Представитель в Республике Карелия
Свободный доступ к продуктам
Свободный доступ

Бесплатная юридическая помощь здесь

ГУБЕРНАТОР СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

УКАЗ

от 29 апреля 2022 года N 216-УГ


Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на период 2023 - 2027 годов



В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике", Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" и статьей 111 Областного закона от 10 марта 1999 года N 4-ОЗ "О правовых актах в Свердловской области" постановляю:


1. Утвердить схему и программу развития электроэнергетики Свердловской области на период 2023 - 2027 годов (прилагаются).


2. Признать утратившим силу Указ Губернатора Свердловской области от 30.04.2021 N 252-УГ "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на период 2022 - 2026 годов" ("Официальный интернет-портал правовой информации Свердловской области" (www.pravo.gov66.ru), 2021, 30 апреля, N 30203).


3. Контроль за исполнением настоящего Указа возложить на Заместителя Губернатора Свердловской области С.В. Швиндта.


4. Настоящий Указ вступает в силу с 1 января 2023 года.


5. Настоящий Указ опубликовать на "Официальном интернет-портале правовой информации Свердловской области" (www.pravo.gov66.ru).



Губернатор
Свердловской области
Е.В.КУЙВАШЕВ


г. Екатеринбург
29 апреля 2022 года
N 216-УГ



Утверждены
Указом Губернатора
Свердловской области
от 29 апреля 2022 г. N 216-УГ
"Об утверждении схемы и программы
развития электроэнергетики
Свердловской области
на период 2023 - 2027 годов"



СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2023 - 2027 ГОДОВ



Раздел 1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2023 - 2027 ГОДОВ


Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на период 2023 - 2027 годов разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики".


Настоящие схема и программа учитывают:


1) Указ Президента Российской Федерации от 7 мая 2012 года N 596 "О долгосрочной государственной экономической политике";


2) Стратегию социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы, утвержденную Законом Свердловской области от 21 декабря 2015 года N 151-ОЗ "О Стратегии социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы";


3) проект схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2022 - 2028 годы;


4) схемы теплоснабжения муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, на территориях которых расположены объекты электроэнергетики Свердловской области;


5) социально-экономические, экономико-технологические, географические, экологические и ресурсные особенности Свердловской области;


6) сведения о действующих технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;


7) предложения системного оператора, сетевых организаций и исполнительных органов государственной власти Свердловской области по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Свердловской области.


Настоящие схема и программа являются основой для разработки инвестиционных программ территориальных сетевых организаций.


Основной целью разработки настоящих схемы и программы является подготовка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формированию стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.


Основными задачами работы по разработке настоящих схемы и программы являются:


1) подготовка предложений по координированному планированию строительства и ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;


2) подготовка предложений по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 35 кВ и выше по энергосистеме на пятилетний период для обеспечения надежного функционирования энергосистемы в долгосрочной перспективе;


3) информационное обеспечение деятельности исполнительных органов государственной власти Свердловской области при формировании политики в сфере электроэнергетики Свердловской области;


4) обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса Свердловской области.



Раздел 2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Свердловская область - один из крупнейших регионов Российской Федерации, входящий в состав Уральского федерального округа. Свердловская область находится на Евразийском континенте в четвертом часовом поясе на стыке двух частей света - Европы и Азии, в пределах Уральского горного хребта - Северного и Среднего Урала, а также Восточно-Европейской и Западно-Сибирской равнин. Протяженность территории с запада на восток - около 560 км, с севера на юг - около 660 км. Площадь территории Свердловской области составляет 194,3 тыс. кв. км. Свердловская область граничит на юге с Курганской, Челябинской областями и Республикой Башкортостан, на западе - с Пермским краем, на северо-западе - с Республикой Коми, на северо-востоке - с Ханты-Мансийским автономным округом - Югрой, на востоке - с Тюменской областью.


Климат Свердловской области континентальный, средняя температура января - от -16 до -20 град. C, средняя температура июля - от +16 до +19 град. C, количество осадков - около 500 мм в год.


Численность постоянного населения Свердловской области на 1 января 2022 года составляла 4261084 человека. На территории Свердловской области расположены 47 городов, 26 поселков городского типа, 1802 сельских населенных пункта. Местное самоуправление осуществляется на территориях 94 муниципальных образований. В городах проживает около 85% населения. К наиболее крупным городам относятся Екатеринбург, Нижний Тагил, Каменск-Уральский, Первоуральск, Серов.


По большинству основных социально-экономических показателей развития Свердловская область входит в первую десятку регионов Российской Федерации.


Основная часть населения (более 80%) проживает в следующих промышленных районах: Серово-Богословском, Нижнетагильском, Верхнетагильском, Первоуральском, Екатеринбургском, Асбестовско-Артемовском, Каменск-Уральском, Полевском. Карта-схема Свердловской области с основными промышленными районами приведена на рисунке 1.

Рисунок 1. КАРТА-СХЕМА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ С ОСНОВНЫМИ ПРОМЫШЛЕННЫМИ РАЙОНАМИ*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.



Промышленность Свердловской области представлена преимущественно обрабатывающим производством. Профилирующие производства: металлургическое производство (черная и цветная металлургия), производство машин и оборудования, которые обладают высокой фондо- и материалоемкостью с высокой зависимостью от конъюнктуры сырьевых рынков. Добыча полезных ископаемых представлена добычей железных и медных руд, бокситов, асбеста.


В Свердловской области имеются собственные топливно-энергетические ресурсы. Запасы угля незначительны, имеются разведанные запасы нефти на северо-востоке Свердловской области, разработка их по состоянию на 1 марта 2022 года не велась. В Красноуфимском районе ведется разведка месторождений газа, возможность добычи которого оценивается в размере 1,5 - 2 млрд. куб. м в год. Гидроэнергоресурсы представлены в основном малыми реками. Гидропотенциал оценивается в 300 МВт. На территории Свердловской области располагаются существенные запасы торфа (более 3 млрд. т у. т.). В 1985 году был достигнут максимальный уровень добычи торфа, который составил 3,5 млн. тонн. Добыча торфа и его использование на топливные нужды на протяжении длительного периода сокращались.



Раздел 3. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ



Глава 1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы Свердловской области на 1 марта 2022 года составила 10579,501 МВт.


Более половины от всей установленной мощности энергосистемы - 50,8% (5378,5 МВт) - приходится на две электростанции: Рефтинскую ГРЭС и Среднеуральскую ГРЭС.


К наиболее крупным электростанциям, расположенным на территории Свердловской области, относятся Рефтинская ГРЭС, Среднеуральская ГРЭС, Верхнетагильская ГРЭС, Серовская ГРЭС, Ново-Свердловская ТЭЦ, Нижнетуринская ГРЭС и Белоярская АЭС.


Энергосистема Свердловской области входит в состав объединенной энергосистемы Урала. Оперативно-диспетчерское управление энергосистемой осуществляется филиалами АО "СО ЕЭС" "Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Урала" и "Региональное диспетчерское управление энергосистем Свердловской и Курганской областей".


ЭСК энергосистемы Свердловской области достаточно развит, присутствуют ЛЭП класса напряжения 0,4 - 6 - 10 - 20 - 35 - 110 - 220 - 500 кВ. Суммарная протяженность ЛЭП 110 - 220 - 500 кВ на 1 марта 2022 года, по данным сетевых организаций, составила 17,1 тыс. км. Суммарная мощность силовых трансформаторов (автотрансформаторов) с высшим номинальным напряжением 110 - 220 - 500 кВ на понизительных ПС и электростанциях энергосистемы Свердловской области на 1 марта 2022 года составила 43,8 тыс. МВА.


Баланс мощности и электрической энергии энергосистемы Свердловской области является избыточным.


Крупнейшими генерирующими компаниями на территории Свердловской области являются АО "Кузбассэнерго", ПАО "Энел Россия", АО "Интер РАО - Электрогенерация", ПАО "ОГК-2", филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс" и АО "Концерн Росэнергоатом".


Крупнейшими сетевыми организациями на территории Свердловской области являются филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", АО "Екатеринбургская электросетевая компания", АО "Облкоммунэнерго", а также Свердловская дирекция по энергообеспечению и Горьковская дирекция по энергообеспечению - структурные подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД". Часть объектов 220 - 110 кВ и ниже принадлежат организациям - потребителям электрической энергии.


Крупнейшими энергосбытовыми организациями на территории Свердловской области являются Свердловский филиал АО "ЭнергосбыТ Плюс", АО "Екатеринбургэнергосбыт", АО "Нижнетагильская Энергосбытовая компания", филиал АО "Русатом Инфраструктурные решения" в городе Новоуральске.



Глава 2. СТРУКТУРА И СОСТАВ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ


Структура установленной мощности электрических станций, расположенных на территории энергосистемы Свердловской области, по состоянию на 1 марта 2022 года представлена в таблице 1 и на рисунке 2.



Таблица 1

СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ПО СОСТОЯНИЮ НА 1 МАРТА 2022 ГОДА


Номер строки

Тип электростанции

Установленная мощность (МВт)

Доля от установленной мощности энергосистемы Свердловской области (процентов)

1.

АЭС

1485

14,0

2.

ГЭС

7

0,1

3.

ТЭС

9087,501

85,9

4.

Итого

10579,501

100,0


85,9%

┌═══‰

││

││

││

││

││

││

││

││

││14,0%

││┌═══‰

││││0,1%

││││┌═══‰

┌═══┴═══┴═══┬════┴═══┴════┬═══┴═══┴════‰

ТЭС АЭС ГЭС

Рисунок 2. Структура установленной мощности электрических станций, расположенных на территории энергосистемы Свердловской области, по состоянию на 1 марта 2022 года



Перечень электрических станций, расположенных на территории энергосистемы Свердловской области, по состоянию на 1 марта 2022 года представлен в таблице 2.



Таблица 2

ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ПО СОСТОЯНИЮ НА 1 МАРТА 2022 ГОДА

Номер строки

Собственник, наименование электростанции

Установленная мощность (МВт)

Месторасположение электростанции

1

2

3

4

1.

АО "Концерн Росэнергоатом"

1485

-

2.

Белоярская АЭС

1485

г. Заречный

3.

АО "Интер РАО - Электрогенерация"

1062,15

-

4.

Верхнетагильская ГРЭС

1062,15

г. Верхний Тагил

5.

ПАО "ОГК-2"

451

-

6.

Серовская ГРЭС

451

г. Серов

7.

АО "Кузбассэнерго"

3800

-

8.

Рефтинская ГРЭС

3800

пос. Рефтинский

9.

ПАО "Энел Россия"

1578,5

-

10.

Среднеуральская ГРЭС

1578,5

г. Среднеуральск

11.

Филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс"

1348

-

12.

Ново-Свердловская ТЭЦ

557

г. Екатеринбург

13.

Нижнетуринская ГРЭС

484

г. Нижняя Тура

14.

Академическая ТЭЦ

228

г. Екатеринбург

15.

Свердловская ТЭЦ

24

г. Екатеринбург

16.

Верхотурская ГЭС

7

Верхотурский район (река Тура)

17.

Первоуральская ТЭЦ

24

г. Первоуральск

18.

ТЭЦ Уральского турбомоторного завода

24

г. Екатеринбург

19.

Филиал "РУСАЛ Каменск-Уральский"

121

-

20.

Красногорская ТЭЦ

121

г. Каменск-Уральский

21.

Филиал "РУСАЛ Краснотурьинск"

135,5

-

22.

Богословская ТЭЦ

135,5

г. Краснотурьинск

23.

ОАО "Богдановичская генерирующая компания"

8,6

-

24.

Богдановичская ТЭЦ

8,6

г. Богданович

25.

АО "ГТ Энерго"

60

-

26.

Режевская ГТ-ТЭЦ

18

г. Реж

27.

Екатеринбургская ГТ-ТЭЦ

18

г. Екатеринбург

28.

Ревдинская ГТ-ТЭЦ

24

г. Ревда

29.

АО "ЕВРАЗ КГОК"

50

-

30.

Качканарская ТЭЦ

50

г. Качканар

31.

АО "ЕВРАЗ НТМК"

149,9

-

32.

ТЭЦ Нижнетагильского металлургического комбината

149,9

г. Нижний Тагил

33.

АО "Научно-производственная корпорация "Уралвагонзавод" имени Ф.Э. Дзержинского"

108

-

34.

ТЭЦ АО "НПК "Уралвагонзавод"

108

г. Нижний Тагил

35.

ЗАО "Межотраслевой Концерн "Уралметпром"

70,5

-

36.

ТЭЦ ЗАО "Межотраслевой Концерн "Уралметпром"

70,5

г. Екатеринбург

37.

АО "Синарская ТЭЦ"

12

-

38.

ТЭЦ АО "Синарский трубный завод"

12

г. Каменск-Уральский

39.

АО "Штарк Энерджи Екатеринбург"

21,5

-

40.

Мини-ТЭЦ ПАО "СУМЗ"

21,5

г. Ревда

41.

