ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ БЕЛГОРОДСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2018 - 2022 ГОДЫ



ГУБЕРНАТОРА БЕЛГОРОДСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 26 апреля 2017 г. № 33

Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Белгородской области на 2018 - 2022 годы

В целях дальнейшего развития энергетического комплекса Белгородской области и в соответствии со статьей 21 Федерального закона от 26 марта 2003 года № 35-Ф3 «Об электроэнергетике», пунктом 25 Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики», распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 года № 1715-р «Об Энергетической стратегии России на период до 2030 года» постановляю:

1. Утвердить прилагаемую схему и программу развития электроэнергетики Белгородской области, на 2018 - 2022 годы (далее - СИПР).

2. Признать утратившим силу постановление Губернатора Белгородской области от 29 апреля 2016 года № 44 «Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Белгородской области на 2017 - 2021 годы».

3. Контроль за исполнением постановления возложить на заместителя Губернатора Белгородской области - начальника департамента экономического развития Белгородской области О.В. Абрамова.

4. Настоящее постановление вступает в силу со дня его официального опубликования и распространяется на правоотношения, возникшие с 1 мая 2017 года.

Губернатор Белгородской области

Е. Савченко

Утверждена

постановлением

Губернатора области

от 28 апреля 2017 года N 33

СХЕМА И ПРОГРАММА

РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ БЕЛГОРОДСКОЙ

ОБЛАСТИ НА 2018 - 2022 ГОДЫ

Введение

Основаниями для утверждения схемы и программы развития электроэнергетики Белгородской области на 2018 - 2022 годы являются:

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

2) протокол совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения А.Н.Шишкина от 9 ноября 2010 года N АШ-369пр;

3) техническое задание на разработку схемы и программы развития электроэнергетики Белгородской области на пятилетний период 2018 - 2022 годов;

4) Приказ Минэнерго России от 1 марта 2016 года N 147 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2016 - 2022 годы";

5) постановление Губернатора Белгородской области от 29 апреля 2016 года N 44 "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Белгородской области на 2017 - 2021 годы";

6) комплексная программа развития электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории Белгородской области на пятилетний период 2017 - 2021 годов, разработанная филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" и согласованная Филиалом АО "СО ЕЭС" Белгородское РДУ, филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС.

Основной целью схемы и программы развития электроэнергетики Белгородской области (далее - СиПР) является разработка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.

Задачи СиПР:

- анализ решений по развитию электросетевого комплекса всех электросетевых организаций, функционирующих в Белгородской области, предложенных в рамках схемы и программы развития Единой энергетической системы России (далее - СиПР ЕЭС России) и СиПР;

- разработка предложений по скоординированному развитию магистральных и распределительных электросетевых объектов Белгородской энергосистемы по годам на пятилетний период 2018 - 2022 годов;

- анализ балансов мощности и электроэнергии в Белгородской области, предложенных в рамках СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 годы и СиПР на 2017 - 2021 годы, для обеспечения баланса между производством и потреблением в Белгородской энергосистеме, в том числе для предотвращения возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей;

- разработка предложений по развитию распределительных электрических сетей напряжением 110 кВ и выше всех электросетевых организаций, функционирующих в Белгородской области, в пятилетний период 2018 - 2022 годов для обеспечения надежного электроснабжения потребителей;

- информационное обеспечение деятельности органов региональной исполнительной власти при формировании государственной региональной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций технологической и коммерческой инфраструктуры отраслей экономики региона, субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии и инвесторов;

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

1. Общая характеристика Белгородской области

Белгородская область образована в 1954 году, расположена на юго-западе Российской Федерации, на южных и юго-восточных склонах Средне-Русской возвышенности в бассейнах рек Днепра и Дона, входит в состав Центрально-Черноземного экономического района и Центрального федерального округа Российской Федерации и является приграничной. На юго-западе регион граничит с Украиной, на севере и северо-западе - с Курской, на востоке - с Воронежской областями Российской Федерации. Общая протяженность границ Белгородской области - около 1150 километров, из них с Украиной - 540 километров.

Площадь области в административных границах составляет 27,1 тыс. кв. км, протяженность с севера на юг - около 190 км и с запада на восток - около 270 км. По сравнению с соседними областями Центрально-Черноземного района Белгородская область больше территории Липецкой области (24,0 тыс. кв. км), но уступает Курской (30,0 тыс. кв. км), Тамбовской (34,5 тыс. кв. км) и Воронежской (52,2 тыс. кв. км) областям. Удельный вес региона по отношению к территории России составляет 0,2 процента, Центрального федерального округа - 4,2 процента.

Область расположена на юго-западных и южных склонах Средне-Русской возвышенности в бассейнах рек Днепра и Дона, в лесостепной зоне на приподнятой всхолмленной равнине со средней высотой над уровнем моря 200 м. Самая высокая точка - 277 м над уровнем моря, находится в Прохоровском районе. Самая низкая - в днище долин рек Оскола и Северского Донца.

Климат умеренно континентальный, с довольно мягкой зимой, со снегопадами и оттепелями и продолжительным летом. Средняя годовая температура воздуха изменяется от +5,4 °C на севере до +6,8 °C на юго-востоке. Самый холодный месяц - январь. Безморозный период составляет 155 - 160 дней, продолжительность солнечного времени - 1800 часов. Почва промерзает и нагревается до глубины 0,5 - 1,0 м. Осадки неравномерны. Наибольшее их количество выпадает в западных и северных районах области и составляет в среднем 540 - 550 мм. В восточных и юго-восточных районах области в отдельные годы количество осадков уменьшается до 400 мм.

Область характеризуется выгодным географическим положением и привлекательна своими недрами, черноземами, экономическим потенциалом и высококвалифицированным кадровым потенциалом. Все это способствует эффективному развитию как межрегиональных, так и внешнеэкономических деловых, торговых и культурных связей. По ее территории проходят стратегически важные железнодорожные и автомобильные магистрали межгосударственного значения, соединяющие Москву с южными районами России, Украиной и Закавказьем. Удельный вес дорог с твердым покрытием составляет 91,1 процента, развита система финансово-кредитных, страховых и других организаций, составляющих рыночную инфраструктуру. Область полностью газифицирована.

Областной центр - город Белгород расположен в 695 км к югу от Москвы. Белгород - это крупный промышленный центр с развитым научно-культурным потенциалом.

В состав области входят 3 городских округа, 19 муниципальных районов, 25 городских и 265 сельских поселений. На территории области 11 городов, 18 поселков городского типа и 1575 сельских населенных пунктов <1>.

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

<1> Белгородская область в цифрах. 2016: Крат. стат. сб./Белгородстат. - 2016. - 289 с.

Наиболее крупные города:

- Белгород - 391,1 тыс. человек;

- Старый Оскол - 222,3 тыс. человек;

- Губкин - 87,0 тыс. человек;

- Шебекино - 48,5 тыс. человек;

- Валуйки - 41,7 тыс. человек;

- Алексеевка - 38,4 тыс. человек.

На рисунке 1.1 (не приводится) приведена административная карта муниципальных районов и городских округов Белгородской области с указанием численности и плотности населения <2>.

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

<2> По данным Белгородстата (http://belg.gks.ru/wps/wcm/connect/rosstat_ts/belg/ru/)

Рисунок 1.1. Численность и плотность населения муниципальных

районов и городских округов Белгородской области

Рисунок не приводится.

Численность населения на 1 января 2017 года - 1552,8 тыс. человек, в том числе городского - 1045,1 тыс. человек (67,3 процента), сельского - 507,7 тыс. человек (32,7 процента), плотность населения - 57,3 человека на 1 кв. км.

Среди областей, краев и республик России Белгородская область занимает по территории 67 место, по численности населения - 28 место, в Центральном федеральном округе - соответственно 13 и 4 места.

На рисунке 1.2 (не приводится) представлена динамика изменения численности и состава населения Белгородской области за 5 лет.

Рисунок 1.2. Динамика изменения численности

и состава населения

Рисунок не приводится.

Белгородская область - высокоразвитый индустриально-аграрный регион, экономика которого опирается на колоссальные богатства недр и уникальные черноземы.

Валовой региональный продукт (ВРП) Белгородской области в 2016 году составил 675,1 млрд. рублей (в текущих основных ценах) <3>, в среднем на душу населения - 434,7 тыс. рублей. Динамика изменения ВРП Белгородской области за 5 лет представлена на рисунке 1.3 (не приводится).

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

<3> Предварительные данные

Рисунок 1.3. Динамика изменения валового

регионального продукта

Рисунок не приводится.

В области сосредоточено 80 процентов запасов железных руд Курской магнитной аномалии и более 40 процентов разведанных запасов железных руд страны. Выявлены и в разной степени разведаны крупные месторождения бокситов, апатитов, минеральных подземных вод (радоновых и лечебно-столовых), многочисленные месторождения строительных материалов (мела, песка, глин и т.д.). Известны проявления золота, графита и редких металлов. Имеются географические предпосылки для выявления платины, углеводородного сырья и других полезных ископаемых.

Белгородская область входит в число наиболее инвестиционно привлекательных регионов страны, располагает развитой рыночной инфраструктурой.

Через Белгородскую область проходят важнейшие железнодорожные и автомобильные магистрали межгосударственного значения, соединяющие Москву с южными районами России, Украиной и Закавказьем. По ним осуществляются как местные, так и дальние транспортные перевозки. Эксплуатационная длина железнодорожных путей общего пользования составляет 700 км (крупные железнодорожные станции: Белгород, Старый Оскол, Валуйки, Готня), протяженность автомобильных дорог общего пользования с твердым покрытием - 6,8 тыс. км, или 93 процента от общей протяженности. Плотность железнодорожных путей общего пользования на 10 тыс. кв. км территории составляет 258 км, плотность автомобильных дорог общего пользования с твердым покрытием на 1 тыс. кв. км - 251 км. Через территорию области проходят железнодорожные магистрали Москва - Крым, Москва - Донбасс, Сумы - Белгород - Купянск, Купянск - Валуйки - Лиски и другие, а также шоссейные дороги, в том числе федерального значения М2 "Москва - Крым", являющиеся составной частью Европейского маршрута Е105.

Приграничное положение области способствует интенсивному развитию внешнеэкономической деятельности. Продукция белгородских организаций поставляется в 74 страны мира, в том числе 64 (86 процентов) - это страны вне СНГ и 10 (14 процентов) - государства - участники СНГ. В эти страны экспортируется железная руда, прокат черных металлов, цемент, стиральные машины, электродвигатели и другая продукция.

В области действуют аэропорт в городе Белгороде, имеющий статус международного, а также аэропорт в городе Старом Осколе.

Область является энергодефицитной: 93 процента используемой электроэнергии, 100 процентов природного газа и нефтепродуктов поступает из-за ее пределов.

Промышленное производство является основой экономического потенциала Белгородской области.

Основные отрасли промышленности:

- горнодобывающая промышленность;

- черная металлургия;

- машиностроение и металлообработка;

- производство стройматериалов;

- пищевая промышленность (сахарная и мясомолочная);

- химическая промышленность (производство витаминов, моющих средств).

Социально-экономическое развитие региона во многом определяется сложившимся и функционирующим горно-металлургическим кластером. На его долю приходится почти 34 процента общероссийской добычи железной руды, 33 процента производства железорудных окатышей, 100 процентов горячебрикетированного железа, 6 процентов выпуска готового металлопроката.

Ядро горно-металлургического кластера составляют такие бюджетообразующие крупнейшие предприятия области, как АО "Лебединский ГОК", ОАО "Стойленский ГОК", ОАО "Комбинат КМАруда", АО "Оскольский электрометаллургический комбинат", а также Яковлевский рудник ООО "Металл-групп".

Большую роль в горнодобывающей отрасли имеет и добыча и переработка мела, а также производство цемента, асбоцементных изделий.

Белгородская область входит в десятку регионов России с высоким объемом жилищного строительства. На территории региона производятся практически все строительные материалы. На долю региона приходится 9 процентов цемента в общероссийском объеме.

Ведущими предприятиями обрабатывающих производств являются: ЗАО "Старооскольский завод автотракторного электрооборудования имени А.М.Мамонова", ОАО "Оскольский завод металлургического машиностроения", ЗАО "Энергомаш (Белгород) - БЗЭМ", ЗАО "Борисовский завод мостовых металлоконструкций", ЗАО Гормаш (Белгородский завод горного машиностроения), ОАО "Белгородский абразивный завод", ОАО "Шебекинский машиностроительный завод" и другие. Данными предприятиями реализуются инвестиционные программы и проекты, предусматривающие внедрение новой техники и прогрессивных технологий, обновление ассортимента, повышение качества выпускаемой продукции, увеличение ее конкурентоспособности на внутреннем и внешнем рынках.

Весомый вклад в развитие промышленности вносят также такие ведущие предприятия, как ЗАО "Белгородский цемент", ООО "Управляющая компания ЖБК-1", ООО "Индустрия строительства", ЗАО "Завод нестандартного оборудования и металлоизделий", ЗАО "Алексеевский молочноконсервный комбинат", ОАО "Белгородский молочный комбинат", ЗАО Молочный комбинат "Авида", ЗАО "Томмолоко", ОАО "Губкинский мясокомбинат", ЗАО "Томаровский мясокомбинат", ОАО "Валуйкисахар", ЗАО "Кондитерская фабрика "Славянка", ОАО "Эфирное" и другие.

Одно из основных богатств Белгородчины - это уникальные черноземы, что определило успешное развитие агропромышленного сектора.

Белгородская область - один из ведущих сельскохозяйственных центров страны, развивающийся по кластерному типу. Наибольшее развитие получило зерноводство, выращивание пшеницы, кукурузы, подсолнечника, сахарной свеклы. В последние годы бурными темпами развивается животноводство и птицеводство.

По производству мяса птицы область занимает первое место в России, что составляет 19 процентов от общероссийского объема. В результате развития отрасли свиноводства область вышла на первое место в России. Доля производства товарной свинины от общероссийского объема составляет более 23 процентов, производства сахара - 12 процентов, комбикормов - 18 процентов, растительного масла - 10 процентов от общероссийского объема.

Ведущими агропромышленными предприятиями являются:

- по производству мяса птицы: ЗАО "Приосколье", ЗАО "Белая птица", ООО "Белгранкорм";

- по производству свинины: ГК "Мираторг", ООО ГК "Агро-Белогорье", ОАО "Белгородский бекон", ЗАО "Алексеевский бекон", ООО "Белгранкорм", УХК "ПромАгро", колхоз имени В.Я.Горина;

- по производству молока: ОАО МК "Авида", ЗАО "Оскольское молоко", ОАО "Молоко Белогорья", ГК "Зеленая Долина";

- в отрасли растениеводства: ЗАО "Краснояружская зерновая компания", ЗАО "Новооскольская зерновая компания" (ЗАО "Приосколье"), ООО "Агрохолдинг "Ивнянский" (ГК "Мираторг"), ООО "Борисовская зерновая компания", ООО "Красногвардейская зерновая компания", ООО "Прохоровская зерновая компания" (ООО ГК "Агро-Белогорье"), ООО "Белгородская зерновая компания" (ЗАО "Белая птица");

- в отрасли овощеводства защищенного грунта: ООО "СПК "Теплицы "Белогорья", ООО "Тепличный комплекс "Белогорье".

2. Анализ существующего состояния электроэнергетики

Белгородской области за прошедший пятилетний период

2.1. Характеристика энергосистемы Белгородской области

Территорию Белгородской области обслуживает Белгородская энергетическая система, которая входит в состав Объединенной энергетической системы Центра (ОЭС Центра).

Зона охвата централизованным электроснабжением от суммарной площади региона составляет 100 процентов.

В состав Белгородской энергетической системы входят <4>:

- объекты генерации установленной электрической мощностью 251 МВт. Наиболее крупными из них являются: Белгородская ТЭЦ, ГТУ ТЭЦ Луч, Губкинская ТЭЦ - филиала ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация", Мичуринская ГТ-ТЭЦ - АО "ГТ Энерго";

- 391 линия электропередачи класса напряжения 750 - 35 кВ общей протяженностью 6529,7 км;

- 277 трансформаторных подстанций напряжением 750 - 35 кВ суммарной установленной мощностью трансформаторов 15829,6 МВА.

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

<4> Без учета объектов генерации на основе возобновляемых источников энергии

2.1.1. Электросетевые компании

Основными электросетевыми компаниями Белгородской области являются филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Черноземное предприятие магистральных электрических сетей и филиал ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго".

Основную часть электроэнергии Белгородская область получает из соседних областей по магистральным электрическим сетям:

- по ВЛ 750 кВ Курская АЭС - Металлургическая и ВЛ 330 кВ Южная - Фрунзенская (из Курской области);

- по ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 1, ВЛ 330 кВ Лиски - Валуйки и ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Губкин (из Воронежской области);

- по трем ВЛ 330 кВ Змиевская ТЭС - Белгород с отпайкой на ПС Лосево, Змиевская ТЭС - Валуйки, Лосево - Шебекино (из Северной энергосистемы Украины (Харьковская область)).

Внутри области распределение электроэнергии осуществляется через распределительные электрические сети 110 и 35 кВ от подстанций 750 кВ, 500 кВ и 330 кВ:

1. ПС 750 кВ Металлургическая.

2. ПС 500 кВ Старый Оскол.

3. ПС 330 кВ Белгород.

4. ПС 330 кВ Фрунзенская.

5. ПС 330 кВ Шебекино.

6. ПС 330 кВ Губкин.

7. ПС 330 кВ Лебеди.

8. ПС 330 кВ Валуйки.

9. ПС 330 кВ ГПП ОЭМК.

При этом, ПС 330 кВ Лебеди и ПС 330 кВ ГПП ОЭМК питают только свою собственную нагрузку (нагрузку своих предприятий).

2.1.2. Диспетчерское управление <5>

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

<5> По данным электронного ресурса "Системный оператор единой энергетической системы" (http://www.so-cdu.ru)

Филиал АО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Белгородской области" (Белгородское РДУ) осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Белгородской области. Входит в зону операционной деятельности Филиала АО "СО ЕЭС" ОДУ Центра.

В диспетчерском управлении и ведении Белгородского РДУ находятся объекты генерации установленной электрической мощностью 251 МВт.

К объектам диспетчеризации в электроэнергетическом комплексе Белгородской области относятся 133 линии электропередачи класса напряжения 110 - 750 кВ и 72 объекта электроэнергетики напряжением 110 - 750 кВ.

Выработка электроэнергии в операционной зоне Белгородского РДУ за 2016 год составила 597,6 млн. кВт.ч, потребление - 15215,8 млн. кВт.ч.

Исторический максимум потребления 2219 МВт достигнут в 18 час. 00 мин. 16 декабря 2016 года.

2.1.3. Генерирующие компании

Основными генерирующими компаниями Белгородской области являются:

- Филиал ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация";

- АО "ГТ Энерго".

На территории Белгородской области расположены четыре электростанции генерирующих компаний и блок-станции пяти сахарных заводов суммарной установленной электрической мощностью 251 МВт.

Наиболее крупными из них являются: Белгородская ТЭЦ, ГТУ ТЭЦ Луч - филиала ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация", Мичуринская ГТ-ТЭЦ - АО "ГТ Энерго".

2.1.4. Гарантирующие поставщики и сбытовые компании <6>

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

<6> По данным электронного ресурса АИС "Рынки электроэнергии и мощности" (http://www.ais.np-sr.ru)

На территории Белгородской области в декабре 2016 года функционировали два гарантирующих поставщика электроэнергии и мощности: ОАО "Белгородэнергосбыт" и АО "Оборонэнергосбыт".

В декабре 2016 года на территории региона четырнадцать сбытовых компаний осуществляли работу на оптовом рынке электроэнергии и мощности:

- ОАО "Белгородэнергосбыт";

- АО "КМА-Энергосбыт";

- АО "Монокристалл";

- АО "Первая сбытовая компания";

- ООО "ГАРАНТ ЭНЕРГО";

- ООО "ГЭСК";

- ООО "ГРИНН энергосбыт";

- ООО "Каскад-Энергосбыт";

- ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ";

- ООО "Транснефтьэнерго";

- ООО "ВН-Энерготрейд";

- ООО "РГК";

- ООО "СбытЭнерго";

- ЗАО "СК Короча".

2.1.5. Объекты возобновляемой энергетики

В Белгородской области реализованы следующие проекты на возобновляемых источниках энергии (ВИЗ):

Компания ООО "АльтЭнерго":

- биогазовая станция (БГС) промышленных масштабов "Лучки" (три блочных ТЭЦ) установленной мощностью 3,6 МВт;

- солнечная электростанция (1320 модулей двух видов: аморфные и поликристаллические, с суммарной активной поверхностью 1230,2 кв. м) установленной мощностью 0,1 МВт;

- ветряная электростанция (пять ветрогенераторов) установленной мощностью 0,1 МВт.

Компания ООО "Региональная энергетическая компания":

- БГС "Байцуры" установленной мощностью 0,5 МВт.

Электростанции на основе ВИЭ являются объектами распределенной генерации - выдают выработанную электроэнергию в электрическую сеть филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" на напряжении 10 кВ.

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии

в Белгородской области и структура электропотребления

по основным группам потребителей

2.2.1. Баланс электроэнергии

Отчетная информация по динамике баланса электроэнергии за 5-летний период на территории Белгородской области приведена в таблице 2.1 и на рисунке 2.1 (не приводится).

Таблица 2.1

Отчетная динамика баланса электроэнергии

Белгородской энергосистемы (млн. кВт.ч) <7>

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

<7> Без учета выработки электроэнергии электростанциями, работающими изолированно от энергосистемы и электростанциями на основе ВИЭ.

Показатели

Год

2012

2013

2014

2015

2016

Потребление электроэнергии

14 906,10

14 807,45

14 906,11

14 889,60

15 215,80

Выработка электроэнергии всеми электростанциями, в т.ч.:

827,23

873,21

799,60

740,89

596,60

Филиал ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация", в т.ч.:

668,21

733,69

657,93

603,86

444,24

Белгородская ГТУ ТЭЦ

301,29

334,87

324,50

216,72

106,72

ГТУ ТЭЦ Луч

280,39

323,29

251,77

306,10

251,67

Губкинская ТЭЦ

86,52

75,53

81,65

81,05

85,86

АО "ГТ Энерго", в т.ч.:

48,58

52,94

50,25

50,76

63,95

Мичуринская ГТ-ТЭЦ

48,58

52,94

50,25

50,76

63,95

Электростанции сахарных заводов

110,44

86,58

91,42

86,27

88,41

Сальдо перетоков

14 078,87

13 934,24

14 106,51

14 148,71

14 619,20

Доля выработки электроэнергии собственных электростанций, %

5,55%

5,90%

5,36%

4,98%

3,92%

Рисунок 2.1. Отчетная динамика баланса электроэнергии

Рисунок не приводится.

Потребление электрической энергии в Белгородской области в 2016 году по сравнению с 2015 годом увеличилось на 326,2 млн. кВт.ч, или на 2,19 процента.

2.2.2. Структура потребления электроэнергии

по основным группам потребителей

Структура потребления электроэнергии по основным группам потребителей Белгородской области приведена на рисунке 2.2 (не приводится).

Рисунок 2.2. Структура потребления электроэнергии

Рисунок не приводится.

Положительная динамика потребления электрической энергии наблюдается в следующих отраслях народного хозяйства: добыча полезных ископаемых и обрабатывающие производства, агропромышленный комплекс и пищевая промышленность, а также население.

2.3. Перечень основных крупных потребителей

электрической энергии

Белгородская область является высокоразвитым индустриально-аграрным регионом, в котором расположено множество крупных потребителей электроэнергии. В таблице 2.2 представлены данные по наиболее крупным потребителям.

Таблица 2.2

Перечень основных крупных

потребителей электроэнергии в регионе

№ п/п

Наименование предприятия

Место расположения (адрес)

Вид деятельности

Годовой объем электропотребления, млн. кВт.ч

Максимум нагрузки (заявл.), МВт

Максимум нагрузки (факт.), МВт

Более 100 МВт

1

АО "Оскольский электрометаллургический комбинат"

г. Старый Оскол

Производство стали и стального сортового проката

3 605,2

503,2

576,3

2

ОАО "Стойленский ГОК"

г. Старый Оскол

Добыча и обогащение железных руд

1 267,7

191,4

180,7

3

ОАО "РЖД"

Белгородская область

Транспорт

220,6

120,3

51,6

4

АО "Лебединский ГОК"

г. Губкин

Добыча и обогащение железных руд

3 191,578

117,2

421,94

Более 10 МВт

5

ЗАО "Осколцемент"

г. Старый Оскол

Производство цемента

172,3

45,5

30,4

6

ООО "Белгранкорм"

Ракитянский район

Разведение сельскохозяйственной птицы

134,0

38,3

18,5

7

ЗАО "Белгородский цемент"

г. Белгород

Производство цемента

58,5

36,0

10,5

8

ООО "Металл-групп"

п. Яковлево

Добыча и обогащение железных руд

36,7

35,5

9,4

9

ОАО "Комбинат КМАруда"

г. Губкин

Добыча и обогащение железных руд

160,3

33,4

24,3

10

ЗАО "Завод премиксов N 1"

Шебекинский район

Производство премиксов

67,6

31,0

12,6

11

ООО "Белэнергомаш - БЗЭМ"

г. Белгород

Производство стальных металлоконструкций, паровых котлов, металлообработка

76,7

21,0

19,8

12

ЗАО "Свинокомплекс Короча"

с. Погореловка Корочанского района

Производство продуктов из мяса

73,9

20,4

11,2

13

ООО "Белгородский завод сапфиров "Монокристалл"

г. Шебекино

Производство искусственного корунда

108,5

20,0

13,7

14

ЗАО "Приосколье"

Белгородская область

Разведение сельскохозяйственной птицы

65,0

18,6

14,3

15

ПАО "Оскольский завод металлургического машиностроения"

г. Старый Оскол

Обработка металлических изделий с использованием основных технологических процессов машиностроения

84,6

18,0

12,9

16

ОАО "ЭФКО"

г. Алексеевка

Производство растительных и животных масел и жиров

130,9

16,5

18,0

17

ЗАО "Завод нестандартного оборудования и металлоизделий"

г. Белгород

Производство минеральных тепло- и звукоизоляционных изделий

50,1

11,5

11,5

18

ЗАО "Старооскольский завод автотракторного электрооборудования"

г. Старый Оскол

Производство электрооборудования для двигателей и транспортных средств

24,5

11,0

6,4

Более 1 МВт

19

ООО "МПЗ Агро-Белогорье"

Яковлевский район

Производство продуктов из мяса и мяса птицы

47,5

9,5

8,2

20

ООО "Южный полюс" (Сити молл "Белгородский")

Белгородский район

Сдача внаем собственного нежилого недвижимого имущества

16,6

8,0

3,3

21

ООО "Белая птица - Белгород"

с. Поляна Шебекинского района

Разведение сельскохозяйственной птицы

35,5

7,6

5,8

22

ОАО "Завод ЖБК-1"

г. Белгород

Производство изделий из бетона для использования в строительстве

10,3

6,5

3,6

23

АО "Корпорация "ГРИНН"

г. Белгород

Розничная торговля в неспециализированных магазинах

29,5

5,6

5,2

24

ОАО "Валуйкисахар" - Филиал Сахарный завод "Ника"

п. Пятницкое

Производство сахара

4,7

4,0

1,3

25

ООО "Техсапфир"

г. Белгород

Производство электрических печей

7,6

4,0

1,6

26

ЗАО "Цитробел"

г. Белгород

Производство готовых к употреблению пищевых продуктов и заготовок для их приготовления

19,7

3,6

2,7

27

ОАО "Алексеевский молочноконсервный комбинат"

г. Алексеевка

Производство молочных продуктов

15,7

3,5

2,2

28

ЗАО "Комбинат хлебопродуктов Старооскольский"

г. Старый Оскол

Производство муки из зерновых и растительных культур и готовых мучных смесей и теста для выпечки

21,3

3,3

3,0

29

ЗАО "Кондитерская фабрика "Славянка"

г. Старый Оскол

Производство кондитерских изделий

11,2

3,3

2,2

30

ООО "Пластшпокс-групп"

г. Белгород

Производство сотового поликарбоната

6,3

3,2

1,2

31

ООО "РИО"

г. Белгород

Предоставление посреднических услуг, связанных с недвижимым имуществом

9,2

3,2

2,0

32

ОАО "Валуйский комбинат растительных масел"

г. Валуйки

Производство рафинированных растительных масел и жиров

13,9

3,0

2,4

33

АО "Гормаш"

г. Белгород

Производство машин и оборудования для добычи полезных ископаемых и строительства

9,2

2,9

1,8

34

ОАО "Шебекино-мел"

г. Шебекино

Добыча известняка, гипсового камня и мела

7,1

1,7

1,3

35

ООО "Краснояружский сахарник"

п. Красная Яруга

Производство сахара

1,7

1,7

0,7

36

ОАО "Колос"

г. Белгород

Производство хлеба и мучных кондитерских изделий недлительного хранения

9,9

1,7

1,5

37

АО "Сахарный комбинат Большевик"

с. Головчино

Производство сахара

0,7

1,5

0,4

38

ОАО "Мелстром"

Белгородский район

Добыча известняка, гипсового камня и мела

6,8

1,3

1,0

2.4. Динамика изменения максимума

нагрузки Белгородской энергосистемы

Отчетные данные по изменению максимума нагрузки энергосистемы Белгородской области приведены на рисунке 2.3 (не приводится) и в таблице 2.3.

Рисунок 2.3. Динамика изменения максимума нагрузки

Рисунок не приводится.

Таблица 2.3

Отчетная динамика изменения максимума

нагрузки Белгородской энергосистемы

Показатели

2012

2013

2014

2015

2016

Максимум нагрузки, МВт

2 182

2 116

2 179

2 134

2 219

Абсолютный прирост, МВт

82

-65

62

-45

85

Относительный прирост, %

3,90

-3,00

2,94

-2,05

3,98

Число часов использования максимума нагрузки

6 832

6 996

6 842

6 977

6 857

2.5. Структура установленной электрической

мощности на территории Белгородской области

В таблице 2.4 приведены данные по установленной мощности электростанций Белгородской энергосистемы <8>.

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

<8> Без учета электростанций, работающих изолированно от энергосистемы и электростанций, работающих на основе ВИЭ

Таблица 2.4

Краткая характеристика электростанций,

действующих на территории Белгородской области

Генерирующая компания (организация)

Электростанция

Установленная мощность генераторов, МВт

Суммарная установленная мощность, МВт

ВСЕГО:

251,0

251,0

Филиал ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация"

всего, в т.ч.:

149,0

Белгородская ТЭЦ

2x30

60,0

ГТУ ТЭЦ Луч

2x30

60,0

Губкинская ТЭЦ

9+2x10

29,0

АО "ГТ Энерго"

всего, в т.ч.:

36,0

Мичуринская ГТ-ТЭЦ

4x9

36,0

Электростанции сахарных заводов

всего, в т.ч.:

66,0

ОАО "Валуйкисахар"

ТЭЦ ОАО "Валуйкисахар"

6+12

18,0

ОАО "Валуйкисахар" - Филиал Сахарный завод "Ника"

ТЭЦ ОАО "Валуйкисахар" - Филиал Сахарный завод "Ника"

2x6

12,0

ОАО "Дмитротарановский сахарник"

ТЭЦ ОАО "Дмитротарановский сахарник"

2x6

12,0

ООО "Краснояружский сахарник"

ТЭЦ ООО "Краснояружский сахарник"

2x6

12,0

АО "Сахарный комбинат Большевик"

ТЭЦ АО "Сахарный комбинат Большевик"

2x6

12,0

В таблице 2.5 приведены данные по установленной мощности электростанций, работающих на основе ВИЭ.

Таблица 2.5

Краткая характеристика электростанций,

работающих на основе ВИЭ

Компания (организация)

Электростанция

Установленная мощность генераторов, МВт

Суммарная установленная мощность, МВт

ВСЕГО:

4,3

4,3

ООО "АльтЭнерго"

всего, в т.ч.:

3,8

БГС "Лучки"

3x1,2

3,6

Солнечные батареи

1320 модулей с активной поверхностью 1230,2 кв. м

0,1

Ветрогенераторы

5x0,02

0,1

ООО "Региональная генерирующая компания"

всего, в т.ч.:

0,5

БГС "Байцуры"

1x0,5

0,5

В таблице 2.6 и на рисунке 2.4 (не приводится) приведена структура установленной электрической мощности на территории Белгородской области.

Таблица 2.6

Структура установленной электрической мощности

на электростанциях Белгородской энергосистемы

Наименование объекта

Установленная мощность, МВт

Структура, %

ВСЕГО:

251

100,00%

в том числе:

ТЭС

251

100,00%

в том числе:

ТЭЦ

29

11,55%

ГТУ ТЭЦ

156

62,15%

ТЭЦ сахарных заводов

66

26,29%

Рисунок 2.4. Структура установленной электрической мощности

Рисунок не приводится.

2.6. Структура выработки электроэнергии

по типам электростанций и видам собственности

Структура выработки электроэнергии в 2016 году по видам собственности и типам электростанций Белгородской области приведена в таблице 2.7 и на рисунке 2.5 (не приводится).

