Приложение. Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Орловской области на 2020 - 2024 годы

Приложение
к распоряжению Губернатора
Орловской области
от 15 августа 2019 г. N 47-р

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики Орловской области на 2020 - 2024 годы

Наименование	"Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Орловской области на 2020 - 2024 годы" (далее - СиПР)
Основания для выполнения работ	Постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"; техническое задание на разработку схемы и программы развития Орловской области на 2020 - 2024 годы
Материалы, используемые при разработке СиПР	Постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" ; методические рекомендации по разработке схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период (протокол совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации Шишкина А. Н. от 9 ноября 2010 года N АШ-369-пр); Соглашение о взаимодействии Коллегии Орловской области, ОАО "ФСК ЕЭС" , ОАО "МРСК Центра" и ОАО "Орелэнерго" при реализации мероприятий для обеспечения надежного электроснабжения и создания условий по присоединению к электрическим сетям потребителей Орловской области" от 28 сентября 2007 года; схема и программа развития Единой энергетической системы Российской Федерации на семилетний период, утвержденная Министерством энергетики Российской Федерации; комплексная программа развития электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Орловской области на период 2019 - 2023 годов, утвержденная 24 декабря 2018 года
Основные цели	Планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей для обеспечения удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию; формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Орловской области; создание условий для технологического присоединения электроустановок потребителей к электрическим сетям; определение существующих и образующихся ограничений в Орловской энергосистеме и разработка первоочередных мероприятий по их ликвидации; повышение параметров энергосбережения и энергоэффективности энергосистемы
Задачи, решаемые СиПР	Обеспечение надежного функционирования энергосистемы Орловской области; обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ (схем) территориального планирования и схем и программ перспективного развития электроэнергетики; обеспечение баланса между производством и потреблением электроэнергии, в том числе предотвращение возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей; скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов электросетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей; информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов
Срок реализации программы	2020 - 2024 годы
Основные мероприятия	Строительство, реконструкция и модернизация объектов электроэнергетики Орловской области
Исполнители основных мероприятий	Субъекты электроэнергетики Орловской области
Объемы и источники финансирования	Средства хозяйствующих субъектов электроэнергетики Орловской области. Объемы финансирования рассчитываются (корректируются) на очередной финансовый год в соответствии с планом мероприятий СиПР
Ожидаемые конечные результаты реализации СиПР	Обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ (схем) территориального планирования и схем и программ перспективного развития электроэнергетики; информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов; обеспечение технической возможности технологического присоединения к объектам электросетевого хозяйства

I. Общая характеристика Орловской области

Орловская область входит в состав Центрального федерального округа. Площадь области составляет 24,7 тыс. кв. км.

Орловская область граничит с областями: на севере с Тульской, на востоке с Липецкой, на юге с Курской, на западе с Брянской, на северо-западе с Калужской. Протяженность ее территории составляет: с севера на юг более 150 км, с запада на восток - свыше 200 км. После распада Советского Союза возросло стратегическое значение Орловской области, поскольку она приближена к новым государственным границам России с Республиками Украина и Беларусь.

Орловская область обладает значительным культурным потенциалом. Здесь расположены исторические города и поселения, многочисленные достопримечательные места. В 65 км от Орла находится Государственный мемориальный и природный музей-заповедник И. С. Тургенева "Спасское-Лутовиново" . В северо-западной части области расположен национальный парк "Орловское Полесье" .

Выгодное экономико-географическое положение Орловской области способствует развитию ее инвестиционных возможностей. Благоприятным фактором инвестиционной привлекательности области является невысокий уровень политической и экономической составляющих инвестиционного риска, что стало возможным благодаря созданию и постоянному развитию эффективной рыночной инфраструктуры и инвестиционной политики.

Административно-территориальное деление Орловской области: 267 муниципальных образований, в том числе: 3 городских округа - Орел, Ливны, Мценск, 24 муниципальных района, 17 городских поселений, 223 сельских поселения.

Основные данные по площади и численности населения Орловской области на начало 2019 года представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Основные данные по площади и численности населения Орловской области на начало 2019 года

Площадь территории субъекта, тыс. км		Количество муниципальных районов, ед.	Численность населения, тыс. чел.			Плотность населения,чел./км	Количество городов	Количество муниципальных образований
Всего	В том числе с/х угодий		Всего	в том числе
				городское	сельское
24,37	21,5	24	739,46	498,92	240,55	30,31	6	267

В таблицах 1.2, 1.3 указаны городские округа и муниципальные районы Орловской области.

Таблица 1.2. Городские округа

N	Городской округ	Площадь,км	Население, чел.	Место по населению
1	город Орел	120,0	315308	1
2	город Ливны	34,0	47221	2
3	город Мценск	21,3	37725	3

Таблица 1.3. Муниципальные районы

N	Муниципальный район	Административный центр	Площадь, км2	Место по площади	Население (2018 г.), чел.	Место по населению
1	2	3	4	5	6	7
1	Болховский	г. Болхов	1 182,2	6	16942	6
2	Верховский	пгт. Верховье	1 072,4	9	15366	7
3	Глазуновский	пгт. Глазуновка	580,9	24	11721	12
4	Дмитровский	город Дмитровск	1 249,8	5	10212	13
5	Должанский	пгт. Долгое	908,4	13	10203	15
6	Залегощенский	пгт. Залегощь	1 138,0	8	13679	10
7	Знаменский	село Знаменское	817,1	16	4478	23
8	Колпнянский	пгт. Колпны	1 176,7	7	12610	9
9	Корсаковский	село Корсаково	690,9	21	4104	24
10	Краснозоренский	село Красная Заря	650,0	22	5384	21
11	Кромской	пгт. Кромы	969,0	12	20233	3
12	Ливенский	г. Ливны	1 806,3	1	29894	2
13	Малоархангельский	г. Малоархангельск	754,0	20	9948	16
14	Мценский	г. Мценск	1 665,8	3	17690	4
15	Новодеревеньковский	пгт. Хомутово	1024,9	11	9399	14
16	Новосильский	г. Новосиль	778,3	18	7435	19
17	Орловский	г. Орел	1 701,5	2	69201	1
18	Покровский	пгт. Покровское	1 411,0	4	13176	11
19	Свердловский	пгт. Змиевка	1 061,5	10	15103	8
20	Сосковский	село Сосково	611,6	23	5355	22
21	Троснянский	село Тросна	769,7	19	8855	18
22	Урицкий	пгт. Нарышкино	838,4	15	19661	5
23	Хотынецкий	пгт. Хотынец	791,3	17	9376	17
24	Шаблыкинский	пгт. Шаблыкино	845,9	14	6968	20

Основная часть занимаемой площади Орловской области приходится на сельскохозяйственные угодья (2465,2 тыс. га), из которых 2051,2 тыс. га (83,2%) составляет пашня. Леса сосредоточены в основном на северо-западе области и занимают 203,1 тысячи гектаров, или 8,3% всей территории.

Орловская область богата месторождениями различных полезных ископаемых, в том числе железной руды, фосфоритов, бурого угля. Часть месторождений железных руд в настоящее время не разрабатывается и является резервной.

Экономический потенциал региона определяется комплексом факторов: экономико-географическим положением, обеспеченностью природными ресурсами, промышленным потенциалом, трудовым и научно-техническим потенциалом. В совокупности эти составляющие экономического потенциала отражают способности экономики, ее отраслей, предприятий, хозяйств осуществлять производственно-экономическую деятельность, выпускать продукцию, товары, услуги, удовлетворять запросы населения, общественные потребности, обеспечивать развитие производства и потребления. Экономика Орловской области имеет ярко выраженный индустриально-аграрный характер, доля сельского хозяйства в валовом региональном продукте (далее - ВРП) составляет 19,9%,промышленности - 17,3%.Основные отрасли промышленности-машиностроение (30% объема производства), пищевая промышленность (более 25% с мукомольной) и промышленность строительных материалов (13%). Кроме Орла, где сосредоточена большая часть предприятий, отдельные заводы есть в Ливнах, где развиты машиностроение и пищевая промышленность, и Мценске, с его машиностроением и заводом вторичного алюминия, а также в малых городах. Черная металлургия высоких переделов (7%) возникла во второй половине XX века благодаря удобному транспортному положению. Положение в этой отрасли, переориентировавшейся в 1990-е годы на экспорт, существенно лучше других отраслей. ОАО "Орловский сталепрокатный завод" (ОСПАЗ), приобретенный компанией "Северсталь", обеспечил гарантированные поставки сырья и сбыт продукции, а также рост инвестиций в отрасль.

Административный центр области - г. Орел - важный транспортный узел, через который проходит коридор Москва - Орел - Курск - Харьков - Крым. Одновременно через Орел - Брянск - Смоленск осуществляются транзитные связи центральных областей России с Беларусью и другими странами Европы. На территории области сложилась густая сеть автомобильных дорог, главная из которых - трасса Москва - Симферополь. Через регион проложен крупнейший магистральный нефтепровод "Дружба" (202 км по территории области). В юго-западной части области проходит небольшой участок газопровода Уренгой - Помары - Ужгород.

В основе экономического комплекса области - многоотраслевой промышленный комплекс и развитый сельскохозяйственный сектор. Специфика развития экономики области определена ее расположением между регионами европейского центра и южными регионами страны:

благоприятные климатические условия, позволяющие развивать на всей территории устойчивое сельскохозяйственное производство, определили развитие агропромышленного комплекса, ориентированного на обеспечение потребностей соседних промышленно развитых регионов. Обладая одними из лучших показателей по потенциалу для расширенного воспроизводства в аграрном секторе, область традиционно может являться крупным поставщиком различных видов сельхозпродукции и продовольствия;

в основе специализации промышленного комплекса области лежат ориентированная на собственную сырьевую базу пищевая промышленность и многоотраслевой машиностроительный комплекс, функционирующий в тесной кооперации с предприятиями соседних регионов и ориентированный на обеспечение продукцией центра;

транзитное положение на Московско-Курской железной дороге, наличие сформировавшегося в Орле крупного транспортного узла способствуют развитию экономической интеграции и кооперации;

компактность территории области обусловила высокий уровень ее хозяйственной освоенности. Развитая сеть транспортной и инженерной инфраструктуры, соседство с промышленно-развитыми регионами, относительно стабильная социальная обстановка и невысокие инвестиционные риски обусловили инвестиционную привлекательность Орловской области.

Отраслевая структура ВРП Орловской области по видам экономической деятельности за 2018 год представлена в таблице 1.4.

Таблица 1.4. Отраслевая структура ВРП Орловской области по видам экономической деятельности, % (данные Росстата)

Показатель	2014	2015	2016	2017	2018 (оценка)
ВРП, всего	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0
в том числе:
добыча полезных ископаемых	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
обрабатывающие производства	18,4	15,3	16,4	17,3	17,3
производство и распределение электроэнергии, газа и воды	3,6	2,6	2,4	2,4	2,4
сельское и лесное хозяйство	13,9	17,0	19,9	19,9	19,9
строительство	7,0	9,5	10,6	9,2	9,2
транспорт и связь	13,5	11,4	10,2	9,6	9,6
торговля	14,2	15,7	15,5	16,0	16,0
прочие виды деятельности	29,4	28,5	15,0	25,6	25,6

Динамика основных показателей социально-экономического развития Орловской области представлена в таблице 1.5.

Таблица 1.5. Динамика основных показателей социально-экономического развития Орловской области

Показатель	Ед. изм.	2014	2015	2016	2017	2018 (оценка)
1	2	3	4	5	6	7
ВРП	млн руб.	164797,0	178822,5	208237,9	213924,0	213924,0
Индекс физического объема ВРП относительно предыдущего года	%	101,8	101,4	102,4	97,9	97,9
Инвестиции в основной капитал	млн руб.	43740,8	47580,0	47980,6	47873,3	47873,3
Индекс физического объема инвестиций относительно предыдущего года	%	101,2	104,9	90,4	96,9	96,9

Топливно-энергетический комплекс является одним из устойчиво работающих производственных комплексов региональной экономики и влияет на состояние и перспективы ее развития, обеспечивая 2,4% ВРП Орловской области. Главной проблемой технического плана генерирующих и электросетевых предприятий Орловской области является старение оборудования и износ основных фондов.

По данным Правительства Орловской области, степень износа основных фондов крупных и средних промпредприятий Орловской области составляет около 51%, более 10% основных фондов изношены полностью.

Степень износа основных фондов по видам экономической деятельности показана в таблице 1.6 и на рисунке 1.1.