АО "Русатом Инфраструктурные решения"

24,9

-

42.

ТЭЦ в г. Новоуральске

24,9

г. Новоуральск

43.

АО "Невьянский цементник"

24,9

-

44.

Невьянская ТЭС

24,9

пос. Цементный

45.

ООО "Газпром трансгаз Екатеринбург"

8

-

46.

ГТЭС-4 АРП Сысерть

4

г. Сысерть

47.

ГТЭС АРП Арамиль

4

г. Арамиль

48.

АО "Уралэлектромедь"

2,4

-

49.

Мини-ТЭЦ ПСЦМ АО "Уралэлектромедь"

2,4

г. Кировград

50.

АО "НЛМК-Урал"

10,951

-

51.

Энергоцентр "Березовский"

6,451

г. Березовский

52.

Энергокомплекс г. Нижние Серги

4,5

г. Нижние Серги

53.

ООО "Штарк Энерджи Серов"

24,9

-

54.

ТЭЦ ПАО "НМЗ"

24,9

г. Серов

55.

ООО "Аггреко Евразия"

14,3

-

56.

ТЭС ООО "Аггреко Евразия"

14,3

г. Первоуральск

57.

ООО "Штарк Энерджи Ревда"

7,5

-

58.

ПТУ ПАО "СУМЗ"

7,5

г. Ревда

59.

Итого по энергосистеме Свердловской области

10579,501

-


Структура распределения установленной мощности электрических станций Свердловской области по состоянию на 1 марта 2022 года приведена на рисунке 3.


36%

┌═══‰

││

││

││

││

││

││

15% ││

┌═══‰ ││14%

││││┌═══‰ 13%

││││││┌═══‰

││││││10% ││

││││││┌═══‰ ││8%

││││││││4% ││┌═══‰

││││││││┌═══‰ ││││

││││││││││││││

┌═══┴═══┴════┬══════┴═══┴════════┬═════┴═══┴════┬═══════┴═══┴═════┬═════┴═══┴═════┬════┴═══┴═════┬════┴═══┴════‰

ПАО "Энел АО "Кузбассэнерго" ОАО "Концерн АО "Интер РАО - ПАО "ОГК-2" Филиал Прочие

Россия" (3800 МВт) Росэнергоатом" Электрогенерация" (451 МВт) "Свердловский" производители

(1578,5 МВт) (1485 МВт) (1062,15 МВт) ПАО "Т Плюс" электроэнергии

(1348 МВт) (854,851 МВт)

Рисунок 3. Структура распределения установленной мощности электрических станций Свердловской области по состоянию на 1 марта 2022 года




Глава 3. ВОЗРАСТНАЯ СТРУКТУРА ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ


С 1 февраля 2021 года по 1 марта 2022 года существенных изменений в возрастной структуре оборудования электрических станций на территории энергосистемы Свердловской области не произошло. В указанный период проведены следующие мероприятия:


1) введено в эксплуатацию генерирующее оборудование ТЭС ООО "Аггреко Евразия" (ООО "Аггреко Евразия") установленной мощностью 14,3 МВт;


2) введено в эксплуатацию генерирующее оборудование ПТУ ПАО "СУМЗ" (ООО "Штарк Энерджи Ревда") установленной мощностью 7,5 МВт.


По состоянию на 1 марта 2022 года доля мощностей, введенных с начала 2021 года, составила 0,2%. Мощность генерирующего оборудования, введенного более 60 лет назад (до 1960 года), составила 3,1%. Возрастная структура оборудования электростанций Свердловской области на 1 марта 2022 года представлена в приложении N 1 к настоящим схеме и программе. График введенной мощности от установленной на 1 марта 2022 года показан на рисунке 4.


проценты

100 ‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

90 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

80 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

70 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

60 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

50 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

40 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ ├══════┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

30 ┤│xxxxxx│ │xxxxxx│ │││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│

││xxxxxx│ │xxxxxx│ │39,9 ││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ ├══════┤│xxxxxx│

20 ┤│xxxxxx│ ├══════┤│││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │││xxxxxx│

││xxxxxx│ │20,3 ││││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │││xxxxxx│

10 ┤├══════┤│││││xxxxxx│ │xxxxxx│ │xxxxxx│ │28,7 ││xxxxxx│

││3,1 │││││├═5,5══┤ │0,3 │├══2,0═┤ │││0,2 │

0 └══┴══════┴═┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══┬══┴══════┴══‰

до 1960 1961 - 1970 1971 - 1980 1981 - 1990 1991 - 2000 2001 - 2010 2011 - 2020 2021 - 2022 год


┌══════‰

│xxxxxx│ Установленная мощность, проценты

└══════…

┌══════‰

││Вводимая в процентах от установленной, проценты

└══════…

Рисунок 4. График введенной мощности от установленной на 1 марта 2022 года




Глава 4. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Основу ЭСК энергосистемы Свердловской области составляют электрические сети напряжением 0,4 - 6 - 10 - 20 - 35 - 110 - 220 - 500 кВ. Основные характеристики электросетевого хозяйства Свердловской области:

ПС 500 кВ

-

6 штук;

ПС (ПП) 220 кВ

-

40 штук;

ПС 110 кВ

-

605 штук;

ПС 35 кВ

-

165 штук;

ТП 10 - 6/0,4 кВ

-

более 16080 штук;

ЛЭП 500 кВ

-

1988,2 км;

ЛЭП 220 кВ

-

3500,2 км;

ЛЭП 110 кВ

-

11566,6 км;

ЛЭП 35 - 0,4 кВ

-

более 61600 км.


С 1 марта 2021 года по 1 марта 2022 года в части характеристик ЭСК на территории энергосистемы Свердловской области произошли следующие изменения:


1) введена в эксплуатацию ПС 110 кВ Полиметалл с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью 10 МВА каждый с присоединением к сети отпайками от ВЛ 110 кВ Серов - Воронцовский ГОК с отпайками и от ВЛ 110 кВ Краснотурьинск - Воронцовский ГОК с отпайками;


2) введен в эксплуатацию силовой трансформатор Т-1 мощностью 10 МВА напряжением 110/10 кВ на ПС 110 кВ Балтымская;


3) введен в эксплуатацию силовой трансформатор Т-1 мощностью 25 МВА на ПС 110 кВ Шпагатная в рамках выполнения первого этапа реконструкции подстанции с последующей заменой на трансформатор мощностью 40 МВА;


4) на ПС 110 кВ Центральная котельная введен в эксплуатацию трансформатор Т-1 мощностью 25 МВА;


5) в рамках реконструкции ПС 110 кВ Горный Щит произведена замена трансформаторов Т-2 и Т-3 (ММПС) мощностью 16 МВА и 25 МВА соответственно с заменой на новые трансформаторы Т-1 и Т-2 мощностью 40 МВА каждый;


6) введен в эксплуатацию силовой трансформатор Т-5 на ПС 110 кВ Коксовая мощностью 63 МВА;


7) на ПС 220 кВ Окунево в связи с непригодностью к дальнейшей эксплуатации выведен из эксплуатации автотрансформатор АТ-2.


Основные характеристики приведены по данным наиболее крупных сетевых организаций на территории Свердловской области, таких как филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиал "Свердловэнерго" ОАО "МРСК Урала", АО "Екатеринбургская электросетевая компания", АО "Облкоммунэнерго" и ОАО "РЖД". На территории Свердловской области также функционирует более 45 территориальных сетевых организаций. Характеристика ЭСК Свердловской области по классам напряжения на 1 марта 2022 года приведена в приложении N 2 к настоящим схеме и программе.



Глава 5. ОСНОВНЫЕ ВНЕШНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВЯЗИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Энергосистема Свердловской области входит в объединенную энергосистему Урала и граничит с энергосистемами Пермского края, Челябинской и Курганской областей, Республики Башкортостан, а также с энергосистемой Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов. Внешние электрические связи энергосистемы Свердловской области представлены в таблице 3.



Таблица 3

ВНЕШНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВЯЗИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Номер строки

Наименование энергосистемы

Диспетчерское наименование линии электропередачи

1

2

3

1.

Энергосистема Пермского края

ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Емелино

2.

ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ

3.

ВЛ 500 кВ Тагил - Калино

4.

ВЛ 220 кВ Ирень - Партизанская

5.

ВЛ 220 кВ Красноуфимская - Ирень

6.

ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар

7.

ВЛ 110 кВ Глухарь - Платоновская

8.

ВЛ 110 кВ Глухарь - Шамары

9.

ВЛ 110 кВ Европейская - Чекмень

10.

ВЛ 110 кВ Качканар - Промысла с отпайками

11.

ВЛ 110 кВ Красноуфимская - Романовка I и II цепь

12.

Энергосистема Челябинской области

ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Мраморная

13.

ВЛ 500 кВ Исеть - Козырево

14.

ВЛ 220 кВ Кунашак - Каменская

15.

ВЛ 500 кВ Курчатовская - Шагол

16.

ВЛ 110 кВ Нижняя-т - 19 км

17.

ВЛ 110 кВ Уфалей - Малахит I цепь с отпайкой на ПС Ново-Ивановская

18.

ВЛ 110 кВ Уфалей - Малахит II цепь с отпайками

19.

ВЛ 35 кВ Рыбниково - Ларино

20.

Энергосистема Курганской области

ВЛ 220 кВ Высокая - Каменская

21.

ВЛ 110 кВ Каменская - В. Ключи с отпайками на ПС ЖБК

22.

ВЛ 110 кВ Колчедан - Чуга-Т

23.

Энергосистема Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов

ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень N 1 и N 2

24.

ВЛ 220 кВ Тюмень - Тавда

25.

ВЛ 110 кВ Велижаны - Увал с отпайкой на ПС Чугунаево

26.

ВЛ 110 кВ Гужевое - Кармак

27.

ВЛ 110 кВ Картопья - Атымья N 1 и N 2 с отпайками

28.

ВЛ 110 кВ МДФ - Тавда с отпайками

29.

ВЛ 110 кВ Молчаново - Устье с отпайками

30.

ВЛ 110 кВ Перевалово - Верховино

31.

ВЛ 110 кВ Сотник - Тавда N 2 с отпайками

32.

Энергосистема Республики Башкортостан

ВЛ 35 кВ Сажино - Усть-Икинск



Глава 6. АНАЛИЗ БАЛАНСА РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 110 КВ И ВЫШЕ, А ТАКЖЕ РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ВВОДУ ИСТОЧНИКОВ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И СРЕДСТВ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ


Напряжение в электрической сети 110 - 220 - 500 кВ энергосистемы Свердловской области контролируется и регулируется в контрольных пунктах по напряжению. Заданные уровни напряжений в контрольных пунктах выдерживаются путем отдачи субъектам электроэнергетики команд на изменение режима работы генерирующего оборудования по реактивной мощности, режима работы средств компенсации реактивной мощности, коэффициента трансформации автотрансформаторов и иное.


В целях регулирования напряжения в сети 110 - 220 - 500 кВ энергосистемы Свердловской области на энергообъектах установлены и используются следующие виды средств компенсации реактивной мощности: шунтирующие реакторы и батареи статических конденсаторов. Суммарная установленная мощность средств компенсации реактивной мощности на 1 марта 2022 года составила 976,72 Мвар.


Характеристика средств компенсации реактивной мощности с номинальным напряжением 110 кВ и выше на 1 марта 2022 года приведена в приложении N 3 к настоящим схеме и программе.


Анализ баланса реактивной мощности в электрической сети 110 - 220 - 500 кВ энергосистемы Свердловской области показывает, что существующих средств компенсации реактивной мощности и других устройств (оборудования), обеспечивающих регулирование напряжения, достаточно для поддержания напряжения в сети в допустимых пределах, разработка рекомендаций по вводу дополнительных источников реактивной мощности и средств компенсации реактивной мощности не требуется.



Глава 7. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Период с 2017 до начала 2018 года характеризуется приростом потребления электрической энергии в энергосистеме Свердловской области, что связано с восстановлением экономической ситуации после введенных ранее внешних экономических санкций.


В 2020 году зафиксировано существенное снижение потребления электрической энергии в энергосистеме Свердловской области. В 2020 году по сравнению с 2019 годом потребление электрической энергии снизилось на 4,0%, что связано с эпидемиологическими факторами (распространение новой коронавирусной инфекции (COVID-19)). В 2021 году наблюдался восстановительный рост на 4,0%.


Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Свердловской области за 2017 - 2021 годы представлена в таблице 4 и на рисунке 5. Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Свердловской области по отношению к предыдущему году показана на рисунке 6.



Таблица 4

ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА 2017 - 2021 ГОДЫ


Номер строки

Наименование показателя

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

1.

Потребление электрической энергии, млн. кВт.ч

42872,1

43489,6

43078,8

41347,0

43004,5

2.

Абсолютный прирост потребления электрической энергии (по отношению к предшествующему году), млн. кВт.ч

446,1

617,5

-410,8

-1731,8

1657,5

3.