Таблица 2.7

Структура выработки электроэнергии по типам

электростанций и видам собственности

Показатели

Выработано электроэнергии, млн. кВт.ч

Доля выработки, %

Филиал ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация", в т.ч.:

444,24

71,77

Белгородская ГТУ ТЭЦ

106,72

17,24

ГТУ ТЭЦ Луч

251,67

40,66

Губкинская ТЭЦ

85,86

13,87

АО "ГТ Энерго", в т.ч.:

63,95

10,33

Мичуринская ГТ-ТЭЦ

63,95

10,33

Электростанции сахарных заводов, в т.ч.:

88,41

14,28

ТЭЦ ОАО "Валуйкисахар"

20,05

3,24

ТЭЦ ОАО "Валуйкисахар" - Филиал Сахарный завод "Ника"

18,84

3,04

ТЭЦ ОАО "Дмитротарановский сахарник"

21,43

3,46

ТЭЦ ООО "Краснояружский сахарник"

14,52

2,35

ТЭЦ АО "Сахарный комбинат Большевик"

13,57

2,19

ООО "АльтЭнерго", в т.ч.:

22,40

3,62

БГС "Лучки"

22,29

3,60

Солнечная электростанция

0,09

0,01

Ветряная электростанция

0,02

0,00

Рисунок 2.5. Структура выработки электроэнергии по видам

собственности и по типам электростанций

Рисунок не приводится.

2.7. Характеристика балансов

электрической энергии и мощности

В таблице 2.8 приведен фактический баланс электрической мощности энергосистемы Белгородской области на час прохождения максимума нагрузки за 2012 - 2016 годы.

Таблица 2.8

Баланс электрической мощности

Показатели

2012

2013

2014

2015

2016

Максимум потребления, МВт

2 181,87

2 116,48

2 178,66

2 134,03

2 219,00

Рабочая мощность электростанций, МВт

169,88

135,80

135,50

177,14

208,96

Нагрузка электростанций, МВт

138,34

122,84

126,43

157,25

157,83

Получение мощности из других энергосистем (сальдо перетоков), МВт

2 043,53

1 993,64

2 052,23

1 976,78

2 061,17

Дефицит (-)/избыток (+)

-2 011,99

-1 980,68

-2 043,16

-1 956,89

-2 010,04

Доля мощности собственных электростанций, %

7,79%

6,42%

6,22%

8,30%

9,42%

В таблице 2.9 приведен фактический баланс электроэнергии энергосистемы Белгородской области за 2012 - 2016 годы.

Таблица 2.9

Баланс электрической энергии

Показатели

2012

2013

2014

2015

2016

Потребление электроэнергии, млн. кВт.ч

14 906,10

14 807,45

14 906,11

14 889,60

15 215,80

Выработка электроэнергии всеми электростанциями, млн. кВт.ч, в т.ч.:

827,23

873,21

799,60

740,89

596,60

Филиал ПАО "Квадра" - "Белгородская генерация", в т.ч.:

668,21

733,69

657,93

603,86

444,24

Белгородская ГТУ ТЭЦ

301,29

334,87

324,50

216,72

106,72

ГТУ ТЭЦ Луч

280,39

323,29

251,77

306,10

251,67

Губкинская ТЭЦ

86,52

75,53

81,65

81,05

85,86

АО "ГТ Энерго", в т.ч.:

48,58

52,94

50,25

50,76

63,95

Мичуринская ГГ-ТЭЦ

48,58

52,94

50,25

50,76

63,95

Электростанции сахарных заводов

110,44

86,58

91,42

86,27

88,41

Сальдо перетоков, млн. кВт.ч

14 078,87

13 934,24

14 106,51

14 148,71

14 619,20

Доля выработки электроэнергии собственных электростанций, %

5,55%

5,90%

5,36%

4,98%

3,92%

За счет собственной выработки электроэнергии в Белгородской энергосистеме покрывается только 3,92 процента электропотребления. Основное количество электроэнергии поступает в область из смежных энергосистем: Воронежской, Курской и Северной энергосистемы Украины (Харьковская область).

2.8. Основные характеристики электросетевого

хозяйства на территории Белгородской области

2.8.1. Основные сведения по ЛЭП 220 - 750 кВ

филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС

Основные сведения по ЛЭП напряжением 220 - 750 кВ, обслуживаемым филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС, приведены в таблице 2.10.

Сводные данные по ЛЭП напряжением 220 - 750 кВ, обслуживаемым филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС, приведены в таблице 2.11.

Таблица 2.10

Основные сведения по ЛЭП 220 - 750 кВ

филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС

№

Наименование ВЛ

Uном.,

кВ

Год ввода

Срок эксплуатации на 01.01.2018

Протяженность (на балансе ЧПМЭС/ полная), км

Тип провода

Протяженность участка по Белгородской области, км

1

ВЛ 750 кВ Курская АЭС - Металлургическая

750

1982

35

189,9

4xАСО 500/64

60,800

2

ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 1

500

1976

41

90,514/102,04

3xАС 330/43

18,010

3

ВЛ 500 кВ Старый Оскол - Металлургическая

500

1982

35

35,5

3xАС 330/43

35,500

4

ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди

330

2015

2

95,928/103,85

2xАС 300/39

103,850

5

ВЛ 330 кВ Белгород - Шебекино

330

1963

54

27,17

2xАС 400/51

48,900

1995

22

21,73

6

ВЛ 330 кВ Лосево - Шебекино

330

1963

54

16,22/74,65

2xАС 400/51

37,950

1995

22

21,73

7

ВЛ 330 кВ Лиски - Валуйки

330

1969

48

126,1/149,8

2xАС 240/32

85,410

8

ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди

330

1965

52

12,92/11,19

2xАС 300/39

12,920

2016

1

2,67

2,670

9

ВЛ 330 кВ Змиевская ТЭС - Валуйки

330

1967

50

44,6/185,9

2xАС 300/39

44,600

10

ВЛ 330 кВ Змиевская ТЭС - Белгород с отпайкой на ПС Лосево

330

1968

49

43,4/130,5

2xАС 400/51,

43,400

2xАС 400/63

11

ВЛ 330 кВ Металлургическая - Валуйки

330

1999

18

123,2

2xАС 500/64

123,200

2xАС 300/39

2xАС 240/32

12

ВЛ 330 кВ Металлургическая - ОЭМК 1

330

1984

33

10,89/11,6

2xАС 500/64

11,600

13

ВЛ 330 кВ Металлургическая - ОЭМК 2

330

1984

33

10,85/11,56

2xАС 500/64

11,560

14

ВЛ 330 кВ Губкин - Старый Оскол

330

1979

38

25,83

2xАС 300/39

25,830

15

ВЛ 330 кВ Старый Оскол - ОЭМК 1

330

1984

33

18,19

2xАС 500/64

18,190

16

ВЛ 330 кВ Старый Оскол - ОЭМК 2

330

1984

33

18,8

2xАС 500/64

18,800

17

ВЛ 330 кВ Белгород - Фрунзенская

330

1964

53

23,38

2xАС 300/39

36,110

2000

17

12,5

2006

11

0,23

18

ВЛ 330 кВ Южная - Фрунзенская

330

1964

53

116,7

2xАС 300/39

69,300

2000

17

12,5

2006

11

0,3

19

ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Губкин

220

1961

56

110,22

АС400/ 64

49,360

В 2015 году на территории Белгородской области завершена реконструкция ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди протяженностью 95,928 км, в 2016 году произведена реконструкция участка ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди протяженностью 2,67 км.

За период 2012 - 2016 годов на территории Белгородской области новых ЛЭП напряжением 220 - 750 кВ не было введено в эксплуатацию.

В таблице 2.11 приведены сводные данные по ЛЭП 220 - 750 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС.

Таблица 2.11

Сводные данные по ЛЭП 220 - 750 кВ филиала

ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС

№ п/п

Класс напряжения, кВ

Количество ЛЭП

Общая протяженность, км

Протяженность участка на балансе филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС, км

Протяженность участка по Белгородской области, км

1

750

1

189,900

189,900

60,800

2

500

2

137,540

126,014

53,510

3

330

15

1 087,980

781,438

694,290

4

220

1

110,220

110,220

49,360

Итого:

19

1 525,640

1 207,572

857,960

2.8.2. Основные сведения по силовым трансформаторам

ПС 330 - 750 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС

Основные сведения по силовым трансформаторам, установленным на ПС 330-750 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС, приведены в таблице 2.12.

Таблица 2.12

Основные сведения по силовым трансформаторам, установленным

на ПС 330-750 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС

№ п/п

Наименование ПС

Диспетчерское наименование трансформатора

Тип трансформатора

Sном, МВА

Uном, кВ

Год изготовления

Год ввода в эксплуатацию

Тип устройства регулирования напряжения

Год выпуска устройства регулирования напряжения

1

Металлургическая

АТ-1

АТДЦТН- 200000/330/110/10

200

330/110/10

1982

1982

РНОА- 220/1000

1982

АТ-2

АТДЦТН- 200000/330/110/35

200

330/110/35

1980

1980

РНОА- 110/1000

1980

АТ-3

3xАОДЦТН- 333000/750/330/15

999

750/330/15

1984

1984

РНОА-35/1000

1984

АТ-4

3xАОДЦТН- 333000/750/330/15

999

750/330/15

1987

1987

РНОА-35/1000

1987

АТ-5

3xАОДЦТН- 417000/750/500/10

1251

750/500/10

1986

1986

РНОА-35/1000

1986

2

Старый Оскол

АТ-1

3xАОДЦТН- 167000/500/330/35

501

500/330/35

1979

1979

РНОА-330/1200

1979

АТ-2

3xАОДЦТН- 167000/500/330/35

501

500/330/35

1976

1976

РНОА-330/1200

1976

АТ-3

АТДЦТН- 250000/500/110/35

250

500/110/35

1987

1987

SCV3-1250- 41/123-W-19N

1987

АТ-4

АТДЦТН- 250000/500/110/35

250

500/110/35

1993

1993

SCV3-1250- 41/123-W-19N

1993

3

Белгород

АТ-1

АТДЦТН- 200000/330/110/35

200

330/110/35

1969

1969

-

-

АТ-2

АТДЦТН- 135000/330/110/35

135

330/110/35

1964

1964

-

-

АТ-3

АТДЦТН- 200000/330/110/10

200

330/110/10

1974

1974

ЗРНОА- 110/1000

1974

ВД-2АТ

ВРТДНУ- 125000/35/35

125

35/35

1969

1969

РНТ-13-625/35

1969

3Т

ТДН-15000/35/6

15

35/6

1964

1964

РНТ-13-625/35

1964

4Т

ТДН-15000/35/6

15

35/6

1964

1964

РНТ-13-625/35

1964

4

Белгород (новая площадка)

АТ-1

АТДЦТН- 250000/330/110/10

250

330/110/10

2010

2016

M1 1203- 170/С-16153 WR

2010

5

Валуйки

АТ-1

АТДЦТН- 200000/330/110/35

200

330/110/35

1996

1997

РНОА- 220/1250

1996

АТ-3

АТДЦТН- 200000/330/110/35

200

330/110/35

1980

1980

РНОА- 220/1250

1980

3Т

ТДТН- 25000/35/10/6

25

35/10/6

2010

2013

М III 500 Y- 72,5/В-10 19 3 W

2010

4Т

ТДТН- 25000/35/10/6

25

35/10/6

2010

2013

М III 500 Y- 72,5/В-10 19 3 W

2010

5Т

ТДН- 40000/110/10

40

110/10

2012

2013

PC-9 III 400- 41.5/К-10 19 I W

2012

ЛТДН 1

ЛТДН- 63000/35/35

63

35

2007

2008

RR5-niA-200- 41,5/К122333 W

2007

ЛТДН-3

ЛТДН- 63000/35/35

63

35

1980

1980

РНТ-20- 625/35

1980

6

Губкин

АТ-1

АТДЦТН- 125000/220/110/35

125

220/110/35

1964

1964

ПБВ

1982

АТ-2

АТДЦТН- 125000/220/110/35

125

220/110/35

1964

1964

ПБВ

1982

АТ-3

АТДЦТН- 200000/330/110/35

200

330/110/35

1980

1980

РНОА- 110/1000

1980

АТ-4

АТДЦТН- 200000/330/110/35

200

330/110/35

1982

1982

РНОА- 110/1000

1982

Бустер АТ3

БТДН- 63000/35/35

63

35

1964

1964

РНТ-24

1964

Бустер АТ4

ЛТДН- 100000/35/35

100

35

1982

1982

РНТ-24

1982

ВД АТ-2

ВРТДНУ- 125000/35/35

125

35

1965

1965

ПРН-23

1964

ВД АТ-1

ВРТДНУ- 125000/35/35

125

35

1965

1965

ПРН-23

1964

7

Губкин (новая площадка)

АТ-2

АТДТН- 200000/330/110/10

200

330/110/10

2009

2016

M1 1203-170/С

2009

8

Фрунзенская

АТ-1

АТДЦТН- 195000/330/110/10

195

330/110/10

2007

2008

M1 1203- 170/С-16153 WR

2007

АТ-2

АТДЦТН- 195000/330/110/10

195

330/110/10

2005

2006

M1 1203- 170/С-16153 WR

2006

9

Шебекино

АТ-1

АТДЦТН- 125000/330/110/6

125

330/110/6

1991

1991

РНОА-220/800

1991

Сводные данные по силовым трансформаторам ПС 330-750кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС приведены в таблице 2.13.

Таблица 2.13

Сводные данные по силовым трансформаторам, установленным

на ПС 330-750 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС

№ п/п

Класс напряжения, кВ

Количество (авто-) трансформаторов, шт.

Sуст., МВА

1

750/500

1

1 251,0

2

750/330

2

1 998,0

3

500/330

2

1 002,0

4

500/110

2

500,0

5

330/110

14

2 700,0

6

220/110

2

250,0

7

110/10

1

40,0

8

35/10/6

2

50,0

9

35/6

2

30,0

Всего:

28

7 821,0

В 2016 году на территории Белгородской области были введены в эксплуатацию две новые ПС с высшим классом напряжения 330 кВ:

- ПС 330/110/10 кВ Белгород (новая площадка с одним автотрансформатором 330/110/10 кВ номинальной мощностью 250 МВА);

- ПС 330/110/10 кВ Губкин (новая площадка с одним автотрансформатором 330/110/10 кВ номинальной мощностью 200 МВА).

2.8.3. Основные сведения по ЛЭП 110 кВ

филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго"

На балансе филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" находится 106 линий электропередачи напряжением 110 кВ общей протяженностью по цепям 2411,708 км.

Основные сведения по ЛЭП напряжением 110 кВ, обслуживаемым филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго", приведены в таблице 2.14.

Таблица 2.14

Основные сведения по ЛЭП 110 кВ филиала

ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго"

№ п/п

Диспетчерское наименование ЛЭП

Год ввода в эксплуатацию

Срок эксплуатации, лет

Марка провода

Количество цепей

Протяженность общая по цепям, км

1

ВЛ 110 кВ Голофеевка - Тяговая Новый Оскол

2003

14

АС-240/32

1

55,683

2

ВЛ 110 кВ Новый Оскол - Тяговая Новый Оскол

2003

14

АС-240/32

1

12,600

3

ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Западная N 2

2008

9

АС-120

1

21,290

4

ВЛ 110 кВ Химзавод - Нежеголь

2014

3

АС-185/29

1

6,949

5

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Центральная N 1

1977

40

АС-300;

1

60,548

АС-185/29

6

ВЛ 110 кВ Губкин - Пушкарная с отпайками

1977

40

АС-240;

1

40,287

АС-120

7

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Пушкарная

1977

40

АС-185/29

1

6,900

8

ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол Тяговая

1975

42

АС-300;

1

23,481

АС-185/29

9

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Промышленная

1983

34

АС-185/29

1

36,355

10

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Старый Оскол - 1 с отпайкой на ПС Очистные

1980

37

АС-185/29

1

14,879

11

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Центральная N 2

1977

40

АС-185/29

1

26,140

12

ВЛ 110 кВ Старый Оскол Тяговая - Промышленная

1981

36

АС-185/29

1

2,994

13

ВЛ 110 кВ Шеино - Короча

1967

50

АС-120/19;

1

26,600

АС-150/24

14

ВЛ 110 кВ Белгород - Шеино

1967

50

АС-120/19;

1

23,300

АС-150/24

15

ВЛ 110 кВ Южная - Майская

1975

42

АС-185/29

1

6,760

16

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Обуховская N 1 с отпайкой на ПС Стройматериалы

1977

40

АС-400

1

17,600

АС-150

17

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Обуховская N 2 с отпайкой на ПС Стройматериалы

1977

40

АС-400;

1

17,600

АС-150

18

ВЛ 110 кВ Губкин - Казацкие Бугры

1964

53

АС-300/39

1

10,100

19

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Цемзавод N 1

1974

43

АС-185/29;

1

21,771

АС-120

20

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Цемзавод N 2

1974

43

АС-185/29;

1

21,771

АС-120

21

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Казацкие Бугры

1964

53

АС-240;

1

18,600

АС-300/39

22

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Архангельское N 1

1986

31

АС-120/19

1

9,300

23

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Архангельское N 2

1986

31

АС-120/19

1

9,300

24

ВЛ 110 Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна

1964

53

АС-240/32

1

30,400

25

ВЛ 110 кВ Металлургическая - Голофеевка N 2

1978

39

АС-400

1

14,650

26

ВЛ 110 кВ Металургическая Голофеевка N 1

1980

37

АС-300/39

1

15,038

27

ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол - 1 с отпайкой на ПС Журавлики

1963

54

АС-240;

1

32,300

АС-120

28

ВЛ 110 кВ Голофеевка - Долгая Поляна

1964

53

АС-240/32

1

12,900

29

ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1

2008

9

АС-185/29

1

15,100

30

ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Рудник

2007

10

АС-185/29

1

24,600

31

ВЛ 110 кВ Белгород - Рудник N 1 с отпайками

1979

38

АС-185;

1

46,691

АС-120

32

ВЛ 110 кВ Дубовое - Майская

1959

58

АС-185/29

1

4,720

33

ВЛ 110 кВ Долбино - Майская

1959

58

АС-185/29

1

12,440

34

ВЛ 110 кВ Белгород - Дубовое

1992

25

АС-185

1

7,600

35

ВЛ 110 кВ ГТУ ТЭЦ Луч - Черемошное

1968

49

АС-185

1

35,900

36

ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Майская

2007

10

АС-185

1

25,510

37

ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Западная N 1

2007

10

АС-185

1

20,600

38

ВЛ 110 кВ Валуйки Оросительная N 1

2007

10

АС-185/24

2

5,400

39

ВЛ 110 кВ Валуйки Оросительная N 2

1969

48

АС-185/24

-

5,400

40

ВЛ 110 кВ Грайворон - Казачья Лопань

1961

56

АС-95

1

12,400

41

ВЛ 110 кВ Черемошное - Долбино

1968

49

АС-185

1

40,600

42

ВЛ 110 кВ Шебекино - Лизины N 1

1994

23

АС-185/29

1

0,650

43

ВЛ 110 кВ Шебекино - Лизины N 2

1993

24

АС-185/29

1

0,650

44

ВЛ 110 кВ Белгород - Белгородская ТЭЦ

2006

11

АС-185;

1

8,060

АС-150

45

ВЛ 110 кВ Борисовка - Грайворон

2002

15

АС-150/24

1

34,300

46

ВЛ 110 кВ Шебекино - Нежеголь

1994

23

АС-185

1

13,950

47

ВЛ 110 кВ Западная - Авторемзавод

1961

56

АС-185

1

3,693

48

ВЛ 110 кВ Ивня - Ракитное

1994

23

АС-120/19

1

45,800

49

ВЛ 110 кВ Рудник - Ивня

1988

29

АС-120

1

38,000

50

ВЛ 110 Серебрянка - Максимовка

1987

30

АС-150/24

1

60,100

51

ВЛ 110 кВ Фрунзенская - БТЭЦ с отпайкой на ПС Стрелецкая

1986

31

АС-120;

1

39,410

АС-185

52

ВЛ 110 кВ Красная Яруга - Ракитное

1986

31

АС-120

1

12,000

53

ВЛ 110 кВ Томаровка - Борисовка

1983

34

АЖ-120

1

18,800

54

ВЛ 110 кВ Белгород - Рудник N 2 с отпайками

1986

31

АС-185;

1

46,420

АС-120

55

ВЛ 110 кВ Красная Яруга - Грайворон

1979

38

АС-120/19

1

35,300

56

ВЛ 110 кВ Южная - Западная N 2

1975

42

АС-185/29

1

13,994

57

ВЛ 110 кВ Белгород - Восточная N 2 с отпайкой на ПС Витаминный комбинат

1974

43

АС-185/29

1

8,000

58

ВЛ 110 кВ Шебекино - Южная с отпайками

2014

3

АС-185/24

1

47,972

59

ВЛ 110 кВ Белгород - Восточная N 1 с отпайкой на ПС Витаминный комбинат

1971

46

АС-185;

1

10,340

АС-150 (отпайка на ПС Витаминный комбинат)

60

ВЛ 110 кВ Томаровка - Готня

1969

48

АС-120/19

1

42,000

61

ВЛ 110 кВ Готня - Красная Яруга

1975

42

АС-120/19

1

12,600

62

ВЛ 110 кВ Белгород - Авторемзавод с отпайкой

1985

32

АС-185/29;

1

14,150

АС-95

63

ВЛ 110 кВ Белгород - ГТ ТЭЦ Мичуринская

1962

55

АС-185

1

10,470

64

ВЛ 110 кВ Белгород - Химзавод с отпайкой на ПС Шебекино

1961

56

АС-185

1

32,879

65

ВЛ 110 кВ Белгород - Сажное

1960

57

АС-150

1

37,050

66

ВЛ 110 кВ Беломестное - Прохоровка

1960

57

АС-150

1

62,667

67

ВЛ 110 кВ Белгород - Беломестное

1978

39

АС-150

1

12,200

68

ВЛ 110 кВ Прохоровка - Ржава

1968

49

АС-150

1

27,230

69

ВЛ 110 кВ Сажное - Александровка

1968

49

АС-150

1

26,760

70

ВЛ 110 кВ Александровка - Ржава

1968

49

АС-150

1

27,640

71

ВЛ 110 кВ Губкин - Лебединский ГОК I цепь

1972

45

АСО-500

1

7,340

72

ВЛ 110 кВ Губкин - Лебединский ГОК II цепь

1972

45

АСО-500

1

13,340

73

ВЛ 110 кВ Новый Оскол - ПТФ II цепь

1981

36

АЖ-120

1

16,460

74

ВЛ 110 кВ Скородное - Коньшино

1977

40

АС-120/19

1

15,000

АС-150/24

75

ВЛ 110 кВ Новый Оскол - Серебрянка

1989

28

АС-150/24;

1

26,840

АС-240/39

76

ВЛ 110 кВ Новый Оскол - ПТФ I цепь

1981

36

АЖ-120

1

11,020

77

ВЛ 110 кВ Короча - Скородное

1979

38

АС-120/19

1

28,700

78

ВЛ 110 кВ Коньшино - Голофеевка

1977

40

АС-150/24;

1

47,100

АС-120/19

79

ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка

1964

53

АС-240/39

1

29,900

80

ВЛ 110 кВ Чернянка - Новый Оскол

1964

53

АС-240/39

1

18,800

81

ВЛ 110 кВ Вейделевка - Айдар

1969

48

АС-95/16

1

41,600

82

ВЛ 110 кВ Валуйки - Вейделевка

1969

48

АС-95/16

1

26,000

83

ВЛ 110 кВ Палатовка - Алексеевка

1969

48

АС-120/19

1

37,180

84

ВЛ 110 кВ Валуйки - Валуйки тяговая N 1

1969

48

АС-120/19

1

2,800

85

ВЛ 110 кВ Валуйки - Валуйки тяговая N 2

1969

48

АС-120/19

1

2,800

86

ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск районная I цепь

1969

48

АС-120/19

2

17,200

87

ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск районная II цепь

1969

48

АС-120/19

-

17,200

88

ВЛ 110 кВ Алексеевка-тяговая - Алексеевка

1988

29

АС-120/19

1

5,600

89

ВЛ 110 кВ Валуйки - Алексеевка-тяговая

1969

48

АС-120/19

1

64,200

90

ВЛ 110 кВ Валуйки - Палатовка

1969

48

АС-120/19

1

30,100

91

ВЛ 110 кВ Валуйки - ГКС N 1

1976

41

АС-95/16

2

2,300

92

ВЛ 110 кВ Валуйки - ГКС N 2

1976

41

АС-95/16

-

2,300

93

ВЛ 110 кВ Волоконовка - Новый Оскол

1965

52

АС-240/32

1

42,200

94

ВЛ 110 кВ Новый Оскол - Верхняя Покровка

1967

50

АС-70/11

1

43,200

АС-95/16

АС-240/32

95

ВЛ 110 кВ Верхняя Покровка - Красногвардейское

1984

33

АС-150/24

1

28,400

96

ВЛ 110 кВ Алексеевка - Красногвардейское

1984

33

АС-150/24

1

25,300

97

ВЛ 110 кВ Валуйки - Волоконовка

1965

52

АС-240/32

1

45,000

98

ВЛ 110 кВ Алексеевка - Айдар

1990

27

АС-120/19

1

82,600

99

ВЛ 110 кВ Айдар - Ровеньки

1999

18

АС-120/19

1

17,600

100

ВЛ 110 кВ Белгород - Южная N 1 с отпайками

1968

49

АС-185

1

6,120

101

ВЛ 110 кВ Белгород - Пищепром

1968

49

АС-150

1

2,820

102

ВЛ 110 кВ Пищепром - Северная

1968

49

АС-120;

1

12,540

АС-185

103

ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

1968

49

АС-185;

1

13,590

АС-120

104

ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Северная с отпайкой на ПС Стрелецкая

1968

49

АС-185

1

14,430

105

ВЛ 110 кВ Шебекино - Химзавод

1973

44

АС-185/29

1

10,316

106

ВЛ 110 кВ Белгород - ГТУ ТЭЦ Луч

1968

49

АС-185

1

7,670

2.8.4. Основные сведения по силовым трансформаторам

ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго"

На балансе филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" находятся 56 ПС с высшим напряжением 110 кВ, на которых установлено 112 силовых трансформаторов суммарной мощностью 2586,3 МВА.

Основные сведения по силовым трансформаторам ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" представлены в таблице 2.15.

Таблица 2.15

Основные сведения по силовым трансформаторам ПС 110 кВ

филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго"

№ п/п

ПС

Класс напряжения

Sном, МВА

Тип трансформатора

Год выпуска

Срок эксплуатации, лет

1

Авторемзавод

110/6

16,0

ТДН-16000/110/6

1987

30

2

Авторемзавод

110/6

16,0

ТДН-16000/110/6

1987

30

3

Айдар

110/35/10

16,0

ТДГН-16000/110/35/10

1983

34

4

Айдар

110/35/10

10,0

ТДТН-10000/110/35/10

1970

47

5

Александровка

110/35/10

25,0

ТДТН-25000/110/35/10

2010

7

6

Александровна

110/35/10

25,0

ТДТН-25000/110/35/10

2010

7

7

Алексеевка районная

110/35/10

25,0

ТДТН-25000/110/35/10

1980

37

8

Алексеевка районная

110/35/10

25,0

ТДТН-25000/110/35/10

1981

36

9

Алексеевка районная

110/35/10

25,0

ТДТН-25000/110/35/10

1992

25

10

Архангельская

110/35/10

16,0

ТДГН-16000/110/35/10

1985

32

11

Архангельская

110/35/10

10,0

ТДТН-10000/110/35/10

1977

40

12

Белгород

110/6/6

40,0

ТРДН-40000/110/6/6

1993

24

13

Белгород

110/6/6

40,0

ТРДН-40000/110/6/6

2011

6

14

Белгород

110/6/6

40,0

ТРДН-40000/110/6/6

2011

6

15

Борисовка

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

2014

3

16

Борисовка

110/35/10

16,0

ТДГН-16000/110/35/10

2014

3

17

Верхняя Покровка

110/35/10

10,0

ТДТН-10000/110/35/10

1967

50

18

Верхняя Покровка

110/35/10

10,0

ТДТН-10000/110/35/10

1974

43

19

Вейделевка

110/35/10

10,0

ТДТН-10000/110/35/10

1982

35

20

Вейделевка

110/35/10

10,0

ТДТН-10000/110/35/10

1984

33

21

Витаминный комбинат

110/6/6

40,0

ТРДН-40000/110/6/6

2014

3

22

Витаминный комбинат

110/6/6

40,0

ТРДН-40000/110/6/6

2014

3

23

Волоконовка

110/35/10

25,0

ТДТН-25000/110/35/10

1991

26

24

Волоконовка

110/35/10

25,0

ТДГН-25000/110/35/10

1994

23

25

Восточная

110/35/6

40,0

ТДТН-40000/110/35/6

2013

4

26

Восточная

110/35/6

40,0

ТДТН-40000/110/35/6

2013

4

27

Голофеевка

110/35/10

10,0

ТДТН-10000/110/35/10

1972

45

28

Голофеевка

110/35/10

10,0

ТДГН-10000/110/35/10

1976

41

29

Готня

110/10

16,0

ТДН-16000/110/10

1985

32

30

Готня

110/10

16,0

ТДН-16000/110/10

1985

32

31

Грайворон

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1981

36

32

Грайворон

110/35/10

16,0

ТДГН-16000/110/35/10

1969

48

33

Долгая Поляна

110/35/10

6,3

ТМТН-6300/Г10/35/10

1986

31

34

Донец

110/6

40,0

ТРДН-40000/110/6

2007

10

35

Донец

110/6

40,0

ТРДН-40000/110/6

2007

10

36

Дубовое

110/10

40,0

ТРНДЦН-40000/110/10

1991

26

37

Дубовое

110/10

40,0

ТРНДЦН-40000/110/10

1991

26

38

Журавлики

110/35/6

40,0

ТДТН-40000/110/35/6

2008

9

39

Журавлики

110/35/6

25,0

ТДТН-25000/110/35/6

1995

22

40

Западная

110/10

16,0

ТДН-16000/110/10

1981

36

41

Западная

110/10

16,0

ТДН-16000/110/10

1976

41

42

Ивня

110/35/10

10,0

ТДТН-10000/110/35/10

1980

37

43

Ивня

110/35/10

10,0

ТДТН-10000/110/35/10

1983

34

44

Казацкие Бугры

110/10/6

25,0

ТДТН-25000/110/10/6

1992

25

45

Казацкие Бугры

110/10/6

25,0

ТДТН-25000/110/10/6

1987

30

46

Коньшино

110/10

3,2

ТМН-3200/110/10

1967

50

47

Короча

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1988

29

48

Короча

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1988

29

49

Короча

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1985

32

50

Красная Яруга

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1982

35

51

Красная Яруга

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1990

27

52

Крапивенская

110/10

16,0

ТДН-16000/110/10

2010

7

53

Крапивенская

110/10

16,0

ТДН-16000/110/10

2010

7

54

Красногвардейское

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1970

47

55

Красногвардейское

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1985

32

56

Крейда

110/35/6

25,0

ТДТН-25000/110/35/6

2013

4

57

Крейда

110/35/6

25,0

ТДТН-25000/110/35/6

2013

4

58

Майская

110/10/10

40,0

ТРДН-40000/110/10/10

2008

9

59

Майская

110/10/10

40,0

ТРДН-40000/110/10/10

2008

9

60

Максимовка

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1986

31

61

Максимовка

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1991

26

62

Новый Оскол

110/35/10

31,5

ТДТНГ- 31500/110/35/10

1964

53

63

Новый Оскол

110/35/10

25,0

ТДТН-25000/110/35/10

1983

34

64

Нежеголь

110/10/10

40,0

ТРДН-40000/110/10/10

2013

4

65

Нежеголь

110/10/10

40,0

ТРДН-40000/110/10/10

2013

4

66

Обуховская

110/10

25,0

ТРДН(С)-25000/110/10

1977

40

67

Обуховская

110/10

25,0

ТРДН(С)-25000/110/10

1978

39

68

Оросительная

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1983

34

69

Оросительная

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1999

18

70

Очистные

110/6

16,0

ТДН-16000/110/6

1979

38

71

Очистные

110/6

16,0

ТДН-16000/110/6

1978

39

72

Пищепром

110/10/6

25,0

ТДТН-25000/110/10/6

1988

29

73

Пищепром

110/10/6

25,0

ТДТН-25000/110/10/6

1978

39

74

Промышленная

110/10

25,0

ТРДН(С)-25000/110/10

1981

36

75

Промышленная

110/10

25,0

ТРДН(С)-25000/110/10

1982

35

76

Птицефабрика

110/10

16,0

ТДН-16000/110/10

1982

35

77

Птицефабрика

110/10

16,0

ТДН-16000/110/10

1981

36

78

Пушкарная

110/10/10

40,0

ТРДН-40000/110/10/10

1977

40

79

Пушкарная

110/10/10

40,0

ТРДН-40000/110/10/10

1976

41

80

Ракитное

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1989

28

81

Ракитное

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1989

28

82

Ровеньки

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

2000

17

83

Рудник

110/35/6

25,0

ТДТН-25000/110/35/6

1979

38

84

Рудник

110/35/6

25,0

ТДТН-25000/110/35/6

1979

38

85

Северная

110/10

40,0

ТРДН-40000/110/10

2006

11

86

Северная

110/10

40,0

ТРДН-40000/110/10

2006

11

87

Серебрянка

110/35/10

10,0

ТДТН-10000/110/35/10

1987

30

88

Скородное

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1983

34

89

Скородное

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1994

23

90

Старый Оскол-1

110/35/6

25,0

ТДТН-25000/110/35/6

1990

27

91

Старый Оскол-1

110/35/6

20,0

ТДТН-20000/110/35/6

1966

51

92

Старый Оскол-1

110/6

25,0

ТРНДЦН-25000/110/6

1989

28

93

Стрелецкая

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1986

31

94

Стрелецкая

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1991

26

95

Строитель

110/6

15,0

ТДН-15000/110/6

1968

49

96

Строитель

110/6

15,0

ТДНГ-15000/110/6

1962

55

97

Томаровка

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1973

44

98

Томаровка

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1984

33

99

Химзавод

110/6

32,0

ТРДН-32000/110/6

1980

37

100

Химзавод

110/6

32,0

ТРДН-32000/110/6

1979

38

101

Центральная

110/10/10

40,0

ТРДН-40000/110/10/10

1986

31

102

Центральная

110/10/10

40,0

ТРДН-40000/110/10/10

1986

31

103

Черемошное

110/35/10

25,0

ТДТН-25000/110/35/10

1993

24

104

Черемошное

110/35/10

25,0

ТДТН-25000/110/35/10

2001

16

105

Чернянка

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

1971

46

106

Чернянка

110/35/10

16,0

ТДТН-16000/110/35/10

2009

8

107

Шебекино

110/35/6

40,0

ТДТН-40000/110/35/6

2008

9

108

Шебекино

110/35/6

40,0

ТДТН-40000/110/35/6

2008

9

109

Шеино

110/35/10

6,3

ТМТН-6300/110/35/10

1990

27

110

Шеино

110/10

10,0

ТДТН-10000/110/10

1967

50

111

Южная

110/10/6

40,0

ТДТН-40000/110/10/6

1982

35

112

Южная

110/10/6

40,0

ТДТН-40000/110/10/6

1987

30

В 2016 году на подстанциях, находящихся на балансе филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго", в эксплуатацию новых силовых трансформаторов напряжением 110 кВ не вводилось. Было произведено внутреннее перемещение двух силовых трансформаторов напряжением 110 кВ без увеличения трансформаторной мощности с ПС 110/10 кВ Коньшино на ПС 110/10 кВ Шеино и наоборот: трансформаторы ТМТН-6300/110/35/10 и ТМН-3200/110/10.

