Приложение. Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Ростовской области на 2020 - 2024 гг.

Приложение
к распоряжению
Губернатора
Ростовской области
от 30.04.2020 г. N 91

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

С изменениями и дополнениями от:

14 сентября 2020 г.

1. Введение

Основными целями настоящей работы является формирование планов по перспективному развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в создание эффективной и сбалансированной инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие Ростовской области.

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

обеспечение надежного функционирования Единой энергетической системы России (далее - ЕЭС России) на территории Ростовской области в долгосрочной и среднесрочной перспективе;

скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

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

Основными принципами формирования СиПР являются:

экономическая эффективность решений, предлагаемых в СиПР, основанная на оптимизации режимов работы ЕЭС России;

применение новых технологических решений при формировании долгосрочных СиПР;

скоординированность СиПР и инвестиционных программ субъектов электроэнергетики;

скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;

скоординированное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

публичность и открытость государственных инвестиционных стратегий и решений.

СиПР сформирована на основании:

проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2020 - 2026 годы;

прогноза спроса на электрическую энергию и мощность, в том числе по основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории Ростовской области;

ежегодного отчета о функционировании ЕЭС России и данных мониторинга исполнения СиПР;

сведений о заявках (договорах) на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;

предложений системного оператора по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, полученных на основе результатов использования перспективной расчетной модели для Ростовской области, а также предложения сетевых организаций и уполномоченного исполнительного органа государственной власти Ростовской области по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Ростовской области;

инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, осуществляющих свою деятельность на территории Ростовской области;

прогноза потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период (с разбивкой по годам) по территории Ростовской области, разрабатываемого АО "СО ЕЭС" (предоставляется Системным оператором);

программ комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры поселений и городских округов Ростовской области;

схем теплоснабжения поселений и городских округов Ростовской области;

иных сведений, необходимых для разработки СиПР, включая статистические наблюдения.

СиПР разработана в соответствии с:

Федеральным законом от 26.03.2003 N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 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 (пункт 5 Перечня поручений от 29.03.2010 N Пр-839) предусмотреть в рамках схем и программ перспективного развития электроэнергетики максимальное использование потенциала когенерации и модернизацию систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований;

методическими рекомендациями по разработке Схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период (протокол совещания по вопросу разработке схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб) А.Н. Шишкина от 09.11.2010 N АШ-369пр;

техническим заданием на выполнение научно-исследовательской работы "Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Ростовской области на 2020 - 2024 годы".

При разработке СиПР выполняются положения:

Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации (далее - Минэнерго России) от 30.06.2003 N 281;

Методических указаний по устойчивости энергосистем, утвержденных приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630;

ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолировано работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования", утвержденного приказом Росстандарта от 19.11.2019 N 1196-ст.

2. Общая характеристика Ростовской области

Ростовская область - субъект Российской Федерации на юге Европейской части России, входит в состав Южного федерального округа. Административный центр - город Ростов-на-Дону.

По характеру поверхности территория Ростовской области представляет собой равнину, расчлененную долинами рек и балками. Максимальная высота над уровнем моря - 253 метра. С севера на территорию области заходит Среднерусская возвышенность, на западе вклинивается восточная часть Донецкого кряжа, в юго-восточной части области возвышаются Сальско-Манычская гряда и Ергени.

Ростовская область занимает площадь 101 тыс. квадратных километров, что составляет 0,6 процента территории России, имеет протяженность 470 километров с севера на юг, 455 километров - с запада на восток.

Ростовская область имеет сухопутные и водные границы со следующими регионами: на западе и северо-западе - с Донецкой и Луганской областями Украины, общая протяженность границы 660 километров, на севере и северо-востоке - с Воронежской и Волгоградской областями, на востоке и юго-востоке - с Калмыкией, на юге - со Ставропольским и Краснодарским краями, на юго-западе омывается Таганрогским заливом Азовского моря, имея морскую государственную границу с Украиной.

На территории Ростовской области протекает одна из крупнейших рек Европы - Дон (протяженность около 1870 километров), расположено Цимлянское водохранилище (объем около 24 млрд кубических метров). Судоходны основные притоки Дона - реки Северский Донец и Маныч. Озера занимают лишь 0,4 процента территории области.

Область имеет благоприятный умеренно-континентальный климат. Средняя температура воздуха в январе - минус 7 градусов, в июле - плюс 23 градуса. Продолжительность солнечного сияния равна 2050 - 2150 часов в год. С июня по сентябрь среднемесячные показатели продолжительности солнечного сияния в Ростове-на-Дону и Сочи мало отличаются друг от друга.

Среднегодовое количество осадков составляет 424 миллиметра. Выпадают преимущественно на атмосферных фронтах циклонов. Их количество уменьшается в направлении с запада (650 миллиметров) на восток (до 400 миллиметров). Высокие температуры лета и длинный вегетационный период обеспечивают повышенную урожайность пшеницы, бахчевых, садовых культур и винограда.

Весьма разнообразна природа Ростовской области. Степные просторы, лесные оазисы, пойма реки Дон, побережья Азовского моря являются пристанищем для более ста видов животных и ценных промысловых пород рыб.

Территория области лежит в пределах степной зоны, лишь крайний юго-восток является переходным районом от степей к полупустыням. Лесами и кустарниками покрыты 5,6 процента земельного фонда, в то время как большая часть области занята сельхозугодиями, преимущественно на высокоплодородных черноземах.

Численность населения области, по данным Росстата, составляет 4 202 337 человек (по состоянию на 1 января 2019 г.). Из них в городах проживают 68,11 процента от общей численности, в сельской местности - 31,89 процента. Плотность населения - 41,79 человека на квадратный километр.

Регион занимает 6-е место в России по численности постоянного населения после г. Москвы, Московской области, Краснодарского края, г. Санкт-Петербурга и Свердловской области. Среди субъектов, входящих в Южный федеральный округ, область находится на 2-м месте после Краснодарского края.

В Ростовской области проживают представители более 150 национальностей и народностей. По данным Всероссийской переписи населения 2010 года, по национальному составу 90,3 процента населения области составляют русские, 2,6 процента - армяне, 1,9 процента - украинцы, 0,9 процента - турки, 0,4 процента - белорусы, 0,4 процента - азербайджанцы, 0,4 процента - цыгане, 0,3 процента - татары, 0,3 процента - чеченцы, 0,3 процента - корейцы, 0,2 процента - даргинцы, 0,2 процента - грузины, остальное - иные этнические группы.

Трудоспособное население составляет около 57,2 процента от общей численности. Уровень образования населения в экономически активном возрасте достаточно высок.

Среднегодовая численность занятых в экономике составляет 1968 тыс. человек, в том числе на предприятиях негосударственного сектора - 1318 тыс. человек.

Демографическая ситуация в Ростовской области характеризуется снижением числа родившихся и числа умерших, увеличением естественной убыли населения. Численность родившихся на 1000 населения составляет 11,6 (общий коэффициент рождаемости), а численность умерших - 13,9 (общий коэффициент смертности).

Ожидаемая продолжительность жизни при рождении составляет 72,2 года.

Населенные пункты Ростовской области с численностью населения более 15 тысяч человек приведены в таблице N 1.

Таблица N 1

N п/п	Населенный пункт	Количество жителей (человек)
	1	2
1.	Город Ростов-на-Дону	1 137 904
2.	Город Таганрог	250 287
3.	Город Шахты	235 492
4.	Город Волгодонск	171 471
5.	Город Новочеркасск	168 766
6.	Город Батайск	124 705
7.	Город Новошахтинск	108 782
8.	Город Каменск-Шахтинский	89 657
9.	Город Азов	81 335
10.	Город Гуково	66 332
11.	Город Сальск	58 179
12.	Город Донецк	48 428
13.	Город Аксай	44 828
14.	Город Белая Калитва	40 831
15.	Город Красный Сулин	38 567
16.	Город Миллерово	35 540
17.	Город Морозовск	25 467
18.	Город Зерноград	24 886
19.	Город Семикаракорск	22 118
20.	Город Зверево	19 456
21.	Город Пролетарск	19 290
22.	Поселок Орловский Орловского района	18 757
23.	Поселок Зимовники Зимовниковского района	18 070
24.	Станица Егорлыкская Егорлыкского района	17 660
25.	Город Константиновск	17 317
26.	Поселок Матвеев Курган	15 489
27.	Станица Багаевская Багаевского района	15 459
28.	Село Чалтырь Мясниковского района	15 334

Согласно Областному закону от 25.07.2005 N 340-ЗС "Об административно-территориальном устройстве Ростовской области", Ростовская область включает 55 административно-территориальных образований (12 городских округов и 43 муниципальных района. Данные приведены в таблице N 2), 408 административно-территориальных единиц (18 городских поселений и 390 сельских поселений), которые в рамках административно-территориального устройства включают населенные пункты и районы в городе.

Административный центр Ростовской области - город Ростов-на-Дону с населением свыше 1 млн человек - крупный промышленный, культурный и научный центр, речной порт, важный транспортный узел. В 2002 году город приобрел дополнительное политическое и экономическое значение как столица Южного федерального округа.

Город Ростов-на-Дону состоит из 8 районов:

1. Ворошиловский район.

2. Железнодорожный район.

3. Кировский район.

4. Ленинский район.

5. Октябрьский район.

6. Первомайский район.

7. Пролетарский район.

8. Советский район.

Таблица N 2

N п/п	Название	Население (человек)	Административный центр
1	2	3	4
Городские округа
1.	Город Ростов-на-Дону	1 137 904	город Ростов-на-Дону
2.	Город Азов	81 335	город Азов
3.	Город Батайск	124 705	город Батайск
4.	Город Волгодонск	171 471	город Волгодонск
5.	Город Гуково	66 332	город Гуково
6.	Город Донецк	48 428	город Донецк
7.	Город Зверево	19 456	город Зверево
8.	Город Каменск-Шахтинский	89 657	город Каменск-Шахтинский
9.	Город Новочеркасск	168 766	город Новочеркасск
10.	Город Новошахтинск	108 782	город Новошахтинск
11.	Город Таганрог	250 287	город Таганрог
12.	Город Шахты	235 492	город Шахты
Муниципальные районы
1.	Азовский	97 033	город Азов
2.	Аксайский	113 321	город Аксай
3.	Багаевский	34 646	станица Багаевская
4.	Белокалитвинский	93 294	город Белая Калитва
5.	Боковский	14 155	станица Боковская
6.	Верхнедонской	18 099	станица Казанская
7.	Веселовский	25 506	поселок Веселый
8.	Волгодонской	33 800	станица Романовская
9.	Дубовский	21 889	село Дубовское
10.	Егорлыкский	33 713	станица Егорлыкская
11.	Заветинский	16 706	село Заветное
12.	Зерноградский	53 681	город Зерноград
13.	Зимовниковский	36 438	поселок Зимовники
14.	Кагальницкий	28 188	станица Кагальницкая
15.	Каменский	42 423	пгт Глубокий
16.	Кашарский	23 729	слобода Кашары
17.	Константиновский	31 557	город Константиновск
18.	Красносулинский	75 896	город Красный Сулин
19.	Куйбышевский	13 983	село Куйбышево
20.	Мартыновский	34 536	слобода Большая Мартыновка
21.	Матвеево-Курганский	41 169	поселок Матвеев Курган
22.	Миллеровский	64 976	город Миллерово
23.	Милютинский	13 330	станица Милютинская
24.	Морозовский	38 825	город Морозовск
25.	Мясниковский	45 689	село Чалтырь
26.	Неклиновский	86 111	село Покровское
27.	Обливский	17 573	станица Обливская
28.	Октябрьский	70 514	пгт Каменоломни
29.	Орловский	38 078	поселок Орловский
30.	Песчанокопский	28 171	село Песчанокопское
31.	Пролетарский	34 532	город Пролетарск
32.	Ремонтненский	18 113	село Ремонтное
33.	Родионово-Несветайский	22 461	слобода Родионово-Несветайская
34.	Сальский	102 646	город Сальск
35.	Семикаракорский	49 353	город Семикаракорск
36.	Советский	6343	станица Советская
37.	Тарасовский	28 428	поселок Тарасовский
38.	Тацинский	35 142	станица Тацинская
39.	Усть-Донецкий	31 875	р.п. Усть-Донецкий
40.	Целинский	30 706	поселок Целина
41.	Цимлянский	33 381	город Цимлянск
42.	Чертковский	33 759	поселок Чертково
43.	Шолоховский	25 907	станица Вешенская

Выгодное экономико-географическое расположение Ростовской области, развитая транспортная инфраструктура, высокая обеспеченность трудовыми ресурсами, отсутствие социальной напряженности исторически определили положение области как одного из крупнейших на юге страны центров многоотраслевой промышленности, развитого сельского хозяйства, науки, культуры.

Промышленность.

Ведущее место в экономике Ростовской области принадлежит промышленному производству, которое остается основным сектором экономики для создания материальных благ, товарной и денежной массы, новых рабочих мест и инвестиционных источников. На предприятиях области производится около 38 процентов промышленной продукции Южного федерального округа.

Производственный потенциал региона имеет достаточно высокий уровень диверсификации, около 80 процентов в объеме отгруженной продукции собственного производства занимает продукция обрабатывающих производств.

Наибольший удельный вес занимают металлургические и машиностроительные предприятия.

Ростовская область лидирует в России по производству многих видов промышленной продукции:

машины и приспособления для уборки зерновых культур (82,1 процента);

зерноуборочные комбайны (75,1 процента);

трубы бурильные для бурения нефтяных или газовых скважин из черных металлов (56,3 процента);

оборудование эксплуатационное для ядерных реакторов (46,8 процента);

косилки тракторные (23,7 процента);

сталеплавильное оборудование и литейные машины (10,4 процента);

электроды сварочные с покрытием (6,1 процента);

пряжа из синтетических штапельных волокон (85,7 процента).

Ведущее место в России принадлежит тяжелому вертолетостроению, электровозостроению, производству паровых котлов и оборудования эксплуатационного для ядерных реакторов, масел растительных нерафинированных, трикотажных изделий.

Сельское хозяйство и агропромышленный комплекс.

Ростовская область - один из крупнейших сельскохозяйственных регионов Российской Федерации. На территории в 101 тыс. квадратных километров проживает 4,2 млн человек, из них третья часть - в сельской местности.

Главное богатство области - ее почвенные ресурсы. Область расположена на обыкновенных южных черноземах и каштановых почвах. В общей структуре земли черноземы занимают 64,2 процента при средней толщине плодородного слоя 40 - 80 сантиметров.

Сельскохозяйственные угодья занимают 8,2 млн гектаров, пашня - 5,8 млн гектаров, в том числе орошаемая - 228 тыс. гектаров. Доля Ростовской области в общей площади сельхозугодий России составляет 3,9 процента. По площади сельхозугодий и площади посевов зерновых культур область занимает второе место в Российской Федерации, по плодородию пашни - десятое место среди других субъектов Российской Федерации. Почвенно-климатические условия области, несмотря на периодически повторяющиеся засухи, благоприятны для производства сельскохозяйственной продукции.

В сельхозпроизводстве занято 1,7 тысячи сельхозорганизаций, 12,9 тысячи - крестьянско-фермерских хозяйств, более 2 тысяч - индивидуальных предпринимателей, свыше 547 тысяч - личных хозяйств граждан.

Ростовская область - в числе лидеров в России по валовым сборам зерна и подсолнечника. Перспективными направлениями АПК области также являются: прудовое рыбоводство, производство животноводческой продукции, овощей, переработка сельхозпродукции с последующим доведением до потребителя.

На долю Ростовской области приходится около 30 процентов производимой продукции сельского хозяйства в Южном федеральном округе.

Строительство.

Ростовская область по объемам вводимого жилья входит в десятку регионов - лидеров в Российской Федерации и занимает второе место в ЮФО.

Для обеспечения роста объемов вводимого жилья проводится работа по подготовке новых территорий под жилищное строительство, активно развивается инженерная инфраструктура.

В целях повышения доступности жилья и качества жилищного обеспечения населения, в том числе с учетом исполнения государственных обязательств по обеспечению жильем отдельных категорий граждан, утверждено постановление Правительства Ростовской области от 17.10.2018 N 642 "Об утверждении государственной программы Ростовской области "Территориальное планирование и обеспечение доступным и комфортным жильем населения Ростовской области".

Транспорт.

Ростовская область обладает развитой транспортной инфраструктурой, представленной железнодорожными и автомобильными магистралями федерального значения, морскими и речными портами, международным аэропортом в г. Ростове-на-Дону.

Ростовскую область пересекают:

автомагистраль "Дон";

железнодорожный путь Москва - Ростов - Кавказ;

судоходный путь по реке из центра России в Черное и Средиземное моря;

воздушный коридор Санкт-Петербург - Москва - Кавказский регион.

Автотранспорт. Пассажирские перевозки автомобильным транспортом являются самым массовым и доступным видом транспорта. По территории области проходит 660 междугородных и пригородных межмуниципальных автобусных маршрутов и около 150 межобластных маршрутов, соединяющих все муниципальные образования области общей протяженностью более 80 тыс. километров. Автовокзалы и автостанции области объединены в единую сеть.

Железнодорожный транспорт. Основным перевозчиком грузов и пассажиров во внутреннем и международном сообщениях в регионе является Северо-Кавказская железная дорога - филиал ОАО "Российские железные дороги". По территории Ростовской области проходят магистральные железные дороги, связывающие центральные, западные районы страны и Сибирь с южным регионом. Действуют узловые железнодорожные станции, обеспечивающие прием, обработку и отправление практически всех видов грузов. Протяженность железнодорожных путей по территории Ростовской области составляет 1788 километров.

Водный транспорт. В Ростовской области действуют 126 судоходных компаний. Из них:

судоходные компании, осуществляющие бункеровочную деятельность - 14;

судоходные компании, осуществляющие пассажирские перевозки - 4;

стивидорные компании - 38;

судоремонтные заводы - 8.

Общая протяженность внутренних водных путей в границах Ростовской области - 800,3 километра.

Авиационный транспорт. Воздушный транспорт Ростовской области обеспечивает перевозки пассажиров и грузов в межрегиональном и международном сообщениях.

В 2017 году завершен крупнейший инфраструктурный проект Ростовской области и с 7 декабря 2017 г. новый аэропортовый комплекс "Платов" начал свою работу.

В г. Таганроге расположен региональный аэропорт "Таганрог - Южный".

Основными стратегическими направлениями в сфере воздушного транспорта и развития его инфраструктуры являются:

развитие инфраструктуры аэропорта "Таганрог - Южный", включая строительство аэровокзального комплекса, установку радиотехнического оборудования, повышение категории аэропорта;

восстановление и развитие на территории Ростовской области аэропортов местных воздушных линий, создание на их базе сети местных и внутрирегиональных воздушных линий.

Дорожный комплекс. Дорожное хозяйство Ростовской области - одна из самых быстроразвивающихся отраслей на территории региона, протяженность автомобильных дорог общего пользования федерального, регионального, межмуниципального и местного значения превышает 35 тыс. километров, в том числе:

федерального значения - 690,3 километра;

регионального, межмуниципального значения, находящихся в собственности Ростовской области, - 7 571,2 километра;

местного значения, находящихся в муниципальной собственности районов, - 27 099,9 километра.

В январе - октябре 2019 г. в Ростовской области по многим индикаторам социально-экономического развития значения сложились выше, чем в среднем по России. Вместе с тем на фоне высокой базы января - октября 2018 г. по отдельным показателям, характеризующим экономическую динамику в регионе, наблюдается замедление темпов роста.

Оборот организаций в январе - октябре 2019 г. составил 2 995,8 млрд рублей или 100,8 процента к уровню января - октября 2018 г. Наибольший рост оборота обеспечен организациями, осуществляющими деятельность в области культуры, спорта, организации досуга и развлечений; строительства; добычи полезных ископаемых; операций с недвижимым имуществом; транспортировки и хранения; здравоохранения и социальных услуг; предоставления прочих видов услуг. Снижение зафиксировано на отдельных предприятиях и в организациях обрабатывающих производств; сельского, лесного хозяйства, охоты, рыболовства и рыбоводства.

Индекс промышленного производства области в январе - октябре 2019 г. составил 102,6 процента (в Российской Федерации - 102,7 процента).

Отмечается увеличение объемов производства по видам деятельности: "обрабатывающие производства", "обеспечение электроэнергией, газом и паром; кондиционирование воздуха", "добыча полезных ископаемых" при сокращении по виду деятельности "водоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений"

Добыча полезных ископаемых в отчетном периоде по сравнению с январем - октябрем 2018 г. выросла на 3,5 процента (в Российской Федерации - рост на 3,4 процента). Наибольший вклад в отраслевой рост внесли предприятия по добыче угля - увеличение на 3,6 процента (рост добычи на 14,3 процента при снижении обогащения антрацита на 5,4 процента), прочих полезных ископаемых (на 4,9 процента). Объем отгруженной продукции собственного производства, выполненных работ и услуг собственными силами на предприятиях добывающего сектора составил 28,5 млрд рублей. Основные объемы добычи полезных ископаемых приходятся на предприятия, специализирующиеся на добыче угля, которые составили 18,9 млрд рублей или 66,6 процента от общего объема добычи.

В машиностроительном секторе по сравнению с январем - октябрем 2018 г. выросло производство электрического оборудования - на 27,6 процента (в Российской Федерации рост - на 0,6); производство машин и оборудования, не включенных в другие группировки - на 25,7 процента (в Российской Федерации - снижение на 3,9 процента); производство автотранспортных средств, прицепов и полуприцепов - на 14,2 процента (в Российской Федерации рост - на 0,1 процента). Больше, чем в январе - октябре прошлого года, изготовлено промышленных электровозов; прицепов-цистерн и полуприцепов-цистерн для перевозки нефтепродуктов, воды и прочих жидкостей; прочих тракторов для сельского хозяйства; коммуникационной аппаратуры, передающей радио- и телевизионной аппаратуры, телевизионных камер; многофазных электродвигателей переменного тока; генераторов переменного тока; трансформаторов электрических; зерноуборочных комбайнов; машин для уборки зерновых, масличных, бобовых и крупяных культур; прочих комплектующих и принадлежностей для автотранспортных средств. Наряду с этим снижено производство прочих транспортных средств и оборудования на 10,4 процента (в Российской Федерации снижение - на 14,2 процента), производство компьютеров, электронных и оптических изделий - на 21,9 процента (в Российской Федерации рост - на 10 процентов).

По итогам января - октября 2019 г. по сравнению с сопоставимым периодом прошлого года снижено производство резиновых и пластмассовых изделий на 12,1 процента (в Российской Федерации - рост на 1,8 процента). Сокращение объемов произошло за счет снижения производства бутылок, флаконов и аналогичных изделий из пластмасс.

Выросло производство лекарственных средств и материалов, применяемых в медицинских целях, на 3,1 процента, при снижении производства химических веществ и химических продуктов на 22,6 процента (в Российской Федерации - рост на 18,0 процента и 3,9 процента соответственно).

За отчетный период по сравнению с январем - октябрем 2018 г. увеличены физические объемы металлургического производства на 2,5 процента (в Российской Федерации - на 0,8 процента); производства готовых металлических изделий, кроме машин и оборудования - на 18,1 процента (в Российской Федерации - на 9,2 процента). В частности, вырос выпуск стали нелегированной в слитках или в прочих первичных формах и полуфабрикатов из прочей нелегированной стали; конструкций и деталей конструкций из черных металлов; котлов водогрейных центрального отопления для производства горячей воды или пара низкого давления; частей паровых котлов, пароводогрейных котлов, котлов, работающих с высокотемпературными органическими теплоносителями (ВОТ), водогрейных котлов центрального отопления.

Индекс производства по виду деятельности "обеспечение электроэнергией, газом и паром; кондиционирование воздуха" по итогам января - октября 2019 г. составил 104,4 процента к уровню января - октября 2018 г. (в Российской Федерации - 101,0 процента). Отмечается увеличение генерации электроэнергии на 8,9 процента, при снижении производства пара и горячей воды на 11,8 процента, газообразного топлива - на 11,1 процента.

Индекс производства по виду деятельности "водоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений" по итогам января - октября 2019 г. составил 94,1 процента к уровню января - октября 2018 г. (в Российской Федерации -100,6 процента).

3. Анализ существующего состояния энергосистемы Ростовской области

3.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Ростовской области

Характеристика основных субъектов электроэнергетики.

Энергосистема Ростовской области осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Ростовской области и входит в состав ОЭС Юга, являясь одной из крупнейших энергосистем на юге России.

Установленная мощность электростанций энергосистемы Ростовской области по состоянию на 1 февраля 2020 г. составила 7 245,92 МВт (первое место в ОЭС Юга).

Генерирующие компании.

На территории Ростовской области действуют следующие генерирующие компании:

АО "Концерн Росэнергоатом" (Ростовская АЭС);

ПАО "ОГК-2" (Новочеркасская ГРЭС);

ООО "Волгодонская тепловая генерация" (Волгодонская ТЭЦ-2);

ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго" (Ростовская ТЭЦ-2, РК-3 (районная котельная N 3);

ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго" (Цимлянская ГЭС);

ООО "Группа Мегаполис" (Шахтинская ГТЭС);

АО "ГТ Энерго" (Новочеркасская ГТ ТЭЦ);

ООО "Ростсельмашэнерго" (ТЭЦ завода "Ростсельмаш").

Электросетевые компании.

Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Магистральные электрические сети Юга (далее - МЭС Юга) осуществляет ремонтно-эксплуатационное обслуживание магистральных электрических сетей на территории Южного и Северо-Кавказского федеральных округов. На территории Ростовской области действует филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Ростовское предприятие магистральных электрических сетей (далее - Ростовское ПМЭС). В зону обслуживания Ростовского ПМЭС входят Ростовская область и Республика Калмыкия. В эксплуатации Ростовского ПМЭС находятся 4 661,21 километра линий электропередачи напряжением 110 - 500 кВ, 25 подстанций напряжением 220 - 500 кВ общей трансформаторной мощностью 8 363,98 МВА.

Филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго", в эксплуатации которого находятся электрические сети 110 кВ и ниже, осуществляет:

электроснабжение промышленных предприятий, объектов социальной сферы и населения области на напряжении 110 кВ и ниже;

электроснабжение электрифицированной железной дороги с узловыми станциями Ростов-на-Дону, Батайск, Лихая;

подачу электричества для работы газокомпрессорных станций и магистральных газопроводов, нефтеперекачивающих станций и магистральных нефтепроводов, проходящих по территории области.

В зоне ответственности филиала ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" находятся 8 производственных отделений:

ПО "Центральные электрические сети",

ПО "Юго-западные электрические сети",

ПО "Западные электрические сети",

ПО "Южные электрические сети",

ПО "Юго-восточные электрические сети",

ПО "Восточные электрические сети",

ПО "Северо-восточные электрические сети",

ПО "Северные электрические сети".

Второй энергоснабжающей организацией, осуществляющей свою деятельность на территории Ростовской области, является АО "Донэнерго". Основная задача АО "Донэнерго" - качественное и бесперебойное обеспечение электроэнергией населения, промышленных предприятий, объектов социальной сферы на напряжении 0,4 - 10 кВ. В состав АО "Донэнерго" входит филиал "Тепловые сети" и 10 филиалов межрайонных электрических сетей.

Системный оператор.

Функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики осуществляют:

филиал АО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистем Ростовской области и Республики Калмыкия" (далее - Ростовское РДУ);

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

Энергосбытовые компании и гарантирующие поставщики электроэнергии.

На территории Ростовской области свою деятельность осуществляет энергосбытовая компания ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону", имеющая статус гарантирующего поставщика электрической энергии, а также АО "АтомЭнергоСбыт", АО "АЭМ-технологии", АО "Транссервисэнерго", АО "ЭК "Восток", ООО "ЕЭС-Гарант", ООО "МагнитЭнерго", ООО "ГАРАНТ ЭНЕРГО", ПАО "Мосэнергосбыт", ООО "ЭнергоЭффективность", ООО "ЭПМ-Энерго", ООО "Центрэнерго", ООО "РУСЭНЕРГОРЕСУРС", ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", ООО "РГМЭК" и другие.

3.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в энергосистеме

Ростовской области, структура электропотребления по основным группам потребителей, перечень основных крупных потребителей за последние 5 лет

3.2.1. Отчетная динамика потребления электроэнергии в энергосистеме Ростовской области

Объем потребления электрической энергии в энергосистеме Ростовской области за 2019 год составил 18 882 млн кВт·ч.

Динамика потребления электрической энергии в энергосистеме Ростовской области за период 2015 - 2019 годов представлена в таблице N 3 и на рис. 1.

Таблица N 3

Показатели		2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6	7
Электропотребление	млн кВт·ч	17971,4	18529,8	18570,5	19362,7	18881,9
Абсолютный прирост электропотребления	млн кВт·ч	122,9	558,4	40,7	792,2	- 480,7
Среднегодовые темпы прироста электропотребления	процентов	-	3,1	0,2	4,3	- 2,5

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рис. 1.

Увеличение потребления по энергосистеме Ростовской области в 2019 году зафиксировано за счет увеличения потребления Ростовской АЭС на 503,6 млн кВт·ч (+ 41,0 процента), потребления населения и мелкомоторной нагрузкой и приравненных к ним групп потребителей (ПАО "ТНС энерго Ростов-на-Дону" (ОАО "Энергосбыт Ростовэнерго") на 108,8 млн кВт·ч (+ 0,9 процента), ООО "Ростовский электрометаллургический завод" на 92,6 млн кВт·ч (+85,1 процента), ОАО "РЖД" на 66,9 млн кВт·ч (+ 7,6 процента), ОАО "Энергопром - Новочеркасский электродный завод" на 8,8 млн кВт·ч (+ 2,3 процента), ПАО "Таганрогский металлургический завод" на 3,2 млн кВт·ч (+ 0,4 процента), филиал ЗАО "АЭМ-технологии" "Атоммаш" на 1,4 млн кВт·ч (+ 3,0 процента). А также снижения потребления собственных нужд электрических станций на 83,2 млн кВт·ч (- 7,1 процента), потребления на транспортировку нефти (ОАО "Приволжскнефтепровод", ОАО "Черномортранснефть" на 25,6 млн кВт·ч (-13,0 процента).

3.2.2. Структура потребления электрической энергии

При анализе структуры потребления электрической энергии в энергосистеме Ростовской области использовались официальные открытые источники, а именно официальный сайт Федеральной службы государственной статистики в цифровой информационно-коммуникационной сети "Интернет" (http://www.gks.ru).

В таблице N 4 приведена динамика электропотребления отдельными группами потребителей в энергосистеме Ростовской области.

Таблица N 4

Электропотребление по видам экономической деятельности (млн кВт·ч)	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
1	2	3	4	5
Добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, обеспечение электрической энергией, газом и паром; кондиционирование воздуха; водоснабжение; водоотведение, организация сбора и утилизации отходов, деятельность по ликвидации загрязнений	6794,1	7073,2	7686,0	8126,1
Сельское хозяйство, лесное хозяйство, охота, рыболовство и рыбоводство	342,5	355,7	358,6	360,4
Строительство	135,4	133,0	151,2	181,5
Торговля оптовая и розничная; ремонт автотранспортных средств и мотоциклов	714,8	715,1	816,0	827,2
Транспортировка и хранение	1422,3	1339,7	1251,2	1348,2
Деятельность в области информации и связи	-	-	157,7	181,2
Другие виды экономической деятельности	2653,9	2634,7	1885,9	2015,1
Городское и сельское население	3516,2	3838,4	3900,3	4008,7
Потери в электросетях	2570,3	2627,7	2556,1	2567,4

На момент выполнения работы органами государственной статистики данные по электропотреблению отдельными группами потребителей в энергосистеме Ростовской области за 2019 год не предоставлены.

Структура электропотребления по основным группам потребителей энергосистемы Ростовской области в 2018 году приведена на рис. 2.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рис. 2.

Как видно из рис. 2, большую долю потребления электрической энергии (порядка 38 процентов) от всей потребленной в энергосистеме Ростовской области электроэнергии, составляет добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды. Наименьший расход электроэнергии в строительстве (порядка 1 процента). Населением потребляется около 21 процента электрической энергии.

Структура потребления электроэнергии в энергосистеме Ростовской области по видам экономической деятельности за период 2014 - 2018 годов представлена на рис. 3.

На момент выполнения работы органами государственной статистики данные по электропотреблению отдельными группами потребителей в энергосистеме Ростовской области за 2019 год не предоставлены.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рис. 3.

3.2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии

Перечень крупных потребителей, находящихся на территории энергосистемы Ростовской области, на период 2015 - 2019 годов приведен в таблице N 5.

Таблица N 5

Наименование потребителя	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6
ОАО "РЖД" в границах Ростовской области (млн кВт·ч)	858,00	880,90	881,09	947,99	-*
ООО "Ростовский электрометаллургический заводъ" (млн кВт·ч)	430,00	254,00	109,00	202,97	-*
ЗАО "Алкоа Металлург Рус" (млн кВт·ч)	117,60	145,40	167,70	171,19	-*
ПАО "Энергопром-НЭЗ" (млн кВт·ч)	347,70	367,65	375,88	384,70	-*
ПАО "Таганрогский металлургический завод" (млн кВт·ч)	695,03	697,90	788,06	791,27	-*
ОАО "Приволжскнефтепровод", ОАО "Черномортранснефть" (млн кВт·ч)	157,84	170,27	197,40	171,77	-*
МУП "РТК"	10,55	10,89	9,05	8,07	5,71
ЗАО "Авиационно-космический Спецтехкомплект"	1,04	0,85	0,83	0,59	0,39
ПАО "ТАГМЕТ"	372,61	404,13	367,84	381,71	274,09
ООО ВОТЕРФОЛЛ ПРО	0,00	9,95	38,32	48,56	43,03
ООО "БТК Текстиль"	4,70	12,07	15,64	16,44	12,01
ООО "Новошахтинский завод нефтепродуктов"	64,84	81,41	79,09	78,79	57,66
АО АМР	64,66	63,17	58,70	48,63	40,29
Азовский филиал ФГБУ "Управление "Ростовмелиоводхоз"	8,73	10,59	8,04	8,45	8,85

* На момент выполнения работы органами государственной статистики данные по электропотреблению отдельными группами потребителей в энергосистеме Ростовской области за 2019 год не предоставлены.

3.3. Динамика изменения максимума нагрузки и крупных узлов нагрузки за последние 5 лет

Сводные данные по динамике изменения максимума потребления мощности энергосистемы Ростовской области за 2015 - 2019 годы приведены в таблице N 6 и на рис. 4.

Таблица N 6

Показатели	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6
Максимум потребления (МВт)	2859	3013	3023	3034	2980
Температура, градусов С	- 17,9	- 14,2	- 12,4	- 5,7	- 12
Абсолютный прирост (снижение) потребления (МВт)	- 165	154	10	11	- 54
Среднегодовые темпы прироста/снижения (процентов)	- 5,46	5,39	0,33	0,36	- 1,8

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рис. 4.

Как видно из таблицы N 6 и рис. 4, на протяжении всего рассматриваемого периода потребление энергосистемы Ростовской области не имеет постоянной тенденции роста. Среднегодовые изменения потребления колеблются от - 5,46 процента до 5,39 процента. При этом следует отметить, что в целом потребление с 2015 по 2019 год выросло. Существенное влияние на максимум потребления мощности энергосистемы Ростовской области оказывает температурный фактор. Средняя температура при прохождении максимума потребления Ростовской области составила -12,44 градуса С.

3.4. Структура установленной мощности электростанций на территории энергосистемы Ростовской области

Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы Ростовской области по состоянию на 1 января 2020 г. составляет 7 245,92 МВт. Наиболее крупными объектами генерации являются Ростовская АЭС (4 030,269 МВт) и Новочеркасская ГРЭС (2 258 МВт).

В 2018 году введен в эксплуатацию блок N 4 Ростовской АЭС.

Сводные данные по установленной мощности и типам электростанций по состоянию на 1 января 2020 г. приведены на рис. 5 и в таблице N 7.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рис. 5.

Таблица N 7

N п/п	Наименование	Установленная мощность (МВт)
1	2	3
1	Мощность электростанций всего в том числе:	7 245,92
1.1.	АЭС	4 030,30
1.2.	ТЭС	3 004,10
1.3.	ГЭС	211,50
1.4.	Промышленные предприятия	6,00

Как видно из рис. 5 и таблицы N 7, основную часть генерирующих мощностей в энергосистеме Ростовской области составляют АЭС - 56 процентов, ТЭС - 41 процент. Доля ГЭС составляет 3 процента.

3.5. Состав генерирующего оборудования существующих электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт

Данные по составу генерирующего оборудования электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, приведены в таблице N 8.

Таблица N 8

Объект генерации	Станционный номер	Тип турбины	Год ввода	Установленная мощность (мегаватт)
1	2	3	4	5
АО "Концерн Росэнергоатом"
Ростовская АЭС	-	-	-	4030,269
	1	К-1000-60/1500-2	2001	1000,000
	2	К-1000-60/1500-2	2010	1000,000
	3	К-1100-60/1500-2М	2014	1000,000
	4	К-1100-60/1500-2М	2018	1030,269
ПАО "ОГК-2"
Новочеркасская ГРЭС	-	-	-	2258,000
	1	К-300-240-1	2000	264,000
	2	К-300-240-1	1997	264,000
	3	К-300-240-2	1990	270,000
	4	К-300-240-2	1993	270,000
	5	К-300-240-2	1994	270,000
	6	К-290(310) - 23,5-3	2000	290,000
	7	К-300(325) - 23,5	2012	300,000
	9	К-330-23,5	2016	330,000
ООО "Волгодонская тепловая генерация"
Волгодонская ТЭЦ-2	-	-	-	420,000
	1	ПТ-60-130/13	1977	60,000
	2	Т-110/120-130-3	1979	110,000
	3	Т-110/120-130-4	1980	110,000
	4	ПТ-140/165-130/15	1989	140,000
ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго"
Ростовская ТЭЦ-2	-	-	-	200,000
	1	ПТ-100/110-12,8	2016	100,000
	2	ПТ-100/110-12,8	2016	100,000
РК-3	-	-	-	5,250
	1	GES-EH 1750 G (ГПА)	2013	1,750
	2	GES-EH 1750 G (ГПА)	2013	1,750
	3	GES-EH 1750 G (ГПА)	2013	1,750
ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго"
Цимлянская ГЭС	-	-	-	211,500
	1	ПЛ-495-ВБ-660	1952	50,000
	2	ПЛ-30/877-В-660	2001	52,500
	3	ПЛ-30/877-В-660	1999	52,500
	4	ПЛ-30-В-660	2012	52,500
	5	ПЛ-495-ВБ-225	1953	4,000
ООО "Группа Мегаполис"
Шахтинская ГТЭС	-	-	-	96,900
	1	ДЖ-59ЛЗ	1999	14,700
	2	ДЖ-59ЛЗ	2001	14,900
	3	ДЖ-59ЛЗ	2010	15,000
	4	ДЖ-59ЛЗ	2010	14,800
	5	Т-12-3,6/0,12	2010	12,000
	6	Т-25/34-3,4/0,12	2012	25,500
АО "ГТ Энерго"
Новочеркасская ГТ ТЭЦ	-	-	-	18,000
	1	ГТЭ-009М	2011	9,000
	2	ГТЭ-009М	2011	9,000
ООО "Ростсельмашэнерго"
ТЭЦ завода "Ростсельмаш"	-	-	-	6,000
	1	Р-6-18/5,5	1931	6,000

Структура выработки электроэнергии за 2019 год в энергосистеме Ростовской области приведена в таблице N 9 и на рис. 6, 7.

Таблица N 9

Структурные единицы (млн кВт·ч)	Выработка электроэнергии (млн кВт·ч)	Соотношение
1	2	3
Выработка электростанций, всего	44329,0	100,0 процента
Структура по собственникам
Ростовская АЭС (АО "Концерн Росэнергоатом")	33887,0	76,4
Новочеркасская ГРЭС (ПАО "ОГК-2")	7791,0	17,6
Волгодонская ТЭЦ-2 (ООО "Волгодонская тепловая генерация")	943,0	2,1
Ростовская ТЭЦ-2 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	813,0	1,8
Цимлянская ГЭС (ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго")	509,0	1,1
Шахтинская ГТЭС (ООО "Группа Мегаполис")	251,8	0,6
Новочеркасская ГТ ТЭЦ (АО "ГТ Энерго")	96,6	0,2
Районная котельная-3 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	26,0	0,1
ТЭЦ завода "Ростсельмаш" (ООО "Ростсельмашэнерго")	12,0	0,3
Структура по типам электростанций
АЭС	33887,0	76,4
ТЭС	9933,0	22,4
ГЭС	509,0	1,1

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рис. 6.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рис. 7.

