220 кВ Симферопольская - Бахчисарай с действием на ограничение нагрузки потребителей в энергосистеме г. Севастополь);

- ВЛ 110 кВ Бахчисарай - Мекензиевы Горы (в период летних максимальных нагрузок до 47 % сверх ДДТН (26 % сверх АДТН) при отключении КВЛ 330 кВ Севастополь - Западно-Крымская (КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС - Севастополь) в схеме ремонта КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС - Севастополь (КВЛ 330 кВ Севастополь - Западно-Крымская) - ликвидируется существующим устройством АОПО ВЛ 110 кВ Бахчисарай - Мекензиевы Горы;

- АТ-1 220/110 кВ Севастополь (в период летних максимальных нагрузок на 42 % в схеме отключения обеих цепей КВЛ 330 кВ Балаклавская ТЭС - Севастополь). В данной схемно-режимной ситуации также перегружается ВЛ 110 кВ Бахчисарай - Мекензиевы Горы на 47 %, т.о. выявленные перегрузки ликвидируются существующим устройством АОПО ВЛ 110 кВ Бахчисарай - Мекензиевы Горы. На АТ-1 220/110 кВ Севастополь также установлена АОПО с действием на ограничение нагрузки потребителей в энергорайоне г. Севастополь, имеющая большие выдержки времени, чем АОПО ВЛ 110 кВ Бахчисарай - Мекензиевы Горы.

Также выявлена необходимость ввода дополнительных генерирующих мощностей в энергорайоне г. Севастополь в объеме: 50 МВт с 2021 г. и еще 50 МВт к 2023 году (итого 100 МВт). Ввод дополнительных генерирующих мощностей вызван необходимостью недопущения превышения МДП с ПА по сечению "ОЭС Юга - Крым" в условиях значительно возрастающей нагрузки потребителей согласно умеренно-оптимистическому прогнозу.

Анализ результатов расчетов показал, что в нормальной схеме, а также при возникновении нормативных возмущений в нормальной схеме уровни напряжений на шинах станций и подстанций энергорайона г. Севастополь на этапах 20192023 гг. находятся в пределах значений, допустимых для оборудования и обеспечения нормативных запасов устойчивости.

Также был проведен анализ баланса реактивной мощности энергорайона г. Севастополь на этап 2023 года для умеренно-оптимистического прогноза.

К 2023 г. в энергосистеме г. Севастополь прогнозируется наличие следующих источников реактивной мощности:

1. Генераторы Г-2 и Г-3 Севастопольской ТЭЦ;

2. БСК-1 и БСК-2 ПС 330 кВ Севастополь, мощностью 34,4 Мвар каждый;

3. Генераторы ПГУ 1, 2 КЭС Балаклавской ТЭС;

4. Дополнительная генерация в Севастопольском энергоузле.

Результаты анализа приведены в таблице 4.6.3.

Таблица 4.6.3 - Балансы реактивной мощности на этап 2023 года, Мвар

	Зимний максимум	Зимний минимум	Летний максимум	Летний минимум
Q генерация	282	283	280	281
Q генерация ВЛ	21	21	21	21
Итого генерация	33	34	30	32
Q нагрузки	133	92	106	85
Q потери ВЛ	21	11	16	6
Q потери в Т и АТ	97	54	75	38
Итого потребность	252	157	197	128
Внешний переток (+ прием; - отдача)	-30	-126	-83	-153

Таким образом, энергорайон г. Севастополь характеризуется избытком реактивной мощности. Как показал анализ расчетов электрических режимов, в нормальной схеме и при нормативном возмущении в нормальной, ремонтной схеме с учетом работоспособного состояния устройств РПН и БСК в энергорайоне г. Севастополь уровни напряжений находятся в области допустимых значений. Установки дополнительных устройств компенсации реактивной мощности не требуется.

По информации ООО "Севастопольэнерго", в рамках умеренно - оптимистического варианта развития дополнительно могут быть предусмотрены следующие мероприятия по строительству (реконструкции) центров питания 35 кВ:

1. Установка второго силового трансформатора мощностью 4 МВА на ПС 35/6 кВ Терновка;

2. Замена Т1 5,6 МВА ПС 35/6 кВ N 9 на трансформатор мощностью 10 МВА (для осуществления возможности электроснабжения существующих потребителей в объеме 2 МВт);

3. Строительство ПС 35/6 кВ в с. Верхнесадовое с установкой трансформаторов 2 х 4 МВА (для осуществления возможности электроснабжения существующих потребителей в объеме 4 МВт);

4. Строительство ПС 35/6 кВ в с. Андреевка с установкой трансформаторов 2 х 4 МВА (для осуществления возможности электроснабжения существующих и вновь присоединяемых потребителей в объеме 2 МВт).

С учетом реализации указанных мероприятий по пп.2 - 4, загрузка ПС 110/35/6 кВ Мекензиевы горы (собственник - Крымская железная дорога) к концу рассматриваемого перспективного периода увеличится на 8 МВт и составит 29,5 МВт. В настоящее время установленная мощность трансформаторов на ПС 110/35/10 кВ Мекензиевы горы составляет: 2 х 16 МВА.

При аварийном отключении Т1 (Т2) ПС 110 кВ Мекензиевы горы нагрузка оставшегося в работе Т2 (Т1) составит 204,9 % Sном. В целях обеспечения возможности перевода указанной выше нагрузки с прилегающих ПС ООО "Севастопольэнерго", потребуется реконструкция ПС 110 кВ Мекензиевы горы с заменой существующих трансформаторов на трансформаторы мощностью не менее 32 МВА каждый.

Разработка мероприятий, рекомендуемых для ликвидации схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений для умеренно-оптимистического варианта

С учетом реализации всех мероприятий, предусмотренных и рекомендованных на основании выполненных расчетов электрических режимов для базового прогноза, дополнительно в условиях реализации умеренно-оптимистического прогноза выявлена необходимость замены существующего провода АСК-120 ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5 (на всей длине ВЛ) и провода ошиновки на ПС 330 кВ Севастополь АС-120 на провода сечением не менее АС-185.

Также выявлена необходимость ввода дополнительных генерирующих мощностей в энергорайоне г. Севастополь в объеме: 50 МВт с 2021 г. и еще 50 МВт к 2023 году (итого 100 МВт).

В случае реализации мероприятий, ведущих к дополнительной загрузке ПС 110 кВ Мекензиевы горы (собственник - Крымская железная дорога), необходимо предусмотреть реконструкцию указанного центра питания с заменой существующих Т1, Т2 25 МВА на трансформаторы мощностью не менее 32 МВА каждый.

С учетом реализации предложенного мероприятия параметры режима в нормальной схеме, а также при нормативных возмущениях в нормальной схеме на весь рассматриваемый перспективный период находятся в области допустимых значений.

4.7. Анализ функционирования и формирование предложений по развитию электрических сетей энергорайона г. Севастополь

На основании выполненных расчетов электрических режимов и выявленных "узких мест" сформированы перечни мероприятий для базового и дополнительно для умеренно-оптимистического варианта в целях ликвидации схемно-режимных мероприятий, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений. Рекомендуемые мероприятия приведены в таблице 4.7.1.

Таблица 4.7.1 - Перечень мероприятий, рекомендуемых к вводу в 2019 - 2023 годах в целях устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений

N п/п	Мероприятие	Параметры объекта		Рекомендуемый год реализации	Основание для выполнения мероприятия
		км	МВА, Мвар
Базовый прогноз
Мероприятия, необходимые для ликвидации "узких мест", выявленных по результатам анализа текущего состояния электроэнергетики энергорайона г. Севастополь
1	Сооружение участка двухцепной ВЛ 110 кВ ориентировочной протяженностью 14 км с последующим подключением ее отпайками к ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-4 и врезкой в ВЛ 110 кВ ПС-11 - ПС-6 с заменой провода на участках образуемых ВЛ 110 кВ проводом с пропускной способностью не менее, чем у провода АС-240, с образованием ВЛ 110 кВ Севастополь ПС-11 с отпайкой на ПС-4 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-6 с отпайкой на ПС-4	14 км, АС 240	-	ПИР - 2019 СМР - 2020 - 2021	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
2	Выполнение реконструкции ПС-11 с установкой секционного выключателя 110 кВ в целях обеспечения возможности включения в транзит 1С и 2С 110 кВ.			2020	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
3	Выполнение модернизации РЗА на ПС 330 кВ Севастополь, Севастопольской ТЭЦ, установка устройств РЗА на ПС-12 для обеспечения возможности замыкания в транзит СМВ 110 на ПС 110 кВ ПС-12.			2020	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
4	Замена Т3 ПС-5 110/35/6 кВ	-	1 х 25	2022	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
5	Замена Т1, Т2 ПС-7 35/6 кВ*	-	2 х 10	2021	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
6	Замена Т1, Т2 ПС-10 110/10 кВ	-	2 х 16	2023	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
7	Установка Т-3 на ПС-11 110/6 кВ	-	1 х 10	2022	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
8	Замена Т1, Т2 ПС 110 кВ Мекензиевы горы		2 х 25	2021	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
9	Выполнение реконструкции транзита ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-10 - Заря - Ялта (Дарсан) с подвеской двух цепей с маркой провода АС-240 и переорганизацией присоединения транзитных подстанций, с заменой соответствующего оборудования на них, а также с расширением ОРУ 110 кВ ПС 330 кВ Севастополь на одну линейную ячейку для завода на ПС 330 кВ Севастополь второй цепи рассматриваемого транзита	21,8, АС240 (участок от ПС 330 кВ Севастополь до ПС 110 кВ ПС-10)	-	2020	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
Мероприятия, необходимые для обеспечения технологического присоединения новых потребителей
10	Сооружение новой ПС 110 кВ Фиолент с установкой двух трансформаторов 110/6 кВ мощностью не менее 10 МВА каждый; со строительством двух ЛЭП 110 кВ от ПС 110 кВ Фиолент до ВЛ 110 кВ ПС-20 - ПС-16 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5	2 х 1 км	2 х 10 МВА (*2 х 16 МВ А)	2020	ТУ на ТП Индустриального парка "Севастополь"
11	Замена Т1, Т2 ПС-15 110/6 кВ	-	2 х 32	2023	Обеспечение возможности технологического присоединения новых энергопринимающих устройств
* В случае взаимосогласованного собственниками строительства ПС 110 кв Фиолент с установкой на ней двух силовых трансформаторов мощностью по 16 МВА каждый (25 МВА каждый в случае набора нагрузки индустриальным парком "Севастополь" до 15 МВт) появится возможность перевода части нагрузки ПС-7 на питание от ПС 110 кВ Фиолент, и замена Т1 и Т2 на ПС-7 не потребуется
**Умеренно-оптимистический прогноз (дополнительно к пп 1-7, 9-11)
1	ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5, ошиновка на ПС 330 кВ Севастополь	21,4 Замена на АС-185	-	2023	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
2	Замена Т1, Т2 ПС 110 кВ Мекензиевы горы		2 х 32	2023	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме с учетом обеспечения возможности присоединения новых потребителей
3	Сооружение новой ПС 110 кВ Фиолент с установкой двух трансформаторов 110/6 кВ мощностью не менее 16 МВА каждый; со строительством двух ЛЭП 110 кВ от ПС 110 кВ Фиолент до ВЛ 110 кВ ПС-20 - ПС-16 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5	-	2 х 16 *(2 х 25)	2020	Обеспечение возможности присоединения новых потребителей
4	Реконструкция ПС 110 кВ ПС-4 с установкой второго трансформатора 16 МВА	-	1х16	2023	Обеспечение возможности присоединения новых потребителей яхтенной марины (рассматривается в разделе 4.13)
5	Ввод дополнительных генерирующих мощностей в энергорайоне г. Севастополь в объеме: 50 МВт с 2021 г. и еще 50 МВт к 2023 году (итого 100 МВт)	-	-	2021, 2023	Недопущение превышения МДП с ПА по сечению "ОЭС Юга - Крым"
** Мероприятия носят предварительный характер. Необходимость реализации указанных мероприятий, итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 N 861 с учетом выполненных внестадийных работ, схем развития систем электроснабжения городов и промышленных предприятий и пр. для последующей координации развития распределительных и основных электрических сетей.

