12.1. Планируемые вводы крупных потребителей
N п/п | Объект/ собственник | Максимальная мощность, МВт | Год ввода | Источник информации | Точки присоединения |
1. | Аэродром "Приволжский"/ региональное управление заказчика капитального строительства Южного военного округа - филиал федерального казенного предприятия "Управление заказчика капитального строительства Министерства обороны Российской Федерации" | 16 | 2019 | Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств филиала регионального управления заказчика капитального строительства Южного военного округа - филиала федерального казенного предприятия "Управление заказчика капитального строительства Министерства обороны Российской Федерации" к электрическим сетям АО "Оборонэнерго" от 01.07.2014 с изменениями от 07.10.2016, 25.12.2018 и с договором ТП от 01.07.2014 N 1416187380752090942000000/18-2014 | РУ-10 кВ ПС 110 кВ Аэродромная |
2. | Плавильные индукционные печи нежилых помещений/ ООО "АСТМЕТАЛЛ 2016" | 15 | 2019 | Согласованные филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "АСТМЕТАЛЛ 2016" к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 20.12.2018 | РУ-10 кВ ПС 110 кВ Резиновая |
3. | ПС 110 кВ Борзая ООО "Тепличный комплекс "КЕДР" | 21 | 2019 | Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комплекс "КЕДР" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 14.11.2017 с изменениями от 29.05.2018 и с договором ТП от 19.12.2017 N 22-2017-48/ТП-М1 | Новая линейная ячейка 110 кВ в ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Баррикадная |
12.2. Предложения по развитию электрической сети напряжением 35 - 110 кВ на период до 2024 года
Наименование объекта и мероприятия/ собственник | Характеристика объекта (МВА, км) | Год ввода | Обоснование выполнения мероприятий |
Реконструкция ПС 35 кВ Началово с заменой трансформаторов <***> / филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" | 2 x 16 МВА | 2021 | На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 6,3 МВА и 7,5 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (21.12.2016) составила 8,5 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (4,77 МВт с учетом коэффициентов совмещения максимума нагрузки (приложение N 2 к программе) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 6,3 МВА и 7,5 МВА на трансформаторы 2 x 16 МВА. Мероприятие включено в инвестиционную программу ПАО "МРСК Юга", утвержденную Приказом Минэнерго России от 15.11.2018 N 11@ (далее - утвержденная ИП ПАО "МРСК Юга") |
Реконструкция ПС 35 кВ Октябрьская с заменой трансформаторов <***> / филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" | 2 x 10 МВА | 2024 <*> | На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 2 x 6,3 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (19.12.2018) составила 9,7 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (0,45 МВт с учетом коэффициентов совмещения максимума нагрузки (приложение N 2 к Программе) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2 x 6,3 МВА на трансформаторы 2 x 10 МВА. Мероприятие включено в утвержденную ИП ПАО "МРСК Юга" |
Реконструкция ПС 110 кВ Кири-Кили с заменой трансформаторов <***> / филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" | 2 x 40 МВА | 2020 | На ПС установлены трансформаторы 110/10 кВ мощностью 2 x 16 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (17.12.2014) составила 19,5 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (8,74 МВт с учетом коэффициентов совмещения максимума нагрузки (приложение N 2 к Программе) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2 x 16 МВА на трансформаторы 2 x 40 МВА. Мероприятие включено в утвержденную ИП ПАО "МРСК Юга" |
Реконструкция ПС 110 кВ Красный Яр с заменой трансформаторов/ филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" | 2 x 16 МВА | 2020 | На ПС установлены трансформаторы 110/10 кВ мощностью 2 x 10 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (16.12.2015) составила 10,4 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (2,92 МВт с учетом коэффициентов совмещения максимума нагрузки (приложение N 2 к Программе) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2 x 10 МВА на трансформаторы 2 x 16 МВА. Мероприятие включено в утвержденную ИП ПАО "МРСК Юга" |
Реконструкция ПС 35 кВ Кировская с заменой трансформаторов/ филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" | 2 x 16 МВА | 2024 <*> | На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 2 x 10 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (16.12.2015) составила 10,7 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (2,4 МВт с учетом коэффициентов совмещения максимума нагрузки (приложение N 2 к Программе) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 2 x 10 МВА на трансформаторы 2 x 16 МВА |
Реконструкция ПС 35 кВ Тишково с заменой трансформатора/ филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" | 1 x 4 МВА | 2024 <*> | На ПС установлены трансформаторы 35/10 кВ мощностью 1,6 МВА и 4 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (17.12.2014) составила 2,1 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (0,022 МВт с учетом коэффициентов совмещения максимума нагрузки (приложение N 2 к Программе) отключение трансформатора мощностью 4 МВА может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора мощностью 1,6 МВА (с учетом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформатора 1,6 МВА на 4 МВА |