3.6. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет

Энергосистема Ростовской области является избыточной как по мощности, так и по электроэнергии. Избыток генерации по межсистемным связям выдается в смежные энергосистемы.

Балансы электрической мощности и электроэнергии энергосистемы Ростовской области за отчетный период приведены в таблицах N 10 и 11, рис. 8 и 9 соответственно.

Таблица N 10

Наименование показателя	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6
Установленная мощность (МВт)	5966,80	5837,65	6186,65	7245,90	7245,90
АЭС	3070,00	3000,00	3000,00	4030,30	4030,30
ГЭС	211,50	211,50	211,50	211,50	211,50
ТЭС	2685,30	2626,15	2975,20	3004,10	3004,10
Ограничения установленной мощности (МВт)	65,00	58,70	77,90	58,70	52,20
АЭС	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ГЭС	28,70	30,50	30,50	24,50	20,90
ТЭС	36,30	28,20	47,40	34,20	31,30
Повышение нагрузки фактически включенного оборудования над установленной мощностью (МВт)	147,50	152,10	210,30	256,70	259,40
Располагаемая мощность (МВт)	6049,30	5931,14	6319,10	7443,90	7453,10
АЭС	3214,40	3139,00	3210,30	4278,80	4285,60
ГЭС	182,80	181,00	181,00	187,00	190,60
ТЭС	2652,10	2611,14	2927,80	2978,10	2976,90
Рабочая мощность (МВт)	4545,30	5326,40	5413,20	6822,60	6926,10
Максимум потребления (МВт)	2859,00	3013,00	3023,00	3034,00	2980,00
Дефицит (-) / избыток (+) (МВт)	1686,30	2313,44	2390,15	3788,60	3946,10

Таблица N 11

Наименование показателя	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6
Электропотребление (млн кВт-ч)	17971,4	18529,8	18570,5	19362,7	18881,9
Собственная выработка (млн кВт-ч)	31969,7	36084,5	36936,6	42132,4	44328,9
Дефицит (-) / избыток (+) (млн кВт-ч)	13998,3	17554,7	18366,1	22769,7	25447,0

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рис. 8.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рис. 9.

3.7. Основные характеристики электросетевого хозяйства Ростовской области 110 кВ и выше

Энергосистема Ростовской области осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Ростовской области и входит в состав ОЭС Юга, являясь одной из крупнейших энергосистем на юге России. Основными эксплуатирующими организациями электрических сетей являются:

филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Ростовское предприятие магистральных электрических сетей (эксплуатирует электрические сети 220 - 500 кВ, а также межгосударственные ВЛ 110 кВ);

филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" (эксплуатирует электрические сети 110 кВ и ниже).

Перечень подстанций 110 - 500 кВ и ЛЭП 110 - 500 кВ, находящихся на территории Ростовской области, с указанием сводных данным по ним, приведен в таблицах N 12 и 13.

В рамках инвестиционной программы филиалом ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" в 2017 году завершено строительство и введена в эксплуатацию ПС 110 кВ "Спортивная" с заходами КВЛ 110 кВ Р23 - Р22 с отпайками, выполнена реконструкция ПС 110 кВ АС10 с увеличением трансформаторной мощности.

В рамках осуществления технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" в 2017 году осуществлен ввод в эксплуатацию ПС 110 кВ Колодези и ПС 110 кВ Кутейниково с ВЛ 110 кВ Промзона - Колодези, ВЛ 110 кВ Промзона - Кутейниково, ВЛ 110 кВ Колодези - Кутейниково. В рамках осуществления технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Дон-Металл" в 2017 году осуществлен ввод в эксплуатацию ПС 110 кВ Дон-Металл с присоединением отпайками от ВЛ 110 кВ ГПП1 - К10 1, 2 цепи.

В 2018 году осуществлена реконструкция ВЛ 110 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Зимовники с отпайками с заменой провода на АС-240 (71 километр), выполнено спрямление ВЛ 110 кВ Волгодонская ТЭЦ-1 - ВОЭЗ и ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - ВОЭЗ с образованием ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-1 (12,84 километра).

В рамках инвестиционной программы ПАО "ФСК ЕЭС" в 2017 - 2018 годах были реализованы и продолжают реализовываться следующие инвестиционные проекты:

введена в работу ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская (288,61 километра);

введены в работу на Ростовской АЭС ШР 3*60 Мвар, на ПС 500 кВ Ростовская ШР 4*60 Мвар;

введена в работу ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань (499 километров) с расширением ПС 500 кВ Тамань;

выполняется комплексная реконструкция ПС 220 кВ Койсуг;

выполняется реконструкция ПС 220 кВ Р-20 в части замены воздушных выключателей на элегазовые.

Таблица N 12

N п/п	Наименование ПС	Класс напряжения (киловольт)	Количество Т/АТ (штук)	Установленная мощность Т/АТ (МВА)	Суммарная установленная мощность ПС (МВА)
1	2	3	4	5	6
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга
1.	ПС 500 кВ Ростовская	500/220/10	3	167,0	501,0
		330/220/10	3	133,0	399,0
		220/10/10 (ТПГ)	1	100,0	100,0
2.	ПС 500 кВ Шахты	500/220/10	6	167,0	1002,0
		220/110/10	2	125,0	250,0
		220/10/10 (ТПГ)	1	100,0	100,0
3.	ПС 220 кВ А-20	220/110/10	2	125,0	250,0
4.	ПС 220 кВ А-30	220/110/10	1	63,0	63,0
5.	ПС 220 кВ Б-10	220/110/10	2	120,0 + 125,0	245,0
		220/10/10 (ТПГ)	1	63,0	63,0
6.	ПС 220 кВ Вешенская-2	220/110/10	1	125,0	125,0
		110/10	1	16,0	16,0
		220/10/10 (ТПГ)	1	63,0	63,0
7.	ПС 220 кВ Г-20	220/110/6	1	125,0	125,0
8.	ПС 220 кВ Городская-2	220/10	2	32,0	64,0
9.	ПС 220 кВ Донецкая	220/110/10	1	125,0	125,0
10.	ПС 220 кВ Зерновая	220/110/10	2	125,0	250,0
		110/35/10	2	16,0 + 23,0	390,0
11.	ПС 220 кВ Зимовники	220/110/10	2	63,0	1260,0
		220/10/10 (ТПГ)	1	63,0	63,0
12.	ПС 220 кВ Койсуг	220/110/27,5	2	250,0	5000,0
13.	ПС 220 кВ НЭЗ	220	2	125,0	250,0
		110	2	800,0	1600,0
14.	ПС 220 кВ НЗБ	220/110/10	2	125,0	250,0
		110/35/27,5	2	2х40,0	80,0
		110/6	2	2х25,0	50,0
15.	ПС 220 кВ Песчанокопская	220/110/6	2	63,0	126,0
16.	ПС 220 кВ Погорелово	220/110/10	2	125,0	250,0
		110/35/27,5	2	31,5	63,0
17.	ПС 220 кВ Р-20	220/110/10	2	200,0	400,0
18.	ПС 220 кВ Р-4	220/110/10	3	250,0	750,0
		110/10	2	25,0	50,0
19.	ПС 220 кВ Р-40	220/110/10	2	125,0	250,0
20.	ПС 220 кВ Сальская	220/110/10	2	125,0	250,0
		110/10	2	25,0	50,0
21.	ПС 220 кВ Т-10	220/110/27,5	1	120,0	120,0
		220/110/10	1	125,0	125,0
22.	ПС 220 кВ Т-15	220/110/10	3	2х125,0 + 200,0	450,0
23.	ПС 220 кВ Ш-50	220/110/10	1	125,0	125,0
24.	РП 220 кВ Волгодонск	220/10	1	5,0	5,0
Прочие субъекты электроэнергетики и потребители
25.	ПС 220 кВ ГПП-2	220/10	2	63,0	126,0
26.	ПС 220 кВ Печная	220/10	1	100,0	100,0
27.	ПС 220 кВ Т-20 Печная	220/35	1	160,0	160,0
28.	ПС 220 кВ Сысоево	220/110/10	2	90,0	180,0
		110/27,5/10	2	20,0	40,0
29.	Экспериментальная ТЭС	220/110/10	2	250,0	500,0
		110/10	2	7,5	15,0
филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"
30.	ПС 110 кВ Центральная	110/35/6	2	10,0 + 7,5	17,5
31.	ПС 110 кВ Обливная	110/35/6	1	20,0	20,0
32.	ПС 110 кВ Василевская	110/35/10	1	10,0	10,0
33.	ПС 110 кВ Добровольская	110/35/6	2	20,0 + 25,0	45,0
34.	ПС 110 кВ Северный Портал	110/35/6	1	6,3	6,3
35.	ПС 110 кВ НС1	110/6	1	10,0	10,0
36.	ПС 110 кВ НС2	110/6	2	6,3	6,3
37.	ПС 110 кВ Приволенская	110/10	1	3,2	3,2
38.	ПС 110 кВ Глубокинская	110/10	1	2,5	2,5
39.	ПС 110 кВ Большовская	110/35/10	1	6,3	6,3
40.	ПС 110 кВ Конзаводская	110/10	1	2,5	2,5
41.	ПС 110 кВ Константиновская	110/35/10	2	10,0 + 10,0	20,0
42.	ПС 110 кВ Заветинская	110/35/10	2	6,3 + 6,3	12,6
43.	ПС 110 кВ Дружба	110/10	2	6,3 + 6,3	12,6
44.	ПС 110 кВ Мартыновская	110/35/10	2	10,0 + 10,0	20,0
45.	ПС 110 кВ Хуторская	110/35/10	2	6,3 + 6,30	12,6
46.	ПС 110 кВ НС9	110/35/6	2	16,0 + 16,0	32,0
47.	ПС 110 кВ Дубенцовская	110/35/10	1	10,0	10,0
48.	ПС 110 кВ НС3	110/35/6	2	10,0 + 6,3	16,3
49.	ПС 110 кВ НС6	110/6	1	6,3	6,3
50.	ПС 110 кВ Комаровская	110/35/10	1	6,3	6,3
51.	ПС 110 кВ Октябрьская	110/10/6	2	6,3 + 6,3	12,6
52.	ПС 110 кВ Б. Ремонтное	110/10	2	7,5 + 2,5	10,0
53.	ПС 110 кВ Ремонтненская	110/35/10	2	6,3 + 10,0	16,3
54.	ПС 110 кВ Дубовская	110/35/10	1	10,0	10,0
55.	ПС 110 кВ Цимлянская	110/35/10	2	16,0 + 10,0	26,0
56.	ПС 110 кВ Денисовская	110/10	2	2,5 + 2,5	5,0
57.	ПС 110 кВ Богородская	110/10	1	2,5	2,5
58.	ПС 110 кВ КГУ	110/35/10	2	10,0 + 10,0	20,0
59.	ПС 110 кВ ВдПТФ	110/10	2	10,0 + 10,0	20,0
60.	ПС 110 кВ Искра	110/10	1	2,5	2,5
61.	ПС 110 кВ Шебалинская	110/35/10	1	6,3	6,3
62.	ПС 110 кВ Несмеяновская	110/10	1	2,5	2,5
63.	ПС 110 кВ Вербовая	110/10	1	2,5	2,5
64.	ПС 110 кВ Харьковская	110/35/10	1	10,0	10,0
65.	ПС 110 кВ Малая Лучка	110/10	1	2,5	2,5
66.	ПС 110 кВ Придорожная	110/6	1	2,5	2,5
67.	ПС 110 кВ Овцевод	110/35/10	1	10,0	10,0
68.	ПС 110 кВ Харсеевская	110/6	1	6,3	6,3
69.	ПС 110 кВ Жуковская	110/10/6	2	6,3 + 6,3	12,6
70.	ПС 110 кВ Черкассы	110/35/10	1	10,0	10,0
71.	ПС 110 кВ Наримановская	110/10	1	6,3	6,3
72.	ПС 110 кВ Стычная	110/35/10	1	10,0	10,0
73.	ПС 110 кВ Г2	110/35/6	2	31,5 + 40,0	71,5
74.	ПС 110 кВ Г4	110/35/6	2	25,0 + 25,0	50,0
75.	ПС 110 кВ Г9	110/6	1	16,0	16,0
76.	ПС 110 кВ Г10	110/35/6	2	25,0 + 25,0	50,0
77.	ПС 110 кВ Г13	110/6	2	16,0 + 16,0	32,0
78.	ПС 110 кВ Г14	110/6	1	7,5	7,5
79.	ПС 110 кВ Г15	110/6	2	10,0 + 10,0	20,0
80.	ПС 110 кВ Г18	110/6	2	6,3 + 6,3	12,6
81.	ПС 110 кВ Н1	110/6	2	25,0 + 20,0	45,0
82.	ПС 110 кВ Н4	110/35/6	2	40,0 + 40,0	80,0
83.	ПС 110 кВ Н8	110/35/6	1	25,0	25,0
84.	ПС 110 кВ Н9	110/35/10	2	16,0 + 10,0	26,0
85.	ПС 110 кВ Н13	110/10	2	6,3 + 6,3	12,6
86.	ПС 110 кВ Н15	110/35/10	1	10,0	10,0
87.	ПС 110 кВ Н16	110/10	2	16,0 + 6,3	22,3
88.	ПС 110 кВ Н17	110/35/10	1	16,0	16,0
89.	ПС 110 кВ Н21	110/10	1	2,5	2,5
90.	ПС 110 кВ С2	110/6	2	15,0 + 20,0	35,0
91.	ПС 110 кВ С5	110/10	2	6,3 + 6,3	12,6
92.	ПС 110 кВ С6	110/6	1	6,3	6,3
93.	ПС 110 кВ С7	110/10	2	6,3 + 6,3	12,6
94.	ПС 110 кВ Ш6	110/6	2	63,0 + 63,0	126,0
95.	ПС 110 кВ Ш8	110/35/6	2	20,0 + 20,0	40,0
96.	ПС 110 кВ Ш9	110/35/6	2	15,0 + 25,0	40,0
97.	ПС 110 кВ Ш14	110/35/ 27/10	2	10,0 + 20,0	30,0
98.	ПС 110 кВ Ш16	110/35/10	2	40,0 + 40,0	80,0
99.	ПС 110 кВ Ш34	110/35/10	2	25,0 + 16,0	41,0
100.	ПС 110 кВ Ш35	110/35/10	2	20,0 + 20,0	40,0
101.	ПС 110 кВ Ш36	110/10	1	2,5	2,5
102.	ПС 110 кВ Ш37	110/10	1	2,5	2,5
103.	ПС 110 кВ Ш38	110/10	1	2,5	2,5
104.	ПС 110 кВ Ш42	110/10	2	6,3 + 6,3	12,6
105.	ПС 110 кВ Ш43	110/6	1	6,3	6,3
106.	ПС 110 кВ Ш44	110/35/6	2	16,0 + 16,0	32,0
107.	ПС 110 кВ Ш46	110/6	2	10,0 + 10,0	20,0
108.	ПС 110 кВ Ш47	110/10	1	10,0	10,0
109.	ПС 110 кВ Ш49	110/10	1	10,0	10,0
110.	ПС 110 кВ Тарасовская	110/35/10	2	16,0 + 16,0	32,0
111.	ПС 110 кВ Чеботовская	110/35/10	1	6,3	6,3
112.	ПС 110 кВ Б4	110/35/10	2	10,0 + 16,0	26,0
113.	ПС 110 кВ ЗИВ	110/6	2	16,0 + 16,0	32,0
114.	ПС 110 кВ Волченская ПТФ	110/10	2	2,50 + 2,50	5,0
115.	ПС 110 кВ Гундоровская	110/35/6	2	40,0 + 40,0	80,0
116.	ПС 110 кВ К10	110/35/6	2	25,0 + 25,0	50,0
117.	ПС 110 кВ К4	110/35/10/6	2	20,0 + 25,0	45,0
118.	ПС 110 кВ Б1	110/35/6	2	16,0 + 25,0	41,0
119.	ПС 110 кВ Б3	110/35/10	3	40,0 + 31,5 + 40,5	112,0
120.	ПС 110 кВ Б5	110/35/6	2	16,0 + 20,0	36,0
121.	ПС 110 кВ Богатовская ПТФ	110/10	1	10,0	10,0
122.	ПС 110 кВ Голово-Калитвенская	110/10	2	6,3 + 6,3	12,6
123.	ПС 110 кВ Б2	110/6	1	16,0	16,0
124.	ПС 110 кВ Б8	110/35/6	2	15,0 + 20,0	35,0
125.	ПС 110 кВ Б12	110/35/6	2	25,0 + 25,0	50,0
126.	ПС 110 кВ Б11	110/35/10	2	25,0 + 25,0	50,0
127.	ПС 110 кВ Милютинская	110/35/10	2	10,0 + 10,0	20,0
128.	ПС 110 кВ Обливская ПТФ	110/35/10	2	6,3 + 6,3	12,6
129.	ПС 110 кВ Обливская-1	110/35/10	1	6,3	6,3
130.	ПС 110 кВ Советская-2	110/35/10	1	10,0	10,0
131.	ПС 110 кВ ГПП1	110	-	-	-
132.	ПС 110 кВ Сулин	110/35/10	1	16,0	16,0
133.	ПС 110 кВ Суходольная	110/10	2	25,0 + 25,0	50,0
134.	ПС 110 кВ Сохрановская	110/35/10	2	6,3 + 6,3	12,6
135.	ПС 110 кВ Ал. Лозовская	110/35/10	2	6,3 + 6,3	12,6
136.	ПС 110 кВ В. Свечниковская	110/35/10	1	10,0	10,0
137.	ПС 110 кВ Вешенская-1	110/35/10	2	10,0 + 10,0	20,0
138.	ПС 110 кВ ГОК	110/35/10	2	40,0 + 40,0	80,0
139.	ПС 110 кВ Дегтевская	110/10	1	6,3	6,3
140.	ПС 110 кВ Индустрия	110/35/10	1	10,0	10,0
141.	ПС 110 кВ Казанская	110/35/10	1	10,0	10,0
142.	ПС 110 кВ Калининская	110/35/10	2	16,0 + 16,0	32,0
143.	ПС 110 кВ Каргинская	110/35/10	1	10,0	10,0
144.	ПС 110 кВ Кашарская	110/35/10	2	10, + 16,0	26,0
145.	ПС 110 кВ Колодезянская	110/35/10	2	6,3 + 6,3	12,6
146.	ПС 110 кВ Макеевская	110/10	1	6,3	6,3
147.	ПС 110 кВ Маяк	110/35/10	1	6,3	6,3
148.	ПС 110 кВ Миллеровская	110/10	1	10,0	10,0
149.	ПС 110 кВ Новоселовская	110/10	1	2,5	2,5
150.	ПС 110 кВ НС3	110/35/10	1	16,0	16,0
151.	ПС 110 кВ Промзона	110/10	2	25,0 + 25,0	50,0
152.	ПС 110 кВ Тиховская	110/35/10	2	10 + 10	20,0
153.	ПС 110 кВ Туриловская	110/10	1	3,2	3,2
154.	ПС 110 кВ Чертковская	110/35/10	2	10,0 + 10,0	20,0
155.	ПС 110 кВ АС1	110/35/10	2	10,0 + 10,0	20,0
156.	ПС 110 кВ АС10	110/10	2	40,0 + 40,0	80,0
157.	ПС 110 кВ АС11	110/35/10	2	16,0 + 16,0	32,0
158.	ПС 110 кВ АС12	110/10	2	6,3 + 6,3	12,6
159.	ПС 110 кВ АС15	110/10	2	25,0 + 25,0	50,0
160.	ПС 110 кВ АС4	110/10	2	6,3 + 6,3	12,6
161.	ПС 110 кВ АС6	110/10	2	6,3 + 6,3	12,6
162.	ПС 110 кВ БГ1	110/35/10	2	10,0 + 10,0	20,0
163.	ПС 110 кВ БГ2	110/35/10	2	10,0+ 6,3	16,3
164.	ПС 110 кВ БГ6	110/10	2	2,5 + 2,5	5,0
165.	ПС 110 кВ БТ1	110/6/6	2	25,0 + 25,0	50,0
166.	ПС 110 кВ БТ2	110/35/6	2	25,0 + 40,0	65,0
167.	ПС 110 кВ БТ3	110/6/6	2	25,0 + 25,0	50,0
168.	ПС 110 кВ В1	110/35/10/6	2	16,0 + 16,0	32,0
169.	ПС 110 кВ В10	110/35/10	1	10,0	10,0
170.	ПС 110 кВ В2	110/10	2	2,5 + 2,5	5,0
171.	ПС 110 кВ ГТП	110/35/10	3	40,0 + 40,0 + 20,0	100,0
172.	ПС 110 кВ КС3	110/6	2	40,0 + 31,5	71,5
173.	ПС 110 кВ НГ4	110/10	2	16,0 + 16,0	32,0
174.	ПС 110 кВ НГ5	110/10/6	2	25,0 + 25,0	50,0
175.	ПС 110 кВ НГ6	110/6	2	6,3 + 6,3	12,6
176.	ПС 110 кВ НГ8	110/6	2	6,3 + 6,3	12,6
177.	ПС 110 кВ Р1	110/35/6	2	40,0 + 40,0	80,0
178.	ПС 110 кВ Р10	110/10/10	2	40,0 + 40,0	80,0
179.	ПС 110 кВ Р12	110/6/6	2	40,0 + 40,0	80,0
180.	ПС 110 кВ Р16	110/6/6	2	25,0 + 25,0	50,0
181.	ПС 110 кВ Р17	110/6/6	2	25,0 + 25,0	50,0
182.	ПС 110 кВ Р19	110/10/10	2	40,0 + 40,0	80,0
183.	ПС 110 кВ Р2	110/35/6	2	40,0 + 40,0	80,0
184.	ПС 110 кВ Р22	110/35/6	2	40,0 + 40,0	80,0
185.	ПС 110 кВ Р23	110/6/6	2	25,0 + 25,0	50,0
186.	ПС 110 кВ Р24	110/6/6	2	25,0 + 25,0	50,0
187.	ПС 110 кВ Р25	110/10/6	2	25,0 + 25,0	50,0
188.	ПС 110 кВ Р26	110/10/6	2	40,0 + 40,0	80,0
189.	ПС 110 кВ Р28	110/10/6	2	40,0 + 40,0	80,0
190.	ПС 110 кВ Р29	110/10/10	2	16,0 + 16,0	32,0
191.	ПС 110 кВ Р3	110/6/6	2	40,0 + 40,0	80,0
192.	ПС 110 кВ Р31	110/6/6	2	40,0 + 40,0	80,0
193.	ПС 110 кВ Р32	110/10/6	2	25,0 + 25,0	50,0
194.	ПС 110 кВ Р33	110/10/6	2	25,0 + 25,0	50,0
195.	ПС 110 кВ Р35	110/10/6	2	25,0 + 25,0	50,0
196.	ПС 110 кВ Р37	110/10/6	2	40,0 + 25,0	65,0
197.	ПС 110 кВ Р38	110/10	2	10,0 + 6,3	16,3
198.	ПС 110 кВ Р5	110/6/6	2	40,0 + 40,0	80,0
199.	ПС 110 кВ Р6	110/10/10	2	25,0 + 25,0	50,0
200.	ПС 110 кВ Р7	110/35/6	2	63,0 + 63,0	126,0
201.	ПС 110 кВ Р8	110/10/6	2	40,0 + 40,0	80,0
202.	ПС 110 кВ СМ2	110/35/10	2	16,0 + 16,0	32,0
203.	ПС 110 кВ СМ1	110/35/10	2	16,0 + 16,0	32,0
204.	ПС 110 кВ СМ3	110/35/6	2	10,0 + 10,0	20,0
205.	ПС 110 кВ СМ4	110/10	1	2,5	2,5
206.	ПС 110 кВ Р27	110/10/6	2	40,0 + 40,0	80,0
207.	ПС 110 кВ АР3	110/35/10	2	10,0 + 16,0	26,0
208.	ПС 110 кВ Волочаевская	110/35/10	1	10,0	10,0
209.	ПС 110 кВ Ганчуковская	110/35/10	1	6,3	6,3
210.	ПС 110 кВ Екатериновская	110/35/6	2	16,0 + 16,0	32,0
211.	ПС 110 кВ Куберле-2	110/35/10	1	10,0	10,0
212.	ПС 110 кВ НС1	110/35/6	2	10,0 + 10,0	20,0
213.	ПС 110 кВ Орловская	110/35/10	2	16,0 + 16,0	32,0
214.	ПС 110 кВ Пролетарская	110/35/10	2	16,0 + 16,0	32,0
215.	ПС 110 кВ Развиленская	110/35/10	2	10,0 + 10,0	20,0
216.	ПС 110 кВ Сандатовская	110/35/10	2	10,0 + 10,0	20,0
217.	ПС 110 кВ Трубецкая	110/35/10	2	25,0 + 25,0	50,0
218.	ПС 110 кВ Уютненская	110/10	1	2,5	2,5
219.	ПС 110 кВ Черкесская	110/10	1	6,3	6,3
220.	ПС 110 кВ Целинская	110/35/10	2	25,0 + 25,0	50,0
221.	ПС 110 кВ Алексеевская	110/35/10	2	16,0 + 16,0	32,0
222.	ПС 110 кВ Дарагановская	110/35/10	1	16,0	16,0
223.	ПС 110 кВ Ефремовская	110/10	1	6,3	6,3
224.	ПС 110 кВ Искра	110/10	1	2,5	2,5
225.	ПС 110 кВ Латоновская	110/35/10	2	6,3 + 6,3	12,6
226.	ПС 110 кВ Лиманная	110/10	1	6,3	6,3
227.	ПС 110 кВ Некрасовская	110/10	1	6,3	6,3
228.	ПС 110 кВ Новиковская	110/35/10	1	10,0	10,0
229.	ПС 110 кВ Носовская	110/10	1	10,0	10,0
230.	ПС 110 кВ Отрадненская	110/10	1	6,3	6,3
231.	ПС 110 кВ Очистные сооружения	110/35/6	2	16,0 + 16,0	32,0
232.	ПС 110 кВ Рябиновская	110/35/10	1	6,3	6,3
233.	ПС 110 кВ Самбек	110/10	2	16,0 + 10,0	26,0
234.	ПС 110 кВ Синявская	110/35/10	2	5,6 + 10,0	15,6
235.	ПС 110 кВ Т1	110/35/6	2	40,0 + 20,0	60,0
236.	ПС 110 кВ Т11	110/35/6	2	31,5 + 31,5	63,0
237.	ПС 110 кВ Т13	110/35/6	2	31,5 + 40,0	71,5
238.	ПС 110 кВ Троицкая-1	110/35/10	1	16,0	16,0
239.	ПС 110 кВ Т17	110/6	2	10,0 + 16,0	26,0
240.	ПС 110 кВ Т24	110/35/6	1	31,5	31,5
241.	ПС 110 кВ Т25	110/35/6	2	40,0 + 40,0	80,0
242.	ПС 110 кВ Т26	110/10	2	16,0 + 16,0	32,0
243.	ПС 110 кВ Т27	110/10	2	16,0 + 16,0	32,0
244.	ПС 110 кВ Т5	110/6	2	16,0 + 16,0	32,0
245.	ПС 110 кВ Т9	110/6	2	25,0 + 25,0	50,0
246.	ПС 110 кВ Федоровская	110/35/10	2	10,0 + 10,0	20,0
247.	ПС 110 кВ Чалтырь	110/35/10	2	25,0 + 16,0	41,0
248.	ПС 110 кВ Т10 тяговая	110/35	1	40,0	40,0
249.	ПС 110 кВ Егорлыкская	110/35/10	2	10,0 + 10,0	20,0
250.	ПС 110 кВ Роговская	110/35/10	1	10,0	10,0
251.	ПС 110 кВ Балкогрузская	110/35/10	1	6,3	6,3
252.	ПС 110 кВ А1	110/35/6	2	50,0 + 40,0	90,0
253.	ПС 110 кВ А25	110/6	2	10,0 + 10,0	20,0
254.	ПС 110 кВ А26	110/10	2	40,0 + 40,0	80,0
255.	ПС 110 кВ А31	110/135/10	1	16,0	16,0
256.	ПС 110 кВ А32	110/35/10	1	10,0	10,0
257.	ПС 110 кВ НС1	110/10/6	2	6,3 + 6,3	12,6
258.	ПС 110 кВ НС2	110/10/6	1	10,0	10,0
259.	ПС 110 кВ НС3	110/35/10/6	2	16,0 + 6,3	22,3
260.	ПС 110 кВ Самарская	110/35/10	1	10,0	10,0
261.	ПС 110 кВ А12	110/10	2	16,0 + 16,0	32,0
262.	ПС 110 кВ ЗР10	110/10	2	6,3 + 6,3	12,6
263.	ПС 110 кВ ЗР14	110/35/10	1	10,0	10,0
264.	ПС 110 кВ ЗР15	110/10	1	6,3	6,3
265.	ПС 110 кВ ЗР3	110/10	1	6,3	6,3
266.	ПС 110 кВ Манычская	110/10	1	6,3	6,3
267.	ПС 110 кВ Краснолученская	110/35/10	1	16,0	16,0
268.	ПС 110 кВ Полячки	110/10	1	6,3	6,3
269.	ПС 110 кВ Звонкая	110/35/10	1	10,0	10,0
270.	ПС 110 кВ БОС	110/10	1	6,3	6,3
271.	ПС 110 кВ Юбилейная	110/35/10	1	10,0	10,0
272.	ПС 110 кВ Спортивная	110/10	2	40,0	80,0
Прочие субъекты электроэнергетики и потребители
273.	ПС 110 кВ Колодези	110/27,5/10	2	40,0	80,0
274.	ПС 110 кВ Кутейниково	110/27,5/10	2	40,0	80,0
275.	ПС 110 кВ КПО	110/10	2	10,0 + 16,0	26,0
276.	ПС 110 кВ Синегорская	110/6/6	2	10,0	20,0
277.	ПС 110 кВ Городская	110/10	2	40,0	80,0
278.	ПС 110 кВ Водозабор	110/10	2	25,0	50,0
279.	ПС 110 кВ ЮЗР	110/10/6	2	25,0	50,0
280.	ПС 110 кВ ГТП2	110/6	2	16,0	32,0
281.	ПС 110 кВ ГТП3	110/6/6	2	40,0	80,0
282.	ПС 110 кВ ГТП4	110/6	2	10,0	20,0
283.	ПС 110 кВ Каменская ТЭЦ	110/6	2	25,0 + 36,0	61,0
		110/35	1	40,0	40,0
		110/35/6	1	63,0	63,0
284.	ПС 110 кВ Промбаза-1	110/10	2	16,0	32,0
285.	ПС 110 кВ Промбаза-2	110/10	1	25,0	25,0
286.	ПС 110 кВ РСМ	110/6	2	40,0	80,0
287.	ПС 110 кВ ГПП2	110/6	2	20,0 + 25,0	45,0
288.	ПС 110 кВ ГПП3	110/6	1	40,0	40,0
289.	ПС 110 кВ ГПП4	110/6/6	2	25,0	50,0
290.	ПС 110 кВ Промзона-2	110/10	2	16,0	32,0
291.	ПС 110 кВ НЗПМ	110/35/6	2	25,0	50,0
292.	ПС 110 кВ Ш29	110/6	2	10,0	20,0
293.	ПС 110 кВ Ш45	110/6/6	2	25,0	50,0
294.	ПС 110 кВ С1	110/6	2	15,0 + 16,0	31,0
295.	ПС 110 кВ Ясногорская	110/35/6	2	16,0	32,0
296.	ПС 110 кВ Карьер	110/6	1	6,3	6,3
297.	ПС 110 кВ Дон-Металл	110/35	2	10,0 + 25,0	35,0
298.	ПС 110 кВ Двойная Тяговая	110/27,5/10	2	25,0	50,0
299.	ПС 110 кВ Зимовники тяговая	110/27,5/10	2	25,0	50,0
300.	ПС 110 кВ Заводская	110/10/10	2	25,0	50,0
301.	ПС 110 кВ Замчалово	110/35/27,5	2	40,0	80,0
302.	ПС 110 кВ Лесостепь	110/35/27,5	2	40,0	80,0
303.	ПС 110 кВ Матвеев Курган	110/35/27,5	2	25,0	50,0
304.	ПС 110 кВ НЗНП	110/6/6	2	40,0	80,0
305.	ПС 110 кВ НПС-3	110/10/10	2	25,0	50,0
306.	ПС 110 кВ Приморская	110/10/6	2	40,0	80,0
307.	ПС 110 кВ Р41	110/6	2	10,0	20,0
308.	ПС 110 кВ С3	110/10	2	10,0	20,0
309.	ПС 110 кВ Стройбаза-1	110/6	2	16,0	32,0
310.	ПС 110 кВ Хапры	110/27,5/10	2	31,5	63,0
311.	ПС 110 кВ ЦОФ	110/6	2	10,0	20,0
312.	ПС 110 кВ Шахта "Быстрянская"	110/6/6	2	16,0	32,0
313.	ПС 110 кВ Ш28	110/10/10	2	25,0	50,0
Итого мощность автотрансформаторов (трансформаторов) (мегавольт-ампер):
мощность автотрансформаторов (трансформаторов) 500 киловольт:					1503,0
мощность автотрансформаторов (трансформаторов) 330 киловольт:					399,0
мощность автотрансформаторов (трансформаторов) 220 киловольт:					6766,0
мощность трансформаторов 110 киловольт:					9416,3