Таблица 1.6. Степень износа основных фондов по видам экономической деятельности, %

Субъект	Все основные фонды	Из них в организациях основного вида экономической деятельности
		с/х	Добыча полезных ископаемых	Обрабатывающие производства	Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	Строительство	Оптовая и розничная торговля	Транспорт и связь
Российская Федерация	48,1	41,2	57,5	50	45,6	48,4	42,0	56,0
Орловская область	50,6	45,1	70,6	60,6	47,0	68,8	27,8	58,6

Рисунок 1.1. Степень износа основных фондов Орловской области по видам экономической деятельности, %

Для решения проблемы органы исполнительной власти намерены внедрить механизм субсидирования - бюджетную поддержку будут получать предприятия, увеличившие объем производства за счет технического перевооружения и модернизации.

II. Общая характеристика электроэнергетики Орловской области

2.1. Электросетевые компании

Основными электросетевыми компаниями Орловской области являются: филиал ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное предприятие магистральных электрических сетей, филиал ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго", АО "Орелоблэнерго", а также другие территориальные сетевые организации (далее также - ТСО).

Таблица 2.1. Электросетевые компании, в состав которых входят объекты единой национальной электрической сети (ЕНЭС), распределительных сетевых компаний (РСК) и ТСО

Наименование компании	Характеристика сети
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" "Черноземное ПМЭС"	ЕНЭС
Филиал ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго"	РСК
АО "Орелоблэнерго"	ТСО
ООО "ОПК-Энерго"	ТСО
Московская дирекция по энергообеспечению-структурное подразделение Трансэнерго-филиал ОАО "РЖД"	ТСО
ООО "СтройПарк"	ТСО
АО "Протон"	ТСО
ООО "Промэнергосеть"	ТСО
Филиал "Волго-Вятский" АО "Оборонэнерго"	ТСО

2.2. Генерирующие компании

Основными генерирующими компаниями Орловской области являются филиал ПАО "Квадра" - "Орловская генерация" и АО "ГТ Энерго" (Орловская ГТ-ТЭЦ).

Организация	Объект генерации	Установленная мощность		Топливо
		электрическая (МВт)	тепловая (Гкал/ч)	основное	резервное
Филиал ПАО "Квадра" - "Орловская генерация"	Орловская ТЭЦ	330	725	газ	мазут
	Ливенская ТЭЦ	36	221,7	газ	мазут (ГТУ не имеет резервного топлива)
АО "ГТ Энерго"	Орловская ГТ-ТЭЦ	18	40	газ	-

Таблица 2.2. Характеристика генерирующих компаний

Таблица 2.3. Динамика выработки электроэнергии электростанций энергосистемы Орловской области, млн кВт/ч

Объект генерации	Ед. изм	2014	2015	2016	2017	2018
Орловская ТЭЦ	млн кВт/ч	1031,4	960,2	1090,0	976,4	1056,4
Ливенская ТЭЦ	млн кВт/ч	131,8	82,4	59,6	132,2	129,3
Орловская ГТ-ТЭЦ	млн кВт/ч	33,7	29,8	40,6	50,2	51,0
Итого	млн кВт/ч	1196,9	1072,4	1190,2	1158,8	1236,7

Таблица 2.4. Потребление на собственные нужды электростанций энергосистемы Орловской области, млн кВт/ч

Объект генерации	Ед. изм.	2014	2015	2016	2017	2018
Орловская ТЭЦ	млн кВт/ч	138,3	139,02	142,156	139,882	139,07
Ливенская ТЭЦ	млн кВт/ч	9,8	5,25	5,946	12,983	12,14
Орловская ГТ-ТЭЦ	млн кВт/ч	3,44	3,44	3,44	3,44	3,44
Итого	млн кВт/ч	151,54	147,71	151,542	156,305	154,65

Таблица 2.5. Прогноз потребления электроэнергии на собственные нужды электростанций энергосистемы Орловской области, млн кВт/ч

Объект генерации	Ед. изм.	2019	2020	2021	2022	2023	2024
Орловская ТЭЦ	млн кВт/ч	137,63	151,59	151,59	151,59	151,59	151,59
Ливенская ТЭЦ	млн кВт/ч	14,16	19,82	19,82	19,82	19,82	19,82
Орловская ГТ-ТЭЦ	млн кВт/ч	3	3,31	3,31	3,31	3,31	3,31
Всего	млн кВт/ч	155,23	174,72	174,72	174,72	174,72	174,72

Таблица 2.6. Коэффициент использования установленной мощности при производстве электроэнергии электростанций энергосистемы Орловской области, %

Объект генерации	Ед. изм.	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Орловская ТЭЦ	%	38,0	35,7	33,2	37,6	33,8	36,5
Ливенская ТЭЦ	%	36,8	35,8	22,4	16,2	41,3	41,0
Орловская ГТ-ТЭЦ	%	12,0	21,37	18,90	25.70	31,82	32,33

2.3. Сбытовые компании

В Орловской области осуществляют деятельность десять сбытовых компаний, в том числе один гарантирующий поставщик:

1) ООО "Орловский энергосбыт" - гарантирующий поставщик;

2) ПАО "Мосэнергосбыт" - независимая энергосбытовая компания (далее - НЭСК);

3) ООО "Русэнергоресурс" - НЭСК;

4) ООО "ГРИННэнергосбыт" - НЭСК;

5) ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ" - НЭСК;

6) ООО "МагнитЭнерго" - НЭСК;

7) ООО "Транснефтьэнерго" - НЭСК;

8) ООО "Каскад-Энергосбыт" - НЭСК;

9) ООО "РитейлЭнергоКонсалт" - НЭСК;

10) ООО "АгроЭнергоСбыт" - НЭСК.

2.4. Диспетчерское управление

Функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Орловской области осуществляет филиал АО "Системный оператор Единой энергетической системы" "Региональное диспетчерское управление энергосистем Курской, Орловской и Белгородской областей" (далее - филиал АО "СО ЕЭС" Курское РДУ).

Филиал создан 1 апреля 2003 года, с 31 августа 2008 года филиал АО "СО ЕЭС" Курское РДУ дополнительно принял функции диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Орловской области. В мае 2012 года создано представительство АО "СО ЕЭС" в Орловской области.

2.5. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Орловской области и структура электропотребления в 2014 - 2018 годах

Отчетная динамика потребления электроэнергии энергосистемы Орловской области за 2014 - 2018 годы показана в таблице 2.7.

Таблица 2.7.Отчетная динамика потребления электроэнергии энергосистемы Орловской области за 2014 - 2018 годы

Показатель		Ед. изм.	2014	2015	2016	2017	2018
1.	Электропотребление	млн кВт/ч	2798,4	2793,2	2841,7	2851,5	2840,9
		динамика %	+0,2	-0,2	+1,7	+0,3	-0,4
		% к итогу	100	100	100	100	100
2.	Генерация	млн кВт/ч	1208,8	1082,4	1200,3	1176,3	1255,1
		динамика %	-4,4	-10,4	+10,9	-2,0	+6,7
		% к итогу	43,2	38,8	42,2	41,3	44,2
3.	Сальдо-перетоков со смежными энергосистемами	млн кВт/ч	1589,7	1710,7	1641,4	1675,2	1585,8
		динамика %	+4	+7,6	-4,1	+2,1	-5,3
		% к итогу	56,8	61,2	57,8	58,7	55,8

Таблица 2.8. Динамика потребления электроэнергии (млн кВт/ч) по крупным потребителям Орловской области

N	Наименование потребителя	2014	2015	2016	2017	2018
1	ОАО "МЛЗ"	77,7	65,6	58,7	72,3	75,0
2	ООО "Керама Марацци"	99,2	108,7	109,2	112,4	128,2
3	АО "Транснефть - Дружба"	141,5	172,4	183,9	212,2	183,0
4	ОАО "Автоагрегат"	13,5	11,0	12,6	13,0	13,0
5	АО "ГМС Ливгидромаш"	17,7	16,8	16,8	18,2	17,8

Таблица 2.9. Прогноз потребления электроэнергии (млн кВт/ч) по крупным потребителям Орловской области

N	Наименование потребителя	Прогноз
		2019	2020	2021	2022	2023	2024
1.	ОАО "МЛЗ"	82,0	86,0	86,0	86,0	86,0	86,0
2.	ООО "Керама Марацци"	132,0	135,0	135,0	135,0	135,0	135,0
3.	АО "Транснефть - Дружба"	220,5	220,5	220,5	220,5	220,5	220,5
4.	ОАО "Автоагрегат"	13,0	13,5	14,0	14,0	14,0	14,0
5.	АО "ГМС Ливгидромаш"	18,2	18,8	19,2	19,6	20,0	20,2

2.6. Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Орловской области

Отчетная динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Орловской области представлена в таблице 2.10.

Таблица 2.10. Отчетная динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Орловской области

Показатель		Ед. изм.	30.01.2014	26.01.2015	25.01.2016	7.02.2017	27.02.2018
1.	Максимум нагрузки	МВт	507	467	483	469	479
		динамика %	+5,6	-7,9	+3,4	-2,9	+2,1
		% к итогу	100	100	100	100	100
2.	Генерация	МВт	259	229	269	233	232
		динамика %	+0,2	-11,6	+17,0	-13,1	-0,4
		% к итогу	51,1	49,0	55,5	49,7	48,4
3.	Сальдо-перетоков со смежными энергосистемами	МВт	248	238	215	236	247
		динамика %	+12,4	-3,9	-9,7	+9,8	+4,7
		% к итогу	48,9	50,9	44,5	50,3	51,6

Динамика изменения нагрузки наиболее загруженных центров питания на территории Орловской области показана в таблице 2.11. В сравнении с предыдущим годом в 2018 году наблюдается незначительное увеличение нагрузок, что вызвано в основном климатическими факторами.

Таблица 2.11. Динамика изменения нагрузки крупных узлов на территории Орловской области за последние 5 лет

	Ед. изм.	2014	2015	2016	2017	2018
ПС 110 кВ Верховье II	МВт	3,9	10,6	10,4	9,3	10,5
ПС 110 кВ Черкасская	МВт	19,3	16,8	13,6	12,8	12,7
ПС 110 кВ Заводская	МВт	12,9	13,2	13,7	12,6	13,7
ГПП 110 кВ СПЗ	МВт	14,3	13,9	13,6	12,5	13,2
ПС 110 кВ Западная	МВт	25,4	25,4	25,5	23,9	25
ПС 110 кВ Советская	МВт	27,5	27,1	26,7	24,3	27,1
ГПП 110 кВ МЛЗ	МВт	17,2	12,7	13,6	13,1	14,3
ПС 220 кВ Мценск	МВт	9,9	9,8	9,8	9,7	12,4
ПС 110 кВ Велор	МВт	12,9	12,9	13,4	14,5	15,9
ПС 110 кВ Восточная	МВт	13,4	13,7	13,3	12,8	13,1
ПС 110 кВ Железнодорожная	МВт	11,6	10,6	10,8	9,8	10
ПС 110 кВ Центральная	МВт	11,2	10,8	12,1	11,4	12
ПС 110 кВ Пластмасс	МВт	7,2	8,8	8,7	9,2	8,6
ПС 110 кВ Кромская	МВт	12	10	11,1	10	10,4
ПС 110 кВ Приборная	МВт	17,1	14,4	16,4	16,1	14,9

III. Общая характеристика теплоэнергетики Орловской области

3.1. Структура теплоэнергетики Орловской области

На территории Орловской области функционируют 14 крупных потребителей тепловой энергии. Их перечень приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Перечень основных потребителей тепловой энергии

Потребитель	Тепловая мощность, Гкал/ч
1	2
От Орловской ТЭЦ
ЗАО "Проминвест"	16,705
ОАО "Орелтекмаш"	8,973
МРХ ЦХ Банка России	3,120
ЗАО "Орловский завод Стекломаш"	4,589
ЗАО "Научприбор"	8,292
ООКБ	1,342
Орловский юридический институт МВД РФ	4,183
ООО "Газпром теплоэнерго Орел"	399,360
От Ливенской ТЭЦ
ООО "Орелтеплогаз"	25,000
ООО "Гидромашжилсервис"	11,000
МУП "Жилсервис"	12,500
Управление по общему образованию - детские сады	1,300
Филиал ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго"	0,200
ООО "Ливнысахар"	39,000

В настоящее время сложилась структура выработки электроэнергетической мощности в городах Орел и Ливны, ориентированная на отпуск тепловой энергии вышеуказанным потребителям.

Динамика изменения характеристик энергетического оборудования с указанием установленной мощности электростанций приведена в таблице 3.2.