4.8. Определение (уточнение) перечня "узких мест" в электрической сети

При осуществлении всех мероприятий, предусмотренных Схемой и программой развития ЕЭС России на 2018 - 2024 гг., выполнения рекомендованных в таблице 4.7.1, а также предусмотренных техническими условиями на технологическое присоединение потребителей мероприятий, с учетом выполнения необходимых схемно-режимных мероприятий, параметры режима в нормальной схеме и при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах находятся в области допустимых значений.

4.9. Формирование перечня мероприятий по развитию электрической сети напряжением 35 кВ и выше для ликвидации "узких мест"

На основании выполненных расчетов электрических режимов сформирован перечень мероприятий, необходимых для ликвидации и недопущения появления "узких мест" в энергорайоне г. Севастополь с учетом развития по базовому и умеренно-оптимистическому вариантам (перечень приведен в таблице 4.7.1). С учетом выполнения указанных мероприятий дополнительного усиления электрической сети не требуется.

4.10. Предложения по уточнению перечня электросетевых объектов Единой национальной (общероссийской) электрической сети, включенных в Схему и программу развития ЕЭС России на 2018 - 2024 гг.

Рекомендации по корректировке перечня и сроков ввода электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше, включенных в Схему и программу перспективного развития ЕЭС России на 2018 - 2024 гг., отсутствуют.

4.11. Сводные данные по развитию электрической сети 35 кВ и выше г. Севастополя

В таблице 4.11.1 приведены сводные данные по развитию электрической сети 35 кВ и выше г. Севастополя на период 2018 - 2022 годы, с учетом перечня планируемых к вводу электросетевых объектов, приведенного в таблице 4.1.1. В данной таблице для каждого года приведены суммарные величины протяженности вводимых ЛЭП 110 кВ и выше, а также суммарная установленная мощность вновь вводимых трансформаторов (автотрансформаторов).

Таблица 4.11.1 - Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше г. Севастополя на период 2018 - 2022 годы.

Наименование	Единицы измерения	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	Всего 2018 - 2022 годы
Базовый вариант развития
ВЛ 110 кВ	км	-	-	24	14	-	-	38
Т 110 кВ	МВА	-	-	20	50	35	96	201
Т 35 кВ	МВА	-	-	-	20	-	-	20

4.12. Рекомендации по выдаче мощности электростанций, планируемых к сооружению на территории энергорайона г. Севастополь на рассматриваемый перспективный период

Рекомендации по выдаче мощности вновь вводимых генерирующих объектов для базового варианта

На рассматриваемый перспективный период ввод иных объектов, кроме предусмотренных в рамках Схемы и программы перспективного развития ЕЭС России на 2018 - 2024 гг. и реализуемых в 2018 году, не предусматривается. Дополнительные рекомендации отсутствуют.

Рекомендации по выдаче мощности вновь вводимых генерирующих объектов для умеренно-оптимистического варианта

В рамках выполнения расчетов электрических режимов для умеренно-оптимистического варианта развития энергорайона г. Севастополь выявлена необходимость ввода дополнительных генерирующих мощностей в объеме: 50 МВт с 2021 г. и еще 50 МВт к 2023 году (итого 100 МВт). Ввод дополнительных генерирующих мощностей вызван необходимостью недопущения превышения МДП с ПА по сечению "ОЭС Юга - Крым" в условиях значительно возрастающей нагрузки потребителей согласно умеренно-оптимистическому прогнозу.

Как показал анализ расчетов электрических режимов, ввод дополнительных генерирующих мощностей в энергорайоне г. Севастополь не выявил необходимости дополнительных мероприятий по усилению сети. Основные технические решения по организации схемы выдачи мощности предлагаемого к вводу генерирующего оборудования должны уточняться на этапе разработки проектных решений по схеме выдачи мощности.

4.13. Разработанные рекомендации по схемам внешнего электроснабжения объектов, сооружаемых на территории энергорайона г. Севастополь на рассматриваемый перспективный период

Индустриальный парк "Севастополь"

На территории энергорайона г. Севастополь в соответствии с выданными ТУ на ТП планируется строительство Индустриального парка "Севастополь" планируемой мощностью 8 МВт. В целях обеспечения возможности электроснабжения указанного Индустриального парка техническими условиями предусмотрено строительство новой ПС 110/6 кВ "Фиолент" с установкой двух трансформаторов 110/6 кВ мощностью не менее 10 МВА каждый; со строительством двух ЛЭП 110 кВ от ПС 110 кВ "Фиолент" до ВЛ 110 кВ ПС-20 - ПС-16 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5; с сооружением участка двухцепной ВЛ 110 кВ ориентировочной протяженностью 14 км с последующим подключением ее отпайками к ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-4 и врезкой в ВЛ 110 кВ ПС-11 - ПС-6 с заменой провода на участках образуемых ВЛ 110 кВ проводом с пропускной способностью не менее, чем у провода АС-240, с образованием ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-11 с отпайкой на ПС-4 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-6 с отпайкой на ПС-4.

Карта-схема размещения новой ПС 110/6 кВ Фиолент приведена на рисунке 4.13.1.

Рисунок 4.13.1 - Карта-схема размещения новой ПС 110/6 кВ Фиолент

Расчетами электрических режимов в нормальной схеме, а также при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах подтверждена возможность обеспечения спроса на заявленную мощность Индустриального парка "Севастополь" с учетом реализации указанных в ТУ на ТП мероприятий. Достаточная мощность каждого из двух планируемых к установке трансформаторов - по 10 МВА.

Параметры режима находятся в области допустимых значений, на рассматриваемый перспективный период выполнения дополнительных мероприятий не требуется.

В случае увеличения потребляемой Индустриальным парком "Севастополь" мощности до 15 МВт в соответствии с умеренно-оптимистическим вариантом развития разработанные в рамках ТУ на ТП мероприятия позволяют обеспечить указанную нагрузку потребителя в нормальной и ремонтных схемах, а также при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах электрической сети. При этом, необходимо предусмотреть установку двух трансформаторов 110/6 кВ мощностью не менее 16 МВА. Разработка дополнительных мероприятий в случае увеличения мощности Индустриального парка с 8 до 15 МВт не требуется.

Необходимо отметить, что строительство новой ПС 110 кВ Фиолент может также ликвидировать необходимость замены трансформаторов на ПС 35 кВ ПС-7. В случае набора нагрузки на ПС 110 кВ Фиолент в объеме 15 МВт, как рассмотрено в настоящем разделе, и взаимосогласованного решения собственников обеспечения возможности перевода питания части нагрузки ПС-7 от ПС 110 кВ Фиолент, необходимо предусмотреть установку на ПС 110 кВ Фиолент двух силовых трансформаторов мощностью по 25 МВА каждый.

В таком случае замена Т1 и Т2 на ПС-7 не потребуется.

Объекты яхтенной марины в Балаклавской бухте

Также гражданское развитие энергорайона г. Севастополь в рамках умеренно-оптимистического прогноза развития региона предусматривает строительство яхтенной марины, благоустройство набережных и прилегающих территорий в районе Балаклавской бухты. В рамках разрабатываемой концепции рассматривается возведение стоянок для 650 яхт, причалы и пирсы, комплексы по ремонту, обслуживанию и хранению судов, ресторанный и гостиничный комплексы суммарной присоединяемой мощностью порядка 10,015 МВт (учтена наибольшая возможная присоединяемая мощность объектов комплекса яхтенной марины по данным ООО "Севастопольэнерго").

Территориальное расположение планируемых к подключению объектов приведено на карте-схеме на рисунке 4.13.2.

Рисунок 4.13.2 - Район размещения новой яхтенной марины

Согласно планам развития яхтенной марины в Балаклавской бухте, предусматривается электроснабжение объектов комплекса (причалы и пирсы яхтенной марины, комплекс зданий администрации и диспетчерской службы, спасательной службы, пункт пограничного контроля, технологический бункер, объекты инженерной инфраструктуры и иные) по второй категории электроснабжения. В соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ), утвержденными Приказом Минэнерго России от 08.07.2002 N 204, приемники электрической энергии в отношении обеспечения надежности электроснабжения по второй категории - это электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовым недоотпускам продукции, массовым простоям рабочих, механизмов. Допустимый интервал продолжительности нарушения электроснабжения для электроприемников второй категории - время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Электроприемники второй категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. При этом, при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

В качестве центров питания для обеспечения технологического присоединения объектов яхтенной марины в Балаклавской бухте рассматриваются ПС 110 кВ ПС-20 и ПС 110 кВ ПС-4 как расположенные наиболее близко к центру планируемой нагрузки.

В случае подключения объектов яхтенной марины к ПС 110 кВ ПС-4

В настоящее время на ПС 110 кВ ПС-4 установлен один силовой трансформатор номинальной мощностью 16 МВА. в целях обеспечения требуемой надежности качества электроснабжения объектов яхтенной марины, необходимо предусмотреть на ПС-4 установку второго силового трансформатора мощностью 16 МВА.

Наибольшая прогнозируемая нагрузка ПС-4 без учета объектов яхтенной марины составляет 3,08 МВт. С учетом ввода в работу второго трансформатора и электроснабжения объектов яхтенной марины от ПС-4 загрузка указанной ПС к 2023 г. составит 13,095 МВт (14,55 МВА). В случае отключения Т1 (Т2) ПС-4 загрузка оставшегося в работе Т2 (Т1) составит 90,9 % от номинальной.

Результаты анализа проведенных расчетов в нормальной схеме, а также при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтной схеме не выявили необходимости дополнительного усиления существующей электрической сети.

Таким образом, с учетом реализации всех предложенных выше мероприятий по ликвидации "узких мест", выявленных на основании результатов анализа текущего состояния электроэнергетики на территории города Севастополь, а также реализации технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям ООО "Севастопольэнерго", электроснабжение объектов яхтенной марины в Балаклавской бухте от ПС-4 возможно с учетом установки на ПС-4 второго силового трансформатора мощностью 16 МВА.