Сводные данные по силовым трансформаторам, находящимся на балансе филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго", приведены в таблице 2.16.

Таблица 2.16

Сводные данные по силовым трансформаторам, находящимся

на балансе филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго"

№ п/п

Класс напряжения, кВ

Количество трансформаторов, шт.

Sном, МВА

1

110/35/10

52

852,1

2

110/35/6

12

370,0

3

110/10/10

8

320,0

4

110/10/6

6

180,0

5

110/6/6

5

200,0

6

110/10

18

401,2

7

110/6

11

263,0

Всего:

112

2 586,3

2.8.5. Основные сведения по ЛЭП и подстанциям,

находящимся на балансе сторонних организаций

На территории Белгородской области эксплуатируются подстанции и сети, находящиеся на балансе предприятий и организаций, для которых выработка, передача и распределение электроэнергии не являются основным видом деятельности. Наибольшую протяженность имеют электрические сети, находящиеся на балансе АО "Лебединский ГОК", ОАО "Стойленский ГОК" и АО "ОЭМК".

В таблице 2.17 приведены сведения по ЛЭП 110 кВ и выше, находящимся на балансе сторонних организаций.

Таблица 2.17

Основные сведения по ЛЭП 110 кВ и выше, находящимся

на балансе сторонних организаций

N п/п

Наименование ЛЭП

Собственник

Uном, кВ

Тип ЛЭП

Тип, сечение провода (кабеля)

Длина ЛЭП, км

Год ввода в эксплуатацию

1

ВЛ 330 кВ Металлургическая - Лебеди

АО "Лебединский ГОК"

330

ВЛ

2xАС-300/39

38,700

1982

2

ВЛ 330 кВ Губкин - Лебеди

330

ВЛ

2xАС-300/39

4,100

1983

3

ВЛ 330 кВ Белгород - Лебеди

330

ВЛ

2xАС-300/39

8,600

1983

4

ВЛ 110 кВ Губкин - ЛГОК II цепь

110

ВЛ

2xАС-240/39

4,795

1982

5

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП 7 I цепь

110

ВЛ

АС-500/64

23,532

1977

6

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - ГПП 7 II цепь

110

ВЛ

АС-500/64

23,532

1977

7

ВЛ 110 кВ ГПП 7-ГПП 3 I цепь

110

ВЛ

АС-240/39

0,426

1977

ВЛ

АС-500/64

0,624

8

ВЛ 110 кВ ГПП 7 - ГПП 3 II цепь

110

ВЛ

АС-240/39

0,426

1977

ВЛ

АС-500/64

0,624

9

ВЛ 110 кВ ГПП 7 - ГПП 5 I цепь

110

ВЛ

АС-240/39

0,395

2009

10

ВЛ 110 кВ ГПП 7 - ГПП 5 II цепь

110

ВЛ

АС-240/39

0,395

2009

11

ВЛ 110 кВ ГПП 7 - ГПП 6 II цепь

110

ВЛ

АС-240/32

3,140

2005

12

ВЛ 110 кВ ГПП 7 - ГПП 6 I цепь с отпайкой на ГПП 2

110

ВЛ

АС-240/32

4,027

2005

13

ВЛ 110 кВ ГПП 7 - ГПП 2 II цепь

110

ВЛ

АС-240/32

3,225

2008

14

ВЛ 110 кВ Лебеди - ГПП 4 I цепь с отпайкой на ПС-109

110

ВЛ

АС-240/32

7,593

1982

15

ВЛ 110 кВ Лебеди - ПС 109 II цепь

110

ВЛ

АС-240/32

7,092

1982

16

ВЛ 110 кВ Лебеди - ГПП 8 I цепь

110

ВЛ

АС-240/39

6,880

1981

17

ВЛ 110 кВ Лебеди - ГПП 8 II цепь

110

ВЛ

АС-240/39

6,880

1981

18

ВЛ 110 кВ Лебеди - ГПП 7 I цепь

110

ВЛ

АС-500/64

9,960

1977

19

ВЛ 110 кВ Лебеди - ГПП 7 II цепь

110

ВЛ

АС-500/64

9,960

1977

20

ВЛ 110 кВ Лебеди - ПС 122 I цепь с отпайками

110

ВЛ

АС-240/39

10,291

1985

21

ВЛ 110 кВ Лебеди - ЛГОК II цепь

110

ВЛ

АС-240/39

5,161

1985

22

ВЛ 110 кВ ГПП 7 - ГПП 4 I цепь

110

ВЛ

АС-240/39

3,227

2008

23

ВЛ 330 кВ Старый Оскол - ОЭМК N 1

АО "ОЭМК"

330

ВЛ

2xАС-500/64

0,700

1984

24

ВЛ 330 кВ Старый Оскол - ОЭМК N 2

330

ВЛ

2xАС-500/64

0,700

1984

25

ВЛ 330 кВ Металлургическая - ОЭМК N 1

330

ВЛ

2xАС-500/64

0,710

1984

26

ВЛ 330 кВ Металлургическая - ОЭМК N 2

330

ВЛ

2xАС-500/64

0,710

1984

27

ВЛ 110 кВ Голофеевка - Меткомбинат (24.11) N 1

110

ВЛ

АС-400;

7,600

1982

КЛ

NOKUDEY 3(1x630)

0,685

28

ВЛ 110 кВ Голофеевка - Меткомбинат (24.11) N 2

110

ВЛ

АС-400

7,600

1982

КЛ

NOKUDEY 3(1x630)

0,685

29

ВЛ 110 кВ Голофеевка - Строительная N 1

110

ВЛ

АС-185

4,600

1978

30

ВЛ 110 кВ Голофеевка - Строительная N 2

110

ВЛ

АС-185

4,600

1978

31

ВЛ 110 кВ Голофеевка - Промводозабор N 1

110

ВЛ

АС-120/19

2,500

1983

32

ВЛ 110 кВ Голофеевка - Промводозабор N 2

110

ВЛ

АС-120/19

2,550

1983

33

КЛ 110 кВ Меткомбинат (24.11) - 33.1 Т4

110

КЛ

NOKUDEY 3(1x240)

1,075

1982

34

КЛ 110 кВ Меткомбинат (24.11) - 33.2 Т5

110

КЛ

NOKUDEY 3(1x240)

1,182

1982

35

КЛ 110 кВ Меткомбинат (24.11) - 91Е Т1

110

КЛ

МКАШв 3(1x150)

1,600

1984

36

КЛ 110 кВ ГПП - 91Е Т2

110

КЛ

МКАШв 3(1x150)

1,100

1984

37

КЛ 110 кВ ГПП - SH-1 Т13

110

КЛ

FXKJ 3(1x240+95)

0,135

1984

38

КЛ 110 кВ ГПП - SH-1 Т24

110

КЛ

FXKJ 3(1x240+95)

0,125

1984

39

КЛ 110 кВ ГПП - 16Е Т1

110

КЛ

2XSY 3(1x240+35)

1,740

1991

40

КЛ 110 кВ ГПП - 16Е Т2

110

КЛ

2XSY 3(1x240+35)

1,750

1991

41

КЛ 110 кВ ГПП - 17Е Т1

110

КЛ

A2XS(FL) 3(1x240)

2,600

2008

42

КЛ 110 кВ ГПП - 17Е Т2

110

КЛ

A2XS(FL) 3(1x240)

2,590

2008

43

КЛ 110 кВ ГПП - SH-2

110

КЛ

FXKJ 3(1x240+95)

0,536

1984

44

КЛ 110 кВ ГПП - SH-3

110

КЛ

FXKJ 3(1x240+95)

0,490

1984

45

КЛ 110 кВ ГПП - SH-4

110

КЛ

FXKJ 3(1x240+95)

0,429

1984

46

КЛ 110 кВ ГПП - SH-5

110

КЛ

FXKJ 3(1x240+95)

0,373

1984

47

КЛ 110 кВ ГПП - АКОС N 1

110

КЛ

A2XS(FL) 3(1x240)

0,350

2008

48

КЛ 110 кВ ГПП - АКОС N 2

110

КЛ

A2XS(FL) 3(1x240)

0,320

2008

49

КЛ 110 кВ ГПП - АКОС N 3

110

КЛ

A2XS(FL) 3(1x240)

0,310

2010

50

КЛ 110 кВ ГПП - Меткомбинат ячейка E11

110

КЛ

FXKJ 6(1x800+95)

0,460

1984

51

КЛ 110 кВ ГПП - Меткомбинат ячейка Е19

110

КЛ

FXKJ 6(1x800+95)

0,555

1984

52

КЛ 110 кВ ГПП - SH-34 С1

110

КЛ

FXKJ 3(1x240+95)

0,100

1984

53

КЛ 110 кВ ГПП - SH-34 С2

110

КЛ

FXKJ 3(1x240+95)

0,125

1984

54

КЛ 110 кВ ГПП - SH-34 CF

110

КЛ

FXKJ 3(1x240+95)

0,080

1984

55

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - СГОК N 1 с отпайкой на ГПП-11

ОАО "Стойленский ГОК"

110

ВЛ

АС-400;

15,356

ВЛ

АС-240

0,162

56

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - СГОК N 2 с отпайками

110

ВЛ

АС-400;

15,356

ВЛ

АС-150;

4,100

ВЛ

АС-240;

2,086

ВЛ

АС-95

1,548

57

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - СГОК N 3 с отпайкой на ГПП-11

110

ВЛ

АС-400;

15,356

ВЛ

АС-240

0,204

58

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - СГОК N 4 с отпайками

110

ВЛ

АС-400;

15,356

ВЛ

АС-150;

4,100

ВЛ

АС-240;

2,086

ВЛ

АС-95

1,548

59

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремзавод N 1 с отпайками

110

ВЛ

АС-240;

20,096

ВЛ

АС-150

60

ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Ремзавод N 2 с отпайками

110

ВЛ

АС-240;

20,089

ВЛ

АС-150

61

ВЛ 110 кВ Губкин - СГОК N 1 с отпайками

110

ВЛ

АС-150

13,590

62

ВЛ 110 кВ Губкин - СГОК N 2 с отпайками

110

ВЛ

АС-150

13,590

63

Отпайка от ВЛ 110 кВ Старый Оскол - СГОК N 1 на ГПП-14

110

ВЛ

АС-240

1,347

2016

64

Отпайка от ВЛ 110 кВ Старый Оскол - СГОК N 3 на ГПП-14

110

ВЛ

АС-240

1,347

2016

65

Отпайка от ВЛ 110 кВ Губкин - СГОК N 1 на ГПП-15

110

ВЛ

АС-150

0,202

2016

66

Отпайка от ВЛ 110 кВ Губкин - СГОК N 2 на ГПП-15

110

ВЛ

АС-150

0,202

2016

67

Ф.5 ГПП-15 (до ГПП-3, ГПП-6)

110

ВЛ

АС-150

0,740

2016

68

Ф.6 ГПП-15 (до ГПП-3, ГПП-6)

110

ВЛ

АС-150

0,740

2016

69

Старый Оскол - Стройиндустрия N 1

ЗАО "Спецэнерго"

110

ВЛ

АС-240

6,000

1977

70

Старый Оскол - Стройиндустрия N 2

110

ВЛ

АС-240

6,000

1977

71

ЛЭП-110 ввод N 1

ОАО "ОЗММ"

110

ВЛ

АС-240/39

0,048

1978

72

ЛЭП-110 ввод N 2

110

ВЛ

АС-240/39

0,055

1978

73

ВЛ 110 кВ ПС Губкин 330 - ПС Промышленная

ОАО "РЖД"

110

ВЛ

АС-185

3,500

1997

74

ВЛ 110 кВ ПС Голофеевка - ПС Новый Оскол

110

ВЛ

АС-240

55,680

2003

75

Лизины-1

ООО "Биохим-сервис"

110

ВЛ

АС-185

0,040

1975

76

Лизины-2

110

ВЛ

АС-185

0,040

1977

77

ВЛ 110 кВ N 1 Рудник-2

ООО "Металл-групп"

110

ВЛ

АС-185

1,440

2003

78

ВЛ 110 кВ N 2 Рудник-2

110

ВЛ

АС-185

1,440

2003

79

Оскол-500 от ячейки 43

ООО "ОСМиБТ"

110

КЛ

RG 5НЕ-64/120 кВ 1x185

0,330

1990

80

Оскол-500 от ячейки 44

110

КЛ

RG 5НЕ-64/120 кВ 1x185

0,330

1990

81

ВЛ 110 кВ

Мичуринская ГТ-ТЭЦ - Фрунзенская с отпайками

АО "ГТ Энерго"

110

ВЛ

АС-185

24,760

2008

Всего на балансе сторонних организаций находится 81 ЛЭП напряжением 110 кВ и выше, суммарной протяженностью 484,114 км, в том числе: 7 ЛЭП 330 кВ протяженностью 54,22 км и 74 ЛЭП 110 кВ протяженностью 429,824 км.

В 2016 году ОАО "Стойленский ГОК" ввел в эксплуатацию шесть ВЛ 110 кВ: две отпайки от ВЛ 110 кВ Старый Оскол - СГОК N 1, СГОК N 3 на ГПП-14, две отпайки от ВЛ 110 кВ Губкин - СГОК N 1, СГОК N 2 на ГПП-15 и две ВЛ 110 кВ от ГПП-15 до ГПП-3, ГПП-6 суммарной протяженностью 4,578 км.

Сводные данные по ЛЭП напряжением 110 кВ и выше, находящимся на балансе сторонних организаций, приведены в таблице 2.18.

Таблица 2.18

Сводные данные по ЛЭП 110 кВ и выше,

находящимся на балансе сторонних организаций

№ п/п

Собственник

Класс напряжения, кВ

Количество ЛЭП

Длина ЛЭП, км

1

АО "Лебединский ГОК"

330

3

51,400

110

19

132,185

всего:

22

183,585

2

АО "ОЭМК"

330

4

2,820

110

28

48,845

всего:

32

51,665

3

ОАО "Стойленский ГОК"

330

0

0,000

110

14

149,201

всего:

14

149,201

4

Прочие

330

0

0,000

110

13

99,663

всего:

13

99,663

Итого:

81

484,114

В таблице 2.19 приведены сведения по ПС напряжением 110 кВ и выше, находящимся на балансе сторонних организаций.

Таблица 2.19

Основные сведения по ПС напряжением 110 кВ и выше,

находящимся на балансе сторонних организаций

№ п/п

Наименование ПС

Собственник

Uном, ВН, кВ

Суммарная мощность трансформаторов, МВА

Год ввода в эксплуатацию

1

ПС 330 кВ Лебеди

АО "Лебединский ГОК"

330

2x200

1983

2

ГПП-1

110

40 + 63

1972

3

ГПП-3

110

2x63

1975

4

ГПП-5

110

2x63

1981

5

ГПП-6

110

2x40

1982

6

ГПП-7

110

-

2010

7

109

110

2x63

1999

8

ГПП-2

110

2x40 + 2x25

1975

9

ГПП-4

110

2x40 + 2x25

1978

10

Тяговая-1

110

2x32

1972

11

ГПП-8

110

2x40

1980

12

228

110

16+10

1972

13

122

110

2x25

1981

14

123

110

4x16

1985

15

ГПП 330/110

АО "ОЭМК"

330

5x320

1984

16

Меткомбинат 24.11

110

2x63

1982

17

12Е

110

2x63

1982

18

SH-1

110

2x63

1984

19

91Е

110

2x40

1984

20

16Е

110

2x63

1986

21

17Е

110

2x63

2000

22

SH-2

110

105

1984

23

SH-3

110

105

1984

24

SH-4

110

105

1984

25

SH-5

110

105

1984

26

ЭП-8

110

20

1995

27

ЭП-8А

110

25

1995

28

ЭП-7

110

25

2008

29

SH-34

110

2x80

1984

30

Строительная

110

2x25

1978

31

Промводозабор

110

2x10

1983

32

ГПП-2

ОАО "Стойленский ГОК"

110

2x16

33

ГПП-3

110

2x25

34

ГПП-4

110

2x10

35

ГПП-5

110

4x16

36

ГПП-6

110

2x16 + 2x10

37

ГПП-7

110

4x40

38

ГПП-9

110

15 + 16

39

ГПП-10

110

2x10

40

ГПП-14

110

2x63

2016

41

ГПП-2

ЗАО "Осколцемент"

110

2x16

1975

42

Карьер мела

110

10 + 6,3

1972

43

ЦРП-110/6

110

2x32

1970

44

Стройиндустрия

ЗАО "Спецэнерго"

110

2x25

1979

45

Цемзавод

ЗАО "Белгородский цемент"

110

2x40

1979

46

Строительная

ОАО "КМАПЖС"

110

2x10

1970

47

Ремзавод-1

ОАО "ОЗММ"

110

2x40

1978

48

Алексеевка-тяговая

ОАО "РЖД"

110

40 + 20

1967

49

Беломестное

110

2x16

1978

50

Валуйки-тяговая

110

2x40

1967

51

Долбино

110

15 + 20

1959

52

Палатовка

110

2x40

1968

53

Прохоровка

110

2x10

1960

54

Сажное

110

2x15

1960

55

Старый Оскол-тяговая

110

2x40

2000

56

Тяговая Новый Оскол

110

2x25

2003

57

Мичуринская ГТ-ТЭЦ

АО "ГТ Энерго"

110

2x25

58

ГКС

ОАО "Трансгаз"

110

25 + 40

59

Белгород-2

ООО "Подстанция Белгород-2"

110

25 + 40

1983; 2009

60

Лизины

ООО "Биохим-сервис"

110

2x16

1975

61

Рудник-2

ООО "Металл-групп"

110

2x25

2003

62

Стройматериалы

ООО "ОСМиБТ"

110

2x40

1990

Сводные данные по ПС напряжением 110 кВ и выше, находящимся на балансе сторонних организаций, приведены в таблице 2.20.

Таблица 2.20

Сводные данные по ПС 110 кВ и выше, находящимся

на балансе сторонних организаций

N п/п

Класс напряжения, кВ

Количество трансформаторов, шт.

Суммарная мощность, МВА

Количество ПС

1

330

7

2 000,00

2

2

110

123

4 241,30

60

Итого:

130

6 241,30

62

Всего на территории Белгородской области находится 62 абонентских подстанции напряжением 110 кВ и выше, на которых установлено 130 силовых трансформаторов суммарной мощностью 6241,3 МВА.

В 2016 году на предприятии ОАО "Стойленский ГОК" была введена в эксплуатацию одна ПС 110/10 кВ ГПП-14 с двумя силовыми трансформаторами мощностью 63 МВА каждый, для электроснабжения фабрики окомкования концентрата.

2.8.6. Основные внешние электрические связи

энергосистемы Белгородской области

Основное количество электроэнергии поступает в область из смежных энергосистем по магистральным электрическим сетям: Воронежской, Курской и Северной энергосистемы Украины (Харьковская область):

- по ВЛ 750 кВ Курская АЭС - Металлургическая и ВЛ 330 кВ Южная Фрунзенская (из Курской области);

- по ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 1, ВЛ 330 кВ Лиски - Валуйки и ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Губкин (из Воронежской области);

- по трем ВЛ 330 кВ Змиевская ТЭС - Белгород с отпайкой на ПС Лосево, Змиевская ТЭС - Валуйки, Лосево - Шебекино (из Северной энергосистемы Украины (Харьковская область).

Перечень ВЛ напряжением 220 кВ и выше, обеспечивающих внешние связи энергосистемы Белгородской области, представлен в таблице 2.21, а на рисунке 2.6 (не приводится) показана блок-схема внешних электрических связей энергосистемы Белгородской области.

Таблица 2.21

Внешние электрические связи

энергосистемы Белгородской области

№ п/п

Класс напряжения, кВ

Наименование ВЛ

Протяженность ВЛ, км

С энергосистемой Воронежской области

1

500

ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 1

102,48

2

330

ВЛ 330 кВ Лиски - Валуйки

149,8

3

220

ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Губкин

110,22

С энергосистемой Курской области

4

750

ВЛ 750 кВ Курская АЭС - Металлургическая

189,9

5

330

ВЛ 330 кВ Южная - Фрунзенская

129,5

С Северной энергосистемой Украины (Харьковская область)

6

330

ВЛ 330 кВ Змиевская ТЭС - Валуйки

185,75

7

330

ВЛ 330 кВ Змиевская ТЭС - Белгород с отпайкой на Лосево

43,4

8

330

ВЛ 330 кВ Лосево - Шебекино

74,65

Рисунок 2.6. Блок-схема внешних электрических связей

энергосистемы Белгородской области

Рисунок не приводится.

Помимо перечисленных в таблице 2.21, внешние связи энергосистемы Белгородской области образуют также 6 ВЛ 110 кВ, 4 из которых с энергосистемой Курской области (ВЛ 110 кВ Александровка - Ржава, ВЛ 110 кВ Прохоровка - Ржава; ВЛ 110 кВ Губкин - Бекетово; ВЛ 110 кВ Губкин - Мантурово) и 2 с энергосистемой Воронежской области (ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск - районная I и II цепи).

2.8.7. Динамика основных показателей энерго- и

электроэффективности Белгородской области

Данные по изменению основных показателей энерго- и электроэффективности Белгородской области за период 2012 - 2016 годов приведены в таблице 2.22.

Таблица 2.22

Основные показатели энерго- и

электроэффективности Белгородской области

№ п/п

Наименование показателя

2012

2013

2014

2015

2016

1

ВРП, млрд. руб.

545,50

569,00

619,40

653,50

675,07

2

Электроемкость ВРП, кВт.ч/тыс. руб.

27,33

26,02

24,07

22,78

22,54

3

Потребление электроэнергии на душу населения, кВт.ч/чел. в год

9 672,37

9 589,69

9 629,89

9 605,58

9 798,94

4

Электровооруженность труда в экономике, тыс. кВт.ч на одного занятого в экономике

19,69

19,04

19,07

19,21

19,35

3. Особенности и проблемы функционирования

Белгородской энергосистемы

3.1. Срок эксплуатации основного оборудования

электросетевых компаний Белгородской энергосистемы

На рисунке 3.1 (не приводится) приведена структура возрастных характеристик ВЛ 220-750 кВ от общей протяженности и автотрансформаторов 220-750 кВ по состоянию на начало 2018 года, находящихся на балансе филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС.

Рисунок 3.1. Структура возрастных характеристик ВЛ

и автотрансформаторов 220-750 кВ

Рисунок не приводится.

Анализ вышеприведенных данных показывает, что по состоянию на начало 2018 года ВЛ 220-750 кВ со сроком эксплуатации составит:

- менее 15 лет - 95,458 км, или 7,99 процента;

- от 15 до 30 лет - 191,66 км, или 15,87 процента;

- от 30 до 40 лет - 309,960 км, или 25,67 процента;

- от 40 до 50 лет - 260,014 км, или 21,53 процента;

- от 50 до 60 лет - 349,48 км, или 28,94 процента.

Из 23 автотрансформаторов 220-750 кВ, установленных на ПС 330-750 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС, по состоянию на начало 2018 года со сроком эксплуатации:

- менее 16 лет - 4 штуки, или 17,39 процента;

- от 16 до 25 лет - 2 штуки, или 8,7 процента;

- более 25 лет - 17 штук, или 73,91 процента.

Таким образом, по состоянию на начало 2018 года из 1207,572 км ВЛ 220-750 кВ 919,454 км, или 76,14 процента от их общей протяженности эксплуатируются 30 и более лет, 17 автотрансформаторов 220-750 кВ, или 73,91 процента находятся в эксплуатации более 25 лет.

На рисунке 3.2 (не приводится) приведена структура возрастных характеристик ВЛ 110 кВ от общей протяженности и силовых трансформаторов с высшим классом напряжения 110 кВ по состоянию на начало 2018 года, находящихся на балансе филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго".

Рисунок 3.2. Структура возрастных характеристик ВЛ и силовых

трансформаторов с высшим классом напряжения 110 кВ

Рисунок не приводится.

Анализ вышеприведенных данных показывает, что по состоянию на начало 2018 года ВЛ 110 кВ со сроком эксплуатации составит:

- менее 15 лет - 243,764 км, или 10,11 процента;

- от 15 до 30 лет - 273,59 км, или 11,34 процента;

- от 30 до 40 лет - 497,467 км, или 20,63 процента;

- от 40 до 50 лет - 887,268 км, или 36,79 процента;

- от 50 до 60 лет - 509,619 км, или 21,13 процента.

Из 112 силовых трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго", по состоянию на начало 2018 года со сроком эксплуатации:

- менее 16 лет - 26 штук, или 23,21 процента;

- от 16 до 25 лет - 10 штук, или 8,93 процента;

- более 25 лет - 76 штук, или 67,86 процента.

Таким образом, по состоянию на начало 2018 года из 2411,708 км ВЛ 110 кВ 1894,354 км, или 78,55 процента от их общей протяженности эксплуатируются 30 и более лет, 76 силовых трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ, или 67,86 процента находятся в эксплуатации более 25 лет.

3.2. Загрузка силовых трансформаторов

ПС 750 - 110 кВ Белгородской энергосистемы

В таблице 3.1 приведена загрузка автотрансформаторов 220-750 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС в режимный день зимнего максимума (21 декабря 2016 года).

Таблица 3.1

Загрузка автотрансформаторов 220-750 кВ филиала ПАО

"ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС в режимный день

зимнего максимума 2016 года

№ п/п

Подстанция

Класс напряжения

Номер тр-ра

Sном., МВА

Pнагр., МВт

Qнагр., МВАр

Sнагр., МВА

kзагр., %

1

Белгород

330/110/35

АТ-1

200

0,00

0,00

0,00

0,00%

2

Белгород

330/110/35

АТ-2

135

44,00

21,00

48,75

36,11%

3

Белгород

330/110/10

АТ-3

200

110,00

11,00

110,55

55,27%

4

Белгород (новая площадка)

330/110/10

АТ-1

250

0,00

0,00

0,00

0,00%

5

Валуйки

330/110/35

АТ-1

200

65,00

16,00

66,94

33,47%

6

Валуйки

330/110/35

АТ-3

200

69,00

12,00

70,04

35,02%

7

Губкин

220/110/35

АТ-1

125

31,11

29,28

42,72

34,18%

8

Губкин

220/110/35

АТ-2

125

31,37

30,93

44,05

35,24%

9

Губкин

330/110/35

АТ-3

200

75,54

50,69

90,97

45,49%

10

Губкин

330/110/35

АТ-4

200

74,27

5,07

74,44

37,22%

11

Губкин (новая площадка)

330/110/10

АТ-2

200

0,00

0,00

0,00

0,00%

12

Старый Оскол

500/330/35

АТ-1

501

73,00

55,00

91,40

18,24%

13

Старый Оскол

500/330/35

АТ-2

501

73,00

55,00

91,40

18,24%

14

Старый Оскол

500/110/35

АТ-3

250

138,00

23,00

139,90

55,96%

15

Старый Оскол

500/110/35

АТ-4

250

139,00

23,00

140,89

56,36%

16

Металлургическая

330/110/10

АТ-1

200

60,00

10,00

60,83

30,41%

17

Металлургическая

330/110/35

АТ-2

200

65,00

7,00

65,38

32,69%

18

Металлургическая

750/330/15

АТ-3

999

500,00

66,00

504,34

50,48%

19

Металлургическая

750/330/15

АТ-4

999

476,00

84,00

483,35

48,38%

20

Металлургическая

750/500/15

АТ-5

1251

335,00

30,00

336,34

26,89%

21

Шебекино

330/110/6

АТ-1

125

60,07

41,02

72,74

58,19%

22

Фрунзенская

330/110/10

АТ-2

195

105,10

53,02

117,72

60,37%

23

Фрунзенская

330/110/10

АТ-1

195

106,07

53,00

118,58

60,81%

В таблице 3.2 приведена загрузка силовых трансформаторов ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" в режимный день зимнего максимума (21 декабря 2016 года).