Таблица N 13

N п/п	Наименование ЛЭП	Протяженность (километров)	Марка провода
1	2	3	4
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга
1.	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская	285,824	3*АС-300/66, 2*АС-500/66, 3*АС-330/43
2.	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк N 1	248,918	3хАС 330/43
3.	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк N 2	250,113	3хАС 330/43, 2хАС 500/336
4.	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск	308,515	3хАС 330/43
5.	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная	44,965	3хАС 330/43
6.	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Невинномысск	243,252	3хАС 330/43
7.	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Шахты	209,640	3хАС 330/43
8.	ВЛ 500 кВ Победа - Шахты	63,100	3хАС 330/43
9.	ВЛ 500 кВ Шахты - Ростовская	86,400	3хАС 300/66
10.	ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань	498,667	3АС 300/66, АС-500/336
11.	ВЛ 500 кВ Фроловская - Шахты	222,200	3хАС 300/66
12.	ВЛ 330 кВ Новочеркасская ГРЭС - Ростовская	50,500	2хАСО-400/51
13.	ВЛ 330 кВ Новочеркасская ГРЭС - Тихорецк	99,629	2хАСО-400
14.	ВЛ 330 кВ Южная - Ростовская	73,000	2хАС-400/51, 2хАСО-400
15.	ВЛ 220 кВ Староминская - А-30	37,200	АС-300
16.	ВЛ 220 кВ А-20 - А-30	30,800	АС-300
17.	ВЛ 220 кВ Вешенская-2 - Б-10	234,100	АСО-300
18.	ВЛ 220 кВ Б-10 - Погорелово	60,900	АСО-300
19.	ВЛ 220 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Волгодонск	12,280	АСО-300
20.	ВЛ 220 кВ Волгодонск - Зимовники	42,480	АСО-300
21.	ВЛ 220 кВ Волгодонск - Сальская	160,440	АС-300, АС-400
22.	ВЛ 220 кВ Волгодонск - ГОК	58,700	АСТ-400/51
23.	ВЛ 220 кВ Андреановская - Вешенская-2	55,396	АС-300
24.	ВЛ 220 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Городская-2	8,300	АСУ-300
25.	ВЛ 220 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Зимовники	43,600	АСО-300
26.	ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Городская-2	21,420	АС-300, АС-400
27.	ВЛ 220 кВ Б-10 - Г-20	56,700	АСО-300
28.	ВЛ 220 кВ Зерновая - Сальская	134,000	АСО-300
29.	ВЛ 220 кВ Зимовники - Элиста Северная	174,800	АС-300
30.	КВЛ 220 кВ Койсуг - Крыловская	31,500	АС-300, HXCHBMK-H2F 1х630/150 127/220
31.	КВЛ 220 кВ Койсуг - А-20	24,600	АС-300, HXCHBMK-H2F 1х630/150 127/220
32.	КВЛ 220 кВ Койсуг - Зерновая	48,400	АСО-300, АСО-400, HXCHBMK-H2F 1х630/150 127/220
33.	ВЛ 220 кВ Луганская ТЭС - Сысоево	43,101	АСО-400
34.	КВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Р-4 I цепь	36,500	АС-500, 2хНХСНВМК-W 1х300/150
35.	КВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Р-4 II цепь	36,550	АС-500, 2хНХСНВМК-W 1х300/150
36.	КВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Койсуг I цепь	66,100	АСО-400, HXCHBMK-H2F 1х1000/150 127/220
37.	КВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Койсуг II цепь	63,800	АСО-400, HXCHBMK-H2F 1х1000/150 127/220
38.	ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - НЭЗ I цепь	15,030	АС-300
39.	ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - НЭЗ II цепь	15,030	АС-300
40.	ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - НЗБ	30,900	АСО-500
41.	ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Шахты I цепь	47,300	АС-400
42.	ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Шахты II цепь	47,300	АС-400
43.	ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Р-20 I цепь	69,800	АСО-400
44.	ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Р-20 II цепь	69,800	АСО-400
45.	ВЛ 220 кВ Сальская - Песчанокопская	78,100	АСО-300
46.	ВЛ 220 кВ Погорелово - Донецкая	37,500	АСО-300
47.	ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Волгодонск I цепь	32,070	АС-300, АС-400
48.	ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Волгодонск II цепь	32,470	АС-300, АС-400
49.	ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Котельниково	42,350	АСО-300, АСО-400
50.	ВЛ 220 кВ Р-20 - А-20	22,400	АС-300
51.	ВЛ 220 кВ Р-20 - Т-10 I цепь	51,600	АС-300
52.	ВЛ 220 кВ Р-20 - Т-10 II цепь	51,600	АС-300
53.	ВЛ 220 кВ Р-40 - Ростовская	40,680	АС-300
54.	ВЛ 220 кВ Ростовская - Т-15	70,919	АС-300
55.	КВЛ 220 кВ Р-4 - Р-40	9,900	АСО-300, 2хНХСНВМК-W 1х300/150
56.	ВЛ 220 кВ Р-20 - Ростовская I цепь	28,500	АС-300
57.	ВЛ 220 кВ Р-20 - Ростовская II цепь	28,500	АС-300
58.	ВЛ 220 кВ Великоцкая - Сысоево	17,000	АС-300
59.	ВЛ 220 кВ Амвросиевка - Т-15	41,500	АСО-300
60.	ВЛ 220 кВ Т-10 - Т-15	7,760	АСО-300
61.	ВЛ 220 кВ Ея Тяговая - Песчанокопская с отпайкой на ПС Светлая	9,080	АСО-300
62.	ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-2	21,300	АС-300
63.	ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Шахты	140,800	АСУ-300
64.	ВЛ 220 кВ Шахты - Ш-50	21,700	АСУ-300
65.	ВЛ 220 кВ Шахты - Б-10	63,500	АСО-400
66.	ВЛ 220 кВ Шахты - Донецкая	54,500	АСО-300
67.	ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Г-20	27,600	АСО-300
68.	ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Шахты	33,900	АСО-300
69.	ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Ш-50	20,520	АСО-300
70.	ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - НЗБ	46,800	АСО-500
71.	ВЛ 110 кВ Матвеев Курган - Квашино	28,240	АС-150
Прочие субъекты электроэнергетики и потребители
72.	ВЛ 220 кВ Шахты - Печная	16,000	АС-240
73.	КЛ 220 кВ Т-10 - Т-20 Печная	3,450	АПвПу2г-1х400/120
74.	ВЛ 220 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - ГПП-2 I цепь	1,900	АСУ-300
75.	ВЛ 220 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - ГПП-2 II цепь	1,900	АСУ-300
филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"
76.	ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Центральная	1,300	АС-120
77.	ВЛ 110 кВ Центральная - Цимлянская	10,100	АС-120
78.	ВЛ 110 кВ Цимлянская - Искра	16,200	АС-150, АС-185
79.	ВЛ 110 кВ Искра - Черкассы	21,100	АС-120
80.	ВЛ 110 кВ Черкассы - Стычная	35,100	АС-120
81.	ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Северный Портал	38,700	АС-120
82.	ВЛ 110 кВ Северный Портал - Мартыновская	21,900	АС-185, АС-205, АС-240
83.	ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-1	12,840	АС-300
84.	ВЛ 110 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Зимовники с отпайками	71,000	АС-240
85.	ВЛ 110 кВ Константиновская - Ш14	27,800	АС-120/19
86.	ВЛ 110 кВ КГУ - Константиновская	11,500	АС-120
87.	ВЛ 110 кВ СМ2 - КГУ	13,700	АС-120
88.	ВЛ 110 кВ Дубенцовская - Большовская	10,500	АС-120, АСУС-185
89.	ВЛ 110 кВ Обливная - Дубенцовская	17,000	АС-70
90.	ВЛ 110 кВ Обливная - Комаровская	17,000	АС-70
91.	ВЛ 110 кВ СМ3 - Комаровская	10,700	АС-95/16
92.	ВЛ 110 кВ Мартыновская - Обливная	23,500	АС-95/16
93.	ВЛ 110 кВ Мартыновская - Октябрьская	16,300	АС-240
94.	ВЛ 110 кВ Октябрьская - Ганчуковская	18,500	АС-150
95.	ВЛ 110 кВ Мартыновская - НС1	17,900	АС-150
96.	ВЛ 110 кВ Мартыновская - Несмеяновская	17,300	АС-70
97.	ВЛ 110 кВ Зимовники - Дружба	19,600	АС-95
98.	ВЛ 110 кВ Дружба - Дубовская	24,900	АС-185
99.	ВЛ 110 кВ Зимовники - Харьковская с отпайкой на ПС Василевская	28,000	АС-150
100.	ВЛ 110 кВ Зимовники - Наримановская	38,300	АС-120
101.	ВЛ 110 кВ Наримановская - Конзаводская	23,600	АС-95
102.	ВЛ 110 кВ Конзаводская - НС6	10,100	АС-95
103.	ВЛ 110 кВ Зимовники - НС3	30,400	АС-95
104.	ВЛ 110 кВ Зимовники - Хуторская с отпайкой на ПС Глубокинская	58,500+0,900	АС-185, АС-120, АС-150
105.	ВЛ 110 кВ Хуторская - Ремонтненская с отпайкой на ПС Приволенская	65,500+0,030	АС-120, АС-150
106.	ВЛ 110 кВ Ремонтненская - Б. Ремонтное	20,800	АС-150
107.	ВЛ 110 кВ Б. Ремонтное - Элиста Западная с отпайкой на ПС Богородская	14,900+2,700	АС-120
108.	ВЛ 110 кВ Ремонтненская - Денисовская	30,000	АС-120
109.	ВЛ 110 кВ Денисовская - Овцевод	17,600	АС-120, АЖ-120
110.	ВЛ 110 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - ВдПТФ	12,500	АС-120
111.	ВЛ 110 кВ ВдПТФ - Стройбаза-1	15,200	АС-240
112.	ВЛ 110 кВ Стройбаза-1 - Жуковская	7,900	АС-120, АС-240
113.	ВЛ 110 кВ Жуковская - Харсеевская с отпайкой на ПС Придорожная	9,000	АС-240
114.	ВЛ 110 кВ Жуковская - Котельниково с отпайками	57,000+8,600+ 16,400	АС-70, АС-120, АС-95
115.	ВЛ 110 кВ Котельниково - Шебалинская	53,500	АС-120
116.	ВЛ 110 кВ Шебалинская - Заветинская	37,000	АС-120
117.	ВЛ 110 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Водозабор	2,500	АС-120
118.	ВЛ 110 кВ Водозабор - Добровольская	1,000	АС-240
119.	ВЛ 110 кВ Добровольская - Приморская	0,100	АС-240
120.	ВЛ 110 кВ Волгодонская ТЭЦ-1 - Приморская	4,400	АС-240
121.	ВЛ 110 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Городская	0,900	АС-240
122.	ВЛ 110 кВ Городская - ЮЗР	1,400	АС-240
123.	ВЛ 110 кВ Волгодонская ТЭЦ-1 - ЮЗР	3,300	АС-240
124.	ВЛ 110 кВ Дубовская - Ремонтная тяговая	8,000	АС-240
125.	ВЛ 110 кВ Жуковская - Ремонтная тяговая	28,000	АС-185, АС-240
126.	ВЛ 110 кВ Н16 - Ш38 с отпайкой на ПС Н1	28,090+4,150	МГ-95, АС-150
127.	ВЛ 110 кВ Шахты - Ш36	22,830	АС-150, АС-240
128.	ВЛ 110 кВ Шахтинская ГТЭС - Лесостепь	15,120	АС-120
129.	ВЛ 110 кВ Шахты - Ш6 I цепь	12,725	АС-240
130.	ВЛ 110 кВ Шахты - Ш6 II цепь	12,725	АС-240
131.	ВЛ 110 кВ Ш34 - Ш37	22,810	АС-150
132.	ВЛ 110 кВ Н4 - Н13 с отпайкой на ПС Н1	18,600+1,930	АС-185, АС-150
133.	ВЛ 110 кВ Ш36 - Ш14	8,430	АС-150
134.	ВЛ 110 кВ Н13 - Н9	14,730	АС-185
135.	ВЛ 110 кВ Шахтинская ГТЭС - Шахты	4,280	АС-150, АС-240
136.	ВЛ 110 кВ Н9 - Ш38	25,570	АС-185
137.	ВЛ 110 кВ Шахты - Ш35	10,300	АС-240, АС-120
138.	ВЛ 110 кВ Ш34 - Ш35	27,660	АС-120
139.	ВЛ 110 кВ Ш46 - Ш34	6,650	АС-120
140.	ВЛ 110 кВ ГТП - ГТП4 - НГ4 - НГ6 - Ш43 - ЗСП 1 ц.	4,670	АС-120
141.	ВЛ 110 кВ ГТП - ГТП4 - НГ4 - НГ6 - Ш43 - ЗСП 2 ц.	4,670	АС-120
142.	ВЛ 110 кВ НЗБ - Ш42 I цепь	3,800	АС-120
143.	ВЛ 110 кВ НЗБ - Ш42 II цепь	3,800	АС-120
144.	ВЛ 110 кВ Н9 - Н15	24,930	АС-120
145.	ВЛ 110 кВ Н9 - Н17	23,150	АС-120
146.	ВЛ 110 кВ Н15 - Н21	14,920	АС-120
147.	ВЛ 110 кВ Ш6 - ГП - Ш29 I цепь	10,915	АС-150
148.	ВЛ 110 кВ Ш6 - ГП - Ш29 II цепь	10,915	АС-150
149.	ВЛ 110 кВ Шахты - Ш45 с отпайкой на ПС Ш8	12,200	АС-240
150.	ВЛ 110 кВ Шахты - Ш28 с отпайкой на ПС Ш8	12,175	АС-240
151.	ВЛ 110 кВ Ш37 - Ш14	22,930	АС-150
152.	ВЛ 110 кВ Ш-50 - Ш9	2,340	АС-120
153.	ВЛ 110 кВ Шахтинская ГТЭС - Ш6 с отпайкой на ПС Ш49	6,040	АС-150
154.	ВЛ 110 кВ Шахты - Ш46	16,450	АС-240, АС-120
155.	ВЛ 110 кВ Ш14 - Ш47	2,830	АС-120
156.	ВЛ 110 кВ Ш-50 - Ш28 с отпайкой на ПС Ш16	17,360	АС-120, АС-240
157.	ВЛ 110 кВ Ш-50 - Ш45 с отпайкой на ПС Ш16	24,030	АС-120, АС-240
158.	ВЛ 110 кВ Экспериментальная ТЭС - Н16	19,425	М-70, АС-150
159.	ВЛ 110 кВ Н8 - Н4	5,530	АС-300
160.	ВЛ 110 кВ Г-20 - С2	21,360	АС-150
161.	ВЛ 110 кВ Экспериментальная ТЭС - С7	1,500	АС-300
162.	ВЛ 110 кВ С7 - Н8	8,300	АС-300
163.	ВЛ 110 кВ С2 - Лесостепь	9,400	АС-120
164.	ВЛ 110 кВ ЦОФ - Ш9	3,860	АС-150, АС-120
165.	ВЛ 110 кВ Экспериментальная ТЭС - С2 I цепь с отпайкой на ПС ГСР	11,600+5,850	АС-120, АС-150
166.	ВЛ 110 кВ Экспериментальная ТЭС - С2 II цепь с отпайкой на ПС ГСР	11,300+5,220	АС-120, АС-150
167.	ВЛ 110 кВ С2 - С5	14,470	АС-150
168.	ВЛ 110 кВ Г-20 - Г14 с отпайками	37,970	АС-150
169.	ВЛ 110 кВ Г-20 - С5	17,320	АС-150
170.	ВЛ 110 кВ С3 - Г4	23,480	АС-120
171.	ВЛ 110 кВ Г2 - Г18	15,600	АС-120
172.	ВЛ 110 кВ Г18 - Г4	8,860	АС-120
173.	ВЛ 110 кВ С2 - НЗНП с отпайкой на ПС Ш44	28,200	АС-120
174.	ВЛ 110 кВ Н8 - НЗНП	5,040	АС-185
175.	ВЛ 110 кВ Г2 - Г15	15,200	АС-150
176.	ВЛ 110 кВ Экспериментальная ТЭС - Г15 с отпайкой на ПС Г13	24,320+0,450	АС-150, АС-185
177.	ВЛ 110 кВ Экспериментальная ТЭС - Г2 с отпайкой на ПС Г13	21,500	АС-150, АС-185
178.	ВЛ 110 кВ НГРЭС - С1 - С4 I цепь	5,450	АС-185, АС-150
179.	ВЛ 110 кВ НГРЭС - С1 - С4 II цепь с отпайкой на ПС Стальная	5,450	АС-185, АС-150
180.	ВЛ 110 кВ Г-20 - Г10 I цепь	0,200	АС-150
181.	ВЛ 110 кВ Г-20 - Г10 II цепь	0,200	АС-150
182.	ВЛ 110 кВ Шахты - С6	23,100	АС-150
183.	ВЛ 110 кВ С2 - ЦОФ с отпайкой на ПС Ш44	10,040	АС-120
184.	ВЛ 110 кВ Каменская ТЭЦ - Погорелово I цепь с отпайкой на ПС К4	15,500	АС-150
185.	ВЛ 110 кВ Каменская ТЭЦ - Погорелово II цепь с отпайкой на ПС К4	15,500	АС-150
186.	ВЛ 110 кВ Каменская ТЭЦ - ГПП1 I цепь	3,200	АС-240
187.	ВЛ 110 кВ Каменская ТЭЦ - ГПП1 II цепь	3,200	АС-240
188.	ВЛ 110 кВ Б4 - ГПП1	31,500	АС-150
189.	ВЛ 110 кВ ГПП1 - К10 I цепь с отпайкой на ПС Дон-Металл	10,100	АС-150
190.	ВЛ 110 кВ ГПП1 - К10 II цепь с отпайкой на ПС Дон-Металл	10,100	АС-150
191.	ВЛ 110 кВ ГПП1 - Волченская ПТФ	14,800	АС-150
192.	ВЛ 110 кВ Волченская ПТФ - Замчалово	21,900	АС-150
193.	ВЛ 110 кВ Г-20 - Замчалово	39,100	АС-150
194.	ВЛ 110 кВ ГПП1 - ЗИВ	6,500	АС-240
195.	ВЛ 110 кВ Донецкая - ЗИВ	20,500	АС-150
196.	ВЛ 110 кВ Б1 - Б4	24,600	АС-150
197.	ВЛ 110 кВ Погорелово - Чеботовская	41,700	АЖ-120
198.	ВЛ 110 кВ Центральная - Тяговая с отпайкой на ПС Гундоровка	23,100+6,300	АС-185, АСУ-300
199.	ВЛ 110 кВ Донецкая - ДЭЗ I цепь	1,100	АС-120
200.	ВЛ 110 кВ Донецкая - ДЭЗ II цепь	1,100	АС-120
201.	ВЛ 110 кВ Донецкая - Гундоровская I цепь	3,300	АС-120
202.	ВЛ 110 кВ Донецкая - Гундоровская II цепь	3,300	АС-120
203.	ВЛ 110 кВ Б3 - Б1 с отпайкой на ПС Богатовская ПТФ	16,700+ 0,200	АС-150, АС-185
204.	ВЛ 110 кВ Богатовская ПТФ - Садкинская с отпайками	43,600 + 1,800 + 0,600	АС-185
205.	ВЛ 110 кВ Б-3 - Садкинская с отпайками	47,300 + 1,800 + 0,500	АС-150, АС-185
206.	ВЛ 110 кВ Б3 - Б2	33,300	АС-240
207.	ВЛ 110 кВ Б2 - Б5	8,200	АС-240
208.	ВЛ 110 кВ Б5 - Б8	16,000	АС-95
209.	ВЛ 110 кВ Б3 - Г14	35,900	АС-150
210.	ВЛ 110 кВ Б12 - Голово-Калитвенская	38,100	АС-120
211.	ВЛ 110 кВ Б-10 - Б3 I цепь	0,900	АСО-300
212.	ВЛ 110 кВ Б-10 - Б3 II цепь	0,900	АСО-300
213.	ВЛ 110 кВ Б8 - Б12	3,700	АС-185
214.	ВЛ 110 кВ Б12 - Б11	44,100	АС-120
215.	ВЛ 110 кВ Б11 - Милютинская	36,700	АС-120
216.	ВЛ 110 кВ Милютинская - В. Свечниковская	47,500	АС-120
217.	ВЛ 110 кВ В. Свечниковская - Советская-2	54,900	АЖ-120
218.	ВЛ 110 кВ Б11 - Чернышково	43,200	АС-120
219.	ВЛ 110 кВ Суровикино-220 - Обливская ПТФ с отпайкой на ПС Обливская 1	8,800	АС-120
220.	ВЛ 110 кВ Обливская ПТФ - Чернышково	8,800	АС-120
221.	ВЛ 110 кВ Б12 - Ш. Быстрянская	4,200	АС-240
222.	ВЛ 110 кВ Б3 - Ш. Быстрянская	50,100	АС-240
223.	ВЛ 110 кВ Ал. Лозовская - Сохрановская I цепь	20,460	АЖ-120
224.	ВЛ 110 кВ Ал. Лозовская - Сохрановская II цепь	20,480	АЖ-120
225.	ВЛ 110 кВ Сысоево - Колодезянская	14,500	АС-150
226.	ВЛ 110 кВ Ал. Лозовская - Колодезянская с отпайкой на ПС Дегтевская	31,340+ 8,400	АС-150, АС-95
227.	ВЛ 110 кВ Тиховская - Ал. Лозовская	47,310	АС-150
228.	ВЛ 110 кВ В. Свечниковская - Кашарская с отпайкой на ПС Новоселовская	49,600	АЖ-120
229.	ВЛ 110 кВ Вешенская-2 - Вешенская-1 I цепь	33,190	АС-120
230.	ВЛ 110 кВ Вешенская-1 - Вешенская-2 II цепь с отпайкой на ПС НС3	33,190 + 0,770	АС-120
231.	ВЛ 110 кВ Сысоево - Чертковская I цепь	45,830	АС-150
232.	ВЛ 110 кВ Сысоево - Чертковская II цепь	45,830	АС-150
233.	ВЛ 110 кВ Тиховская - Суходольная I цепь	27,530	АС-120
234.	ВЛ 110 кВ Тиховская - Суходольная II цепь с отпайкой на ПС Казанская	27,530 + 21,380	АС-120
235.	ВЛ 110 кВ Вешенская-2 - Каргинская	28,940	АС-120
236.	ВЛ 110 кВ Каргинская - В. Свечниковская	47,560	АС-120
237.	ВЛ 110 кВ Вешенская-2 - Тиховская	48,980	АС-150
238.	ВЛ 110 кВ Вешенская-2 - Калининская	19,320	АС-150
239.	ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками	79,300	АС-150
240.	ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово II цепь с отпайками	79,300	АС-150
241.	ВЛ 110 кВ Промзона - Сысоево I цепь	27,050	АС-150
242.	ВЛ 110 кВ Промзона - Сысоево II цепь	27,050	АС-150
243.	ВЛ 110 кВ Маяк - Промзона	26,240	АЖ-120
244.	ВЛ 110 кВ Промзона - Туриловская	14,760	АС-95, АС-120
245.	ВЛ 110 кВ Туриловская - Сулин	25,080	АС-95, АС-120
246.	ВЛ 110 кВ Кашарская - Макеевская	25,330	АС-120
247.	ВЛ 110 кВ Кашарская - Маяк	30,650	АС-120, АЖ-120
248.	ВЛ 110 кВ Кашарская - Индустрия	41,79	АЖ-120
249.	ВЛ 110 кВ Р5 - Р19 I цепь	5,500	АС-240
250.	ВЛ 110 кВ Р5 - Р19 II цепь	5,500	АС-240
251.	ВЛ 110 кВ Ростовская ТЭЦ-2 - Р-20 I цепь	7,620	АСО-400
252.	ВЛ 110 кВ Ростовская ТЭЦ-2 - Р-20 II цепь	7,620	АСО-400
253.	ВЛ 110 кВ Р-20 - А-20 I цепь с отпайками	27,690	АС-120
254.	ВЛ 110 кВ Р-20 - А-20 II цепь с отпайками	31,600	АС-120
255.	ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ I цепь	5,640	АСО-300
256.	ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ II цепь	5,640	АСО-300
257.	ВЛ 110 кВ Р19 - Р8 I цепь	4,950	АС-120
258.	ВЛ 110 кВ Р19 - Р8 II цепь	4,950	АС-120
259.	ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I цепь	8,890	АС-240
260.	ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II цепь	8,890	АС-240
261.	ВЛ 110 кВ Р-4 - Р23 I цепь с отпайками	10,570	АС-240
262.	ВЛ 110 кВ Р-4 - Р23 II цепь с отпайками	10,570	АС-240
263.	ВЛ 110 кВ НЗБ - ГТП I цепь	3,100	АС-150
264.	ВЛ 110 кВ НЗБ - ГТП II цепь	3,100	АС-150
265.	ВЛ 110 кВ НЭЗ - ГТП I цепь с отпайкой на ПС ГТП3	3,020	АСО-300
266.	ВЛ110 кВ НЭЗ - ГТП II цепь с отпайкой на ПС ГТП3	3,020	АСО-300
267.	ВЛ 110 кВ ГТП - ГТП4 - НГ4 - НГ6 - Ш43 1 цепь	22,560	АС-150
268.	ВЛ 110 кВ ГТП - ГТП4 - НГ4 - НГ6 - Ш43 2 цепь	22,560	АС-150
269.	ВЛ 110 кВ НЗБ - Ш42 I цепь	12,350	АС-150
270.	ВЛ 110 кВ НЗБ - Ш42 II цепь	12,350	АС-150
271.	ВЛ 110 кВ АС12 - Н9	16,530	АС-185
272.	ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29	2,370	АСО-240
273.	ВЛ 110 кВ Койсуг - БТ1	13,660	АС-240
274.	ВЛ 110 кВ Р-40 - Р5 с отпайками N 1	11,120	АС-150, АС-240, АСО-300
275.	ВЛ 110 кВ НГ5 - КС3 с отпайками	33,480	АС-120, АС-185
276.	ВЛ 110 кВ Р-4 - КС3 с отпайкой на ПС Р32	16,120	АС-240
277.	ВЛ 110 кВ БГ2 - АС1	23,200	АС-120
278.	ВЛ 110 кВ Р-4 - Р-40 с отпайками	15,820	АСО-300
279.	ВЛ 110 кВ Р-40 - Р5 с отпайками N 2	18,300	АС-120, АС-240, АСО-300
280.	ВЛ 110 кВ Р1 - Р41 с отпайкой на ПС Р37	6,860	АС-240
281.	ВЛ 110 кВ Р-4 - Р41	3,880	АС-240
282.	ВЛ 110 кВ Р-40 - ГПП4	4,200	АС-240
283.	ВЛ 110 кВ Р1 - РСМ с отпайкой на ПС Р37	8,050	АС-240, АСО-300
284.	ВЛ 110 кВ Р-40 - Р5 с отпайкой на ПС Р24	11,140	АС-150, АС-240
285.	ВЛ 110 кВ Р-40 - АС12	17,300	АС-185
286.	ВЛ 110 кВ Р1 - Р12 с отпайками	9,310	АС-185, АС-240
287.	ВЛ 110 кВ Р1 - Р5 с отпайкой на ПС Р33	5,810	АС-185, АС-240
288.	ВЛ 110 кВ Р5 - Р12 с отпайкой на ПС Р3	4,220	АС-240
289.	ВЛ 110 кВ Р5 - Р29 с отпайками	12,280	АС-240
290.	ВЛ 110 кВ Койсуг - Р23 с отпайками	33,170	АС-120, АС-185, АС-240, АСО-300
291.	КВЛ 110 кВ Койсуг - Р22 с отпайками	24,370	АС-120, АС-185, АС-240, АСО-300, ПвПу2г-1х 800/185 - 110
292.	ВЛ 110 кВ БТ3 - БТ2	3,370	АС-120
293.	ВЛ 110 кВ Койсуг - БТ3	8,750	АС-240
294.	ВЛ 110 кВ БТ1 - БТ3	4,910	АС-240
295.	ВЛ 110 кВ БТ1 - БТ2	8,140	АС-120
296.	ВЛ 110 кВ Койсуг - АС1 с отпайками	34,980+ 0,423	АС-70, АС-95, АС-120, АС-150
297.	ВЛ 110 кВ Р-4 - АС10 с отпайкой на ПС НЗПМ	35,020	АС-120, АС-150, АС-185
298.	ВЛ 110 кВ Р-4 - АС15	4,800	АС-150, АС-185
299.	ВЛ 110 кВ АС15 - АС6	26,850	АС-150, АС-186
300.	ВЛ 110 кВ Р-20 - Р5 с отпайками	14,440	АС-240
301.	ВЛ 110 кВ НЗБ - АС10	10,540	АС-185
302.	ВЛ 110 кВ НЗБ - НГ5 с отпайками	20,180	АС-120, АС-185
303.	ВЛ 110 кВ НЗБ - НГ8	22,770	АС-150, АС-АСО-300
304.	ВЛ 110 кВ АС6 - НГ8	14,890	АС-150
305.	ВЛ 110 кВ БГ1 - БГ2	23,200	АС-95
306.	ВЛ 110 кВ СМ4 - БГ6	13,500	АС-95
307.	ВЛ 110 кВ БГ1 - БГ6	19,000	АС-95
308.	ВЛ 110 кВ В1 - В2	8,500	АС-95, АС-120
309.	ВЛ 110 кВ В10 - СМ3	25,380	АС-120, АС-150
310.	ВЛ 110 кВ В2 - В10	9,670	АС-95, АС-120
311.	ВЛ 110 кВ СМ2 - Дубенцовская	18,200	АС-70
312.	ВЛ 110 кВ Ш47 - СМ1	3,300	АС-95, АС-120
313.	ВЛ 110 кВ СМ1 - СМ4	26,600	АС-95
314.	ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская	28,800	АС-150
315.	ВЛ 110 кВ Сальская - Екатериновская I цепь	18,800	АС-120
316.	ВЛ 110 кВ Сальская - Екатериновская II цепь	18,800	АС-120
317.	ВЛ 110 кВ Сальская - НС1	37,000	АС-70
318.	ВЛ 110 кВ Сальская - АРЗ	3,200	АЖ-120; АС-120
319.	ВЛ 110 кВ Сальская - Сандатовская с отпайкой на ПС КС Сальская	43,200	АЖ-120; АС-120
320.	ВЛ 110 кВ Сальская - КПО I цепь	5,000	АС-95
321.	ВЛ 110 кВ Сальская - КПО - АРЗ II цепь	6,900	АЖ-120; АС-120
322.	ВЛ 110 кВ Сальская - Трубецкая	22,700	АС-120
323.	ВЛ 110 кВ Целинская - Трубецкая	25,500	АС-120
324.	ВЛ 110 кВ Егорлыкская - Целинская	44,300	АС-120
325.	ВЛ 110 кВ Пролетарская - Уютненская	10,000	АС-120; АС-150
326.	ВЛ 110 кВ Пролетарская - Ганчуковская	39,400	АС-150
327.	ВЛ 110 кВ Пролетарская - Орловская	34,300	АС-120
328.	ВЛ 110 кВ Орловская - Куберле-2	26,300	АС-120
329.	ВЛ 110 кВ Куберле-2 - Харьковская	23,800	АС-120
330.	ВЛ 110 кВ НС6 - Черкесская	19,200	АС-120
331.	ВЛ 110 кВ Черкесская - Волочаевская	27,000	АС-120
332.	ВЛ 110 кВ Песчанокопская - Развиленская	26,500	АС-120
333.	ВЛ 110 кВ Синявская - Хапры	18,810	АС-150
334.	ВЛ 110 кВ Самбек - Синявская	21,660	АС-120, АС-150
335.	КВЛ 110 кВ Т-10 - Самбек с отпайкой на ПС Т10 тяговая	9,210	АС-120, АС-150
336.	ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25	30,500	АС-240
337.	ВЛ 110 кВ Т11 - Т25 с отпайками	2,290 + 0,20	АС-185, АС-150, АС-240
338.	ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11	11,470	АС-150, АС-185, АС-240, АС-300
339.	ВЛ 110 кВ Т-10 - Т-15 с отпайками	39,710 + 3,020	АС-185, АС-240, АСО-300
340.	ВЛ 110 кВ Т-10 - Т9 с отпайкой на ПС Т13	6,130 + 0,850	АС-240
341.	ВЛ 110 кВ Новиковская - Алексеевская	24,480	АС-150
342.	ВЛ 110 кВ Т-15 - Алексеевская с отпайками	57,150	АС-150, АС-120
343.	ВЛ 110 кВ Р29 - Хапры с отпайкой на ПС Чалтырь	3,930 + 7,070	АС-185, АС-150, АС-240
344.	ВЛ 110 кВ Р29 - Чалтырь	7,140	АС-150
345.	ВЛ 110 кВ Т11 - Т5 с отпайкой на ПС Т17	2,770 + 5,520	АС-150
346.	ВЛ 110 кВ Т-15 - Т22 с отпайкой на ПС Т23	13,770	АС-240, АС-300
347.	ВЛ 110 кВ Т-10 - Т21	2,280	АС-240, АС-300, АС-120
348.	ВЛ 110 кВ Т-15 - Т21	11,850	АС-240, АС-300, АС-120
349.	ВЛ 110 кВ Т-10 - Т22 с отпайкой на ПС Т23	4,200	АС-240, АС-300
350.	ВЛ 110 кВ Т-15 - Ефремовская с отпайкой на ПС Отрадненская	32,280 + 5,870	АС-150
351.	ВЛ 110 кВ Ефремовская - Федоровская	8,350	АС-150
352.	ВЛ 110 кВ Т-10 - Т1 с отпайками	4,590 + 1,660	АС-240
353.	ВЛ 110 кВ Т-15 - Очистные сооружения с отпайкой на ПС Дарагановская	24,700	АС-240
354.	ВЛ 110 кВ Т-15 - Носовская с отпайкой на ПС Лиманная	21,450	АС-150
355.	ВЛ 110 кВ Носовская - Рябиновская	14,480	АС-150
356.	ВЛ 110 кВ Т-15 - Матвеев Курган тяговая	27,260	АС-150
357.	ВЛ 110 кВ Н17 - Новиковская с отпайкой на ПС Искра	34,610 + 4,90	АС-120, АС-70
358.	ВЛ 110 кВ Т24 - Т11	0,470	АС-185, АС-240
359.	ВЛ 110 кВ А-20 - А1 I цепь	5,000	АС-120
360.	ВЛ 110 кВ А-20 - А1 II цепь	5,000	АС-120
361.	ВЛ 110 кВ А-20 - А-12 северная с отпайкой на ПС А-26	8,000	АС-185
362.	ВЛ 110 кВ А-20 - А-12 южная с отпайкой на ПС А-26	10,156	АС-185
363.	ВЛ 110 кВ А-30 - А31 I цепь	25,450	АС-300, АС-185, АС-120
364.	ВЛ 110 кВ А-30 - А31 II цепь	25,450	АС-300, АС-185, АС-120
365.	ВЛ 110 кВ А-30 - А32	31,600	АС-95
366.	ВЛ 110 кВ А-30 - Кугей тяговая	10,500	АС-120
367.	ВЛ 110 кВ Зерновая - БГ2 с отпайками	42,500+ 29,400	АС-95
368.	ВЛ 110 кВ Зерновая - ЗР10	4,050	АС-120
369.	ВЛ 110 кВ ЗР10 - ЗР14	25,090	АС-120
370.	ВЛ110 кВ Зерновая - ЗР3 с отпайкой на ПС ЗР15	30,060	АС-120
371.	ВЛ 110 кВ Зерновая - В1 с отпайкой на ПС Краснолученская	49,200	АС-95
372.	ВЛ 110 кВ ЗР3 - Егорлыкская	24,730	АС-120
373.	ВЛ 110 кВ Койсуг - А-30 с отпайками	51,700 + 13,200 + 5,600	АС-120, АЖ-120, АС-95
374.	ВЛ 110 кВ Койсуг - Кугей тяговая	49,550	АС-120
375.	ВЛ 110 кВ Койсуг - Самарская	13,600	АС-150
376.	ВЛ 110 кВ Песчанокопская - Роговская	51,900	АЖ-120
377.	ВЛ 110 кВ Р-20 - А-20 I цепь с отпайками	27,590	АС-120
378.	ВЛ 110 кВ Р-20 - А-20 II цепь с отпайками	27,590	АС-120
379.	ВЛ 110 кВ Роговская - Балкогрузская	26,600	АС-95
280.	ВЛ 110 кВ Самарская - Юбилейная	15,400	АС-150
381.	ВЛ 110 кВ Юбилейная - Степная тяговая	28,400	АС-150
382.	КЛ 110 кВ Р28 - Р8 I цепь	2,160	ПвПу2г-1х 630/185 - 64/110
383.	КЛ 110 кВ Р28 - Р8 II цепь	2,160	ПвПу2г-1х 630/185 - 64/110
384.	КЛ 110 кВ Р1 - Р27	1,790	АПвПу2г 1х400/185
385.	КЛ 110 кВ Р22 - Р27	2,784	АПвПу2г 1х400/185
386.	КВЛ 110 кВ Р23 - Спортивная с отпайкой на ПС Р25	5,624	АС-185, АС-240, АПвПу2 1х1000/185
387.	КВЛ 110 кВ Р22 - Спортивная	4,364	АС-240, АПвПу2 1х1000/185, ПвПу2г-1х 800/185 - 110
Прочие субъекты электроэнергетики и потребители
388.	ВЛ 110 кВ Промзона - Колодези	23,000	АС-185
389.	ВЛ 110 кВ Промзона - Кутейниково	61,000	АС-185
390.	ВЛ 110 кВ Колодези - Кутейниково	38,500	АС-185
391.	ВЛ 110 кВ ГПП1 - ГПП2 с отпайкой на ПС ГПП3 I цепь	2,030	АС-240
392.	ВЛ 110 кВ ГПП1 - ГПП2 с отпайкой на ПС ГПП3 II цепь	2,030	АС-240
393.	ВЛ 110 кВ Донецкая - НПС3	52,900	АС-150
394.	ВЛ 110 кВ Чеботовская - НПС3	17,900	АС-150
395.	ВЛ 110 кВ Зимовники - Зимовники тяговая	2,300	АС-185
396.	ВЛ 110 кВ Зимовники тяговая - Двойная тяговая	44,400	АС-185
397.	ВЛ 110 кВ Пролетарская - Двойная тяговая	44,700	АС-150
398.	ВЛ 110 кВ Ш-50 - Заводская	0,300	АС-120
399.	ВЛ 110 кВ Шахты - Заводская	18,430	АС-240
400.	ВЛ 110 кВ С2 - С3	1,800	АС-120
Итого протяженность ЛЭП (километров):
номинальным классом напряжения 500 киловольт:		2461,594*
номинальным классом напряжения 330 киловольт:		223,129
номинальным классом напряжения 220 киловольт:		2832,626
номинальным классом напряжения 110 киловольт:		6485,361

* С учетом полной длины ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань.

3.8. Основные внешние электрические связи энергосистемы Ростовской области

Энергосистема Ростовской области имеет электрические связи с пятью энергосистемами по ЛЭП 110 - 500 кВ:

1. С энергосистемой Волгоградской области:

ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная;

ВЛ 500 кВ Фроловская - Шахты;

ВЛ 220 кВ Волгодонск - ГОК;

ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Котельниково;

ВЛ 220 кВ Андреановская - Вешенская-2;

ВЛ 110 кВ Серафимовичи - Калининская (ВЛ 110 кВ N 503);

ВЛ 110 кВ Б11 - Чернышково;

ВЛ 110 кВ Обливская ПТФ - Чернышково (ВЛ 110 кВ N 62);

ВЛ 110 кВ Суровикино-220 - Обливская ПТФ с отпайкой на ПС Обливская 1 (ВЛ 110 кВ N 61);

ВЛ 110 кВ Жуковская - Котельниково с отпайками;

ВЛ 110 кВ Котельниково - Шебалинская.

2. С Донбасской энергосистемой:

ВЛ 500 кВ Победа - Шахты;

ВЛ 330 кВ Южная - Ростовская;

ВЛ 220 кВ Амвросиевка - Т-15;

ВЛ 110 кВ Матвеев Курган - Квашино;

ВЛ 110 кВ Центральная - Тяговая с отпайкой на ПС Гундоровка.

Следует отметить, что в настоящее время Донбасская энергосистема и ОЭС Украины работают раздельно. При выполнении расчетов электроэнергетических режимов связь между Донбасской энергосистемой и энергосистемой Ростовской области учитывалась следующим образом:

параллельная работа по ВЛ 330 кВ Южная - Ростовская и ВЛ 220 кВ Амвросиевка - Т-15 с нулевым суммарным сальдо перетоков мощности;

радиальное электроснабжение нагрузки Донбасской энергосистемы по ВЛ 500 кВ Победа - Шахты;

отключенное состояние ВЛ 110 кВ Матвеев Курган - Квашино и ВЛ 110 кВ Центральная - Тяговая с отпайкой на ПС Гундоровка.

3. С энергосистемой Республики Калмыкия:

ВЛ 220 кВ Зимовники - Элиста Северная;

ВЛ 110 кВ Б. Ремонтное - Элиста Западная с отпайкой на ПС Богородская;

ВЛ 110 кВ Сандатовская - Виноградовская;

ВЛ 110 кВ Заветинская - Советская;

4. С энергосистемой Республики Адыгея и Краснодарского края:

ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань;

ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк N 1;

ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк N 2;

ВЛ 330 кВ Новочеркасская ГРЭС - Тихорецк;

КВЛ 220 кВ Койсуг - Крыловская;

ВЛ 220 кВ Староминская - А-30;

ВЛ 220 кВ Ея Тяговая - Песчанокопская с отпайкой на ПС Светлая;

ВЛ 110 кВ Юбилейная - Степная тяговая.

5. С энергосистемой Ставропольского края:

ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск;

ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Невинномысск.

В энергосистеме Ростовской области с целью управления электроэнергетическим режимом установлены контролируемые сечения. Состав контролируемых сечений (КС) с указанием существующих ограничений по пропускной приведен в таблице N 14.

Таблица N 14

Наименование КС	Состав КС	МДП*(1) в нормальной схеме (мегаватт)	Критерий ограничения в нормальной схеме	МДП*(1) в ремонтной схеме*(2) (мегаватт)	Ремонтная схема	Критерий ограничения в ремонтной схеме
1	2	3	4	5	6	7
СВЭС	ВЛ 220 кВ Шахты - Донецкая; ВЛ 220 кВ Б-10 - Погорелово; ВЛ 110 кВ Б3 - Б1 с отпайкой на ПС Богатовская ПТФ; ВЛ 110 кВ Г-20 - Замчалово	325	АДТН АТ-1 ПС 220 кВ Погорелово в ПАР АТ-2 ПС 220 кВ Погорелово	180	ремонт ВЛ 220 кВ Шахты - Донецкая	АДТН ВЛ 110 кВ Г-20 - Замчалово в ПАР ВЛ 220 кВ Б-10 - Погорелово
ЮЗЭС	ВЛ 220 кВ Амвросиевка - Т-15; ВЛ 220 кВ Р-20 - Т-10 I цепь; ВЛ 220 кВ Р-20 - Т-10 II цепь; ВЛ 220 кВ Ростовская - Т-15; ВЛ 110 кВ Р29 - Хапры с отпайкой на ПС Чалтырь; ВЛ 110 кВ Т-15 - Алексеевская с отпайками	не контролируется		315-0,41-ПТ-15*(3)	ремонт ВЛ 220 кВ Р-20 - Т-10 I(II) цепь	АДТН ВЛ 110 кВ Р29 - Хапры с отпайкой на ПС Чалтырь в ПАР ВЛ 220 кВ Р-20 - Т-10 II(I) цепь
Цимлянское	ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Шахты; ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ 2; ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-1; ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Северный Портал	не контролируется		130	ремонт ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-2	АДТН ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-1 в ПАР ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Северный Портал
Цимлянское Север	ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Шахты; ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Северный Портал	не контролируется		не контролируется
Цимлянское Юг	ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-2; ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-1	не контролируется		135	ремонт ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Шахты	АДТН ВЛ 110 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-1 в ПАР ВЛ 220 кВ Цимлянская ГЭС - Волгодонская ТЭЦ-2
Алмаз	ВЛ 110 кВ Р-4 - Р41; ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ I цепь; ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ II цепь	135	АДТН ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ I цепь ПАР ВЛ 110 кВ Р-4 - Р41	75	ремонт одной из ВЛ транзита 110 кВ Р-4 - Р41 - Р1	АДТН ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ I цепь в ПАР ВЛ 110 кВ Р-4 - Р-40 с отпайками
Фортуна	ВЛ 110 кВ Р5 - Р29 с отпайками; ВЛ 110 кВ Р-20 - Р5 с отпайками; ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I цепь; ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II цепь	230	АДТН ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I цепь ПАР 2СШ 110 кВ ПС 220 кВ Р-20	160	ремонт ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I или II цепь	АДТН ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II или I цепь в ПАР ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29
Ростов	ВЛ 110 кВ Р-4 - Р41; ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ I цепь; ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ II цепь; ВЛ 110 кВ Р5 - Р29 с отпайками; ВЛ 110 кВ Р-20 - Р5 с отпайками; ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I цепь; ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II цепь; ВЛ 110 кВ Р-40 - Р5 с отпайкой на ПС Р24; ВЛ 110 кВ Р-40 - Р5 с отпайками N 1; ВЛ 110 кВ Р-40 - Р5 с отпайками N 2	не контролируется		460	ремонт ВЛ 110 кВ Р-4 - Р41	АДТН ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ I цепь в ПАР ВЛ 110 кВ Р-20 - Р5 с отпайками
Сулин	ВЛ 220 кВ Шахты - Б-10; ВЛ 220 кВ Шахты - Донецкая; ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Г-20; ВЛ 110 кВ Г-20 - С2; ВЛ 110 кВ С2 - С5	не контролируется		минимум из: 375 440-0,7-ПВеш*(4)	ремонт ВЛ 220 кВ Шахты - Б-10	АДТН ВЛ 110 кВ Г-20 - С2 в ПАР ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Г-20
Центральное	ВЛ 110 кВ Р1 - Р5 с отпайкой на ПС Р33; ВЛ 110 кВ Р5 - Р12 с отпайкой на ПС Р3	не контролируется		95	ремонт ЛЭП 110 кВ транзита Р1 - Р27 - Р22 и ремонт ВЛ 110 кВ транзита Р-4 - Р41 - Р1 и ремонт ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ I цепь и ремонт ВЛ 110 кВ Р-4 - РСМ II цепь	АДТН ВЛ 110 кВ Р5 - Р12 с отпайкой на ПС Р3 в ПАР ВЛ 110 кВ Р1 - Р5 с отпайкой на ПС Р33
Волгоград - Ростов	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная; ВЛ 500 кВ Фроловская - Шахты; ВЛ 220 кВ Андреановская - Вешенская-2; ВЛ 220 кВ Ростовская АЭС - Котельниково; ВЛ 220 кВ Волгодонск - ГОК	мин из: 1) 1130 2) 1850 -0,93-Рмакс нб	1) АДТН ВЛ 220 кВ Волга - Заливская в ПАР ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная 2) 8 процентов Р в ПАР Р макс нб	190	ремонт ВЛ 500 кВ Фроловская - Шахты	АДТН ВЛ 220 кВ Волга - Заливская в ПАР ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная
Ростов - Волгоград		870	АДТН ВЛ 220 кВ Волга - Заливская в ПАР ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная и ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск	минимум из: 1) 250 2) 850 - 0,87-Рмакс нб	ремонт ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная	1) АДТН ВЛ 220 кВ Волга - Заливская в ПАР ВЛ 500 кВ Фроловская - Шахты 2) АДТН ВЛ 220 кВ Волга - Заливская в ПАР Р макс нб
Юг	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск; ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Невинномысск; ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк N 1; ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк N 2; ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань; ВЛ 330 кВ Новочеркасская ГРЭС - Тихорецк; ВЛ 220 кВ Волгодонск - Сальская; КВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Койсуг I цепь; КВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Койсуг II цепь; ВЛ 220 кВ Р-20 - А-20	мин из: 1) 4170 2) 4800 -0,95-Рмакс нб	1) 20 процентов Р в исходной схеме 2) 8 процентов Р в ПАР отключение генерации за сечением	минимум из: 1) 3700 2) 4360 - 0,95-Рмакс нб	ремонт ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск	1) 8 процентов Р в ПАР ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Невинномысск 2) 8 процентов Р в ПАР отключение генерации за сечением
Маныч	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск; ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Невинномысск	1260	АДТН АТ 501(502) ПС 500 кВ Буденновск в ПАР АТ-501(502) ПС 500 кВ Буденновск	570	ремонт ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Буденновск	АДТН АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Элиста Северная в ПАР ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Невинномысск
Кубанское	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк N 1; ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тихорецк N 2; ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Тамань; ВЛ 330 кВ Новочеркасская ГРЭС - Тихорецк; ВЛ 220 кВ Волгодонск - Сальская; КВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Койсуг I цепь; КВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Койсуг II цепь; ВЛ 220 кВ Р-20 - А-20	2650	АДТН ВЛ 220 кВ А-20 - А-30 в ПАР ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань	2050	ремонт одной из ВЛ транзита 220 кВ А-20 - А-30 - Староминская	АДТН ВЛ 110 кВ Койсуг - Самарская в ПАР ВЛ 500 кВ Ростовская - Тамань
Север	ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Шахты; ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная; ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская; АТ1 500/220 кВ Ростовской АЭС ВЛ 330 кВ Новочеркасская ГРЭС - Тихорецк; ВЛ 220 кВ Тихорецк - Крыловская; ВЛ 220 кВ Тихорецк - Ея тяговая	1420 + 0,7-(Д-300)	АДТН ВЛ 220 кВ Волга - Заливская ПАР ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная	минимум из: 1) 1530 + 0,7-(Д-300) 2) 1330 + 0,7-(Д-300)	ремонт ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Шахты I (II) цепь	1) АДТН ВЛ 220 кВ Волга - Заливская ПАР ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Южная 2) АДТН ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - НЗБ в ПАР ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Шахты I(II) цепь

*(1) МДП без ПА при температуре окружающей среды плюс 35 градусов.