Таблица 3.2. Динамика изменения установленной электрической и тепловой мощности электростанций Орловской области

Организация	Объект генерации	Установленная мощность
		электрическая (МВт)		тепловая (Гкал/ч)
		2017	2018	2017	2018
Филиал ПАО "Квадра" - "Орловская генерация"	Орловская ТЭЦ	330	330	725	725
	Ливенская ТЭЦ	42	36	273,6	221,7
АО "ГТ Энерго"	Орловская ГТ-ТЭЦ	18	18	40	40
Итого		390	384	1038,6	986,7

С 1 февраля 2017 года на Ливенская ТЭЦ выведена из эксплуатации турбина 6 МВт типа АТ-6 (станционный номер N 2, 1959 года ввода в эксплуатацию).

Существующий состав оборудования электростанций (а также блок-станций) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, представлен в таблице 3.3.

Таблица 3.3. Состав оборудования станций, работающих параллельно с энергосистемой

Объект генерации	Наименование турбины, котла или трансформатора	Год ввода в эксплуатацию	Установленная мощность
1	2	3	4
Филиал ПАО "Квадра" - "Орловская генерация"
ПП Орловская ТЭЦ	Турбина паровая Т-100/120-130-3 ст.N 5	1978	110 МВт
	Турбина паровая Т-110/120-130-4 ст.N 6	1979	110 МВт
	Турбина паровая Т-110/120-130-5 ст.N 7	1991	110 МВт
	Котел паровой ТГМЕ-454 ст. N 9	1978	298,7 Гкал/ч
	Котел паровой ТГМЕ-454 ст.N 10	1979	298,7 Гкал/ч
	Котел паровой ТГМЕ-454 ст.N 11	1991	298,7 Гкал/ч
	Котел водогрейный ПТВМ-100 ст.N 1	1970	100 т/ч
	Котел водогрейный ПТВМ-100 ст.N 2	1971	100 т/ч
	Трансформатор силовой ТДЦ-125000/110-70	1978	125 МВа
	Трансформатор силовой ТДЦ-125000/110-70	1979	125 МВа
	Трансформатор силовой ТДЦ-125000/110-70	1991	125 МВа
	Трансформатор силовой ТРДН-25000/110-6/6	1978	25 МВа
ПП Ливенская ТЭЦ	Котел утилизатор КГТ-42/4,0-440	2012	27,7 Гкал/ч
	Турбина газовая LM2500PD+G4DLE	2012	30 МВт
	Трансформатор силовой ТД 40000/110-У1	2012	40 МВт
	Турбина паровая АК-6-35 ст.N 1	1958	6 МВт
	Трансформатор силовой ТАМ 7500.20/35	1964	7,5 МВт
	Трансформатор силовой ТД 10000/35-А	1965	10 МВт
	Котел паровой ТП-35 ст.N 1	1958	29 Гкал/ч
	Котел паровой ТП-35 ст.N 2	1959	29 Гкал/ч
	Котел паровой ТП-35 ст.N 3	1959	29 Гкал/ч
	Котел паровой ТП-35 ст.N 4	1960	29 Гкал/ч
	Котел водогрейный КВГМ 50/150 ст.N 1	1993	50 т/ч
	Котел водогрейный КВГМ 50/150 ст.N 2	1993	50 т/ч
	Котел водогрейный КВГМ 50/150 ст.N 3	1993	50 т/ч
АО "ГТ Энерго"
Орловская ГТ-ТЭЦ	Турбина газовая ГТ-009 (ТФЭ-10-2ГУЗ)	2005	9 МВт
	Турбина газовая ГТ-009 (ТФЭ-10-2ГУЗ)	2005	9 МВт
	Котел-утилизатор КУВ-23,3(20)-170(М)	2007	20 Гкал/ч
	Котел-утилизатор КУВ-23,3(20)-170(М)	2007	20 Гкал/ч
	Трансформатор силовой ТРСЦДПЧ-16000/6,3	2006	16 МВА
	Трансформатор силовой ТРСЦДПЧ-16000/6,3	2006	16 МВА

3.2. Динамика изменения максимума выработки тепловой мощности электростанций энергосистемы Орловской области

Таблица 3.4. Динамика выработки тепловой энергии станций

Объект генерации	Ед. изм.	2014	2015	2016	2017	2018
Орловская ТЭЦ	тыс. Гкал	1330,3	1237,5	1278,4	1224,3	1205,9
Ливенская ТЭЦ	тыс. Гкал	242,4	204,8	188,8	95,5	92,9
Орловская ГТ-ТЭЦ	тыс. Гкал	24,7	23,7	26,3	25,9	25,7
Итого	тыс. Гкал	1597,4	1466,0	1493,5	1345,7	1324,5

Таблица 3.5. Коэффициент использования установленной мощности при производстве теплоэнергии

Объект генерации	Ед. изм.	2014	2015	2016	2017	2018
Орловская ТЭЦ	%	21,1	19,5	20,1	19,3	19,1
Ливенская ТЭЦ	%	10,1	8,5	7,9	4,6	5,1
Орловская ГТ-ТЭЦ	%	7	7	8	8	8

Топливный баланс электростанций Орловской области.

Таблица 3.6. Потребление природного газа (млн м³)

Объект генерации	Ед. изм.	2014	2015	2016	2017	2018
Орловская ТЭЦ	млн м3	387,8	369,5	402,83	384,16	345,97
Ливенская ТЭЦ	млн м3	59,1	60,7	43,94	40,29	39,14
ГТ-ТЭЦ Орел	млн м3	17,93	17,93	17,93	17,93	17,93
Итого	млн м3	464,83	448,13	464,7	442,38	403,04

Таблица 3.7. Прогноз потребления природного газа (млн м³)

Объект генерации	2019	2020	2021	2022	2023	2024
Орловская ТЭЦ	372,67	369,38	369,38	369,38	369,38	369,38
Ливенская ТЭЦ	51,12	58,49	58,49	58,49	58,49	58,49
Орловская ГТ-ТЭЦ	20,34	19,39	19,39	19,39	19,39	19,39
Итого	423,79	447,26	447,26	447,26	447,26	447,26

Таблица 3.8. Производственные показатели за 2018 год электростанций Орловской области

Объект генерации	Производство электроэнергии (млн кВт*ч)	Производство теплоэнергии (тыс. Гкал)	Потребление природного газа (млн м3)	Удельный расход условного топлива
				электроэнергии (кгу.т./тыс. кВт*ч)	теплоэнергии (кгу.т./Гкал)
Орловская ТЭЦ	1056,388	1205,889	371,027	289,3	137,8
Ливенская ТЭЦ	129,341	92,879	36,677	222,1	169,8
Орловская ГТ-ТЭЦ	50,98	25,685	19.57	384.17	144.62
Итого	1236,709	1324,453	427,274	895,57	452,22

IV. Анализ существующего состояния электроэнергетики Орловской области

Энергосистема Орловской области входит в состав объединенной энергосистемы (далее - ОЭС) центра. Орловская энергосистема имеет следующие связи с энергосистемами соседних регионов:

Тульской энергосистемой:

1) воздушная линия (далее - ВЛ) 220 кВ Черепетская ГРЭС - Мценск;

2) ВЛ 110 кВ Мценск - Плавскс отпайками;

3) ВЛ 110 кВ Мценск - Чернь с отпайкой на подстанции (далее также - ПС) Коммаш;

Курской энергосистемой:

1) ВЛ 220 кВ Железногорская - Узловая;

2) ВЛ 110 кВ Возы - Глазуновкас отпайкой на ПС Жуковка;

3) ВЛ 110 кВ Поныри - Глазуновка;

4) ВЛ 110 кВ Железногорская - Дмитровская;

5) ВЛ 35 кВ Стаканово -Урынок;

Липецкой энергосистемой:

1) ВЛ 220 кВ Елецкая - Ливны;

2) ВЛ 220 кВ Елецкая 220 - Ливны с отпайкой на ПС Тербуны;

Брянской энергосистемой:

1) ВЛ 110 кВ Дмитровская - Лопандино;

2) ВЛ 110 кВ Богородицкая - Аксинино;

3) ВЛ 110 кВ Аксинино - Шаблыкино;

4) ВЛ 35 кВ Аксинино - Ильинская;

5) ВЛ 35 кВ Аксинино - Юрьево.

Внешние связи Орловской энергосистемы со смежными энергосистемами с указанием центров питания показаны в таблице 4.1.

Таблица 4.1. Внешние связи Орловской энергосистемы

Смежная энергосистема	Центр питания в смежной энергосистеме	Связующие ВЛ	Центр питания в Орловской энергосистеме
1	2	3	4
Брянская	ПС 110 кВ Лопандино	ВЛ 110 кВ Дмитровская - Лопандино	ПС 110 кВ Дмитровская
	ПС 110 кВ Аксинино	ВЛ 110 кВ Богородицкая - Аксинино	ПС 110 кВ Богородицкая
		ВЛ 110 кВ Аксинино - Шаблыкино	ПС 110 кВ Шаблыкино
		ВЛ 35 кВ Аксинино - Ильинская	ПС 35 кВ Ильинская
		ВЛ 35 кВ Аксинино - Юрьево	ПС 35 кВ Юрьево
Курская	ПС 330 кВ Железногорская	ВЛ 220 кВ Железногорская - Узловая	ПС 220 кВ Узловая
		ВЛ 110 кВ Железногорская - Дмитровская	ПС 110 кВ Дмитровская
	ПС 330 кВ Садовая	ВЛ 110 кВ Возы-Глазуновка с отпайкой на ПС Жуковка	ПС 110 кВ Глазуновка
		ВЛ 110 кВ Поныри - Глазуновка
	ПС 35 кВ Стаканово	ВЛ 35 кВ Стаканово - Урынок	ПС 35 кВ Урынок
Липецкая	ПС 500 кВ Елецкая	ВЛ 220 кВ Елецкая - Ливны	ПС 220 кВ Ливны
	ПС 220 кВ Елецкая	ВЛ 220 кВ Елецкая 220 - Ливны с отпайкой на ПС Тербуны
Тульская	Черепетская ГРЭС	ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Мценск	ПС 220 кВ Мценск
	ПС 110 кВ Плавск	ВЛ 110 кВ Мценск -Плавск с отпайками
	ПС 110 кВ Чернь	ВЛ 110 кВ Мценск-Чернь с отпайкой на ПС Коммаш

Основными источниками электроснабжения сетей 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго" являются четыре ПС 220 кв ПАО "ФСК ЕЭС" (ПС 220 кВ Орловская Районная, ПС 220 кВ Мценск, ПС 220 кВ Ливны, ПС 220 кВ Узловая), ПП Орловская ТЭЦ, ПП Ливенская ТЭЦ, ВЛ 35-110 кВ связи с энергосистемами Брянской, Тульской, Липецкой и Курской областей.

Основные характеристики электросетевого хозяйства 110 кВ и выше Орловского региона, включая перечень линий электропередач (далее - ЛЭП) и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ, с указанием сводных данных по ним представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2. Основные характеристики электросетевого хозяйства 110 кВ и выше Орловского региона

Показатель	Ед. изм.	Значение
Протяженность ЛЭП (по цепям, по территории области):
500 кВ (транзит)	км	104,86
220 кВ	км	337,8
110 кВ	км	1663,61
35 кВ	км	1891,8
Подстанции 220 кВ (ЕНЭС):
количество	шт.	5
мощность	МВА	1121
Подстанции 110 кВ (РСК):
количество	шт.	48
мощность	МВА	1314,5
Подстанции 35 кВ (РСК):
количество	шт.	92
мощность	МВА	413,6
Подстанции 110 кВ тяговые (РЖД):
количество	шт.	6
мощность	МВА	218
Подстанции 110 кВ абонентские:
количество	шт.	9
мощность	МВА	502
Подстанции 35 кВ абонентские:
количество	шт.	2
мощность	МВА	11,2

4.1. Краткая характеристика энергоисточников Орловской области

Основными генерирующими компаниями Орловской области являются филиал ПАО "Квадра" - "Орловская генерация" и АО "ГТ Энерго" .

Суммарная установленная мощность электростанций Орловской энергосистемы составляет 393,3 МВт. В состав энергоисточников Орловской области входят следующие объекты генерации:

1) филиал ПАО "Квадра" - "Орловская генерация" - 366 МВт, в состав которого входят:

Орловская ТЭЦ - 330 МВт;

Ливенская ТЭЦ - 36 МВт;

2) АО "ГТ Энерго" , в состав которого входит Орловская ГТ-ТЭЦ - 18 МВт;

3) ООО "Лыковская ГЭС" , в состав которого входит Лыковская ГЭС - 1,22 МВт;

4) ООО "Ливнысахар" - 6 (1х6);

5) ОАО "Мценский завод "Коммаш" - 2,12 (2х1,06).

На территории Орловской области расположены блок-станции промышленных предприятий, не работающие параллельно с сетью:

ЗАО "Сахарный комбинат Отрадинский" - 12 (2х6);

ЗАО "Залегощь-Сахар" - 5 (1х5);

ЗАО "Сахарный комбинат Колпнянский" - 6 (1х6).