Динамика потребления электрической энергии (по отношению к предшествующему году), процентов

1,1

1,4

-0,9

-4,0

4,0


млн. кВт.ч

44000,0 ┤

43500,0 ┤43489,6

│┌══════‰ 43078,8 43004,5

43000,0 ┤42872,1 ││┌══════‰ ┌══════‰

│┌══════‰ ││││││

42500,0 ┤││││││││

│││││││││

42000,0 ┤││││││││

│││││││││

41500,0 ┤││││││41347,0 ││

│││││││┌══════‰ ││

41000,0 ┤││││││││││

│││││││││││

40500,0 ┤││││││││││

│││││││││││

40000,0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═‰

2017 2018 2019 2020 2021 год

Рисунок 5. Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Свердловской области за 2017 - 2021 годы



Динамика

потребления

в процентах

5,0 ‰

│4,0

4,0 ┤┌══════‰

│││

│││

│││

3,0 ┤││

│││

│││

│││

2,0 │││

│││

│1,4 ││

│1,1 ┌══════‰ ││

1,0 ┤┌════‰ ││││

│││││││

│││││││

│││││││

0,0 ┼════┴════┴══┬═┴══════┴═┬═┬══════┬═┬═┬══════┬═┬═┴══════┴═‰

│2017 2018 │2019 ││2020 │2021 год

│││││

│└══════…││

-1,0 ┤-0,9 ││

│││

│││

│││

-2,0 ┤││

│││

│││

│││

-3,0 ┤││

│││

│││

│││

-4,0 ┤└══════…

│-4,0

-5,0 …

Рисунок 6. Динамика потребления электрической энергии энергосистемы Свердловской области по отношению к предыдущему году



Период с 2017 до конца 2021 года характеризуется разнонаправленной динамикой изменения максимумов потребления мощности. Одним из определяющих факторов, который оказывает влияние на величину максимума потребления мощности энергосистемы, является температура наружного воздуха.


Годовые объемы потребления электрической энергии в большей степени определяют объективную динамику потребления электрической энергии и мощности, преимущественно обусловленную макроэкономическими факторами, поскольку на годовом интервале климатические факторы в основном нивелированы.


По сравнению с 2020 годом в 2021 году максимум потребления мощности увеличился на 395 МВт, или на 6,6%. На такое значительное увеличение, потребления помимо температурного фактора, оказал влияние восстановительный рост экономики после окончания ограничений, вводимых в 2020 году вследствие эпидемиологического фактора (распространение новой коронавирусной инфекции (COVID-19)).


Динамика изменения максимума потребления мощности энергосистемы Свердловской области за 2017 - 2021 годы представлена в таблице 5. Годовой максимум потребления мощности энергосистемы Свердловской области показан на рисунке 7. График изменения максимумов потребления мощности энергосистемы Свердловской области по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 8.



Таблица 5

ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ МАКСИМУМА ПОТРЕБЛЕНИЯ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА 2017 - 2021 ГОДЫ


Номер строки

Наименование показателя

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

1.

Собственный максимум потребления мощности, МВт

6460

6349

6456

6013

6408

2.

Абсолютный прирост потребления мощности (по отношению к предшествующему году), МВт

-160

-111

107

-443

395

3.

Темпы прироста (по отношению к предшествующему году), процентов

-2,4

-1,7

1,7

-6,9

6,6


МВт

6500 ‰ 6460

│┌══════‰ 6456 6408

6400 ┤││┌══════‰ ┌══════‰

│││6349 ││││

6300 ┤││┌══════‰ ││││

│││││││││

6200 ┤││││││││

│││││││││

6100 ┤││││││││

│││││││6013 ││

6000 ┤││││││┌══════‰ ││

│││││││││││

5900 ┤││││││││││

│││││││││││

5800 ┤││││││││││

│││││││││││

5700 ┼═════┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═‰

2017 2018 2019 2020 2021 год

Рисунок 7. Годовой максимум потребления мощности энергосистемы Свердловской области



Изменение максимума

нагрузки в процентах


8,0 ‰

│6,6

│┌══════‰

6,0 │││

│││

│││

│││

4,0 ┤││

│││

│││

│││

2,0 ┤1,7 ││

│┌══════‰ ││

│││││

│││││

0,0 ┼═════┬══════┬═┬═┬══════┬═┬═┴══════┴═┬═┬══════┬══┬═┴══════┴══‰ год

││2017 ││2018 │2019 │2020 │2021

│││││││

│││└══════…││

-2,0 ┤││-1,7 ││

│└══════…││

│-2,4 ││

│││

-4,0 ┤││

│││

│││

│││

-6,0 ┤││

│└══════…

│-6,9

-8,0 …

Рисунок 8. График изменения максимумов потребления мощности энергосистемы Свердловской области по отношению к предыдущему году




Глава 8. СТРУКТУРА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ


В структуре потребления электрической энергии Свердловской области преобладают промышленные потребители. Наибольшую долю в электропотреблении составляют потребители черной и цветной металлургии - около 28%, население - около 11%, собственные нужды электростанций (энергетика) - около 8%, добывающая промышленность - около 5%.


Структура потребления электрической энергии Свердловской области показана на рисунке 9.


Перечень наиболее крупных существующих потребителей электрической энергии в энергосистеме Свердловской области приведен в приложении N 4 к настоящим схеме и программе.


Перечень наиболее крупных перспективных потребителей электрической энергии в энергосистеме Свердловской области приведен в приложении N 5 к настоящим схеме и программе.


38%

┌═══‰

││

28% ││

┌═══‰ ││

││││

││││

││││

││││

││││11%

││8% ││┌═══‰

││┌═══‰ ││││

││││5% ││││4%

││││┌═══‰ 2% ││││┌═══‰ 2%

││││││1% ┌═══‰ ││1% ││││┌═══‰

││││││┌═══‰ ││││┌═══‰ ││││││

┌═══┴═══┴════┬═══┴═══┴═══┬════┴═══┴═════┬════┴═══┴════┬════┴═══┴═════┬════┴═══┴══════┬════┴═══┴══════┬═══┴═══┴═══┬═══┴═══┴═══┬═══┴═══┴══‰

Черная и Энергетика Добывающая Перекачка Химическая Другие виды Производство Население Электро- Потери

цветная промышленность нефти и газа промышленность деятельности стройматериалов транспорт ЕНЭС

металлургия

Рисунок 9. Структура потребления электрической энергии Свердловской области




Глава 9. СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПО ТИПАМ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ВИДАМ СОБСТВЕННОСТИ


Производство электрической энергии в энергосистеме Свердловской области в 2021 году составило 56671,1 млн. кВт.ч, что выше уровня 2021 года на 254,1 млн. кВт.ч.


Структура выработки электрической энергии в 2017 - 2021 годах представлена в таблице 6 и на рисунке 10.



Таблица 6

СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В 2017 - 2021 ГОДАХ


Номер строки

Год

Производство электрической энергии, всего (млн. кВт.ч)

В том числе

АЭС

ТЭС

ГЭС

млн. кВт.ч

доля (процентов)

млн. кВт.ч

доля (процентов)

млн. кВт.ч

доля (процентов)

1.

2017

54779,9

10201,9

18,62

44551,8

81,33

26,2

0,05

2.

2018

54800,6

8838,2

16,13

45942,5

83,83

19,8

0,04

3.

2019

56240,3

9778,69

17,38

46441,8

82,58

19,8

0,04

4.

2020

56417,0

10831,05

19,20

45564,3

80,76

21,6

0,04

5.

2021

56671,1

7806,00

13,78

48851,7

86,20

13,4

0,02


млн. кВт.ч

┌═══════‰19,80 ┌════════‰21,60 ┌════════‰13,40

┌════════‰26,20 ┌════════‰19,80 │yyyyyyy│ │yyyyyyyy│ │yyyyyyyy│

│yyyyyyyy│ │yyyyyyyy│ ├═══════┤├════════┤├════════┤

├════════┤├════════┤│││││7806,00 │

│││││9778,69│ ││││

50000 ‰ │10201,90│ │8838,20 ││││10831,05│ ├════════┤┌═‰

│││├════════┤├═══════┤│││xxxxxxxx│ │y│ ГЭС

│├════════┤│xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ ├════════┤│xxxxxxxx│ └═…

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ ┌═‰

40000 ┤│xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ ││АЭС

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ └═…

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ ┌═‰

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │x│ ТЭС

30000 ┤│xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ └═…

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││44551,80│ │45942,50│ │46441,8│ │45564,30│ │48851,70│

20000 ┤│xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

10000 ┤│xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

││xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxx│ │xxxxxxxx│ │xxxxxxxx│

0 ┼═══┴════════┴═══┬═══┴════════┴═══┬═══┴═══════┴═══┬═══┴════════┴═══┬═══┴════════┴═════‰

2017 2018 2019 2020 2021 год

Рисунок 10. Структура выработки электрической энергии в 2017 - 2022 годах




Глава 10. ХАРАКТЕРИСТИКА БАЛАНСОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА 2017 - 2021 ГОДЫ


В период с 2017 по 2021 год энергосистема Свердловской области была избыточной как по мощности, так и по электрической энергии. Баланс электрической энергии энергосистемы Свердловской области приведен в таблице 7. Баланс мощности энергосистемы Свердловской области приведен в таблице 8.



Таблица 7

БАЛАНС ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Номер строки

Наименование показателя

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

1.

Потребление электрической энергии, млн. кВт.ч

42872,1

43489,6

43078,8

41347,0

43004,5

2.

Производство, млн. кВт.ч

54779,9

54800,6

56240,3

56417,0

56671,1

3.

Избыток (-)/дефицит (+), млн. кВт.ч

-11907,8

-11311,0

-13161,5

-15070,0

-13666,6



Таблица 8

БАЛАНС МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Номер строки

Наименование показателя

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

1.

Собственный максимум потребления мощности, МВт

6460

6349

6456

6013

6408

2.

Генерация, МВт

7714

7932

7802

7568

8104

3.

Избыток (-)/дефицит (+), МВт

-1254

-1583

-1346

-1555

-1696


Избытки сальдо перетоков электрической энергии и мощности энергосистемы Свердловской области за 2017 - 2021 годы приведены на рисунках 11 и 12.


млн. кВт.ч

16000 ‰

│15070,0

│┌═════‰

14000 ┤││13666,6

│13161,5 ││┌═════‰

│┌═════‰ ││││

12000 ┤11907,8 ││││││

│┌═════‰ 11311,0 ││││││

│││┌═════‰ ││││││

10000 │││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

8000 ┤││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

6000 ┤││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

4000 ┤││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

2000 ┤││││││││││

│││││││││││

│││││││││││

0 ┼═══┴═════┴═┬═┴═════┴══┬═┴═════┴═┬═┴═════┴══┬═┴═════┴═══‰

2017 2018 2019 2020 2021 год

Рисунок 11. Избыток сальдо перетоков электрической энергии энергосистемы Свердловской области за 2017 - 2021 годы



МВт

1800 ‰ 1696

│┌══════‰

1600 ┤1583 1555 ││

│┌══════‰ ┌══════‰ ││

1400 ┤1254 ││1346 ││││

│┌══════‰ ││┌══════‰ ││││

1200 ┤││││││││││

│││││││││││

1000 ┤││││││││││

│││││││││││

800 ┤││││││││││

│││││││││││

600 ┤││││││││││

│││││││││││

400 ┤││││││││││

│││││││││││

200 ┤││││││││││

│││││││││││

0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══‰

2017 2018 2019 2020 2021 год

Рисунок 12. Избыток сальдо перетоков мощности энергосистемы Свердловской области за 2017 - 2021 годы




Глава 11. МОНИТОРИНГ ПРИРОСТА ФАКТИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ, А ТАКЖЕ ПОСТУПАЮЩИХ ЗАЯВОК НА ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРИСОЕДИНЕНИЯ В ГОРОДЕ ЕКАТЕРИНБУРГЕ


Данные мониторинга прироста фактической нагрузки, а также поступающих заявок на осуществление технологического присоединения в энергорайонах города Екатеринбурга, в которых фиксируется наибольшее количество таких заявок (Екатеринбургский энергорайон, энергорайон ПС 110 кВ Сибирская, энергорайон транзита 110 кВ Южная - Нижне-Исетская - Сибирская), приведены на рисунках 13 - 18.


Анализ приведенных на рисунках 13 - 18 графиков свидетельствует об отсутствии прироста потребления электрической мощности в энергорайонах города Екатеринбурга, в которых фиксируется наибольшее количество поступающих заявок на осуществление технологического присоединения.