*(2) Наиболее тяжелая ремонтная схема.

*(3) ПТ-15 - переток по ВЛ 220 кВ Амвросиевка - Т-15.

*(4) ПВеш - переток по ВЛ 220 кВ Андреановская - Вешенская-2.

3.9. Динамика потребления и структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей Ростовской области за последние 5 лет

Структура установленной тепловой мощности.

Централизованное теплоснабжение потребителей тепловой энергии в Ростовской области осуществляется от источников двух типов: источников с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии и от котельных.

Теплофикация в регионе осуществляется от теплоэлектроцентралей с общей установленной тепловой мощностью (УТМ) в 2 433,9 гигакалорий в час (таблица N 15).

Таблица N 15

Наименование теплоэлектроцентрали (гигакалорий в час)	Мощность по состоянию на 2019 год (Гкал/час)
1	2
Волгодонская ТЭЦ-2 (ООО "Волгодонская тепловая генерация")	809,0
Ростовская ТЭЦ-2 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	890,0
РК-3 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	414,8
РК-4 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	150,0
ТЭЦ завода "Ростсельмаш" (ООО "Ростсельмашэнерго")	212,0
Шахтинская ГТЭС (ООО "Группа Мегаполис")	108,1
Всего	2433,9

Установленная тепловая мощность генерирующих установок по муниципальным образованиям и компаниям приведена в таблицах N 16 и 17.

Таблица N 16

N п/п	Муниципальное образование	Наименование производителя	Количество котельных	Суммарная установленная мощность (гигакалорий в час)	Вид топлива
1	2	3	4	5	6
1.	Город Азов	МУП "Теплоэнерго"	31	119,200	газ
2.	Город Батайск	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	39	203,099	газ
		филиал ОАО "РЖД", производственный участок Северо-Кавказской дирекции по тепловодоснабжению	3	20,760	газ
3.	Город Волгодонск	ООО "Волгодонская тепловая генерация"	1	809,000	газ, мазут
		ООО "ТЭЦ-I"	2	100,000	газ
4.	Город Гуково	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	20	126,044	газ, уголь
		ведомственные	10	3,964	-
		прочие	31	150,908	газ, уголь
5.	Город Донецк	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	12	88,124	газ
6.	Город Зверево	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	6	45,664	газ, уголь
7.	Город Каменск-Шахтинский	МУП "Каменсктеплосеть"	23	164,300	газ, уголь
		филиал ОАО "РЖД", производственный участок Северо-Кавказской дирекции по тепловодоснабжению	5	57,160	газ
		МУП "Вира"	1	27,860	газ
8.	Город Новочеркасск	ООО ПК "НЭВЗ"	4	225,000	газ
		ОАО "ЭПМ-НЭЗ"	7	130,400	газ
		МУП "Тепловые сети"	60	196,140	газ
		прочие	11	355,400	газ
9.	Город Новошахтинск	МП "ККТС"	20	103,180	газ, уголь
		ООО "Теплонасосные системы"	1	5,160	газ
		прочие	21	108,340	газ, уголь
10.	Город Таганрог	ООО "Тепловая генерация"	1	200,000	газ
		МУП "Тепловые сети"	-	-	-
		АО "ТЭПТС "Теплоэнерго"	31	245,340	газ
		МУП Управление "Водоканал"	-	-	-
		ООО "Приазовский ТеплоЦентр"	1	4,300	газ
		АО "Таганрогский завод "Прибой"	1	3,000	газ
		ООО "ТЭК"	-	-	-
		АО ТКЗ "Красный котельщик"	1	287,500	газ
		ООО "Тагстройсервис"	1	2,300	газ
		ТСЖ-3	-	-	-
		МУП "Трамвайно-троллейбусное управление"	1	2,300	газ
		МУП "Городское хозяйство"	1	96,400	газ
		ГБОУ СПО РО "ТАК им. В.М. Петлякова"	1	1,620	газ
		ПАО "ТАНТК им. Г.М. Бериева"	1	50,000	газ
		Таганрогский институт имени А.П. Чехова (филиал) ФГБОУ ВПО "РГЭУ (РИНХ)"	2	7,710	газ
11.	Город Шахты	ООО "Шахтинская ГТЭС"	4	140,100	газ
		филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	55	337,318	газ, уголь
		прочие	59	477,718	газ, уголь
12.	Азовский муниципальный район	УМП ЖКХ "Азовское"	5	12,468	газ
		УМП ЖКХ Кулешовского сельского поселения.	1	16,337	газ
13.	Аксайский муниципальный район	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	19	98,120	газ
		ООО "АКДЭНЕРГО"	1	8,400	газ
		МУП АГП "АКСАЙЭНЕРГО"	1	1,910	газ
		прочие	21	108,430	газ
14.	Белокалитвинский муниципальный район	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	22	102,020	газ, уголь
		ООО "Распределенная генерация"	3	39,800	газ
		прочие	25	142,040	газ
15.	Боковский муниципальный район	МУП "Водник"	6	9,802	газ
16.	Верхнедонской муниципальный район	ООО "Ростовтеплоэнерго"	28	5,228	газ
17.	Веселовский муниципальный район	Веселовское МУП ЖКХ (теплосеть)	4	3,200	газ
18.	Волгодонской муниципальный район	ООО ММП ЖКХ "Содружество"	4	1,866	газ
19.	Егорлыкский муниципальный район	Егорлыкский МУП "Коммунальник"	3	8,690	газ, уголь
		ФГБУ "ЦЖКУ"	1	-	уголь
		бытовые котлы	71	-	газ
		прочие	75	78,200	газ, уголь
20.	Заветинский муниципальный район	МУП "Заветинские теплосети"	5	1,795	уголь
		прочие	24	18,413	газ, уголь
21.	Зерноградский муниципальный район	АО "Зерноградские тепловые сети"	39	66,420	газ
		филиал ФГБУ "ЦЖКУ" по ЮВО	1	-	газ
22.	Кагальницкий муниципальный район	МУП Кагальницкого района "УЮТ"	26	9,730	газ
23.	Каменский муниципальный район	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	6	16,240	газ, уголь
		МУП "Молодежный"	1	1,500	газ
24.	Кашарский муниципальный район	ООО "Ростовтеплоэнерго"	49	46,500	газ, уголь
25.	Константиновский муниципальный район	МУП "Гарант"	21	9,878	газ
26.	Красносулинский муниципальный район	МУП "Красносулинские городские котельные"	4	6,750	уголь
			11	37,400	газ
			1	16,598	газ
		прочие	16	60,748	газ, уголь
27.	Куйбышевский муниципальный район	ООО "Ростовтеплоэнерго"	58	-	-
28.	Матвеево-Курганский муниципальный район	ОАО "Водоканал" Матвеево-Курганского района	-	-	-
29.	Миллеровский муниципальный район	ООО "Ростовтеплоэнерго"	34	7,440	газ
		филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	20	19,100	газ, уголь
30.	Морозовский муниципальный район	ООО "ЭКО"	13	9,510	газ
31.	Мясниковский муниципальный район	ООО "МП "Коммунсервис"	3	9,460	газ
		МУП "Коммунальщик"	1	-	газ
		прочие	4	9,460	газ
32.	Неклиновский муниципальный район	ООО "Межмуниципальный Неклиновский водопровод"	49	26,270	газ
33.	Обливский муниципальный район	ООО "Обливское МТП"	4	4,239	газ
34.	Октябрьский муниципальный район	ООО "Тепловые сети"	2	26,660	газ
		ООО "Управление жилищно-коммунального хозяйства"	9	8,598	газ
35.	Орловский муниципальный район	АО "Сервис-ЖКХ"	9	6,836	газ
36.	Песчанокопский муниципальный район	МУП КХ Песчанокопского района	2	2,060	газ
37.	Пролетарский муниципальный район	МУП "Тепловые сети" Пролетарского городского поселения	13	2,500	газ, уголь
38.	Родионово-Несветайский муниципальный район	ООО "Жилищник"	9	10,000	газ
		ООО "Ростовтеплоэнерго"	67	13,060	газ
		ООО "Светпромгаз"	2	-	газ
39.	Сальский муниципальный район	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	30	69,371	газ, уголь
		ООО "Сальскэлектросбыт"	1	2,200	мазут
		филиал ОАО "РЖД", производственный участок Северо-Кавказской дирекции по тепловодоснабжению	3	29,300	газ
		ОАО РТП "Авторемонтник"	1	13,000	газ
40.	Семикаракорский муниципальный район	МП ЖКХ	1	3,000	газ
		ООО "Ростовтеплоэнерго"	73	14,160	газ
41.	Тарасовский муниципальный район	МУП "Тарасовские тепловые сети"	16	6,100	газ
		ООО "Ростовтеплоэнерго"	3	0,600	газ
42.	Усть-Донецкий муниципальный район	ООО УК "Жилкомсервис"	20	15,780	газ
43.	Целинский муниципальный район	ООО "Ростовтеплоэнерго"	19	9,210	газ
44.	Цимлянский муниципальный район	филиал АО "Донэнерго" Тепловые сети	16	35,397	газ, уголь
		администрация Цимлянского городского поселения	1	-	-
		прочие	14	-	-
45.	Чертковский муниципальный район	ООО "Ростовтеплоэнерго"	28	15,152	газ
46.	Шолоховский муниципальный район	МУП "Теплоэнерго"	15	14,887	газ
		ООО "Ростовтеплоэнерго"	18	6,514	газ, уголь, дизельное топливо

Таблица N 17

N п/п	Компания	Наименование, адрес	Суммарная установленная мощность (гигакалорий в час)	Преимущественный вид топлива
1	2	3	4	5
1.	ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго"	центральная котельная	420,0	газ
2.	ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго"	котельная N 4	150,0	газ
3.	ООО "Группа Мегаполис"	котельная, ул. Ильюшина, 34а	15,1	-
4.	ООО "Группа Мегаполис"	котельная, ул. Искры, 47а	9,6	-
5.	ООО "Группа Мегаполис"	котельная, ул. Шишкина, 162	7,3	-

Выработка тепловой энергии.

Выработка тепловой энергии на ТЭЦ и котельных приведена в таблице N 18.

Таблица N 18

N п/п	Наименование (тыс. Гкал)	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6	7	8
	ТЭЦ
1.	Волгодонская ТЭЦ-2 (ООО "Волгодонская тепловая генерация")	1009,3	933,2	976,9	922,8	922,8	943,7
2.	Ростовская ТЭЦ-2, РК-3 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	1576,2	1533,1	1790,9	1872,1	1968,5
3.	ТЭЦ завода "Ростсельмаш" (ООО "Ростсельмашэнерго")	277,2	253,8	240,9	127,1	127,1
4.	Шахтинская ГТЭС (ООО "Группа Мегаполис")	154,2	152,8	156,8	156,1	162,7	150,1
	Котельные
5.	Центральная котельная, Котельная N 4 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	1593,7	1461,3	1353,1	1182,6	1244,7
6.	Котельные (ООО "Группа Мегаполис")	13,8	10,7	5,4	4,3	4,7	3,9

3.10. Перечень основных потребителей тепловой энергии в Ростовской области

Основные крупные потребители тепловой энергии на территории Ростовской области приведены в таблице N 19.

Таблица N 19

N п/п	Потребители тепловой энергии	Подключенная тепловая нагрузка (Гкал в час)
1	2	3
1.	ООО "Ростовские тепловые сети", всего	1987,92
1.1.	Потребители с нагрузкой более 3 Гкал/час, итого в том числе:	41,03
1.1.1.	Административное здание, Соколова, 13	5,66
1.1.2.	ТРЦ "РИО", Нагибина, 17	5,72
1.1.3.	Бизнес-центр "Пять морей"	4,57
1.1.4.	МТРЦ "Золотой Вавилон"	8,08
1.1.5.	Завод "Квант"	3,66
1.1.6.	Гостиница "Интурист"	3,42
1.1.7.	Музыкальный театр	3,18
1.1.8.	ОАО "Атомкотломаш"	3,13
1.1.9.	АО "Ростовводоканал"	3,61
1.2.	Потребители с нагрузкой менее 3 Гкал/час, итого в том числе:	1946,89
1.2.1.	Жилищный фонд	1447,75
1.2.2.	Бюджетные организации	161,19
1.2.3.	Промышленные и приравненные к ним	274,62
1.2.4.	Прочие	63,33
2.	Потребители, подключенные к Ростовской ТЭЦ-2, всего в том числе:	17,80
2.1.	ООО "ККПД-Инвест"	15,70
2.2	АО "ЛИМАН"	2,10

3.11. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Ростовской области в 2019 году

В таблице N 20 приведены сводные данные по потреблению топлива электростанциями и котельными генерирующих компаний в 2019 году.

Таблица N 20

Наименование	Топливо	2019 год
1	2	3
Электростанции
Волгодонская ТЭЦ-2 (ООО "Волгодонская тепловая генерация")	газ (млн куб. м)	383,8
	газ (тыс. т у.т.)	445,7
	мазут (тонн)	1162,0
	мазут (тыс. т у.т.)	1625,5
Ростовская ТЭЦ-2, РК-3 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	газ (млн куб. м)	420,1
	газ (тыс. т у.т.)	448,9
Шахтинская ГТЭС (ООО "Группа Мегаполис")	газ (млн куб. м)	92,2
	газ (тыс. т у.т.)	107,5
Котельные
Центральная котельная, Котельная N 4 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	газ (млн куб. м)	186,1
	газ (тыс. т у.т.)	159,9
Котельные (ООО "Группа Мегаполис")	газ, (млн куб. м)	0,6
	газ (тыс. т у.т.)	0,7

3.12. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 5 лет

Электроемкость ВРП.

Электроемкость ВРП субъекта Российской Федерации () определяется по формуле:

,

где - потребление электроэнергии субъектом Российской Федерации, млн киловатт-часов;

- объем валового регионального продукта, млн рублей.

Электроемкость ВРП - показатель, характеризующий количественный расход электрической энергии, затрачиваемый на единицу валового регионального продукта.

Данные по динамике электроемкости ВРП экономики Ростовской области за последние 5 лет приведены в таблице N 21 (на основании данных органов государственной статистики).

Таблица N 21

Показатель	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6
Потребление электроэнергии (млн кВт·ч)	17971,400	18529,800	18570,500	19362,700	18881,900
ВРП (млн рублей)	1189144,000	1270891,500	1332688,900*	1424458,900	**
Электроемкость ВРП (кВт·ч/ рублей)	0,015	0,015	0,014	0,140	**

* Оценка минэкономразвития области.

** Данные за 2019 год на 1 апреля 2020 г. отсутствуют.

За последние годы наблюдается тенденция снижения электроемкости валового регионального продукта (ВРП). Это во многом связано с проводимой модернизацией производства на многих предприятиях области, являющихся крупными потребителями энергии, а также с изменением структуры ВРП в сторону преобладания не слишком энергоемких производств, в частности, возрастание роли торговой деятельности на фоне сокращения доли промышленности в ВРП, а также реализацией мероприятий по энергосбережению и повышению энергоэффективности.

Снижение энергоемкости продукции - важное направление экономического развития области. Для этого необходима новая система технических, организационных и экономических мер, направленных на комплексное совершенствование процессов производства и потребления энергии.

Наиболее актуальными с точки зрения повышения энергоэффективности экономики Ростовской области являются следующие задачи:

снижение энергоемкости производства, в том числе за счет внедрения элементов структурной перестройки энергопотребления, связанной с освоением менее энергоемких схем энергообеспечения, вовлечением в энергетический баланс нетрадиционных возобновляемых источников энергии, местных видов топлива, вторичных энергоресурсов;

реализация проектов и программ энергосбережения, энергосберегающих технологий, оборудования, отвечающего мировому уровню, и тому подобное.

Потребление электроэнергии на душу населения.

Потребление электроэнергии на душу населения () определяется по формуле:

,

где - потребление электроэнергии субъектом Российской Федерации, млн киловатт-часов;

- численность населения субъекта Российской Федерации, млн человек.

Данные по динамике потреблении электроэнергии на душу населения за последние 5 лет приведены в таблице N 22 (на основании данных органов государственной статистики).

Таблица N 22

Показатель	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6
Потребление электроэнергии (млн кВт*ч)	17971,4	18529,8	18570,5	19362,7	18881,9
Численность населения (млн. человек)	4,2	4,2	4,2	4,2	4,2
Потребление электроэнергии на душу населения (кВт·ч/человек)	4236,4	4374,4	4388,8	4588,3	4493,6

Для энергосистемы Ростовской области потребление электроэнергии на душу населения в 0,64 раза ниже, чем в целом по территории Российской Федерации. В целом по Российской Федерации данный показатель находится на уровне 7100 киловатт-часов на человека.

4. Особенности и существующие проблемы функционирования энергосистемы Ростовской области

Анализ отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Ростовской области в периоды зимнего максимума/минимума, летнего максимума в период экстремально высоких температур и летнего минимума нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца за 2019 год не выявили возможность возникновения ограничений пропускной способности электрических сетей для обеспечения передачи необходимых объемов мощности.

При этом анализ отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Ростовской области в период летнего максимума нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца выявил возможность возникновения ограничений пропускной способности электрических сетей для обеспечения передачи необходимых объемов мощности.

Вешенский энергорайон.

Вешенский энергорайон включает в себя подстанции, отмеченные на рисунке 1. Наиболее важные: ПС 220 кВ Вешенская 2, ПС 220 кВ Сысоево, ПС 110 кВ Промзона, ПС 110 кВ Колодези, ПС 110 кВ Кутейниково.

Общая численность населения, проживающего в энергорайоне, составляет 258 тыс. человек.

Вешенский энергорайон характеризуется наличием промышленных и бытовых потребителей всех трех категорий надежности электроснабжения, в том числе социально значимых. Важно отметить, что отношение потребления мощности ПС 110 кВ Колодези и ПС 110 кВ Кутейниково (несимметричная тяговая нагрузка) к общему потреблению энергорайона в зимний период оценивается в 38,6 процента, а в период межсезонья - достигает 47,0 процента.

АТ-1 ПС 220 кВ Вешенская.

В период летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (+ 25 градусов С) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Серафимович - Калининская (ВЛ 110 кВ N 503) в схеме ремонта двухцепного участка ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово с отпайками на участке от ПС 220 кВ Погорелово до ответвления на ПС 110 кВ Тарасовская напряжение на шинах 110 кВ подстанций Вешенского энергорайона снижается ниже АДН. Параметры электроэнергетического режима невозможно указать по причине расходимости режима в ПК RastrWin3.

Для повышения напряжения выше АДН требуется ввод ГВО в объеме 14 МВт. После ввода ГВО в объеме 14 МВт напряжение на шинах подстанций 110 кВ Вешенского энергорайона составляют 84,8 кВ при МДН = 88,55 кВ, АДН = 84,7 кВ.

В режиме межсезонья при температуре +20 градусов С в рассматриваемой схемно-режимной ситуации с учетом выполнения схемно-режимных мероприятий, направленных на повышение напряжения выше АДН, возникает недопустимая перегрузка АТ-1 на ПС 220 кВ Вешенская-2: = 388 А при ДДТН + 20 градусов С = 313 А, АДТН + 20 градусов С = 375,6 А. Для снижения токовой нагрузки ниже АДТН требуется ввод ГВО в объеме 4 МВт.

При этом учтено выполнение следующих схемно-режимных мероприятий, направленных на повышение напряжения выше АДН:

Деление электрической сети при подготовке ремонтной схемы путем отключения на ПС 110 кВ Промзона ШСМВ-110 кВ, МВ 110 кВ Сысоево 1ц, отключения на ПС 110 кВ Кутейниково выключателя СВ 110. В результате деления электрической сети электроснабжение потребителей Вешенского энергорайона осуществляется по двум "островам":

"остров N 1": подстанции транзита 110 кВ Вешенская-2 - Тиховская - Ал. Лозовская - Колодезянская - Сысоево - Промзона - Кутейниково;

"остров N 2": подстанции транзита 110 кВ Вешенская-2 - Каргинская - В. Свечниковская - Кашарская - Маяк - Промзона - Колодези - Кутейниково.

Перевод 5 МВт нагрузки отпаечной ПС 110 кВ Тарасовская на электроснабжение от ПС 110 кВ Чеботовская.

Изменение на предпоследнее (14) положение РПН АТ-1 на ПС 220 кВ Вешенская-2.

В качестве мероприятий, направленных на недопущение вышеуказанных перегрузок, рекомендуется установка на ПС 220 кВ Вешенская-2 АОПО АТ-1 с действием на отключение нагрузки в объеме 4 МВт от САОН на ПС 220 кВ Вешенская 2, ПС 110 кВ Тиховская, ПС 110 кВ Ал. Лозовская, ПС 110 кВ В. Свечниковская, ПС 110 кВ Кашарская. После срабатывания АОПО АТ-1 ПС 220 кВ Вешенская-2 с действием на ОН параметры электроэнергетического режима в допустимой области. Токовая нагрузка АТ-1 на ПС 220 кВ Вешенская-2 составляет = 375,6 А при ДДТН + 20 градусов С = 313 А, АДТН + 20 градусов С =375,6 А.

ПС 110 кВ Промзона.

В период летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (+25 градусов С) при аварийном отключении БСК 110 и УШР 110 на ПС 110 кВ Колодези в схеме ремонта двухцепного участка ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово с отпайками на участке от ПС 220 кВ Погорелово до ответвления на ПС 110 кВ Тарасовская напряжение на шинах 110 кВ подстанций Вешенского энергорайона снижается ниже АДН. Параметры электроэнергетического режима невозможно указать по причине расходимости режима в ПК RastrWin3. Для повышения напряжения выше АДН требуется ввод ГВО в объеме 23 МВт. После ввода ГВО в объеме 23 МВт напряжение на шинах подстанций 110 кВ Вешенского энергорайона составляют 84,8 кВ при МДН = 88,55 кВ, АДН = 84,7 кВ.

В режиме межсезонья при температуре + 20 градусов С в рассматриваемой схемно-режимной ситуации с учетом выполнения схемно-режимных мероприятий, направленных на повышение напряжения выше АДН, снижается напряжение на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Тарасовская (1 секция 110 кВ) и ПС 110 кВ Старая Станица (1 секция 110 кВ) до 74,5 кВ, ПС 110 кВ ГОК (1 секция 110 кВ) до 74,7 кВ, ПС 110 кВ Колодези до 70,9 кВ. При этом АОСН на ПС 110 кВ ГОК не работает, так как напряжение на 2 секции 110 кВ ПС 110 кВ ГОК снижается до 98 кВ и не достигает уставки срабатывания. Также не работает АОСН на ПС 110 кВ Кашарская, ПС 110 кВ В. Свечниковская, ПС 110 кВ Каргинская напряжение на шинах 110 кВ подстанций не ниже 85 кВ и не достигает уставки срабатывания. Для повышения напряжения выше АДН требуется ввод ГВО на ПС 110 кВ Промзона в объеме 4 МВт.

При этом учтено выполнение следующих схемно-режимных мероприятий, направленных на повышение напряжения выше АДН:

деление электрической сети при подготовке ремонтной схемы путем отключения на ПС 110 кВ Промзона ШСМВ-110 кВ, МВ 110 кВ Сысоево 1ц, отключения на ПС 110 кВ Кутейниково выключателя СВ 110. В результате деления электрической сети электроснабжение потребителей Вешенского энергорайона осуществляется по двум "островам":

"остров N 1": подстанции транзита 110 кВ Вешенская-2 - Тиховская - Ал. Лозовская - Колодезянская - Сысоево - Промзона - Кутейниково;

"остров N 2": подстанции транзита 110 кВ Вешенская-2 - Каргинская - В. Свечниковская - Кашарская - Маяк - Промзона - Колодези - Кутейниково.

Перевод 5 МВт нагрузки отпаечной ПС 110 кВ Тарасовская на электроснабжение от ПС 110 кВ Чеботовская.

Изменение на предпоследнее (14) положение РПН АТ-1 на ПС 220 кВ Вешенская-2.

В качестве мероприятий, направленных на недопущение снижения напряжения ниже АДН, рекомендуется установка на ПС 110 кВ Промзона устройства АОСН с действием на отключение нагрузки ПС 110 кВ Промзона в объеме 4 МВт. После срабатывания АОСН на ПС 110 кВ Промзона напряжение на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Тарасовская (1 секция 110 кВ), ПС 110 кВ Старая Станица (1 секция 110 кВ), ПС 110 кВ ГОК (1 секция 110 кВ) и ПС 110 кВ Колодези: = 85,3 кВ при МДН = 88,55 кВ, АДН = 84,7 кВ.

ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками

В период летних максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца (+ 25 градусов С) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ В. Свечниковская - Кашарская с отпайкой на ПС Новоселовская (свыше 20 минут) после аварийного отключения ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово II цепь с отпайками в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Вешенская-2 - Тиховская возникает перегрузка ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками на 35 процентов выше АДТН: = 727 А при ДДТН + 25 градусов С = 450 А, АДТН + 25 градусов С = 540 А. Для снижения токовой нагрузки ниже АДТН требуется ввод ГВО в объеме 27 МВт.

Проведение ремонтов в период межсезонья также невозможно, поскольку в рассматриваемой схеме сохраняется перегрузка ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками выше АДТН: = 579 А при ДДТН + 20 градусов С = 473 А, АДТН + 20 градусов С = 567 А. Для снижения токовой нагрузки ниже АДТН требуется ввод ГВО в объеме 2 МВт.

Невозможно выполнить деление электрической сети за 20 минут для подготовки ремонтно-аварийной схемы после аварийного отключения ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово II цепь с отпайками в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Вешенская-2 - Тиховская к следующему нормативному отключению ВЛ 110 кВ В. Свечниковская - Кашарская с отпайкой на ПС Новоселовская в связи с тем, что на ПС 110 кВ Промзона требуются операции с коммутационными аппаратами для префиксации ВЛ 110 кВ Маяк - Промзона с СШ-110 кВ-1С на СШ 110 кВ-2С через ОМВ 110 кВ продолжительностью 30 - 40 минут.

В качестве мероприятий, направленных на недопущение вышеуказанных перегрузок, рекомендуется установка на ПС 220 кВ Погорелово устройства АОПО ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками с действием на отключение нагрузки на:

ПС 110 кВ Тарасовская,

ПС 110 кВ Старая Станица,

ПС 110 кВ ГОК,

ПС 110 кВ Миллерово,

ПС 110 кВ Промзона.

Для отключения нагрузки на перечисленных выше подстанциях необходимо создание канала связи для ПА. По результатам расчетов электроэнергетических режимов установлено, что для снижения токовой нагрузки ниже АДТН требуется отключение нагрузки в объеме 2 МВт. После срабатывания АОПО ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками с действием на ОН в период межсезонья токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками составит: = 567 А при ДДТН + 20 градусов С = 473 А, АДТН + 20 градусов С = 567 А.

5. Основные направления развития электроэнергетики Ростовской области

5.1. Прогноз потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Ростовской области на 5-летний период

В настоящей работе рассмотрен прогноз потребления электрической энергии и мощности в энергосистеме Ростовской области до 2024 года, сформированный на основании данных долгосрочного прогноза согласно проекту СиПР ЕЭС России 2020 - 2026 и представлен в таблице N 23.

Таблица N 23

Показатель	Единица измерения	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год
1	2	3	4	5	6	7
Максимум нагрузки	МВт	3108	3124	3144	3151	3164
Среднегодовые темпы прироста	процентов	4,29	0,51	0,64	0,22	0,41
Электропотребление	млн кВт·ч	19512	19559	19684	19779	19902
Среднегодовые темпы прироста	процентов	3,36	0,24	0,64	0,48	0,60

Динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии в энергосистеме Ростовской области на 2015 - 2019 годы (факт) и 2020 - 2024 годы (прогноз) представлена на рис. 10.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рис. 10.

Перечень основных крупных потребителей.

На территории энергосистемы Ростовской области находятся следующие крупные потребители:

ПАО "ТАГМЕТ". Завод основан в 1896 году. ПАО "ТАГМЕТ" выпускает практически все виды стальных труб. В настоящее время является одним из самых высокотехнологичных трубных заводов в мире. Максимальное потребление мощности составляет порядка 178 МВт.

ОАО "РЖД". Основным видом деятельности является железнодорожная транспортировка. Максимальное потребление мощности составляет порядка 160 МВт.

ОАО "Энергопром - Новочеркасский электродный завод". Крупнейшее предприятие электродной отрасли, специализируется на выпуске высококачественных графитированных электродов. Максимальное потребление мощности составляет порядка 103 МВт.

ООО "Ростовский электрометаллургический заводъ". Металлургический завод, выпускающий высококачественную продукцию по технологии непрерывной разливки стали и сортового проката. Проектная мощность завода составляет 730 тыс. тонн стали и 530 тыс. тонн сортового проката в год. Готовой продукцией является товарная квадратная стальная заготовка для переката и прокат сортовой в виде арматуры для железобетонных изделий и катаной проволоки. Завод расположен в г. Шахты Ростовской области на площади 28 гектаров. Максимальное потребление мощности составляет порядка 87 МВт.

ЗАО "Алкоа Металлург Рус". Занимается производством из алюминия и алюминиевых сплавов: поковки, штамповки, листов, профилей, лент в рулонах, плит и прочего. Максимальное потребление мощности составляет порядка 35 МВт.

ОАО "ПО Водоканал" г. Ростов-на-Дону. Основным видом деятельности является очистка воды, водоснабжение жителей г. Ростов-на-Дону. Максимальное потребление мощности составляет порядка 28 МВт.

ООО "ПК "НЭВЗ". Новочеркасский электровозостроительный завод - крупнейший российский производитель магистральных и промышленных электровозов. Максимальное потребление мощности составляет порядка 27 МВт.

ООО "Юг Руси - Золотая семечка". Является крупнейшим в России производителем и экспортером бутилированного растительного масла. Максимальное потребление мощности составляет порядка 19 МВт.

ОАО "Новошахтинский завод нефтепродуктов". Основным видом деятельности является переработка нефти и нефтепродуктов. Максимальное потребление мощности составляет порядка 12 МВт.

Филиал ЗАО "АЭМ-технологии" "Атоммаш" в г. Волгодонск. Основным видом деятельности является выпуск оборудования для атомных электростанций. Максимальное потребление мощности составляет 12 МВт.

Перечень основных перспективных потребителей.

В энергосистеме Ростовской области до 2024 года в рамках реализации технических условий на технологическое присоединение планируется ввод новых производственных мощностей следующих крупных потребителей:

ООО "Коммунальная энерго-сервисная компания". В рамках реализации технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.05.2012 с изменениями от 06.06.2013, от 20.12.2013, от 19.04.2016 и от 06.06.2017 планируется присоединение многоквартирных жилых домов для военнослужащих. Максимальная мощность энергопринимающих устройств составляет 100 МВт. Для ввода в работу вышеуказанных объектов к 2020 году выполняется сооружение ПС 220 кВ Генеральская с установкой двух автотрансформаторов 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА, сооружение двухцепной ЛЭП 220 кВ Ростовская - Генеральская и расширение РУ 220 кВ ПС 500 кВ Ростовская на две линейные ячейки для присоединения ЛЭП 220 кВ Ростовская - Генеральская;

ООО "Донские Биотехнологии". В рамках реализации технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 12.02.2013 с изменениями от 10.07.2013, от 02.02.2015, от 11.09.2015, от 04.02.2019 в 2020 году планируется присоединение производственного комплекса по глубокой переработке зерна, производства комбикормов, глютена и аминокислот. Максимальная мощность энергопринимающих устройств составляет 35 МВт. Для ввода в работу вышеуказанных объектов выполняется сооружение ПС 220/10 кВ Донбиотех с заходами ВЛ 220 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Волгодонск на ПС 220/10 кВ Донбиотех;

ООО "Тепличный комбинат "Донской". В рамках реализации технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС", согласованным филиалом АО "СО ЕЭС" ОДУ Юга 03.08.2016, в 2020 году планируется технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комбинат "Донской". Тепличный комбинат будет представлять собой 40 га тепличных площадей производительностью порядка 30 тыс. тонн овощей в год. Максимальная мощность энергопринимающих устройств составляет 30 МВт. Для ввода в работу вышеуказанных объектов выполняется строительство ПС 220 кВ Донская с установкой одного трансформатора 220/10 кВ мощностью 40 МВА и строительство заходов ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - НЭЗ II цепь на ПС 220 кВ Донская с образованием двух новых ЛЭП 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - Донская и НЭЗ - Донская.

Информация о крупных потребителях, по которым имеются технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям, приведена в таблице N 24.

Таблица N 24

Наименование потребителя	Заявленная мощность (мегаватт)	Год ввода
1	2	3
ООО "Коммунальная энерго-сервисная компания"	100,00	2020
ООО "Донские Биотехнологии"	35,00	2020
ООО "Тепличный комбинат "Донской"	30,00	2020
ООО "РусАгроМаркет-Ростов-на-Дону"	14,75	2020
	9,65
ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Зимовники тяговая)	15,00	2020
ООО "ПМТ"	20,00	2020
Министерство строительства, архитектуры и территориального развития Ростовской области	10,60	2020
ПАО "Роствертол" к ПС 110 кВ РСМ	12,00	2021
ПАО "Роствертол" к ПС 110 кВ БТ2	12,00	2022

Информация об изменениях:

Подраздел 5.2 изменен с 16 сентября 2020 г. - Распоряжение Губернатора Ростовской области от 14 сентября 2020 г. N 205

См. предыдущую редакцию

5.2. Перечень планируемых к строительству или реконструкции, выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Ростовской области мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период

В рамках рассмотрения развития энергосистемы Ростовской области до 2024 года рассмотрены мероприятия по изменению генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации согласно проекту Схемы и программы развития ЕЭС России на 2020 - 2026 годы (далее - проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы).

В таблице N 25 приведена информация о вводе в эксплуатацию генерирующих объектов энергосистемы Ростовской области согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы.

В таблице N 26 приведена информация по объемам вывода из эксплуатации генерирующих объектов энергосистемы Ростовской области согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы.

В таблице N 27 приведена информация о вводе в эксплуатацию генерирующих объектов энергосистемы Ростовской области, не учтенных в проекте СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы.

Таблица N 25

Информация о вводе в эксплуатацию генерирующих объектов энергосистемы Ростовской области согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы

N п/п	Наименование электростанции	Тип турбины	Наименование генерирующей компании	Тип изменения	Мощность (МВт)	Год изменения
1	3	2	4	5	6	7
1.	Азовская ВЭС (ВЭС Азов-5) (код ГТП GVIE0748)	ветровые агрегаты	ООО "Энел Рус Винд Азов"	ввод	90,09	2020
2.	Марченковская ВЭС*(1) (ВЭУ1-ВЭУ8) (код ГТП GVIE0569)	ветровые агрегаты	АО "ВетроОГК"	ввод	20,00	2020
3.	Марченковская ВЭС (ВЭУ9-ВЭУ16) (код ГТП GVIE0548)		АО "ВетроОГК"	ввод	20,00	2020
4.	Марченковская ВЭС (ВЭУ17-ВЭУ24) (код ГТП GVIE0559)		АО "ВетроОГК"	ввод	20,00	2020
5.	Марченковская ВЭС (ВЭУ25-ВЭУ32) (код ГТП GVIE0553)		АО "ВетроОГК"	ввод	20,00	2020
6.	Марченковская ВЭС (ВЭУ33-ВЭУ40) (код ГТП GVIE0561)		АО "ВетроОГК"	ввод	20,00	2020
7.	Марченковская ВЭС (ВЭУ41-ВЭУ48) (код ГТП GVIE0579)		АО "ВетроОГК"	ввод	20,00	2020
8.	Песчаная ВЭС*(2) (этап 1-й) (ВЭУ1-ВЭУ8)	ветровые агрегаты	АО "ВетроОГК-2"	ввод	20,00	2021
9.	Песчаная ВЭС (этап 2-й) (ВЭУ9-ВЭУ24)		АО "ВетроОГК-2"	ввод	40,00	2021
10.	Каменская ВЭС. (Каменско-Красносулинская ВЭС. Северная площадка. Первый этап строительства), (код ГТП GVIE0622)*(3)	ветровые агрегаты	ООО "Второй Ветропарк ФРВ"	ввод	50,00	2020
11.	Каменская ВЭС. (Каменско-Красносулинская ВЭС. Северная площадка. Второй этап строительства), (код ГТП GVIE0623)*(3)			ввод	50,00	2020
12.	Сулинская ВЭС. (Каменско-Красносулинская ВЭС. Южная площадка. Первый этап строительства) *(4), (код ГТП GVIE0624)*(3)	ветровые агрегаты	ООО "Второй Ветропарк ФРВ"	ввод	50,00	2020
13.	Сулинская ВЭС. (Каменско-Красносулинская ВЭС. Южная площадка. Второй этап строительства) *(4), (код ГТП GVIE0625)*(3)			ввод	50,00	2020
14.	Гуковская ВЭС. (ВЭС Гуково-1. Первый этап строительства), (код ГТП GVIE0995)*(4)	ветровые агрегаты	ООО "Третий Ветропарк ФРВ"	ввод	19,00	2020
15.	Гуковская ВЭС. (ВЭС Гуково-1. Второй этап строительства), (код ГТП GVIE0996)*(5)			ввод	19,00	2020
16.	Гуковская ВЭС. (ВЭС Гуково-1. Пятый этап строительства), (код ГТП GVIE0998)*(5)			ввод	22,80	2020
17.	Гуковская ВЭС. (ВЭС Гуково-1. Третий этап строительства), (код ГТП GVIE0999)*(5)			ввод	19,00	2020
18.	Гуковская ВЭС. (ВЭС Гуково-1. Четвертый этап строительства), (код ГТП GVIE1000)*(5)			ввод	19,00	2020
19.	Казачья ВЭС. Этап строительства 1.2, ВЭУ N 9, 10, 11, 12 (код ГТП GVIE0633)*(6)	ветровые агрегаты	ООО "Седьмой Ветропарк ФРВ"	ввод	18,00	2020
20.	Казачья ВЭС. Этап строительства 1.3, ВЭУ N 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 (код ГТП GVIE0640)*(6)	ветровые агрегаты		ввод	32,00	2020
21.	Казачья ВЭС. Второй этап строительства, ВЭУ N 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24 (код ГТП GVIE0635) *(6)	ветровые агрегаты		ввод	50,00	2021

*(1) Прежнее наименование - "Зимовниковская ВЭС".