Таблица 3.2

Загрузка силовых трансформаторов ПС 110 кВ филиала ПАО

"МРСК Центра" - "Белгородэнерго" в режимный день

зимнего максимума 2016 года

№ п/п

Подстанция

Класс напряжения

Трансформатор

Sном., МВА

Pнагр., МВт

Qнагр., МВАр

Sнагр., МВА

kзагр, %

Sнагр. ПС, МВА

kзагр. ПС, %

1

Авторемзавод

110/6

1Т

16

6,10

2,42

6,56

41,00

10,09

63,08

2

Авторемзавод

110/6

2Т

16

3,43

0,93

3,55

22,17

3

Айдар

110/35/10

1Т

16

5,01

1,47

5,22

32,63

8,72

87,21

4

Айдар

110/35/10

2Т

10

3,38

0,91

3,50

35,00

5

Александровка

110/35/10

1Т

25

12,05

5,81

13,38

53,51

21,87

87,46

6

Александровка

110/35/10

2Т

25

7,71

3,55

8,49

33,95

7

Алексеевка районная

110/35/10

1Т

25

19,52

8,73

21,38

85,52

53,72

107,45

8

Алексеевка районная

110/35/10

2Т

25

14,60

5,85

15,73

62,93

9

Алексеевка районная

110/35/10

3Т

25

15,40

6,26

16,62

66,48

10

Архангельское

110/35/10

1Т

10

6,08

2,51

6,58

65,79

12,39

123,92

11

Архангельское

110/35/10

2Т

16

5,44

2,06

5,82

36,35

12

Белгород-1

110/6/6

1Т

40

10,63

4,70

11,63

29,07

40,17

50,21

13

Белгород-1

110/6/6

2Т

40

11,78

3,52

12,29

30,73

14

Белгород-1

110/6/6

3Т

40

15,77

4,27

16,33

40,83

15

Борисовка

110/35/10

1Т

16

6,05

2,38

6,50

40,60

11,75

73,41

16

Борисовка

110/35/10

2Т

16

5,03

1,54

5,26

32,87

17

Верхняя Покровка

110/35/10

1Т

10

7,28

2,35

7,65

76,49

12,03

120,27

18

Верхняя Покровка

110/35/10

2Т

10

4,20

1,24

4,38

43,79

19

Вейделевка

110/35/10

1Т

10

2,10

0,62

2,18

21,85

5,94

59,43

20

Вейделевка

110/35/10

2Т

10

3,58

1,14

3,76

37,59

21

Витаминный комбинат

110/6/6

1Т

40

10,30

2,46

10,59

26,48

21,10

52,74

22

Витаминный комбинат

110/6/6

2Т

40

10,21

2,48

10,51

26,26

23

Волоконовка

110/35/10

1Т

25

7,36

1,95

7,61

30,43

18,91

75,65

24

Волоконовка

110/35/10

2Т

25

10,20

5,08

11,40

45,60

25

Восточная

110/35/6

1Т

40

25,68

6,21

26,42

66,06

49,70

124,24

26

Восточная

110/35/6

2Т

40

22,34

6,59

23,29

58,22

27

Голофеевка

110/35/10

1Т

10

1,56

0,55

1,65

16,55

2,34

23,37

28

Голофеевка

110/35/10

2Т

10

0,67

0,13

0,69

6,87

29

Готня

110/10

1Т

16

3,79

1,22

3,98

24,88

9,01

56,30

30

Готня

110/10

2Т

16

4,69

1,83

5,03

31,45

31

Грайворон

110/35/10

1Т

16

5,07

1,27

5,23

32,68

18,61

116,34

32

Грайворон

110/35/10

2Т

16

12,25

5,53

13,45

84,04

33

Долгая Поляна

110/35/10

1Т

6,3

1,79

0,69

1,92

30,44

1,92

30,44

34

Донец

110/6/6

3Т

40

11,71

2,82

12,04

30,10

25,37

63,43

35

Донец

110/6/6

4Т

40

12,99

2,98

13,33

33,32

36

Дубовое

110/10/10

1Т

40

10,11

1,77

10,27

25,67

21,02

52,56

37

Дубовое

110/10/10

2Т

40

10,65

1,53

10,76

26,90

38

Журавлики

110/35/6

1Т

25

12,43

3,52

12,92

51,67

19,20

76,81

39

Журавлики

110/35/6

2Т

40

5,96

2,02

6,29

15,72

40

Западная

110/10

1Т

16

8,60

1,08

8,67

54,16

17,44

109,03

41

Западная

110/10

2Т

16

8,69

1,23

8,78

54,87

42

Ивня

110/35/10

1Т

10

2,27

0,75

2,39

23,87

7,02

70,23

43

Ивня

110/35/10

2Т

10

4,29

1,78

4,64

46,40

44

Красная Гвардия

110/35/10

1Т

16

8,32

2,84

8,79

54,95

15,55

97,21

45

Красная Гвардия

110/35/10

2Т

16

6,49

1,91

6,76

42,28

46

Казацкие Бугры

110/10/6

1Т

25

4,35

1,66

4,66

18,62

10,40

41,58

47

Казацкие Бугры

110/10/6

2Т

25

5,49

1,71

5,75

22,98

48

Коньшино

110/35/10

2Т

3,2

0,32

0,14

0,35

10,85

0,35

10,85

49

Короча

110/35/10

1Т

16

9,59

2,72

9,97

62,30

30,36

94,89

50

Короча

110/35/10

2Т

16

13,05

4,66

13,86

86,60

51

Короча

110/35/10

3Т

16

6,21

2,08

6,55

40,95

52

Крапивенская

110/10

1Т

16

2,67

1,45

3,04

19,02

6,97

43,53

53

Крапивенская

110/10

2Т

16

3,60

1,58

3,93

24,55

54

Красная Яруга

110/35/10

1Т

16

5,82

1,35

5,97

37,33

10,28

64,27

55

Красная Яруга

110/35/10

2Т

16

3,74

2,44

4,47

27,91

56

Крейда

110/35/6

1Т

25

5,64

2,10

6,01

24,06

10,62

42,47

57

Крейда

110/35/6

2Т

25

4,27

1,72

4,60

18,42

58

Майская

110/10/10

1Т

40

11,08

1,31

11,15

27,88

17,14

42,84

59

Майская

110/10/10

2Т

40

5,99

0,20

6,00

14,99

60

Максимовка

110/35/10

1Т

16

4,27

1,24

4,44

27,77

7,21

45,07

61

Максимовка

110/35/10

2Т

16

2,60

0,96

2,77

17,33

62

Нежеголь

110/10

1Т

40

3,78

1,71

4,14

10,36

7,42

18,56

63

Нежеголь

110/10

2Т

40

3,02

1,29

3,28

8,20

64

Новый Оскол

110/35/10

1Т

31,5

10,82

3,40

11,35

36,02

18,52

74,07

65

Новый Оскол

110/35/10

2Т

25

6,96

1,78

7,18

28,72

66

Обуховская

110/10/10

1Т

25

0,00

0,00

0,00

0,00

2,06

8,24

67

Обуховская

110/10/10

2Т

25

2,04

0,29

2,06

8,24

68

Оросительная

110/35/10

1Т

16

9,07

2,81

9,50

59,37

15,74

98,35

69

Оросительная

110/35/10

2Т

16

6,14

1,23

6,26

39,12

70

Очистные

110/6

1Т

16

1,63

0,86

1,85

11,53

4,71

29,45

71

Очистные

110/6

2Т

16

2,70

0,99

2,88

17,98

72

Пищепром

110/10/6

1Т

25

3,93

0,82

4,01

16,05

8,89

35,56

73

Пищепром

110/10/6

2Т

25

4,80

0,89

4,88

19,51

74

Промышленная

110/10/10

1Т

25

9,70

4,92

10,88

43,51

17,20

68,80

75

Промышленная

110/10/10

2Т

25

5,96

2,19

6,35

25,40

76

Птицефабрика

110/10

1Т

16

5,42

2,61

6,02

37,61

12,10

75,60

77

Птицефабрика

110/10

2Т

16

5,55

2,47

6,08

37,99

78

Пушкарная

110/10/10

1Т

40

12,15

2,98

12,51

31,27

18,97

47,42

79

Пушкарная

110/10/10

2Т

40

6,28

1,51

6,46

16,15

80

Ракитное

110/35/10

1Т

16

6,99

3,14

7,66

47,89

14,17

88,53

81

Ракитное

110/35/10

2Т

16

5,83

2,89

6,51

40,66

82

Ровеньки

110/35/10

1Т

16

6,19

2,31

6,60

41,27

6,60

41,27

83

Рудник

110/35/6

1Т

25

7,16

3,85

8,13

32,52

18,66

74,65

84

Рудник

110/35/6

2Т

25

9,42

4,72

10,53

42,14

85

Северная

110/10/10

1Т

40

9,48

1,75

9,64

24,11

22,09

55,23

86

Северная

110/10/10

2Т

40

12,23

2,33

12,45

31,12

87

Серебрянка

110/35/10

1Т

10

1,13

0,32

1,18

11,75

1,18

11,75

88

Скородное

110/35/10

1Т

16

5,43

1,90

5,75

35,96

12,64

78,97

89

Скородное

110/35/10

2Т

16

6,55

2,12

6,88

43,01

90

Старый Оскол-1

110/35/6

1Т

25

12,21

3,95

12,83

51,32

22,68

50,41

91

Старый Оскол-1

110/35/6

2Т

20

1,67

0,72

1,82

9,08

92

Старый Оскол-1

110/6/6

3Т

25

7,68

2,40

8,05

32,19

93

Стрелецкая

110/35/10

1Т

16

3,89

0,17

3,89

24,30

11,99

74,97

94

Стрелецкая

110/35/10

2Т

16

8,01

1,36

8,13

50,79

95

Строитель

110/6

1Т

15

7,02

2,28

7,38

49,20

12,61

84,04

96

Строитель

110/6

2Т

15

4,95

1,69

5,23

34,85

97

Томаровка

110/35/10

1Т

16

11,10

3,82

11,74

73,35

17,66

110,37

98

Томаровка

110/35/10

2Т

16

5,71

1,60

5,93

37,07

99

Химзавод

110/6/6

1Т

32

9,15

3,84

9,92

31,00

20,41

63,78

100

Химзавод

110/6/6

2Т

32

9,78

3,79

10,49

32,78

101

Центральная

110/10/10

1Т

40

10,98

0,85

11,01

27,53

24,16

60,40

102

Центральная

110/10/10

2Т

40

13,04

1,75

13,16

32,89

103

Черемошное

110/35/10

1Т

25

12,70

4,45

13,46

53,84

17,59

70,36

104

Черемошное

110/35/10

2Т

25

3,79

1,66

4,14

16,56

105

Чернянка

110/35/10

1Т

16

9,61

3,98

10,40

64,98

18,37

114,80

106

Чернянка

110/35/10

2Т

16

7,49

2,73

7,98

49,84

107

Шебекино

110/35/6

1Т

40

16,46

5,79

17,44

43,61

30,10

75,24

108

Шебекино

110/35/6

2Т

40

11,71

4,83

12,66

31,66

109

Шеино

110/10

1Т

10

1,17

0,25

1,20

11,96

4,38

69,51

110

Шеино

110/10

2Т

6,3

3,09

0,76

3,18

50,53

111

Южная

110/10/6

1Т

40

19,73

4,26

20,18

50,45

41,10

102,75

112

Южная

110/10/6

2Т

40

20,47

4,30

20,92

52,29

На рисунке 3.3 (не приводится) приведена структура загрузки автотрансформаторов 220-750 кВ и силовых трансформаторов с высшим классом напряжения 110 кВ, находящихся на балансе электросетевых компаний Белгородской энергосистемы в режимный день зимнего максимума 2016 года.

Рисунок 3.3. Структура загрузки автотрансформаторов

220-750 кВ и силовых трансформаторов с высшим

классом напряжения 110 кВ

Рисунок не приводится.

Из 23 автотрансформаторов 220-750 кВ имеют нагрузку зимнего максимума:

- 10 процентов и менее - 3 штуки, или 13 процентов суммарной установленной мощностью - 650 МВА;

- от 10 процентов до 50 процентов - 13 штук, или 56,5 процента суммарной установленной мощностью - 4837 МВА;

- от 50 процентов до 70 процентов - 7 штук, или 30,4 процента суммарной установленной мощностью - 2214 МВА.

В режиме n-1, при аварийном отключении одного автотрансформатора 500/110/35 кВ (АТ-3 или АТ-4), оставшийся в работе автотрансформатор на ПС 500 кВ Старый Оскол будет загружен на 112,32 процента.

Из 112 силовых трансформаторов с высшим классом напряжения 110 кВ имеют нагрузку зимнего максимума:

- 10 процентов и менее - 5 штук суммарной установленной мощностью 120,0 МВА;

- от 10 процентов до 50 процентов - 83 штуки суммарной установленной мощностью 1945,0 МВА;

- от 50 процентов до 70 процентов - 19 штук суммарной установленной мощностью 438,3 МВА;

- 70 процентов и более - 5 штук суммарной установленной мощностью 83,0 МВА.

В режиме n-1, при аварийном отключении одного силового трансформатора, оставшийся в работе силовой трансформатор будет работать с нагрузкой, превышающей номинальную мощность на 9 ПС 110 кВ. Перечень данных ПС 110 кВ представлен в таблице 3.3.

Таблица 3.3

ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго",

нагрузка которых превышает номинальную мощность

установленного трансформатора в режиме n-1

№ п/п

Наименование подстанции

Класс напряжения, кВ

Sном, МВА

Суммарная нагрузка ПС, МВА

В % к Sн

1

Алексеевка районная

110/35/10

25+25+25

53,72

107,45

2

Архангельское

110/35/10

10+16

12,39

123,92

3

Верхняя Покровка

110/35/10

10+10

12,03

120,27

4

Восточная

110/35/6

40+40

49,70

124,24

5

Грайворон

110/35/10

16+16

18,61

116,34

6

Западная

110/10

16+16

17,44

109,03

7

Томаровка

110/35/10

16+16

17,66

110,37

8

Чернянка

110/35/10

16+16

18,37

114,80

9

Южная

110/10/6

40+40

41,10

102,75

3.3. Основные проблемы функционирования

Белгородской энергосистемы

В настоящее время существуют следующие основные проблемы в функционировании и развитии электроэнергетики на территории Белгородской области:

Белгородская энергосистема является дефицитной: по состоянию на конец 2016 года за счет собственной выработки покрывается только 3,92 процента электропотребления. Кроме того, существует диспропорция в территориальном размещении генерации и потребления. Наибольшее потребление электроэнергии приходится на территории Губкинского и Старооскольского районов (АО "ОЭМК", АО "Лебединский ГОК", ОАО "Стойленский ГОК"), в то время как большая часть генерации сосредоточена в районе города Белгорода (Белгородская ТЭЦ, ГТУ ТЭЦ Луч, Мичуринская ГТ-ТЭЦ). Дефицит производства электроэнергии на территории энергосистемы Белгородской области покрывается за счет перетоков электроэнергии и мощности по межсистемным линиям электропередачи из смежных энергосистем. Основное количество электроэнергии поступает в область из энергосистем Воронежской, Курской и Северной энергосистемы Украины (Харьковская область).

Значительная часть сетевого и подстанционного оборудования является устаревшей. Так, например, 17 автотрансформаторов (73,91 процента) с высшим напряжением 220-750 кВ, установленных на ПС филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС, и 76 силовых трансформаторов (67,86 процента) с высшим напряжением 110 кВ, установленных на ПС филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго", эксплуатируются более 25 лет.

919,454 км (76,14 процента) ВЛ 220-750 кВ, обслуживаемых филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС, и 1894,354 км (78,55 процента) ВЛ110 кВ, обслуживаемых филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго", эксплуатируются 30 и более лет.

4. Основные направления развития

электроэнергетики Белгородской области

4.1. Цели и задачи развития

электроэнергетики Белгородской области

Одним из приоритетных направлений Стратегии социально-экономического развития Белгородской области на период до 2025 года является повышение эффективности и конкурентоспособности промышленного и сельскохозяйственного производства, развитие наукоемких и конкурентоспособных производств.

Достижение стратегической цели может быть обеспечено за счет сбалансированного социально-экономического развития региона. Для этого определяются основные задачи, обеспечивающие ее реализацию:

- устойчивое инновационное развитие региона на основе сбалансированности развития экономического потенциала, социального благополучия и сохранения окружающей среды;

- повышение конкурентоспособности продукции, товаров и услуг региональных товаропроизводителей на основе развития высоких технологий и инноваций, модернизации существующих производств, обеспечивающих возможность интеграции в глобальную экономику;

- структурная диверсификация экономики региона на основе инновационного технологического перевооружения, выделения приоритетных секторов и сегментов специализации, развития новых инновационно ориентированных производств;

- формирование территориальных кластеров, позволяющих интенсифицировать экономический рост и конкурентоспособность региона в целом, индуцировать значительный прирост добавленной стоимости, в том числе и за счет мультипликативного эффекта;

- формирование и развитие модели сбалансированного пространственного развития на основе совершенствования системы расселения и размещения производительных сил, интенсивного развития агломераций, создания новых территориальных центров роста и повышения степени однородности социально-экономического развития муниципальных районов и городских округов посредством максимально полной реализации их потенциала и преимуществ;

- повышение устойчивости экономики области за счет совершенствования условий и стимулирования развития малого бизнеса и перехода его на качественно новый уровень участия в формировании валового регионального продукта;

- создание высокоэффективного конкурентоспособного сельскохозяйственного производства на основе финансовой устойчивости, модернизации и интенсификации производства, сохранения и воспроизводства используемых и других природных ресурсов.

Целью региональной энергетической политики является создание устойчивой и способной к саморегулированию системы обеспечения региональной энергетической безопасности с учетом оптимизации территориальной структуры производства и потребления топливно-энергетических ресурсов. Среди проблем регионального энергетического комплекса выделяется значительный уровень диспропорций между обеспеченностью региона энергоресурсами и структурой его потребления, тенденция старения основных фондов сетей и электрооборудования.

Достижение указанной цели требует решения следующих основных задач:

- преодоление тенденции старения основных фондов сетей и электрооборудования, увеличение масштабов работ по их реконструкции и техническому перевооружению (замена устаревшего сетевого и подстанционного оборудования);

- ликвидация районов с высокими рисками выхода параметров режимов электрических сетей за допустимые границы (недостаточная пропускная способность (авто-) трансформаторов в узлах; диспропорции в территориальном размещении генерации и потребления; обеспечение уравновешенного баланса активной и реактивной мощности для обеспечения энергоснабжения потребителей электроэнергией требуемого качества; обеспечение резервов активной и реактивной мощности, обеспечивающих в складывающихся условиях режимов энергосистемы, восстановление нормального режима работы после аварийных возмущений);

- повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

- создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы;

- разработка экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь мощности и электроэнергии в сетях;

- повышение пропускной способности сети.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и

мощности на период 2018 - 2022 годов

4.2.1. Прогноз спроса на электроэнергию

Согласно проекту "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы" в Белгородской энергосистеме прогнозируется ежегодное увеличение электропотребления с 15215,8 млн. кВт.ч в 2016 году до 16169 млн. кВт.ч в 2022 году, среднегодовой прирост за весь период составит 1,02 процента.

Прогноз спроса на электроэнергию по энергосистеме Белгородской области, представленный в СиПР ЕЭС России, приведен в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Прогноз спроса на электроэнергию

по Белгородской энергосистеме

Показатель

Факт

Прогноз

Среднегодовой прирост, %

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Прогноз спроса на электроэнергию, млн. кВт.ч

15 215,8

15 307

15 487

15 661

15 868

16 007

16 169

1,02

Изменение к предыдущему году, млн. кВт.ч

326,2

91,2

180,0

174,0

207,0

139,0

301,0

Относительный прирост к предыдущему году, %

2,2

0,6

1,2

1,1

1,3

0,9

1,0

В таблице 4.2 приведен прогноз спроса на электроэнергию, предлагаемый Правительством Белгородской области.

Таблица 4.2

Прогноз спроса на электроэнергию

по Белгородской энергосистеме

Показатель

Факт

Прогноз

Среднегодовой прирост, %

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Прогноз спроса на электроэнергию, млн. кВт.ч

15 215,8

15 307

15 787

15 803

15 868

16 007

16 169

1,02

Изменение к предыдущему году, млн. кВт.ч

326,2

91,2

480,8

15,8

64,5

139,0

301,0

Относительный прирост к

предыдущему году, %

2,2

0,6

3,1

0,1

0,4

0,9

1,0

4.2.2. Прогноз максимума нагрузки

Согласно СиПР ЕЭС России приводится прогноз собственного максимума нагрузки энергосистемы Белгородской области.

Прогнозируется ежегодное увеличение максимума нагрузки с 2219 МВт в 2016 году до 2302 МВт в 2022 году, что на 3,74 процента больше, чем в 2016 году, среднегодовое увеличение максимума нагрузки - 0,62 процента. Прогноз максимума нагрузки по энергосистеме Белгородской области приведен в таблице 4.3.

На рисунке 4.1 (не приводится) представлены динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии по Белгородской энергосистеме на 2017 - 2022 годы.

Таблица 4.3

Прогноз максимума нагрузки

по энергосистеме Белгородской области

Показатель

Факт

Прогноз

Среднегодовой прирост, %

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Максимум нагрузки, МВт

2219

2 197

2218

2 237

2 250

2 276

2 302

0,62

Изменение к предыдущему периоду, МВт

76

-22

21

19

13

26

52

Темпы прироста, %

3,54

-0,99

0,96

0,86

0,58

1,16

1,14

Рисунок 4.1. Прогноз максимума нагрузки и спроса на

электроэнергию в Белгородской энергосистеме

Рисунок не приводится.

4.3. Структура перспективных балансов мощности

и электрической энергии Белгородской энергосистемы

Структура перспективных балансов мощности и электрической энергии по энергосистеме Белгородской области с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции с высокой вероятностью реализации приведены в таблицах 4.4 и 4.5 соответственно.

Таблица 4.4

Структура перспективных балансов мощности

по Белгородской энергосистеме

Показатель

2016 (факт)

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Потребность (собственный максимум), МВт

2 219

2 197

2218

2 237

2 250

2 276

2 302

Покрытие (установленная мощность), МВт

251,0

266,0

266,0

266,0

266,0

266,0

266,0

Дефицит мощности, МВт

1 968

1 931

1 952

1 971

1 984

2 010

2 036

в том числе:

АЭС

0,00

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ГЭС

0,00

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ТЭС

251,00

251,0

251,0

251,0

251,0

251,0

251,0

ВИЭ <2>

0,00

15,0

15,0

15,0

15,0

15,0

15,0

Доля собственных станций, %

11,31%

12,11%

11,99%

11,89%

11,82%

11,69%

11,56%

Таблица 4.5

Структура перспективных балансов электрической

энергии по Белгородской энергосистеме

Показатель

2016 (факт)

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Потребность (потребление электрической энергии), млн. кВт.ч

15 215,8

15 307,0

15 487,0

15 661,0

15 868,0

16 007,0

16 169,0

Покрытие (производство электрической энергии), млн. кВт.ч

596,60

812,24

812,00

812,00

812,00

812,24

812,24

в том числе:

АЭС

ГЭС

ТЭС

596,60

785,24

785,00

785,00

785,00

785,24

785,24

ВИЭ <2>

27,00

27,00

27,00

27,00

27,00

27,00

Сальдо перетоков электрической энергии <*>, млн. кВт.ч

14 619,2

14 494,7

14 675,0

14 849,0

15 056,0

15 194,7

15 356,7

Доля производства собственными станциями, %

3,92%

5,31%

5,24%

5,18%

5,12%

5,07%

5,02%

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

<*> (-) - выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии

Структура балансов мощности и электрической энергии в Белгородской энергосистеме изображена на рисунке 4.2 (не приводится).

Рисунок 4.2. Структура балансов мощности и

электрической энергии в Белгородской энергосистеме

Рисунок не приводится.

4.4. Перечень планируемых к строительству и выводу

из эксплуатации генерирующих мощностей на

электростанциях Белгородской области

В 2017 году на территории Ровеньского района запланирован ввод в эксплуатацию солнечной электростанции "Рудник" мощностью 15 МВт <9>.

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

<9> Проект СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 годы

По данным крупных генерирующих компаний региона (электростанции мощностью более 5 МВт), на текущий момент в рассматриваемый период (2018 - 2022 годы) ввод в эксплуатацию, демонтаж или консервация генерирующего оборудования не планируется.

Динамика остающейся в эксплуатации мощности действующих электростанций Белгородской области приведена в таблице 4.6.

Таблица 4.6

Динамика остающейся в эксплуатации мощности действующих

электростанций Белгородской области, МВт

Электростанции

2017

2018

2019

2020

2021

2022

ВСЕГО, в том числе:

251,0

251,0

251,0

251,0

251,0

251,0

ГТ ТЭЦ

156

156

156

156

156

156

ТЭЦ

29

29

29

29

29

29

ТЭЦ сахарных заводов

66

66

66

66

66

66

В соответствии с распоряжением Правительства Белгородской области от 8 декабря 2014 года N 574-рп "Об утверждении Концепции развития малой распределенной энергетики Белгородской области до 2025 года" структура генерирующих электрических мощностей, количество установок и их суммарная электрическая мощность, которая планируется к созданию до 2025 года, в разрезе муниципальных образований Белгородской области представлена в таблице 4.7.

Таблица 4.7

Структура генерирующих электрических мощностей

на территории Белгородской области

N п/п

Муниципальное образование

Тип генерирующих установок

ГТУ и ПТУ

ГПУ

Микротурбины газовые

ВИЭ

На сахарных заводах

На основе отходов АПК

иные

шт.

МВт

шт.

МВт

шт.

МВт

шт.

МВт

шт.

МВт

шт.

МВт

1

Алексеевский район и г. Алексеевка

5

20,00

4

0,24

4

10,10

2

г. Белгород

4

90,60

5

20,00

4

0,24

3

Белгородский район

2

91,10

14

47,50

5

0,30

10

22,10

4

Борисовский район

3

12,00

1

0,06

2

4,70

5

г. Валуйки и Валуйский район

5

20,00

3

0,18

7

13,80

1

5,00

6

Вейделевский район

1

2,00

3

0,18

3

3,10

7

Волоконовский район

3

12,00

1

0,06

7

15,80

8

Грайворонский район

4

12,00

1

0,06

4

8,50

9

Губкинский городской округ

1

72,00

1

4,00

3

0,20

4

8,20

10

Ивнянский район

9

38,70

1

0,06

5

11,50

11

Корочанский район

2

6,00

3

0,18

7

15,70

12

Красненский район

1

2,00

1

0,06

1

1,00

13

Красногвардейский район

1

90,00

1

4,00

3

0,18

4

10,50

14

Краснояружский район

1

4,00

1

0,06

3

7,20

15

Новооскольский район

3

12,00

3

0,18

3

7,50

16

Прохоровский район

4

20,00

2

0,12

5

11,00

17

Ракитянский район

1

10,00

4

0,30

5

12,50

18

Ровеньский район

1

2,00

2

0,12

2

5,30

1

15,00

19

Старооскольский городской округ

1

80,00

6

30,00

5

0,30

7

16,10

20

Чернянский район

1

2,00

1

0,06

3

6,70

21

Шебекинский район и г. Шебекино

6

40,00

3

0,18

10

23,20

22

Яковлевский район

1

4,00

3

0,18

4

8,80

1

5,00

Итого

9

423,70

78

324,20

57

3,50

100

223,30

3

25,00

4.5. Прогноз технологических присоединений

Данные о полученных заявках, выданных технических условиях и действующих договорах технологического присоединения к электрическим сетям филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС, представлены в таблице 4.8.

Таблица 4.8

Заявки на технологическое присоединение к электрическим

сетям филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС

№ п/п

Наименование заявителя

Заявленная мощность, МВт

Точка подключения

Год ввода

1

ПАО "МРСК Центра"

10,807

ПС 330 кВ Белгород (ОРУ 110 кВ),

ПС 330 кВ Фрунзенская (ОРУ 110 кВ)

2017

2

ПАО "МРСК Центра"

14,454

ПС 500 кВ Старый Оскол (ОРУ 110 кВ)

2018

3

АО "ЛГОК"

200,000

ПС 750 кВ Металлургическая (ОРУ 330 кВ);

ПС 500 кВ Старый Оскол (ОРУ 110 кВ);

ПС 330 кВ Губкин (ОРУ 330 кВ, ОРУ 110 кВ);

ПС 330 кВ Белгород (ОРУ 330 кВ)

4

ОАО "Комбинат КМАруда"

35,000

ПС 330 кВ Губкин (ОРУ 110 кВ)

2017

5

ОАО "СГОК"

37,000

ПС 500 кВ Старый Оскол (ОРУ 110 кВ)

2017

6

ОАО "СГОК"

21,000

ПС 500 кВ Старый Оскол (ОРУ 110 кВ), ПС 330 кВ Губкин (ОРУ 110 кВ)

2020

7

ОАО "СГОК"

15,000

ПС 500 кВ Старый Оскол (ОРУ 110 кВ)

8

ООО "Изовол Агро Плюс"

73,900

ПС 330 кВ Белгород (ОРУ 110 кВ)

2020

9

ООО "Тепличный Комплекс Белогорья"

70,000

ПС 330 кВ Белгород (ОРУ 110 кВ)

2020

10

ООО "Гринхаус"

88,000

ПС 500 кВ Старый Оскол (ОРУ 110 кВ)

2018

В работе находятся 11 заявок на технологическое присоединение суммарной максимальной мощностью 643,161 МВт.

В филиале ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" на исполнении находятся 2278 договоров технологического присоединения <10> электроустановок юридических и физических лиц к электрическим сетям на общую мощность 148,17 МВт, в том числе срок исполнения которых истекает в 2017 году - 119,73 МВт и в 2018 году - 28,34 МВт.

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

<10> По состоянию на 15.02.2017.

С начала 2017 года в филиал ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" подано 2796 заявок на технологическое присоединение электроустановок юридических и физических лиц суммарной максимальной мощностью 99,655 МВт.

В таблице 4.9 приведены данные о полученных заявках на технологическое присоединение <11> электроустановок потребителей к электрическим сетям филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" (юридических лиц) максимальной мощностью более 150 кВт.

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

<11> По состоянию на 15.02.2017.

Таблица 4.9

Заявки на технологическое присоединение к электрическим

сетям филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго"

№ п/п

Наименование заявителя

Место расположения объекта присоединения

Объект присоединения

Максимальная мощность, МВт

Год ввода

Точка подключения

1

ОАО УК "Белфарма"

Яковлевский район, южнее х. Жданов, вдоль автодороги Москва - Крым

Производственные здания объекта Биофарм Кластер "Магнус"

0,63

2018

ПС 35/10 кВ Гостищево (РУ 10 кВ)

2

ООО "Завод металлических сеток"

г. Белгород, ул. Рабочая, 30

КТП ООО "ЗМС"

0,25

2018

ПС 110/6/6 кВ Витаминный комбинат (РУ 6 кВ)

3

ОГБУ "УКС Белгородской области"

Волоконовский район, п. Волоконовка, ул. Лазаренко, 2а

Строительство детского сада "Теремок"

0,18

2018

ПС 110/35/10 кВ Волоконовка (РУ 10 кВ)

4

ОГБУ "УКС Белгородской области"

г. Новый Оскол, ул. Оскольская, 7

ВРУ 1, ВРУ 2, Школа N 2

0,25

2018

ПС 110/35/10 кВ Новый Оскол (РУ 10 кВ)

5

ООО "Разумное Траст"

Белгородский район, с. Севрюково, ул. Заречная

КТП-10/0,4 кВ 630 кВА

0,52

2018

ПС 35 кВ Беловская (РУ 10 кВ)

6

ЗАО "Корочанский плодопитомник"

Корочанский район, вблизи села Поповка

ВРУ 0,4 кВ насосной станции N 3

0,22

2018

ПС 110/35/10 кВ Короча (РУ 10 кВ)

7

Почаевская СОШМОУ

Грайворонский район, с. Почаево, ул. Кирова, 1-а

ВРУ 0,4 кВ школы

0,18

2018

ПС 35/10 кВ Дорогощь (РУ 10 кВ)

8

ОАО "Союз парфюмепром"

г. Алексеевка, ул. Заводская, 7

КТП-1600/10/0,4 кВ

1,20

2019

ПС 110/35/10 кВ Алексеевка (РУ 10 кВ)

9

ООО "САТЕЛЛИТ-Н"

Белгородский район, п. Северный, промпарк "Северный"

ВРУ-0,4 кВ производственного корпуса N 23 в зоне ПС 110 кВ

0,19

2018

ПС 110/10/10 кВ Северная (РУ 10 кВ)

10

ООО "Росэнерго учет"

Белгородский район, п. Северный 1-й, ул. Березовая, 1/11

Производственный корпус N 10 в промышленном парке "Северный"

0,50

2018

ПС 110/10/10 кВ Северная (РУ 10 кВ)

11

ООО "Шебекинский лакокрасочный завод "Краски Белогорья"

Шебекинский район, г. Шебекино, ул. Нежуры, 157

КТП 6/0,4 кВ

0,32

2018

ПС 110/35/6 кВ Шебекино (РУ 6 кВ)

12

ООО "Станкосервис ремонт"

г. Белгород, ул. К.Заслонова, 88

КТП 6/0,4 кВ

0,30

2018

ПС 110/35/6 кВ Крейда (РУ 6 кВ)

13

ООО "Белгород ДорСтрой"

Красногвардейский район, с. Засосна, ул. Ленина

КТП 10/0,4

0,32

2018

ПС 110/35/10 кВ Красногвардейское (РУ 10 кВ)

14

ООО "Нью Лайф"

г. Старый Оскол, мкр. Рождественский, 6

Многофункциональный центр

0,17

2018

ПС 110/10/10 кВ Центральная (РУ 10 кВ)

15

ООО "КМАстрой"

Губкинский район, г. Губкин, с/т "Горняк-Мичуринец" уч. 256, 257, 392, 402

4 жилых дома

0,20

2018

ПС 35/6 кВ Журавлики (РУ 6 кВ)

16

Худойнатов Валерий Юрьевич, ИП, глава КФХ

Борисовский район, с. Зозули, ул. Локинская, 83 В

Молочный цех

0,25

2018

ПС 35/10 кВ Зозули (РУ 10 кВ)

17

"Шанс" КФХ

Яковлевский район, с. Сажное

ВРУ цеха по переработке молока

0,16

2018

ПС 110/35/10 кВ Сажное тяговая (РУ 10 кВ)

18

ООО "Тепличный комбинат "БелгородАгро"

Старооскольский район, вблизи Городищенского сельского поселения

Тепличный комбинат

18,00

2019

ПС 110/10 кВ Обуховская (РУ 10 кВ)

19

ОАО "Дирекция по развитию промышленных зон"

Белгородский район, п. Северный, зона действия ПС 110 кВ

ВРУ производственного корпуса N 6, промпарк "Северный"

0,25

2018

ПС 110/10/10 кВ Северная (РУ 10 кВ)

20

МАУ ДО СДЮСШОР "Золотые перчатки"

г. Старый Оскол, мкр. Звездный, 13

Плавательный бассейн

0,17

2018

ПС 110/10/6 кВ Казацкие Бугры (РУ 10 кВ)

21

ООО "Гринхаус"

Старооскольский район, Котовское сельское поселение

КРУ 10 кВ собственных нужд - 1 шт., трансформаторы собственных нужд

2,00

2019

ПС 35/10 кВ Котово (РУ 10 кВ)

22

ООО "НТЦ "Магнис"

Белгородский район, п. Северный, промпарк Северный

ВРУ 0,4 кВ производственного корпуса в зоне действия ПС 110 кВ

0,19

2018

ПС 110/10/10 кВ Северная (ЗРУ 10 кВ)

23

ООО "Цветущий сад"

Грайворонский район, в 300 м по направлению на юго-запад относительно автодороги Белгород - Ахтырка

Комплекс объектов на земельном участке Консольно моноблочные насосы

0,30

2018

ПС 110/35/10 кВ Грайворон (РУ 10 кВ)

24

ФГБУ Управление "Белгород мелиоводхоз"

Корочанский район, в границах Бехтеевского сельского поселения

Блочно-модульная насосная станция заводского изготовления

1,03

2019

ПС 110/35/10 кВ Короча (РУ 10 кВ)