В случае подключения объектов яхтенной марины к ПС 110 кВ ПС-20

В настоящее время на ПС 110 кВ ПС-20 установлены два силовых трансформатора: Т1 номинальной мощностью 10 МВА, Т2 номинальной мощностью 16 МВА. При этом наибольшая перспективная загрузка рассматриваемой ПС с учетом подключения объектов яхтенной марины может составить 20,2 МВА (18,105 МВт).

При аварийном отключении Т1 ПС-20 нагрузка оставшегося в работе Т2 составит 126,25 % Sном. При аварийном отключении Т2 ПС-20 нагрузка оставшегося в работе Т1 составит 202 % Sном. Для ликвидации перегрузки потребуется ввод ГВО в объеме 9,2 МВт (в случае отключения Т2) и 3,8 МВт (в случае отключения Т1).

Таким образом, в случае присоединения объектов яхтенной марины, в целях исключения ввода ГВО при отключении Т1 (Т2) потребуется выполнить замену существующих Т1 10 МВА, Т2 16 МВА на трансформаторы мощностью не менее 25 МВА каждый.

Кроме того, при возникновении нормативного возмущения в нормальной схеме (отключение ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-20) выявлено превышение АДТН ВЛ 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-11 - ПС-15 с отпайкой на ПС-19. В целях обеспечения возможности подключения объектов яхтенной марины к ПС-20 потребуется выполнить замену провода ошиновки на Севастопольской ТЭЦ.

Исходя из анализа проведенных расчетов, рекомендуется осуществить электроснабжение объектов яхтенной марины в Балаклавской бухте от ПС 110 кВ ПС-4 с учетом реализации реконструкции ПС-4 с установкой на ней второго силового трансформатора мощностью 16 МВА.

При этом, указанные мероприятия носят предварительный характер. Необходимость их реализации, итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 N 861 с учетом выполненных внестадийных работ, схем развития систем электроснабжения городов и промышленных предприятий и пр. для последующей координации развития распределительных и основных электрических сетей.

4.14. Разработанные рекомендации по обеспечению качества и надежности электроснабжения с учетом требований ПУЭ по надежности электроснабжения потребителей

В настоящем разделе проведен анализ и сформированы рекомендации по обеспечению качества и надежности электроснабжения потребителей на основании анализа схем существующих ПС энергорайона г. Севастополь.

ПС 110 кВ ПС-6

Схема РУ 110 кВ ПС 110 кВ ПС-6 не типовая (рисунок 4.14.1). В настоящее время на ПС 110 кВ ПС-6 в цепях Т-1 и Т-2 установлены ОД и КЗ 110 кВ, а также отсутствует ремонтная перемычка. Устаревшее оборудование, отличающееся ненадежной работой и длительным циклом отключения КЗ, отсутствие ремонтной перемычки 110 кВ значительно повышают риски нарушения электроснабжения потребителей, подключённых к данной подстанции, а также риски нарушения работы транзита 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-17 - ПС-11 - ПС-6 - ПС-5 - ПС Севастополь. Рекомендуется выполнить реконструкцию РУ 110 кВ ПС-6 с демонтажем ОД и КЗ 110 кВ, установкой выключателей 110 кВ в цепи отходящих ВЛ 110 кВ (ПС-11, ПС-5) и монтажом РП 110 кВ со сторон ВЛ 110 кВ, в результате чего схема РУ 110 кВ преобразуется в типовую схему N 110-5Н "Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий".

Рисунок 4.14.1 - Существующая схема ПС-6

ПС 110 кВ ПС-11

Схема РУ 110 кВ ПС 110 кВ ПС-11 не типовая (рисунок 4.14.2). В настоящее время на ПС 110 кВ ПС-11 на шесть присоединений установлен один выключатель, в цепях Т-1 и Т-2 установлены ОД и КЗ 110 кВ. Отсутствие линейных выключателей, наличие ОД и КЗ 110 кВ в цепи Т-1 и Т-2 снижает надёжность электроснабжения потребителей, подключённых к данной подстанции, а также надёжность работы транзита 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-17 - ПС-11 - ПС-6 - ПС-5 - ПС Севастополь и транзита 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-11 - ПС-15 - ПС-16 - ПС-20 - ПС Севастополь. Кроме того, в соответствии с проведенным анализом загрузки трансформаторного оборудования, выявлена необходимость установки третьего трансформатора Т3 мощностью не менее 10 МВА. Рекомендуется выполнить реконструкцию РУ 110 кВ ПС-11 с демонтажем ОД и КЗ 110 кВ в цепях Т-1 и Т-2, установкой выключателей 110 кВ в цепи отходящих ВЛ 110 кВ с переходом к типовой схеме N 110-13 "Две рабочие системы шин".

Рисунок 4.14.2 - Существующая схема ПС-11

ПС 110 кВ ПС-17

Схема РУ 110 кВ ПС 110 кВ ПС-17 не типовая (рисунок 4.14.3). В настоящее время на ПС 110 кВ Соляная в цепях Т-1 и Т-2 установлены ОД и КЗ 110 кВ, а также отсутствует ремонтная перемычка. Устаревшее оборудование, отличающееся ненадежной работой и длительным циклом отключения КЗ, отсутствие ремонтной перемычки 110 кВ значительно повышают риски нарушения электроснабжения потребителей, подключённых к данной подстанции, а также риски нарушения работы транзита 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-17 - ПС-11 - ПС-6 - ПС-5 - ПС Севастополь. Рекомендуется выполнить реконструкцию РУ 110 кВ ПС-17 с демонтажем ОД и КЗ 110 кВ, установкой выключателей 110 кВ в цепи отходящих ВЛ 110 кВ (ПС-11, Севастопольская ТЭЦ) и монтажом РП 110 кВ со сторон ВЛ 110 кВ. В результате чего схема РУ 110 кВ преобразуется в типовую схему N 110-5Н "Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий".

Рисунок 4.14.3 - Существующая схема ПС-17

ПС 110 кВ ПС-15

Схема РУ 110 кВ ПС 110 кВ ПС-15 не типовая (рисунок 4.14.4). В настоящее время на ПС 110 кВ ПС-15 в цепях Т-1 и Т-2 установлены ОД и КЗ 110 кВ. Устаревшее оборудование, отличающееся ненадежной работой и длительным циклом отключения КЗ, значительно повышают риски нарушения электроснабжения потребителей, подключённых к данной подстанции, а также риски нарушения работы транзита 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-11 - ПС-15 - ПС-16 - ПС-20 - ПС Севастополь. Рекомендуется выполнить реконструкцию РУ 110 кВ ПС-15 с демонтажем ОД и КЗ 110 кВ, установкой выключателей 110 кВ в цепи отходящих ВЛ 110 кВ (ПС-11, ПС-16). В результате чего схема РУ 110 кВ преобразуется в типовую схему N 110-5Н "Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий".

Рисунок 4.14.4 - Существующая схема ПС-15

ПС 110 кВ ПС-16

Схема РУ 110 кВ ПС 110 кВ ПС-16 не типовая (рисунок 4.14.5). В настоящее время на ПС 110 кВ ПС-16 в цепях Т-1 и Т-2 установлены ОД и КЗ 110 кВ, а также отсутствует ремонтная перемычка. Устаревшее оборудование, отличающееся ненадежной работой и длительным циклом отключения КЗ, отсутствие РП 110 кВ значительно повышают риски нарушения электроснабжения потребителей, подключённых к данной подстанции, а также риски нарушения работы транзита 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-11 - ПС-15 - ПС-16 - ПС-20 - ПС Севастополь. Рекомендуется выполнить реконструкцию РУ 110 кВ ПС-16 с демонтажем ОД и КЗ 110 кВ и другого невостребованного оборудования, установкой выключателей 110 кВ в цепи отходящих ВЛ 110 кВ (ПС-15, ПС-20) и монтажом РП 110 кВ со сторон ВЛ 110 кВ, в результате чего схема РУ 110 кВ преобразуется в типовую схему N 110-5Н "Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий".

Рисунок 4.14.5 - Существующая схема ПС-16

ПС 110 кВ ПС-20

Схема РУ 110 кВ ПС 110 кВ ПС-20 не типовая (рисунок 4.14.6). В настоящее время на ПС 110 кВ ПС-20 в цепях Т-1 и Т-2 установлены ОД и КЗ 110 кВ, а также отсутствует СВ 110 кВ и ремонтная перемычка. Устаревшее оборудование, отличающееся ненадежной работой и длительным циклом отключения КЗ, отсутствие СВ 110 кВ и РП 110 кВ значительно повышают риски нарушения электроснабжения потребителей, подключённых к данной подстанции, а также риски нарушения работы транзита 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-11 - ПС-15 - ПС-16 - ПС-20 - ПС Севастополь. Рекомендуется выполнить реконструкцию РУ 110 кВ ПС-20 с демонтажем ОД и КЗ 110 кВ, установкой выключателей 110 кВ в цепи отходящих ВЛ 110 кВ (ПС-16, ПС Севастополь), установкой СВ 110 кВ и монтажом РП 110 кВ со сторон ВЛ 110 кВ, в результате чего схема РУ 110 кВ преобразуется в типовую схему N 110-5Н "Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий".

Рисунок 4.14.6 - Существующая схема ПС-20 ПС 330 кВ Севастополь

В настоящее время на ПС 330 кВ Севастополь эксплуатируется оборудование четырех классов напряжения: 330, 220, 110 и 35 кВ.

Схема РУ 330 кВ ПС Севастополь соответствует типовой схеме N 330-3Н "Блок (линия - трансформатор) с выключателем" (рисунок 4.14.7). С ожидаемым в 2018 г вводом ВЛ 330 кВ Западно-Крымская - Севастополь схема РУ 330 кВ ПС Севастополь преобразуется в типовую схему N 330-6Н "треугольник".

Схема РУ 220 кВ ПС Севастополь не типовая с установкой ОД и КЗ 220 кВ в цепи АТ-1 220/110/35 кВ.

Схема РУ 110 кВ ПС Севастополь типовая N 110-13Н "Две рабочие и обходная системы шин".

Схема РУ 35 кВ ПС Севастополь не типовая.

Установленные ОД и КЗ 220 кВ в цепи АТ-1 220/110/35 кВ отличаются ненадежной работой и длительным циклом отключения КЗ, значительно повышают риски нарушения электроснабжения потребителей, подключённых к данной подстанции на напряжении 110, 35 кВ.

Рекомендуется выполнить реконструкцию РУ 220 кВ ПС Севастополь с демонтажем ОД и КЗ 220 кВ в цепи АТ-1 220/110/35 кВ и установкой выключателя 220 кВ с переходом к схеме N 220-3Н "Блок (линия - трансформатор) с выключателем", а также реконструкцию РУ 35 кВ с преобразованием в типовую схему N 35-9 "Одна рабочая секционированная выключателем система шин".

Рисунок 4.14.7 - Существующая схема ПС 330 кВ Севастополь

В случае реализации предложенных мероприятий целесообразно выполнить модернизацию РЗ для обеспечения возможности замыкания указанных выше транзитов.