*(2) Информация приведена в соответствии с письмом АО "НоваВинд" от 01.11.2019 N 716-81/2815.

*(3) Информация приведена в соответствии с письмом ООО "Ветропарки ФРВ" от 05.02.2020 N ВВ157-2020 и техническими условиями на технологическое присоединение от энергетических установок ООО "Второй Ветропарк ФРВ" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 14.03.2019:

Каменская ВЭС. (Каменско-Красносулинская ВЭС. Северная площадка. Первый этап строительства), (код ГТП GVIE0622), ввод мощности 49,4 МВт в 2020 году;

Каменская ВЭС. (Каменско-Красносулинская ВЭС. Северная площадка. Второй этап строительства), (код ГТП GVIE0623), ввод мощности 49,4 МВт в 2020 году;

Сулинская ВЭС. (Каменско-Красносулинская ВЭС. Южная площадка. Первый этап строительства), (код ГТП GVIE0624), ввод мощности 49,4 МВт в 2020 году;

Сулинская ВЭС. (Каменско-Красносулинская ВЭС. Южная площадка. Второй этап строительства), (код ГТП GVIE0625), ввод мощности 49,4 МВт в 2020 году.

*(4) По состоянию на 1 марта 2020 г. Сулинская ВЭС введена в эксплуатацию.

*(5) Информация приведена в соответствии с письмом ООО "Ветропарки ФРВ" от 05.02.2020 N ТВ36-2020 и техническими условиями на технологическое присоединение энергетических установок ООО "Третий Ветропарк ФРВ" к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 14.03.2019.

*(6) Информация приведена в соответствии с письмом ООО "Ветропарки ФРВ" от 05.02.2020 N СВ47-2020 и техническими условиями на технологическое присоединение энергетических установок ООО "Седьмой Ветропарк ФРВ" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 27.12.2019:

Казачья ВЭС. Этап строительства 1.2, ВЭУ N 9, 10, 11, 12 (код ГТП GVIE0633) ввод мощности 16,8 МВт в 2020 году;

Казачья ВЭС. Этап строительства 1.3, ВЭУ N 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 (код ГТП GVIE0640) ввод мощности 33,6 МВт в 2020 году;

Казачья ВЭС. Второй этап строительства, ВЭУ N 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24 (код ГТП GVIE0635), ввод мощности 50,4 МВт в 2021 году.

Таблица N 26

Информация об объемах вывода из эксплуатации генерирующих объектов энергосистемы Ростовской области согласно проекту СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы

N п/п	Наименование электростанции (станционный номер, тип турбины)	Наименование генерирующей компании	Вид топлива	Тип демонтажа	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	Основание
1	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1.	Волгодонская ТЭЦ-2: ТГ-1, ПТ-60-130	ООО "Волгодонская тепловая генерация"	газ	окончательный	-	60	-	-	-	проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы

Таблица N 27

Информация о вводе в эксплуатацию генерирующих объектов энергосистемы Ростовской области, не учтенных в проекте СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы

N п/п	Наименование электростанции	Тип турбины	Наименование генерирующей компании	Тип изменения	Мощность (мегаватт)	Год изменения
1	2	3	4	5	6	7
1.	Астаховская ВЭС*	ветровые агрегаты	АО "ВетроОГК"	ввод	120	2020

* Прежнее наименование - "ВЭС Погорелово". Информация приведена в соответствии с письмом АО "ВетроОГК" от 12.12.2019 N 347-70/1425.

5.3. Прогноз возможных объемов развития энергетики Ростовской области на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и местных видов топлива

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы, а также в соответствии с официальной информацией об итогах конкурсного отбора проектов возобновляемой энергетики на территории Ростовской области в период до 2024 года планируется ввод 7 ветропарков суммарной установленной мощностью 668,9 МВт. Информация приведена в таблице N 25 и на рис. 11. По ряду объектов возобновляемой энергетики осуществляется изменение площадок размещения том числе с изменением региона размещения ВИЭ. Информация, приведенная в данной работе, принята из проекта СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы и может быть скорректирована в дальнейшем при изменении исходного документа.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

рис.11.

Азовская ВЭС (ООО "Энел Рус Винд Азов") установленной мощностью 90,09 МВт. По результатам выполнения внестадийной работы по титулу "Схема выдачи мощности ветровой электростанции - Азовской ВЭС" определен перечень всех необходимых мероприятий, обеспечивающих выдачу мощности Азовской ВЭС, а именно, строительство ВЛ 110 кВ А-30 - Азовская ВЭС, выполнение реконструкции ПС 220 кВ А-30 ПС 220 кВ А-30 с установкой автотрансформатора АТ-1 220/110/10 кВ мощностью 63 МВА и с расширением ОРУ 110 кВ на одну линейную ячейку для присоединения ВЛ 110 кВ А-30 - Азовская ВЭС. Также выданы технические условия на технологическое присоединение энергетических установок ООО "Энел Рус Винд Азов" к сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 30 ноября 2017 г., с изменениями от 4 февраля 2019 г.

Марченковская ВЭС 120 МВт. Определен перечень мероприятий по присоединению к электрической сети: строительство ПС 110 кВ Полевая с двумя трансформаторами мощностью 63 и 100 МВА с присоединением ПС отпайкой 1 км от ВЛ 110 кВ Зимовники - Наримановская и отпайкой 1 км от ВЛ 110 кВ Зимовники - НС3. Согласованы технические условия на технологическое присоединение энергетических установок АО "ВетроОГК" к электрическим сетями ПАО "Россети Юг" от 6 марта 2020 г.

Гуковская ВЭС (ВЭС Гуково-1, ООО "Третий Ветропарк ФРВ"). Ввод электростанции ВЭС Гуковская-1 установленной мощностью 98,8 МВт разделен на 5 этапов. Определен перечень мероприятий по присоединению к электрической сети: строительство ПС 110/35 кВ Заря с двумя трансформаторами не менее 62,9 МВА каждый с присоединением ПС отпайкой 2 км, выполненной проводом АСТ-120 к ВЛ 110 кВ Г18-Г4. Выданы технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 20 марта 2019 г.

Каменская ВЭС (Каменско-Красносулинская ВЭС, ООО "Второй Ветропарк ФРВ"). Ввод Каменской ВЭС установленной мощностью 98,8 МВт в составе Каменско-Красносулинской ВЭС разделен на два этапа. Определен перечень мероприятий по присоединению к электрической сети: строительство РУ 110 кВ и 35 кВ Каменской ВЭС с двумя трансформаторами 62,9 МВА с присоединением ПС отпайкой 1,2 километра, выполненной проводом АС-240 к ВЛ 110 кВ ГПП1-Б4. Выданы технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 14 марта 2019 г.

Сулинская ВЭС (Каменско-Красносулинская ВЭС, ООО "Второй Ветропарк ФРВ"). Ввод Сулинской ВЭС установленной мощностью 98,8 МВт в составе Каменско-Красносулинской ВЭС разделен на два этапа. Определен перечень мероприятий по присоединению к электрической сети: строительство РУ 110 кВ и 35 кВ Сулинской ВЭС с двумя трансформаторами 62,9 МВА с присоединением ПС отпайкой 11,9 километра, выполненной проводом АС-240 к ВЛ 110 кВ Б3-Г14. Выданы технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 14 марта 2019 г. Ввод в эксплуатацию Сулинской ВЭС осуществлен 1 марта 2020 г.

Казачья ВЭС (ВЭУ N 1-24, ООО "Седьмой Ветропарк ФРВ"). Ввод электростанции Казачья ВЭС установленной мощностью 100,8 МВт разделен на 2 этапа. Определен перечень мероприятий по присоединению к электрической сети: строительство РУ 110 кВ и 35 кВ Казачьей ВЭС с двумя трансформаторами с присоединением ПС отпайкой к ВЛ 110 кВ ГПП1-Волченская ПТФ. Выданы технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 27 декабря 2019 г.

Песчаная ВЭС 60 МВт. Ввод Песчаной ВЭС разделен на два этапа. Определен перечень мероприятий по присоединению к электрической сети: строительство ПС 110 кВ ВЭС с двумя трансформаторами 110/35 кВ мощностью 40 МВт каждый с присоединением ПС отпайкой 0,2 километра АС-120 от ВЛ 110 кВ Песчанокопская - Развиленская.

5.4. Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности энергосистемы Ростовской области на 5-летний период

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности энергосистемы Ростовской области на период до 2024 года, учитывающие перспективный прогноз потребления электроэнергии (мощности) энергосистемы Ростовской области до 2024 года.

Перспективный прогноз потребления электроэнергии и мощности принят на основании долгосрочного прогноза потребления электроэнергии и мощности согласно проекту Схемы и программы развития ЕЭС России на 2020 - 2026 годы.

Также при составлении баланса электроэнергии и мощности учитывается изменение установленной мощности генерирующего оборудования на территории энергосистемы Ростовской области в соответствии с мероприятиями по демонтажу, вводу, модернизации и перемаркировке генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации согласно проекту Схемы и программы развития ЕЭС России на 2020 - 2026 годы.

Перспективный баланс электроэнергии приведен в таблице N 28 и на рис. 12.

Перспективный баланс мощности приведен в таблице N 29 и на рис. 13.

Таблица N 28

Наименование показателя	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год
1	2	3	4	5	6
Электропотребление (млн кВт·ч)	19512	19559	19684	19779	19902
Покрытие (производство электрической энергии) (млн кВт·ч), в том числе:	41519	40097	39963	40092	40281
АЭС	30900	28212	28212	28212	28212
ГЭС	0633	0611	0611	0611	0611
ТЭС	9737	10138	9802	9931	10120
ВИЭ	249	1136	1338	1338	1338
Дефицит (-) / избыток (+)	-22007	-20538	-20279	-20313	-20379

Таблица N 29

Мощность	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год
1	2	3	4	5	6
Установленная мощность, МВт	7804,8	7854,8	7854,8	7854,8	7854,8
АЭС	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3
ГЭС	211,5	211,5	211,5	211,5	211,5
ТЭС	3004,2	2944,2	2944,2	2944,2	2944,2
ВИЭ	558,9	668,9	668,9	668,9	668,9
Ограничения мощности, МВт	615,3	725,3	725,3	725,3	725,3
АЭС	-	-	-	-	-
ГЭС	20,9	20,9	20,9	20,9	20,9
ТЭС	35,5	35,5	35,5	35,5	35,5
ВИЭ	558,9	668,9	668,9	668,9	668,9
Располагаемая мощность, МВт	7189,5	7129,5	7129,5	7129,5	7129,5
АЭС	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3	4030,3
ГЭС	190,6	190,6	190,6	190,6	190,6
ТЭС	2968,7	2908,7	2908,7	2908,7	2908,7
ВИЭ	-	-	-	-	-
Максимум потребления, МВт	3108,0	3124,0	3144,0	3151,0	3164,0
Дефицит (-) / избыток (+)	4081,5	4005,5	3985,5	3978,5	3965,5

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рис. 12.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рис. 13.

Перспективный баланс электроэнергии и мощности энергосистемы Ростовской области на период до 2024 года характеризуется как избыточный.

Рост потребления в энергосистеме Ростовской области прогнозируется на протяжении всего рассматриваемого периода. Однако энергосистема Ростовской области остается на протяжении всего периода с 2020 по 2024 год избыточной как по электроэнергии, так и по мощности. Избыток генерации обеспечивает резерв мощности, а также выдается в смежные энергосистемы.

С точки зрения балансовой ситуации сооружение дополнительных источников генерации, помимо предусмотренных схемой и программой развития, не требуется на протяжении всего рассматриваемого периода.

5.5. Прогноз выработки тепловой энергии на территории Ростовской области на 2020 - 2024 годы

Прогноз выработки тепловой энергии на ТЭЦ и котельных приведен в таблице N 30.

Таблица N 30

N п/п	Наименование (тыс. Гкал)	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год
1	2	3	4	5	6	7
ТЭЦ
1.	Волгодонская ТЭЦ-2 (ООО "Волгодонская тепловая генерация")	980,780	931,156	931,156	931,156	931,156
2.	Ростовская ТЭЦ-2, РК-3 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	1927,213	1964,857	1934,671	2049,150	2091,300
3.	ТЭЦ завода "Ростсельмаш" (ООО "Ростсельмашэнерго")	157,000	157,000	157,000	157,000	157,000
4.	Шахтинская ГТЭС (ООО "Группа Мегаполис")	154,209	154,209	154,209	154,209	154,209
Котельные
5.	Центральная котельная, Котельная N 4 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	1196,903	1196,200	1238,750	1319,284	1334,831
6.	Котельные (ООО "Группа Мегаполис")	4,679	4,679	4,679	4,679	4,679

5.6. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Ростовской области на 2020 - 2024 годы

В соответствии с Федеральным законом Российской Федерации от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении" в муниципальных образованиях разработаны 74 схемы теплоснабжения (таблица N 31).

Таблица N 31

N п/п	Наименование муниципального образования	Реквизиты приказа/распоряжения, которым утверждена схема теплоснабжения	Срок реализации
1	2	3	4
1.	г. Ростов-на-Дону	приказ Минэнерго России от 26.10.2016 N 1109 "Об утверждении актуализированной схемы теплоснабжения города Ростова-на-Дону до 2031 года"	с 2016 по 2031 год
2.	г. Азов	постановление администрации города Азова от 11.09.2014 N 1813 "Об утверждении актуализации схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Азов" до 2028 года; постановление администрации города Азова от 13.04.2017 N 809 "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Азов"; постановление администрации города Азова от 25.07.2017 N 1654 "О внесении изменений в проставление администрации города Азова от 13.04.2017 N 809"	с 2017 по 2028 год
3.	г. Батайск	постановление администрации города Батайска от 08.02.2016 N 220 "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Батайск" Ростовской области на период с 2015 по 2029 год"; постановление администрации города Батайска от 16.08.2017 N 1360 "Об утверждении схемы теплоснабжения города Батайска"	с 2015 по 2029 год
4.	г. Волгодонск	постановление администрации города Волгодонска от 19.11.2014 N 4055 "Об утверждении схемы теплоснабжения города Волгодонска на период 2015 - 2029 годов"; постановление администрации города Волгодонска от 06.03.2015 N 1028 "О внесении изменений в приложение к постановлению Администрации города Волгодонска от 19.11.2014 N 4055 "Об утверждении схемы теплоснабжения города Волгодонска на период 2015 - 2029 годов"; постановление администрации города Волгодонска от 08.07.2016 N 1781 "Об утверждении схемы теплоснабжения города Волгодонска на период 2015 - 2029 годов (актуализация 2016 год)"	с 2015 по 2029 год
5.	г. Гуково	постановление администрации города Гуково от 21.11.2013 N 1936 "Об утверждении схем теплоснабжения МО "Город Гуково"; постановление администрации города Гуково от 25.04.2016 N 491 "Об утверждении схем теплоснабжения МО "Город Гуково"; постановление Администрации города Гуково от 02.08.2016 г. N 994 "Об утверждении схемы теплоснабжения МО "Гуково"	с 2016 по 2025 год
6.	г. Донецк	постановление администрации города Донецка от 20.09.2016 N 1077 "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Донецк"	с 2016 по 2031 год
7.	г. Зверево	постановление администрации города Зверево от 25.03.2016 N 254 "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Зверево"	с 2016 по 2039 год
8.	г. Каменск-Шахтинский	постановление администрации города Каменск-Шахтинский от 02.10.2019 N 1009 об утверждении схемы "Актуализация схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Каменск-Шахтинский" Ростовской области на 2020 - 2024 гг."	с 2019 по 2024 год
9.	г. Новочеркасск	постановление администрации города Новочеркасска от 13.04.2016 N 649 "Об утверждении актуализированной схемы теплоснабжения города Новочеркасска на период до 2028 года"	с 2016 по 2028 год
10.	г. Новошахтинск	постановление администрации города от 19.03.2014 N 310 "Об утверждении схемы теплоснабжения города Новошахтинска"; постановление администрации города Новошахтинска от 21.04.2016 N 322 "Об утверждении проекта актуализации "Схемы теплоснабжения города Новошахтинска Ростовской области на период до 2031 года (актуализация на 2017 год)"; постановлением администрации города от 12.05.2017 N 412 утвержден проект актуализации "Схемы теплоснабжения города Новошахтинска Ростовской области на период 2017 - 2032 гг. (актуализация на 2018 год)"	с 2017 по 2032 год
11.	г. Таганрог	постановление администрации города Таганрога от 21.01.2014 N 129 "Об актуализации "Схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Таганрог" на 2012 - 2026 годы", утвержденной постановлением администрации города Таганрога от 26.12.2011 N 4921"; постановление администрации г. Таганрога от 06.12.2017 N 2158 "О внесении изменений в постановление администрации г. Таганрога от 15.06.2017 N 864. Постановление администрации г. Таганрога от 15.06.2017 N 864 "Об утверждении "Схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Таганрог" на период до 2029 года"	с 2017 по 2029 год
12.	г. Шахты	постановление администрации г. Шахты от 11.11.2014 N 7067 "Об утверждении "Схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Шахты" на период до 2028 года"; постановление администрации г. Шахты от 14.04.2017 N 2028 "Об актуализации на 2018 год Схемы теплоснабжения муниципального образования "Город Шахты" на период до 2028 года, в части актуализации глав 4, 5, 6, 7, 8, 10"	с 2014 по 2029 год
13.	Азовский район	постановление администрации Кулешовского сельского поселения от 19.08.2014 N 120 "Об утверждении схемы теплоснабжения Кулешовского сельского поселения Азовского района Ростовской области на период с 2014 до 2028 года"; постановление администрации Кулешовского сельского поселения от 10.04.2017 N 47 "Об актуализации схемы теплоснабжения Кулешовского сельского поселения Азовского района Ростовской области на период с 2014 до 2028 года"	с 2015 по 2028 год
14.	Аксайский район	постановление администрации Аксайского городского поселения от 19.03.2015 N 218 "Об утверждении схемы Аксайского городского поселения"; постановление администрации Аксайского городского поселения от 31.03.2017 N 272 "Об утверждении схемы теплоснабжения Аксайского городского поселения Аксайского района Ростовской области до 2030 года"	с 2015 по 2030 год
15.		постановление администрации Большелогского сельского поселения от 29.12.2016 N 471 "Об утверждении схемы теплоснабжения Большелогского сельского поселения Аксайского района Ростовской области до 2030 года. Актуализация на 2017 год"; постановление администрации Большелогского сельского поселения от 20.10.2017 N 522 "Об утверждении схемы теплоснабжения Большелогского сельского поселения"	с 2017 по 2030 год
16.		распоряжение администрации Рассветовского сельского поселения от 23.10.2014 N 123 "Об утверждении схемы теплоснабжения п. Рассвет Аксайского района Ростовской области до 2028 года"	с 2014 по 2028 год
17.		постановление администрации Истоминского сельского поселения от 31.12.2014 N 321 "Об утверждении схемы теплоснабжения Истоминского сельского поселения"	с 2014 по 2029 год
18.	Белокалитвинский район	постановление администрации Белокалитвинского городского поселения от 28.11.2013 N 251 "Об утверждении схемы теплоснабжения Белокалитвинского городского поселения"; постановление администрации Белокалитвинского городского поселения от 31.03.2016 N 114 "О внесении изменений в постановление администрации Белокалитвинского городского поселения от 28 ноября 2013 N 251"; постановление администрации Белокалитвинского городского поселения от 01.03.2017 N 83 "Об утверждении схемы теплоснабжения Белокалитвинского городского поселения"; постановление администрации Белокалитвинского городского поселения от 26.02.2019 N 83 "О внесении изменений в постановление администрации Белокалитвинского городского поселения от 28 ноября 2013 N 251"	с 2013 по 2028 год
19.		постановление администрации Богураевского сельского поселения от 14.11.2014 N 117 "Об утверждении схемы теплоснабжения Богураевского сельского поселения"; постановление администрации Богураевского сельского поселения от 28.09.2015 N 99 "Об утверждении схемы теплоснабжения Богураевского сельского поселения"; постановление администрации Богураевского сельского поселения от 01.03.2017 N 38 "Об утверждении схемы теплоснабжения Богураевского сельского поселения"	с 2014 по 2029 год
20.		постановление администрации Горняцкого сельского поселения от 25.11.2013 N 237 "Об утверждении схемы теплоснабжения Горняцкого сельского поселения"; постановление администрации Горняцкого сельского поселения от 09.06.2014 N 94 "Об утверждении схемы теплоснабжения Горняцкого сельского поселения"; постановление администрации Горняцкого сельского поселения от 31.10.2014 N 200 "О внесении изменений в постановление администрации Горняцкого сельского поселения от 09.06.2014 N 94"; постановление администрации Горняцкого сельского поселения от 25.03.2016 N 112 "О внесении изменений в постановление администрации Горняцкого сельского поселения от 09.06.2014 N 94"; постановление администрации Горняцкого сельского поселения от 12.04.2017 N 60 "О внесении изменений в постановление администрации Горняцкого сельского поселения от 09.06.2014 N 94"	с 2014 по 2030 год
21.		постановление администрации Грушево-Дубовского сельского поселения от 01.12.2014 N 65 "Об утверждении "Схемы теплоснабжения Грушево-Дубовского сельского поселения Белокалитвинского района Ростовской области"; постановление администрации Грушево-Дубовского сельского поселения от 04.03.2016 N 23 "Об утверждении схемы теплоснабжения Грушево-Дубовского сельского поселения"	с 2014 по 2020 год
22.		постановление администрации Коксовского сельского поселения от 13.10.2014 N 134 "Об утверждении схемы теплоснабжения Коксовского сельского поселения"; постановление администрации Коксовского сельского поселения от 29.02.2016 N 27 "О внесении изменения в схему теплоснабжения МО "Коксовское сельское поселение"	с 2014 по 2029 год
23.		решение Собрания Депутатов муниципального образования "Литвиновское сельское поселение" от 17.11.2014 N 62 "Об утверждении схемы теплоснабжения Литвиновского сельского поселения"	с 2014 по 2029 год
24.		постановление администрации Нижнепоповского сельского поселения от 10.11.2014 N 84 "Об утверждении схемы теплоснабжения Нижнепоповского сельского поселения"; постановление администрации Нижнепоповского сельского поселения от 03.03.2017 N 48 "О внесении изменений в постановление администрации Нижнепоповского сельского поселения от 10.11.2014 N 84 "Об утверждении схемы теплоснабжения Нижнепоповского сельского поселения"	с 2014 по 2029 год
25.		постановление администрации Синегорского сельского поселения от 23.05.2014 N 75 "Об утверждении схемы теплоснабжения Синегорского сельского поселения"; постановление администрации Синегорского сельского поселения от 27.11.2014 N 211 "О внесении изменений в постановление администрации Синегорского сельского поселения от 23 мая 2014 N 75"; постановление администрации Синегорского сельского поселения от 20.11.2015 N 246 "О внесении изменений в постановление администрации Синегорского сельского поселения от 23 мая 2014 N 75"; постановление администрации Синегорского сельского поселения от 31.05.2016 N 118 "О внесении изменений в постановление администрации Синегорского сельского поселения от 23 мая 2014 N 75"	с 2014 по 2029 год
26.		постановление администрации Шолоховского городского поселения от 20.05.2014 N 95 "Об утверждении схемы теплоснабжения Шолоховского городского поселения"; постановление администрации Шолоховского городского поселения от 23.10.2014 N 186 "О внесении изменений в постановление от 20.05.2014 N 95 "Об утверждении схемы теплоснабжения Шолоховского городского поселения"; постановление администрации Шолоховского городского поселения от 15.03.2016 N 64 "О внесении изменений в постановление от 20.05.2014 N 95 "Об утверждении схемы теплоснабжения Шолоховского городского поселения"; постановление администрации Шолоховского городского поселения от 25.03.2019 N 58 "О внесении изменений в постановление от 20.05.2014 N 95 "Об утверждении схемы теплоснабжения Шолоховского городского поселения"	с 2016 по 2020 год
27.	Заветинский район	постановление администрации Заветинского сельского поселения от 24.03.2017 N 39 "Об утверждении Схемы теплоснабжения МО "Заветинское сельское поселение" на период до 2031 года"	с 2016 по 2031 год
28.	Зерноградский район	постановление администрации Зерноградского городского поселения от 16.11.2011 N 1034 "Об утверждении схемы теплоснабжения Зерноградского городского поселения"; постановление администрации Зерноградского городского поселения от 18.10.2016 N 1136 "Об актуализации схемы теплоснабжения Зерноградского городского поселения"	с 2016 по 2031 год
29.		постановление администрации Манычского сельского поселения от 04.09.2012 N 96 "Об утверждении схемы теплоснабжения Манычского сельского поселения"	с 2012 по 2027 год
30.	Каменский район	постановление администрации Астаховского сельского поселения от 08.04.2013 N 20 "Об утверждении схемы теплоснабжения Астаховского сельского поселения"; постановление от 29 декабря 2017 N 90 "О внесении изменений в постановление администрации Астаховского сельского поселения от 08 апреля 2013 N 20 "Об утверждении схемы теплоснабжения Астаховского сельского поселения"	с 2013 по 2028 год
31.		постановление Богдановского сельского поселения от 20.11.2013 N 101 "Об утверждении схемы теплоснабжения Богдановского сельского поселения"	с 2013 по 2028 год
32.		постановление Глубокинского городского поселения от 31.12.2013 N 256 "Об утверждении схем водоснабжения, водоотведения и теплоснабжения Глубокинского городского поселения"	с 2013 по 2028 год
33.		постановление администрации Старостаничного сельского поселения 17.02.2016 N 18/1 "Об утверждении схемы теплоснабжения Старостаничного сельского поселения"	с 2016 по 2031 год
34.	Красносулинский район	постановление администрации Красносулинского городского поселения от 21.02.2013 N 89 "Об утверждении "Схемы теплоснабжения муниципального образования "Красносулинское городское поселение"	с 2013 по 2029 год
35.		постановление от 19.09.2015 N 98/1 "Об утверждении схемы теплоснабжения Ковалевского сельского поселения"	2014 - 2018 годы и на период до 2029 года
36.		постановление от 15.07.2015 N 101/1 "Об утверждении схемы теплоснабжения Комиссаровского сельского поселения"	2015 - 2019 годы и на период до 2030 года
37.		постановление от 29.06.2012 N 38 "Об утверждении схемы теплоснабжения Углеродовского сельского поселения"	с 2012 по 2027 год
38.		постановление от 11.03.2015 N 41 "Об утверждении схемы теплоснабжения Михайловского сельского поселения"	с 2015 по 2029 год
39.	Матвеево-Курганский район	постановление администрации Алексеевского сельского поселения от 07.06.2015 N 159 "Об утверждении схем теплоснабжения Алексеевского сельского поселения"	с 2015 по 2030 год
40.		постановление администрации Анастасиевского сельского поселения от 24.11.2015 N 210 "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального образования "Анастасиевское сельское поселение" на период до 2030 года	с 2015 по 2030 год
41.		постановление администрации Большекирсановского сельского поселения от 26.06.2015 N 55 "Об утверждении схемы теплоснабжения Большекирсановского сельского поселения Матвеево-Курганского района Ростовской области"	с 2015 по 2030 год
42.		постановление администрации Екатериновского сельского поселения от 02.12.2016 N 261 "Об утверждении схемы теплоснабжения Екатериновского сельского поселения Матвеево-Курганского района Ростовской области до 2030 года"	с 2016 по 2030 год
43.		постановление администрации Малокирсановского сельского поселения от 15.12.2015 N 342 "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального образования "Малокирсановское сельское поселение" на период до 2030 года"	с 2015 по 2030 год
44.		постановление администрации Матвеево-Курганского сельского поселения от 11.06.2015 N 185 "Об утверждении схемы теплоснабжения Матвеево-Курганского сельского поселения"	с 2015 по 2030 год
45.		постановление администрации Новониколаевского сельского поселения от 14.12.2015 N 233 "Об утверждении схемы теплоснабжения на территории Новониколаевского сельского поселения до 2030 года"	с 2015 по 2030 год
46.		постановление администрации Ряженского сельского поселения от 15.12.2015 N 306 "Об утверждении схем теплоснабжения Ряженского сельского поселения"	с 2015 по 2030 год
47.	Миллеровский район	постановление администрации Миллеровского городского поселения от 12.09.2013 N 258-А "Об утверждении схемы теплоснабжения Миллеровского городского поселения"	с 2013 по 2028 год
48.	Морозовский район	постановление Морозовского городского поселения от 31.07.2012 N 312 "Об утверждении схемы теплоснабжения Морозовского городского поселения". Постановление Морозовского городского поселения от 17.12.2014 г. N 330 "О внесении изменений в постановление администрации Морозовского городского поселения от 31.07.2012 N 312"	с 2012 по 2022 год
49.	Обливский район	постановление администрации Обливского сельского поселения N 272 от 15.08.2014 "Об утверждении схемы теплоснабжения Обливского сельского поселения"	с 2014 по 2029 год
50.	Октябрьский район	постановление администрации Кривянского сельского поселения от 22.08.2013 N 173 "Об утверждении схемы теплоснабжения Кривянского сельского поселения"	с 2013 по 2028 год
51.		постановление администрации Персиановского сельского поселения от 03.12.2013 N 263 "Об утверждении схемы теплоснабжения Персиановского сельского поселения"	с 2013 по 2027 год
52.		постановление администрации Каменоломненского городского поселения от 03.12.2013 N 443 "Об утверждении схем теплоснабжения, водоснабжения и водоотведения Каменоломненского городского поселения"	с 2013 по 2027 год
53.	Песчанокопский район	постановление администрации Развильненского сельского поселения от 29.06.2017 N 74 "Об утверждении схемы теплоснабжения Развильненского сельского поселения"	с 2017 по 2032 год
54.	Пролетарский район	постановление администрации Пролетарского городского поселения от 18.03.2013 N 69 "Об утверждении схемы теплоснабжения Пролетарского городского поселения Пролетарского района Ростовской области"	с 2013 по 2028 год
55.	Родионово-Несветайский район	постановление администрации Родионово-Несветайского сельского поселения от 29.10.2014 N 282/1 "Об утверждении схемы теплоснабжения Родионово-Несветайского сельского поселения". Решение собрания депутатов Родионово-Несветайского района от 10.04.2017 N 134 "Об утверждении схемы теплоснабжения Родионово-Несветайского сельского поселения"	с 2014 по 2029 год
56.		постановление администрации Барило-Крепинского сельского поселения от 05.12.2014 N 143 "Об утверждении схемы теплоснабжения Барило-Крепинского сельского поселения"; решение собрания депутатов Родионово-Несветайского района от 10.04.2017 N 129 "Об утверждении схемы теплоснабжения Барило-Крепинского сельского поселения"	с 2014 по 2030 год
57.		постановление администрации Болдыревского сельского поселения от 30.06.2014 N 95 "Об утверждении схемы теплоснабжения и топливно-энергетического баланса Болдыревского сельского поселения"; решение собрания депутатов Родионово-Несветайского района от 10.04.2017 N 130 "Об утверждении схемы теплоснабжения Болдыревского сельского поселения"	с 2014 по 2032 год
58.		постановление администрации Большекрепинского сельского поселения от 11.06.2014 N 74 "Об утверждении схемы теплоснабжения и топливно-энергетического баланса муниципального образования "Большекрепинское сельское поселение" Родионово-Несветайского района Ростовской области"; решение собрания депутатов Родионово-Несветайского района от 10.04.2017 N 131 "Об утверждении схемы теплоснабжения Большекрепинского сельского поселения"	с 2014 по 2029 год
59.		решение собрания депутатов Кутейниковского сельского поселения от 27.03.2015 N 82 "Об утверждении схемы теплоснабжения Кутейниковского сельского поселения"; решение собрания депутатов Родионово-Несветайского района от 10.04.2017 N 133 "Об утверждении схемы теплоснабжения Кутейниковского сельского поселения до 2030 года"	с 2015 по 2030 год
60.	Сальский район	постановление администрации Сальского района от 21.10.2013 N 1074 "Об утверждении схемы теплоснабжения Сальского городского поселения"; постановление администрации Сальского городского поселения от 31.03.2016 N 185 "Об актуализации схемы теплоснабжения муниципального образования "Сальское городское поселение" Сальского района Ростовской области"; постановление администрации Сальского городского поселения от 14.04.2017 N 272 "Об актуализации схемы теплоснабжения муниципального образования "Сальское городского поселение" Сальского района Ростовской области"	с 2016 по 2028 год
61.		решение Собрания депутатов Буденновского сельского поселения от 30.06.2015 N 111 "Об утверждении схемы теплоснабжения Буденновского сельского поселения Сальского района"; решение Собрания депутатов Буденновского сельского поселения от 25.08.2016 N 193 "Об утверждении схемы теплоснабжения Буденновского сельского поселения Сальского района на 2016 - 2030 годы"	с 2016 по 2030 год
62.		решение собрания депутатов Гигантовского сельского поселения Сальского района от 30.03.2016 N 181 "Об утверждении схемы теплоснабжения Гигантовского сельского поселения"	с 2016 по 2030 год
63.		решение собрания депутатов Новоегорлыкского сельского поселения от 30.08.2016 N 174 "Об утверждении схемы теплоснабжения Новоегорлыкского сельского поселения Сальского района"	с 2016 по 2031 год
64.		решение собрания депутатов Сандатовского сельского поселения от 25.08.2016 N 192 "Об утверждении схемы теплоснабжения Сандатовского сельского поселения Сальского района"	с 2016 по 2031 год
65.	Семикаракорский район	постановление от 14.07.2014 N 248 "Об утверждении схемы теплоснабжения"	с 2014 по 2028 год
66.	Тацинский район	постановление администрации Углегорского сельского поселения Тацинского района от 20.11.2015 N 115 "Об утверждении схемы теплоснабжения Углегорского сельского поселения"	с 2015 по 2030 год
67.	Усть-Донецкий район	постановление администрации Усть-Донецкого района от 28.10.2013 N 1143 "Об утверждении схемы теплоснабжения Усть-Донецкого района"	с 2013 по 2028 год
68.	Целинский район	постановление администрации Целинского сельского поселения от 09.06.2012 N 117 "Об утверждении схем теплоснабжения Целинского сельского поселения на 2012 год"	с 2012 по 2030 год
69.		постановление администрации Среднеегорлыкского сельского поселения от 28.04.2015 N 71 "Об утверждении Схемы теплоснабжения Среднеегорлыкского сельского поселения Целинского района Ростовской области"	с 2015 по 2030 год
70.	Цимлянский район	постановление администрации Цимлянского городского поселения от 04.02.2015 N 24 "Об утверждении схемы теплоснабжения Цимлянского городского поселения на 2014 - 2029 годы"	с 2014 по 2029 год
71.		постановление администрации Краснояровского сельского поселения Цимлянского района от 28.11.2014 N 78 "Об утверждении схемы теплоснабжения на территории Красноярского сельского поселения"	с 2014 по 2029 год
72.		постановление администрации Саркеловского сельского поселения от 21.12.2015 N 163 "Об утверждении схем теплоснабжения и определении гарантирующей организации в сфере централизованного теплоснабжения на территории Саркеловского сельского поселения"	с 2015 по 2030 год
73.	Чертковский район	постановление администрации Сохрановского сельского поселения от 27.07.2016 N 117/1 "Об утверждении схемы теплоснабжения Сохрановского сельского поселения"	с 2016 по 2031 год
74.	Шолоховский район	постановление администрации Вешенского сельского поселения Шолоховского района 28.01.2013 N 28 "Об утверждении схемы теплоснабжения Вешенского сельского поселения Шолоховского района Ростовский области"; постановление администрации Вешенского сельского поселения Шолоховского района 29.12.2014 N 359 "Об утверждении схемы теплоснабжения Вешенского сельского поселения Шолоховского района Ростовский области"	с 2014 по 2029 год

5.7. Мероприятия по использованию газопоршневых ТЭЦ с когенерацией и других источников энергии, мероприятия по энергоэффективности и энергосбережению на территории Ростовской области

Предложения по переводу действующих котельных на режим работы с когенерацией, в том числе с использованием газопоршневых энергоустановок отсутствуют.

5.8. Потребность электростанций генерирующих компаний в топливе

В таблице N 32 приведены данные о перспективном потреблении топлива генерирующими компаниями, действующими на территории Ростовской области.

Таблица N 32

Наименование	Топливо	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год
1	2	3	4	5	6	7
Электростанции
Волгодонская ТЭЦ-2 (ООО "Волгодонская тепловая генерация")	газ (млн куб. м)	409,4	377,6	377,6	377,6	377,6
	газ (тыс. т у.т.)	476,8	439,6	439,6	439,6	439,6
Ростовская ТЭЦ-2, РК-3 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	газ (млн куб. м)	401,9	407,2	403,0	418,1	423,5
	газ (тыс. т у.т.)	468,0	474,3	469,4	486,9	493,3
Шахтинская ГТЭС (ООО "Группа Мегаполис")	газ (млн куб. м)	112,8	112,8	112,8	112,8	112,8
	газ (тыс. т у.т.)	127,3	127,3	127,3	127,3	127,3
Котельные
Центральная котельная, Котельная N 4 (ООО "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго")	газ (млн куб. м)	169,0	169,0	174,8	186,5	188,6
	газ (тыс. т у.т.)	196,6	196,6	203,3	216,9	219,3
Котельные (ООО "Группа Мегаполис")	газ (млн куб. м)	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5
	газ (тыс. т у.т.)	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6

5.9. Перечень реализуемых и перспективных проектов развития территориальных распределительных сетей

Мероприятия по развитию электрических сетей 110 кВ и выше на территории Ростовской области сформированы на основании:

проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2020 - 2026 годы;

утвержденных технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств;

результатов расчетов электроэнергетических режимов;

предложений филиала АО "СО ЕЭС" Ростовское РДУ.

Мероприятия по развитию электрических сетей 110 кВ и выше на территории Ростовской области приведены в таблице N 33.