По данным филиала ПАО "Квадра" , на рассматриваемый период (2019 - 2023 годы) ввод в эксплуатацию генерирующего оборудования в Орловской энергосистеме не планируется.

Проект СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 годы предусматривает вывод из эксплуатации газотурбинных установок N 1 и N 2 Орловской ГТ-ТЭЦ ПАО "ГТ Энерго" суммарной мощностью 18 МВт в 2020 году.

4.2. Основные данные электросетевого оборудования на территории Орловской области

Таблица 4.3. Данные по ВЛ 500-220 кВ ПАО "ФСК ЕЭС" на территории Орловской области

N	Наименование ЛЭП	Год ввода в эксплуатацию	Срок эксплуатации	Марка и сечение проводов	Протяженность (км)		Физический износ, %
					всего	по территории области
1	2	3	4	5	6	7	8
500 кВ
1	ВЛ 500 кВ Новобрянская - Елецкая (транзит)	1977	37	3хАС 330/43	314,4	204,56	23
Итого 500 кВ					314,4	204,56
220 кВ
2	ВЛ 220 кВ Мценск - Орловская Районная	1964	50	АС 500/64	38,7	38,7	29
3	ВЛ 220 кВ Орловская Районная - Узловая	1969	46	АС 400/51	26,2	26,2	27
4	ВЛ 220 кВ Железногорская - Узловая	1970	44	АС 400/51	68,8	67,9	24
5	ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Мценск	1958	56	АСО 480	102,02	15,28	28
6	ВЛ 220 кВ Елецкая - Ливны	1987	27	АС 400/51	74,7	25,85	21
7	ВЛ 220 кВ Елецкая 220 - Ливны с отпайкой на ПС Тербуны	1971	47	АС 300/39	135,31	27,55	27
8	ВЛ 220 кВ Ливны - Черемисино N 1	1988	26	АС 240/39	49,3	49,3	23
9	ВЛ 220 кВ Ливны - Черемисино N 2	1988	26	АС 240/39	49,3	49,3	19
Итого 220 кВ					544,33	300,08

Таблица 4.4.- Основные данные по ПС 220 кВ ПАО "ФСК ЕЭС" на территории Орловской области

Подстанция				Трансформаторы на подстанции
N	Наименование	Год ввода в эксплуатацию	Подстанционный номер	Год ввода в эксплуатацию	Уровни напряжения (кВ)	Установленная мощность (МВА)	Физ. износ, %	Кол-во ВЛ, шт.
								220 кВ	110 кВ
1	ПС 220 кВ Орловская Районная	1964	АТ-1	2007	220/110/10	125,0	25	2	11
			АТ-2	2016	220/110/10	125,0	5
2	ПС 220 кВ Узловая	1958	АТ-1	1978	220/110/10	125,0	50	2	10
			АТ-2	1977	220/110/10	125,0	29
			Т-1	1958	110/35/6	20,0	50
			Т-2	1960	110/35/6	31,5	22
3	ПС 220 кВ Мценск	1958	АТ-1	1968	220/110/10	125,0	11	2	10
			АТ-2	1970	220/110/10	125,0	21
4	ПС 220 кВ Ливны	1972	АТ-1	1972	220/110/10	125,0	20	4	12
			АТ-2	2010	220/110/10	125,0	5
5	ПС 220 кВ Черемисино	1988	Т-1	1988	220/10	63,0	24	2	-
			Т-2	1988	220/10	63,0	5
Итого						1177,5		12	43

Основные сведения по ВЛ 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго" представлены в таблице 4.5.

Таблица 4.5. Основные сведения по ВЛ 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго"

N	Наименование ЛЭП	Тип ЛЭП: одноцепная или двухцепная	Год ввода в эксплуатацию	Марка и сечение провода	Протяженность по цепям (км)	Физический износ (%)
1	2	3	4	5	6	7
1	ВЛ 110 кВ Аксинино - Шаблыкино	Одноцепная	1982	АС-95	28,71	80,76
2	ВЛ 110 кВ Богородицкая - Аксинино	Одноцепная	1977, 1998	АС-120	21,934	84,51
3	ВЛ 110 кВ Железногорская - Дмитровская	Одноцепная	1983	АС-120	29,8	88,19
4	ВЛ 110 кВ Змиевка - Новополево	Одноцепная, Двухцепная	1959, 1999	АС-150	21,204	88,20
5	ВЛ 110 кВ Мценск - Орловская Районная I цепь с отпайками	Одноцепная, двухцепная	1958	АС-185 АС-95	53,50975	92,95
6	ВЛ 110 кВ Мценск - Орловская Районная II цепь с отпайками	Двухцепная	1958	АС-185	45,04	93,72
7	ВЛ 110 кВ Нарышкинская - Богородицкая	Одноцепная, двухцепная	1978	АС-120	40,006	84,65
8	ВЛ 110 кВ Новополево - Глазуновка	одноцепная	1994	АС-150	0,75	71,32
9	ВЛ 110 кВ Новополево - Малоархангельская	Одноцепная	1984	АС-120	15,622	77,79
10	ВЛ 110 кВ Орловская ТЭЦ - Орловская Районная N 3 с отпайками	Одноцепная	1959	АС-185 АС-150	24,885	87,02
11	ВЛ 110 кВ Орловская ТЭЦ - Советская I цепь с отпайкой на ПС Приборная	Двухцепная	1966, 1974	АС-150 АС-185	5,214	88,34
12	ВЛ 110 кВ Орловская ТЭЦ - Советская II цепь с отпайкой на ПС Приборная	Двухцепная	1966, 1974	АС-150 АС-185	5,288	87,93
13	ВЛ 110 кВ Центральная Левая	Двухцепная	1978	АС-185	1,829	83,36
14	ВЛ 110 кВ Центральная Правая	Двухцепная	1979	АС-185	1,829	83,36
15	ВЛ 110 кВ Орловская Районная-Новоселово I цепь с отпайками	Одноцепная, двухцепная	1978	АС-120	48,32875	83,56
16	ВЛ 110 кВ Орловская Районная-Новоселово II цепь с отпайкой на ПС Володарская	Двухцепная	1977	АС-120	16,426	84,29
17	ВЛ 110 кВ Орловская ТЭЦ - Орловская Районная I цепь с отпайками	Двухцепная	1964, 1977	АС-95 АС-185	12,347	88,46
18	ВЛ 110 кВ Орловская ТЭЦ - Орловская Районная II цепь с отпайками	Двухцепная	1964, 1977	АС-95 АС-185	12,712	87,63
19	ВЛ 110 кВ Орловская ТЭЦ - Юго-Восточная с отпайками	Двухцепная	1957	АС-120,185	11,59	88,00
20	ВЛ 110 кВ Становой Колодезь - Глазуновка с отпайкой на ПС Свердловская	Одноцепная, двухцепная	1990	АС-150	42,691	73,03
21	ВЛ 110 кВ Узловая - Змиевка с отпайкой на ПС Свердловская	Одноцепная, двухцепная	1960	АС-150	45,626	93,60
22	ВЛ 110 кВ Узловая - Кромская I цепь с отпайками	Одноцепная, двухцепная	1967	АС-120	48,864	90,16
23	ВЛ 110 кВ Узловая - Кромская II цепь с отпайками	Одноцепная	1979	АС-120	75,126	82,29
24	ВЛ 110 кВ Узловая - Нарышкинская с отпайкой на ПС Южная	Одноцепная	1974	АС-95 АС-185	25,39	86,40
25	ВЛ 110 кВ Узловая - Орловская Районная с отпайками	Двухцепная	1958	АС-185	30,8	93,22
26	ВЛ 110 кВ Узловая - Советская I цепь с отпайкой на ПС Западная	Двухцепная	1974	АС-150	9,809	86,96
27	ВЛ 110 кВ Узловая - Советская II цепь с отпайкой на ПС Западная	Двухцепная	1974	АС-150	9,809	86,96
28	ВЛ 110 кВ Узловая - Становой Колодезь	Одноцепная, двухцепная	1990	АС-150	23,33	78,66
29	ВЛ 110 кВ Узловая - Химмаш I цепь	Двухцепная	1979	АС-150	2,002	80,89
30	ВЛ 110 кВ Узловая - Химмаш II цепь	Двухцепная	1979	АС-150	2,002	79,27
31	ВЛ 110 кВ Узловая - Юго-Восточная с отпайками	двухцепная	1959, 1976	АС-120,185	19,734	91,13
32	ВЛ 110 кВ Ливны - Верховье II I ц с отпайками	Одноцепная, двухцепная	1977	АС-120	67,858	82,71
33	ВЛ 110 кВ Ливны - Верховье II II ц с отпайками	Одноцепная, двухцепная	1992	АС-120	64,72775	67,47
34	ВЛ 110 кВ Верховье II - Шатилово	Одноцепная	1984	АС-120	25,51	77,24
35	ВЛ 110 кВ Залегощь - Верховье II	Одноцепная, двухцепная	1991	АС-185	28,403	69,03
36	ВЛ 110 кВ Верховье II - Красная Заря I цепь	Двухцепная	1981	АС-120	37,591	85,14
37	ВЛ 110 кВ Верховье II - Красная Заря II цепь	Двухцепная	1981	АС-120	37,591	80,76
38	ВЛ 110 кВ Ливны - Долгое N 1	Одноцепная	1979	АС-120	46,556	82,53
39	ВЛ 110 кВ Ливны - Долгое N 2 с отпайкой на ПС Речица	Одноцепная	1983	АС-120	61,211	77,97
40	ВЛ 110 кВ Ливны - Колпны	Одноцепная, двухцепная	1973	АС-120	43,837	86,96
41	ВЛ 110 кВ Ливны - Покровская с отпайками	Одноцепная	1973	АС-120	77,69275	81,65
42	ВЛ 110 кВ Ливны - Черкасская I цепь	Двухцепная	1972	АС-120	2,916	87,59
43	ВЛ 110 кВ Ливны - Черкасская II цепь	Двухцепная	1972	АС-120	2,916	87,59
44	ВЛ 110 кВ Черкасская - ПМ I цепь	Двухцепная	1979	АС-120	1,79	82,53
45	ВЛ 110 кВ Черкасская - ПМ II цепь	Двухцепная	1979	АС-120	1,79	82,53
46	ВЛ 110 кВ Большая Чернь - Знаменская	Одноцепная, двухцепная	1993	АС-120	17,89	64,48
47	ВЛ 110 кВ Залегощь - Новосиль	Одноцепная	1986	АС-120	15,2	75,57
48	ВЛ 110 кВ Мценск - Болхов N 1 с отпайками	Одноцепная ,двухцепная	1967	АС-95 АС-120	54,376	86,98
49	ВЛ 110 кВ Мценск - Болхов N 2 с отпайками	Одноцепная, двухцепная	1985	АС-120	66,259	74,72
50	ВЛ 110 кВ Мценск - Верховье II с отпайками	Одноцепная, двухцепная	1974	АС-95 АС-120 АС-185	93,5	86,43
51	ВЛ 110 кВ Мценск - Залегощь с отпайкой на ПС Кочеты	Одноцепная, двухцепная	1962	АС-185	49,008	92,47
52	ВЛ 110 кВ Мценск - МЛЗ I цепь	Двухцепная	1979	АС-185	1,2	81,97
53	ВЛ 110 кВ Мценск - МЛЗ II цепь	Двухцепная	1974	АС-185	1,2	82,53
54	ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками	Двухцепная	1959	АС-120	51,58	90,24
55	ВЛ 110 кВ Мценск - Чернь с отпайкой на ПС Коммаш	Двухцепная	1960	АС-120	27,974	93,20
56	ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово	Двухцепная	1961	АС-120	23,586	93,60
57	КВЛ 110 кВ Ливенская ТЭЦ-Ливны II цепь с отпайкой на ПС Пластмасс	Двухцепная	1972	АС-120	3,803	36,16
58	КВЛ 110 кВ Ливенская ТЭЦ-Ливны I цепь с отпайкой на ПС Пластмасс	Двухцепная	1972	АС-120	3,683	24,91

Основные сведения по ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго" представлены в таблице 4.6.