4.15. Разработка дополнительного раздела с рекомендациями по развитию части сети 35 кВ на основании информации, предоставленной ОИВ

В базовом сценарии развития электроэнергетики г. Севастополя планируется осуществить замену Т1, Т2 ПС 35 кВ ПС-7 мощностью 7,5 МВА и 6,3 МВА соответственно на трансформаторы мощностью не менее 10 МВА в 2019 г. В случае ввода в работу ПС 110 кВ Фиолент с установкой на ней двух силовых трансформаторов по 16 МВА каждый замена трансформаторов на ПС 35 кВ ПС-7 не потребуется.

В умеренно-оптимистическом сценарии развития для технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Меркурий", "Аквамарин" и "ПК Орловский берег" дополнительно предлагается построить ПС 35/6 кВ Орловка с заходом ВЛ 35 кВ ПС 13-ПС 9 с установкой двух трансформаторов мощностью не менее 4 МВА в период до 2022 года.

Для обеспечения подключения новых и электроснабжения существующих потребителей, по информации ООО "Севастопольэнерго" в рассматриваемом перспективном периоде может быть предусмотрено следующее развитие центров питания 35 кВ:

1. Установка второго силового трансформатора мощностью 4 МВА на ПС 35/6 кВ Терновка;

2. Замена Т1 5,6 МВА ПС 35/6 кВ N 9 на трансформатор мощностью 10 МВА (для осуществления возможности электроснабжения существующих потребителей в объеме 2 МВт);

3. Строительство ПС 35/6 кВ в с. Верхнесадовое с установкой трансформаторов 2 х 4 МВА (для осуществления возможности электроснабжения существующих потребителей в объеме 4 МВт);

4. Строительство ПС 35/6 кВ в с. Андреевка с установкой трансформаторов 2 х 4 МВА (для осуществления возможности электроснабжения существующих и вновь присоединяемых потребителей в объеме 2 МВт).

4.16. Формирование сводных данных по развитию сетей 35-10-6-0,4 кВ с учетом перспективной потребности в бюджетной сфере, промышленности и строительстве жилья

Сводные данных по развитию сетей 35-10-6-0,4 кВ с учетом перспективной потребности в бюджетной сфере, промышленности и строительстве жилья г. Севастополя по информации ООО "Севастопольэнерго" приведены в таблице 4.16.1.

Таблица 4.16.1 - Сводные данные по развитию сетей 35-10-6-0,4 кВ с учетом перспективной потребности в бюджетной сфере, промышленности и строительстве жилья г. Севастополя

Объект	Вид работ	Единицы измерения	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.
ТП, РП	Новое строительство	МВА	20	20	18	18	18
	ТПиР		4,5	4,5	4,5	2	8
ВЛ, КЛ	Новое строительство	шт	-	-	-	-	-
		км	24	24	24	24	24
	ТПиР	шт	-	9	12	2	1
		км	-	15	15	15	23

4.17. Обоснование предлагаемых мероприятий по развитию электрических сетей, в т.ч. предлагаемых ОИВ и субъектами электроэнергетики в соответствии с инвестиционными программами субъектов электроэнергетики, республиканскими и федеральными программами социально-экономического развития региона

Обоснование предлагаемых мероприятий по развитию электрических сетей, в т.ч. предлагаемых ОИВ и субъектами электроэнергетики в соответствии с инвестиционными программами субъектов электроэнергетики, республиканскими и федеральными программами социально-экономического развития региона приведено в таблице 4.17.1.

Таблица 4.17.1 - Анализ мероприятий, предлагаемых ОИВ и субъектами электроэнергетики

N п/п	Наименование мероприятия	Срок реализации в соответствии с ФЦП и ИП	Обоснование
Наличие мероприятий в ФЦП
1	Реконструкция транзита 110 кВ Севастопольская - Ялта - Алушта - Лучистое с заменой опор одноцепной линии электропередачи на двухцепную с подвеской второй цепи, с созданием новых узловых подстанций и переорганизацией присоединения подстанций транзита 110 кВ (в том числе проектно-изыскательские работы, проведение технологического ценового аудита)	2018 - 2020 годы	Обосновывается результатами расчетов электрических режимов (мероприятие для ликвидации "узких мест")
Наличие мероприятий в инвестиционной программе ООО "Севастопольэнерго" на 2019 - 2021 годы проект*, размещенный на сайте организации по состоянию на 30.11.2018)
1	Строительство 2-х цепной ВЛ 110 кВ с подключением ее отпайками к ВЛ110 кВ ПС Севастополь - ПС-4 и врезкой в ВЛ110 кВ ПС-11 - ПС-6 с заменой провода на участках образуемых ВЛ110 кВ	2019 год (ПИР), 2020 г. (СМР)	Обосновывается результатами расчетов электрических режимов (мероприятие для ликвидации "узких мест")
2	Строительство 2-х цепной ВЛ 110 кВ ПС Севастополь - ПС10 с устройством ВОЛС	2019 год (ПИР), 2021 г. (СМР)	Обосновывается результатами расчетов электрических режимов
3	Реконструкция ПС 110 кВ ПС11 для обеспечения возможности включения в транзит 1С и 2С 110 кВ, в том числе ПИР	2020 год	Обосновывается результатами расчетов электрических режимов (мероприятие для ликвидации "узких мест")
*перечень и сроки мероприятий, указанные в проекте инвестиционной программы на 2019 - 2021 гг. на сайте ООО "Севастопольэнерго", могут быть уточнены в процессе ее утверждения

4.18. Разработка основных технических решений по оснащению электрической сети и электростанции энергосистемы Республики Крым оборудованием системы мониторинга переходных процессов (СМПР)

Для повышения наблюдаемости параметров режима работы энергосистемы (текущая оценка запасов устойчивости), обеспечения максимальной корректности настройки противоаварийной автоматики, верификации расчетных моделей энергосистемы, для обеспечения соответствия требованиям стандарта организации АО "СО ЕЭС" "Релейная защита и автоматика. Устройства синхронизированных векторных измерений. Нормы и требования", СТО 59012820.29.020.011-2016, необходима установка устройств синхронизированных векторных измерений российского производства на ПС 330 кВ Севастополь. Установка устройств СМПР на указанном объекте позволит повысить надежность работы энергорайона г. Севастополя, так как позволит обеспечить:

1. Повышение наблюдаемости параметров режима работы энергосистемы (текущая оценка запасов устойчивости);

2. Корректность настройки противоаварийной автоматики;

3. Верификацию расчетных моделей энергосистемы.

Рекомендуемый срок реализации - 2019 - 2020 гг.

4.19. Технико-экономические показатели развития электрической сети

В настоящем разделе приведен сводный перечень мероприятий, необходимых к реализации в рамках базового и умеренно-оптимистического развития энергорайона г. Севастополь с указанием необходимых капитальных затрат.

Таблица 4.19.1 - Перечень планируемых к строительству (реконструкции) электросетевых объектов 35 кВ и выше по энергорайону г. Севастополь

N п/п	Мероприятие	Параметры объекта		Рекомендуемый год реализации	Капитальные затраты, млн руб
		км	МВА, Мвар
Мероприятия, необходимые для ликвидации "узких мест", выявленных по результатам анализа текущего состояния электроэнергетики энергорайона г. Севастополь
1	Сооружение участка двухцепной ВЛ 110 кВ ориентировочной протяженностью 14 км с последующим подключением ее отпайками к ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-4 и врезкой в ВЛ 110 кВ ПС-11 - ПС-6 с заменой провода на участках образуемых ВЛ 110 кВ проводом с пропускной способностью не менее, чем у провода АС-240, с образованием ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-11 с отпайкой на ПС-4 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-6 с отпайкой на ПС-4	14 км, АС-240	-	ПИР - 2019 СМР - 2020 - 2021	231,5
2	Выполнение реконструкции ПС-11 с установкой секционного выключателя 110 кВ в целях обеспечения возможности включения в транзит 1С и 2С 110 кВ.	-	-	2020	23,34
3	Выполнение модернизации РЗА на ПС 330 кВ Севастополь, Севастопольской ТЭЦ, установка устройств РЗА на ПС-12 для обеспечения возможности замыкания в транзит СМВ 110 на ПС 110 кВ ПС-12.			2020	18
4	Замена Т3 ПС-5 110/35/6 кВ	-	1 х 25	2022	36,9
5	Замена Т1, Т2 ПС-7 35/6 кВ*	-	2 х 10	2021	48,62
6	Замена Т1, Т2 ПС-10 110/10 кВ	-	2 х 16	2023	66,1
7	Установка Т3 на ПС-11 110/6 кВ	-	1 х 10	2022	24,31
8	Замена Т1, Т2 ПС 110 кВ Мекензиевы горы	-	2 х 25	2021	81,4
9	Выполнение реконструкции транзита ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-10 - Заря - Ялта (Дарсан) с подвеской двух цепей с маркой провода АС-240 и переорганизацией присоединения транзитных подстанций, с заменой соответствующего оборудования на них, а также с расширением ОРУ 110 кВ ПС 330 кВ Севастополь на одну линейную ячейку для завода на ПС 330 кВ Севастополь второй цепи рассматриваемого транзита	21,8, АС - 240 (участок от ПС 330 кВ Севастополь до ПС 110 кВ ПС-10)		2020	336,38
Мероприятия, необходимые для обеспечения технологического присоединения новых потребителей (базовый прогноз)
1	Сооружение новой ПС 110 кВ Фиолент с установкой двух трансформаторов 110/6 кВ мощностью не менее 10 МВА каждый; со строительством двух ЛЭП 110 кВ от ПС 110 кВ Фиолент до ВЛ 110 кВ ПС-20 - ПС-16 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5	2 х 1 км	2 х 10 МВА (*2 х 16 МВА )	2020	432,26
2	Т1, Т2 ПС-15 110/6 кВ	-	2 х 32	2023	96,97
Мероприятия, необходимые для обеспечения возможности присоединения новых перспективных потребителей (умеренно-оптимистический прогноз)
1	ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5, ошиновка на ПС 330 кВ Севастополь	21,4 Замена на АС-185	-	2023	262,51
2	Замена Т1, Т2 ПС 110 кВ Мекензиевы горы	-	2 х 32 МВА	2023	96,97
3	Сооружение новой ПС 110 кВ Фиолент с установкой двух трансформаторов 110/6 кВ мощностью не менее 16 МВА каждый; со строительством двух ЛЭП 110 кВ от ПС 110 кВ Фиолент до ВЛ 110 кВ ПС-20 - ПС-16 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5	-	2 х 16 МВА *(2 х 25 МВА)	2020	73,8
4	Реконструкция ПС 110 кВ ПС-4 с установкой второго трансформатора 16 МВА	-	1 х 16 МВА	2023	36,9
* В случае взаимосогласованного собственниками строительства ПС 110 кВ Фиолент с установкой на ней двух силовых трансформаторов мощностью по 16 МВА каждый (25 МВА каждый в случае набора нагрузки индустриальным парком "Севастополь" до 15 МВт) появится возможность перевода части нагрузки ПС-7 на питание от ПС 110 кВ Фиолент, и замена Т1 и Т2 на ПС-7 не потребуется

Таким образом, на реализацию всех мероприятий, заложенных по базовому варианту развития энергорайона г. Севастополь требуется 1396 млн руб с НДС. На реализацию мероприятий по умеренно-оптимистическому прогнозу требуется 1711 млн руб с НДС (без учета капитальных затрат на ввод дополнительных генерирующих мощностей в энергорайоне г. Севастополя).