Таблица N 33

N п/п	Электросетевой объект	Параметры объекта		Год ввода	Основание для мероприятия
		км	МВА
1	2	3	4	5	6
1.	Реконструкция ПС 220 кВ А 30 с установкой автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 63 МВА и увеличением автотрансформаторной мощности на 63 МВА до 126 МВА (1х63 МВА)	-	1 х 63	2020	обеспечение технологического присоединения ООО "Энел Рус Винд Азов", выдача мощности Азовской ВЭС (90,09 МВт). Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Энел Рус Винд Азов" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 30.11.2017, с изменениями от 04.02.2019
	Расширение ПС 220 кВ А-30 на одну ячейку 220 кВ	-	-
	Расширение ПС 220 кВ А-30 на одну ячейку 110 кВ	-	-
2.	Реконструкция ПС 220 кВ А-30 с расширением ОРУ 110 кВ на одну линейную ячейку для присоединения ВЛ 110 кВ А-30 - Азовская ВЭС	-	-	2020
	Строительство ВЛ 110 кВ А-30 - Азовская ВЭС	110 кВ / 48,143 км	-
3.	Реконструкция ПС 220 кВ Погорелово с заменой автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА без увеличения трансформаторной мощности	-	-	2020	реновация основных фондов ПАО "ФСК ЕЭС". Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы
4.	Реконструкция ПС 220 кВ Б-10 с заменой автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 120 МВА на автотрансформатор 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА и увеличением трансформаторной мощности на 5 МВА до 313 МВА	-	1 х 125	2024	реновация основных фондов ПАО "ФСК ЕЭС". Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы
5.	Строительство ВЛ 220 кВ Ростовская - Генеральская I и II цепь ориентировочной протяженностью 32 км (2х16 км)	2 х 16	-	2020	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Коммунальная энерго-сервисная компания". Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Коммунальная энерго-сервисная компания" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.05.2012 с изменениями от 06.06.2013, от 20.12.2013, от 19.04.2016 и от 06.06.2017
	Строительство ПС 220 кВ Генеральская трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА)	-	2 х 125	2020
6.	Строительство ПС 220 кВ Донбиотех трансформаторной мощностью 80 МВА (2 х 40 МВА)	-	2 х 40	2020	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Донские биотехнологии". Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы, утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Донские биотехнологии" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 12.02.2013 с изменениями от 10.07.2013, от 02.02.2015, от 11.09.2015, от 04.02.2019
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Волгодонск на ПС 220 кВ Донбиотех ориентировочной протяженностью 1 км (0,5 х 2 км)	0,5 х 2	-	2020
7.	Строительство заходов ВЛ 220 кВ НчГРЭС - НЭЗ II цепь на ПС 220 кВ Донская ориентировочной протяженностью 0,25 км (2х0,125 км)	2 х 0,125	-	2020	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комбинат "Донской". Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы, утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличного комбинат "Донской" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 03.08.2016
	Строительство ПС 220 кВ Донская трансформаторной мощностью 220/10 кВ 40 МВА	-	1 х 40	2020
8.	Строительство заходов ВЛ 110 кВ Зимовники тяговая - Двойная тяговая на ПС 220 кВ Зимовники с образованием двух новых ВЛ 110 кВ Зимовники - Зимовники тяговая N 2 и ВЛ 110 кВ Зимовники - Двойная тяговая. Расширение ПС 220 кВ Зимовники на две линейные ячейки 110 кВ	1 х 2,3 1 х4 6,7 км	-	2021	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД". Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 16.08.2017
9.	Реконструкция ПС 110 кВ Зимовники тяговая с выполнением замены трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА	-	2 х 40	2020
10.	Реконструкция ПС 110 кВ БТ2 с выполнением замены трансформаторов мощностью 2х25 МВА на трансформаторы мощностью 2х40 МВА	-	2 х 40	2020	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "Роствертол". Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ПАО "Роствертол" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 28.10.2015 с изменениями от 30.10.2017 и от 30.11.2018
11.	Реконструкция ПС 110 кВ БГ2 с выполнением замены трансформатора Т2 6,3 МВА на трансформатор 10 МВА	-	1 х 10	2020	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ФБУ "Администрация Азово-Донского бассейна внутренних водных путей" в соответствии с утвержденными ТУ на ТП энергопринимающих устройств ФБУ "Администрация Азово-Донского бассейна внутренних водных путей" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 24.07.2017
12.	Строительство ПС 110 кВ Заря с двумя трансформаторами не менее 62,9 МВА	-	не менее 2 х 62,9	2020	обеспечение выдачи мощности Гуковской ВЭС Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Третий Ветропарк ФРВ" (Гуковская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 20.03.2019 с изменениями от 19.06.2019 и от 26.07.2019
13.	Строительство ЛЭП от опоры N 42 ВЛ 110 кВ Г-4 - Г-18 до ПС 110 кВ Заря	1,7	-
14.	Строительство ЛЭП от опоры N 168 ВЛ 110 кВ Б4 - ГПП1 до Каменской ВЭС	1,2	-	2020	обеспечение выдачи мощности Каменской ВЭС. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Второй Ветропарк ФРВ" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 14.03.2019
15.	Строительство ЛЭП от опоры N 2 ВЛ 110 кВ Б3 - Г14 до Сулинской ВЭС	11,9	-	2020*	обеспечение выдачи мощности Сулинской ВЭС, утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Второй Ветропарк ФРВ" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 14.03.2019
16.	Реконструкция ПС 220 кВ Р-4 со строительством двух линейных ячеек в ОРУ-110 кВ			2020	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств Министерства строительства, архитектуры, и территориального развития Ростовской области. Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств АО "Донэнерго" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 15.03.2019
17.	Строительство ПС 110 кВ Минстрой с установкой двух трансформаторов напряжением 110/10 кВ и мощностью 16 МВА каждый		2 х 16
18.	Строительство двух ЛЭП 110 кВ Р-4 - Минстрой	2 х 13,7
19.	Реконструкция ПС 220 кВ Донецкая со строительством одной линейной ячейки в ОРУ-110 кВ			2020	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "ПМТ" Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "ПМТ" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 19.04.2018 с изменениями от 12.12.2018.
20.	Строительство ПС 110 кВ ПМТ с установкой одного трансформатора 110/10 кВ мощностью 63 МВА		1 х 63
21.	Строительство одной ЛЭП 110 кВ Донецкая - ПМТ	определить проектом
22.	Строительство ПС 110/10 кВ АгроМаркет с двумя трансформаторами 25 МВА каждый		2 х 25	2020	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "РусАгроМаркет-Ростов-на-Дону". Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "РусАгроМаркет-Ростов-на-Дону" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 26.06.2017
23.	Строительство ЛЭП 110 кВ от опоры N 25 ВЛ 110 кВ НЗБ-Ш42 1, 2 цепь до ПС 110/10 кВ АгроМаркет	определить проектом
24.	Строительство ПС 110/6 кВ заявителя (ПАО "Роствертол") с двумя трансформаторами по 16 МВА		2 х 16	2021	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "Роствертол". Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ПАО "Роствертол" к электрическим сетям ООО "Ростсельмашэнерго" от 25.04.2016
25.	Строительство ЛЭП 110 кВ отпайками до ПС 110/6 кВ заявителя от ВЛ 110 кВ ГПП-1 - ГПП-2 I цепь с отпайкой на ПС ГПП-3 (опора N 14) и от ВЛ 110 кВ ГПП-1 - ГПП-2 II цепь с отпайкой на ПС ГПП-3 (опора N 14)	определить проектом
26.	Строительство ЛЭП 110 кВ с присоединением отпайкой от ВЛ 110 кВ ГПП1 - Волченская ПТФ до Казачьей ВЭС	110 кВ/ 12,5 км		2020	обеспечения выдачи мощности Казачьей ВЭС. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Седьмой Ветропарк ФРВ" (Казачья ВЭС) к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 27.12.2019
27.	Строительство ПС 110 кВ Садкинская-Восточная с двумя трансформаторами по 10 МВА	-	2 х 10	2021	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Шахта Садкинская-Восточная". Согласованные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Шахта Садкинская-Восточная" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 25.11.2019
	Строительство ВЛ 110 кВ с присоединением отпайкой от ВЛ 110 кВ Богатовская ПТФ - Ясногорская - Синегорская - Садкинская до ПС 110 кВ Садкинская-Восточная	определить проектом
	Строительство ВЛ 110 кВ с присоединением отпайкой от ВЛ 110 кВ Б3 - Ясногорская - Синегорская - Садкинская до ПС 110 кВ Садкинская-Восточная
28.	Строительство ПС 110 кВ Полевая с двумя трансформаторами 63 МВА и 100 МВА		63 МВА 100 МВА	2020	обеспечение выдачи мощности Марченковской ВЭС. Согласованные ТУ на ТП энергетических установок АО "ВетроОГК" Марченковская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 22.01.2020
	Строительство ЛЭП 110 кВ с присоединением отпайкой от ВЛ 110 кВ Зимовники - Наримановская до ПС 110 кВ Полевая	1 км
	Строительство ЛЭП 110 кВ с присоединением отпайкой от ВЛ 110 кВ Зимовники - НС3 до ПС 110 кВ Полевая	1 км
Мероприятия, рекомендуемые к выполнению на основании расчета и анализа перспективных электрических режимов, технического состояния
29.	Создание АОПО АТ-1 на ПС 220 кВ Вешенская-2 с отключением потребителей от САОН на ПС 220 кВ Вешенская-2, ПС 110 кВ Тиховская, ПС 110 кВ Ал. Лозовская, ПС 110 кВ В. Свечниковская, ПС 110 кВ Кашарская	-	-	2020	устранение превышения АДТН в послеаварийном режиме
30.	Создание локальной АОСН на ПС 110 кВ Промзона с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Промзона	-	-	2020	устранение снижения напряжения ниже АДН в послеаварийном режиме
31.	Создание АОПО ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками на ПС 220 кВ Погорелово с отключением потребителей от САОН на ПС 110 кВ Старая Станица, ПС 110 кВ Тарасовская, ПС 110 кВ Миллерово, ПС 110 кВ ГОК, ПС 110 кВ Промзона	-	-	2020	устранение превышения АДТН в послеаварийном режиме
32.	Создание канала связи для ПА на ПС 220 кВ Погорелово: ПРД УПАСК ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками	-	-	2020	устранение превышения АДТН в послеаварийном режиме
33.	Создание канала связи для передачи УВ от АОПО ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками на ПС 110 кВ Старая Станица: ПРМ УПАСК ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками; САОН на ПС 110 кВ Старая Станица	-	-	2020	устранение превышения АДТН в послеаварийном режиме
34.	Создание канала связи для передачи УВ от АОПО ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками на ПС 110 кВ Тарасовская: ПРМ УПАСК ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками; САОН на ПС 110 кВ Тарасовская	-	-	2020	устранение превышения АДТН в послеаварийном режиме
35.	Создание канала связи для передачи УВ от АОПО ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками на ПС 110 кВ Миллерово: ПРМ УПАСК ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками; САОН на ПС 110 кВ Миллерово	-	-	2020	устранение превышения АДТН в послеаварийном режиме
36.	Создание канала связи для передачи УВ от АОПО ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками на ПС 110 кВ ГОК: ПРМ УПАСК ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками; САОН на ПС 110 кВ ГОК	-	-	2020	устранение превышения АДТН в послеаварийном режиме
37.	Создание канала связи для передачи УВ от АОПО ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками на ПС 110 кВ Промзона: ПРМ УПАСК ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками	-	-	2020	устранение превышения АДТН в послеаварийном режиме
38.	Реконструкция ПС 110 кВ Чалтырь-2 с заменой трансформаторов на 2х25 МВА в с. Чалтырь Ростовской области (с увеличением трансформаторной мощности на 9 МВА)	2 х 25	-	2021	устранение недопустимой перегрузки в послеаварийном режиме
39.	Строительство ПС 110/35/6 кВ Шлюзовая с переводом питания потребителей ПС 35/6кВ Шлюзовая на напряжение 110/35/6 кВ, переводом питания потребителей ПС 110/35/6 кВ Центральная на новую ПС, строительством заходов ВЛ - 110 кВ, ВЛ - 35 кВ и ВЛ - 6 кВ на новую ПС. Реконструкция ВЛ-35 кВ Шлюзовая - Романовская (с увеличением трансформаторной мощности на 32 МВА по классу напряжения 110; протяженность 26,54 км)	2 х 16	-	2024	устранение недопустимой перегрузки Т-2 ПС 110 кВ Центральная в послеаварийном режиме. Техническое состояние существующего оборудования на ПС 110/35/6 кВ Центральная и ПС 35/ 6 кВ Шлюзовая

* ЛЭП от опоры N 2 ВЛ 110 кВ Б3 - Г14 до Сулинской ВЭС введена в эксплуатацию 1 марта 2020 г. 5.10. Расчеты электроэнергетических режимов основной электрической сети 110 кВ и выше Ростовской области на 2020 - 2024 годы.

5.10. Расчеты электроэнергетических режимов основной электрической сети 110 кВ и выше Ростовской области на 2020 - 2024 годы

Расчеты электроэнергетических режимов энергосистемы Ростовской области для отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети при нормативных возмущениях в электрической сети 110 - 500 кВ ЭС Ростовской области выполнены для нормальной и основных ремонтных схем на 2020 - 2024 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. При выполнении расчетов и анализа электрических режимов температура воздуха для зимнего периода максимальных и минимальных нагрузок принята минус - 12 градусов, для летнего периода максимальных и минимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца - плюс 25 градусов, для летних максимальных нагрузок в период экстремально высоких температур - плюс 30 градусов.

Поузловые прогнозы потребления, используемые при проведении расчетов электроэнергетических режимов, сформированы с учетом эффекта совмещения максимума потребления электрической мощности различных потребителей и вероятности набора заявленной максимальной мощности новых потребителей.

При формировании коэффициентов совмещения / вероятности учтен конкретный состав и характер потребителей (структура потребления) в узлах нагрузки, их режимы работы, планы по развитию и технологическому присоединению с учетом степени их обоснованности.

В качестве исходной информации при проведении анализа режимов работы схемы электрической сети 110 кВ и выше ЭС Ростовской области на перспективу развития 2020 - 2024 годы были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2020 - 2026, а также мероприятиями инвестиционных программ ПАО "ФСК ЕЭС", филиала ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" и крупных потребителей по вводу электросетевого оборудования, по которым выданы технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям. Перечень вышеуказанных мероприятий приведен в таблице N 33.

5.11. Анализ характерных ремонтных, аварийных и после аварийных режимов работы основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Ростовской области на 2020 - 2024 годы

Расчеты электроэнергетических режимов энергосистемы Ростовской области для отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети при нормативных возмущениях в электрической сети 110 - 500 кВ ЭС Ростовской области выполнены для нормальной и основных ремонтных схем на 2020 - 2024 годы с использованием программного комплекса "RastrWin".

Во всех нормальных режимах перспективного периода 2020 - 2024 годы уровни напряжения в узлах 110 кВ и выше и токовая загрузка электросетевого оборудования 110 кВ и выше находятся в допустимых пределах при условии выполнения сроков и объемов мероприятий, приведенных в таблице N 33.

При анализе потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше ЭС Ростовской области в периоды зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок на 2020 - 2024 годы выявлено следующее:

1. В нормальной схеме электрической сети энергосистемы Ростовской области параметры режима находятся в области допустимых значений.

2. При нормативных возмущениях в нормальной схеме существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений для следующих ЛЭП и оборудования:

АТ-2 ПС 220 кВ НЗБ;

ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29;

АТ-1 ПС 220 кВ Т-15;

АТ-1 ПС 220 кВ Т-10;

ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская;

АТ-2 ПС 220 кВ НЗБ.

Превышение ДДТН АТ-2 ПС 220 кВ НЗБ наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2020 - 2024 годов в период экстремально высоких температур (+ 30 градусов) при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ на ПС 220 кВ НЗБ. Максимальная токовая нагрузка выявлена в режиме летних максимальных нагрузок 2024 года и составляет 113 процентов (323 А) от (286 А). По данным собственника оборудования допускается превышение ДДТН АТ-2 на ПС 220 кВ НЗБ до 120 процентов (377 А) от (314 А) при температуре окружающей среды + 30 градусов на 24 часа. Следует отметить, превышение ДДТН выявлено только в режимах летних максимальных нагрузок и не превышает допустимой перегрузки на время 24 часа. Таким образом, при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ на ПС 220 кВ НЗБ в режиме летнего максимума нагрузок, загрузка АТ-2 на ПС 220 кВ НЗБ снизится ниже ДДТН после прохождения максимума нагрузок без выполнения схемно-режимных мероприятий.

ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29.

Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29 наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2020 - 2024 годов в период экстремально высоких температур (+ 30 градусов) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Р-20 - Р5 с отпайками. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29 выявлена при отключении в режиме летних максимальных нагрузок 2024 года и составляет 105 процентов от (601 А). Токовая перегрузка ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29 ликвидируется отключением СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Синявская.

АТ-1 ПС 220 кВ Т-15.

Превышение ДДТН АТ-1 ПС 220 кВ Т-15 наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2020 - 2024 годов в период экстремально высоких температур (+ 30 градусов) при аварийном отключении 2 СШ 220 кВ на ПС 220 кВ Т-15. Максимальная токовая нагрузка выявлена в режиме летних максимальных нагрузок 2024 года и составляет 107 процентов (305 А) от (285 А). По данным собственника оборудования допускается превышение ДДТН АТ-1 на ПС 220 кВ Т-15 до 100 процентов (313 А) от (313 А) при температуре окружающей среды + 30 градусов на 24 часа. Следует отметить, превышение ДДТН выявлено только в режимах летних максимальных нагрузок и не превышает допустимой перегрузки на время 24 часа. Таким образом, при аварийном отключении 2 СШ 220 кВ на ПС 220 кВ Т-15 в режиме летнего максимума нагрузок, загрузка АТ-1 ПС 220 кВ Т-15 снизится ниже ДДТН после прохождения максимума нагрузок без выполнения схемно-режимных мероприятий.

АТ-1 ПС 220 кВ Т-10.

Превышение ДДТН АТ-1 ПС 220 кВ Т-10 наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2020 - 2024 годов в период экстремально высоких температур (+30 градусов) при аварийном отключении 2 СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Т-10. Максимальная токовая нагрузка выявлена в режиме летних максимальных нагрузок 2024 года и составляет 108 процентов (321 А) от 298 А). По данным собственника оборудования допускается превышение ДДТН АТ-1 на ПС 220 кВ Т-10 до 120 процентов (394 А) от (328 А) при температуре окружающей среды +30 градусов на 24 часа. Следует отметить, превышение ДДТН выявлено только в режимах летних максимальных нагрузок и не превышает допустимой перегрузки на время 24 часа. Таким образом, при аварийном отключении 2 СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Т-10 в режиме летнего максимума нагрузок, загрузка АТ-1 ПС 220 кВ Т-10 снизится ниже ДДТН после прохождения максимума нагрузок без выполнения схемно-режимных мероприятий.

ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская.

Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2023 - 2024 годов в период экстремально высоких температур (+30 градусов) при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ на ПС 220 кВ Сальская. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская выявлена при отключении в режиме летних максимальных нагрузок 2024 года и составляет 108 процентов (395 А) от (367 А). Токовая перегрузка ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская ликвидируется отключением ШСВ 110 кВ на ПС 110 кВ Пролетарская.

3. При нормативных возмущениях в единичных ремонтных схемах существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений для следующих ЛЭП и оборудования:

ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11, ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25;

ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29;

АТ-1 ПС 220 кВ НЗБ;

ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Шахты;

ВЛ 220 кВ Шахты - Ш-50;

ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I (II) цепь;

ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская.

ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11, ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25.

Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11 наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2020 - 2024 годов в период экстремально высоких температур (+ 30 градусов). Наибольшее превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Т10 - Т11 наблюдается в период экстремально высоких температур 2024 года при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25 в наиболее тяжелой ремонтной схеме с отключенной ВЛ 110 кВ 110 кВ Т-10 - Т-15 с отпайками. При этом перегрузка ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11 составит 391 А (124 процента ДДТН + 30 градусов и 103 процента АДТН + 30 градусов) при ДДТН+30 градусов = 317А, АДТН + 30 градусов = 380 А. Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений в послеаварийном режиме требуется ввод ГВО на ПС 110 кВ Т11, Т25, Т26 в объеме 13 МВт.

Также превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11 наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок (+ 25 градусов) 2020 - 2024 годов в схеме двойного ремонта ВЛ 110 кВ Т-10 - Т-15 с отпайками и ВЛ 110 кВ Т15 - Т25. При этом перегрузка ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11 составляет 377 А (112 процентов ДДТН + 25 градусов) при ДДТН + 25 градусов = 337 А, АДТН + 25 градусов = 404 А. Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений в послеаварийном режиме требуется ввод ГВО на ПС 110 кВ Т11, Т25, Т26 в объеме 9 МВт.

Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25 наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2020 - 2024 годов в период экстремально высоких температур (+ 30 градусов). Наибольшее превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Т15 - Т25 наблюдается в период экстремально высоких температур 2024 года при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11 в наиболее тяжелой ремонтной схеме с отключенной ВЛ 110 кВ 110 кВ Т-10 - Т-15 с отпайками. При этом перегрузка ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25 составит 392 А (126 процентов ДДТН + 30 градусов и 105 процентов АДТН + 30 градусов) при ДДТН + 30 градусов = 310А, АДТН + 30 градусов = 372 А. Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений в послеаварийном режиме требуется ввод ГВО на ПС 110 кВ Т11, Т25, Т26 в объеме 15 МВт.

Также превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25 наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок (+ 25 градусов) 2020 - 2024 годов в схеме двойного ремонта ВЛ 110 кВ Т-10 - Т-15 с отпайками и ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11. При этом перегрузка ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11 составляет 377 А (114 процентов ДДТН + 25 градусов) при ДДТН + 25 градусов = 330 А, АДТН + 25 градусов = 396 А. Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений в послеаварийном режиме требуется ввод ГВО на ПС 110 кВ Т11, Т25, Т26 в объеме 11 МВт.

Проведение ремонтов ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11 (ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25) или ВЛ 110 кВ Т-10 - Т-15 с отпайками, а также двойных ремонтов ВЛ 110 кВ Т-10 - Т-15 с отпайками и ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11 (ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25) в период межсезонья при температуре + 20 градусов позволяет исключить возможность появления случаев превышения АДТН (ДДТН в схеме двойного ремонта) ВЛ 110 кВ Т-15 - Т25 (ВЛ 110 кВ Т-10 - Т11) и необходимость ввода ГВО на ПС 110 кВ Т11, Т25, Т26. Технические мероприятия, обеспечивающие ввод электроэнергетического режима в область допустимых значений, не требуются.

ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29, ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I (II) цепь.

Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29 цепь наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2020 - 2024 годов. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29 возникает в режиме летних максимальных нагрузок 2024 года в период экстремально высоких температур (+30 градусов) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I (II) цепь при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II (I) цепь и составляет 133 процента от (738 А). Для ликвидации перегрузов необходимо выполнить следующие мероприятия: выполнить разрывов в сети 110 кВ на ПС 110 кВ Хапры и отключить АТ-1 или АТ-2 на ПС 220 кВ Р-20. Таким образом, при выводе в ремонт ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I цепь или ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II цепь необходимо превентивно выполнять разрыв в сети 110 кВ на ПС 110 кВ Хапры.

Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I (II) цепь наблюдается в режимах зимних и летних максимальных нагрузок 2020 - 2024 годов. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I (II) цепь возникает в режиме зимних максимальных нагрузок 2024 года в схеме ремонта ВЛ 110 кВ

Р - 20 - Р29 при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II (I) цепь и составляет 124 процента от (744 А). Для ликвидации перегрузов достаточно выполнить следующие мероприятия: отключить ОСВ-110 на ПС 110 кВ Р19 и АТ-1 или АТ-2 на ПС 220 кВ Р-20.

В состав контролируемого сечения "Фортуна" входят:

ВЛ 110 кВ Р5 - Р29 с отпайками;

ВЛ 110 кВ Р-20 - Р5 с отпайками;

ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I цепь;

ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II цепь.

В режиме летних максимальных нагрузок 2024 года в период экстремально высоких температур (+ 30 градусов) после наиболее тяжелого аварийного отключения ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 I цепь (ВЛ 110 кВ Р-20 - Р19 II цепь) в нормальной схеме работы электрической сети при генерации Ростовской ТЭЦ-2 равной 200 МВт возникает перегрузка контролируемого сечения "Фортуна": = 245 МВт при Р.МДП + 30 градусов = 160 МВт. Указанная перегрузка контролируемого сечения "Фортуна" сопровождается перегрузкой ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29, нагрузка которой составит 629 А (110 процентов ДДТН + 30 градусов) при ДДТН + 30 градусов = 573 А, АДТН + 30 градусов = 688 А.

После выполнения схемно-режимных мероприятий:

отключение ОСВ-110 на ПС 110 кВ Р19;

отключение АТ-1 или АТ-2 на ПС 220 кВ Р-20;

замыкание в транзит ВЛ 110 кВ Р-20 - А-20 I цепь с отпайками и ВЛ 110 кВ Р-20 - А-20 II цепь с отпайками;

перегрузка контролируемого сечения "Фортуна" ликвидируется: =194 МВт при РМДП+30 градусов=195 МВт, токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Р-20 - Р29 составит 560 А (98 процентов от ДДТН + 30 градусов).

АТ-1 ПС 220 кВ НЗБ.

Превышение ДДТН АТ-1 ПС 220 кВ НЗБ наблюдается в режимах летних и зимних максимальных нагрузок 2020 - 2024 годов. Максимальная токовая нагрузка АТ-1 ПС 220 кВ НЗБ возникает в период летних максимальных нагрузок 2024 года в период экстремально высоких температур (+ 30 градусов) в схеме ремонта АТ-2 ПС 220 кВ НЗБ при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Р-4 - КС3 с отпайкой на ПС Р32 и составляет 127 процентов (364 А) от (286 А). По данным собственника оборудования допускается превышение ДДТН АТ-1 на ПС 220 кВ НЗБ до 120 процентов (377 А) от (314 А) при температуре окружающей среды + 30 градусов на 24 часа. Для ликвидации перегрузки АТ-1 ПС 220 кВ НЗБ в указанном послеаварийном режиме достаточно выполнить перевод питания нагрузки ПС 110 кВ ГТП, ПС 110 кВ ГТП3 от ПС 220 НЭЗ по ВЛ 110 кВ НЭЗ - ГТП I и II цепь с отпайкой на ПС ГТП3 (рисунок В.57).

ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Шахты.

Превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Шахты наблюдается в режимах летних максимальных 2020 - 2024 годов при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - НЗБ в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Шахты - Ш-50. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Шахты выявлена в режиме летних максимальных нагрузок 2024 года в период экстремально высоких температур (+ 30 градусов) и составляет 114 процентов (740 А) от (649 А). По данным собственника оборудования допускается превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Шахты до 120 процентов (778 А) от при температуре окружающей среды выше плюс 30 градусов на время 20 минут. Для ликвидации перегрузки ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Шахты в указанном послеаварийном режиме достаточно вывести в резерв ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - НЗБ в течение времени допустимой длительности перегрузки провода ВЛ.

ВЛ 220 кВ Шахты - Ш-50.

Превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Шахты - Ш-50 наблюдается в режимах летних максимальных 2020 - 2024 годов в период экстремально высоких температур (+ 30 градусов) при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Новочеркасская ГРЭС - НЗБ в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - Шахты. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Шахты - Ш-50 выявлена в режиме летних максимальных нагрузок 2024 года и составляет 113 процентов (734 А) от (649 А). По данным собственника оборудования допускается превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Шахты - Ш-50 до 120 процентов (778 А) от при температуре окружающей среды выше плюс 30 градусов на время 20 минут. Для ликвидации перегрузки ВЛ 220 кВ Шахты - Ш-50 в указанном послеаварийном режиме достаточно вывести в резерв ВЛ 220 кВ Экспериментальная ТЭС - НЗБ в течение времени допустимой длительности перегрузки провода ВЛ.

ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская.

Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская наблюдается в режимах летних максимальных нагрузок 2020 - 2024 годов. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская возникает в режиме летних максимальных нагрузок 2024 года в период экстремально высоких температур (+ 30 градусов) в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Волгодонск - Сальская при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Мартыновская - Обливная и составляет 124 процента (455 А) от (367 А). Выявленная токовая перегрузка ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская ликвидируется действием существующей АОПО ВЛ 110 кВ Сальская - Пролетарская (уставка срабатывания АОПО для летнего периода составляет 410 А) на отключение МВ-110 Сальская на ПС 110 кВ Пролетарская.

5.12. Мероприятия и схемы для обеспечения внешнего энергоснабжения территорий опережающего социально-экономического развития

Территория опережающего социально-экономического развития "Гуково".

Подключение объектов заявленной мощностью 40 МВт ТОСЭР "Гуково" предлагается осуществить в два этапа. На первом этапе предлагается выполнить строительство ПС 35/10 кВ ТОР Гуково 1 с трансформаторами номинальной мощностью 2 х 16 МВА и строительство ВЛ 35 кВ от ПС 110 кВ Г4 до ПС 35 кВ ТОР Гуково 1, подключив их отпайками от первых опор ВЛ 35 кВ Г4 - Г16 - Г1, Г4 - Г5.

На втором этапе предлагается выполнить строительство второй ПС 35/10 кВ ТОР Гуково 2 с трансформаторами номинальной мощностью 2 х 16 МВА, выполнить строительство участков ВЛ 35 кВ от ПС 35 кВ ТОР Гуково 1 до ПС 35/10 кВ ТОР Гуково 2.

Мероприятия для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств ТОСЭР "Гуково", итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 N 861.

Территории опережающего социально-экономического развития "Зверево" и "Донецк".

16 марта 2018 г. принято постановление Правительства Российской Федерации N 263 "О создании территории опережающего социально-экономического развития "Зверево".

Территория опережающего социально-экономического развития "Зверево" (далее - ТОСЭР "Зверево") создается в целях содействия развитию города Зверево путем диверсификации экономики, привлечения в монопрофильное муниципальное образование инвестиций и создания новых рабочих мест, не связанных с деятельностью градообразующей организации АО "ШАХТОУПРАВЛЕНИЕ "ОБУХОВСКАЯ", производства экспортоориентированной и импортозамещающей продукции.

16 марта 2018 г. принято постановление Правительства Российской Федерации N 280 "О создании территории опережающего социально-экономического развития "Донецк".

Территория опережающего социально-экономического развития "Донецк" (далее - ТОСЭР "Донецк") создается в целях содействия развитию города Донецка путем диверсификации экономики, привлечения в монопрофильное муниципальное образование инвестиций и создания новых рабочих мест, не связанных с деятельностью градообразующей организации ОАО "Донецкая мануфактура М", производства экспортоориентированной и импортозамещающей продукции.

По состоянию на 1 марта 2020 г. потребности резидентов ТОСЭР "Зверево" и ТОСЭР "Донецк" в электрической энергии обеспечиваются существующими электрическими сетями. В случае подачи заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям, мероприятия для обеспечения технологического присоединения указанных в заявках объектов, итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 N 861.

5.13. Перечень мероприятий по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше на территории Ростовской области

Для рекомендуемых мероприятий по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше на территории Ростовской области определены объемы электросетевого строительства и выполнена оценка капитальных затрат на их реализацию.

Расчет капитальных затрат на реализацию рекомендуемых мероприятий выполнен на основании "Укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства" (далее - УНЦ)*.

УНЦ приведены в ценах по состоянию на 1 января 2018 г.

Для определения величины капитальных затрат в прогнозных ценах I квартала 2020 г. применены индексы-дефляторы инвестиций в основной капитал, указанные в базовом варианте прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года, в соответствии с пунктом 381 Правил заполнения форм раскрытия сетевой организацией информации об инвестиционной программе, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 05.05.2016 N 380 (таблица N 35).

ГАРАНТ:

Нумерация таблиц приводится в соответствии с источником

Таблица N 35

Наименование	Наименование документа-источника данных	Реквизиты документа	Годы
			2018	2019	I квартал 2020 г.
1	2	3	4	5	6
Индекс - дефлятор инвестиций в основной капитал (процентов к предыдущему году)	прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года (базовый прогноз)	подготовлен Министерством экономического развития Российской Федерации, дата публикации 30 сентября 2019 г.	105,3	107,4	100,9

* УНЦ утверждены приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 17.01.2019 N 10.

Объемы электросетевого строительства и укрупненные капитальные затраты на реализацию рекомендуемых мероприятий по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Ростовской области приведены в таблице N 36.

Таблица N 36

Мероприятие	Параметры оборудования	Рекомендуемый год реализации	Основание для выполнения мероприятия	Наименование организации, ответственной за реализацию мероприятия	Стоимость в ценах на I квартал 2020 г. (млн рублей с НДС)
1	2	3	4	5	6
Вводы объектов в соответствии с проектом СиПР ЕЭС на 2020 - 2026 годы, а также для обеспечения технологического присоединения потребителей
Реконструкция ПС 220 кВ А-30 с установкой автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 63 МВА (с увеличением автотрансформаторной мощности на 63 МВА до 126 МВА)	1 х 63 МВА	2020	обеспечение технологического присоединения ООО "Энел Рус Винд Азов", выдача мощности Азовской ВЭС (90,09 МВт). Проект СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 гг. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Энел Рус Винд Азов" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 30.11.2017, с изменениями от 04.02.2019.	ПАО "ФСК ЕЭС"	410,00*(1)
Расширение ПС 220 кВ А-30 на одну ячейку 220 кВ	-
Расширение ПС 220 кВ А-30 на одну ячейку 110 кВ	-
Реконструкция ПС 220 кВ А-30 с расширением ОРУ 110 кВ на одну линейную ячейку для присоединения ВЛ 110 кВ А-30 - Азовская ВЭС	-
Строительство ВЛ 110 кВ А-30 - Азовская ВЭС	110 кВ / 48,143 км			ООО "Энел Рус Винд Азов"	598,92
Строительство ПС 110/35 кВ Заря с двумя трансформаторами мощностью не менее 62,9 МВА каждый	не менее 2 х 62,9 МВА	2020	обеспечение выдачи мощности Гуковской ВЭС. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Третий Ветропарк ФРВ" (Гуковская ВЭС) к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 20.03.2019 с изменениями от 19.06.2019 и от 26.07.2019	филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"	579,12*(2)
Строительство отпаечной ВЛ 110 кВ от опоры N 42 ВЛ 110 кВ Г18 - Г4 к ПС 35/110 кВ Заря, ориентировочной протяженностью 1,7 км	110 кВ / 1,7 км	2020		филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"	23,20*(2)
Строительство отпаечной ВЛ 110 кВ от опоры N 168 ВЛ 110 кВ Б4-ГПП1 к Каменской ВЭС, ориентировочной протяженностью 1,2 км	110 кВ / 1,2 км	2020	обеспечение выдачи мощности Каменской ВЭС. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Второй Ветропарк ФРВ" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 14.03.2019.	ООО "Второй Ветропарк ФРВ"	15,44
Строительство отпаечной ВЛ 110 кВ от опоры N 2 ВЛ 110 кВ Б3-Г14 к Сулинской ВЭС, ориентировочной протяженностью 11,9 км	110 кВ / 11,9 км	2020*(4)	обеспечение выдачи мощности Сулинской ВЭС. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Второй Ветропарк ФРВ" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 14.03.2019	ООО "Второй Ветропарк ФРВ"	146,78
Строительство ЛЭП 110 кВ с присоединением отпайкой от ВЛ 110 кВ ГПП1 - Волченская ПТФ до Казачьей ВЭС	110 кВ / 12,5 км	2020	обеспечения выдачи мощности Казачьей ВЭС. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Седьмой Ветропарк ФРВ" (Казачья ВЭС) к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 27.12.2019	ООО "Седьмой Ветропарк ФРВ"	74,36
Строительство ВЛ 220 кВ Ростовская - Генеральская I и II цепь ориентировочной протяженностью 32 км (2х16 км)	220 / 2 х 16 км	2020	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Коммунальная энерго-сервисная компания" Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы, утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Коммунальная энерго-сервисная компания" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 27.05.2012 с изменениями от 06.06.2013, от 20.12.2013, от 19.04.2016 и от 06.06.2017	ООО "КЭСК"	1 019,98*(1)
Строительство ПС 220 кВ Генеральская трансформаторной мощностью 250 МВА (2 х 125 МВА)	2 х 125 МВА	2020			930,61*(1)
Строительство ПС 220 кВ Донбиотех трансформаторной мощностью 80 МВА (2 х 40 МВА)	2 х 40 МВА	2020	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Донские биотехнологии". Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 гг., Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Донские биотехнологии" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 12.02.2013 с изменениями от 10.07.2013, от 02.02.2015, от 11.09.2015, от 04.02.2019	ООО "Донские биотехнологии"	930,26*(1)
Строительство заходов ВЛ 220 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Волгодонск на ПС 220 кВ Донбиотех ориентировочной протяженностью 2 км (2 х 0,5 км)	220 кВ / 2 х 0,5 км	2020		ПАО "ФСК ЕЭС"	40,45*(1)
Строительство заходов ВЛ 220 кВ НчГРЭС - НЭЗ II цепь на ПС 220 кВ Донская ориентировочной протяженностью 0,25 км (2 х 0,125 км)	220 кВ / 2 х 0,125 км	2020	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Тепличного комбинат "Донской". Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы, Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличного комбинат "Донской" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 03.08.2016	ООО "Тепличный комплекс Донской"	6,43*(1)
Строительство ПС 220 кВ Донская трансформаторной мощностью 40 МВА (1 х 40 МВА)	1 х 40 МВА	2020		ООО "Тепличный комплекс Донской"	721,25*(1)
Реконструкция ПС 220 кВ Погорелово с заменой автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА без увеличения трансформаторной мощности	1 х 125 МВА	2020	Реновация основных фондов ПАО "ФСК ЕЭС". Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы	ПАО "ФСК ЕЭС"	272,06*(1)
Реконструкция ПС 220 кВ Б-10 с заменой автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 120 МВА на автотрансформатор 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА и увеличением трансформаторной мощности на 5 МВА до 313 МВА	1 х 125 МВА	2024	Реновация основных фондов ПАО "ФСК ЕЭС". Проект СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы	ПАО "ФСК ЕЭС"	268,12*(1)
Строительство заходов ВЛ 110 кВ Зимовники тяговая - Двойная тяговая на ПС 220 кВ Зимовники с образованием двух новых ВЛ 110 кВ Зимовники - Зимовники тяговая и ВЛ 110 кВ Зимовники - Двойная тяговая	110 кВ/ 1 х 2,3 км 1 х 46,7 км	2021	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД". Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 16.08.2017	ОАО "РЖД"	580,09
Реконструкция ПС 220 кВ Зимовники (сооружение 2 (двух) линейных ячеек 110 кВ для ТП ОАО "РЖД"		2021		ПАО "ФСК ЕЭС"	75,86*(3)
Реконструкция ПС 110 кВ Зимовники тяговая с заменой трансформаторов 2х25 МВА на 2 х 40 МВА	2 х 40 МВА	2020		ОАО "РЖД"	152,41
Реконструкция ПС 110/35/6 кВ БТ2 с заменой трансформаторов Т1 и Т2 в г. Батайске	2 х 40 МВА	2020	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "Роствертол". Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ПАО "Роствертол" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 28.10.2015 с изменениями от 30.10.2017 и от 30.11.2018	филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"	152,41
Реконструкция ПС 110/35/10/6 кВ БГ2 с заменой трансформатора мощностью 6,3 МВА на трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА (увеличение трансформаторной мощности на 3,7 МВА).	1 х 10 МВА	2020	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ФБУ "Администрация Азово-Донского бассейна внутренних водных путей" в соответствии с утвержденными ТУ на ТП энергопринимающих устройств ФБУ "Администрация Азово-Донского бассейна внутренних водных путей" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 24.07.2017	филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"	36,50*(2)
Реконструкция ПС 220 кВ Р-4 со строительством двух линейных ячеек в ОРУ-110 кВ	-	2020	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств министерства строительства, архитектуры и территориального развития Ростовской области. Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств АО "Донэнерго" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 15.03.2019	ПАО "ФСК ЕЭС"	74,27
Строительство ПС 110 кВ Минстрой с установкой двух трансформаторов напряжением 110/10 кВ и мощностью 16 МВА каждый	2 х 16 МВА	2020		АО "Донэнерго"	379,27
Строительство двух ЛЭП 110 кВ Р-4 - Минстрой (КЛ, АПвПу2гж3 (1x300)	110 кВ / 2 х 13,7 км	2020		АО "Донэнерго"	892,36
Реконструкция ПС 220 кВ Донецкая (сооружение 1 (одной) линейной ячейки 110 кВ для ТП ООО "ПМТ")		2020	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "ПМТ". Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "ПМТ" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 19.04.2018 с изменениями от 12.12.2018	ПАО "ФСК ЕЭС"	40,65*(3)
Строительство ПС 110 кВ ПМТ с установкой одного трансформатора 110/10 к В мощностью 63 МВА	1 х 63 МВА			ООО "Гринхаус"	определить проектом
Строительство одной ЛЭП 110 кВ Донецкая - ПМТ	определить проектом
Строительство ПС 110/10 кВ АгроМаркет с двумя трансформаторами 25 МВА каждый	2 х 25 МВА	2020	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "РусАгроМаркет-Ростов-на-Дону". Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "РусАгроМаркет-Ростов-на-Дону" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 26.06.2017.	ООО "РусАгроМаркет-Ростов-на-Дону"	определить проектом
Строительство ЛЭП 110 кВ от опоры N 25 ВЛ 110 кВ НЗБ-Ш42 1, 2 цепь до ПС 110/10 кВ АгроМаркет	определить проектом
Строительство ПС 110 кВ Садкинская - Восточная с двумя трансформаторами по 10 МВА	2 х 10 МВА	2021	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Шахта Садкинская-Восточная". Согласованные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Шахта Садкинская-Восточная" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 25.11.2019	ООО "Шахта Садкинская-Восточная"	определить проектом
Строительство ВЛ 110 кВ с присоединением отпайкой от ВЛ 110 кВ Богатовская ПТФ - Ясногорская - Синегорская - Садкинская до ПС 110 кВ Садкинская-Восточная	определить проектом
Строительство ВЛ 110 кВ с присоединением отпайкой от ВЛ 110 кВ Б3 - Ясногорская - Синегорская - Садкинская до ПС 110 кВ Садкинская-Восточная	определить проектом
Строительство ПС 110/6 кВ Заявителя с двумя трансформаторами по 16 МВА	2 х 16 МВА	2021	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "Роствертол". Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ПАО "Роствертол" к электрическим сетям ООО "Ростсельмашэнерго" от 25.04.2016	ПАО "Роствертол"	определить проектом
Строительство ЛЭП 110 кВ отпайками до ПС 110/6 кВ Заявителя от ВЛ 110 кВ ГПП-1 - ГПП-2 I цепь с отпайкой на ПС ГПП-3 (опора N 14) и от ВЛ 110 кВ ГПП-1 - ГПП-2 II цепь с отпайкой на ПС ГПП-3 (опора N 14)	определить проектом
Строительство ПС 110 кВ Полевая с двумя трансформаторами 63 МВА и 100 МВА	63 МВА 100 МВА	2020	обеспечение выдачи мощности Марченковской ВЭС	АО "ВетроОГК"	определить проектом
Строительство ЛЭП 110 кВ с присоединением отпайкой от ВЛ 110 кВ Зимовники - Наримановская до ПС 110 кВ Полевая	1 км
Строительство ЛЭП 110 кВ с присоединением отпайкой от ВЛ 110 кВ Зимовники - НС3 до ПС 110 кВ Полевая	1 км
Мероприятия, рекомендуемые к выполнению на основании расчета и анализа перспективных электрических режимов, технического состояния
Создание АОПО АТ-1 на ПС 220 кВ Вешенская-2 с отключением потребителей от САОН на ПС 220 кВ Вешенская-2, ПС 110 кВ Тиховская, ПС 110 кВ Ал. Лозовская, ПС 110 кВ В. Свечниковская, ПС 110 кВ Кашарская		2020	устранение превышения АДТН в послеаварийном режиме	ПАО "ФСК ЕЭС"	2,44
Создание локальной АОСН на ПС 110 кВ Промзона с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Промзона		2020	устранение снижения напряжения ниже АДН в послеаварийном режиме	филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"	2,44
Создание АОПО ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками на ПС 220 кВ Погорелово с отключением потребителей от САОН на ПС 110 кВ Старая Станица, ПС 110 кВ Тарасовская, ПС 110 кВ Миллерово, ПС 110 кВ ГОК, ПС 110 кВ Промзона		2020	устранение превышения АДТН в послеаварийном режиме	ПАО "ФСК ЕЭС"	2,44
Создание канала связи для ПА на ПС 220 кВ Погорелово: ПРД УПАСК ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками		2020	устранение превышения АДТН в послеаварийном режиме	ПАО "ФСК ЕЭС"	1,07
Создание канала связи для передачи УВ от АОПО ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками на ПС 110 кВ Старая Станица: ПРМ УПАСК ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками; САОН на ПС 110 кВ Старая Станица		2020	устранение превышения АДТН в послеаварийном режиме	филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"	3,51
Создание канала связи для передачи УВ от АОПО ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками на ПС 110 кВ Тарасовская: ПРМ УПАСК ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками; САОН на ПС 110 кВ Тарасовская		2020	устранение превышения АДТН в послеаварийном режиме	филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"	3,51
Создание канала связи для передачи УВ от АОПО ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками на ПС 110 кВ Миллерово: ПРМ УПАСК ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками; САОН на ПС 110 кВ Миллерово		2020	устранение превышения АДТН в послеаварийном режиме	филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"	3,51
Создание канала связи для передачи УВ от АОПО ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками на ПС 110 кВ ГОК: ПРМ УПАСК ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками; САОН на ПС 110 кВ ГОК		2020	устранение превышения АДТН в послеаварийном режиме	филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"	3,51
Создание канала связи для передачи УВ от АОПО ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками на ПС 110 кВ Промзона: ПРМ УПАСК ВЛ 110 кВ Промзона - Погорелово I цепь с отпайками		2020	устранение превышения АДТН в послеаварийном режиме	филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"	1,07
Реконструкция ПС 110 кВ Чалтырь-2 с заменой трансформаторов на 2 х 25 МВА в с. Чалтырь Ростовской области (с увеличением трансформаторной мощности на 9 МВА)	2 х 25 МВА	2021	устранение недопустимой перегрузки в послеаварийном режиме	филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"	426,03*(2)
Строительство ПС 110/35/6 кВ Шлюзовая с переводом питания потребителей ПС 35/6кВ Шлюзовая на напряжение 110/35/6 кВ, переводом питания потребителей ПС 110/35/6 кВ Центральная на новую ПС, строительством заходов ВЛ - 110 кВ, ВЛ - 35 кВ и ВЛ - 6 кВ на новую ПС. Реконструкция ВЛ-35 кВ Шлюзовая - Романовская (с увеличением трансформаторной мощности на 32 МВА по классу напряжения 110; протяженность 26,54 км)	2 х 16 МВА	2024	устранение недопустимой перегрузки Т-2 ПС 110 кВ Центральная в послеаварийном режиме. Техническое состояние существующего оборудования на ПС 110/35/6 кВ Центральная и ПС 35/6 кВ Шлюзовая	филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"	774,15*(2)

*(1) Для объектов, стоимость которых принята на основании проекта Схемы и программы развития ЕЭС, указана полная стоимость в прогнозных ценах (млн рублей c НДС).

*(2) Для объектов, стоимость которых принята на основании инвестиционной программы ПАО "Россети Юг", указана оценка полной стоимости инвестиционного проекта в прогнозных ценах соответствующих лет (млн рублей с НДС).

*(3) Для объектов, стоимость которых принята на основании инвестиционной программы ПАО "ФСК ЕЭС", указано предложение по корректировке утвержденного плана оценки полной стоимости инвестиционного проекта в прогнозных ценах соответствующих лет (млн рублей с НДС).

*(4) ЛЭП от опоры N 2 ВЛ 110 кВ Б3 - Г14 до Сулинской ВЭС введена в эксплуатацию 1 марта 2020 г.

5.14. Предложения по корректировке сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относительно актуальной схемы и программы перспективного развития ЕЭС России

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

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

По результатам проведенных расчетов электроэнергетических режимов ЭС Ростовской области для режимов зимних и летних нагрузок сети при нормативных возмущениях в электрической сети 110 - 500 кВ ЭС Ростовской области для нормальной и основных ремонтных схем на период 2020 - 2024 годов необходимости в реализации мероприятий по регулированию напряжения и компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше не выявлено.

5.16. Рекомендации по увеличению трансформаторной мощности существующих и созданию новых центров питания электрических сетей 110 кВ и выше

Анализ загрузки трансформаторного оборудования проводился на основании данных о перспективных приростах потребления электрической энергии и мощности по каждому центру питания 110 кВ и выше энергосистемы Ростовской области на период 2020 - 2024 годов.

В таблице N 37 приведены данные о существующих загрузках трансформаторов 110 кВ с учетом объемов ТП в энергосистеме Ростовской области.

Таблица N 37

Район	Наименование ПС	Трансформатор	Мощность трансформатора (МВА)	Максимальная нагрузка ПС в зимний период за последние 3 года (МВА)	Максимальная нагрузка ПС в летний период за последние 3 года (МВА)	Перспективная нагрузка ТП с учетом коэффициентов (МВА)	Максимальная нагрузка ПС с учетом ТП в зимний период (МВА)	Максимальная нагрузка ПС с учетом ТП в летний период (МВА)	Возможный объем перевода нагрузки по сети 6-35 кВ (МВА)	Максимальная нагрузка ПС с учетом ТП в n-1 в зимний период (процентов)	Максимальная нагрузка ПС с учетом ТП в n-1 в летний период (процентов)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
ЦЭС	ПС 110 кВ АС1	Т-1	10,0	14,3	13,5	-	14,3	13,5	3,3	110,0	103,0*
		Т-2	10,0
ЦЭС	ПС 110 кВ АС10	Т-1	40,0	5,6	11,2	-	5,6	11,2	-	14,0	28,0
		Т-2	40,0
ЦЭС	ПС 110 кВ АС11	Т-1	16,0	16,5	9,9	-	16,5	9,9	4,2	77,0	36,0
		Т-2	16,0
ЦЭС	ПС 110 кВ АС12	Т-1	6,3	9,6	4,9	-	9,6	4,9	1,6	127,0	52,0
		Т-2	6,3
ЦЭС	ПС 110 кВ АС15	Т-1	25,0	14,2	16,1	1,7	15,8	17,8	0,8	60,0	68,0
		Т-2	25,0
ЦЭС	ПС 110 кВ АС4	Т-1	6,3	5,4	5,7	-	5,4	5,7	1,1	69,0	73,0
		Т-2	6,3
ЦЭС	ПС 110 кВ АС6	Т-1	6,3	2,5	1,5	0,65	3,2	2,2	-	50,0	34,0
		Т-2	6,3
ЦЭС	ПС 110 кВ БГ1	Т-1	10,0	8,4	8,8	-	8,4	8,8	-	84,0	88,0
		Т-2	10,0
ЦЭС	ПС 110 кВ БГ2	Т-1	10,0	4,3	7,6	-	4,3	7,6	1,5	46,0	97,0
		Т-2	6,3
ЦЭС	ПС 110 кВ БГ6	Т-1	2,5	1,1	0,9	-	1,1	0,9	-	43,0	37,0
		Т-2	2,5
ЦЭС	ПС 110 кВ БТ1	Т-1	25,0	27,4	24,6	1,0	28,4	25,6	-	113,0	102,0*
		Т-2	25,0
ЦЭС	ПС 110 кВ БТ2	Т-1	25,0	15,3	12,5	0,1	15,4	12,6	-	62,0	50,0
		Т-2	40,0
ЦЭС	ПС 110 кВ БТ3	Т-1	25,0	19,0	16,4	0,2	19,2	16,6	-	77,0	66,0
		Т-2	25,0
ЦЭС	ПС 110 кВ В1	Т-1	16,0	10,7	14,1	-	10,7	14,1	2,4	52,0	73,0
		Т-2	16,0
ЦЭС	ПС 110 кВ В2	Т-1	2,5	0,7	0,8	-	0,7	0,8	-	27,0	33,0
		Т-2	2,5
ЦЭС	ПС 110 кВ ГТП	Т-1	40,0	33,0	29,3	-	33,0	29,3	0,9	50,9	45,2
		Т-2	40,0
		Т-3	20,0
ЦЭС	ПС 110 кВ ГТП2	Т-1	16,0	5,4	4,1	-	5,4	4,1	-	34,0	26,0
		Т-2	16,0
ЦЭС	ПС 110 кВ ГТП3	Т-1	40,0	4,0	4,8	-	4,0	4,8	-	10,0	12,0
		Т-2	40,0
ЦЭС	ПС 110 кВ ГТП4	Т-1	10,0	2,9	2,2	-	2,9	2,2	-	29,0	22,0
		Т-2	10,0
ЦЭС	ПС 220 кВ Койсуг	АТ-1	250,0	17,2	39,8	-	17,2	39,8	-	7,0	16,0
		АТ-2	250,0
ЦЭС	ПС 110 кВ КС3	Т-1	40,0	21,1	21,8	-	21,1	21,8	-	67,0	69,0
		Т-2	31,5
ЦЭС	ПС 110 кВ НГ4	Т-1	16,0	3,4	2,6	-	3,4	2,6	-	21,0	16,0
		Т-2	16,0
ЦЭС	ПС 110 кВ НГ5	Т-1	25,0	18,2	16,4	-	18,2	16,4	-	73,0	66,0
		Т-2	25,0
ЦЭС	ПС 110 кВ НГ6	Т-1	6,3	1,4	0,6	-	1,4	0,6	-	22,1	10,1
		Т-2	6,3
ЦЭС	ПС 110 кВ НГ8	Т-1	6,3	0,6	1,4	-	0,6	1,4	-	10,0	22,0
		Т-2	6,3
ЦЭС	ПС 110 кВ НЗПМ	Т-1	25,0	18,4	27,0	-	18,4	26,3	-	74,0	105,0*
		Т-2	25,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р1	Т-1	40,0	37,2	36,3	0,3	37,5	36,6	-	94,0	92,0
		Т-2	40,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р10	Т-1	40,0	34,9	30,6	-	34,9	30,6	-	87,0	77,0
		Т-2	40,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р12	Т-1	40,0	21,9	22,4	10,8	32,7	33,1	0,4	81,0	82,0
		Т-2	40,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р16	Т-1	25,0	20,2	12,3	-	20,2	12,4	2,1	73,0	41,0
		Т-2	25,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р17	Т-1	25,0	17,0	23,8	-	17,0	23,8	-	68,0	95,0
		Т-2	25,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р18 Восточная СКЖД	Т-1	25,0	6,7	6,2	-	6,7	6,2	-	34,0	31,0
		Т-2	20,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р19	Т-1	40,0	30,2	34,8	0,8	31,0	35,6	0,5	76,0	88,0
		Т-2	40,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р2	Т-1	40,0	27,1	21,5	3,1	30,2	24,6	-	75,0	61,0
		Т-2	40,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р22	Т-1	40,0	19,8	20,9	1,7	21,5	22,6	-	54,0	56,0
		Т-2	40,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р23	Т-1	25,0	10,4	13,6	-	10,4	13,6	-	42,0	54,0
		Т-2	25,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р24	Т-1	25,0	20,1	15,7	4,9	25,0	20,5	-	100,0	82,0
		Т-2	25,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р25	Т-1	25,0	11,6	9,6	-	11,6	9,6	-	46,0	38,0
		Т-2	25,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р26	Т-1	40,0	18,0	19,6	3,2	21,2	22,7	-	53,0	57,0
		Т-2	40,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р27	Т-1	40,0	4,1	4,2	4,7	8,8	8,8	-	22,0	22,0
		Т-2	40,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р28	Т-1	40,0	20,9	20,5	0,8	21,7	21,3	-	54,0	53,0
		Т-2	40,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р29	Т-1	16,0	6,6	2,0	9,7	16,3	11,7	-	102,0*	73,0
		Т-2	16,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р3	Т-1	40,0	27,5	28,5	0,6	28,1	29,1	-	70,0	73,0
		Т-2	40,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р31	Т-1	40,0	20,2	14,0	0,6	20,7	14,6	-	52,0	36,0
		Т-2	40,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р32	Т-1	25,0	14,4	15,6	4,5	18,9	20,0	-	76,0	80,0
		Т-2	25,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р33	Т-1	25,0	21,7	27,7	4,1	25,8	31,7	8,4	69,0	93,0
		Т-2	25,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р35	Т-1	25,0	6,5	9,4	4,5	11,0	13,8	-	44,0	55,0
		Т-2	25,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р37	Т-1	40,0	7,4	8,7	-	7,4	8,7	-	30,0	35,0
		Т-2	25,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р38	Т-1	10,0	2,9	3,4	-	2,9	3,4	-	45,0	54,0
		Т-2	6,3
ЦЭС	ПС 110 кВ Р41	Т-1	10,0	5,4	5,4	-	5,4	5,4	0,2	52,0	52,0
		Т-2	10,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р5	Т-1	40,0	30,0	30,3	0,7	30,7	31,1	-	77,0	78,0
		Т-2	40,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р6	Т-1	25,0	22,5	20,2	0,1	22,7	20,3	1,8	83,0	74,0
		Т-2	25,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р7	Т-1	63,0	64,3	59,4	6,5	70,8	65,8	15,0	89,0	81,0
		Т-2	63,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р8	Т-1	40,0	42,8	36,3	0,3	43,1	36,6	11,5	79,0	63,0
		Т-2	40,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Р9	Т-1	40,0	22,9	26,0	1,1	24,1	27,2	-	76,0	86,0
		Т-2	31,5
ЦЭС	ПС 110 кВ РСМ ГПП1	Т-1	63,0	42,2	47,3	-	42,2	47,3	-	50,3	56,3
		Т-2	40,0
		Т-4	40,0
ЦЭС	ПС 110 кВ РСМ ГПП2	Т-1	25,0	17,1	15,2	-	17,1	15,2	-	85,0	76,0
		Т-2	20,0
ЦЭС	ПС 110 кВ РСМ ГПП4	Т-1	25,0	13,6	12,9	-	13,6	12,9	-	54,0	51,0
		Т-2	25,0
ЦЭС	ПС 110 кВ СМ1	Т-1	16,0	16,1	16,6	0,2	16,3	16,8	3,5	80,0	83,0
		Т-2	16,0
ЦЭС	ПС 110 кВ СМ2	Т-1	16,0	4,2	7,1	-	4,2	7,1	-	26,0	45,0
		Т-2	16,0
ЦЭС	ПС 110 кВ СМ3	Т-1	10,0	3,1	3,0	-	3,1	3,0	-	31,0	30,0
		Т-2	10,0
ЦЭС	ПС 110 кВ Хапры Тяговая	Т-1	31,5	20,2	16,9	0,1	20,3	17,0	-	64,0	54,0
		Т-2	31,5
ЦЭС	ПС 110 кВ Спортивная	Т-1	40,0	5,7	7,5	-	5,7	7,5	0,5	13,0	17,0
		Т-2	40,0
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Алексеевская	Т-1	16,0	14,7	14,1	-	14,7	14,1	-	92,0	88,0
		Т-2	16,0
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Латоновская	Т-1	6,3	2,5	2,5	-	2,5	2,5	-	40,0	40,0
		Т-2	6,3
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Очистные сооружения	Т-1	16,0	10,9	9,9	0,4	11,4	10,4	-	71,0	65,0
		Т-2	16,0
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Самбек	Т-1	16,0	9,9	7,4	0,8	10,7	8,1	1,7	90,0	64,0
		Т-2	10,0
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Синявская	Т-1	5,6	6,3	5,1	1,3	7,6	6,4	1,2	114,0	93,0
		Т-2	10,0
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Т1	Т-1	40,0	30,4	25,5	0,1	30,5	25,6	14,6	80,0	55,0
		Т-2	20,0
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Т11	Т-1	31,5	16,9	13,1	0,1	17,0	13,3	2,0	47,0	36,0
		Т-2	31,5
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Т17	Т-1	10,0	7,6	6,2	0,7	8,2	6,9	0,2	80,0	67,0
		Т-2	16,0
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Т24Д	Т-3	63,0	3,5	3,0	-	3,5	3,0	-	6	5,0
		Т-4	63,0
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Т25	Т-1	40,0	9,2	11,8	-	9,2	11,8	0,1	23,0	29,0
		Т-2	40,0
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Т26	Т-1	16,0	5,3	4,3	-	5,3	4,3	1,8	22,0	16,0
		Т-2	16,0
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Т27	Т-1	16,0	9,8	10,0	0,7	10,6	10,8	-	66,0	67,0
		Т-2	16,0
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Т5	Т-1	16,0	15,7	13,8	0,6	16,3	14,4	0,9	97,0	84,0
		Т-2	16,0
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Т9	Т-1	25,0	19,8	18,0	0,8	20,5	18,7	0,6	79,0	72,0
		Т-2	25,0
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Федоровская	Т-1	10,0	7,9	1,4	-	8,0	1,5	-	80,0	15,0
		Т-2	10,0
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Чалтырь	Т-3	16,0	30,4	26,1	3,0	33,5	29,1	13,0	128,0	101,0*
		Т-2	25,0
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Т12 ОАО "Восток"	Т-1	31,5	10,0	9,9	-	10,0	9,9	1,3	28,0	27,0
		Т-2	31,5
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Т21	Т-1	25,0	15,7	9,7	0,1	15,8	9,8	0,1	63,0	39,0
		Т-2	25,0
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Т22 (ОАО "Восток")	Т-1	40,0	52,8	28,1	-	52,5	28,1	-	66,0	35,1
		Т-2	40,0
		Т-3	40,0
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Т23	Т-1	25,0	15,8	12,3	-	15,8	12,3	1,1	59,0	45,0
		Т-2	25,0
ЮЭС	ПС 110 кВ Егорлыкская	Т-1	10,0	7,9	8,3	-	7,9	8,3	0,1	78,0	82,0
		Т-2	10,0
ЮЭС	ПС 110 кВ А1	Т-1	40,0	37,5	36,4	0,1	37,6	36,5	-	94,0	91,0
		Т-2	50,0
ЮЭС	ПС 110 кВ А12	Т-1	16,0	2,1	1,3	0,1	2,2	1,4	-	14,0	9
		Т-2	16,0
ЮЭС	ПС 220 кВ А-20	АТ-1	125,0	87,2	66,5	0,2	87,3	66,6	-	70,0	53,0
		АТ-2	125,0
ЮЭС	ПС 110 кВ А25	Т-1	10,0	2,4	2,6	-	2,4	2,6	-	24,0	26,0
		Т-2	10,0
ЮЭС	ПС 110 кВ А26	Т-1	40,0	12,7	7,4	0,1	12,8	7,5	-	32,0	19,0
		Т-2	40,0
ЮЭС	ПС 110 кВ А32	Т-1	10,0	4,5	2,6	0,2	4,7	2,8	-	47,0	28,0
		Т-2	10,0
ЮЭС	ПС 110 кВ Кугей Тягов (МПС РФ РДЭ СКЖД)	Т-1	40,0	12,2	9,4	-	12,2	9,4	-	30,0	24,0
		Т-2	40,0
ЮЭС	ПС 110 кВ ЗР10	Т-1	6,3	1,2	1,5	-	1,2	1,5	-	18,0	23,0
		Т-2	6,3
ЮЭС	ПС 220 кВ Зерновая	АТ-1	125,0	55,4	56,8	0,1	55,6	56,9	-	44,0	45,0
		АТ-2	125,0
ЮЭС		Т-1	23,0	16,7	14,4	-	16,7	14,4	-	104,0*	90,0
		Т-2	16,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Г2	Т-1	31,5	14,8	18,0	-	14,9	18,0	-	47,0	57,0
		Т-2	40,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Г4	Т-1	25,0	4,9	13,2	-	4,9	13,2	-	20,0	53,0
		Т-2	25,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Г10	Т-1	25,0	26,3	17,7	-	26,3	17,7	-	105,0*	71,0
		Т-2	25,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Г13	Т-1	16,0	0,5	0,3	-	0,5	0,3	-	3,0	2,0
		Т-2	16,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Г15	Т-1	10,0	2,1	1,3	-	2,1	1,3	-	21,0	13,0
		Т-2	10,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Г18	Т-1	6,3	5,3	3,8	-	5,3	3,8	-	84,0	61,0
		Т-2	6,3
ЗЭС	ПС 110 кВ Н1	Т-1	25,0	15,7	8,5	-	15,7	8,5	0,4	76,0	40,0
		Т-2	20,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Н4	Т-1	40,0	24,2	13,2	-	24,2	13,2	-	61,0	33,0
		Т-2	40,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Н9	Т-1	16,0	12,9	13,8	-	12,9	13,8	-	81,0	86,0
		Т-2	16,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Н13	Т-1	6,3	0,5	0,6	-	0,5	0,7	-	9,0	10,0
		Т-2	6,3
ЗЭС	ПС 110 кВ Н16	Т-1	16,0	2,6	2,9	-	2,6	2,9	-	41,0	46,0
		Т-2	6,3
ЗЭС	ПС 110 кВ С2	Т-1	15,0	4,6	2,3	-	4,6	2,3	-	31,0	15,0
		Т-2	20,0
ЗЭС	ПС 110 кВ С5	Т-1	6,3	2,1	1,2	-	2,1	1,2	0,1	33,0	19,0
		Т-2	6,3
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш8	Т-1	20,0	13,1	11,2	-	13,1	11,2	-	66,0	56,0
		Т-2	20,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш9	Т-1	15,0	13,9	14,9	-	13,9	14,9	-	93,0	100,0
		Т-2	25,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш14	Т-1	10,0	9,3	6,5	0,1	9,4	6,7	0,2	92,0	65,0
		Т-2	20,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш16	Т-1	40,0	49,5	43,0	0,1	49,6	43,1	6,5	108,0	92,0
		Т-2	40,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш35	Т-1	20,0	5,4	2,4	-	5,5	2,4	1,2	21,0	6,0
		Т-2	20,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш42	Т-1	6,3	6,3	5,6	-	6,3	5,6	0,3	95,0	83,0
		Т-2	6,3
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш44	Т-1	16,0	4,1	3,1	-	4,1	3,1	-	26,0	19,0
		Т-2	16,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш46	Т-1	10,0	6,0	3,4	-	6,0	3,4	-	60,0	34
		Т-2	10,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Замчалово (Лу РЖД)	Т-1	40,0	29,6	34,2	-	29,6	34,2	-	74,0	86,0
		Т-2	40,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Лесостепь (Ру РЖД)	Т-1	40,0	17,8	22,6	-	17,8	22,6	-	45,0	57,0
		Т-2	40,0
ЗЭС	ПС 110 кВ НЗНП (завод НЗНП)	Т-1	40,0	12,1	9,3	-	12,1	9,3	-	30,0	23,0
		Т-2	40,0
ЗЭС	ПС 110 кВ С1 ("Энерготранс")	Т-1	16,0	4,8	6,3	-	4,8	6,3	-	32,0	42,0
		Т-2	15,0
ЗЭС	ПС 110 кВ С3 (ОАО "ОЭК")	Т-1	10,0	5,1	3,4	-	5,1	3,4	-	51,0	34,0
		Т-2	10,0
ЗЭС	ПС 110 кВ С4 ("ЮжСталь")	Т-1	63,0	0,1	-	-	0,1	-	-	0,4,0	-
		Т-2	25,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Стальная ("Юж сталь")	Т-1	63,0	-	-	-	-	-	-	-	-
		Т-2	63,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш28 (ООО "Шахтинская керамика")	Т-1	25,0	9,3	7,8	-	9,3	7,8	-	37,0	31,0
		Т-2	25,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш29 ("Энерготранс")	Т-1	10,0	9,3	6,8	-	9,3	6,8	-	93,0	68,0
		Т-2	10,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш45 ("Энерготранс")	Т-1	25,0	2,4	2,7	-	2,4	2,7	-	9,0	11,0
		Т-2	25,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Дальняя	Т-1	10,0	3,0	4,0	-	3,0	4,1	-	30,0	41,0
		Т-2	10,0
ЗЭС	ПС 110 кВ Г19 (ОАО "Донуголь")	Т-1	10,0	5,0	5,0	-	5,0	5,0	-	50,0	50,0
		Т-2	10,0
ЗЭС	ПС 110 кВ ЦОФ (ЗАО "Партнер Сервис")	Т-1	10,0	-	0,5	-	-	0,5	-	-	5,0
		Т-2	10,0
ВЭС	ПС 110 кВ Центральная	Т-1	10,0	12,2	10,8	-	12,2	10,8	10,0	29,0	11
		Т-2	7,5
ВЭС	ПС 110 кВ Добровольская	Т-1	20,0	6,8	7,3	-	6,8	7,3	-	34,0	37,0
		Т-2	25,0
ВЭС	ПС 110 кВ Константиновская	Т-1	10,0	5,1	4,0	0,5	5,7	4,6	-	57,0	46,0
		Т-2	10,0
ВЭС	ПС 110 кВ Заветинская	Т-1	6,3	4,0	3,1	-	4,0	3,1	-	63,0	49,0
		Т-2	6,3
ВЭС	ПС 110 кВ Мартыновская	Т-1	10,0	6,3	4,5	-	6,3	4,6	-	63,0	46,0
		Т-2	10,0
ВЭС	ПС 110 кВ Хуторская	Т-1	6,3	1,5	0,8	-	1,5	0,8	-	23,0	12,0
		Т-2	6,3
ВЭС	ПС 110 кВ НС9	Т-1	16,0	2,5	1,9	-	2,5	1,9	-	16,0	12,0
		Т-2	16,0
ВЭС	ПС 110 кВ Октябрьская	Т-1	6,3	0,3	0,2	-	0,3	0,2	-	5,0	3,0
		Т-2	6,3
ВЭС	ПС 110 кВ Б. Ремонтное	Т-1	7,5	0,2	0,2	-	0,2	0,2	-	8,0	8,0
		Т-2	2,5
ВЭС	ПС 110 кВ Цимлянская	Т-1	16,0	8,9	6,4	1,5	10,5	8,0	-	105,0*	80,0
		Т-2	10,0
ВЭС	ПС 110 кВ Денисовская	Т-1	2,5	0,3	0,3	-	0,3	0,3	-	12,0	11,0
		Т-2	2,5
ВЭС	ПС 110 кВ КГУ	Т-1	10,0	5,4	5,1	0,1	5,5	5,2	-	55,0	52,0
		Т-2	10,0
ВЭС	ПС 110 кВ ВдПТФ	Т-1	10,0	1,1	0,4	-	1,1	0,4	-	11,0	4,0
		Т-2	10,0
ВЭС	ПС 110 кВ Ремонтненская	Т-1	6,3	4,3	3,7	-	4,3	3,7	-	68,0	60,0
		Т-2	10,0
ВЭС	ПС 110 кВ Городская 1 МУП "ВГЭС"	Т-1	40,0	14,2	19,2	-	14,2	19,2	-	36,0	48,0
		Т-2	40,0
ВЭС	ПС 110 кВ ЮЗР МУП "ВГЭС"	Т-1	25,0	7,8	8,4	-	7,8	8,4	-	31,0	34,0
		Т-2	25,0
ВЭС	ПС 110 кВ Водозабор МУП "ВГЭС"	Т-1	25,0	4,9	6,0	-	4,9	6,0	-	20,0	24,0
		Т-2	25,0
ВЭС	ПС 110 кВ Промбаза 1 АО "Энергия"	Т-1	16,0	13,9	12,3	-	13,9	12,3	-	87,0	77,0
		Т-2	16,0
ВЭС	ПС 110 кВ Стройбаза 1	Т-1	16,0	2,5	1,0	-	2,5	1,0	-	16,0	6,0
		Т-2	16,0
ВЭС	ПС 110 кВ Приморская (ВКДП)	Т-1	40,0	6,5	2,7	-	6,5	2,7	-	16,0	7,0
		Т-2	40,0
СЭС	ПС 110 кВ Ал. Лозовская	Т-1	6,3	3,3	2,5	-	3,3	2,5	-	52,0	40,0
		Т-2	6,3
СЭС	ПС 110 кВ Вешенская 1	Т-1	10,0	5,7	5,3	0,1	5,7	5,3	0,4	53,0	49,0
		Т-2	10,0
СЭС	ПС 110 кВ ГОК	Т-2	40,0	16,8	18,4	0,3	17,1	18,7	1,4	39,0	43,0
		Т-1	40,0
СЭС	ПС 110 кВ Калининская	Т-1	16,0	3,9	3,0	-	3,9	3,0	-	25,0	19,0
		Т-2	16,0
СЭС	ПС 110 кВ Кашарская	Т-1	10,0	2,9	2,3	0,1	3,0	2,4	-	30,0	24,0
		Т-2	16,0
СЭС	ПС 110 кВ Колодезянская	Т-2	6,3	0,8	0,3	-	0,8	0,3	-	13,0	5,0
		Т-1	6,3
СЭС	ПС 110 кВ Промзона	Т-2	25,0	11,1	9,2	-	11,1	9,2	-	44,0	37,0
		Т-1	25,0
СЭС	ПС 110 кВ Сохрановская	Т-1	6,3	2,5	1,9	0,1	2,5	1,9	-	40,0	31,0
		Т-2	6,3
СЭС	ПС 110 кВ Суходольная	Т-1	25,0	7,1	4,8	-	7,1	4,8	-	29,0	19,0
		Т-2	25,0
СЭС	ПС 110 кВ Тиховская	Т-1	10,0	2,2	2,0	-	2,2	2,0	-	22,0	20,0
		Т-2	10,0
СЭС	ПС 110 кВ Чертковская	Т-1	10,0	6,8	5,2	0,1	6,9	5,3	-	69,0	53,0
		Т-2	10,0
СЭС	ПС 110 кВ Сысоево	Т-1	90,0	1,2	0,3	-	1,2	0,3	-	1,0	0,4
		Т-2	90,0
СЭС	ПС 110 кВ Ст. Станица	Т-1	25,0	16,3	12,1	-	16,3	12,1	-	65,0	48,0
		Т-2	25,0
СВЭС	ПС 110 кВ Тарасовская	Т-1	16,0	9,7	8,0	-	9,7	8,0	-	61,0	50,0
		Т-2	16,0
СВЭС	ПС 110 кВ НПС (АО "Черномортранснефть")	Т-1	25,0	9,2	9,3	-	9,2	9,3	-	37,0	37,0
		Т-2	25,0
СВЭС	ПС 110 кВ Б4	Т-1	10,0	9,9	9,7	-	9,9	9,7	-	99,0	97,0
		Т-2	16,0
СВЭС	ПС 110 кВ ЗИВ	Т-1	16,0	4,8	5,2	0,1	4,9	5,3	-	30,0	33,0
		Т-2	16,0
СВЭС	ПС 110 кВ Волченская ПТФ	Т-1	2,5	1,5	0,7	1,0	2,6	1,8	-	103,0*	71,0
		Т-2	2,5
СВЭС	ПС 110 кВ Гундоровская	Т-1	40,0	14,0	11,5	-	14,0	11,5	-	35,0	29,0
		Т-2	40,0
СВЭС	ПС 110 кВ К10	Т-1	25,0	12,7	9,8	-	12,7	9,8	-	51,0	39,0
		Т-2	25,0
СВЭС	ПС 110 кВ К4	Т-1	20,0	20,3	15,1	0,8	21,1	15,9	-	105,0*	79,0
		Т-2	25,0
СВЭС	ПС 110 кВ ДЭЗ (АО "ДЭЗ")	Т-1	40,5	6,0	5,6	-	6,0	5,6	-	15,0	14,0
		Т-2	40,5
СВЭС	ПС 110 кВ ДонМеталл (ООО "Дон Металл")	Т-1	25,0	0,1	0,1	-	0,1	0,1	-	1,0	1,0
		Т-2	10,0
СВЭС	ПС 110 кВ ГПП2	Т-1	10,0	2,5	1,9	-	2,5	1,9	-	25,0	19,0
		Т-2	10,0
СВЭС	ПС 110 кВ Б1	Т-1	16,0	5,4	4,1	2,9	8,3	7,0	-	52,0	44,0
		Т-2	25,0
СВЭС	ПС 110 кВ Б3	Т-1	40,0	28,7	20,5	-	28,7	20,5	16,5	16,2,0	5,3
		Т-2	31,5
		Т-3	40,5
СВЭС	ПС 110 кВ Б5	T-1	16,0	12,3	9,3	-	12,3	9,3	-	77,0	58,0
		Т-2	20,0
СВЭС	ПС 110 кВ Г. Калитвенская	Т-1	6,3	1,4	1,3	0,1	1,4	1,3	-	22,0	21,0
		Т-2	6,3
СВЭС	ПС 110 кВ Промзона ГПП (АО Калитвасельмаш)	Т-1	16,0	5,7	5,7	-	5,7	5,7	-	35,0	35,0
		Т-2	16,0
СВЭС	ПС 110 кВ Ясногорская	Т-1	16,0	3,2	3,0	-	3,2	3,0	-	20,0	19,0
		Т-2	16,0
СВЭС	ПС 110 кВ Садкинская (ООО "Энерготранс")	Т-1	16,0	8,9	12,3	-	8,9	12,3	-	55,0	77,0
		Т-2	16,0
СВЭС	ПС 110 кВ Синегорская (Донэнерго)	Т-1	10,0	2,4	1,5	-	2,4	1,5	-	24,0	15,0
		Т-2	10,0
СВЭС	ПС 110 кВ Б8	Т-1	15,0	6,4	5,9	-	6,4	5,9	-	43,0	39,0
		Т-2	20,0
СВЭС	ПС 110 кВ Шахта Быстрянская (ООО "РУК")	Т-1	16,0	0,1	0,4	-	0,1	0,4	-	1,0	3,0
		Т-2	16,0
СВЭС	ПС 110 кВ Б11	Т-1	25,0	21,7	17,2	-	21,7	17,2	0,3	86,0	68,0
		Т-2	25,0
СВЭС	ПС 110 кВ Милютинская	Т-1	10,0	5,3	3,9	0,1	5,4	4,0	-	54,0	40,0
		Т-2	10,0
СВЭС	ПС 110 кВ Обливская ПТФ	Т-1	6,3	2,2	2,4	-	2,2	2,4	-	35,0	38,0
		Т-2	6,3
ЮВЭС	ПС 110 кВ АРЗ	Т-1	10,0	8,1	3,0	0,1	8,2	3,1	-	82,0	31,0
		Т-2	16,0
ЮВЭС	ПС 110 кВ Екатериновская	Т-1	16,0	4,6	8,2	-	4,6	8,2	-	29,0	52,0
ЮВЭС		Т-2	16,0
ЮВЭС	ПС 110 кВ НС1	Т-1	10,0	8,9	1,9	0,5	9,4	2,4	-	94,0	24,0
		Т-2	10,0
ЮВЭС	ПС 110 кВ Орловская	Т-1	16,0	19,2	9,6	-	19,2	9,6	-	120,0	60,0
		Т-2	16,0
ЮВЭС	ПС 220 кВ Песчанокопская (РП МЭС)	АТ-1	63,0	53,6	26,8	-	53,6	26,8	-	85,0	43,0
		АТ-2	63,0
ЮВЭС	ПС 110 кВ Пролетарская	Т-1	16,0	9,8	13,6	2,0	11,7	15,6	-	73,0	98,0
		Т-2	16,0
ЮВЭС	ПС 110 кВ Развиленская	Т-1	10,0	7,9	6,7	-	7,9	6,7	-	79,0	67,0
		Т-2	10,0
ЮВЭС	ПС 110 кВ Сандатовская	Т-1	10,0	8,0	4,2	-	8,0	4,2	-	80,0	42,0
		Т-2	10,0
ЮВЭС	ПС 110 кВ Трубецкая	Т-1	25,0	20,2	6,3	1,0	21,2	7,3	-	85,0	29,0
		Т-2	25,0
ЮВЭС	ПС 110 кВ Целинская	Т-1	25,0	11,6	9,2	-	11,7	9,3	-	47,0	37,0
		Т-2	25,0
ЮВЭС	ПС 110 кВ К П О ("Донэнерго")	Т-1	10,0	5,7	4,4	-	5,7	4,4	-	57,0	44,0
		Т-2	16,0
ЮВЭС	ПС 110 кВ Песчанокопская тяговая	Т-1	40,0	12,0	12,0	-	12,0	12,0	-	30,0	30,0
		Т-2	40,0
ЮВЭС	ПС 110 кВ Сальская тяговая	Т-1	40,0	10,0	6,0	-	10,0	6,0	-	25,0	15,0
		Т-2	40,0
ЮВЭС	ПС 110 кВ Двойная тяговая	Т-1	25,0	14,0	5,0	-	14,0	5,0	-	56,0	20,0
		Т-2	25,0
ЮВЭС	ПС 110 кВ Зимовники тяговая	Т-1	25,0	6,0	5,0	-	6,0	5,0	-	24,0	20,0
		Т-2	25,0
ЦЭС	ПС 110 кВ В10	Т-1	10,0	3,2	4,4	-	3,2	4,4	-	-	-
ЦЭС	ПС 110 кВ СМ4	Т-1	2,5	1,0	0,4	-	1,0	0,4	-	-	-
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Дарагановская	Т-1	16,0	6,0	6,1	-	6,0	6,1	-	-	-
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Ефремовская	Т-1	6,3	0,4	0,4	-	0,4	0,4	-	-	-
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Искра	Т-1	2,5	0,3	0,3	-	0,3	0,3	-	-	-
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Лиманная	Т-1	6,3	1,3	1,3	-	1,3	1,3	-	-	-
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Некрасовская	Т-2	6,3	0,8	0,6	-	0,8	0,6	-	-	-
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Новиковская	Т-1	10,0	1,6	1,6	-	1,6	1,6	0,7	-	-
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Носовская	Т-1	10,0	0,8	0,8	-	0,8	0,8	-	-	-
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Отрадненская	Т-1	6,3	0,6	0,4	-	0,6	0,4	-	-	-
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Рябиновская	Т-1	6,3	4,8	2,1	-	4,8	2,1	-	-	-
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Т10 тяг.	Т-1	40,0	4,7	6,6	-	4,7	6,6	-	-	-
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Т13	Т-1	31,5	5,6	1,1	-	5,6	1,1	0,1	-	-
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Т13 (ОАО "Красный Котельщик")	Т-2	40,0	9,9	5,4	-	9,9	5,4	-	--	-
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Троицкая 1	Т-3	16,0	16,8	17,1	-	16,8	17,1	0,2	-	-
ЮЗЭС	ПС 110 кВ Т24	Т-1	31,5	5,9	2,2	-	5,9	2,2	-	-	-
ЮЭС	ПС 110 кВ Роговская	Т-1	10,0	3,4	3,5	-	3,4	3,5	-	-	-
ЮЭС	ПС 110 кВ Балкогрузская	Т-1	6,3	1,2	1,2	-	1,2	1,2	-	-	-
ЮЭС	ПС 110 кВ Самарская	Т-1	10,0	7,5	8,5	-	7,5	8,5	-	-	-
ЮЭС	ПС 110 кВ А31	Т-1	16,0	10,2	9,7	-	10,2	9,7	-	-	-
ЮЭС	ПС 110 кВ НС1	Т-1	6,3	3,7	3,6	-	3,7	3,6	-	-	-
ЮЭС	ПС 110 кВ НС2	Т-1	10,0	0,7	3,1	-	0,7	3,1	-	-	-
ЮЭС	ПС 110 кВ НС3	Т-1	16,0	5,0	5,0	-	5,0	5,0	-	-	-
ЮЭС	ПС 110 кВ ЗР14	Т-1	10,0	2,8	2,2	-	2,8	2,2	-	-	-
ЮЭС	ПС 110 кВ ЗР15	Т-1	6,3	1,1	1,0	-	1,1	1,0	-	-	-
ЮЭС	ПС 110 кВ ЗР3	Т-1	6,3	1,2	1,1	-	1,2	1,1	-	-	-
ЮЭС	ПС 110 кВ Манычская	Т-1	6,3	0,7	0,8	-	0,7	0,8	-	-	-
ЮЭС	ПС 110 кВ Краснолученская	Т-1	16,0	1,8	2,4	-	1,8	2,4	-	-	-
ЮЭС	ПС 110 кВ Полячки	Т-1	6,3	0,8	0,4	-	0,8	0,4	-	-	-
ЮЭС	ПС 110 кВ Звонкая 110	Т-1	10,0	5,0	3,6	-	5,0	3,6	-	-	-
ЮЭС	ПС 110 кВ БОС	Т-1	6,3	3,7	2,4	-	3,7	2,4	-	-	-
ЮЭС	ПС 110 кВ Юбилейная	Т-2	10,0	6,8	5,4	-	6,8	5,4	-	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ Г9	Т-1	16,0	3,4	4,6	-	3,4	4,6	-	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ Г14	Т-1	7,5	1,0	0,6	-	1,0	0,6	-	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ Н8	Т-4	25,0	7,1	5,3	-	7,1	5,3	-	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ Н15	Т-1	10,0	1,6	1,6	-	1,6	1,6	-	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ Н17	Т-1	16,0	1,5	1,1	-	1,5	1,1	-	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ Н21	Т-1	2,5	0,4	0,2	-	0,4	0,2	-	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ С6	Т-2	6,3	3,4	2,6	-	3,4	2,6	-	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ С7	Т-2	6,3	2,1	1,3	-	2,1	1,3	-	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш6	Т-2	63,0	5,8	8,0	-	5,8	8,0	-	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш34	Т-1	25,0	10,5	12,7	-	10,5	12,7	-	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш36	Т-1	2,5	1,0	0,7	-	1,0	0,7	-	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш37	Т-2	2,5	0,6	0,2	-	0,6	0,2	-	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш38	Т-2	2,5	1,1	0,5	-	1,1	0,5	-	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш43	Т-1	6,3	1,8	2,9	-	1,8	2,9	-	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш47	Т-2	10,0	1,4	0,8	-	1,4	0,8	0,3	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ Ш49	Т-1	10,0	1,9	1,9	-	1,9	1,9	-	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ Карьер ("Энерготранс")	Т-1	6,3	0,2	0,9	-	0,2	0,9	-	-	-
ЗЭС	ПС 110 кВ Щебзавод (ОАО "Донуголь")	Т-1	6,3	1,4	2,2	-	1,4	2,2	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Обливная	Т-2	6,3	2,1	1,8	-	2,1	1,8	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Василевская	Т-1	10,0	4,2	3,5	-	4,2	3,5	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Северный Портал	Т-1	6,3	1,5	1,0	-	1,5	1,0	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ НС1	Т-1	10,0	1,8	0,3	-	1,8	0,3	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ НС2	Т-1	6,3	0,8	0,5	-	0,8	0,5	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Приволенская	Т-1	3,2	0,3	0,2	-	0,3	0,2	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Глубокинская	Т-1	2,5	0,6	0,4	-	0,6	0,4	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Большовская	Т-1	6,3	2,4	1,1	-	2,4	1,1	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Конзаводская	Т-1	2,5	0,5	0,4	-	0,5	0,4	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Дружба	Т-2	6,3	0,5	0,3	-	0,5	0,3	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Дубенцовская	Т-1	10,0	2,3	0,8	-	2,3	0,8	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ НС3	Т-1	10,0	2,7	0,8	-	2,7	0,8	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ НС6	Т-1	6,3	-	-	-	-	-	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Комаровская	Т-1	6,3	3,9	3,3	-	3,9	3,3	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Дубовская	Т-2	10,0	2,8	1,9	-	2,8	1,9	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Богородская	Т-1	2,5	0,2	0,2	-	0,2	0,2	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Искра	Т-1	2,5	0,4	0,7	-	0,4	0,7	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Шебалинская	Т-1	6,3	0,7	0,6	-	0,7	0,6	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Несмеяновская	Т-1	2,5	1,1	0,9	-	1,1	0,9	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Вербовая	Т-1	2,5	0,4	0,2	-	0,4	0,2	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Харьковская	Т-1	10,0	0,6	0,6	-	0,6	0,6	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Малая Лучка	Т-1	2,5	0,3	0,1	-	0,3	0,1	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Овцевод	Т-1	10,0	0,8	0,7	-	0,8	0,7	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Харсеевская	Т-1	6,3	-	-	-	-	-	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Жуковская	Т-2	6,3	1,0	1,0	-	1,0	1,0	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Черкассы	Т-1	10,0	2,3	1,6	-	2,3	1,6	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Наримановская	Т-1	6,3	0,3	0,1	-	0,3	0,1	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Стычная	Т-1	10,0	0,4	0,3	-	0,4	0,3	-	-	-
ВЭС	ПС 110 кВ Промбаза 2 АО "Энергия"	Т-1	25,0	-	-	-	-	-	-	-	-
СЭС	ПС 110 кВ В. Свечниковская	Т-1	10,0	1,9	1,3	-	1,9	1,3	-	-	-
СЭС	ПС 110 кВ Денисовская	Т-1	6,3	1,6	1,1	-	1,6	1,1	-	-	-
СЭС	ПС 110 кВ Казанская	Т-1	10,0	4,7	3,2	-	4,7	3,2	-	-	-
СЭС	ПС 110 кВ Каргинская	Т-1	10,0	4,1	3,1	-	4,1	3,1	-	-	-
СЭС	ПС 110 кВ Макеевская	Т-1	6,3	0,9	0,8	-	0,9	0,8	-	-	-
СЭС	ПС 110 кВ Маяк	Т-1	6,3	1,7	0,5	-	1,7	0,5	-	-	-
СЭС	ПС 110 кВ Миллеровская	Т-1	10,0	2,0	1,2	-	2,0	1,2	-	-	-
СЭС	ПС 110 кВ Новоселовская	Т-1	2,5	1,3	0,7	-	1,3	0,7	-	-	-
СЭС	ПС 110 кВ НС3	Т-1	16,0	1,1	0,8	-	1,1	0,8	-	-	-
СЭС	ПС 110 кВ Сулин	Т-1	16,0	2,3	1,3	-	2,3	1,3	-	-	-
СЭС	ПС 110 кВ Туриловская	Т-1	3,2	1,3	0,7	-	1,3	0,7	-	-	-
СЭС	ПС 110 кВ Кутейниково	Т-1	40,0	10,3	6,2	-	10,3	6,2	-	-	-
СЭС	ПС 110 кВ Колодези	Т-2	40,0	22,8	14,8	-	22,8	14,8	-	-	-
СВЭС	ПС 110 кВ Чеботовская	Т-1	6,3	3,3	5,3	-	3,3	5,3	-	-	-
СВЭС	ПС 110 кВ Богатовская ПТФ	Т-1	10,0	1,2	1,4	-	1,2	1,4	-	-	-
СВЭС	ПС 110 кВ Б2	Т-3	16,0	3,1	0,0	-	3,1	0,0	-	-	-
СВЭС	ПС 110 кВ Б12	Т-1	25,0	6,9	6,2	-	6,9	6,2	-	-	-
СВЭС	ПС 110 кВ Обливская 1	Т-1	6,3	3,5	3,0	-	3,5	3,0	-	-	-
СВЭС	ПС 110 кВ Советская 2	Т-1	10,0	3,0	2,1	-	3,0	2,1	-	-	-
ЮВЭС	ПС 110 кВ Волочаевская	Т-1	10,0	1,5	0,6	-	1,5	0,6	-	-	-
ЮВЭС	ПС 110 кВ Ганчуковская	Т-1	6,3	3,1	4,0	-	3,1	4,0	-	-	-
ЮВЭС	ПС 110 кВ Куберле 2	Т-1	10,0	2,4	1,6	-	2,4	1,6	-	-	-
ЮВЭС	ПС 110 кВ Черкесская	Т-1	6,3	0,3	0,1	-	0,3	0,1	-	-	-
ЮВЭС	ПС 110 кВ КС Сальская ("Газпром")	Т-1	6,3	0,4	0,2	-	0,4	0,2	-	-	-

* Длительная перегрузка не превышает 105 процентов от номинального тока трансформатора. В соответствии с п. 8 "Требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию", утвержденных Минэнерго России от 08.02.2019 N 81, трансформаторы должны допускать длительную (без ограничения длительности) перегрузку по току любой обмотки на 5 процентов номинального тока ответвления, если напряжение на данном ответвлении не превышает номинального, независимо от температуры окружающей среды.

Необходимость увеличения трансформаторной мощности подстанций по результатам анализа контрольных замеров.

По результатам зимних и летних контрольных замеров 2016 - 2019 годов выявлена возможность превышения длительно допустимой токовой нагрузки (свыше 105 процентов от номинального тока) следующих трансформаторов:

Т-3 ПС 110 кВ Троицкая-1 в нормальной схеме;

Т-1(2) ПС 110 кВ АС1 при отключении Т-2(1);

Т-1(2) ПС 110 кВ АС12 при отключении Т-2(1);

Т-1(2) ПС 110 кВ БГ2 при отключении Т-2(1);

Т-1(2) ПС 110 кВ БТ1 при отключении Т-2(1);

Т-1(2) ПС 110 кВ Р7 при отключении Т-2(1);

Т-1(2) ПС 110 кВ Синявская при отключении Т-2(1);

Т-1(2) ПС 110 кВ Т1 при отключении Т-2(1);

Т-1(2) ПС 110 кВ Чалтырь при отключении Т-2(1);

Т-1(2) ПС 110 кВ Ш16 при отключении Т-2(1);

Т-1(2) ПС 110 кВ Центральная при отключении Т-2(1).

Т-1(2) ПС 110 кВ ПС 110 кВ Орловская при отключении Т-2(1)

ПС 110/10 кВ АС12.

На ПС 110 кВ АС12 установлено два силовых трансформатора марки ТМН-6300/110, тип системы охлаждения - М (охлаждение с естественной циркуляцией воздуха и масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2019 годов составляет 9,6 МВА. В послеаварийном режиме, связанном с отключением Т-1(2), в работе останется Т-2(1) номинальной мощностью = 6,3 МВА. Коэффициент аварийной перегрузки 1,52. Допустимая продолжительность перегрузки при -12 градусах составляет 24 часа - достаточно для осуществления перевода нагрузки. Загрузка с учетом перевода 1,6 МВА нагрузки оставшегося в работе Т-1(2) составит 8 МВА. Коэффициент аварийной перегрузки 1,27 допускает работу Т-1(2) без ограничения времени.

Реконструкция ПС 110 кВ АС12 с увеличением трансформаторной мощности не требуется.

ПС 110/35/10 кВ АС1.

На ПС 110 кВ АС1 установлено два силовых трансформатора марки ТДТН-10000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2019 годов составляет 14,26 МВА. В послеаварийном режиме, связанном с отключением Т-1(2), в работе останется Т-2(1) номинальной мощностью = 10 МВА. Коэффициент аварийной перегрузки 1,43. Допустимая продолжительность перегрузки при -12 градусах составляет 24 часа - достаточно для осуществления перевода нагрузки. Загрузка с учетом перевода 3,3 МВА нагрузки оставшегося в работе Т-1(2) составит 10,96 МВА, Коэффициент аварийной перегрузки 1,10 допускает работу Т-1(2) без ограничения времени.

Реконструкция ПС 110 кВ АС1 с увеличением трансформаторной мощности не требуется.

ПС 110/35/10 кВ Чалтырь.

На ПС 110 кВ Чалтырь установлено два силовых трансформатора: Т-3 марки ТДТН-16000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла); Т-2 марки ТДТН-25000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2019 годов составляет 30,43 МВА. В послеаварийном режиме, связанным с отключением Т-2, в работе останется Т-3 номинальной мощностью = 16 МВА. Коэффициент аварийной перегрузки 2,09. Допустимая продолжительность перегрузки при -12 градусах составляет 1 минуту - недостаточно для осуществления перевода нагрузки. Для исключения недопустимой перегрузки при единичном отключении в нормальной схеме для фактических нагрузок целесообразно выполнить замену существующего трансформатора Т-3 на ПС 110 кВ Чалтырь мощностью 16 МВА на трансформатор мощностью 25 МВА.

В случае наличия на ПС 110 кВ Чалтырь трансформаторов мощностью 2х25 МВА, в послеаварийном режиме, связанном с отключением одного из трансформаторов, с учетом подключения нагрузки по техническим условиям на технологическое присоединение в объеме 3,03 МВА с учетом коэффициентов несовпадения максимумов нагрузок коэффициент аварийной перегрузки составит 1,36. Допустимая продолжительность перегрузки при -12 градусах составит 24 часа - достаточно для перевода нагрузки на другие центры питания в объеме 13 МВА.

ПС 110/6/6 кВ БТ1.

На ПС 110 кВ БТ1 установлено два силовых трансформатора марки ТДТН-25000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2019 года составляет 27,36 МВА. В послеаварийном режиме, связанным с отключением Т-1(2), в работе останется Т-2(1) номинальной мощностью = 25 МВА. Коэффициент аварийной перегрузки 1,09. Согласно письму филиала ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" N РЭ/1300/1359 от 02.10.2019 на ПС 110 кВ БТ1 планируется технологическое присоединение 1,01 МВА нагрузки с учетом коэффициентов несовпадения максимумов нагрузок. Коэффициент аварийной перегрузки составит 1,13 и допускает перегрузку оставшегося в работе Т-2(1) без ограничения по времени при температуре -12 °С.

Реконструкция ПС 110 кВ БТ1 с увеличением трансформаторной мощности не требуется.

ПС 110/35/6 кВ Р7.

На ПС 110 кВ Р7 установлено два силовых трансформатора марки ТДТН-63000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2019 годов составляет 64,31 МВА. В послеаварийном режиме, связанном с отключением Т-1(2), в работе останется Т-2(1) номинальной мощностью = 63 МВА. Коэффициент аварийной перегрузки 1,12. Допустимая продолжительность перегрузки составляет 24 часа - достаточно для осуществления перевода нагрузки. Загрузка с учетом перевода 15 МВА нагрузки оставшегося в работе Т-2(1) составит 49,31 МВА. В данном режиме Т-2(1) не перегружается.

Согласно письму от Филиала ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" N РЭ/1300/1359 от 02.10.2019 на ПС 110 кВ Р7 планируется технологическое присоединение 6,45 МВА нагрузки с учетом коэффициентов несовпадения максимумов нагрузок. При этом перегрузка оставшегося в работе Т-2(1) составит 1,12. Допустимая продолжительность перегрузки при -12 градусах составляет 24 часа - достаточно для осуществления перевода нагрузки. Загрузка с учетом перевода 15 МВА нагрузки оставшегося в работе Т-2(1) составит 55,76 МВА. В данном режиме Т-2(1) не перегружается.

Реконструкция ПС 110 кВ Р7 с увеличением трансформаторной мощности не требуется.

ПС 110/35/6 кВ Центральная.

На ПС 110/35/6 кВ Центральная установлено два силовых трансформатора: Т-1 типа ТДТН-10000/110/35/6 (1968 года выпуска) и Т-2 типа ТМТГ-7500/110/35/6 (1945 года выпуска), тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла), М (охлаждение с естественной циркуляцией воздуха и масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2019 года составляет 12,2 МВА. В послеаварийном режиме, связанным с отключением Т-1, в работе останется Т-2 номинальной мощностью = 7,5 МВА. Коэффициент аварийной перегрузки 1,63. Допустимая продолжительность перегрузки при -12 градусах составляет 5 минут - недостаточно для осуществления перевода нагрузки.

Для исключения недопустимой перегрузки при единичном отключении в нормальной схеме для фактических нагрузок целесообразно выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Центральная с увеличением трансформаторной мощности, при этом следует учесть предложения филиала ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" (письмо от 12.04.2019 N РЭ/1300/461) по сооружению ПС 110 кВ Шлюзовая с переводом на нее нагрузки ПС 110 кВ Центральная.

ПС 110/35/10 кВ Ш16.

На ПС 110/35/6 кВ Ш16 установлено два силовых трансформатора: Т-1 типа ТДТН-40000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2019 годов составляет 49,5 МВА. В послеаварийном режиме, связанным с отключением Т-1(2), в работе останется Т-2(1) номинальной мощностью = 40 МВА. Коэффициент аварийной перегрузки 1,24. Допустимая продолжительность перегрузки при -12 градусах составляет 24 часа - достаточно для осуществления перевода нагрузки. Загрузка с учетом перевода нагрузки составит 43,02 МВА. Коэффициент аварийной перегрузки 1,08 и допускает работу Т-1(2) без ограничения времени

Реконструкция ПС 110 кВ Ш16 с увеличением трансформаторной мощности не требуется.

ПС 110/35/10 кВ Синявская.

На ПС 110 кВ Синявская установлено два силовых трансформатора: Т-1 типа ТМТГ-5600/110 тип системы охлаждения - М (охлаждение с естественной циркуляцией воздуха и масла); Т-2 типа ТДТН-10000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2019 года составляет 6,43 МВА. В послеаварийном режиме, связанном с отключением Т-1, в работе останется Т-2 номинальной мощностью = 5,6 МВА. Коэффициент аварийной перегрузки составит 1,14. Допустимая продолжительность перегрузки при -12 градусах составляет 24 часа - достаточно для осуществления перевода нагрузки. Загрузка с учетом перевода нагрузки составит 5,23 МВА, ниже номинальной.

Согласно письму от филиала ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" N РЭ/1300/1359 от 02.10.2019 на ПС 110 кВ Синявская планируется технологическое присоединение 1,3 МВА нагрузки с учетом коэффициентов несовпадения максимумов нагрузок. В послеаварийном режиме, связанным с отключением Т-1, коэффициент аварийной перегрузки составит 1,38. Допустимая продолжительность перегрузки при -12 градусах составляет 24 часа - достаточно для осуществления перевода нагрузки. Загрузка с учетом перевода нагрузки составит 6,6 МВА, коэффициент перегрузки после перевода нагрузки составит 1,17.

Реконструкция ПС 110 кВ Синявская с увеличением трансформаторной мощности не требуется.

ПС 110/35/6 кВ Т1.

На ПС 110 кВ Т1 установлено два силовых трансформатора: Т-1 марки ТДТНГ-40000/110 и Т-2 марки ТДТНГ-20000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла).

Максимальная загрузка ПС по результатам контрольных замеров 2016 - 2019 годов составляет 30,42 МВА. В послеаварийном режиме, связанным с отключением Т-1, в работе останется Т-2 номинальной мощностью = 20 МВА. Коэффициент аварийной перегрузки составит 1,53. Допустимая продолжительность перегрузки при -12 градусах составляет 10 минут - достаточно для осуществления перевода нагрузки. Загрузка с учетом перевода нагрузки составит 15,82 МВА, ниже номинальной.

Согласно письму филиала ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" N РЭ/1300/1359 от 02.10.2019 на ПС 110 кВ Т-1 планируется технологическое присоединение 0,12 МВА нагрузки с учетом коэффициентов несовпадения максимумов нагрузок. В послеаварийном режиме, связанным с отключением Т-1, коэффициент аварийной перегрузки составит 1,53. Допустимая продолжительность перегрузки при - 12 градусах составляет 10 минут - достаточно для осуществления перевода нагрузки. Загрузка с учетом перевода нагрузки составит 15,94 МВА, ниже номинальной.

Реконструкция ПС 110 кВ Т1 с увеличением трансформаторной мощности не требуется.

ПС 110/35/10 кВ Орловская.

На ПС 110/35/10 кВ Орловская установлено два силовых трансформатора: Т-1 типа ТДТН-16000/110, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла).

Максимальная загрузка трансформатора Т-1(2) по результатам контрольных замеров 2016 - 2019 года составляет 19,2 МВА. В послеаварийном режиме, связанным с отключением Т-1(2), в работе останется Т-2(1) номинальной мощностью = 16 МВА. Коэффициент аварийной перегрузки 1,2. Допустимая продолжительность перегрузки при -12 градусах составляет 24 часа.

Реконструкция ПС 110 кВ Орловская с увеличением трансформаторной мощности не требуется.

Необходимость увеличения трансформаторной мощности возникает по причине роста нагрузки в соответствии со следующими заключенными договорами на технологическое присоединение:

с целью обеспечения технической возможности технологического присоединения энергетических установок ООО "Энел Рус Винд Азов" с установленной (максимальной) мощностью 90,09 МВт к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" необходимо выполнить реконструкцию ПС 220 кВ А-30 с установкой второго автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 63 МВА и с расширением ОРУ 110 кВ на одну линейную ячейку для присоединения ВЛ 110 кВ А-30 - Азовская ВЭС (технические условия на технологическое присоединение энергетических установок ООО "Энел Рус Винд Азов" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 30.11.2017 г., с изменениями от 04.02.2019 г.);

с целью обеспечения технической возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "Роствертол" с максимальной мощностью 12 МВт к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" необходимо выполнить реконструкцию ПС 110 кВ БТ2 с выполнением замены трансформатора Т1 мощностью 25 МВА на трансформатор мощностью 40 МВА (технические условия на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "Роствертол" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 28.10.2015 г. с изменениями от 30.10.2017 г. и от 30.11.2018 г.);

с целью обеспечения технической возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств ФБУ "Администрация Азово-Донского бассейна внутренних водных путей" с максимальной мощностью 1,43 МВт к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" необходимо выполнить реконструкцию ПС 110 кВ БГ2 с выполнением замены трансформатора Т2 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА (технические условия на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ФБУ "Администрация Азово-Донского бассейна внутренних водных путей" к электрическим сетям ПАО "Россети Юг" от 24.07.2017 г.). По результатам контрольных замеров при аварийном отключении одного из трансформаторов на ПС 110 кВ БГ2 оставшийся в работе трансформатор перегружается свыше номинальных значений;

с целью обеспечения технической возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" необходимо выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Зимовники тяговая с выполнением замены трансформаторов 2х25 МВА на 2 х 40 МВА (технические условия на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОАО "РЖД" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 16.08.2017 г.).

5.17. Рекомендации по схемам внешнего электроснабжения объектов, сооружаемых на территории энергосистемы Ростовской области на период 2020 - 2024 годов

ООО "Коммунальная энерго-сервисная компания".

Строительство ПС 220 кВ Генеральская трансформаторной мощностью 250 МВА (2 х 125 МВА)

Для подключения ПС 220 кВ Генеральская к энергосистеме выполняется строительство ВЛ 220 кВ Ростовская - Генеральская I и II цепь ориентировочной протяженностью 32 километра (2 х 16 километров). Марка провода - АС-300.

Строительство ПС 220 кВ Генеральская трансформаторной мощностью 250 МВА (2 х 125 МВА) выполняется по схеме 4Н - Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий.

ООО "Донские биотехнологии".

Строительство ПС 220 кВ Донбиотех трансформаторной мощностью 80 МВА (2 х 40 МВА).

Для подключения ПС 220 кВ Донбиотех рекомендуется выполнить строительство заходов от ВЛ 220 кВ Волгодонская ТЭЦ-2 - Волгодонск на ПС 220 кВ Донбиотех ориентировочной протяженностью 2 километра (2х1 километр). Марка провода - АС-300.

Строительство ПС 220 кВ Донбиотех трансформаторной мощностью 80 МВА (2 х 40 МВА) рекомендуется выполнить по схеме 5Н - Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий или по схеме 5АН - Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов.

ООО "Тепличного комбинат "Донской".

Строительство ПС 220 кВ Донская трансформаторной мощностью 220/10 кВ 40 МВА.

Для подключения ПС 220 кВ Донская рекомендуется выполнить строительство заходов от ВЛ 220 кВ НчГРЭС - НЭЗ II цепь на ПС 220 кВ Донская ориентировочной протяженностью 0,25 километра (2 х 0,125 километра). Марка провода - АС-300.

Строительство ПС 220 кВ Донская трансформаторной мощностью 220/10 кВ 40 МВА рекомендуется выполнить по схеме 6-заход-выход.

Министерство строительства, архитектуры и территориального развития Ростовской области.

Строительство ПС 110 кВ Минстрой с установкой двух трансформаторов напряжением 110/10 кВ и мощностью 16 МВА каждый выполняется по схеме 110-4Н "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии".

Для подключения ПС 110 кВ Минстрой планируется выполнить строительство двух ЛЭП 110 кВ Р-4 - Минстрой.

ООО "ПМТ".

Строительство ПС 110 кВ ПМТ с установкой одного трансформатора 110/10 кВ мощностью 63 МВА по схеме 3Н-Блок (линия-трансформатор) с выключателем.

Для подключения ПС 110 кВ ПМТ планируется строительство ЛЭП 110 кВ Донецкая - ПМТ.

ООО "РусАгроМаркет-Ростов-на-Дону".

Строительство ПС 110/10 кВ АгроМаркет с двумя трансформаторами 25 МВА каждый по схеме "Мостик".

Для подключения ПС 110 кВ АгроМаркет планируется строительство ЛЭП 110 кВ от опоры N 25 ВЛ 110 кВ НЗБ-Ш42 1, 2 цепь до ПС 110/10 кВ АгроМаркет.

ПАО "Роствертол".

Строительство ПС 110/6 кВ Заявителя с двумя трансформаторами по 16 МВА по схеме 4Н-Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.

Для подключения ПС 110 кВ Заявителя планируется строительство ЛЭП 110 кВ отпайками до ПС 110/6 кВ Заявителя от ВЛ 110 кВ ГПП-1 - ГПП-2 I цепь с отпайкой на ПС ГПП-3 (опора N 14) и от ВЛ 110 кВ ГПП-1 - ГПП-2 II цепь с отпайкой на ПС ГПП-3 (опора N 14).

5.18. Рекомендации по обеспечению качества и надежности электроснабжения потребителей

Рекомендации по обеспечению качества и надежности электроснабжения потребителей дополнительно к выполнению мероприятий, указанных в таблице N 36, отсутствуют.

5.19. Обоснования предлагаемых субъектами мероприятий по развитию электрических сетей

Предложения филиала ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго":

Филиалом ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" (письмо от 12.04.2019 N РЭ/1300/461) предлагается выполнить строительство ПС 110/35/6 кВ Шлюзовая с установкой трансформаторов 2 х 25 МВА.

В соответствии с актом освидетельствования технического состояния подстанции "Центральная", актом освидетельствования технического состояния подстанции "Шлюзовая", актом проверки необходимости проведения строительства ПС 110/35/6 кВ Шлюзовая от 16.12.2016 установлено следующее:

ПС 35/6 кВ Шлюзовая. Все оборудование подстанции находится в эксплуатации с 1952 года, оборудование морально и физически изношено, техническое освидетельствование оборудования подстанции выявило ряд существенных недостатков, реконструкция подстанции на старой площадке невозможна ввиду отсутствия свободной территории.

ПС 110/35/6 кВ Центральная. Все оборудование подстанции находится в эксплуатации с 1951 года, оборудование морально и физически изношено, результаты осмотра оборудования подстанции выявили ряд существенных недостатков, реконструкция подстанции на старой площадке невозможна ввиду отсутствия свободной территории.

Анализ фактической загрузки ПС 110/35/6 кВ Центральная (раздел 5.16) выявил целесообразность выполнения реконструкции ПС 110/35/6 кВ Центральная с увеличением трансформаторной мощности.

Филиалом ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго" предлагается к рассмотрению вариант строительства ПС 110/35/6 кВ Шлюзовая с демонтажом ПС 110 кВ Центральная, ПС 35 кВ Шлюзовая и переводом питания потребителей ПС 110 кВ Центральная и ПС 35 кВ Шлюзовая на новую ПС 110 кВ Шлюзовая, выполнение реконструкции ВЛ 35 кВ Шлюзовая - Романовская (3,7 километра).

С учетом вышеизложенного и существующей нагрузки ПС 110 кВ Центральная 11,63 МВА целесообразно выполнить сооружение ПС 110/35/6 кВ Шлюзовая с установкой трансформаторов мощностью 2 х 16 МВА.

Схема присоединения ПС 110 кВ Шлюзовая подлежит определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 N 861 (в соответствии с п. 2 Правил действие Правил распространяется на случаи изменения точек присоединения, не влекущих пересмотра величины максимальной мощности, но изменяющих схему внешнего электроснабжения ранее присоединенных энергопринимающих устройств).

5.20. Сводные данные по развитию электрической сети энергосистемы Ростовской области на период 2020 - 2024 годов

В таблице N 38 приведены сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше в 2020 - 2024 годах, с учетом перечня планируемых к вводу электросетевых объектов, приведенного в таблице N 36. В данной таблице для каждого года приведены суммарные величины протяженности вводимых ЛЭП 110 кВ и выше, а также суммарная установленная мощность вновь вводимых трансформаторов (автотрансформаторов).

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением ниже 110 кВ приведены в таблице N 38.

Таблица N 38

Наименование	Единица измерения	2020 год	2021 год	2022 год	2023 год	2024 год	Всего 2020 - 2024 годы
1	2	3	4	5	6	7	8
ВЛ 500 кВ	километров	-	-	-	-	-	-
ВЛ 220 кВ	километров	33,0	-		-	-	33,0
ВЛ 110 кВ	километров	158,4	-	6,4	-	-	164,8
АТ 500/220 кВ	МВА	-	-	-	-	-	-
АТ 220/110 кВ	МВА	683,0	-	-	-	125,0	808,0
Т 110 кВ	МВА	609,6	20,0	130,0	10,0	32,0	801,2

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

Уровень надежности и качества услуг определяется как обобщенный интегрированный показатель и состоит из показателя уровня надежности оказываемых услуг и показателя уровня качества оказываемых услуг территориальными сетевыми организациями (ТСО).

Показатель уровня надежности оказываемых услуг ТСО определяется как средняя продолжительность прекращений передачи электрической энергии в отношении потребителей услуг за расчетный период.

Показатель уровня качества оказываемых услуг определяется для электросетевых организаций в отношении услуг по передаче электрической энергии и технологическому присоединению к объектам электросетевого хозяйства ТСО.

Показатель уровня качества оказываемых услуг является интегрированным показателем и состоит из показателей - индикаторов качества. Индикаторы качества оказываемых потребителям услуг характеризуют степень направленности деятельности ТСО по оказанию услуг по передаче электрической энергии и технологическому присоединению потребителей (заявителей) к электрическим сетям на сокращение времени решения возникающих вопросов, оптимизацию затрат потребителей услуг и, в целом, на создание наиболее благоприятных условий их взаимодействия с ТСО.

В таблице N 39 приведены примеры плановых целевых показателей надежности и качества услуг по передаче электроэнергии субъектов энергетики Ростовской области. Данные учитывают темп улучшения показателя с учетом пункта 4.1.1 приказа Министерства энергетики Российской Федерации от 29 ноября 2016 г. 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 N 39

Субъект	Наименование показателя	Значение показателя
		2020 год	2021 год	2022 год	2023* год	2024* год
1	2	3	4	5	6	7
Филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"	показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки ()	8,2540	8,1302	8,0083	-	-
Филиал ПАО "Россети Юг" - "Ростовэнерго"	показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки ()	2,4740	2,4369	2,4004	-	-
АО "Донэнерго"	показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки ()	1,2502	1,2314	1,2130	-	-
АО "Донэнерго"	показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки ()	0,6972	0,6868	0,6765	-	-

* На момент выполнения работы данные по плановым показателям надежности электроснабжения потребителей в энергосистеме Ростовской области за 2019 год не предоставлены.

На основании предоставленных субъектами плановых целевых показателей надежности и качества услуг по передаче электроэнергии сформирована таблица N 40, в которой представлены сводные целевые показатели, усредненные в зависимости от количества учтенных ТСО и предоставленных ими данных.

Таблица N 40

Наименование показателя	Значение показателя
	2020 год	2021 год	2022 год	2023* год	2024* год
1	2	3	4	5	6
Показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки ()	5,2525	5,1736	5,0959	-	-
Показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки ()	1,7835	1,7569	1,7308	-	-

* На момент выполнения работы данные по плановым показателям надежности электроснабжения потребителей в энергосистеме Ростовской области за 2019 год не предоставлены.

На основании анализа таблицы N 40 можно сделать вывод, что показатель средней продолжительности прекращений передачи электрической энергии на точку поставки () и показатель средней частоты прекращений передачи электрической энергии на точку поставки () на протяжении рассматриваемого периода имеют тенденцию к снижению, что положительно характеризует уровень надежности и качества услуг по передаче электроэнергии по энергосистеме Ростовской области.

6. Схема развития электроэнергетики Ростовской области

Схема размещения объектов электроэнергетики Ростовской области на 2024 год является неотъемлемой частью программы развития электроэнергетики и разработана с учетом результатов расчетов электроэнергетических режимов.

Схема размещения объектов электроэнергетики Ростовской области представлена в виде карты-схемы, на которую нанесены:

существующие и планируемые к строительству или реконструкции, выводу из эксплуатации линии электропередачи и подстанции напряжением 110 кВ и выше;

существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации электрические станции, установленная мощность которых превышает 5 МВт;

сводные данные по развитию электрической сети напряжением ниже 110 кВ;

существующие и планируемые к строительству или реконструкции, выводу из эксплуатации генерирующие объекты, функционирующие на основе использования возобновляемых источников энергии.

Схема размещения объектов электроэнергетики Ростовской области на 2024 год представлена на рис. 14.

Принципиальная схема электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Ростовской области на 2024 год представлена на рис. 15.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рис. 14.

ГАРАНТ:

Графический объект не приводится

Рис. 15.

Список используемых сокращений:

А - ампер;

АЛАР - автоматика ликвидации асинхронного хода;

АОПО - автоматика ограничения токовой перегрузки оборудования;

АОПЧ - автоматика ограничения повышения частоты;

АОСН - автоматика ограничения снижения напряжения;

АПНУ - автоматика предотвращения нарушения устойчивости;

АТ - автотрансформатор;

АТГ - автотрансформаторная группа;

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;

АЧР - автоматика частотной разгрузки;

АЭС - атомная электрическая станция;

В - выключатель;

ВДЭС - ветро-дизельная электростанция;

ВИЭ - возобновляемые источники электроэнергии;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

ВРП - валовой региональный продукт;

ВЭУ - ветроэнергетическая установка;

г. - город;

ГАО - график аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности);

ГВО - график временного ограничения режима потребления;

ГВС - горячее водоснабжение;

Гкал - гигакалория;

ГПГУ - газопоршневая генерирующая установка;

ГПЗ - газоперерабатывающий завод;

ГПС - газопоршневая электростанция;

ГРЭС - государственная районная электростанция;

ГТУ - газотурбинная установка;

ГТЭС - газотурбинная электростанция;

ГЭС - гидроэлектростанция;

ДЭС - дизельная электростанция;

ЕЭС - Единая энергетическая система;

ж/к - жилой комплекс;

ЗАО - закрытое акционерное общество;

кВ - киловольт;

кВт·ч - киловатт в час;

КИП - контрольно-измерительный прибор;

КЛ - кабельная линия;

км - километр;

КПД - коэффициент полезного действия;

ЛПУ МГ - линейное производственное управление магистрального газопровода;

ЛЭП - линия электропередачи;

МВА - мегавольт-ампер;

Мвар - мегавар;

МВт - мегаватт;

мкр - микрорайон;

млн - миллион;

МО - муниципальное образование;

МП - муниципальное предприятие;

МУП - муниципальное унитарное предприятие;

НИР - научно-исследовательская работа;

МЭС - магистральные электрические сети;

м/р - месторождение;

ОАО - открытое акционерное общество;

ОДУ - объединенное диспетчерское управление;

ООО - общество с ограниченной ответственностью;

ОРУ - открытое распределительное устройство;

отп. - отпайка линии электропередачи;

п. - поселок;

ПА - противоаварийная автоматика;

ПАР - послеаварийный режим;

пгт - поселок городского типа;

ПГУ - парогазовая установка;

ПГЭ - парогазовая электростанция;

ПЛЭС - плавучая электростанция;

ПНС - подкачивающая насосная станция;

ПП - переключательный пункт;

ПС - подстанция;

ПСУ - паросиловая установка;

ПЭС - передвижная электростанция;

Р - реактор;

р.п. - рабочий поселок;

РДУ - региональное диспетчерское управление;

РП - распределительный пункт;

РУ - распределительное устройство;

с. - село;

СВ - секционный выключатель;

сек. - секция;

СиПР ЕЭС России 2020 - 2026 - Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2020 - 2026 годы;

СиПРЭ - схема и программа развития электроэнергетики;

СКРМ - средство компенсации реактивной мощности;

СП - соединительный пункт;

СШ - система шин;

СЭС - солнечная электростанция;

Т - трансформатор;

ТГ - турбогенератор;

ТП - трансформаторная подстанция;

ТПиР - техническое перевооружение и реконструкция;

ТПП - территориальное производственное предприятие;

т у.т. - тонна условного топлива;

ТЭР - топливно-энергетические ресурсы;

ТЭС - тепловая электрическая станция;

ТЭЦ - тепловая электроцентраль;

УРС - устройство регулирования и стабилизации;

УШР - управляемый шунтирующий реактор;

ЧДА - частотно-делительная автоматика;

ЦТП - центральный тепловой пункт;

ЦСПА - централизованная система противоаварийной автоматики;

ЭС - энергосистема;

ЭЭ - электрическая энергия;

- длительно допустимое значение токовой нагрузки в нормальной (ремонтной схеме);

- аварийно допустимое значение токовой нагрузки в после аварийных режимах при нормативных возмущениях;

- значение расчетной токовой нагрузки;

- номинальный ток;

- номинальное напряжение;

- номинальная мощность.

Начальник управления документационного обеспечения Правительства Ростовской области

Т.А. Родионченко