Таблица 4.6. Сведения по ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго"

N п/п	Наименование	Дата ввода в эксплуатацию	Количество ЛЭП,питающих подстанцию	Подстанционный номер	Год ввода в эксплуатацию	Уровни напряжения	Установленная мощность (МВА)	Физический износ, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	ПС 110/10 кВ 1 Воин	1.09.1979	2	Т-1	1979	110/10	6,3	91,23
				Т-2	1993	110/10	6,3	77,45
2	ПС 110/10 кВ Альшанская	15.10.1979	2	Т-1	1980	110/10	10	90,53
				Т-2	1979	110/10	10	91,18
3	ПС 110/10 кВ Большая Чернь	15.03.1993	2	Т-1	1980	110/10	2,5	90,91
4	ПС 110/10 кВ Володарская	11.11.1973	2	Т-1	1973	110/10	2,5	94,28
				Т-2	1976	110/10	6,3	93,15
5	ПС 110/10 кВ Восточная	10.11.1968	2	Т-1	1968	110/10	15	96,12
				Т-2	1985	110/10/6	25	86,51
6	ПС 110/10 кВ Кочеты	1.09.1983	2	Т-1	1983	110/10	2,5	88,52
				Т-2	1983	110/10	2,5	88,52
7	ПС 110/10 кВ Пищевая	31.12.2007	1	Т-1	1985	110/10	6,3	77,70
8	ПС 110/10 кВ Речица	1.12.1989	2	Т-1	1989	110/10	6,3	82,18
				Т-2	1989	110/10	6,3	82,18
9	ПС 110/10 кВ Русский Брод	1.01.1981	2	Т-1	1962	110/10	5,6	97,73
				Т-2	1986	110/10	10	85,46
10	ПС 110/10 кВ Тельчье	1.01.1967	1	Т-1	1967	110/10	3,2	96,66
11	ПС 110/10 кВ Южная	1.01.1975	2	Т-1	1991	110/10	10	79,95
				Т-2	1991	110/10	10	79,95
12	ПС 110/10/6 кВ Западная	27.12.2009	2	Т-1	2009	110/10/6	63	33,30
				Т-2	2009	110/10/6	63	33,23
13	ПС 110/10/6 кВ Центральная	28.12.1978	2	Т-1	1978	110/10/6	25	91,69
				Т-2	1979	110/10/6	25	91,23
14	ПС 110/10/6 кВ Юго-Восточная	5.04.1982	2	Т-1	1982	110/10/6	25	89,48
				Т-2	1982	110/10/6	25	89,48
15	ПС 110/35/10 кВ Богородицкая	3.09.1980	2	Т-1	1980	110/35/10	10	90,59
				Т-2	1985	110/35/10	10	86,89
16	ПС 110/35/10 кВ Болхов	1.01.1961	2	Т-1	1968	110/35/10	10	96,27
				Т-2	1974	110/35/10	10	93,79
17	ПС 110/35/10 кВ Верховье I	26.06.1964	2	Т-1	1979	110/35/10	16	91,64
				Т-2	1973	110/35/10	10	94,35
18	ПС 110/35/10 кВ Дмитровская	1.01.1972	2	Т-1	1973	110/35/10	10	94,28
				Т-2	1973	110/35/10	10	94,28
19	ПС 110/35/10 кВ Долгое	1.11.1979	2	Т-1	1983	110/35/10	16	88,25
				Т-2	1979	110/35/10	10	91,13
20	ПС 110/35/10 кВ Залегощь	1.01.1970	3	Т-1	1985	110/35/10	10	86,74
				Т-2	1994	110/35/10	16	75,76
21	ПС 110/35/10 кВ Знаменская	1.12.1977	2	Т-1	1977	110/35/10	10	92,27
				Т-2	1982	110/35/10	10	89,23
22	ПС 110/35/10 кВ Колпны	1.12.1983	1	Т-1	1985	110/35/10	10	86,43
				Т-2	1983	110/35/10	16	88,25
23	ПС 110/35/10 кВ Коммаш	1.01.1976	2	Т-1	1969	110/35/10	10	96,06
				Т-2	1983	110/35/10	16	88,58
24	ПС 110/35/10 кВ Красная Заря	6.08.1981	2	Т-1	1988	110/35/10	10	83,34
				Т-2	1981	110/35/10	10	89,72
25	ПС 110/35/10 кВ Кромская	1.01.1964	2	Т-1	1989	110/35/10	16	90,53
				Т-2	1981	110/35/10	16	89,84
26	ПС 110/35/10 кВ Куликовская	15.12.1980	2	Т-1	1980	110/35/10	10	90,42
				Т-2	1986	110/35/10	10	85,71
27	ПС 110/35/10 кВ Малоархангельская	15.09.1984	1	Т-1	1986	110/35/10	10	85,46
28	ПС 110/35/10 кВ Нарышкинская	1.01.1974	2	Т-1	1974	110/35/10	10	93,79
				Т-2	1976	110/35/10	10	93,02
29	ПС 110/35/10 кВ Новополево	1.01.1994	3	Т-1	1994	110/35/10	16	75,08
30	ПС 110/35/10 кВ Новосергиевка	1.01.1964	1	Т-1	1967	110/35/10	6,3	96,47
				Т-2	1977	110/35/10	10	92,27
31	ПС 110/35/10 кВ Новосиль	31.12.2007	2	Т-1	1975	110/35/10	10	93,56
				Т-2	1985	110/35/10	10	86,74
32	ПС 110/35/10 кВ Покровская	1.12.1978	1	Т-1	1980	110/35/10	10	90,75
				Т-2	1981	110/35/10	10	90,07
33	ПС 110/35/10 кВ Район - В	1.12.1982	1	Т-1	1986	110/35/10	10	85,46
34	ПС 110/35/10 кВ Свердловская	30.07.1988	2	Т-1	1988	110/35/10	10	83,81
				Т-2	1991	110/35/10	10	79,61
35	ПС 110/35/10 кВ Совхозная	1.10.1985	1	Т-1	1985	110/35/10	10	86,58
36	ПС 110/35/10 кВ Тросна	1.04.1982	1	Т-1	1982	110/35/10	16	89,48
37	ПС 110/35/10 кВ Шаблыкино	10.12.1981	1	Т-1	1981	110/35/10	6,3	89,72
				Т-2	1983	110/35/10	6,3	88,25
38	ПС 110/35/10 кВ Шатилово	1.09.1984	1	Т-1	1984	110/35/10	10	87,55
39	ПС 110/35/10 кВ Шахово	1.01.1972	2	Т-1	1989	110/35/10	10	82,77
				Т-2	1989	110/35/10	10	82,77
40	ПС 110/35/10/6 кВ Советская	29.07.1965	4	Т-1	1965	110/35/6	20	97,05
				Т-2	1967	110/35/6	20	96,44
				Т-3	1991	110/10/6	40	80,50
				Т-4	1986	110/10	25	85,71
41	ПС 110/35/6 кВ Верховье II	24.07.1977	6	Т-1	1977	110/35/6	40	92,41
				Т-2	1977	110/35/6	40	92,41
42	ПС 110/35/6 кВ Мясокомбинат	1.12.1993	2	Т-1	1993	110/35/10	10	76,68
43	ПС 110/35/6 кВ Черкасская	1.01.1964	4	Т-1	1980	110/35/6	40	90,75
				Т-2	1970	110/35/6	25	95,65
44	ПС 110/6 кВ Железнодорожная	15.12.1974	2	Т-1	1982	110/6	16	61,49
				Т-2	1990	110/6	16	59,55
45	ПС 110/6 кВ Заводская	1.08.1981	2	Т-1	1981	110/10/6	40	89,90
				Т-2	1981	110/10/6	25	89,96
46	ПС 110/6 кВ Пластмасс	1.06.1972	2	Т-1	1972	110/6	16	94,86
				Т-2	1972	110/6	16	94,86
47	ПС 110/6 кВ ПМ	1.01.1979	2	Т-1	1979	110/6	10	91,49
				Т-2	1979	110/6	10	91,49
48	ПС 110/6 кВ Химмаш	1.01.1979	2	Т-1	1979	110/6	25	91,28
				Т-2	1988	110/6	25	83,72

В таблице 4.7 представлена информация об электросетевом оборудовании 110 кВ, находящемся на балансе потребителей электрической энергии и территориальных сетевых организаций, расположенных на территории Орловской области.

Таблица 4.7. Подстанции 110 кВ, находящиеся на балансе потребителей электрической энергии территориальных сетевых организаций, расположенных на территории Орловской области

N	Наименование подстанции	Мощности трансформаторов на 1 января 2019 г.
1.	ГПП 110 кВ ЛААЗ	25+25
2.	ГПП 110 кВ МЛЗ	40+63
3.	ГПП 110 кВ СПЗ	40+40
4.	ПС 110 кВ Велор	16+16
5.	ПС 110 кВ Новоселово	25+25
6.	ПС 110 кВ Приборная	25+25
7.	ПС 110 кВ Стальной Конь	20+20
8.	ПС 110 кВ Северная	16+16
9.	ПС 110 кВ Пищевая (ЮУ)	40+25
10.	ПС 110 кВ Ливгидромаш	25+25
11.	ПС 110 кВ Глазуновка	25+25
12.	ПС 110 кВ Змиевка	16+16
13.	ПС 110 кВ Орел Тяговая	15+25
14.	ПС 110 кВ Отрада	16+10
15.	ПС 110 кВ Становой Колодезь	25+10
16.	ПС 110 кВ Чернь Тяговая	25+10
Суммарная установленная мощность, МВА		770

4.3. Данные по установленной основной коммутационной аппаратуре на подстанциях 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго"

Данные по установленной основной коммутационной аппаратуре (выключатели, короткозамыкатели с отделителями (далее - КЗ с ОД) на подстанциях 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго" представлены в таблице 4.8.

Таблица 4.8. Данные по установленной основной коммутационной аппаратуре на подстанциях 110 кВ

N	Наименование ПС	Шины 110 кВ
		ЗAPIFG-145/EK	3AP1DT-145EK	ВГТ-110 II	LTB-145D1/B	LW24-126	ВБ-110	ВМТ-110Б	МКП-110М	ВМТ-110	МКП-110Б	МКП-110	ВСЕГО Выкл-110	КЗ ОД-110
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
110/35/10 кВ
1.	ПС 110 кВ Богородицкая								1				1	2
2.	ПС 110 кВ Болхов												-	2
3.	ПС 110 кВ Верховье I												-	2
4.	ПС 110 кВ Верховье II									1		10	11	-
5.	ПС 110 кВ Дмитровская							1					1	2
6.	ПС 110 кВ Долгое												-	2
7.	ПС 110 кВ Залегощь		1	1	2								4	-
8.	ПС 110 кВ Знаменская							2					2	2
9.	ПС 110 кВ Колпны			2			1						3	-
10.	ПС 110 кВ Коммаш												-	2
11.	ПС 110 кВ Красная Заря												-	2
12.	ПС 110 кВ Кромская												-	2
13.	ПС 110 кВ Куликовская												-	2
14.	ПС 110 кВ Малоархангельская												-	1
15.	ПС 110 кВ Мясокомбинат									1			1	-
16.	ПС 110 кВ Нарышкинская			2			1						3	-
17.	ПС 110 кВ Новосергиевка												-	2
18.	ПС 110 кВ Новополево							6					6	-
19.	ПС 110 кВ Новосиль												-	2
20.	ПС 110 кВ Покровская												-	2
21.	ПС 110 кВ Район - В												-	1
22.	ПС 110 кВ Свердловская												-	2
23.	ПС 110 кВ Советская		4						2				6	-
24.	ПС 110 кВ Совхозная												-	1
25.	ПС 110 кВ Тросна												-	1
26.	ПС 110 кВ Шаблыкино												-	2
27.	ПС 110 кВ Шатилово												-	1
28.	ПС 110 кВ Шахово												-	2
110/35/6 кВ
29.	ПС 110 кВ Черкасская	1								2			3	-
110/10/6 кВ
30.	ПС 110 кВ Западная					2							2	-
31.	ПС 110 кВ Центральная												-	2
32.	ПС 110 кВ Юго-Восточная								3				3	2
110/10 кВ
33.	ПС 110 кВ Альшанская												-	2
34.	ПС 110 кВ Большая Чернь							1					1	1
35.	ПС 110 кВ 1 Воин												-	2
36.	ПС 110 кВ Володарская							2					2	-
37.	ПС 110 кВ Восточная												-	2
38.	ПС 110 кВ Кочеты												-	2
39.	ПС 110 кВ Пищевая СУ												-	1
40.	ПС 110 кВ Русский Брод												-	2
41.	ПС 110 кВ Речица												-	2
42.	ПС 110 кВ Тельчье												-	1
43.	ПС 110 кВ Южная			2									2	-
110/6 кВ
44.	ПС 110 кВ Железнодорожная	2											2	-
45.	ПС 110 кВ Заводская	2											2	-
46.	ПС 110 кВ Пластмасс						2						2	-
47.	ПС 110 кВ ПМ	2											2	-
48.	ПС 110 кВ Химмаш			2									2	-
	Итого	7	5	9	2	2	4	12	6	4	0	10	61	56

На начало 2019 года в орловской энергосистеме установлено 56 комплектов КЗ с ОД на 32 ПС 110 кВ.