Реконструкция ПС 35 кВ Трусовская с заменой трансформаторов <***> / филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" | 2 x 25 МВА | 2022 | На ПС установлены трансформаторы 35/6 кВ мощностью 1 x 12,5 МВА и 1 x 20 МВА. Максимальная загрузка трансформаторов по результатам контрольных замеров за отчетный пятилетний период (17.12.2014) составила 16,9 МВА. Ввиду отсутствия возможности резервирования потребителей по сети низшего напряжения от других источников питания, а также с учетом присоединения новых потребителей в соответствии с заключенными договорами (4,88 МВт с учетом коэффициентов совмещения максимума нагрузки (приложение N 2 к Программе) отключение одного из трансформаторов может привести к перегрузке оставшегося в работе трансформатора (с учетом коэффициента допустимой перегрузки 1,05) и необходимости ограничения электроснабжения потребителей. Необходима замена трансформаторов 12,5 МВА и 20 МВА на трансформаторы 2 x 25 МВА. Мероприятие по увеличению трансформаторной мощности включено в утвержденную ИП ПАО "МРСК Юга" |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Капустин Яр - Пологое Займище с отпайкой на ПС Горбаневка-2 (ВЛ 110 кВ 701) без увеличения пропускной способности/ филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" | 29,67 км | 2020 | Неудовлетворительное техническое состояние ВЛ. Акт технического освидетельствования ВЛ 110 кВ N 701 от 11.09.2018. Мероприятие включено в утвержденную ИП ПАО "МРСК Юга" |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Пологое Займище - Покровка (ВЛ 110 кВ 702) без увеличения пропускной способности/ филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" | 19,03 км | 2023 | Неудовлетворительное техническое состояние ВЛ. Акт технического освидетельствования ВЛ 110 кВ N 702 от 22.03.2018. Мероприятие включено в утвержденную ИП ПАО "МРСК Юга" |
Реконструкция ПС 110 кВ ЦРП с заменой выключателей В-110 ВЛ 171 и В-110 ВЛ 172/ филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" | - | 2020 | Согласно расчетам Филиала АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ выявлено несоответствие отключающей способности выключателей В-110 ВЛ 171 и В-110 ВЛ 172 на ПС 110 кВ ЦРП (при номинальном токе отключения, равном 20 кА, величина расчетного тока при однофазном коротком замыкании составляет 21,82 кА). Необходима замена выключателей на выключатели с отключающей способностью не менее 21,82 кА. До замены существующих выключателей филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ разработаны мероприятия для снижения уровней КЗ: отключение ШСВ-110 на ПС 110 кВ ЦРП или не более трех блоков на Астраханской ТЭЦ-2. Согласно техническому заданию на выполнение проектной и рабочей документации по титулу "Реконструкция ПС 110 кВ ЦРП с заменой выключателей 110 кВ на ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - ЦРП N 1 (ВЛ 110 кВ 171) и ВЛ 110 кВ Астраханская ТЭЦ-2 - ЦРП N 2 (ВЛ 110 кВ 172), Приволжский район Астраханской области (элегазовый выключатель - 2 шт.)", согласованному Филиалом АО "СО ЕЭС" Астраханское РДУ и утвержденному филиалом ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" 21.02.2019, предполагается замена масляных выключателей В-110 ВЛ 171, В-110 ВЛ 172 с отключающей способностью 20 кА на элегазовые выключатели 110 кВ с отключающей способностью 40 кА |
Постановка под напряжение ЛЭП 110 кВ отпайками от ВЛ 110 кВ Рассвет - Резиновая с отпайкой на ПС Стройиндустрия (ВЛ 110 кВ 121) и от КВЛ 110 кВ Рассвет - Лесная с отпайками до ПС 110 кВ Аэродромная / филиал ПАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" | 11,73 км | 2019 | Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств филиала "Южный" АО "Оборонэнерго" к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 30.07.2014 с изменениями от 08.09.2016, от 14.12.2017, от 24.04.2018 и договором на ТП от 30.07.2014 N 33105-13-00145205-1 |
Ввод в эксплуатацию ПС 110 кВ Аэродромная/ АО "Оборонэнерго" | 2 x 25 МВА | 2019 | |
Строительство ПС 110 кВ Борзая/ ООО "Тепличный комплекс "КЕДР" | 1 x 25 МВА | 2019 | Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комплекс "КЕДР" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 14.11.2017 с изменениями от 29.05.2018 и с договором ТП от 19.12.2017 N 22-2017-48/ТП-М1 |
Строительство КВЛ 110 кВ Баррикадная - Борзая/ ООО "Тепличный комплекс "КЕДР" | 2,3 км | 2019 | |
Реконструкция ПС 220 кВ Баррикадная с сооружением одной линейной ячейки 110 кВ/ ПАО "ФСК ЕЭС" | - | 2019 | |
Строительство ЛЭП 110 кВ до Ахтубинской СЭС с присоединением отпайкой от ВЛ 110 кВ Рождественка - Пироговка (ВЛ 110 кВ 707) ООО "Грин Энерджи Рус" | 0,5 км | 2019 | Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Грин Энерджи Рус" к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 04.04.2018 и договором ТП от 25.06.2018 N 30-1-18-00369257 |
Реконструкция ПС 220 кВ Владимировка с заменой двух трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 10 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА/ ПАО "ФСК ЕЭС" | 2 x 25 МВА | 2019 | Проект СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств АО "Оборонэнерго" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС", от 23.07.2015 с изменениями от 21.11.2017 и договором ТП от 15.09.2015 N 22-2015-29 |
________________
* Сроки и необходимость строительства (реконструкции) будут уточнены по итогам принятия тарифно-балансовых решений, а также фактической загрузки трансформаторов и объемов технологического присоединения.
