Указ Главы Республики Северная Осетия-Алания от 24 апреля 2020 г. N 134 "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2021 - 2025 годы" (документ утратил силу)

Указ Главы Республики Северная Осетия-Алания
от 24 апреля 2020 г. N 134
"Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2021 - 2025 годы"

В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", в целях развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания, обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирования стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики на территории республики постановляю:

1. Утвердить прилагаемую Схему и программу развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2021 - 2025 годы.

2. Признать утратившим силу Указ Главы Республики Северная Осетия-Алания от 18 апреля 2019 г. N 116 "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2020 - 2024 годы".

3. Настоящий Указ вступает в силу со дня его подписания.

Глава Республики Северная Осетия-Алания

В. Битаров

г. Владикавказ

24 апреля 2020 года

N 134

Утверждена

Указом Главы

Республики Северная Осетия-Алания

от 24 апреля 2020 г. N 134

Схема и программа
развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2021 - 2025 годы

Введение

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2021 - 2025 годы разработана в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823, методическими рекомендациями по разработке Схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период (рекомендованы протоколом Минэнерго России от 09.11.2010 N АШ-369-пр), а также на основании государственного контракта от 30.09.2019 N 0310200000319002491 на выполнение работы по разработке Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2021 - 2025 годы, заключенного между Министерством жилищно-коммунального хозяйства, топлива и энергетики Республики Северная Осетия-Алания и АО "НТЦ ЕЭС (Московское отделение)" и утвержденного "Технического задания на разработку Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2021 - 2025 годы" (приложение 1).

Основными целями настоящей работы являются:

разработка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики и создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Республики Северная Осетия-Алания;

скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры Республики Северная Осетия-Алания;

обеспечение координации планов социально-экономического развития Республики Северная Осетия-Алания и схем и программ перспективного развития электроэнергетики;

информационное обеспечение деятельности органов исполнительной власти Республики Северная Осетия-Алания при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов;

обеспечение сетевых компаний актуальной информацией для формирования своих инвестиционных программ.

Задачами формирования схемы и программы перспективного развития электроэнергетики (далее - СиПР) являются:

проведение оценки перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) Республики Северная Осетия-Алания на период формирования СиПР РСО-Алания;

разработка рекомендаций по размещению собственных генерирующих мощностей, типов электростанций с учетом требований покрытия максимума нагрузки в разрезе годового использования;

определение приоритетных направлений по строительству, реконструкции, техническому перевооружению и размещению объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

разработка предложений по скоординированному развитию объектов генерации (с учетом вывода из эксплуатации) и электросетевых объектов номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме Республики Северная Осетия-Алания на пятилетний период с разбивкой по годам;

разработка предложений по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме Республики Северная Осетия-Алания на пятилетний период для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе;

обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса.

Основными принципами формирования СиПР являются:

схема основной электрической сети Республики Северная Осетия-Алания должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие, и иметь возможность приспосабливаться к изменению условий роста нагрузки и развитию электростанций;

схема выдачи мощности электростанции (независимо от типа и установленной мощности) при выводе в ремонт одной из отходящих от шин электростанции линии электропередачи, трансформатора, автотрансформатора связи или электросетевого элемента в прилегающей к электростанции электрической сети (единичная ремонтная схема) должна обеспечивать выдачу всей располагаемой мощности с учетом отбора нагрузки на собственные нужды на всех этапах сооружения электростанции (энергоблок, очередь) (принцип "N-1");

схема и параметры основных и распределительных сетей должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии при полной схеме сети и при отключении одного сетевого элемента (для летних периодов - дополнительно при отключении одного сетевого элемента в схемах единичного ремонта одного сетевого элемента) (принцип "N-1" для потребителей).

СиПР сформирована на основании:

Проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2020 - 2026 годы;

Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания, утвержденной в установленном порядке в предшествующий период;

ежегодного отчета о функционировании Единой энергетической системы России и данных мониторинга исполнения схем и программ перспективного развития электроэнергетики;

отчетных данных о работе энергосистемы на территории Республики Северная Осетия-Алания;

утвержденных в установленном порядке инвестиционных программ (а также программ реновации, техперевооружения и реконструкции) генерирующих и электросетевых компаний на территории Республики Северная Осетия-Алания;

предложений филиала АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ по развитию распределительных сетей, в том числе по ликвидации сетевых и балансовых ограничений (выявленных "узких мест"), на основе результатов использования перспективной расчетной модели, а также разработанный прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Республике Северная Осетия-Алания;

предложений сетевых и генерирующих организаций и органов исполнительной власти Республики Северная Осетия-Алания по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Республики Северная Осетия-Алания;

сведений сетевых организаций о технических условиях на технологическое присоединение и заключенных договорах на осуществление технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей к электрическим сетям на территории Республики Северная Осетия-Алания с разбивкой максимальной мощности по годам ввода;

государственных или региональных программ социально-экономического развития региона, в том числе в части электроэнергетики;

документов территориального планирования Республики Северная Осетия-Алания, при необходимости согласованных Правительством Российской Федерации и уполномоченными федеральными органами исполнительной власти;

проработки специализированных проектных организаций о возможностях использования гидроэнергетических ресурсов, геотермальных и других источников энергии (при их наличии);

схем выдачи мощности электростанций, выполненных проектными организациями (при их наличии);

схем внешнего электроснабжения потребителей, выполненных проектными организациями (при их наличии);

иных работ в области электроэнергетики, способствующих выполнению данной работы (при их наличии);

информации, предоставляемой органами исполнительной власти и Координационным советом по развитию электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания.

СиПР Республики Северная Осетия-Алания разработана в соответствии с:

Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

поручением Президента Российской Федерации по итогам заседания Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России 23 марта 2010 года (перечень поручений от 29 марта 2010 года N Пр-839 пункт 5) об учете в рамках схем и программ перспективного развития электроэнергетики максимального использования потенциала когенерации и модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований;

методическими рекомендациями Минэнерго РФ по разработке схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации.

При разработке СиПР выполняются положения:

Федерального закона от 23 ноября 2009 года N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации";

Федерального закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении";

с учетом требований к региональным программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, определенных Постановлением Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 года N 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности".

Техническое задание на выполнение работы приведено в приложении 1 к настоящей работе.

1. Общая характеристика Республики Северная Осетия-Алания

1.1. Географические особенности региона

Республика Северная Осетия-Алания - субъект Российской Федерации - расположена на северном склоне Большого Кавказского хребта и на прилегающих к нему наклонных равнинах и части Среднего Притеречья (Моздокский район).

Республика граничит: на юге с Грузией и Республикой Южная Осетия, на западе и северо-западе - с Кабардино-Балкарской Республикой, на севере - со Ставропольским краем, на северо-востоке - с Чеченской Республикой (по восточной оконечности Моздокского района), на востоке - с Республикой Ингушетия.

На юге республики по высокогорью, с востока на запад, пролегает государственная граница Российской Федерации с Грузией и Южной Осетией протяженностью 171 км.

Юг Республики Северная Осетия-Алания занят Главным (Водораздельным) и Боковым хребтами, поднимающимися выше 4000 м (Джимарай-Хох, 4776 м высшая точка республики). Центральную часть республики составляет Осетинская наклонная равнина, к северу от нее расположены низкогорные хребты Сунженский и Терский, а за ними Моздокская равнина.

Высокогорье, с юга на север, под значительным уклоном пересекают живописные, в прошлом густонаселенные, ущелья: Дарьяльское, Даргавское, Кобанское, Куртатинское, Алагирское, Касарское, Цейское, Дигорское и другие. По ним и их боковым ветвям пролегают русла многочисленных горных рек ледниково-снежного происхождения, которые, соединяясь на выходе с гор, образуют полноводные реки: Терек (длина около 600 км), Урух (104 км), Ардон (101 км), Камбилеевка (99 км), Гизельдон (81 км) и другие. Все реки Северной Осетии относятся к бассейну Терека.

1.2. Климатические особенности региона

Территория Северной Осетии характеризуется умеренно-континентальным климатом. Однако существуют большие различия в климате горной и равнинной частей. В горах по мере увеличения высоты климат становится более влажным и холодным, в зоне вечных снегов он весьма суров. Отличительной чертой климата является вертикальная зональность в распределении метеорологических элементов. Более мягким климатом отличается Осетинская наклонная равнина, где летом теплее, осадков выпадает достаточное количество (600 - 700 мм). На севере республики черты континентальности климата проявляются наиболее сильно. Здесь наблюдаются самые сильные морозы (30 - 35°C), максимальные летние температуры достигают +35 - +40°C, выпадает небольшое количество осадков (до 400 мм), часты засухи и суховеи. Зима в северной части мягкая, туманная, а лето жаркое, засушливое. В горной части района лето прохладное, зима более продолжительная и холодная, меньше колебания температур, обильнее выпадение осадков.

Зима начинается с переходом среднесуточной температуры воздуха через 0° в сторону понижения в предгорьях 15 - 17 ноября, в степных районах 2 - 10 декабря, продолжительность зимнего периода составляет 80 - 110 дней. В целом зима обычно теплая, короткая и снежная, что связано с преобладающим влиянием на погоду южных и атлантических циклонов. Наиболее холодная погода бывает в середине декабря и в начале февраля, когда в результате вторжения холодных арктических воздушных масс среднесуточные значения температуры воздуха опускаются до 8 - 15°C, а минимальные - до 18 - 22°C. В течение зимы наблюдается 40 - 50 дней с оттепелями, при наиболее интенсивных оттепелях воздух прогревается до +10 - 15°C.

Весна начинается с переходом среднесуточной температуры воздуха через 0 градусов в сторону повышения, обычно в начале марта. Продолжительность сезона составляет около 70 - 80 дней. В течение весеннего периода отмечается неоднократная смена холодных и дождливых периодов более теплыми и сухими, что обусловлено чередующимся влиянием на погоду южных и атлантических циклонов и холодных арктических антициклонов. Средняя весенняя температура составляет +6 - 7°C. Максимум температуры воздуха за весенний период достигает +25 - 28°C. Весной отмечается 14 - 20 дней с туманами, туманы носят в основном адвективно-радиационный характер и связаны с непродолжительным влиянием на погоду южных и юго-западных периферий антициклонов.

Лето обычно начинается с переходом среднесуточной температуры воздуха через +15°C в сторону повышения 5 - 6 мая в степных районах, 18 - 19 мая на остальной территории республики. Продолжительность летнего сезона в степной зоне 140 - 150 дней, на остальной территории 110 - 115 дней. Преобладающее влияние на характер погоды оказывают области низкого давления с юга, взаимодействующие с гребнями повышенного давления с севера и северо-запада. Среднелетняя температура воздуха равна +17 - 19°C, при этом наиболее жарко бывает во второй половине летнего периода. В степных районах с середины июля и до конца второй декады августа среднесуточные значения температуры воздуха удерживаются выше +25°C, а максимальные выше +30°C. В степной зоне высокие дневные температуры воздуха нередко сочетаются с низкой (менее 30%) относительной влажностью воздуха (суховейные явления). В летний период преобладают благоприятные условия для формирования неустойчивости в нижних слоях атмосферы и интенсивного перемешивания воздушных масс, что препятствует образованию задерживающих слоев и накоплению в атмосфере вредных примесей.

Осень начинается с устойчивого перехода средней суточной температуры воздуха через +15°C в сторону понижения 25 - 30 сентября в степной зоне, в предгорьях на 2 недели раньше. Продолжительность осеннего сезона в среднем составляет 75 - 80 дней. Большую часть этого времени года погода определяется антициклонами, смещающимися в тылу атлантических циклонов по территории Северного Кавказа. Первые осенние заморозки (в воздухе 0 - 3 градуса мороза, на поверхности почвы до 3 - 6 градусов мороза) отмечаются 20 - 25 октября. Усиление сибирских антициклонов и радиационное выхолаживание нижних слоев атмосферы способствует увеличению числа дней с туманами.

На территории Республики Северная Осетия-Алания преобладают южные и северные ветры, характерные только для горных стран горнодолинные ветры чаще всего бывают зимой и ранней весной. Среднегодовая скорость ветра в степи 2 - 3 м/с, в предгорьях и горных долинах она уменьшается до 1,5 - 2 м/с. В течение года преобладают слабые ветры 2,0 - 5,0 м/сек. При прохождении атмосферных фронтов на 1 - 2 дня ветер усиливается до 15 - 20 м/сек. Повторяемость штилей (в процентах от общего числа случаев наблюдений за ветром) составляет 15 - 25% в степных районах, 25 - 36% - в предгорьях.

1.3. Административно-территориальное деление региона

Республика Северная Осетия-Алания занимает особое геополитическое и транспортно-географическое положение на юге России. Оно обусловлено приграничным положением и центральным местом в системе предкавказских и транскавказских транспортных коридоров.

Республика Северная Осетия-Алания относится к числу небольших по размерам субъектов Российской Федерации с высокой плотностью населения и транспортных коммуникаций. Площадь республики составляет около 8 тыс. кв. км, при этом на долю горной полосы приходится 48% всей площади. Плотность населения - 87,3 чел. на 1 кв. км, что более чем в 10 раз выше средней плотности в России. В республике проживает 697,1 тыс. человек, представителей более ста национальностей.

Республика является приграничным регионом России. Помимо соседства одновременно с четырьмя субъектами Российской Федерации: Республикой Ингушетия, Чеченской Республикой, Ставропольским краем и Кабардино-Балкарской Республикой, Северная Осетия граничит также с Грузией и Республикой Южная Осетия (рисунок 1).

В Республике Северная Осетия-Алания 8 муниципальных районов, один городской округ - город Владикавказ, городские поселения Алагир, Ардон, Беслан, Дигора, Моздок и 97 сельских округов. Столицей республики является г. Владикавказ, который расположен на юго-востоке Республики Северная Осетия-Алания.

Административно-территориальное деление Республики Северная Осетия-Алания <1>:

1) районы:

Алагирский;

Ардонский;

Дигорский;

Ирафский;

Кировский;

Моздокский;

Правобережный;

Пригородный.

2) города республиканского значения:

Владикавказ.

<1> В соответствии с Законом РСО-Алания от 09.07.2007 N 34-РЗ "Об административно-территориальном устройстве Республики Северная Осетия-Алания" в ред. от 15.03.2017.

"Рисунок 1 - Административно-территориальное деление Республики Северная Осетия-Алания"

За пятьдесят лет численность населения в регионе достигла к 1 января 2020 года 697,06 тысячи человек. Основные населенные пункты Республики Северная Осетия-Алания приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Населенные пункты, численность населения которых свыше 10 тысяч (численность населения представлена на 1 января 2019 года <2>)

Населенный пункт	Количество жителей (человек)
Владикавказ	304897
Моздок	42155
Беслан	37196
Алагир	20013
Ардон	19331
Заводской	16209
Эльхотово	12491
Сунжа	12082
Ногир	11847
Кизляр	11410
Дигора	10072
Октябрьское	10067

<2> Данные на 28.02.2020 в органах государственной статистики отсутствуют.

1.4. Структура экономики

Республика Северная Осетия-Алания - наиболее промышленно специализированный регион среди республик Юга России, по объему промышленного производства, уступающий лишь Республике Дагестан. Промышленная база Северной Осетии достаточно диверсифицирована. На территории республики находятся предприятия по добыче полиметаллических руд, ремонту железнодорожного подвижного состава, производству свинца, цинка, вольфрама, медного проката, твердых сплавов, строительных материалов и деталей, стекольной продукции, электрооборудования, мебели, гофрокартонной тары, трикотажных изделий, крахмалопаточной и ликероводочной продукции.

Сельское хозяйство обеспечивает текущие потребности населения и пищевой промышленности республики.

Структуру экономики Республики Северная Осетия-Алания можно назвать "сбалансированной" и "замкнутой", ориентированной преимущественно на самообеспечение.

Промышленный комплекс всегда составлял основу экономики Северной Осетии, что выделяло ее на фоне соседних аграрных республик.

В структуре промышленного производства Республики Северная Осетия-Алания основными отраслями являются пищевая промышленность, цветная металлургия, электроэнергетика, машиностроение и металлообработка. Их удельный вес в объеме промышленного производства составляет 84,5%.

На территории республики производится от общероссийского объема более 39% цинка, более 46% свинца, более 37% вольфрама, более 32% кадмия, более 48% гардинного полотна. На долю республики приходится 21,6% всего производства шампанских и игристых вин в стране, 17,9% виноградных вин, 5,2% водки и ликероводочных изделий.

Индустрия строительных материалов в Республике Северная Осетия-Алания располагает заводами по производству кирпича, бетона, извести, железобетонных изделий, песчано-гравийных смесей, металлических конструкций. За последние годы созданы производства металлочерепицы, армированного пенобетона, полистиролбетона, декоративного стенового камня, высокохудожественных металлических изделий, несъемной пенополистирольной опалубки для монолитного домостроения.

Пищевая промышленность

Пищевая промышленность - ведущая отрасль промышленности Северной Осетии. Ее доля составляет 50,5% в общей структуре отрасли. Основными видами выпускаемой продукции являются водка, виноградные и шампанские вина, спирт этиловый, масло кукурузное. Наиболее крупные предприятия: ООО "Владикавказский пивобезалкогольный завод "Дарьял", ООО "Престиж" (спирты), ОАО "Исток", ООО "Салют" (водка, ликероводочные изделия), ОАО "Фаюр-Союз" (спирт этиловый, водка), ОАО "Моздокский мясокомбинат".

Цветная металлургия

Цветная металлургия занимает второе место в современной структуре отраслей промышленности республики (15,6%) и базируется на собственном рудном сырье. Цветную металлургию представляют два основных предприятия, расположенных во Владикавказе: ПАО "Электроцинк" (кадмий, свинец, цинк, серная кислота, медный купорос) и АО "Победит" (вольфрамовые карбиды, шипы противоскольжения, сверла, молибден, вольфрам, сплавы твердые, сплавы тяжелые).

В последние годы в цветной металлургии Северной Осетии наметились тенденции к снижению промышленного производства. Необходимо отметить, что в настоящее время производство ПАО "Электроцинк" законсервировано.

Электроэнергетика

Доля электроэнергетики в структуре промышленности республики значительно увеличилась в связи с вводом в 2019 году Зарамагской ГЭС-1 установленной мощностью 346 МВт. Производство электроэнергии обеспечивают гидроэлектростанции (ГЭС): Зарамагская ГЭС-1, Дзауджикауская ГЭС, Эзминская ГЭС, Гизельдонская ГЭС, Головная Зарамагская ГЭС, Павлодольская ГЭС, Беканская ГЭС и Кора-Урсдонская ГЭС, Фаснальская ГЭС общей установленной мощностью 446,92 МВт.

В 2019 году осуществлен ввод в эксплуатацию Зарамагской ГЭС-1 на реке Ардон, что позволит сократить дефицит электроэнергии с 80% до 50%. Также на период 2023 - 2025 годов планируется модернизация Гизельдонской ГЭС с увеличением установленной мощности.

В регионе функционируют четыре крупные энергетические компании: АО "Севкавказэнерго" (сбытовая компания), филиал ПАО "ФСК ЕЭС" Магистральные электрические сети Юга (сетевая компания), филиал ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго" (сетевая компания), филиал ПАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал" (генерирующая компания).

Машиностроительный комплекс

Особенностью машиностроения и металлообработки в Северной Осетии является его сложившаяся ориентация на военно-промышленное производство, в связи с чем отрасль представлена в основном специализированными предприятиями с широкой номенклатурой продукции. Машиностроительными предприятиями региона осуществляется вакуумное производство чистых металлов и сплавов, производится продукция микро- и радиоэлектроники, пневматическое оборудование, приборы ночного видения и прочее. Наиболее крупные из них: ОАО "Электроконтактор", ОАО "ОЗАТЭ", ОАО "Кетон", ОАО "Кристалл".

Из предприятий прочей специализации следует выделить АО "Владикавказский вагоноремонтный завод", которое осуществляет ремонт подвижного состава, имеет развитое производство стального и чугунного литья.

Удельный вес машиностроения и металлообработки в общей структуре промышленного производства Северной Осетии сегодня составляет всего 6,7%.

Сельское хозяйство является ведущей отраслью хозяйства в Северной Осетии. Его доля в структуре ВРП составляет около 20%.

Агропромышленный комплекс Республики Северная Осетия-Алания за последние годы характеризуется общим ростом объемов производимой продукции, интенсификацией сельскохозяйственного производства.

Общая площадь сельскохозяйственных угодий в регионе составляет 3,1 тыс. кв. км (38% от общей площади территории), из которых более половины (61%) приходится на пашни.

В структуре посевных площадей всех сельскохозяйственных культур 56,6% составляют зерновые культуры (пшеница, ячмень, кукуруза), около 9% - подсолнечник и картофель (4,8% и 4,1% соответственно), площади под овощными культурами не превышают 2,5% общей площади пашни.

Животноводство Республики Северная Осетия-Алания имеет молочно-мясную специализацию. Основные отрасли животноводства - молочно-мясное скотоводство, молочно-мясное и тонкорунное овцеводство, козоводство, птицеводство.

Республика Северная Осетия-Алания занимает важное стратегическое положение в транспортной системе всего Северного Кавказа и обладает довольно развитой транспортно-инфраструктурной сетью.

Автомобильный транспорт

Автомобильный транспорт сегодня играет первостепенную роль в осуществлении перевозок.

По территории республики проходит прямой путь в Закавказье через Главный Кавказский хребет посредством двух автомобильных дорог федерального значения: Военно-Грузинской от Владикавказа до российско-грузинской границы в Дарьяльском ущелье и Транскавказской автомагистрали, которая проходит по тоннелю сквозь Главный Кавказский хребет и представляет собой кратчайший путь между европейским центром России и государствами Закавказья, Турцией и Ираном. Автомобильные дороги республики входят в систему так называемого Кавказского кольца: Ростов-на-Дону - Баку - Ереван - Тбилиси - Новороссийск.

Протяженность автомобильных дорог общего пользования с твердым покрытием составляет 2,3 тыс. км, их плотность - 286 км на 1 тыс. кв. км территории (4-е место среди регионов России после Москвы, Санкт-Петербурга и Калининградской области).

Железнодорожный транспорт

Железнодорожный транспорт также имеет немаловажное значение в транспортной системе Северной Осетии. Республика расположена на стыке магистральной железной дороги Москва - Баку. Ее территорию пересекает участок Северо-Кавказской железной дороги Москва - Баку от станции Эльхотово до станций Ардон - Алагир, Ардон - Дигора, Беслан - Владикавказ, Беслан - Долаково и железнодорожная линия Прохладная - Моздок - Гудермес. Длина железных дорог общего пользования в регионе составляет 144 км.

Воздушный транспорт

Вблизи города Беслан функционирует международный аэропорт "Владикавказ". Воздушные авиатрассы соединяют Северную Осетию с городами дальнего зарубежья и стран СНГ.

Трубопроводный транспорт

По территории Северной Осетии проходят газопровод Тихорецк - Моздок - Махачкала и нефтепровод Махачкала - Моздок - Тихорецк - Новороссийск.

ПАО "Газпром" осуществило строительство уникального магистрального газопровода по маршруту Дзуарикау (Республика Северная Осетия-Алания) - Цхинвал (Республика Южная Осетия) протяженностью 163 км, из которых 92 км - по территории Северной Осетии. Реализация проекта позволила обеспечить жителей Южной Осетии, а также более 10-ти горных сел Северной Осетии природным газом, что будет способствовать улучшению жилищных и социальных условий населения двух республик.

Транспортно-географическое положение Республики Северная Осетия-Алания на пути из стран Европы в страны Азии и Ближнего Востока создает для нее особые преимущества.

Туристско-рекреационный комплекс Республики Северная Осетия-Алания благодаря уникальным природно-климатическим условиям и богатому историко-культурному наследию на сегодняшний день является одним из наиболее привлекательных для освоения в Северо-Кавказском регионе.

2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания за прошедший пятилетний период

2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Республики Северная Осетия-Алания

Топливно-энергетический комплекс Республики Северная Осетия-Алания (ТЭК) всегда играл важную роль в экономике республики. За годы реформ, в связи с резким снижением объемов производства в других отраслях экономики, его роль еще более возросла.

Производственные структуры ТЭК в результате проведенных структурных преобразований, либерализации и приватизации в значительной мере адаптировались к рыночным методам хозяйствования. В результате реформ электроэнергетики сформированы основы регулирования хозяйственных отношений в энергетическом секторе. В настоящее время ТЭК является одним из устойчиво работающих производственных комплексов региональной экономики. Он определяющим образом влияет на состояние и перспективы развития национальной экономики.

2.1.1. ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания

Энергосистема Республики Северная Осетия-Алания охватывает территорию Республики Северная Осетия-Алания. Зона охвата централизованным электроснабжением составляет 86% от площади республики и 98,9% от количества проживающего населения и хозяйствующих субъектов.

Энергосистема Республики Северная Осетия-Алания работает в составе Объединенной энергосистемы Юга параллельно с Единой энергосистемой России, связь с которой организована по сети 330 и 110 кВ через электрические сети сопредельных регионов, и входит в операционную зону Филиала АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ.

Энергосистема региона имеет 22 межсистемные линии электропередачи, две из которых межгосударственные, а именно: 3 с энергосистемой Ставропольского края, 6 - с энергосистемой Кабардино-Балкарской Республики, 7 - с энергосистемой Республики Ингушетия, 3 - с энергосистемой Чеченской Республики, 1 - с энергосистемой Республики Дагестан, 1 - с энергосистемой Грузии и 1 - с энергосистемой Республики Южная Осетия.

2.1.2. Характеристика основных субъектов электроэнергетики

В отраслях ТЭК сохраняется ряд факторов, негативно влияющих на функционирование и развитие ТЭК, к ним относится:

высокая (до 90 процентов) степень износа основных фондов;

сокращение ввода в действие новых производственных мощностей во всех отраслях ТЭК;

практика продления ресурса оборудования, что закладывает будущее отставание в эффективности производства. Наблюдается высокая аварийность оборудования, обусловленная старением основных фондов. В связи с этим возрастает возможность возникновения аварийных ситуаций в энергетическом секторе;

сохраняющийся дефицит инвестиционных ресурсов.

Генерирующие компании

На территории Республики Северная Осетия-Алания действуют следующие генерирующие компании:

филиал ПАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал", осуществляет производство электроэнергии на территории Республики Северная Осетия-Алания. Состоит из 6 гидроэлектростанций (ГЭС): Дзауджикауской ГЭС, Эзминской ГЭС, Гизельдонской ГЭС, Беканской ГЭС (с 26.08.2019 Беканская ГЭС выведена из состава ПАО "РусГидро"), Кора-Урсдонской ГЭС и Павлодольской ГЭС. Общая установленная мощность электростанций - 79,52 МВт, среднегодовая выработка в период 2015 - 2019 годов 240 млн. кВт-ч. Головная организация - ПАО "РусГидро" (г. Москва);

Головная Зарамагская ГЭС мощностью 15 МВт, передана в аренду филиалу ПАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал", среднегодовая выработка за последние 5 лет - 29,7 млн. кВт-ч.;

Зарамагская ГЭС-1 мощностью 346 МВт, ввод в работу осуществлен в конце 2019 года. Управление строительством осуществляло АО "Зарамагские ГЭС", являющееся дочерним предприятием ПАО "РусГидро";

ТЭС ОАО "Бесланский маисовый комбинат" мощностью 6 МВт;

Фаснальская МГЭС ОАО "Турбохолод" - малая гидроэлектростанция каскада ГЭС на реке Сонгутидон (бассейн реки Урух) с установленной мощностью 6,4 МВт и выработкой электроэнергии 9,0 млн. кВт-ч (средняя за 5 лет);

Беканская ГЭС, расположенная в Ардонском районе у села Бекан на озере Бекан, мощностью 0,5 МВт и среднегодовой выработкой 0,3 млн. кВт-ч. Согласно договору N 1 купли-продажи муниципального имущества от 07.02.2020 собственником Беканской ГЭС является ООО "ЮГЭНЕРГО".

Электросетевые компании

Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Магистральные электрические сети Юга.

Организация осуществляет ремонтно-эксплуатационное обслуживание магистральных электрических сетей одного из самых сложных районов России - Северного Кавказа. МЭС Юга обеспечивает электрическую связь ОЭС Юга с энергосистемами центра Российской Федерации, Украины, Грузии, Азербайджана, а через них - перетоки электроэнергии в Турцию и Иран.

На территории Республики Северная Осетия-Алания осуществляет эксплуатацию сетей и подстанций, входящих в состав Единой национальной электрической сети напряжением 110 кВ и выше: ПС 500 кВ Алания, ПС 330 кВ Владикавказ-2, ПС 330 кВ Владикавказ-500, ПС 330 кВ Моздок и ПС 110 кВ Северный Портал; высоковольтные линии электропередачи напряжением 330-500 кВ: ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания, ВЛ 330 кВ Зарамагская ГЭС-1 - Нальчик, ВЛ 330 кВ Зарамагская ГЭС-1 - Владикавказ-2, ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2, ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок, ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный, ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Владикавказ-500, ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок, ВЛ 330 кВ Моздок - Артем; высоковольтная линия электропередачи напряжением 110 кВ: КВЛ 110 кВ Северный Портал - Джава (Л-129).

Филиал ПАО "Россети Северный Кавказ"-"Севкавказэнерго" осуществляет эксплуатацию сетевого хозяйства республики напряжением 110 кВ и ниже, за исключением муниципальных электрических сетей. Головная организация - ПАО "Россети Северный Кавказ" - находится в г. Пятигорск Ставропольского края.

ПАО "Россети Северный Кавказ" обеспечивает передачу электроэнергии по принадлежащим обществу сетям напряжением от 0,4 до 110 кВ на территории республик Дагестан, Ингушетия, Северная Осетия-Алания, Кабардино-Балкария, Карачаево-Черкесия, Ставропольского края, поддерживая качество электроэнергии в соответствии с действующими стандартами.

АО "Аланияэлектросеть" осуществляет эксплуатацию электросетевого хозяйства городов Владикавказ, Алагир и электроснабжение присоединенных потребителей (по договору аренды передано филиалу ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго").

Сетевая организация АО "Оборонэнерго", подведомственная Министерству обороны Российской Федерации, осуществляет электроснабжение войсковых частей и других организаций Министерства обороны Российской Федерации в рамках реализации Указа Президента Российской Федерации от 15 сентября 2008 года N 1359.

ООО "Бесланэнерго" осуществляет эксплуатацию электросетевого хозяйства города Беслан.

Муниципальные электрические сети:

1) МУП "Ардонские инженерные сети" принадлежит АМС МО Ардонский район, осуществляет эксплуатацию городских электрических сетей и электроснабжение потребителей г. Ардон;

2) ООО "Осетия-Энергосети" осуществляет эксплуатацию электрических сетей и электроснабжение потребителей г. Беслан на основе арендного договора с АМС Бесланского городского поселения;

3) МУП "Моздокские электрические сети" подчинено АМС МО Моздокский район, осуществляет эксплуатацию городских электрических сетей и электроснабжение потребителей г. Моздок;

4) МУП "Дигорская городская сетевая компания" принадлежит АМС МО Дигорский район, осуществляет эксплуатацию электрических сетей и электроснабжение потребителей электроэнергии г. Дигора (по договору безвозмездного пользования имущество передано филиалу ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго").

На территории республики функционируют 11 организаций, владеющих на правах собственности или на ином законном основании объектами электросетевого хозяйства и выполняющих монопольные функции по передаче электроэнергии, а также ПАО "Электроцинк" и АО "Победит", получающие электроэнергию с ОРЭМ.

Системный оператор

Функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Республики Северная Осетия-Алания осуществляют:

Филиал АО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистем республик Северного Кавказа и Ставропольского края" (далее - Северокавказское РДУ);

Филиал АО "СО ЕЭС" "Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Юга" (далее - ОДУ Юга).

Энергосбытовые компании и гарантирующие поставщики электроэнергии

АО "Севкавказэнерго" (гарантирующий поставщик) - энергосбытовая организация, гарантирующий поставщик на территории Республики Северная Осетия-Алания, осуществляющий функции купли-продажи электрической энергии потребителям. Является ДЗО ПАО "Россети".

Федеральное государственное бюджетное учреждение "Центральное жилищно-коммунальное управление" Министерства обороны Российской Федерации, осуществляет куплю-продажу электроэнергии организациям (сетевым организациям, хозяйствующим субъектам), находящимся в ведении Министерства обороны Российской Федерации и (или) образованным во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 15 сентября 2008 года N 1359 "Об открытом акционерном обществе "Оборонсервис", в том числе опосредованно, в административных границах территории Республики Северная Осетия-Алания.

Потребители

На территории Республики Северная Осетия-Алания действуют следующие крупные потребители:

ПАО "Электроцинк";

АО "Победит";

МУП "Владикавказские водопроводные сети";

ОАО "Владикавказские тепловые сети";

ООО "БОР-Энергосбыт";

ООО "АльянсСпирт";

КЖКХ и Э г. Владикавказ;

ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ".

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Республике Северная Осетия-Алания за 2015 - 2019 годы

Потребление электроэнергии энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания в 2019 году составило 1720,6 млн. кВт-ч, что на 329 млн. кВт-ч меньше, чем в 2018 году.

Динамика электропотребления по энергосистеме Республики Северная Осетия-Алания за отчетный период характеризуется неравномерным трендом (таблица 2).

Удельный вес энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания в суммарном потреблении электроэнергии по ОЭС Юга за отчетный период снизился с 2,40% до 1,70%.

В течение 2015 - 2019 годов наиболее значимое снижение спроса на электроэнергию фиксируется в 2019 году (-16,05%), что обусловлено уменьшением потребления электроэнергии ПАО "Электроцинк" в связи с консервацией производства на предприятии.

Таблица 2 - Динамика потребления электроэнергии энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания и ОЭС Юга за 2015 - 2019 годы

	2015	2016	2017	2018	2019	Среднегодовой темп прироста за 2015 - 2019, %
ОЭС Юга, млрд. кВт-ч	87,883	90,703	99,094	102,281	101,283	-
годовой прирост, %	1,09	3,21	8,46	3,22	-0,98	3,05
Энергосистема Республики Северная Осетия-Алания, млрд. кВт-ч	2,112	2,129	2,132	2,050	1,721	-
годовой прирост, %	-1,22	0,8	0,14	-3,85	-16,05	-3,70
Удельный вес энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания в электропотреблении ОЭС Юга, %	2,40	2,34	2,15	2,00	1,70	-

В территориальной структуре потребления электроэнергии отмечается значительный удельный вес г. Владикавказ, на который приходится 38,12% потребления электроэнергии по территории региона (таблица 3), а также ПАО "Электроцинк" - 0,84%, АО "Победит" - 2,25%.

Таблица 3 - Распределение электроэнергии, поступившей в электрические сети энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания

Потребитель	Фактический отпуск в сеть в 2019 году
	млн. кВт-ч	%
Всего	1720,6	100
Алагирский РЭС	101,370	5,89
Ардонский РЭС	63,747	3,70
Архонский РЭС	81,430	4,73
Дигорский РЭС	32,988	1,92
Ирафский РЭС	23,641	1,37
Кировский РЭС	35,734	2,08
Моздокский РЭС	143,304	8,33
Октябрьский РЭС	97,695	5,68
Правобережный РЭС	139,656	8,12
г. Владикавказ	655,816	38,12
Центральный участок	87,075	5,06
ПАО "Электроцинк"	14,438	0,84
АО "Победит"	38,670	2,25
Прочие от сетей ПАО "ФСК ЕЭС"	95,665	5,56
Потери 330 - 110 - 35 кВ	109,371	6,36

2.3. Структура потребления электрической энергии по основным группам потребителей Республики Северная Осетия-Алания

Структура электропотребления в Республике Северная Осетия-Алания по основным группам потребителей (видам экономической деятельности) за 2015 - 2019 годы приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Структура электропотребления в Республике Северная Осетия-Алания по видам экономической деятельности

N	Вид экономической деятельности	2015 год		2016 год		2017 год		2018 год		2019 год <*>
		млн. кВт-ч	%	млн. кВт-ч	%	млн. кВт-ч	%	млн. кВт-ч	%	млн. кВт-ч	%
1	Промышленное производство	520,61	24,65	542,7	25,5	525,5	24,65	432,0	21,07	412,4	23,97
2	Строительство	15,21	0,72	16,2	0,76	16,8	0,79	17,2	0,84	13,4	0,78
3	Транспорт и связь	35,90	1,70	35,8	1,69	36,3	1,70	35,8	1,75	29,4	1,71
4	Сельское хозяйство	9,50	0,45	11,8	0,55	9,7	0,45	8,6	0,42	8,0	0,47
5	Сфера услуг	141,08	6,68	141,3	6,6	142,4	6,68	142,6	6,96	115,8	6,73
6	Бытовое потребление	491,67	23,28	487,6	22,9	496,4	23,28	495,9	24,19	402,8	23,41
7	Собственные нужды электростанций	2,75	0,13	2,9	0,14	2,9	0,13	3,0	0,15	2,4	0,14
8	Другие виды экономической деятельности	346,16	16,39	345,9	16,28	349,4	16,39	387,7	18,91	292,4	16,99
9	Потери в электрических сетях	549,12	26,00	544,4	25,58	552,8	25,93	527,1	25,71	444,0	25,81
	Всего:	2112,0	100,00	2 128,6	100,0	2 132,2	100,0	2 049,9	100,0	1720,6	100,0

<*> - получено на основании ретроспективных значений.

Наблюдается увеличение доли сферы услуг в структуре электропотребления с 6,2% до 6,96%, а также доли бытового потребления с 18,83% до 24,19%.

"Рисунок 2 - Структура потребления электроэнергии по видам экономической деятельности по энергосистеме Республики Северная Осетия-Алания в 2019 году"

2.4. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии с указанием потребления электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы

Крупным потребителем электрической энергии является промышленность и, в первую очередь, предприятия цветной металлургии. Цветную металлургию представляют два основных предприятия, расположенных в г. Владикавказ: ПАО "Электроцинк" (кадмий, свинец, цинк, серная кислота, медный купорос), АО "Победит" (вольфрамовые карбиды, шипы). Электропотребление наиболее крупных потребителей электроэнергии по энергосистеме Республики Северная Осетия-Алания за отчетный период представлено в таблице 5.

Таблица 5 - Крупные потребители в энергосистеме Республики Северная Осетия-Алания (потребление электроэнергии и максимальная электрическая нагрузка)

Наименование потребителя	ед. изм.	Факт
		2015	2016	2017	2018	2019
ПАО "Электроцинк"	млн. кВт-ч	371,31	398,44	404,25	332,54	14,438
	МВт	48,23	47,5	47,8	55	4,58
АО "Победит"	млн. кВт-ч	42,13	37,89	41,1	35,74	38,67
	МВт	7,10	7,26	4,9	6	4,675
МУП "Владикавказские водопроводные сети"	млн. кВт-ч	53,90	49,30	46,25	31,4	35,764
	МВт	6,31	5,77	5,44	2	5,32
ОАО "Владикавказские тепловые сети"	млн. кВт-ч	37,60	41,58	44,92	41,62	41,654
	МВт	4,24	4,69	5,1	4,71	6,20
ООО "АльянсСпирт"	млн. кВт-ч	11,76	12,54	12,48	9,17	6,786
	МВт	2,04	2,18	2,18	2,85	1,01
КЖКХ и Э г. Владикавказ	млн. кВт-ч	9,48	10,40	10,93	11,24	11,692
	МВт	1,35	1,48	1,53	1,51	1,74
ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ"	млн. кВт-ч	14,66	14,10	4,98	37,31	12,770
	МВт	1,63	1,57	0,55	6	1,90
ОАО "Ариана-С"	млн. кВт-ч	14,76	10,40	11,96	4,66	3,466
	МВт	1,16	0,82	1,39	0,60	0,52
ООО "Техно-плюсЭ"	млн. кВт-ч	7,31	6,57	5,89	2,98	6,593
	МВт	1,45	1,30	1,14	1,42	0,98
ФКУ Упрдор "Кавказ"	млн. кВт-ч	1,60	9,68	6,12	7,75	4,826
	МВт	1,00	1,9	1,2	0,6	0,72

2.5. Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы за 2015 - 2019 годы

Сводные данные по динамике изменения максимума нагрузки энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания приведены в таблице 6 и на рисунке 3.

Таблица 6 - Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания за период 2015 - 2019 годы, МВт

Наименование	Год
	2015	2016	2017	2018	2019
Максимум потребления	376,0	390,5	390,0	380,0	309,0
годовой прирост, %	-	3,71	-0,13	-2,63	-22,98

"Рисунок 3 - Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания за 2015 - 2019 годы"

2.6. Структура установленной электрической мощности на территории Республики Северная Осетия-Алания

Установленная мощность действующих электростанций энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания в 2019 году составила 452,92 МВт, в том числе ГЭС - 446,92 МВт (98,7% от суммарной установленной мощности), ТЭС - 6 МВт (1,3%).

Производство электроэнергии на территории Республики Северная Осетия-Алания по большей части осуществляется электростанциями филиала ПАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал". В его состав входят 7 гидроэлектростанций: Зарамагская ГЭС-1, Головная Зарамагская ГЭС, Дзауджикауская ГЭС, Эзминская ГЭС, Гизельдонская ГЭС, Кора-Урсдонская ГЭС и Павлодольская ГЭС. Общая установленная мощность электростанций - 440,02 МВт.

Гизельдонская ГЭС расположена на реке Гизельдон у селения Кобан Пригородного района. Построенная по плану ГОЭЛРО Гизельдонская ГЭС мощностью 22,8 МВт и среднегодовой выработкой за последний пятилетний период 36,8 млн. кВт-ч является старейшей действующей гидроэлектростанцией Северного Кавказа и одной из старейших в России. На момент ввода в эксплуатацию (1934 г.), Гизельдонская ГЭС была самой высоконапорной гидроэлектростанцией в Европе, а в настоящее время она использует самый большой напор воды среди ГЭС России и является наиболее мощной российской ГЭС, использующей ковшовые гидроагрегаты. Большая часть оборудования ГЭС находится в эксплуатации с момента ее пуска - около 80 лет.

Беканская ГЭС, расположенная в Ардонском районе у села Бекан на озере Бекан, мощностью 0,5 МВт и среднегодовой выработкой 0,3 млн. кВт-ч. В здании ГЭС размещены два радиально-осевых гидроагрегата мощностью по 0,252 МВт, работающих при напоре 6,5 м, при расходе воды через каждую турбину 5,6 м/сек. Уникальность ГЭС заключается в том, что для выработки энергии используется чистая родниковая вода, что существенно снижает износ турбин. Плотина ГЭС образует водохранилище суточного регулирования - озеро Бекан площадью около 65 га, питаемое водой около 300 родников (в районе водоема расположена зона разгрузки подземных вод). Водохранилище зимой не замерзает, является местом зимовки перелетных водоплавающих птиц, используется для рыбоводства. По данным филиала ПАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал", полученным письмом от 30.10.2019 N ИСХ-850-СО/КВ-002 СОФ с 26.08.2019, Беканская ГЭС выведена из состава ПАО "РусГидро" и передана Администрации местного самоуправления муниципального образования Ардонский район. Согласно договору N 1 купли-продажи муниципального имущества от 07.02.2020 собственником Беканской ГЭС является ООО "ЮГЭНЕРГО" (приложение 11).

Дзауджикауская ГЭС находится на реке Терек в г. Владикавказ. Ее мощность 8 МВт и среднегодовая выработка 32,7 млн. кВт-ч. Станция построена по деривационной схеме. В здании станции установлены 3 радиально-осевых гидроагрегата, работающих при расчетном напоре воды 27,5 м.

Эзминская ГЭС расположена на реке Терек. Станция построена по деривационной схеме. Мощность станции - 45 МВт, среднегодовая выработка - 155,7 млн. кВт-ч. В здании станции установлено 3 радиально-осевых гидрогенератора мощностью по 15 МВт, работающих при расчетном напоре 161 м.

Кора-Урсдонская ГЭС мощностью 0,6 МВт и среднегодовой выработкой 0,16 млн. кВт-ч расположена в Дигорском районе у села Кора-Урсдон на реке Урсдон. Станция построена по деривационной схеме. В здании ГЭС размещены два радиально-осевых гидроагрегата РО-30-ГФ60 мощностью по 0,315 МВт, работающих при напоре 18,9 м, при расходе воды через каждую турбину 2,15 м/сек. По данным филиала ПАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал", полученным письмом от 30.10.2019 N ИСХ-850-СО/КВ-002 СОФ в конце 2020 г., планируется выведение Кора-Урсдонской ГЭС из состава ПАО "РусГидро".

Павлодольская ГЭС на Павлодольском гидроузле, осуществляющем водозабор в Терско-Кумский канал из реки Терек у станицы Павлодольская на территории ФГУ "Управление эксплуатации Терско-Кумского гидроузла". Установленная мощность - 2,62 МВт, среднегодовая выработка - 14,3 млн. кВт-ч. Оборудование станции - 2 пропеллерных гидроагрегата ПР 245/10-ВБ220 мощностью по 1,31 МВт, работающих при напоре 7,5 м. Собственник - ПАО "РусГидро".

Головная Зарамагская ГЭС на реке Ардон, установленной мощностью 15 МВт и среднегодовой выработкой 29,7 млн. кВт-ч, введена в эксплуатацию в сентябре 2009 года. На основе арендного договора с дочерним зависимым обществом ПАО "РусГидро" Головная Зарамагская ГЭС эксплуатируется филиалом ПАО "РусГидро"-"Северо-Осетинский филиал".

Зарамагская ГЭС-1 построена на реке Ардон. Ввод в работу осуществлен в конце 2019 года. Мощность станции составляет 346 МВт, годовая выработка электроэнергии - 842 млн. кВт-ч. В здании ГЭС установлено два ковшовых вертикальных гидроагрегата (турбина типа К-600-В6-341,2) мощностью по 173 МВт. По своей мощности Зарамагская ГЭС-1 заняла третье место среди гидроэлектростанций Северного Кавказа, уступая только Ирганайской и Чиркейской ГЭС в Дагестане. Обладая возможностью быстро изменять мощность, Зарамагская ГЭС-1 будет обеспечивать пики потребления электроэнергии в энергосистеме.

ТЭС ОАО "Бесланский маисовый комбинат" (ТЭС БМК) установленной мощностью 6 МВт и 35 Гкал/час (на консервации).

Фаснальская МГЭС расположена на реке Сонгутидон в Ирафском районе. Фаснальская МГЭС мощностью 6,4 МВт и среднегодовой выработкой 9,0 млн. кВт-ч - первая малая гидроэлектростанция каскада МГЭС в бассейне реки Урух. Собственник - ОАО "Турбохолод".

Эзминская, Гизельдонская и Дзауджикауская ГЭС и Фаснальская МГЭС - станции деривационного типа. Беканская и Кора-Урсдонская ГЭС - маломощные станции, не оказывающие влияющего воздействия на баланс выработки электрической энергии.

Таблица 7 - Структура установленной мощности в 2019 году по типам генерирующих мощностей

Наименование объекта	Установленная мощность, МВт/Гкал
ТЭС/ТЭЦ, в том числе:
ТЭС БМК	6,0/35,0
ГЭС, в том числе:
Гизельдонская ГЭС	22,8
Эзминская ГЭС	45
Дзауджикауская ГЭС	8
Беканская ГЭС	0,5
Кора-Урсдонская ГЭС	0,6
Головная Зарамагская ГЭС	15
Зарамагская ГЭС-1	346
Павлодольская ГЭС	2,62
Фаснальская МГЭС	6,4
Итого:	452,92/35,0

"Рисунок 4 - Структура существующих в 2019 году электростанций по типам генерирующих мощностей"

Состав электростанций энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания в 2019 году с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям представлен в таблице 8.

Таблица 8 - Состав электростанций энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания в 2019 году

Наименование объекта	Мощность, МВт	Наименование компании
Гизельдонская ГЭС	22,8	ПАО "РусГидро"
Эзминская ГЭС	45
Дзауджикауская ГЭС	8
Кора-Урсдонская ГЭС	0,6
Павлодольская ГЭС	2,62
Зарамагская ГЭС-1	346	ПАО "РусГидро"
Головная Зарамагская ГЭС	15	ПАО "РусГидро"
ТЭС БМК	6,0	ОАО "БМК"
МГЭС Фаснальская	6,4	ОАО "Турбохолод"
Беканская ГЭС	0,5	ООО "ЮГЭНЕРГО"
Итого:	452,92

"Рисунок 5 - Структура мощности существующих в 2019 году электростанций по принадлежности к энергокомпаниям"

В энергосистеме Республики Северная Осетия-Алания в рассматриваемый период 2015 - 2019 годов вывода из эксплуатации устаревшего генерирующего оборудования не было.

На этапе 2019 года был осуществлен ввод в работу Зарамагской ГЭС-1 в составе двух блоков 2 x 173 МВт (установленная мощность станции 346 МВт).

Структура установленной мощности электростанций энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания за отчетный период приведена в таблице 9.

Таблица 9 - Структура установленной мощности электростанций энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания в период 2014 - 2018 годов

Тип	2015		2016		2017		2018		2019
	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%	МВт	%
Всего	106,92	100,0	106,92	100,0	106,92	100,0	106,92	100,0	452,92	100,0
ГЭС	100,92	94,4	100,92	94,4	100,92	94,4	100,92	94,4	446,92	94,4
ТЭС	6,0	5,6	6,0	5,6	6,0	5,6	6,0	5,6	6,0	5,6

В структуре установленной мощности энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания наибольшая доля по электростанциям приходится на Зарамагскую ГЭС-1 - 76,4% (установленная мощность 346 МВт).

Возрастная структура генерирующего оборудования электростанций энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания представлена в таблице 10.

Таблица 10 - Возрастная структура генерирующего оборудования электростанций энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания, МВт

Тип	Всего	до 1951 года	1951 - 1960	1961 - 1970	1971 - 1980	1981 - 1990	1991 - 2000	2001 - 2011	2012 - 2019
ГЭС	100,92	31,0	45,3	2,62	-	-	0,3	15,3	352,4
ТЭС	6,0	-	-	-	-	-	6,0	-	-
Всего	106,92	31,0	45,3	2,62	-	-	6,3	15,3	6,4
%	100,0	29,0	42,4	2,4	-	-	5,9	14,3	6,0

Наибольший объем вводов оборудования, введенного до 1980 года и отработавшего 30 лет и более, составляет 78,92 МВт (17,4% от установленной мощности) на ГЭС.

2.7. Состав генерирующего оборудования существующих электростанций

Данные по составу генерирующего оборудования электростанций, приведены в таблице 11.

Таблица 11 - Состав существующих электростанций по состоянию на 01.01.2020

Наименование станции	Номер агрегата	Тип оборудования	Год ввода	Вид топлива, энергии	Место расположения	Установленная мощность (на конец 2019 года), МВт
Эзминская ГЭС	1	РО 15-ВМ-160	1954	вода	с. Чми, 1,5 км от южного выезда из с. Чми	15
	2	РО 15-ВМ-160				15
	3	РО 15-ВМ-160				15
Гизельдонская ГЭС	1	П-461-ГИ	1934	вода	Пригородный район, 1,8 км от южной окраины с. Кобан	7,6
	2	П-461-ГИ				7,6
	3	П-461-ГИ				7,6
Дзауджикауская ГЭС	1	Ф-123-ВБ/140	1948	вода	г. Владикавказ, ул. В. Абаева, 63	3
	2	Leffel Built BV	1948			2,5
	3	Leffel Built BV	1948			2,5
Беканская ГЭС	1	РО "ФОЙТ"	1945	вода	Ардонский район, с. Бекан	0,25
	2	РО "ФОЙТ"	1951			0,25
Кора-Урсдонская ГЭС	1	РО-300-ГФ60	2000	вода	Дигорский район, с. Кора-Урсдон	0,3
	2	РО-300-ГФ60	2001			0,3
Головная Зарамагская ГЭС	1	ПЛ-70-340	2009	вода	Алагирский район, Касарское ущелье, в 2 км ниже с. Нижний Зарамаг	15
Зарамагская ГЭС-1	1	К-600-В6-341,2	2019	вода	Вблизи с. Мизур, р. Ардон	173
	2	К-600-В6-341,2	2019			173
Павлодольская ГЭС	1	ПР 245/10-ВБ220	1960	вода	Моздокский район, ст. Павлодольская	1,31
	2	ПР 245/10-ВБ220	1960			1,31
ТЭС БМК	1	Р-6-35-5М	1990	газ	Правобережный район, г. Беслан, ул. Гагарина, 1	6,0
МГЭС Фаснальская	1	РО-120-Г-65	2012	вода	Ирафский район, с. Фаснал	1,6
	2	РО-120-Г-65	2012			1,6
	3	РО-120-Г-65	2012			1,6
	4	К450-Г2-96	2012			1,6

2.8. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

В 2019 году в структуре генерирующих мощностей в энергосистеме Республики Северная Осетия-Алания доля электростанций филиала ПАО "РусГидро"-"Северо-Осетинский филиал" составила 88,4% от суммарной установленной мощности электростанций Республики Северная Осетия-Алания (94,52 МВт), доля ОАО "Турбохолод" - 6% (6,4 МВт), доля ОАО "БМК" - 5,6% (6 МВт).

Таблица 12 - Структура производства электроэнергии на электростанциях энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания в период 2015 - 2019 годов

	2015		2016		2017		2018		2019
Тип	млн. кВт-ч	%	млн. кВт-ч	%	млн. кВт-ч	%	млн. кВт-ч	%	млн. кВт-ч	%
Всего	277,7	100	186,2	100	297,8	100	330,9	100	300,9	100
Темп роста, %	-9,0		-32,9		59,93		11,11		-9,07
в т.ч. ГЭС	277,7	100	186,2	100	297,8	100	330,9	100	300,9	100
ТЭС	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

В зависимости от водности года и плановых ремонтов оборудования и гидротехнических сооружений электростанций производство электроэнергии на гидроэлектростанциях энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания изменялось в диапазоне от 330,9 млн. кВт-ч в 2018 году до 186,2 млн. кВт-ч в 2016 году. В 2016 году снижение выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях обусловлено маловодьем, а также в связи с реконструкцией и ремонтом гидротехнических сооружений были остановлены Эзминская ГЭС (с 1 октября 2015 года по 6 сентября 2016 года) и Гизельдонская ГЭС (с 17 сентября 2015 года по 13 мая 2016 года).

Таблица 13 - Структура выработки электроэнергии электростанциями по видам собственности в 2015 - 2019 годах

Генерирующие объекты	Вид собственности	Выработка электроэнергии, млн. кВт-ч
		2015	2016	2017	2018	2019
ГЭС Филиала ПАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал"	ПАО "РусГидро"	267,4	174,9	287,2	323,3	295,8
ТЭС БМК	ОАО "БМК"	0	0	0	0	0
Фаснальская МГЭС	ОАО "Турбохолод"	10,3	11,3	10,6	7,6	5,1
Итого:		277,7	186,2	297,8	330,9	300,9

"Рисунок 6 - Выработка электрической энергии электростанциями Республики Северная Осетия-Алания в 2019 году"

2.9. Характеристика балансов электрической энергии и мощности энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания за 2015 - 2019 годы

Энергосистема Республики Северная Осетия-Алания является условно дефицитной по электрической мощности.

В 2019 году нагрузка энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания, входящей в состав ОЭС Юга, составляла 2,56% от общей электрической нагрузки ОЭС Юга.

Один из основных показателей функционирования энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания за рассматриваемый ретроспективный период представлен в таблице 14.

Таблица 14 - Максимальные электрические нагрузки энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания, дата, время и среднесуточная температура наружного воздуха

Показатели	Единицы измерения	2015	2016	2017	2018	2019
Собственная максимальная нагрузка	МВт	376,0	390,5	390,0	380,0	309,0
Дата и время (мск) прохождения собственного максимума энергосистемы	чч. мм час	09.01 18-00	17.12 18-00	02.02 19-00	19.01 18-00	04.12 17-00
Среднесуточная температура наружного воздуха на день прохождения собственного максимума энергосистемы	C	-12,9	-9,3	-5,0	-3,8	-1,6

Наибольшее значение максимальной электрической нагрузки за рассматриваемый период наблюдалось в 2016 году (390,5 МВт), наименьшее - в 2019 году (309 МВт). Разница между наибольшим и наименьшим значением максимальной электрической нагрузки за рассматриваемый период составила 79 МВт или 19,1%. Снижение максимальной нагрузки обусловлено уменьшением потребления электроэнергии ПАО "Электроцинк" в связи с консервацией производства на предприятии. Среднегодовой прирост нагрузки энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания за период 2015 - 2019 годов имел отрицательное значение и составил - 14,6%.

Таблица 15 - Баланс мощности Республики Северная Осетия-Алания, МВт

Показатели	2015	2016	2017	2018	2019
	9 января 18:00	17 декабря 18:00	2 февраля 19:00	19 января 18:00	4 декабря 17:00
Спрос
Максимум нагрузки	376,0	390,5	390,0	380,0	309,0
Фактический резерв	-	-	-	-	-
в т.ч. ремонт	-	-	-	-	-
тоже в % от максимума	-	-	-	-	-
Итого спрос на мощность	376,0	390,5	390,0	380,0	309,0
Покрытие
Установленная мощность на конец года	106,92	106,92	106,92	106,92	452,92
Установленная мощность на час прохождения максимума	106,92	106,92	106,92	106,92	452,92
Располагаемая мощность на час максимума	27,0	48,1	52	48	49
ГЭС	27,0	48,1	52	48	49
ТЭС	-	-	-	-	-
Итого покрытие спроса электростанциями Республики Северная Осетия-Алания	27,0	45,9	45,9	40	49
Сальдо перетока ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	+349,0	+344,6	+344,1	+340	+260

Электропотребление энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания снизилось с 2132,0 млн. кВт-ч в 2017 году до 1720,6 млн. кВт-ч в 2019 году (снижение -19,3% по отношению к 2017 году), что обусловлено, в том числе, уменьшением потребления электроэнергии ПАО "Электроцинк" в связи с консервацией производства на предприятии.

За счет производства электроэнергии электростанциями энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания обеспечивалось 14,3 - 18,6% потребности в электроэнергии.

Баланс электроэнергии энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания, так же как и баланс мощности, складывался с дефицитом. Сальдо-переток электроэнергии в энергосистему Республики Северная Осетия-Алания за отчетный период 2015 - 2019 годов варьировался в диапазоне от 1942,4 до 1419,7 млн. кВт-ч или 83,04 - 91,3% от электропотребления. Покрытие дефицита электроэнергии осуществлялось за счет поставок по электрическим связям из энергосистем ОЭС Юга (Ставропольского края и Кабардино-Балкарской Республики).

Баланс электрической энергии энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания в период 2015 - 2019 годов представлен в таблице 16.

Таблица 16 - Баланс электрической энергии энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания

Показатели	Единицы измерения	2015	2016	2017	2018	2019
Электропотребление	млн. кВт-ч	2111,6	2128,6	2132,0	2049,9	1720,6
Темпы прироста, %		-1,26	0,81	0,16	-3,85	-16,06
Потребность	млн. кВт-ч	2111,6	2128,6	2132	2050	1721
Производство электроэнергии, всего	млн. кВт-ч	277,7	186,2	297,8	330,9	300,9
в т.ч. ГЭС	млн. кВт-ч	277,7	186,2	297,8	330,9	300,9
ТЭС	млн. кВт-ч	-	-	-	-	-
Сальдо перетока ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	млн. кВт-ч	+1833,9	+1942,4	+1834,2	+1719,1	+1419,7

"Рисунок 7 - Баланс электрической мощности ЭС РСО-Алания за период 2015 - 2019 годы"

"Рисунок 8 - Баланс электрической энергии ЭС РСО-Алания за период 2015 - 2019 годы"

2.10. Оценка плановых значений показателя надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций

Плановые значения показателя надежности рассчитываются по данным территориальных сетевых организаций или их обособленных подразделений, оказывающих услуги по передаче электрической энергии, с учетом требований, указанных в методических указаниях, утвержденных Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 29 ноября 2016 года N 1256 "Об утверждении методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций".

Плановые значения показателя надежности учитывают темп улучшения показателя с учетом п. 4.1.1 Приказа Министерства энергетики Российской Федерации от 29 ноября 2016 года N 1256 "Об утверждении методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций", принимаемого равным 0,015 (таблица 81).

Плановые значения показателя надежности по данным территориальных сетевых организаций или их обособленных подразделений, оказывающих услуги по передаче электрической энергии, представлены в таблице 17.

Таблица 17 - Плановые значения показателя надежности

Наименование территориальной сетевой организации	Плановые значения показателя надежности
	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Филиал ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго"	0,0702	0,0692	0,0692	0,0692	0,0692	0,0692	0,0692

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

На территории республики находятся следующие объекты филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга:

ПС 500 кВ Алания - предназначена для усиления электрической сети ОЭС Юга в восточной и юго-восточной частях ОЭС Юга с целью повышения пропускной способности контролируемого сечения "Терек". Находится в процессе ввода в работу;

ПС 330 кВ Владикавказ - 2 - важный опорный узел межсистемных электрических связей ОЭС Юга, обеспечивающий реверсивные перетоки мощности и энергии между восточной и западной его частями;

ПС 330 кВ Владикавказ-500;

ПС 330 кВ Моздок, предназначена для обеспечения электроснабжения газоперекачивающей станции, расположенной в Моздокском районе;

высоковольтная линия электропередачи напряжением 500 кВ: ВЛ 500 кВ Невинномысск-Алания;

высоковольтные линии электропередачи напряжением 330 кВ: ВЛ 330 кВ Зарамагская ГЭС-1 - Владикавказ-2, ВЛ 330 кВ Зарамагская ГЭС-1 - Нальчик, ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2, ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок, ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный, ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Владикавказ-500, ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок, ВЛ 330 кВ Моздок - Артем;

высоковольтная линия электропередачи напряжением 110 кВ - КВЛ 110 кВ Северный Портал - Джава (Л-129).

Необходимо отметить, что в настоящее время по титулу "ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с расширением ПС 500 кВ Невинномысск и ПС 330 кВ Моздок (сооружение ОРУ 500 кВ)" осуществляется ввод в работу заходов существующих ВЛ 330 кВ Моздок - Артем, ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок на ПС 500 кВ Алания. Так же выполняется установка на ПС 500 кВ Алания резервной автотрансформаторной фазы 500/330 кВ мощностью 167 МВА и трансформатора плавки гололеда 330/10-10 кВ мощностью 125 МВА в рамках мероприятия "Строительство одноцепной ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок ориентировочной протяженностью 253 км (1 x 253 км) и ПС 500 кВ Моздок с установкой автотрансформаторной группы 3 x 167 МВА с резервной фазой 167 МВА, трансформатора плавки гололеда 125 МВА и установкой УШР реактивной мощностью 180 Мвар".

Обслуживание объектов осуществляет филиал ПАО "ФСК ЕЭС" Северо-Кавказское ПМЭС.

Информация об объектах 110 кВ и выше филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга, расположенных на территории Республики Северная Осетия-Алания, приведена в таблицах 18 и 19.

Таблица 18 - Перечень линий электропередачи филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга на территории Республики Северная Осетия-Алания

Воздушные линии, всего (в том числе по территории Республики Северная Осетия-Алания), км		1348,471 (389,106)
в том числе:	напряжением 500 кВ
	ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания	250,3(40,0)
	напряжением 330 кВ (в габаритах 500 кВ)
	ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2	321,9 (46,447)
	напряжением 330 кВ
	ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Владикавказ-500	11,6 (11,422)
	ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок	86,847 (61,703)
	ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный	114,43 (12,258)
	ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок	63,5 (35,336)
	ВЛ 330 кВ Моздок - Артем	274+2х3 (20,56)
	ВЛ 330 кВ Зарамагская ГЭС-1 - Владикавказ-2	80,9
	ВЛ 330 кВ Зарамагская ГЭС-1 - Нальчик	137,4 (79,69)
	напряжением 110 кВ
	КВЛ 110 кВ Северный Портал - Джава (Л-129)	39,7 (4,863)
Подстанции, шт.		5
в том числе:	напряжением 500 кВ
	ПС 500 кВ Алания	1
	напряжением 330 кВ (в габаритах 500 кВ)
	ПС 330 кВ Владикавказ-500	1
	напряжением 330 кВ	2
	ПС 330 кВ Владикавказ-2
	ПС 330 кВ Моздок
	напряжением 110 кВ	1
	ПС 110 кВ Северный Портал

Таблица 19 - Перечень оборудования подстанций филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга на территории Республики Северная Осетия-Алания

Оборудование подстанций		шт.	Мощность, МВА, Мвар
Силовые трансформаторы (автотрансформаторы)		10	1149,3
в том числе:	напряжением 500 кВ	1	501
	напряжением 330 кВ	6	1050
	напряжением 110 кВ	5	113
Шунтирующие реакторы
в том числе:	напряжением 500 кВ	6	360
	напряжением 330 кВ	-	-
	напряжением 110 кВ	-	-
Батареи статических конденсаторов, синхронные компенсаторы		-	-
в том числе:	напряжением 110 кВ	-	-

Районных электрических сетей, обслуживающих сельские электрические сети - 9, в том числе Алагирские РЭС, Ардонские РЭС, Дигорские РЭС, Ирафские РЭС, Кировские РЭС, Моздокские РЭС, Правобережные РЭС, Октябрьские РЭС и Архонские РЭС, а также ВладГорЭС, обслуживающие электрические сети АО "Аланияэлектросеть", находящиеся в аренде у ПАО "Россети Северный Кавказ"-"Севкавказэнерго".

Сведения об объектах филиала ПАО "Россети Северный Кавказ"-"Севкавказэнерго" приведены в таблицах 20 - 22.

Таблица 20 - Структура линий электропередачи филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго" в 2019 году

N п/п	Класс напряжения	Кол-во, шт.	Протяженность по трассе, км	Протяженность по цепям, км
1	ВЛ 110 кВ	75	668,04	862,361
2	ВЛ 35 кВ	56	455,2	483,6
3	ВЛ 6-10 кВ	1877	2774,4	2777,4
4	ВЛ 0,4 кВ	7747	4301,19	4301,19
Итого:		9755	8199,83	8424,551

Таблица 21 - Подстанции 110 кВ филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго" по состоянию на 01.01.2020

Класс напряжения подстанции, кВ	Количество подстанций, шт.	Количество силовых трансформаторов, шт.	Трансформаторная мощность, МВА
110	40	72	1 224,4

Таблица 22 - Линии электропередачи 110 кВ филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго"

Тип линии, напряжение, кВ	Количество, шт.	Протяженность, км
		по трассе	по цепям
ВЛ 110	75	668,04	862,361

В энергосистеме имеются также подстанции 110 кВ других владельцев: ОАО "Исток", ОАО "БОР", ОАО "Мичуринский спиртзавод", ОАО "РЖД", Северо-Осетинской таможни, Кавказской тоннельно-строительной компании, ПАО "Электроцинк", филиала ПАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал" и Головной Зарамагской ГЭС.

Сведения об объектах электросетевого комплекса напряжением 110 кВ других хозяйствующих субъектов, осуществляющих деятельность на территории Республики Северная Осетия-Алания, приведена в таблицах 23 и 24.

Таблица 23 - Подстанции других владельцев

Класс напряжения подстанции, кВ	Количество подстанций, шт.	Количество силовых трансформаторов, шт.	Трансформаторная мощность, МВА
110	12	22	432,9

Таблица 24 - Линии электропередачи других владельцев

Тип линии, напряжение, кВ	Количество, шт.	Протяженность, км
ВЛ 110	4	44,8

Сведения о протяженности линий электропередачи, характеристики электрических сетей напряжением 10 кВ и ниже, состав и количество электротехнического оборудования подстанций территориальных сетевых организаций приведены в таблице 25.

Таблица 25 - Сведения о протяженности линий электропередачи территориальных сетевых организаций сетей напряжением 10 кВ и ниже энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания

N п/п	Наименование сетевых организаций	Подстанции 10/6/0,4 кВ		Линии электропередачи 10-6-0,4 кВ
		шт.	МВА	шт.	км
1	АО "Аланияэлектросеть"	567	115	524	1233,2
2	ООО "Осетия-Энергосети"	72	24,3	328	402,4
3	МП "Дигорская городская сетевая компания"	24	9,72	86	353,3
4	МП "Ардонские инженерные сети"	52	11,65	162	322,3
5	МУП "Моздокские электрические сети"	114	36,65	510	273,2
6	Филиал "Северо-Кавказский" ОАО "Оборонэнерго"	66	22,03	34	70,9
7	ООО "Бесланэнерго"	33	11,64	32	152,79

Таблица 26 - Перечень трансформаторов 110 кВ и выше филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга, филиала ПАО "Россети Северный Кавказ"-"Севкавказэнерго", объектов генерации и других владельцев объектов сетевого хозяйства

N п/п	Наименование подстанции	Номер трансформатора	Мощность, МВА	Напряжение, кВ	Диапазон регулирования напряжения
					ПБВ	РПН
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга
1	ПС 500 кВ Алания	АТ-1	501	500		15 ступеней
2	ПС 330 кВ Владикавказ-2	АТ-1	200	330		15 ступеней
3	ПС 330 кВ Владикавказ-2	АТ-3	200	330		15 ступеней
4	ПС 330 кВ Владикавказ-500	АТ-3	200	330		15 ступеней
5	ПС 330 кВ Владикавказ-500	АТ-4	200	330		15 ступеней
6	ПС 330 кВ Моздок	АТ-1	125	330		15 ступеней
7	ПС 330 кВ Моздок	АТ-2	125	330		15 ступеней
8	ПС 330 кВ Моздок	Т-1	15	110		5 ступеней
9	ПС 330 кВ Моздок	Т-2	15	110		5 ступеней
10	ПС 330 кВ Моздок	Т-3	63	110		10 ступеней
11	ПС 110 кВ Северный Портал	Т-1	10	110		115+/-9 x 1,78 19 ступеней
12	ПС 110 кВ Северный Портал	Т-2	10	110		115+/-9 x 1,78 19 ступеней
Филиал ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго"
13	ПС 110 кВ Алагир	Т-1	12	110	115+/-2 x 2,5
14	ПС 110 кВ Алагир	Т-2	10	110		115+/-9*1,78
15	ПС 110 кВ Ардон-110	Т-1	16	110		115+/-9*1,78
16	ПС 110 кВ Ардон-110	Т-2	10	110		115+/-9*1,78
17	ПС 110 кВ АЗС	Т-1	7,5	110	110+/-2 x 2,5
18	ПС 110 кВ АЗС	Т-2	6,3	110	110+/-2 x 2,5
19	ПС 110 кВ Беслан	Т-1	25	110		115+/-9 x 1,78
20	ПС 110 кВ Беслан	Т-2	25	110		115+/-9 x 1,78
21	ПС 110 кВ Беслан-Северная	Т-1	16	110		115+/-9 x 1,78
22	ПС 110 кВ Беслан-Северная	Т-2	16	110		115+/-9 x 1,78
23	ПС 110 кВ Владикавказ-1	Т-1	25	110		115+/-9 x 1,78
24	ПС 110 кВ Владикавказ-1	Т-2	20	110	112+/-4 x 2,5
25	ПС 110 кВ Владикавказ-1	Т-3	20	110	110+/-2 x 2,5
26	ПС 110 кВ Верхний Згид	Т-1	6,3	110	110+/-2 x 2,5
27	ПС 110 кВ Восточная	Т-1	10	110		115+/-4 x 2,5
28	ПС 110 кВ Городская	Т-1	16	110		115+/-9 x 1,78
29	ПС 110 кВ Городская	Т-2	16	110		115+/-9 x 1,78
30	ПС 110 кВ Дзуарикау	Т-1	6,3	110	115+/-2 x 2,5
31	ПС 110 кВ Дзуарикау	Т-2	6,3	110		115+/-9 x 1,78
32	ПС 110 кВ Дигора-110	Т-1	10	110		115+/-4 x 2,5
33	ПС 110 кВ Дигора-110	Т-2	10	110		115+/-9 x 1,78
34	ПС 110 кВ Западная	Т-1	16	110		115+/-9 x 1,78
35	ПС 110 кВ Западная	Т-2	14	110	115+/-2 x 2,5
36	ПС 110 кВ Заманкул	Т-1	10	110		115+/-4 x 2,5
37	ПС 110 кВ Зарамаг	Т-1	14	110	115+/-2 x 2,5
38	ПС 110 кВ Зарамаг	Т-2	16	110		115+/-9 x 1,78
39	ПС 110 кВ Змейская	Т-1	7,5	110	115+/-2 x 2,5
40	ПС 110 кВ Змейская	Т-2	10	110		115+/-9 x 1,78
41	ПС 110 кВ Кармадон	Т-1	6,3	110		115+/-9 x 1,78
42	ПС 110 кВ Карца	Т-1	16	110		115+/-4 x 2,5
43	ПС 110 кВ Карца	Т-1	16	110		115+/-9 x 1,78
44	ПС 110 кВ Левобережная	Т-1	25	110		115+/-9 x 1,78
45	ПС 110 кВ Левобережная	Т-2	25	110		115+/-9 x 1,78
46	ПС 110 кВ Мизур	Т-1	16	110		115+/-9 x 1,78
47	ПС 110 кВ Моздок-110	Т-1	16	110		110+/-4 x 2,5
48	ПС 110 кВ Моздок-110	Т-2	16	110		115+/-4 x 2,5
49	ПС 110 кВ Ногир-110	Т-1	16	110		115+/-9 x 1,78
50	ПС 110 кВ Ногир-110	Т-2	16	110		115+/-9 x 1,78
51	ПС 110 кВ Нузал	Т-1	10	110		115+/-9 x 1,78
52	ПС 110 кВ Нузал	Т-2	12	110	110+/-2 x 2,5
53	ПС 110 кВ Ольгинская	Т-1	16	110		115+/-9 x 1,78
54	ПС 110 кВ Павлодольская-110	Т-1	10	110		115+/-9 x 1,78
55	ПС 110 кВ Победит	Т-1	40	110		115+/-9 x 1,78
56	ПС 110 кВ Победит	Т-2	40	110		115+/-9 x 1,78
57	ПС 110 кВ Предмостная	Т-1	10	110		110+/-4 x 2,5
58	ПС 110 кВ Предмостная	Т-2	10	110		110+/-4 x 2,5
59	ПС 110 кВ РП-110	Т-1	32	110		115+/-4 x 2,5
60	ПС 110 кВ РП-110	Т-2	40	110		115+/-9 x 1,78
61	ПС 110 кВ Северо-Западная	Т-1	25	110		115+/-9 x 1,78
62	ПС 110 кВ Северо-Западная	Т-2	25	110		115+/-4 x 2,5
63	ПС 110 кВ Северо-Восточная	Т-1	20	110		115+/-8 x 2
64	ПС 110 кВ Северо-Восточная	Т-2	20	110		115+/-4 x 2,5
65	ПС 110 кВ Терек-110	Т-1	10	110		115+/-4 x 2,5
66	ПС 110 кВ Терек-110	Т-2	10	110		115+/-9 x 1,78
67	ПС 110 кВ Терская	Т-1	16	110		115+/-9 x 1,78
68	ПС 110 кВ Терская	Т-2	16	110		115+/-9 x 1,78
69	ПС 110 кВ Унал	Т-1	6,3	110		110+/-4 x 2,5
70	ПС 110 кВ Фиагдон	Т-1	6,3	110		115+/-9 x 1,78
71	ПС 110 кВ Фиагдон	Т-2	6,3	110		115+/-9 x 1,78
72	ПС 110 кВ ЦРП-1	Т-1	16	110		115+/-9 x 1,78
73	ПС 110 кВ ЦРП-1	Т-2	16	110		115+/-9 x 1,78
74	ПС 110 кВ Чикола-110	Т-1	10	110		115+/-9 x 1,78
75	ПС 110 кВ Чикола-110	Т-2	10	110		115+/-9 x 1,78
76	ПС 110 кВ Электроцинк-1	Т-1	40	110		115+/-9 x 1,78
77	ПС 110 кВ Электроцинк-1	Т-2	25	110		115+/-9 x 1,78
78	ПС 110 кВ Эльхотово	Т-1	16	110		115+/-9 x 1,78
79	ПС 110 кВ Юго-Западная	Т-1	25	110		115+/-9 x 1,78
80	ПС 110 кВ Юго-Западная	Т-2	25	110		115+/-9 x 1,78
81	ПС 110 кВ Янтарь	Т-1	40	110		115+/-9 x 1,78
82	ПС 110 кВ Янтарь	Т-2	25	110		115+/-9 x 1,78
83	ПС 110 кВ Иристон	Т-1	25	110		115+/-9 x 1,78
84	ПС 110 кВ Иристон	Т-2	25	110		115+/-9 x 1,78
Другие владельцы
85	Гизельдонская ГЭС	Т-1	10	110		115+/-4 x 2,5
86	Гизельдонская ГЭС	Т-2	10	110		115+/-4 x 2,5
87	Гизельдонская ГЭС	Т-3	10	110		115+/-4 x 2,5
88	Дзауджикауская ГЭС	Т-1	16	110		115+/-9 x 1,78
89	Дзауджикауская ГЭС	Т-2	16	110		115+/-9 x 1,78
90	Эзминская ГЭС	Т-1	40	110	121+/-2 x 2,5
91	Эзминская ГЭС	Т-2	40	110		115+/-9 x 1,78
92	ПС 110 кВ Электроцинк-2	Т-1	32	110		112+/-8 x 1,5
93	ПС 110 кВ Электроцинк-2	Т-2	40	110		115+/-9 x 1,5
94	ПС 110 кВ Электроцинк-2	Т-3	25	110		115+/-9 x 1,5
95	ПС 110 кВ Беслан-Тяговая	Т-1	25	110		115+/-9 x 1,78
96	ПС 110 кВ Беслан-Тяговая	Т-2	25	110		115+/-9 x 1,78
97	ПС 110 кВ Исток	Т-1	6,3	110		115+/-9 x 1,78
98	ПС 110 кВ Исток	Т-2	6,3	110		115+/-9 x 1,78
99	ПС 110 кВ Мичурино-110	Т-1	6,3	110		115+/-9 x 1,78
100	ПС 110 кВ Моздок-Тяговая	Т-1	20	110		112+/-4 x 2,5
101	ПС 110 кВ Моздок-Тяговая	Т-2	40	110		115+/-9 x 1,78
102	ПС 110 кВ Нар	Т-1	2,5	110		115+/-9 x 1,78
103	ПС 110 кВ Бор	Т-1	10	110		115+/-9 x 1,78
104	ПС 110 кВ Бор	Т-2	10	110		115+/-9 x 1,78
105	Головная Зарамагская ГЭС	Т-1	40	110		115+/-9 x 1,78
106	Зарамагская ГЭС-1	Т-1	230	330		-
107	Зарамагская ГЭС-1	Т-2	230	330		-
	Итого:		3277,8

Таблица 27 - Перечень линий электропередачи 110 кВ и выше энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания (в том числе по территории Республики Северная Осетия-Алания)

N п/п	Диспетчерское наименование линии	Напряжение, кВ	Протяженность, км
	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга
1	ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания	500	250,3 (40,0)
2	ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок	330	63,50 (35,336) <*>
3	ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный	330	114,43 (12,258)
4	ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Владикавказ-500	330	11,6 (11,422)
5	ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок	330	86,847 (61,703)
6	ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2	330	321,9 (46,447)
7	ВЛ 330 кВ Зарамагская ГЭС-1 - Владикавказ-2	330	80,9
8	ВЛ 330 кВ Зарамагская ГЭС-1 - Нальчик	330	137,4 (79,69)
9	ВЛ 330 кВ Моздок - Артем	330	274 + 2 x 3 (20,56)
10	КВЛ 110 кВ Северный Портал - Джава (Л-129)	110	39,7 (4,863)
	Филиал ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго"
11	ВЛ 110 кВ Гизельдонская ГЭС - Юго-Западная (Л-1)	110	25,8
12	ВЛ 110 кВ Владикавказ-1 - Северо-Западная (Л-2)	110	1,64
13	ВЛ 110 кВ Северо-Западная - Городская (Л-3)	110	2,1
14	ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Дзуарикау (Л-4)	110	21,63
15	ВЛ 110 кВ РП-110 - Восточная - Юго-Западная (Л-7) с отпайкой на ПС Северо-Восточная	110	4,3
16	ВЛ 110 кВ Эзминская ГЭС - РП-110 (Л-8) с отпайками	110	30,48
17	ВЛ 110 кВ Владикавказ-1 - Электроцинк-1 (Л-9)	110	0,72
18	ВЛ 110 кВ Владикавказ-1 - Электроцинк-1 (Л-10)	110	0,72
19	ВЛ 110 кВ Нузал - Фиагдон (Л-11)	110	27,82
20	ВЛ 110 кВ Алагир - Унал (Л-14)	110	22,43
21	ВЛ 110 кВ Нузал-Мизур (Л-15)	110	3,43
22	ВЛ 110 кВ Гизельдонская ГЭС - Кармадон (Л-16)	110	16,93
23	ВЛ 110 кВ Фиагдон - Кармадон (Л-17)	110	17,8
24	ВЛ 110 кВ Унал - Мизур (Л-18)	110	8,99
25	ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Беслан-Тяговая (Л-19)	110	21,176
26	ВЛ 110 кВ Владикавказ-1 - Владикавказ-2 (Л-20)	110	7,82
27	ВЛ 110 кВ Владикавказ-1 - Владикавказ-2 (Л-21)	110	4,72
28	ВЛ 110 кВ Владикавказ-1 - Владикавказ-2 (Л-22)	110	4,66
29	ВЛ 110 кВ Беслан - Мичурино-110 (Л-23)	110	13,189
30	ВЛ 110 кВ Янтарь - Ногир-110 (Л-24)	110	5,45
31	ВЛ 110 кВ Эзминская ГЭС - Кармадон (Л-25)	110	12,37
32	ВЛ 110 кВ Янтарь - Левобережная (Л-26)	110	9,44
33	ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Западная (Л-28)	110	2,64
34	ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Западная (Л-29)	110	2,64
35	ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Левобережная (Л-30)	110	13,16
36	ВЛ 110 кВ Эзминская ГЭС - Юго-Западная (Л-31)	110	23,453
37	ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Восточная с отпайкой на Дзауджикаускую ГЭС (Л-32)	110	21,5
38	ВЛ 110 кВ Беслан - Ногир-110 (Л-70)	110	18,34
39	ВЛ 110 кВ Северо-Западная - Городская (Л-71)	110	2,1
40	ВЛ 110 кВ Беслан-Тяговая - Беслан (Л-72)	110	2,8
41	ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - РП-110 (Л-73)	110	3,65
42	ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - РП-110 (Л-74)	110	3,65
43	ВЛ 110 кВ РП-110 - Победит (Л-75)	110	4,34
44	ВЛ 110 кВ РП-110 - Победит (Л-76)	110	4,34
45	ВЛ 110 кВ Владикавказ-1 - Карца (Л-77)	110	5,3
46	ВЛ 110 кВ Владикавказ-1 - РП-110 (Л-78)	110	2,88
47	ВЛ 110 кВ Алагир - АЗС (Л-79)	110	5,55
48	ВЛ 110 кВ Ардон-110 - АЗС (Л-80)	110	12,75
49	ВЛ 110 кВ РП-110 - Карца (Л-81)	110	3,15
50	ВЛ 110 кВ Алагир - Дзуарикау (Л-82)	110	18,21
51	ВЛ 110 кВ Городская - ЦРП-1 (Л-83)	110	0,53
52	ВЛ 110 кВ Городская - ЦРП-1 (Л-84)	110	0,47
53	ВЛ 110 кВ Ардон-110 - Мичурино-110 (Л-85)	110	20,064
54	ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Терек-110 с отпайкой на ПС Екатериноградская (Л-89)	110	24,43
55	ВЛ 110 кВ Моздок - Терек-110 с отпайкой на ПС Павлодольская (Л-90)	110	27,93
56	ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Янтарь (Л-103)	110	22,2
57	ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Янтарь (Л-104)	110	22,2
58	ВЛ 110 кВ Нузал - Верхний Згид (Л-105)	110	7,964
59	ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Исток (Л-106)	110	24,48
60	ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - РП-110 (Л-107)	110	14,83
61	ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - РП-110 (Л-108)	110	14,83
62	ВЛ 110 кВ Моздок - Моздок-Тяговая (Л-109)	110	7,116
63	ВЛ 110 кВ Моздок - Моздок-Тяговая (Л-110)	110	7,764
64	ВЛ 110 кВ Эльхотово - Змейская (Л-111)	110	9,25
65	ВЛ 110 кВ Ардон-110 - Эльхотово (Л-112)	110	25,2
66	ВЛ 110 кВ Заманкул - Эльхотово (Л-113)	110	20,56
67	ВЛ 110 кВ Заманкул - Беслан-Северная (Л-113)	110	25,19
68	ВЛ 110 кВ Беслан-Северная - Исток (Л-114)	110	0,606
69	ВЛ 110 кВ Владикавказ-1 - Янтарь (Л-118)	110	3,55
70	КВЛ 110 кВ Фиагдон - Северный Портал (Л-124)	110	34,9
71	ВЛ 110 кВ Северо-Западная - Янтарь (Л-125)	110	1,98
72	ВЛ 110 кВ Владикавказ-1 - Янтарь (Л-126)	110	2,983
73	ВЛ 110 кВ Головная Зарамагская ГЭС - Нузал (Л-127)	110	16,7
74	КВЛ 110 кВ Северный Портал - Зарамаг с отпайкой на ПС Нар (Л-128)	110	15,0
75	ВЛ 110 кВ Моздок-110 - Предмостная (Л-130)	110	9,69
76	ВЛ 110 кВ Предмостная - Терская (Л-131)	110	17,68
77	ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Ольгинская (Л-133)	110	1,5
78	ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Ольгинская (Л-134)	110	1,5
79	ВЛ 110 кВ Моздок - Моздок-110 (Л-135)	110	3,16
80	ВЛ 110 кВ Ардон-110 - Дигора-110 (Л-136)	110	18,0
81	ВЛ 110 кВ Моздок - Терская (Л-137)	110	5,66
82	ВЛ 110 кВ Дигора-110 - Чикола-110 (Л-138)	110	19,3
83	ВЛ 110 кВ Головная Зарамагская ГЭС - Зарамаг (Л-227)	110	1,783
84	ВЛ 110 кВ Янтарь - Иристон (Л-27)	110	14,11
85	ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Иристон (Л-27)	110	5,17
86	Прочие владельцы
	ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Бор (Л-33)	110	1,8
87	ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Бор (Л-34)	110	1,8
88	ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Электроцинк-2 (Л-101)	110	20,6
89	ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Электроцинк-2 (Л-102)	110	20,6
90	ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Плиево I цепь с отпайкой на ПС Назрань (Л-12)	110	20,0
91	ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Плиево II цепь с отпайкой на ПС Назрань (Л-13)	110	20,0
92	ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Плиево (Л-203)	110	31,0
93	ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-120)	110	46,4
94	ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-129)	110	47,84
95	ВЛ 110 кВ Троицкая - Моздок (Л-158)	110	44,6
96	ВЛ 110 кВ Эзминская ГЭС - Казбеги (ВЛ 110 кВ Дарьяли)	110	24,2
			1538,17

<*> - по территории Республики Северная Осетия-Алания.

Размещение по районам республики крупных системообразующих подстанций (шт.):

г. Владикавказ - 18;

Моздокский район - 8;

Алагирский район - 14;

Правобережный район - 5;

Ардонский район - 2;

Кировский район - 2;

Ирафский район - 1;

Дигорский район - 1;

Пригородный район - 6.

Подстанции в основном двухтрансформаторные, а их распределительные устройства имеют по две системы или секции шин, оборудованные секционными выключателями.

Расположение питающих центров и линий электропередачи представлено в приложении 2 к Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2021 - 2025 годы.

2.12. Основные внешние электрические связи энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания

Энергосистема Республики Северная Осетия-Алания является одной из 12 энергосистем, входящих в ОЭС Юга и имеет внешние электрические связи с энергосистемами Ставропольского края, Кабардино-Балкарской Республики, Чеченской Республики, Республики Дагестан и Республики Ингушетия, входящими в состав ОЭС Юга, а также имеет электрические связи с энергосистемами Грузии и Республики Южная Осетия.

Внешние связи с другими энергосистемами осуществляются посредством 1 линии 500 кВ, 5 линий напряжением 330 кВ, 13 линий напряжением 110 кВ и 4 линий напряжением 35 кВ, в том числе:

электрические связи с энергосистемой Кабардино-Балкарской Республики:

ВЛ 330 кВ Зарамагская ГЭС-1 - Нальчик;

ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок;

ВЛ 110 кВ Змейская - Старый Лескен (Л-5);

ВЛ 110 кВ Эльхотово - Муртазово-Тяговая (Л-209);

ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Терек-110 с отпайкой на ПС 110 кВ Екатериноградская (Л-89);

ВЛ 35 кВ Терекская - Терек (Л-497);

электрические связи с энергосистемой Ставропольского края:

ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания;

ВЛ 330 кВ (в габаритах 500 кВ) Невинномысск - Владикавказ-2;

ВЛ 110 кВ Троицкая - Моздок (Л-158);

ВЛ 35 кВ Троицкая - Графская (Л-533);

электрические связи с энергосистемой Чеченской Республики:

ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный;

ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-120);

ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-129);

электрические связи с энергосистемой Республики Дагестан:

ВЛ 330 кВ Моздок - Артем;

электрические связи с энергосистемой Республики Ингушетия:

ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Плиево I цепь с отпайкой на ПС Назрань (Л-12);

ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Плиево II цепь с отпайкой на ПС Назрань (Л-13);

ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Магас (Л-151);

ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Юго-Западная (Л-150);

ВЛ 35 кВ Раздольная - Малгобек (Л-491);

ВЛ110 кВ Владикавказ-2 - Плиево (Л-203);

ВЛ 35 кВ Моздок 110 - Водоподъем (Л-448);

электрические связи с энергосистемой Грузии:

ВЛ 110 кВ Эзминская ГЭС - Казбеги (ВЛ 110 кВ Дарьяли) (находится в отключенном состоянии);

электрические связи с энергосистемой Республики Южная Осетия:

КВЛ 110 кВ Северный Портал - Джава (Л-129).

3. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Республики Северная Осетия-Алания

Энергосистему Республики Северная Осетия-Алания условно можно разделить на два энергорайона - Северо-Осетинский (включает в себя всю энергосистему за исключением Моздокского района) и Моздокский.

К Северо-Осетинскому энергорайону относятся потребители электрической энергии, запитанные от ПС 110 кВ Мизур, ПС 110 кВ Нузал, ПС 110 кВ Зарамаг, ПС 110 кВ Фиагдон, ПС 110 кВ Кармадон, ПС 110 кВ Юго-Западная, ПС 110 кВ Западная, ПС 110 кВ Алагир, ПС 110 кВ Янтарь, ПС 110 кВ Северо-Западная, ПС 110 кВ ЦРП, ПС 110 кВ Владикавказ-1, ПС 110 кВ Электроцинк-1, ПС 110 кВ Электроцинк-2, ПС 110 кВ Карца, ПС 110 кВ РП-110, ПС 110 кВ Победит, ПС 110 кВ Северо-Восточная, ПС 110 кВ Городская, ПС 110 кВ Иристон, ПС 110 кВ АЗС, ПС 110 кВ Ардон-110, ПС 110 кВ Змейская, ПС 110 кВ Дигора-110, ПС 110 кВ Ольгинская, ПС 110 кВ Ногир-110, ПС 110 кВ Беслан, ПС 110 кВ Беслан-Тяговая, ПС 110 кВ Беслан-Северная, ПС 110 кВ Мичурино-110, ПС 110 кВ Исток, ПС 110 кВ В. Згид, ПС 110 кВ Северный Портал, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Заманкул, ПС 110 кВ Эльхотово, ПС 110 кВ Чикола-110, ПС 110 кВ Унал, ПС 110 кВ Левобережная, ПС 110 кВ Дзуарикау, ПС 110 кВ Бор и ПС 110 кВ Нар.

Основные потребители - все города и районы Республики Северная Осетия-Алания, за исключением Моздокского района. Северо-Осетинский энергорайон обеспечивает электроснабжение крупных предприятий республики: ПАО "Электроцинк", АО "Победит", Алагирское ДРСУ, ООО "Транскамстройсервис", ООО "Спецмонтажавтоматика", ОАО "Осетинский завод автомобильного и тракторного электрооборудования", ЗАО СПО "ОРТЭВ", ООО "Алан-2000", ООО "Кавказская туннельно-строительная компания", ОАО "Кетон", Владикавказский молочный завод, ОАО "Крон", завод "Гран", ОАО "Янтарь", ОАО "Владикавказский электроламповый завод", ООО "Столица", ОАО "Янтарь", спиртзавод "Изумруд", ОАО "Владикавказский вагоноремонтный завод", ОАО "Кристалл", ООО "Техноплюс", ЗАО "Ноэль", ОАО "Иристонстекло", ОАО "Магнит", ЗАО "Экстракт", ЗАО "Стимул", агрокомбинат "Дон", ОАО "Исток", ООО "Каскад", ОАО "Казар", ОАО "Гофрокартон", ООО "Российская слава", ОАО "Престиж", ООО "Миранда", ПСК "Мир" и др.

В энергорайоне потребители 1 категории надежности электроснабжения составляют 1,5%, 2 категории - 27,7%, 3 категории - 70,8%.

Тип нагрузки: промышленная, сельскохозяйственная, коммунально-бытовая и прочая.

Электроснабжение потребителей Северо-Осетинского энергорайона осуществляется по четырем ВЛ 330 кВ (ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2, ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок, ВЛ 330 кВ Зарамагская ГЭС-1 - Нальчик, ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный) и по ВЛ 110 кВ (ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Плиево I цепь с отпайкой на ПС Назрань (Л-12), ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Плиево II цепь с отпайкой на ПС Назрань (Л-13), ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Плиево (Л-203), ВЛ 110 кВ Старый Лескен - Змейская (Л-5), ВЛ 110 кВ Муртазово-Тяговая - Эльхотово (Л-209) (отключена со стороны ПС 110 кВ Эльхотово).

Электроснабжение Моздокского энергорайона осуществляется по ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания, ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок, ВЛ 330 Моздок - Артем, ВЛ 330 Моздок - Прохладная-2 и по ВЛ 110 кВ (ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-120), ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-129), ВЛ 110 кВ Троицкая - Моздок (Л-158), ВЛ 110 кВ Прохладная-2 - Терек-110 с отпайкой на ПС Екатериноградская (Л-89).

3.1. Анализ существующего баланса мощности и электрической энергии в энергосистеме Республики Северная Осетия-Алания

Анализ существующего баланса мощности и электрической энергии в энергосистеме Республики Северная Осетия-Алания представлен в разделе 2.9 настоящей работы.

3.2. Износ основных фондов

Техническое состояние основных фондов ГЭС Филиала ПАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал" и Фаснальской МГЭС (за исключением Головной Зарамагской ГЭС и Зарамагской ГЭС-1) характеризуется следующими данными:

общий износ основных фондов - более 65%;

износ машин и оборудования - более 87%.

Это приводит к авариям, росту технологических потерь, снижению надежности электроснабжения и повышенным затратам на восстановительные ремонты сооружений и оборудования, что значительно увеличивает себестоимость вырабатываемой электроэнергии.

Необходимо отметить, что на этапе 2021 - 2025 годов согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы и Инвестиционной программе ПАО "РусГидро" на 2020 - 2029 годы, утвержденной приказом Минэнерго России от 09.12.2019 N 20@ планируется комплексная реконструкция Гизельдонской ГЭС с увеличением установленной мощности.

Техническое состояние сетевого хозяйства как в сетях, принадлежащих филиалу ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго" (таблица 28), так и в муниципальных электрических сетях, является основной причиной отключения потребителей, инцидентов и аварийных ситуаций. Прошедшее десятилетие ограниченного финансирования сетевого хозяйства требует принятия самых серьезных и финансово обеспеченных мероприятий.

Таблица 28 - Сведения о техническом состоянии (физическом износе) оборудования электрических сетей (филиал ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго"), %

Тип оборудования	2015	2016	2017	2018	2019
Трансформаторное оборудование	83	84	85	86	87
Коммутационные аппараты	66	67	68	69	70
Общий	70,9	71,2	71,8	72,1	72,4
Тип линии
ВЛ 35-110 кВ	68	69	70	71	72
ВЛ-0,4-20 кВ	68	69	70	71	72
КЛ 35-110 кВ	-	-	-	-	-
КЛ 0,4-10 кВ	66	67	68	69	70
Общий	67,5	68,5	69,5	70,5	71,5

Процент физического износа линий электропередачи 0,4 - 110 кВ повысился из-за увеличения срока службы сооружений. Значительный объем распределительных сетей (свыше 25%) требует срочной замены или реконструкции, так как срок их эксплуатации превышает 45 лет.

При отсутствии достаточного финансирования выполняются в основном ремонтные работы, направленные на ликвидацию аварийных очагов и обеспечение безопасного обслуживания.

Учитывая износ и техническое состояние оборудования и сооружений, выполнение плана технического перевооружения и реконструкции (ТПиР) приобретает первостепенное значение. Финансирование капитального строительства осуществляется по остаточному принципу. Амортизационные отчисления из-за износа основных фондов из года в год снижаются. Увеличивается число объектов, амортизация которых равна нулю.

В целях обеспечения устойчивого функционирования и снижения степени износа оборудования генерирующих мощностей и электросетевого хозяйства Республики Северная Осетия-Алания на ее территории реализуются инвестиционные программы ПАО "ФСК ЕЭС", ПАО "РусГидро" и ПАО "Россети Северный Кавказ" за счет собственных и внешних источников финансирования (платы за технологическое присоединение энергопринимающих установок потребителей). В рамках инвестиционной программы ПАО "МРСК Северного Кавказа" выполняется реконструкция объектов энергетики с заменой устаревшего оборудования и установкой дополнительных ячеек, а также строительство новых энергетических объектов.

3.3. Анализ режимов работы электрических сетей напряжением 110 кВ и выше ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания в 2019 году

Результаты расчетов электрических режимов работы электрической сети 110 кВ и выше в 2019 году представлены в приложении 3 (таблицы 1 - 4) и приложении 4 к настоящей работе.

В результате выполнения расчетов электроэнергетических режимов ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания для отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети при единичных нормативных возмущениях в электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания для нормальной и основных ремонтных схем с использованием программного комплекса "RastrWin" не выявлена вероятность выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений.

По результатам проведенных контрольных замеров в зимний режимный день 18.12.2019 (таблица 29) зафиксировано превышение номинальной мощности силовых трансформаторов при нормативных возмущениях в нормальной схеме на ПС 110 кВ Ардон-110. Максимальная нагрузка ПС в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 20.12.2017 в объеме 11,58 МВА (115,8% от номинальной мощности в схеме n-1), что и принимается к анализу. При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - +3,2°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 108% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 120% от номинальной мощности в течение 2 часов и до 150% от номинальной мощности в течение 5 минут при температуре +10°C (таблица 6). Согласно данным филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго" (приложение 10) возможен перевод части нагрузки по закольцованной сети 10 кВ Ф-2, Ф-7 между ПС 35 кВ Ардон-35 и ПС 110 кВ Ардон-110, с последующим перераспределением нагрузки по сети 10 кВ от ПС 35 кВ Бекан в объеме 3,0 МВА за 120 минут. При этом нагрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 8,58 МВА, что составляет 85,8% от номинальной нагрузки трансформатора. Таким образом, не выявлено превышение длительно допустимой нагрузки трансформатора (108%) с учетом перевода нагрузки на соседние ЦП. Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

В связи с тем, что превышение номинальной мощности оставшегося в работе Т-2 на ПС 110 кВ Ардон-110 устраняется путем реализации комплекса схемно-режимных мероприятий, связанных с переводом нагрузки по закольцованной сети 10 кВ через ПС 35 кВ Ардон-35, ПС 35 кВ Бекан, мероприятия по замене силового трансформатора Т-2 на силовой трансформатор мощностью 16 МВА по фактической загрузке нецелесообразны.

Таким образом, в энергосистеме Республики Северная Осетия-Алания отсутствуют:

отдельные части энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети 110 кВ и выше;

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

проблемы с обеспечением допустимых уровней напряжения (в том числе недостаточными возможностями по регулированию уровней напряжения).

Таблица 29 - Информация о загрузке центров питания на территории Республики Северная Осетия-Алания в зимний замерный день 2019 года

Питающий центр	Год ввода в эксплуатацию (последней реконструкции)	Трансформаторная мощность на 01.01.2020				Существующая нагрузка в зимний замерный день 2019 года S, МВА
ПС		Мощность трансформаторов, МВА	Т-1, МВА	Т-2, МВА	Т-3, МВА
ПС 110 кВ Алагир	1979	22	12	10		5,04
ПС 110 кВ Ардон-110	1984	26	16	10		11,43
ПС 110 кВ АЗС	1967	13,8	7,5	6,3		3,30
ПС 110 кВ Беслан	2012	50	25	25		17,08
ПС 110 кВ Беслан-Северная	1990	32	16	16		6,15
ПС 110 кВ Владикавказ-1	1965	65	25	20	20	14,27
ПС 110 кВ Верхний Згид	1971	6,3	6,3	0		0,99
ПС 110 кВ Восточная	2001	10	10	0		4,50
ПС 110 кВ Городская	2012	32	16	16		5,67
ПС 110 кВ Дзуарикау	1991	12,6	6,3	6,3		1,48
ПС 110 кВ Дигора-110	1980	20	10	10		5,34
ПС 110 кВ Западная	1982	30	16	14		7,77
ПС 110 кВ Заманкул	1985	10	10	0		2,32
ПС 110 кВ Зарамаг	1979	30	14	16		0,58
ПС 110 кВ Змейская	1991	17,5	7,5	10		2,18
ПС 110 кВ Иристон	2018	50	25	25		2,04
ПС 110 кВ Исток	1985	12,6	6,3	6,3		0,92
ПС 110 кВ Кармадон	1985	6,3	6,3	0		0,15
ПС 110 кВ Карца	1979	32	16	16		11,25
ПС 110 кВ Левобережная	1990	50	25	25		18,94
ПС 110 кВ Мизур	1978	16	16	0		2,15
ПС 110 кВ Мичурино-110	1965	6,3	6,3	0		0,00
ПС 110 кВ Моздок-110	1966	32	16	16		10,50
ПС 110 кВ Нар	1978	2,5	2,5	0		0,00
ПС 110 кВ Ногир-110	1973	32	16	16		8,96
ПС 110 кВ Нузал	1974	22	10	12		1,27
ПС 110 кВ Ольгинская	1980	16	16	0		6,89
ПС 110 кВ Павлодольская-110	1983	10	10	0		0,00
ПС 110 кВ Победит	1971	80	40	40		0,00
ПС 110 кВ Предмостная	1981	20	10	10		7,34
ПС 110 кВ РП-110	1973	72	40	32		4,53
ПС 110 кВ Северо-Западная	2011	50	25	25		14,29
ПС 110 кВ Северо-Восточная	1966	40	20	20		6,86
ПС 110 кВ Северный Портал	2018	20	10	10		0,79
ПС 110 кВ Терек	1974	20	10	10		2,20
ПС 110 кВ Терская	1983	32	16	16		1,73
ПС 110 кВ Унал	1981	6,3	6,3	0		0,50
ПС 110 кВ Фиагдон	1985	12,6	6,3	6,3		2,44
ПС 110 кВ ЦРП-1	1981	32	16	16		12,91
ПС 110 кВ Чикола-110	1978	20	10	10		3,49
ПС 110 кВ Электроцинк-1	2000	65	25	40		0,00
ПС 110 кВ Эльхотово	1986	16	16	0		3,19
ПС 110 кВ Юго-Западная	1984	50	25	25		16,54
ПС 110 кВ Янтарь	1975	65	40	25		6,45
Гизельдонская ГЭС	1934	30	10	10	10	0,67
Дзауджикауская ГЭС	1948	32	16	16		13,52
Эзминская ГЭС	1954	80	40	40		2,51
ПС 110 кВ Электроцинк-2	2008	80	40	40		6,68
ПС 110 кВ Беслан-Тяговая	1958	50	25	25		7,39
ПС 110 кВ Моздок-Тяговая	1976	60	20	40		1,27
ПС 110 кВ БОР	2001	20	10	10		7,62
ПС 330 кВ Моздок	1980	93	15	15	63	0,00

Таблица 30 - Информация о загрузке центров питания на территории Республики Северная Осетия-Алания в летний замерный день 2019 года

Питающий центр	Год ввода в эксплуатацию (последней реконструкции)	Трансформаторная мощность на 01.01.2020				Существующая нагрузка в летний замерный день 2019 года S, МВА
ПС		Мощность трансформаторов, МВА	Т-1, МВА	Т-2, МВА	Т-3, МВА
ПС 110 кВ Алагир	1979	22	12	10		3,51
ПС 110 кВ Ардон-110	1984	26	16	10		8,36
ПС 110 кВ АЗС	1967	13,8	7,5	6,3		2,48
ПС 110 кВ Беслан	2012	50	25	25		13,04
ПС 110 кВ Беслан-Северная	1990	32	16	16		5,61
ПС 110 кВ Владикавказ-1	1965	65	25	20	20	9,90
ПС 110 кВ Верхний Згид	1971	6,3	6,3	0		0,06
ПС 110 кВ Восточная	2001	10	10	0		0,00
ПС 110 кВ Городская	2012	32	16	16		3,64
ПС 110 кВ Дзуарикау	1991	12,6	6,3	6,3		0,99
ПС 110 кВ Дигора-110	1980	20	10	10		3,41
ПС 110 кВ Западная	1982	30	16	14		7,16
ПС 110 кВ Заманкул	1985	10	10	0		1,00
ПС 110 кВ Зарамаг	1979	30	14	16		0,35
ПС 110 кВ Змейская	1991	17,5	7,5	10		2,09
ПС 110 кВ Иристон	2018	50	25	25		1,18
ПС 110 кВ Исток	1985	12,6	6,3	6,3		0,61
ПС 110 кВ Кармадон	1985	6,3	6,3	0		0,07
ПС 110 кВ Карца	1979	32	16	16		10,40
ПС 110 кВ Левобережная	1990	50	25	25		14,96
ПС 110 кВ Мизур	1978	16	16	0		0,91
ПС 110 кВ Мичурино-110	1965	6,3	0	6,3		0,00
ПС 110 кВ Моздок-110	1966	32	16	16		12,72
ПС 110 кВ Нар	1978	2,5	2,5	0		0,00
ПС 110 кВ Ногир-110	1973	32	16	16		5,99
ПС 110 кВ Нузал	1974	22	10	12		0,88
ПС 110 кВ Ольгинская	1980	16	16	0		6,78
ПС 110 кВ Павлодольская-110	1983	10	10	0		2,03
ПС 110 кВ Победит	1971	80	40	40		0,00
ПС 110 кВ Предмостная	1981	20	10	10		5,30
ПС 110 кВ РП-110	1973	72	40	32		4,14
ПС 110 кВ Северо-Западная	2011	50	25	25		11,78
ПС 110 кВ Северо-Восточная	1966	40	20	20		4,23
ПС 110 кВ Северный Портал	2018	20	10	10		1,14
ПС 110 кВ Терек	1974	20	10	10		2,14
ПС 110 кВ Терская	1983	32	16	16		1,82
ПС 110 кВ Унал	1981	6,3	6,3	0		0,23
ПС 110 кВ Фиагдон	1985	12,6	6,3	6,3		1,25
ПС 110 кВ ЦРП-1	1981	32	16	16		9,13
ПС 110 кВ Чикола-110	1978	20	10	10		2,51
ПС 110 кВ Электроцинк-1	2000	65	25	40		0,00
ПС 110 кВ Эльхотово	1986	16	16	0		2,37
ПС 110 кВ Юго-Западная	1984	50	25	25		12,13
ПС 110 кВ Янтарь	1975	65	40	25		5,36
Гизельдонская ГЭС	1934	30	10	10	10	0,79
Дзауджикауская ГЭС	1948	32	16	16		16,80
Эзминская ГЭС	1954	80	40	40		22,12
ПС 110 кВ Электроцинк-2	2008	80	40	40		5,40
ПС 110 кВ Беслан-Тяговая	1958	50	25	25		5,64
ПС 110 кВ Моздок-Тяговая	1976	60	20	40		2,04
ПС 110 кВ БОР	2001	20	10	10		7,41
ПС 330 кВ Моздок	1980	93	15	15	63	0,26

4. Направления развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания

4.1. Цели и задачи электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания

Цели Республиканской программы:

разработка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики и создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Республики Северная Осетия-Алания.

Скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры Республики Северная Осетия-Алания.

Обеспечение координации планов социально-экономического развития Республики Северная Осетия-Алания и схем и программ перспективного развития электроэнергетики.

Информационное обеспечение деятельности органов исполнительной власти Республики Северная Осетия-Алания при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов.

Обеспечение сетевых компаний актуальной информацией для формирования своих инвестиционных программ.

Основные задачи Республиканской программы:

планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей для обеспечения удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность);

формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Республики Северная Осетия-Алания.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на период 2021 - 2025 годы

4.2.1. Уровень спроса на электрическую энергию и мощность по территории Республики Северная Осетия-Алания

Уровень спроса на электрическую энергию и мощность по территории Республики Северная Осетия-Алания в целом и отдельным энергорайонам, узлам нагрузки на текущий период представлен в разделе 2 настоящей работы.

4.2.2. Перечень основных перспективных потребителей по Республике Северная Осетия-Алания в 2020 - 2025 годах

В республике разработана Стратегия социально-экономического развития Республики Северная Осетия-Алания до 2025 года (далее - Стратегия). Целью Стратегии является определение системы мер государственного управления, опирающейся на долгосрочные приоритеты, цели и задачи политики органов государственной власти республики. Стратегия обеспечивает взаимоувязку долгосрочных целей, задач и приоритетов социально-экономического развития республики с учетом сложившейся ситуации в регионе, влияния долговременных тенденций макроэкономических процессов, государственной социально-экономической политики, предпосылок и ограничений, которыми располагает Северная Осетия. Стратегия направлена на обеспечение экономического развития региона и повышение уровня жизни населения с учетом требований государственной политики Республики Северная Осетия-Алания и является документом, определяющим долгосрочные цели и ориентиры развития. Для реализации целей Стратегии необходимо масштабное привлечение внебюджетных средств инвесторов в проекты на территории республики.

В настоящее время в республике приняты нормативные правовые акты, направленные на создание благоприятной инвестиционной среды и привлечение инвесторов. В частности, принят Закон Республики Северная Осетия-Алания "Об инвестиционной деятельности в Республике Северная Осетия-Алания" и другие.

В республике подготовлены к реализации инвестиционные проекты в целях укрепления энергетической базы региона, организации производства нового поколения, развития туристско-рекреационного комплекса.

Сведения о крупных инвестиционных проектах представлены в таблице 31. Технические условия на присоединение к электрическим сетям указанных объектов представлены в приложении 8.

Таблица 31 - Информация по крупным инвестиционным проектам Республики Северная Осетия-Алания, имеющим договоры на технологическое присоединение на период формирования программы

N п/п	Наименование потребителя	Pmax, МВт	Основное назначение объекта присоединения	Точки привязки (ПС привязки)	Год ввода	Источник информации (ссылка на ТУ, договора)
1	ГУП "УКС-Дирекция по инвестициям" Правительства РСО-А ГРК "Мамисон"	20,64	Туристический комплекс	ПС 110 кВ Мамисон (новая)	2020	Договор N 500/2009 05.11.2009 ТУ на ТП N 476р от 15.10.2015 с изм. от 12.08.2016, 30.07.2018 Срок действия ТУ истек. Сетевой организацией инициирована процедура продления
2	ООО "Просвет"	5,63	Микрорайон N 18 в г. Владикавказ	ПС 110 кВ Юго-Западная	2020	Договор N 407/2010 от 28.09.2010 ТУ на ТП N 178р от 20.08.2010 изм. от 25.05.2017, от 30.01.2018, от 20.06.2019 Срок действия ТУ истек. Сетевой организацией инициирована процедура продления
3	ООО "Фарн-12"	9,6	микрорайон "Новый Город" г. Владикавказ	ПС 110 кВ Янтарь	2 этап - увеличение на 4,8 МВт (2020)	Договор N 02/2017 от 10.01.2017 ТУ на ТП N 642р от 01.12.2016, изм. от 26.12.2018
4	ООО "Просвет"	6,0	Тепличный комплекс	ПС 110 кВ Иристон	2020	Договор N 521/2018 от 15.11.2018 ТУ на ТП N 717р от 02.08.2017, изм. от 27.07.2018, от 16.10.2019
5	Филиал федерального казенного предприятия "Управление заказчика капитального строительства Министерства Обороны РФ" - Региональное управление заказчика капитального строительства ЮВО	1,494	Военный городок N 79 Весна г. Владикавказ	ПС 110 кВ Восточная	2020	Договор N 4688 от 20.10.2012 ТУ N 290р от 10.10.2012 Срок действия ТУ истек. Сетевой организацией инициирована процедура продления
6	СНО "Иристон"	1,20	Садоводческое объединение "Иристон" г. Владикавказ	ПС 110 кВ Юго-Западная	2020	Договор N 56/2013 от 25.03.2013 ТУ на ТП N 727р от 30.08.2017, изм. 15.11.2019 Срок действия ТУ истек. Сетевой организацией инициирована процедура продления
7	ООО "Дизайн-Строй"	1,33	Автоцентр	ПС 110 кВ Ногир-110	2020	Договор N 290/к-15 от 29.10.2015 ТУ N 506р 29.07.2015 Срок действия ТУ истек. Сетевой организацией инициирована процедура продления
8	ООО "СТК-59"	1,0	Жилой комплекс, г. Владикавказ, ул. Весенняя	ПС 110 кВ Левобережная ПС 110 кВ Иристон	2021	Договор N 22/2017 от 24.01.2017 ТУ на ТП N 597 от 01.08.2016, изм. 20.08.2018
9	ООО "Фарн-12"	1,0	Многоквартирные жилые дома в г. Владикавказ	ПС 110 кВ Левобережная ПС 110 кВ Иристон	2021	Договор N 658/2013 от 10.09.2013, дополнительное соглашение N 2 от 05.10.2017 ТУ на ТП N 345р от 19.08.2013, изм. 24.10.2016, изм. 01.12.2017, изм. от 04.09.2019
10	ООО "Казачий хутор"	5,605	Комплекс зданий	ПС 110 кВ Беслан	2020	Договор N 445/2018 от 21.09.2018 ТУ N 30/2018/СОФ/ПрРЭС от 24.08.2018, изм. от 06.09.2018
11	ООО "Промстройконструкция"	1,8	комплекс объектов на земельном участке	ПС 110 кВ Янтарь	2020	Договор N 384/2018 от 24.08.2018 ТУ на ТП N 788 от 25.06.2018, изм. 27.07.2018, 20.06.2019
12	ООО "Агро Фарн+"	3,68	Элеватор "Агро Фарн+" в г. Беслан	ПС 110 кВ Беслан-Северная	2020	Договор N 618/2013 от 13.08.2013 ТУ N 728р 07.09.2017 Срок действия ТУ истек. Сетевой организацией инициирована процедура продления
13	Битаров Зелимхан Вячеславович	0,9	Магазин продовольственный и промтоварный с центром общения и досуговых занятий	ПС 110 кВ ЦРП-1	2020	Договор N 77/2019 от 05.04.2019 ТУ N 775 от 29.06.2018, изм. от 10.12.2018
14	ИП Сабанов	0,92	База по переработке с/х продукции	ПС 110 кВ Чикола	2020	Договор N 442/2017 от 13.10.2017 ТУ N 692 15.05.2017, изм. от 02.03.2020
15	Министерство обороны РФ	2,0945	Инженерные сети и сооружения к жилой застройке в г. Моздоке	ПС 110 кВ Предмостная	2021	ДТП N 1921187975252554164000000 от 17.06.2019 ТУ N 58/2018/ СОФ/МозРЭС 14.11.2018
16	Барсегян А.В.	1,285	Торгово-развлекательный центр в г. Владикавказ	ПС 110 кВ Западная, ПС 110 кВ Юго-Западная	2022	Договор ТП от 11.02.2020 N 2161/2019/СОФ/ВлГЭС. ТУ N 2161/2019/СОФ/ВлГЭС от 29.10.2019
17	ООО "Сады Алании"	1,5	Плодохранилище на 10000 тонн с комплексом сортировки и хранения	ПС 110 кВ Эльхотово, ПС 110 кВ Змейская	2022	Договор ТП от 23.01.2020 N 1911/2019/СОФ/КирРЭС. ТУ N 1911/2019/СОФ/КирРЭС от 02.09.2019
18	ФГУ "Управление ордена Знака Почета Северо-Кавказских автомобильных дорог ФДА"	0,678	Автомобильная дорога Алагир - Нижний Зарамаг	ПС 110 кВ Северный Портал ПС 110 кВ Зарамаг	2020	Договор N 127/ТП-М5 от 21.03.2012. ТУ N от 21.02.2011, изм. в ТУ от 28.03.2013, от 13.05.2019, от 24.10.2019 Срок действия ТУ истек. Сетевой организацией инициирована процедура продления
19	ООО "Производственный комбинат "Бесланский"	9,0	Производственный комбинат	ПС 110 кВ Тулатово (Казбек) (новая)	1 этап - 2 МВт (2023) 2 этап - увеличение до 9 МВт (2024)	ДТП N 2 от 24.01.2020, ТУ N 2 от 28.02.2020
20	Администрация местного самоуправления Правобережного района РСО-Алания	9,0	Жилая застройка	ПС 110 кВ Тулатово (Казбек) (новая)	1 этап - 2 МВт (2023) 2 этап - увеличение до 9 МВт (2024)	ДТП N 1 от 24.01.2020, ТУ N 1 от 28.02.2020
21	ООО "Альянсспирт"	5,0	Оборудование для сушки барды	ПС 110кВ Тулатово (Казбек) (новая)	1 этап - 2 МВт (2023) 2 этап - увеличение до 5 МВт (2024)	ДТП N 3 от 24.01.2020, ТУ N 3 от 26.02.2020
22	ООО "Вито"	5,0	Объект по производству готовых кормов для животных	ПС 110кВ Тулатово (Казбек) (новая)	1 этап - 2 МВт (2023) 2 этап - увеличение до 5 МВт (2024)	ДТП N 4 от 24.01.2020, ТУ N 4 от 26.02.2020

4.2.3. Прогноз потребления электроэнергии и прогноз максимума нагрузки энергосистемы на территории Республики Северная Осетия-Алания на 5-летний период

Прогноз потребления электрической энергии и мощности в ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания, сформированный в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы, представлен в таблице 32.

Таблица 32 - Прогноз изменения максимума/минимума нагрузки и электропотребления ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания до 2025 года

Показатель	2019 отчет	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Максимум нагрузки, МВт, в том числе:	309	332	333	340	344	346	349
Северо-Осетинский ЭР	248	267	268	273	277	278	281
Моздокский ЭР	61	65	65	67	67	68	68
Минимум нагрузки, МВт, в том числе:	138	149	149	152	154	155	156
Северо-Осетинский ЭР	111	119	120	122	124	124	126
Моздокский ЭР	27	29	29	30	30	30	31
Электропотребление, млн. кВт-ч, в том числе:	1721	1779	1783	1839	1845	1852	1850
Северо-Осетинский ЭР в том числе:	1384	1430	1434	1479	1484	1489	1488
г. Владикавказ	337	349	349	360	361	363	363
Моздокский ЭР	658	680	682	703	706	708	707

Динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания на 2015 - 2019 годы (факт) и 2020 - 2025 годы представлены на рисунке 9.

"Рисунок 9 - Динамика изменения потребления электрической мощности и энергии ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания на 2015 - 2019 годы (факт) и 2020 - 2025 годы"

В перспективе прогнозируется рост электропотребления со стороны крупных действующих потребителей (АО "Победит") (таблица 33).

Таблица 33 - Прогноз потребления электроэнергии крупными потребителями на территории Республики Северная Осетия-Алания на период до 2025 года

Наименование потребителя	Ед. изм.	Прогноз							энергоснабжающая организация
		2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
ПАО "Электроцинк"	млн. кВт-ч	14,438	39,5	39,5	39,5	39,5	39,5	39,5	ПАО "ФСК ЕЭС"
	МВт	4,58	4,58	4,58	4,58	4,58	4,58	4,58
АО "Победит"	млн. кВт-ч	38,67	40,00	38,00	37,80	37,00	37,00	37,00	ПАО "ФСК ЕЭС"
	МВт	4,675	5,84	6,17	4,48	4,57	4,57	4,57
МУП "Владикавказские водопроводные сети"	млн. кВт-ч	35,764	36,122	36,483	36,848	37,216	37,589	37,964	ПАО "Россети Северный Кавказ"
	МВт	5,32	5,38	5,43	5,48	5,54	5,59	5,65
ОАО "Владикавказские тепловые сети"	млн. кВт-ч	41,654	42,070	42,491	42,916	43,345	43,778	44,216	ПАО "Россети Северный Кавказ"
	МВт	6,20	6,26	6,32	6,39	6,45	6,51	6,58
ООО "АльянсСпирт"	млн. кВт-ч	6,786	6,854	6,923	6,992	7,062	7,133	7,204	ПАО "Россети Северный Кавказ"
	МВт	1,01	1,02	1,03	1,04	1,05	1,06	1,07
ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ"	млн. кВт-ч	12,770	12,897	13,026	13,157	13,288	13,421	13,555	ПАО "Россети Северный Кавказ"
	МВт	1,90	1,92	1,94	1,96	1,98	2,00	2,02
КЖКХ и Э г. Владикавказ	млн. кВт-ч	11,692	11,809	11,927	12,047	12,167	12,289	12,412	ПАО "Россети Северный Кавказ"
	МВт	1,74	1,76	1,77	1,79	1,81	1,83	1,85
ОАО "РЖД"	млн. кВт-ч	38,708	39,095	39,486	39,881	40,280	40,683	41,090	ПАО "Россети Северный Кавказ", ПАО "ФСК ЕЭС"
	МВт	5,76	5,82	5,88	5,93	5,99	6,05	6,11
ОАО "Ариана-С"	млн. кВт-ч	3,466	3,501	3,536	3,571	3,607	3,643	3,679	ПАО "Россети Северный Кавказ"
	МВт	0,52	0,52	0,53	0,53	0,54	0,54	0,55
ООО "Техно-плюс Э"	млн. кВт-ч	6,593	6,659	6,726	6,793	6,861	6,930	6,999	ПАО "Россети Северный Кавказ"
	МВт	0,98	0,99	1,00	1,01	1,02	1,03	1,04

4.2.4. Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности на территории Республики Северная Осетия-Алания на 5-летний период

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания до 2025 года, учитывающие перспективный прогноз потребления электроэнергии (мощности) ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания до 2025 года в рамках рассмотрения развития ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания.

Перспективный прогноз потребления электроэнергии и мощности принят на основании прогноза потребления электроэнергии и мощности согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы.

Также при составлении баланса электроэнергии и мощности учитывается изменение установленной мощности генерирующего оборудования на территории ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания в соответствии с мероприятиями по демонтажу, вводу, модернизации и перемаркировке генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы.

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) приведен таблице 34 (35) и на рисунке 11 (10).

Таблица 34 - Перспективный баланс электроэнергии ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания до 2025 года, млн. кВт·ч

Наименование показателя	2019 отчет	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Электропотребление, млн. кВт-ч, в том числе:	1721	1779	1783	1839	1845	1852	1850
Северо-Осетинский ЭР	1384	1430	1434	1479	1484	1489	1488
Моздокский ЭР	337	349	349	360	361	363	362
Собственная выработка, млн. кВт-ч	300,9	699,2	1135,5	1135,5	1135,5	1135,5	1135,5
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %		3,28	0,22	3,05	0,33	0,38	-0,11
Сальдо перетока ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	1419,8	1079,8	647,5	703,5	709,5	716,5	714,5

Таблица 35 - Перспективный баланс мощности ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания до 2025 года, МВт

Показатель	2019 отчет	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Потребление всего, в том числе:	309	332	333	340	344	346	349
Северо-Осетинский ЭР	248	267	268	273	277	278	281
Моздокский ЭР	61	65	65	67	67	68	68
Установленная мощность электростанций, всего	452,92	452,92	452,92	452,92	454,12	455,32	456,52
в т.ч.
Филиал ПАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал"	94,52	94,02	94,02	94,02	95,22	96,42	97,62
Зарамагская ГЭС-1	346	346	346	346	346	346	346
ТЭС БМК	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
Фаснальская МГЭС	6,4	6,4	6,4	6,4	6,4	6,4	6,4
Беканская ГЭС (ООО "ЮГЭНЕРГО")	-	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
Сальдо перетока ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-143,92	-120,92	-119,92	-112,92	-110,12	-109,32	-107,52

"Рисунок 10 - Баланс электрической мощности ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания до 2025 года"

"Рисунок 11 - Баланс электрической энергии ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания до 2025 года"

Перспективный баланс электроэнергии ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания на 2020 - 2025 годы характеризуется как дефицитный. Рост потребления ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания планируется в основном за счет присоединения жилых домов в г. Владикавказ (до 10 МВт потребления электрической мощности в период до 2025 года), ввода ГРК "Мамисон" (20,64 МВт), а также иных крупных потребителей, представленных в таблице 31. Данный рост электропотребления покрывается за счет ввода Зарамагской ГЭС-1.

Таким образом, перспективный баланс электроэнергии на 2020 - 2025 годы сохранится дефицитным.

4.3. Общая оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период

Общая оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период представлена разделе 4.2.4 настоящей работы.

4.4. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Республики Северная Осетия-Алания мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период

В рамках развития ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания до 2025 года учтены мероприятия по изменению генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы. В таблице 36 приведена информация о вводах генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования. Выводов из эксплуатации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования не планируется.

Таблица 36 - Объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания до 2025 года (изменение мощности), МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	Тип ввода	2019 (отчет)	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Зарамагская ГЭС-1	ПАО "РусГидро"
1 гидроагрегат		-	новое строительство	173
2 гидроагрегат		-	новое строительство	173
Гизельдонская ГЭС	ПАО "РусГидро"
1 гидроагрегат			модернизация					1,2
2 гидроагрегат			модернизация						1,2
3 гидроагрегат			модернизация							1,2

4.4.1. Предложения по вводу новых генерирующих мощностей

Предложения по вводу новых, модернизации и демонтажу существующих генерирующих мощностей, дополнительно к обозначенным в разделе 4.4 отсутствуют.

4.4.2. Структура генерирующих мощностей

Согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы в период 2020 - 2025 годы по ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания планируется модернизация Гизельдонской ГЭС поэтапно с 2023 по 2025 годы с увеличением мощности каждого из генераторов Г-1, Г-2, Г-3 на 1,2 МВт. Структура установленной мощности электростанций на ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания на 2020 - 2025 годы приведена в таблице 37 и на рисунке 12.

Таблица 37 - Структура установленной мощности электростанций в ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания до 2025 года, МВт

Суммарная установленная мощность электростанций ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания, в т.ч., МВт	2020	2021	2022	2023	2024	2025
	452,92	452,92	452,92	454,12	455,32	456,52
ГЭС	446,92	446,92	446,92	448,12	449,32	450,52
ТЭС	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0

"Рисунок 12 - Структура установленной мощности электростанций в ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания на 2025 год"

4.5. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов

4.5.1. Анализ отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы на территории Республики Северная Осетия-Алания

Электрические нагрузки на ПС 110 кВ и выше ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания приняты в соответствии с зимним и летним контрольными замерами 2018 и 2019 года.

Расчеты проведены для режимов зимних максимальных нагрузок рабочего дня, зимних минимальных нагрузок рабочего дня, летних максимальных нагрузок рабочего дня, летних минимальных нагрузок выходного дня. При выполнении расчетов и анализа электрических режимов температура воздуха для зимнего периода принята минус 8°C, для летнего периода - плюс 30°C.

Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным Приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630 <3>.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Здесь и далее по тексту Приказом Минэнерго России от 3 августа 2018 г. N 630 утверждены требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методические указания по устойчивости энергосистем"

<3> При выполнении анализа результатов расчетов электроэнергетических режимов, в случае необходимости выполнения схемно-режимных мероприятий в послеаварийных схемах, время реализации мероприятий принято в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем, утвержденными Приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630. Согласно указанному документу продолжительность нормализации послеаварийного режима составляет 20 минут.

Результаты анализа отчетного потокораспределения основной электрической сети ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания приведены в разделе 3.3 настоящей работы.

4.5.2. Расчеты электроэнергетических режимов основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания на 2020 - 2025 годы

Расчеты электроэнергетических режимов ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания для режимов зимних и летних нагрузок сети при нормативных возмущениях в электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания выполнены для нормальной и основных ремонтных схем на 2020 - 2025 годы с использованием программного комплекса "RastrWin".

Расчеты проведены для режимов зимних максимальных нагрузок рабочего дня, зимних минимальных нагрузок рабочего дня, летних максимальных нагрузок рабочего дня, летних минимальных нагрузок выходного дня.

Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным Приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630.

Поузловые прогнозы потребления, используемые при проведении расчетов электроэнергетических режимов, сформированы с учетом эффекта совмещения максимума потребления электрической мощности различных потребителей.

При формировании коэффициентов совмещения и участия в максимуме нагрузки учтен конкретный состав и характер потребителей (структура потребления) в узлах нагрузки, их режимы работы, планы по развитию и технологическому присоединению.

В качестве исходной информации при проведении анализа режимов работы схемы электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания на перспективу развития до 2025 года были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы, а также мероприятий инвестиционных программ ПАО "ФСК ЕЭС", ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго" и мероприятий по присоединению крупных потребителей, по которым выданы технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям. Перечень вышеуказанных мероприятий приведен в таблице 39.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "в таблице 38"

Таблица 38 - Перечень сооружаемых объектов на территории ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания до 2025 года

N п/п	Электросетевой объект	Параметры объекта,		Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
		км	МВА, Мвар
1	Строительство ПС 110 кВ Мамисон	-	2х25	2020	Для электроснабжения горно-рекреационного комплекса "Мамисон" согласно Договору от 05.11.2009 N 500/2009 (ТУ на ТП от 15.10.2015 N 3 N 476р с изменениями от 12.08.2016, от 30.07.2018) (мероприятия являются актуальными только при условии продления срока действия ТУ на ТП)
	Строительство ВЛ 110 кВ Зарамаг - Мамисон АС-150	2 x 17	-	2020
	Реконструкция ПС 110 кВ Нузал с заменой трансформаторов тока (далее - ТТ) в ячейке ВЛ 110 кВ Мизур - Нузал (Л-15) с номинальным током 300 А на ТТ номинальным током не менее 400 А	-	-	2020
2	Установка на ПС 500 кВ Алания резервной автотрансформаторной фазы 500/330 кВ мощностью 167 МВА и трансформатора плавки гололеда 330/10-10 кВ мощностью 125 МВА	-	167 МВА 125 МВА (ТПГ)	2020	Усиление электрической сети ОЭС Юга в восточной и юго-восточной частях ОЭС Юга, увеличение пропускной способности контролируемого сечения "Терек". Реализовано в рамках проекта "ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с расширением ПС 500 кВ Невинномысск и ПС 330 кВ Моздок (сооружение ОРУ 500 кВ)" Приложение N 18 проекта СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 гг.
3	Реконструкция ПС 330 кВ Владикавказ-2 с установкой УШР 330 кВ мощностью 180 Мвар без увеличения трансформаторной мощности		180 Мвар	2021	Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 гг.
4	Строительство заходов ВЛ 330 кВ Моздок - Артем и ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок на ПС 500 кВ Алания с образованием ВЛ 330 кВ Алания - Артем, ВЛ 330 кВ Алания - Прохладная-2, ВЛ 330 кВ Алания - Моздок 1, 2 цепь	6,9 км	-	2020	Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 гг.
5	Строительство кабельного участка КВЛ 110 кВ Северный Портал - Нижний Рук от ПС 110 кВ Северный Портал ориентировочной протяженностью 4,5 км кабелем сечением 3 (1 x 185) + 1 x 185	4,5		2021	Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 гг., повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Южная Осетия, ПРД по титулу "Проектно-изыскательские работы для технико-экономического обоснования строительства второй ЛЭП 110 кВ в Республику Южная Осетия в целях повышения надежности функционирования энергосистемы Республики Южная Осетия", ПРД по титулу "Строительство одноцепного кабельного участка 110 кВ от ПС 110 кВ Северный портал ориентировочной протяженностью 4,5 км по Рокскому тоннелю с реконструкцией ПС 110 кВ Северный Портал (расширение КРУЭ-110 кВ на одно линейное присоединение)"
	Реконструкция ПС 110 кВ Северный Портал (в части расширения КРУЭ-110 кВ на одно присоединение)	-	-	2021
	Реконструкция ВЛ 110 кВ Алагир - Унал (Л-14) с заменой провода АС-95 на АС-150	4,8	-	2021
	Реконструкция ВЛ 110 кВ Унал - Мизур (Л-18) с заменой провода АС-95 на АС-150	7,7	-	2021
	Реконструкция ВЛ 110 кВ Мизур - Нузал (Л-15) с заменой провода АС-95 на АС-150	3,43	-	2021
	Реконструкция ВЛ 110 кВ Фиагдон - Кармадон (Л-17) с заменой провода АС-95 на АС-150	9,44	-	2021
	Замена ошиновки на ПС 110 кВ Нузал в ячейке ВЛ 110 кВ Мизур - Нузал (Л-15) (провод АС-95 на провод АС-150)	-	-	2021
	Замена на ПС 110 кВ Нузал ТТ (2 комплекта) в ячейках ВЛ 110 кВ Мизур - Нузал (Л-15) и ВЛ 110 кВ Головная Зарамагская ГЭС - Нузал с номинальным током 300 А и 320 А соответственно на ТТ с номинальным током 600 А	-	-	2021
	Реконструкция ОРУ-110 кВ ПС 110 кВ Алагир с заменой ТТ (1 комплект) в ячейке ВЛ 110 кВ Алагир - Унал (Л-14) с номинальным током 400 А на ТТ с номинальным током 600 А	-	-	2021
	Реконструкция ОРУ-110 кВ ПС 110 кВ Мизур с заменой ТТ (1 комплект) в ячейке ВЛ 110 кВ Унал - Мизур (Л-18) с номинальным током 400 А на ТТ с номинальным током 600 А	-	-	2021
	Реконструкция ПС 110 кВ Фиагдон с заменой ошиновки в ячейке ВЛ 110 кВ Фиагдон - Кармадон (Л-17) с провода АС-95 на провод АС-150	-	-	2021
6	Ввод в работу ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Назрань-2 (провод АСК-240)	2х20	-	2020	Обеспечение электроснабжения жилой застройки с социальной инфраструктурой в г. Назрань согласно Договору от 14.12.2012 N 248/ТП-М5 к сетям ПАО "ФСК ЕЭС", ТУ на ТП от 15.06.2011 с изменениями от 25.09.2012
7	Строительство ПС 110 кВ Тулатово (Казбек) с установкой Т-1, Т-2 мощностью по 25 МВА и присоединением в рассечку ВЛ 110 кВ Беслан - Северная - Исток (Л-114) проводом АС-150 с образованием ВЛ 110 кВ Беслан - Северная - Тулатово (Казбек) и ВЛ 110 кВ Тулатово (Казбек) - Исток	2х0,5	2х25	2023	Утвержденные ТУ N 1 на ТП энергопринимающих устройств АМС Правобережного района РСО-А к электрическим сетям ООО "Бесланэнерго" от 28.02.2020, договор на ТП N 1 от 24.01.2020, Утвержденные ТУ N 2 на ТП энергопринимающих устройств ООО "Производственный комбинат "Бесланский" к электрическим сетям ООО "Бесланэнерго" от 28.02.2020, договор на ТП N 2 от 24.01.2020, ТУ N 3 от 26.02.2020 на ТП ООО "Альянсспирт", договор на ТП N 3 от 24.01.2020, ТУ N 4 от 26.02.2020 на ТП ООО "Вито", договор на ТП N 4 от 24.01.2020
8	Модернизация 1 г/а Гизельдонской ГЭС	-	1,2	2023	Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 гг.
9	Модернизация 2 г/а Гизельдонской ГЭС	-	1,2	2024	Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 гг.
10	Модернизация 3 г/а Гизельдонской ГЭС	-	1,2	2025	Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 гг.

4.5.3 Анализ характерных ремонтных и послеаварийных режимов работы основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы на территории Республики Северная Осетия-Алания на 2020 - 2025 годы

В работе выполнены расчеты электроэнергетических режимов ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания для характерных ремонтных и послеаварийных режимов в период зимнего и летнего максимумов и минимумов нагрузок на 2020 - 2025 годы. Результаты расчетов представлены в приложении 3 (таблицы 5 - 28) и приложении 4.

По результатам выполненных расчетов не выявлено выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений, в связи с чем разработка дополнительных мероприятий по их устранению не требуется.

Необходимо отметить, что по данным филиала АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ на этапе зимних максимальных нагрузок 2019 года в схеме ремонта ВЛ 330 кВ ГЭС-2 - Машук возникает превышение МДП в контролируемом сечении "Восток" (в состав входят ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск, ВЛ 330 кВ ГЭС-4 - Черкесск, ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2, ВЛ 330 кВ Невинномысская ГРЭС - ГЭС-2, ВЛ 330 кВ Ставрополь - Благодарная) на 160 МВт, что требует ввода ГВО в энергосистемах Ставропольского края, Кабардино-Балкарской Республики, Карачаево-Черкесской Республики, Республики Северная Осетия-Алания, Чеченской Республики, Республики Ингушетия, Республики Дагестан суммарным объемом до 160 МВт. Для решения указанной проблемы на этапе 2019 года выполнено сооружение ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания.

4.5.4. Перспективные расчетные электрические нагрузки подстанций 110 кВ и выше

Перспективная загрузка центров питания 110 кВ и выше представлена в таблицах 40 - 41, а также в приложении 9.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "в таблицах 39 - 40"

Таблица 39 - Перспективная загрузка центров питания 110 кВ и выше на территории Республики Северная Осетия-Алания в зимний режимный день 2025 года

Питающий центр. ПС	Год ввода в эксплуатацию (последней реконструкции)	Трансформаторная мощность на 2025 год				Прогнозная зимняя максимальная нагрузка на 2025 год S, МВА
		Мощность трансформаторов, МВА	Т-1, МВА	Т-2, МВА	Т-3, МВА
ПС 110 кВ Алагир	1979	22	12	10		8,5
ПС 110 кВ Ардон-110	1984	26	16	10		12,07
ПС 110 кВ АЗС	1967	13,8	7,5	6,3		5,4
ПС 110 кВ Беслан	2012	50	25	25		22,7
ПС 110 кВ Беслан-Северная	1990	32	16	16		11,2
ПС 110 кВ Владикавказ-1	1965	65	25	20	20	17,6
ПС 110 кВ Верхний Згид	1971	6,3	6,3	0		1,2
ПС 110 кВ Восточная	2001	10	10	0		6,7
ПС 110 кВ Городская	2012	32	16	16		11,0
ПС 110 кВ Дзуарикау	1991	12,6	6,3	6,3		3,1
ПС 110 кВ Дигора-110	1980	20	10	10		5,7
ПС 110 кВ Западная	1982	30	16	14		7,2
ПС 110 кВ Заманкул	1985	10	10	0		3,0
ПС 110 кВ Зарамаг	1979	30	14	16		0,9
ПС 110 кВ Змейская	1991	17,5	7,5	10		1,1
ПС 110 кВ Иристон	2018	50	25	25		7,4
ПС 110 кВ Исток	1985	12,6	6,3	6,3		0,9
ПС 110 кВ Кармадон	1985	6,3	6,3	0		0,2
ПС 110 кВ Карца	1979	32	16	16		14,0
ПС 110 кВ Левобережная	1990	50	25	25		24,71
ПС 110 кВ Мизур	1978	16	16	0		3,0
ПС 110 кВ Мичурино-110	1965	6,3	6,3	0		0,8
ПС 110 кВ Моздок-110	1966	32	16	16		10,9
ПС 110 кВ Нар	1978	2,5	2,5	0		0,1
ПС 110 кВ Ногир-110	1973	32	16	16		13,2
ПС 110 кВ Нузал	1974	22	10	12		2,8
ПС 110 кВ Ольгинская	1980	16	16	0		11,8
ПС 110 кВ Павлодольская-110	1983	10	10	0		1,6
ПС 110 кВ Победит	1971	80	40	40		0,0
ПС 110 кВ Предмостная	1981	20	10	10		7,8
ПС 110 кВ РП-110	1973	72	40	32		4,8
ПС 110 кВ Северо-Западная	2011	50	25	25		17,4
ПС 110 кВ Северо-Восточная	1966	40	20	20		7,9
ПС 110 кВ Северный Портал	2018	20	10	10		0,9
ПС 110 кВ Терек	1974	20	10	10		2,7
ПС 110 кВ Терская	1983	32	16	16		2,0
ПС 110 кВ Унал	1981	6,3	6,3	0		0,7
ПС 110 кВ Фиагдон	1985	12,6	6,3	6,3		4,0
ПС 110 кВ ЦРП-1	1981	32	16	16		15,84
ПС 110 кВ Чикола-110	1978	20	10	10		5,0
ПС 110 кВ Электроцинк-1	2000	65	25	40		4,7
ПС 110 кВ Эльхотово	1986	16	16	0		3,6
ПС 110 кВ Юго-Западная	1984	50	25	25		25,21
ПС 110 кВ Янтарь	1975	65	40	25		19,3
Гизельдонская ГЭС	1934	30	10	10	10	0,7
Дзауджикауская ГЭС	1948	32	16	16		15,8
Эзминская ГЭС	1954	80	40	40		2,6
ПС 110 кВ Электроцинк-2	2008	80	40	40		6,7
ПС 110 кВ Беслан-Тяговая	1958	50	25	25		7,4
ПС 110 кВ Моздок-Тяговая	1976	60	20	40		2,1
ПС 110 кВ БОР	2001	20	10	10		7,6
ПС 330 кВ Моздок	1980	93	15	15	63	0,26
ПС 330 кВ Моздок	1984, 1990	250	125	125		109,6
ПС 500 кВ Алания	2019	501	501			317,2
ПС 330 кВ Владикавказ-2	2013, 2014	400	200		200	230,0
ПС 330 кВ Владикаказ-500	1984, 2005	400		200 <*>	200	229,0
ПС 110 кВ Мамисон	2020	50	25	25		20,0
ПС 110 кВ Тулатово (Казбек)	2023	50	25	25		21,7

<*> - диспетчерское наименование автотрансформатора АТ-4.

Таблица 40 - Перспективная загрузка центров питания 110 кВ и выше на территории Республики Северная Осетия-Алания в летний режимный день 2025 года

Питающий центр. ПС	Год ввода в эксплуатацию (последней реконструкции)	Трансформаторная мощность на 2025 год				Прогнозная летняя максимальная нагрузка на 2025 год S, МВА
		Мощность трансформаторов, МВА	Т-1, МВА	Т-2, МВА	Т-3, МВА
ПС 110 кВ Алагир	1979	22	12	10		6,9
ПС 110 кВ Ардон-110	1984	26	16	10		8,85
ПС 110 кВ АЗС	1967	13,8	7,5	6,3		4,4
ПС 110 кВ Беслан	2012	50	25	25		19,8
ПС 110 кВ Беслан-Северная	1990	32	16	16		11,2
ПС 110 кВ Владикавказ-1	1965	65	25	20	20	11,6
ПС 110 кВ Верхний Згид	1971	6,3	6,3	0		0,3
ПС 110 кВ Восточная	2001	10	10	0		5,1
ПС 110 кВ Городская	2012	32	16	16		8,4
ПС 110 кВ Дзуарикау	1991	12,6	6,3	6,3		3,3
ПС 110 кВ Дигора-110	1980	20	10	10		4,5
ПС 110 кВ Западная	1982	30	16	14		4,7
ПС 110 кВ Заманкул	1985	10	10	0		2,4
ПС 110 кВ Зарамаг	1979	30	14	16		0,8
ПС 110 кВ Змейская	1991	17,5	7,5	10		1,0
ПС 110 кВ Иристон	2018	50	25	25		6,5
ПС 110 кВ Исток	1985	12,6	6,3	6,3		0,6
ПС 110 кВ Кармадон	1985	6,3	6,3	0		0,2
ПС 110 кВ Карца	1979	32	16	16		12,2
ПС 110 кВ Левобережная	1990	50	25	25		18,99
ПС 110 кВ Мизур	1978	16	16	0		1,2
ПС 110 кВ Мичурино-110	1965	6,3	6,3	0		0,8
ПС 110 кВ Моздок-110	1966	32	16	16		13,1
ПС 110 кВ Нар	1978	2,5	2,5	0		0,0
ПС 110 кВ Ногир-110	1973	32	16	16		10,2
ПС 110 кВ Нузал	1974	22	10	12		1,9
ПС 110 кВ Ольгинская	1980	16	16	0		8,1
ПС 110 кВ Павлодольская-110	1983	10	10	0		2,1
ПС 110 кВ Победит	1971	80	40	40		0,0
ПС 110 кВ Предмостная	1981	20	10	10		5,8
ПС 110 кВ РП-110	1973	72	40	32		4,4
ПС 110 кВ Северо-Западная	2011	50	25	25		13,9
ПС 110 кВ Северо-Восточная	1966	40	20	20		5,9
ПС 110 кВ Северный Портал	2018	20	10	10		1,2
ПС 110 кВ Терек	1974	20	10	10		2,5
ПС 110 кВ Терская	1983	32	16	16		1,9
ПС 110 кВ Унал	1981	6,3	6,3	0		0,4
ПС 110 кВ Фиагдон	1985	12,6	6,3	6,3		2,1
ПС 110 кВ ЦРП-1	1981	32	16	16		10,29
ПС 110 кВ Чикола-110	1978	20	10	10		4,2
ПС 110 кВ Электроцинк-1	2000	65	25	40		6,1
ПС 110 кВ Эльхотово	1986	16	16	0		2,8
ПС 110 кВ Юго-Западная	1984	50	25	25		19,94
ПС 110 кВ Янтарь	1975	65	40	25		17,2
Гизельдонская ГЭС	1934	30	10	10	10	0,8
Дзауджикауская ГЭС	1948	32	16	16		19,1
Эзминская ГЭС	1954	80	40	40		22,2
ПС 110 кВ Электроцинк-2	2008	80	40	40		5,4
ПС 110 кВ Беслан-Тяговая	1958	50	25	25		5,6
ПС 110 кВ Моздок-Тяговая	1976	60	20	40		2,5
ПС 110 кВ БОР	2001	20	10	10		7,4
ПС 330 кВ Моздок	1980	93	15	15	63	0,2
ПС 330 кВ Моздок	1984, 1990	250	125	125		85,4
ПС 500 кВ Алания	2019	501	501			140,8
ПС 330 кВ Владикавказ-2	2013, 2014	400	200		200	169,1
ПС 330 кВ Владикаказ-500	1984, 2005	400		200 <*>	200	163,0
ПС 110 кВ Мамисон	2020	50	25	25		14,0
ПС 110 кВ Тулатово (Казбек)	2023	50	25	25		15,2

<*> - диспетчерское наименование автотрансформатора АТ-4.

Расчеты загрузки центров питания 110 кВ и выше выявили перегрузку части центров питания свыше длительно-допустимых значений (таблица 42).

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "таблица 41"

Таблица 41 - Питающие центры 35 кВ и выше, находящихся в ремонтно-эксплуатационном обслуживании филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго" с повышенной загрузкой

N п/п	Наименование центра питания	Класс напряжения	Год ввода в эксплуатацию	Установленная мощность трансформаторов Sуст.		Нагрузка ЦП по результатам контрольного замера						Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года	Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке	Суммарная мощность по ТУ на ТП		Мощность по ТУ на ТП с учетом Ксовм, Кнесовп		Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учетом ДТП	Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учетом ДТП по отношению к номинальной нагрузке	Объем переводимой на соседние ЦП нагрузки	Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учетом ДТП и переводом нагрузки	Объем и место куда переводится нагрузка	Время перевода нагрузки
				Т-1	Т-2	20.12.2017	21.06.2017	19.12.2018	20.06.2018	18.12.2019	19.06.2019
		кВ		МВА		Sзима, МВА	Sлето, МВА	Sзима, МВА	Sлето, МВА	Sзима, МВА	Sлето, МВА	Sмакс, МВА	Кмакс, %	P, МВА	S, МВА	P, МВА	S, МВА	МВА	Кмакс ту, %	МВА
ЦП с повышенной загрузкой трансформаторов по результатам контрольного замера
1	ПС 110 кВ Ардон-110	110/35/10	1984	16	10	11,58	5,20	11,49	7,92	11,43	8,36	11,58	115,8	2,28	2,46	0,46	0,49	12,07	120,7	3,0	90,7	нагрузка в объеме 3,0 MBA по закольцованной сети 10 кВ Ф-2, Ф-7 между ПС 35 кВ Ардон-35 и ПС 110 кВ Ардон-110, с последующим перераспределением нагрузки по сети 10 кВ от ПС 35 кВ Бекан	120 минут
ЦП с повышенной загрузкой трансформаторов с учетом заключенных договоров на техприсоединение
1	ПС 110 кВ ЦРП-1	110/6	1960	16	16	14,22	9,22	14,77	7,65	12,91	9,13	14,77	92,3	3,36	3,62	0,96	1,07	15,84	99,0	0,56	95,6	0,56 МВА с ПС 110 кВ ЦРП-1 (ф.17,46) на ПС 110 кВ Городская (ф.6,10)	120 минут
2	ПС 110 кВ Левобережная	110/10/6	1989	25	25	21,42	15,7	20,68	14,21	18,94	14,96	21,42	85,68	9,3	10,02	2,96	3,29	24,71	98,8	5,0	78,8	до 5 МВА с ПС 110 кВ Левобережная на ПС 110 кВ Иристон.	120 минут
3	ПС 110 кВ Юго-Западная	110/35/6	1983	25	25	17,12	12,84	18,11	12,71	16,54	12,13	18,11	72,44	10,24	11,07	6,39	7,10	25,21	100,8	1,3	95,6	1,3 МВА с ПС 110 кВ Юго-Западная (ф.2,6) на ПС110 кВ Западная (ф.2)	120 минут

Далее приведен детализированный анализ загрузки центров питания с трансформаторами с повышенной загрузкой.

- ПС 110 кВ Ардон-110

На ПС 110 кВ Ардон-110 установлены два силовых трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 16 и 10 МВА (находятся в эксплуатации с 1984, срок эксплуатации составляет 35 лет). Максимальная нагрузка ПС в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 20.12.2017 в объеме 11,58 МВА (115,8% от номинальной мощности в схеме n-1), что и принимается к анализу. При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла - +3,2°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 108% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 120% от номинальной мощности в течение 2 часов и до 150% от номинальной мощности в течение 5 минут при температуре +10°C (таблица 6). Согласно данным филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго" (приложение 10) возможен перевод части нагрузки по закольцованной сети 10 кВ Ф-2, Ф-7 между ПС 35 кВ Ардон-35 и ПС 110 кВ Ардон-110, с последующим перераспределением нагрузки по сети 10 кВ от ПС 35 кВ Бекан в объеме 3,0 МВА за 120 минут. При этом нагрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 8,58 МВА, что составляет 85,8% от номинальной нагрузки трансформатора. Таким образом, не выявлено превышение длительно допустимой нагрузки трансформатора (108%) с учетом перевода нагрузки на соседние ЦП. Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Таблица 42 - Анализ загрузки ПС 110 кВ Ардон-110 с учетом заключенных договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Суммарная мощность по ДТП

Мощность по ДТП с учетом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учетом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учетом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объем переводимой на соседние ЦП нагрузки

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учетом ДТП и переводом нагрузки

Объем и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки, минут

кВ

МВА

Sмакс, МВА

Кмакс, %

P, МВт

S, МВА

P, МВт

S, МВА

S, МВА

Кмакс ту, %

110/35/10

16 10

11,58

115,8

2,28

2,46

0,46

0,49

12,07

120,7

3,0

90,7

3,0 МВА по закольцованной сети 10 кВ Ф-2, Ф-7 между ПС 35 кВ Ардон-35 и ПС 110 кВ Ардон-110, с последующим перераспределением нагрузки по сети 10 кВ от ПС 35 кВ Бекан

120 минут

На ПС согласно заключенным договорам на техприсоединение планируется присоединение 29 потребителей (приложение 11) заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 2,28 МВт (2,46 МВА), что с учетом коэффициента реализации (Креал) (отношение максимальной фактически набранной мощности к максимальной заявленной мощности энергопринимающих устройств потребителей при технологическом присоединении, в зависимости от категории потребителей электрической энергии, полученное на основании статистической информации и учитываемое при определении перспективной нагрузки центров питания) равному 0,2 (потребители с заявленной мощностью до 670 кВт) составляет 0,49 МВА.

При этом, прирост нагрузки на ПС 110 кВ Ардон-110 достигнет 0,49 МВА, то есть нагрузка ЦП составит 12,07 МВА (120,7% от номинальной мощности 10 МВА в схеме n-1), при этом допустимая аварийная перегрузка трансформаторов составляет до 120% от номинальной мощности в течение 2 часов, 150% от номинальной мощности в течение 5 минут при температуре +10°C (таблица 6 требований к перегрузочной способности). Согласно данным филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго" (приложение 10) возможен перевод части нагрузки по закольцованной сети 10 кВ Ф-2, Ф-7 между ПС 35 кВ Ардон-35 и ПС 110 кВ Ардон-110, с последующим перераспределением нагрузки по сети 10 кВ от ПС 35 кВ Бекан в объеме 3,0 МВА за 120 минут. С учетом перевода нагрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 9,07 МВА, что составляет 90,7% от номинальной нагрузки трансформатора. Таким образом, не выявлено превышение длительно допустимой нагрузки трансформатора (108%) с учетом перевода нагрузки на соседние ЦП. Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Согласно проведенному анализу загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Ардон-110 отсутствует необходимость ее реконструкции с увеличением трансформаторной мощности.

- ПС 110 кВ ЦРП-1

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/6 кВ мощностью по 16 МВА (находятся в эксплуатации с 1960 года, срок их эксплуатации соответственно составляет 59 лет). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 и составила 14,77 МВА (92,3% от номинальной мощности 16 МВА в схеме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла -1,3°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 120% от номинальной мощности в течение 24 часов при температуре 0°C (таблица 6). Согласно данным филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго" (приложение 10) возможен перевод части нагрузки в объеме 0,56 МВА с ПС 110 кВ ЦРП-1 (фидер 17,46) на ПС 110 кВ Городская (фидер 6,10). Таким образом, не выявлено превышение длительно допустимой нагрузки трансформатора (115%) без учета перевода нагрузки на соседние ЦП. Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Таблица 43 - Анализ загрузки ПС 110 кВ ЦРП-1 с учетом заключенных договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Суммарная мощность по ДТП

Суммарная мощность по ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учетом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учетом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объем переводимой на соседние ЦП нагрузки

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учетом ДТП и переводом нагрузки

Объем и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки, минут

кВ

МВА

Sмакс, МВА

Кмакс, %

P, МВт

S, МВА

P, МВт

S, МВА

S, МВА

Кмакс ту, %

110/6

2x16

14,77

92,3

3,36

3,62

0,96

1,07

15,84

99,0

0,56

95,6

0,56 МВА с ПС 110 кВ ЦРП-1 (ф.17,46) на ПС 110 кВ Городская (ф.6,10)

120 минут

К ПС согласно заключенным договорам на ТП планируется присоединение 78 потребителей (приложение 11) заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 2,46 МВт (2,65 МВА), что с учетом коэффициента реализации составляет 0,53 МВА.

В соответствии с ТУ на ТП N 775 от 29.06.2018 с изм. от 10.12.2018, договор ТП от 05.04.2019 N 77/2019 к ПС 110 кВ ЦРП-1 планируется присоединение энергопринимающих устройств объекта "Магазин продовольственный и промтоварный с центром общения и досуговых занятий" Битарова Зелимхана Вячеславовича в объеме 0,9 МВт (0,97 МВА), что с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 0,54 МВА.

При этом, прирост нагрузки на ПС 110 кВ ЦРП-1 достигнет 1,07 МВА, то есть нагрузка ЦП составит 15,84 МВА (99,0% от номинальной мощности 16 МВА в схеме n-1). Согласно данным филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго" (приложение 10) возможен перевод части нагрузки в объеме 0,56 МВА с ПС 110 кВ ЦРП-1 (фидер 17,46) на ПС 110 кВ Городская (фидер 6,10). Таким образом, не выявлено превышение длительно допустимой нагрузки трансформатора (115%) без учета перевода нагрузки на соседние ЦП. Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Согласно проведенному анализу загрузки трансформаторов ПС 110 кВ ЦРП-1 отсутствует необходимость ее реконструкции с увеличением трансформаторной мощности.

- ПС 110 кВ Левобережная

На подстанции установлены два силовых трансформатора 110/10/6 кВ мощностью по 25 МВА (находятся в эксплуатации с 1989 года, срок их эксплуатации соответственно составляет 30 лет). Максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 20.12.2017 и составила 21,42 МВА (85,68% от номинальной мощности 25 МВА в схеме n-1). При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла +3,2°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 108% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 110% от номинальной мощности в течение 24 часов при температуре 10°C (таблица 6). Согласно данным филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго" (приложение 10) возможен перевод нагрузки в объеме до 5 МВА с ПС 110 кВ Левобережная на ПС 110 кВ Иристон. При этом нагрузка оставшегося в работе трансформатора в схеме n-1 составит 20,58 МВА, что составляет 82,3% от номинальной нагрузки трансформатора. Таким образом, не выявлено превышение длительно допустимой нагрузки трансформатора (108%) как с учетом, так и без учета перевода нагрузки на соседние ЦП. Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Таблица 44 - Анализ загрузки ПС 110 кВ Левобережная с учетом заключенных договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Суммарная мощность по ДТП

Суммарная мощность по ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учетом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учетом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объем переводимой на соседние ЦП нагрузки

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учетом ДТП и переводом нагрузки

Объем и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки, минут

кВ

МВА

Sмакс, МВА

Кмакс, %

P, МВт

S, МВА

P, МВт

S, МВА

S, МВА

Кмакс ту, %

110/10/6

2 x 25

21,42

85,68

9,3

10,02

2,96

3,29

24,71

98,8

5

78,8

5 МВА с ПС 110 кВ Левобережная на ПС 110 кВ Иристон.

120

К ПС согласно заключенным договорам на ТП планируется присоединение 118 потребителей (приложение 11) заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 7,3 МВт (7,86 МВА), что с учетом коэффициента реализации составляет 1,57 МВА.

В соответствии с Договором N 22/2017 от 24.01.2017 ТУ на ТП N 597 от 01.08.2016 (изм. от 20.08.2018) к ПС 110 кВ Левобережная планируется присоединение жилого комплекса по адресу: г. Владикавказ, ул. Весенняя заявителя ООО "СТК-59" в объеме 1,0 МВт (1,08 МВА), что с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 0,86 МВА.

В соответствии с Договором N 658/2013 от 10.09.2013 (дополнительное соглашение N 2 от 05.10.2017) ТУ на ТП N 345р от 19.08.2013 (изм. от 24.10.2016, изм. от 01.12.2017, изм. от 04.09.2019) к ПС 110 кВ Левобережная планируется присоединение многоквартирных жилых домов в г. Владикавказ заявителя ООО "Фарн-12" в объеме 1,0 МВт (1,08 МВА), что с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 0,86 МВА.

При этом, прирост нагрузки на ПС 110 кВ ЦРП-1 достигнет 3,29 МВА, то есть нагрузка ЦП составит 24,71 МВА (98,8% от номинальной мощности 25 МВА в схеме n-1). Согласно данным филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго" (приложение 10) возможен перевод нагрузки в объеме до 5 МВА с ПС 110 кВ Левобережная на ПС 110 кВ Иристон. Таким образом, не выявлено превышение длительно допустимой нагрузки трансформатора (108%) как с учетом, так и без учета перевода нагрузки на соседние ЦП. Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Согласно проведенному анализу загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Левобережная отсутствует необходимость ее реконструкции с увеличением трансформаторной мощности.

- ПС 110 кВ Юго-Западная

На ПС 110 кВ Юго-Западная установлены два силовых трансформатора 110/35/10 кВ мощностью по 25 МВА (находятся в эксплуатации с 1983, срок эксплуатации составляет 36 лет). Максимальная нагрузка ПС в период зимнего максимума за предыдущие 3 года зафиксирована 19.12.2018 в объеме 18,11 МВА (72,44% от номинальной мощности в схеме n-1), что и принимается к анализу. При этом температура окружающего воздуха в день контрольного замера составляла -1,3°C. В соответствии с требованиями к перегрузочной способности допускается длительная перегрузка трансформаторов до 115% от номинальной мощности (таблица 1) и аварийная перегрузка трансформаторов до 120% от номинальной мощности в течение 24 часов при температуре 0°C (таблица 6). Согласно данным филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго" (приложение 10) возможен перевод части нагрузки в объеме 1,3 МВА с ПС 110 кВ Юго-Западная (фидер 2,6) на ПС110 кВ Западная (фидер 2). Таким образом, не выявлено превышение длительно допустимой нагрузки трансформатора (115%). Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Таблица 45 - Анализ загрузки ПС 110 кВ Юго-Западная с учетом заключенных договоров на ТП

Класс напряжения

Установленная мощность трансформаторов

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года

Максимальная загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 по результатам контрольных замеров за 3 года по отношению к номинальной нагрузке

Суммарная мощность по ДТП

Мощность по ДТП с учетом Ксовм, Кнесовп

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учетом ДТП

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учетом ДТП по отношению к номинальной нагрузке

Объем переводимой на соседние ЦП нагрузки

Загрузка трансформаторов ЦП в режиме n-1 с учетом ДТП и переводом нагрузки

Объем и место куда переводится нагрузка

Время перевода нагрузки, минут

кВ

МВА

Sмакс, МВА

Кмакс, %

P, МВт

S, МВА

P, МВт

S, МВА

S, МВА

Кмакс ту, %

110/35/10

25 25

18,11

72,44

10,24

11,07

6,39

7,10

25,21

100,8

1,3

95,6

1,3 МВА с ПС 110 кВ Юго-Западная (ф.2,6) на ПС110 кВ Западная (ф.2)

120 минут

На ПС согласно заключенным договорам на техприсоединение планируется присоединение 79 потребителей (приложение 11) заявленной мощностью ниже 670 кВт суммарной мощностью 2,21 МВт (2,38 МВА), что с учетом коэффициента реализации составляет 0,48 МВА.

В соответствии с ТУ на ТУ на ТП N 178р от 20.08.2010 с изменениями N 3 от 25.05.2017, изменениями N 4 от 20.06.2019, договор N 407/2010 от 28.09.2010 планируется технологическое присоединение энергопринимающих устройств микрорайона N 18 в г. Владикавказе ООО "Просвет" с увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств по второму этапу на 5,63 МВт (6,11 МВА), что с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 4,68 МВА. Срок действия ТУ истек. Сетевой организацией инициирована процедура продления.

В соответствии с ТУ на ТП N 727р от 30.08.2017 и изменениями от 15.11.2019, договор N 56/2013 от 25.03.2013, планируется технологическое присоединение энергопринимающих устройств садоводческого объединения СНО "Иристон" с увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств 1,2 МВт (1,29 МВА), что с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 0,97 МВА. Срок действия ТУ истек. Сетевой организацией инициирована процедура продления.

В соответствии с ТУ на ТП N 786 от 25.06.2018 с изменениями от 24.12.2019, договор N 486/2018 от 26.10.2018 планируется технологическое присоединение энергопринимающих устройств многоквартирного жилого комплекса ООО "Киммери" с увеличением максимальной мощности энергопринимающих устройств на 1,20 МВт (1,29 МВА), что с учетом коэффициента совмещения максимума нагрузки составляет 0,97 МВА.

С учетом реализации указанных выше ТУ, прирост нагрузки на ПС 110 кВ Юго-Западная достигнет 7,1 МВА, то есть нагрузка ЦП составит 25,21 МВА (100,8% от номинальной мощности 25 МВА в схеме n-1). Согласно данным филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Севкавказэнерго" (приложение 10) возможен перевод части нагрузки в объеме 1,3 МВА с ПС 110 кВ Юго-Западная (фидер 2,6) на ПС 110 кВ Западная (фидер 2). Таким образом, не выявлено превышение длительно допустимой нагрузки трансформатора (115%) без учета перевода нагрузки на соседние ЦП. Увеличение трансформаторной мощности не требуется.

Согласно проведенному анализу загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Юго-Западная отсутствует необходимость ее реконструкции с увеличением трансформаторной мощности.

4.5.5. Анализ баланса реактивной мощности в распределительных электрических сетях напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания на 2021 - 2025 годы

Анализ баланса реактивной мощности выполнен на основе расчетов электрических режимов энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания в режимах зимнего и летнего максимумов и минимума нагрузок 2020 - 2025 годов.

Основными источниками реактивной мощности в энергосистеме Республики Северная Осетия-Алания являются:

Зарамагская ГЭС-1;

Дзауджикауская ГЭС;

Гизельдонская ГЭС;

Эзминская ГЭС;

Головная Зарамагская ГЭС.

В таблице 47 приведены параметры источников реактивной мощности энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "В таблице 46"

Таблица 46 - Параметры источников реактивной мощности и места их установки в энергосистеме Республики Северная Осетия-Алания

N	Наименование источника/место установки	Диспетчерское наименование агрегата	Q.min, Мвар	Q.max, Мвар
1	Дзауджикауская ГЭС	Г1-Г3	0,8	1,46
2	Гизельдонская ГЭС	Г1-Г3	1	2,98
3	Эзминская ГЭС	Г1-Г3	4	5
4	Головная Зарамагская ГЭС	Г-1	-16	22
5	Зарамагская ГЭС-1	Г1-Г2	-82	82

В таблице 48 представлен список контрольных пунктов по напряжению операционной зоны Северокавказского РДУ в энергосистеме Республики Северная Осетия-Алания.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "В таблице 47"

Таблица 47 - Перечень контрольных пунктов по напряжению операционной зоны Северокавказского РДУ в энергосистеме Республики Северная Осетия-Алания

N п/п	Энергообъект	Контрольный пункт (класс напряжения СШ), кВ	Наибольшие рабочее напряжение, кВ	Минимально допустимое напряжение, кВ	Аварийно допустимое напряжение, кВ
1	Эзминская ГЭС	шины 110 кВ	126	92	87
2	ПС 330 кВ Владикавказ-2	шины 110 кВ	126	96	92
3	ПС 330 кВ Владикавказ-500	шины 110 кВ	126	94	89
4	ПС 330 кВ Моздок	шины 110 кВ	126	95	90

При понижении напряжения в контрольных пунктах ниже допустимых уровней необходимо принять следующие меры для восстановления напряжения до заданного диапазона:

дополнительно загрузить по реактивной мощности генераторы в случае недоиспользования их активной мощности, не допуская перегруза по току ротора и статора;

включить БСК;

отключить ШР;

переключить регулировочные ответвления на автотрансформаторах в сторону повышения напряжения;

включить находящиеся в резерве ВЛ (под напряжение или нагрузку).

При повышении напряжения в контрольных пунктах выше допустимых уровней применяются следующие меры для восстановления напряжения до заданного диапазона:

разгрузка генераторов по реактивной мощности (без перевода их в режим потребления реактивной мощности);

отключение БСК;

включение шунтирующих реакторов;

переключение регулировочных ответвлений автотрансформаторов в сторону снижения напряжения.

В таблице 49 представлены максимально допустимые значения напряжений и их продолжительность для различного вида электрооборудования.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "В таблице 48"

Таблица 48 - Максимально допустимые значения напряжения и их продолжительность для различного вида электрооборудования

Класс напряжения, кВ	Наибольшее рабочее напряжение, кВ	Вид электрооборудования	Допустимое повышение напряжения при длительности, кВ
			8 ч.	3 ч.	1 ч.	20 мин.	5 мин.	1 мин.	20 сек
500	525	Силовые трансформаторы	538	551	564	575	603	630	650
		Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы напряжения	538	551	564	603	-	630	708
		Аппараты, емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи, шинные опоры	538	551	564	603	-	630	840
330	363	Силовые трансформаторы (автотрансформаторы)	-	-	-	399	-	-
		Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы напряжения	-	-	-	417	-	-
		Аппараты, емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи, шинные опоры	-	-	-	417	-	-
110	126	Силовые трансформаторы (автотрансформаторы)	-	-	-	139	-	-
		Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы напряжения	-	-	-	145	-	-
		Аппараты, емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи, шинные опоры	-	-	-	145	-	-

Расчетная модель включает энергосистему Республики Северная Осетия-Алания и смежные энергосистемы, представленные электрическими сетями 110 кВ и выше. Генераторы электростанций представлены источниками неизменного напряжения на шинах генераторного напряжения с заданными активными мощностями и ограничениями по реактивной мощности в соответствии с их PQ-характеристикой. Нагрузка потребителей на подстанциях смоделирована постоянной активной и реактивной мощностью. В расчетных моделях учтен ШР 180 Мвар (в габаритах 500 кВ - фактическая мощность на 330 кВ составляет 71 Мвар) на ВЛ 330 кВ Моздок - Артем, ШР 180 Мвар (в габаритах 500 кВ - фактическая мощность на 330 кВ составляет 71 Мвар) на ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2 и предполагаемый к вводу УШР 180 Мвар 500 кВ на ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания. Учтен ввод в 2021 году СТК 2x50 Мвар на ПС 330 кВ Владикавказ-2 с диапазоном на выдачу реактивной мощности 0-50 Мвар каждый. Так же учтен ввод Зарамагской ГЭС-1 в 2019 году.

Расчеты баланса реактивной мощности выполнены с помощью ПК RastrWin.

Результаты расчета баланса реактивной мощности в табличном виде для зимних и летних максимумов и минимумов нагрузки на этапы 2020 - 2025 годов приведены в таблице 50.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "в таблице 49"

Режимы работы электрической сети энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания в периоды зимних максимальных нагрузок на этапе 2020 - 2025 годов характеризуются незначительным дефицитом реактивной мощности.

Режимы работы электрической сети энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания в периоды зимних минимальных, а также летних максимальных и минимальных нагрузок на этапе 2020 - 2025 годов, характеризуются дефицитом реактивной мощности.

Необходимо отметить, что уровни напряжения на шинах ПС 110 кВ и выше в исследуемом энергорайоне, а также на шинах контрольных пунктов по напряжению во всех рассмотренных, в том числе и в наиболее тяжелых послеаварийных режимах, находятся в диапазоне допустимых значений.

Таким образом, разработка рекомендаций и мероприятий по регулированию напряжения и компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше не требуется.

Таблица 49 - Результаты расчета баланса реактивной мощности в электрической сети энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания на этапах 2020 - 2025 годов, Мвар

N	Параметр	2020				2021				2022				2023				2024				2025
		Зима макс	Зима мин	Лето макс	Лето мин	Зима макс	Зима мин	Лето макс	Лето мин	Зима макс	Зима мин	Лето макс	Лето мин	Зима макс	Зима мин	Лето макс	Лето мин	Зима макс	Зима мин	Лето макс	Лето мин	Зима макс	Зима мин	Лето макс	Лето мин
1	Реактивная мощность нагрузки	103	92	101	102	103	92	102	103	105	96	104	107	107	97	105	109	109	99	107	110	110	100	109	111
2	Нагрузочные потери	80	58	75	39	89	69	69	34	95	43	70	21	99	44	71	20	102	46	72	20	105	47	73	20
	в т.ч. потери в ЛЭП	29	29	28	33	35	38	24	28	38	16	24	14	40	17	24	14	42	18	25	14	44	19	25	13
	потери в АТ	52	29	47	6	54	31	45	6	58	27	46	6	59	28	47	6	60	28	47	6	62	29	48	7
3	Потребление ШР+УШР	186	228	182	349	166	219	183	348	160	265	184	348	149	261	177	348	142	259	172	348	135	253	168	348
4	Потери в шунтах	8	7	8	8	7	7	8	8	7	7	7	8	7	7	7	8	7	7	7	8	7	7	7	8
5	Суммарное потреб-е реактивной мощности	377	386	366	497	365	388	362	493	368	412	365	484	362	409	360	485	361	411	359	486	357	408	357	487
6	Генерация реактивной мощности электростанциями, Мвар	27	45	13	15	30	46	0	15	33	36	4	15	36	37	7	15	36	37	8	15	38	39	9	15
7	Генерация реактивной мощности СТК, СК	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
8	Зарядная мощность ЛЭП	311	299	310	314	311	302	311	315	310	306	311	315	309	306	310	315	308	306	310	315	308	305	310	315
9	Суммарная генерация реактивной мощности	338	344	323	329	341	347	311	330	343	342	315	330	345	343	317	330	344	343	318	330	346	344	319	330
10	Внешний переток реактивной мощности (избыток)	-39	-42	-43	-168	-25	-40	-50	-164	-25	-69	-51	-154	-18	-67	-43	-155	-17	-68	-41	-156	-11	-64	-38	-157

4.5.6. Повышение надежности электроснабжения Республики Южная Осетия

Согласно проекта СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы планируется сооружение КЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Северный Портал до южного портала Рокского тоннеля для повышения надежности электроснабжения потребителей Республики Южная Осетия. В 2017 году по заказу ПАО "ФСК ЕЭС" была выполнена внестадийная работа по титулу "Проектно-изыскательские работы для технико-экономического обоснования строительства второй ЛЭП 110 кВ в Республику Южная Осетия в целях повышения надежности функционирования энергосистемы Республики Южная Осетия" (далее - Работа). Том "Разработка вариантов и выбор оптимального варианта развития электрической сети для повышения надежности электроснабжения потребителей Республики Южная Осетия", разработанный в рамках выполнения Работы, был согласован АО "СО ЕЭС" письмом от 14.02.2018 N В32-II-3-19-1897.

В рамках Работы определены мероприятия по повышению надежности функционирования энергосистемы Республики Южная Осетия, включающие сооружение второй электрической связи 110 кВ с Республикой Южная Осетия.

Так же, для выполнения указанных мероприятий по повышению надежности функционирования энергосистемы Республики Южная Осетия, требуется увеличение пропускной способности сети 110 кВ Республики Северная Осетия-Алания. Для реализации данного мероприятия ПАО "Россети Северный Кавказ" необходимо выполнить следующий объем работ:

- реконструкция ВЛ 110 кВ Алагир - Унал с заменой провода АС-95 на АС-150 протяженностью - 4,8 км;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Унал - Мизур с заменой провода АС-95 на АС-150 протяженностью - 7,7 км;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Мизур - Нузал с заменой провода АС-95 на АС-150 протяженностью - 3,43 км;

- реконструкция ВЛ 110 кВ Фиагдон - Кармадон с заменой провода АС-95 на АС-150 протяженностью - 9,44 км;

- замена ошиновки на ПС 110 кВ Нузал (1 комплект) в ячейке ВЛ 110 кВ на Мизур (провод АС-95 на провод АС-150);

- замена на ПС 110 кВ Нузал ТТ (2 комплекта) в ячейках ВЛ 110 кВ на Мизур и Головную ЗГЭС;

- реконструкция ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Алагир с заменой ТТ (1 комплект) в ячейке на ПС 110 кВ Унал;

- реконструкция ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Мизур с заменой ТТ (1 комплект) в ячейке на ПС 110 кВ Унал;

- реконструкция ПС 110 кВ Фиагдон с заменой ошиновки в ячейке ВЛ 110 кВ Фиагдон - Кармадон (Л-17) с провода АС-95 на провод АС-150.

Мероприятие по реконструкции включено в ИП ПАО "МРСК Северного Кавказа" на 2019 - 2022 годы, утвержденную приказом Минэнерго РФ от 20.12.2019 N 28@".

4.5.7. Предложения по корректировке сроков ввода электросетевых объектов 330 кВ и выше относительно актуальной схемы и программы перспективного развития ЕЭС России

Рекомендации по корректировке сроков ввода электросетевых объектов ЕНЭС, включенных в проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы, отсутствуют.

4.5.8. Анализ функционирования и формирование предложений по развитию электрических сетей энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания

По результатам расчетов электрических режимов "узких" мест не выявлено, в связи с чем дополнительные предложения по развитию электрических сетей отсутствуют.

4.5.9. Перечень электросетевых объектов, рекомендуемых к вводу по итогам расчетов и анализа перспективных электрических режимов

По результатам расчетов электрических режимов "узких" мест не выявлено, в связи с чем мероприятия по строительству и реконструкции электросетевых объектов не требуется.

4.5.10. Рекомендации в части регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше

На основании расчетов электрических режимов и анализа балансов реактивной мощности необходимость дополнительных мероприятий по регулированию напряжения и компенсации реактивной мощности не выявлена.

4.5.11. Рекомендации по выдаче мощности электростанций, планируемых к сооружению на территории Республики Северная Осетия-Алания

Проектом СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы предусмотрена модернизация генераторов Гизельдонской ГЭС - поэтапно с 2023 по 2025 год с увеличением мощности каждого генератора (Г1, Г2, Г3) на 1,2 МВт. После модернизации установленная мощность станции увеличивается с 22,8 МВт до 26,4 МВт. Результаты расчетов электроэнергетических режимов не выявили целесообразности выполнения мероприятий по изменению существующей схемы выдачи мощности Гизельдонской ГЭС.

Дополнительные рекомендации по схемам выдачи мощности планируемых к сооружению электростанций отсутствуют.

4.5.12. Рекомендации по схемам внешнего электроснабжения объектов, сооружаемых на территории Республики Северная Осетия-Алания

Рекомендации по схемам внешнего электроснабжения объектов, планируемых к сооружению, отсутствуют.

4.5.13. Сводные данные по развитию электрической сети энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания на период 2020 - 2025 годов

В таблице 51 приведены сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше в 2020 - 2025 годах с учетом перечня планируемых к вводу электросетевых объектов, приведенного в таблице 39. В данной таблице для каждого года приведены суммарные величины протяженности вновь вводимых ЛЭП 110 кВ и выше, а также суммарная установленная мощность вновь вводимых трансформаторов (автотрансформаторов).

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "В таблице 50"

Таблица 50 - Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания на период 2020 - 2025 годов

Наименование	Единицы измерения	2020	2021	2022	2023	2024	2025	Всего 2020 - 2025
ВЛ 330 кВ	км	6,9	-	-	-	-	-	6,9
ВЛ 110 кВ	км	34	4,5	-	1	-	-	39,5
Т 110 кВ	МВА	50	-	-	50	-	-	100

Информация о развитии электрических сетей 35 кВ и ниже на период 2020 - 2025 годов на территории ЭЭС Республики Северная Осетия-Алания отсутствует.

4.5.14. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов

Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов представлен в разделе 4.6 настоящей работы.

4.6. Перечень мероприятий по развитию электрической сети 110 кВ и выше на территории Республики Северная Осетия-Алания и оценка капитальных затрат на реализацию планируемых к строительству (реконструкции) объектов

Перечень ввода объектов генерации и электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше на территории Республики Северная Осетия-Алания на период 2020 - 2025 годов с указанием требуемых капитальных вложений в текущих ценах (с НДС) и разделением по собственникам представлены в приложении 6 и таблице 52. Схема для нормального режима электрических соединений сетей 110 кВ и выше на территории Республики Северная Осетия-Алания на 2025 год приведена в приложении 5.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "таблице 51"

Таблица 51 - Перечень объектов генерации и электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу и реконструкции на территории Республики Северная Осетия-Алания, с оценкой капитальных вложений

N п/п	Наименование проекта	Год ввода объекта	Технические характеристики объектов проекта			Полная стоимость строительства	Обоснование необходимости строительства	Источник информации и организация, ответственная за реализацию проекта
			параметр	количественная хар-ка	суммарная количественная хар-ка	млн. руб.
Объекты генерации
1.	Гизельдонская ГЭС	2023-2025	МВт	3 x 1,2	3,6	2742,09 <*>	увеличение генерирующих мощностей (модернизация)	проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы, ИП ПАО "РусГидро", утвержденная приказом Минэнерго России от 09.12.2019 N 20@ ПАО "РусГидро"
	Итого:				363,1	2742,09
Объекты электрических сетей
2.	Строительство заходов существующей ВЛ 330 кВ Моздок - Артем на ПС 500 кВ Алания проводом 2хАС-300 с образованием двух ВЛ 330 кВ:	2020				14576,27	Усиление электрической сети ОЭС Юга в восточной и юго-восточной частях ОЭС Юга, повышение пропускной способности контролируемого сечения "Терек", Приказ Минэнерго РФ от 30.08.2018 N 719 "О внесении изменений в приказ Минэнерго РФ от 28.11.2017 N 1125 "Об утверждении перечня энергосистем и энергорайонов, характеризующихся режимом с высокими рисками нарушения электроснабжения в 2017 - 2022 годах, и перечня мероприятий по снижению рисков нарушения электроснабжения в таких энергосистемах и энергорайонах"	Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 гг. ПАО "ФСК ЕЭС"
2.1.	ВЛ 330 кВ Алания - Артем	2020	км	1	1
2.2.	ВЛ 330 Алания - Моздок (1 цепь)	2020	км	1	1
3.	Строительство заходов существующей ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок на ПС 500 кВ Алания проводом 2xАС-300 с образованием двух ВЛ 330 кВ:
3.1.	ВЛ 330 Алания - Прохладная-2	2020	км	2,45	2,45
3.2.	Алания - Моздок (2 цепь)	2020	км	2,45	2,45
4	Установка на ПС 500 кВ Моздок резервной автотрансформаторной фазы 500/220 кВ мощностью 167 МВА и трансформатора плавки гололеда 330/10-10 кВ мощностью 125 МВА	2020	МВА	167 125 (ТПГ)	167 125 (ТПГ)	-	Усиление электрической сети ОЭС Юга в восточной и юго-восточной частях ОЭС Юга, увеличение пропускной способности контролируемого сечения "Терек". Реализовано в рамках проекта "ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с расширением ПС 500 кВ Невинномысск и ПС 330 кВ Моздок (сооружение ОРУ 500 кВ)"	Приложение N 18 проекта СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 гг.
5	Реконструкция ПС 330 кВ Владикавказ-2 с установкой УШР 330 кВ мощностью 180 Мвар без увеличения трансформаторной мощности	2021	Мвар	180	180	2556,09	Реконструкция и техперевооружение ПС 330 кВ Владикавказ-2	Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 гг. ПАО "ФСК ЕЭС"
	Итого по объектам 330 кВ и выше				6,9 км 180 Мвар	17 132,36
6.1	Строительство кабельного участка КВЛ 110 кВ Северный Портал - Нижний Рук от ПС 110 кВ Северный Портал ориентировочной протяженностью 4,5 км кабелем сечением 3 (1 x 185) + 1 x 185	2021	км	4,5	4,5	1109,67	Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Южная Осетия	Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 гг. ПАО "ФСК ЕЭС"
6.2	Реконструкция ПС 110 кВ Северный Портал (в части расширения КРУЭ-110 кВ на одно присоединение)	2021	шт.	1	1
6.3	Реконструкция ВЛ 110 кВ Алагир - Унал (Л-14) с заменой провода АС-95 на АС-150	2021	км	4,8	4,8	239,4 <**>	В соответствии с решениями проекта "Реконструкция электросетевых объектов филиала ПАО "МРСК Северного Кавказа" - "Севкавказэнерго" в рамках принятых решений технико-экономического обоснования строительства второй ЛЭП 110 кВ в Республику Южная Осетия в целях повышения надежности функционирования энергосистемы Республики Южная Осетия	ИП ПАО "МРСК Северного Кавказа" 2019 - 2022, утвержденная приказом Минэнерго РФ от 20.12.2019 N 28@
6.4	Реконструкция ВЛ 110 кВ Унал - Мизур (Л-18) с заменой провода АС-95 на АС-150	2021	км	7,7	7,7
6.5	Реконструкция ВЛ 110 кВ Мизур - Нузал (Л-15) с заменой провода АС-95 на АС-150	2021	км	3,43	3,43
6.6	Реконструкция ВЛ 110 кВ Фиагдон - Кармадон (Л-17) с заменой провода АС-95 на АС-150	2021	км	9,44	9,44
6.7	Замена ошиновки на ПС 110 кВ Нузал в ячейке ВЛ 110 кВ Мизур - Нузал (Л-15) (провод АС-95 на провод АС-150)	2021	компл.	1	1
6.8	Замена на ПС 110 кВ Нузал ТТ (2 комплекта) в ячейках ВЛ 110 кВ Мизур - Нузал (Л-15) и ВЛ 110 кВ Головная Зарамагская ГЭС - Нузал с номинальным током 300 А и 320 А соответственно на ТТ с номинальным током 600 А	2021	компл.	2	2
6.9	Реконструкция ОРУ-110 кВ ПС 110 кВ Алагир с заменой ТТ (1 комплект) в ячейке ВЛ 110 кВ Алагир - Унал (Л-14) с номинальным током 400 А на ТТ с номинальным током 600 А	2021	компл.	1	1
6.10	Реконструкция ОРУ-110 кВ ПС 110 кВ Мизур с заменой ТТ (1 комплект) в ячейке ВЛ 110 кВ Унал - Мизур (Л-18) с номинальным током 400 А на ТТ с номинальным током 600 А	2021	компл.	1	1
6.11	Реконструкция ПС 110 кВ Фиагдон с заменой ошиновки в ячейке ВЛ 110 кВ Фиагдон - Кармадон (Л-17) с провода АС-95 на провод АС-150	2021	компл.	1	1
7.	Строительство ПС 110 кВ Мамисон	2020	МВА	2 x 25	50	383,83	для электроснабжения горно-рекреационного комплекса "Мамисон" согласно Договору от 05.11.2009 N 500/2009 (утвержденные ТУ на ТП от 15.10.2015 N 476р с изменениями от 12.08.2016, изменениями от 30.07.2018) (Срок действия ТУ истек. Сетевой организацией инициирована процедура продления. Мероприятия являются актуальными при условии продления срока действия ТУ на ТП)	Государственное казенное учреждение "Управление капитального строительства Республики Северная Осетия-Алания"
7.1	Строительство ВЛ 110 кВ Зарамаг - Мамисон проводом АС-150	2020	км	2 x 17	34	348,88
7.2	Реконструкция ПС 110 кВ Нузал с заменой трансформаторов тока (далее ТТ) в ячейке ВЛ 110 кВ Мизур - Нузал (Л-15) с номинальным током 300 А на ТТ номинальным током не менее 400 А	2020	компл.	1	1
8	Ввод в работу ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Назрань-2 (две цепи провод АСК-240)	2020	км	2 x 20	40	-	обеспечение электроснабжения жилой застройки с социальной инфраструктурой в г. Назрань согласно Договору от 14.12.2012 N 248/ТП-М5 к сетям ПАО "ФСК ЕЭС" ТУ на ТП от 15.06.2011 с изменениями от 25.09.2012 Договор ТП от 14.12.2012 N 248/ТП-М5	Министерство строительства, архитектуры и жилищно-коммунального хозяйства Республики Ингушетия
9	Строительство ПС 110 кВ Тулатово (Казбек) с установкой Т-1, Т-2 мощностью по 25 МВА и присоединением в рассечку ВЛ 110 кВ Беслан-Северная - Исток (Л-114) проводом АС-150 с образованием ВЛ 110 кВ Беслан-Северная - Тулатово (Казбек) и ВЛ 110 кВ Тулатово (Казбек) - Исток	2023	км, МВА	2 x 0,5	0,5	-	Утвержденные ТУ N 1 на ТП энергопринимающих устройств АМС Правобережного района РСО-А к электрическим сетям ООО "Бесланэнерго" от 28.02.2020, договор на ТП N 1 от 24.01.2020 Утвержденные ТУ N 2 на ТП энергопринимающих устройств ООО "Производственный комбинат "Бесланский" к электрическим сетям ООО "Бесланэнерго" от 28.02.2020, договор на ТП N 2 от 24.01.2020, ТУ N 3 от 26.02.2020 на ТП ООО "Альянсспирт", договор на ТП N 3 от 24.01.2020, ТУ N 4 от 26.02.2020 на ТП ООО "Вито", договор на ТП N 4 от 24.01.2020	ООО "Бесланэнерго"
				2 x 25	50
	Итого по объектам 110 кВ				100 МВА 104,87 км	2 081,78
	Всего по объектам 110 кВ и выше				180 Мвар 100 МВА 111,77 км	19 214,14

<*> - по данным ПАО "РусГидро".

<**> - стоимость мероприятий принята по ИП ПАО "МРСК Северного Кавказа" 2019 - 2022 годы, утвержденной приказом Минэнерго РФ от 20.12.2019 N 28@.

4.7. Сводные данные о перспективах развития электроэнергетики населенных пунктов, работающих изолированно от ЕЭС России

Данные о населенных пунктах на территории Республики Северная Осетия-Алания, работающих изолированно от ЕЭС России отсутствуют.

4.8. Схема размещения объектов электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на период до 2025 года

Схема размещения объектов электроэнергетики 35 кВ и выше Республики Северная Осетия-Алания на период до 2025 года приведена в приложении 7.

ГАРАНТ:

Приложения не приводятся