V. Анализ надежности энергосистемы

Устойчивое функционирование единого сетевого электроэнергетического комплекса России невозможно без надежной и качественной работы распределительных электрических сетей, которые являются завершающим звеном в системе обеспечения потребителей электроэнергией и находятся в непосредственном взаимодействии с конкретным потребителем.

Под надежностью энергосистемы понимается способность осуществлять передачу и распределение электроэнергии требуемого качества от источников к потребителям в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах.

Установленное на объектах орловской энергосистемы основное электротехническое оборудование, определяющее надежность и экономичность работы, изготовлено в основном в семидесятые - восьмидесятые годы прошедшего столетия и уступает современным разработкам по техническим характеристикам, массогабаритным показателям и показателям надежности, требует периодического, возрастающего по объемам с ростом срока службы, ремонтного обслуживания.

Преодоление тенденции старения основных фондов сетей региональных сетевых компаний (далее - РСК) и электрооборудования за счет увеличения масштабов работ по их реконструкции и техническому перевооружению является первоочередной задачей сетевых компаний энергосистемы.

Анализ технического уровня подстанций 110 кВ, находящихся на балансе филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго" , представлен в таблице 5.1.

Таблица 5.1. Анализ технического уровня подстанций 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго"

Показатель	Наименование подстанций
1	2
1. Однотрансформаторные подстанции	ПС 110 кВ Большая Чернь, ПС 110 кВ Малоархангельская, ПС 110 кВ Мясокомбинат, ПС 110 кВ Новополево, ПС 110 кВ Пищевая СУ, ПС 110 кВ Район-В, ПС 110 кВ Совхозная, ПС 110 кВ Тельчье, ПС 110 кВ Тросна, ПС 110 кВ Шатилово
Всего, шт. / %	10 / ~20,8%
2. На ОРУ 110 кВ подстанций установлены комплекты КЗ с ОД	ПС 110 кВ 1 Воин, ПС 110 кВ Альшанская, ПС 110 кВ Большая Чернь, ПС 110 кВ Богородицкая, ПС 110 кВ Болхов, ПС 110 кВ Верховье, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Дмитровская, ПС 110 кВ Долгое, ПС 110 кВ Знаменская, ПС 110 кВ Коммаш, ПС 110 кВ Кочеты, ПС 110 кВ Красная Заря, ПС 110 кВ Кромская, ПС 110 кВ Куликовская, ПС 110 кВ Малоархангельская, ПС 110 кВ Район-В, ПС 110 кВ Новосергиевка, ПС 110 кВ Новосиль, ПС 110 кВ Пищевая СУ, ПС 110 кВ Покровская, ПС 110 кВ Речица, ПС 110 кВ Русский Брод, ПС 110 кВ Свердловская, ПС 110 кВ Совхозная, ПС 110 кВ Тельчье, ПС 110 кВ Тросна, ПС 110 кВ Центральная, ПС 110 кВ Шаблыкино, ПС 110 кВ Шатилово, ПС 110 кВ Шахово, ПС 110 кВ Юго-Восточная
Всего, шт. / %	32 / ~66,7%
3. На ОРУ 110 кВ подстанций установлены предохранители	не имеется
Всего, шт. / %	- / -
4. Отсутствие резервного питания по высокой стороне	ПС 110 кВ Покровская, ПС 110 кВ Совхозная, ПС 110 кВ Колпны, ПС 110 кВ Шатилово, ПС 110 кВ Новосергиевка, ПС 110 кВ Район-В, ПС 110 кВ Пищевая СУ, ПС 110 кВ Тельчье, ПС 110 кВ Шаблыкино, ПС 110 кВ Тросна, ПС 110 кВ Малоархангельская
Всего, шт. / %	11 / ~22,9%
5. Отсутствие устройства РПН (хотя бы на одном из установленных трансформаторов)	ПС 110 кВ 1Воин (Т-1, Т-2), ПС 110 кВ Тельчье (Т-1), ПС 110 кВ Русский Брод (Т-1), ПС 110 кВ Новосергиевка (Т-1).
Всего, шт. / %	5 / ~10,4%

Сроки службы ВЛ 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго" представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.2. Сроки службы ВЛ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго"

	Ед. изм.	Всего	Срок эксплуатации
			до 30 лет	30-40 лет	Более 40 лет
ВЛ 110 кВ
Протяженность	км	1646	202,3	499,2	944,5
	%	100,0%	12,3%	30,3%	57,7%

Рисунок 5.1.Сроки службы ВЛ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго"

На 1 января 2019 года ВЛ 110 кВ орловской энергосистемы общей протяженностью 944,5 км прослужили 40 лет и более.

Сроки службы трансформаторов ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго" представлены в таблице 5.3.

Таблица 5.3. Сроки эксплуатации трансформаторов подстанций 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго"

	Ед. изм.	Всего	Срок эксплуатации
			до 30 лет	30-40 лет	Более 40 лет
Трансформаторы 110 кВ
Количество	шт.	88	11	52	25
	%	100,00%	12,5%	59,1%	28,4%
Установленная мощность	МВА	1314,5	260,3	703,3	350,9
	%	100,00%	19,8%	53,5%	26,7%

Рисунок 5.2. Сроки эксплуатации трансформаторов подстанций 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго"

На основании представленных исходных данных о сроках ввода основного электротехнического оборудования можно заключить, что 88% ВЛ 110 кВ и порядка 87% ПС 110 кВ отработали свой срок (30 лет) и требуют проведения работ по техперевооружению или строительства новых вместо отработавших. Большой уровень износа сетевого и подстанционного оборудования снижает надежность потребителей региона.

4.4. Надежность электроснабжения потребителей заданной категории

Для обеспечения потребителя отвечающей его технологическим процессам категорией надежности электроснабжения необходимо обеспечить соответствующую надежность каждой из подсистем как на этапах развития (проектная, или расчетная, надежность, закладываемая при проектировании), так и на этапах эксплуатации для обеспечения противодействия внутренним и внешним возмущениям (эксплуатационная надежность).

В условиях эксплуатации надежность обеспечивается за счет мониторинга состояния сети, технически грамотной эксплуатации, своевременной диагностики, планового ремонтно-профилактического обслуживания, модернизации и технического перевооружения с применением оборудования повышенной надежности.

При планировании развития электрической сети основным способом обеспечения ее надежности является резервирование ее элементов, т.е. резервирование пропускной способности и структуры сети.

В соответствии с подпунктами 1.2.17-1.2.19 Правил устройства электроустановок (далее - ПЭУ) (7-е издание) электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.

Электроприемники II категории обеспечиваются питанием от тех же подстанций с двумя трансформаторами и двумя линиями электропередачи, но с недостаточным объемом автоматических устройств, не позволяющих обеспечить перерыв питания на время работы релейной защиты и автоматики (далее - РЗА). То есть требуется произвести оперативные переключения для восстановления питания.

Подстанции с одним трансформатором или одной питающей линией практически не могут удовлетворять требованиям надежности питания нагрузок III категории (где допускается перерыв на 1 сутки), если нет резервирования по сетям более низкого напряжения или от временно запускаемых небольших стационарных или передвижных электростанций. Без учета последнего к таким подстанциям нужно отнести 10 подстанций 110 кВ.

Анализ обеспечения надежности электроснабжения потребителей, получающих питание от подстанций 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго" , при существующей схеме внешнего электроснабжения представлен в таблице 5.4.

Таблица 5.4. Анализ обеспечения категории надежности внешнего электроснабжения (далее - ВЭСН) потребителей при существующей схеме

Категория надежности ВЭСН потребителей	Характеристика подстанций, обеспечивающих надежное ВЭСН потребителей той или иной категории	Перечень подстанций, находящихся на балансе филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго" , обеспечивающих надежное ВЭСН потребителей той или иной категории	Количество, шт. / %
1	2	3	4
III	Однотрансформаторные подстанции, питаемые по одной линии	ПС 110 кВ: Тельчье, Пищевая СУ, Район-В, Шатилово, Тросна, Совхозная, Малоархангельская	7/5%
		ПС 35 кВ: Алмазово, Девятино, Каменка, Сомово, Залегощенский сахарный завод, Коптево, Гнездилово, Даниловская, Корсеево, Паньково, Тим, Топки Высокое, Гладкое	14/10%
	Однотрансформаторные подстанции, питаемые по двум линиям	ПС 110 кВ: Большая Чернь, Мясокомбинат, Новополево - из них по состоянию на 2014 г. ограничены для новых технологических присоединений: Новополево	3/2%
		ПС 35 кВ: Воронец, Гостомль, Губкино, Никольская, Козьминская, Парамоново, Сеньково, Шаблыкино, Башкатово, Юрьево, Лыково, Липовец, Мисайлово, Михайловка, Судбищи, Алешня	16/11,3%
II	Двухтрансформатор-ные подстанции, питаемые по одной линии	ПС 110 кв: Новосергиевка, Колпны, Шаблыкино, Покровская	4/3%
		ПС 35кВ: Атяевская, Жиляевская, Ильинская, Путимец, Вязовое, Шепино, Фатнево, Одинок, Мишково-2, Узкое, Вязовая Дубрава	11/8%
I	Двухтрансформатор-ные подстанции, питаемые по двум линиям	ПС 110 кв: 1Воин, Альшанская, Богородицкая, Болхов, Верховье I, Верховье II, Володарская, Восточная, Долгое, Дмитровская, Железнодорожная, Заводская, Залегощь, Западная, Знаменская, Коммаш, Кочеты, Красная Заря, Кромская, Речица, Куликовская, Нарышкинская, ПМ, Новосиль, Пластмасс, Советская, Русский Брод, Свердловская, Химмаш, Центральная, Черкасская, Юго-Восточная, Южная, Шахово	35/25%
		ПС 35кВ: Куракинская, Кутафино, Красноармейская, Ловчиково, Лубянская, Архангельская, Бакланово, Биофабрика, Звягинки, Луковец, Малорхангельская, Нижняя Слобода, Новопетровка, Рыжково, Стрелецкая, Сосковская, Тросна, Хлебопродукты, Хотынецкая, Хотьково, Апальково, Протасово, Ломовое, Моховое, Подберезово, Алешня, Краснознаменка, Варваринка, Корсаково, Алексеевская, Парамоново, Спешнево, Вышне-Ольшаное, Введенское, Дросково, Колпны-35, Крутое, Мезенцево, Нетрубеж, Нижний Жерновец, Никольская, Песочная, Пушкарская, Рахманово, Росстани, Сергиевская, Скородное, Спасская, ССК, Урынок, Хомутово	50/35,7%

Сети 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго" нельзя считать высоконадежными из-за следующих факторов:

высокий уровень износа сетевого и подстанционного оборудования - 84,89% ВЛ 110 кВ и 80,14% ПС 110 кВ;

наличие КЗ с ОД на 32 (из 48) подстанциях 110 кВ (66,7%).

VI. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Орловской области

В энергосистеме Орловской области можно выделить два основных энергорайона, связанных между собой протяженными линиями электропередач напряжением 110 кВ:

Ливенский энергорайон;

Орловский энергорайон.

Основное питание Ливенского энергорайона осуществляется от Липецкой энергосистемы по ВЛ 220 кВ Елецкая-Ливны, ВЛ 220 кВ Елецкая 220-Ливны с отпайкой на ПС Тербуны, подключенные к открытому распределительному устройству (далее - ОРУ) 220 кВ ПС Ливны. Надежность электроснабжения потребителей Ливенского энергорайона и допустимый уровень напряжения в основной сети в послеаварийном режиме обеспечиваются работой газотурбинной установки (далее - ГТУ) Ливенской ТЭЦ мощностью 30 МВт и ЛЭП 110 кВ связи с Мценским энергоузлом.

Основное питание Орловского энергорайона осуществляется по ВЛ 220 кВ Железногорская - Узловая, ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Мценск и Орловской ТЭЦ. Кроме того, питание осуществляется по транзитным ЛЭП 110 кВ Садовая - Глазуновка - Узловая от Курской энергосистемы через ПС 110 кВ Глазуновка.

Питание основных подстанций 220 кВ Узловая, Орловская Районная и Мценск осуществлено последовательным включением указанных ПС 220 кВ в транзит 220 кВ от ПС 330 кВ Железногорская до Черепетской государственной районной электрической станции (далее - ГРЭС).

VII. Прогноз перспективных нагрузок орловской энергосистемы

Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность на 2020 - 2024 годы по энергосистеме Орловской области выполнен в соответствии с прогнозом потребления электроэнергии и мощности, разрабатываемым АО "СО ЕЭС". В соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на период 2019 - 2025 гг." , прогноз потребления электроэнергии и мощности на 7-летний период, прогноз потребления электроэнергии и мощности Орловской энергосистемы по базовому варианту представлены в таблице 7.1.