25

Тулинова Галина Викторовна, ИП

г. Старый Оскол, ул. Первой Конной Армии, 27

Нежилое здание

1,50

2019

ПС 35/6 кВ Старый Оскол-2 (РУ 6 кВ)

26

ООО "ПРОМ ГРУПП"

Шебекинский район, г. Шебекино, ул. А.Матросова, 14

Производственная база

0,43

2018

ПС 110/6/6 кВ Химзавод (РУ 6 кВ)

27

ООО "Белогорье и К"

Корочанский район, г. Короча, ул. Белогорская, 36

ВРУ N 1 оборудования нового варочного цеха

0,40

2018

ПС 110/35/10 кВ Короча (РУ 10 кВ)

28

СНТ "Мелиоратор 2"

Белгородский район, садоводческое товарищество "Мелиоратор-2", ПМК-2 управление строительства "Белгородводстрой" АО "Красный Октябрь"

Бытовые приборы 46 садовых домиков

0,25

2018

ПС 110/10/10 кВ Северная (РУ 10 кВ)

29

Садоводческое товарищество Автомобилист

Белгородский район, в районе поселка Комсомольский, на землях колхоза имени Горина

ВРУ

0,45

2018

ПС 35/10 кВ Новая Деревня (РУ 10 кВ)

30

Романов Кирилл Петрович

Чернянский район, пгт Чернянка, ул. Болотовская, 4д

ВРУ тепличного комплекса

0,46

2018

ПС 110/10 кВ Птицефабрика (РУ 10 кВ)

31

ООО "Гринхаус"

Старооскольский район, Котовское сельское поселение

КТПН 250 кВА

0,25

2018

ПС 35/10 кВ Котово (РУ 10 кВ)

32

ООО "РГК"

г. Старый Оскол, Южная объездная дорога

Автомобильная станция

0,39

2018

ПС 110/6 кВ Очистные (РУ 6 кВ)

33

ООО "Ивановка"

г. Старый Оскол, мкр. Ольминского, 12

Нежилое здание

0,19

2018

ПС 110/10/10 кВ Промышленная (РУ 10 кВ)

34

ООО "Белдорстрой"

Новооскольский район, г. Новый Оскол, переулок Кооперативный

КТП 10/04 кВ

0,40

2018

ПС 110/35/10 кВ Новый Оскол (РУ 10 кВ)

35

ООО "ЭЛКИР"

Белгородский район, п. Майский, ул. Кирова, 9

ВРУ-0,4 кВ

0,23

2018

ПС 110/10/10 кВ Майская (РУ 10 кВ)

36

ОАО "Оскол нефтеснаб"

г. Старый Оскол, проспект Губкина, 4

АГНКС

0,28

2018

ПС 110/10/6 кВ Казацкие Бугры (РУ 10 кВ)

37

ООО "Научно-образовательный центр "Бирюч"

Красногвардейский район, с. Малобыково

Горнолыжный комплекс

0,40

2018

ПС 110/35/10 кВ Красногвардейское (РУ 10 кВ)

38

ООО "Радуга"

г. Белгород, ул. Дорогобуженская - ул. Разуменская

Рекреационная зона семейного отдыха 5 озер

0,21

2018

ПС 110/35/6 кВ Восточная (РУ 6 кВ)

39

ООО "СРЦ "Алые Паруса"

г. Белгород, ул. Песчаная

База отдыха "Алые паруса-2"

0,35

2018

ПС 110/6/6 кВ Витаминный комбинат (РУ 6 кВ)

40

ООО "Ортобел Р"

г. Белгород, ул. Песчаная

ВРУ реабилитационного центра

0,23

2018

ПС 110/6/6 кВ Витаминный комбинат (РУ 6 кВ)

41

ООО "Белгородский аквапарк"

Белгородский район, пгт Разумное

Электронагреватели, электродвигатели, освещение

2,00

2019

ПС 110/6/6 кВ Витаминный комбинат (РУ 6 кВ)

42

ООО "Русарго Молоко"

Чернянский район, с. Ездочное, ул. Крупской

ВРУ "МТК Ездочное"

0,24

2018

ПС 110/35/10 кВ Чернянка (РУ 10 кВ)

43

ООО "РГК"

Губкинский район, г. Губкин, ш. Воронежское

Автомобильный газонаполнительный комплекс

0,31

2018

ПС 35/6 кВ Западная (РУ 6 кВ)

44

ОГБУ "УКС Белгородской области"

Яковлевский район, п. Яковлево

Приборы оповещения о пожаре, систем охранного телевидения, компьютерное оборудование

0,23

2018

ПС 110/35/6 кВ Рудник (РУ 6 кВ)

45

ООО "Русагро Инвест"

Волоконовский район, с. Покровка

Мастерская

0,20

2018

ПС 35/10 кВ Покровка (РУ 10 кВ)

46

Колхоз имени Горина

Белгородский район, с. Бессоновка

РП 10 кВ "Колос"

0,30

2018

ПС 35/10 кВ Бессоновка (РУ 10 кВ)

47

Лемтюгин Валерий Николаевич

Волоконовский район, пгт Волоконовка, ул. Горького, 82

Производственная база

0,17

2018

ПС 110/35/10 кВ Волоконовка (РУ 10 кВ)

48

Администрация Белянского сельского поселения

Борисовский район, с. Беленькое, ул. Беленькая, 73

Центр культурного развития

0,16

2018

ПС 35/10 кВ Зозули (РУ 10 кВ)

49

ОГАОУ "Борисовский агромеханический техникум"

Борисовский район, пгт Борисовка

ВРУ-1, ВРУ-2

0,17

2018

ПС 110/35/10 кВ Борисовка (РУ 10 кВ)

50

ОГБУ "УКС Белгородской области"

Борисовский район, с. Октябрьская Готня, ул. Совхозная

Строительство культурно-оздоровительного центра

0,21

2018

ПС 35/10 кВ Крюково (РУ 10 кВ)

4.6. Развитие электрических сетей напряжением

110 кВ и выше Белгородской энергосистемы

Основные направления развития сети 110 кВ связаны:

- с повышением надежности электроснабжения потребителей;

- с обеспечением технической возможности подключения новых потребителей согласно поданным заявкам на технологическое присоединение;

- с ликвидацией недостаточной пропускной способности трансформаторов и линий электропередачи;

- с заменой морально и физически изношенного оборудования.

В таблице 4.10 приведен перечень рекомендуемых к строительству и реконструкции электросетевых объектов напряжением 35 кВ и выше на территории Белгородской области на пятилетний период.

Таблица 4.10

Перечень новых и реконструируемых электросетевых объектов

на территории Белгородской области на 2017 - 2022 годы

№ п/п

Наименование объекта, класс напряжения

Год окончания строительства

Класс напряжения, кВ

Протяженность/суммарная (+присоединяемая) мощность трансформаторов, км/МВА/Мвар

Обоснование необходимости строительства

Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС

1

ПС 330 кВ Белгород (комплексная реконструкция) <1)>

2019

330

500 (-35) МВА

Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей (тепличные комплексы ООО "Изовол Агро" и ООО "Тепличный комплекс Белогорья"), СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 годы

2

ПС 330 кВ Губкин (комплексная реконструкция) <1)>

2017

330

600 (-50) МВА

Реновация основных фондов, обеспечение технологического присоединения новых потребителей, ИП ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016 - 2020 годы

3

Реконструкция ПС 500 кВ Старый Оскол с установкой дополнительного автотрансформатора 500/110 кВ мощностью 250 МВА <1)>

2017 <12>

500

1752 (+250) МВА

Обеспечение технологического присоединения ОАО "Стойленский ГОК" и ООО "Гринхаус", СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 годы

4

Строительство ВЛ 500 кВ Донская Старый Оскол N 2 <1)>

2018

500

92 км

Обеспечение выдачи мощности блока N 2 (1150 МВт) Нововоронежской АЭС-2, СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 годы

5

Реконструкция ПС 330 кВ Белгород (новая площадка) <2)> с установкой 4-х линейных ячеек 110 кВ

2020

330

250 (+0)

Обеспечение технологического присоединения ПС 110 кВ "ИзоволАгро плюс" и "Тепличный комплекс "Белогорье"

<1)>

Предусмотрено проектом "Схема и программа развития ЕЭС России на 2017 - 2023 годы"

<2)>

Не предусмотрено проектом "Схема и программа развития ЕЭС России на 2017 - 2023 годы"

Филиал ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго"

6

Реконструкция ПС 110/10 кВ Шеино (замена силового трансформатора 6,3 МВА на 10 МВА, реконструкция ОРУ 110 кВ с установкой секционного выключателя 110 кВ, установка двух ячеек 10 кВ)

2017

110

20 (+3,7) МВА

Обеспечение технологического присоединения ООО "Молочная компания "Северский Донец", СиПР электроэнергетики Белгородской области на 2017 - 2021 годы

7

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Томаровка - Готня

2017

110

42,0 км

Превышение нормативного срока службы

8

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Белгород - Авторемзавод с отпайками

2017

110

14,71 км

Превышение нормативного срока службы

9

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Западная - Авторемзавод

2017

110

3,69 км

Превышение нормативного срока службы

10

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Белгород-330 - ГТУ ТЭЦ Луч

2017

110

7,67 км

Превышение нормативного срока службы

11

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ ГТУ ТЭЦ Луч - Черемошное

2017

110

28,73 км

Превышение нормативного срока службы

12

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Александровка - Ржава

2017

110

26,64 км

Превышение нормативного срока службы

13

Комплексная реконструкция ПС 110/10/10 кВ Пушкарная (замена ОД-КЗ на ЭВ 110 кВ, разъединителей 110 кВ, ТН-110 кВ, установка нового ЗРУ 10 кВ, ОПУ, системы постоянного оперативного тока и устройства РЗА, ТМ и ТК без изменения трансформаторной мощности)

2017

110

80 (+0) МВА

Превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, повышение надежности электроснабжения

14

Заходы ВЛ 110 кВ на ПС 110/10/10 кВ Пушкарная

2017

110

В рамках реконструкции ПС 110/10/10 кВ Пушкарная

15

Комплексная реконструкция ПС 110/35/10 кВ Айдар (замена МВ 35 кВ на элегазовые, устройств РЗА без изменения трансформаторной мощности)

2017

110

26 (+0) МВА

Превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, повышение надежности электроснабжения

16

Реконструкция ПС 110/35/6 Шебекино (устройства РЗА, установка ДГК 35 кВ в связи со строительством КЛ 35 кВ Муром - Новая Таволжанка без изменения трансформаторной мощности)

2017

110

80 (+0) МВА

В связи со строительством КЛ 35 кВ Муром - Новая Таволжанка

17

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Черемошное (устройства РЗА, установка ДГК 35 кВ в связи со строительством КЛ 35 кВ Муром - Новая Таволжанка, без изменения трансформаторной мощности)

2017

110

50 (+0) МВА

В связи со строительством КЛ 35 кВ Муром - Новая Таволжанка

18

Реконструкция ПС 35/10 кВ Малиновка в ПС 110/35/10 кВ с организацией ОРУ 110 кВ и заменой силовых трансформаторов 2x10 на 2x16 МВА

2017

110

32 (+12) МВА

Обеспечение технологического присоединения комплекса по забою птицы замкнутого цикла ООО "Белгранкорм", СиПР электроэнергетики Белгородской области на 2017 - 2021 годы

19

Строительство ВЛ 110 кВ от опоры N 136 ВЛ 110 кВ Томаровка - Красная Яруга до ПС 110/35/10 кВ Малиновка; строительство ВЛ 110 кВ от опоры N 73 ВЛ 110 кВ Томаровка - Красная Яруга до ПС 110/35/10 кВ Малиновка (подвеска ВОЛС на ВЛ 110 кВ Готня-Малиновка)

2017

110

2x3,4 км

Обеспечение временной схемы подключения ПС 110/35/10 кВ Малиновка в рассечку существующей ВЛ 110 кВ Томаровка - Красная Яруга

20

Реконструкция ПС 110/10 кВ Западная (замена силовых трансформаторов 110/10 кВ мощностью 2x16 МВА на 110/10/6 кВ мощностью 2x25 МВА)

2018

110

50 (+18) МВА

Ликвидация существующего дефицита мощности, исполнение договорных обязательств, повышение надежности электроснабжения, СиПР электроэнергетики Белгородской области на 2017 - 2021 годы

21

Строительство ПС 110/10 кВ Ватутинская

2018

110

12,6 (+12,6) МВА

Обеспечение технологического присоединения военного городка

22

Строительство ПС 110/10 кВ Котел-110

2018

110

50 (+50) МВА

Обеспечение технологического присоединения вагонно-колесной мастерской и оскольского тепличного комбината

23

Строительство ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская - Волоконовка

2018

110

2x5,5 км

Обеспечение технологического присоединения военного городка

24

Строительство ВЛ 110 кВ Голофеевка - Котел-110

2018

110

2x21,5 км

Обеспечение технологического присоединения вагонно-колесной мастерской и оскольского тепличного комбината

25

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Грайворон (замена силовых трансформаторов 2x16 на 2x25 МВА)

2018

110

50 (+18) МВА

Превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, ликвидация существующего дефицита мощности, исполнение договорных обязательств, повышение надежности электроснабжения

26

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Белгород - Сажное

2018

110

37,05 км

Превышение нормативного срока службы

27

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Сажное - Александровка

2018

110

25,76 км

Превышение нормативного срока службы

28

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Белгород - Южная цепь 1

2018

110

6,5 км

Превышение нормативного срока службы

29

Комплексная реконструкция ПС 110/6 кВ Авторемзавод (замена МВ 110 кВ на элегазовые, устройств РЗА, без изменения трансформаторной мощности)

2018

110

32 (+0) МВА

Превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, повышение надежности электроснабжения

30

Комплексная реконструкция ПС 110/35/10 кВ Александровка (замена МВ 35 кВ на элегазовые, монтаж ячейки 35 кВ для подключения ВЛ 35 кВ Александровка - Гостищево без изменения трансформаторной мощности)

2018

110

50 (+0) МВА

Превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, повышение надежности электроснабжения

31

Комплексная реконструкция ПС 110/35/10 кВ Борисовка (замена МВ 110 кВ на элегазовые без изменения трансформаторной мощности)

2018

110

32 (+0) МВА

Превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, повышение надежности электроснабжения

32

Комплексная реконструкция ПС 110/10 кВ Готня (замена масляных выключателей 10 кВ на вакуумные и 110 кВ на элегазовые без изменения трансформаторной мощности)

2018

110

32 (+0) МВА

Превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, повышение надежности электроснабжения

33

Комплексная реконструкция ПС 110/35/6 кВ Журавлики (замена МВ 35 кВ на элегазовые, устройств РЗА без изменения трансформаторной мощности)

2018

110

65 (+0) МВА

Превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, повышение надежности электроснабжения

34

Реконструкция ПС 110/10/10 кВ Майская (организация РУ 35 кВ, замена силовых трансформаторов 110/10/10 кВ на силовые трансформаторы 110/35/10 кВ мощностью по 40 МВА, монтаж ДГК 10 кВ)

2018

110

80 (+0) МВА

Ликвидация районов с высокими рисками выхода параметров режимов за допустимые границы (транзит 35 кВ Восточная - Черемошное с изменением конфигурации сети), СиПР электроэнергетики Белгородской области на 2017 - 2021 годы.

35

Реконструкция ПС 110 кВ Коньшино (замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые выключатели без изменения трансформаторной мощности)

2019

110

3,2 (+0) МВА

Превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, повышение надежности электроснабжения

36

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Валуйки - Палатовка

2019

110

30,1 км

Превышение нормативного срока службы

37

Комплексная реконструкция ПС 110/10/10 кВ Промышленная (замена ОД-КЗ на ЭВ 110 кВ, разъединителей 110 кВ, ТН-110 кВ, установка нового ЗРУ 10 кВ, ОПУ, системы постоянного оперативного тока и устройства РЗА, ТМ и ТК без изменения трансформаторной мощности)

2019

110

50 (+0) МВА

Превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, повышение надежности электроснабжения

38

Комплексная реконструкция ПС 110/35/10 кВ Архангельское (замена силового трансформатора 10 МВА на 16 МВА, замена МВ 35 и 110 кВ на элегазовые, устройств РЗА. Установка системы постоянного оперативного тока)

2019

110

32 (+6) МВА

Ликвидация существующего дефицита мощности, исполнение договорных обязательств, превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, повышение надежности электроснабжения

39

Комплексная реконструкция ПС 110/6 кВ Очистные (замена МВ 6 кВ на вакуумные без изменения трансформаторной мощности)

2019

110

32 (+0) МВА

Превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, повышение надежности электроснабжения

40

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Короча с переносом ПС на новую площадку. Вместо трех трансформаторов ТДГН-16000/110/35/10 устанавливаются два трансформатора типа ТДТН-40000/110/35/10 (ОРУ 110 кВ по схеме N 110-13, ОРУ 35 кВ по схеме N 35-9, ЗРУ 10 кВ в БМЗ)

2019

110

80 (+32) МВА

Превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, повышение надежности, СиПР электроэнергетики Белгородской области на 2017 - 2021 годы

41

Реконструкция участков ВЛ 110 кВ Шеино - Короча и ВЛ 110 кВ Короча - Скородное для обеспечения захода ВЛ 110 кВ на новую площадку ПС 110/35/10 кВ Короча (протяженность реконструируемого участка 2-цепного - 0,47 км, 1-цепного - 0,73 км)

2019

110

0,47 км + 0,73 км

В связи с переносом ПС 110/35/10 кВ Короча на новую площадку

42

Модернизация устройств РЗА на ПС 110/35/10 кВ Скородное (в рамках реконструкции ПС 110/35/10 кВ Короча)

2019

110

В рамках реконструкции ПС 110/35/10 кВ Короча

43

Реконструкция ПС 110/6 кВ Строитель (замена двух трансформаторов ТДН-15000/110/6 на два трансформатора ТДТН-25000/110/10/6, замена МВ 110 кВ на элегазовые, установка ТТ и ТН 110 кВ с оптоволокном, монтаж ЗРУ 10 кВ в БМЗ)

2019

110

50 (+20) МВА

Ликвидация существующего дефицита мощности, исполнение договорных обязательств, превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, повышение надежности электроснабжения, СиПР электроэнергетики Белгородской области на 2017 - 2021 годы

44

Реконструкция ПС 110/10/6 кВ Южная. Замена силовых трансформаторов 2x40 на 2x40 и 2x25 МВА, РУ 110, 10, 6 кВ, панелей РЗА; строительство многоэтажного здания для размещения КРУЭ 110 кВ, РУ 6 и 10 кВ

2020

110

130 (+50) МВА

Ликвидации существующего дефицита мощности, исполнение договорных обязательств, превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, повышение надежности электроснабжения, СиПР электроэнергетики Белгородской области на 2017 - 2021 годы

45

Реконструкция заходов на ПС 110/10/6 кВ Южная (кабельно-воздушные заходы ЛЭП 110 кВ)

2020

110

В рамках реконструкции ПС 110/10/6 кВ Южная

46

Реконструкция ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол Тяговая

2020

110

22,6 км

Повышение надежности электроснабжения существующих потребителей Старооскольского и Губкинского районов Белгородской области. Замена морально и физически устаревшего оборудования, отработавшего свой нормативный срок эксплуатации

47

Реконструкция ВЛ 110 кВ Новый Оскол - Верхняя Покровка (замена провода)

2020

110

43,2 км

Превышение нормативного срока службы, повышение надежности, СиПР электроэнергетики Белгородской области на 2017 - 2021 годы

48

ПС 110 кВ Старый Оскол-1: реконструкция ОРУ 110 кВ с изменением схемы и заменой оборудования, замена приводов РПН силовых трансформаторов, реконструкция ЗРУ 6 кВ с заменой оборудования, монтаж дуговой защиты

2021

110

50 (-20) МВА

Повышение надежности электроснабжения существующих потребителей г. Старый Оскол 1 и 2 категории (школы, детские сады, больницы, котельные и т.п.). Высокая степень износа оборудования ПС (в эксплуатации с 1962 года)

49

Реконструкция ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка с заменой изоляторов, опор, грозотроса

2021

110

29,9 км

Повышение надежности электроснабжения существующих потребителей Старооскольского и Чернянского районов Белгородской области. Замена морально и физически устаревшего оборудования, отработавшего свой нормативный срок эксплуатации

50

Реконструкция ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна

2021

110

30,4 км

Повышение надежности электроснабжения существующих потребителей Старооскольского района Белгородской области. Замена морально и физически устаревшего оборудования, отработавшего свой нормативный срок эксплуатации

51

Реконструкция ВЛ 110 кВ Старый Оскол-500 - Центральная (замена опор)

2021

110

60,5 км

Повышение надежности электроснабжения существующих потребителей Старооскольского района Белгородской области. Замена морально и физически устаревшего оборудования, отработавшего свой нормативный срок эксплуатации

52

Реконструкция ВЛ 110 кВ Белгород-330 - Луч

2021

110

7,67 км

Превышение нормативного срока службы, повышение надежности, СиПР электроэнергетики Белгородской области на 2017 - 2021 годы

53

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Валуйки - Оросительная 1 и 2 цепи

2021

110

5,4 км

Превышение нормативного срока службы

54

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Палатовка - Алексеевка

2021

110

37,18 км

Превышение нормативного срока службы

55

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск

2021

110

17,2 км

Превышение нормативного срока службы

56

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Валуйки - Волоконовка

2021

110

45,0 км

Превышение нормативного срока службы

57

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Валуйки - Валуйки-тяговая

2021

110

2,8 км

Превышение нормативного срока службы

58

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Новый Оскол - Верхняя Покровка

2021

110

43,2 км

Превышение нормативного срока службы

59

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Цемзавод N 1

2021

110

21,77 км

Превышение нормативного срока службы

60

Замена грозозащитного троса на Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна

2021

110

37,47 км

Превышение нормативного срока службы

61

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Старый Оскол-500 - Казацкие Бугры

2021

110

18,56 км

Превышение нормативного срока службы

62

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Готня - Красная Яруга

2021

110

12,6 км

Превышение нормативного срока службы

63

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Белгород - Химзавод с отпайкой на ПС Шебекино

2021

110

35,1 км

Превышение нормативного срока службы

64

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Южная - Западная цепь 2

2021

110

12,0 км

Превышение нормативного срока службы

65

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Северная с отпайкой на ПС Стрелецкая

2021

110

14,4 км

Превышение нормативного срока службы

66

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Пищепром - Северная

2021

110

12,5 км

Превышение нормативного срока службы

67

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ Белгород - Пищепром

2021

110

2,8 км

Превышение нормативного срока службы

68

Строительство ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Малиновка - Красная Яруга

2021

110

70,0 км

Повышение надежности и качества электроснабжения западного энергорайона (повышение уровня напряжения в нормальных и особенно в аварийных режимах на ПС 110 кВ Томаровка, Борисовка, Грайворон, Красная Яруга, Ракитное, Ивня), СиПР электроэнергетики Белгородской области на 2017 - 2021 годы

69

Реконструкция ВЛ 110 кВ Голофеевка - Коньшино (замена провода, опор, грозотроса на 47,1 км 1-цепной ВЛ 110 кВ)

2022

110

47,1 км

Повышение надежности электроснабжения существующих потребителей Старооскольского района Белгородской области. Замена морально и физически устаревшего оборудования, отработавшего свой нормативный срок эксплуатации

70

Реконструкция ВЛ 110 кВ ГТУ ТЭЦ Луч - Черемошное (замена провода, опор, грозотроса на 35,9 км 2-х цепной ВЛ 110 кВ)

2022

110

35,9 км

Повышение надежности электроснабжения существующих потребителей Белгородского района Белгородской области. Замена морально и физически устаревшего оборудования, отработавшего свой нормативный срок эксплуатации

71

Реконструкция участка ВЛ 35 кВ Борисовка - Зозули, в том числе ВЛ 35 кВ и КЛ 35 кВ

2017

35

9,3 км

Пункт 11 протокола поручений, данных Губернатором области на оперативном совещании с участием членов Правительства области по рассмотрению текущих вопросов, 2 июня 2014 года (Борисовский район)

72

Комплексная реконструкция ПС 35/10 кВ Белянка с размещением оборудования на новой площадке, с заходами 35 кВ и 10 кВ, установкой трансформаторов 2x6,3 МВА вместо 4+2,5 МВА

2017

35

12,6 (+6,1) МВА

Превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, ликвидация существующего дефицита мощности, исполнение договорных обязательств, повышение надежности электроснабжения

73

Заходы ВЛ 35 кВ на ПС 35/10 кВ Белянка

2017

35

В связи с переносом ПС 35/10 кВ Белянка на новую площадку

74

Реконструкция ВЛ 35 кВ Восточная - Таврово с заходами на ПС 35/6 кВ Земснаряд

2017

35

8,9 км

Необходимость выноса ВЛ 35 кВ из зоны массовой застройки микрорайонов ИЖС

75

Строительство ВЛ 35 кВ Александровка - Гостищево

2017

35

40,0 км

Обеспечение вторым источником электроснабжения по сети 35 кВ ПС 35/10 кВ Гостищево, повышение надежности электроснабжения

76

Строительство КЛ 35 кВ Муром - Новая Таволжанка

2017

35

17,5 км

Обеспечение вторым источником электроснабжения по сети 35 кВ ПС 35/10 кВ Муром и ПС 35/10 кВ Новая Таволжанка

77

Реконструкция ПС 35/10 кВ Муром

2017

35

5 (+2,5) МВА

Строительство 2-й очереди ПС для обеспечения вторым питанием потребителей 1 и 2 категории надежности электроснабжения

78

Реконструкция ПС 35/10 кВ Новая Таволжанка (строительство линейной ячейки 35 кВ)

2017

35

12,6 (+0) МВА

Для подключения КЛ 35 кВ Муром - Новая Таволжанка

79

Реконструкция отпаек 35 кВ Завидовка - Малиновка от опоры N 68-а ВЛ 35 кВ Завидовка - Венгеровка, Ракитное - Малиновка от опоры N 125-а (с подвеской ВОЛС) ВЛ 35 кВ Ракитное - Дмитриевка до ПС 110/35/10 кВ Малиновка

2017

35

В связи с реконструкцией ПС 35 кВ Малиновка в ПС 110/35/10 кВ

80

Реконструкция ВЛ 35 кВ Казацкая - Старый Оскол-1 с отпайкой на ПС Старый Оскол-2

2018

35

1,5 км

Повышение надежности электроснабжения существующих потребителей Старооскольского района Белгородской области. Замена морально и физически устаревшего оборудования, отработавшего свой нормативный срок эксплуатации

81

Комплексная реконструкция ПС 35/10 кВ Роговатое (без изменения трансформаторной мощности)

2018

35

8 (+0) МВА

Превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, повышение надежности электроснабжения

82

Комплексная реконструкция ПС 35/10 кВ Н. Александровка (без изменения трансформаторной мощности)

2018

35

5 (+0) МВА

Превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, повышение надежности электроснабжения

83

Комплексная реконструкция ПС 35/10 кВ Шаховка (без изменения трансформаторной мощности)

2018

35

8 (+0) МВА

Превышение нормативного срока службы основного оборудования ПС, повышение надежности электроснабжения

84

Строительство КЛ 35 кВ Майская - Новая Деревня и Майская - Таврово

2018

35

2x3,6 км

Ликвидация районов с высокими рисками выхода параметров режимов за допустимые границы (транзит 35 кВ Восточная - Черемошное с изменением конфигурации сети)

85

Реконструкция ВЛ 35 кВ Камызино - Сетище (замена провода, опор на 21,0 км 1-цепной ВЛ 35 кВ)

2019

35

21,0 км

Повышение надежности электроснабжения существующих потребителей Красненского района Белгородской области. Замена морально и физически устаревшего оборудования, отработавшего свой нормативный срок эксплуатации

86

Реконструкция участков ВЛ 35 кВ Короча - Ивица цепь 1, ВЛ 35 кВ Короча - Ивица цепь 2, ВЛ 35 кВ Короча - Борисы, ВЛ 35 кВ Короча - Поповка, ВЛ 35 кВ Короча - Анновка, ВЛ 35 кВ Короча - Яблоново для обеспечения захода ВЛ 35 кВ на новую площадку ПС 110/35/10 кВ Короча (протяженность реконструируемых участков 2-цепных - 0,89 км, 1-цепных - 0,58 км)

2019

35

0,89 км + 0,58 км

В связи с переносом ПС 110/35/10 кВ Короча на новую площадку

87

Реконструкция ПС 35/10 кВ Никольское с размещением оборудования на новой площадке, с заходами 35 кВ и 10 кВ, установкой трансформаторов 2x4 МВА вместо 1x2,5 МВА

2020

35

8 (+5,5) МВА

Строительство 2-й очереди ПС для обеспечения вторым питанием потребителей 1 и 2 категории надежности электроснабжения

88

Строительство ВЛ 35 кВ Короча - Подольхи

2020

35

21,0 км

Обеспечение вторым источником электроснабжения по сети 35 кВ ПС 35/10 кВ Подольхи

89

Реконструкция ВЛ 35 кВ Волоконовка - Шаховка

2020

35

23,2 км

Повышение надежности электроснабжения существующих потребителей Волоконовского района Белгородской области. Замена морально и физически устаревшего оборудования, отработавшего свой нормативный срок эксплуатации

90

Реконструкция ВЛ 35 кВ Теребрено - Дорогощь (замена провода, опор на 22,14 км 1-цепной ВЛ 35 кВ)

2022

35

22,14 км

Повышение надежности электроснабжения существующих потребителей Грайворонского и Краснояружского районов Белгородской области. Замена морально и физически устаревшего оборудования, отработавшего свой нормативный срок эксплуатации

91

Реконструкция ВЛ 35 кВ Беловское - Стариково

2022

35

2x15,0 км

Замена морально и физически устаревшего оборудования, отработавшего свой нормативный срок эксплуатации

92

Реконструкция ВЛ 35 кВ Маслова Пристань - Водохранилище

2022

35

2x6,0 км

Замена морально и физически устаревшего оборудования, отработавшего свой нормативный срок эксплуатации

Сторонние организации (не электросетевые компании)

93

Строительство ПС 110/35/6 кВ КМАруда (ОАО "КМАруда")

2018

110

80 (+80) МВА

ТУ на технологическое присоединение к электрическим сетям филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Центра

94

Строительство ПС 110 кВ Гринхаус (ООО "Гринхаус")

2019

110

80 (+80) МВА

ТУ на технологическое присоединение к электрическим сетям филиала ПАО "ФСК ЮС" МЭС Центра

95

Строительство ПС 110 кВ Изовол (ООО "Изовол Агро Плюс")

2020

110

80 (+80) МВА

ТУ на технологическое присоединение к электрическим сетям филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Центра

96

Строительство ПС 110 кВ (ООО "Тепличный комплекс "Белогорья")

2020

110

80 (+80) МВА

ТУ на технологическое присоединение к электрическим сетям филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Центра

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

<12> Согласно утвержденному проекту инвестиционной программы ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016 - 2020 годы окончание реализации проекта "Расширение ПС 500 кВ Старый Оскол". Установка АТ-5 500/110 кВ" запланировано на 2019 год.

На период 2017 - 2022 годов СиПР запланировано:

- комплексная реконструкция двух ПС с высшим классом напряжения 330 кВ (ПС 330 кВ Белгород и ПС 330 кВ Губкин);

- реконструкция ПС 500 кВ Старый Оскол с увеличением трансформаторной мощности на 250 МВА (АТ 500/110 кВ);

- строительство одной ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 2 протяженностью 92,0 км;

- строительство шести новых подстанций классом напряжения 110 кВ суммарной установленной мощностью 382,6 МВА, в том числе две филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" (ПС 110/10 кВ Ватутинская и ПС 110/10 кВ Котел-110) и четыре сторонними организациями;

- строительство четырех новых ВЛ 110 кВ общей протяженностью 130,8 км и шести ЛЭП 35 кВ общей протяженностью 127,7 км;

- реконструкция двадцати трех ПС 110 кВ, в том числе десяти с изменением трансформаторной мощности и тринадцати без изменения мощности;

- реконструкция семи ПС 35 кВ, в том числе трех с изменением трансформаторной мощности и четырех без изменения мощности;

- реконструкция одиннадцати ВЛ 110 кВ общей протяженностью 278,47 км и восьми ВЛ 35 кВ общей протяженностью 87,51 км;

- замена грозозащитного троса на двадцати пяти ВЛ 110 кВ общей протяженностью 540,83 км.

Карта-схема электрических сетей 110 кВ и выше энергосистемы Белгородской области по состоянию на конец 2022 года представлена в графической части.

4.6.1. Комплексная реконструкция ПС 330 кВ Белгород

ПС 330 кВ Белгород введена в работу в 1964 году в связи с бурным развитием энергопотребления в Белгородской области. По сети 330 кВ ПС 330 кВ Белгород связана ВЛ 330 кВ с ПС 330 кВ Фрунзенская, ПС 330 кВ Шебекино, ПС 330 кВ Лебеди (АО "Лебединский ГОК") и Змиевской ТЭС (Северная энергосистема Украины (Харьковская область) с отпайкой на ПС 330 кВ Лосево. По сети 110 кВ ПС 330 кВ Белгород связана с Курской энергосистемой, а также с Белгородской ТЭЦ, ГТ ТЭЦ "Мичуринская" и ГТУ ТЭЦ "Луч".