** Введена в эксплуатацию 18.02.2019.
*** В рамках данных мероприятий предполагается развитие сетей в части цифровизации (соответствует концепции цифровизации сетей на 2018 - 2030 годы, разработанной в ПАО "Россети"). Необходима дополнительная проработка в составе проектной работы на основании технико-экономического обоснования.
Развитие распределительных электрических сетей 6 - 10 кВ предусматривает новое строительство и реконструкцию существующих объектов, находящихся в неудовлетворительном техническом состоянии, разукрупнение сетей, отходящих от центров питания, а также поэтапный перевод с напряжения 6 кВ на 10 кВ.
12.3. Предложения по выдаче мощности планируемых к строительству солнечных и ветровых электрических станций, перечисленных в пункте 9.1 раздела 9
N п/п | Наименование объекта | Вводимая мощность, МВт | Схема выдачи (ЛЭП, ПС) | Обоснование |
1. | Ветропарк ФРВ N 48 (ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ") | 37,8 | Информация о схеме выдачи отсутствует | Проект СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 годы |
2. | Ветропарк ФРВ N 49 (ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ") | 37,8 | Информация о схеме выдачи отсутствует | Проект СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 годы |
3. | Ветропарк ФРВ N 82 (ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ") | 38,7 | Информация о схеме выдачи отсутствует | Проект СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 годы |
4. | Ветропарк ФРВ N 83 (ООО "ВЕТРОПАРКИ ФРВ") | 38,7 | Информация о схеме выдачи отсутствует | Проект СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 годы |
5. | СЭС "Михайловская" <*> (ООО "Эко Энерджи Рус") | 15 | Двумя ЛЭП 6 кВ от ПС 110 кВ Вододелитель | Проект СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Эко Энерджи Рус" к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 27.04.2017 с изменениями от 28.06.2018 и от 27.02.2019 и договором ТП от 10.07.2017 N 30-5-16-00294933 |
6. | СЭС "Элиста Северная" <**> (ООО "Эко Энерджи Рус") | 15 | Двумя ЛЭП 6 кВ от ПС 110 кВ Окрасочная | Проект СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Эко Энерджи Рус" к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 10.10.2016 с изменениями от 28.06.2018 и договором ТП от 16.11.2017 N 30-1-17-00314337 |
7. | Октябрьская СЭС (ООО "ППК") | 15 | Двумя ЛЭП 10 кВ от РУ 10 кВ ПС 220 кВ Черный Яр | Проект СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Санлайт Энерджи" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 19.09.2018 |
8. | Песчаная СЭС (ООО "ШПК") | 15 | Двумя ЛЭП 10 кВ от РУ 10 кВ ПС 220 кВ Черный Яр | Проект СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Санлайт Энерджи" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 26.09.2018 |
9. | Астраханская СЭС (ПАО "Фортум") | 18 | Информация о схеме выдачи отсутствует | Проект СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 годы |
10. | Ахтубинская СЭС <***> (ООО "Грин Энерджи Рус") | 60 | Отпайкой от ВЛ 110 кВ Рождественка - Пироговка (ВЛ 110 кВ 707) | Проект СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Грин Энерджи Рус" к электрическим сетям ПАО "МРСК Юга" от 04.04.2018 и договором ТП от 25.06.2018 N 30-1-18-00369257 |
11. | Лиманская СЭС (ООО "Грин Энерджи Рус") | 30 | Четырьмя ЛЭП 10 кВ от РУ 10 кВ ПС 220 кВ Лиман | Проект СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 годы. Утвержденные ТУ на ТП энергетических установок ООО "Грин Энерджи Рус" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 22.05.2018 с изменениями от 22.08.2018 |
________________
* СЭС "Михайловская" (диспетчерское наименование Вододелительная СЭС) введена в эксплуатацию 09.04.2019.
** СЭС "Элиста Северная" (диспетчерское наименование Окрасочная СЭС) введена в эксплуатацию 20.02.2019.