Суммарная

максимальная

мощность

Потребление энергопринимающих

энергорайона, устройств,

МВт МВт

1600 ‰ 1533 1502 1560 ┌400,0

│x 1453 x 1488 x │

┤x x 1441 ├350,0

│x │

1200 ┤├300,0

││

┤├250,0

││

800 ┤181,9 ├200,0

│┌══════‰ 153,9 │

┤││126,0 127,7 ┌══════‰ 131,6 ├150,0

│││┌══════‰ ┌══════‰ ││┌══════‰ 107,5 │

400 ┤││││││││││┌══════‰ ├100,0

││││││││││││││

┤││││││││││││├50,0

││││││││││││││

0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┤0,0

2016 год 2017 год 2018 год 2019 год 2020 год 2021 год


┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…процедура технологического присоединения в отношении которых

завершена, МВт


x потребления энергорайона, МВт

Рисунок 13. Динамика прироста фактической нагрузки в Екатеринбургском энергорайоне



Суммарная

максимальная

мощность

энергопринимающих

устройств, МВт

600 ‰

500 ┤

400 ┤

│317,0

│┌══════‰

300 ┤││

│││

│││

200 ┤││

│││134,1

│││┌══════‰

100 ┤││││

│││││9,0 4,9 5,0

│││││┌══════‰ ┌══════‰ ┌══════‰ 0,0

0 ┼══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══┬═┴══════┴══┬═┴══════┴══┬═┴══════┴══‰

2022 год 2023 год 2024 год 2025 год 2026 год 2027 год


┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…планируемых к присоединению в соответствующем году, МВт

Рисунок 14. Объем поступающих заявок об осуществлении технологического присоединения в Екатеринбургском энергорайоне



Суммарная

максимальная

мощность

Потребление энергопринимающих

энергорайона, устройств,

МВт МВт

500 ‰ 483 477 473 ┌200,0

│x 460 x 465 x │

450 ┤x x 446 ├180,0

│x │

400 ┤├160,0

││

350 ┤├140,0

││

300 ┤├120,0

││

250 ┤├100,0

││

200 ┤74,9 ├80,0

│┌══════‰ │

150 ┤││47,2 48,6 ├60,0

│││┌══════‰ 39,5 ┌══════‰ │

100 ┤││35,5 34,8 ││┌══════‰ ││├40,0

│││┌══════‰ ┌══════‰ │││││││

50 ┤││││││││││││├20,0

││││││││││││││

0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══┼0,0

2016 год 2017 год 2018 год 2019 год 2020 год 2021 год


┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…процедура технологического присоединения в отношении которых

завершена, МВт


x потребления энергорайона, МВт

Рисунок 15. Динамика прироста фактической нагрузки в энергорайоне ПС 110 кВ Сибирская



Суммарная

максимальная

мощность

энергопринимающих

устройств, МВт

500 ‰

400 ┤

300 ┤

200 ┤

│142,4

│┌══════‰

100 ┤││

│││39,5

│││┌══════‰ 5,3 3,6

│││││┌══════‰ ┌══════‰ 0,0 0,0

0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══┬═┴══════┴══┬═┴═══════┴══┬═┴═══════┴══‰

2022 год 2023 год 2024 год 2025 год 2026 год 2027 год


┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…планируемых к присоединению в соответствующем году, МВт

Рисунок 16. Объем поступающих заявок об осуществлении технологического присоединения в энергорайоне ПС 110 кВ Сибирская



Суммарная

максимальная

мощность

Потребление энергопринимающих

энергорайона, устройств,

МВт МВт

150 ‰ ┌100,0

│136 │

│133 131 130 x 132 ├90,0

│x 124 x x x │

│x ├80,0

││

100 ┤├70,0

││

│├60,0

││

│├50,0

││

│├40,0

50 ┤31,9 │

│┌══════‰ ├30,0

│││21,1 │

│││16,9 18,7 ┌══════‰ ├20,0

│││13,5 14,1 ┌══════‰ ┌══════‰ │││

│││┌══════‰ ┌══════‰ ││││││├10,0

││││││││││││││

0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┼0,0

2016 год 2017 год 2018 год 2019 год 2020 год 2021 год


┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…процедура технологического присоединения в отношении которых

завершена, МВт


x потребления энергорайона, МВт

Рисунок 17. Динамика прироста фактической нагрузки в энергорайоне транзита 110 кВ Южная - Нижне-Исетская - Сибирская



Суммарная

максимальная

мощность

энергопринимающих

устройств, МВт

150 ‰

100 ┤

50 ┤

│31,4

│┌══════‰

│││7,5

│││┌══════‰ 0,0 0,0 0,0 0,0

0 ┼══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══┬═┴══════┴═┬═┴═══════┴═┬═┴═══════┴══‰

2022 год 2023 год 2024 год 2025 год 2026 год 2027 год


┌═════‰

││максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителей,

└═════…планируемых к присоединению в соответствующем году, МВт

Рисунок 18. Объем поступающих заявок об осуществлении технологического присоединения в энергорайоне транзита 110 кВ Южная - Нижне-Исетская - Сибирская




Глава 12. СТРУКТУРА ТОПЛИВНОГО БАЛАНСА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ


Достигнутый уровень производства электроэнергии на электростанциях Свердловской области - 56,7 млрд. кВт.ч (в том числе 7,8 млрд. кВт.ч на АЭС). Кроме того, на электростанциях вырабатывается более 54% тепловой энергии, производимой в Свердловской области.


Структура органического топлива, используемого при выработке электроэнергии тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ - 56%, уголь - 43%, мазут - 1%.


Структура топлива, используемого в целях производства тепла тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ - 83%, уголь - 12%, продукты переработки нефти - 2%, прочее - 3%.


Общая структура топливного баланса электростанций Свердловской области с учетом топливного коэффициента АЭС составляет: газ - 45,2%, уголь - 36,4%, ядерное топливо - 16,1%, прочее - 2,3%.


Основной угольной базой для электростанций Свердловской области является Экибастузский бассейн (Республика Казахстан, Павлодарская область). Природный газ поступает из Западной Сибири. Структура топливного баланса электроэнергетического комплекса Свердловской области представлена на рисунке 19.


45,2%

┌══════‰

││

││36,4%

││┌══════‰

││││

││16,1% ││

││┌══════‰ 2,3% ││

││││┌══════‰ ││

┌══┴══════┴══════┴══════┴════════┴══════┴═════┴══════┴═‰

Газ Ядерное топливо Прочее Уголь

Рисунок 19. Структура топливного баланса электроэнергетического комплекса Свердловской области



Наличие в Свердловской области Рефтинской ГРЭС - крупнейшей электростанции в стране, использующей уголь в качестве основного топлива, обусловило более высокую долю угля в топливном балансе Свердловской области, чем по Российской Федерации в целом. Обеспечивая диверсифицированность топливной базы, Рефтинская ГРЭС тем не менее является крупнейшим в регионе загрязнителем, который наряду с выбросами оксидов углерода, азота и серы в атмосферу образует ежегодно около 4 млн. тонн твердых остатков в виде золы.



Глава 13. АНАЛИЗ НАЛИЧИЯ ВЫПОЛНЕННЫХ СХЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


В настоящей главе приведены результаты анализа выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, отмечены предложения по строительству (выводу из эксплуатации, реконструкции, техническому перевооружению) источников тепловой энергии. В целях более подробного описания проблематики в существующей системе теплоснабжения муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, ниже представлены результаты анализа существующего состояния и перспектив развития систем теплоснабжения по некоторым из крупных населенных пунктов Свердловской области. Перечень выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, приведен в приложении N 6 к настоящим схеме и программе.


Основными критериями при разработке перспективных вариантов развития схемы теплоснабжения являются надежность и качество теплоснабжения, минимизация капитальных затрат.


При разработке схем теплоснабжения должны рассматриваться все возможные варианты повышения их эффективности, в том числе:


1) оптимизация сложившихся зон теплоснабжения в целях минимизации программы мероприятий по новому строительству (изменение режимов работы тепловых сетей и источников);


2) закрытие низкоэффективных котельных;


3) возможность работы низкоэффективных котельных в "пиковом" режиме;


4) внедрение энергосберегающих мероприятий;


5) перевод потребителей с открытой схемы подключения на закрытую.


Федеральный закон от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении" предполагает повсеместный переход теплоснабжения на закрытую схему при проектировании новых тепловых сетей и реконструкции существующих. Реализация перехода на закрытую схему - задача муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области.


Согласно Постановлению Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" в рамках схемы теплоснабжения должны быть обоснованы следующие предложения:


1) реконструкция и строительство тепловых сетей, обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки из зон с дефицитом тепловой мощности в зоны с избытком тепловой мощности (использование существующих резервов);


2) строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки под жилищную, комплексную или производственную застройку в осваиваемых районах поселения;


3) строительство тепловых сетей, обеспечивающих условия, при наличии которых существует возможность поставок тепловой энергии потребителям от различных источников тепловой энергии при сохранении надежности теплоснабжения;


4) строительство или реконструкция тепловых сетей для повышения эффективности функционирования системы теплоснабжения, в том числе за счет перевода котельных в "пиковый" режим работы или ликвидации котельных;


5) строительство тепловых сетей для обеспечения нормативной надежности теплоснабжения;


6) реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра трубопроводов для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки;


7) реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса;


8) строительство и реконструкция насосных станций.



Глава 14. ОПИСАНИЕ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА


Система теплоснабжения города Екатеринбурга является крупнейшей в Свердловской области. Численность населения города Екатеринбурга на 1 января 2021 года составляет 1378,9 тыс. человек, площадь территории - 1143 кв. км.


В городе Екатеринбурге преобладает централизованное теплоснабжение от ТЭЦ, крупных муниципальных районных и промышленных котельных, в организации которого участвуют 52 предприятия. Всего на территории города Екатеринбурга работает более 111 теплоисточников.


Базовыми источниками теплоснабжения являются источники с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии:


1) Ново-Свердловская ТЭЦ, Свердловская ТЭЦ, ТЭЦ ул. Фронтовых бригад, д. 18, Академическая ТЭЦ (ПАО "Т Плюс");


2) Среднеуральская ГРЭС (ПАО "Энел Россия");


3) ТЭЦ ЗАО Межотраслевой концерн "Уралметпром" (ЗАО МК "Уралметпром");


4) ТЭЦ ЭПК УрФУ;


5) электростанции АО "ГТ Энерго".


От ТЭЦ и ГРЭС обеспечивается около 65% суммарной нагрузки потребителей города, от крупных котельных теплопроизводительностью более 100 Гкал/ч - 21%.


Энергоисточниками объединенной системы централизованного теплоснабжения обеспечивается около 69% суммарной нагрузки потребителей города.


В городе Екатеринбурге центральным отоплением оборудовано около 23 млн. кв. м жилой площади (96% жилого фонда города Екатеринбурга), горячим водоснабжением - около 21,5 млн. кв. м жилой площади (90% жилого фонда города Екатеринбурга). Производительность водоподготовок для обеспечения горячего водоснабжения потребителей по схеме "открытого" водоразбора и восполнения утечек в сетях и потребительских системах составляет около 13000 куб. м/ч, в том числе в системе централизованного теплоснабжения - 10950 куб. м/ч.


Суммарная установленная тепловая мощность теплоисточников города Екатеринбурга составляет 8587,5 Гкал/ч, располагаемая мощность нетто - 7291,15 Гкал/ч, расчетная нагрузка - 5126,63 Гкал/ч.


Характеристика зон теплоснабжения города Екатеринбурга представлена в таблице 9.



Таблица 9

ХАРАКТЕРИСТИКА ЗОН ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА


Номер строки

Зона теплоснабжения

Теплоисточник

Установленная мощность (Гкал/ч)

Располагаемая мощность нетто (Гкал/ч)

Расчетная нагрузка на коллекторах (Гкал/ч)

Дефицит или резерв тепловой мощности (Гкал/ч)

1

2

3

4

5

6

7

1.

ОСЦТ

Среднеуральская ГРЭС (ПАО "Энел Россия")

1327

1287

752,65

1132,69

2.

ОСЦТ

518,11

3.

г. Среднеуральск

71,92

4.

пар

0

5.

потери

162,62

6.

ТЭЦ ЗАО Межотраслевой концерн "Уралметпром"

509

449

402,26

7.

ОСЦТ

188,76

8.

локальная зона теплоснабжения

120,95

9.

пар

28,4

10.

потери

64,15

11.

Свердловская ТЭЦ

1336

1306

981,75

12.

ОСЦТ

738,21

13.

коллектор

20,73

14.

пар

5,3

15.

потери

217,5

16.

Ново-Свердловская ТЭЦ и Кировская котельная

1157

910,69

888,31

17.

ОСЦТ

656,88

18.

локальная зона теплоснабжения

25,73

19.

потери

205,7

20.

ТЭЦ Фронтовых бригад, д. 18

321

311,2

145,74

21.

ОСЦТ

77,57

22.

локальная зона теплоснабжения

42,6

23.

пар

0,15

24.

потери

25,42

25.

Гурзуфская котельная

400

321,13

332

26.

тепловой узел ТЭЦ Академическая / котельная пер. Складской, д. 4

575

524,3

473,9

27.

ОСЦТ

127

28.

локальная зона теплоснабжения

275,7

29.

потери

71,2

30.