5. Основные направления развития теплоэнергетики г. Севастополь.

5.1. Прогноз потребления тепловой энергии на период разработки НИР

Прогноз потребления тепловой энергии на 2018 - 2023 гг. представлен в совокупности по всей системе теплоснабжения г. Севастополь и приведен в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Потребление тепловой энергии в г. Севастополь на 2018 - 2023 гг.

Объект	2018	2019	2020	2021	2022	2023
ООО "СГС Плюс" (Севастопольская ТЭЦ)	124,2	122,0	122,0	122,0	122,0	122,0
Население	97,8	99,2	99,2	99,2	99,2	99,2
Бюджетные организации	20,4	19,4	19,4	19,4	19,4	19,4
Прочие	6,1	3,3	3,3	3,3	3,3	3,3
ГУПС "Севтеплоэнерго"	785,8	746,6	746,6	746,6	746,6	746,6
Население	618,3	607,4	607,4	607,4	607,4	607,4
Бюджетные организации	128,9	119,0	119,0	119,0	119,0	119,0
Прочие	38,7	20,3	20,3	20,3	20,3	20,3
Всего	910,1	868,6	868,6	868,6	868,6	868,6

На период разработки НИР не планируется изменения существующего теплового баланса.

5.2. Определение на основании балансов электрической и тепловой энергии потребности электростанций (блок-станций) и котельных в топливе

Прогноз потребления топлива на 2018 - 2023 гг. представлен в совокупности по всей системе теплоснабжения г. Севастополь и приведен в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Потребление топлива в г. Севастополь на 2018 - 2023 гг.

Параметр	Ед. изм.	2018	2019	2020	2021 - 2023
Потребление топлива г. Севастополь	тыс. тут	502,4	583,0	605,7	605,7

Топливный баланс учитывает ввод ПГУ-470 (Балаклавская ТЭС) в 2018 году.

5.3. Разработанные мероприятия по строительству когенерации, информацию о возобновляемых источниках энергии, местных видах топлива, модернизации систем теплоснабжения и объемов малой распределенной энергетики

Схемой теплоснабжения г. Севастополя не планируется разработка мероприятий по строительству когенерации, возобновляемых источников энергии, источников использующих местные виды топлива, а также мероприятий по развитию малой распределенной энергетики.

Мероприятия по модернизации систем теплоснабжения г. Севастополя приведены в таблице 5.5 - 5.6.

5.4. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований города Севастополь с указанием новых объектов теплоснабжения (новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных)

Информация по наличию выполненных схем теплоснабжения представлена в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Информация о разработке схемы теплоснабжения г. Севастополь.

Наименование муниципального образования	Реквизиты нормативно-правового акта, утверждающего схему	Ссылка на размещение схемы	Статус актуализации
Город Севастополь	Информация отсутствует	https://sevastopol.gov.ru/docs/250/32355/	На 04.05.2018 проведены слушания по актуализации схемы до 2033 года.

В актуализируемой схеме теплоснабжения рассматривается три основных сценария развития, приведенные в таблице 5.4.

Таблица 5.4. - Сценарии развития системы теплоснабжения г. Севастополь

N	Сценарий 1	Сценарий 2	Сценарий 3
1	В зоне действия Севастопольской ТЭЦ реконструкция 7 ЦТП, на которых строятся новые источники тепловой и электрической энергии, реконструкция 13 ЦТП с установкой блочно-модульных водогрейных котельных	Установка 1 Котельной 60 Гкал/ч на территории Севастопольской ТЭЦ	В зоне действия Севастопольской ТЭЦ реконструкция 7 ЦТП, на которых строятся новые источники тепловой и электрической энергии, реконструкция 13 ЦТП с установкой блочно-модульных водогрейных котельных
2	На Севастопольской ТЭЦ строительство установки ГТУ 110 МВт пр-во ПАО "ОДК-Сатурн", Севастопольская ТЭЦ вырабатывает только электроэнергию, существующее оборудование ТЭЦ выводится из эксплуатации с 2020 г.	Существующее оборудование ТЭЦ выводится из эксплуатации с 2020 г.	Существующее оборудование ТЭЦ выводится из эксплуатации с 2020 г.
3	Вывод из эксплуатации магистральных тепловых сетей от Севастопольской ТЭЦ	Реконструкция магистральных т/с от Севастопольской ТЭЦ	Вывод из эксплуатации магистральных тепловых сетей от Севастопольской ТЭЦ

Наиболее целесообразным и вероятным сценарием развития в актуализируемой схеме теплоснабжения является сценарий с выводом существующего оборудования Севастопольской ТЭЦ из эксплуатации и строительство газовых блочно-модульных котельных общей тепловой мощностью 65,7 МВт (56,5 Гкал/ч) на базе ЦТП, входящих в зону действия Севастопольской ТЭЦ.

Крупнейшей перспективной котельной в актуализируемой схеме теплоснабжения является блочно-модульная газовая котельная тепловой мощностью 32,5 МВт (27,9 Гкал/ч) в районе Камышового шоссе (Фиолентовское шоссе) для обеспечения теплоснабжения перспективного многопрофильного лечебно-диагностического корпуса онкологического диспансера и перспективной подстанции N 10 центра экстренной медицинской помощи. Более подробная информация о развитии теплоснабжения муниципальных образований города Севастополь с указанием новых объектов теплоснабжения (новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных) приведена в таблице 5.5 - 5.6.

5.5. Разработанные предложения по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований г. Севастополя с учетом максимального развития когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием котельных (с указанием при необходимости мероприятий по реконструкции газовых сетей)

Строительство новых источников тепловой энергии, функционирующих на базе ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием из работы действующих котельных, в городе не планируется.

Основным мероприятием в части строительства новых источников генерации является ввод в эксплуатацию в 2018 году ПГУ-470 (Балаклавская ТЭС). Строительство станции направлено на повышение энергетической безопасности полуострова.

5.6. Разработанные предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепло с высокой эффективностью топливоиспользования

Схемой теплоснабжения не предусматривается перевод на парогазовый цикл действующей ТЭЦ.

5.7. Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию, предложения по реконструкции, модернизации ТЭЦ, котельных, их размещению

В базовом сценарии развития электроэнергетики г. Севастополя сооружение дополнительных источников электроэнергии не планируется.

В умеренно-оптимистическом сценарии развития в энергорайоне г. Севастополя необходим ввод дополнительной генерации в объеме не менее 100 МВт.

5.8. Предложения по рекомендуемой структуре генерирующих мощностей

Схемой теплоснабжения г. Севастополя не планируется изменения существующей структуры теплогенерирующих мощностей.

5.9. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории города Севастополь на период разработки НИР

В части развития теплосетевого хозяйства планируется перекладка ветхих сетей и строительство новых участков для переключения и подключения нагрузок по существующим источникам и перспективным. Более подробная информация представлена в таблицах 5.5 - 5.6.

5.10. Использование возобновляемых источников энергии (ВИЭ), газопоршневых ТЭЦ с когенерацией и других источников энергии, а также мероприятия по энергоэффективности и энергосбережению на территории города Севастополь.

Потенциал развития возобновляемых источников энергии (ВИЭ), газопоршневых ТЭЦ с когенерацией и других источников энергии, а также мероприятия по энергоэффективности и энергосбережению на территории города Севастополь описаны в разделе 4.5.

Кроме того, необходимо отметить информацию ООО "СГС ПЛЮС" на основании поданной заявки по модели частной концессионной инициативы на площадке Севастопольской ТЭЦ о планах по установке объекта газопоршневой генерации мощностью 24,9 МВт, работающего по правилам розничного рынка электрической энергии и мощности, взамен выводимой из эксплуатации паросиловой ТЭЦ. Срок ввода в эксплуатацию - 2020 год. Минимальный электрический КПД в простом цикле - 45 %, максимальный класс опасности - 3. Режим работы - полупиковый с целью снижения пиковых цен ОРЭМ.

Таблица 5.5. - Мероприятия по строительству новых источников, реконструкции, технического перевооружения и модернизации системы теплоснабжения