Таблица 7.1. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по энергосистеме Орловской области и крупным узлам нагрузки, расположенным на территории Орловской области

Наименование показателя	Единицы измерения	2019	2020	2021	2022	2023	2024
Потребление электроэнергии	млн кВт/ч	2884	2911	2938	2981	3016	3036
Среднегодовые темпы прироста	%	1,51	0,94	0,93	1,46	1,17	0,66
Максимальная мощность	МВт	492	498	507	516	520	521
Среднегодовые темпы прироста	%	2,64	1,20	1,78	1,74	0,77	0,19

VIII. Перспектива развития электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Орловской области

Развитие сетей напряжением 110 кВ и выше обосновано, прежде всего, экономическим развитием региона с появлением на территории области новых зон энергопотребления, а также необходимостью:

1) создания условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы;

2) ликвидации ограничений в электрических сетях;

3) повышения надежности питания потребителей;

4) повышения пропускной способности сетей;

5) замены оборудования, не соответствующего токам КЗ;

6) реконструкции подстанций 110-220 кВ в связи с морально и физически устаревшим оборудованием;

7) уменьшения расхода электроэнергии на ее транспорт.

Предложения по развитию электрических сетей энергосистемы Орловской области представлены в таблице 8.1.

Таблица 8.1. Предложения по развитию электрических сетей

N	Наименование объекта	Наименование мероприятия	Характеристики (класс напряжения/ протяженность/ мощность, кВ/км/МВА)	Срок реализации	Обоснование необходимости (возможные риски)	Обоснование включения в схему и программу развития электроэнергетики Орловской области (Схема и программа развития ЕЭС России/ расчеты/прочие обоснования)
1.	ПС 220 кВ Орловская Районная	Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Орловская Районная	220 кВ / 2х125 МВА 110 кВ / 2х40 МВА 110 кВ / 2х26 Мвар	2021	-	Проект СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 гг.
2.	ПС 220 кВ Мценск	Реконструкция ПС 220 кВ Мценск с заменой БСК	110 кВ / 52 Мвар	2019	-	Проект СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 гг.
3.	ПС 110 кВ ТК Орловский	Строительство ПС 110 кВ ТК Орловский и ЛЭП 110 кВ ПС 220 кВ Мценск - ПС 110 кВ ТК Орловский	110 кВ / 25 МВА 110 кВ / 2,5 км	2020	-	Технические условия от 18.04.2016 на технологическое присоединение электроустановок ООО "Тепличный комбинат Орловский"
4.	ПС 110 кВ ООО "Группа МБМ"	Строительство ПС 110 кВ "Группа МБМ" и двух ЛЭП 110 кВ ПС 220 кВ Мценск - ПС 110 кВ "Группа МБМ"	110 кВ / 2х40 МВА 110 кВ / 2х3 км	2019	-	Технические условия от 13.05.2016 на технологическое присоединение электроустановок ООО "Группа МБМ"
5.	ПС 220 кВ ООО "Керама Марацци"	Строительство ПС 220 кВ ООО "Керама Марацци" и отпайки от ВЛ 220 кВ Орловская Районная-Узловая	220 кВ / 1х25 МВА 220 кВ / 0,38 км	2020	_	Технические условия от 24.08.2018 на технологическое присоединение электроустановок ООО "Керама Марацци"
6.	ООО "Мираторг - Курск"	Строительство ПС 110 кВ ООО "Мираторг" и одной ЛЭП 110 кВ ПС 330 кВ Железногорская - ПС 110 кВ "Мираторг"	110 кВ/1х16 МВА 110 кВ	2021	-	Технические условия от 22.02.2019 на технологическое присоединение электроустановок ООО "Мираторг-Курск"

Инвестиционным проектом, который значительно повлияет на развитие экономики и инфраструктуры региона, является реализуемое ООО "Мираторг-Курск" на территории Дмитровского, Троснянского и Кромского районов Орловской области строительство комбикормового завода с элеватором хранения до 800 тыс. тонн в год, а также 13 свиноматочных комплексов. Для его осуществления ООО "Мираторг-Курск" выданы технические условия на технологическое подключение со строительством ПС 110 кВ и одной ВЛ 110 кВ от ПС 330 кВ Железногорская. Кроме того, для начала реализации данного проекта в филиал ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго" подана заявка на технологическое присоединение с максимальной присоединяемой мощностью 2,2 МВт.

Перечень объектов генерации, вводимых в эксплуатацию, выводимых из эксплуатации, модернизируемых и реконструируемых в период 2019 - 2024 гг., представлен в таблице 8.2.

Таблица 8.2. Перечень объектов генерации, вводимых в эксплуатацию, выводимых из эксплуатации, модернизируемых и реконструируемых в период 2019 - 2024 гг.

Электростанция	Ст. N	Уст. мощность исходная, МВт	Уст. мощность / изменение уст. мощности, МВт	Год	Тип мероприятия
ГТ-ТЭЦ Орловская	1	9	0 / -9	2020	Вывод из эксплуатации
ГТ-ТЭЦ Орловская	2	9	0 / -9	2020	Вывод из эксплуатации

IX. Мероприятия по снижению потерь электроэнергии на ее транспорт

Основными мероприятиями по снижению потерь электроэнергии на ее транспорт являются:

1. Замена устаревших видов электрооборудования на современное, с меньшими величинами потерь холостого хода. Значительное количество объектов распределительных электрических сетей находится в эксплуатации более 30 лет, что говорит об их низкой эксплуатационной надежности, управляемости и несоответствии современным нормативным требованиям в распределительном сетевом комплексе. Установка нового оборудования с низким уровнем потерь и возможностью регулирования напряжения под нагрузкой позволит снизить "условно-постоянные" потери в трансформаторах и держать в энергосистеме оптимальный уровень напряжений для обеспечения качества отпускаемой потребителям электроэнергии, обеспечения условий для устойчивой работы потребителей и минимизации нагрузочных потерь электроэнергии на ее транспорт.

2. Оптимизация установившихся режимов электрических сетей по реактивной мощности и уровням напряжения. Поскольку потери мощности и энергии зависят от уровней напряжения и потоков реактивной мощности, которые в свою очередь связаны с уровнями напряжения, в энергосистемах должна проводиться работа по оптимизации уровней напряжения и потоков реактивной мощности. Электротехнические исследования и расчеты показывают следующую приблизительную зависимость для режима пониженного напряжения в распределительной сети между уровнем напряжения и потерями: повышение напряжения в сети на 5% снижает потери мощности на 10% и наоборот.

3. Снижение высокого уровня реактивной составляющей потребления и, как следствие, загрузки сетей реактивной мощностью. Уменьшение потерь активной электроэнергии, обусловленных перетоками реактивных мощностей, является реальной эксплуатационной технологией энергосбережения в электрических сетях. В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 23 июня 2015 года N 380 "О Порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии" установлены предельные коэффициенты реактивной мощности в зависимости от точки присоединения потребителя:

Уровень напряжения в точке поставки потребителя электрической энергии	Максимальное значение коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети, tg
Напряжением 110 кВ (154 кВ)	0,5
Напряжением 35 кВ (60 кВ)	0,4
Напряжением 1-20 кВ	0,4
Напряжением ниже 1 кВ	0,35

При рассмотрении и согласовании технических условий на присоединение потребителям должны быть предъявлены требования по выдерживанию tg нагрузки не выше нормативного за счет установки собственных средств компенсации реактивной мощности. В соответствии с пунктом 6.3.16 Правил технической эксплуатации (2003) порядок использования источников реактивной мощности должен быть задан при заключении договоров между электроснабжающей организацией и потребителем.

4. Отключение малозагруженных трансформаторов для снижения потерь холостого хода.

5. Сокращение продолжительности технического обслуживания и ремонта оборудования сетей.

6. Отключение в ремонт одного из параллельно работающих элементов приводит к увеличению общего активного сопротивления, в результате чего активные потери мощности увеличиваются, отключение длинного транзита увеличивает потери мощности за счет неоптимального перераспределения потоков мощности и снижения напряжения. При выполнении ремонтных работ под напряжением или за счет их рациональной организации сократится продолжительность отключения элементов сети, что приведет к уменьшению потерь электроэнергии.

X. Предложения по компенсации реактивной мощности в орловской энергосистеме

В проекте "Схемы и программы развития ЕЭС России на 2019 - 2025 гг." предусмотрена установка батарей статических конденсаторов (2х26 МВАр) на сборной шине 110 кВ ПС 220 кВ Орловская Районная в 2021 году и установка батарей статических конденсаторов 52 МВАр на СШ 110 кВ ПС 220 кВ Мценск в 2019 году.

XI. Энергоэффективность и энергосбережение. Расчеты экономической эффективности принимаемых технических решений и предлагаемых мероприятий

Возросшие цены на топливо, электрическую и тепловую энергию обусловили значительный рост стоимости энергии в себестоимости продукции промышленных предприятий, что привело к необходимости кардинального решения на государственном уровне проблемы энергосбережения.

Начиная с 1996 года, когда был издан Федеральный закон "Об энергосбережении", последовал ряд законодательных актов в области энергосбережения, направленных на повышение эффективности процесса производства, передачи, распределения и потребления энергии.

В настоящее время мероприятия в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности реализуются в рамках государственной программы Орловской области "Энергоэффективность и развитие энергетики в Орловской области", утвержденной постановлением Правительства Орловской области от 31 декабря 2013 года N 466 "Об утверждении государственной программы Орловской области "Энергоэффективность и развитие энергетики в Орловской области" .

Основным принципом формирования эффективной программы энергосбережения является максимизация отношения объемов экономии топлива и энергии к затратам на реализацию энергосберегающих мероприятий. Этот принцип осуществляется путем отбора наиболее эффективных энергосберегающих мероприятий.

Энергосбережение в Орловской области основано на следующих принципах:

1) приоритет эффективного использования энергетических ресурсов;

2) обязательный учет организациями производимых или расходуемых ими энергетических ресурсов, а также учет гражданами получаемых ими энергетических ресурсов;

3) заинтересованность организаций-производителей и поставщиков энергетических ресурсов в эффективном использовании энергетических ресурсов;

4) первоочередность обеспечения безопасности и здоровья человека, социально-бытовых условий его жизни, защита среды обитания и жизнедеятельности человека при добыче, производстве, переработке, транспортировке и использовании энергетических ресурсов;

5) сочетание интересов Орловской области, потребителей, поставщиков и производителей энергетических ресурсов, их заинтересованности в эффективном использовании энергетических ресурсов;

6) ответственность за непроизводительное расходование энергетических ресурсов;

7) создание равных условий для добычи, производства, переработки, транспортировки, хранения и потребления энергетических ресурсов на территории Орловской области организациями независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности.

Основные принципы государственной политики Орловской области в сфере энергосбережения.

Государственная политика Орловской области в сфере энергосбережения основана на следующих принципах:

1) осуществление государственного контроля за эффективным использованием энергетических ресурсов, в том числе контроля за нормативами затрат топлива и энергии, лимитами потребления топливно-энергетических ресурсов в натуральном и стоимостном выражении, а также контроля за расходованием средств, предназначенных для оплаты энергетических ресурсов;

2) реализация программно-целевого планирования путем разработки, принятия и исполнения областных целевых программ энергосбережения, а также иных целевых программ с учетом мер энергосбережения;

3) участие в разработке и реализации федеральных и межрегиональных программ энергосбережения;

4) приведение нормативных правовых актов органов государственной власти Орловской области в соответствие с требованиями снижения энергоемкости материального производства, сферы услуг и быта;

5)создание системы финансово-экономических механизмов, обеспечивающих экономическую заинтересованность производителей и пользователей энергетических ресурсов в эффективном использовании энергетических ресурсов, вовлечении в энергетический баланс нетрадиционных и возобновляемых источников энергии, а также в инвестировании средств в энергосберегающие мероприятия;

6) реализация на территории Орловской области демонстрационных проектов высокой энергетической эффективности;

7) повышение энергообеспеченности Орловской области местными энергетическими ресурсами;

8) осуществление мероприятий по пропаганде в средствах массовой информации методов повышения эффективности использования энергетических ресурсов в производственной и социальной сферах;

9) обучение производственного персонала и населения методам экономии топлива и энергии;

10) совершенствование систем учета и отчетности за расходом энергетических ресурсов, включая разработку топливно-энергетических балансов и энергетических паспортов объектов хозяйственной деятельности.

XII. Переход к интеллектуальным цифровым электрическим сетям

Цифровая интеллектуальная сеть - это сеть с высоким уровнем автоматизации управления технологическими процессами, оснащенная развитыми информационно-технологическими и управляющими системами и средствами, в которой все процессы информационного обмена между элементами ПС и ВЛ, информационного обмена с внешними системами, а также управления работой оборудования осуществляются в цифровом виде на основе протоколов Международной электротехнической комиссии (далее - МЭК).

Важная характеристика "цифровой" сети - возможность потребителя участвовать в управлении нагрузкой, взаимодействовать с разными сбытовыми компаниями с выбором оптимальных тарифных предложений, интегрировать в сеть собственные источники генерации и накопители электрической энергии. Данный функционал дает широкие возможности всем участникам энергетического рынка обеспечить эффективность передачи и потребления электроэнергии.

Электросетевые компании получают более широкие возможности по прогнозированию потребления, управлению потерями электроэнергии и наблюдаемости сетей.

Ключевые характеристики цифровой интеллектуальной (активно-адаптивной) сети:

1) способность к самовосстановлению после сбоев в подаче электроэнергии;

2) возможность активного участия в работе сети потребителей;

3) устойчивость сети к физическому и кибернетическому вмешательству злоумышленников;

4) обеспечение требуемого качества передаваемой электроэнергии;

5) обеспечение синхронной работы источников генерации и узлов хранения электроэнергии;

6) интеграция в сеть новых высокотехнологичных продуктов и предоставление новых электросетевых услуг на рынках, в частности для электротранспорта.

Активно-адаптивную сеть характеризует:

1) гибкость. Сеть должна быть адаптирована под различные режимы работы поставщиков и потребителей электроэнергии;

2) доступность. Сеть должна быть доступна для новых потребителей, причем в качестве новых подключений к сети могут выступать пользовательские генерирующие источники, в том числе возобновляемые источники электроэнергии;

3) надежность. Сеть должна гарантировать надежность поставки и качество электроэнергии в соответствии с требованиями нормативных документов;

4) экономичность. Наибольшую ценность должны представлять инновационные технологии в построении интеллектуальной сети совместно с эффективным управлением и регулированием функционирования сети.

Ключевым фактором реализации цифровой интеллектуальной сети является платформенность решений и единых цифровых шин данных.

Одним из основных направлений развития цифровизации является повышение уровня автоматизации оперативно-технологического управления (далее - ОТУ). Под ОТУ электрическими сетями понимается совокупность мер по управлению технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электросетевого комплекса компании, включающая выполнение на различных уровнях операционных и неоперационных функций в целях обеспечения:

1) надежности электроснабжения и качества электроэнергии в соответствии с требованиями нормативных документов, технических регламентов и условий договоров оказания услуг по передаче;

2) надлежащего качества и безопасности эксплуатации объектов электросетевого хозяйства;

3) эффективной, с наименьшими техническими потерями передачи электроэнергии по сетям.

Система ОТУ должна обеспечивать необходимый уровень наблюдаемости и управляемости электронных систем контроля с целью эффективного управления как процессами функционирования электрических сетей, так и процессами их эксплуатационного обслуживания и развития. Основной при этом является автоматизация функции управления.

Одними из ключевых элементов цифровизации являются автоматизированные системы управления на подстанции. А в случае их отсутствия - отдельные технологические системы, обеспечивающие функции передачи информации на верхний уровень управления.

На ПС 220 кВ и 110 кВ, относящихся к транзитным, наиболее целесообразным является применение автоматизированных систем управления технологических процессов (далее - АСУТП) в качестве единой интегрированной системы автоматизации, предназначенной для реализации функций оперативно-диспетчерского и технологического управления подстанцией. АСУТП подстанции должна являться объектом двойного назначения, с одной стороны - информационным ресурсом для внешних систем автоматизации различного назначения, с другой - АСУТП должна иметь самостоятельное значение для конкретной подстанции в плане повышения эффективности ее функционирования за счет таких факторов, как:

1) повышение наблюдаемости сети: отображение состояния присоединений сети в режиме реального времени, обеспечение поддержки принятия решений оперативным персоналом;

2) повышение общей надежности функционирования сети за счет мониторинга текущего состояния работы оборудования и режимов его работы;

3) предотвращение возникновения технологических нарушений, в том числе вызванных ошибками персонала, и снижение ущербов;

4) повышение производительности труда и снижение численности оперативного и эксплуатационного персонала;

5) автоматизированное управление основным и вспомогательным оборудованием ПС, в том числе управление оперативными переключениями с удаленных пунктов управления.

Общие требования к АСУТП ПС:

1) открытая, масштабируемая и расширяемая архитектура с приоритетом решений на основе стандартов МЭК (в том числе МЭК 61850);

2) обеспечение информационного обмена с центром управления сетями по протоколам МЭК 60870-5-101/104, в дальнейшем - с поддержкой протокола МЭК 61850-10;

3) развитие аналитических и экспертных функций в АСУТП, позволяющих выделить в первичной информации сущность произошедшего события и оказать поддержку персоналу в нештатных ситуациях;

4) реализация функций контроля и управления отдельной единицей оборудования с минимальной зависимостью от состояния (в том числе отказов) других компонентов системы;

5) обеспечение единства и требуемой точности измерений параметров.

На тупиковых, отпаечных ПС 110 кВ, ПС 35 кВ должны применяться системы телемеханики с функциями контроля и управления в интересах центра управления электрическими сетями.

На ТП 6-20 кВ также должны реализовываться упрощенные системы телемеханики с функциями контроля и управления в интересах диспетчерских пунктов районных электрических сетей.

Создание "цифровых" подстанций.

Одним из перспективных направлений развития современных систем контроля, защиты и управления на подстанциях электронных систем контроля является создание цифровых ПС (далее - ЦПС). Под ЦПС понимается подстанция с высоким уровнем автоматизации управления технологическими процессами, оснащенная развитыми информационно-технологическими и управляющими системами и средствами (АСУТП / ССПИ, АИИС КУЭ, РЗА, ПА, РАС, ОМП и др.), в которой все процессы информационного обмена между элементами ПС, а также управления работой ПС осуществляются в цифровом виде на основе протокола МЭК 61850. При этом и первичное силовое оборудование ЦПС, и компоненты информационно-технологических и управляющих систем должны быть функционально и конструктивно ориентированы на поддержку цифрового обмена данными. Также предпочтительным является взаимная интеграция всех или части вышеперечисленных систем.

Создание ЦПС должно осуществляться по двум основным направлениям:

1) функционально-структурное развитие информационно-технологических и управляющих систем ПС, прежде всего интегрированных в АСУТП, - повышение уровня автоматизации технологических процессов ПС;

2) развитие информационных технологий, используемых во вторичных системах ПС, в качестве основных путей которого рассматривается обеспечение единства точек измерения для всех систем ПС посредством "оцифровки" аналоговой и дискретной информации в точках измерения и передачи полученных данных во вторичные системы ПС через цифровую коммуникационную среду ПС, а также рациональная организация информационных потоков на базе протоколов МЭК.

Требования к системам телемеханики и АСУТП "цифровых" сетей:

1) для реализации функции телеизмерений в качестве источников информации допускается использование счетчиков АСКУЭ и щитовых приборов;

2) АСУТП ПС должна строиться на базе SCADA - системы. Схема функционирования программно-аппаратных средств верхнего уровня АСУТП ПС выполняется на базе серверов/промышленных контроллеров с обеспечением горячего резервирования;

3) локальная вычислительная сеть (ЛВС) АСУТП ПС должна быть резервируемой. Должна обеспечиваться автоматическая реконфигурация коммутаторов ЛВС АСУТП ПС при изменении топологии сети;

4) интеграция оборудования и систем автоматизации в АСУТП ПС должна осуществляться по протоколам обмена, рекомендованным МЭК (ГОСТ Р МЭК 60870-5-101/103/104, МЭК 61850);

5) не должно применяться избыточного резервного управления первичным оборудованием, включая телеуправление.

В составе АСУТП ПС должно быть предусмотрено оборудование доступа к сети сбора и передачи технологической информации (ССПТИ) - сети передачи данных закрытого типа с пакетной коммутацией на базе протокола межсетевого обмена IP не ниже версии 4- в составе резервируемого маршрутизатора и резервируемого коммутатора уровня распределения.

Протокол передачи телеинформации должен соответствовать протоколу МЭК 60850, но не ниже МЭК 61870-5-104.

В инвестиционной программе филиала ПАО "МРСК Центра" - "Орелэнерго" на период 2019 - 2024 гг. предусмотрена модернизация ряда подстанций и диспетчерских пунктов районных электрических сетей в части реконструкции существующей системы АСУТП (телемеханика, релейная защита и автоматика, учет электроэнергии, первичное оборудование), направленная на внедрение элементов цифровых электрических сетей, поддерживающих цифровой обмен данными, что является первым этапом на пути к активно-адаптивной сети.

Перечень подстанций, на которых предусмотрена модернизация существующей системы АСУТП, направленная на внедрение элементов цифровых электрических сетей, поддерживающих цифровой обмен данными, представлен в таблице 12.1.

Таблица 12.1. Перечень подстанций, на которых предусмотрена модернизация системы АСУТП

Объект	Основание включения в СиПР	Планируемые сроки реализации в СиПР	Основные технические решения по цифровизации	Достигаемый эффект (изменение показателей надежности)
ПС 35/10 кВ Варваринка	Модернизация ПС в части релейной защиты и автоматики, систем учета электро-энергии, телемеханики, первичного оборудования	2020	Телемеханика, связь, АСУТП, системы АСДТУ в соответствии с реестром ПАО "Россети"	Автоматизация, наблюдаемость, снижение времени обесточения потребителей
ПС 35/10 кВ Вязовая Дубрава		2020
ПС 35/10 кВ Вязовое		2020
ПС 35/10 кВ Гнездилово		2020
ПС 35/10 кВ Даниловская		2020
ПС 35/10 кВ Залегощенский сахарный завод		2020
ПС 35/10 кВ Коптево		2020
ПС 35/10 кВ Краснознаменка		2020
ПС 35/10 кВ Одинок		2020
ПС 35/10 кВ Паньково		2020
ПС 35/10 кВ Судбищи		2020
ПС 35/10 кВ Тим		2020
ПС 35/10 кВ Узкое		2020
ПС 35/10 кВ Ярище		2020
ПС 35/10 кВ Атяевская		2022
ПС 35/10 кВ Путимец		2020
ПС 35/10 кВ Шепино		2020

XIII. Основные мероприятия по строительству новых, перевооружению и реконструкции электросетевых объектов в 2020 - 2024 гг.

В соответствии с проведенным анализом состояния объектов в энергосистеме Орловской области отсутствует необходимость выполнения дополнительного сетевого строительства. Критерием замены основного технического оборудования в связи с высоким процентом износа электросетевого оборудования в Орловской энергосистеме принят срок эксплуатации 40 лет. Перечень основных мероприятий по надежности электроснабжения, связанных с реконструкцией оборудования путем замены морально и физически устаревшего оборудования, имеющего дефектные элементы конструкции, на современное оборудование с улучшенными техническими параметрами, приведен в таблице 13.1.

Таблица 13.1. Перечень основных мероприятий по повышению надежности

Наименование мероприятия	Год начала реализации мероприятия	Год окончания реализации мероприятия
Реконструкция ВЛ 110 кВ Мценск-Чернь с отпайкой на ПС Коммаш, ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками	2014	2023
Реконструкция ОРУ-110 кВ и ОРУ-35 кВ на ПС 110 кВ Шахово	2023	2024
Реконструкция ОРУ-110 кВ, ОРУ-35 кВ, КРУН-10 кВ на ПС 110 кВ Коммаш	2023	2024
Реконструкция ОРУ-110 кВ на ПС110 кВ Новополево	2023	2024
Реконструкция ОРУ-110 кВ, КРУН-10 кВ на ПС 110 кВ Долгое	2023	2024
Перемещение трансформаторов с ПС-110/10 кВ Речица (6,3 МВА) на ПС-110/10 кВ Володарская (2,5 МВА)	2019	2020
Реконструкция ОРУ-110 кВ, КРУН-10 кВ на ПС 110 кВ Альшанская	2023	2024
Реконструкция ОРУ-110 кВ, КРУН-10 кВ на ПС 110 кВ Богородицкая	2023	2024
Реконструкция ВЛ-110 кв Узловая - Советская I и II цепь с отпайками на ПС Западная с заменой ВЛ участка ПС Западная - ПС Советская на КЛ	2023	2024

Обоснование необходимости выполнения вышеперечисленных мероприятий отражено в приложении 1 к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Орловской области на 2020 - 2024 годы.

Карта-схема существующих и намечаемых к вводу электросетевых объектов на период 2020 - 2024 гг. сетей 110 кВ и выше Орловской области представлена в приложении 2 к схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Орловской области на 2020 - 2024 годы.