Всего по ОСЦТ

5625

5109,3

3976,61

1369

31.

ПАО "Т Плюс"

ТЭЦ-19 ул. Окраинная, д. 48

198

189,2

141,56

47,64

32.

ЭПК УрФУ

ТЭЦ ЭПК УрФУ

160

145,85

79,85

66

33.

АО "ГТ Энерго"

электростанции АО "ГТ Энерго"

80

78,32

18

60,32

34.

ПАО "Т Плюс"

котельные ПАО "Т Плюс"

552

434

284

151

35.

МУП "Екатеринбургэнерго"

котельные МУП "Екатеринбургэнерго"

179

154

68

86

36.

ООО "Эвер"

котельные ООО "Эвер"

26

26

10

16

37.

ООО "Ветта Инвест"

котельные ООО "Ветта Инвест"

49

48

23

25

38.

Дирекция по тепловодоснабжению ОАО "РЖД"

котельные дирекции по тепловодоснабжению ОАО "РЖД"

6

6

4

3

39.

ООО "УК Новая территория"

котельные ООО "УК Новая территория"

12

9

6

4

40.

Министерство обороны Российской Федерации

котельные ФГБУ "Центральное жилищно-коммунальное управление" Министерства обороны Российской Федерации и прочие котельные ведомственных объектов Министерства обороны Российской Федерации

7

6

3

3

41.

Министерство здравоохранения Свердловской области

котельные ведомственных объектов Министерства здравоохранения Свердловской области

15

12

5

7

42.

ООО "Газпром газомоторное масло"

котельные ООО "Газпром газомоторное масло"

6

5

5

0

43.

ООО "Солнечное тепло"

котельные ООО "Солнечное тепло"

31

30

20

10

44.

Прочие ведомства

котельные прочих ведомств

1801

1367

662

705

45.

Всего

8549,0

7430,5

5164,5

2269



Параграф 1. ОБЪЕМ, СТРУКТУРА И ДИНАМИКА РЫНКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА


Структура отпуска тепловой энергии в зоне централизованного теплоснабжения приведена в таблице 10.



Таблица 10

СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В ЗОНЕ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Номер строки

Наименование показателя

Единица измерения

2018 год

2019 год

2020 год

1.

Производство тепловой энергии источниками ПАО "Т Плюс", в том числе:

тыс. Гкал

8002

7615

7586

2.

Ново-Свердловская ТЭЦ

тыс. Гкал

3270

3094

2906

3.

Свердловская ТЭЦ

тыс. Гкал

2713

2465

2506

4.

Гурзуфская, Кировская котельные

тыс. Гкал

968

974

930

5.

ТЭЦ ул. Фронтовых бригад, д. 18

тыс. Гкал

533

487

499

6.

Котельная пр. Складской, д. 4

тыс. Гкал

0

0

0

7.

Академическая ТЭЦ

тыс. Гкал

403

325

237

8.

Отпуск тепловой энергии от источников ПАО "Т Плюс" в тепловую сеть

тыс. Гкал

7582

7053

6804

9.

Покупка тепловой энергии от сторонних источников, в том числе:

тыс. Гкал

3185

3089

2499

10.

Среднеуральская ГРЭС

тыс. Гкал

2472

2442

1880

11.

ЗАО Межотраслевой концерн "Уралметпром"

тыс. Гкал

712

647

619

12.

Отпуск тепловой энергии в тепловую сеть, всего

тыс. Гкал

10767

10142

9302

13.

Потери тепловой энергии

тыс. Гкал

3056

2713

2182

14.

Полезный отпуск потребителям из тепловых сетей

тыс. Гкал

7660

7428

7045



Параграф 2. ХАРАКТЕРИСТИКА ДЕЙСТВУЮЩИХ МАГИСТРАЛЬНЫХ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ


Протяженность тепловых сетей в границах муниципального образования "город Екатеринбург" на 1 января 2022 года составляла 3443,1 км в однотрубном исчислении (суммарная протяженность тепловых сетей собственных, арендуемых, принятых по концессионному соглашению, обслуживаемых по договору эксплуатации, бесхозяйных, включая протяженность тепловых сетей города Березовского, переданных АО "ЕТК" по концессионному соглашению, составляет 3519,9 км), в том числе:


1) протяженность собственных и арендуемых тепловых сетей АО "ЕТК" в границах муниципального образования "город Екатеринбург" - 2852 км (суммарная протяженность всех тепловых сетей АО "ЕТК", включая город Березовский, - 2928,81 км);


2) протяженность тепловых сетей ПАО "Т Плюс" - 76,04 км;


3) протяженность тепловых сетей МУП "Екатеринбургэнерго" - 64,992 км;


4) суммарная протяженность тепловых сетей прочих ведомств - 387,247 км;


5) суммарная протяженность бесхозяйных тепловых сетей - 62,82 км.


В тепловых сетях ОСЦТ города Екатеринбурга функционируют 12 насосно-перекачивающих станций.



Параграф 3. ПРОГНОЗ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА


Прирост тепловых нагрузок к 2030 году в границах города Екатеринбурга в зоне действия источников тепловой энергии с учетом требований к энергетической эффективности зданий, строений и сооружений по прогнозам составит 722,0 Гкал/ч, из них:


419,0 Гкал/ч - в период 2021 - 2025 годов;


303,0 Гкал/ч - в период 2026 - 2030 годов.


С учетом городов-спутников прирост составит 844 Гкал/ч, из них:


480,0 Гкал/ч - в период 2021 - 2025 годов;


364,0 Гкал/ч - в период 2026 - 2030 годов.


Наибольший прирост теплопотребления ожидается в следующих районах (микрорайонах): Орджоникидзевский, ВИЗ-Правобережный, Уралмаш, Эльмаш, юг Центра, в том числе в мкр-н "Академический" и район УрФУ.


В целях обеспечения ожидаемого роста теплопотребления жилого фонда в соответствии с требованиями Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении" актуализирована схема теплоснабжения муниципального образования "город Екатеринбург" до 2030 года, утвержденная Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 26.10.2018 N 933 "Об утверждении актуализированной схемы теплоснабжения муниципального образования "город Екатеринбург" до 2030 года".



Параграф 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ПЕРСПЕКТИВНОЙ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ В РАЗРЕЗЕ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ


Город Екатеринбург характеризуется высокой долей коммунального потребления. Перспективное развитие в городе Екатеринбурге в основном связано с интенсивным жилищным строительством в зоне городской застройки, а также освоением новых крупных планировочных районов.


В общем виде концепция развития города Екатеринбурга отражена в Генеральном плане развития городского округа - муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года, утвержденном Решением Екатеринбургской городской Думы от 06.07.2004 N 60/1 "Об утверждении Генерального плана развития городского округа - муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года", основные положения которого предусматривают отток производственных функций из Центрального планировочного района, разуплотнение промышленного пояса срединного кольца и развитие производственных территорий в третьем поясе.


При прогнозе перспективной нагрузки необходимо учитывать следующие обстоятельства:


1) дальнейшее снижение собственного теплопотребления существующими потребителями. Большая часть потребителей уже имеет общедомовые приборы учета, количество квартирных водосчетчиков также будет увеличиваться. Повышение стоимости топлива и соответствующий рост тарифов стимулируют потребителей к экономии. Правительством Свердловской области и Администрацией города Екатеринбурга разработаны и реализуются программы энергосбережения;


2) новые здания оборудуются индивидуальными источниками тепла, в основном газовыми котлами, соответственно, новые потребители к системе централизованного теплоснабжения не подключаются, что снижает энергоэффективность всей системы;


3) вводимые новые здания имеют гораздо меньшее теплопотребление.


С учетом этих обстоятельств возникновение локальных дефицитов и ограничений по пропускной способности сетей можно сократить путем ускорения процессов энергосбережения в районах ожидаемого дефицита.



Параграф 5. ТЕКУЩИЙ И ПЕРСПЕКТИВНЫЙ БАЛАНС ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ, ВКЛЮЧАЯ ОЦЕНКУ ОГРАНИЧЕНИЙ ПО ВЫДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ


По состоянию на 1 февраля 2022 года:


установленная мощность энергоисточников города Екатеринбурга составила 8587,5 Гкал/ч;


располагаемая мощность энергоисточников города Екатеринбурга составила 7529,17 Гкал/ч;


величина расчетной тепловой нагрузки на коллекторах по городу Екатеринбургу составила 5126,63 Гкал/ч.


В целом дефицит существующей тепловой мощности не выявлен.



Параграф 6. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, РЕКОНСТРУКЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОМУ ПЕРЕВООРУЖЕНИЮ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ "ГОРОД ЕКАТЕРИНБУРГ"


В зонах нового строительства, не обеспеченных теплоснабжением, в соответствии с прогнозом перспективной застройки и прогнозом прироста тепловой нагрузки строительство объектов теплопотребления предполагается к 2030 году.


Для покрытия перспективного спроса на тепловую нагрузку в период до 2030 года планируется строительство пяти котельных:


1) котельная ЖР Компрессорного;


2) котельная мкр-на Новокольцовского (котельная мкр-на Новокольцовского планируется для обеспечения объектов XXXII Всемирной летней универсиады 2023 года, а также перспективной застройки микрорайона; строительство котельной планируется за счет средств ПАО "Т Плюс");


3) котельная ПР Шарташского;


4) котельная поселка Сысерть;


5) котельная Краснофлотцев, д. 48б.



Раздел 4. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ



Глава 15. ОСОБЕННОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Электроэнергетический комплекс Свердловской области характеризуется следующими особенностями:


1) наличие значительной доли электростанций, работающих в базовой части графика нагрузок (атомные и ТЭЦ);


2) избыточный баланс электрической энергии и мощности энергосистемы;


3) диверсифицированность объектов по производству электрической энергии по топливу, позволяющая обеспечить более надежное электроснабжение потребителей;


4) практически полная зависимость Свердловской области от ввозимых энергоресурсов;


5) отсутствие централизованного электроснабжения ряда удаленных населенных пунктов на территории Свердловской области;


6) развитые межсистемные связи, обеспечивающие возможность выдачи избыточной мощности в дефицитные энергосистемы через соседние энергосистемы (Пермского края, Курганской и Челябинской областей).



Глава 16. ХАРАКТЕРИСТИКА ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ И АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 110 КВ И ВЫШЕ


По состоянию на 1 марта 2022 года в энергосистеме Свердловской области отсутствовали энергорайоны, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений.


С учетом того что рост нагрузки по энергосистеме Свердловской области до 2027 года составляет около 1% в год, результаты расчетов электроэнергетических режимов на перспективный период аналогичны результатам расчетов, приведенным на этап 2022 года, соответственно энергорайоны, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений, будут отсутствовать и в перспективном периоде.



Глава 17. ПРОБЛЕМЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


ЭСК Свердловской области характеризуется следующими проблемами:


1) значительное количество электросетевых объектов, имеющих высокий физический износ;


2) значительное количество морально устаревших устройств релейной защиты и автоматики (в том числе противоаварийной автоматики), автоматической информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии, находящихся в эксплуатации;


3) значительное количество морально устаревшего маслонаполненного коммутационного оборудования, находящегося в эксплуатации и снижающего надежность энергосистемы;


4) наличие бесхозяйных объектов энергетической инфраструктуры без надлежащего технического обслуживания, приводящего к обветшанию, невозможности нести расчетную нагрузку и обеспечивать параметры ГОСТа по качеству электроэнергии (сверхнормативное отклонение напряжения) и электробезопасности;


5) имеются предприятия, владеющие непрофильными сетевыми объектами, эксплуатация которых находится на низком уровне или отсутствует, что также приводит к снижению надежности и электробезопасности объектов;


6) недостаточное финансирование реконструкции сети низкого уровня напряжения и отсутствие финансирования на поддержание сетей у небольших сетевых компаний;


7) распределительные сети низшего напряжения находятся в собственности 49 организаций, среди которых многие не несут ответственности за надежное электроснабжение потребителей, снижая общую надежность и управляемость таких сетей;


8) проблема оформления сервитутов на земельные участки охранных зон, доступа к территориям частной застройки, по которым проходят линии.



Глава 18. ПРОБЛЕМЫ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Существуют следующие проблемы генерирующих мощностей Свердловской области:


1) ограничение конденсационной мощности в летний период из-за нехватки водных ресурсов;


2) исчерпание емкости существующих золоотвалов.


На Рефтинской ГРЭС (АО "Кузбассэнерго") частично внедрена система сухого золошлакоудаления, позволяющая решать проблемы утилизации золы;


3) экологическая проблема - низкая эффективность золоулавливающих устройств. Для решения данной проблемы необходимо осуществить следующие мероприятия:


реконструкцию золоулавливающих устройств;


реконструкцию систем газоочистки;


реконструкцию котлов, горелочных устройств;


4) отказ потребителей от централизованного теплоснабжения.