N п/п	Мероприятие	Период реализации	Характеристика
1	Реконструкция ЦТП в зоне действия Севастопольской ТЭЦ с установкой блочно-модульных водогрейных котельных (Георгиевская балка, ул. Межинского, 6а (ЦТП 63), ул. Нефтяная (ЦТП 72, 73, 74), пос. ГРЭС (ЦТП ГРЭС), ул. Жидилова (ЦТП 71), ул. Паршина (ЦТП 60, 75). ул. Семипалатинская (ЦТП 64, 68), пр. Победы (ЦТП 66, 69, 70))	2019 - 2022	Тепловая мощность = 65,7 МВт (56,5 Гкал/ч)
2	Отказ от использования котельной "Муссон" для теплоснабжения потребителей жилого и общественно-делового сектора за пределами завода ПАО "Муссон", для чего должны быть построены 9 блочно-модульных газовых котельных, из которых 5 строятся на базе существующих ЦТП 21, 22, 27, 28 и 42 (ул. Вакуленчука, д. 5а (ЦТП-21); ул. Вакуленчука, д. 23а (ЦТП-22), ул. Космодемьянской, д. 6а (ЦТП-27), ул. Вакуленчука, д. 16а (ЦТП-28), ул. Сладкова, д. 67 (ЦТП-42), ул. Пожарова, в Студгородке, ул. Вакуленчука N 1, ул. Вакуленчука N 2)	2019 - 2022	Тепловая мощность = 50,7 МВт (43,6 Гкал/ч)
3	Реконструкция 11 ЦТП (ул. Молодых Строителей, 21а (ЦТП-51), ул. Шевченко, 5б (ЦТП-45), ул. Шевченко, 23б (ЦТП-49), ул. Маринеско, 21а (ЦТП-52), ул. Степаняна, 7/1 (ЦТП-34), ул. Адмирала Фадеева, 25/1 (ЦТП-39), ул. Г. Острякова, д. 185а (ЦТП 91), ул. Хрусталева, 61а (ЦТП 10), ул. Г. Подводников, 5 (ЦТП-24), ул. Дыбенко, 18а (ЦТП-25), БМК ул. Симонок, 46 (ЦТП-65)) и 1 НС (ул. Нестерова, 28Б (НС)) ГУПС "Севтеплоэнерго" с установкой блочно-модульных газовых котельных в зоне действия котельных "ул. Рыбаков, 1", "ул. Хрусталева, 66а", "ул. Ерошенко, 17а", "ул. Михайловская, 5а", "Авиаторов"	2018 - 2020	Тепловая мощность = 104.2 МВт (89,6 Гкал/ч)
4	Перевод 22 угольных и мазутных котельных на газ ("ул. Каштановая, 5а"; "Крепостное шоссе, 16"; "ул. Междурядная, 25"; "пер. Новикова, 24А"; "с. Хмельницкое, ул. Большевистская, 60"; "с. Андреевка, ул. Центральная, 43А"; "с. Верхнесадовое, ул. Паршина, 29"; "с. Верхнесадовое, ул. Севастопольская, 92"; "с. Верхнесадовое, ул. Титова, 63"; "с. Поворотное, ул. Валиева, 42"; "ул. Речная, 8"; "п. Солнечное, ул. Андреевская, 27", "ул. Охотская, д. 52", "Школа N 42", "3-я Городская больница", "с. Андреевка. Ул. Майская, 21", "ул. Челюскинцев, 47", "ул. Симонок, 6", "ул. Шелковичная, 14", "ул. Мурманская, 2", "с. Родное, ул. Школьная, 6а", "с. Передовое, ул. Магсумова, 2")	2018 - 2022	Тепловая мощность = 23,0 МВт (19,8 Гкал/ч), прокладка тепловых сетей - 0,5 км (в 2-х трубном исчислении)
5	Перевод с угля на СУГ 3 котельных ("с. Озерное, ул. Водоканальская, 7Б"; "с. Орлиное, ул. Пахомова, 1"; "Школа N 47, с. Орлиное, ул. Солнечная, 2")	2018 - 2022	Тепловая мощность = 4,1 МВт (3,5 Гкал/ч)
6	Реконструкция угольной котельной "Мекензиевы горы" с установкой блочно-модульной газовой котельной по ул. Энергетиков	2018 - 2020	Тепловая мощность = 0,5 МВт (0,4 Гкал/ч)
7	Реконструкция угольной котельной "Село Фронтовое" с установкой новой блочно-модульной газовой котельной	2018 - 2020	Тепловая мощность = 0,9 МВт (0,8 Гкал/ч)
8	Реконструкция 24 котельных, выработавших эксплуатационный ресурс ("ул. Костромская, д. 14/1"; "ул. Ракетная, д. 10"; "ул. Терлецкого, д. 15"; "ул. Строительная, д. 49"; "ул. Орловская, д. 15/1"; "ул. Ленина, д. 20а", "ул. Горпищенко, д. 2", "пл. Восставших, д. 2", "ул. Л. Толстого, д. 21а", "ул. Руднева, д. 6", "ул. Степаненко, д. 5", "ул. Кирова, д. 28а", "ул. Гоголя, д. 22в", "ул. Новикова, 12г", "ул. 4-я Бастионная, д. 27б", "9-я горбольница, ул. Мира, 5", "ул. Володарского, д. 19", "ул. Аксютина, д. 37б", "ВИР, с. Дальнее, 17", "Нижняя Голландия", "ул. Гранатная, 1/1", "ул. Куйбышевская, д. 1б", "пр. Гагарина, 17в1", "ул. Переяславская, д. 80")	2018 - 2022	Тепловая мощность = 84,7 МВт (72,8 Гкал/ч)
9	Реконструкция 9 котельных, встроенных в жилые здания, с вынесением теплогенерирующего оборудования за пределы зданий ("ул. Розы Люксембург, 40", "ул. Героев Севастополя, 21", "ул. Ленина, 47", "ул. Ленина, 52", "пр-кт Нахимова, 13", "ул. Одесская, 3", "ул. Суворова, 4", "ул. Розы Люксембург, 52", "ул. Большая Морская, 24")	2018 - 2020	Тепловая мощность = 26,5 МВт (22,8 Гкал/ч)
10	Реконструкция котельных, насосных станций и ЦТП с переводом их на автоматизированное дистанционное управление	2020 - 2024	-
11	Строительство новых блочно-модульных газовых котельных ("кот. в районе ул. Коммунистическая, 40", "кот. (школа, ФОК, детсад) по ул. Шевченко", "кот. на западном берегу бухты Казачья", "кот. в районе пр. Античный", "кот. новой школы на 720 мест (бывшей школы-коллегиума) в бухте Омега", "кот. в районе ул. Симонка", "кот. в мкр. Радиогорка", "кот. психоневрологического интерната в районе ул. Горпищенко", "кот. нового детского сада по ул. Горпищенко", "кот. в районе ул. Генерала Мельника", "кот. в районе ул. Сапунгорская", "кот. в районе ул. Хрусталева - пр. Генерала Острякова, 5 км", "кот. нового детского сада в Балаклаве", "кот. в районе Камышовое шоссе (Фиолентовское шоссе, 15)", "кот. в районе ул. Героев Бреста", "кот. в районе ТКЦ "Колизей", "кот. в районе ул. Колчака", "кот. в районе театр танца", "кот. в районе Наркологической поликлиники", "кот. в районе Стрелецкий спуск, 1", "кот. в районе пл. Ушакова", "кот. в районе просп. Генерала Острякова, 5 км", "кот. в районе ул. Петра Ситникова, 3", "кот. в районе ФОК в с. Терновка", "кот. в районе с. Гончарное", "кот. в районе ул. Кедровая, 11 (с. Орлиное)", "кот. в районе Комплекса зданий для реконструкции и обслуживания объектов базы отдыха "Пальмида", "кот. в районе ул. Челюскинцев, 115", "кот. в районе ФОК в с. Верхнесадовом", "кот. Многоквартирный жилой дом, ул. Степаняна, 2а, корпус 4", "кот. Многоквартирный жилой дом, ул. Степаняна, 2а, корпус 2", "кот. Многоквартирный жилой дом, ул. Степаняна, 2а, корпус 3", "кот. Многоквартирный жилой дом, ул. Степаняна, 2а, корпус 4", "кот. Многоквартирный жилой дом, ул. Степаняна, 2а, корпус 6", "кот. Многоквартирный жилой дом по ул. Рыбацкий причал, ЖК "Марина делюкс", этап 1", "кот. Многоквартирный жилой дом по ул. Рыбацкий причал, ЖК "Марина делюкс", этап 2", "кот. Многоквартирный жилой дом по ул. Рыбацкий причал, ЖК "Марина делюкс", этап 3", "кот. Многоквартирный жилой дом по ул. Рыбацкий причал, ЖК "Марина делюкс", этап 4", "кот. Многоквартирный жилой дом по ул. Рыбацкий причал, ЖК "Марина делюкс", этап 5"; "кот. в районе ул. Гавена, 7", "кот. в районе ул. Горпищенко, 2", "кот. на художественную школу в районе Красного спуска / Троллейбусного спуска", "кот. в районе балки Сарандинаки", "кот. на плавательный бассейн международного класса напротив Фиолентовского шоссе, 2-А", "кот. в районе пл. Восставших, 2", "кот. в районе ул. Леваневского, 25", "кот. в районе ул. Могилевская, 16", "кот. в Балаклавском районе, 7 км") и тепловых сетей для подключения перспективных тепловых нагрузок	2018 - 2032	Тепловая мощность = 120,0 МВт (103,2 Гкал/ч), прокладка тепловых сетей в объеме 5,4 км (в 2-х трубном исчислении)
12	Строительство ИТП в домах, не обеспеченных горячим водоснабжением	2019 - 2032	2197 ед.
13	Реконструкция тепловых сетей с целью повышения надежности теплоснабжения	2018 - 2032	Прокладка тепловых сетей в объеме 306 км (в 2-х трубном исчислении)
14	Установка приборов учета тепловой энергии у потребителей	2018 - 2019	-
15	Установка узлов учета газа на котельных	2018 - 2019	-

В таблице 5.6 приведены более подробные сведения по строящимся и реконструируемым котельным ГУПС "Севтеплоэнерго" в горизонте до 2022 года.

Таблица 5.6 - Мероприятия по строительству и реконструкции источников теплоснабжения ГУПС "Севтеплоэнерго" до 2022 года