Подстанция обеспечивает питание коммунально-бытовых потребителей г. Белгорода и шести прилегающих районов (население более 500 тыс. человек) и является центром питания в южной части Белгородской области. От подстанции запитаны потребители, работающие в сфере оборонной промышленности. По ВЛ 330 кВ подстанция задействована в межгосударственном транзите электроэнергии с Украиной. Запитаны тяговые подстанции Юго-Восточной железной дороги ОАО "РЖД", Яковлевский рудник.

Комплексная реконструкция ПС 330 кВ Белгород обусловлена реновацией основных фондов.

4.6.2. Комплексная реконструкция ПС 330 кВ Губкин

ПС 330 кВ Губкин введена в эксплуатацию в 1961 году для развития сети ЕНЭС в Белгородской области с целью обеспечения резко возросших потребностей в электроэнергии в связи с началом разработки Стойленского месторождения железной руды и расширения уже существующего Лебединского месторождения железной руды Курской магнитной аномалии.

По сети 330 кВ ПС Губкин связана ВЛ 330 кВ с ПС 330 кВ Лебеди и ПС 500 кВ Старый Оскол, а по сети 220 кВ - с Нововоронежской АЭС. К шинам 110 кВ присоединены 10 линий - 2 тупиковые и 8 транзитных.

Подстанция связывает транзитом 330 кВ экономически развитые районы юга и севера Белгородской области. Подстанция обеспечивает питание по линиям 330 кВ и 110 кВ АО "Лебединский ГОК" (3 линии, 30 процентов нагрузки ПС), ОАО "Стойленский ГОК" (2 линии, 20 процентов нагрузки ПС), ОАО "РЖД" (1 линия на тяговую подстанцию), 4 административных района Белгородской области (население около 120 тыс. человек), водозабор (потребитель 1 категории).

Комплексная реконструкция ПС 330 кВ Губкин обусловлена реновацией основных фондов.

4.6.3. Расширение ПС 500 кВ Старый Оскол

с установкой АТ-5 500/110 кВ мощностью 250 МВА

Расширение ПС 500 кВ Старый Оскол обусловлено технологическим присоединением фабрики окомкования по производству окатышей ОАО "Стойленский ГОК" (200 МВт), тепличного комплекса ООО "Гринхаус" мощностью 88 МВт.

4.6.4. Строительство ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол

N 2 с реконструкцией ПС 500 кВ Старый Оскол

Строительство ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 2 с реконструкцией ПС 500 кВ Старый Оскол обусловлено обеспечением выдачи мощности блока N 7 (1195 МВт) Нововоронежской АЭС (блок N 2 НВАЭС-2).

4.6.5. Реконструкция ПС 110/10 кВ Шеино

ПС 110/10 кВ Шеино была введена в эксплуатацию в 1974 году, в настоящее время на ПС установлены два силовых трансформатора мощностью 10 МВА и 6,3 МВА. Существующая нагрузка <13> (на основании замеров режимного дня) составляет 4,38 МВА, резерв мощности для технологического присоединения составляет 3,34 МВА. В настоящее время мощность по актам об осуществлении технологического присоединения составляет 8,33 МВт, а мощность по договорам об осуществлении технологического присоединения, находящимся на исполнении, - 2,35 МВт. Перспективный дефицит мощности составляет 3,29 МВА.

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

<13> Здесь и далее представлены данные с Карты свободных мощностей, размещенной на сайте www.mrsk-l.ru в разделе "Технологическое присоединение".

Реконструкция ПС 110/10 кВ Шеино в Корочанском районе предусматривает замену одного силового трансформатора мощностью 6,3 МВА на силовой трансформатор мощностью 10 МВА, установку секционного выключателя 110 кВ, замену устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ.

Реконструкция ПС с увеличением трансформаторной мощности необходима для исполнения обязательств сетевой организацией по договорам технологического присоединения, находящимся на исполнении, и надежного электроснабжения существующих потребителей, расширения рынка сбыта электроэнергии.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2017 году.

4.6.6. Комплексная реконструкция ПС 110/10/10 кВ Пушкарная

ПС 110/10/10 кВ Пушкарная была введена в эксплуатацию в 1977 году, в настоящее время на ПС установлены силовые трансформаторы номинальной мощностью 2x40 МВА.

Реконструкция предусматривает замену оборудования в связи со значительным физическим износом и усовершенствование технологических систем, современных средств телемеханики. Замену физически и морально устаревших отделителей и короткозамыкателей 110 кВ (ОД-КЗ) на элегазовые выключатели 110 кВ, разъединителей 110 кВ, трансформаторов напряжения 110 кВ, размещение РУ 10 кВ и ОПУ в блочно-модульном здании, устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ.

Данная ПС обеспечивает электроснабжение 35 тыс. жителей г. Старый Оскол.

Реконструкция ПС позволит заменить морально устаревшее оборудование в связи с его значительным физическим износом. С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2017 году.

4.6.7. Комплексная реконструкция ПС 110/35/10 кВ Айдар

ПС 110/35/10 кВ Айдар была введена в эксплуатацию в 1971 году, в настоящее время на ПС установлены силовые трансформаторы номинальной мощностью 10 и 16 МВА.

Оборудование 35 кВ выработало свой механический ресурс, физически и морально устарело, его износ составляет порядка 70 процентов и не соответствует требованиям технической политики ПАО "МРСК Центра". Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Айдар предусматривает замену оборудования на ОРУ 35 кВ - масляных выключателей на элегазовые, замену устройств РЗА, ТМ и ТК. Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Айдар включена в целевую программу повышения надежности, утвержденную приказом ОАО "МРСК Центра" от 22 сентября 2010 года N 292-ЦА "О реализации Целевой программы повышения надежности".

От подстанций 35 и 110 кВ, подключенных к ПС 110/35/10 кВ Айдар, осуществляется электроснабжение агропромышленных предприятий, бытовых и сельскохозяйственных потребителей Ровеньского района Белгородской области.

Основная цель и задачи - это снижение повреждаемости оборудования 35 кВ на ПС 110/35/10 кВ Айдар, увеличение надежности работы сети, снижение затрат на возмещение ущерба от недоотпуска электроэнергии и затрат на эксплуатацию оборудования.

Реконструкция ПС позволит заменить морально устаревшее оборудование в связи с его значительным физическим износом, повысить надежность электроснабжения агропромышленных предприятий, социально значимых и бытовых потребителей, расширить рынок сбыта электроэнергии, снизить экономические и социальные риски.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2017 году.

4.6.8. Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Шебекино

Проект предусматривает реконструкцию системы компенсации емкостных токов в сети 35 кВ, превышающих допустимые значения, на ПС 110/35/6 кВ Шебекино в связи со строительством КЛ 35 кВ Муром - Н. Таволжанка (монтаж ДГК 35 кВ, реконструкция устройств РЗА). Данные ПС 35 кВ являются центрами питания, от которых осуществляется электроснабжение крупных сельскохозяйственных потребителей Шебекинского района.

Основанием включения проекта в инвестиционную программу является приказ ОАО "МРСК Центра" от 22 июля 2014 года N 216-ЦА "О результатах проверки ОАО "МРСК Центра" комиссией Ростехнадзора".

Проект направлен на повышение надежности электроснабжения существующих потребителей на территории Белгородского и Шебекинского районов Белгородской области, на исключение рисков выхода параметров режимов за допустимые границы.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2017 году.

4.6.9. Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Черемошное

Проект предусматривает реконструкцию системы компенсации емкостных токов в сети 35 кВ, превышающих допустимые значения, на ПС 110/35/10 кВ Черемошное (монтаж ДГК 35 кВ, реконструкция устройств РЗА) в связи со строительством КЛ 35 кВ Муром - Н. Таволжанка. Данные ПС 35 кВ являются центрами питания, от которых осуществляется электроснабжение крупных сельскохозяйственных потребителей Шебекинского района.

Основанием включения проекта в инвестиционную программу является приказ ОАО "МРСК Центра" от 22 июля 2014 года N 216-ЦА "О результатах проверки ОАО "МРСК Центра" комиссией Ростехнадзора".

Проект направлен на повышение надежности электроснабжения существующих потребителей на территории Белгородского и Шебекинского районов Белгородской области, на исключение рисков выхода параметров режимов за допустимые границы.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2017 году.

4.6.10. Реконструкция ПС 35/10 кВ Малиновка

ПС 35/10 кВ Малиновка была введена в эксплуатацию в 2006 году. Она была построена в рамках областной программы развития животноводства и птицеводства для обеспечения электроэнергией площадок птицефабрики и завода по убою и комплексной переработке мяса птицы агропромышленного холдинга "БЭЗРК - Белгранкорм".

На ПС установлены два силовых трансформатора мощностью по 10 МВА.

Существующая нагрузка (на основании замеров режимного дня) составляет 13,5 МВА, резерв мощности для технологического присоединения отсутствует (дефицит составляет 0,6 МВА). В настоящее время мощность по актам об осуществлении технологического присоединения составляет 8,5 МВт, а мощность по договорам об осуществлении технологического присоединения, находящимся на исполнении, - 7,5 МВт. Перспективный дефицит мощности составляет 13,57 МВА.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Малиновка необходима для ликвидации существующего дефицита мощности и исполнения договорных обязательств, однако существующая сеть 35 кВ не позволяет установить трансформаторы большей мощности. Перевод ПС на класс напряжения 110/35/10 кВ позволит увеличить ее пропускную способность, удовлетворить спрос потребителей на электроэнергию и повысить надежность. Под надежностью электрической сети (или ее участка) понимается способность осуществлять передачу и распределение требуемого количества электроэнергии без ухудшения ее качества от источников к потребителям в соответствии с заданным графиком нагрузки.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Малиновка предусматривает строительство на новой площадке ПС 110/35/10 кВ с двумя силовыми трансформаторами мощностью 2x16 МВА с выделением их мощности на нагрузки по напряжению 10 и 35 кВ.

На первом этапе реконструкции подключение ПС 110/35/10 кВ Малиновка будет выполнено в рассечку существующей ВЛ 110 кВ Томаровка - Готня.

Для дальнейшего развития схемы сети 110 кВ предлагается строительство ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Малиновка - Красная Яруга и восстановление ВЛ 110 кВ Томаровка - Готня. Строительство ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Малиновка - Красная Яруга повышает надежность электроснабжения потребителей юго-западного энергорайона Белгородской области и устраняет риски аварийного снижения напряжения и срабатывания АОСН, связанные с одновременным отключением ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1, 2.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2017 году.

4.6.11. Реконструкция ПС 110/10 кВ Западная

ПС 110/10 кВ Западная с двумя силовыми трансформаторами мощностью 2x16 МВА была введена в эксплуатацию в 1986 году. Основная масса оборудования ЗРУ 10 кВ и ОРУ 110 кВ, строительных конструкций выработала свой ресурс. Устаревшее оборудование не позволяет выполнять требования повышения надежности электроснабжения.

ПС осуществляет электроснабжение потребителей юго-западного и части центрального районов г. Белгорода, среди которых: НИУ "БелГУ", Учебно-спортивный комплекс имени Светланы Хоркиной, котельная "Западная", тяговые подстанции МУП "Городской пассажирский транспорт", жилой комплекс "Новая высота", общеобразовательные и дошкольные учреждения, торговые и офисные центры, а также микрорайоны массовой индивидуальной жилищной застройки "Юго-Западный" и "Юго-Западный-2".

Существующая нагрузка (на основании замеров режимного дня) составляет 19,2 МВА, резерв мощности для технологического присоединения отсутствует (дефицит составляет 0,24 МВА). В настоящее время мощность по актам об осуществлении технологического присоединения составляет 24,24 МВт, а присоединяемая мощность по договорам об осуществлении технологического присоединения, находящимся на исполнении, - 2,5 МВт. Перспективный дефицит мощности составляет 13,46 МВА.

Реконструкция ПС 110/10 кВ Западная необходима для ликвидации существующего дефицита мощности и исполнения договорных обязательств, позволит увеличить ее пропускную способность, удовлетворить спрос потребителей на электроэнергию и повысить надежность.

Реконструкция ПС 110/10 кВ Западная предусматривает перевод ее на класс напряжения 110/10/6 кВ с заменой двух трансформаторов на трансформаторы мощностью по 25 МВА, замену масляных выключателей 10 кВ, замену разъединителей 110 кВ, реконструкцию строительной части, оборудования ТМ и АСДУ.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2018 году.

4.6.12. Строительство ПС 110/10 кВ Ватутинская

Строительство новой ПС 110/10 кВ Ватутинская обусловлено исполнением обязательств ПАО "МРСК Центра" перед Департаментом строительства Министерства обороны Российской Федерации по договору об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям N 41277074/3100 (N 1618187375082594164000000) от 15 декабря 2016 года.

Предусматривается строительство ПС напряжением 110/10 кВ с двумя силовыми трансформаторами мощностью 6,3 МВА каждый.

Подключение ПС 110/10 кВ Ватутинская будет выполнено к существующей ВЛ 110 кВ Валуйки - Волоконовка со строительством двухцепного захода ВЛ 110 кВ.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" строительства данной ПС и двухцепного захода ВЛ 110 кВ в 2018 году.

4.6.13. Строительство ПС 110/10 кВ Котел-110

Строительство новой ПС 110/10 кВ Котел-110 обусловлено исполнением обязательств ПАО "МРСК Центра" перед ООО "Оскольский тепличный комбинат" и ООО "Вагонно-колесная мастерская" по договорам об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям.

Строительство ПС необходимо для электроснабжения тепличного комбината по выращиванию овощей закрытого грунта максимальной мощностью 8,0 МВт и вагонно-колесной мастерской максимальной мощностью 15,0 МВт.

Предусматривается строительство ПС напряжением 110/10 кВ с двумя силовыми трансформаторами мощностью 25 МВА каждый.

Подключение ПС 110/10 кВ Котел-110 будет выполнено от ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Голофеевка со строительством двух ВЛ 110 кВ и реконструкцией ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Голофеевка с установкой двух линейных ячеек 110 кВ.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра", реконструкции ПС 110 кВ Голофеевка, строительства данной ПС и двух ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Голофеевка до ПС 110 кВ ВКМ в 2018 году.

4.6.14. Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Грайворон

ПС 110/35/10 кВ Грайворон была введена в эксплуатацию в 1961 году, в настоящее время на ПС установлены два силовых трансформатора мощностью 2x16 МВА. Силовые трансформаторы находятся в эксплуатации с 1969 года, срок эксплуатации превысил допустимый, оборудование физически и морально устарело.

Существующая нагрузка (на основании замеров режимного дня) составляет 18,68 МВА, резерв мощности для технологического присоединения составляет 9,26 МВА. В настоящее время мощность по актам об осуществлении технологического присоединения составляет 11,5 МВт, а мощность по договорам об осуществлении технологического присоединения, находящимся на исполнении, - 1,86 МВт. Перспективный дефицит мощности составляет 9,56 МВА.

Сегодня ПС 110/35/10 кВ Грайворон является основным источником электроснабжения потребителей Грайворонского района и связующим звеном между Краснояружским, Грайворонским и Борисовским районами. Помимо населения и социальных объектов от нее запитаны такие предприятия агропромышленного комплекса, как ООО "Сахарный завод Большевик" с. Головчино Грайворонского района, ЗАО "Краснояружский Бройлер" п. Красная Яруга и ООО "Грайворонская молочная компания" г. Грайворон.

Реконструкцией ПС 110/35/10 кВ Грайворон предусматривается замена двух силовых трансформаторов 110/35/10 кВ мощностью 2x16 МВА на трансформаторы 2x32 МВА.

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Грайворон необходима для ликвидации перспективного дефицита мощности и исполнения договорных обязательств, позволит увеличить ее пропускную способность, удовлетворить спрос потребителей на электроэнергию и заменить морально устаревшее оборудование в связи с его значительным физическим износом.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2018 году.

4.6.15. Комплексная реконструкция ПС 110/6 кВ Авторемзавод

Основанием для реализации проекта является необходимость выполнения требований нормативно-технической документации. ПС построена в 1990 году, основная масса оборудования ОРУ 110 кВ, строительных конструкций выработала свой ресурс. Устаревшее оборудование не позволяет выполнять требования повышения надежности. В 2012 году на ПС 110 кВ Авторемзавод произошла авария, в результате которой вышло из строя все оборудование ЗРУ 6 кВ, в результате была произведена реконструкция ЗРУ 6 кВ.

Замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые с микропроцессорными защитами и разъединителей 110 кВ позволит снизить вероятность появления повреждений и тем самым повысить надежность питания потребителей. Также реконструкция позволит провести анализ возможных аварийных ситуаций в системе, скорректировать схему и режим системы по условиям надежности, восстановления работы электроснабжения после системных аварий, обеспечения требуемого уровня безопасности работы системы. Позволит определить оптимальные перетоки мощности по линиям электропередачи и выполнять проверку допустимости разрешения ремонтных заявок.

Реконструкция ПС 110/6 кВ Авторемзавод включена в целевую программу повышения надежности, утвержденную приказом ОАО "МРСК Центра" от 22 сентября 2010 года N 292-ЦА "О реализации Целевой программы повышения надежности".

Проектом предусматривается реконструкция ПС 110/6 кВ Авторемзавод: замена МВ 110 кВ, замена разъединителей 110 кВ, замена панелей РЗА, оборудования ТМ и АСДУ, реконструкция строительной части ОРУ 110 кВ, в целях замены морально устаревшего оборудования в связи с его значительным физическим износом.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2018 году.

4.6.16. Комплексная реконструкция

ПС 110/35/10 кВ Александровка

Оборудование ПС 110/35/10 кВ Александровка находится в эксплуатации с 1981 года, износ оборудования составляет около 60 процентов. Оборудование 35 кВ, установленное на ПС 110/35/10 кВ Александровка, выработало свой механический ресурс, физически и морально устарело и не соответствует требованиям технической политики ПАО "МРСК Центра".

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Александровка включена в целевую программу повышения надежности, утвержденную приказом ОАО "МРСК Центра" от 22 сентября 2010 года N 292-ЦА "О реализации Целевой программы повышения надежности".

От подстанций 35 кВ, подключенных к ПС 110/35/10 кВ Александровка, осуществляется электроснабжение агропромышленных предприятий, бытовых и сельскохозяйственных потребителей Прохоровского района Белгородской области.

Проект направлен на замену на ПС 110/35/10 кВ Александровка морально и физически устаревшего оборудования - масляных выключателей 35 кВ на элегазовые, монтаж новой ячейки 35 кВ для подключения проектируемой ВЛ 35 кВ Александровка - Гостищево.

Основная цель и задачи - это снижение повреждаемости оборудования 35 кВ на ПС 110/35/10 кВ Александровка, замена морально устаревшего оборудования в связи с его значительным физическим износом, снижение затрат на эксплуатацию оборудования.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2018 году.

4.6.17. Комплексная реконструкция ПС 110/35/10 кВ Борисовка

Оборудование ПС 110/35 кВ Борисовка находится в эксплуатации с 1985 года, износ оборудования составляет около 55 процентов. Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Борисовка включена в целевую программу повышения надежности, утвержденную приказом ОАО "МРСК Центра" от 22 сентября 2010 года N 292-ЦА "О реализации Целевой программы повышения надежности".

От данной подстанции осуществляется электроснабжение крупных агро- и промышленных предприятий, бытовых и сельскохозяйственных потребителей Борисовского района Белгородской области, отключение которых приведет к денежным затратам в связи с недоотпуском электроэнергии, возможным исковым ущербам, политическим и социальным рискам.

Основная цель и задачи - это снижение повреждаемости оборудования 110 кВ на ПС 110/35/10 кВ Борисовка, замена морально устаревшего оборудования в связи с его значительным физическим износом, снижение затрат на возмещение ущерба от недоотпуска электроэнергии и затрат на эксплуатацию оборудования.

Реконструкция ПС 110 кВ Борисовка предусматривает замену масляных выключателей 110 кВ на элегазовые, замену разъединителей 110 кВ, замену панелей РЗА, оборудования ТМ и АСДУ, реконструкцию строительной части ОРУ 110 кВ, в целях повышения надежности электроснабжения.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2018 году.

4.6.18. Комплексная реконструкция ПС 110/10 кВ Готня

ПС 110/10 кВ Готня построена в 1985 году, основная масса оборудования РУ 10 кВ и ОРУ 110 кВ, строительных конструкций выработала свой ресурс. Устаревшее оборудование не позволяет выполнять требования повышения надежности.

Реконструкция ПС 110/10 кВ Готня предусматривает: замену МВ 10 кВ на вакуумные и МВ 110 кВ на элегазовые, замену разъединителей 110 кВ, замену панелей РЗА, оборудования ТМ и АСДУ, реконструкцию строительной части, в целях замены морально устаревшего оборудования в связи с его значительным физическим износом.

Замена масляных выключателей 10 кВ на вакуумные и масляных выключателей 110 кВ на элегазовые с микропроцессорными защитами и разъединителей 110 кВ позволит снизить вероятность появления повреждений и тем самым повысить надежность питания потребителей. Также реконструкция позволит провести анализ возможных аварийных ситуаций в системе, скорректировать схему и режим системы по условиям надежности, восстановления работы электроснабжения после системных аварий, обеспечения требуемого уровня безопасности работы системы. Позволит определить оптимальные перетоки мощности по линиям электропередачи и выполнять проверку допустимости разрешения ремонтных заявок.

Основанием реконструкции ПС 110/10 кВ Готня является целевая программа повышения надежности, утвержденная приказом ОАО "МРСК Центра" от 22 сентября 2010 года N 292-ЦА "О реализации Целевой программы повышения надежности".

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2018 году.

4.6.19. Комплексная реконструкция ПС 110/35/6 кВ Журавлики

Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Журавлики предполагает замену морально и физически устаревшего оборудования - масляных выключателей 35 кВ на элегазовые, замену измерительных трансформаторов тока и устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ.

От подстанций 35 кВ, подключенных к ПС 110/35/6 кВ Журавлики, осуществляется электроснабжение крупных промышленных потребителей, бытовых и сельскохозяйственных потребителей Губкинского района Белгородской области.

Основная цель и задачи - это снижение повреждаемости оборудования 35 кВ, замена морально устаревшего оборудования в связи с его значительным физическим износом, снижение затрат на возмещение ущерба от недоотпуска электроэнергии и затрат на эксплуатацию оборудования.

Основанием реконструкции ПС 110/35/6 кВ Журавлики является целевая программа повышения надежности, утвержденная приказом ОАО "МРСК Центра" от 22 сентября 2010 года N 292-ЦА "О реализации Целевой программы повышения надежности".

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2018 году.

4.6.20. Реконструкция ПС 110/10 кВ Майская и строительство

КЛ 35 кВ Майская - Таврово, Майская - Новая Деревня

ПС 110/10/10 кВ Майская была введена в эксплуатацию в 2009 году в соответствии с Соглашением о взаимодействии правительства Белгородской области и РАО "ЕЭС России" по развитию энергетической системы и обеспечению надежного электроснабжения потребителей Белгородской области от 20 сентября 2007 года N 31/10.

ПС осуществляет электроснабжение порядка 26 тысяч потребителей южного микрорайона г. Белгорода, п. Майский, с. Репное, с. Новая Деревня Белгородского района.

В настоящее время на ПС установлены два силовых трансформатора мощностью 2x40 МВА.

Реконструкция ПС 110/10/10 кВ Майская необходима для снижения загрузки силовых трансформаторов на ПС 110/35/6 кВ Восточная ориентировочно на 13,2 МВт (в 2013 году установлены 2x40 МВА, суммарная загрузка 50,28 МВА - 16 декабря 2015 года), существующий резерв мощности на которой составляет 5,18 МВА, а перспективный дефицит мощности для технологического присоединения - 47,3 МВА.

Кроме того, перевод ПС на класс напряжения 110/35/10 кВ позволит исключить риски выхода параметров режимов за допустимые границы и повысить надежность электроснабжения потребителей, запитанных от ПС 35/10 кВ Таврово и ПС 35/10 кВ Новая Деревня.

ПС 35/10 кВ Таврово является центром питания, от которого осуществляется электроснабжение таких потребителей Белгородского района, как ООО "Альпика", завод ТАО "Спектр", общеобразовательные учреждения, развивающиеся микрорайоны ИЖС, котельные и др.

От ПС 35/10 кВ Новая Деревня запитаны социально значимые объекты и объекты АПК Белгородского района, такие как реабилитационный центр для детей и подростков с ограниченными возможностями, образовательные учреждения, котельные, очистные сооружения, станции обезжелезивания, птицефабрики ЗАО "Приосколье" и ЗАО ППР "Майский", ферма нетелей и др.

Проект предусматривает реконструкцию ПС 110/10 кВ Майская с заменой силовых трансформаторов на трансформаторы напряжением 110/35/10 кВ мощностью по 40 МВА и строительство двух КЛ 35 кВ: К Л 35 кВ Майская - Таврово и К Л 35 кВ Майская - Новая Деревня с изменением конфигурации сети 35 кВ (рисунок 4.3 - не приводится).

Проект позволит ввести новые мощности, повысить надежность и качество электроснабжения, расширить рынок сбыта электроэнергии.

Рисунок 4.3. Изменение схемы сети 35 кВ

после реконструкции ПС 110 кВ Майская

Рисунок не приводится.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2018 году.

4.6.21. Реконструкция ПС 110/10 кВ Коньшино

Реконструкция ПС предусматривает замену морально и физически устаревшего оборудования - масляных выключателей 110 кВ на элегазовые выключатели 110 кВ.

Основанием для реализации проекта является необходимость замены масляных выключателей в связи с тем, что они выработали свой механический ресурс, физически и морально устарели и не соответствует требованиям технической политики ПАО "МРСК Центра". Основная цель и задачи - это снижение повреждаемости сетей 110 кВ, замена морально устаревшего оборудования в связи с его значительным физическим износом.

Использование высокотехнологичного современного оборудования позволит снизить затраты на эксплуатацию подстанции до минимума, ограничиваясь только необходимым оперативным обслуживанием.

Управление оборудованием питающего центра будет производиться дистанционно из Центра управления сетями филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго", что существенно сократит время переключений, вывода оборудования в ремонт и ликвидацию аварийных режимов.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2019 году.

4.6.22. Комплексная реконструкция

ПС 110/10/10 кВ Промышленная

Реконструкция ПС 110/10/10 кВ Промышленная предусматривает: замену ОД-КЗ на элегазовые выключатели 110 кВ, разъединителей 110 кВ, ТН 110 кВ, установку нового ЗРУ 10 кВ и ОПУ в блочно-модульном здании, системы постоянного оперативного тока, устройств РЗА и оборудования ТМ и АСДУ.

Реконструкция ПС позволит снизить вероятность появления повреждений, а также провести анализ возможных аварийных ситуаций в системе, скорректировать схему и режим системы по условиям надежности, восстановления работы электроснабжения после системных аварий, обеспечения требуемого уровня безопасности работы системы. Позволит определить оптимальные перетоки мощности по линиям электропередачи и выполнять проверку допустимости разрешения ремонтных заявок.

Основанием реконструкции ПС 110/10/10 кВ Промышленная является целевая программа повышения надежности, утвержденная приказом ОАО "МРСК Центра" от 22 сентября 2010 года N 292-ЦА "О реализации Целевой программы повышения надежности".

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2019 году.

4.6.23. Комплексная реконструкция

ПС 110/35/10 кВ Архангельское

Оборудование ПС находится в эксплуатации с 1967 года, износ оборудования составляет порядка 64 процентов. На ПС установлены два силовых трансформатора мощностью 10 МВА м 16 МВА.

Существующая нагрузка (на основании замеров режимного дня) составляет 13,32 МВА, резерв мощности для технологического присоединения составляет 1,96 МВА. В настоящее время мощность по актам об осуществлении технологического присоединения составляет 16,36 МВт, а мощность по договорам об осуществлении технологического присоединения, находящимся на исполнении, - 3,28 МВт. Перспективный дефицит мощности составляет 14,95 МВА.

Установленное на ПС оборудование выработало свой механический ресурс, физически и морально устарело и не соответствует требованиям технической политики ПАО "МРСК Центра".

От данной подстанции осуществляется электроснабжение крупных промышленных потребителей, бытовых и сельскохозяйственных потребителей Старооскольского района Белгородской области.

Реконструкция направлена на замену одного силового трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА, морально и физически устаревшего оборудования - масляных выключателей 10 кВ на вакуумные выключатели, масляных выключателей 35 и 110 кВ на элегазовые, измерительных трансформаторов тока и устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ.

Основная цель и задачи - это ликвидация перспективного дефицита мощности, исполнение договорных обязательств, снижение повреждаемости оборудования 10, 35, 110 кВ, замена морально устаревшего оборудования в связи с его значительным физическим износом, снижение затрат на возмещение ущерба от недоотпуска электроэнергии и затрат на эксплуатацию оборудования.

Основанием реконструкции ПС 110/35/10 кВ Архангельское является целевая программа повышения надежности, утвержденная приказом ОАО "МРСК Центра" от 22 сентября 2010 года N 292-ЦА "О реализации Целевой программы повышения надежности".

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2019 году.

4.6.24. Комплексная реконструкция ПС 110/6 кВ Очистные

Реконструкция ПС 110/6 кВ Очистные предусматривает: замену масляных выключателей 6 кВ на вакуумные, замену измерительных трансформаторов тока и устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ.

Основная цель и задачи - это снижение повреждаемости оборудования 6 кВ, замена морально устаревшего оборудования в связи с его значительным физическим износом, снижение затрат на возмещение ущерба от недоотпуска электроэнергии и затрат на эксплуатацию оборудования.

Основанием реконструкции ПС 110/6 кВ Очистные является целевая программа повышения надежности, утвержденная приказом ОАО "МРСК Центра" от 22 сентября 2010 года N 292-ЦА "О реализации Целевой программы повышения надежности".

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2019 году.

4.6.25. Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Короча

ПС 110/35/10 кВ Короча была введена в эксплуатацию в 1982 году, в настоящее время на ПС установлены три силовых трансформатора мощностью 3x16 МВА. Схема нормального режима с установленными тремя силовыми трансформаторами не является типовой и в результате чего возникают проблемы по режимной и оперативной работе в прилегающей сети.

Оборудование КРУ 10 кВ, ОРУ 110, 35 кВ находится в эксплуатации с 1967 года, износ оборудования составляет порядка 50 процентов, оборудование КРУ 10 кВ и ОРУ 35 кВ выработало свой механический ресурс, физически и морально устарело. Строительная часть подстанции (фундаментные блоки, стойки под оборудование, портальные стойки и траверсы) находится в неудовлетворительном состоянии, имеет многочисленные сколы и трещины в бетоне, обнажение арматуры. Маслоприемные и маслосборное устройства требуют проведения комплексного ремонта.

Существующая нагрузка (на основании замеров режимного дня) составляет 30,38 МВА, резерв мощности для технологического присоединения составляет 9,11 МВА. В настоящее время мощность по актам об осуществлении технологического присоединения составляет 26,09 МВт, а мощность по договорам об осуществлении технологического присоединения, находящимся на исполнении, - 3,15 МВт. Перспективный дефицит мощности составляет 14,61 МВА.

Данная ПС 110 является основным центром питания, от которого осуществляется электроснабжение крупных агропромышленных и социально значимых потребителей, среди которых ЗАО "Свинокомплекс "Короча" (мясоперерабатывающий завод ГК "Мираторг"), свинокомплекс "Ивановский", птицефабрика ОАО "Русь", Корочанская ЦРБ, очистные сооружения, ОВД, ветсанутильзавод, детские сады и школы, котельные, а также бытовых потребителей Корочанского района численностью 18 тысяч человек.

Основанием для реконструкции является необходимость выполнения требований нормативно-технической документации и технической политики. Реконструкция позволит привести схему подстанции в соответствие с типовой и заменить морально и физически устаревшее оборудование.

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Короча предусматривает перемещение ПС на новую площадку, установку двух силовых трансформаторов мощностью 2x40 МВА, изменение схем ОРУ 110 и 35 кВ, РУ 10 кВ, замену измерительных трансформаторов тока и устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ. Проект позволит ввести новые мощности, заменить морально устаревшеее оборудование в связи с его значительным физическим износом, расширить рынок сбыта электроэнергии.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2019 году.

4.6.26. Реконструкция участков ВЛ 110 кВ

Шеино - Короча и ВЛ 110 кВ Короча - Скородное

Реконструкция данных участков ВЛ 110 кВ производится в связи с размещением ПС 110/35/10 кВ Короча на новой площадке.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данных участков ВЛ 110 кВ в 2019 году.

4.6.27. Релейная защита ПС 110/35/10 кВ Скородное

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Скородное предусматривает: замену измерительных трансформаторов тока и устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ в связи с изменением схемы ОРУ 110 и 35 кВ на ПС 110/35/10 кВ Короча.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2019 году.

4.6.28. Реконструкция ПС 110/6 кВ Строитель

ПС 110/6 кВ Строитель была введена в эксплуатацию в 1971 году, в настоящее время на ПС установлены два силовых трансформатора мощностью 2x15 МВА. Оборудование выработало свой механический ресурс, физически и морально устарело. Строительная часть подстанции (фундаментные блоки, стойки под оборудование, портальные стойки и траверсы) имеет многочисленные сколы и трещины в бетоне, обнажение арматуры. Маслоприемные и маслосборное устройства требуют проведения комплексного ремонта.