Проблемой развития генерирующих мощностей, обеспечивающих централизованное теплоснабжение муниципальных образований, расположенных на территории Свердловской области, является необоснованный отказ потребителей от централизованного теплоснабжения. В результате этого:


ухудшаются технико-экономические показатели работы электростанции: увеличивается выработка электроэнергии по конденсационному циклу и, как следствие, повышается удельный расход условного топлива на отпущенный кВт.ч, что приводит к увеличению себестоимости электрической и тепловой энергии;


меняется топливный баланс Свердловской области, так как удельный расход топлива на отпущенную Гкал в котельных значительно выше этого показателя на ТЭЦ;


происходит увеличение тарифов на тепловую энергию за счет увеличения себестоимости и значительных потерь в распределительных сетях, которые сохраняются при переводе на теплоснабжение от котельных. Потери в распределительных сетях с учетом их износа составляют от 20% до 40%.


Необходимо сооружение дополнительных пиковых источников тепла, обеспеченных резервным топливом из условий ограничений подачи природного газа на основные теплоисточники - ТЭЦ в максимально холодный период зимы;


5) потеря долгосрочной заинтересованности собственников тепловых сетей в эффективной эксплуатации сетей по причине перехода потребителей на локальные источники теплоснабжения. Совершенствование нормативной правовой базы позволит решить эту проблему;


6) отсутствие экономических стимулов для содержания мощности теплоснабжающих источников;


7) отсутствие мотивационного механизма для развития энергоисточников малой и средней мощности, способных работать на местных энергоресурсах (в первую очередь на торфе и лесных ресурсах).



Глава 19. ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


1. Износ основных фондов.


Износ магистральных тепловых сетей, находящихся в собственности АО "ЕТК", составляет 59% (243,0 км).


Как показывает статистика, большинство случаев повреждений на тепловых сетях происходит на подземных участках, что составляет 73,6% от общего числа инцидентов.


Наиболее распространенными типами повреждения на тепловых сетях АО "ЕТК", использующихся для транспорта теплоносителя, являются наружная коррозия и свищи. Количество повреждений в магистральных тепловых сетях АО "ЕТК" показано на рисунке 20.


Средний износ тепловых сетей по городу Екатеринбургу составляет 46%. Аварийность на муниципальных тепловых сетях объясняется большим объемом принимаемых в муниципальную собственность бесхозных тепловых сетей с износом более 90%. За период 2017 - 2021 годов принято на муниципальный баланс 146,2 км бесхозных тепловых сетей.


Объемы перекладок сдерживаются регулированием тарифов и недостаточным финансированием со стороны бюджетов.


400 ‰

│371

│┌═══‰

│││

│││

350 ┤││

│││

│││343

│││332 333 ┌═══‰

│││324 ┌═══‰ 322 ┌═══‰ ││

│302 306 ││┌═══‰ ││┌═══‰ ││││

300 ┤┌═══‰ ┌═══‰ ││││││││││││

│287 ││││││││285 ││││││││

│┌═══‰ 275 ││││││││┌═══‰ ││││││││

│││┌═══‰ ││││││││││││││││││

│││││││││││││││││││││││

│││││││││││││││││││││││

250 ┤││││││││││││││││││││││

│││││││││││││││││││││││

│241 ││││243 ││││││││││││││││││

│┌═══‰ ││││┌═══‰ ││236│ │││││││││││││││

│224 229 ││││││││││┌═══┤│││││││││││││││

│┌═══‰ ┌═══‰ ││││││││212│ ││xxx│ │││││││││││││││

200 ┤││192 ││││││││││┌═══┤││xxx│ │││││││││││││││

│││187 ┌═══‰ │││││││││││xxx│ ││xxx│ │││││││││││││││

│││┌═══‰ │││││││││││││xxx│ ││xxx│ │││││││││││││││

││││││││││││││││││xxx│ ││xxx│ │││││││││││││││

│││││││││││││││157│ ││xxx│ ││xxx│ │││││││││││││││

│││││││││││││││┌═══┤││xxx│ ││xxx│ │151│ │││││││││││149 ││

150 ┤│││││││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │┌═══┤│││││││││││┌═══‰ ││

││││││││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │││││││││││││││

││││││││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │││││││││││││││

││││││││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │││││││││││││││

││││││││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │││││││││││││││

│││││││││││││99 │││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │102│ │││││││││││││

100 ┤││││││││││││┌═══┤││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │┌═══┤│98 ││92 ││││││92 ││││

│││││││││││80 │││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │┌═══┤│┌═══┤│89 ││││┌═══┤│││

│││││││││││┌═══┤││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │├xxx│ │┌═══┤│82 │││xxx│ │││

││││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │├xxx│ │┌═══┤││xxx│ │67 ││

││││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │┌═══┤│

││││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │

50 ┤│││││││││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │

│││││││32 │││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │

│25│ │││24 ││┌═══┤││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │

│┌═══┤│22│ │┌═══┤││xxx│ ││││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │

││xxx│ │┌═══┤││xxx│ ││xxx│ │7 │││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │

││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ ││xxx│ │

0 ┼══┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═┬═┴═══┴═══┴═‰

2001 - 2002 - 2003 - 2004 - 2005 - 2006 - 2007 - 2008 - 2009 - 2010 - 2011 - 2012 - 2013 - 2014 - 2015 - 2016 - 2017 - 2018 -

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019


┌═══‰

││В межотопительный период

└═══…

┌═══‰

│xxx│ В отопительный период

└═══…

Рисунок 20. Количество повреждений в магистральных тепловых сетях АО "ЕТК"



2. Снижение качества тепловой энергии.


Несмотря на формальное обеспечение существующих тепловых нагрузок потребителей, имеет место невыполнение качественных параметров тепловой энергии - температуры в подающем трубопроводе. Температурный дискомфорт в помещениях компенсируется за счет включения электронагревателей, что ведет к перегрузке и высокой аварийности в электросетях.


Наличие "температурных срезок" в утвержденных температурных графиках по основным тепловым источникам системы при температуре наружного воздуха ниже -18 град. C является следствием дефицита тепловой мощности и недостаточного количества пиковых источников тепла. Это приводит к снижению температуры в помещениях потребителей при расчетных температурах наружного воздуха.


Основные проблемы в системе теплоснабжения Свердловской области приведены в таблице 11.



Таблица 11

ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Номер строки

Проблема

Описание проявлений

Причина

1

2

3

4

1.

Надежность

недостаточно высокие темпы снижения повреждаемости на тепловых сетях

окончание нормативного срока эксплуатации более 40% теплотрасс;

законодательные ограничения на время проведения гидравлических испытаний тепловых сетей с последующим мониторингом всех участков для выявления "слабых" мест, требующих повышенного внимания или ремонта. Малое количество организаций, способных проводить обследования сетей качественно в таких больших объемах

2.

Качество

ухудшение качества ГВС (температура, органолептические параметры) в межотопительный период, периоды запуска отопления и начала циркуляции внутридомовых систем

открытый водоразбор ГВС в летний период по одному трубопроводу;

отсутствие систем рециркуляции во многих домах, низкое качество изоляции внутридомовых систем

3.

Организационно-финансовые проблемы

уровень собираемости денежных средств по УК (97,8%), товариществам собственников жилья и прочим жилищным организациям (95,1%) ниже среднего уровня по г. Екатеринбургу, при этом доля потребления жилищными организациями составляет 67% от объема рынка тепловой энергии в г. Екатеринбурге

низкая платежная дисциплина УК, товариществ собственников жилья и прочих жилищных организаций



Глава 20. ОСОБЕННОСТИ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Свердловская область зависит от возможностей приема энергетического топлива из других регионов, в том числе из Республики Казахстан. В период 1980 - 1990 годов произошел перевод значительного объема генерирующих мощностей, работавших на угле, на сжигание газа. Этому способствовали рост добычи газа в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах, ограничение по провозным способностям железных дорог и специальный режим ценообразования на газ для нужд электроэнергетики. Таким образом, сформировалась долговременная тенденция к повышению роли природного газа.


Однако наличие в Свердловской области крупнейшей угольной электростанции в стране (Рефтинской ГРЭС) обусловило долю угля в топливном балансе Свердловской области гораздо более высокую, чем по Российской Федерации в целом. С учетом того, что через Свердловскую область проходят головные участки магистральных газопроводов, а уголь является дальнепривозным, целесообразно сохранить в топливном балансе электростанций весомую долю газа.


Наиболее крупные риски по обеспечению топливом связаны с дальностью перевозок экибастузского угля.


Кроме угля и газа для Свердловской области важны перспектива развития атомной энергетики, а также создание генерирующих мощностей на торфе. Использование торфа целесообразно в первую очередь для малой и распределенной генерации.


Формирование перспективной структуры энергетического топлива должно сопровождаться минимизацией затрат на его получение, особенно в части угля, диверсификацией, использованием новых возможностей малой и распределенной генерации, энергетических технологий на торфе и других возобновляемых ресурсах и оптимизацией энергетических режимов.


В Свердловской области наблюдается устойчивое снижение производства (потребления) тепловой энергии, одной из причин которого является снижение потребления тепловой энергии населением, потребляющим около 35% от общей величины распределенного ресурса. Положительное изменение объемов потребления теплоэнергии населением может быть объяснено постепенным осуществлением энергосберегающих мероприятий в жилищном секторе, а именно введением средств учета и автоматизации с возможностью регулирования подачи тепла, применением новых энергоэффективных технологий строительства, увеличением числа вводимых жилых домов, использующих альтернативные источники теплоснабжения.



Глава 21. ВЛИЯНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ НА ЗАГРЯЗНЕНИЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Предприятия энергетики оказывают существенное воздействие на окружающую среду. Решение проблем негативного воздействия электроэнергетики на окружающую среду в Свердловской области актуально.


Основными направлениями уменьшения экологической нагрузки предприятий энергетики на окружающую среду остаются снижение объема вредных выбросов в атмосферу и снижение объема размещаемых отходов.


Динамика выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от предприятий энергетики и их доля в суммарном выбросе загрязняющих веществ в атмосферу по Свердловской области показана в таблице 12.


Динамика сбросов загрязненных сточных вод от предприятий энергетики и их доля в суммарном сбросе по Свердловской области показаны в таблице 13.


Динамика обращения с отходами на предприятиях энергетики по Свердловской области и доля предприятий энергетики в общем объеме размещения отходов показаны в таблице 14.



Таблица 12

ДИНАМИКА ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ И ИХ ДОЛЯ В СУММАРНОМ ВЫБРОСЕ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ (ТЫС. Т/ГОД)


Номер строки

Наименование предприятия

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

1.

Рефтинская ГРЭС (АО "Кузбассэнерго")

281,4

255,1

284,6

251,2

256,9

228,7

222,4

2.

Верхнетагильская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")

28,3

2,2

2,3

1,7

1,6

2,3

1,7

3.

Среднеуральская ГРЭС (ПАО "Энел Россия")

6,9

6,2

5,1

4,7

4,5

4,1

5,3

4.

Серовская ГРЭС (ПАО "ОГК-2")

27,2

11,1

6,6

0,51

0,8

1,0

0,6

5.

Богословская ТЭЦ (филиал "РУСАЛ Краснотурьинск")

-

-

-

-

-

нет данных

нет данных

6.

Нижнетуринская ГРЭС (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

3,0

3,4

3,2

3,5

1,5

1,2

0,8

7.

Филиал "РУСАЛ Каменск-Уральский"

2,4

нет данных

нет данных

-

-

3,0

2,9

8.

Ново-Свердловская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

5,5

5,3

4,9

5,4

4,9

4,3

4,9

9.

Свердловская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

0,9

0,8

0,9

1,0

0,9

0,9

0,96

10.

Первоуральская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

0,7

0,7

0,6

0,68

0,66

0,60

0,59

11.

Верхотурская ГЭС (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

12.

Белоярская АЭС (филиал АО "Концерн Росэнергоатом")

0,7

0,5

0,5

0,5

0,5

0,3

0,6

13.

Всего

357,0

285,3

308,7

269,2

272,3

246,4

240,8

14.

Всего по Свердловской области

983,9

906,4

927,8

863,0

нет данных

нет данных

784,3

15.

Доля данных предприятий в суммарном выбросе по Свердловской области (процентов)

36,3

31,5

33,3

31,2

нет данных

нет данных

30,7



Таблица 13

ДИНАМИКА СБРОСОВ ЗАГРЯЗНЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ И ИХ ДОЛЯ В СУММАРНОМ СБРОСЕ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Номер строки

Наименование электростанции

Объем сброса загрязненных сточных вод (млн. куб. м)

Масса сброса загрязняющих веществ (тыс. тонн)

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1.

Рефтинская ГРЭС (АО "Кузбассэнерго")

14,790

12,450

8,475

6,70

5,06

4,57

7,000

5,300

3,430

3,05

2,14

2,35

2.

Верхнетагильская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")

4,880

4,470

3,834

2,02

2,26

2,26

3,850

3,400

2,280

1,44

1,50

2,20

3.