N	Объект	Тепловая мощность источника тепла, с учетом перспективных потребителей, Гкал/час	Ориентировочная потребность в доп. электрической мощности перспективных источников тепла, кВт	Планируемый срок строительства объекта по схеме теплоснабжения	Описание
1	Разработка основных технических решений и обоснование инвестиций в существующей зоне действия Севастопольской ТЭЦ	56,6	800	2019 - 2022 гг.	строительство новых блочно-модульных котельных вместо существующего крупного источника теплоснабжения (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
2	Разработка основных технических решений и обоснование инвестиций в существующей зоне действия котельной Муссон	45	650	2019 - 2022 гг.	строительство новых блочно-модульных котельных вместо существующего крупного источника теплоснабжения (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
3	Реконструкция котельной ул. Адмирала Октябрьского, д. 19, строение 8	5	40	2019 - 2022 гг.	строительство новых блочно-модульных котельных вместо существующего крупного источника теплоснабжения (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
4	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Руднева, 6	2,4	15	2019 - 2022 гг.	строительство новых блочно-модульных котельных вместо существующего крупного источника теплоснабжения (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
5	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Надеждинцев, 15, 3-я Горбольница	1,75	30	2019 - 2022 гг.	строительство новых блочно-модульных котельных вместо существующего крупного источника теплоснабжения (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
6	Техническое перевооружение котельной ул. Л. Толстого, 21-а	2,84	15	2019 - 2022 гг.	строительство новых блочно-модульных котельных вместо существующего крупного источника теплоснабжения (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
7	Коммунистическая, д. 40, строение 11 (строительство источника ТС)	9,374	100	2019 - 2022 гг.	строительство новых блочно-модульных котельных вместо существующего крупного источника теплоснабжения (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
8	Строительство котельной в пгт. Кача	12,4	50	2019 - 2022 гг.	строительство новых блочно-модульных котельных вместо существующего крупного источника теплоснабжения (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
9	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Горпищенко, 2	1,223	12	2019 - 2022 гг.	строительство новых блочно-модульных котельных вместо существующего крупного источника теплоснабжения (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
10	Техперевооружение котельной "Камышовое шоссе, 16" подключением потребителей котельной "Камышовое шоссе, 29"	0,43	10	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной
11	Фиолентовское шоссе 15 (Строительство БМК на газообразном топливе)	19,679	380	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной
12	Строительство блочно-модульной котельной на ул. Шевченко	2,362	44	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной
13	Строительство блочно-модульной котельной в Ленинском районе, ул. Хрусталева - пр. Генерала Острякова - 5 км	2,257855	44	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной
14	Строительство блочно-модульной котельной Леваневского	5	75	2019 - 2022 гг.	строительство новых блочно-модульных котельных вместо существующего крупного источника теплоснабжения (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
15	Строительство блочно-модульной котельной 7 км, Балаклавский район	9	210	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной
16	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Речная, 8	0,189	5	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
17	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Каштановая, 5а	0,607	5	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
18	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе котельной Крепостное шоссе	0,516	5	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
19	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Междурядная, 25	0,49	5	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
20	Строительство газовой блочно-модульной котельной в с. Хмельницкое в районе ул. Большевистская, 60	0,188	2	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
21	Строительство газовой блочно-модульной котельной в с. Поворотное в районе ул. Валиева	0,18	2	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
22	Строительство газовой блочно-модульной котельной в с. Орлиное в районе ул. Пахомова, 1	1,34	10	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
23	Строительство газовой блочно-модульной котельной в с. Орлиное в районе ул. Солнечная, 2	0,685	5	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
24	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе пер. Новикова, 24а	1,223	10	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
25	Строительство газовой блочно-модульной котельной в с. Верхнесадовое в районе ул. Севастопольская, 92	1,39	10	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
26	Строительство газовой блочно-модульной котельной в с. Верхнесадовое в районе ул. Титова, 63	0,21	2	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
27	Строительство газовой блочно-модульной котельной в п. Солнечное в районе ул. Андреевская, 27	1,315	10	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
28	Строительство газовой блочно-модульной котельной в с. Верхнесадовое в районе ул. Паршина, 29	0,506	5	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
29	Строительство газовой блочно-модульной котельной в с. Озерное в районе ул. Водоканальская, 7б	0,69	7	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
30	Строительство газовой блочно-модульной котельной в с. Андреевка в районе ул. Центральная, 43-а	2,916	30	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
31	Строительство газовой котельной школы N 52 с. Верхнесадовое, ул. Паршина, 14 (входит нагрузка котельной в с. Верхнесадовое в районе ул. Паршина, 29)	0,893	8	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
32	Строительство газовой котельной детского сада N 81. С. Андреевка. Ул. Майская, 41.	0,172	2	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
33	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Челюскинцев, 47	1,9	30	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
34	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Симонок, 6	0,337	4	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
35	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Шелковичная, 14	0,202	3	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
36	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Мурманская, 2	0,21	2	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
37	Строительство газовой блочно-модульной котельной в с. Андреевка в районе ул. Центральная, 43	0,344	3	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
38	Строительство газовой блочно-модульной котельной в пос. Нижняя Голландия	6,02	30	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
39	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. 4-я Бастионная, 27б	2,415	15	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
40	Строительство газовой блочно-модульной котельной в с. Дальнее, ВИР, 17	1,315	10	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
41	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Гранатная, 1/1	0,351	3	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
42	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Куйбышевская, 1б	1,223	10	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
43	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Гагарина, 17в	1,368	10	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
44	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Гоголя, 22в	4,76	15	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
45	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Аксютина, 37б	6,45	20	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
46	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Володарского, 19	6,56	25	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
47	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Кирова, 28а	4,35	20	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
48	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Мира, 5	6,15	25	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
49	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Новикова, 12г	5,209	20	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
50	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Степаненко, 5а	4,35	20	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
51	Строительство газовой блочно-модульной котельной по ул. Родионова, 9	1,368	5	2019 - 2022 гг.	Выданы ТУ от ООО "Севастопольэнерго"
52	Строительство газовой блочно-модульной котельной в районе ул. Переяславская, 18г	0,531	10	2019 - 2022 гг.	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
53	Строительство газовой модульной котельной по ул. Охотская, 52	0,33	3	2018 - 2022 гг	Выданы ТУ от ООО "Севастопольэнерго"
54	Строительство газовой модульной котельной вместо существующей, встроенной в жилой дом по ул. Героев Севастополя, 21	3,14	15	2019 - 2020 гг	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
55	Строительство газовой модульной котельной вместо существующей, встроенной в жилой дом по ул. Ленина, 52	2,65	15	2019 - 2020 гг	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
56	Строительство газовой модульной котельной вместо существующей, встроенной в жилой дом по ул. Ленина, 47	1,37	10	2019 - 2020 гг	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
57	Строительство газовой модульной котельной вместо существующей, встроенной в жилой дом по пр. Нахимова, 13	4,23	15	2019 - 2020 гг	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
58	Строительство газовой модульной котельной вместо существующей, встроенной в жилой дом по ул. Одесская, 3	3	10	2019 - 2020 гг	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
59	Строительство газовой модульной котельной вместо существующей, встроенной в жилой дом по ул. Суворова, 4	0,8	10	2019 - 2020 гг	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
60	Строительство газовой модульной котельной вместо существующей, встроенной в жилой дом по ул. Розы Люксембург, 52	3,11	10	2019 - 2020 гг	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
61	Строительство газовой модульной котельной вместо существующей, встроенной в жилой дом по ул. Большая Морская, 24	3,1	15	2019 - 2020 гг	строительство новой блочно-модульной котельной вместо существующей (с учетом ранее подключенной электрической нагрузкой)
62	Реконструкция ЦТП - 34 с установкой БМК, ул. Степаняна, 7/1 в Камышовой бухте, ул. Рыбаков, 1	3,43	40	2019 - 2020 гг	Выданы ТУ от ООО "Севастопольэнерго"
63	Строительство газовой блочно-модульной котельной по ул. Терлецкого, 15	6,02	20	2018 - 2019 гг	Выданы ТУ от ООО "Севастопольэнерго"
64	Строительство газовой блочно-модульной котельной в с. Фронтовое (школа N 55)	0,688	25	2019 - 2020 гг	Выданы ТУ от ООО "Севастопольэнерго"
65	Строительство газовой модульной котельной вместо существующей, встроенной в жилой дом по ул. Розы Люксембург, 40	2,58	60	2018 - 2019 гг	Выданы ТУ от ООО "Севастопольэнерго"
66	Строительство газовой блочно-модульной котельной на Мекензиевых горах по ул. Энергетиков	1,12	15	2018 - 2019 гг	Выданы ТУ от ООО "Севастопольэнерго"
67	Реконструкция центрального теплового пункта - 51 с установкой блочно-модульной водогрейной котельной, ул. Молодых Строителей, 21-а в г. Севастополе (мощность 7, 12 Гкал/час)	7,12	86	2019 - 2020 гг	Выданы ТУ от ООО "Севастопольэнерго"
68	Реконструкция центрального теплового пункта - 45 с установкой блочно-модульной котельной, ул. Шевченко, 5-6 от котельной в бухте Камышовой по ул. Рыбаков, 1	9,46	48	2019 - 2020 гг	Выданы ТУ от ООО "Севастопольэнерго"
69	Реконструкция центрального теплового пункта - 49 с установкой блочно-модульной котельной ул. Шевченко, 23-б от котельной в Камышовой бухте, ул. Рыбаков, 1	6,71	40	2019 - 2020 гг	Выданы ТУ от ООО "Севастопольэнерго"
70	Реконструкция ЦТП - 52 с установкой БМК, ул. Маринеско, 21-а в Камышовой бухте, ул. Рыбаков, 1	8,68	121	2019 - 2020 гг	Выданы ТУ от ООО "Севастопольэнерго"
71	Реконструкция центрального теплового пункта - 39 с установкой блочно-модульной котельной ул. Адмирала Фадеева, 25/1 от котельной в Камышовой бухте, ул. Рыбаков, 1	10,834	40	2019 - 2020 гг	Выданы ТУ от ООО "Севастопольэнерго"
	Итого	322,6	3476

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

*(1) В соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13.08.2018 N 937 (далее - ПТФЭС), при разработке документов перспективного развития электроэнергетики, разработке балансов электрической энергии энергосистемы и балансов мощности энергосистемы на перспективный период, определении технических решений при строительстве (реконструкции) объектов электроэнергетики, технологическом присоединении объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок к электрическим сетям соблюдаются требования к планированию развития энергосистемы, в том числе в части определения (применения) температурных расчетных условий. Пунктом 185 ПТФЭС предусмотрено, что балансы мощности на перспективный период разрабатываются по каждой территориальной энергосистеме на час собственного и совмещенного с Единой энергетической системой России максимума потребления (для технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем - на час собственного максимума потребления) в декабре для температурных условий, определяемых как среднеарифметическое значений среднесуточных температур наружного воздуха по территории энергосистемы, зафиксированных в сутки прохождения максимума потребления активной мощности этой энергосистемы за 10 предшествующих осенне-зимних периодов. По состоянию на 10.10.2018 значение указанной расчетной температуры составляет - 7,1 °С на основании статистических данных по энергосистеме Республики Крым и г. Севастополя.

**(2) В соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13.08.2018 N 937 (далее - ПТФЭС), при разработке документов перспективного развития электроэнергетики, разработке балансов электрической энергии энергосистемы и балансов мощности энергосистемы на перспективный период, определении технических решений при строительстве (реконструкции) объектов электроэнергетики, технологическом присоединении объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок к электрическим сетям соблюдаются требования к планированию развития энергосистемы, в том числе в части определения (применения) температурных расчетных условий. Пунктом 185 ПТФЭС предусмотрено, что балансы мощности на перспективный период разрабатываются по каждой территориальной энергосистеме на час собственного и совмещенного с Единой энергетической системой России максимума потребления (для технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем - на час собственного максимума потребления) в декабре для температурных условий, определяемых как среднеарифметическое значений среднесуточных температур наружного воздуха по территории энергосистемы, зафиксированных в сутки прохождения максимума потребления активной мощности этой энергосистемы за 10 предшествующих осенне-зимних периодов. По состоянию на 10.10.2018 значение указанной расчетной температуры составляет - 7,1 °С на основании статистических данных по энергосистеме Республики Крым и г. Севастополя.

Перечень
планируемых к строительству (реконструкции) электросетевых объектов 35 кВ и выше г. Севастополь для базового варианта развития