Существующая нагрузка (на основании замеров режимного дня) составляет 15,8 МВА, резерв мощности для технологического присоединения отсутствует (дефицит составляет 0,05 МВА). В настоящее время мощность по актам об осуществлении технологического присоединения составляет 11,93 МВт, а присоединяемая мощность по договорам технологического присоединения, находящимся на исполнении, - 1,34 МВт. Перспективный дефицит мощности составляет 8,65 МВА.

Реконструкция ПС 110/6 кВ Строитель необходима для ликвидации существующего и перспективного дефицита мощности, замены морально устаревшего оборудования в связи с его значительным физическим износом и исполнения договорных обязательств.

Реконструкция ПС 110/6 кВ Строитель предусматривает замену силовых трансформаторов на трансформаторы мощностью 25 МВА, перевод на класс напряжения 110/10/6 кВ, реконструкцию ОРУ 110 кВ с установкой элегазовых выключателей, ТТ и ТН 110 кВ с оптоволокном, монтаж нового ЗРУ 10 кВ, замену устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ, реконструкцию строительной части, а также использование цифровых технологий обмена информации и передачи сигналов.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2019 году.

4.6.29. Комплексная реконструкция ПС 110/10/6 кВ Южная

ПС 110/10/6 кВ Южная была введена в эксплуатацию в 1968 году, в настоящее время на ПС установлены два силовых трансформатора с расщепленными обмотками мощностью 2x40 МВА. Обмотки трансформаторов 6 и 10 кВ рассчитаны на половину номинальной мощности. Износ оборудования составляет порядка 70 процентов, оборудование выработало свой механический ресурс, физически и морально устарело и не соответствует требованиям надежности и технической политики ПАО "Россети". Строительная часть подстанции (фундаментные блоки, стойки под оборудование, портальные стойки и траверсы) находится в неудовлетворительном состоянии, имеет многочисленные сколы и трещины в бетоне, обнажение арматуры. Маслоприемные и маслосборное устройства находятся в неудовлетворительном состоянии.

Существующая нагрузка (на основании замеров режимного дня) составляет 44,08 МВА, резерв мощности для технологического присоединения отсутствует (дефицит составляет 2,08 МВА). В настоящее время мощность по актам об осуществлении технологического присоединения составляет 19,62 МВт, а мощность по договорам об осуществлении технологического присоединения, находящимся на исполнении, - 2,29 МВт. Перспективный дефицит мощности составляет 20,69 МВА.

Реконструкция ПС 110/10/6 кВ Южная необходима для ликвидации существующего и перспективного дефицита мощности, исполнения договорных обязательств, замены морально устаревшего оборудования в связи с его значительным физическим износом, расширения рынка сбыта электроэнергии.

Данная ПС является основным центром питания, от которого осуществляется электроснабжение промышленных и социально значимых потребителей, среди которых МУП "Белгородэлектротранспорт", бизнес-пространство "Контакт", ОГБУЗ "Детская областная клиническая больница", ОГБУЗ "Городская больница N 2 г. Белгорода", ОГБУЗ "Городская поликлиника N 6 города Белгорода", поликлиника УВД Белгородской области, областной военный комиссариат, Белгородский государственный технологический университет им. В.Г.Шухова, Дворец спорта "Космос", гипермаркет "Линия", детские сады и школы, котельные, а также бытовые потребители микрорайонов Харьковской горы с числом жителей порядка 96 тысяч человек.

Реконструкция ПС 110/10/6 кВ Южная предусматривает строительство многоэтажного капитального здания для размещения оборудования КРУЭ 110 кВ, установку двух дополнительных силовых трансформаторов мощностью 2x25 МВА, замену существующих трансформаторов 2x40 МВА с выделением их мощности на нагрузки по напряжению 6 и 10 кВ, строительство новых ЗРУ 6 и 10 кВ, установку микропроцессорных панелей РЗА, замену оборудования ТМ и АСДУ.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2020 году.

4.6.30. Реконструкция заходов ВЛ 110 кВ

на ПС 110/10/6 кВ Южная

Реконструкция данных заходов ВЛ 110 кВ производится в связи с монтажом КРУЭ 110 кВ на ПС 110/10/6 кВ Южная. Реконструкция предусматривает изменение конструктивного исполнения заходов ЛЭП 110 кВ в здание КРУЭ 110 кВ (воздушно-кабельные заходы 110 кВ).

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции заходов ВЛ 110 кВ в 2020 году.

4.6.31. Реконструкция ВЛ 110 кВ

Губкин - Старый Оскол Тяговая

Данная ВЛ 110 кВ находится в эксплуатации с 1968 года, в 1985 году подвергалась воздействию гололеда. Опоры выработали свой механический ресурс и не соответствуют нормам эксплуатации по несущей способности и габаритным размерам, с подвесной изоляцией и грозотросом, подвергшемся коррозии сверх нормы, выработавшими свой механический ресурс. Техническое состояние ВЛ оценивается как неудовлетворительное. Реализация проекта позволит заменить морально устаревшее оборудование в связи с его значительным физическим износом.

Повреждения на ВЛ могут привести к погашению центров питания: ПС 330 кВ Губкин, ПС 110 кВ Старый Оскол Тяговая, что вызовет исковые заявления о возмещении ущербов крупным промышленным потребителям, приведет к политическим и социальным рискам.

При реконструкции на ВЛ 110 кВ будет произведена замена опор (на стальные многогранные), грозотроса, провода и подвесной изоляции.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ВЛ 110 кВ в 2020 году.

4.6.32. Реконструкция ВЛ 110 кВ Н. Оскол - В. Покровка

Предпосылкой реализации проекта является необходимость реконструкции ВЛ 110 кВ, находящихся в эксплуатации с 1967 года, с опорами, выработавшими свой механический ресурс и не соответствующими нормам эксплуатации по несущей способности и габаритным размерам, с подвесной изоляцией, выработавшей свой механический ресурс и не соответствующей нормам эксплуатации, с грозотросом, подвергшемся коррозии сверх нормы. Техническое состояние ВЛ оценивается как неудовлетворительное. Реализация проекта позволит заменить морально устаревшее оборудование в связи с его значительным физическим износом.

Повреждения на ВЛ могут привести к погашению центров питания Белгородской области, что вызовет исковые заявления о возмещении ущербов крупным промышленным потребителям, приведет к политическим и социальным рискам.

При осуществлении реконструкции на ВЛ 110 кВ будет произведена замена опор, грозотроса, провода и подвесной изоляции.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ВЛ 110 кВ в 2020 году.

4.6.33. Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Старый Оскол-1

ПС 110/35/6 кВ Старый Оскол-1 была введена в эксплуатацию в 1966 году. Износ оборудования составляет около 70 процентов. На ПС установлены три силовых трансформатора 25+25+20 МВА. Схема нормального режима с установленными тремя силовыми трансформаторами не является типовой и в результате чего возникают проблемы по режимной и оперативной работе в прилегающей сети.

Основанием для реконструкции является необходимость выполнения требований нормативно-технической документации и технической политики. Реконструкция позволит привести схему подстанции в соответствие с типовой и заменить морально и физически устаревшее оборудование.

Реконструкция ПС 110/35/6 Старый Оскол-1 предусматривает изменение схемы ОРУ 110 и 35, ЗРУ 6 кВ, реконструкцию строительной части, демонтаж одного силового трансформатора мощностью 20 МВА, замену приводов РПН силовых трансформаторов, панелей РЗА, оборудования ТМ и АСДУ, замену АКБ в целях замены морально устаревшего оборудования в связи с его значительным физическим износом.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции ПС в 2021 году.

4.6.34. Реконструкция ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка

Основанием реализации проекта является необходимость реконструкции ВЛ 110 кВ, находящихся в эксплуатации с 1968 года, с опорами, выработавшими свой механический ресурс и не соответствующими нормам эксплуатации по несущей способности и габаритным размерам, с подвесной изоляцией, выработавшей свой механический ресурс и не соответствующей нормам эксплуатации, с грозотросом, подвергшимся коррозии сверх нормы. Реализация проекта позволит заменить морально устаревшее оборудование в связи с его значительным физическим износом.

При осуществлении реконструкции на ВЛ 110 кВ будет произведена замена опор, грозотроса, провода и подвесной изоляции.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ВЛ 110 кВ в 2021 году.

4.6.35. Реконструкция ВЛ 110 кВ Старый

Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна

Основанием реализации проекта является необходимость реконструкции ВЛ 110 кВ, находящихся в эксплуатации с 1964 года, с опорами, выработавшими свой механический ресурс и не соответствующими нормам эксплуатации по несущей способности и габаритным размерам, с подвесной изоляцией, выработавшей свой механический ресурс и не соответствующей нормам эксплуатации, с грозотросом, подвергшимся коррозии сверх нормы. Реализация проекта позволит заменить морально устаревшее оборудование в связи с его значительным физическим износом.

При осуществлении реконструкции на ВЛ 110 кВ будет произведена замена опор, грозотроса, провода и подвесной изоляции.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ВЛ 110 кВ в 2021 году.

4.6.36. Реконструкция ВЛ 110 кВ

Старый Оскол-500 - Центральная

Основанием реализации проекта является необходимость реконструкции ВЛ 110 кВ, находящихся в эксплуатации с 1977 года, с опорами, выработавшими свой механический ресурс и не соответствующими нормам эксплуатации по несущей способности и габаритным размерам. Техническое состояние ВЛ оценивается как неудовлетворительное. Реконструкция ВЛ 110 кВ предполагает замену физически и морально устаревших опор.

Реализация проекта позволит заменить морально устаревшее оборудование в связи с его значительным физическим износом.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ВЛ 110 кВ в 2021 году.

4.6.37. Реконструкция ВЛ 110 кВ Белгород-330 - Луч

Предпосылкой реализации проекта является необходимость реконструкции ВЛ 110 кВ, находящихся в эксплуатации с 1968 года, с опорами, выработавшими свой механический ресурс и не соответствующими нормам эксплуатации по несущей способности и габаритным размерам, необходимость замены грозозащитного троса, подвергшегося коррозии сверх нормы и выработавшего свой механический ресурс. Основная цель и задачи - это снижение повреждаемости сетей 110 кВ, увеличение надежности работы сети. Реализация проекта позволит заменить морально устаревшее оборудование в связи с его значительным физическим износом.

При осуществлении проекта на ВЛ 110 кВ будет произведена замена опор (на стальные многогранные), оцинкованного грозотроса, провода и подвесной изоляции.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ВЛ 110 кВ в 2021 году.

4.6.38. Строительство ВЛ 110 кВ

Фрунзенская - Малиновка - Красная Яруга

Проект "Строительство ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Малиновка - Красная Яруга" с монтажом ячейки 110 кВ на ПС 330 кВ Фрунзенская предусматривает строительство ВЛ 110 кВ ориентировочной протяженностью 70 км для повышения уровня напряжения в нормальных и особенно в аварийных режимах на ПС 110 кВ юго-западного энергорайона: Ивня, Ракитное, Красная Яруга, Готня, Малиновка, Томаровка, Борисовка, Грайворон.

Электроснабжение юго-западной части области выполнено по трем ВЛ 110 кВ:

- Фрунзенская - Томаровка N 1;

- Фрунзенская - Томаровка N 2;

- Белгород - Рудник цепь N 1 с отпайками.

В связи с раздельной работой ЕНЭС России (ноябрь 1999 года) и Украины резко снизилась надежность и качество электроснабжения юго-западного района Белгородской области. Для обеспечения надежности и качества электроснабжения юго-западного энергорайона Белгородской области введена в эксплуатацию в 2006 году ПС 330 кВ Фрунзенская.

На шинах 110 кВ ПС юго-западного энергорайона (Ивня, Ракитное, Красная Яруга, Готня, Малиновка, Томаровка, Борисовка, Грайворон) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1 при выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2 уровни напряжения снижены более чем на 10 процентов.

В таблице 4.11 приведены уровни напряжения на шинах 110 кВ ПС юго-западного энергорайона.

Таблица 4.11

Уровни напряжения на шинах 110 кВ ПС

юго-западного энергорайона

Наименование ПС

Режим

аварийное отключение АТ-1 при выведенном в ремонт АТ-2 на ПС 330 кВ Фрунзенская

аварийное отключение ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 1 при выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Томаровка N 2

U, кВ

U, кВ

Ивня

103,75

6,25

5,7

89,78

20,22

18,4

Ракитное

102,10

7,90

7,2

70,05

39,95

36,3

Красная Яруга

102,08

7,92

7,2

65,78

44,22

40,2

Готня

102,46

7,54

6,9

63,68

46,32

42,1

Малиновка

103,75

6,25

5,7

61,43

48,57

44,2

Томаровка

107,05

2,95

2,7

60,47

49,53

45,0

Борисовка

104,56

5,44

4,9

60,63

49,37

44,9

Грайворон

102,41

7,59

6,9

62,03

47,97

43,6

При прогнозируемом уровне нагрузок 2018 - 2022 годов вышеперечисленные недостатки сети 110 кВ только усиливаются. Для устранения перечисленных недостатков сети 110 кВ и обеспечения электроснабжения намечаемых к сооружению новых промышленных предприятий, потребителей коммунально-бытового сектора, развивающихся потребителей агропромышленного комплекса, а также для повышения надежности и качества электрической энергии были рассмотрены возможные варианты развития сети 110 кВ.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" строительства ВЛ 110 кВ в 2021 году.

Основная цель и задачи - это снижение повреждаемости сетей 110 кВ, увеличение надежности работы сети. Реализация проекта позволит исключить риски выхода параметров режимов за допустимые границы.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" строительства ВЛ 110 кВ в 2022 году.

4.6.39. Реконструкция ВЛ 110 кВ Голофеевка - Коньшино

Предпосылкой реализации проекта является необходимость реконструкции ВЛ 110 кВ, находящихся в эксплуатации с 1977 года, с опорами, выработавшими свой механический ресурс и не соответствующими нормам эксплуатации по несущей способности и габаритным размерам, необходимость замены грозозащитного троса, подвергшегося коррозии сверх нормы и выработавшего свой механический ресурс. Основная цель и задачи - это снижение повреждаемости сетей 110 кВ, увеличение надежности работы сети. Реализация проекта позволит заменить морально устаревшее оборудование в связи с его значительным физическим износом.

При осуществлении проекта на ВЛ 110 кВ будет произведена замена опор, оцинкованного грозотроса, провода и подвесной изоляции.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции ВЛ 110 кВ в 2022 году.

4.6.40. Реконструкция ВЛ 110 кВ ГТУ ТЭЦ Луч - Черемошное

Предпосылкой реализации проекта является необходимость реконструкции ВЛ 110 кВ, находящихся в эксплуатации с 1968 года, с опорами, выработавшими свой механический ресурс и не соответствующими нормам эксплуатации по несущей способности и габаритным размерам, необходимость замены грозозащитного троса, подвергшегося коррозии сверх нормы и выработавшего свой механический ресурс. Основная цель и задачи - это снижение повреждаемости сетей 110 кВ, увеличение надежности работы сети. Реализация проекта позволит заменить морально устаревшее оборудование в связи с его значительным физическим износом.

При осуществлении проекта на ВЛ 110 кВ будет произведена замена опор, оцинкованного грозотроса, провода и подвесной изоляции.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции ВЛ 110 кВ в 2022 году.

4.6.41. Реконструкция участка ВЛ 35 кВ Борисовка - Зозули

Основанием для реконструкции служит протокол поручений Губернатора Белгородской области от 6 июня 2014 года. Проект направлен на обеспечение безопасности жителей, на исключение рисков выхода параметров режимов за допустимые границы.

Реконструкция участка ВЛ 35 кВ Борисовка - Зозули необходима для выноса участка воздушной линии с территории Борисовского психоневрологического диспансера, с переводом участка ВЛ в КЛ 35 кВ.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции участка ВЛ 35 кВ в 2017 году.

4.6.42. Комплексная реконструкция ПС 35/10 кВ Белянка

ПС 35/10 кВ Белянка была введена в эксплуатацию в 1974 году, износ оборудования составляет около 67 процентов. В настоящее время на ПС установлены два силовых трансформатора мощностью 2,5 и 4 МВА. Оборудование выработало свой механический ресурс, физически и морально устарело. Строительная часть подстанции (фундаментные блоки, стойки под оборудование, портальные стойки и траверсы) имеет многочисленные сколы и трещины в бетоне, обнажение арматуры. Маслоприемные и маслосборное устройства требуют проведения комплексного ремонта.

Существующая нагрузка (на основании замеров режимного дня) составляет 2,73 МВА, резерв мощности для технологического присоединения составляет 1,56 МВА. В настоящее время мощность по актам об осуществлении технологического присоединения составляет 1,31 МВт, а мощность по договорам об осуществлении технологического присоединения, находящимся на исполнении, - 2,55 МВт. Перспективный дефицит мощности составляет 3,41 МВА.

Основанием реконструкции ПС 35/10 кВ Белянка является целевая программа повышения надежности, утвержденная приказом ОАО "МРСК Центра" от 22 сентября 2010 года N 292-ЦА "О реализации Целевой программы повышения надежности", а также ликвидация перспективного дефицита мощности и исполнение договорных обязательств.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Белянка предусматривает размещение ПС на новой площадке, монтаж двух силовых трансформаторов мощностью по 6,3 МВА, замену масляных выключателей 10 кВ на вакуумные выключатели, масляных выключателей 35 кВ на элегазовые, разъединителей 35 кВ на разъединители с моторными приводами, замену устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ, установку устройств постоянного оперативного тока.

Реализация проекта позволит заменить морально устаревшее оборудование в связи с его значительным физическим износом, исключить риски выхода параметров режимов за допустимые границы.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ПС в 2017 году.

4.6.43. Реконструкция ВЛ 35 кВ Восточная - Таврово

с заходами на ПС 35/6 кВ Земснаряд

Предпосылкой реализации проекта является необходимость реконструкции ВЛ 35 кВ, находящихся в эксплуатации с 1981 года, с опорами, выработавшими свой механический ресурс и не соответствующими нормам эксплуатации по несущей способности и габаритным размерам, с подвесной изоляцией, выработавшей свой механический ресурс и не соответствующей нормам эксплуатации, с грозотросом, подвергшемся коррозии сверх нормы. Техническое состояние ВЛ оценивается как неудовлетворительное. Реконструкция ВЛ 35 кВ Восточная - Таврово с заходами на ПС 35/6 кВ Земснаряд необходима для выноса участка воздушной линии с территории жилых микрорайонов, с переводом участка ВЛ в КЛ 35 кВ и прокладкой ВОЛС.

Проект направлен на обеспечение безопасности жителей, на исключение рисков выхода параметров режимов за допустимые границы.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данных ВЛ 35 кВ в 2017 году.

4.6.44. Строительство ВЛ 35 кВ Александровка - Гостищево

Проект направлен на строительство ВЛ 35 кВ Александровка - Гостищево с реконструкцией ПС 35/10 кВ Гостищево, которая имеет одно питание.

Строительство ВЛ 35 кВ обеспечивает вторым источником электроснабжения ПС 35/10 кВ Гостищево, которая предназначена для электроснабжения социально значимых объектов: котельных, школ и детских садов с. Гостищево, Кривцово, Терновка, Шопино, Геронтологического медицинского центра с. Гостищево, а также промышленных и сельскохозяйственных предприятий: кирпичный завод, Свинокомплекс "Ивановский", объекты молочной компании "Зеленая долина". Подстанция на сегодня имеет один источник электроснабжения - ВЛ 35 кВ Беломестное - Гостищево. При отключении данной ВЛ 35 кВ все потребители (максимальной мощностью 3,85 МВА) от данной ПС будут обесточены.

Строительство ВЛ 35 кВ Александровка - Гостищево позволит исключить риски выхода параметров режимов за допустимые границы.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" строительства данной ВЛ 35 кВ в 2017 году.

4.6.45. Строительство КЛ 35 кВ Муром - Новая Таволжанка

ПС 35/10 кВ Муром и Новая Таволжанка имеют одно питание по сети 35 кВ, что не обеспечивает надежность электроснабжения потребителей 1 и 2 категории надежности электроснабжения.

ПС осуществляют электроснабжение потребителей Шебекинского района, среди которых есть потребители 1 и 2 категории надежности электроснабжения: площадки ремонтного молодняка и родительского стада птицефабрики ОАО "Загорье", птицеводческие комплексы ООО "Белая птица - Белгород" и ООО "Белгранкорм", комбикормовый завод ООО "Белгородский бекон", культурно-досуговый центр Муромского сельского поселения, Новотаволжанская больница восстановительного лечения, госпиталь для ветеранов Великой Отечественной войны, лечебно-профилактический корпус базы отдыха НИУ "БелГУ", гостиничный комплекс "Две реки", котельные, общеобразовательные школы и дошкольные учреждения.

Реализация проекта позволит исключить риски выхода параметров режимов за допустимые границы, обеспечит сокращение аварийных отключений электрической энергии, качественную и бесперебойную передачу электрической энергии существующим потребителям.

Проект направлен на строительство КЛ 35 кВ Муром - Новая Таволжанка.

Реализация проекта позволит обеспечить вторым источником электроснабжения ПС 35/10 кВ Муром и ПС 35/10 кВ Новая Таволжанка.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" строительства данной КЛ 35 кВ в 2017 году.

4.6.46. Реконструкция ПС 35/10 кВ Муром

Проект направлен на реконструкцию ПС 35/10 кВ Муром с монтажом второй очереди, которая является однотрансформаторной.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Муром предусматривает:

- установку силового трансформатора 2Т мощностью 2,5 МВА;

- реконструкцию РУ 10 кВ с установкой ячеек 2 секции шин 10 кВ с вакуумными выключателями, МП устройствами РЗА, трансформаторами напряжения 10 кВ с антирезонансными характеристиками, ОПН 10 кВ;

- реконструкцию ОРУ 35 кВ с установкой вводного выключателя 2Т и заменой существующих масляных выключателей 35 кВ, установку новых и замену существующих разъединителей 35 кВ на разъединители с моторным приводом и полимерной опорно-стержневой изоляцией, установкой трансформаторов напряжения 35 кВ с антирезонансными характеристиками, ОПН 35 кВ;

- реконструкцию защит трансформаторов 1Т и 2Т, ВЛ 35 кВ;

- монтаж блочно-контейнерного здания для размещения устройств РЗиА;

- телемеханики и связи;

- реконструкцию строительной части и ограждения ПС-35 кВ;

- окраску оборудования в соответствии с корпоративным стандартом.

Реализация проекта позволит предупредить аварийные отключения вследствие сверхнормативного срока службы оборудования, исключить риски выхода параметров режимов за допустимые границы.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции ПС 35 кВ в 2017 году.

4.6.47. Реконструкция ПС 35/10 кВ Новая Таволжанка

Проект направлен на реконструкцию ПС 35/10 кВ Новая Таволжанка со строительством линейной ячейки 35 кВ для подключения КЛ 35 кВ Муром - Новая Таволжанка.

Реализация проекта позволит исключить риски выхода параметров режимов за допустимые границы.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции ПС 35 кВ в 2017 году.

4.6.48. Реконструкция отпаек 35 кВ Завидовка - Малиновка

от опоры N 68-а ВЛ 35 кВ Завидовка - Венгеровка, Ракитное -

Малиновка от опоры N 125-а (с подвеской ВОЛС) ВЛ 35 кВ

Ракитное - Дмитриевка до ПС 110/35/10 кВ Малиновка

Проект направлен на реконструкцию отпаек ВЛ 35 кВ в связи с размещением ПС 110/35/10 кВ Малиновка на новом земельном участке и переводом ее на класс напряжения 110/35/10 кВ.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции ВЛ 35 кВ в 2017 году.

4.6.49. Реконструкция ВЛ 35 кВ Казацкая - Старый

Оскол-1 с отпайкой на ПС Старый Оскол-2

Данная ВЛ 35 кВ находится в эксплуатации с 1979 года. Опоры выработали свой механический ресурс и не соответствуют нормам эксплуатации по несущей способности и габаритным размерам, грозотрос подвергся коррозии сверх нормы.

Обоснованием реализации проекта является необходимость реализации политики инновационного развития, энергосбережения и повышения энергетической эффективности, внедрение перспективных технических решений при реконструкции и новом строительстве объектов электросетевого комплекса ПАО "МРСК Центра", исполнение приказа ПАО "МРСК Центра" от 30 июля 2015 года N 308-ЦА.

Реализация проекта позволит накопить опыт применения инновационного оборудования - композитных опор для воздушных линий электропередачи 35 кВ.

Реконструкция ВЛ 35 кВ предусматривает замену опор и линейной арматуры на двухцепном участке ВЛ 35 кВ. Проект направлен на замену морально устаревшего оборудования в связи с его значительным физическим износом.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ВЛ 35 кВ в 2018 году.

4.6.50. Реконструкция ПС 35/10 кВ Роговатое

Оборудование ПС 35/10 кВ Роговатое находится в эксплуатации с 1984 года, износ оборудования составляет около 60 процентов. Оборудование выработало свой механический ресурс, физически и морально устарело и не соответствует требованиям технической политики ПАО "МРСК Центра".

Основанием реконструкции ПС 35/10 кВ Роговатое является целевая программа повышения надежности, утвержденная приказом ОАО "МРСК-Центра" от 22 сентября 2010 года N 292-ЦА "О реализации Целевой программы повышения надежности".

Реконструкция ПС 35/10 кВ Роговатое предусматривает: замену масляных выключателей 35 кВ на элегазовые, замену измерительных трансформаторов тока и устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ.

Основная цель и задачи - это снижение повреждаемости оборудования 35 кВ, замена морально устаревшего оборудования в связи с его значительным физическим износом, снижение затрат на возмещение ущерба от недоотпуска электроэнергии и затрат на эксплуатацию оборудования.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции ПС в 2018 году.

4.6.51. Реконструкция ПС 35/10 кВ Н. Александровка

Оборудование ПС 35/10 кВ Н. Александровка находится в эксплуатации с 1967 года, износ оборудования составляет около 75 процентов. Оборудование ОРУ 35 кВ выработало свой механический ресурс, физически и морально устарело и не соответствует требованиям технической политики ПАО "МРСК Центра".

Основанием для реконструкции ПС 35/10 кВ Н. Александровка является целевая программа повышения надежности, утвержденная приказом ОАО "МРСК Центра" от 22 сентября 2010 года N 292-ЦА "О реализации Целевой программы повышения надежности".

Реконструкция ПС 35 кВ Н. Александровка предусматривает замену морально и физически устаревшего оборудования - масляных выключателей 35 кВ на элегазовые выключатели, разъединителей 35 кВ на разъединители с моторными приводами, замену измерительных трансформаторов тока и устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ, установку устройств постоянного оперативного тока.

Основная цель и задачи - это снижение повреждаемости оборудования 35 кВ, замена морально устаревшего оборудования в связи с его значительным физическим износом, снижение затрат на возмещение ущерба от недоотпуска электроэнергии и затрат на эксплуатацию оборудования.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции ПС в 2018 году.

4.6.52. Реконструкция ПС 35/10 кВ Шаховка

Оборудование ПС 35/10 кВ Шаховка находится в эксплуатации с 1984 года, износ оборудования составляет около 60 процентов. Оборудование ОРУ 35 кВ выработало свой механический ресурс, физически и морально устарело и не соответствует требованиям технической политики ПАО "МРСК Центра".

Основанием для реконструкции ПС 35/10 кВ Шаховка является целевая программа повышения надежности, утвержденная приказом ОАО "МРСК Центра" от 22 сентября 2010 года N 292-ЦА "О реализации Целевой программы повышения надежности".

Реконструкция ПС 35 кВ Н. Шаховка предусматривает замену морально и физически устаревшего оборудования - масляных выключателей 35 кВ на элегазовые выключатели, разъединителей 35 кВ на разъединители с моторными приводами, замену измерительных трансформаторов тока и устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ, установку устройств постоянного оперативного тока.

Основная цель и задачи - это снижение повреждаемости оборудования 35 кВ, замена морально устаревшего оборудования в связи с его значительным физическим износом, снижение затрат на возмещение ущерба от недоотпуска электроэнергии и затрат на эксплуатацию оборудования.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции ПС в 2018 году.

4.6.53. Реконструкция ВЛ 35 кВ Камызино - Сетище

Обоснованием реализации проекта является необходимость реконструкции ВЛ 35 кВ, находящихся в эксплуатации с 1968 года, с опорами, выработавшими свой механический ресурс и не соответствующими нормам эксплуатации по несущей способности и габаритным размерам, с подвесной изоляцией, выработавшей свой механический ресурс и не соответствующей нормам эксплуатации, с грозотросом, подвергшемся коррозии сверх нормы.

Реконструкция ВЛ 35 кВ предусматривает замену опор, провода, линейной изоляции и грозотроса.

Проект направлен на замену морально устаревшего оборудования в связи с его значительным физическим износом.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ВЛ 35 кВ в 2019 году.

4.6.54. Реконструкция участков ВЛ 35 кВ Короча - Ивица

цепь 1, ВЛ 35 кВ Короча - Ивица цепь 2, ВЛ 35 кВ Короча -

Борисы, ВЛ 35 кВ Короча - Поповка, ВЛ 35 кВ Короча -

Анновка, ВЛ 35 кВ Короча - Яблоново

Проект направлен на реконструкцию участков ВЛ 35 кВ в связи с размещением ПС 110/35/10 кВ Короча на новом земельном участке.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции участков ВЛ 35 кВ в 2019 году.

4.6.55. Реконструкция ПС 35/10 кВ Никольское

ПС 35/10 кВ Никольское была введена в эксплуатацию в 1997 году, в настоящее время на ПС установлен один силовой трансформатор мощностью 2,5 МВА.

При отключении силового трансформатора (аварийный режим) происходит полное обесточивание потребителей, в том числе и потребителей 1 и 2 категории надежности электроснабжения, таких как: котельные, общеобразовательные школы, детские сады, водозаборы, КНС, оздоровительный центр ООО "Жар птица", кондитерская фабрика.

Существующая нагрузка (на основании замеров режимного дня) составляет 2,66 МВА, резерв мощности для технологического присоединения отсутствует (дефицит составляет 0,3 МВА). В настоящее время мощность по актам об осуществлении технологического присоединения составляет 11,2 МВт, а мощность по договорам об осуществлении технологического присоединения, находящимся на исполнении, - 0,45 МВт. Перспективный дефицит мощности составляет 4,61 МВА.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Никольское необходима для исключения рисков выхода параметров режимов за допустимые границы, ликвидации существующего дефицита мощности и исполнения договорных обязательств.

Проектом предусматривается строительство 2-й очереди ПС 35 кВ Никольское. Предусматривается замена морально и физически устаревшего оборудования и установка современного, замена одного силового трансформатора мощностью 4 МВА и установка дополнительного силового трансформатора мощностью 4 МВА (ввод 2-й очереди), замена и установка микропроцессорных устройств РЗА, замена оборудования ТМ и АСДУ, реконструкция строительной части.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции ПС в 2020 году.

4.6.56. Строительство ВЛ 35 кВ Короча - Подольхи

От ПС 35/10 кВ Подольхи осуществляется электроснабжение потребителей Прохоровского района, среди которых есть потребители 1 и 2 категории надежности электроснабжения: ООО "Свинокомплекс "Большанский", ООО "Свинокомплекс "Новояковлевский", котельные, общеобразовательные школы и дошкольные учреждения.

Проект предусматривает строительство ВЛ 35 кВ Короча - Подольхи с целью повышения надежности и качества электроснабжения потребителей Корочанского и Прохоровского районов Белгородской области.

Строительство ВЛ 35 кВ обеспечивает вторым источником электроснабжения ПС 35/10 кВ Подольхи, которая предназначена для электроснабжения социально значимых объектов, а также промышленных и сельскохозяйственных предприятий Прохоровского района. Подстанция на сегодня имеет один источник электроснабжения - ВЛ 35 кВ Александрова - Подольхи. При отключении данной ВЛ 35 кВ все потребители (максимальной мощностью 2,71 МВА) от данной ПС будут обесточены.

Строительство ВЛ 35 кВ Короча - Подольхи позволит исключить риски выхода параметров режимов за допустимые границы.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" строительства ВЛ 35 кВ в 2020 году.

4.6.57. Реконструкция ВЛ 35 кВ Волоконовка - Шаховка

Обоснованием реализации проекта является необходимость реконструкции ВЛ 35 кВ, находящихся в эксплуатации с 1959 года, с опорами, выработавшими свой механический ресурс и не соответствующими нормам эксплуатации по несущей способности и габаритным размерам, с подвесной изоляцией, выработавшей свой механический ресурс и не соответствующей нормам эксплуатации, с грозотросом, подвергшемся коррозии сверх нормы.

Реконструкция ВЛ 35 кВ предусматривает замену опор, провода, линейной изоляции и грозотроса.

Реализация проекта позволит заменить морально устаревшее оборудование в связи с его значительным физическим износом, исключить риски выхода параметров режимов за допустимые границы.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ВЛ 35 кВ в 2020 году.

4.6.58. Реконструкция ВЛ 35 кВ Теребрено - Дорогощь

Предпосылкой реализации проекта является необходимость реконструкции ВЛ 35 кВ, находящихся в эксплуатации с 1986 года, с опорами, выработавшими свой механический ресурс и не соответствующими нормам эксплуатации по несущей способности и габаритным размерам, с подвесной изоляцией, выработавшей свой механический ресурс и не соответствующей нормам эксплуатации, с грозотросом, подвергшемся коррозии сверх нормы. Реализация проекта позволит повысить надежность электроснабжения бытовых, промышленных, сельскохозяйственных потребителей Белгородской области.

Реконструкция ВЛ 35 кВ предусматривает замену опор, провода, линейной изоляции и грозотроса.

Реализация проекта позволит заменить морально устаревшее оборудование в связи с его значительным физическим износом и исключить риски выхода параметров режимов за допустимые границы.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ВЛ 35 кВ в 2022 году.

4.6.59. Реконструкция ВЛ 35 кВ Беловское - Стариково

Обоснованием реализации проекта является необходимость реконструкции ВЛ 35 кВ, находящихся в эксплуатации с опорами, выработавшими свой механический ресурс и не соответствующими нормам эксплуатации по несущей способности и габаритным размерам, с подвесной изоляцией, выработавшей свой механический ресурс и не соответствующей нормам эксплуатации, с грозотросом, подвергшемся коррозии сверх нормы.

Реализация проекта позволит заменить морально устаревшее оборудование в связи с его значительным физическим износом и исключить риски выхода параметров режимов за допустимые границы.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции данной ВЛ 35 кВ в 2022 году.

4.6.60. Реконструкция ВЛ 35 кВ Маслова

Пристань - Водохранилище

Обоснованием реализации проекта является необходимость реконструкции ВЛ 35 кВ, находящихся в эксплуатации с опорами, выработавшими свой механический ресурс и не соответствующими нормам эксплуатации по несущей способности и габаритным размерам, с подвесной изоляцией, выработавшей свой механический ресурс и не соответствующей нормам эксплуатации, с грозотросом, подвергшемся коррозии сверх нормы.

Реализация проекта позволит заменить морально устаревшее оборудование в связи с его значительным физическим износом и исключить риски выхода параметров режимов за допустимые границы.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" реконструкции ВЛ 35 кВ в 2022 году.

4.6.61. Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ

В период 2017 - 2022 годов предусматривается замена грозозащитного троса на двадцати пяти ВЛ 110 кВ общей протяженностью 540,83 км.

Обоснованием замены грозозащитного троса на данных ВЛ 110 кВ является неудовлетворительное техническое состояние, а именно коррозия поверхности, излом прядей и расплетение жил.

Проект направлен на замену морально устаревшего оборудования в связи с его значительным физическим износом.

С учетом вышеизложенного существует обоснованная необходимость включения в инвестиционную программу ПАО "МРСК Центра" замены грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ в период 2017 - 2022 годов.

5. Прогнозируемый рост нагрузок на центрах

питания 110 кВ и выше

Прогнозируемый рост нагрузок центров питания электросетевых компаний Белгородской энергосистемы напряжением 110 кВ и выше с учетом находящихся на исполнении договоров технологического присоединения к электрическим сетям, выданных технических условий, поступивших заявок на технологическое присоединение, а также прогноза максимума нагрузки по Белгородской энергосистеме <14> приведен в таблицах 5.1 и 5.2.

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

<14> По данным СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 годы

Таблица 5.1

Прогноз роста нагрузок на ПС 330 кВ и выше

филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС

№ п/п

Подстанция

Класс напряжения, кВ

Факт по результатам замеров в режимный день 21.12.2016

Прогноз на 31.12.2022

Номер тр-ра

Sном., МВА

Sнагр., МВА

kзагр., %

Sном., МВА

Sнагр., МВА

kзагр., %

1

Белгород - 330

330/110/35

АТ-1

200

0,00

0,00

X

2

Белгород - 330

330/110/35

АТ-2

135

48,75

36,11

3

Белгород - 330

330/110/10

АТ-3

200

110,55

55,27

4

Белгород (новая площадка)

330/110/10

АТ-1

250

0,00

0,00

250

164,41

65,76

5

Белгород (новая площадка)

330/110/10

АТ-2

X

X

X

250

164,41

65,76

6

Валуйки - 330

330/110/35

АТ-1

200

66,94

33,47

200

70,15

35,07

7

Валуйки - 330

330/110/35

АТ-3

200

70,04

35,02

200

73,39

36,69

8

Губкин-330

220/110/35

АТ-1

125

42,72

34,18

X

9

Губкин-330

220/110/35

АТ-2

125

44,05

35,24

10

Губкин-330

330/110/35

АТ-3

200

90,97

45,49

11

Губкин-330

330/110/35

АТ-4

200

74,44

37,22

12

Губкин (новая площадка)

330/110/10

АТ-1

X

X

X

200

168,23

84,12

13

Губкин (новая площадка)

330/110/10

АТ-2

200

0,00

0,00

200

168,23

84,12

14

Ст. Оскол-500

500/330/35

АТ-1

501

91,40

18,24

501

95,78

19,12

15

Ст. Оскол-500

500/330/35

АТ-2

501

91,40

18,24

501

95,78

19,12

16

Ст. Оскол-500

500/110/35

АТ-3

250

139,90

55,96

250

106,90

42,76

17

Ст. Оскол-500

500/110/35

АТ-4

250

140,89

56,36

250

106,90

42,76

18

Ст. Оскол-500

500/110/35

АТ-5

X

X

X

250

106,90

42,76

19

Металлургическая

330/110/10

АТ-1

200

60,83

30,41

200

63,74

31,87

20

Металлургическая

330/110/35

АТ-2

200

65,38

32,69

200

68,51

34,25

21

Металлургическая

750/330/15

АТ-3

999

504,34

50,48

999

528,49

52,90

22

Металлургическая

750/330/15

АТ-4

999

483,35

48,38

999

506,50

50,70

23

Металлургическая

750/500/15

АТ-5

1251

336,34

26,89

1251

352,44

28,17

24

ШБХЗ

330/110/6

АТ-1

125

72,74

58,19

125

76,22

60,97

25

Фрунзенская

330/110/10

АТ-2

195

117,72

60,37

195

126,33

64,79

26

Фрунзенская

330/110/10

АТ-1

195

118,58

60,81

195

127,23

65,25

Таблица 5.2

Прогноз роста нагрузок на ПС 110 кВ и

филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго"

№ п/п

Подстанция

Uном, кВ

Sуст., МВА

Факт по результатам замеров в режимный день 21.12.2016

Прогноз на 31.12.2022

Sнагр., МВА

Профицит/дефицит, МВА (в режиме n-1)

Uном, кВ

Sуст., МВА

Smax., МВА

kзагр., % (ПС)

Профицит/дефицит, МВА (в режиме n-1)

1

Авторемзавод

110/6

16+16

10,09

6,71

110/6

16+16

11,80

36,88

5,00

2

Айдар

110/35/10

16+10

8,72

1,78

110/35/10

16+10

9,17

35,28

1,33

3

Александровна

110/35/10

25+25

21,87

4,38

110/35/10

25+25

25,11

50,23

1,14

4

Алексеевка районная

110/35/10

25+25+25

53,72

-1,22

110/35/10

25+25+25

64,11

85,48

-11,61

5

Архангельское

110/35/10

16+10

12,39

-1,89

110/35/10

16+16

15,83

60,88

0,97

6

Белгород-1

110/6/6

40+40+40

40,17

43,83

110/6/6

40+40+40

43,86

36,55

40,14

7

Борисовка

110/35/10

16+16

11,75

5,05

110/35/10

16+16

13,36

41,75

3,44

8

Вейделевка

110/35/10

10+10

5,94

4,56

110/35/10

10+10

6,24

31,20

4,26

9

Верхняя Покровка

110/35/10

10+10

12,03

-1,53

110/35/10

10+10

12,60

63,01

-2,10

10

Ватутинская

x

x

x

x

110/10

6,3+6,3

5,18

41,08

1,44

11

Витаминный комбинат

110/6/6

40+40

21,10

20,90

110/6/6

40+40

31,84

39,80

10,16

12

Волоконовка

110/35/10

25+25

18,91

7,34

110/35/10

25+25

28,75

57,51

-2,50

13

Восточная

110/35/6

40+40

49,70

-7,70

110/35/6

40+40

39,51

49,39

2,49

14

Голофеевка

110/10

10+10

2,34

8,16

110/10

10+10

2,45

12,26

8,05

15

Готня

110/10

16+16

9,01

7,79

110/10

16+16

12,87

40,23

3,93

16

Грайворон

110/35/10

16+16

18,61

-1,81

110/35/10

32+32

22,04

34,44

11,56

17

Долгая Поляна

110/35/10

6,3

1,92

4,70

110/35/10

6,30

2,01

31,89

4,61

18

Донец

110/6/6

40+40

25,37

16,63

110/6/6

40+40

29,44

36,80

12,56

19

Дубовое

110/10

40+40

21,02

20,98

110/10

40+40

26,43

33,03

15,57

20

Журавлики

110/35/6

25+40

19,20

7,05

110/35/6

25+40

21,30

32,78

4,95

21

Западная

110/10

16+16

17,44

-0,64

110/10/6

25+25

21,31

42,63

4,94

22

Ивня

110/35/10

10+10

7,02

3,48

110/35/10

10+10

7,68

38,41

2,82

23

Казацкие Бугры

110/10/6

25+25

10,40

15,85

110/10/6

25+25

11,76

23,51

14,49

24

Коньшино

110/35/10

3,2

0,35

3,01

110/35/10

3,20

0,36

11,37

3,00

25

Короча

110/35/10

16+16+16

30,36

3,24

110/35/10

40+40

36,76

45,94

5,24

26

Котел-110

x

x

x

x

110/10

25+25

23,00

46,00

3,25

27

Крапивенская

110/10

16+16

6,97

9,83

110/10

16+16

11,89

37,14

4,91

28

Красная Яруга

110/35/10

16+16

10,28

6,52

110/35/10

16+16

11,53

36,02

5,27

29

Красногвардейское

110/35/10

16+16

15,55

1,25

110/35/10

16+16

17,95

56,08

-1,15

30

Крейда

110/35/6

25+25

10,62

15,63

110/35/6

25+25

19,25

38,49

7,00

31

Майская

110/10/10

40+40

17,14

24,86

110/35/10

40+40

40,01

50,01

1,99

32

Максимовна

110/35/10

16+16

7,21

9,59

110/35/10

16+16

7,57

23,66

9,23

33

Малиновка

35/10

10+10

9,38

1,12

110/35/10

16+16

18,38

57,44

-1,58

34

Нежеголь

110/10

40+40

7,42

34,58

110/10

40+40

7,78

9,72

34,22

35

Новый Оскол

110/35/10

31,5+25

18,52

7,73

110/35/10

31,5+25

20,81

36,83

5,44

36

Обуховская

110/10/10

25+25

2,06

24,19

110/10/10

25+25

24,41

48,83

1,84

37

Оросительная

110/35/10

16+16

15,74

1,06

110/35/10

16+16

16,51

51,59

0,29

38

Очистные

110/6

16+16

4,71

12,09

110/6

16+16

5,87

18,34

10,93

39

Пищепром

110/10/6

25+25

8,89

17,36

110/10/6

25+25

13,35

26,70

12,90

40

Промышленная

110/10/10

25+25

17,20

9,05

110/10/10

25+25

21,57

43,15

4,68

41

Птицефабрика

110/10

16+16

12,10

4,70

110/10

16+16

13,20

41,26

3,60

42

Пушкарная

110/10/10

40+40

18,97

23,03

110/10/10

40+40

26,82

33,53

15,18

43

Ракитное

110/35/10

16+16

14,17

19,43

110/35/10

16+16

14,84

46,39

18,76

44

Ровеньки

110/35/10

16

6,60

10,20

110/35/10

16,00

7,98

49,85

8,82

45

Рудник

110/35/6

25+25

18,66

7,59

110/35/6

25+25

20,24

40,47

6,01

46

Северная

110/10/10

40+40

22,09

19,91

110/10/10

40+40

33,02

41,28

8,98

47

Серебрянка

110/35/10

10

1,18

9,32

110/35/10

10,00

1,30

12,96

9,20

48

Скородное

110/35/10

16+16

12,64

4,16

110/35/10

16+16

13,25

41,39

3,55

49

Старый Оскол-1

110/35/6

25+20+25

22,68

24,57

110/35/6

25+20+25

25,68

34,23

21,57

50

Стрелецкая

110/35/10

16+16

11,99

4,81

110/35/10

16+16

14,75

46,09

2,05

51

Строитель

110/6

15+15

12,61

3,14

110/10/6

25+25

14,71

29,42

11,54

52

Томаровка

110/35/10

16+16

17,66

-0,86

110/35/10

16+16

20,81

65,02

-4,01

53

Химзавод

110/6/6

32+32

20,41

13,19

110/6/6

32+32

22,13

34,57

11,47

54

Центральная

110/10/10

40+40

24,16

17,84

110/10/10

40+40

29,89

37,37

12,11

55

Черемошное

110/35/10

25+25

17,59

8,66

110/35/10

25+25

21,60

43,19

4,65

56

Чернянка

110/35/10

16+16

18,37

-1,57

110/35/10

16+16

20,54

64,19

-3,74

57

Шебекино

110/35/6

40+40

30,10

11,90

110/35/6

40+40

27,43

34,29

14,57

58

Шеино

110/10

10+6,3

4,38

2,24

110/10

10+10

8,62

43,10

1,88

59

Южная

110/10/6

40+40

41,10

0,90

110/10/6

40+40+25+25

47,29

36,38

47,21

На рисунке 5.1 (не приводится) представлена структура прогнозной загрузки автотрансформаторов, имеющих обмотку 110 кВ, установленных на ПС 330-750 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС, и подстанций 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго".

Рис. 5.1. Структура прогнозной загрузки центров питания 110

кВ и выше электросетевых компаний Белгородской энергосистемы

Рисунок не приводится.

Из 14 автотрансформаторов филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС, имеющих обмотку 110 кВ, прогнозируемый коэффициент загрузки на конец 2022 года составит:

- от 25 до 50 процентов - 7 штук, или 50 процентов суммарной установленной мощностью - 1550 МВА;

- от 50 процентов до 70 процентов - 5 штук, или 35,7 процента суммарной установленной мощностью - 1015 МВА;

- 70 процентов и более - 2 штуки, или 14,3 процента суммарной установленной мощностью - 400 МВА.

Из 59 подстанции филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго" с высшим классом напряжения 110 кВ прогнозируемый коэффициент загрузки на конец 2022 года составит:

- 25 процентов и менее - 7 штук, или 11,9 процента суммарной установленной мощностью - 227,2 МВА;

- от 25 процентов до 50 процентов - 41 штука, или 69,5 процента суммарной установленной мощностью - 2139,4 МВА;

- от 50 процентов до 70 процентов - 10 штук, или 16,9 процента суммарной установленной мощностью - 386,0 МВА;

- 70 процентов и более - 1 штука, или 1,7 процента суммарной установленной мощностью - 75,0 МВА.

В режиме n-1, при аварийном отключении одного силового трансформатора, оставшийся в работе силовой трансформатор будет работать с нагрузкой, превышающей номинальную мощность на 7 подстанциях 110 кВ. Перечень данных ПС 110 кВ представлен в таблице 5.3.

Таблица 5.3

ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго",

прогнозируемая нагрузка которых превышает номинальную

мощность установленного трансформатора в режиме n-1

№ п/п

Наименование подстанции

Класс напряжения, кВ

Sном, МВА

Суммарная нагрузка ПС, МВА

В % к Sном.

1

Алексеевка районная

110/35/10

25+25+25

64,11

128,22

2

Верхняя Покровка

110/35/10

10+10

12,6

126,03

3

Волоконовка

110/35/10

25+25

28,75

115,02

4

Красногвардейское

110/35/10

16+16

17,95

112,16

5

Малиновка

110/35/10

16+16

18,38

114,88

6

Томаровка

110/35/10

16+16

20,81

130,04

7

Чернянка

110/35/10

16+16

20,54

128,39

6. Сводные данные по развитию электрических

сетей напряжением 110 кВ и выше

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1

Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше

№ п/п

Наименование проекта (строительство/реконструкция)

Прирост

Описание работ

Полная стоимость всего, млн. руб. с НДС

Год ввода, выполнения реконструкции

Ввод мощностей

Прогнозная стоимость

2017

2018

2 019

2020

2021

2022

2017

2018

2019

2020

2021

2022

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

млн. руб. с НДС

млн. руб. с НДС

млн. руб. с НДС

млн. руб. с НДС

млн. руб. с НДС

млн. руб. с НДС

ВСЕГО ПО ПРОГРАММЕ, в том числе:

2 147,771

1 242,0

23 372,429

393,0

98,6

328,643

598,3

410,139

351,1

311/407

90,1

343,765

44,5

360,772

53,4

5 251,236

5 285,263

4 247,264

3 405,999

2 861,945

2 320,723

ПАО "ФСК ЕЭС" (ФСК)

92,000

700,0

4 865,600

0,000

0,0

92,000

450,0

0,000

250,0

0,000

0,0

0,000

0,0

0,000

0,0

1 695,200

1 510,700

1 430,000

229,700

0,000

0,000

ПАО "МРСК Центра" (РСК)

2 055,771

542,0

18 506,829

393,0

98,6

236,643

148,3

410,139

101,1

311,407

90,1

343,765

44,5

360,772

53,4

3 556,036

3 774,563

2 817,264

3 176,299

2 861,945

2 320,723

1.

В электрических сетях ФСК всего:

92,000

700,0

4 865,600

0,000

0,0

92,000

450,0

0,000

250,0

0,000

0,0

0,000

0,0

0,000

0,0

1 695,200

1 510,700

1 430,000

229,700

0,000

0,000

1.1.

Новое строительство

92,000

0,0

1 349,200

0,000

0,0

92,000

0,0

0,000

0,0

0,000

0,0

0,000

0,0

0,000

0,0

7,500

49,300

1 180,000

112,400

0,000

0,000

Строительство ВЛ 500 кВ Нововоронежская АЭС-2 - Старый Оскол N 2

92,000

1 349,200

2018

92,000

7,500

49,300

1 180,000

112,400

1.2.

Реконструкция

0,000

700,0

3 516,400

0,000

0,0

0,000

450,0

0,000

250,0

0,000

0,0

0,000

0,0

0,000

0,0

1 687,700

1 461,400

250,000

117,300

0,000

0,000

Реконструкция ПС 500 кВ Старый Оскол <15>

250,0

Установка автотрансформатора 500/110/35 кВ АТ-5 мощностью 250 МВА

1 564,300

2017

250,0

917,300

647,000

Реконструкция ПС 330 кВ Губкин-330

200,0

Комплексная реконструкция

1 088,500

2017

200,0

638,300

450,200

Реконструкция ПС 330 кВ Белгород-330

250,0

Комплексная реконструкция

863,600

2019

250,0

132,100

364,200

250,000

117,300

2.

В электрических сетях РСК всего

2 055,771

542,0

18 506,829

393,0

98,6

236,643

148,3

410,139

101,1

311,407

90,1

343,765

44,5

360,772

53,4

3 556,036

3 774,563

2 817,264

3 176,299

2 861,945

2 320,723

2.1.

Новое строительство

2 055,771

368,2

8 845,015

393,0

74,3

236,643

112,3

410,139

49,1

311,407

40,1

343,765

44,5

360,772

47,9

1 508,516

2 285,856

1 032,891

1 028,638

1 680,229

1 308,885

Строительство ВЛ 110 кВ от опоры N 136 ВЛ 110 кВ Томаровка - Красная Яруга до ПС 110/35/10 Малиновка; строительство ВЛ 110 кВ от опоры N 73 ВЛ 110 кВ Томаровка - Красная Яруга до ПС 110/35/10 Малиновка

6,800

Строительство ВЛ 110 кВ от опоры N 136 ВЛ 110 кВ Томаровка - Красная Яруга до ПС 110/35/10 кВ Малиновка; строительство ВЛ 110 кВ от опоры N 73 ВЛ 110 кВ Томаровка - Красная Яруга до ПС 110/35/10 кВ Малиновка

92,032

2017

6,800

92,032

Строительство ПС 110/10 кВ Ватутинская

12,6

Строительство ПС 110/10 кВ Ватутинская

306,285

2018

12,6

30,629

275,656

Строительство ПС 110/10 кВ Котел-110

50,0

Строительство ПС 110/10 кВ Котел-110

380,000

2018

50,0

38,000

342,000

Строительство ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская - Волоконовка

11,000

Строительство ВЛ 110 кВ Валуйки - Ватутинская - Волоконовка

108,037

2018

11,000

10,804

97,233

Строительство ВЛ 110 кВ Голофеевка - Котел-110

42,000

Строительство ВЛ 110 кВ Голофеевка - Котел-110

412,524

2018

42,000

41,252

371,272

Строительство ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Малиновка - Красная Яруга

70,000

Строительство ВЛ 110 кВ Фрунзенская - Малиновка - Красная Яруга

723,501

2021

70,000

36,175

36,175

651,151

Электрические сети напряжением 35 кВ

127,700

0,0

Строительство ПС и ЛЭП напряжением 35 кВ

449,820

2017 - 2022

57,50

7,200

21,000

42,000

212,155

22,637

71,676

143,352

Электрические сети напряжением 0,4-10 кВ

1 798,271

305,6

Строительство ТП и ЛЭП напряжением 0,4-10 кВ

6 372,816

2017 - 2022

328,7

74,282

176,443

49,722

410,139

49,135

290,407

40,064

273,765

44,528

318,772

47,870

1 083,644

1 177,058

996,716

920,787

1 029,078

1 165,533

2.2.

Реконструкция

0,000

173,8

9 661,814

0,000

24,3

0,000

36,0

0,000

52,0

0,000

50,0

0,000

0,0

0,000

5,5

2 047,520

1 488,706

1 784 373

2 147,661

1 181,716

1 011,838

Реконструкция ПС 110/10 кВ Шеино

3,7

Замена одного силового трансформатора мощностью 6,3 МВА на силовой трансформатор мощностью 10 МВА, установка секционного выключателя 110 кВ, замена устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ

186,564

2017

3,7

5

186,564

Комплексная реконструкция ПС 110/10/10 кВ Пушкарная (без изменения трансформаторной мощности)

0,0

Замена ОД-КЗ 110 кВ на ЭВ 110 кВ, разъединителей 110 кВ, ТН 110 кВ, размещение РУ 110 кВ и ОПУ в БМЗ, устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ

196,247

2017

196,247

Заходы ВЛ 110 кВ на ПС 110/10/10 кВ Пушкарная

0,000

Переустройство заходов ВЛ 110 кВ

208,830

2017

208,830

Комплексная реконструкция ПС 110/35/10 кВ Айдар (без изменения трансформаторной мощности)

0,0

Замена оборудования на ОРУ 35 кВ - МВ 35 на ЭВ 35, замена устройств РЗА, ТМ и ТК

72,620

2017

72,620

Реконструкция ПС 110/35/6 Шебекино (устройства РЗиА в связи со строительством КЛ 35 кВ Муром - Новая Таволжанка, без изменения трансформаторной мощности)

0,0

Монтаж ДГК 35 кВ, реконструкция устройств РЗА

35,036

2017

35,036

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Черемошное (устройства РЗиА в связи со строительством КЛ 35 кВ Муром - Новая Таволжанка, без изменения трансформаторной мощности)

0,0

Монтаж ДГК 35 кВ, реконструкция устройств РЗА

14,843

2017

14,843

Реконструкция ПС 35/10 кВ Малиновка в ПС 110/35/10 кВ с организацией ОРУ 110 кВ и заменой силовых трансформаторов 2x10 на 2x16 МВА

12,0

Строительство на новой площадке ПС 110/35/10 кВ с двумя силовыми трансформаторами мощностью 2x16 МВА

333,600

2017

12,0

333,600

Реконструкция ПС 110/10 кВ Западная

18,0

Перевод на класс напряжения 110/10/6 кВ с заменой двух трансформаторов на трансформаторы мощностью по 25 МВА, замену МВ 10 кВ, замену разъединителей 110 кВ, реконструкцию строительной части, оборудования ТМ и АСДУ

149,897

2018

18,0

14,990

134,907

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Грайворон (замена силовых трансформаторов 2x16 на 2x25 МВА)

18,0

Замена двух силовых трансформаторов 110/35/10 кВ мощностью 2x16 МВА на трансформаторы 2x32 МВА

93,809

2018

18,0

9,381

84,428

Комплексная реконструкция ПС 110/6 кВ Авторемзавод (без изменения трансформаторной мощности)

0,0

Замена МВ 110 кВ, замена разъединителей 110 кВ, замена панелей РЗА, оборудования ТМ и АСДУ, реконструкция строительной части ОРУ 110 кВ

73,110

2018

7,311

65,799

Комплексная реконструкция ПС 110/35/10 кВ Александровка (без изменения трансформаторной мощности)

0,0

Замена МВ 35 кВ на ЭВ 35, монтаж новой ячейки 35 кВ для подключения проектируемой ВЛ 35 кВ Александровка - Гостищево

52,801

2018

5,280

47,521

Комплексная реконструкция ПС 110/35/10 кВ Борисовка (без изменения трансформаторной мощности)

0,0

Замена МВ 110 кВ на ЭВ 110 кВ, замена разъединителей 110 кВ, замена панелей РЗА, оборудования ТМ и АСДУ, реконструкция строительной части ОРУ 110 кВ

35,991

2018

3,599

32,392

Комплексная реконструкция ПС 110/10 кВ Готня (без изменения трансформаторной мощности)

0,0

Замена МВ 10 кВ на ВВ 10 кВ и МВ 110 кВ на ЭВ 110 кВ, замена разъединителей 110 кВ, замена панелей РЗА, оборудования ТМ и АСДУ, реконструкция строительной части

44,022

2018

4,402

39,620

Комплексная реконструкция ПС 110/35/6 кВ Журавлики (без изменения трансформаторной мощности)

0,0

Замена МВ 35 кВ на ЭВ 35 кВ, замена ТТ 35 кВ и устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ

69,172

2018

6,917

62,255

Реконструкция ПС 110/10/10 кВ Майская с организацией РУ 35 кВ и заменой силовых трансформаторов 110/10/10 кВ на силовые трансформаторы 110/35/10 кВ мощностью по 40 МВА

0,0

Организация РУ 35 кВ, замена силовых трансформаторов 110/10/10 кВ на силовые трансформаторы 110/35/10 кВ мощностью по 40 МВА, монтаж ДПС 10 кВ

168,239

2018

16,824

151,415

Реконструкция ПС 110 Коньшино (замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые выключатели без изменения трансформаторной мощности)

0,0

Замена МВ 110 кВ на ЭВ 110 кВ

22,195

2019

2,220

19,975

Комплексная реконструкция ПС 110/10/10 кВ Промышленная (без изменения трансформаторной мощности)

0,0

Замена ОД-КЗ на ЭВ 110 кВ, разъединителей 110 кВ, ТН 110 кВ, установка нового ЗРУ 10 кВ и ОПУ в БМ3, системы постоянного оперативного тока, устройств РЗА и оборудования ТМ и АСДУ

111,278

2019

11,128

100,150

Комплексная реконструкция ПС 110/35/10 кВ Архангельское

6,0

Замена силового трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 10 МВА на трансформатор 16 МВА, МВ 10 кВ на ВВ 10 кВ, МВ 35 и 110 кВ на ЭВ 35 и ЭВ 110 кВ, измерительных ТТ и устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ

83,480

2019

8,348

75,132

Комплексная реконструкция ПС 110/6 кВ Очистные (без изменения трансформаторной мощности)

0,0

Замена МВ 6 кВ на ВВ 6 кВ, замена измерительных ТТ 6 кВ и устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ

34,544

2019

3,454

31,090

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Короча с переносом ПС на новую площадку. Вместо трех трансформаторов ТДТН-16000/110/35/10 устанавливаются два трансформатора типа ТДТН-40000/110/35/10 (ОРУ 110 кВ по схеме N 110-13, ОРУ 35 кВ по схеме N 35-9, ЗРУ 10 кВ в БМЗ)

32,0

Перенос ПС на новую площадку. Вместо трех трансформаторов ТДТН-16000/110/35/10 устанавливаются два трансформатора типа ТДТН-40000/110/35/10 (ОРУ 110 кВ по схеме N 110-13, ОРУ 35 кВ по схеме N 35-9, ЗРУ 10 кВ в БМЗ)

609,646

2019

32,0

9,650

50,350

549,646

Реконструкция участков ВЛ 110 кВ Шеино - Короча и ВЛ 110 кВ Короча - Скородное для обеспечения захода ВЛ 110 кВ на новую площадку ПС 110/35/10 кВ Короча (протяженность реконструируемого 2-цепного участка - 0,47 км, 1-цепного - 0,73 км)

Для обеспечения захода ВЛ 110 кВ на новую площадку ПС 110/35/10 кВ Короча

13,143

2019

1,314

11,829

Релейная защита ПС 110/35/10 кВ Скородное (в рамках реконструкции ПС 110/35/10 кВ Короча)

Замена измерительных ТТ 110 кВ и устройств РЗА, оборудования ТМ и АСДУ

2,278

2019

2,278

Реконструкция ПС 110/6 кВ Строитель. Замена двух трансформаторов ТДН-15000/110/6 на два трансформатора ТДТН-25000/110/10/6

20,0

Замена двух трансформаторов ТДН-15 000/110/6 на два трансформатора ТДТН-25000/110/10/6, замена МВ 110 кВ на элегазовые, установка ТТ и ТН 110 кВ с оптоволокном, монтаж ЗРУ 10 кВ в БМЗ)

180,932

2019

20,0

18,093

162,839

Реконструкция ПС 110/10/6 кВ Южная. Замена силовых трансформаторов 2x40 на 2x40 и 2x25 МВА, РУ 110, 10,6 кВ, панелей РЗА; строительство здания КРУЭ 110 кВ, РУ 6 кВ РУ 10 кВ

50,0

Замена силовых трансформаторов 2x40 на 2*x40 и 2x25 МВА, РУ 110, РУ 10, 6 кВ, панелей РЗА; строительство многоэтажного здания для размещения КРУЭ 110 кВ, РУ 6 и 10 кВ

1 474,597

2020

50,0

14,746

147,460

1 312,39

Реконструкция заходов на ПС 110/10/6 кВ Южная (кабельно-воздушные заходы ЛЭП 110 кВ)

Кабельно-воздушные заходы ЛЭП 110 кВ

10,696

2020

10,696

Реконструкция ВЛ 110 кВ Губкин - Старый Оскол - тяговая

Замена опор (на стальные многогранные), грозотроса, провода и подвесной изоляции

23,904

2020

23,904

Реконструкция ВЛ 110 кВ Новый Оскол - Верхняя Покровка (замена провода)

Замена опор, грозотроса, провода и подвесной изоляции

126,958

2020

12,696

114,262

ПС 110 кВ Старый Оскол-1: реконструкция ОРУ 110 кВ с изменением схемы и заменой оборудования, замена приводов РПН силовых трансформаторов, реконструкция ЗРУ 6 кВ с заменой оборудования, монтаж дуговой защиты

Изменение схемы ОРУ 110 и 35, ЗРУ 6 кВ, реконструкция строительной части, демонтаж одного силового трансформатора мощностью 20 МВА, замена приводов РПН силовых трансформаторов, панелей РЗА, оборудования ТМ и АСДУ, замена АКБ

109,409

2021

10,940

98,469

Реконструкция ВЛ 110 кВ Голофеевка - Чернянка с заменой изоляторов, опор, грозотроса

Замена опор, грозотроса, провода и подвесной изоляции

185,468

2021

18,547

166,921

Реконструкция ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Голофеевка с отпайкой на ПС Долгая Поляна

Замена опор, грозотроса, провода и подвесной изоляции

43,824

2021

4,382

39,442

Реконструкция ВЛ 110 кВ Старый Оскол - Центральная (замена опор)

Замена опор

83,734

2021

8,373

75,361

Реконструкция ВЛ 110 кВ Белгород - Луч

Замена опор (на стальные многогранные), оцинкованного грозотроса, провода и подвесной изоляции

60,257

2021

6,026

54,231

Реконструкция ВЛ 110 кВ Голофеевка - Коньшино (замена провода, опор, грозотроса на 47,1 км 1-цепной ВЛ 110 кВ)

Замена опор, оцинкованного грозотроса, провода и подвесной изоляции

283,500

2022

2,835

28,350

252,315

Реконструкция ВЛ 110 кВ ГТУ ТЭЦ Луч Черемошное (замена провода, опор, грозотроса на 35,9 км 2-цепной ВЛ 110 кВ)

Замена опор, оцинкованного грозотроса, провода и подвесной изоляции

237,878

2022

2,396

23,958

211,524

Замена грозозащитного троса на ВЛ 110 кВ

Замена грозозащитного троса

248,439

2017 - 2021

40,880

24,730

9,388

173,441

Электрические сети напряжением 35 кВ

0,000

14,1

Реконструкция ПС и ЛЭП напряжением 35 кВ

884,597

2017 - 2022

8,6

5,5

249,009

195,046

119,987

178,963

141,592

Электрические сети напряжением 0,4-10 кВ

0,000

0,0

Реконструкция ТП и ЛЭП напряжением 0,4-10 кВ

3 096,276

2017 - 2022

631,537

540,940

541,903

453,946

521,543

406,407

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

<15> Согласно утвержденному проекту инвестиционной программы ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016 - 2020 годы окончание реализации проекта "Расширение ПС 500 кВ Старый Оскол". Установка АТ-5 500/110 кВ" запланировано на 2019 год