Среднеуральская ГРЭС (ПАО "Энел Россия")

0,000

0,000

0,000

0,000

0,00

0,00

2,860

2,470

2,670

2,16

1,85

1,97

4.

Серовская ГРЭС (ПАО "ОГК-2")

0,053

0,052

0,000

0,000

0,05

0,06

0,087

0,085

0,075

0,06

0,06

0,03

5.

Богословская ТЭЦ (филиал "РУСАЛ Краснотурьинск")

0,176

0,320

0,350

нет данных

нет данных

нет данных

0,214

0,150

0,178

нет данных

нет данных

нет данных

6.

Нижнетуринская ГРЭС (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

2,152

1,890

1,005

1,32

1,22

1,21

0,854

0,940

0,289

0,24

0,23

0,22

7.

Филиал "РУСАЛ Каменск-Уральский"

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

8.

Ново-Свердловская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

1,181

1,340

1,340

1,18

0,77

0,93

0,264

0,170

0,190

0,28

0,21

0,20

9.

Качканарская ТЭЦ (АО "ЕВРАЗ КГОК")

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

нет данных

10.

Белоярская АЭС (филиал АО "Концерн Росэнергоатом")

0,000

0,000

0,000

0,00

0,00

0,00

0,064

0,074

0,088

0,09

0,09

0,09

11.

Итого

23,232

20,522

14,671

11,22

9,36

9,03

15,193

12,589

9,200

7,32

6,08

7,06

12.

Всего по Свердловской области

616,6

586,05

559,42

566,51

556,42

523,68

433,00

407,00

386,00

399,00

412,00

387,00

13.

Доля (процентов)

3,8

3,5

2,6

2,0

1,7

1,7

3,5

3,1

2,4

1,8

1,5

1,8



Таблица 14

ДИНАМИКА ОБРАЩЕНИЯ С ОТХОДАМИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ЭНЕРГЕТИКИ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ (ТЫС. ТОНН/ГОД)


Номер строки

Наименование предприятия

Образовано (тыс. тонн)

Использовано (тыс. тонн)

Размещено (тыс. тонн)

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

1.

Белоярская АЭС (филиал АО "Концерн Росэнергоатом")

0,85

0,89

0,72

0,83

1,28

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,15

2.

Рефтинская ГРЭС (АО "Кузбассэнерго")

4496,98

4641,61

4361,9

4031,06

4667,39

241,79

0,00

0,00

0,00

0,00

4247,97

4634,72

4353,59

4028,46

4664,71

3.

Свердловская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

0,14

0,49

0,29

0,51

0,52

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

4.

Филиал "РУСАЛ Каменск-Уральский"

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

5.

Богословская ТЭЦ (филиал "РУСАЛ Краснотурьинск")

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

6.

Качканарская ТЭЦ (АО "ЕВРАЗ КГОК")

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

7.

Среднеуральская ГРЭС (ПАО "Энел Россия")

2,44

4,13

3,64

3,01

3,04

0,00

0,03

0,00

0,00

0,00

0,16

0,95

0,84

0,82

0,95

8.

Нижнетуринская ГРЭС (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

0,89

0,96

0,43

0,31

0,41

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

9.

Серовская ГРЭС (ПАО "ОГК-2")

82,81

0,51

0,32

0,52

0,23

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

82,02

0,00

0,00

0,01

0,01

10.

Первоуральская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

0,35

0,35

0,5

0,36

0,39

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

11.

Ново-Свердловская ТЭЦ (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

0,34

0,47

0,59

0,57

0,58

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,15

0,19

0,20

0,21

0,19

12.

Верхнетагильская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация")

1,33

1,37

3,69

20,48

10,50

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,41

0,35

0,35

0,66

0,81

13.

Верхотурская ГЭС (филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс")

0,01

0,01

0,01

0,01

0,01

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

14.

Итого по предприятиям энергетики

4587,01

4650,79

4372,09

4057,65

4684,36

241,79

0,03

0,00

0,00

0,00

4330,71

4636,21

4354,98

4030,17

4666,81

15.

Всего по Свердловской области

166007,2

154183,5

137715,4

147268,1

173750,0

67876,7

60880,6

50914,46

61623,82

75242,22

98536,3

92614,2

84169,58

89150,53

102193,2

16.

В процентах от общего объема отходов

2,76

3,02

3,17

2,76

2,70

0,36

< 0,0001

0,00

0,00

0,00

4,39

5,01

5,17

4,52

4,57


С целью снижения негативного воздействия на окружающую среду ряду предприятий энергетического комплекса предложено заключить соглашения с Правительством Свердловской области о взаимодействии в сфере охраны окружающей среды, включающие среднесрочные и долгосрочные программы природоохранных мероприятий.


На 1 февраля 2022 года с Правительством Свердловской области были заключены соглашения о взаимодействии в сфере охраны окружающей среды ПАО "ОГК-2" в части деятельности Серовской ГРЭС (от 30.10.2013) и АО "Интер РАО - Электрогенерация" в части деятельности филиала "Верхнетагильская ГРЭС" (от 13.07.2015).



Глава 22. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ



Параграф 7. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Под малой генерацией в настоящих схеме и программе подразумеваются электростанции установленной мощностью менее 25 МВт, которые производят электрическую и тепловую энергию в непосредственной близости от ее конечного потребления. В качестве малой генерации не рассматриваются существующие социальные источники тепла: муниципальные котельные и ТЭЦ с преимущественно тепловой нагрузкой, построенные начиная с середины XX века с технологическими особенностями того периода.


На 1 марта 2022 года доля малой генерации от суммарной установленной мощности электростанций энергосистемы Свердловской области оценивается примерно в 2,83%.


По данным проектных организаций, энергосервисных компаний и поставщиков оборудования, существует также множество объектов малой генерации единичной мощностью 200 - 600 кВт во внутренних сетях электроснабжения потребителей.


Текущая ситуация характеризуется тем, что малая генерация в Свердловской области наиболее интенсивно развивается на производственных объектах потребителей электрической энергии ввиду необходимости обеспечения энергетических потребностей производственного процесса в кратчайшие сроки и с минимальной себестоимостью. Для выработки электрической и тепловой энергии на электростанциях, относящихся к малой генерации, преимущественно используется углеводородное топливо (газ), в крупных котельных для выработки электрической энергии применяются в том числе редукционные установки. Электростанции, относящиеся к малой генерации, на основе возобновляемых источников энергии представлены незначительно, что обусловлено климатическими особенностями Свердловской области.


Большинство электростанций, относящихся к малой генерации, работают параллельно с энергосистемой Свердловской области с выдачей или без выдачи мощности в прилегающую электрическую сеть сетевых организаций, что для собственников таких электростанций обеспечивает наиболее эффективный технологический режим работы электростанции и высокие экономические показатели.



Параграф 8. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ РАЗВИТИЯ МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ


С учетом существующего состояния электросетевой инфраструктуры Свердловской области, ее климатических особенностей и экономического развития можно провести анализ перспектив развития малой генерации в Свердловской области. В качестве основных критериев, определяющих возможности увеличения доли малой генерации в суммарной установленной мощности энергосистемы Свердловской области, рассматриваются:


1) доступность электросетевой инфраструктуры, включая загрузку центров питания 35 - 110 кВ, а также необходимость электрификации удаленных районов;


2) наличие теплоэнергетической инфраструктуры и учет возможной потребности в низко- и среднепотенциальном тепле для производственных нужд;


3) наличие и степень развития распределительных газовых сетей как основной топливной инфраструктуры;


4) возможность использования местных видов топлива в качестве альтернативной топливной инфраструктуры.


Наличие развитой электросетевой, теплоэнергетической и топливной инфраструктуры является одним из ключевых показателей развития Свердловской области.


Важным критерием при выборе мест размещения генерации является наличие топливной инфраструктуры. В качестве основного вида топлива для выработки тепловой и электрической энергии в энергоустановках малой мощности применяется природный газ. На территории Свердловской области действуют несколько газораспределительных организаций, обслуживающих бытовых и промышленных потребителей Свердловской области: АО "Екатеринбурггаз", ГУП СО "Газовые сети", АО "ГАЗЭКС", АО "Регионгаз-инвест", АО "Газпром газораспределение Екатеринбург", ООО "АльфаСтрой". В соответствии с данными о зонах обслуживания производственных участков указанных газораспределительных организаций газовая инфраструктура не развита в Сосьвинском городском округе, Гаринском городском округе и Таборинском муниципальном районе Свердловской области, что, в свою очередь, исключает появление в этих муниципальных образованиях объектов малой генерации, работающих на природном газе. Следует отметить, что некоторые муниципальные образования, расположенные на территории Свердловской области, газифицированы частично.


Развитие малой генерации в зоне децентрализованного энергоснабжения целесообразно осуществлять за счет повышения эффективности использования местных энергоресурсов. Строительство муниципальных объектов малой генерации, в том числе на основе возобновляемых источников энергии и альтернативных видов топлива, является одним из направлений снижения энергодефицита и диверсификации источников энергии, которое позволяет обеспечить тепловой и электрической энергией отдаленные и труднодоступные районы.


Одним из таких возможных направлений является использование отходов лесообрабатывающей промышленности. Крупнейшие предприятия лесообрабатывающей промышленности сосредоточены в Муниципальном образовании Алапаевское, Ивдельском, Новолялинском, Артинском, Ачитском городских округах и городском округе Красноуфимск Свердловской области. В качестве топлива для энергоустановок малой мощности могут служить опилки, щепа, стружка или дрова при использовании газогенератора, топливные брикеты из древесины и топливные пеллеты (гранулы).


В Гаринском городском округе, Тавдинском городском округе и Таборинском муниципальном районе Свердловской области перспектив для развития круглогодичных лесозаготовок нет, так как эксплуатационные запасы расположены среди болот и имеют низкую товарную производительность. Тем не менее в восточной части Свердловской области при развитии торфяного кластера целесообразно развитие малой когенерации на торфе. Наиболее крупные месторождения Свердловской области: Таборинское - 1780 млн. тонн, Гаринское - 1250 млн. тонн, Серовское - 840 млн. тонн, Туринское - 470 млн. тонн, Тавдинское - 460 млн. тонн. Разведанные запасы торфа в Свердловской области составляют более 5000 млн. тонн, в том числе балансовые запасы - более 1600 млн. тонн. Экологичное использование торфа требует внедрения современных технологий.


Карта районирования Свердловской области по условиям развития топливной инфраструктуры и перспективного теплоснабжения представлена на рисунке 21.

Рисунок 21. Карта районирования Свердловской области по условиям развития топливной инфраструктуры и перспективного теплоснабжения*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.




Раздел 5. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ



Глава 23. ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Развитие электроэнергетики Свердловской области должно быть направлено на достижение следующих целей:


1) достижение целевых показателей энергокомфорта населения Свердловской области;


2) обеспечение развития производственного потенциала Свердловской области в долгосрочной перспективе, в том числе энергоемких отраслей экономики;


3) повышение конкурентоспособности экономики Свердловской области;


4) включение научно-производственного потенциала Свердловской области в технологическое развитие электроэнергетики;


5) минимизация затрат на энергоснабжение потребителей Свердловской области;


6) увеличение доли малой генерации и возобновляемых источников энергии в энергетике Свердловской области.


Для реализации целей развития энергетики Свердловской области необходимо решить следующие задачи:


1) разработка целевых показателей энергокомфорта как составляющих показателя качества жизни и способов их достижения;


2) разработка мер по преобразованию энергетики в инфраструктуру, стимулирующую развитие Свердловской области (модернизация и замена морально устаревшего оборудования, внедрение энергетически и экономически эффективных технологий и иное);


3) создание высокопроизводительных рабочих мест и модернизация существующих рабочих мест в электроэнергетическом комплексе Свердловской области;


4) разработка механизмов вовлечения научно-производственного потенциала Свердловской области в технологическое развитие электроэнергетики;


5) определение оптимальных границ развития систем централизованного и децентрализованного энергоснабжения;


6) уточнение целесообразности использования местных топливно-энергетических ресурсов Свердловской области через комплекс показателей социально-экономической, экологической, энергетической эффективности и энергобезопасности.



Глава 24. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ ПО ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД


Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по энергосистеме разработан на базе фактических показателей потребления электрической энергии и мощности за последние годы с учетом анализа имеющейся информации об утвержденных технических условиях и заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям. При разработке прогноза использованы сведения о максимальной мощности присоединяемых энергопринимающих устройств, сроках ввода их в эксплуатацию, а также характере нагрузки (виде деятельности хозяйствующего субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в электрической энергии по видам экономической деятельности и годам прогнозирования.


Формирование долгосрочного прогноза потребления электрической мощности осуществляется в условиях отсутствия метеорологических прогнозов для рассматриваемого периода прогнозирования. Статистический анализ фактических периодов максимальных нагрузок энергосистем позволяет сделать вывод, что максимум потребления мощности достигается в зимний период при существенном снижении температуры наружного воздуха относительно среднемноголетних значений.