N	Наименование проекта (мероприятие)	Год ввода объекта	Технические характеристики объектов проекта																						Объем капитальных вложений в прогнозных ценах (с НДС)								Организация, ответственная за реализацию проекта	Основное назначение объекта
				2018 г.			2019 г.			2020 г.			2021 г.			2022 г.			2023 г.			Итого			Полная стоимость	1-й год периода	2-й год периода	3-й год периода	4-й год периода	5-й год периода	6-й год периода	Итого
			ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	млн. руб. c НДС	млн. руб. c НДС	млн. руб. c НДС	млн. руб. c НДС	млн. руб. c НДС	млн. руб. c НДС	млн. руб. c НДС	млн. руб. c НДС
Мероприятия, необходимые для ликвидации "узких мест", выявленных по результатам анализа текущего состояния электроэнергетики энергорайона г. Севастополь
1	Сооружение участка двухцепной ВЛ 110 кВ ориентировочной протяженностью 14 км с последующим подключением ее отпайками к ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-4 и врезкой в ВЛ 110 кВ ПС-11 - ПС-6 с заменой провода на участках образуемых ВЛ 110 кВ проводом с пропускной способностью не менее, чем у провода АС-240, с образованием ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-11 с отпайкой на ПС-4 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-6 с отпайкой на ПС-4	ПИР (2019), СМР (2020 - 2021)	14 км, АС-240										14									14	0	0	231,5		92,6	55,56	83,34			231,5	ООО "Севастопольэнерго"	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
2	Выполнение реконструкции ПС-11 с установкой секционного выключателя 110 кВ в целях обеспечения возможности включения в транзит 1С и 2С 110 кВ.	2020																				0	0	0	23,34			23,34				23,34	ООО "Севастопольэнерго"	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
3	Выполнение модернизации РЗА на ПС 330 кВ Севастополь, Севастопольской ТЭЦ, установка устройств РЗА на ПС-12 для обеспечения возможности замыкания в транзит СМВ 110 на ПС 110 кВ ПС-12.	2020																				0	0	0	18			18				18	ГУП РК "Крымэнерго", СГС Плюс, ООО "Севастопольэнерго"	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
4	Замена существующего Т3 ПС 110 кВ ПС-5 мощностью 16 МВА на трансформатор мощностью не менее 25 МВА	2022	25 МВА														25					0	25	0	36,9					36,9		36,9	ООО "Севастопольэнерго"	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
5	*Замена существующих Т1 и Т2 ПС 35 кВ ПС-7 мощностью 7,5 МВА и 6,3 МВА соответственно на трансформаторы мощностью не менее 10 МВА	2021	2 х 10 МВА											20								0	20	0	48,62				48,62			48,62	ООО "Севастопольэнерго"	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
6	Замена существующих Т1 и Т2 ПС 110 кВ ПС-10 мощностью по 10 МВА каждый на трансформаторы мощностью не менее 16 МВА	2023	2 х 16 МВА																	32		0	32	0	66,1						66,1	66,1	ООО "Севастопольэнерго"	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
7	Установка нового Т3 10 МВА на ПС 110 кВ ПС-11	2022	1 х 10														10					0	10	0	24,31					24,31		24,31	ООО "Севастопольэнерго"	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
8	Замена существующих Т1, Т2 ПС 110 кВ Мекензиевы горы мощностью по 16 МВА каждый на трансформаторы мощностью не менее 25 МВА	2021	2 х 25 МВА											50								0	50	0	81,4				81,4			81,4	Крымская железная дорога	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
9	Выполнение реконструкции транзита ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-10 - Заря - Ялта (Дарсан) с подвеской двух цепей с маркой провода АС-240 и переорганизацией присоединения транзитных подстанций, с заменой соответствующего оборудования на них, а также с расширением ОРУ 110 кВ ПС 330 кВ Севастополь на одну линейную ячейку для завода на ПС 330 кВ Севастополь второй цепи рассматриваемого транзита	2020	21,8 (участок от ПС 330 кВ Севастополь до ПС 110 кВ ПС-10);							21,8												21,8	0	0	336,38			336,38				336,38	Крымэнерго	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
Мероприятия, необходимые для обеспечения технологического присоединения новых потребителей
10	Сооружение новой ПС 110 кВ Фиолент с установкой двух трансформаторов 110/6 кВ мощностью не менее 10 МВА каждый; со строительством двух ЛЭП 110 кВ от ПС 110 кВ Фиолент до ВЛ 110 кВ ПС-20 - ПС-16 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5	2020	2 х 1 км, 2 х 10 МВА * (2 х 16) МВА							2	20											2	20	0	432,26			432,26				432,26	ООО "Севастопольэнерго"	ТУ на ТП индустриального парка "Фиолент"
11	Замена существующих Т1, Т2 ПС 110 кВ ПС-15 мощностью по 25 МВА на трансформаторы мощностью не менее 32 МВА	2023	2 х 32 МВА																	64		0	64	0	96,97						96,97	96,97	ООО "Севастопольэнерго"	Обеспечение возможности технологического присоединения новых энергопринимающих устройств

* В случае взаимосогласованного строительства ПС 110 кВ Фиолент с установкой на ней двух силовых трансформаторов мощностью по 16 МВА каждый появится возможность перевода части нагрузки ПС-7 на питание от ПС 110 кВ Фиолент, и замена Т1 и Т2 на ПС-7 не потребуется

	2018 г.			2019 г.			2020 г.			2021 г.			2022 г.			2023 г.			Итого			1396	0	93	866	213	61		1396
	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар
Всего, в т.ч.
по 220 кВ
по 110 кВ	0	0	0	0	0	0	24	20	0	14	50	0	0	35	0	0	96	0	38	201	0	1347	0	93	866	165	61		1347
по 35 кВ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	20	0	0	0	0	0	0	0	0	20	0	49	0	0	0	49	0		49

Перечень
планируемых к строительству (реконструкции) электросетевых объектов 35 кВ и выше г. Севастополь для умеренно-оптимистического варианта развития

N	Наименование проекта (мероприятие)	Год ввода объекта	Технические характеристики объектов проекта																						Объем капитальных вложений в прогнозных ценах (с НДС)								Организация, реализацию проекта	Основное назначение объекта
				2018 г.			2019 г.			2020 г.			2021 г.			2022 г.			2023 г.			Итого			Полная	1-й год периода	2-й год периода	3-й год периода	4-й год периода	5-й год периода	6-й год периода	Итого
			ВЛ, км (в т.ч. по ОЭС) ПС, МВА (Мвар)	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	млн. руб. с НДС	млн. руб. с НДС	млн. руб. c НДС	млн. руб. с НДС	млн. руб. с НДС	млн. руб. с НДС	млн. руб. с НДС	млн. руб. с НДС
Мероприятия, необходимые для ликвидации "узких мест", выявленных по результатам анализа текущего состояния электроэнергетики энергорайона г. Севастополь
1	Сооружение участка двухцепной ВЛ 110 кВ ориентировочной протяженностью 14 км с последующим подключением ее отпайками к ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-4 и врезкой в ВЛ 110 кВ ПС-11 - ПС-6 с заменой провода на участках образуемых ВЛ 110 кВ проводом с пропускной способностью не менее, чем у провода АС-240, с образованием ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-11 с отпайкой на ПС-4 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-6 с отпайкой на ПС-4	ПИР (2019), СМР (2020 - 2021)	14 км, АС-240										14									14	0	0	231,5		92,6	55,56	83,34			231,5	ООО "Севастопольэнерго"	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
2	Выполнение реконструкции ПС-11 с установкой секционного выключателя 110 кВ в целях обеспечения возможности включения в транзит 1С и 2С 110 кВ.	2020																				0	0	0	23,34			23,34				23,34	ООО "Севастопольэнерго"	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
3	Выполнение модернизации РЗА на ПС 330 кВ Севастополь, Севастопольской ТЭЦ, установка устройств РЗА на ПС-12 для обеспечения возможности замыкания в транзит СМВ 110 на ПС 110 кВ ПС-12.	2020																				0	0	0	18			18				18	ГУП РК "Крымэнерго", СГС Плюс, ООО "Севастопольэнерго"	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
4	Замена существующего Т3 ПС 110 кВ ПС-5 мощностью 16 МВА на трансформатор мощностью не менее 25 МВА	2022	25 МВА														25					0	25	0	36,9					36,9		36,9	ООО "Севастопольэнерго"	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
5	*Замена существующих Т1 и Т2 ПС 35 кВ ПС-7 мощностью 7,5 МВА и 6,3 МВА соответственно на трансформаторы мощностью не менее 10 МВА	2021	2 х 10 МВА											20								0	20	0	48,62				48,62			48,62	ООО "Севастопольэнерго"	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
6	Замена существующих Т1 и Т2 ПС 110 кВ ПС-10 мощностью по 10 МВА каждый на трансформаторы мощностью не менее 16 МВА	2023	2 х 16 МВА																	32		0	32	0	66,1						66,1	66,1	ООО "Севастопольэнерго"	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
7	Установка нового Т3 10 МВА на ПС 110 кВ ПС-11	2022	1 х 10														63					0	63	0	24,31					24,31		24,31	ООО "Севастопольэнерго"	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
8	Замена существующих Т1, Т2 ПС 110 кВ Мекензиевы горы мощностью по 16 МВА каждый на трансформаторы мощностью не менее 32 МВА	2023	2 х 32 МВА																	64		0	64	0	96,97						96,97	96,97	Крымская железная дорога	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
9	Выполнение реконструкции транзита ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-10 - Заря - Ялта (Дарсан) с подвеской двух цепей с маркой провода АС-240 и переорганизацией присоединения транзитных подстанций, с заменой соответствующего оборудования на них, а также с расширением ОРУ 110 кВ ПС 330 кВ Севастополь на одну линейную ячейку для завода на ПС 330 кВ Севастополь второй цепи рассматриваемого транзита	2020	21,8 (участок от ПС 330 кВ Севастополь до ПС 110 кВ ПС-10);							21,8												21,8	0	0	336,38			336,38				336,38	Крымэнерго	Исключение ввода ГВО при нормативном возмущении в нормальной схеме
Мероприятия, необходимые для обеспечения присоединения новых потребителей
10	Сооружение новой ПС 110 кВ Фиолент с установкой двух трансформаторов 110/6 кВ мощностью не менее 16 МВА каждый; со строительством двух ЛЭП 110 кВ от ПС 110 кВ Фиолент до ВЛ 110 кВ ПС-20 - ПС-16 и ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5	2020	2 х 1 км, 2 х 16 МВА * (2 х 25) МВА							2	32											2	32	0	432,26			432,26				432,26	ООО "Севастопольэнерго"	Обеспечение возможности присоединения новых энергопринимающих устройств индустриального парка "Фиолент"
11	Замена существующих Т1, Т2 ПС 110 кВ ПС-15 мощностью по 25 МВА на трансформаторы мощностью не менее 32 МВА	2023	2 х 32 МВА																	64		0	64	0	96,97						96,97	96,97	ООО "Севастопольэнерго"	Обеспечение возможности присоединения новых энергопринимающих устройств
12	Замена провода на ВЛ 110 кВ Севастополь - ПС-5, ошиновки на ПС 330 кВ Севастополь	2023	21,4 км																21,4			21,4	0	0	262,51						262,51	262,51	ООО "Севастопольэнерго"	Обеспечение возможности присоединения новых энергопринимающих устройств
13	Реконструкция ПС 110 кВ ПС-4 с установкой второго трансформатора 16 МВА	2023	1 х 16 МВА																	16		0	16	0	36,9						36,9	36,9	ООО "Севастопольэнерго"	Обеспечение возможности присоединения новых энергопринимающих устройств

* В случае взаимосогласованного строительства ПС 110 кВ Фиолент с установкой на ней двух силовых трансформаторов мощностью по 25 МВА каждый появится возможность перевода части нагрузки ПС-7 на питание от ПС 110 кВ Фиолент, и замена Т1 и Т2 на ПС-7 не потребуется

	2018 г.			2019 г.			2020 г.			2021 г.			2022 г.			2023 г.			Итого			1711	0	93	866	132	61		1711
	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар
Всего, в т.ч.
по 220 кВ
по 110 кВ	0	0	0	0	0	0	24	32	0	14	0	0	0	88	0	0	176	0	38	296	0	1662	0	93	866	83	61		1662
по 35 кВ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	20	0	0	0	0	0	0	0	0	20	0	49	0	0	0	49	0		49

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше на территории г. Севастополя на текущий период

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше на территории г. Севастополя на период 2018 - 2022 гг. (базовый прогноз)

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше на территории г. Севастополя на период 2018 - 2022 гг. (умеренно-оптимистический прогноз)

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится