Распоряжение Губернатора Самарской области от 30 апреля 2019 г. N 221-р "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Самарской области на период 2019-2023 годов"

В целях соблюдения требований Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823:

1. Утвердить прилагаемые схему и программу развития электроэнергетики Самарской области на период 2019-2023 годов.

2. Опубликовать схему и программу развития электроэнергетики Самарской области на период 2019-2023 годов на официальном сайте министерства энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Самарской области.

3. Контроль за выполнением настоящего распоряжения возложить на министерство энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Самарской области.

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

Губернатор Самарской области

Д.И. Азаров

Утверждены
распоряжением Губернатора
Самарской области
от 30.04.2019 N 221-р

Схема и программа
развития электроэнергетики Самарской области на период 2019-2023 годов

Схема и программа развития электроэнергетики Самарской области на период 2019-2023 годов (далее - СиПР) разработаны в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" в целях обеспечения сетевых компаний актуальной информацией для формирования инвестиционных программ.

Разработка СиПР направлена на развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.

Основными задачами СиПР являются:

разработка предложений по скоординированному развитию объектов генерации (с учетом демонтажей) и электросетевых объектов номинальным классом напряжения 110 кВ и выше в энергосистеме Самарской области на пятилетний период (по годам);

разработка предложений по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 110 кВ и выше в энергосистеме Самарской области на пятилетний период для обеспечения надежного функционирования электросетевого комплекса в долгосрочной перспективе;

обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, в том числе с учетом размещения объектов генерации, использующих возобновляемые источники энергии.

СиПР разработаны на основании:

проекта схемы и программы развития Единой энергетической системы России на период 2019-2025 годов;

отчета системного оператора о функционировании Единой энергетической системы России в 2018 году;

предложений филиала АО "СО ЕЭС" Самарского РДУ по развитию распределительных сетей на территории Самарской области, в том числе в части формирования перечня объектов электроэнергетики, и их размещению на территории региона, подготовленных системным оператором в результате использования перспективной расчётной модели для энергосистемы Самарской области;

предложений сетевых организаций по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Самарской области;

предложений органов исполнительной власти Самарской области по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Самарской области.

При разработке СиПР учтены:

схема и программа развития электроэнергетики Самарской области на период 2018-2022 годов, утвержденные распоряжением Губернатора Самарской области от 05.04.2018 N 167-р;

утвержденные корректировки инвестиционных программ, проведенные в 2019 году ПАО "ФСК ЕЭС" в отношении проекта инвестиционной программы на 2020-2024 годы и ПАО "МРСК Волги" в отношении проекта инвестиционной программы на 2018-2022 годы;

схема выдачи мощности Самарской солнечной электростанции N 4, разработанная АО "НТЦ ЕЭС" по заказу ПАО "Т Плюс".

При разработке СиПР использованы нормативные правовые акты и нормативно-техническая документация:

Федеральный закон "Об электроэнергетике";

постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

постановление Правительства Российской Федерации от 01.12.2009 N 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики";

требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методические указания по устойчивости энергосистем", утвержденные приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630;

Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281;

ГОСТ Р 58057-2018 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Общие требования".

В настоящем документе также используются иные термины и определения в значении, установленном национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 57114-2016 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электроэнергетические системы. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике и оперативно-технологическое управление. Термины и определения" и Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13.08.2018 N 937.

1. Общая характеристика Самарской области

Самарская область расположена в юго-восточной части европейской территории России в среднем течении реки Волги по обоим ее берегам. Область протянулась с севера на юг на 335 км, с запада на восток на 315 км и занимает территорию площадью 53,6 тыс. кв. км.

Как субъект Российской Федерации Самарская область является составной частью Приволжского федерального округа, граничит на западе с Саратовской областью, на севере - с Ульяновской областью и Республикой Татарстан, на востоке - с Оренбургской областью, на юге - с Казахстаном.

Минерально-сырьевая база Самарской области представлена углеводородным сырьем, неметаллическими полезными ископаемыми и подземными водами. Углеводородное сырье Самарской области представлено нефтью, растворенным газом, свободным газом и конденсатом. Основную долю минерально-сырьевой базы углеводородного сырья (более 90%) составляет нефть. В общем балансе углеводородного сырья Самарской области доля растворенного газа составляет примерно 5%.

Численность населения региона по состоянию на 1 января 2018 года составила 3193,2 тыс. человек. Областной центр - городской округ Самара с численностью населения 1163,5 тыс. человек.

Самарская область является высокоурбанизированным регионом, большинство граждан Самарской области проживают в городской местности (80% от численности населения области).

На территории региона находится уникальная двухъядерная Самарско-Тольяттинская агломерация, в которой проживает более 85% населения области.

Динамика численности населения Самарской области на начало года и места проживания представлены в таблицах 1.1-1.3.

Таблица 1.1

Динамика
численности населения Самарской области на начало года, тыс. человек

Территория проживания населения	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
Самарская область	3220,9	3221,5	3220,9	3215,3	3214,1	3213,3	3211,2	3212,7	3217,7	3203,7	3193,2
В том числе:
городское	2579,6	2582,2	2581,9	2580,9	2581,2	2581,1	2579,6	2580,6	2580,6	2566,3	2554,1
сельское	641,3	639,3	639,0	634,4	632,9	632,2	631,6	632,1	632,1	637,3	639,1

Таблица 1.2

Распределение
населения Самарской области по месту проживания

Место проживания	Доля населения, %
г. Самара	36,4
г. Тольятти	22,2
Сельские жители	20,0
Остальные городские поселения	21,4

В состав Самарской области входят следующие административно-территориальные единицы: 10 городских округов (Жигулевск, Кинель, Новокуйбышевск, Октябрьск, Отрадный, Похвистнево, Самара, Сызрань, Тольятти, Чапаевск) и 27 муниципальных районов (Алексеевский, Безенчукский, Богатовский, Большеглушицкий, Большечерниговский, Борский, Волжский, Елховский, Исаклинский, Камышлинский, Кинельский, Кинель-Черкасский, Клявлинский, Кошкинский, Красноармейский, Красноярский, Нефтегорский, Пестравский, Похвистневский, Приволжский, Сергиевский, Ставропольский, Сызранский, Хворостянский, Челно-Вершинский, Шенталинский, Шигонский).

Административный центр области - городской округ Самара (1163,5 тыс. человек по состоянию на 1 января 2018 года).

Крупные городские округа - Тольятти (707,5 тыс. человек), Сызрань (172,0 тыс. человек), Новокуйбышевск (104,4 тыс. человек).

Таблица 1.3

Численность
постоянного населения городских округов и муниципальных районов Самарской области по состоянию на 1 января 2018 года

Административно-территориальная единица Самарской области	Численность населения, человек
Самарская область	3193189
г.о. Самара	1163480
Внутригородские районы г.о. Самара
Железнодорожный	92309
Кировский	225491
Красноглинский	95148
Куйбышевский	87291
Ленинский	62507
Октябрьский	121461
Промышленный	276806
Самарский	30866
Советский	171556
Сельские населенные пункты г.о. Самара	45
Городские округа
Жигулевск	57642
Кинель	58270
Новокуйбышевск	104377
Октябрьск	26423
Отрадный	47118
Похвистнево	29220
Сызрань	171977
Тольятти	707520
Чапаевск	72783
Муниципальные районы
Алексеевский	11800
Безенчукский	39805
Богатовский	14331
Большеглушицкий	18501
Большечерниговский	17500
Борский	23726
Волжский	99089
Елховский	9436
Исаклинский	12367
Камышлинский	10620
Кинельский	32546
Кинель-Черкасский	44253
Клявлинский	14443
Кошкинский	22061
Красноармейский	17082
Красноярский	57143
Нефтегорский	33119
Пестравский	16568
Похвистневский	27315
Приволжский	23276
Сергиевский	45278
Ставропольский	73908
Сызранский	24608
Хворостянский	16173
Челно-Вершинский	14746
Шенталинский	15258
Шигонский	19427

Самарская область - один из ведущих российских промышленных регионов, отличающихся значительным многообразием отраслей промышленности.

Наибольшее развитие получили такие отрасли промышленности, как машиностроение и металлообработка, топливная, электроэнергетическая, химическая и нефтехимическая промышленность, цветная металлургия. В области существует сеть магистральных трансконтинентальных газопроводов, входящих в систему ПАО "Газпром", обеспечивающих поставку природного газа Самарской области.

Промышленный комплекс включает в себя добывающие, обрабатывающие отрасли и энергетику. Основу развития экономики области составляют высокотехнологичные обрабатывающие производства с высокой добавленной стоимостью: автомобилестроение, производство авиационной и космической техники, производства с высокой глубиной переработки: химия, металлургия.

Также на территории региона осуществляется добыча полезных ископаемых (строительного камня, песков строительных и силикатных, кирпично-черепичного сырья, керамзитового сырья, цементного сырья, формовочных песков, гипса, горючих сланцев, подземных вод, минеральных вод).

В целях увеличения глубины переработки, повышения экологической и промышленной безопасности в нефтеперерабатывающей отрасли активно осуществляются строительство новых и модернизация существующих технологических установок.

Химическая промышленность - одна из наиболее активно развивающихся отраслей в регионе (ИП "Тольяттисинтез", ПАО "КуйбышевАзот", ОАО "Тольяттиазот").

Отмечается существенный износ основных производственных фондов коммунальных и энергетических предприятий, необеспеченность отдельных районов коммунальной инфраструктурой, недостаточный уровень оснащения потребителей приборами учета.

Для развития и модернизации коммунальной инфраструктуры и повышения качества жилищно-коммунальных услуг реализуется государственная программа Самарской области "Развитие коммунальной инфраструктуры и совершенствование системы обращения с отходами в Самарской области" на 2014-2020 годы.

В целом промышленность области развивается в условиях продолжающегося влияния негативной макроэкономической ситуации, сокращения потребительского спроса и платежеспособности населения, низкой инвестиционной активности. Частично компенсировать влияние данных факторов на сложившуюся ситуацию позволят увеличение экспорта отдельных видов товаров, развитие кластерных образований и инфраструктуры инвестиционной деятельности, положительный эффект импортозамещения, а также реализация комплекса мероприятий по государственной поддержке промышленного комплекса региона.

Внешнеторговый оборот Самарской области, как и России в целом, носит сырьевой характер. Основу экспорта Самарской области формируют четыре группы товаров: минеральные продукты (около половины от общего объема экспорта), продукция химической промышленности, машины, металлы, а также оборудование и транспортные средства.

Падение цен на углеводородное сырье, химическую продукцию и металлы, вызванное общей напряженной ситуацией в мировой экономике и санкционной политикой, продолжает сказываться на стоимостном объёме внешнеторгового оборота области в сторону его понижения. Общеэкономическая ситуация в стране негативно отражается на дальнейшем развитии тех компаний, которые использовали заемные средства по импортным операциям, ужесточились требования банков к заемщикам по залоговым активам, ставкам, срокам кредитования. Кроме внешних факторов, присутствуют и внутренние - необходимость удовлетворения внутреннего спроса, увеличение налоговой и акцизной нагрузки, снижение инвестиционных затрат.

Самарская область по уровню развития телекоммуникационной инфраструктуры и внедрению информационных технологий занимает одно из ведущих мест не только в Поволжье, но и в России.

Успешно реализуется государственная программа Самарской области "Развитие предпринимательства, торговли и туризма в Самарской области" на 2014-2019 годы.

Продолжается реализация крупных инвестиционных проектов в химическом производстве и автомобилестроении (ПАО "КуйбышевАзот", ПАО "АВТОВАЗ").

Создается технологическая инфраструктура и проводится работа по привлечению инвесторов в создаваемые на территории Самарской области индустриальные парки.

Ведется строительство второго этапа инженерной инфраструктуры индустриального парка "Преображенка" в муниципальном районе Волжский. В настоящее время резидентами указанного индустриального парка являются пять компаний, ведутся переговоры еще с одним потенциальным резидентом (на стадии заключения соглашения о сотрудничестве).

Завершено строительство первого этапа инженерной инфраструктуры индустриального парка "Чапаевск". Якорным резидентом парка - ООО "Кнауф Гипс Челябинск" продолжается строительство завода по производству сухих строительных смесей.

Осуществляется развитие первого частного индустриального парка "Тольяттисинтез", созданного в городском округе Тольятти на базе производственной площадки ООО "Тольяттикаучук" (ООО "СИБУР Тольятти") и получившего статус индустриального парка Самарской области.

В целях поддержки развития продовольственного импортозамещения и производства конкурентоспособной сельскохозяйственной продукции Правительством Самарской области поддержана инициатива частного инвестора по организации на территории городского округа Самара агропромышленного парка.

Продолжается работа по привлечению внебюджетных инвестиций для строительства объектов с использованием механизмов государственно-частного партнерства (далее - ГЧП).

Самарская область занимает выгодное экономико-географическое положение, находясь на пересечении важнейших международных транспортных коридоров "Север - Юг" и "Запад - Восток".

В структуре транспортно-логистической системы России Самарский транспортный узел, представленный всеми видами транспорта, за исключением морского, имеет возможность обслуживать российские и международные грузопотоки в направлениях Казахстана, Средней и Юго-Восточной Азии, Европы и Китая.

По территории области проходит ряд магистральных железнодорожных линий, связывающих западные, южные, юго-западные и восточные регионы страны. Филиал ОАО "Российские железные дороги" - Куйбышевская железная дорога имеет мощные пассажирские, грузовые, перерабатывающие и ремонтные комплексы. Эксплуатационная длина железнодорожных путей в области составляет более 1400 км.

Международный аэропорт Курумоч - один из крупнейших аэропортов в Поволжье. В 2017 году через него осуществлялись полеты по 43 регулярным направлениям, из них 10 направлений - международные рейсы. Введен в эксплуатацию новый пассажирский терминал международного аэропорта Курумоч, который стал первым в России инфраструктурным объектом, построенным в рамках подготовки к чемпионату.

По территории области протекает главная водная артерия европейской части России - река Волга, которая обеспечивает развитие речных перевозок. Имеется доступ к Единой системе водных путей европейской части Российской Федерации, выход к Каспийскому, Черному, Балтийскому морям, функционируют речные порты в городах Самаре и Тольятти. Существуют возможности использования мощностей Сызранского речного порта.

По территории Самарской области проходят три крупнейших российских газопровода: Челябинск - Петровск, Уренгой - Петровск, Уренгой - Новопсковск, а также нефте- и продуктопроводы, входящие в систему ПАО "АК "Транснефть", протяженностью более 5 тыс. км.

2. Анализ состояния электроэнергетики Самарской области за прошедший пятилетний период

2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Самарской области

Энергосистема Самарской области характеризуется наличием профицита мощности. Объем потребления электроэнергии в Самарской энергосистеме за 2017 год составил 23318,1 млн. (таблицы 2.1-2.4).

Таблица 2.1

Потребление электроэнергии

Источник данных	Объем потребления по годам, млрд.
	2013	2014	2015	2016	2017
АО "СО ЕЭС"	24,3	23,9	23,3	23,2	23,3
Росстат	27,0	26,8	25,0	24,8	н/д

Таблица 2.2

Производство
электроэнергии и теплоэнергии (по данным Росстата)

Вид энергии	Производство энергии по годам
	2013	2014	2015	2016	2017
Электроэнергия, млрд.	25,9	24,4	22,84	21,6	н/д
Тепловая энергия, млн. Гкал	41,3	40,9	39,5	н/д	н/д

Таблица 2.3

Структура
производства электроэнергии (в процентах к итогу)

Выработка электроэнергии	Производство электроэнергии по годам
	2013	2014	2015	2016	2017
Всего	100	100	100	100	100
ТЭС	54,4	56,8	54,5	50,3	46,6
ГЭС	45,6	43,2	45,5	49,7	53,4

Таблица 2.4

Потребление
электроэнергии по группам потребителей, в том числе по основным видам экономической деятельности

Группы потребителей по видам экономической деятельности	Потребление электроэнергии по годам
	2014	2015	2016	2017	2018
Сельское хозяйство, лесное хозяйство, охота, рыболовство и рыбоводство, млн.	230,2	235,7	271,5	262,0	275,9
В процентах к предыдущему году	-	2,4	15,2	-3,5	5,3
Добыча полезных ископаемых, млн.	1233,4	1104,6	1287,7	1359,0	1331,9
В процентах к предыдущему году	-	-10,4	16,6	5,5	-2,0
Обрабатывающие производства, млн.	4069,0	3553,2	5077,8	5362,9	5698,0
В процентах к предыдущему году	-	-12,7	42,9	5,6	6,2
Обеспечение электрической энергией, газом и паром, кондиционирование воздуха, водоснабжение, водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений, млн.	3599,3	3191,9	2810,0	6747,7	7942,2
В процентах к предыдущему году	-	-11,3	-12,0	140,1	17,7
Строительство, млн.	395,0	221,2	232,0	224,6	207,8
В процентах к предыдущему году	-	-44	5	-3	-7
Транспортировка и хранение Деятельность в области информации и связи, млн.	2215,3	2038,2	2257,4	2343,3	2574,0
В процентах к предыдущему году	-	-8,0	10,8	3,8	9,8
Торговля оптовая и розничная, ремонт автотранспортных средств и мотоциклов	9428,1	7546,5	7219,4	3181,7	2304,1
Прочие виды экономической деятельности, млн.
В процентах к предыдущему году	-	-20,0	-4,3	-55,9	-27,6
Население и приравненные к нему группы потребителей, млн.	2576,4	3071,9	3477,5	3479,2	3527,3
В процентах к предыдущему году	-	19,2	13,2	0,1	1,4
Суммарно по ОКВЭД, всего, млн.	23746,8	20963,2	22633,3	22960,4	23861,2
В процентах к предыдущему году	"	-11,7	8,0	1,4	3,9
Полезный отпуск потребителям, всего, млн.	21199,5	18879,4	20479,4	20661,1	21570,2
В процентах к предыдущему году	-	-10,9	8,5	0,9	4,4
Потребление электроэнергии энергосистемы Самарской области, всего, млн.	23901,1	23265,5	23183,1	23318,1	23861,2
В процентах к предыдущему году	-	-2,7	-0,4	0,6	2,3

Энергосистема Самарской области входит в операционную зону филиалов АО "СО ЕЭС" - ОДУ Средней Волги и Самарского РДУ.

К генерирующим компаниям, осуществляющим деятельность на территории Самарской области, относятся:

ПАО "РусГидро";

ПАО "Т Плюс";

АО "Новокуйбышевская нефтехимическая компания".

Помимо вышеперечисленных электростанций, выработку электроэнергии на территории Самарской области осуществляют следующие ТЭЦ промышленных предприятий:

ТЭЦ-1 АО "Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод";

ТЭЦ-2 АО "Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод";

ТЭЦ АО "Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод";

ТЭЦ АО "Газэнергострой".

Эксплуатацию электрических сетей энергосистемы 220-500 кВ осуществляет филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги. Протяженность сетей напряжением 500 кВ составляет 1118,05 км, 220 кВ - 1703,18 км по трассе и 2275,7 км по цепям.

Одной из крупнейших компаний, осуществляющих эксплуатацию распределительных электрических сетей на территории Самарской области, является филиал ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" (филиал ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС"), в состав которого входят четыре производственных отделения:

Самарское производственное отделение (Елховский, Исаклинский, Клявлинский, Кошкинский, Красноярский, Сергиевский, Челно-Вершинский, Шенталинский районы);

Жигулевское производственное отделение (Жигулевский, Сызранский, Тольяттинский, Шигонский районы);

Волжское производственное отделение (Алексеевский, Богатовский, Борский, Волжский, Кинельский, Кинель-Черкасский, Нефтегорский, Похвистневский районы);

Чапаевское производственное отделение (Безенчукский, Большеглушицкий, Большечерниговский, Красноармейский, Пестравский, Приволжский, Хворостянский районы).

К основным энергосбытовым компаниям, осуществляющим свою деятельность на территории Самарской области, относятся:

АО "Единая энергоснабжающая компания";

АО "Самарагорэнергосбыт";

АО "Свердловская энергогазовая компания";

ООО "ЕЭС-Гарант";

ООО "МагнитЭнерго";

ООО "РН-Энерго";

ООО "РТ-Энерготрейдинг";

ООО "РУСЭНЕРГОРЕСУРС";

ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ";

ООО "ТольяттиЭнергоСбыт";

ООО "Транснефтьэнерго";

АО "Тольяттинская энергосбытовая компания";

АО "Мосэнергосбыт";

ПАО "Рязанская энергетическая сбытовая компания";

ПАО "Самараэнерго";

ПАО "Ульяновскэнерго".

Гарантирующими поставщиками электроэнергии на территории Самарской области являются:

ПАО "Самараэнерго";

АО "Самарагорэнергосбыт";

ООО "ТольяттиЭнергоСбыт";

АО "Газпромэнергосбыт";

ООО "СВЭСКО";

ООО "Ижевская энергосбытовая компания";

АО "ННК";

ООО "СЭСК";

АО "Оренбургская СЭС-3";

ООО "РЭК";

ООО "МТС Энерго";

ООО "ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС".

Установленная мощность электростанций энергосистемы Самарской области по состоянию на 1 января 2019 года составила 5959,3 МВт, в том числе ТЭС - 3431,8 МВт (из них электростанции промышленных предприятий - 64,2 МВт), ГЭС - 2477,5 МВт, СЭС - 50 МВт.

2.2. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Данные о структуре установленной электрической мощности электростанций Самарской области приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5

Структура
установленной электрической мощности электростанций Самарской области по состоянию на 1 января 2019 года

N п/п	Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Год ввода	Генерирующая компания	Мощность, МВт
	Жигулевская ГЭС		ПАО "РусГидро"
1.	ПЛ-30/877-В-930	2014		125,5
2.	ПЛ-30/877-В-930	2013		125,5
3.	ПЛ-30/587-В-930	2007		120,0
4.	ПЛ-30/877-В-930	2013		125,5
5.	ПЛ-30/587-В-930	1999		120,0
6.	ПЛ-30/877-В-930	2011		125,5
7.	ПЛ-30/877-В-930	2016		125,5
8.	ПЛ-30/877-В-930	2017		125,5
9.	ПЛ-30/877-В-930	2010		125,5
10.	ПЛ-30/587-В-930	2004		120,0
11.	ПЛ-30/877-В-930	2017		125,5
12.	ПЛ-30/877-В-930	2015		125,5
13.	ПЛ-30/877-В-930	2016		125,5
14.	ПЛ-30/877-В-930	2016		125,5
15.	ПЛ-30/587-В-930	2005		120,0
16.	ПЛ-30/877-В-930	2016		125,5
17.	ПЛ-30/877-В-930	2015		125,5
18.	ПЛ-30/877-В-930	2014		125,5
19.	ПЛ-30/877-В-930	2014		125,5
20.	ПЛ-30/877-В-930	1957		115,0
	Всего по станции			2477,5
	Новокуйбышевская ТЭЦ-2		АО "ННК"
1.	ПТ-50-130/13	1962		50,0
2.	ПТ-50-130/13	1963		50,0
3.	Р-35-130/21	1964		35,0
4.	ПТ-60-130/13	1965		60,0
5.	Р-35-130/21	2014		35,0
6.	ПТ-60-130/13	1967		60,0
7.	Т-50-130	1968		50,0
	Всего по станции			340,0
	Безымянская ТЭЦ		ПАО "Т Плюс"
1.	Т-46-90	1952		46,0
2.	ПТ-25-90/10	1953		25,0
3.	ПР-23.7-90/10/0,9	1976		23,7
	Всего по станции			94,7
	Новокуйбышевская ТЭЦ-1
1.	ПТ-25-90/10	1951		25,0
2.	Т-25-90	1963		25,0
3.	Тп-35/40-8,8	2014		35,0
4.	ПТР-25/30-90/10/0,7	1954		25,0
5.	PG6111	2013		76,5
6.	PG6111	2013		76,5
7.	PG6111	2013		76,5
	Всего по станции			339,5
	Самарская ГРЭС
1.	ПТ-12-2.9/0.6	2010		12,0
2.	Р-12-29/1.2-2.5	2004		12,0
	Всего по станции			24,0
	Самарская ТЭЦ
1.	ПТ-60-130/13	1975		60,0
2.	Т-110/120-130-3	1976		110,0
3.	Т-110/120-130-3	1977		110,0
4.	Т-110/120-130-3	1978		110,0
5.	Р-50-130/13	2002		50,0
	Всего по станции			440,0
	Сызранская ТЭЦ
1.	Р-50-130/13	1986		35,0
2.	Т-110/120-130-5	1991		110,0
3.	SST-600	2012		74,4
4.	PG-6111FA	2012		76,5
5.	PG-6111FA	2012		76,5
	Всего по станции			372,4
	Тольяттинская ТЭЦ
1.	ПТ-65/75-130/13	1960		65,0
2.	ПТ-65/75-130/13	1962		65,0
3.	Р-25/50-130/13-21	1963		25,0
4.	Р-25-130/13-21	1964		25,0
5.	ПТ-80/100-130/13	1994		80,0
6.	Р-50-130/4-13	1968		35,0
7.	Т-100-130	1967		100,0
8.	Т-100-130	1971		100,0
9.	Р-100-130/15	1971		90,0
	Всего по станции			585,0
	ТЭЦ ВАЗа
1.	ПТ-60-130/13	1969		60,0
2.	ПТ-60-130/13	1970		60,0
3.	Т-100-130	1970		105,0
4.	Т-100-130	1970		105,0
5.	Т-100-130	1971		105,0
6.	Т-100-130-2	1971		105,0
7.	Т-110/120-130-3	1976		110,0
8.	Т-110/120-130-3	1978		110,0
9.	ПТ-135/165-130/15	1982		135,0
10.	ПТ-135/165-130/15	1983		135,0
11.	ПТ-140/165-130/15-2	1987		142,0
	Всего по станции			1172,0
	ТЭЦ НкНПЗ		АО "Новокуйбышевский НПЗ"
1.	Р-12-35/10	2000		12,0
2.	Р-12-35/10	2000		12,0
	Всего по станции			24,0
	ТЭЦ Газэнергострой		АО "Газэнергострой"
1.	ГТУ4,2	2009		4,2
	Всего по станции			4,2
	ТЭЦ-1 КНПЗ		АО "Куйбышевский НПЗ"
1.	АР-6-11	1952		6,0
2.	ПР-6-3,4/1,0/0,5	2006		6,0
	ТЭЦ-2 КНПЗ
1.	ПТ-12-3 5/10/М	1988		12,0
2.	Р-12-35/5М	1989		12,0
	Всего по станции			36,0
	Самарская СЭС N 2		ООО "Самарская СЭС"
1.	Фотоэлектрические модули STP260, STP265, STP270, STP275S, STP280S, STP285S, STP290S, STP295S, STP300S, STP305S	2018		50,0
	Всего по станции			50,0

Согласно данным таблицы 2.5 основную долю в структуре установленной мощности электростанций Самарской области занимают теплофикационные паросиловые установки.

В таблице 2.6 приведена структура производства электроэнергии в Самарской области по типам электростанций за период 2014-2018 годов.

Таблица 2.6

Структура
производства электроэнергии в Самарской области по типам электростанций за период 2014-2018 годов, млн.

Тип электростанции	2014 год (производство)	2015 год		2016 год		2017 год		2018 год
		производство	прирост, %	производство	прирост, %	производство	прирост, %	производство	прирост, %
Всего	24288,0	22841,8	-6,0	21453,6	-6,1	22107,4	3,0	24189,5	9,4
ТЭС	13803,9	12443,4	-9,9	10782,7	-13,3	10292,5	-4,5	11659,6	13,3
В том числе ТЭЦ промышленных предприятий	243,6	246,7	1,3	233,2	-5,5	229,3	-1,7	227,5	-0,8
ГЭС	10484,8	10398,3	-0,8	10670,9	2,6	11814,9	10,7	12525,4	6,0
ВИЭ	0,0	0,0	-	0,0	-	0,0	-	4,6	-

Большая часть годового объема выработки электроэнергии в Самарской области за весь рассматриваемый период приходится на долю ТЭС. В 2018 году объем производства электроэнергии ТЭС составил 11659,6 млн. .

2.3. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Самарской области и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние пять лет

В таблице 2.7 представлено потребление электроэнергии в Самарской области за период 2014-2018 годов.

Таблица 2.7

Потребление
электроэнергии в Самарской области

Источник данных	Объем потребления по годам, млн.
	2014	2015	2016	2017	2018
АО "СО ЕЭС"	23901	23266	23183	23318	23861

Среднегодовой темп изменения полного электропотребления за период 2014-2018 годов, по данным АО "СО ЕЭС", составил -0,03%.

В таблице 2.8 представлено потребление мощности крупными потребителями Самарской области за 2018 год.

Таблица 2.8

Потребление
мощности крупными потребителями Самарской области за 2018 год

N п/п	Наименование потребителя	Максимальное потребление активной мощности за 2018 год, МВт
1.	ПАО "АВТОВАЗ"	233,7
2.	АО "Самаранефтегаз"	168,5
3.	ПАО "КуйбышевАзот"	138,1
4.	ОАО "РЖД" в границах Самарской области	151,8
5.	АО "Транснефть - Прикамье", АО "Транснефть - Приволга", АО "Транснефть - Дружба"	118,4
6.	ПАО "Тольяттиазот"	79,5
7.	ООО "Газпром трансгаз Самара"	87,4
8.	АО "Куйбышевский НПЗ"	57,6
9.	АО "Новокуйбышевская нефтехимическая компания"	56,8
10.	АО "Сызранский НПЗ"	53,7
11.	ПАО "Кузнецов"	34,8
12.	ТПП "РИТЭК - Самара - Нафта"	24,2
13.	АО "Транснефтепродукт", АО "Транснефть - Дружба", АО "Транснефтепродукт" (ЛПДС "Журавлинская"), АО "Транснефть - Приволга"	13,2

На долю крупнейших потребителей - АО "Самаранефтегаз", АО "Отрадненский ГПЗ", АО "Новокуйбышевский НПЗ", АО "Сызранский НПЗ", ПАО "КуйбышевАзот", ПАО "Тольяттиазот", ООО "Тольяттикаучук", ПАО "АВТОВАЗ", АО "Арконик СМЗ", ОАО "РЖД", АО "АК "Транснефтепродукт" - приходится около 70% потребления электроэнергии и около 30-40% итогового потребления электроэнергии региона за последние пять лет.

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

Потребление электрической энергии (мощности) энергосистемы Самарской области обеспечивается в основном за счет собственной выработки электрической энергии ТЭС и Жигулевской ГЭС. Собственная выработка электроэнергии энергосистемы Самарской области за 2018 год увеличилась на 2082,1 млн. (+9,4%) по сравнению с 2017 годом.

Потребление электроэнергии энергосистемы Самарской области за 2018 год составило 23861,2 млн. , что на 543,1 млн. (+2,3%) выше по сравнению с 2017 годом. Абсолютный максимум потребления мощности энергосистемы Самарской области в 2018 году составил 3550,7 МВт, что на 30,5 МВт (-0,9%) ниже абсолютного максимума потребления мощности в 2017 году, который составлял 3581,2 МВт.

Баланс мощности энергосистемы Самарской области на час прохождения максимума нагрузки за период 2014-2018 годов представлен в таблице 2.9.

Таблица 2.9

Баланс
мощности энергосистемы Самарской области на час прохождения максимума нагрузки за период 2014-2018 годов

Наименование составляющей баланса	Значение показателя по годам, млн.
	2014	2015	2016	2017	2018
Потребность в мощности
Максимум нагрузки (собственный)	3765,0	3643,2	3637,1	3581,2	3550,7
Итого потребность	3765,0	3643,2	3637,1	3581,2	3550,7
Покрытие
Установленная мощность электростанций	5907,8	5983,8	5994,8	5914,8	5898,8
В том числе:
ТЭС	3545,8	3600,8	3590,8	3468,8	3431,8
ГЭС	2362,0	2383,0	2404,0	2446,0	2467,0
СЭС	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Располагаемая мощность электростанций	5661,3	5764,5	5772,1	5507,9	5805,4
В том числе:
ТЭС	3369,3	3416,5	3382,1	3375,9	3350,2
ГЭС	2292,0	2348,0	2390,0	2132,0	2455,2
СЭС	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Участие электростанций в покрытии собственного максимума нагрузки	4252,2	3537,7	3718,7	3264,2	3754,4
В том числе: ТЭС	2765,8	2340,3	2096,6	1769,4	1929,7
ГЭС	1486,4	1197,4	1622,1	1494,7	1824,7
СЭС	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Итого покрытие	4252,2	3537,7	3718,7	3264,2	3754,4
Избыток (+), дефицит (-)	487,2	-105,5	81,6	-317,0	203,7
Фактический резерв мощности	620,1	1438,8	1186,0	1517,8	1374,5
Фактический резерв мощности, % к собственному максимуму	16,5	39,5	32,6	42,4	38,7
Сальдо-переток	-487,2	105,5	-81,6	317,0	-203,7

На основании представленных данных возможно сделать следующие выводы:

за рассматриваемый период 2014-2018 годов энергосистема Самарской области была избыточна по мощности, однако максимум нагрузки покрывался не только за счет собственной генерации, но и за счет перетоков мощности из соседних энергосистем, при этом величина располагаемой мощности за рассматриваемый период всегда была выше величины собственного максимума потребления энергосистемы;

за рассматриваемый период 2014-2018 годов наибольшее значение собственного максимума потребления энергосистемы Самарской области пришлось на 2014 год и составило 3765,0 МВт. Относительно 2014 года собственный максимум нагрузки в 2018 году снизился на 214,3 МВт, или на 5,7%, и составил 3550,7 МВт. Установленная мощность электростанций энергосистемы Самарской области по состоянию на 1 января 2019 года составила 5959,3 МВт.

Баланс электроэнергии энергосистемы Самарской области на час прохождения максимума нагрузки за период 2014-2018 годов представлен в таблице 2.10.

Таблица 2.10

Баланс
электроэнергии за период 2014-2018 годов

Год	Электропотребление энергосистемы, млн.	Производство электроэнергии энергосистемы, млн.	Сальдо-переток,
2014	23901	24288	-387
2015	23266	22842	424
2016	23183	21454	1729
2017	23318	22107	1211
2018	23861	24190	-329

Сальдо-переток электроэнергии на прием Самарской энергосистемы сложился в 2015-2017 годах и изменялся в пределах 1,8-7,5% от величины полного электропотребления, при этом наибольший объем перетока электроэнергии на прием в энергосистеме за рассматриваемый период наблюдался в 2016 году. В 2014 и 2018 годах избыток электроэнергии по Самарской области составил 387 млн. и 329 млн. соответственно.

Значения показателей работы энергосистемы Самарской области для анализа динамики изменения электропотребления за период 2014-2018 годов представлены в таблице 2.11.

Таблица 2.11

Значения
показателей работы энергосистемы Самарской области для анализа динамики изменения электропотребления за период 2014-2018 годов

N п/п	Наименование показателя	Значение показателя по годам
		2014	2015	2016	2017	2018
1.	Электропотребление, млн.	23901,0	23266,0	23183,0	23318,0	23861,0
2.	Потребление на час собственного максимума, МВт	3765,0	3643,2	3637,1	3581,2	3550,7
3.	Число часов использования	6348,2	6386,1	6374,0	6511,2	6720,1

3. Основные характеристики электросетевого хозяйства Самарской области напряжением 220 кВ и выше

3.1. Общая характеристика электросетевого хозяйства

Самарская область характеризуется развитым электросетевым комплексом. В собственности и эксплуатации филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги находятся подстанции (далее - ПС) 500 кВ - 3 единицы, ПС 220 кВ - 18 единиц, воздушные линии (далее - BJI) 500 кВ - 1118,5 км, BJI 220 кВ - 2275,7 км (указана протяженность BJ1 220-500 кВ по территории Самарской области).

В эксплуатации других собственников находятся объекты напряжением 220 кВ: ПС 220 кВ - 4 единицы (ГПП-2 СЗТМ, Зубчаниновка, Юбилейная и Яблочная), BJI 220 кВ - 47,8 км (ВЛ 220 Сызрань-ГПП-2 СЗТМ 1 и Сызрань-ГПП-2 СЗТМ 2, ВЛ 220 кВ Зубчаниновская-1 и Зубчаниновская-2).

Краткая характеристика электросетевого комплекса напряжением 220-500 кВ энергосистемы Самарской области приведена в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Характеристика
электросетевого комплекса напряжением 220-500 кВ

Объекты электросетевого комплекса	ПС		Линия электропередачи (далее - ЛЭП)
	количество, единиц	мощность, MBA	количество, единиц	длина обслуживаемого участка по трассе, км
Всего	25	9458	62	2874,03
500 кВ	3	3454	10	1118,05
220 кВ	22	6004	52	1750,98
МЭС Волги,	21	9016	58	2826,23
всего
500 кВ	3	3454	10	1118,05
220 кВ	18	5562	48	1703,18
Абонентские,	4	442	4	47,80
всего
500 кВ	-	-	-	-
220 кВ	4	442	4	47,80

3.2. Линии электропередачи напряжением 220-500 кВ

Относительным показателем технического состояния электрических сетей может служить их возрастная структура. Этот показатель, оказывающий влияние на выработку ресурса электротехнического оборудования и ЛЭП, может быть положен в основу определения объемов технического перевооружения и реконструкции объектов электросетевого комплекса.

Старение основных фондов в электроэнергетике является серьезной проблемой. Необходимость обновления основных фондов электрических сетей обуславливается превышением нормативных сроков эксплуатации и существенной степенью физического износа оборудования.

Под физическим износом понимается материальное старение основных фондов в результате воздействия эксплуатационных факторов и влияния внешних неблагоприятных условий. Сроки физического износа отдельных элементов объектов электрических сетей - оборудования, строительных конструкций, зданий и сооружений - существенно различаются между собой. Срок службы объекта в целом определяется наиболее долговечными элементами: опорами - для ЛЭП, зданиями - для ПС.

Амортизационный период, в течение которого за счет ежегодных отчислений на полное восстановление (реновацию) должна быть получена первоначальная стоимость объекта (простое воспроизводство), соответствует усредненным экономически целесообразным срокам службы основных фондов, физические сроки службы объекта могут быть существенно выше.

Существующие ВЛ, размещенные на стальных и железобетонных опорах, строились и эксплуатировались с учетом нормативов амортизационного периода, составляющего 50 лет.

Как видно из приведенных данных, амортизационные периоды для BJ1 определяются по объекту в целом исходя из долговечности опор. Стандарт на провода устанавливает срок службы для наиболее употребляемых на BJI марок проводов (АС) - 45 лет.

Возрастная структура воздушных ЛЭП напряжением 220 кВ и выше, находящихся на территории Самарской области, представлена в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Возрастная структура
воздушных ЛЭП напряжением 220 кВ и выше

Срок эксплуатации	Протяженность, км		Процентов от общей протяженности
	всего	по территории*	всего	по территории*
Всего по ВЛ 500 кВ	1556,49	1118,06	100,00	100,00
В том числе:
до 20 лет	106,22	106,217	6,82	9,50
от 21 до 40 лет	560,04	336,63	35,98	30,11
от 41 до 50 лет	166,33	166,33	10,69	14,88
свыше 50 лет	723,90	508,88	46,51	45,51
Всего по ВЛ 220 кВ	1985,08	1703,18	100,00	100,00
В том числе:
до 20 лет	72,52	40,98	3,65	2,41
от 21 до 40 лет	665,86	630,36	33,54	37,01
от 41 до 50 лет	518,20	453,77	26,10	26,64
свыше 50 лет	728,50	578,07	36,70	33,94
Итого по ВЛ 220-500 кВ	3541,57	2821,24	100,00	100,00
В том числе:
до 20 лет	178,74	147,197	5,05	5,22
от 21 до 40 лет	1225,90	966,99	34,61	34,28
от 41 до 50 лет	684,53	620,10	19,33	21,98
свыше 50 лет	1452,40	1086,95	41,01	38,53

* Длина указана в соответствии с протяженностью трассы ВЛ.

Возрастная структура ВЛ 220-500 кВ представлена на рисунке 1.

Рисунок 1. Возрастная структура ВЛ 220-500 кВ

Следует отметить, что общая протяженность ВЛ 220-500 кВ со сроком службы более 20 лет составляет около 95% от общей протяженности линий, в том числе около 60% составляют линии со сроком службы более 40 лет.

Для линий со сроком службы более 40 лет как объектов, подлежащих первоочередной реконструкции и техническому перевооружению, в таблице 3.3 приведен поименный перечень ВЛ с указанием года ввода и общей длины.

Таблица 3.3

ВЛ со сроком службы свыше 40 лет

Наименование ВЛ	Год ввода	Срок эксплуатации, годы	Общая длина ЛЭП по трассе, км	Длина обслуживаемого участка по трассе, км
ВЛ 500 кВ
ВЛ 500 кВ Жигулевская ГЭС - Вешкайма Северная	1955	62	180,99	84,36
ВЛ 500 кВ Жигулевская ГЭС - Вешкайма Южная	1955	62	181,24	84,61
ВЛ 500 кВ Жигулевская ГЭС - Азот	1958	59	34,06	34,06
ВЛ 500 кВ Жигулевская ГЭС - Куйбышевская	1958	59	103,39	103,39
ВЛ 500 кВ Азот - Бугульма	1958	59	224,22	202,46
ВЛ 500 кВ Заинская ГРЭС - Куйбышевская	1971	46	259,63	166,33
Всего по ВЛ 500 кВ			983,53	675,21
ВЛ 220 кВ
ВЛ 220 кВ ТЭЦ ВАЗа - Черемшанская	1959	58	90,90	52,40
ВЛ 220 кВ Сызрань - Кременки	1959	58	119,30	30,20
ВЛ 220 кВ ТЭЦ ВАЗа - Левобережная I цепь	1969	48	29,45	29,45
ВЛ 220 кВ ТЭЦ ВАЗа - Левобережная II цепь	1970	47	29,20	29,20
ВЛ 220 кВ Жигулёвская ГЭС - КС-22	1963	54	34,60	34,60
ВЛ 220 кВ Куйбышевская - Орловская	1968	49	86,47	86,47
ВЛ 220 кВ Томыловская - Орловская	1968	49	37,55	37,55
ВЛ 220 кВ Азот - Кинельская	1958	59	94,37	94,36
ВЛ 220 кВ Куйбышевская - Кинельская N 1	1958	59	1,10	1,10
ВЛ 220 кВ Сызрань - Кубра	1958	59	15,55	15,55
ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Кубра с отпайкой на ПС Возрождение	1958	59	136,38	38,01
ВЛ 220 кВ Томыловская - Головная	1973	44	28,86	28,86
ВЛ 220 кВ Кинельская - Уральская с отпайкой на ПС Южная	1965-1971	52-46	259,8	167,41
ВЛ 220 кВ Томыловская - Оросительная	1974	43	77,60	77,60
ВЛ 220 кВ Кинельская - Просвет	1968	49	16,43	16,43
ВЛ 220 кВ Красноармейская - Просвет	1968	49	39,31	39,31
ВЛ 220 кВ Красноармейская - Томыловская	1968	49	0,44	0
ВЛ 220 кВ Азот - Кировская	1963	54	65,53	65,53
ВЛ 220 кВ Жигулёвская ГЭС - Солнечная	1963	54	11,03	11,03
BJI220 кВ Куйбышевская - Новоотрадная I цепь с отпайкой на ПС Комсомолец	1974	43	80,93	80,93
ВЛ 220 кВ Куйбышевская - Новоотрадная II цепь с отпайкой на ПС Комсомолец	1974	43	81,66	81,66
ВЛ 220 кВ Куйбышевская - Кинельская N 2	1974	43	0	0
ВЛ 220 кВ Куйбышевская - Новокуйбышевская	1968	49	0	0
ВЛ 220 кВ Жигулёвская ГЭС - Сызрань I цепь	1959	58	77,50	77,50
ВЛ 220 кВ Жигулёвская ГЭС - Сызрань II цепь	1959	58	0	0
ВЛ 220 кВ Куйбышевская - Кировская I цепь	1976	41	16,38	16,38
ВЛ 220 кВ Куйбышевская - Кировская II цепь	1976	41	0	0
ВЛ 220 кВ Жигулёвская ГЭС - Левобережная I цепь	1963	54	11,20	11,20
ВЛ 220 кВ Жигулёвская ГЭС - Левобережная II цепь	1963	54	2,08	2,08
Всего по ВЛ 220 кВ			1443,60	1124,80

3.3. Подстанции напряжением 220-500 кВ

Для ПС амортизационные периоды определяются раздельно для зданий и оборудования, что обусловлено значительно более короткими сроками физического износа и старения активных основных фондов (оборудования) в сравнении с пассивными (зданиями). Согласно нормативно-технической документации сроки использования основного оборудования ПС до списания составляют не менее 25 лет. Поэтому для ПС вопрос об износе объекта в целом, как правило, не возникает. Замена оборудования должна осуществляться по мере его износа.

По сроку службы трансформаторы на ПС условно разделены на три группы: до 15 лет, с 16 до 25 лет и свыше 25 лет.

В таблице 3.4 приведены данные о сроках эксплуатации трансформаторов на подстанциях напряжением 220-500 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги, расположенных на территории Самарской области.

Таблица 3.4

Установленная мощность
трансформаторов на подстанциях напряжением 220-500 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги на территории Самарской области

N п/п	Наименование ПС	Диспетчерское наименование трансформатора, тип и количество	Номинальная мощность, MBA	Год ввода	Срок эксплуатации, годы
ПС 500 кВ
1.	ПС 500 кВ Куйбышевская	(АТ-1) 3хАОДЦТН-267000/500/220	801,0	2014	3
		(АТ-2) 3хАОДЦТН-267000/500/220	801,0	2014	3
2.	ПС 500 кВ Азот	(АТГ-2) 3хАОДЦТН-267000/500/220	801,0	1982	35
		(АТ-1) АТДЦТН-250000/500/110	250,0	1981	36
3.	ПС 500 кВ Красноармейская	(АТ-1) 3хАОДЦТН-267000/500/220	801,0	2010	7
	Всего по ПС 500 кВ	5	3 454,0
	В том числе со сроком службы:
	до 15 лет	3	2 403,0
	от 16 до 25 лет	0	0
	свыше 25 лет	2	1 051,0
		ПС 220 кВ
4.	ПС 220 кВ Кинельская	(АД1Т) 3хАОДТГ-60000/220/110/10	180,0	1958	59
		(АД2Т) 3хАОДТГ-60000/220/110/10	180,0	1962	55
		(Т-1-Т) ТДН-20000/35/10	20,0	1966	51
		(Т-2-Т А) ТМ-7500/35/10	7,5	1959	58
		(Т-2-Т В) ТМ-7500/35/10	7,5	1959	58
5.	ПС 220 кВ Левобережная	(АТ-1) АТДЦТН-250000/220/110/10	250,0	2011	6
		(АТ-2) АТДЦТН-250000/220/110/10	250,0	2011	6
6.	ПС 220 кВ Просвет	(АД-1) АТДЦТН-125000/220/110/6	125,0	1974	43
		(АД-2) АТДЦТН-125000/220/110/6	125,0	1974	43
7.	ПС 220 кВ Орловская	(АТ-1) АТДЦТН-200000/220/110/10	200,0	1983	34
8.	ПС 220 кВ Кировская	(АД1Т) АТДЦТН-250000/220/110/10	250,0	1984	33
		(АД2Т) АТДЦТН-250000/220/110/10	250,0	1984	33
9.	ПС 220 кВ Серноводская	(АТ-1) АТДЦТН-200000/220/110/10	200,0	1983	34
		(АТ-2) АТДЦТН-200000/220/110/10	200,0	1983	34
10.	ПС 220 кВ Комсомолец	(АД-1) АТДЦТН-125000/220/110/10	125,0	1980	37
		(АД-2) АТДЦТН-125000/220/110/10	125,0	1980	37
11.	ПС 220 кВ Новоотрадная	(АД-1) АТДЦТН-125000/220/110/6	125,0	1975	42
		(АД-2) АТДЦТН-125000/220/110/6	125,0	1976	41
12.	ПС 220 кВ Солнечная	(АТ-1) АТДЦТН-125000/220/110/10	125,0	1989	28
		(АТ-2) АТДЦТН-125000/220/110/10	125,0	1994	23
		(Т-1) ТРДНС-25000/10/6	25,0	1989	28
		(Т-2) ТРДНС-25000/10/6	25,0	1994	23
13.	ПС 220 кВ Васильевская	(АТ-1) АТДЦТН-200000/220/110/10	250,0	2016	1
		(АТ-2) АТДЦТН-200000/220/110/10	250,0	2016	1
14.	ПС 220 кВ Томыловская	(АД-1T) АТДЦТН-125000/220/110/10	125,0	1985	32
		(АД-2Т) АТДЦТН-125000/220/110/10	125,0	1977	40
15.	ПС 220 кВ Южная	(АТ-2) АТДЦТН-125000/220/110/10	125,0	1995	22
		(АТ-1) АТДЦТН-125000/220/110/10	125,0	2014	3
16.	ПС 220 кВ Головная	(АТ-1) АТДЦТН-125000/220/110/10	125,0	1994	23
17.	ПС 220 кВ Новокуйбышевская	(АД-2) АТДЦТН-200000/220/110/10	200,0	1997	20
18.	ПС 220 кВ Оросительная	(АД-1T) АТДЦТН-125000/220/110/10	125,0	1976	41
19.	ПС 220 кВ Сызрань	(АТ-1) АТДЦТН-250000/220/110/35	250,0	1987	30
		(АТ-2) АТДЦТН-250000/220/110/35	250,0	1986	31
		(Т-1) ТМН-2500/35/6	2,5	1988	29
		(Т-2) ТМН-2500/35/6	2,5	1988	29
20.	ПС 220 кВ Кубра	(АТ-1) АТДЦТН-200000/220/110/10	200,0	1991	26
		(АТ-2) АТДЦТН-200000/220/110/10	200,0	1992	25
21.	ПС 220 кВ КС - 22	(Т-1) ТРДЦН-63000/220/10	63,0	1982	35
		(Т-2) ТРДЦН-63000/220/10	63,0	1982	35
		(Т-3) ТРДЦН-63000/220/10	63,0	1983	34
		(Т-4) ТРДЦН-63000/220/10	63,0	1982	35
	Всего по ПС 220 кВ	41	5 652,0
	В том числе со сроком службы:
	до 15 лет	5	1125,0
	от 16 до 25 лет	6	800,0
	свыше 25 лет	30	3 727,0

Возрастная структура автотрансформаторов напряжением 220 кВ и выше, находящихся на территории Самарской области, приведена в таблице 3.5.

Таблица 3.5

Возрастная структура
автотрансформаторов на подстанциях напряжением 220-500 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги на территории Самарской области

Срок эксплуатации	Автотрансформаторы
	количество, единиц	мощность, MBA	доля в общем объеме трансформаторной мощности, процентов
Всего по ПС 500 кВ	5	3 454,0	100,0
В том числе:
до 15 лет	3	2 403,0	69,6
от 16 до 25 лет	0	0,0	0,0
свыше 25 лет	2	1 051,0	30,4
Всего по ПС 220 кВ	41	5 652,0	100,0
В том числе:
до 15 лет	5	1125,0	19,9
от 16 до 25 лет	6	800,0	14,2
свыше 25 лет	30	3 727,0	65,9
Итого по ПС 220-500 кВ	46	9 106,0	100,0
В том числе:
до 15 лет	8	3 528,0	38,7
от 16 до 25 лет	6	800,0	8,8
свыше 25 лет	32	4 778,0	52,5

Следует отметить, что доля автотрансформаторов напряжением 220 кВ и выше на подстанциях ПАО "ФСК ЕЭС" на территории Самарской области со сроком службы свыше 25 лет составляет 52,5% от общей установленной мощности.

4. Основные характеристики электросетевого комплекса напряжением 110 кВ

Филиал ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" осуществляет деятельность на территории Самарской области, в том числе оказывает услуги по передаче и распределению электрической энергии по электрическим сетям 35-110 кВ.

В состав филиала входят четыре производственных отделения:

Самарское производственное отделение (СПО): Елховский, Исаклинский, Клявлинский, Кошкинский, Красноярский, Сергиевский, Челно-Вершинский, Шенталинский районы (РЭС);

Жигулевское производственное отделение (ЖПО): Жигулевский, Сызранский, Тольяттинский, Шигонский районы (РЭС);

Волжское производственное отделение (ВПО): Алексеевский,

Богатовский, Борский, Волжский, Кинельский, Кинель-Черкасский, Нефтегорский, Похвистневский районы (РЭС);

Чапаевское производственное отделение (ЧПО): Безенчукский, Большеглушицкий, Большечерниговский, Красноармейский,

Хворостянский, Пестравский, Приволжский, Чапаевский районы (РЭС).

В собственности и эксплуатации филиала находятся электрические сети напряжением 0,4/6/10/35/110 кВ, в том числе:

ПС 110 кВ - 131 единица/ 5680 MBA;

ЛЭП 110 кВ (по цепям) - 5904,56 км (ВЛ) / 13,55 км (КЛ);

ЛЭП 110 кВ (по трассе) - 5214,53 км (ВЛ) / 13,55 км (КЛ).

Количество и мощность силовых трансформаторов ПС, а также протяженность ЛЭП (по трассе и цепям), находящихся на балансе филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети", приведены в таблицах 4.1-4.2.

Таблица 4.1

Количество и мощность подстанций филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети"

ПС	Самарское производственное отделение		Жигулевское производственное отделение		Волжское производственное отделение		Чапаевское производственное отделение		Самарские распределительные сети
	количество, единиц	номинальная мощность, MBA	количество, единиц	номинальная мощность, MBA	количество, единиц	номинальная мощность, MBA	количество, единиц	номинальная мощность, MBA	количество, единиц	номинальная мощность, MBA
ПС 110 кВ	44	2374,8	23	771,6	37	1653,3	27	880,3	131	5680

Таблица 4.2

Протяженность
ЛЭП филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" по трассе, км

ЛЭП	Самарское производственное отделение	Жигулевское производственное отделение	Волжское производственное отделение	Чапаевское производственное отделение	Самарские распределительные сети
ВЛ 110 кВ	1535	1481,14	1102,35	1096,04	5214,53
КЛ 110 кВ	13,55	0	0	0	13,55
Всего ЛЭП 110 кВ	1548,55	1481,14	1102,35	1096,04	5228,08

Ниже представлены показатели, характеризующие технический уровень состояния электросетевых объектов. Оценка технического уровня дана на основании анализа основных параметров электросетевых объектов, предоставленных филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети".

4.1. Подстанции напряжением 110 кВ

В собственности и эксплуатации ПАО "МРСК Волги" находится 131 ПС напряжением 110 кВ.

В эксплуатации иных собственников находятся 135 ПС напряжением 110 кВ. В таблице 4.3 приведены сводные данные по подстанциям напряжением 110 кВ. Перечень и основные характеристики силовых трансформаторов напряжением 110 кВ с разбивкой по производственным отделениям филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" представлены в таблицах 4.4-4.7.

Таблица 4.3

Сводные данные
по ПС напряжением 110 кВ филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети"

Производственное отделение	ПС 110 кВ		Трансформаторы
	единиц	MBA	штук	MBA
Волжское ПО	37	1653,3	69	1653,3
Жигулевское ПО	23	771,6	45	771,6
Самарское ПО	44	2374,8	83	2374,8
Чапаевское ПО	27	880,3	48	880,3
Всего	131	5680,0	245	5680,0
Абонентские ПС напряжением 110 кВ на территории, обслуживаемой филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети"
На территории Волжского ПО	22	840,6	44	840,6
На территории Жигулевского ПО	66	4683,4	133	4683,4
На территории Самарского ПО	29	1743,2	60	1743,2
На территории Чапаевского ПО	21	830,1	42	830,1
Всего	135	7890,3	274	7890,3
ПС Волжского ПО и абонентские ПС	59	2470,9	113	2470,9
ПС Жигулевского ПО и абонентские ПС	89	5455,0	178	5455,0
ПС Самарского ПО и абонентские ПС	73	4103,0	143	4103,0
ПС Чапаевского ПО и абонентские ПС	48	1706,7	90	1706,7
Всего	266	13528,6	519	13528,6

Таблица 4.4

Перечень
и основные характеристики силовых трансформаторов напряжением 110 кВ Самарского производственного отделения филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети"

N п/п	Наименование ПС	Класс напряжения ПС (ВН/СН/НН), кВ	Наименование трансформатора	Тип трансформатора	Номинальная мощность, MBA	Год ввода	Срок службы, годы
1.	Томашев Колок	110/6	С-1-Т	ТДТН-63000	63	2014	3
			С-2-Т	ТДТН-63000	63	2008	9
2.	Кряжская	110/35/6	С-1-Т	ТДТН-40000	40	1962	55
			С-2-Т	ТДТН-63000	63	2013	4
3.	АТД	110/10/6	С-1-Т	ТДТНГ-40000	40	1969	48
			С-2-Т	ТДТН-40500	40,5	1969	48
4.	Центральная-2	110/10/6	С-1-Т	ТРДН-40000	40	1985	32
			С-2-Т	ТРДН-40000	40	1985	32
5.	Центральная-3	110/6	С-1-Т	ТРДН-40000	40	1990	27
			С-2-Т	ТРДН-40000	40	1990	27
6.	Городская-1	110/6	С-1-Т	ТРДН-40000	40	1977	40
			С-2-Т	ТРДН-40000	40	1977	40
7.	Городская-2	110/10	С-1-Т	ТРДН-40000	40	1980	37
			С-2-Т	ТРДН-40000	40	1980	37
8.	Городская-3	110/10	С-1-Т	ТРДН-40000	40	1981	36
			С-2-Т	ТРДН-40000	40	1981	36
			Н13Т	ТМ-2500	2,5	1981	36
			Н67Т	ТМ-2500	2,5	1981	36
9.	Фарада	110/35/6	С-1-Т	ТДТН-40000	40	1981	36
			С-2-Т	ТДТН-40000	40	1981	36
10.	Клиническая	110/35/6	С-1-Т	ТДТН-63000	63	2003	14
			С-2-Т	ТДТН-63000	63	2005	12
11.	Студеная	110/6	С-1-Т	ТРДН-32000	32	1982	35
			С-2-Т	ТРДН-32000	32	1982	35
12.	Северная	110/10	С-1-Т	ТРДН-40000	40	2008	9
			С-2-Т	ТРДН-40000	40	2005	12
13.	Безымянка-3	110/10	С-1-Т	ТДНГ-20000	20	1971	46
			С-2-Т	ТДНГ-20000	20	1971	46
			С-3-Т	ТРДН-25000	25	1994	23
			С-4-Т	ТРДН-25000	25	1995	22
14.	Ботаническая	110/6	С-1-Т	ТРДН-40000	40	2006	И
			С-2-Т	ТРДН-40000	40	2006	И
15.	Танаевская	110/10	С-1-Т	ТРДН-40000	40	2007	10
			С-2-Т	ТРДН-40000	40	2006	11
16.	Красноглинская-1	110/35/6	С-1-Т	ТДТН-63000	63	2012	5
			С-2-Т	ТДТН-63000	63	2012	5
17.	Винтай	110/35/10	С-1-Т	ТДТНГ-20000	20	1960	57
			С-2-Т	ТДТНГ-25000	25	1960	57
18.	Курумоч	110/6	С-1-Т	ТДН-10000	10	1975	42
			С-2-Т	ТДН-10000	10	1975	42
19.	Горная	110/35/6	С-1-Т	ТДТН-16000	16	1984	33
			С-2-Т	ТДТН-16000	16	1984	33
20.	ДСК-2	110/35/10/6	Т-1-Т	ТДНС-10000	10	1992	25
			С-1-Т	ТДН-10000	10	1988	29
21.	Серноводская-110	110/35/6	С-1-Т	ТДТН-16000	16	1962	55
			С-2-Т	ТДТН-16000	16	1962	55
			С-3-Т	ТДТН-10000	10	1962	55
22.	Сергиевская	110/10	С-1-Т	ТРДН-16000	16	2012	5
			С-2-Т	ТРДН-16000	16	2012	5
23.	КС-21	110/10	С-1-Т	ТРДЦТН-63000	63	1982	35
			С-2-Т	ТРДЦТН-63000	63	1982	35
			С-3-Т	ТРДЦТН-63000	63	1983	34
			С-4-Т	ТРДЦТН-63000	63	1983	34
24.	Красносельская	110/10	С-1-Т	ТДТН-10000	10	1978	39
			С-2-Т	ТАМГ-2500	2,5	1962	55
25.	Исаклинская	110/35/10	С-1-Т	ТДТН-16000	16	1980	37
			С-2-Т	ТДТН-16000	16	1980	37
26.	Кошки	110/10	С-1-Т	ТНД-10000	10	1964	53
			С-2-Т	ТДТН-25000	25	1964	53
27.	Нижняя Быковка	110/10	С-1-Т	ТМН-6300	6,3	1966	51
28.	Русская Васильевка	110/10	С-1-Т	ТМТ-6300	6,3	1968	49
29.	Новая Кармала	110/10	С-1-Т	ТДН-10000	10	1997	20
30.	Надеждино	110/10	С-1-Т	ТМН-6300	6,3	1968	49
31.	Ермаково	110/10	С-1-Т	ТМН-6300	6,3	1988	29
32.	Садовая	110/10	С-1-Т	ТМН-6300	6,3	1989	28
			С-2-Т	ТМН-6300	6,3	1989	28
33.	Елховка	110/35/10	С-1-Т	ТДТН-16000	16	1995	22
			С-2-Т	ТДТН-16000	16	1996	21
34.	Красноярская	110/35/10	С-1-Т	ТДТН-40000/110	40	2017	2
			С-2-Т	ТДТН-40000/110	40	2018	1
35.	Алакаевка	110/35/6	С-1-Т	ТДТНГ-25000	25	1960	57
			С-2-Т	ТДТНГ-15000	15	1960	57
36.	Хилково	110/6	С-1-Т	ТМН-6300	6,3	1975	42
			С-2-Т	ТМН-6300	6,3	1988	29
37.	Челно-Вершинская	110/35/10	С-1-Т	ТДТН-10000	10	1974	43
			С-2-Т	ТДТН-25000	25	1974	43
38.	Зубовская	110/10	С-1-Т	ТДН-10000	10	1966	51
39.	Кутузовская	110/10	С-1-Т	ТМН-6300	6,3	1984	33
40.	Клявлинская	110/35/10	С-1-Т	ТДТН-16000	16	1995	22
			С-2-Т	ТДГН-16000	16	1995	22
41.	Камышла	110/35/10	С-1-Т	ТДТН-25000	25	1996	21
			С-2-Т	ТДТН-25000	25	1996	21
42.	Русское Добрино	110/10	С-1-Т	ТАМГ-2500	2,5	1969	48
43.	Шенталинская	110/35/10	С-1-Т	ТДТН-16000	16	1993	24
			С-2-Т	ТДТН-16000	16	1993	24

Таблица 4.5

Перечень
и основные характеристики силовых трансформаторов напряжением 110 кВ Жигулевского производственного отделения филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети"

N п/п	Наименование ПС	Класс напряжения ПС (ВН/СН/НН), кВ	Наименование трансформатора	Тип трансформатора	Номинальная мощность, MBA	Год ввода	Срок службы, годы
1.	Город-1	110/6	Т-1	ТДНГ-20000/110-У1	20	1972	45
			Т-2	ТДНГ-20000/110-У1	20	1972	45
2.	Шигоны	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110-76-У1	16	1983	34
			Т-2	ТДТН-16000/110-76-У1	16	1988	29
3.	Южная	110/6	Т-1	ТДТН-16000/110-79-У1	16	1976	41
			Т-2	ТДТН-16000/110-79-У1	16	1988	29
4.	Восточная	110/6	Т-1	ТДН-25000/110-У1	25	2012	5
			Т-2	ТДН-25000/110-У1	25	2011	6
5.	Портовая	110/6	Т-1	ТДТН-10000/110-76-У.1	10	2000	17
			Т-2	ТДТН-16000/110-76-У1	16	1998	19
6.	Районная котельная	110/6	Т-1	ТДН-16000/110-76У1	16	1981	36
			Т-2	ТДН-16000/110-76У1	16	1980	37
7.	Западная	110/6	Т-1	ТРДН-25000/110-У1	25	2001	16
			Т-2	ТРДН-25000/110-У1	25	2005	12
8.	Ягодное	110/10	Т-1	ТРДН-25000/110-У1	25	2010	7
			Т-2	ТРДН-25000/110-У1	25	2010	7
9.	Узюково	110/10	Т-1	ТМН-6300/110-У1	6,3	1983	34
			Т-2	ТДН-16000/110-У1	16	2013	4
10.	Мусорка	110/10	Т-1	ТМН-6300/110-У1	6,3	1994	23
			Т-2	ТМН-6300/110-У1	6,3	1994	23
11.	Хрящевка	110/10	Т-1	ТМН-6300/110-У1	6,3	1992	25
			Т-2	ТМН-6300/110-У1	6,3	1979	38
12.	Белозерки	110/35/10	Т-1	ТМТ-6300/110-У1	6,3	1973	44
			Т-2	ТМТ-6300/110-У1	6,3	1973	44
13.	Лопатино	110/35/10	Т-1	ТМТ-6300/110-У1	6,3	1972	45
			Т-2	ТДТН-16000/110-76-У1	16	2004	13
14.	Совхозная	110/35/10	Т-1	ТДТН-25000/110-У1	25	1980	37
			Т-2	ТДТН-25000/110-У1	25	1980	37
15.	Плотина	110/6	Т-1	ТМ-6300/110-У1	6,3	1972	45
			Т-2	ТМ-6300/110-У1	6,3	1972	45
16.	Матюшкино	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110-76-У1	16	1979	38
			Т-2	ТДТН-25000/110-76-У1	25	1980	37
17.	Комсомольская	110/35/6		ТДТН-40000/110-7841-У1	40	1990	27
			Т-2	ТДТН-40000/110-7841-У1	40	1991	26
18.	Зольное	110/35/6	Т-1	ТМ-5600/35-У1	5,6	1952	65
			Т-3	ТДТН-16000/110-76-У1	16	1972	45
19.	Жигулевская	110/35/6	Т-1	ТДТН-25000/110-У1	25	2000	17
			Т-2	ТДТН-25000/110-У1	25	2001	16
20.	Ремзавод	110/35/10	Т-1	ТДТН-25000/110-У1	25	1995	22
			Т-2	ТДТН-25000/110-У1	25	1979	38
21.	Александровка	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110-76-У1	16	1983	34
			Т-2	ТДТН-16000/110-76-У1	16	1983	34
22.	Рождествено	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110-У1	10	1989	28
			Т-2	ТДТН-10000/110-У1	10	1993	24
23.	ЖЭТЗ	110/35/6	Т-1	ТДТН-10000/110-У1	10	1968	49
			Т-2	ТДТН-10000/110-У1	10	1968	49

Таблица 4.6

Перечень
и основные характеристики силовых трансформаторов 110 кВ Волжского производственного отделения филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети"

N п/п	Наименование ПС	Класс напряжения ПС (ВН/СН/НН), кВ	Наименование трансформатора	Тип трансформатора	Номинальная мощность, MBA	Год ввода	Срок службы, годы
1.	Алексеевка	110/35/10	С-1-Т	ТДТН-40000/110,	40	1991	26
			С-2-Т	ТДТН-40000/110	40	1990	27
2.	Александровка	110/6		ТМ-6300	6,3	1972	45
3.	АСК-2	110/35/10	С-1-Т	ТДТН-40000/110	40	1992	25
			С-2-Т	ТДТН-63000/110	63	2018	1
4.	Богатое	110/10	С-1-Т	ТДТН-10000/110	10	1986	31
			С-2-Т	ТДН-16000/110	16	1986	31
5.	Борское	110/35/10	С-1-Т	ТДТН-16000/110	16	1986	31
			С-2-Т	ТДТН-16000/110	16	1987	30
6.	Безымянка-2	110/6	С-1-Т	ТРДН-40000/110	40	1976	41
			С-2-Т	ТРДН-40000/110	40	1988	29
7.	Вершины	110/10	С-1-Т	ТРДН-40000/110	40	1977	40
			С-2-Т	ТРДН-40000/110	40	1977	40
8.	Волжская-2	110/6	С-1-Т	ТРДН-63000/110 У1	63	2014	3
			С-2-Т	ТРДН-63000/110 У1	63	2013	4
9.	Георгиевка	110/10	С-1-Т	ТДН-10000/110	10	1979	38
			С-2-Т	ТДН-10000/110	10	1979	38
10.	Гидронамыв	110/6	С-1-Т	TG15000	5	1983	34
11.	Дубовый Умет	110/35/10	С-1-Т	ТДТН-25000/110	25	1985	32
			С-2-Т	ТДТН-25000/110	25	1987	30
12.	Ерзовка	110/10	С-1-Т	ТРДН-40000/110	40	1977	40
			С-2-Т	ТРДН-40000/110	40	1978	39
13.	Заводская-1	110/6	С-1-Т	ТРДН-40000/110	40	1989	28
			С-2-Т	ТРДН-40000/110	40	1986	31
14.	Засамарская	110/10	С-1-Т	ТДТН-25000/110/35/10	25	2001	16
			С-2-Т	ТРДН-40000/110	40	1988	29
15.	Коханы	110/35/6	С-1-Т	ТДТН-20000/110	20	1968	49
			С-2-Т	ТДТН-15000/110	15	1965	52
16.	Кротовка	110/35/6	С-1-Т	ТДТНГ-20000/110	20	1957	60
			С-2-Т	ТДТНГ-20000/110	20	1956	61
17.	Красная Самарка	110/10	С-1-Т	ТДН-10000/110	10	1976	41
			С-2-Т	ТМТГ-5600/110	5,6	2014	3
18.	Кутулук	110/10	С-1-Т	ТДН-16000/110	16	1981	36
			С-2-Т	ТДН-16000/110	16	1981	36
19.	Малая Малышевка	110/10	С-1-Т	ТМН-6300/110	6,3	1985	32
			С-2-Т	ТМТ-6300/100	6,3	1985	32
20.	ММПС	110/6	С-1-Т	KTPU/123NC25000	25	2013	4
21.	Мелиорация	110/35/6	С-1-Т	ТДТН-16000/110	16	1987	30
			С-2-Т	ТДТН-16000/110	16	1987	30
22.	Нефтегорская-1	110/35/6	С-1-Т	ТДТНГ-20000/110	20	1962	55
			С-2-Т	ТДТНГ-15000/110	15	1961	56
23.	Нефтегорская-2	110/35/6	С-1-Т	ТДТН-40000/110	40	2014	3
			С-2-Т	ТДГН-40000/110	40	1975	42
24.	НФТП	110/10	С-1-Т	ТРДН-25000/110	25	1984	33
			С-2-Т	ТРДН-25000/110	25	1984	33
25.	Овощная	110/6	С-1-Т	ТРДН-25000/110	25	1985	32
			С-2-Т	ТРДН-25000/110	25	1985	32
26.	Похвистнево-2	110/35/6	С-1-Т	ТДТН-25000/100	25	1985	32
			С-2-Т	ТДТН-25000/110	25	1985	32
27.	ОРУ-35 Похвистнево тяговая	110/35/10	С-2-Т	ТДТН-25000/110	25	1976	41
28.	Птицефабрика	110/10	С-1-Т	ТДН-16000/110	16	1978	39
29.	Сад Город	110/35/10	С-1-Т	ТДТН-10000/110	10	1977	40
			С-2-Т	ТДТН-10000/110	10	1977	40
30.	Северный Ключ	110/10	С-1-Т	ТМН-6300/110	6,3	1985	32
			С-2-Т	ТДН-16000/110	16	1990	27
31.	Семеновка	110/10	С-1-Т	ТМТ-6300/110	6,3	1981	36
32.	Сосновка	110/35/6	С-1-Т	ТДТН-25000/110	25	2005	12
			С-2-Т	ТДТН-20000/110	20	1966	51
33.	Толевая	110/6	С-1-Т	ТРДН-40000/110	40	1978	39
			С-2-Т	ТРДН-40000/110	40	1979	38
34.	Утевка	110/10	С-1-Т	ТМН-6300/110	6,3	1979	38
			С-2-Т	ТМН-6300/110	6,3	1985	32
35.	Энергия	110/10	С-1-Т	ТМН-6300/110	6,3	1985	32
36.	Черкассы	110/10	С-1-Т	ТРДН-25000/110	25	1992	25
			С-2-Т	ТРДН-25000/110	25	1991	26
37.	Южная	110/6	С-1-Т	ТДН-16000/110	16	1972	45
			С-2-Т	ТДН-16000/110	16	1986	31

Таблица 4.7

Перечень
и основные характеристики силовых трансформаторов напряжением 110 кВ Чапаевского производственного отделения филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети"

N п/п	Наименование ПС	Класс напряжения ПС (ВН/СН/НН), кВ	Наименование трансформатора	Тип трансформатора	Номинальная мощность, MBA	Год ввода	Срок службы, годы
1.	Абашево	110/10	Т-1	ТРДН-25000/110	25	1975	42
			Т-2	ТРДН-25000/110	25
2.	Августовка	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	1973	44
			Т-2	ТМН-6300/110	6,3
3.	Большая Глушица	110/35/10	Т-1	ТДТН-25000/110	25	1965	52
			Т-2	ТДТН-25000/110	25
4.	Большая Черниговка	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	16	1966	51
			Т-2	ТДТН-16000/110	16
5.	Висла	110/35/10	Т-1	ТДТН-25000/110	25	1982	35
			Т-2	ТДТН-25000/110	25
6.	Восток	110/10	Т-1	ТМГ-2500/110	2,5	1975	42
7.	Воздвиженка	110/10	Т-1	ТМН-6300/110	6,3	1986	31
			Т-2	ТМН-6300/110	6,3
8.	Колдыбань	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	16	1980	37
			Т-2	ТДТН-16000/110	16
9.	Лесная	110/10	Т-1	ТМН-6300/110	6,3	1976	41
10.	Любецкая	110/10	Т-1	ТРДН-32000/110	32	1981	36
			Т-2	ТРДН-32000/110	32
11.	Масленниково	110/10	Т-1	ТМН-10000/110	10	1970	47
			Т-2	ТМН-10000/110	10
12.	Морец	110/10	Т-1	ТДН-10000	10	2018	1
			Т-2	ТДН-10000	10	1986	31
13.	Натальино	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	16	1989	28
14.	Новокуровка	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	16	1990	27
15.	Новоспасская	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	16	1974	43
			Т-2	ТДТН-16000/110	16
16.	Нулевая	110/10	Т-1	ТДН-10000/110	10	1988	29
			Т-2	ТДН-10000/110	10
17.	Обшаровка	110/10	Т-1	ТДН-10000/110	10	1984	33
			Т-2	ТДН-10000/110	10
18.	Ольгино	110/35/10	Т-1	ТДТН-10000/110	10	1974	43
			Т-2	ТДТН-10000/110	10
19.	Переволоки	110/35/10	Т-1	ТДТН-25000/110	25	1976	41
			Т-2	ТДТН-25000/110	25
20.	Пестравка	110/35/10	Т-1	ТДТН-16000/110	16	1982	35
			Т-2	ТДТН-16000/110	16
21.	Поляково	110/10	Т-1	ТМ-6300/110	6,3	1991	26
22.	Приволжье	110/35/10	Т-1	ТДТН-25000/110	25	1981	36
			Т-2	ТДТН-25000/110	25
23.	Снисски	110/35/6	Т-1	ТДТН-16000/110	16	1965	52
			Т-2	ТДТН-16000/110	16
24.	Совхозная-3	110/35/6	Т-1	ТРДН-32000/110	32	1978	39
			Т-2	ТРДН-32000/110	32
25.	Солнечная	110/10	Т-1	ТМ-6300/110	6,3	1974	43
26.	Центральная	110/6	Т-1	ТРДН-40000/110	40	2009	8
			Т-2	ТРДН-40000/110	40	2009	8
27.	Чапаевская	110/35/10	Т-1	ТДТН-40000/110	40	1955	62
			Т-2	ТДТН-40000/110	40

4.2. Возрастная характеристика трансформаторной мощности на ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети"

В таблице 4.8 приведена возрастная характеристика трансформаторов, находящихся в собственности филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети", с разбивкой по производственным отделениям.

Согласно нормативно-технической документации сроки использования основного оборудования подстанций до списания составляют не менее 25 лет. Поэтому для ПС вопрос об износе объекта в целом, как правило, не возникает. Замена оборудования должна осуществляться по мере его износа.

По сроку службы трансформаторы на подстанциях условно разделены на три группы: до 15 лет, с 16 до 25 лет и свыше 25 лет.

Таблица 4.8

Возрастная характеристика
трансформаторов по производственным отделениям филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети"

Срок эксплуатации	Установленная мощность, MBA	Количество, единиц	Доля в общем объеме трансформаторной мощности, процентов
Самарские распределительные сети (СРС)
Всего	5638,1	245	100,0
В том числе со сроком службы:
до 15 лет	1068,9	30	19,0
16-25 лет	758,0	29	13,4
26 лет и выше	3811,2	186	67,6
Волжское производственное отделение (ВПО)
Всего	1630,3	69	100,0
В том числе со сроком службы:
до 15 лет	161,9	8	9,9
16-25 лет	237,0	4	14,5
26 лет и выше	1231,4	57	75,5
Жигулевское производственное отделение (ЖПО)
Всего	771,6	45	100,0
В том числе со сроком службы:
до 15 лет	95,0	7	12,3
16-25 лет	212,0	10	27,5
26 лет и выше	464,6	28	60,2
Самарское производственное отделение (СПО)
Всего	2359,6	83	100,0
В том числе со сроком службы:
до 15 лет	732,0	13	31,0
16-25 лет	293,0	14	12,4
26 лет и выше	1334,6	56	56,6
Чапаевское производственное отделение (ЧПО)
Всего	876,6	48	100,0
В том числе со сроком службы:
до 15 лет	80,0	2	9,1
16-25 лет	16,0	1	1,8
26 лет и выше	780,6	45	89,0

Доля трансформаторов напряжением 110 кВ и выше на ПС ПАО "МРСК Волги" на территории Самарской области со сроком службы более 26 лет составляет 67,6%.

В таблице 4.9 представлен перечень подстанций напряжением 110 кВ филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети", первичная схема распределительных устройств которых выполнена на отделителях и короткозамыкателях.

Таблица 4.9

Перечень
ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети", первичная схема распределительных устройств которых выполнена на отделителях и короткозамыкателях (далее - ПС на ОД и КЗ)

Наименование ПС	Всего, единиц	ПС на ОД и КЗ, единиц	Доля ПС на ОД и КЗ, %
Самарские распределительные сети, всего	131	80	61,1
Волжское производственное отделение ПС 110/35/10 Алексеевка 110/6 Александровка 110/35/10 Борское 110/6 Безымянка-2 110/10 Вершины 110/10 Георгиевка 110/6 Гидронамыв 110/35/10 Дубовый Умет 110/10 Ерзовка 110/6 Заводская-1 110/10 Засамарская 110/35/6 Коханы 110/10 Красная Самарка 110/10 Кутулук 110/35/6 Мелиорация ПС 110 Малая Малышевка 110/35/6 Нефтегорская-1 110/6 Овощная 110/35/6 Похвистнево-2 110/10 Птицефабрика 110/35/10 Сад Город 110/10 Северный Ключ 110/10 Семеновка 110/35/6 Сосновка 110/10 Утевка 110/10 Энергия		28	21,4
110/10 Черкассы 110/6 Южная
Жигулевское производственное отделение 110/35/10 Шигоны 110/6 Портовая 110/6 Районная Котельная 110/6 Северная 110/10 Хрящевка 110/35/10 Белозерки 110/35/10 Лопатино 110/35/10 Совхозная 110/6 Плотина 110/35/10 Матюшкино 110/35/10 Ремзавод 110/35/10 Александровка 110/35/10 Рождествено ПС 110 Узюково		14	10,6
Самарское производственное отделение 110/35/6 АТД 110/10/6 кВ Центральная-2 110/6 Городская-1 110/10 Городская-3 110/35/6 Фарада 110/6 Студеная 110/35/10 Винтай 110/35/6 Горная 110/35/6 Серноводская-110 110/10 Красносельская 110/35/10 Исаклинская 110/10 Нижняя Быковка 110/10 КС-21 110/10 Русская Васильевка 110/10 Новая Кармала 110/10 Надеждино 110/10 Ермаково 110/10 Садовая 110/35/10 Елховка 110/35/6 Алакаевка 110/6Хилково 110/10 Зубовская 110/10 Кутузовская 110/10 Русское Добрино 110/35/10 Шенталинская		25	18,9
Чапаевское производственное отделение Абашево Августовка Воздвиженка Лесная Масленниково Натальино Новокуровка Новоспасская Нулевая Ольгино Переволоки Поляково Солнечная		13	9,8

В таблице 4.10 представлен перечень подстанций напряжением 110 кВ с одним трансформатором.

Таблица 4.10

Перечень
ПС напряжением 110 кВ филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" с одним трансформатором

Наименование ПС	Мощность трансформаторов, MBA
Всего с одним трансформатором 18 ПС (14%)	194,6
ВПО (4 ПС)	23,9
ПС 110/6 кВ Александровка	6,3
ПС 110/6 кВ Гидронамыв	5,0
ПС 110/6 кВ Семеновка	6,3
ПС 110/10 кВ Энергия	6,3
ЧПО (6 ПС)	53,4
ПС 110/10 кВ Лесная	6,3
ПС 110/10 кВ Натальино	16,0
ПС 110/10 кВ Поляково	6,3
ПС 110/10 кВ Солнечная	6,3
ПС 110/10 кВ Восток	2,5
ПС 110/35/10 кВ Новокуровка	16,0
СПО (8 ПС)	117,3
ПС 110/6ММПС	25,0
ПС 110/10 кВ Нижняя Быковка	6,3
ПС 110/10 кВ Русская Васильевка	6,3
ПС 110/10 кВ Новая Кармала	10,0
ПС 110/10 кВ Надеждино	6,3
ПС 110/10 кВ Ермаково	6,3
ПС 110/10 кВ Садовая	6,3
ПС 110/10 кВ Зубовская	10,0
ПС 110/10 кВ Кутузовская	6,3
ПС 110/35/10 кВ Клявлинская	16,0
ПС 110/10 кВ Русское Добрино	2,5
ПС 110/35/10 кВ Шенталинская	16,0

Доля ПС напряжением 110 кВ, первичная схема распределительных устройств которых выполнена на отделителях и короткозамыкателях, составляет 61,1%.

Доля ПС напряжением 110 кВ, на которых установлен только один силовой трансформатор, составляет 14%.

4.3. Линии электропередачи напряжением 110 кВ Относительным показателем технического состояния электрических сетей может служить их возрастная структура.

Анализ технического состояния линий электропередачи напряжением 110 кВ с указанием информации по производственным отделениям филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" представлен в таблицах 4.11-4.14.

Таблица 4.11.

ВЛ 110 кВ Волжского производственного отделения филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети"

Наименование ВЛ	Номинальное напряжение, кВ	Количество цепей, штук	Год ввода	Срок службы, годы	Провод
					марка и сечение	длина
						по трассе, км	по цепям, км
Кротовская-1,2 (КР-1,2)	110	2	1956	61	АС-240	36,30	72,60
Отпайка КР-1,2 на ПС Тургеневка	110	2	1958	59	АС-120	1,20	2,40
Отпайка КР-1,2 на ПС Георгиевка	110	2	1973	44	АС-120	0,02	0,05
Кротовка-Новоотрадная (КН)-1,2	110	2	1990	27	АС-240	17,22	34,44
Новоотрадная-Подбельская (НП)-1,2	110	2	1958	43	АС-240	41,17	82,34
			1974	59	АС-240	0,80	1,60
Заход НП-1 на ПС Тунгуз (двухцепный)	110	2	1972	45	АС-240	0,82	1,64
Заход НП-2 на ПС Толкай (двухцепный)	110	2	1958	59	АС-240	1,53	3,06
Заход НП-2 на ПС Ерзовка со стороны ПС Толкай	110	1	1977	40	АС-240	6,68	6,68
Заход НП-2 на ПС Ерзовка со стороны ПС Подбельская	110	1	1977	40	АС-240	6,68	6,68
Подбельск-Михайловская (ПБ)-1,2	110	2	1958	59	АС-240	40,70	81,40
Заход ПБ-1на ПС Похвистнево-2 (двухцепный)	110	2	1977	40	АС-240	3,60	7,20
Отпайка ПБ-1,2 на ПС Похвистнево тяговая	110	2	1958	59	АС-185	1,64	3,28
Отпайка ПБ-1 на ПС Сосновка	110	1	1961	56	АС-240	24,32	24,32
			1961	56	АЖ-120	1,02	1,02
Заход ПБ-2 на ПС Подбельская ПТФ	110	2	1977	40	АС-240	0,70	1,40
Сосновская	110	1	1961	56	АС-70	22,83	22,83
Отпайка Сосновская на ПС Северный Ключ	110	2	1985	32	АЖ-120	6,51	6,51
Северный Ключ	110	1	1985	32	АЖ-120	11,54	11,54
Бузулукская-1,2 (участок Волжского ПО 1-205)	110	2	1961	56	АС-150	50,05	100,10
Отпайка Бузулукская-1, 2 на ПС Богатое	110	2	1961	56	АС-120	2,20	4,40
Отпайка Бузулукская-1 на ПС Нефтегорская-2	110	1	1968	49	АС-120	20,50	20,50
			1966	51	АС-185	1,80	1,80
Отпайка Бузулукская-1, 2 на ПС Борская	110	1	1966	51	АС-70	8,00	16,00
Отпайка Бузулукская-2 на ПС Нефтегорская-1	110	1	1961	56	АС-95	20,50	20,50
Перемычка	110	1	1968	49	АС-185	1,80	1,80
Коханы-2	110	1	1980	37	АС-120	51,60	51,60
		1	1962	55	АС-150	21,10	21,10
Отпайка Коханы-2 на ПС УКПН-2 (участок опор 1-8)	110	1	1967	50	АС-95	2,00	2,00
УКПН-2 (участок опор 1-74)	110	1	1962	55	АС-120	12,50	12,50
			1967	50	АС-95	2,00	2,00
Отпайка УКПН-2 на ПС Лугань	110	1	1983	34	АС-120	7,00	7,00
Коханы-1	110	1	1976	41	АС-120	23,60	23,60
Отпайка Коханы-1 на ПС Лугань	110	1	1983	34	АС-120	15,00	15,00
Красносамарская	110	1	1967	50	АС-240	34,65	34,65
Нефтегорская-2	110	1	1967	50	АС-240	48,25	48,25
Заход Нефтегорская-2 на ПС Малая Малышевка (двухцепный)	110		1985	34	АС-240	2,40	4,80
Отпайка Нефтегорская-2 на ПС Утевка	110	1	1979	38	АС-120	8,20	8,20
Отпайка Бариновка-2 на ПС Утёвка	110	1	1987	30	АС-120	0,96	0,96
Чернореченская-1	110	1	1971	46	АС-120	25,50	25,50
Заход Чернореченская-1 на ПС Локомотивное депо - Кинель	110	1	1997	20	АС-120	0,15	0,30
Чернореченская-2	110	1	1971	46	АС-150	18,40	18,40
			1971	46	АС-120	0,50	0,50
Отпайка Чернореченская-2 на ПС Лопатино	110	1	1965	52	АС-95	2,30	2,30
Дружба-1, Самарская-1	110	2	1974	43	АС-150	28,00	56,00
Южная-1, Дружба-2	110	2	1985	32	АС-185	32,32	63,52
Отпайка Самарская-1,2 на ПС Мелиорация	110	2	1986	31	АС-120	1,50	3,00
Отпайка Самарская-1 на ПС Гидронамыв	110	1	1979	38	АС-95	1,30	1,30
Вершины	110	1	1985	32	АС-185	54,25	54,25
Отпайка Вершины на ПС Вершины	110	1	1977	40	АС-185	1,72	1,72
Отпайка Вершины, Бариновка-1 на ПС Парфеновка	110	2	1983	34	АС-95	7,30	14,60
Отпайка Бариновка-1 на ПС Вершины	110	1	1977	40	АС-185	1,95	1,95
Муханово-1,2	110	2	1958	59	АС-120	2,60	5,20
			1983	34	АС-150	8,80	17,60
			1983	34	АС-185	7,00	14,00
Отпайка Муханово-1,2 на ПС Муханово	110	2	1958	59	АС-120	0,01	0,02
Отпайка Муханово-2 на ПС Сад Город	110	1	1977	40	АС-150	3,50	3,50
Калиновый Ключ	110	1	1975	42	АС-185	50,20	50,20
Заход Калиновый Ключ на ПС Семеновка (двухцепный)	110	2	1981	34	АС-185	1,39	2,78
Кутулук-1	110	1	1981	36	АС-150	33,00	33,00
Кутулук-2	110	1	1961	56	АС-150	4,60	4,60
			1981	36	АС-150	7,00	7,00
Язевка-1,2	110	2	1961	56	АС-150	6,70	13,40
			1977	40	АС-150	7,95	15,90
Алексеевка-2	110	1	1974	43	АС-120	36,15	36,15
Алексеевка-1	110	1	1993	24	АС-185	36,26	36,26
			1993	24	АС-240	0,04	0,04
Отпайка Серноводская-1,2 на ПС Энергия	110	2	1985	32	АС-120	1,60	3,20
ПМЗ-1,2 (недействующая)	110	2	1985	32	АС-185	14,40	28,80
Назаровская, Черкасская	110	2	1991	26	АС-240	16,80	33,60
Отпайка СамТЭЦ-Кинель на ПС АСК-2	110	1	1993	24	АС-185	3,72	3,72
Отпайка БК-2 на ПС АСК-2	110	1	1993	24	АС-185	3,46	3,46
КС-3	110	1	1983	34	АС-150	53,80	53,80
Отпайка КС-3, Дубовоуметская-2 на ПС Кудиновская	110	2	1991	26	АС-150	2,33	4,66
Отпайка КС-3 на ПС Бризол	110	1	1989	28	АС-120	9,70	9,70
Дубовоумётская-2	110	1	1983	34	АС-150	18,90	18,90
Отпайка Дубовоумётская-2	110	1	1989	28	АС-120	9,70	9,70
на ПС Бризол (участок 1-60; 163-181)			1989	28	АС-185	4,20	4,20
Дубовоумётская-1	110	1	1973	44	АС-95	13,90	13,90
			1965	52	АС-150	0,50	0,50
Бризол-2	110	1	1990	27	АС-185	3,04	3,04
Отпайка от опоры N 1 Бризол-2 (холостой участок опор 136-168 бывшей отпайки от КС-3 к ПС Бризол, под охранным напряжением)	110	1	1971	46	АС-185	1,16	1,16
Заход НК-1,2 со стороны НкТЭЦ-1 на ПС Новокуйбышевская (НК-7, 8 недействующая)	110	2	1997	20	АС-185	1,70	3,40
Заход Утес-2 со стороны НкТЭЦ-2 на ПС Новокуйбышевская (Утес-2, 4 недействующая)	110	2	1997	20	АС-185	1,90	3,80
Заход НК-1,2 со стороны ПС Кряж, Толевая на ПС Новокуйбышевская (НК-1,2 недействующая)	110	2	1997	20	АС-185	1,70	3,40

Таблица 4.12

ВЛ напряжением
110 кВ Жигулевского производственного отделения филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети"

Наименование ВЛ	Номинальное напряжение, кВ	Количество цепей, штук	Год ввода	Срок службы, годы	Провод
					марка и сечение	длина
						по трассе, км	по цепям, км
Агрегат	110	2	1990	27	АС-185	7,21	7,21
Азот-1	110	2	1988	29	АС-240	5,55	5,55
Азот-3	110	2	1988	29	АС-240	5,55	5,55
Азот-5	110	1	1988	29	АС-240	5,74	5,74
Азот-Винтай	110	2	1992	25	АС-185	28,10	28,10
Азот-Елховка	110	2	1974	43	АС-150	5,90	5,90
			1974	43	АС-120	10,60	10,60
			1974	43	АС-95	45,27	45,27
Азот-Комсомольск	110	2	1992	25	АС-185	48,44	48,44
Азот-Матюшкино	110	1	1984	33	АС-120	20,40	20,40
Отпайка на ПС Узюково	110	1	1984	33	АС-185	4,16	4,16
Азот-Мусорка	110	2	1984	33	АС-150	5,99	5,99
			1984	33	АС-120	10,81	10,81
			1984	33	АС-95	1,42	1,42
ВДН-СК	110	1	1973	44	АС-120	0,62	0,62
			1973	44	АС-70	5,12	5,12
Отпайка на ПС Районная котельная	110	1	1973	44	АС-120	0,08	0,08
Винтай-1	110	2	1979	38	АС-185	26,83	26,83
Отпайка на ПС Винтай-1	110	2	1979	38	АС-120	1,44	1,44
Восточная-1	110	2	1965	52	АС-150	2,58	2,58
Отпайка на ПС Южная	110	1	1976	41	АС-150	2,40	2,40
Отпайка на ПС ГПП-2 ВЦМ	110	1	1966	51	АС-150	0,15	0,15
Восточная-2	110	2	1965	52	АС-150	2,58	2,58
Отпайка на ПС ГПП-2 ВЦМ	110	1	1966	51	АС-150	0,15	0,15
ВЦМ-1,2	110	2	1978	39	АС-240	9,60	19,20
Западная-1	110	2	1968	39	АС-185	1,06	1,06
					АС-150	11,44	11,44
Отпайка на ПС Западная	110	2	1976	41	АС-150	0,25	0,25
Отпайка на ПС Южная	110	1	1976	41	АС-150	3,30	3,30
Отпайка Тольяттинская ТЭЦ-Северная	110	2	1998	19	АС-150	4,05	4,05
Западная-2	110	2	1968	49	АС-185	1,06	1,06
			1968	49	АС-150	11,44	11,44
Отпайка на ПС Западная	110	2	1976	41	АС-150	0,25	0,25
Каучук-1 отпайка на ГПП-3	110	2	1967	50	АСК-185	2,76	2,76
Полимер			1967	50	АСКП-240	0,30	0,30
			1980	37	АСК-185	0,51	0,51
Каучук-2	110	2	1967	50	АСК-185	2,31	2,31
Каучук-3	110	2	1980	37	АСКП-240	7,42	7,42
Отпайка на ГПП-3 Полимер	110	1	1980	37	АСКП-240	0,02	0,02
Каучук-4	110	2	1980	37	АСКП-240	6,05	6,05
			1980	37	АС-185	4,92	4,92
Отпайка на ПС Фильтр	110	1	1980	37	АСКП-240	0,20	0,20
Комсомольская-3	110	2	1966	51	АС-185	5,22	5,22
			1950	67	АС-185	3,21	3,21
Отпайка на ПС Жигулёвское море	110	1	1966	51	АС-120	0,20	0,20
Комсомольская-4	110	2	1966	51	АС-185	5,22	5,22
			1950	67	АС-185	3,21	3,21
Отпайка на ПС МИС	110	2	1966	51	АС-120	1,62	1,62
Левобережная-1 (ЛБ-1)	110	2	1965	52	АС-185	6,58	6,58
			1979	38	АС-185	14,89	14,89
Левобережная-2 (ЛБ-2)	110	2	1979	38	АС-185	12,30	12,30
			1985	32	АС-185	11,28	11,28
Отпайка на ПС Винтай-1	110	2	1979	38	АС-120	1,44	1,44
Левобережная 3 (ЛБ-3)	110	2	1967	50	АС-185	0,51	0,51
			1967	50	АС-95	6,97	6,97
			1967	50	АС-150	0,80	0,80
Матюппсино-1	110	1	1979	38	АС-150	22,80	22,80
МИС	110	2	1973	44	АС-120	3,88	3,88
Отпайка на ПС Котельная	110	1	1987	30	АС-120	0,54	0,54
ОСК-1	110	2	1967	50	АС-150	0,72	0,72
			1967	50	АС-95	2,25	2,25
Промкомзона-Северная	110	2	1998	19	АС-150	16,56	16,56
Порт-4	110	2	1980	37	АС-185	12,55	12,55
Совхозная-1	110	1	1978	39	АС-150	38,70	38,70
Отпайка на ПС Совхозная	110	1	1978	39	АС-150	0,04	0,04
Ставрополь-1,2	110	2	1963	54	АС-185	6,46	12,92
Отпайка на ПС Изопрен	110	1	1972	45	АС-185	0,25	0,25
Ставрополь-3,4	110	2	1963	54	АС-185	6,80	13,60
Отпайка на ПС ГПП-1 ЭТЗ	110	1	1963	54	АС-185	0,15	0,15
Отпайка на ПС ГПП-ВЦТМ	110	2	1963	54	АС-185	0,70	0,70
Отпайка на ПС ГПП-1 ЭТЗ	110	1	1963	54	АС-185	0,15	0,15
Отпайка на ПС ГПП-1 ВЦТМ	110	2	1963	54	АС-185	0,70	0,70
Сускан-1,2	110	2	1972	45	АС-240	2,60	5,20
			1972	45	АС-70	48,44	96,88
Отпайка на ПС Белозерки	110	2	1972	45	АС-70	1,46	2,92
Отпайка на ПС Хрящевка	110	1	1972	45	АС-70	5,90	5,90
Отпайка на ПС Лопатино	110	2	1972	45	АС-70	11,23	11,23
Отпайка на ПС Насосная-2	110	1	1972	45	АС-70	4,08	4,08
Отпайка на ПС Совхозная	110	1	1978	39	АС-150	14,00	14,00
ТоАз-1,2	110	2	1976	41	АСК-240	3,60	7,20
Отпайка на ГПП-10 ТоАз	110	1	1976	41	АСК-240	0,94	0,94
ТоАз-3	110	2	1978	39	АСК-240	0,22	0,22
ТоАз-4	110	2	1978	39	АС-240	2,60	2,60
ТоАз-5,6	110	2	1981	36	АС-240	18,00	36,00
ТЭЦ ВАЗ-Мусорка	110	2	1973	45	АСО-300	2,29	2,29
					АС-95	46,52	46,52
Отпайка на ПС Лопатино	110	1	1973	44	АС-70	4,80	4,80
Отпайка На ПС Спиртзавод	110	1	2004	13	АС-95	0,60	0,60
Химзавод-1,2	110	2	1963	54	АС-240	3,25	6,50
Отпайка на ГПП-2 Фосфор	110	1	1963	54	АС-240	0,03	0,03
Химзавод-3,4	110	2	1971	46	АСО-300	2,95	5,90
			1971	46	АСК-300	5,05	10,10
Химзавод-5	110	2	1971	46	АС-240	0,31	0,31
ЭТЗ	110	2	1965	52	АС-120	0,67	0,67
Отпайка на ПС Изопрен	110	2	1981	36	АСК-185	1,45	1,45
			1981	36	АС-185	3,75	3,75
Кубра-1	110	2	2011	6	АС-150	8,30	8,30
Кубра-2	110	2	2011	6	АС-150	8,60	8,60
Кубра-3	110	2	2011	6	АС-240	4,33	4,33
			2011	6	АС-150	6,90	6,90
Кубра-4	110	2	2011	6	АС-150	8,25	8,25
Мыльная-3	110	1	1964	53	АС-185	2,82	2,82
Печерская-1	110	2	1983	34	АС-150	19,70	19,70
Печерская-2	110	2	1965	52	АС-150	39,40	39,40
Заход на ПС Разъезд-2	110	1	1965	52	АС-150	0,04	0,04
Отпайка на ПС Дружба	110	2	1967	50	АС-150	0,04	0,04
Печерский Берег-Шигоны	110	2	1974	43	АС-150	29,02	29,02
			1974	43	АС-95	14,07	14,07
Отпайка на ПС Губино	110	1	1974	43	АС-150	0,01	0,01
Правая Волга	110	2	1951	66	АС-150	23,02	23,02
Отпайка на ПС Дружба	110	1	1956	61	АС-150	0,30	0,30
Рачейка-1,2	110	2	1959	58	АС-240	47,30	94,60
Заход на ПС Жихаревка	110	2	1959	58	АС-240	0,12	0,12
Сызрань-3	110	2	2011	6	АС-150	20,20	20,20
Сызрань-4	110	2	2011	6	АС-150	22,28	22,28
Сызрань-5	110	2	2007	10	АС-150	22,00	22,00
Сызрань-Шигоны	110	2	1972	45	АС-150	20,50	20,50
			1972	45	АС-95	14,05	14,05
Отпайка на ПС Губино	110	2	1978	39	АС-150	0,90	0,90
ТМ-1	110	2	2011	6	АС-240	12,84	12,84
Отпайка на ПС СЗТМ	110	2	2011	6	АС-240	1,80	1,80
Отпайка на ПС Город-1	110	2	2011	6	АС-150	6,75	6,75
ТМ-2	110	2	1963	54	АС-240	2,68	2,68
Александровка-1	110	2	1986	31	АС-150	4,80	4,80
Александровка-2	110	2	1983	34	АС-150	11,52	11,52
Жигулевская-1	110	2	1951	66	АС-150	2,36	2,36
			1951	66	АС-185	0,93	0,93
			1951	66	АС-150	40,40	40,40
Отпайка на ПС Отвага	110	2	1951	66	АС-185	2,60	2,60
Заход на ПС Переволоки	110	2	1951	66	АС-150	1,90	1,90
Жигулевская-2	110	2	1965	52	АС-150	2,36	2,36
			1965	52	АС-185	0,93	0,93
			1965	52	АС-150	40,54	40,54
Отпайка на ПС Отвага	110	2	1965	52	АС-185	2,60	2,60
Заход на ПС Услада	110	2	1965	52	АС-150	0,15	0,15
Жигулевск-Зольное	110	2	1971	46	АС-150	9,24	9,24
			1971	46	АС-120	29,06	29,06
Отпайка на ПС ЖЭТЗ	110	1	1971	46	АС-120	0,43	0,43
Отпайка на ПС Бахилово	110	1	1971	46	АС-120	0,15	0,15
Отпайка на ПС Рождествено	110	2	1971	46	АС-120	7,90	7,90
			1971	46	АС-150	31,20	31,20
Комсомольская-1	110	1	1955	62	АС-150	3,67	3,67
			1951	56	АС-185	2,21	2,21
			1955	62	АС-120	3,49	3,49
Комсомольская-2	110	1	1951	66	АС-120	5,72	5,72
					СТх376	1,39	1,39
			1956	61	АС-120	7,28	7,28
Заход на ПС Ремзавод	110	2	1951	66	АС-150	2,77	2,77
Цементная-1,2	110	2	1958	59	АС-185	4,66	9,32
Отпайка на ПС Жигулевская 1,2	110	2	1958	59	АС-120	0,20	0,40

Таблица 4.13

Самарское производственное отделение
филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети"

Наименование ВЛ	Номинальное напряжение, кВ	Количество цепей, штук	Год ввода	Срок службы, годы	Провод
					марка и сечение	длина
						по трассе, км	по цепям, км
Портовая-1	110	1	1953	64	АС-185	35,53	35,53
Портовая-2	110	1	1953	64	АС-185	17,94	17,94
РЦ-2	110	1	1953	64	АС-185	17,37	17,37
Отпайка на ПС ДСК-2	110	1	1992	25	АС-120 АС-240	13,22	13,22
Отпайка на ПС Горная	110	1	1983	34	АС-185	5,86	5,86
Московская-1	110	1	1975	42	АСО-300	10,37	10,37
					АС-300	1,46	1,46
Отпайка на ПС Студеная	110	1	1982	35	АС-185	7,85	7,85
Московская-2	110	1	1975	42	АСО-300 АС-300 АС-185	9,03	9,03
Московская-3	110	1	1975	42	АС-300 АС-185	1,17	1,17
Отпайка на ПС КГЛ-2	110	2	1978	39	АС-185	8,70	17,40
Отпайка на ПС Озерная	110	2	1975	42	АС-185	0,52	1,04
Отпайка на ПС Городская-3	110	2	1977	40	АС-185	0,10	0,20
Отпайка на ПС Горная	110	1	1983	34	АС-185	8,50	8,50
Отпайка на ПС Студеная	110	1	1983	34	АС-185	3,70	3,70
Красноглинская-3,4	110	2	1977	40	АС-185	6,54	13,08
Кировская-5,6	110	2	1971	46	АСО-300	2,13	4,26
Металлург-1,4	110	2	1974	43	АСО-300	1,21	2,42
Металлург-2	110	2	1951	66	АС-185	2,00	4,00
Луч-1,2	110	2	1980	37	АС-185	0,35	0,70
Отпайка на ПС Ботаническая	110	2	2006	11	АС-185	0,12	0,24
Промышленная-3,4	110	2	1968	49	АС-185	3,74	7,48
			1983	34	АС-185	1,21	2,42
Самарская ТЭЦ-Кинель	110	2	1957	60	АС-185	27,96	27,96
Самарская ТЭЦ-БТЭЦ	110	2	1957	60	АС-185	7,30	7,30
БК-2	110	1	1957	60	АС-185	35,21	35,21
Отпайка на ПС АВИС	110	2	1969	48	АС-185	0,04	0,08
Кировская-4	110	1	1951	66	АС-185	6,87	6,87
Металлург-3	110	1	1951	66	АС-185	5,00	5,00
Отпайка на ПС ЗИФ	110	2	1973	44	АС-185	0,72	1,44
Толевая-1,2	110	2	1957	60	АС-185	3,66	7,12
Речная-1,2	110	2	1957	60	АС-185	4,87	9,74
Фарада-1,2	110	2	1978	39	АС-185	3,10	6,20
Отпайка на ПС Центральная-3	110	2	1990	27	АС-185 АС-185	2,60	5,20
Самарская-1	110	1	1957	60	АС-185 АС-185	15,54	15,54
Отпайка на ПС Засамарская	110	1	1987	30	АС 185	2,80	2,80
Самарская-2	110	1	1957	60	АС 185	9,64	9,64
Отпайка на ПС Засамарская	110	1	1987	30	АС 185	4,30	4,30
Отпайка на ПС Лопатино	110	1	1965	52	АС 95	1,54	1,54
Мяги-1,2	110	2	1962	55	АС-185	3,74	7,48
Промышленная-1,2	110	2	1961	56	АС-185	3,83	7,66
			1963	54
Отпайка на ПС Б-2	110	2	1961	56	АС-185	0,06	0,12
Отпайка на ПС Городская-2	110	1	1980	37	АС-185 АС-240	3,80	3,80
Отпайка на ПС Заводская-1	110	1	1985	32	АС-240	0,15	0,15
Отпайка на ПС Металлист	110	2	1965	52	АС-185	1,72	3,44
Городская-1	110	1			АС-300
			1980	37	АС-240	1,59	1,59
Отпайка на ПС Заводская-1	110	1	1985	32	АС-240	0,85	0,85
Южная-1	110	1	1957	60	АС-185 АС-150 АС-185	20,00	20,00
Отпайка на ПС Южная	110	1	1966	51	АС-95	0,19	0,19
Отпайка на ПС Центральная-2	110	1	1985	32	АС-150	1,16	1,16
Отпайка на ПС Центральная-2	110	1	1985	32	АС-150	1,16	1,16
АТД-1	110	1	1968	49	АС-240	8,48	8,48
Отпайка на ПС Водозабор	110	1	1986	31	АС-185	7,80	7,80
АТД-2	110	1	1968	49	АС-240	8,48	8,48
Отпайка на ПС Волжская-2	110		1986	31	АС-240	0,38	0,76
Водозабор-3	110	1	1986	31	АС-185 АС-185	19,06	19,06
НК-1	110	1	1957	60	АС-150	15,33	15,33
					АС-185
Отпайка на ПС Овощная	110	1	1985	32	АС-185	3,00	3,00
Отпайка на ПС Трикотажная фабрика	110		1982	35	АС-120	0,85	1,70
НК-2	110	1	1957	60	АС-185 2хАС-185 АС-150	32,31	32,31
Отпайка на ПС Южная	110	1	1966	51	АС-95	0,15	0,15
Отпайка на ПС Овощная	110	1	1985	32	АС-185	3,10	3,10
Кряж-4	110	1	1986	31	АС-185	19,60	19,60
Утес-1	110	1	1965	52	АС-185	5,36	5,36
Отпайка на ПС ГПП-3 КНПЗ	110	1	1969	48	АСК-150	1,04	1,04
Утес-2	110	1	1964	53	АС-185	17,30	17,30
Отпайка на ПС ГПП-3 КНПЗ	110	1	1969	48	АСК-150	1,17	1,17
Семейкино-1	110	1	1966	51	АС-300	13,37	26,74
					АС-185
Семейкино-2	110	1	1966 1975	51 42	АС-300	9,69	19,38
			1975	42	АСО-300	3,00	3,00
Семейкино-4	110	1	1966	51	АС-300 АС-185	7,15	7,15
Отпайка на ПС Т. Колок	110	2	1966	51	АС-185	0,09	0,09
Отпайка на ПС Северная	110	2	1977	40	АС-185	0,53	1,06
Отпайка на ПС КЗАТЭ	110	2	1986	31	АС-185	0,09	0,18
Отпайка на ПС 4 ГПЗ	110	2	1977	40	АС-300	0,05	0,10
Безымянка-3А,	110	2	1994	23	АС-185	2,46	4,92
Безымянка-3Б
Серноводская-1	110	1	1961	56	АС-185	36,80	36,80
Серноводская-2	110	1	1961	56	АС-185	85,52	85,52
					АС-120
Отпайка на ПС Алакаевка	110	2	1961	56	АС-150	2,80	5,60
Серноводская-3	110	1	1961	56	АС-185	60,19	60,19
					АС-120
Отпайка на ПС Александровка	110	1	1961	56	АС-95	6,40	12,80
Газовая-1	110	1	1983	34	АС-300	6,70	6,70
Газовая-2	110	1	1983	34	АС-300	6,70	6,70
Кошки	110	1	1983	34	АС-95	40,53	40,53
Отпайка на ПС Нижняя Быковка	110	1	1966	51	АС-95	1,70	1,70
Красносельская	110	1	1969	48	АС-95	15,70	15,70
Ермаково	110	1	1988	29	АС-120	20,87	20,87
Радаевка	110	1	1969	48	АС-95	11,20	11,20
Сергиевская	110	1	1963	54	АС-150	7,46	7,46
Суходол-1	110	1	1983	34	АС-150	2,24	2,24
Суходол-3	110	1	1983	34	АС-150	2,32	2,32
Исаклы	110	1	1961	56	АС-150	37,75	37,75
					АС-95
Челно-Вершины	110	1	1983	34	АС-95	26,00	26,00
Отпайка на ПС Зубовка	110	1	1966	51	АС-95	4,53	4,53
Кутузовская	110	1	1961	56	АС-95	28,40	28,40
					АС-120
Кольцевая	110	1	1973	44	АС-120	20,50	20,50
Надеждино-1	110	1	1980	37	АС-120	32,00	32,00
					АС -120
Надеждино-2	110	1	1980	37	АС-120	12,80	12,80
Русская Васильевка	110	1	1967	50	АС-95	21,30	21,30
Отпайка на ПС Нурлат	110	1	1967 1999	50 18	АС-120	18,86	18,86
Александровка - Садовая	110	1	1967	50	АС-120	17,55	17,55
Садовая	110	1	1967	50	АС-120	12,15	12,15
Новая Кармала	110	1	1968	49	АС-95	10,90	10,90
Бугульма - Елизаветинка-1	110	1	1966	51	АС-120	48,30	48,30
Бугульма - Елизаветинка-2	110	1	1977	40	АС-150	48,30	48,30
Шентала-1	110	1	1987	30	АС-120	23,60	23,60
Шентала-2	110	1	1987	30	АС-120	23,60	23,60
Клявлино-1	110	1	1973	44	АС-120	10,82	10,82
Клявлино-2	110	1	1984	33	АС-120	11,03	11,03
Клявлино-3	110	1	1995	22	АС-150	111,40	111,40
Мирная-1,2	110		1992	25	АС-150	27,40	54,80
Горбуновка-1	110	1	1999	18	АС-150	68,00	68,00
Горбуновка-2	110	1	1999	18	АС-150	68,00	68,00
Отпайка на ПС Красногородецкая	110	1	1989	28	АС-95	0,50	0,50
Отпайка на ПС Красногородецкая	110	1	1989	28	АС-95	0,50	0,50
Отпайка на ПС Горбуновка	110	2	1985	32	АС-150	6,00	12,00
Отпайка на ПС Камышла	110	1	1996	21	АС-120	5,68	5,68
Камышла-1	110	1	1997	20	АС-185	28,96	28,96
					АС-150
Отпайка на ПС Русская Добрино	110	1	1970	47	АС-95	2,02	2,02
Фидер-13, 35 ЦОК	110	2	2008	9	АС-240	0,48	0,96
Новокуйбышевская-3	110	1	1964	53	АС-185	14,45	14,45

Таблица 4.14

Чапаевское производственное отделение
филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети"

Наименование ВЛ	Номинальное напряжение, кВ	Количество цепей, штук	Год ввода	Срок службы, годы	Провод
					марка и сечение	длина
						по трассе, км	по цепям, км
Абашево-1,2	110	2	1976	41	АС-120	28,20	56,40
Отпайка Абашево-1	110	1	1980	37	АС-120	42,07	42,07
Августовка-1,2	110	2	1993	24	АС-120	44,91	89,82
Отпайка Августовка-1, 2	110	2	1974	43	АС-120	0,98	1,96
Большая Глушица-1	110	1	1976	41	АС-120	3,54	3,54
			1980	37	АЖ-120	0,20	0,20
			1986	31	АС-185	21,43	21,43
			1982	35		18,10	18,10
Большая Глушица-2	110	1	1981	36	АС-120	20,04	20,04
			1982	35	АЖ-120	18,10	18,10
Большая Глушица-3	110	1	1985	32	АЖ-120	18,18	18,18
Большая Черниговка	110	2	1964	53	АС-120	4,77	4,77
Восточная	110	1	1975	42	АС-95	2,60	2,60
			1976	41	АС-120	23,26	23,26
Отпайка Восточная	110	1	1976	41	АС-120	0,64	0,64
Колдыбань	110	1	1980	37	АС-185	28,10	28,10
Отпайка Колдыбань на ПС Любецкая	110	1	1980	37	АС-95	6,13	6,13
Красносёлки-1	110	1	1981	36	АС-185	8,40	8,40
					АС-70
Красносёлки-2	110	1	1980	37	АС-185	53,30	53,30
Масленниково	110	1	1969	48	АС-120	44,48	44,48
			1988	29		4,62	4,62
Отпайка Нулевая-2 от ВЛ Масленниково	110	1	1988	29	АС-70	8,35	8,35
Гражданская	110	1	1969	48	АС-120	12,08	12,08
			1988	29		4,62	4,62
Механическая-1,2	110	2	1974	43	АС-95	4,55	9,10
Отпайка Механическая- 1,2	110	2	1982	35	АС-120	2,11	4,22
Мыльная-4	110	1	1961	56	АС-185	15,00	15,00
Отпайка Мыльная-3,4 на ПС Обшаровка	110	2	1984	33	АС-185	3,45	6,90
Мыльная-1,2 с заходами на ПС Звезда, ПС Безенчук, ПС Майтуга	110	2	1959	58	АС-150	53,75	107,50
Шлейфовый заход на ПС Висла	110	2	1982	35	АС-150	1,50	30,00
Чапаевская-1,2, Новокуйбышевская-4	110	2	1957	60	АС-240 АС-185 АС-120	30,71	61,42
Отпайка от Чапаевская-1,2 на ПС Силикатная	110	2	1971	46	АС-120	3,80	7,60
Чапаевская-2, Новокуйбышевская-4 шлейфовый заход на ПС Томыловская	110	2	1957	60	АС-240	3,30	6,60
Новокуйбышевская-5	110	1	1965	52	АС-240	13,00	13,00
Новокуйбышевский завод-5	110	1	1980	37	АС-240	11,84	11,84
Отпайка от Новокуйбышевский завод-5 на ПС ГПП-4	110	1	1980	37	АС-240	2,50	2,50
Новокуйбышевский завод-6	110	1	1980	37	АС-240	9,30	9,30
Отпайка Новокуйбышевский завод-6 на ГПП-5	110	1	1980	37	АС-240	1,00	1,00
Нефтехимический комбинат-1	110	1	1969	48	АС-185	4,50	4,50
Отпайка от Нефтехимический комбинат-1 наГПП-1	110	1	1975	42	АС-185	0,30	0,30
Нефтехимический комбинат-2	110	1	1969	48	АС-185	3,00	3,00
Новоспасская-1,2	110		1974	43	АС-70	16,90	33,80
Ольгино-1	НО	1	1975	42	АС-120	7,32	7,32
Ольгино-2	110	1	1976	41	АС-120	28,92	28,92
Переволоки-1,2	110	2	1975	42	АС-150	40,00	80,00
Отпайка Переволоки-1,2 на ПС Преображенка	110	2	1979	38	АС-120	1,20	2,40
Приволжье	110	1	1978	39	АС-120	10,28	10,28
			1980	37		10,27	10,27
Степная-1	110	1	1971	46	АС-120 АС-240	13,97	13,97
Степная-2	110	1	1961	56	АС-120	20,57	20,57
					АС-240
Совхозная-1	110	1	1959	58	АС-95	67,80	67,80
Отпайка Совхозная-1 на ПС Снисски	110	1	1973	44	АС 120	3,00	3,00
Отпайка Совхозная-1 на ПС Новокуровка	110	1	1975	42	АС-95 АС-120	2,00	2,00
Совхозная-2	110	1	1975	42	АС-95	57,77	57,77
Отпайка Совхозная-2 на ПС Новокуровка	110		1975	42	АС-95 АС-120	2,00	2,00
Солнечная-1	110	1	1974	43	АС-120	12,40	12,40
Солнечная-2	110	1	1978	39	АС-120	12,40	12,40
Отпайка Солнечная-2 на ПС Приволжье	110	1	1978	39	АС-120	10,27	10,27
Томыловская-1, 2	110	2	1969	48	АСО-300	16,00	32,00
Отпайка от Томыловская-2 на ГПП-4, ГПП-1	110	2	1979	38	АС-185	2,20	4,40
Томыловская-3,4	110	2	1970	47	АС-300	16,00	32,00
			1977	40
Отпайка Томыловская-4 на ГПП-2	110	1	1979	38	АС-185	1,50	1,50
Чапаевская-3	110	1	1972	45	АС-120	1,35	1,35
					АС-240
			1993	24	АС-150 АС-300	6,55	6,55
Лесная	110	1	1976	41	АС-70	16,70	16,70
					АС-120
Мыльная-3	110	1	1961	56	АС-185	6,96	6,96
Чапаевск-Снисски-2	110	1	1972	45	АС-120	15,50	15,50
Отпайка от ЧС-2 на ПС Воздвиженка	110	1	1987	30	АС-120	24,30	24,30
Отпайка от ЧС-2 на ПС Нулевая-1	110	1	1990	27	АС-95	8,30	8,30
Воздвиженка	110	1	1987	30	АС-120 АС-95	25,60	25,60
Отпайка Компрессорная станция-3 на ПС Любецкая	110	1	1980	37	АС-95	16,13	16,13
Натальино	110	1	1976	41	АС-120	31,38	31,38
Поляково-Перелюб	110	2	1992	25	АС-150	6,04	12,08
Отпайка Утёс-2	110	1	2009	8	АС-185	1,01	1,01
Отпайка Бризол-2	110	1	2009	8	АС-185	2,74	2,74

Возрастная структура BJI 110 кВ филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" представлена в таблице 4.15.

Таблица 4.15

Возрастная структура
ВЛ 110 кВ филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети"

Срок эксплуатации ВЛ	Длина, км	Доля в общей протяженности, %
Всего по Самарским PC	5904,54	100,0
В том числе со сроком службы:
до 20 лет	303,89	5,1
от 21 до 40 лет	2276,41	38,6
от 41 до 50 лет	1430,21	24,2
свыше 50 лет	1894,03	32,1
В том числе:
Волжское производственное отделение, всего	1453,68	100,0
В том числе со сроком службы:
до 20 лет	14,40	1,0
от 21 до 40 лет	598,68	41,2
от 41 до 50 лет	358,67	24,7
свыше 50 лет	481,93	33,2
Жигулевское производственное отделение, всего	1404,40	100,0
В том числе со сроком службы:
до 20 лет	143,46	10,2
от 21 до 40 лет	428,86	30,5
от 41 до 50 лет	392,19	27,9
свыше 50 лет	439,89	31,3
Самарское производственное отделение, всего	1674,82	100,0
В том числе со сроком службы:
до 20 лет	142,28	8,5
от 21 до 40 лет	563,33	33,6
от 41 до 50 лет	300,62	17,9
свыше 50 лет	668,59	39,9
Чапаевское производственное отделение, всего	1371,64	100,0
В том числе со сроком службы:
до 20 лет	3,75	0,3
от 21 до 40 лет	685,54	50,0
от 41 до 50 лет	378,73	27,6
свыше 50 лет	303,62	22,1

5. Основные внешние связи энергосистемы Самарской области

Энергосистема Самарской области входит в состав Объединенной энергосистемы Средней Волги и граничит с энергосистемами Ульяновской, Саратовской областей и Республики Татарстан (ОЭС Средней Волги), энергосистемой Оренбургской области (ОЭС Урала) и энергосистемой Республики Казахстан (филиал "Актюбинские межсистемные электрические сети" АО "KEGOC"). Система характеризуется большим количеством межсистемных связей на всех уровнях напряжения. Внешние электрические связи энергосистемы Самарской области ЛЭП напряжением 110 кВ и выше представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Внешние электрические связи
энергосистемы Самарской области ЛЭП напряжением 110 кВ и выше

Технологически взаимосвязанные энергосистемы	Наименование ЛЭП
Энергосистема Ульяновской области	ВЛ 500 кВ Жигулевская ГЭС - Вешкайма Северная ВЛ 500 кВ Жигулевская ГЭС - Вешкайма Южная ВЛ 220 кВ Сызрань - Кременки ВЛ 220 кВ Азот - Черемшанская ВЛ 220 кВ ТЭЦ ВАЗа - Черемшанская ВЛ 110 кВ Сызрань - Коптевка тяговая с отпайками ВЛ 110 кВ Новообразцовое тяговая - Клин с отпайками ВЛ 110 кВ Рачейка тяговая - Налейка тяговая ВЛ 110 кВ Рачейка тяговая - Коромысловка тяговая с отпайкой на ПС Безводовка ВЛ 110 кВ Кубра - Громово 1 ВЛ 110 кВ Кубра - Громово 2 ВЛ 110 кВ Александровка - Садовая ВЛ 110 кВ Новая Кармала - Новочеремшанск
Энергосистема Республики Татарстан	ВЛ 500 кВ Азот - Бугульма ВЛ 500 кВ Заинская ГРЭС - Куйбышевская ВЛ 110 кВ Бугульма - Елизаветинка 1 ВЛ 110 кВ Бугульма - Елизаветинка 2 ВЛ 110 кВ Нурлат - Челно-Вершинская (Кольцевая) ВЛ 110 кВ Нурлат - Кошки с отпайкой на ПС Русская Васильевка
Энергосистема Саратовской области	ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Куйбышевская N 1 ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Красноармейская N 2 ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Кубра с отпайкой на ПС Возрождение ВЛ 110 кВ Поляково - Перелюб с отпайкой на ПС Иваниха
Энергосистема Оренбургской области	ВЛ 500 кВ Красноармейская - Газовая ВЛ 220 кВ Куйбышевская - Бузулукская ВЛ 110 кВ Южная - Росташинская I цепь ВЛ 110 кВ Южная - Росташинская II цепь ВЛ 110 кВ Комсомолец - Бузулукская I цепь с отпайками ВЛ 110 кВ Комсомолец - Бузулукская II цепь с отпайками ВЛ 110 кВ Михайловская - Подбельская птицефабрика с отпайкой на ПС Похвистнево тяговая ВЛ 110 кВ Михайловская - Похвистнево-2 ВЛ 110 кВ Михайловская - ПМЗ-1 ВЛ 110 кВ Михайловская - ПМЗ-2 ВЛ 110 кВ Восток - Первомайская ВЛ 110 кВ Герасимовская - Алексеевка
Филиал "Актюбинские МЭС" АО "KEGOC" энергосистемы Казахстана	ВЛ 220 кВ Степная - Южная ВЛ 220 кВ Кинельская - Уральская с отпайкой на ПС Южная

6. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики Самарской области

Расчеты электроэнергетических режимов работы электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Самарской области представлены в разделе 9 СиПР. Пропускная способность электрических сетей 110 кВ и выше на территории Самарской области обеспечивает передачу мощности в необходимых объемах, уровни напряжения находятся в области допустимых значений, обеспечена возможность регулирования уровней напряжения.

В энергосистеме Самарской области отсутствуют энергорайоны (энергоузлы), характеризующиеся недопустимым изменением параметров электроэнергетического режима ("узкие места").

7. Основные направления развития электроэнергетики Самарской области

7.1. Прогноз потребления электрической энергии и мощности на территории Самарской области на 2019-2023 годы

Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на территории Самарской области на период 2019-2023 годов выполнен для двух вариантов - базового и регионального.

Базовый вариант разработан в соответствии с прогнозом потребления электрической энергии и мощности АО "СО ЕЭС", представленном в проекте схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2019-2025 годы.

Региональный вариант разработан на основании базового варианта с учётом информации органов исполнительной власти Самарской области о крупном инвестиционном проекте по строительству комплексной жилой застройки территории в Волжском районе Самарской области около южной границы городского округа Самара, в рамках реализации которого предусматривается подключение максимальной мощности в объеме 60 МВт для обеспечения электроснабжения.

7.1.1. Базовый вариант прогноза потребления электрической энергии и мощности

Прогноз потребления электрической энергии и мощности на территории Самарской области на период 2019-2023 годов разработан АО "СО ЕЭС" и соответствует проекту схемы и программы развития Единой энергетической системы России на период 2019-2025 годов. Данные представлены в таблице 7.1.

Потребление электрической энергии по территории Самарской области увеличится с 23,987 млрд. в 2019 году до 24,607 млрд. в 2023 году, тем самым среднегодовой темп прироста потребления электроэнергии на территории Самарской области за период 2019-2023 годов составит 0,6%, что соответствует аналогичному показателю по ОЭС Средней Волги, который также составляет 0,6%.

Таблица 7.1

Потребление
электрической энергии на территории Самарской области на 2019-2023 годы

Потребление электрической энергии	Потребление электрической энергии по годам
	2018	прогноз 2019	прогноз 2020	прогноз 2021	прогноз 2022	прогноз 2023
Электропотребление ОЭС Средней Волги, млрд.	110,198	111,042	112,241	112,722	113,331	113,610
Годовой темп изменения, %	-	0,8	1,1	0,4	0,5	0,2
Электропотребление ЭС Самарской области, млрд.	23,861	23,987	24,207	24,326	24,577	24,607
Годовой темп изменения, %	-	0,53	0,92	0,49	1,03	0,12
Потребление мощности, МВт	3550,7	3678,0	3691,0	3719,0	3757,0	3758,0
Годовой темп изменения, %	-	3,59	0,35	0,76	1,02	0,03

7.1.2. Региональный вариант прогноза потребления электрической энергии и мощности

Региональный вариант прогноза потребления электрической энергии и мощности на территории Самарской области сформирован на основании сценарных условий, представленных министерством энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Самарской области.

В рамках реализации региональной программы (деятельности проектного офиса "Обеспечение инженерной и дорожной инфраструктурами земельных участков, бесплатно предоставляемых многодетным семьям на территории Самарской области") министерством строительства Самарской области проработан вопрос определения площадок, на которых планируется выделение земельных участков, а также обеспечения электросетевой инфраструктурой таких участков, сформирован перечень из 25 площадок, на которых планируются к выделению 10000 земельных участков.

В соответствии с протоколом совещания в министерстве энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Самарской области от 18.01.2019 мероприятия по обеспечению электросетевой инфраструктурой для организации электроснабжения земельных участков запланированы к выполнению в 2019-2020 годах (в 2019 году - проектно-изыскательские работы, в 2020 году - строительно-монтажные работы).

Согласно уточненным данным министерства энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Самарской области величина необходимой дополнительной мощности для электроснабжения выделяемых участков составит 25,6 МВт к 2020 году.

Перечень планируемых к строительству (модернизации, перемаркировке) и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Самарской области мощностью более 25 МВт сформирован на основании проекта схемы и программы развития Единой энергетической системы России на период 2019-2025 годов и представлен в таблице 7.2.

Таблица 7.2

Перечень
планируемых к строительству (модернизации, перемаркировке) и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Самарской области на период 2019-2023 годов

Объект по производству электрической энергии	Ввод, вывод, модернизация	Изменение установленной мощности	Год реализации	Основание
Самарская СЭС N 2 ООО "Самарская СЭС", третья очередь	Новый ввод	+25	2019	Проект схемы и программы развития ЕЭС России на 2019-2025 годы
Самарская СЭС N 4 ПАО "Т Плюс"	Новый ввод	+30	2020	Проект схемы и программы развития ЕЭС России на 2019-2025 годы
Самарская ГРЭС	Вывод из эксплуатации		2020	Проект схемы и программы развития ЕЭС России на 2019-2025 годы
ТА-1 ПТ-12-2,9/0,6		-12
ТА-3 Р-12-29		-12
Безымянская ТЭЦ	Вывод из эксплуатации		2020	Проект схемы и программы развития ЕЭС России на 2019-2025 годы
5 Т-46-90		-46
6 ПТ-25-90		-25
8 ПР-23.7-90		-23,7
Жигулевская ГЭС	Модернизация		2019	Проект схемы и
ГА 20		+10,5		программы развития ЕЭС России на 2019-2025 годы
Новокуйбышевская ТЭЦ-1	Вывод из эксплуатации		2020	Проект схемы и программы развития ЕЭС России на 2019-2025 годы
7 ПТ-25-90		-25

В результате реализации намеченных планов по строительству, выводу из эксплуатации и модернизации генерирующих мощностей на электростанциях Самарской области установленная мощность к концу 2023 года составит 5881,1 МВт.

Прогноз изменения установленной мощности генерирующего оборудования Самарской области до 2023 года представлен в таблице 7.3.

Таблица 7.3

Установленная мощность
генерирующего оборудования по типам электростанций Самарской области до 2023 года, МВт

Тип электростанции	2018 год факт (на 01.01.2019)	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год
Установленная мощность	5959,3	5970,8	5881,1	5881,1	5881,1	5881,1
ГЭС	2477,5	2488,0	2488,0	2488,0	2488,0	2488,0
ТЭС	3481,8	3407,8	3288,1	3288,1	3288,1	3288,1
ВИЭ	50,0	75,0	105,0	105,0	105,0	105,0

К 2023 году объем установленной мощности генерирующего оборудования станций на территории Самарской области уменьшится относительно значения 2018 года на 78,2 МВт.

7.2. Оценка перспективной балансовой ситуации на пятилетний период

В соответствии с прогнозируемыми уровнями роста потребления и планируемыми объемами работ по выводу из эксплуатации существующего и вводу нового генерирующего оборудования сформированы перспективные балансы мощности по энергосистеме Самарской области на 2019-2023 годы для базового варианта. Данные по базовому варианту представлены в таблице 7.4.

Таблица 7.4

Баланс
мощности энергосистемы Самарской области на период 2018-2023 годов, МВт

Энергосистема Самарской области	2018 год факт	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год
Потребность (собственный максимум)	3550,7	3678,0	3691,0	3719,0	3757,0	3758,0
Покрытие (установленная мощность), в том числе:	5898,8	5970,8	5881,1	5881,1	5881,1	5881,1
ГЭС	2467,0	2488,0	2488,0	2488,0	2488,0	2488,0
ТЭС	3431,8	3407,8	3288,1	3288,1	3288,1	3288,1
ВИЭ	-	75,0	105,0	105,0	105,0	105,0
Ограничения, в том числе:	93,4	307,5	337,5	337,5	337,5	337,5
ГЭС	11,8	89,0	89,0	89,0	89,0	89,0
ТЭС	81,6	143,5	143,5	143,5	143,5	143,5
ВИЭ	-	75,0	105,0	105,0	105,0	105,0
Располагаемая мощность, в том числе:	5805,4	5663,3	5543,6	5543,6	5543,6	5543,6
ГЭС	2455,2	2399,0	2399,0	2399,0	2399,0	2399,0
ТЭС	3350,2	3264,3	3144,6	3144,6	3144,6	3144,6
ВИЭ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Избыток (+)/дефицит (-)	2254,7	1985,3	1852,6	1824,6	1786,6	1785,6

Согласно данным таблицы 7.4 в рассматриваемом периоде прогнозирования по базовому варианту энергосистема Самарской области сохранит профицит мощности, при этом величина превышения установленной мощности электростанций региона над расчетным максимумом потребления будет ежегодно снижаться. В 2023 году величина профицита мощности составит 1785,6 МВт, что на 469,1 МВт меньше величины 2018 года.

8. Расчеты электроэнергетических режимов работы электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Самарской области на период 2018-2022 годов

Энергосистема Самарской области состоит из девяти энергорайонов:

I. Самарский энергорайон (Самарская ТЭЦ, Безымянская ТЭЦ, Самарская ГРЭС, ПС 500 кВ Куйбышевская, ПС 220 кВ Орловская, ПС 220 кВ Кировская, ПС 220 кВ Солнечная, ПС 110 кВ Толевая, ПС 110 кВ Кряжская, ПС 110 кВ Фарада, ПС 110 кВ Стадион).

II. Новокуйбышевско-Чапаевский энергорайон (Новокуйбышевская ТЭЦ-1, Новокуйбышевская ТЭЦ-2, ПС 220 кВ Томыловская, ПС 220 кВ Оросительная, ПС 110 кВ Чапаевская, ПС 220 кВ Головная, ПС 220 кВ Новокуйбышевская).

III. Северный энергорайон (ПС 220 кВ Серноводская).

IV. Восточный энергорайон (ПС 220 кВ Просвет, ПС 220 кВ Кинельская, ПС 220 кВ Комсомолец).

V. Северо-Восточный энергорайон (ПС 220 кВ Новоотрадная, ПС 110 кВ Подбельская).

VI. Тольяттинский энергорайон (ТЭЦ ВАЗа, Тольяттинская ТЭЦ, ПС 500 кВ Азот, ПС 220 кВ Левобережная, ПС 220 кВ Васильевская).

VII. Жигулевский энергорайон (Жигулевская ГЭС, ПС 110 кВ Правая Волга, ПС 110 кВ Печерский Берег).

VIII. Сызранский энергорайон (Сызранская ТЭЦ, ПС 220 кВ Сызрань, ПС 220 кВ Кубра).

IX. Южный энергорайон (ПС 500 кВ Красноармейская, ПС 220 кВ Южная).

Состав и установленная мощность электростанций Самарской области на перспективу 2018-2023 годов представлены в таблице 8.1.

Таблица 8.1

Состав
и установленная мощность электростанций Самарской области на перспективу 2019-2023 годов

Наименование электростанции	Установленная мощность, МВт
	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год
Безымянская ТЭЦ	94,7	0	0	0	0
Новокуйбышевская ТЭЦ-1	339,5	314,5	314,5	314,5	314,5
Самарская ГРЭС	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Самарская ТЭЦ	440,0	440,0	440,0	440,0	440,0
Сызранская ТЭЦ	372,4	372,4	372,4	372,4	372,4
Тольяттинская ТЭЦ	585,0	585,0	585,0	585,0	585,0
ТЭЦ ВАЗа	1172,0	1172,0	1172,0	1172,0	1172,0
Новокуйбышевская ТЭЦ-2	340,0	340,0	340,0	340,0	340,0
ТЭЦ-1 АО "Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод"	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
ТЭЦ-2 АО "Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод"	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0
ТЭЦ АО "Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод"	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0
ТЭЦ АО "Газэнергострой"	4,2	4,2	4,2	4,2	4,2
Самарская СЭС-2	75,0	75,0	75,0	75,0	75,0
Самарская СЭС-4	0,0	30,0	30,0	30,0	30,0
Филиал ПАО "РусГидро" - "Жигулевская ГЭС"	2488,0	2488,0	2488,0	2488,0	2488,0
Суммарная установленная мощность электростанций	5970,8	5881,1	5881,1	5881,1	5881,1

Для анализа работы электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Самарской области на период 2018-2022 годов выполнены расчеты электроэнергетических режимов для зимнего и летнего максимумов нагрузок рабочего дня.

Расчеты электроэнергетических режимов выполнены на основании балансов мощности прогноза спроса на электрическую энергию и мощность на территории Самарской области на период 2018-2022 годов по базовому варианту прогноза потребления электрической энергии и мощности.

Расчеты электроэнергетических режимов выполнены в целях определения основных направлений развития электрических сетей энергосистемы Самарской области, в том числе в целях определения и уточнения перечня "узких мест" энергосистемы Самарской области, обоснования мероприятий, направленных на их устранение, выбора схемы электрической сети и номинальных параметров ее элементов, определения необходимости установки и мест размещения дополнительных устройств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности.

Графические схемы результатов расчетов потокораспределения мощности в нормальной схеме работы электрической сети 110 кВ и выше для зимнего и летнего максимумов энергосистемы Самарской области на 2018-2022 годы для базового варианта представлены в приложении В.

9. Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов работы электрической сети 110 кВ и выше

Токовая загрузка трансформаторов и автотрансформаторов 500-220 кВ энергосистемы Самарской области на период

2018-2022 годов представлена в таблицах 9.1-9.3. Результаты анализа показали, что загрузка трансформаторов и автотрансформаторов 500-220 кВ энергосистемы Самарской области в нормальной и послеаварийной схемах работы электрической сети для зимнего максимума рабочего дня на период 2018-2022 годов находится в пределах допустимых значений.

Токовая загрузка В Л 500-220 кВ энергосистемы Самарской области на период 2018-2022 годов представлена в таблицах 9.4-9.10. Результаты анализа показали, что загрузка В Л 500-220 кВ энергосистемы Самарской области в нормальной и послеаварийной схемах работы электрической сети для зимнего и летнего максимумов рабочего дня на период 2018-2022 годов находится в пределах допустимых значений.

По результатам расчетов электроэнергетических режимов электрической сети 110 кВ можно сделать вывод, что токовая загрузка ЛЭП 110 кВ и трансформаторов (автотрансформаторов) 110 кВ энергосистемы Самарской области в нормальных и послеаварийных схемах работы электрической сети для режимов зимнего и летнего максимума рабочего дня в 2018-2022 годах, а также при выводе в ремонт одного элемента и аварийном отключении другого в режиме летнего максимума рабочего дня в 2018-2022 годах находится в пределах допустимых значений.

Таблица 9.1

Загрузка
трансформаторов и автотрансформаторов на ПС 500-220 кВ энергосистемы Самарской области в нормальной схеме работы электрической сети для зимнего максимума рабочего дня на 2018-2022 годы

Наименование ПС	Класс напряжения, кВ	Номер и количество автотрансформаторов	Мощность автотрансформаторов, MBA						Длительно допустимая токовая нагрузка при t= -5 C, А						Токовая нагрузка трансформаторов
															2018 год		2019 год		2020 год		2021 год		2022 год
			2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год	А	%	А	%	А	%	А	%	А	%
Азот	500/110	АТ-1	250	250	250	250	250	250	338	338	338	338	338	338	146	43,2	147	43,49	147	43,49	147	43,49	147	43,49
	500/220	АТ-2	801	801	801	801	801	801	1402	1402	1402	1402	1402	1402	92	6,6	93	6,63	99	7,06	100	7,13	101	7,20
Красноармейская	500/220/35	АТ-1	801	801	801	801	801	801	2297	2297	2297	2297	2297	2297	441	19,2	439	19,11	462	20,11	464	20,20	465	20,24
Куйбышевская	500/220/35	АТ-1	801	801	801	801	801	801	2294	2294	2294	2294	2294	2294	459	20,0	464	20,23	492	21,45	494	21,53	494	21,53
	500/220/35	АТ-2	801	801	801	801	801	801	2294	2294	2294	2294	2294	2294	459	20,0	464	20,23	492	21,45	494	21,53	494	21,53
Васильевская	220/110/10	АТ-1	250	250	250	250	250	250	738	738	738	738	738	738	241	32,7	242	32,79	242	32,79	242	32,79	242	32,79
	220/110/10	АТ-2	250	250	250	250	250	250	738	738	738	738	738	738	268	36,3	268	36,31	268	36,31	268	36,31	268	36,31
Головная	220/110/10	АТ-1	125	125	125	125	125	125	369	369	369	369	369	369	177	48,0	175	47,43	184	49,86	185	50,14	185	50,14
Кинельская	220/110/35	АТ-1	180	180	180	180	180	180	529	529	529	529	529	529	248	46,9	250	47,26	242	45,75	242	45,75	242	45,75
	220/110/35	АТ-2	180	180	180	180	180	180	529	529	529	529	529	529	292	55,2	297	56,14	285	53,88	285	53,88	285	53,88
Кировская	220/110/10	АТ-1	250	250	250	250	250	250	738	738	738	738	738	738	291	39,4	293	39,70	350	47,43	352	47,70	351	47,56
	220/110/10	АТ-2	250	250	250	250	250	250	738	738	738	738	738	738	291	39,4	293	39,70	350	47,43	352	47,70	351	47,56
Комсомолец	220/110/10	АТ-1	125	125	125	125	125	125	368	368	368	368	368	368	109	29,6	110	29,89	119	32,34	120	32,61	120	32,61
	220/110/10	АТ-2	125	125	125	125	125	125	368	368	368	368	368	368	109	29,6	110	29,89	119	3234	120	32,61	120	32,61
Кубра	220/110/10	АТ-1	200	200	200	200	200	200	590	590	590	590	590	590	84	14,2	84	14,24	84	14,24	84	14,24	84	14,24
	220/110/10	АТ-2	200	200	200	200	200	200	590	590	590	590	590	590	84	14,2	84	14,24	84	14,24	84	14,24	84	14,24
Левобережная	220/110/10	АТ-1	250	250	250	250	250	250	738	738	738	738	738	738	211	28,6	212	28,73	212	28,73	213	28,86	214	29,00
	220/110/10	АТ-2	250	250	250	250	250	250	738	738	738	738	738	738	209	28,3	210	28,46	210	28,46	211	28,59	212	28,73
Новокуйбышевская	220/110/10	АТ-2	200	200	200	200	200	200	590	590	590	590	590	590	130	22,0	130	22,03	153	25,93	155	26,27	155	26,27
Новоотрадная	220/110/6	АТ-1	125	125	125	125	125	125	368	368	368	368	368	368	98	26,6	98	26,63	105	28,53	105	28,53	105	28,53
	220/110/6	АТ-2	125	125	125	125	125	125	368	368	368	368	368	368	97	26,4	98	26,63	104	28,26	104	28,26	104	28,26
Орловская	220/110/10	АТ-1	200	200	200	200	200	200	591	591	591	591	591	591	191	32,3	195	32,99	220	37,23	220	37,23	220	37,23
Оросительная	220/110/10	АТ-1	125	125	125	125	125	125	368	368	368	368	368	368	30	8,2	30	8,15	30	8,15	30	8,15	30	8,15
Просвет	220/110/6	АТ-1	125	125	125	125	125	125	368	368	368	368	368	368	213	57,9	217	58,97	227	61,68	229	62,23	229	62,23
	220/110/6	АТ-2	125	125	125	125	125	125	368	368	368	368	368	368	213	57,9	217	58,97	227	61,68	229	62,23	229	62,23
Серноводская	220/110/10	АТ-1	200	200	200	200	200	200	591	591	591	591	591	591	186	31,5	186	31,47	184	31,13	184	31,13	184	31,13
	220/110/10	АТ-2	200	200	200	200	200	200	591	591	591	591	591	591	186	31,5	186	31,47	184	31,13	184	31,13	184	31,13
Солнечная	220/110/10/6	АТ-1	200	200	200	200	200	200	591	591	591	591	591	591	155	26,2	162	27,41	162	27,41	162	27,41	162	27,41
	220/110/10/6	АТ-1	200	200	200	200	200	200	591	591	591	591	591	591	155	26,2	162	27,41	162	27,41	162	27,41	162	27,41
Сызрань	220/110/35	АТ-1	250	250	250	250	250	250	738	738	738	738	738	738	24	3,3	24	3,25	25	3,39	25	3,39	25	3,39
	220/110/35	АТ-2	250	250	250	250	250	250	738	738	738	738	738	738	24	3,3	24	3,25	25	3,39	25	339	25	339
Томыловская	220/110/10	АТ-1	125	125	125	125	125	125	369	369	369	369	369	369	151	40,9	144	39,02	155	42,01	157	42,55	157	42,55
	220/110/10	АТ-2	125	125	125	125	125	125	369	369	369	369	369	369	151	40,9	144	39,02	155	42,01	157	42,55	157	42,55
Южная	220/110/10	АТ-1	125	125	125	125	125	125	369	369	369	369	369	369	37	10,0	37	10,03	37	10,03	37	10,03	37	10,03
	220/110/10	АТ-2	125	125	125	125	125	125	369	369	369	369	369	369	117	31,7	117	31,71	117	31,71	117	31,71	117	31,71

Таблица 9.2

Загрузка
трансформаторов и автотрансформаторов на ПС 500-220 кВ энергосистемы Самарской области в послеаварийных схемах работы электрической сети при отключении одного элемента сети в зимний максимум рабочего дня в 2018 году

Наименование ПС	Класс напряжения, кВ	Номер и количество авто трансформаторов (АТ)	Мощность АТ, MBA	Аварийно допустимая токовая нагрузка при t= -5 C, А	Токовая нагрузка при отключении
					АТ 500/220 кВ на ПС Азот		АТ-1 на ПС Красноармейская		АТ-1 на ПС Куйбышевская		АТ-1 на ПС Васильевская		АТ на ПС Головная		АТ-1 на ПС Кинельская		АТ-1 на ПС Кировская		АТ-1 на ПС Комсомолец			АТ-1 на ПС Левобережная			АТ-1 на ПС Новоотрадная			АТ-1 на ПС Орловская			АТ-1 на ПС Просвет			АТ-1 на ПС Серноводская			АТ-1 на ПС Солнечная			АТ-1 на ПС Томыловская			АТ-1 на ПС Южная
					А	%	А	%	А	%	А	%	А	%	А	%	А	%		А	%		А	%		А	%		А	%		А	%		А	%		А	%		А	%		А	%
Азот	500/110	АТ-1	250	346	146	42	146	42	146	42	146	42	146	42	146	42	145	42		146	42		153	44		146	42		146	42		146	42		146	42		146	42		146	42		146	42
	500/220	АТ-2	801	1432	0	0	109	8	113	8	90	6	93	6	92	6	93	6		92	6		94	7		92	6		93	6		92	6		90	6		92	6		92	6		91	6
Красноармейская	500/220/35	АТ-1	801	2737	442	16	0	0	496	18	441	16	420	15	440	16	449	16		441	16		440	16		441	16		427	16		435	16		440	16		441	16		429	16		445	16
Куйбышевская	500/220/35	АТ-1	801	2733	463	17	599	22	0	0	460	17	466	17	458	17	454	17		458	17		459	17		459	17		461	17		460	17		457	17		460	17		462	17		458	17
	500/220/35	АТ-2	801	2733	463	17	599	22	727	27	460	17	466	17	458	17	454	17		458	17		459	17		459	17		461	17		460	17		457	17		460	17		462	17		458	17
Васильевская	220/110/10	АТ-1	250	879	240	27	242	28	242	28	522	59	241	27	241	27	241	27		241	27		241	27		241	27		241	27		241	27		241	27		241	27		241	27		241	27
	220/110/10	АТ-2	250	897	267	30	268	30	268	30	0	0	268	30	268	30	268	30		268	30		268	30		268	30		268	30		268	30		268	30		268	30		268	30		268	30
Головная	220/110/10	АТ-1	125	377	"177	47	102	27	186	49	177	47	0	0	178	47	181	48		177	47		177	47		177	47		184	49		185	49		177	47		177	47		201	53		177	47
Кинельская	220/110/35	АТ-1	180	540	248	46	241	45	243	45	248	46	250	46	0	0	269	50		260	48		248	46		266	49		258	48		254	47		248	46		248	46		249	46		249	46
	220/110/35	АТ-2	180	540	293	54	288	53	287	53	292	54	294	54	352	65	310	57		305	56		293	54		306	57		304	56		299	55		292	54		292	54		293	54		293	54
Кировская	220/110/10	АТ-1	250	754	292	39	358	47	278	37	291	39	298	40	314	42	0	0		295	39		292	39		296	39		329	44		303	40		291	39		291	39		295	39		291	39
	220/110/10	АТ-2	250	754	292	39	358	47	278	37	291	39	298	40	314	42	420	56		295	39		292	39		296	39		329	44		303	40		291	39		291	39		295	39		291	39
Комсомолец	220/110/10	АТ-1	125	376	109	29	116	31	105	28	109	29	110	29	125	33	116	31		135	36		109	29		111	30		112	30		110	29		109	29		109	29		109	29		109	29
	220/110/10	АТ-2	125	376	109	29	116	31	105	28	109	29	110	29	125	33	116	31		0	0		109	29		121	32		112	30		110	29		109	29		109	29		109	29		109	29
Кубра	220/110/10	АТ-1	200	602	84	14	85	14	84	14	84	14	84	14	84	14	84	14		84	14		84	14		84	14		84	14		84	14		84	14		84	14		84	14		84	14
	220/110/10	АТ-2	200	602	84	14	85	14	84	14	84	14	84	14	84	14	84	14		84	14		84	14		84	14		84	14		84	14		84	14		84	14		84	14		84	14
Левобережная	220/110/10	АТ-1	250	879	212	24	211	24	211	24	211	24	211	24	211	24	212	24		211	24		0	0		211	24		211	24		211	24		211	24		211	24		211	24		211	24
	220/110/10	АТ-2	250	879	211	24	209	24	209	24	209	24	210	24	210	24	210	24		209	24		334	38		209	24		210	24		210	24		209	24		209	24		210	24		209	24
Новокуйбышевская	220/110/10	АТ-2	200	703	130	18	234	33	107	15	130	18	152	22	133	19	143	20		130	18		130	18		131	19		133	19		147	21		130	18		130	18		146	21		131	19
Новоотрадная	220/110/6	АТ-1	125	376	98	26	103	27	95	25	98	26	98	26	117	31	102	27		109	29		98	26		0	0		100	27		98	26		98	26		98	26		98	26		98	26
	220/110/6	АТ-2	125	376	97	26	102	27	94	25	97	26	97	26	116	31	101	27		95	25		97	26		132	35		99	26		97	26		97	26		97	26		97	26		97	26
Орловская	220/110/10	АТ-1	200	604	192	32	124	21	194	32	191	32	201	33	199	33	218	36		193	32		192	32		193	32		0	0		200	33		191	32		191	32		205	34		191	32
Оросительная	220/110/10	АТ-1	125	376	30	8	31	8	30	8	30	8	30	8	30	8	30	8		30	8		30	8		30	8		30	8		30	8		30	8		30	8		30	8		30	8
Просвет	220/110/6	АТ-1	125	376	213	57	187	50	213	57	213	57	222	59	217	58	220	59		213	57		213	57		213	57		220	59		0	0		213	57		213	57		219	58		213	57
	220/110/6	АТ-2	125	376	213	57	187	50	213	57	213	57	222	59	217	58	220	59		213	57		213	57		213	57		220	59		323	86		213	57		213	57		219	58		213	57
Серноводская	220/110/10	АТ-1	200	604	186	31	182	30	180	30	186	31	186	31	186	31	186	31		186	31		186	31		186	31		186	31		186	31		0	0		186	31		186	31		186	31
	220/110/10	АТ-2	200	604	186	31	182	30	180	30	186	31	186	31	186	31	186	31		186	31		186	31		186	31		186	31		186	31		347	57		186	31		186	31		186	31
Солнечная	220/110/10/6	АТ-1	200	604	155	26	156	26	156	26	155	26	155	26	155	26	155	26		155	26		155	26		155	26		155	26		155	26		155	26		0	0		155	26		155	26
	220/110/10/6	АТ-1	200	604	155	26	156	26	156	26	155	26	155	26	155	26	155	26		155	26		155	26		155	26		155	26		155	26		155	26		315	52		155	26		155	26
Сызрань	220/110/35	АТ-1	250	879	26	3	25	3	25	3	24	3	24	3	24	3	25	3		24	3		25	3		24	3		24	3		24	3		24	3		24	3		24	3		24	3
	220/110/35	АТ-2	250	879	26	3	25	3	25	3	24	3	24	3	24	3	25	3		24	3		25			24	3		24	3		24	3		24	3		24	3		24	3		24	3
Томыловская	220/110/10	АТ-1	125	440	151	34	72	16	158	36	151	34	197	45	152	35	154	35		151	34		151	34		151	34		170	39		161	37		151	34		151	34		0	0		150	34
	220/110/10	АТ-2	125	440	151	34	72	16	158	36	151	34	197	45	152	35	154	35		151	34		151	34		151	34		170	39		161	37		151	34		151	34		212	48		150	34
Южная	220/110/10	АТ-1	125	440	37	8	100	23	30	7	37	8	35	8	38	9	37	8		37	8		37	8		37	8		36	8		37	8		37	8		37	8		36	8		0	0
	220/110/10	АТ-2	125	440	117	27	59	13	126	29	117	27	119	27	115	26	116	26		117	27		117	27		117	27		118	27		117	27		117	27		117	27		118	27		152	35

Таблица 9.3

Загрузка
трансформаторов и автотрансформаторов на ПС 500-220 кВ энергосистемы Самарской области в послеаварийных схемах работы электрической сети при отключении одного элемента сети в зимний максимум рабочего дня в 2022 году

Наименование ПС	Класс напряжения, кВ	Номер и количество автотрансформаторов (АТ)	Мощность АТ, MBA	Аварийно допустимая токовая нагрузка при 1= -5 С, А	Токовая нагрузка при отключении
					АТ 500/220 кВ на ПС Азот		АТ-1 на ПС Красноармейская		АТ-1 на ПС Куйбышевская		АТ-1 на ПС Васильевская		АТ на ПС Головная		АТ-1 на ПС Кинельская		АТ-1 на ПС Кировская		АТ-1 на ПС Комсомолец			АТ-1 на ПС Левобережная			АТ-1 на ПС Новоотрадная			АТ-1 на ПС Орловская			АТ-1 на ПС Просвет			АТ-1 на ПС Серноводская			АТ-1 на ПС Солнечная			АТ-1 на ПС Томыловская			АТ-1 на ПС Южная
					А	%	А	%	А	%	А	%	А	%	А	%	А	%		А	%		А	%		А	%		А	%		А	%		А	%		А	%		А	%		А	%
Азот	500/110	АТ-1	250	346	148	42,77	148	42,77	148	42,77	148	42,77	147	42,49	147	42,49	147	42,49		147	42,49		155	44,80		147	42,49		147	42,49		147	42,49		147	42,49		147	42,49		147	42,49		147	42,49
	500/220	АТ-2	801	1432	0	0	122	8,52	128	8,94	99	6,91	102	7,12	101	7,05	100	6,98		101	7,05		102	7,12		101	7,05		102	7,12		101	7,05		99	6,91		101	7,05		101	7,05		100	6,98
Красноармейская	500/220/35	АТ-1	801	2737	466	17,03	0	0	527	19,25	465	16,99	443	16,19	464	16,95	478	17,46		465	16,99		464	16,95		466	17,03		449	16,40		459	16,77		464	16,95		465	16,99		453	16,55		469	17,14
Куйбышевская	500/220/35	АТ-1	801	2733	500	18,29	644	23,56	0	0	495	18,11	501	18,33	493	18,04	490	17,93		493	18,04		494	18,08		493	18,04		497	18,19		495	18,11		492	18,00		495	18,11		497	18,19		493	18,04
	500/220/35	АТ-2	801	2733	500	18,29	644	23,56	787	28,80	495	18,11	501	18,33	493	18,04	490	17,93		493	18,04		494	18,08		493	18,04		497	18,19		495	18,11		492	18,00		495	18,11		497	18,19		493	18,04
Васильевская	220/110/10	АТ-1	250	879	241	27,42	242	27,53	242	27,53	523	59,50	242	27,53	242	27,53	242	27,53		242	27,53		241	27,42		242	27,53		242	27,53		242	27,53		242	27,53		242	27,53		242	27,53		242	27,53
	220/110/Ю	АТ-2	250	897	267	29,77	269	29,99	269	29,99	0	0	268	29,88	268	29,88	268	29,88		268	29,88		268	29,88		268	29,88		268	29,88		268	29,88		268	29,88		268	29,88		268	29,88		268	29,88
Головная	220/110/10	АТ-1	125	377	185	49,07	107	28,38	195	51,72	185	49,07	0	0	186	49,34	190	50,40		185	49,07		185	49,07		185	49,07		194	51,46		194	51,46		185	49,07		185	49,07		210	55,70		185	49,07
Кинельская	220/110/35	АТ-1	180	540	242	44,81	237	43,89	239	44,26	242	44,81	243	45,00	0	0	268	49,63		256	47,41		242	44,81		260	48,15		254	47,04		248	45,93		242	44,81		242	44,81		243	45,00		242	44,81
	220/110/35	АТ-2	180	540	285	52,78	282	52,22	282	52,22	285	52,78	287	53,15	337	62,41	308	57,04		300	55,56		285	52,78		299	55,37		298	55,19		292	54,07		285	52,78		285	52,78		286	52,96		286	52,96
Кировская	220/110/10	АТ-1	250	754	351	46,55	427	56,63	343	45,49	351	46,55	359	47,61	376	49,87	0	0		356	47,21		352	46,68		357	4735		399	52,92		365	48,41		351	46,55		351	46,55		355	47,08		352	46,68
	220/110/Ю	АТ-2	250	754	351	46,55	427	56,63	343	45,49	351	46,55	359	47,61	376	49,87	516	68,44		356	47,21		352	46,68		357	47,35		399	52,92		365	48,41		351	46,55		351	46,55		355	47,08		352	46,68
Комсомолец	220/110/10	АТ-1	125	376	120	31,91	127	33,78	114	30,32	120	31,91	120	31,91	138	36,70	129	34,31		148	39,36		120	31,91		121	32,18		124	32,98		120	31,91		120	31,91		120	31,91		120	31,91		120	31,91
	220/110/Ю	АТ-2	125	376	120	31,91	127	33,78	114	30,32	120	31,91	120	31,91	138	36,70	129	34,31		0	0		120	31,91		134	35,64		124	32,98		120	31,91		120	31,91		120	31,91		120	31,91		119	31,65
Кубра	220/110/Ю	АТ-1	200	602	84	13,95	84	13,95	84	13,95	84	13,95	84	13,95	84	13,95	84	13,95		84	13,95		84	13,95		84	13,95		84	13,95		84	13,95		84	13,95		84	13,95		84	13,95		84	13,95
	220/110/10	АТ-2	200	602	84	13,95	84	13,95	84	13,95	84	13,95	84	13,95	84	13,95	84	13,95		84	13,95		84	13,95		84	13,95		84	13,95		84	13,95		84	13,95		84	13,95		84	13,95		84	13,95
Левобережная	220/110/Ю	АТ-1	250	879	215	24,46	213	24,23	213	24,23	214	24,35	214	24,35	214	24,35	214	24,35		214	24,35		0	0		214	24,35		214	24,35		214	24,35		214	24,35		214	24,35		214	24,35		214	24,35
	220/110/Ю	АТ-2	250	879	213	24,23	212	24,12	211	24,00	212	24,12	212	24,12	212	24,12	212	24,12		212	24,12		335	38,11		212	24,12		212	24,12		212	24,12		212	24,12		212	24,12		212	24,12		212	24,12
Новокуйбышевская	220/110/Ю	АТ-2	200	703	156	22,19	270	38,41	131	18,63	155	22,05	179	25,46	158	22,48	172	24,47		156	22,19		156	22,19		156	22,19		159	22,62		174	24,75		155	22,05		155	22,05		173	24,61		156	22,19
Новоотрадная	220/110/6	АТ-1	125	376	106	28,19	112	29,79	103	27,39	105	27,93	106	28,19	125	33,24	111	29,52		119	31,65		105	27,93		0	0		108	28,72		106	28,19		105	27,93		105	27,93		106	28,19		105	27,93
	220/110/6	АТ-2	125	376	104	27,66	ИО	29,26	102	27,13	104	27,66	105	27,93	123	32,71	110	29,26		103	27,39		104	27,66		142	37,77		107	28,46		105	27,93		104	27,66		104	27,66		105	27,93		104	27,66
Орловская	220/110/10	АТ-1	200	604	221	36,59	150	24,83	225	37,25	220	36,42	230	38,08	228	37,75	256	42,38		221	36,59		220	36,42		222	36,75		0	0		229	37,91		220	36,42		220	36,42		234	38,74		219	36,26
Оросительная	220/110/10	АТ-1	125	376	30	7,98	31	8,24	31	8,24	30	7,98	30	7,98	30	7,98	30	7,98		30	7,98		30	7,98		30	7,98		30	7,98		30	7,98		30	7,98		30	7,98		30	7,98		30	7,98
Просвет	220/110/6	АТ-1	125	376	229	60,90	203	53,99	230	61,17	229	60,90	239	63,56	233	61,97	239	63,56		229	60,90		229	60,90		229	60,90		238	63,30		0	0		229	60,90		229	60,90		236	62,77		229	60,90
	220/110/6	АТ-2	125	376	229	60,90	203	53,99	230	61,17	229	60,90	239	63,56	233	61,97	239	63,56		229	60,90		229	60,90		229	60,90		238	63,30		348	92,55		229	60,90		229	60,90		236	62,77		229	60,90
Серноводская	220/110/Ю	АТ-1	200	604	184	30,46	180	29,80	178	29,47	184	30,46	184	30,46	184	30,46	184	30,46		184	30,46		184	30,46		184	30,46		184	30,46		184	30,46		0	0		184	30,46		184	30,46		184	30,46
	220/110/10	АТ-2	200	604	184	30,46	180	29,80	178	29,47	184	30,46	184	30,46	184	30,46	184	30,46		184	30,46		184	30,46		184	30,46		184	30,46		184	30,46		344	56,95		184	30,46		184	30,46		184	30,46
Солнечная	220/110/10/6	АТ-1	200	604	162	26,82	163	26,99	164	27,15	162	26,82	162	26,82	162	26,82	162	26,82		162	26,82		162	26,82		162	26,82		162	26,82		162	26,82		162	26,82		0	0		162	26,82		162	26,82
	220/110/10/6	АТ-1	200	604	162	26,82	163	26,99	164	27,15	162	26,82	162	26,82	162	26,82	162	26,82		162	26,82		162	26,82		162	26,82		162	26,82		162	26,82		162	26,82		329	54,47		162	26,82		162	26,82
Сызрань	220/110/35	АТ-1	250	879	27	3,07	26	2,96	26	2,96	25	2,84	25	2,84	25	2,84	25	2,84		25	2,84		26	2,96		25	2,84		25	2,84		25	2,84		25	2,84		25	2,84		25	2,84		25	2,84
	220/110/35	АТ-2	250	879	27	3,07	26	2,96	26	2,96	25	2,84	25	2,84	25	2,84	25	2,84		25	2,84		26	2,96		25	2,84		25	2,84		25	2,84		25	2,84		25	2,84		25	2,84		25	2,84
Томыловская	220/110/10	АТ-1	125	440	157	35,68	77	17,50	166	37,73	157	35,68	206	46,82	158	35,91	162	36,82		157	35,68		157	35,68		157	35.68		179	40,68		168	38.18		157	35,68		157	35,68		0	0		156	35,45
	220/110/Ю	АТ-2	125	440	157	35,68	77	17,50	166	37,73	157	35.6 Х	206	46,82	158	35,91	162	36,82		157	35,68		157	35,68		157	35,68		179	40,68		168	38,18		157	35,68		157	35,68		221	50,23		156	35,45
Южная	220/110/Ю	АТ-1	125	440	36	8,18	103	23,41	29	6,59	37	8,41	34	7,73	38	8,64	37	8,41		36	8,18		37	8,41		37	8,41		35	7,95		37	8,41		37	8,41		37	8,41		36	8,18		0	0
	220/110/10	АТ-2	125	440	118	26,82	56	12,73	127	28,86	118	26.82	120	27,27	116	26,36	117	26.59		118	26,82		117	26,59		118	26,82		119	27,05		117	26,59		117	26,59		117	26,59		119	27,05		152	34,55

Таблица 9.4

Токовая загрузка
ВЛ 500-220 кВ в нормальной схеме работы электрической сети для зимнего и летнего максимума рабочего дня 2018-2022 годов

Наименование ВЛ	Допустимый ток с учетом оборудования (I = -5 С), А	Допустимый ток с учетом оборудования (I = +25 С), А	Максимум рабочего дня 2018 года				Максимум рабочего дня 2019 года				Максимум рабочего дня 2020 года				Максимум рабочего дня 2021 года				Максимум рабочего дня 2022 года
			зимний		летний		зимний		летний		зимний		летний		зимний		летний		зимний		летний
	I доп.		I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %
ВЛ 500 кВ
Азот-Бугульма	2000	2000	502	25	544	27	501	25	544	27	498	25	553	28	497	25	553	28	496	25	554	28
Балаковская АЭС - Красноармейская N 2	2000	2000	1228	61	1166	58	1230	62	1164	58	1248	62	1166	58	1249	62	1168	58	1250	63	1169	58
Жигулевская ГЭС - Вешкайма северная	2000	i960	115	6	198	10	115	6	199	10	116	6	207	11	116	6	205	10	116	6	207	11
Жигулевская ГЭС - Вешкайма южная	2000	1960	106	5	180	9	106	5	181	9	107	5	189	10	107	5	187	10	108	5	189	10
Красноармейская - Преображенская	2000	2000	370	19	361	18	370	19	362	18	370	19	362	18	370	19	362	18	370	19	363	18
Жигулевская ГЭС - Азот	2000	2000	696	35	768	38	698	35	769	38	705	35	759	38	706	35	760	38	707	35	761	38
Жигулевская ГЭС - Куйбышевская	2000	I960	150	8	63	3	150	8	65	3	142	7	58	3	141	7	58	3	142	7	60	3
Балаковская АЭС - Куйбышевская N 1	2000	2000	1001	50	960	48	1003	50	959	48	1014	51	959	48	1015	51	960	48	1016	51	960	48
ЗайГРЭС - Куйбышевская	2000	2000	634	32	667	33	632	32	669	33	613	31	668	33	612	31	667	33	611	31	668	33
Красноармейская - Куйбышевская N 2	2000	2000	552	28	523	26	551	28	527	26	551	28	520	26	551	28	519	26	551	28	519	26
ВЛ 220 кВ
Азот - Васильевская	1000	1000	21	2	41	4	21	2	41	4	25	3	66	7	25	3	66	7	24	2	58	6
Азот - Кинельская	1000	1000	86	9	66	7	86	9	65	7	97	10	80	8	98	10	80	8	97	10	78	8
Азот- Кировская	1000	1000	113	11	85	9	114	11	83	8	136	14	107	11	136	14	108	11	136	14	105	11
Азот-КС-22	1000	1000	200	20	334	33	201	20	334	33	205	21	339	34	205	21	340	34	205	21	340	34
Азот - Серноводская	999	798	186	19	176	22	186	19	175	22	193	19	184	23	193	19	185	23	192	19	183	23
ТЭЦ ВАЗа-Азот	1000	1000	116	12	40	4	114	И	41	4	119	12	51	5	117	12	50	5	112	11	30	3
Жигулевская ГЭС - КС-22	1000	1000	295	30	340	34	296	30	339	34	300	30	345	35	301	30	345	35	301	30	346	35
Жигулевская ГЭС - Левобережная I цепь	1250	1000	558	45	791	79	561	45	793	79	565	45	726	73	567	45	728	73	572	46	744	74
Жигулевская ГЭС - Левобережная II цепь	1250	1000	538	43	783	78	540	43	785	79	543	43	716	72	545	44	718	72	550	44	735	74
Жигулевская ГЭС - Солнечная	1000	1000	232	23	250	25	235	24	249	25	259	26	273	27	260	26	273	27	259	26	271	27
Жигулевская ГЭС - Сызрань I цепь	1000	1000	149	15	62	6	150	15	61	6	154	15	66	7	155	16	66	7	155	16	61	6
Жигулевская ГЭС - Сызрань II цепь	1000	1000	149	15	62	6	150	15	61	6	154	15	66	7	155	16	66	7	155	16	61	6
Кинельская - Уральская	1079	790	90	8	79	10	105	10	80	10	92	9	79	10	92	9	79	10	93	9	79	10
Красноармейская - Головная	1000	960	355	36	326	34	348	35	312	33	374	37	325	34	376	38	328	34	377	38	328	34
Красноармейская - Томыловская	1250	960	242	19	223	23	237	19	213	22	255	20	223	23	256	20	224	23	257	21	225	23
Красноармейская - Южная	1250	960	42	3	32	3	54	4	33	3	41	3	31	3	41	3	31	3	41	3	31	3
Сызрань - Кременки	600	600	166	28	228	38	166	28	228	38	164	27	230	38	164	27	230	38	164	27	229	38
Куйбышевская - Бузулукская	600	600	128	21	136	23	128	21	136	23	125	21	137	23	125	21	137	23	124	21	138	23
Куйбышевская - Кинельская I цепь	1000	1000	250	25	215	22	249	25	217	22	243	24	204	20	244	24	204	20	244	24	205	21
Куйбышевская - Кинельская II цепь	1000	963	253	25	218	23	252	25	219	23	246	25	206	21	247	25	207	21	247	25	208	22
Куйбышевская - Кировская I цепь	1000	1000	320	32	243	24	326	33	244	24	358	36	254	25	358	36	254	25	359	36	256	26
Куйбышевская - Кировская II цепь	1000	1000	320	32	243	24	326	33	244	24	358	36	254	25	358	36	254	25	359	36	256	26
Куйбышевская - Орловская	1000	960	75	8	71	7	73	7	64	7	89	9	77	8	90	9	78	8	90	9	77	8
Куйбышевская - Зубчаниновская I цепь с отпайками	1000	1000	43	4	31	3	43	4	31	3	43	4	31	3	43	4	31	3	43	4	31	3
Куйбышевская - Зубчаниновская II цепь с отпайками	1000	1000	60	6	39	4	60	6	39	4	60	6	39	4	60	6	39	4	60	6	39	4
Куйбышевская - Новокуйбышевская	1000	949	120	12	135	14	121	12	129	14	144	14	147	15	147	15	150	16	147	15	150	16
Куйбышевская - Новоотрадная I цепь с отпайкой на Комсомолец	630	630	194	31	196	31	196	31	197	31	213	34	208	33	214	34	208	33	214	34	208	33
Куйбышевская - Новоотрадная II цепь с отпайкой на Комсомолец	630	630	194	31	190	30	196	31	191	30	213	34	202	32	213	34	202	32	213	34	202	32
Куйбышевская - Серноводская	1000	960	208	21	180	19	208	21	181	19	199	20	170	18	199	20	170	18	200	20	172	18
Левобережная - Васильевская	1000	1000	512	51	520	52	512	51	519	52	519	52	552	55	518	52	551	55	516	52	547	55
ТЭЦ ВАЗа - Левобережная I цепь	1250	960	100	8	249	26	102	8	251	26	102	8	232	24	103	8	233	24	107	9	243	25
ТЭЦ ВАЗа - Левобережная II цепь	1250	960	97	8	246	26	99	8	247	26	99	8	228	24	100	8	229	24	104	8	239	25
Орловская - Томыловская	1000	960	117	12	93	10	122	12	103	11	131	13	104	И	130	13	103	11	130	13	104	11
Кинельская - Просвет	1000	960	102	10	111	12	106	11	111	12	115	12	122	13	116	12	123	13	116	12	122	13
Солнечная - Кировская	1000	1000	119	12	27	3	129	13	23	2	114	11	45	5	114	11	45	5	114	11	43	4
Сызрань - Кубра	1000	1000	588	59	413	41	588	59	413	41	592	59	405	41	592	59	405	41	593	59	407	41
Томыловская - Головная	1000	790	181	18	173	22	176	18	164	21	192	19	172	22	194	19	173	22	194	19	174	22
Томыловская - Оросительная	1000	790	52	5	52	7	52	5	52	7	52	5	52	7	52	5	52	7	52	5	52	7
Азот - Черемшанская	1000	S0I	92	9	222	28	91	9	222	28	89	9	218	27	89	9	218	27	89	9	218	27
ТЭЦ ВАЗа - Черемшанская	1000	960	107	11	161	17	106	11	160	17	106	11	173	18	105	II	172	18	104	10	169	18

Таблица 9.5

Токовая загрузка
ВЛ 500-220 кВ в послеаварийных схемах работы электрической сети для зимнего максимума рабочего дня 2018 года при отключении одного элемента сети

Наименование ВЛ	Допустимый ток с учетом оборудования (I = -5 С), А	Токовая нагрузка при отключении
		ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Красноармейская		ВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС-Левобережная		ВЛ 220 кВ Куйбышевская-3 (4)		ВЛ 220 кВ Новоотрадная-1 (2)		ВЛ 220 кВ Васильевская-1		АТ 500/220 кВ на ПС Куйбышевская		АТ 500/220 кВ на ПС Красноармейская		АТ 500/220 кВ на ПС Азот
		I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %
ВЛ 500 кВ
Азот - Бугульма	2000	571	28,55	501	25,05	499	24,95	502	25,10	502	25,10	490	24,50	489	24,45	512	25,60
Балаковская АЭС - Красноармейская N 2	2000		0,00	1229	61,45	1227	61,35	1228	61,40	1231	61,55	1230	61,50	1141	57,05	1001	50,05
Жигулевская ГЭС - Вешкайма северная	2000	214	10,70	114	5,70	114	5,70	116	5,80	116	5,80	114	5,70	112	5,60	120	6,00
Жигулевская ГЭС - Вешкайма южная	2000	196	9,80	105	5,25	106	5,30	107	5,35	108	5,40	105	5,25	104	5,20	111	5,55
Красноармейская - Преображенская	2000	302	15,10	370	18,50	369	18,45	372	18,60	371	18,55	376	18,80	389	19,45	370	18,50
Жигулевская ГЭС - Азот	2000	789	39,45	714	35,70	697	34,85	696	34,80	742	37,10	720	36,00	712	35,60	638	31,90
Жигулевская ГЭС - Куйбышевская	2000	267	13,35	151	7,55	149	7,45	152	7,60	145	7,25	181	9,05	156	7,80	134	6,70
Балаковская АЭС - Куйбышевская N 1	2000	1551	77,55	1002	50,10	1000	50,00	1000	50,00	1003	50,15	984	49,20	1019	50,95	1001	50,05
ЗайГРЭС - Куйбышевская	2000	571	28,55	634	31,70	634	31,70	635	31,75	635	31,75	653	32,65	630	31,50	630	31,50
Красноармейская - Куйбышевская N 2	2000	401	20,05	552	27,60	550	27,50	549	27,45	553	27,65	483	24,15	836	41,80	552	27,60
ВЛ 220 кВ
Азот - Васильевская	1000	72	7,20	90	9,00	21	2,10	21	2,10	522	52,20	35	3,50	33	3,30	79	7,90
Азот - Кинельская	1000	162	16,20	83	8,30	85	8,50	88	8,80	81	8,10	125	12,50	128	12,80	67	6,70
Азот - Кировская	1000	205	20,50	107	10,70	128	12,80	112	11,20	100	10,00	168	16,80	155	15,50	91	9,10
Азот - КС-22	1000	233	23,30	246	24,60	200	20,00	201	20,10	317	31,70	216	21,60	212	21,20	209	20,90
Азот - Серноводская	999	228	22,82	181	18,12	181	18,12	185	18,52	172	17,22	214	21,42	201	20,12	181	18,12
ТЭЦ ВАЗа-Азот	1000	151	15,10	83	8.30	116	11,60	116	11,60	249	24,90	128	12,80	126	12,60	138	13,80
Жигулевская ГЭС - КС-22	1000	331	33,10	341	34,10	295	29,50	296	29,60	413	41,30	312	31,20	308	30,80	305	30,50
Жигулевская ГЭС - Левобережная I цепь	1250	583	46,64		0,00	558	44,64	559	44,72	390	31,20	573	45,84	569	45,52	563	45,04
Жигулевская ГЭС - Левобережная II цепь	1250	555	44,40	939	75,12	537	42,96	538	43,04	377	30,16	551	44,08	547	43,76	541	43,28
Жигулевская ГЭС - Солнечная	1000	333	33,30	242	24,20	254	25,40	232	23,20	257	25,70	297	29,70	279	27,90	231	23,10
Жигулевская ГЭС - Сызрань I цепь	1000	262	26,20	145	14,50	150	15,00	149	14,90	141	14,10	154	15,40	158	15,80	152	15,20
Жигулевская ГЭС - Сызрань II цепь	1000	262	26,20	145	14,50	150	15,00	149	14,90	141	14,10	154	15,40	158	15,80	152	15,20
Кинельская - Уральская	1079	95	8,80	90	8,34	89	8,25	91	8,43	91	8,43	109	10,10	29	2,69	90	8,34
Красноармейская - Головная	1000	259	25,90	356	35,60	357	35,70	356	35,60	357	35,70	391	39,10	97	9,70	356	35,60
Красноармейская - Томыловская	1250	169	13,52	242	19,36	243	19,44	242	19,36	243	19,44	269	21,52	48	3,84	242	19,36
Красноармейская - Южная	1250	140	11.20	42	3,36	41	3,28	43	3,44	43	3,44	53	4,24	132	10,56	42	3,36
Сызрань - Кременки	600	154	25,67	172	28,67	166	27,67	166	27,67	173	28,83	166	27,67	165	27,50	167	27,83
Куйбышевская - Бузулукская	600	186	31,00	128	21,33	129	21,50	135	22,50	128	21,33	105	17,50	99	16,50	127	21,17
Куйбышевская - Кинельская I цепь	1000	260	26,00	253	25,30	262	26,20	278	27,80	258	25,80	195	19,50	391	39,10	250	25,00
Куйбышевская - Кинельская II цепь	1000	264	26,40	256	25,60	265	26,50	281	28,10	261	26,10	198	19,80	396	39,60	253	25,30
Куйбышевская - Кировская I цепь	1000	262	26,20	320	32,00		0,00	328	32,80	322	32,20	246	24,60	341	34,10	322	32,20
Куйбышевская - Кировская II цепь	1000	262	26,20	320	32,00	540	54,00	328	32,80	322	32,20	246	24,60	341	34,10	322	32,20
Куйбышевская - Орловская	1000	131	13,10	75	7,50	83	8,30	77	7,70	74	7,40	45	4,50	246	24,60	76	7,60
Куйбышевская - Зубчаниновская I цепь с отпайками	1000	44	4,40	43	4,30	43	4,30	43	4,30	43	4,30	43	4,30	43	4,30	43	4,30
Куйбышевская - Зубчаниновская II цепь с отпайками	1000	61	6,10	60	6,00	60	6,00	60	6,00	60	6,00	60	6,00	60	6,00	60	6,00
Куйбышевская - Новокуйбышевская	1000	160	16,00	120	12,00	125	12,50	122	12,20	119	11,90	99	9,90	230	23,00	120	12,00
Куйбышевская - Новоотрадная I цепь с отпайкой на Комсомолец	630	205	32,54	194	30.79	198	31,43		0,00	195	30,95	187	29,68	207	32,86	195	30,95
Куйбышевская - Новоотрадная II цепь с отпайкой на Комсомолец	630	205	32,54	194	30,79	197	31,27	256	40,63	194	30,79	186	29,52	206	32,70	194	30,79
Куйбышевская - Серноводская	1000	172	17,20	214	21,40	214	21,40	209	20,90	222	22,20	172	17,20	190	19,00	209	20,90
Левобережная - Васильевская	1000	565	56,50	431	43,10	513	51,30	513	51,30		0,00	533	53,30	529	52,90	526	52,60
ТЭЦ ВАЗа - Левобережная I цепь	1250	95	7,60	73	5,84	100	8,00	100	8,00	170	13,60	104	8,32	103	8,24	100	8,00
ТЭЦ ВАЗа - Левобережная II цепь	1250	91	7,28	64	5,12	97	7,76	97	7,76	170	13,60	101	8,08	100	8,00	97	7,76
Орловская - Томыловская	1000	65	6,50	118	11,80	117	11,70	118	11,80	119	11,90	153	15,30	132	13,20	118	11,80
Кинельская - Просвет	1000	178	17,80	102	10.20	107	10,70	100	10,00	100	10,00	76	7,60	351	35,10	104	10,40
Солнечная - Кировская	1000	114	11,40	109	10,90	99	9,90	118	11,80	98	9,80	82	8,20	95	9,50	118	11,80
Сызрань - Кубра	1000	76!	76,10	583	58,30	589	58,90	588	58,80	579	57,90	594	59,40	599	59,90	589	58,90
Томыловская - Головная	1000	113	11.30	181	18,10	182	18.20	181	18,10	182	18,20	207	20,70	20	2,00	181	18,20
Томыловская - Оросительная	1000	51	5,10	52	5,20	52	5,20	52	5,20	52	5.20	52	5,20	51	5,10	52	5,20
Азот - Черемшанская	1000	57	5,70	93	9,30	91	9,10	91	9.10	59	5,90	88	8,80	88	8,80	100	10,00
ТЭЦ ВАЗа - Черемшанская	1000	92	9,20	93	9,30	107	10,70	107	10,70	132	13,20	108	10,80	107	10,70	109	10,90

Таблица 9.6

Токовая загрузка
ВЛ 500-220 кВ в послеаварийных схемах работы электрической сети для зимнего максимума рабочего дня 2022 года при отключении одного элемента сети

Наименование ВЛ	Допустимый ток с учетом оборудования (I = -5 С), А	Токовая нагрузка при отключении
		ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Красноармейская		ВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС - Левобережная		ВЛ 220 кВ Куйбышевская-3 (4)		ВЛ 220 кВ Ново- отрадная-1 (2)		ВЛ 220 кВ Васильевская-1		АТ 500/220 кВ на ПС Куйбышевская		АТ 500/220 кВ на ПС Красноармейская		АТ 500/220 кВ на ПС Азот
		I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %
ВЛ 500 кВ
Азот - Бугульма	2000	569	28,45	495	24,75	493	24,65	496	24,80	496	24,80	485	24,25	483	24,15	508	25,40
Балаковская АЭС - Красноармейская N 2	2000	0	0	1251	62,55	1249	62,45	1251	62,55	1253	62,65	1253	62,65	1157	57,85	1251	62,55
Жигулевская ГЭС - Вешкайма северная	2000	244	12,20	115	5,75	116	5,80	117	5,85	118	5,90	117	5,85	119	5,95	121	6,05
Жигулевская ГЭС - Вешкайма южная	2000	222	11,10	107	5,35	108	5,40	109	5,45	109	5,45	109	5,45	111	5,55	112	5,60
Красноармейская - Преображенская	2000	303	15,15	370	18,50	370	18,50	372	18,60	371	18,55	377	18,85	391	19,55	370	18,50
Жигулевская ГЭС - Азот	2000	804	40,20	726	36,30	709	35,45	708	35,40	754	37,70	735	36,75	725	36,25	636	31,80
Жигулевская ГЭС - Куйбышевская	2000	307	15,35	144	7 ДО	138	6,90	144	7,20	139	6,95	166	8,30	146	730	126	6,30
Балаковская АЭС - Куйбышевская N 1	2000	1576	78,80	1016	50,80	1015	50,75	1015	50,75	1018	50,90	997	49,85	1034	51,70	1016	50,80
ЗайГРЭС - Куйбышевская	2000	555	27,75	611	30,55	612	30,60	613	30,65	613	30,65	633	31,65	609	30,45	606	30,30
Красноармейская - Куйбышевская N 2	2000	419	20,95	551	27,55	549	27,45	548	27,40	552	27,60	476	23,80	853	42,65	551	27,55
ВЛ 220 кВ
Азот - Васильевская	1000	76	7,60	89	8,90	24	2,40	24	2,40	523	52,30	40	4,00	38	3,80	88	8,80
Азот - Кинельская	1000	176	17,60	93	9,30	94	9,40	99	9,90	89	8,90	141	14,10	143	14,30	75	7,50
Азот-Кировская	1000	230	23,00	129	12,90	157	15,70	135	13,50	119	11,90	197	19,70	182	18,20	111	11,10
Азот-КС-22	1000	240	24,00	252	25,20	205	20,50	206	20,60	323	32,30	223	22,30	219	21,90	223	22,30
Азот - Серноводская	999	236	23,62	187	18,72	187	18,72	192	19,22	178	17,82	224	22,42	209	20,92	185	18,52
ТЭЦ ВАЗа - Азот	1000	149	14,90	79	7,90	113	11,30	112	11,20	247	24,70	125	12,50	123	12,30	141	14,10
Жигулевская ГЭС - КС-22	1000	339	33,90	348	34,80	301	30,10	301	30,10	420	42,00	319	31,90	315	31,50	319	31,90
Жигулевская ГЭС - Левобережная I цепь	I2S0	599	47,92	0	0	572	45,76	572	45,76	402	32,16	588	47,04	584	46,72	584	46,72
Жигулевская ГЭС - Левобережная II цепь	1250	569	45,52	962	76,96	550	44,00	550	44,00	388	31,04	565	45,20	561	44,88	561	44,88
Жигулевская ГЭС - Солнечная	1000	365	36,50	270	27,00	285	28,50	260	26,00	285	28,50	331	33,10	310	31,00	258	25,80
Жигулевская ГЭС - Сызрань I цепь	1000	271	27,10	151	15,10	157	15,70	155	15,50	147	14,70	161	16,10	165	16,50	159	15,90
Жигулевская ГЭС - Сызрань II цепь	1000	271	27,10	151	15,10	157	15,70	155	15,50	147	14,70	161	16,10	165	16,50	159	15,90
Кинельская - Уральская	1079	99	9,18	93	8,62	91	8,43	94	8,71	94	8,71	114	10,57	31	2,87	93	8,62
Красноармейская - Головная	1000	279	27,90	377	37,70	378	37,80	378	37,80	378	37,80	417	41,70	107	10,70	378	37,80
Красноармейская - Томыловская	1250	183	14,64	257	20,56	258	20,64	257	20,56	258	20,64	287	22,96	55	4,40	257	20,56
Красноармейская - Южная	1250	147	11,76	41	3,28	40	3,20	42	3,36	42	3,36	52	4,16	145	11,60	41	3,28
Сызрань - Кременки	600	151	25,17	170	28,33	163	27,17	164	27,33	171	28,50	163	27,17	162	27,00	165	27,50
Куйбышевская - Бузулукская	600	184	30,67	124	20,67	125	20,83	132	22,00	124	20,67	101	16,83	95	15,83	123	20,50
Куйбышевская - Кинельская I цепь	1000	258	25,80	247	24,70	257	25,70	274	27,40	252	25,20	187	18,70	396	39,60	246	24,60
Куйбышевская - Кинельская II цепь	1000	261	26,10	250	25,00	261	26,10	278	27,80	255	25,50	189	18,90	401	40,10	249	24,90
Куйбышевская - Кировская I цепь	1000	307	30,70	359	35,90	0	0	369	36,90	361	36,10	283	28,30	384	38,40	363	36,30
Куйбышевская - Кировская II цепь	1000	307	30,70	359	35,90	607	60,70	369	36,90	361	36,10	283	28,30	384	38,40	363	36,30
Куйбышевская - Орловская	1000	151	15,10	90	9,00	99	9,90	93	9,30	89	8,90	58	5,80	274	27,40	91	9,10
Куйбышевская - Зубчаниновская I цепь с отпайками	1000	44	4,40	43	4,30	43	4,30	43	4,30	43	4,30	44	4,40	43	4,30	43	4,30
Куйбышевская - Зубчаниновская II цепь с отпайками	1000	61	6,10	60	6,00	60	6,00	60	6,00	60	6,00	61	6,10	60	6,00	60	6,00
Куйбышевская - Новокуйбышевская	1000	191	19,10	147	14,70	153	15,30	150	15,00	147	14,70	126	12,60	266	26,60	147	14,70
Куйбышевская - Новоотрадная I цепь с отпайкой на Комсомолец	630	226	35,87	214	33,97	218	34,60	0	0	214	33,97	206	32,70	227	36,03	214	33,97
Куйбышевская - Новоотрадная II цепь с отпайкой на Комсомолец	630	225	35,71	213	33,81	217	34,44	284	45,08	213	33,81	205	32,54	227	36,03	213	33,81
Куйбышевская - Серноводская	1000	161	16,10	205	20,50	206	20,60	200	20,00	213	21,30	159	15,90	179	17,90	201	20,10
Левобережная - Васильевская	1000	572	57,20	433	43,30	517	51,70	517	51,70	0	0	541	54,10	535	53,50	541	54,10
ТЭЦ ВАЗа - Левобережная I цепь	1250	103	8,24	79	6,32	107	8,56	107	8,56	178	14,24	111	8,88	109	8,72	110	8,80
ТЭЦ ВАЗа - Левобережная II цепь	1250	99	7,92	70	5,60	104	8,32	104	8,32	178	14,24	108	8,64	106	8,48	106	8,48
Орловская - Томыловская	1000	81	8,10	130	13,00	130	13.00	131	13,10	131	13,10	169	16,90	137	13,70	130	13,00
Кинельская - Просвет	1000	198	19,80	115	11,50	122	12,20	114	11,40	113	11,30	83	8,30	385	38,50	117	11,70
Солнечная - Кировская	1000	118	11.80	104	10,40	95	9,50	113	11,30	96	9,60	83	8,30	95	9,50	113	11,30
Сызрань - Кубра	1000	772	77,20	589	58,90	595	59,50	593	59,30	585	58,50	601	60,10	606	60,60	596	59,60
Томыловская - Головная	1000	125	12,50	194	19,40	195	19,50	194	19,40	195	19,50	224	22,40	23	2,30	194	19,40
Томыловская - Оросительная	1000	51	5,10	52	5,20	52	5,20	52	5,20	52	5,20	51	5,10	50	5,00	52	5,20
Азот - Черемшанская	1000	50	5,00	90	9,00	88	8,80	88	8,80	56	5,60	83	8,30	83	8,30	96	9,60
ТЭЦ ВАЗа - Черемшанская	1000	87	8,70	89	8,90	103	10,30	104	10,40	129	12,90	105	10,50	103	10,30	106	10,60

Таблица 9.7

Токовая загрузка
ВЛ 500-220 кВ в послеаварийных схемах работы электрической сети для летнего максимума рабочего дня 2018 года при отключении одного элемента сети

Наименование ВЛ	Допустимый ток с учетом оборудования (I = +25 С), А	Токовая нагрузка при отключении
		ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Красноармейская		ВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС-Левобережная		ВЛ 220 кВ Куйбышевская-3 (4)		ВЛ 220 кВ Новоотрадная-1 (2)		ВЛ 220 кВ Васильевская-1		АТ 500/220 кВ на ПС Куйбышевская		АТ 500/220 кВ на ПС Красноармейская		АТ 500/220 кВ на ПС Азот
		I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %
ВЛ 500 кВ
Азот - Бугульма	2000	611	30.55	543	27,15	542	27,10	544	27,20	544	27,20	534	26,70	534	26,70	560	28,00
Балаковская АЭС - Красноармейская N 2	2000	0	0	1168	58,40	1165	58,25	1167	58,35	1169	58,45	1168	58.40	1080	54,00	960	48,00
Жигулевская ГЭС - Вешкайма северная	I960	113	5,77	198	10,10	197	10,05	198	10,10	199	10,15	196	10,00	188	9,59	205	10,46
Жигулевская ГЭС - Вешкайма южная	1960	105	5,36	181	9,23	180	9,18	181	9,23	181	9,23	179	9,13	171	8,72	187	9,54
Красноармейская - Преображенская	2000	297	14,85	362	18,10	361	18.05	364	18,20	362	18,10	370	18,50	385	19,25	361	18,05
Жигулевская ГЭС - Азот	2000	856	42,80	797	39.85	770	38,50	769	38,45	810	40,50	792	39,60	784	39,20	663	33,15
Жигулевская ГЭС - Куйбышевская	1960	294	15,00	61	3,11	68	3,47	62	3,16	60	3,06	98	5,00	68	3,47	77	3,93
Балаковская АЭС - Куйбышевская N 1	2000	1478	73,90	961	48,05	959	47,95	959	47,95	962	48,10	944	47,20	977	48,85	960	48,00
ЗайГРЭС - Куйбышевская	2000	602	30,10	668	33,40	668	33,40	668	33,40	668	33,40	688	34,40	666	33,30	659	32,95
Красноармейская - Куйбышевская N 2	2000	351	17,55	523	26,15	521	26,05	519	25,95	523	26,15	467	23,35	765	38,25	521	26,05
ВЛ 220 кВ
Азот - Васильевская	1000	68	6,80	103	10,30	41	4,10	42	4,20	510	51,00	48	4,80	47	4,70	81	8,10
Азот - Кинельская	1000	137	13,70	53	5,30	61	6,10	69	6,90	41	4,10	107	10,70	109	10,90	66	6,60
Азот - Кировская	1000	169	16,90	67	6,70	105	10,50	85	8,50	56	5,60	139	13.90	125	12,50	76	7,60
Азот-КС-22	1000	369	36,90	400	40,00	335	33,50	335	33,50	454	45,40	347	34,70	345	34,50	363	36,30
Азот - Серноводская	798	213	26,69	168	21,05	172	21,55	175	21,93	160	20,05	200	25,06	189	23,68	166	20,80
ТЭЦ ВАЗа-Азот	1000	41	4,10	73	7,30	40	4,00	41	4,10	146	14,60	37	3,70	38	3,80	24	2,40
Жигулевская ГЭС - КС-22	1000	374	37,40	405	40,50	340	34,00	340	34,00	460	46,00	353	35,30	351	35,10	369	36,90
Жигулевская ГЭС - Солнечная	1000	339	33,90	265	26,50	268	26,80	251	25,10	276	27,60	302	30.20	290	29,00	250	25,00
Жигулевская ГЭС - Сызрань I цепь	1000	117	11,70	67	6,70	61	6,10	61	6,10	69	6,90	61	6,10	60	6,00	65	6,50
Жигулевская ГЭС - Сызрань II цепь	1000	117	11,70	67	6,70	61	6,10	61	6,10	69	6,90	61	6,10	60	6,00	65	6,50
Кинельская - Уральская	790	85	10,76	79	10,00	78	9,87	79	10,00	80	10,13	94	11,90	28	3,54	79	10,00
Красноармейская - Головная	960	234	24,38	327	34,06	328	34,17	327	34,06	328	34,17	359	37,40	93	9,69	328	34,17
Красноармейская - Томыловская	960	153	15,94	224	23,33	225	23,44	224	23,33	225	23,44	248	25,83	48	5,00	225	23,44
Красноармейская - Южная	960	122	12,71	32	3,33	31	3,23	32	3,33	31	323	38	3,96	129	13,44	32	3,33
Сызрань - Кременки	600	222	37,00	237	39,50	228	38,00	228	38,00	236	39,33	228	38,00	227	37,83	230	38,33
Куйбышевская - Бузулукская	600	187	31,17	136	22,67	137	22,83	143	23,83	136	22,67	114	19,00	112	18,67	134	22,33
Куйбышевская - Кинельская I цепь	1000	231	23,10	220	22,00	224	22,40	245	24,50	223	22,30	169	16,90	350	35,00	220	22,00
Куйбышевская - Кинельская II цепь	963	234	24,30	222	23,05	227	23,57	248	25,75	226	23,47	171	17,76	354	36,76	223	23,16
Куйбышевская - Кировская 1 цепь	1000	190	19,00	244	24,40	0	0	252	25,20	245	24,50	181	18,10	269	26,90	254	25,40
Куйбышевская - Кировская II цепь	1000	190	19,00	244	24,40	411	41,10	252	25,20	245	24,50	181	18,10	269	26.90	254	25,40
Куйбышевская - Орловская	960	136	14,17	71	7,40	77	8,02	74	7,71	70	7,29	47	4,90	235	24,48	71	7,40
Куйбышевская - Зубчаниновская I цепь с отпайками	1000	31	3,10	31	3,10	31	3,10	31	3,10	31	3,10	31	3,10	31	3,10	31	3,10
Куйбышевская - Зубчаниновская II цепь с отпайками	1000	40	4,00	39	3,90	39	3,90	39	3,90	39	3.90	39	3,90	39	3,90	39	3,90
Куйбышевская - Новокуйбышевская	949	180	18,97	135	14,23	139	14,65	138	14,54	135	14,23	118	12,43	243	25,61	135	14,23
Куйбышевская - Новоотрадная I цепь с отпайкой ка Комсомолец	630	207	32,86	196	31,11	199	31,59	0	0	196	31,11	188	29,84	207	32,86	196	31,11
Куйбышевская - Новоотрадная II цепь с отпайкой на Комсомолец	630	202	32,06	190	30,16	193	30,63	251	39,84	191	30,32	183	29,05	202	32,06	191	30,32
Куйбышевская - Серноводская	960	138	14,38	188	19,58	184	19,17	180	18,75	193	20,10	147	15,31	161	16.77	188	19,58
Левобережная - Васильевская	1000	568	56,80	400	40,00	520	52,00	520	52,00	0	0	536	53.60	534	53,40	555	55,50
ТЭЦ ВАЗа - Левобережная I цепь	960	257	26,77	216	22,50	249	25,94	249	25,94	324	33,75	254	26,46	253	26,35	260	27,08
ТЭЦ ВАЗа - Левобережная II цепь	960	253	26,35	203	21,15	246	25,63	246	25,63	324	33,75	250	26.04	249	25,94	257	26,77
Орловская - Томыловская	960	51	5,31	93	9,69	93	9,69	93	9,69	94	9,79	123	12.81	139	14,48	94	9,79
Кинельская - Просвет	960	191	19,90	109	11,35	114	11,88	109	11,35	107	11.15	90	9,38	346	36,04	111	11,56
Солнечная - Кировская	1000	117	11,70	40	4,00	43	4,30	28	2,80	51	5,10	79	7,90	66	6,60	27	2.70
Сызрань - Кубра	1000	579	57,90	407	40,70	414	41,40	413	41,30	405	40,50	419	41,90	424	42,40	417	41.70
Томыловская - Головная	790	107	13,54	173	21,90	174	22,03	173	21,90	174	22,03	197	24,94	13	1,65	174	22,03
Томыловская - Оросительная	790	51	6,46	52	6,58	52	6,58	52	6,58	52	6,58	52	6,58	51	6,46	52	6,58
Азот - Черемшанская	801	189	23,60	227	28,34	221	27,59	222	27,72	188	23,47	218	27,22	217	27,09	212	26,47
ТЭЦ ВАЗа - Черемшанская	960	149	15,52	141	14,69	161	16,77	161	16,77	188	19,58	162	16,88	161	16,77	163	16,98

Таблица 9.8

Токовая загрузка
ВЛ 500-220 кВ в послеаварийных схемах работы электрической сети для летнего максимума рабочего дня 2022 года при отключении одного элемента сети

Наименование ВЛ	Допустимый ток с учетом оборудования (I=+25 С), А	Токовая нагрузка при отключении
		ВЛ 500 кВ Балаковская АЭС - Красноармейская		ВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС-Левобережная		ВЛ 220 кВ Куйбышевская-3 (4)		ВЛ 220 кВ Новоотрадная-1 (2)		ВЛ 220 кВ Васильевская-1		АТ 500/220 кВ на ПС Куйбышевская		АТ 500/220 кВ на ПС Красноармейская		АТ 500/220 кВ на ПС Азот
		I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %
ВЛ 500 кВ
Азот - Бугульма	2000	624	31,20	553	27,65	552	27,60	554	27,70	554	27,70	544	27,20	546	27,30	568	28,40
Балаковская АЭС - Красноармейская N 2	2000	0	0	1170	58,50	1168	58,40	1169	58,45	1172	58,60	1171	58,55	1081	54,05	960	48,00
Жигулевская ГЭС - Вешкайма северная	I960	106	5,41	207	10,56	206	10,51	207	10,56	208	10,61	206	10,51	200	10,20	213	10,87
Жигулевская ГЭС - Вешкайма южная	1960	99	5,05	189	9,64	188	9,59	189	9,64	190	9,69	188	9,59	182	9,29	194	9,90
Красноармейская - Преображенская	2000	302	15,10	363	18,15	363	18,15	365	18,25	364	18,20	372	18,60	389	19,45	363	18,15
Жигулевская ГЭС - Азот	2000	852	42,60	788	39,40	764	38,20	762	38,10	807	40,35	787	39,35	780	39,00	667	33,35
Жигулевская ГЭС - Куйбышевская	1960	320	16,33	59	3,01	61	3,11	58	2,96	60	3,06	81	4,13	62	3,16	78	3,98
Балаковская АЭС - Куйбышевская N 1	2000	1479	73,95	961	48,05	959	47,95	959	47,95	962	48,10	943	47,15	976	48,80	960	48,00
ЗайГРЭС - Куйбышевская	2000	610	30,50	669	33,45	670	133,50	669	33,45	670	33,50	691	34,55	672	33,60	661	33,05
Красноармейская - Куйбышевская N 2	2000	358	17,90	519	25,95	517	25,85	515	25,75	519	25,95	461	23,05	766	38,30	518	25,90
ВЛ 220 кВ
Азот - Васильевская	1000	97	9,70	66	6,60	58	5,80	58	5,80	511	51,10	72	7,20	72	7,20	99	9,90
Азот - Кинельская	1000	153	15,30	66	6,60	73	7,30	81	8,10	52	5,20	122	12,20	128	12,80	74	7,40
Азот-Кировская	1000	194	19,40	89	8,90	128	12,80	106	10,60	73	730	163	16,30	152	15,20	94	9,40
Азот - КС-22	1000	377	37,70	402	40,20	341	34,10	341	34,10	467	46,70	355	35,50	354	35,40	364	36,40
Азот - Серноводская	798	223	27,94	176	22,06	180	22,56	183	22,93	167	20,93	209	26,19	199	24,94	175	21,93
ТЭЦ ВАЗа-Азот	1000	57	5,70	37	3,70	31	3,10	31	3,10	173	17,30	38	3,80	39	3,90	53	530
Жигулевская ГЭС - КС-22	1000	383	38,30	407	40,70	346	34,60	346	34,60	472	47,20	360	36,00	359	35,90	370	37,00
Жигулевская ГЭС - Солнечная	1000	366	36,60	285	28,50	291	29,10	272	27,20	299	29,90	327	32,70	319	31,90	270	27,00
Жигулевская ГЭС - Сызрань I цепь	1000	109	10,90	67	6,70	60	6,00	60	6,00	69	6,90	58	5,80	54	5,40	64	6,40
Жигулевская ГЭС - Сызрань II цепь	1000	109	10,90	67	6,70	60	6,00	60	6,00	69	6,90	58	5,80	54	5,40	64	6,40
Кинельская - Уральская	790	85	10,76	80	10,13	79	10,00	80	10,13	81	10,25	95	12,03	27	3,42	80	10,13
Красноармейская - Головная	960	239	24,90	329	34,27	330	34,38	330	34,38	330	34,38	363	37,81	92	9,58	330	34,38
Красноармейская - Томыловская	960	157	16,35	225	23,44	226	23,54	226	23,54	226	23,54	251	26,15	46	4,79	226	23,54
Красноармейская - Южная	960	122	12,71	31	3,23	31	3,23	31	3,23	31	3,23	38	3,96	131	13,65	32	3,33
Сызрань - Кременки	600	224	37,33	237	39,50	229	38,17	229	38,17	238	39,67	229	38,17	228	38,00	231	38,50
Куйбышевская - Бузулукская	600	190	31,67	137	22,83	139	23,17	146	24,33	137	22,83	116	19,33	115	19,17	136	22,67
Куйбышевская - Кинельская I цепь	1000	225	22,50	209	20,90	215	21,50	236	23,60	215	21,50	159	15,90	348	34,80	209	20,90
Куйбышевская - Кинельская II цепь	963	228	23,68	212	22,01	218	22,64	239	24,82	217	22,53	161	16,72	353	36,66	212	22,01
Куйбышевская - Кировская I цепь	1000	207	20,70	257	25,70	0	0	267	26,70	259	25,90	194	19,40	286	28,60	265	26,50
Куйбышевская - Кировская II цепь	1000	207	20,70	257	25,70	435	43,50	267	26,70	259	25,90	194	19,40	286	28,60	265	26,50
Куйбышевская - Орловская	960	142	14,79	77	8,02	84	8,75	81	8,44	76	7,92	53	5,52	248	25,83	77	8,02
Куйбышевская - Зубчаниновская I цепь с отпайками	1000	32	3,20	31	3,10	31	3,10	31	3,10	31	3,10	31	3,10	31	3,10	31	3,10
Куйбышевская - Зубчаниновская II цепь с отпайками	1000	40	4,00	39	3,90	39	3,90	39	3,90	40	4,00	40	4,00	40	4,00	39	3,90
Куйбышевская - Новокуйбышевская	949	195	20,55	150	15,81	154	16,23	152	16,02	150	15,81	133	14,01	261	27,50	149	15,70
Куйбышевская - Новоотрадная I цепь с отпайкой на Комсомолец	630	222	35,24	208	33,02	212	33,65	0	0	209	33,17	200	31,75	221	35,08	209	33,17
Куйбышевская - Новоотрадная II цепь с отпайкой на Комсомолец	630	216	34,29	203	32,22	206	32,70	270	42,86	203	32,22	195	30,95	215	34,13	203	32,22
Куйбышевская - Серноводская	960	128	13,33	179	18,65	176	18,33	172	17,92	186	19,38	137	14,27	149	15,52	178	18,54
Левобережная - Васильевская	(000	600	60,00	435	43,50	548	54,80	548	54,80	0	0	566	56,60	566	56,60	577	57,70
ТЭЦ ВАЗа - Левобережная I цепь	960	250	26,04	211	21,98	243	25,31	243	25,31	322	33,54	248	25,83	247	25,73	251	26,15
ТЭЦ ВАЗа - Левобережная II цепь	960	246	25,63	199	20,73	239	24,90	240	25,00	322	33,54	244	25,42	243	25,31	247	25,73
Орловская - Томыловская	960	56	5,83	104	10,83	105	10,94	104	10,83	105	10,94	135	14,06	134	13,96	104	10,83
Кинельская - Просвет	960	209	21,77	121	12,60	126	13,13	120	12,50	119	12,40	98	10,21	371	38,65	123	12,81
Солнечная - Кировская	1000	138	13,80	56	5,60	62	6,20	43	4,30	70	7,00	100	10,00	89	8,90	42	4,20
Сызрань - Кубра	1000	574	57,40	402	40,20	408	40,80	407	40,70	399	39,90	414	41,40	420	42,00	410	41,00
Томыловская - Головная	790	109	13,80	174	22,03	175	22,15	174	22,03	175	22,15	199	25,19	12	1,52	174	22,03
Томыловская - Оросительная	790	51	6,46	52	6,58	52	6,58	52	6,58	52	6,58	52	6,58	51	6,46	52	6,58
Азот - Черемшанская	801	186	23,22	222	27,72	218	27,22	218	27,22	182	22,72	214	26,72	213	26,59	210	26,22
ТЭЦ ВАЗа - Черемшанская	960	157	16,35	150	15,63	168	17,50	169	17,60	197	20,52	170	17,71	168	17,50	171	17,81

Таблица 9.9

Токовая загрузка
ВЛ 500-220 кВ в послеаварийных схемах работы электрической сети для летнего максимума рабочего дня 2018 года при ремонте одного и аварийном отключении другого элемента сети

Наименование ВЛ	Допустимый ток с учетом оборудования (I = +25 С), А	Токовая нагрузка
		при ремонте ВЛ 500 кВ Жигулевская ГЭС - Азот и отключении ВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС - Левобережная-I (II) цепь		при ремонте АТ 500/220 кВ на ПС Азот и отключении ВЛ 220 кВ Куйбышевская-3 (4)		при ремонте ВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС - Левобережная-I (II) цепь и отключении ВЛ 220 кВ Куйбышевская-3 (4)		при ремонте одного АТ 500/220 кВ на ПС Куйбышевская и отключении второго АТ
		I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %
ВЛ 500 кВ
Азот - Бугульма	2000	301	15,05	558	27,90	541	27,05	500	25,00
Балаковская АЭС - Красноармейская N 2	2000	1196	59,80	1166	58,30	1167	58,35	1180	59,00
Жигулевская ГЭС - Вешкайма северная	1960	278	14,18	204	10,41	197	10,05	194	9,90
Жигулевская ГЭС - Вешкайма южная	1960	253	12,91	186	9,49	180	9,18	178	9,08
Красноармейская - Преображенская	2000	388	19,40	361	18,05	362	18,10	405	20,25
Жигулевская ГЭС - Азот	2000	0	0	661	33,05	799	39,95	891	44,55
Жигулевская ГЭС - Куйбышевская	1960	290	14,80	80	4,08	65	3,32	330	16,84
Балаковская АЭС - Куйбышевская N 1	2000	973	48,65	959	47,95	960	48,00	882	44,10
ЗайГРЭС - Куйбышевская	2000	840	42,00	661	33,05	669	33,45	776	38,80
Красноармейская - Куйбышевская N 2	2000	507	25,35	520	26,00	522	26,10	274	13,70
ВЛ 220 кВ
Азот - Васильевская	1000	211	21,10	84	8,40	102	10,20	119	11,90
Азот - Кинельская	1000	69	6,90	62	6,20	48	4.80	299	29,90
Азот - Кировская	1000	70	7,00	92	9,20	88	8,80	378	37,80
Азот-КС-22	1000	665	66,50	366	36,60	400	40,00	410	41,00
Азот - Серноводская	798	123	15,41	162	20,30	164	20,55	306	38,35
ТЭЦ ВАЗа-Азот	1000	89	8.90	25	2,50	73	7,30	62	6,20
Жигулевская ГЭС - КС-22	1000	672	67,20	372	37,20	405	40,50	415	41,50
Жигулевская ГЭС - Солнечная	1000	287	28,70	268	26,80	283	28,30	544	54,40
Жигулевская ГЭС - Сызрань I цепь	1000	57	5,70	65	6,50	67	6,70	50	5,00
Жигулевская ГЭС - Сызрань II цепь	1000	57	5,70	65	6,50	67	6,70	50	5,00
Кинельская - Уральская	790	85	10.76	78	9,87	78	9,87	168	21,27
Красноармейская - Головная	960	335	34,90	330	34,38	329	34,27	503	52,40
Красноармейская - Томыловская	960	230	23,96	226	23,54	225	23,44	358	37,29
Красноармейская - Южная	960	31	3,23	32	3,33	31	3,23	75	7,81
Сызрань - Кременки	600	247	41,17	230	38,33	237	39,50	227	37,83
Куйбышевская - Бузулукская	600	141	23,50	135	22,50	137	22,83	93	15,50
Куйбышевская - Кинельская I цепь	1000	249	24,90	230	23,00	229	22,90	108	10,80
Куйбышевская - Кинельская II цепь	963	252	26,17	233	24,20	232	24,09	110	11,42
Куйбышевская - Кировская I цепь	1000	284	28,40	0	0	0	0	84	8,40
Куйбышевская - Кировская II цепь	1000	284	28,40	431	43,10	413	41,30	84	8,40
Куйбышевская - Орловская	960	67	6.98	78	8,13	77	8,02	68	7,08
Куйбышевская - Зубчаниновская I цепь с отпайками	1000	31	3,10	31	3,10	31	3,10	32	3,20
Куйбышевская - Зубчаниновская II цепь с отпайками	1000	40	4,00	39	3,90	39	3,90	41	4,10
Куйбышевская - Новокуйбышевская	949	134	14,12	139	14,65	139	14,65	59	6,22
Куйбышевская - Новоотрадная I цепь с отпайкой на Комсомолец	630	200	31,75	199	31,59	199	31,59	159	25,24
Куйбышевская - Новоотрадная II цепь с отпайкой на Комсомолец	630	194	30,79	194	30,79	193	30.63	154	24,44
Куйбышевская - Серноводская	960	244	25,42	192	20,00	192	20,00	55	5,73
Левобережная - Васильевская	1000	658	65,80	558	55,80	400	40,00	618	61,80
ТЭЦ ВАЗа - Левобережная I цепь	960	276	28,75	261	27,19	216	22,50	276	28,75
ТЭЦ ВАЗа - Левобережная II цепь	960	285	29,69	257	26,77	203	21,15	271	28,23
Орловская - Томыловская	960	100	10,42	95	9,90	94	9,79	254	26,46
Кинельская - Просвет	960	100	10,42	114	11,88	112	11,67	119	12,40
Солнечная - Кировская	1000	63	6,30	43	4,30	57	5,70	318	31,80
Сызрань - Кубра	1000	422	42,20	419	41,90	409	40,90	448	44,80
Томыловская - Головная	790	179	22,66	175	22,15	174	22,03	300	37,97
Томыловская - Оросительная	790	52	6,58	52	6.58	52	6,58	51	6,46
Азот - Черемшанская	801	166	20,72	211	26,34	226	28,21	201	25,09
ТЭЦ ВАЗа - Черемшанская	960	149	15,52	163	16,98	141	14,69	166	17,29

Таблица 9.10

Токовая загрузка
ВЛ 500-220 кВ в послеаварийных схемах работы электрической сети для летнего максимума рабочего дня 2022 года при ремонте одного и аварийном отключении другого элемента сети

Наименование ВЛ	Допустимый ток с учетом оборудования (I = +25 С), А	Токовая нагрузка
		при ремонте ВЛ 500 кВ Жигулевская ГЭС - Азот и отключении ВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС - Левобережная-I (II) цепь		при ремонте АТ 500/220 кВ на ПС Азот и отключении ВЛ 220 кВ Куйбышевская-3 (4)		при ремонте ВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС - Левобережная-I (II) цепь и отключении ВЛ 220 кВ Куйбышевская-3 (4)		при ремонте одного АТ 500/220 кВ на ПС Куйбышевская и отключении второго АТ
		I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %	I, А	I/I доп., %
ВЛ 500 кВ
Азот - Бугульма	2000	308	15,40	567	28,35	551	27,55	513	25,65
Балаковская АЭС - Красноармейская N 2	2000	1198	59,90	1169	58,45	1169	58,45	1184	59,20
Жигулевская ГЭС - Вешкайма северная	1960	286	14,59	212	10,82	207	10,56	206	10,51
Жигулевская ГЭС - Вешкайма южная	1960	261	13,32	194	9,90	189	9,64	188	9,59
Красноармейская - Преображенская	2000	390	19,50	363	18.15	363	18,15	408	20,40
Жигулевская ГЭС - Азот	2000	0	0	666	33,30	790	39,50	889	44,45
Жигулевская ГЭС - Куйбышевская	1960	304	15,51	78	3,98	60	3,06	318	16,22
Балаковская АЭС - Куйбышевская N 1	2000	973	48,65	959	47,95	960	48,00	880	44,00
ЗайГРЭС - Куйбышевская	2000	840	42,00	663	33,15	671	33,55	783	39,15
Красноармейская - Куйбышевская N 2	2000	502	25,10	516	25,80	517	25,85	277	13,85
ВЛ 220 кВ
Азот - Васильевская	1000	240	24,00	103	10,30	66	6,60	154	15,40
Азот - Кинельская	1000	60	6.00	70	7,00	61	6,10	330	33,00
Азот- Кировская	1000	57	5,70	114	11,40	112	11,20	420	42,00
Азот-КС-22	1000	664	66,40	367	36,70	402	40,20	424	42,40
Азот - Серноводская	798	132	16,54	171	21,43	173	21,68	323	40,48
ТЭЦ ВАЗа - Азот	1000	126	12,60	55	5,50	36	3,60	87	8,70
Жигулевская ГЭС - КС-22	1000	671	67,10	373	37,30	408	40,80	429	42,90
Жигулевская ГЭС - Солнечная	1000	309	30,90	290	29,00	305	30,50	589	58,90
Жигулевская ГЭС - Сызрань I цепь	1000	56	5,60	63	6,30	66	6,60	41	4,10
Жигулевская ГЭС - Сызрань II цепь	1000	56	5,60	63	6,30	66	6,60	41	4,10
Кинельская - Уральская	790	86	10,89	79	10,00	79	10,00	173	21,90
Красноармейская - Головная	960	338	35,21	332	34,58	331	34,48	517	53,85
Красноармейская - Томыловская	960	232	24,17	227	23,65	227	23,65	368	38,33
Красноармейская - Южная	960	30	3,13	31	3,23	30	3,13	78	8,13
Сызрань - Кременки	600	248	41,33	230	38,33	237	39,50	227	37,83
Куйбышевская - Бузулукская	600	143	23.83	137	22,83	139	23,17	102	17,00
Куйбышевская - Кинельская I цепь	1000	239	23,90	220	22,00	220	22,00	113	11,30
Куйбышевская - Кинельская II цепь	963	242	25,13	223	23,16	222	23,05	115	11,94
Куйбышевская - Кировская I цепь	1000	297	29,70	0	0	0	0	83	830
Куйбышевская - Кировская II цепь	1000	297	29,70	451	45,10	437	43,70	83	8,30
Куйбышевская - Орловская	960	74	7,71	84	8,75	83	8,65	66	6,88
Куйбышевская - Зубчаниновская I цепь с отпайками	1000	31	3,10	31	3,10	31	3,10	33	3,30
Куйбышевская - Зубчаниновская II цепь с отпайками	1000	40	4,00	39	3,90	39	3,90	42	4,20
Куйбышевская - Новокуйбышевская	949	149	15,70	154	16,23	t54	1603	70	7,38
Куйбышевская - Новоотрадная I цепь с отпайкой на Комсомолец	630	212	33,65	212	33,65	212	33,65	172	27,30
Куйбышевская - Новоотрадная II цепь с отпайкой ка Комсомолец	630	206	32,70	206	32,70	206	32,70	166	26,35
Куйбышевская - Серноводская	960	234	24,38	183	19,06	183	19,06	51	5,31
Левобережная - Васильевская	1000	694	69,40	581	58,10	436	43,60	658	65,80
ТЭЦ ВАЗа - Левобережная I цепь	960	268	27,92	252	26,25	211	21,98	270	28,13
ТЭЦ ВАЗа - Левобережная II цепь	960	276	28,75	248	25,83	199	20,73	266	27,71
Орловская - Томыловская	960	112	11,67	105	10,94	105	10,94	272	28,33
Кинельская - Просвет	960	112	11,67	126	13,13	124	12,92	114	11,88
Солнечная - Кировская	1000	81	8,10	62	6,20	76	7,60	353	35,30
Сызрань - Кубра	1000	416	41,60	412	41,20	403	40,30	445	44,50
Томыловская - Головная	790	181	22,91	176	22,28	175	22,15	309	39,11
Томыловская - Оросительная	790	52	6,58	52	6,58	52	6,58	51	6,46
Азот - Черемшанская	801	162	20,22	208	25,97	222	27,72	196	24,47
ТЭЦ ВАЗа - Черемшанская	960	159	16,56	170	17,71	150	15,63	175	18,23

10. Формирование перечня реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей классом напряжения 110 кВ и выше, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность) на территории Самарской области, а также для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии на территории Самарской области, которые соответствуют требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям

Перечень сформирован на основе базового варианта прогноза спроса на электрическую энергию и мощность на территории Самарской области.

10.1. Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей классом напряжения 110 кВ и выше, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность) на территории Самарской области

10.1.1. ПС 110 кВ ГПП-7 АО "Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод"

Согласно выданным техническим условиям на технологическое присоединение АО "Новокуйбышевский нефтеперерабатывающий завод" (далее - АО "НкНПЗ") планирует расширение производства к 2019-2021 годам с увеличением потребления электрической мощности на 63 МВт. Для подключения данной нагрузки до 2020 года намечено строительство новой подстанции 110/10 кВ ГПП-7 АО "НкНПЗ".

Присоединение ПС 110/10 кВ ГПП-7 АО "НкНПЗ" к сети будет осуществляться по двум ВЛ 110 кВ: Новокуйбышевской ТЭЦ-2 - ГПП-7 ( км) и Новокуйбышевской ТЭЦ-1 - ГПП-7 ( км), РУ 110 кВ будет выполнено по схеме "Мостик".

10.1.2. ПС 110/35/10 кВ АСК-2

ПС 110/35/10 кВ АСК-2 введена в работу в 1993 году, подключена к ВЛ 110 кВ Самарская ТЭЦ - Безымянская ТЭЦ с отпайками и В Л 110 кВ Безымянская ТЭЦ - Кинельская с отпайками.

ПС 110/35/10 кВ АСК-2 является основным центром питания потребителей Кинельского района Самарской области, в нормальной схеме электрической сети от нее запитано шесть ПС 35 кВ, в ремонтной схеме - девять ПС 35 кВ. ПС 110/35/10 кВ АСК-2 осуществляет электроснабжение населенных пунктов общей численностью населения более 10 тысяч человек, а также социально значимых объектов, среди которых завод по производству боеприпасов ФКП "Самарский завод "Коммунар", школы, больницы, установки водоснабжения, объекты ОАО "РЖД" и заводы строительной индустрии.

В настоящее время на ПС 110/35/10 кВ АСК-2 установлены два трансформатора: Т1-40 MBA (1993 год) и Т2-63 MBA (установлен в 2018 году в ходе 1-го этапа реконструкции). Максимальная загрузка ПС 110/35/10 кВ АСК-2 наблюдалась в 2016 году и составила 33,975 MBA, данная информация представлена в таблице 10.1.

Таблица 10.1

Информация
о загрузке ПС 110 кВ АСК-2 в дни контрольных замеров

Дата проведения замера	Загрузка ПС в дни контрольных замеров, MBA
21.12.2016	33,975
20.12.2017	26,14
19.12.2018	15,01*

* ПС работает по схеме, разработанной на период проведения реконструкции, которая отличается от нормальной. Величина загрузки ПС за 2018 год не является показательной и приведена справочно.

Объем мощности по находящимся на исполнении договорам на технологическое присоединение по состоянию на 1 января 2019 года составляет 28,02 МВт и представлен в таблице 10.2.

Таблица 10.2

Объем
мощности по находящимся на исполнении договорам на технологическое присоединение к ПС 110 кВ АСК-2 по состоянию на 1 января 2019 года

N п/п	Заявитель	Номер договора	Мощность, кВт
1.	ООО "Самарский Стройфарфор"	287	6000
2.	ООО "Русское поле"	1650-001659	3970
3.	Капитонов Сергей Григорьевич	1650-001298	3950
4.	АО "ССК"	1850-001073	535,5
5.	"Региональные электрические сети"	1850-002738	2700
6.	ООО "Сетевая компания"	56-ИП	2000
7.	ГКУ "Центр по делам ГО, ПБ и ЧС Самарской области"	228-ИП	1600
8.	АО "ССК"	147	300
9.	ООО "Русское поле"	1650-001868	150
10.	ООО "Русское поле"	1650-002647	1250
11.	ООО "Технолит"	1750-002141	2000
12.	ООО "МегаДом"	1850-003722	3000
13.	ИП "Сукачев Игорь Николаевич"	1850-005095	400
14.	ООО "Русское поле"	1850-006296	145
15.	ООО "Инжиниринг"	1850-004976	15

Мероприятия по реконструкции ПС 110/35/10 кВ АСК-2 с заменой силовых трансформаторов мощностью 2x40 MBA на трансформаторы мощностью 2x63 MBA включены в технические условия на технологическое присоединение.

Перечень технических условий на технологическое присоединение, включающих мероприятия по реконструкции ПС 110/35/10 кВ АСК-2 с заменой силовых трансформаторов, приведен в таблице 10.3 (копии технических условий представлены в приложениях 1, 2, 3 к СиПР).

Таблица 10.3

Перечень
технических условий на технологическое присоединение, включающих мероприятия по реконструкции ПС 110/35/10 кВ АСК-2

N п/п	Заявитель	Номер договора
1.	ООО "Самарский Стройфарфор"	287
2.	ООО "Русское поле"	1650-001659
3.	Капитонов Сергей Григорьевич	1650-001298

Для реализации обязательств по договорам об осуществлении технологического присоединения необходима реконструкция ПС 110/35/10 кВ АСК-2 с заменой силовых трансформаторов MBA на MBA. Возможность частичного перевода нагрузки ПС 110 кВ АСК-2 на другие центры питания отсутствует.

Реализация проекта предусматривает:

замену силовых трансформаторов ТДТН-40000/110 на ТДТН- 63000/110;

замену оборудования 110 кВ;

строительство приемных порталов 110 кВ.

Впервые данный объект был включен в схему и программу развития электроэнергетики Самарской области на период 2014-2018 годов. Филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" в 2014 году выполнены проектно-изыскательские работы.

Данный объект учтен в совокупности инвестиционных проектов при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии на 2019 год. Филиал ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" имеет обязанность по осуществлению финансирования строительства данного объекта.

Текущая стадия реализации проекта: в 2018 году завершен первый этап реконструкции ПС. Реализация второго этапа проекта - в 2019 году.

10.1.3. ПС 110/10 кВ Безымянка-3

Основным источником электроснабжения потребителей, расположенных в Кировском районе городского округа Самара, является ПС 110/10 кВ Безымянка-3. ПС 110/10 кВ Безымянка-3 осуществляет электроснабжение таких крупных потребителей Кировского, Промышленного, Советского районов городского округа Самара, как АО "Самара-Лада", ОАО КО "Россия", ОАО "СОЭЗ", ООО "Энерго", АО "ССК".

ПС 110 кВ Безымянка-3 имеет схему с разделением силовых трансформаторов на две трансформаторные группы, которые не резервируются между собой:

первая группа: С1Т, С2Т, 2x20 MBA;

вторая группа: СЗТ, С4Т, 2x25 MBA.

Схема ПС 110 кВ Безымянка изображена на рисунке 2.

Рисунок 2. Схема ПС 110 кВ Безымянка-3

Максимальная загрузка ПС 110/35/10 кВ Безымянка-3 наблюдалась в 2016 году и составила 42,022 MBA. Необходимо отметить неравномерность распределения нагрузки между трансформаторными группами. Питающие фидеры 10 кВ ПС 110 кВ Безымянка-3 находятся в собственности абонентов, по данной причине выполнение мероприятий по перезаводу фидеров (выполненных в кабельном исполнении) и перераспределению нагрузки между трансформаторными группами невозможно. Информация о загрузке ПС 110 кВ Безымянка-3 в дни контрольных замеров приведена в таблице 10.4.

Таблица 10.4

Информация
о загрузке ПС 110 кВ Безымянка-3 в дни контрольных замеров

Дата проведения замера	Загрузка трансформаторных групп ПС 110 кВ Безымянка-3, MBA
	первая группа (Т1, Т2)	вторая группа (ТЗ, Т4)	всего
21.12.2016	34,95	7,07	42,02
20.12.2017	26,94	12,29	39,23
19.12.2018	24,61	12,30	36,91

Максимальная загрузка ПС 110/10 кВ Безымянка-3 наблюдалась в 2016 году и составила 42,02 MBA. Справочно: максимальная загрузка ПС, по данным АИИСКУЭ, в период 2016-2018 годов зафиксирована 23.08.2016 и составляет 48,37 MBA. При этом загрузка первой и второй трансформаторных групп составила 31,14 MBA и 17,23 MBA соответственно.

Согласно схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы неустойчивый характер изменения фактических максимумов потребления мощности демонстрирует определяющее влияние температурного фактора на величину данного показателя. Статистический анализ фактических периодов максимальных нагрузок энергосистем позволяет сделать вывод, что максимум потребления мощности достигается в осенне-зимний период при существенном снижении температуры наружного воздуха относительно среднемноголетних значений.

Загрузка ПС 110 кВ Безымянка-3 в контрольные дни имеет максимальное значение зимой 2016 года, при этом температура в день зимнего контрольного замера 2016 года зафиксирована на уровне -23 °С, в 2017-2018 годах температура в день зимних контрольных замеров варьировалась в пределах от -7 до -9 °С. Аналогичные выводы также содержатся в проекте схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2019-2025 годы. С учетом изложенного для исключения влияния климатического фактора на определение степени загрузки ПС снижение ее загрузки в 2017-2018 годах не рассматривается в качестве тренда.

Объем мощности по находящимся на исполнении договорам на технологическое присоединение по состоянию на 1 января 2019 года составляет 0,025 МВт, данная информация представлена в таблице 10.5.

Таблица 10.5

Объем
мощности по находящимся на исполнении договорам на технологическое присоединение к ПС 110 кВ Безымянка-3 по состоянию на 1 января 2019 года

N п/п	Заявитель	Номер договора	Мощность, кВт
1.	Пивоваров Алексей Валентинович	1650-008180	15
2.	ПАО "МегаФон"	1850-002548	10

В ремонтной схеме 1-й трансформаторной группы с выводом из работы С1Т (С2Т) загрузка оставшегося в работе трансформатора составит 34,95 MBA (по данным трехлетнего максимума, зафиксированного в дни контрольных замеров) и превысит величину длительного допустимого перегруза, которая согласно Правилам технической эксплуатации для масляных трансформаторов составляет 5% (21 MBA). Отходящие фидера находятся на балансе абонентов, при этом имеется возможность реализовать мероприятия по переводу части нагрузки ПС на другие центры питания АО "ССК". Согласно данным АО "ССК" нагрузка может быть переведена на ПС 110 кВ Городская-2 и ПС 110 кВ Городская-3 только при наличии нормальной схемы исправных кабелей фидеров сети 10 кВ АО "ССК". Величина этой нагрузки составит 1,4 МВт, что не обеспечивает снижения нагрузки на оставшемся в работе трансформаторе 1-й трансформаторной группы в ремонтном режиме до величины длительного допустимого перегруза трансформатора.

На основании изложенного существует необходимость в проведении реконструкции ПС с заменой оборудования, в том числе силовых трансформаторов.

Согласно разработанной проектной документации для оптимизации степени загрузки трансформаторов существующая схема ПС 110 кВ Безымянка-3 будет изменена на типовую с установкой 2 трансформаторов номинальной мощностью 63 MBA каждый. С учетом загрузки ПС, которая составляет 42,2 MBA, выбранная мощность трансформаторов обеспечит надежную работу ПС при отключении одного из трансформаторов на время проведения ремонта.

Реализация проекта предусматривает следующий объем работ по оборудованию:

замена четырех силовых трансформаторов , MBA на MBA;

замена ВМ-110 кВ на элегазовые выключатели;

установка ТН-110 кВ (антирезонансные);

установка ОПН 110 кВ;

замена ТТ-110 кВ;

установка разъединителей 110 кВ.

Впервые данный объект был включен в схему и программу развития электроэнергетики Самарской области на период 2014-2018 годов. Филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" в 2013 году выполнены проектно-изыскательские работы.

Данный объект учтен в совокупности инвестиционных проектов при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии на 2019 год. Филиал ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" имеет обязанность по осуществлению финансирования строительства данного объекта.

Текущая стадия реализации проекта: в соответствии с утвержденным планом закупок ПАО "Россети" и ПАО "МРСК Волги" проводятся закупочная процедура на поставку силового трансформатора и выбор подрядной организации для выполнения строительно-монтажных работ. Реализация первого этапа проекта - в 2019 году.

10.1.4. ПС 110/10 кВ Кошки

ПС 110/10 кВ Кошки находится в с. Кошки Кошкинского района Самарской области, введена в эксплуатацию в 1964 году. ПС подключена к ВЛ 110 кВ Кошки, ВЛ 110 кВ Надеждино-2, ВЛ 110 кВ Ермаково. ПС 110/10 кВ Кошки осуществляет электроснабжение социально значимых объектов с. Кошки, таких как железная дорога, элеватор, центральная районная больница, и близлежащих населенных пунктов с общей численностью населения около 5 тысяч человек.

В настоящее время на подстанции установлены два силовых трансформатора:

С1Т 25 MBA;

С2Т 10 MBA.

Информация о загрузке ПС 110 кВ Кошки в дни контрольных замеров приведена в таблице 10.6.

Таблица 10.6.

Информация
о загрузке ПС 110 кВ Кошки в дни контрольных замеров

Дата проведения замера	Загрузка ПС в дни контрольных замеров, MBA
21.12.2016	10,51
20.12.2017	9,80
19.12.2018	9,34

Максимальная загрузка ПС 110/10 кВ Кошки наблюдалась в 2016 году и составила 10,51 MBA. Справочно: максимальная загрузка ПС, по данным АИИСКУЭ, в период 2016-2018 годов зафиксирована 16.12.2016 и составляет 10,32 МВт (11,47 MBA).

Согласно схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы неустойчивый характер изменения фактических максимумов потребления мощности демонстрирует определяющее влияние температурного фактора на величину данного показателя. Статистический анализ фактических периодов максимальных нагрузок энергосистем позволяет сделать вывод, что максимум потребления мощности достигается в осенне-зимний период при существенном снижении температуры наружного воздуха относительно среднемноголетних значений.

Загрузка ПС 110 кВ Кошки имеет максимальное значение зимой 2016 года, при этом температура в день зимнего контрольного замера 2016 года зафиксирована на уровне -23 °С, в 2017-2018 годах температура в день зимних контрольных замеров варьировалась в пределах от -7 до -9 °С. Аналогичные выводы также содержатся в проекте схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2019-2025 годы. С учетом изложенного для исключения влияния климатического фактора на определение степени загрузки ПС снижение ее загрузки в 2017-2018 годах не рассматривается в качестве тренда.

Объем мощности по находящимся на исполнении договорам на технологическое присоединение по состоянию на 1 января 2019 года составляет 3,620 МВт, данная информация представлена в таблице 10.7.

Таблица 10.7

Объем
мощности по находящимся на исполнении договорам на технологическое присоединение к ПС 110 кВ Кошки по состоянию на 1 января 2019 года

N п/п	Заявитель	Номер договора	Мощность, кВт
1.	АО "ССК"	8	76,50
2.	ООО "Татнефть-Самара"	54	97,50
3.	АО "ССК"	40	945,00
4.	АО "ССК"	157	127,50
5.	АО "ССК"	270	136,00
6.	АО "ССК"	1350-005943	77,00
7.	АО "ССК"	1450-001965	76,50
8.	ООО "РИТЭК"	1450-006308	80,00
9.	ООО "РИТЭК"	1450-006316	80,00
10.	ООО "РИТЭК"	1450-006318	80,00
11.	ООО "РИТЭК"	1450-007536	210,00
12.	АО "ССК"	1450-007002	212,50
13.	ООО "РИТЭК"	1450-007622	80,00
14.	ООО "РИТЭК"	1450-007919	80,00
15.	АО "ССК"	1650-008218	136,00
16.	АО "ССК"	1750-004078	68,00
17.	АО "ССК"	1750-004056	51,00
18.	ООО "РИТЭК"	1850-001300	263,00
19.	ООО "РИТЭК"	1850-001449	104,00
20.	ООО "РИТЭК"	1850-001451	242,60
21.	ООО "РИТЭК"	1850-001448	72,12
22.	АО "ССК"	1850-004031	76,50
23.	АО "ССК"	1850-004029	76,50
24.	Заявители (15 кВт и менее), 14 шт.	-	172,50

Мероприятия по замене силового трансформатора 10 MBA на 16 MBA на ПС 110 кВ Кошки предусмотрены техническими условиями к договорам ТП от 15.05.2018 N 1850-001300, 1850-001451 (приложения 4, 5 к СиПР).

С учетом вышеизложенного для исполнения обязательств по действующим договорам на технологическое присоединение от 15.05.2018 N 1850-001300, 1850-001451 необходима замена силового трансформатора С2Т. Согласно разработанной проектной документации на ПС 110 кВ Кошки мощность трансформатора С2Т после замены составит 16 MBA.

Реализация проекта предусматривает замену одного силового трансформатора ТНД-10 MBA на новый 16 MBA.

Впервые данный объект был включен в схему и программу развития электроэнергетики Самарской области на период 2011-2015 годов. Филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" в 2012 году выполнены проектно-изыскательские работы.

10.1.5. ПС 110/6 кВ Курумоч

ПС 110/6 кВ Курумоч осуществляет электроснабжение потребителей Волжского района Самарской области, в том числе с. Курумоч общей численностью населения около 3,5 тысячи человек, и ООО "Волжская Ривьера".

Оборудование ПС 110/6 кВ Курумоч находится в эксплуатации с 1975 года. Информация о загрузке ПС 110/6 кВ Курумоч в дни контрольных замеров представлена в таблице 10.8.

Таблица 10.8

Информация
о загрузке ПС 110 кВ Курумоч в дни контрольных замеров

Дата проведения замера	Загрузка ПС в дни контрольных замеров, MBA
21.12.2016	5,82
20.12.2017	7,40
19.12.2018	7,93

Максимальная загрузка ПС 110/35/10 кВ Курумоч наблюдалась в 2018 году и составила 7,93 MBA. Возможность частичного перевода нагрузки ПС 110 кВ Курумоч на другие центры питания отсутствует.

Объем мощности по находящимся на исполнении договорам об осуществлении технологического присоединения по состоянию на 1 января 2019 года составляет 13,64 МВт, данная информация представлена в таблице 10.9.

Таблица 10.9

Объем
мощности по находящимся на исполнении договорам на технологическое присоединение к ПС 110 кВ Курумоч по состоянию на 1 января 2019 года

N п/п	Заявитель	Номер договора	Мощность, кВт
1.	АО "ССК"	203	212,50
2.	АО "ССК"	279	136,00
3.	АО "ССК"	197	255,00
4.	ООО "Группа компаний Гелиос"	1350-004288	300,00
5.	ООО "СеверИнвест"	1450-006432	3 900,00
6.	ООО "СеверИнвест"	1450-006434	3 900,00
7.	ООО "СеверИнвест"	1450-007173	1 000,00
8.	ООО "Самара-ринг"	1550-002699	502,00
9.	ООО "Авиаспецмонтаж"	1550-003045	670,00
10.	Журавлев Александр Николаевич	1650-001166	28,00
И.	Базарнов Константин Петрович	1650-007275	43,00
12.	Батршина Марьям Гумаровна	1750-001242	40,00
13.	АО "ССК"	1750-000782	204,00
14.	ООО "Сигма Флоу Текник"	1750-003002	310,00
15.	ООО "СеверИнвест"	1750-001120	500,00
16.	АО "ССК"	1750-006842	510,00
17.	Вдовиченко Андрей Сергеевич	1850-006200	300,00
18.	Золотарев Андрей Владимирович	1850-006678	22,50
19.	Заявители (15 кВт и менее), 57 шт.	-	812,00

В таблице 10.10 представлены технические условия, содержащие мероприятия по реконструкции ПС 110 кВ Курумоч.

Таблица 10.10

Перечень
технических условий на технологическое присоединение, включающих мероприятия по реконструкции ПС 110/6 кВ Курумоч

N п/п	Заявитель	Номер договора
1.	ООО "СеверИнвест"	1450-006432
2.	ООО "СеверИнвест"	1450-006434
3.	ООО "СеверИнвест"	1450-007173

Мероприятия по реконструкции ПС 110 кВ Курумоч с заменой двух силовых трансформаторов мощностью 10 MBA на трансформаторы мощностью 25 MBA каждый включены в технические условия к договорам ТП от 12.01.2015 N 1450-006432, 1450-006434, 1450-007173 (приложения 6, 7, 8 к СиПР).

На основании вышеизложенного в целях реализации обязательств по договорам об осуществлении технологического присоединения от 12.01.2015 N 1450-006432, 1450-006434, 1450-007173 необходима реконструкция ПС 110/6 кВ Курумоч с заменой силовых трансформаторов 2x10 MBA на 2x25 MBA.

Суммарный объем мощности по договорам на технологическое присоединение, предусматривающим мероприятия по замене трансформаторов 2x10 MBA на 2x25 MBA на ПС 110 кВ Курумоч, составляет 8800 кВт (9,48 MBA). Таким образом, после реализации указанных договоров ТП загрузка ПС 110 кВ Курумоч составит 17,65 MBA. Согласно Правилам технической эксплуатации для масляных трансформаторов величина длительно допустимой перегрузки составляет 5%, в случае, если на ПС будут установлены трансформаторы 2x16 MBA, при выводе в ремонт трансформатора С1Т (С2Т) данная величина составит 16,8 MBA. Таким образом, при установке трансформаторов 2x16 MBA величина загрузки ПС будет превышать величину длительно допустимой перегрузки в ремонтном режиме (при выводе в ремонт одного из трансформаторов С1Т или С2Т).

Согласно разработанной проектной документации на ПС 110 кВ Курумоч будут установлены силовые трансформаторы MBA. Филиал ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" приступил к реализации проекта, в настоящее время проходит процедура выбора подрядной организации для выполнения строительно-монтажных работ, срок заключения договора - май 2019 года. Реализация проекта будет осуществляться в период 2019-2020 годов.

Реализация проекта предусматривает замену двух силовых трансформаторов ТНД-10 MBA на два ТРДН 25 MBA.

Впервые данный объект был включен в схему и программу развития электроэнергетики Самарской области на период 2014-2018 годов. Филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" в 2017 году выполнены проектно-изыскательские работы.

Данный объект учтен в совокупности инвестиционных проектов при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии на 2019 год. Филиал ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" имеет обязанность по осуществлению финансирования строительства данного объекта.

Текущая стадия реализации проекта: в соответствии с утвержденным планом закупок ПАО "Россети" и ПАО "МРСК Волги" проводятся закупочная процедура на поставку силового трансформатора и выбор подрядной организации для выполнения строительно-монтажных работ. Реализация первого этапа проекта - в 2019 году.

10.1.6. Реализация схемы выдачи мощности Самарской солнечной электростанции N 4 ПАО "Т Плюс"

В соответствии со схемой и программой развития Единой энергетической системы России на период 2019-2025 годов в 2020 году в целях исполнения обязательств по договору о поставке мощности на оптовый рынок электроэнергии и мощности ПАО "Т Плюс" запланированы строительство и ввод в эксплуатацию объектов по производству электрической энергии с использованием энергии солнца установленной мощностью 30 МВт.

В целях реализации схемы выдачи мощности, разработанной АО "НТЦ ЕЭС", для обеспечения выдачи мощности Самарской солнечной электростанции N 4 ПАО "Т Плюс" к 2020 году планируется строительство новой ПС 110/10 кВ с силовыми трансформаторами MBA и подключение ПС отпайками от ВЛ 110 кВ Новоотрадная - Черкассы I цепь и ВЛ 110 кВ Новоотрадная - Подбельская-2 - участок ПС Новоотрадная - ПС Толкай тяговая ориентировочной протяженностью  км.

10.1.7. ПС 110 кВ ГПП-3 АО "Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод"

Согласно выданным техническим условиям на технологическое присоединение АО "Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод" планирует расширение производства к 2020 году с увеличением потребления электрической мощности на 44,1 МВт. Подключение данной нагрузки планируется к подстанции 110 кВ ГПП-3, реконструируемой (сооружаемой на площадке существующей подстанции 110 кВ ГПП-3) в 2019 году. Подключение ПС 110 кВ ГПП-3 осуществляется отпайками КВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Утес-1 и Утес-2 ориентировочной протяженностью 0,4 км каждая.

10.1.8. ПС 110 кВ ГПП-3 ОАО "Волгоцеммаш"

Согласно утвержденным техническим условиям на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОАО "Волгоцеммаш" к электрическим сетям ПАО "МРСК Волги" в 2019 году запланирована реконструкция ГПП-3 ОАО "Волгоцеммаш" с заменой существующих силовых трансформаторов MBA на трансформаторы MBA.

10.1.9. ПС 110 кВ ГПП-2 ОАО "Волгоцеммаш"

Согласно утвержденным техническим условиям на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОАО "Волгоцеммаш" к электрическим сетям ПАО "МРСК Волги" в 2019 году запланирована реконструкция ГПП-2 ОАО "Волгоцеммаш" с заменой существующих силовых трансформаторов MBA на трансформаторы MBA.

10.1.10. ПС 110 кВ Кабановка ООО "Европейские биологические технологии"

Согласно утвержденным техническим условиям на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Европейские биологические технологии" к электрическим сетям ПАО "МРСК Волги" в 2019 году запланировано строительство новой ПС 110 кВ Кабановка с силовыми трансформаторами MBA.

Новая подстанция подключается к электрическим сетям путем строительства заходов разрезаемой ВЛ 110 кВ Серноводская-2 ориентировочной протяженностью  км.

10.1.11. ПС 110/10 кВ Технопарк

В соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "Технопарк" к электрическим сетям ПАО "МРСК Волги" (договор об осуществлении технологического присоединения от 06.12.2016 N 1691-001808) в 2019 году планируется строительство ПС 110/10 кВ Технопарк с трансформаторами MBA для обеспечения электроснабжения индустриального парка в районе городского округа Чапаевск. Присоединение ПС 110/10 кВ Технопарк к электрическим сетям будет выполнено отпайками от ВЛ 110 кВ Механическая-1, 2 ориентировочной протяженностью  км.

10.1.12. ПС 110 кВ Южный город

Планируется строительство ПС 110 кВ Южный город и двух ЛЭП 110 кВ от ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Новокуйбышевская до ПС 110 кВ Южный город ( км).

10.1.13. Отпайка ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Левобережная-3 до ПС 110 кВ ГПП-2

В соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Тольяттинский трансформатор" к электрическим сетям ПАО "МРСК Волги" в 2019 году планируется изменение схемы внешнего электроснабжения ПС 110 кВ ГПП-2 ООО "Тольяттинский трансформатор" со строительством новой отпайки от ВЛ 110 кВ Левобережная-3 ориентировочной протяженностью 0,5 км до ГПП-2 без увеличения максимальной мощности энергопринимающих устройств ООО "Тольяттинский трансформатор".

10.1.14. ПС 110 кВ Поляково

ПС 110 кВ Поляково введена в работу в 1991 году, запитана по ВЛ 110 кВ Перелюб-Поляково, В Л 110 кВ Поляково-Южная. ПС обеспечивает электроснабжение ответственных потребителей, расположенных в Большечерниговском районе Самарской области, а также социально значимых объектов: трех котельных, двух школ, очистных сооружений, районной больницы.

Оборудование ПС 110 кВ Поляково отработало нормативный срок эксплуатации имеет высокую степень физического износа и требует замены. Отсутствуют запасные части и принадлежности для ремонта ОД-КЗ 110 кВ, масляных выключателей 10 кВ старого типа, кроме того, на существующих трансформаторах тока невозможно организовать систему АИИСКУЭ. Износ оборудования приводит к уменьшению сроков межремонтных периодов, что требует дополнительных затрат на ремонт.

Информация о загрузке ПС 110 кВ Поляково в дни контрольных замеров приведена в таблице 10.11.

Таблица 10.11

Информация
о загрузке ПС 110 кВ Поляково в дни контрольных замеров

Дата проведения замера	Загрузка ПС в дни контрольных замеров, MBA
21.12.2016	1,01
21.06.2017	1,99
19.12.2018	2,57

Максимальная загрузка ПС 110 кВ Поляково наблюдалась в 2018 году и составила 2,57 MBA.

ПС 110 кВ Поляково имеет питание по двум ЛЭП 110 кВ. В настоящий момент на подстанции установлен только один силовой трансформатор мощностью 6,3 MBA, схема подстанции предусматривает наличие двух силовых трансформаторов.

Реализация проекта направлена на замену физически изношенного оборудования, отработавшего нормативный срок эксплуатации. Согласно принятым техническим решениям для оптимизации загрузки ПС мощность вновь устанавливаемых трансформаторов целесообразно принять равной 2,5 MBA. Для приведения схемы ПС 110 кВ Поляково к типовой необходима установка второго трансформатора, что позволит обеспечить надежное электроснабжение потребителей на период проведения ремонтов.

Реализация проекта предусматривает следующие мероприятия:

замену силового трансформатора ТМ-6,3 MBA на MBA;

замену выключателей ВМ-110 на элегазовые выключатели типа ВГТ-110;

установку ТТ-110 классом точности 0,2 S;

на ОРУ-110 кВ:

замену разъединителей 110 кВ;

замену разрядников 110 кВ на ОПН;

установку разъединителей 110 кВ;

установку ТН-110 кВ;

замену ошиновки 110 кВ;

строительство приёмных порталов 110 кВ.

Впервые данный объект был включен в схему и программу развития электроэнергетики Самарской области на период 2011-2015 годов. Филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" в 2010 году выполнены проектно-изыскательские работы.

10.1.15. Создание схем плавки гололеда на ЛЭП 110 кВ, отходящих от Жигулевской ГЭС, альтернативных по отношению к существующим схемам плавки гололеда

Схемы плавки гололёда на ЛЭП 110 кВ, отходящих от Жигулёвской ГЭС, с использованием генерирующего оборудования ГЭС отличаются значительными рисками повреждения гидрогенераторов, снижения сроков службы и увеличения объёмов ремонтов генерирующего оборудования.

Во избежание указанных рисков ПАО "РусГидро" было принято решение о необходимости исключения схем плавки гололёда с использованием генерирующего оборудования Жигулёвской ГЭС.

Отсутствие схем плавки гололёда существенно увеличивает риск повреждения ВЛ при прохождении отопительного сезона по причине гололёдно-изморозевых отложений, что существенно снижает надежность электроснабжения потребителей Самарской области.

В соответствии с протоколом совещания в Минэнерго России от 26.09.2016 N ЧА-440пр ПАО "Россети" было выдано поручение по разработке схем плавки гололёда, альтернативных схемам плавки гололёда с использованием генерирующего оборудования Жигулёвской ГЭС.

В рамках исполнения решений указанного протокола выполнены предпроектные проработки.

ПАО "ФСК ЕЭС" разработаны:

основные технические решения по титулу "Реконструкция системы плавки гололёда в Самарской энергосистеме. КВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС - Сызрань I цепь, КВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС - Сызрань II цепь, ВЛ 220 кВ Сызрань - Кубра, ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Кубра с отпайкой на ПС Возрождение";

проектная документация по титулу "Реконструкция системы плавки гололёда в Самарской энергосистеме. КВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС - Сызрань 1 цепь, KВЛ220 кВ Жигулевская ГЭС - Сызрань 2 цепь, ВЛ 220 кВ Сызрань - Кубра, ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Кубра с отпайкой на ПС Возрождение".

ПАО "МРСК Волги":

выполнена внестадийная работа "Оказание услуг по разработке технических решений по организации схем плавки гололёда на проводах ВЛ 110 кВ, отходящих от Жигулёвской ГЭС, альтернативных по отношению к существующим схемам плавки гололёда током нагрузки с использованием генерирующего оборудования ГЭС";

разработана проектная документация по титулу "Строительство и организация схем плавки гололеда на проводах ВЛ 110 кВ, отходящих от Жигулевской ГЭС, альтернативных по отношению к существующим схемам плавки гололеда током нагрузки с использованием генерирующего оборудования ГЭС (2,248 км; 16 MBA)".

Мероприятия по организации альтернативных схем плавки гололёда, предусмотренные основными техническими решениями и проектной документацией по титулу "Реконструкция системы плавки гололёда в Самарской энергосистеме. КВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС - Сызрань I цепь, КВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС - Сызрань II цепь, ВЛ 220 кВ Сызрань - Кубра, ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Кубра с отпайкой на ПС Возрождение", реализованы в полном объёме в 2018 году, в том числе завершена реконструкция ПС 220 кВ Сызрань со строительством нового силового трансформатора плавки гололёда 110/10/10 кВ 63 MBA.

Для реализации в полном объёме альтернативных схем плавки гололёда на ЛЭП 110 кВ, отходящих от Жигулёвской ГЭС, в соответствии с проектной документацией по титулу "Строительство и организация схем плавки гололеда на проводах В Л 110 кВ, отходящих от Жигулевской ГЭС, альтернативных по отношению к существующим схемам плавки гололеда током нагрузки с использованием генерирующего оборудования ГЭС (2,248 км; 16 MBA)" необходимо выполнить мероприятия по сети 110 кВ.

Плавка гололеда реализуется для следующих ВЛ 110 кВ:

ВЛ 110 кВ Жигулевская ГЭС - Переволоки тяговая с отпайкой на ПС Отвага тяговая (ВЛ 110 кВ Жигулевская-1 - участок ЖГЭС - ПС Переволоки);

ВЛ 110 кВ Переволоки тяговая - Печерский Берег тяговая (ВЛ 110 кВ Жигулевская-1 - участок ПС Печерский Берег - ПС Переволоки);

ВЛ 110 кВ Жигулевская ГЭС - Услада тяговая с отпайкой на ПС Отвага тяговая (ВЛ 110 кВ Жигулевская-2 - участок ЖГЭС - ПС Услада);

ВЛ 110 кВ Услада тяговая - Печерский Берег тяговая (ВЛ 110 кВ Жигулевская-2 - участок ПС 110 кВ Печерский Берег - ПС 110 кВ Услада);

ВЛ 110 кВ Печерский Берег тяговая - Правая Волга тяговая (ВЛ 110 кВ Печерская-1);

ВЛ 110 кВ Печерский Берег тяговая - Разъезд-2 тяговая (ВЛ 110 кВ Печерская-2 - участок ПС Печерский Берег - ПС Разъезд-2);

ВЛ 110 кВ Сызрань - Разъезд-2 тяговая с отпайкой на ПС Дружба (ВЛ 110 кВ Печерская-2 - участок ПС Сызрань - ПС Разъезд-2);

ВЛ 110 кВ Сызрань - Правая Волга тяговая с отпайкой на ПС Дружба (ВЛ 110 кВ Правая Волга);

ВЛ 110 кВ Жигулевская ГЭС - Зольное;

ВЛ 110 кВ Цементная-1;

ВЛ 110 кВ Цементная-2;

ВЛ 110 кВ Александровка-2;

ВЛ 110 кВ Сызрань - Шигоны;

ВЛ 110 кВ Печерский Берег - Шигоны.

На ПС 110 кВ Жигулевская организовывается система плавки гололеда постоянным током от выпрямительных установок плавки гололеда и двумя кабельными линиями заводится на Жигулевскую ГЭС. На Жигулевской ГЭС организуется пункт плавки гололеда.

На ПС 220 кВ Сызрань организовывается система плавки гололеда на ВЛ 110 кВ от ВУПГ, установленных по титулу "Реконструкция системы плавки гололеда в Самарской энергосистеме. КВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС - Сызрань I цепь, КВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС - Сызрань II цепь, ВЛ 220 кВ Сызрань - Кубра, ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Кубра с отпайкой на ПС Возрождение".

На ПС 110 кВ Печерский Берег организовывается система плавки гололеда постоянным током от ВУПГ из переключательного пункта плавки гололеда и вновь устанавливаемого трансформатора 16 MBA, подключаемого к шинам 110 кВ.

Для реализации схемы плавки гололеда необходимо установить закорачивающие пункты на ПС 110 кВ Разъезд-2 тяговая, ПС 110 кВ Правая Волга тяговая, ПС 110 кВ Шигоны, ПС 110 кВ Переволоки тяговая, ПС 110 кВ Услада тяговая, ПС 110 кВ Александровка, ПС 110 кВ Зольное, ПС 110 кВ Цементная.

Перечень ЛЭП 110-220 кВ, для которых необходимо создание схем плавки гололёда, альтернативных по отношению к существующим, необходимые сроки реализации, а также обосновывающие материалы представлены в таблице 10.12.

Таблица 10.12

Перечень
ЛЭП 110-220 кВ, для которых необходимо создание схем плавки гололёда, альтернативных по отношению к существующим

N п/п	Перечень ЛЭП 110-220 кВ	Срок реализации	Субъекты	Обосновывающие документы	Примечания
1.	Реализация схем плавки гололёда на ЛЭП 220 кВ, отходящих от Жигулёвской ГЭС: КВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС - Сызрань I цепь; КВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС - Сызрань II цепь; ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Кубра с отпайкой на ПС Возрождение	Октябрь 2018 года	ПАО "ФСК ЕЭС"	1. Протокол совещания в Минэнерго России от 26.09.2016 N ЧА-440пр "Об организации плавки гололеда на ВЛ 110-220 кВ, отходящих от шин Саратовской и Жигулевской ГЭС ПАО "РусГидро" 2. Проектная документация "Реконструкция системы плавки гололёда в Самарской энергосистеме. КВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС - Сызрань I цепь, КВЛ 220 кВ Жигулевская ГЭС - Сызрань II цепь, ВЛ 220 кВ Сызрань - Кубра, ВЛ 220 кВ Саратовская ГЭС - Кубра с отпайкой на ПС Возрождение"	Мероприятия реализованы в 2018 году, оборудование введено в работу
2.	Реализация схем плавки гололеда на ВЛ 110 кВ, отходящих от Жигулёвской ГЭС: ВЛ 110 кВ Жигулевская ГЭС - Переволоки тяговая с отпайкой на ПС Отвага тяговая (ВЛ 110 кВ Жигулевская-1 - участок ЖГЭС -ПС Переволоки); ВЛ 110 кВ Переволоки тяговая - Печерский Берег тяговая (ВЛ 110 кВ Жигулевская-1 - участок ПС Печерский Берег - ПС Переволоки); ВЛ 110 кВ Жигулевская ГЭС - Услада тяговая с отпайкой на ПС Отвага тяговая (ВЛ 110 кВ Жигулевская-2 - участок ЖГЭС - ПС Услада); ВЛ 110 кВ Услада тяговая - Печерский Берег тяговая (ВЛ 110 кВ Жигулевская-2 - участок ПС 110 кВ Печерский Берег - ПС 110 кВ Услада); ВЛ 110 кВ Печерский Берег тяговая - Правая Волга тяговая (ВЛ 110 кВ Печерская-1); ВЛ 110 кВ Печерский Берег тяговая - Разъезд-2 тяговая (ВЛ 110 кВ Печерская-2 - участок ПС Печерский Берег - ПС Разъезд-2); ВЛ 110 кВ Сызрань - Разъезд-2 тяговая с отпайкой на ПС Дружба (ВЛ 110 кВ Печерская-2 - участок ПС Сызрань - ПС Разъезд-2); ВЛ 110 кВ Сызрань - Правая Волга тяговая с отпайкой на ПС Дружба (ВЛ 110 кВ Правая Волга); ВЛ 110 кВ Жигулевская ГЭС - Зольное; ВЛ 110 кВ Цементная-1; ВЛ 110 кВ Цементная-2; ВЛ 110 кВ Александровка-2; ВЛ 110 кВ Сызрань - Шигоны; ВЛ 110 кВ Печерский Берег - Шигоны	2019 год	ПАО "МРСК Волги"	1. Протокол совещания в Минэнерго России от 26.09.2016 N ЧА-440пр "Об организации плавки гололеда на ВЛ 110-220 кВ, отходящих от шин Саратовской и Жигулевской ГЭС ПАО "РусГидро" 2. Протокол совещания в Минэнерго России от 10.09.2018 N ЧА-427пр "Об организации схем плавки гололеда на ВЛ 110-220 кВ, отходящих от шин Жигулевской и Саратовской ГЭС, альтернативных по отношению к существующим схемам плавки" 3. Внестадийная работа "Оказание услуг по разработке технических решений по организации схем плавки гололёда на проводах ВЛ110 кВ, отходящих от Жигулёвской ГЭС, альтернативных по отношению к существующим схемам плавки гололёда током нагрузки с использованием генерирующего оборудования ГЭС" 4. Проектная документация по титулу "Строительство и организация схем плавки гололеда на проводах ВЛ110 кВ, отходящих от Жигулевской ГЭС, альтернативных по отношению к существующим схемам плавки гололеда током нагрузки с использованием генерирующего оборудования ГЭС (2,248 км; 16 MBA)"	Во исполнение пункта 1.5 протокола совещания в Минэнерго России от 10.09.2018 N ЧА-427пр "Об организации схем плавки гололеда на ВЛ 110-220 кВ, отходящих от шин Жигулевской и Саратовской ГЭС, альтернативных по отношению к существующим схемам плавки" ПАО "МРСК Волги" была разработана и утверждена 18.03.2019 дорожная карта организации схем плавки гололеда ВЛ 110 кВ со сроком завершения работ не позднее 31.12.2019

Сводная информация о перечне реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей классом напряжения 110 кВ и выше, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность) на территории Самарской области, представлена в таблице 10.13.

Таблица 10.13

Перечень
реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей классом напряжения 110 кВ и выше, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность) на территории Самарской области

N п/п	Организация, выполняющая мероприятие	Наименование объекта	Предложения по техническим мероприятиям	Наличие мероприятия в утвержденной инвестиционной программе организации (да/нет)	Планируемый год реализации мероприятия
1.	ПАО "МРСК Волги"	ПС 110 кВ ГПП-7 АО "НкНПЗ"	Строительство КВЛ 110 кВ Крекинг-1, 2	да	2020
2.	ПАО "МРСК Волги"	ПС 110/35/10 кВ АСК-2	Реконструкция ПС с заменой трансформаторов MBA на MBA	да	2019
3.	ПАО "МРСК Волги"	ПС 110/10 кВ Безымянка-3	Реконструкция ПС с заменой трансформаторов , MBA на MBA	да	2021
4.	ПАО "МРСК Волги"	ПС 110/10 кВ Кошки	Реконструкция ПС с заменой трансформатора 10 MBA на 16 MBA	да	2020
5.	ПАО "МРСК Волги"	ПС 110/6 кВ Курумоч	Реконструкция ПС с заменой трансформаторов MBA на MBA	да	2020
6.	ПАО "Т Плюс"	Самарская СЭС N 4	Строительство новой ПС 110 кВ ( MBA) и ВЛ 110 кВ с отпайками от ВЛ 110 кВ Новоотрадная - Черкассы I цепь и ВЛ 110 кВ Новоотрадная - Подбельская-2 - участок ПС Новоотрадная - ПС Толкай тяговая ориентировочной протяженностью  км	нет	2020
7.	АО "КНПЗ"	ПС 110 кВ ГПП-3	Реконструкция (сооружение новой подстанции на площадке существующей) подстанции 110 кВ ГПП-3	нет	2019
8.	ОАО "Волгоцеммаш"	ПС 110 кВ ГПП-3	Реконструкция ПС 110 кВ ГПП-3 с заменой трансформаторов MBA на трансформаторы MBA	нет	2019
9.	ОАО "Волгоцеммаш"	ПС 110 кВ ГПП-2	Реконструкция ПС 110 кВ ГПП-2 с заменой трансформаторов MBA на трансформаторы MBA	нет	2019
10.	ООО "Европейские биологические технологии"	ПС 110 кВ Кабановка	Строительство новой ПС 110 кВ Кабановка ( MBA) и заходов ВЛ 110 кВ Серноводская-3 на ПС 110 кВ Кабановка ( км)	нет	2019
11.	АО "Технопарк"	ПС 110 кВ Технопарк	Строительство новой ПС 110 кВ ( MBA) и ВЛ 110 кВ ( км)	нет	2019
12.	АО "Самарская Сетевая Компания"	ПС 110 кВ Южный город	Строительство новой ПС 110 кВ Южный город и двух ЛЭП 110 кВ от ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Новокуйбышевская до ПС 110 кВ Южный город. Мощность силовых трансформаторов - MBA. Ориентировочная протяженность ЛЭП 110 кВ-2x21 км	нет	2019
13.	ООО "Тольяттинский трансформатор"	ПС 110 кВ ГПП-2	Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Левобережная-3 до ПС 110 кВ ГПП-2 (0,5 км)	нет	2019
14.	ПАО "МРСК Волги"	ПС 110 кВ Поляково	Реконструкция ПС с заменой трансформатора 6,3 MBA на 2,5 MBA и установкой второго трансформатора 2,5 MBA	да	2021
15.	ПАО "МРСК Волги"	ПС 220 кВ Сызрань	Строительство переключательного пункта плавки гололёда 110 кВ	нет	2019
16.	ПАО "МРСК Волги"	Жигулёвская ГЭС, ОРУ 110 кВ	Строительство переключательного пункта плавки гололёда 110 кВ	нет	2019
17.	ПАО "МРСК Волги"	ПС 110 кВ Печерский Берег тяговая	Строительство питающего пункта 110 кВ с установкой силового трансформатора плавки гололёда 110/10 кВ мощностью 16 MBA на ПС 110 кВ Печерский Берег тяговая	нет	2019

10.2. Формирование предложений для включения в перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей классом напряжения 110 кВ и выше, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию и мощность по территории Самарской области (региональный вариант)

В рамках реализации региональной программы (деятельности проектного офиса "Обеспечение инженерной и дорожной инфраструктурами земельных участков, бесплатно предоставляемых многодетным семьям на территории Самарской области") министерством строительства Самарской области проработан вопрос определения площадок, на которых планируется выделение земельных участков, а также обеспечения электросетевой инфраструктурой таких участков, сформирован перечень из 25 площадок (приложение 9 к СиПР), на которых планируются к выделению 10000 земельных участков, представленный в таблице 10.14.

Таблица 10.14

Перечень
площадок и количество земельных участков под строительство жилых домов для многодетных семей в Самарской области

N п/п	Наименование муниципального образования	Местонахождение площадки	Кадастровый номер квартала	Количество участков на площадке
1.	Самара	г.о. Самара, массив Орлов Овраг	-	255
2.	Отрадный	г.о. Отрадный, юго-восточная часть	63:06:0106003	343
3.	Сызранский	г.о. Сызрань, пос. Новокашпирский	63:08:0201030	229
4.	Новокуйбышевск	г.о. Новокуйбышевск, пос. Шмидта	63:04:0401003	95
5.	Жигулёвск	г.о. Жигулёвск, микрорайон В-2	63:02:0207001	78
6.	Кинельский	г.о. Кинель	63:03:0214003	487
7.	Большечерниговский	с. Большая Черниговка	63:15:0904015	279
8.	Волжский	с. Сухая Вязовка	63:17:1901011	104
9.	Волжский	с. Преображенка, с.п. Верхняя Подстёпновка	63:37:0507002	244
10.	Волжский	пос. Дудачный	63:17:2303001	250
11.	Волжский	пос. Журавли	63:17:0517002	580
12.	Волжский	пос. Зелененький	63:17:0514006	1000
13.	Кинель-Черкасский	с. Алтухово	63:23:0717001	494
14.	Красноярский	с. Хорошенькое, ул. Садовая	63:26:1503008	300
15.	Красноярский	с. Екатериновка, ул. Зеленая	63:26:1302011	400
16.	Красноярский	с. Старый Буян	63:26:0603008	600
17.	Нефтегорский	г. Нефтегорск	63:27:0704022	108
18.	Сергиевский	с. Светлодольск, ул. Южная	63:31:1010004	18
19.	Сергиевский	пос. Суходол, ул. Богоявленская	63-231:1102001	31
20.	Сергиевский	с. Сергиевск, ул. Волжская	63:31:0701005	45
21.	Сергиевский	пос. Сургут	63:31:1101019	98
22.	Ставропольский	с. Мусорка	6332:0703005	517
23.	Ставропольский	с. Хрящевка	63:32:0104002	700
24.	Похвистнево	г.о. Похвистнево, ул. Молодежная	63:07:0301001	47
25.	Безенчукский	пос. Безенчук	-	30

В соответствии с протоколом совещания в министерстве энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Самарской области от 18.01.2019 мероприятия по обеспечению электросетевой инфраструктурой для организации электроснабжения земельных участков запланированы к выполнению в 2019-2020 годах (2019 год - проектно-изыскательские работы, 2020 год - строительно-монтажные работы).

Величина максимальной мощности для электроснабжения одного земельного участка принята в объёме 15 кВт исходя из норм постановления Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 N 861, определяющих плату за осуществление технологического присоединения к электрическим сетям в размере 550 руб. С учётом применения коэффициента вероятности совмещения максимума нагрузок расчётная величина максимальной мощности для одного участка составит 3,5 кВт.

Расчётные величины мощности и центры питания 110 кВ, к которым планируется подключение нагрузки, представлены в таблице 10.15.

Таблица 10.15

Перечень
центров питания площадок и количество земельных участков под строительство жилых домов для многодетных семей в Самарской области

N п/п	Местонахождение площадки	Центр питания	Количество участков на площадке	Максимальная мощность, кВт
1.	г.о. Самара, массив Орлов Овраг	Не определен (АО "ССК")	255	829,5
2.	г.о. Отрадный, юго-восточная часть	ПС 220/110/6 кВ Новоотрадная	343	1200,5
3.	г.о. Сызрань, пос. Новокашпирский	ПС 35/6 кВ Новокашпирская	229	801,5
4.	г.о. Новокуйбышевск, пос. Шмидта	ПС 35/10 кВ Маяк	95	332,5
5.	г.о. Жигулёвск, микрорайон В-2	ПС 110/35/6 кВ Ремзавод ПС 110/6 кВ ЖЭТЗ	78	273,0
6.	г.о. Кинель	ПС 110/10/6 кВ Локомотивное депо	487	1704,5
7.	с. Большая Черниговка	Не определен (АО "ССК")	279	976,5
8.	с. Сухая Вязовка	ПС 110/35/10 кВ Дубовый Умет	104	364,0
9.	с. Преображенка, с.п. Верхняя Подстёпновка	ПС 110/6 кВ Овощная	244	854,0
10.	пос. Дудачный	ПС 35/10 кВ Подъём-Михайловка	250	875,0
11.	пос. Журавли	ПС Степная тяговая	580	2030,0
12.	пос. Зелененький	ПС 110/35/10 кВ Дубовый Умет	1000	3500,0
13.	с. Алтухово	ПС 220/110/6 кВ Новоотрадная	494	1729,0
14.	с. Хорошенькое, ул. Садовая	ПС 35/10 кВ Шилан	300	1050,0
15.	с. Екатериновка, ул. Зеленая	ПС 35/10 кВ Старый Буян	400	1400,0
16.	с. Старый Буян	ПС 35/10 кВ Старый Буян	600	2100,0
17.	г. Нефтегорск	ПС Город-1	108	378,0
18.	с. Светлодольск, ул. Южная	Электрические сети построены	18	63,0
19.	пос. Суходол, ул. Богоявленская	ПС 220/110/10 кВ Серноводская	31	108,5
20.	с. Сергиевск, ул. Волжская	Не определен (АО "ССК")	45	157,5
21.	пос. Сургут	Не определен (АО "ССК")	98	343,0
22.	с. Мусорка	ПС 110/10 кВ Мусорка	517	1809,5
23.	с. Хрящевка	ПС 110/10 кВ Хрящевка	700	2450,0
24.	г.о. Похвистнево, ул. Молодежная	Центр питания АО "Похвистневэнерго"	47	164,5
25.	пос. Безенчук	ПС 110/35/10 кВ Безенчук тяговая	30	105,0

Площадка 1: г.о. Самара, массив Орлов Овраг.

Количество участков: 255.

Величина необходимой максимальной мощности: 0,83 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: не определен (АО "ССК").

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: будут определены в ходе проектирования.

Площадка 2: г.о. Отрадный, юго-восточная часть.

Количество участков: 343.

Величина необходимой максимальной мощности: 1,2 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 220 кВ Новоотрадная.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: строительство ВЛ-10 кВ (3 км) от Ф-34 ПС Новоотрадная с установкой двух КТП 10/0,4 кВ с трансформаторами мощностью по 100 кВА.

Площадка 3: г.о. Сызрань, пос. Новокашпирский.

Количество участков: 229.

Величина необходимой максимальной мощности: 0,802 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 35/6 кВ Новокашпирская.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: строительство КЛ-6 кВ (0,8 км) от КТП - Нк 4.07 с установкой КТП-6/0,4 кВ с трансформатором мощностью 400 кВА.

Площадка 4: г.о. Новокуйбышевск, пос. Шмидта.

Количество участков: 95.

Величина необходимой максимальной мощности: 0,333 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 35/10 кВ Маяк.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: замена КТП-1602/250, КТП-1608/250, запитанных от Ф-16 ПС Маяк на КТП с трансформаторами мощностью 400 кВА каждая.

Площадка 5: г.о. Жигулёвск, микрорайон В-2.

Количество участков: 78.

Величина необходимой максимальной мощности: 0,273 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 110/35/6 кВ Ремзавод, ПС 110/6 кВ ЖЭТЗ.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству:

строительство ВЛИ-6 кВ (0,1 км) от КВЛ-6 кВ Ф-58 ПС Ремзавод с установкой КТП-6/0,4 кВ с трансформатором мощностью 160 кВА;

строительство KВЛ-6 кВ (0,09 км) от КВ Л-6 кВ Ф-12 ПС ЖЭТЗ с установкой КТП-6/0,4 кВ с трансформатором мощностью 250 кВА.

Площадка 6: г.о. Кинель.

Количество участков: 487.

Величина необходимой максимальной мощности: 1,705 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 110/10/6 кВ Локомотивное депо.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: строительство ВЛИ-10 кВ (суммарной протяженностью 2,03 км) от КВЛ-10 кВ Ф-16 ПС Локомотивное депо с установкой трех КТП-6/0,4 кВ с трансформаторами мощностью 400 кВА.

Площадка 7: с. Большая Черниговка.

Количество участков: 279.

Величина необходимой максимальной мощности: 0,977 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: не определен (АО "ССК").

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: будут определены в ходе проектирования.

Площадка 8: с. Сухая Вязовка.

Количество участков: 104.

Величина необходимой максимальной мощности: 0,364 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 110/35/10 кВ Дубовый Умет.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: строительство ВЛ-10 кВ (0,7 км) от Ф-3 ПС 110/35/10 кВ Дубовый Умет с установкой КТП 10/0,4 кВ с трансформаторами мощностью 100 кВА.

Площадка 9: с. Преображенка, с.п. Верхняя Подстёпновка.

Количество участков: 244.

Величина необходимой максимальной мощности: 0,854 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 110/6 кВ Овощная.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: строительство ЛЭП-6 кВ (4,12 км) от ячейки 6 кВ N 44 ПС 110/6 кВ Овощная с установкой КТП 6/0,4 кВ с трансформаторами мощностью 100 кВА.

Площадка 10: пос. Дудачный.

Количество участков: 250.

Величина необходимой максимальной мощности: 0,875 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 35/10 Подъём-Михайловка.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: строительство ВЛ-10 кВ (0,6 км) от Ф-8 ПС 35/10 кВ Подъём-Михайловка с установкой КТП 10/0,4 кВ с трансформаторами мощностью 100 кВА.

Площадка 11: пос. Журавли.

Количество участков: 580.

Величина необходимой максимальной мощности: 2,03 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС Степная тяговая.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: строительство ЛЭП-6 кВ (2 км) от Ф-6 ПС "Степная Тяговая" с установкой КТП 6/0,4 кВ с трансформатором мощностью 100 кВА.

Площадка 12: пос. Зелененький.

Количество участков: 1000.

Величина необходимой максимальной мощности: 3,5 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 110/35/10 кВ Дубовый Умет.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: строительство ЛЭП-6 кВ (15 км) от ячейки N 17 ПС 110/35/10 кВ "Дубовый Умет" с установкой трех КТП 6/0,4 кВ с трансформатором мощностью 250 кВА.

Площадка 13: с. Алтухово.

Количество участков: 494.

Величина необходимой максимальной мощности: 1,729 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 220/110/6 кВ Новоотрадная.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: строительство ВЛ-6 кВ (5 км) от ВЛ-6 кВ Ф-34 ПС 220/110/6 кВ Новоотрадная с установкой двух КТП 10/0,4 кВ с трансформатором мощностью 100 кВА.

Площадка 14: с. Хорошенькое.

Количество участков: 300.

Величина необходимой максимальной мощности: 1,05 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 35/10 кВ Шилан.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: строительство отпайки ВЛ-10 кВ (0,5 км) от опоры ВЛ-10 кВ N 500/159 фидера ШЛ-5, установка КТП мощностью 160 кВА и строительство трех фидеров по 0,3 км ВЛИ-0,4 кВ (0,9 км).

Площадка 15: с. Екатериновка.

Количество участков: 400.

Величина необходимой максимальной мощности: 1,4 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 35/10 кВ Старый Буян.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: строительство отпайки ВЛ-10 кВ (0,5 км) от опоры ВЛ-10 кВ N 300/124 фидера СТБ-3 до КТП 10/0,4 кВ мощностью 160 кВА.

Площадка 16: с. Старый Буян.

Количество участков: 600.

Величина необходимой максимальной мощности: 2,1 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 35/10 кВ Старый Буян.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: строительство отпайки ВЛ-10 кВ (0,5 км) от опоры ВЛ-10 кВ N 300/46 фидера СТБ-3 до КТП 10/0,4 кВ мощностью 100 кВА.

Площадка 17: г. Нефтегорск.

Количество участков: 108.

Величина необходимой максимальной мощности: 0,378 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 35/6 кВ Город-1.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: строительство отпайки 6 кВ (150 м) от Ф-9 ПС Город-1 с установкой двух КТП 100 кВА.

Площадка 18: с. Светлодольск.

Количество участков: 18.

Величина необходимой максимальной мощности: 0,063 МВт.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: не требуются.

Площадка 19: пос. Суходол.

Количество участков: 31.

Величина необходимой максимальной мощности: 0,109 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 220/110/10 кВ Серноводская.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: строительство ВЛЗ-10 кВ (0,1 км) от ВЛЗ-10 кВ СВД-7 с установкой КТП-10/0,4 кВ с трансформатором мощностью 400 кВА.

Площадка 20: с. Сергиевск.

Количество участков: 45.

Величина необходимой максимальной мощности: 0,158 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: не определен (АО "ССК"),

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: будут определены в ходе проектирования.

Площадка 21: пос. Сургут.

Количество участков: 98.

Величина необходимой максимальной мощности: 0,343 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: не определен (АО "ССК").

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: будут определены в ходе проектирования.

Площадка 22: с. Мусорка.

Количество участков: 517.

Величина необходимой максимальной мощности: 1,81 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 110/10 кВ Мусорка.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: строительство ЛЭП-10 кВ (1 км) от ВЛ-10 Ф-17 ПС 110/10 кВ Мусорка с установкой КТП 10/0,4 кВ 160 кВА и устройством ВЛИ-0,4 кВ (6,5 км).

Площадка 23: с. Хрящевка.

Количество участков: 700.

Величина необходимой максимальной мощности: 2,45 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 110/10 кВ Хрящевка.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: строительство ЛЭП-10 кВ (1,2 км) от ВЛ-10 Ф-8 ПС 110/10 кВ Хрящевка с установкой двух КТП 10/0,4 кВ 160 кВА и устройством ВЛИ-0,4 кВ (7 км).

Площадка 24: г.о. Похвистнево.

Количество участков: 47.

Величина необходимой максимальной мощности: 0,165 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: центр питания АО "Похвистневэнерго".

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: будут определены в ходе проектирования.

Площадка 25: пос. Безенчук.

Количество участков: 30.

Величина необходимой максимальной мощности: 0,105 МВт.

Наличие центра питания 35 кВ и выше в районе расположения: ПС 110/35/10 кВ Безенчук тяговая.

Необходимые мероприятия по электросетевому строительству: монтаж отпайки ВЛЗ-10 кВ от опоры N 400/12 ВЛ-10 кВ Ф-4 ПС 110/35/10 кВ Безенчук тяговая (0,26 км) и отпайки ВЛЗ-10 кВ от Ф-8 ПС 110/35/10 кВ Безенчук тяговая (0,566 км), установка КТП 10/0,4 кВ с двухтрансформаторной КТП кВА, монтаж ВЛИ-0,4 кВ (1345 м).

10.3. Сводные данные по развитию электрической сети напряжением ниже 220 кВ

Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением ниже 220 кВ приведены в таблице 10.16.

Таблица 10.16

Перспективное развитие
электросетевых объектов с уровнем напряжения от 110 кВ и ниже на период 2018-2022 годов

Объекты	Показатели развития
	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
Электрические сети 110 кВ
ВЛ, км	22,07	25,00	5,00	9,00	-
КЛ, км	7,80	-	-	-	-
ПС, MBA	545,00	661,00	126,00	278,00	80,00
Электрические сети 35 кВ
ВЛ, км	31,64	22,00	-	-	-
КЛ, км	-	-	2,77	-	-
ПС, MBA	118,60	22,30	6,30	-	-
Электрические сети 1-20 кВ
ВЛ, км	592,96	476,07	454,92	392,10	-
КЛ, км	-	-	-	-	-
ПС, MBA	46,40	135,16	113,63	137,90	-

Карта-схема электрических сетей Самарской области и принципиальные схемы по производственным отделениям объектов электроэнергетики Самарской области 110 кВ и выше представлены в приложениях А и Б к СиПР соответственно.

10.4. Мероприятия распределительного электросетевого комплекса, реализуемые во исполнение положений программы "Цифровая экономика Российской Федерации"

Указом Президента Российской Федерации от 9 мая 2017 г. N 203 утверждена Стратегия развития информационного общества в Российской Федерации на 2017-2030 годы (далее - Стратегия).

Стратегией введено понятие цифровой экономики, под которой понимается хозяйственная деятельность, где ключевым фактором производства являются данные в цифровом виде, обработка больших объемов и использование результатов анализа которых по сравнению с традиционными формами хозяйствования позволяют существенно повысить эффективность различных видов производства, технологий, оборудования, хранения, продажи, доставки товаров и услуг.

Стратегия призвана способствовать обеспечению формирования национальной цифровой экономики за счет новой технологической основы для развития экономики и социальной сферы.

Во исполнение положений Стратегии ПАО "Россети" сформированы единые требования соответствия распределительных электрических сетей цифровой экономике.

Цифровая сеть - совокупность объектов электросетевого хозяйства, ключевым фактором эффективного управления которыми являются данные в цифровом виде, обработка больших объемов и использование результатов анализа которых позволяют существенно повысить эффективность деятельности электросетевых компаний, доступность и качество их услуг для потребителей.

Цифровая сеть соответствует критериям:

наблюдаемость параметров системы и режима работы всех участников процесса выработки, передачи и потребления электроэнергии;

интеллектуальный учет электроэнергии;

управляемость в режиме реального времени посредством цифровых систем связи и оборудования, обеспечивающего поддержку протоколов, утвержденных стандартами МЭК;

самодиагностика и способность к самовосстановлению после сбоев в работе отдельных элементов;

интеллектуальное, адаптивное управление режимом работы электросетевого оборудования с учетом режимов потребления электрической энергии.

Цифровая подстанция (цифровая ПС) - трансформаторная или иная подстанция, распределительный пункт, ключевым фактором управления которым являются данные в цифровом виде.

Цифровая подстанция соответствует критериям: наблюдаемость параметров и режима работы силового оборудования и вторичных систем;

управляемость всеми технологическими процессами в режиме реального времени посредством цифровых систем связи и оборудования, обеспечивающего поддержку протоколов, утвержденных стандартами МЭК;

самодиагностика всех силовых аппаратов и вторичных систем;

цифровой обмен данными между всеми технологическими системами;

интеллектуальное, адаптивное управление режимом работы силового оборудования и вторичных систем с учетом режимов работы прилегающей электрической сети и внутренних технологических процессов.

Цифровой РЭС - структурное подразделение, осуществляющее эксплуатацию цифровых электрических сетей.

Ключевыми эффектами от реализации мероприятий соответствия цифровой сети и цифровой подстанции являются снижение стоимости владения, сокращение времени восстановления электроснабжения, доступность и качество услуг для потребителей.

Программа инновационного развития ПАО "Россети" и единая техническая политика ПАО "Россети" соответствуют положениям Стратегии и программы "Цифровая экономика Российской Федерации".

Программой инновационного развития ПАО "Россети" определен ряд направлений инновационной деятельности, в том числе:

оцифровка процессов управления - переход от аналогового к цифровому принципу управления релейной защитой и противоаварийной автоматикой, автоматизированной системой управления технологическими процессами, учетом электроэнергии и связи;

развитие мультиагентных систем управления - развитие принципов взаимодействия в системах управления peer-to-peer (принцип формирования децентрализованной компьютерной сети) между элементами и системами электрических сетей;

повышение активности и адаптивности электрических сетей - развитие свойств сети для повышения устойчивости к возмущениям в сети и автоматического восстановления нормального режима работы.

Единой технической политикой ПАО "Россети" предусмотрена реализация пилотных проектов цифровых подстанций с высоким уровнем автоматизации управления технологическими процессами, оснащенных развитыми информационно-технологическими и управляющими системами и средствами, в которых все процессы информационного обмена между элементами ПС, информационного обмена с внешними системами, а также управления работой ПС осуществляются в цифровом формате. При этом и первичное силовое оборудование ЦПС, и компоненты информационно-технологических и управляющих систем функционально и конструктивно ориентированы на поддержку цифрового обмена данными.

Инвестиционной программой филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" на 2018-2022 годы предусмотрено выполнение мероприятий, относящихся к реализации целей программы "Цифровая экономика Российской Федерации" и направленных на построение цифровой сети.

Мероприятия, реализуемые в электрической сети 6-10 (20) кВ, значительно влияют на работу сети 35-110 кВ в связи с возможностью более гибкого управления загрузкой оборудования 35-110 кВ при построении цифровой сети.

Информация о мероприятиях, реализуемых филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" во исполнение программы "Цифровая экономика Российской Федерации", представлена в таблице 10.17.

Таблица 10.17

Мероприятия
распределительного электросетевого комплекса филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети", реализуемые во исполнение положений программы "Цифровая экономика Российской Федерации"

N п/п	Наименование инвестиционного проекта	Идентификатор инвестиционного проекта	Мероприятия инвестиционного проекта, соответствующие направлению цифровизации	Критерий соответствия направлению "цифровая сеть"	Год начала реализации	Год окончания реализации
1.	Модернизация ССПИ (системы сбора и передачи информации) на 6 ПС филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" (в том числе организация технологической связи и телемеханизации)	F_CамPC00040	Технологическая связь	Наблюдаемость, управляемость, цифровой обмен данными	2018	2020
2.	Организация основных и резервных цифровых каналов связи с Самарским РДУ и оснащение (реконструкция, замена) устройств телемеханики контролируемого пункта (УТМ) датчиками телеизмерений ПС 5-й очереди (в том числе организация технологической связи) (ПС 110 кВ Красная Самарка, ПС 110 кВ Утевка, ПС 110 кВ Малая Малышевка, ПС 110 кВ Нефтегорская-2, ПС 110 кВ Мелиорация, ПС 110 кВ АСК-2) (6 комплектов)	F_CамPC00141	Технологическая связь	Наблюдаемость, управляемость, цифровой обмен данными	2019	2020
3.	Организация каналов связи и телемеханизация 5 ПС для ЦУС филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" (5 комплектов)	F_СамРС00142	Технологическая связь	Наблюдаемость, управляемость, цифровой обмен данными	2019	2022
4.	Строительство радиорелейной линии на участке Челно-Вершины - Шентала - Черный Ключ - Клявлино - Лесной с установкой датчиков телеизмерений (1 комплект)	F_CамPC00143	Технологическая связь	Наблюдаемость, цифровой обмен данными	2020	2021
5.	Строительство BОЛC по ВЛ с организацией каналов связи, модернизацией устройств телемеханики и АТС, организацией охранной системы видеонаблюдения, локальной сети, пожарной сигнализации между Шигонскими РРС и Самарскими РРС (41 км)	Н_СамРС00211	Технологическая связь	Наблюдаемость, управляемость, цифровой обмен данными	2022	2023
6.	Реконструкция радиосетей филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" (710 шт.)	Н_СамРС00181	Технологическая связь	Управляемость, цифровой обмен данными	2022	2023
7.	Строительство BОЛC, организация каналов связи и ТМ, телемеханизация ПС 110/35/6 кВ Снисски, ПС 110/10 кВ Нулевая (25 км)	Н_СамРС00212	Технологическая связь	Наблюдаемость, управляемость, цифровой обмен данными	2010	2021
8.	Реконструкция электроснабжения СДТУ на объектах Волжского ПО (3 комплекта)	F_CамPC00035	Прочие автоматические системы телеуправления	Управляемость	2013	2020
9.	Модернизация диспетчерского щита (1 шт.), монтаж оперативно-информационного комплекса (1 шт.) в диспетчерском управлении Тольяттинского РЭС (автоматическая система диспетчерского управления, 2 этап)	F_CамPC00036	Прочие автоматические системы телеуправления	Наблюдаемость, управляемость, цифровой обмен данными	2012	2020
10.	Модернизация диспетчерского щита (1 шт.), монтаж оперативно-информационного комплекса (1 шт.) в диспетчерском управлении Сызранского РЭС (автоматическая система диспетчерского управления, 2 этап)	F_CамPC00037	Прочие автоматические системы телеуправления	Наблюдаемость, управляемость, цифровой обмен данными	2013	2020
11.	Реконструкция программно-технического комплекса центра управления сетями (ЦУС 2-й пусковой комплекс) (1 комплект)	F_CамPC00045	Прочие автоматические системы телеуправления	Наблюдаемость, управляемость, цифровой обмен данными	2012	2021
12.	Модернизация диспетчерского щита (1 шт.), монтаж оперативно-информационного комплекса (1 шт.) в диспетчерском управлении оперативно-диспетчерской службы Самарского ПО (автоматическая система диспетчерского управления, 2 этап)	F_CамPC00041	Прочие автоматические системы телеуправления	Наблюдаемость, управляемость, цифровой обмен данными	2020	2021
13.	Модернизация диспетчерского щита (1 шт.), монтаж оперативно-информационного комплекса (1 шт.) в диспетчерском управлении ОДС Волжского ПО (автоматическая система диспетчерского управления, 2 этап)	F_СамРС00042	Прочие автоматические системы телеуправления	Наблюдаемость, управляемость, цифровой обмен данными	2020	2021
14.	Модернизация диспетчерского щита (1 шт.), монтаж оперативно-информационного комплекса (1 шт.) в диспетчерском управлении оперативно-диспетчерской службы Жигулевского ПО (автоматическая система диспетчерского управления, 2 этап)	F_CамPC00043	Прочие автоматические системы телеуправления	Наблюдаемость, управляемость, цифровой обмен данными	2021	2022
15.	Модернизация диспетчерского щита (1 шт.), монтаж оперативно-информационного комплекса (1 шт.) в диспетчерском управлении оперативно-диспетчерской службы Чапаевского ПО (автоматическая система диспетчерского управления, 2 этап)	F_CамPC00044	Прочие автоматические системы телеуправления	Наблюдаемость, управляемость, цифровой обмен данными	2021	2022
16.	Модернизация диспетчерского щита (1 шт.), монтаж оперативно-информационного комплекса (1 шт.) в диспетчерском управлении оперативно-диспетчерской группы Исаклинского РЭС (автоматическая система диспетчерского управления)	F_CамPC00058	Прочие автоматические системы телеуправления	Наблюдаемость, управляемость, цифровой обмен данными	2021	2022
17.	Модернизация диспетчерского щита (1 шт.), монтаж оперативно-информационного комплекса (1 шт.) в диспетчерском управлении оперативно-диспетчерской группы Клявлинского РЭС (автоматическая система диспетчерского управления)	F_CамPC00059	Прочие автоматические системы телеуправления	Наблюдаемость, управляемость, цифровой обмен данными	2021	2022
18.	Модернизация диспетчерского щита (1 шт.), монтаж оперативно-информационного комплекса (1 шт.) в диспетчерском управлении оперативно-диспетчерской группы диспетчерского пункта Елховского РЭС (автоматическая система диспетчерского управления)	Н_СамРС00269	Прочие автоматические системы телеуправления	Наблюдаемость, управляемость, цифровой обмен данными	2022	2023
19.	Развитие системы учета электроэнергии на розничном рынке электроэнергии на объектах до 1 кВ (модернизация с автоматизацией под ключ)	F_CамPC00003	Организация 15036 точек коммерческого учета электроэнергии с включением в систему сбора и передачи данных	Интеллектуальный учет	2021	2023
20.	Развитие системы учета электроэнергии на розничном рынке электроэнергии на объектах свыше 1 кВ (установка ПКУ 6-10 кВ под ключ)	Н_СамРС00171	Организация 185 точек коммерческого учета электроэнергии с включением в систему сбора и передачи данных	Интеллектуальный учет	2020	2021
21.	Развитие системы учета электроэнергии на розничном рынке электроэнергии на объектах свыше 1 кВ (автоматизация ПС 110-35 кВ)	Н_СамРС00172	Автоматизация 91 ПС 110-35 кВ с подключением приборов учета электроэнергии свыше 1 кВ	Интеллектуальный учет	2021	2023
22.	Создание системы автоматизированного технического учета электроэнергии на вводах 0,4 кВ КТП 10 (6)/0,4 кВ	I_СамРС00474	Организация 5134 точек технического учета электроэнергии с включением в систему сбора и передачи данных, позволяющая более точно осуществлять балансирование фидера и КТП с целью предотвращения недоотпуска электроэнергии в сеть НН	Интеллектуальный учет	2019	2020
23.	Приобретение зарядных станций для электротранспорта (4 шт.)	I_СамРС00138-8.1	Создание зарядной инфраструктуры для электротранспорта	Интеллектуальное, адаптивное управление, обмен цифровыми данными	2017	2019
24.	Модернизация ПС 110/35/6 кВ Зольное в части замены защит силовых трансформаторов на МПЗ	Н_СамРС00177	Замена защит силовых трансформаторов и центральной сигнализации на современный микропроцессорный аналог	Самодиагностика и способность к самовосстановлению	2019	2019
25.	Реконструкция ПС 110 кВ Кошки в части замены трансформатора 1x10 MBA на 1x16 MBA	G_CамPC00187	Установка автоматизированной системы мониторинга и диагностических характеристик силового трансформатора	Наблюдаемость	2019	2020
26.	Реконструкция ВЛ 0,4 кВ Большечерниговского РЭС с заменой КТП 10/0,4 кВ (участок протяженностью 13,4 км)	F_CамPC00116	Оснащение КТП 10/0,4 кВ, ВЛ 0,4 кВ интеллектуальными приборами учета с дистанционной передачей данных, интеллектуальной пожарной и охранной сигнализациями	Наблюдаемость, интеллектуальный учет	2019	2020
27.	Реконструкция ПС 35/6 кВ Больничная, замена МВ-35 кВ на вакуумные (5 шт.)	G_CамPC00191	Организация телеуправления коммутационными аппаратами 35 кВ, интеллектуальные пожарная и охранная сигнализация с дистанционной передачей данных	Наблюдаемость, управляемость	2019	2020
28.	Реконструкция ВЛ 110 кВ Жигулевская-1 в части замены провода (43,69 км), арматуры, изоляторов (9342 шт.), дефектных опор (железобетонных на анкерные металлические)	Н_СамРС00244	Организация постов наблюдения и раннего обнаружения гололедообразования с дистанционной передачей данных	Наблюдаемость	2017	2019
29.	Строительство и организация схем плавки гололеда на проводах ВЛ-110 кВ, отходящих от Жигулевской ГЭС, альтернативных по отношению к существующим схемам плавки гололеда током нагрузки с использованием генерирующего оборудования ГЭС (2 км, 32 MBA)	I_СамРС00476	Организация постов наблюдения и раннего обнаружения гололедообразования с дистанционной передачей данных	Наблюдаемость	2019	2019

11. Выводы

Пропускная способность электрических сетей 110 кВ и выше обеспечивает передачу мощности в необходимых объемах, уровни напряжения находятся в области допустимых значений, обеспечена возможность регулирования уровней напряжения. Отдельные части энергосистемы, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений ("узкие места"), отсутствуют.

В настоящее время основными проблемами функционирования и развития объектов электросетевого хозяйства Самарской области являются высокая степень изношенности электросетевого оборудования, наличие большого количества ПС напряжением 110 кВ и выше, работающих по упрощенным схемам, часто без выключателей на стороне высшего напряжения.

Приложение 1
к схеме и программе развития
электроэнергетики Самарской
области на период 2019-2023 годов

Технические условия
на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "МРСК Волги"

(для энергопринимающих устройств, максимальная мощность которых не менее 670 кВт)

Настоящие технические условия разработаны на основании заявки N ОВК 02301 от 01.02.2016 г., письма N ОВК 02436 от 18.02.2016 г., и являются неотъемлемой частью Договора об осуществлении технологического присоединения от.22.04.16 N 1650-001298 энергопринимающих устройств Капитонова Сергея Григорьевича, именуемого в дальнейшем - Заявитель, к электрическим сетям ПАО "МРСК Волги",

Настоящие технические условия действительны в течение 4 (четырех) лет с даты заключения договора.

Выполнение настоящих технических условий обеспечивает технологическое присоединение энергопринимающих устройств Заявителя: ЛЭП-35 кВ, ПС 35/10 кВ 6300 кВА для энергоснабжения производственно-логистического комплекса по адресу: Самарская область, Волжский район, в районе пос. г.т. Смышляевка, в центральной части кадастрового квартала 63:17:0301015, максимальной мощностью 3950 кВт:

с образованием после выполнения настоящих технических условий 1 (одной) точки присоединения со следующим заявляемым распределением максимальной мощности (указанное распределение максимальной мощности по точкам присоединения является условным, фактическое распределение максимальной мощности может отличаться от указанного в зависимости от режима работы энергосистемы):

- ВЛ-35 кВ АСК-2 с максимальной мощностью энергопринимающих устройств 3950 кВт (N опоры определить проектом).

Схема присоединения к электрическим сетям ПАО "МРСК Волги" обеспечивает электроснабжение энергопринимающих устройств Заявителя в точках присоединения в объеме 3950 кВт по третьей категории надежности электроснабжения, в том числе:

1 этап - 500 кВт

2 этап - 1000 кВт

3 этап - 1250 кВт

4 этап - 1200 кВт.

1. Мероприятия по основному (первичному) электротехническому оборудованию

Выполнить в сроки, устанавливаемые Договором об осуществлении технологического присоединения, но не позднее окончания срока действия настоящих технических условий:

1 этап:

1.1. Строительство ЛЭП-35 кВ от ВЛ-35 кВ АСК-2 (N опоры определить проектом) до места строительства ПС 35/10 кВ 6300 кВА. При воздушном исполнении монтажный пролёт ВЛ выбрать из расчёта 2 РКУ по ветру (29 м/с с повторяемостью раз в 25 лет) и 3 РКУ по гололёду (20 мм с повторяемостью раз в 25 лет). Длину, марку, сечение провода/кабеля определить проектом.

1.2. Строительство ПС 35/10 кВ 6300 кВА в пределах границ земельного участка объекта с подключением от строящейся ЛЭП-35 кВ. Схему ПС 35/10 кВ и технические параметры оборудования определить проектом.

1.3. Установку ОПН для защиты монтируемого оборудования от грозовых и внутренних повреждений.

2 этап:

Без мероприятий по основному (первичному) электротехническому оборудованию.

3 этап:

1.4. Реконструкцию ПС 110/35/10 кВ АСК-2 с заменой силовых трансформаторов на большую мощность ( MBA), предусмотренная "Долгосрочной инвестиционной программой филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС" на 2016-2020 г.г.".

4 этап:

Без мероприятий по основному (первичному) электротехническому оборудованию.

2. Мероприятия по оборудованию систем технологического управления

2.1. Оснастить объекты электросетевого хозяйства, указанные в разделе 1 настоящих технических условий, противоаварийной, режимной автоматикой, а также впервые вводимое основное (первичное) электротехническое оборудование на этих объектах микропроцессорными устройствами релейной защиты, автоматики в соответствии со следующими требованиями:

с поддержкой стандартных протоколов обмена, совместимых с АСУ ТП (ССПИ) на существующих объектах электросетевого хозяйства. Протоколы обмена согласовать с филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети";

схемы распределения устройств РЗА по трансформаторам тока и напряжения согласовать с филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети".

2.2. Оснастить впервые вводимое основное (первичное) электротехническое оборудование на объектах электросетевого хозяйства, указанных в разделе 1 настоящих технических условий, устройствами сбора и передачи телеинформации по двум независимым каналам связи в соответствии со следующими требованиями:

технические характеристики каналов связи, точки измерения и объем передаваемой телеинформации согласовать с филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети", при этом должна быть обеспечена наблюдаемость фактической нагрузки, подключенной к устройствам ПА (кроме АЧР);

устройства сбора и передачи телеинформации должны быть интегрированы в существующие АСУ ТП (ССПИ).

2.3. Оснастить впервые сооружаемые объекты электросетевого хозяйства, указанные в разделе 1 настоящих технических условий, телефонной связью с диспетчерским персоналом Волжского ПО филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" по двум независимым каналам связи.

2.4. Выполнить учет электроэнергии в соответствии со следующими требованиями:

в соответствии с Типовой инструкцией по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении (СО 153-34.09.101-94), главой X Постановления Правительства РФ N 442 от 04.05.2012 г. и требованиями Приложений к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка;

точки учета согласовать с филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети";

обеспечить интеграцию с АНИС КУЭ ПАО "МРСК Волги" с организацией ежедневной передачи результатов измерения, информации о состоянии средств измерения и объектов измерения,

2.5. Оснастить перечисленные в разделе 2 настоящих технических условий устройства и собственные нужды источниками бесперебойного электропитания аккумуляторного или иных типов для предотвращения их отказа при возникновении аварийных электроэнергетических режимов.

3. Требования к энергопринимающим устройствам

3.1. Предусмотреть участие нагрузки Заявителя в реализации управляющих воздействий ПА (АЧР). Объем управляющих воздействий и перечень присоединений, которые могут быть отключены устройствами ПА, определить в проектной документации, выполняемой в соответствии с пунктом 4.1 настоящих технических условий.

3.2. В случае выявления при проектировании согласно пункту 4,1 настоящих технических условий возможности нарушения соотношения потребления активной и реактивной мощности: нарушение критерия tg на шинах 35 кВ проектируемой ПС 35/10 кВ 6300 кВА Заявителя, в целях поддержания соотношений потребления активной и реактивной мощности оснастить ПС 35/10 кВ 6300 кВА Заявителя, указанную в разделе 1 настоящих технических условий, средствами компенсации реактивной мощности и автоматикой регулирования напряжения.

3.3. При наличии непрерывных технологических процессов, нарушение которых связано с высокими материальными затратами, оснастить электрические сети Заявителя средствами, обеспечивающими нечувствительность систем управления непрерывным технологическим процессом к провалам напряжения в соответствии с ГОСТ 32144-2013 в сети 35 кВ и выше.

4. Порядок выполнения мероприятий по технологическому присоединению

4.1. Заявитель выполняет мероприятия, указанные в пунктах 1.1., 1.2., 1.3. с учетом требований разделов 2, 3 настоящих технических условий, включая разработку проектной документации. Заявитель обязан согласовать задание, на проектирование и проектную документацию с филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети".

4.2. Мероприятия, указанные в пункте 1.4. настоящих технических условий (в части реконструкции ПС 110/35/10 кВ АСК-2 с заменой силовых трансформаторов на большую мощность ( MBA)), выполняются ПАО "МРСК Волги" в рамках реализации утвержденной инвестиционной программы филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" на период 2016-2020 г.г.".

ПАО "МРСК Волги" обязано согласовать задание на проектирование и проектную документацию, предоставленную на согласование Заявителем.

При необходимости выполнения работ по модернизации (замене) систем технологического управления на объектах третьих лиц затраты на такие работы должны быть разделены по соответствующим объектам, урегулирование отношений с третьими лицами по выполнению работ на принадлежащих им объектах осуществляет ПАО "МРСК Волги".

4.3. В случае если в ходе проектирования возникает необходимость частичного отступления от технических условий, такие отступления подлежат согласованию с филиалом ПАО "МРСК Волги" - Самарские распределительные сети" с корректировкой утвержденных технических условий.

4.4. Провести проверку выполнения настоящих технических условий с участием представителей филиала ПАО "МРСК Волги" - Самарские распределительные сети".

4.5. Получить от филиала ПАО "МРСК Волги" - Самарские распределительные сети" акт о выполнении технических условий.

4.6. Обеспечить участие представителей филиала ПАО "МРСК Волги" - Самарские распределительные сети" в осмотре (обследовании) присоединяемых энергопринимающих устройств и объектов электросетевого хозяйства должностным лицом органа федерального государственного энергетического надзора.

Приложение 2
к схеме и программе развития
электроэнергетики Самарской
области на период 2019-2023 годов

Технические условия
на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "МРСК Волги"

(для энергопринимающих устройств, максимальная мощность которых не менее 670 кВт)

Настоящие технические условия разработаны на основании заявки N ОВК 02384 от 12.02.2016 г., письма N ОВК 02609 от 18.03.2016 г., и являются неотъемлемой частью Договора об осуществлении технологического присоединения от __ N ________ энергопринимающих устройств Общества с ограниченной ответственностью "Русское поле", именуемого в дальнейшем - Заявитель, к электрическим сетям ПАО "МРСК Волги".

Настоящие технические условия действительны в течение 4 (четырех) лет с даты заключения договора.

Выполнение настоящих технических условий обеспечивает технологическое присоединение энергопринимающих устройств Заявителя: ЛЭП-35 кВ, ПС 35/10 кВ кВА для энергоснабжения производственно-складского комплекса по адресу: Самарская область, Волжский район, западная часть п.г.т. Стройкерамика, максимальной мощностью 3970 кВт:

с образованием после выполнения настоящих технических условий 1 (одной) точки присоединения:

- опора N 3 ВЛ-35 кВ АСК-2 с максимальной мощностью энергопринимающих устройств 3970 кВт.

Схема присоединения к электрическим сетям ПАО "МРСК Волги" обеспечивает электроснабжение энергопринимающих устройств Заявителя в точках присоединения в объеме 3970 кВт по третьей категории надежности электроснабжения.

1. Мероприятия по основному (первичному) электротехническому оборудованию

Выполнить в сроки, устанавливаемые Договором об осуществлении технологического присоединения, но не позднее окончания срока действия настоящих технических условий;

1.1. Строительство ЛЭП-35 кВ от опоры N 3 ВЛ-35 кВ АСК-2 до места строительства ПС 35/10 кВ кВА. При воздушном исполнении монтажный пролёт ВЛ выбрать из расчёта 2 РКУ по ветру (29 м/с с повторяемостью раз в 25 лет) и 3 РКУ по гололёду (20 мм с повторяемостью раз в 25 лет). Длину, марку, сечение провода/кабеля определить проектом.

1.2. Строительство ПС 35/10 кВ кВА в пределах границ земельного участка объекта с подключением от строящейся ЛЭП-35 кВ. Схему ПС 35/10 кВ и технические параметры оборудования определить проектом.

1.3. Установку ОПН для защиты монтируемого оборудования от грозовых и внутренних повреждений.

1.4. Реконструкцию ПС 110/35/10 кВ АСК-2 с заменой силовых трансформаторов на большую мощность ( MBA), предусмотренную "Долгосрочной инвестиционной программой филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС" на 2016-2020 г.г.".

2. Мероприятия по оборудованию систем технологического управления

2.1. Оснастить объекты электросетевого хозяйства, указанные в п. 1.2 настоящих технических условий, противоаварийной, режимной автоматикой, а также впервые вводимое основное (первичное) электротехническое оборудование на этих объектах микропроцессорными устройствами релейной защиты, автоматики в соответствии со следующими требованиями:

с поддержкой стандартных протоколов обмена, совместимых с АСУ ТП (ССПИ) на существующих объектах электросетевого хозяйства. Протоколы обмена согласовать с филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети";

схемы распределения устройств РЗА по трансформаторам тока и напряжения согласовать с филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети".

2.2. Оснастить впервые вводимое основное (первичное) электротехническое оборудование на объектах электросетевого хозяйства, указанных в п. 1.2 настоящих технических условий, устройствами сбора и передачи телеинформации по двум независимым каналам связи в соответствии со следующими требованиями:

технические характеристики каналов связи, точки измерения и объем передаваемой телеинформации согласовать с филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети", при этом должна быть обеспечена наблюдаемость фактической нагрузки, подключенной к устройствам ПА (кроме АЧР);

устройства сбора и передачи телеинформации должны быть интегрированы в существующие АСУ ТП (ССПИ).

2.3. Оснастить впервые сооружаемые объекты электросетевого хозяйства, указанные в п. 1.2 настоящих технических условий, телефонной связью с диспетчерским персоналом Волжского ПО филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" по двум независимым каналам связи.

2.4. Выполнить учет электроэнергии в соответствии со следующими требованиями:

в соответствии с Типовой инструкцией по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении (СО 153-34.09.101-94), главой X Постановления Правительства РФ N 442 от 04.05.2012 г. и требованиями Приложений к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка;

точки учета согласовать с филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети";

обеспечить интеграцию с АИИС КУЭ ПАО "МРСК Волги" с организацией ежедневной передачи результатов измерения, информации о состоянии средств измерения и объектов измерения.

2.5. Оснастить перечисленные в разделе 2 настоящих технических условий устройства и собственные нужды источниками бесперебойного электропитания аккумуляторного или иных типов для предотвращения их отказа при возникновении аварийных электроэнергетических режимов.

3. Требования к энергопринимающим устройствам

3.1. Предусмотреть участие нагрузки Заявителя в реализации управляющих воздействий ПА (АЧР), Объем управляющих воздействий и перечень присоединений; которые могут быть отключены устройствами ПА, определить в проектной документации, выполняемой в соответствии с пунктом 4 Л настоящих технических условий.

3.2. В случае выявления при проектировании согласно пункту 4.1 настоящих технических условий возможности нарушения соотношения, потребления активной и реактивной мощности: нарушение критерия tg на шинах 35 кВ проектируемой ПС 35/10 кВ Заявителя, в целях поддержания соотношений потребления активной и реактивной мощности оснастить ПС 35/10 кВ Заявителя, указанную в разделе 1 настоящих технических условий, средствами компенсации реактивной мощности и автоматикой регулирования напряжения.

3.3. При наличии непрерывных технологических процессов, нарушение которых связано с высокими материальными затратами, оснастить электрические сети Заявителя средствами, обеспечивающими нечувствительность систем управления непрерывным технологическим процессом к провалам напряжения в соответствии с ГОСТ 32144-2013 в сети 35 кВ и выше.

4. Порядок выполнения мероприятий по технологическому присоединению

4.1. Заявитель выполняет мероприятия, указанные в пунктах 1.1., 1.2., 1.3. с учетом требований разделов 2, 3 настоящих технических условий, включая разработку проектной документации, Заявитель обязан согласовать задание на проектирование и проектную документацию с филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети".

4.2. Мероприятия, указанные в пункте 1.4. настоящих технических условий (в части, реконструкции ПС 110/35/10 кВ АСК-2 с заменой силовых трансформаторов на большую: мощность ( MBA)), выполняются ПАО "МРСК Волги" в рамках реализации утвержденной инвестиционной программы филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" на период 2016-2020 г.г.".

ПАО "МРСК Волги" обязано согласовать задание на проектирование и проектную документацию, предоставленную на согласование Заявителем.

При необходимости выполнения работ по модернизации (замене) систем технологического управления на объектах третьих лиц затраты на такие работы должны быть разделены по соответствующим объектам, урегулирование отношений с третьими лицами по выполнению работ на принадлежащих им объектах осуществляет ПАО "МРСК Волги".

4.3. В случае если в ходе проектирования возникает необходимость частичного отступления от технических условий, такие отступления подлежат согласованию с филиалом ПАО "МРСК Волги" - Самарские распределительные сети" с корректировкой утвержденных технических условий,

4.4. Провести проверку выполнения настоящих технических условий с участием представителей филиала ПАО "МРСК Волги" - Самарские распределительные сети".

4.5. Получить от филиала ПАО "МРСК Волги" - Самарские распределительные сети" акт о выполнении технических условий.

4.6. Обеспечить участие представителей филиала ПАО "МРСК Волги" - Самарские распределительные сети" в осмотре (обследовании) присоединяемых энергопринимающих устройств и объектов электросетевого хозяйства должностным лицом федерального органа исполнительной власти, осуществляющего федеральный государственный энергетический надзор.

Приложение 3
к схеме и программе развития
электроэнергетики Самарской
области на период 2019-2023 годов

Технические условия
для присоединения к электрическим сетям

N 287

"11" марта 2012 г.

ОАО "МРСК Волги", в липе Филиала "Самарские РС"

(наименование сетевой организации, выдавшей технические условия)

Общество с ограниченной ответственностью (ООО) "Самарский СтройФарфор"

(полное наименование организации - для юридического лица; фамилия, имя, отчество - для индивидуального предпринимателя)

1. Наименование энергопринимающих устройств заявителя существующая ПС 35/10 кВ ( (Фарфор"

2. Наименование и место нахождение объекта, в целях электроснабжения которого осуществляется технологическое присоединение энергопринимающих устройств заявителя; чех плиток с пристроями, расположенный по адресу: Самарская область. Волжский район, пос. г.т. Смышляевка

(кадастровый N 63:17:120601:0010 (0)//2:0000420:1,2,3,4,5,6,7,8,9//0048:00:0000:000:0:0)

3. Максимальная мощность присоединяемых энергопринимающих устройств заявителя составляет 6000 кВт (по 3000 кВт в каждой точке присоединения).

4. Категория надежности 3.

5. Класс напряжения электрических, сетей, к которым осуществляется технологическое присоединение 35 (кВ)

6. Год ввода в эксплуатацию энергопринимающих устройств заявителя:

I этап 300 кВт - 3 категория - 2012 г.

II этап 700 кВт - 3 категория - 2013 г.

III этап 5000 кВт - 3 категория - 2014 г.

7. Точки присоединения - две существующие (вводные распределительные устройства, линии электропередачи, базовые подстанции, генераторы)

опора N 2 ВЛ-35 кВ "АСК-1" ПС 110/35/10 кВ "АСК-2" - 3000 кВт

опора N 2 ВЛ-35 кВ "АСК-2" ПС 110/35/10 кВ "АСК-2" - 3000 кВт

8. Основной источник питания ПС 110/35/10 кВ "АСК-2"

9. Резервный источник питания -.

10. Сетевая организация осуществляет:

10.1 На своих сетях технические мероприятия, обеспечивающие технологическое присоединение объекта и передачу заявленной мощности в объеме 6000 кВт, в т, ч. мероприятия, предусмотренные "Долгосрочной инвестиционной программой филиала. ОАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" на 2012-2016 гг." по реконструкции ПС 110/35/10 кВ "АСК-2".

10.1.1 Выполнить проект. В проекте предусмотреть:

10.1.1.1 Проверку существующего оборудования на соответствие расчетным токам нагрузок и к.з., в случае необходимости предусмотреть мероприятия по приведению параметров оборудования в соответствие с уровнями токов нагрузки и к.з.

10.1.1.2 Провести расчет изменения емкостного тока замыкания на землю, проверки устройств компенсации и в случае необходимости предусмотреть установку дополнительных устройств с автоматикой настройкой.

10.1.1.3 Самарскому и Волжскому ПО выполнить расчет уставок РЗА прилегающей сети 35 кВ ВЛ-35 кВ к ПС 35/10 кВ "Фарфор" в нормальном, ремонтных и аварийных режимах,

10.1.2 Обеспечить техническую возможность отключения нагрузки потребителя при реализации управляющих воздействий АЧР.

10.1.3 Произвести проверку выполнения технических условий, фактическое присоединение энергопринимающих устройств заявителя согласно требованиям ПУЭ и СНиП.

10.2 Мероприятия в части учета:

10.2.1 Провести инструментальную проверку существующего учета совместно с потребителем.

11. Заявитель осуществляет:

11.1 Выполнить проект электроснабжения. На стадии проектирования согласовать с Самарским и Волжским ПО филиала ОАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" однолинейную схему электрических соединений объектов электросетевого хозяйства заявителя. В проекте предусмотреть:

11.1.1 Определение мощности силовых трансформаторов на ПС 35/10 кВ "Фарфор" в соответствии с расчетным током нагрузки и согласно заявленной максимальной мощности.

11.1.2 Проверку вновь устанавливаемого и существующего оборудования на соответствие токам нагрузки и токам к.з., в случае необходимости (по результатам расчетов) предусмотреть замену.

11.1.3 Расчеты электрических режимов по ПС 35/10 кВ "Фарфор" для всех режимов питания с учетом максимальной мощности. Предоставить данные по вновь устанавливаемому оборудованию для проверки уставок РЗА прилегающей сети ВЛ-35 кВ "АСК 1,2".

11.1.4 Определение возможности применения существующего первичного оборудования и устройств РЗА на ПС 110/35/10 кВ "АСК-2", в противном случае предоставить необходимую информацию для проведения расчетов УРЗА ВЛ-35 кВ "АСК-1,2" в связи с увеличением мощности.

11.1.5 Обеспечение селективности уставок защит на ПС 35/10 кВ "Фарфор" с защитами на ПС 110/35/10 кВ "АСК-2".

11.1.6 Расчет и определение величины потребляемой реактивной мощности в точке присоединения к электрической сети: на шинах 35 кВ ПС 35/10 кВ "Фарфор", при необходимости запроектировать необходимое оборудование. Предусмотреть мероприятия по выдерживанию tg нагрузки за счет установки собственных средств компенсации реактивной мощности.

11.1.7 Обеспечить техническую возможность отключения нагрузки потребителя при реализации управляющих воздействий АЧР на ПС 35/10 кВ "Фарфор".

11.1.8 Категоричность электроприемников с обеспечением надежности электроснабжения согласно требованиям ПУЭ.

11.1.9 Требования к противоаварийной и режимной автоматике, телемеханике, связи, изоляции и защите от перенапряжения определить проектом.

11.2 Предоставить необходимую документацию для выполнения расчёта токов к.з., выбора уставок релейной защиты ВЛ-35 кВ "АСК-1,2".

11.3 Проект электроснабжения согласовать с Самарским и Волжским ПО.

11.4 Выполнить:

11.4.1 Подключение и заземление оборудования согласно требованиям заводских инструкций и ПУЭ.

11.5 Разрешается подключать устройства только заводского изготовления, отвечающие требованиям электро- и пожаробезопасности.

11.6 Мероприятия, выполняемые заявителем в части учета:

11.6.1 Выполнить проект (либо дополнение к. общему проекту на энергоснабжение) на организацию учета электроэнергии, в проекте предусмотреть:

11.6.1.1 Учет электроэнергии энергопринимающих устройств потребителей в соответствии с действующей НТД (Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) глава 1.5; 7.1, Постановлением правительства РФ N 530 от 31.08.2006 г. глава XII, Федеральным законом N 261 от 23.11.2009 г., ПТЭЭП от 13.01.2003 г.).

11.6.1.2 Метрологическое обеспечение измерительных систем и комплексов в соответствии с действующей НТД (в том числе, с ГОСТ Р 8.596-2002 "Метрологическое обеспечение измерительных систем") и сметный расчет на эти виды работ.

11.6.1.3 Выполнение расчета коэффициента трансформации существующих измерительных трансформаторов тока в соответствии с новой нагрузкой, в случае необходимости предусмотреть замену.

11.6.2 Подать заявку в отдел взаимодействия с клиентами филиала ОАО "МРСК Волги" - "Самарские РС" на совместную проверку организованного учета электроэнергии.

12. До ввода электроустановки в эксплуатацию:

12.1 Проверка сетевой организацией выполнения ТУ с участием представителей Самарского РДУ.

12.2 Заявителю получить справку о выполнении ТУ в филиале ОАО "МРСК Волги " - "Самарские РС",

12.3 Осмотр (обследование) присоединяемых энергопринимающих устройств должностным лицом федерального органа исполнительной власти по технологическому надзору, с участием сетевой организации, представителей Самарского РДУ и собственника таких устройств.

12.4 Заявителю получить допуск в Средне-Поволжском Управлении Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в установленном порядке.

13. По окончании осуществления мероприятий по технологическому присоединению Заявителю принять участие:

- в составлении Акта разграничения имущественной (балансовой) принадлежности и эксплуатационной ответственности совместно с Самарским ПО филиала ОАО "МРСК Волги" - "Самарские РС";

- в составлении Акта технологического присоединения совместно с филиалом ОАО "МРСК Волги" - "Самарские РС".

14. Срок действий настоящих технических условий составляет 4 года со дня заключения договора об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям.

Приложение 4
к схеме и программе развития
электроэнергетики Самарской
области на период 2019-2023 годов

Технические условия
для присоединения к электрическим сетям для юридических яиц и индивидуальных предпринимателей в целях технологического присоединения энергопринимающих устройств (объектов по производству электрической энергии, объектов электросетевого хозяйства), максимальная мощность которых составляет не менее 670 кВт

N 1850-001300

"15" 05.2018 г.

ПАО "МРСК Волги" в лице филиала "Самарские РС"

(наименование остевой организации, выдавшей технические условия)

АО "РИТЭК"

(полное наименование организации - для юридического лица)

Основание для выдачи технических условий: заявка ОВК N САМ 00010430 от 15.12.2017 г.

1. Наименование энергопринимающих устройств заявителя ЛЭП-10 кВ, КТП-10/0,4 кВ для энергоснабжения скважин N 1, 2, 4 Таранинского месторождения.

2. Наименование и место нахождения объектов, в целях электроснабжения которых осуществляется технологическое присоединение энергопринимающих устройств скважины N 1, 2, 4 Таранинского месторождения, расположенного по адресу: Самарская обл., к/н 63:24:1803001:11.

3. Максимальная мощность присоединяемых энергопринимающих устройств заявителя составляет 263 кВт

4. Категория надежности 3

5. Класс напряжения электрических сетей, к которым осуществляется технологическое присоединение 10 (кВ)

6. Год ввода в эксплуатацию энергопринимающих устройств заявителя: 2018 г.

7. Точка (и) присоединения к электрическим сетям ПАО "МРСК Волги" и максимальная мощность энергопринимающих устройств - ячейка N 5 ЗРУ-10 кВ ЛЭП-10 кВ фидера КШК-2 (1 с.ш. С1Т) ПС 110/10 кВ "Кошки" (максимальная мощность энергопринимающих устройств 2115,5 кВт, в т.ч. запрашиваемая мощность 263 кВт, и зафиксированная мощность 1852,5 кВт согласно акту разграничения балансовой принадлежности электрических сетей N 06/39/40/02 от 10.10.2014)

8. Основной источник питания: ПС 110/10 кВ "Кошки".

9. Резервный источник питания -

10. Сетевая организация осуществляет;

10.1 Составить при участии заявителя "Акт об осуществлении технологического присоединения" и положение о взаимоотношениях:

10.2 Реконструкция ПС 110/10 кВ "Кошки" с заменой одного силового трансформатора мощностью 10 MBA на трансформатор мощностью 16 MBA. Мероприятие выполняется в рамках реализация утвержденной Инвестиционной программы ПАО "МРСК Волги" на 2018-2022 годы.

11. Заявитель осуществляет:

11.1 Выполнение проекта электроснабжения согласно требованиям ПУЭ, СНиП и Правил пожарной безопасности. В проекте предусмотреть:

11.1.1 Строительство ЛЭП-10 кВ от существующей ЛЭП-10 кВ (владелец АО "РИТЭК") фидера КШК-2 ПС 110/10 кВ "Кошки" до места установки КТП-10/0,4 кВ. Тип опор, длину, марку и сечение провода/кабеля определить проектом.

11.1.2 Установка 3-х шт. КТП-10/0,4 кВ с мощностью трансформатора 160 кВА. Предусмотреть защиту оборудования от перенапряжений.

11.1.3 Предусмотреть защиту электрооборудования от перенапряжений.

11.1.4 Предусмотреть установку вакуумного реклоузера (тип и место установки определить проектом).

11.1.5 Исключить режим кольцевания фидеров КШК-2 с фидерами НБК-7, НБК-6.

11.1.6 Расист токов КЗ, выбор уставок устройств релейной защиты, трансформаторов тока ЛЭП-10 кВ фидера КШК-2 ячейки N 5 ЗРУ-10 кВ ПС 110/10 кВ "Кошки". Результаты расчета согласовать с Самарским ПО филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС".

11.1.7 Проверку существующего и вновь устанавливаемого оборудования и ЛЭП-10 кВ на соответствие расчетным токам нагрузок и КЗ.

11.1.8 Расчет и определение величины потребляемой реактивной мощности на шинах 10 кВ проектируемой КТП 10/0,4 кВ. В соответствии с приказом Министерства энергетики РФ от 23 июня 2015 г. N 380 обеспечить tg не более 0,4. При необходимости предусмотреть установку средств компенсации реактивной мощности и автоматики поддержания соотношения потребления активной и реактивной мощности.

11.1.9 Заземление оборудования согласно требованиям заводских инструкций и ПУЭ.

11.2 При размещении объекта учесть требования правил: "О порядке установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон", утвержденных ПП РФ N 160 от 24.02.2009 г.

11.3 Строительно-монтажные работы по строительству ЛЭП-10 кВ и установке КТП-10/0,4 кВ выполнить квалифицированным электротехническим персоналом согласно требованиям ПУЭ.

11.4 Мероприятия, выполняемые заявителем в части учета, не требуются.

11.5 До ввода электроустановки в эксплуатацию:

11.5.1 Проект электроснабжения согласовать с Самарским ПО филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС".

11.5.2 Проверка сетевой организацией выполнения ТУ.

11.5.3 Заявителю принять участие в подписании акта о выполнении ТУ.

11.6 По окончании осуществления мероприятий по технологическому присоединению Заявителю принять участие в составлении акта об осуществлении технологического присоединения совместно с филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС".

12. Срок действия настоящих технических условий составляет 2 года со дня заключения договора об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям.

Приложение 5
к схеме и программе развития
электроэнергетики Самарской
области на период 2019-2023 годов

Технические условия
для присоединения к электрическим сетям для юридических лиц и индивидуальных предпринимателей в целях технологического присоединения энергопринимающих устройств (объектов по производству электрической энергии объектов электросетевого хозяйства), максимальная мощность которых составляет не менее 670 кВт

N 1850-001451

"15" 05.2018 г.

ПАО "МРСК Волги" в лице филиала "Самарские РС"

(наименование остевой организации, выдавшей технические условия)

АО "РИТЭК"

(полное наименование организации - для юридического лица)

Основание для выдачи технических условий: заявка ОВК N САМ 0001329 от 26.02.2018 г.

1. Наименование энергопринимающих устройств заявителя ЛЭП-10 кВ, КТП-10/0,4 кВ для энергоснабжения скважины N 10 и МНС Светлоозерского месторождения.

2. Наименование и место нахождения объектов, в целях электроснабжения которых осуществляется технологическое присоединение энергопринимающих устройств скважина N 10 Светлоозерского месторождения, расположенного по адресу: Самарская обл., Кошкинский район, с/п Четыровка, к/н 63:24:1605002:8.

3. Максимальная мощность присоединяемых энергопринимающих устройств заявителя составляет 242,6 кВт

4. Категория надежности 3

5. Класс напряжения электрических сетей, к которым осуществляется технологическое присоединение 10 (кВ)

6. Год ввода в эксплуатацию энергопринимающих устройств заявителя: 2018 г.

7. Точка (и) присоединения к электрическим сетям ПАО "МРСК Волги" и максимальная мощность энергопринимающих устройств - ячейка N 5 ЗРУ-10 кВ ЛЭП-10 кВ фидера КШК-2 (1 с.ш. С1Т) ПС 110/10 кВ "Кошки" (максимальная мощность энергопринимающих устройств 2095,1 кВт, в т.ч. запрашиваемая мощность 242,6 кВт, и зафиксированная мощность 1852,5 кВт согласно акту разграничения балансовой принадлежности электрических сетей N 06/39/40/02 от 10.10.2014)

8. Основной источник питания: ПС 110/10 кВ "Кошки".

9. Резервный источник питания -

10. Сетевая организация осуществляет;

10.1 Составить при участии заявителя "Акт об осуществлении технологического присоединения" и положение о взаимоотношениях.

10.2 Реконструкция ПС 110/10 кВ "Кошки" с заменой одного силового трансформатора мощностью 10 MBA на трансформатор мощностью 16 MBA. Мероприятие выполняется в рамках реализаций утвержденной Инвестиционной программы ПАО "МРСК Волги" на 2018-2022 годы.

11. Заявитель осуществляет:

11.1 Выполнение проекта электроснабжения согласно требованиям ПУЭ, СНиП и Правил пожарной безопасности. В проекте предусмотреть:

11.1.1 Строительство ЛЭП-10 кВ от существующей ЛЭП-10 кВ (владелец АО "РИТЭК") фидера КШК-2 ПС 110/10 кВ "Кошки" до места установки КТП-10/0,4 кВ. Тип опор, длину, марку и сечение провода/кабеля определить проектом.

11.1.2 Установка двух КТП-10/0,4 кВ с мощностью трансформатора 160 кВА. Предусмотреть защиту оборудования от перенапряжений.

11.1.3 Предусмотреть защиту электрооборудования от перенапряжений.

11.1.4 Предусмотреть установку вакуумного реклоузера (тип и место установки определить проектом).

11.1.5 11.1.1 Исключить режим кольцевания ЛЭП-10 кВ фидера КШК-2 с ЛЭП-10 кВ фидеров НБК-7, НБК-6 ПС 110/10 кВ "Нижняя Быковка".

11.1.6 Расчет токов КЗ, выбор уставок устройств релейной защиты, трансформаторов тока ЛЭП-10 кВ фидера КШК-2 ячейки N 5 ЗРУ-10 кВ ПС 110/10 кВ "Кошки". Результаты расчета согласовать с Самарским ПО филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС",

11.1.7 Проверку существующего и вновь устанавливаемого оборудования и ЛЭП-10 кВ на соответствие расчетным токам нагрузок и КЗ.

11.1.8 Расчет и определение величины потребляемой реактивной мощности на шинах 10 кВ проектируемой КТП 10/0,4 кВ. В соответствии с приказом Министерства энергетики РФ от 23 июня 2015 г. N 380 обеспечить tg не более 0,4. При необходимости предусмотреть установку средств компенсации реактивной мощности и автоматики поддержания соотношения потребления активной и реактивной мощности.

11.1.9 Заземление оборудования согласно требованиям заводских инструкций и ПУЭ.

11.2 При размещении объекта учесть требования правил: "О порядке установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон", утвержденных ПП РФ N 160 от 24.02.2009 г.

11.3 Строительно-монтажные работы по строительству ЛЭП-10 кВ и установке КТП-10/0,4 кВ выполнить квалифицированным электротехническим персоналом согласно требованиям ПУЭ.

11.4 Мероприятия, выполняемые заявителем в части учета, не требуются.

11.5 До ввода электроустановки в эксплуатацию:

11.5.1 Проект электроснабжения согласовать с Самарским ПО филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС".

11.5.2 Проверка сетевой организацией выполнения ТУ.

11.5.3 Заявителю принять участие в подписании акта о выполнении ТУ.

11.6 По окончании осуществления мероприятий по технологическому присоединению Заявителю принять участие в составлении акта об осуществлении технологического присоединения совместно с филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС".

12. Срок действия настоящих технических условий составляет 2 года со дня заключения договора об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям.

Приложение 6
к схеме и программе развития
электроэнергетики Самарской
области на период 2019-2023 годов

Измененные технические условия
для юридических лиц или индивидуальных предпринимателей в целях технологического присоединения энергопринимающих устройств, максимальная мощность которых не менее 670 кВт

ПАО "МРСК Волги" в лине филиала "Самарские РС"

(наименование сетевой организации" выдавшей технические условия)

ООО "Полесье"

(полное наименование организации - для юридического лица)

1. Наименование энергопринимающих устройств заявителя ЛЭП-6 кВ, КТП-6/0,4 кВ

2. Наименование и место нахождения объектов, в целях электроснабжения которых осуществляется технологическое присоединение энергопринимающих устройств заявителя: жилая застройка, расположенная по адресу: Самарская область. Волжский район, с. Курумоч, п. Власть Труда (кад. N 63:17:2401001:195, 63:17:2401001:189, 63:17:2401001:194. 63:17:2401001:205)

3. Максимальная мощность присоединяемых энергопринимающих устройств заявителя составляет 1000 (кВт)

4. Категория надежности 3

5. Класс напряжения электрических сетей, к которым осуществляется технологическое присоединение 6 (кВ)

6. Год ввода в эксплуатацию энергопринимающих устройств заявителя: 2019-2020 г,

7. Точка (и) присоединения (вводные распределительные устройства, линии электропередачи, базовые подстанции, генераторы) - первая проектируемая опора 6 кВ от яч. N 3 (2 с.ш.) ПС 110/6 кВ "Курумоч". Максимальная мощность энергопринимающих устройств 1000 кВт.

8. Основной источник питания ПС 110/6 кВ "Курумоч"

9. Резервный источник питания -

10. Сетевая организация осуществляет:

10.1 Реконструкцию ПС 110/6 кВ "Курумоч" с заменой двух силовых трансформаторов мощностью 10 МВА на трансформаторы мощностью 25 MBA каждый. Мероприятие выполняется в рамках реализации утвержденной Инвестиционной программы ПАО "МРСК Волги" на 2018-2022 годы.

10.2 Строительство ЛЭП-6 кВ (ориентировочное расстояние 50 метров) расположенной в пределах границ ПС 110/6 кВ "Курумоч." и установку одной опоры ЛЭП-6 кВ на границе территории ПС 110/6 кВ "Курумоч" от яч.N3 (2 с.ш.) ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ "Курумоч". Марку, сечение провода/кабеля определить при проектировании (при кабельном исполнении предусмотреть использование сдвоенной КЛ).

10.3 Составить при участии заявителя "Акт об осуществлении ТП".

10.4 Фактическое присоединение энергопринимающих устройств заявителя согласно требованиям ПТЭ и ПОТРМ.

10.5 Мероприятия в части учета:

10.5.1 Организовать учет электроэнергия в ячейке 6 кВ N 3 ПС 110/6 кВ "Курумоч" в соответствии с действующей НТД (Постановлением Правительства РФ N 442 от 04.05.2012 г., Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) глава 1.5; 7.1, Федеральным законом N 261 от 23.11.2009 г., ПТЭЭП от 13.01.2003 г., Стандартом Техническая политика системы учета электрической энергии с удаленным сбором данных оптового и розничных рынков электрической энергии на объектах ОАО "МРСК ВОЛГИ" СТП-МРСК-16-1791.01-14.).

10.5.2 Провести проверку организованного учета совместно с Заявителем.

11. Заявитель осуществляет:

11.1 Выполнить проект электроснабжения. В проекте предусмотреть:

11.1.1 Строительство ЛЭП-6 кВ (протяженностью ориентировочно 2,8 км), от первой проектируемой опоры присоединенной к ячейке 6 кВ N 3 (2 с.ш.) ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ "Курумоч" до места установки проектируемой КТП-6/0,4 кВ.

11.2 Установку СП (пункта секционирования) в начале отпайки. Точное место установки и тип определить проектом.

11.3 Строительство КТП-6/0,4 кВ 1250 кВА е подключением от проектируемой ЛЭП-6 кВ.

11.4 Установку КТП в пределах границ земельного участка объекта, При размещении объекта учесть требования правил: "О порядке установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон", утвержденных ПП РФ N 160 от 24.02.2009 г.

11.5 Выполнить:

11.5.1 Монтаж проектируемых электроустановок квалифицированным электротехническим персоналом согласно требований ПУЭ для населённой местности.

11.5.2 Заземление оборудования согласно требований заводских инструкций и ПУЭ.

11.5.3 Проверку вновь устанавливаемого оборудования на соответствие его расчетным токам нагрузки и КЗ.

11.6 При разработке проектной документации учесть требования СНиП и ПУЭ.

11.7 Разрешается подключать устройства только заводского исполнения, отвечающие требованиям электро- и пожаробезопасности.

11.8 Выполнение расчета и определение величины потребляемой реактивной мощности на шинах проектируемых КТП-6 кВ. По результатам расчёта запроектировать необходимое оборудование. Предусмотреть мероприятия по выдерживанию tg полной нагрузки не выше 0,4 за счет установки собственных средств компенсации реактивной мощности.

11.9 Проектом предусмотреть обеспечение надежности электроснабжения электроприемников в соответствии с категорией надежности и требованиями действующих ПУЭ.

11.10 Проект электроснабжения согласовать с Самарским ПО филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети".

11.11 Мероприятия, выполняемые заказчиком в части учета:

11.11.1 Выполнить проект (либо дополнение к общему проекту на энергоснабжение) на организацию учёта электроэнергии, в проекте предусмотреть:

11.11.1.1 Учет электроэнергии на границе балансовой принадлежности электроустановок филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" и Заявителя на напряжении 6 кВ совместно с СП, в соответствии с действующей НТД (Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) глава 1.5; 7.1, Постановлением Правительства РФ N 442 от 04.05.2012, Федеральным законом N 261 от 23.11.2009, ПТЭЭП от 13.01.2003).

11.11.1.2 Класс точности прибора учета не хуже 0,5S, обеспечивающего хранение данных о почасовых объемах потребления электрической энергии за последние 90 дней и более, с пломбой гос. поверки не более 12 месяцев, внесенного в Государственный реестр средств измерений РФ. Тип прибора учета и место установки определить при проектировании.

11.11.1.3 Класс точности измерительных трансформаторов тока не хуже 0,5 (0,5S), измерительных трансформаторов напряжения 0,5.

11.11.1.4 Предусмотреть возможность дистанционной передачи данных с приборов учета на пункт сбора данных Самарского ПО филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" посредством доступных каналов связи. Каналы передачи данных определит проектом.

11.11.2 Проект предоставить на согласование в Отдел взаимодействия с клиентами филиала ПАО "МРСК Волги" "Самарские РС", один экземпляр проекта после согласования остается в распоряжении филиала.

11.11.3 Монтаж системы учета выполнить в соответствии с проектом.

11.11.4 Подать заявку в отдел взаимодействия с клиентами филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС" на совместную проверку организованного учета электроэнергии.

11.12 До ввода электроустановки в эксплуатацию:

11.12.1 Согласовать проект электроснабжения, выполнить технические условия, подать заявку на включение в Самарское ПО филиала ПАО "МРСК Волги " - "Самарские распределительные сети".

11.12.2 Получить допуск в Средне-Поволжском Управлении Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в установленном порядке.

11.13 По окончании осуществления мероприятий по технологическому присоединению Заявителю принять участие в составлении Акта технологического присоединения совместно с филиалом ОАО "МРСК Волги" - "Самарские РС" (г. Самара, ул. Ново-Садовая, 106, кор. 133).

12. Срок действия измененных технических условий составляет 2 года со дня заключения дополнительного соглашения к договору об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям.

Приложение 7
к схеме и программе развития
электроэнергетики Самарской
области на период 2019-2023 годов

Измененные технические условия
для юридических лиц или индивидуальных предпринимателей в целях технологического присоединения энергопринимающих устройств, максимальная мощность которых не менее 670 кВт

N ________

"___" _____________ 20__ г.

ПАО "МРСК Волги" в лине филиала "Самарские РС"

(наименование сетевой организации" выдавшей технические условия)

ООО "Нива"

(полное наименование организации - для юридического лица)

1. Наименование энергопринимающих устройств заявителя ЛЭП-6 кВ, КТП-6/0,4 кВ

2. Наименование и место нахождения объектов, в целях электроснабжения которых осуществляется технологическое присоединение энергопринимающих устройств заявителя: жилая застройка, расположенная по адресу: Самарская область. Волжский район, с. Курумоч. п. Власть Труда (кад. N 63:17:2401002:139)

3. Максимальная мощность присоединяемых энергопринимающих устройств заявителя составляет 3900 (кВт)

4. Категория надежности 2

5. Класс напряжения электрических сетей, к которым осуществляется технологическое присоединение 6 (кВ)

6. Год ввода в эксплуатацию энергопринимающих устройств заявителя: 2019-2020 г.

7. Точка (и) присоединения (вводные распределительные устройства, линии электропередачи, базовые подстанции, генераторы) две точки присоединения - первая проектируемая опора 6 кВ от яч. N 3 (2с.ш.) ПС 110/6 кВ "Курумоч" и первая проектируемая опора 6 кВ от яч. N 22 (1 с.ш.) ПС 110/6 кВ "Курумоч". Максимальная мощность энергопринимающих устройств 3900 кВт из них:

1 точка - первая проектируемая опора 6 кВ от яч.N3 (2 с.ш.) ПС 110/6 кВ "Курумоч" - 1950 кВт - 2 категория (кроме того резерв 1950 кВт);

2 точка - первая проектируемая опора 6 кВ от яч. N 22 (1 с.ш.) ПС 110/6 кВ "Курумоч" - 1950 кВт - 2 категория (кроме того резерв 1950 кВт).

8. Основной источник питания ПС 110/6 кВ "Курумоч" I с. ш

9. Резервный источник питания ПС 110/6 кВ "Курумоч" II с. ш

10. Сетевая организация осуществляет:

10.1 Реконструкцию ПС 110/6 кВ "Курумоч" с заменой двух силовых трансформаторов мощностью 10 MBA на трансформаторы мощностью 25 MBA каждый. Мероприятие выполняется в рамках реализации утвержденной Инвестиционной программы ПАО "МРСК Волги" на 2018-2022 годы.

10.2 Реконструкцию ячеек N 3,22 ПС 110/6 кВ "Курумоч" с установкой вакуумных выключателей 6 кВ, трансформаторов тока 6 кВ (Ктт определить при проектировании).

10.3 Реконструкцию РЗА в ячейках N 3, 22 ПС 110/6 кВ "Курумоч".

10.4 Строительство ЛЭП-6 кВ (ориентировочное расстояние 50 метров) расположенной в пределах границ ПС 110/6 кВ "Курумоч" и установку одной опоры ЛЭП-6 кВ на границе территории ПС 110/6 кВ "Курумоч" от яч.N3 (2 с.ш.) ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ "Курумоч". Марку, сечение провода/кабеля определить при проектировании (при кабельном исполнении предусмотреть использование сдвоенной КЛ).

10.5 Строительство ЛЭП-6 кВ (ориентировочное расстояние 50 метров) расположенной в пределах границ ПС 110/6 кВ "Курумоч" и установку одной опоры ЛЭП-6 кВ на границе территории ПС 110/6 кВ "Курумоч" от яч. N 22 (1 с.ш.) ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ "Курумоч". Марку, сечение провода/кабеля определить при проектировании (при кабельном исполнении предусмотреть использование сдвоенной КЛ).

10.6 Составить при участии заявителя "Акт об осуществлении ТП".

10.7 Фактическое присоединение энергопринимающих устройств заявителя согласно требованиям ПТЭ и ПОТРМ.

10.8 Мероприятия в части учета:

10.8.1 Организовать учет электроэнергии в ячейках 6 кВ N 3,22 ПС 110/6 кВ "Курумоч" в соответствии с действующей НТД (Постановлением Правительства РФ N 442 от 04.05.2012 г., Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) глава 1,5; 7.1, Федеральным законом N 261 от 23.11.2009 г., ПТЭЭП от 13.01.2003 г., Стандартом Техническая политика системы учета электрической энергии с удаленным сбором данных оптового и розничных рынков электрической энергии на объектах ОАО "МРСК ВОЛГИ" СТП-МРСК-16-1791.01-14.).

10.8.2 Предусмотреть передачу данных на Центральный пункт сбора данных филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС".

10.8.3 Провести проверку организованного учета совместно с Заявителем.

11. Заявитель осуществляет:

11.1 Выполнить проект электроснабжения. В проекте предусмотреть:

11.1.1 Строительство ЛЭП-6 кВ (протяженностью ориентировочно 2,8 км), от первой проектируемой опоры присоединенной к ячейке 6 кВ N 3 (2 с.ш.) ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ "Курумоч" до места установки проектируемой КТП-6/0,4 кВ.

11.1.2 Строительство ЛЭП-6 кВ (протяженностью ориентировочно 2,8 км), от первой проектируемой опоры присоединенной к ячейке 6 кВ N 22 (1 с.ш.) ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ "Курумоч" до места установки проектируемой КТП-6/0,4 кВ.

11.2 Установку СП (пункта секционирования) в начале отпайки. Точное место установки и тип определить проектом.

11.3 Строительство 2 КТП-6/0,4 кВ кВА с подключением от проектируемой ЛЭП-6 кВ.

11.4 Установку КТП в пределах границ земельного участка объекта. При размещении объекта учесть требования правил: "О порядке установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон", утвержденных ПП РФ N 160 от 24.02.2009 г.

11.5 Выполнить:

11.5.1 Монтаж проектируемых электроустановок квалифицированным электротехническим персоналом согласно требований ПУЭ для населённой местности.

11.5.2 Заземление оборудования согласно требований заводских инструкций и ПУЭ.

11.5.3 Проверку вновь устанавливаемого оборудования на соответствие его расчетным токам нагрузки и КЗ.

11.6 При разработке проектной документации учесть требования СНиП и ПУЭ.

11.7 Разрешается подключать устройства только заводского исполнения, отвечающие требованиям электро- и пожаробезопасности.

11.8 Выполнение расчета и определение величины потребляемой реактивной мощности на шинах проектируемых 2 КТП-6 кВ. По результатам расчёта запроектировать необходимое оборудование. Предусмотреть мероприятия по выдерживанию tg полной нагрузки не выше 0,4 за счет установки собственных средств компенсации реактивной мощности.

11.9 Проектом предусмотреть обеспечение надежности электроснабжения электроприемников в соответствии с категорией надежности и требованиями действующих ПУЭ.

11.10 Проект электроснабжения согласовать с Самарским ПО филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети".

11.11 Мероприятия, выполняемые заказчиком в части учета:

11.11.1 Выполнить проект (либо дополнение к общему проекту на энергоснабжение) на организацию учёта электроэнергии, в проекте предусмотреть:

11.11.1.1 Учет электроэнергии на границах балансовой принадлежности электроустановок филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" и Заявителя на напряжении 6 кВ совместно с СП, в соответствии с действующей НТД (Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) глава 1,5; 7.1, Постановлением Правительства РФ N 442 от 04.05.2012, Федеральным законом N 261 от 23.11.2009, ПТЭЭП от 13.01.2003).

11.11.1.2 Класс точности приборов учета не хуже 0,5S, с пломбой гос. поверки не более 12 месяцев, внесенных в Государственный реестр средств измерений РФ. Тип приборов учета и место установки определить при проектировании.

11.11.1.3 Класс точности измерительных трансформаторов тока не хуже 0,5 (0,5S), измерительных трансформаторов напряжения 0,5.

11.11.1.4 Предусмотреть возможность дистанционной передачи данных с приборов учета на пункт сбора данных Самарского ПО филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" посредством доступных каналов связи. Канады передачи данных определить проектом.

11.11.2 Проект предоставить на согласование в Отдел взаимодействия с клиентами филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС", один экземпляр проекта после согласования остается в распоряжении филиала.

11.11.3 Монтаж системы учета выполнить в соответствии с проектом.

11.11.4 Подать заявку в отдел взаимодействия с клиентами филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС" на совместную проверку организованного учета электроэнергии.

11.12 До ввода электроустановки в эксплуатацию:

11.12.1 Согласовать проект электроснабжения, выполнить технические условия, подать заявку на включение в Самарское ПО филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети".

11.12.2 Получить допуск в Средне-Поволжском Управлении Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в установленном порядке.

11.13 По окончании осуществления мероприятий по технологическому присоединению Заявителю принять участие в составлении Акта технологического присоединения совместно с филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС" (г. Самара, ул. Ново- Садовая, 106, кор 133).

12. Срок действия измененных технических условий составляет 2 года со дня заключения дополнительного соглашения к договору об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям.

Приложение 8
к схеме и программе развития
электроэнергетики Самарской
области на период 2019-2023 годов

Измененные технические условия
для юридических лиц или индивидуальных предпринимателей в целях технологического присоединения энергопринимающих устройств, максимальная мощность которых не менее 670 кВт

N ________

"___" _____________ 20__ г.

ПАО "МРСК Волги" в лине филиала "Самарские РС"

(наименование сетевой организации" выдавшей технические условия)

ООО "Нива"

(полное наименование организации - для юридического лица)

1. Наименование энергопринимающих устройств заявителя ЛЭП-6 кВ, КТП-6/0,4 кВ

2. Наименование и место нахождения объектов, в целях электроснабжения которых осуществляется технологическое присоединение энергопринимающих устройств заявителя: жилая застройка, расположенная по адресу: Самарская область. Волжский район, с. Курумоч. п. Власть Труда (кад. N 63:17:2401002:139)

3. Максимальная мощность присоединяемых энергопринимающих устройств заявителя составляет 3900 (кВт)

4. Категория надежности 2

5. Класс напряжения электрических сетей, к которым осуществляется технологическое присоединение 6 (кВ)

6. Год ввода в эксплуатацию энергопринимающих устройств заявителя: 2019-2020 г.

7. Точка (и) присоединения (вводные распределительные устройства, линии электропередачи, базовые подстанции, генераторы) две точки присоединения - первая проектируемая опора 6 кВ от яч. N 3 (2 с.ш.) ПС 110/6 кВ "Курумоч" и первая проектируемая опора 6 кВ от яч. N 22 (1 с.ш.) ПС 110/6 кВ "Курумоч". Максимальная мощность энергопринимающих устройств 3900 кВт из них:

1 точка - первая проектируемая опора 6 кВ от яч.N3 (2 с.ш.) ПС 110/6 кВ "Курумоч" - 1950 кВт - 2 категория (кроме того резерв 1950 кВт);

2 точка - первая проектируемая опора 6 кВ от яч. N 22 (1 с.ш.) ПС 110/6 кВ "Курумоч" - 1950 кВт - 2 категория (кроме того резерв 1950 кВт).

8. Основной источник питания ПС 110/6 кВ "Курумоч" I с. ш

9. Резервный источник питания ПС 110/6 кВ "Курумоч" II с. ш

10. Сетевая организация осуществляет:

10.1 Реконструкцию ПС 110/6 кВ "Курумоч" с заменой двух силовых трансформаторов мощностью 10 MBA на трансформаторы мощностью 25 MBA каждый. Мероприятие выполняется в рамках реализации утвержденной Инвестиционной программы ПАО "МРСК Волги" на 2018-2022 годы.

10.2 Реконструкцию ячеек N 3,22 ПС 110/6 кВ "Курумоч" с установкой вакуумных выключателей 6 кВ, трансформаторов тока 6 кВ (Ктт определить при проектировании).

10.3 Реконструкцию РЗА в ячейках N 3, 22 ПС 110/6 кВ "Курумоч".

10.4 Строительство ЛЭП-6 кВ (ориентировочное расстояние 50 метров) расположенной в пределах границ ПС 110/6 кВ "Курумоч" и установку одной опоры ЛЭП-6 кВ на границе территории ПС 110/6 кВ "Курумоч" от яч.N3 (2 с.ш.) ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ "Курумоч". Марку, сечение провода/кабеля определить при проектировании (при кабельном исполнении предусмотреть использование сдвоенной КЛ).

10.5 Строительство ЛЭП-6 кВ (ориентировочное расстояние 50 метров) расположенной в пределах границ ПС 110/6 кВ "Курумоч" и установку одной опоры ЛЭП-6 кВ на границе территории ПС 110/6 кВ "Курумоч" от яч. N 22 (1 с.ш.) ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ "Курумоч". Марку, сечение провода/кабеля определить при проектировании (при кабельном исполнении предусмотреть использование сдвоенной КЛ).

10.6 Составить при участии заявителя "Акт об осуществлении ТП".

10.7 Фактическое присоединение энергопринимающих устройств заявителя согласно требованиям ПТЭ и ПОТРМ.

10.8 Мероприятия в части учета:

10.8.1 Организовать учет электроэнергии в ячейках 6 кВ N 3,22 ПС 110/6 кВ "Курумоч" в соответствии с действующей НТД (Постановлением Правительства РФ N 442 от 04.05.2012 г., Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) глава 1,5; 7.1, Федеральным законом N 261 от 23.11.2009 г., ПТЭЭП от 13.01.2003 г., Стандартом Техническая политика системы учета электрической энергии с удаленным сбором данных оптового и розничных рынков электрической энергии на объектах ОАО "МРСК ВОЛГИ" СТП-МРСК-16-1791.01-14.).

10.8.2 Предусмотреть передачу данных на Центральный пункт сбора данных филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС".

10.8.3 Провести проверку организованного учета совместно с Заявителем.

11. Заявитель осуществляет:

11.1 Выполнить проект электроснабжения. В проекте предусмотреть:

11.1.1 Строительство ЛЭП-6 кВ (протяженностью ориентировочно 2,8 км), от первой проектируемой опоры присоединенной к ячейке 6 кВ N 3 (2с.ш.) ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ "Курумоч" до места установки проектируемой КТП-6/0,4 кВ.

11.1.2 Строительство ЛЭП-6 кВ (протяженностью ориентировочно 2,8 км), от первой проектируемой опоры присоединенной к ячейке 6 кВ N 22 (1 с.ш.) ЗРУ-6 кВ ПС 110/6 кВ "Курумоч" до места установки проектируемой КТП-6/0,4 кВ.

11.2 Установку СП (пункта секционирования) в начале отпайки. Точное место установки и тип определить проектом.

11.3 Строительство 2 КТП-6/0,4 кВ кВА с подключением от проектируемой ЛЭП-6 кВ.

11.4 Установку КТП в пределах границ земельного участка объекта. При размещении объекта учесть требования правил: "О порядке установления охранных зон объектов электросетевого хозяйства и особых условий использования земельных участков, расположенных в границах таких зон", утвержденных ПП РФ N 160 от 24.02.2009 г.

11.5 Выполнить:

11.5.1 Монтаж проектируемых электроустановок квалифицированным электротехническим персоналом согласно требований ПУЭ для населённой местности.

11.5.2 Заземление оборудования согласно требований заводских инструкций и ПУЭ.

11.5.3 Проверку вновь устанавливаемого оборудования на соответствие его расчетным токам нагрузки и КЗ.

11.6 При разработке проектной документации учесть требования СНиП и ПУЭ.

11.7 Разрешается подключать устройства только заводского исполнения, отвечающие требованиям электро- и пожаробезопасности.

11.8 Выполнение расчета и определение величины потребляемой реактивной мощности на шинах проектируемых 2 КТП-6 кВ. По результатам расчёта запроектировать необходимое оборудование. Предусмотреть мероприятия по выдерживанию tg полной нагрузки не выше 0,4 за счет установки собственных средств компенсации реактивной мощности.

11.9 Проектом предусмотреть обеспечение надежности электроснабжения электроприемников в соответствии с категорией надежности и требованиями действующих ПУЭ.

11.10 Проект электроснабжения согласовать с Самарским ПО филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети".

11.11 Мероприятия, выполняемые заказчиком в части учета:

11.11.1 Выполнить проект (либо дополнение к общему проекту на энергоснабжение) на организацию учёта электроэнергии, в проекте предусмотреть:

11.11.1.1 Учет электроэнергии на границах балансовой принадлежности электроустановок филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" и Заявителя на напряжении 6 кВ совместно с СП, в соответствии с действующей НТД (Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) глава 1,5; 7.1, Постановлением Правительства РФ N 442 от 04.05.2012, Федеральным законом N 261 от 23.11.2009, ПТЭЭП от 13.01.2003).

11.11.1.2 Класс точности приборов учета не хуже 0,5S, с пломбой гос. поверки не более 12 месяцев, внесенных в Государственный реестр средств измерений РФ. Тип приборов учета и место установки определить при проектировании.

11.11.1.3 Класс точности измерительных трансформаторов тока не хуже 0,5 (0,5S), измерительных трансформаторов напряжения 0,5.

11.11.1.4 Предусмотреть возможность дистанционной передачи данных с приборов учета на пункт сбора данных Самарского ПО филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" посредством доступных каналов связи. Канады передачи данных определить проектом.

11.11.2 Проект предоставить на согласование в Отдел взаимодействия с клиентами филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС", один экземпляр проекта после согласования остается в распоряжении филиала.

11.11.3 Монтаж системы учета выполнить в соответствии с проектом.

11.11.4 Подать заявку в отдел взаимодействия с клиентами филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС" на совместную проверку организованного учета электроэнергии.

11.12 До ввода электроустановки в эксплуатацию:

11.12.1 Согласовать проект электроснабжения, выполнить технические условия, подать заявку на включение в Самарское ПО филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети".

11.12.2 Получить допуск в Средне-Поволжском Управлении Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в установленном порядке.

11.13 По окончании осуществления мероприятий по технологическому присоединению Заявителю принять участие в составлении Акта технологического присоединения совместно с филиалом ПАО "МРСК Волги" - "Самарские РС" (г. Самара, ул. Ново-Садовая, 106, кор 133).

12. Срок действия измененных технических условий составляет 2 года со дня заключения дополнительного соглашения к договору об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям.

Приложение 9
к схеме и программе развития
электроэнергетики Самарской
области на период 2019-2023 годов

Протокол
рабочего совещания в министерстве энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Самарской области по вопросу подключения объектов обманутых дольщиков, участков, предоставленных семьям, имеющим трех и более детей, а также объектов регионального значения; строящихся за счет средств федерального, областного и местных бюджетов к инженерным сетям в рамках реализации инвестиционных программ ресурсоснабжающих организаций

г.о. Самара	18 января 2019 г.
14-00

Председательствовал:
Стрельников Сергей Генрихович	-	заместитель министра - руководитель департамента энергетики и коммунальной инфраструктуры министерства энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Самарской области
Присутствовали:
Абрамович Сергей Олегович	-	руководитель департамента развития строительного комплекса и контроля (надзора) в сфере строительства министерства строительства Самарской области
Маслов Вадим Вячеславович	-	руководитель управления энергетики департамента энергетики и коммунальной инфраструктуры Министерства энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Самарской области-
Лукьянов Сергей Львович	-	руководитель управления коммунальной инфраструктуры министерства энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Самарской области
Тамодлина Оксана Викторовна	-	руководитель управления развития жилищного строительства департамента жилищной политики министерства строительства Самарской области
Сидорова Юлия Александровна	-	главный специалист управления развития жилищного строительства департамента жилищной политики министерства строительства Самарской области
Лисиченко Алексей Владимирович	-	консультант управления проектной деятельности (проектный офис) департамента государственных услуг, проектной деятельности, территориального планирования и земельных ресурсов министерства строительства Самарской области
Козельский Юрий Иванович	-	заместитель руководителя департамента городского хозяйства и экологии администрации городского округа Самара
Хасанов Алексей Васильевич	-	заместитель главы муниципального района Нефтегорский по строительству, ЖКХ, транспорту и связи
Лаптева Светлана Юрьевна	-	заместитель директора по реализации и развитию услуг филиала ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети"
Калинин Илья Михайлович	-	заместитель директора по экономике и финансам филиала ОАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети"
Салей Денис Александрович	-	заместитель директора по развитию по вопросам капитального строительства АО "Самарская сетевая компания"

Слушали:

О подключении объектов обманутых дольщиков, участков, предоставленных семьям, имеющим трех и более детей, а также объектов регионального значения, строящихся за счет средств федерального, областного и местных бюджетов к инженерным сетям в рамках реализации инвестиционных программ ресурсоснабжающих организаций.

Отметили:

По итогам ранее проведенных совещаний в министерстве строительства Самарской области, исходя из планируемого объема средств инвестиционных программ и готовности муниципальных образований Самарской области, министерством строительства был сформирован перечень 23 приоритетных площадок, на которых предоставлялись земельные участки многодетным семьям для дальнейшего обустройства инженерной инфраструктурой (перечень 23 участков прилагается к данному протоколу).

Начало реализации мероприятий по строительству электросетевой инфраструктуры на выбранных 23 приоритетных площадках запланировано в 2019-2020 годах (2019 год - выполнение ПИР, 2020 год - выполнение СМР).

Объем средств, предусмотренных на реализацию проектов по строительству объектов электросетевой инфраструктуры для организации электроснабжения участков, предоставленных семьям, имеющим трех и более детей, объектов обманутых дольщиков, а также объектов регионального значения, строящихся за счет средств федерального, областного и местных бюджетов и включенных в качестве инвестиционной составляющей в необходимой валовой выручке территориальных сетевых организаций учтенной при тарифном регулировании на 2019 год составил:

- для АО "Самарская сетевая компания" - 355 млн. рублей;

для филиал ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" -103 млн. рублей.

- для ООО "Самарская электросетевая компания" - 21,465 млн. рублей.

Решили:

Для организации электроснабжения участков, предоставленных семьям, имеющим трех и более детей

1. Министерством строительства Самарской области и министерством энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Самарской области на 2019 год определены 13 приоритетных площадок с 4100 участками, предоставленными семьям, имеющим трех и более детей, в том числе: в г.о. Отрадный (343 уч.), г.о. Похвистнево (47 уч.), г. о. Жигулевск (78 уч.), г. Нефтегорск (108 уч.), п.г.т. Безенчук (30 уч.), м.р. Ставропольский (п. Мусорка) (517 уч.), г.о. Самара (массив Орлов Овраг) (255 уч.), г.о. Сызрань (229 уч.), г.о. Новокуйбышевск (95 уч.), г.о. Кинель (487 уч.), м.р. Волжский (п. Журавли) (580 уч.), м.р. Красноярский (с. Хорошенькое, с. Екатериновка, с. Старый Буян) (1300 уч.), м.р. Сергиевский (п. Суходол) (31 уч.).

2. По площадке массива Орлов Овраг г.о. Самара ООО "Самарская электросетевая компания" запланировать выполнение мероприятий по выполнению ПИР по строительству объектов электросетевой инфраструктуры на 2019 год с возможностью приема заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям к 31 декабря 2019 года.

3. АО "Самарская сетевая компания" и филиалу ПАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" провести совместную работу по распределению между компаниями 12 площадок (без учета площадки массива Орлов Овраг г.о. Самара - оператор ООО "Самарская электросетевая компания") и подготовить предложения по корректировке собственных инвестиционных программ. Проекты скорректированных инвестиционных программ направить в министерство энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Самарской области.

Срок: 28.01.2019.

Для организации подключения объектов "обманутых дольщиков" к инженерным сетям

1. Министерством строительства Самарской области на 2019 год определены четыре проблемных объекта "обманутых дольщиков" для решения вопросов подключения к сетям инженерной инфраструктуры:

- г.о. Самара, пр. Карла Маркса, 59 (е, ж) (электроснабжение АО "Самарская сетевая компания");

- г.о. Самара, ул. Садовая "Блок Б жилого комплекса в квартале 128 границ улиц Ленинской, Маяковского, Садовой, Чкалова" (электроснабжение АО "Самарская сетевая компания", водоснабжение ООО "Самарские коммунальные системы";

- г.о. Тольятти, ЖСК "Виктория" (электроснабжение ЗАО "Энергетика и Связь Строительства; теплоснабжение филиал "Самарский" ПАО "Т Плюс", водоснабжение ОАО "ТЕВИС");

- г.о. Самара, ул. Димитрова, 74А, ТСЖ "Бегемот" (электроснабжение АО "Самарская сетевая компания", водоснабжение ООО "Самарские коммунальные системы").

2. Также министерством строительства Самарской области определены еще два проблемных объекта "обманутых дольщиков" для рассмотрения возможности выполнения работ по подключению к инженерным сетям при определении квалифицированного застройщика:

- г.о. Самара, ул. Советской Армии, 240Б, ТСЖ "Волжские Зори" (перевод от индивидуального теплоснабжения на централизованное от сетей филиала "Самарский" ПАО "Т Плюс");

- г.о. Самара, пос. Мехзавод, 3-й квартал, ул. Гидроузловская, 36 (водоснабжение ООО "Самарские коммунальные системы).

3. Рекомендовать министерству строительства Самарской области представить в министерство энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Самарской области перечень объектов социальной инфраструктуры и проблемных объектов капитального строительства (обманутые дольщики) расположенных в городском округе Самара требующих подключение к централизованным системам водоснабжения и водоотведения, планируемых к вводу в эксплуатацию в период с 2019 по 2023 год с указанием нагрузок и стоимости мероприятий.

Срок: 28.01.2019.

Для организации подключения объектов регионального значения, строящихся за счет средств федерального, областного и местных бюджетов к инженерным сетям

1. Рекомендовать министерству строительства Самарской области, при необходимости, подготовить и направить в министерство энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Самарской области предложения по перечню объектов регионального значения, строящихся за счет средств федерального, областного и местных бюджетов в целях подключения к инженерным сетям.

Срок: 23 января 2019.

Приложение А
к схеме и программе развития
электроэнергетики Самарской области
на период 2019-2023 годов

Приложение Б
к схеме и программе развития
электроэнергетики Самарской области
на период 2019-2023 годов

Приложение Б.1

Схема электрических соединений существующих и намечаемых к сооружению до 2022 г. сетей 110 кВ и выше объектов электроэнергетики района Волжское ПО

Приложение Б.2

Схема электрических соединений существующих и намечаемых к сооружению до 2022 г. сетей 110 кВ и выше объектов электроэнергетики района Жигулевское ПО

Приложение Б.3

Схема электрических соединений существующих и намечаемых к сооружению до 2022 г. сетей 110 кВ и выше объектов электроэнергетики района Самарское ПО

Приложение Б.4

Схема электрических соединений существующих и намечаемых к сооружению до 2022 г. сетей 110 кВ и выше объектов электроэнергетики района Чапаевского ПО

Приложение В
к схеме и программе развития
электроэнергетики Самарской области
на период 2019-2023 годов

Приложение В.1

Потоки мощности и уровни напряжения в сетях 110 кВ и выше Самарской энергосистемы в зимний максимум 2018 года. Нормальная схема

Приложение В.2

Потоки мощности и уровни напряжения в сетях 110 кВ и выше Самарской энергосистемы в зимний максимум 2019 года. Нормальная схема

Приложение В.3

Потоки мощности и уровни напряжения в сетях 110 кВ и выше Самарской энергосистемы в зимний максимум 2020 года. Нормальная схема.

Приложение В.4

Потоки мощности и уровни напряжения в сетях 110 кВ и выше Самарской энергосистемы в зимний максимум 2021 года. Нормальная схема.

Приложение В.5

Потоки мощности и уровни напряжения в сетях 110 кВ и выше Самарской энергосистемы в зимний максимум 2022 года. Нормальная схема.

Приложение В.6

Потоки мощности и уровни напряжения в сетях 110 кВ и выше Самарской энергосистемы в летний максимум 2018 года. Нормальная схема.

Приложение В.7

Потоки мощности и уровни напряжения в сетях 110 кВ и выше Самарской энергосистемы в летний максимум 2019 года. Нормальная схема.

Приложение В.8

Потоки мощности и уровни напряжения в сетях 110 кВ и выше Самарской энергосистемы в летний максимум 2020 года. Нормальная схема.

Приложение В.9

Потоки мощности и уровни напряжения в сетях 110 кВ и выше Самарской энергосистемы в летний максимум 2021 года. Нормальная схема.

Приложение В.10

Потоки мощности и уровни напряжения в сетях 110 кВ и выше Самарской энергосистемы в летний максимум 2022 года. Нормальная схема.