С учетом изложенного формирование прогнозного максимума потребления мощности осуществляется для средних температурных условий прохождения максимума потребления мощности за десять предшествующих зимних периодов. Это позволяет сформировать статистически корректные прогнозные значения максимумов потребления мощности энергосистемы.


В соответствии с выполненным прогнозом потребления электрической энергии на период до 2027 года потребление электрической энергии на этап 2027 года составит 44,5 млрд. кВт.ч, что выше фактического уровня, зафиксированного в 2021 году, на 1,5 млрд. кВт.ч, или на 3,5%.


Прогноз спроса на электрическую энергию энергосистемы Свердловской области на период с 2022 по 2027 год приведен в таблице 15. Прогноз потребления электрической энергии в Свердловской области показан на рисунке 22.



Таблица 15

ПРОГНОЗ СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД С 2022 ПО 2027 ГОД


Номер строки

Период

Факт

Прогноз

2021 год

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

2026 год

2027 год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.

Потребление электрической энергии, млн. кВт.ч

43004,5

43800,0

43900,0

44100,0

44200,0

44300,0

44300,0

2.

Абсолютный прирост потребления электрической энергии (по отношению к предшествующему году), млн. кВт.ч

1657,5

790,5

100,0

200,0

100,0

100,0

0,0

3.

Динамика изменения потребления электрической энергии (по отношению к предшествующему году), процентов

4,0

1,8

0,2

0,5

0,2

0,2

0,0


млн. кВт.ч


44500,0 ‰

│44300,0 44300,0

│44200,0 ┌══════‰ ┌══════‰

│44100,0 ┌══════‰ ││││

44000,0 ┤43900,0 ┌══════‰ ││││││

│43800,0 ┌══════‰ ││││││││

│┌══════‰ ││││││││││

│││││││││││││

43500,0 ┤││││││││││││

│││││││││││││

│││││││││││││

│43004,5 ││││││││││││

43000,0 ┤┌══════‰ ││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

42500,0 ┤││││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

42000,0 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══‰

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 год

(факт)

Рисунок 22. Прогноз потребления электрической энергии в Свердловской области



В соответствии с выполненным прогнозом максимумов потребления мощности на период до 2027 года максимальное потребление мощности энергосистемы Свердловской области составит 6693 МВт на этап 2027 года, что выше уровня фактического максимального потребления мощности, зафиксированного в 2021 году, на 285 МВт, или на 4,4%.


Прогнозные уровни максимумов потребления мощности энергосистемы Свердловской области на период с 2022 по 2027 год приведены в таблице 16. Прогноз максимумов потребления мощности показан на рисунке 23.



Таблица 16

ПРОГНОЗНЫЕ УРОВНИ МАКСИМУМА ПОТРЕБЛЕНИЯ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД С 2022 ПО 2027 ГОД


Номер строки

Период

Факт

Прогноз

2021 год

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

2026 год

2027 год

1.

Максимум потребления мощности, МВт

6408

6594

6628

6647

6670

6684

6693

2.

Абсолютный прирост максимума потребления мощности (по отношению к предшествующему году), МВт

395

186

34

19

23

14

9

3.

Динамика изменения (по отношению к предшествующему году), процентов

6,6

2,9

0,5

0,3

0,3

0,2

0,1


МВт

6750 ‰

│6693

6700 ┤6684 ┌══════‰

│6670 ┌══════‰ ││

│┌══════‰ ││││

6650 ┤6647 ││││││

│6628 ┌══════‰ ││││││

│┌══════‰ ││││││││

6600 ┤6594 ││││││││││

│┌══════‰ ││││││││││

│││││││││││││

6550 ┤││││││││││││

│││││││││││││

│││││││││││││

6500 ┤││││││││││││

│││││││││││││

│││││││││││││

6450 ┤││││││││││││

│││││││││││││

│6408 ││││││││││││

6400 ┤┌══════‰ ││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

6350 ┤││││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

6300 ┤││││││││││││││

│││││││││││││││

│││││││││││││││

6250 ┼═══┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴═┬═┴══════┴══┬═┴══════┴═‰

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 год

(факт)

Рисунок 23. Прогноз максимумов потребления мощности




Глава 25. ПЕРЕЧЕНЬ ПЛАНИРУЕМЫХ К СТРОИТЕЛЬСТВУ И ВЫВОДУ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ



Параграф 9. ВЫВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ


Объемы вывода из эксплуатации генерирующих мощностей в период с 2022 по 2027 год учитываются на основании проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2022 - 2028 годы.


Вывод из эксплуатации генерирующего оборудования на электростанциях энергосистемы Свердловской области в период с 2022 по 2027 год не планируется.



Параграф 10. ПЛАНИРУЕМЫЕ ОБЪЕМЫ ВВОДА И МОДЕРНИЗАЦИЯ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ


Объем ввода в эксплуатацию генерирующих мощностей в период с 2022 по 2027 год определен на основании проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2022 - 2028 годы.


В соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации от 07.02.2020 N 232-р 1 января 2025 года планируется окончание модернизации и начало поставки мощности на оптовый рынок ТГ-7 Среднеуральской ГРЭС, а 1 декабря 2025 года планируется окончание модернизации и начало поставки мощности на оптовый рынок ТГ-6 Среднеуральской ГРЭС с суммарным увеличением установленной мощности на 40 МВт.


В соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации от 06.02.2021 N 265-р 1 января 2026 года планируется окончание модернизации и начало поставки мощности на оптовый рынок Блока 1 Рефтинской ГРЭС с увеличением установленной мощности на 15 МВт.


В соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации от 01.07.2021 N 1793-р 1 января 2027 года планируется окончание модернизации и начало поставки мощности на оптовый рынок Блока 4 Рефтинской ГРЭС с увеличением установленной мощности на 15 МВт.


Объемы и структура модернизации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования в энергосистеме Свердловской области приведены в приложении N 7 к настоящим схеме и программе.


В период с 2022 по 2027 год в энергосистеме Свердловской области планируется ввод следующего нового генерирующего оборудования:


1) в 2022 году - ТЭС АО "Уральская фольга" максимальной мощностью 14 МВт;


2) в 2022 году - ТЭЦ ООО "Синергия" максимальной мощностью 19,9 МВт.


Объемы и структура ввода новых генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования в энергосистеме Свердловской области приведены в приложении N 8 к настоящим схеме и программе.


До 2027 года с учетом ввода нового и модернизации существующего генерирующего оборудования установленная мощность электростанций энергосистемы Свердловской области увеличится на 103,9 МВт и составит 10683,401 МВт. Изменение установленной мощности энергосистемы Свердловской области с учетом объемов ввода и вывода генерирующего оборудования по основным объемам показано в таблице 17.


Также в рамках реализации технологического присоединения объектов по производству электрической энергии в 2022 - 2027 годах на территории Свердловской области планируется ввести в работу:


1) в 2022 году - КГОК ГПЭС Главная максимальной мощностью 17,2 МВт и КГОК ГПЭС Западная максимальной мощностью 4,3 МВт;


2) в 2022 году - перевод ТГ-6 Синарской ТЭЦ максимальной мощностью 12 МВт на параллельную работу с ЕЭС России;


3) в 2024 году - ввод ГУБТ-12 максимальной мощностью 8 МВт и ГУБТ-16 максимальной мощностью 11,6 МВт на ТЭЦ НТМК;


4) в 2024 году - ТЭС Энергоцентр АО "Уралэлектромедь" максимальной мощностью 22,34 МВт.


Информация, не указанная в приложении N 8 к настоящим схеме и программе, не входит в прогнозный баланс и не учитывается при расчете режимно-балансовой ситуации.



Таблица 17

ИЗМЕНЕНИЕ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ С УЧЕТОМ ОБЪЕМОВ ВВОДА И ВЫВОДА ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО ОСНОВНЫМ ОБЪЕМАМ


Номер строки

Электростанция

Pуст. (на 01.03.2022) (МВт)

Установленная мощность на конец года (МВт)

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

2026 год

2027 год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.

Академическая ТЭЦ

228

228

228

228

228

228

228

2.

Белоярская АЭС

1485

1485

1485

1485

1485

1485

1485

3.

Богдановичская ТЭЦ

8,6

8,6

8,6

8,6

8,6

8,6

8,6

4.

Богословская ТЭЦ

135,5

135,5

135,5

135,5

135,5

135,5

135,5

5.

Верхнетагильская ГРЭС

1062,15

1062,15

1062,15

1062,15

1062,15

1062,15

1062,15

6.

Верхотурская ГЭС

7

7

7

7

7

7

7

7.

ГТЭС АРП Арамиль

4

4

4

4

4

4

4

8.

ГТЭС-4 АРП Сысерть

4

4

4

4

4

4

4

9.

Екатеринбургская ГТ-ТЭЦ

18

18

18

18

18

18

18

10.

Качканарская ТЭЦ

50

50

50

50

50

50

50

11.

Красногорская ТЭЦ

121

121

121

121

121

121

121

12.

Мини-ТЭЦ ПАО "СУМЗ"

21,5

21,5

21,5

21,5

21,5

21,5

21,5

13.

Мини-ТЭЦ ПСЦМ АО "Уралэлектромедь"

2,4

2,4

2,4

2,4

2,4

2,4

2,4

14.

Невьянская ТЭС

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

15.

Нижнетуринская ГРЭС

484

484

484

484

484

484

484

16.

Ново-Свердловская ТЭЦ

557

557

557

557

557

557

557

17.

Первоуральская ТЭЦ

24

24

24

24

24

24

24

18.

Ревдинская ГТ-ТЭЦ

24

24

24

24

24

24

24

19.

Режевская ГТ-ТЭЦ

18

18

18

18

18

18

18

20.

Рефтинская ГРЭС

3800

3800

3800

3800

3800

3815

3830

21.

Свердловская ТЭЦ

24

24

24

24

24

24

24

22.

Серовская ГРЭС

451

451

451

451

451

451

451

23.

Среднеуральская ГРЭС

1578,5

1578,5

1578,5

1578,5

1618,5

1618,5

1618,5

24.

ТЭС ООО "Аггреко Евразия"

14,3

14,3

14,3

14,3

14,3

14,3

14,3

25.

ТЭЦ в г. Новоуральске

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

26.

ЭЦ ЗАО "Межотраслевой Концерн "Уралметпром"

70,5

70,5

70,5

70,5

70,5

70,5

70,5

27.

ТЭЦ Нижнетагильского металлургического комбината

149,9

149,9

149,9

149,9

149,9

149,9

149,9

28.

ТЭЦ ПАО "НМЗ"

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

29.

ТЭЦ АО "Синарский трубный завод"

12

12

12

12

12

12

12

30.

ТЭЦ АО "НПК "Уралвагонзавод"

108

108

108

108

108

108

108

31.

ТЭЦ Уральского турбомоторного завода

24

24

24

24

24

24

24

32.

ПТУ ПАО "СУМЗ"

7,5

7,5

7,5

7,5

7,5

7,5

7,5

33.

Энергоцентр "Березовский"

6,451

6,451

6,451

6,451

6,451

6,451

6,451

34.

Энергокомплекс г. Нижние Серги

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

35.

ТЭС АО "Уральская фольга"

-

14

14

14

14

14

14

36.

ТЭЦ ООО "Синергия"

-

19,9

19,9

19,9

19,9

19,9

19,9

37.

Итого

10579,5

10613,4

10613,4

10613,4

10653,4

10668,4

10683,4

38.

в том числе:

39.

АЭС

1485

1485

1485

1485

1485

1485

1485

40.

ГЭС

7

7

7

7

7

7

7

41.

ТЭС

9087,5

9121,4

9121,4

9124,4

9161,4

9176,4

9191,4



Глава 26. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВНОЙ БАЛАНСОВОЙ СИТУАЦИИ (ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ) НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД


Балансы электрической энергии и мощности по энергосистеме Свердловской области сформированы на основании проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2022 - 2028 годы. При формировании перспективного баланса электрической энергии энергосистемы Свердловской области потребность в производстве электрической энергии определяется с учетом прогнозных объемов потребления электрической энергии на территории региональной энергосистемы и сальдо перетоков с соседними энергосистемами. Прогноз спроса на электрическую энергию в энергосистеме Свердловской области приведен в таблице 18.


Как и до 2021 года энергосистема Свердловской области до 2027 года останется избыточной как по мощности, так и по электрической энергии.



Таблица 18

ПРОГНОЗ СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Номер строки

Наименование показателя

2021 год (отчет)

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

2026 год

2027 год

1.

Потребление электрической энергии, млн. кВт.ч

43004,5

43800,0

43900,0

44100,0

44200,0

44300,0

44300,0

2.

Производство, млн. кВт.ч

56671,1

60045,5

61821,4

62359,3

63176,0

63380,4

63453,1

3.

в том числе:

-

4.

АЭС

7806,0

9360,0

10200,0

10038,0

10455,0

10498,0

10558,0

5.

ГЭС

13,4

21,15

21,0

21,0

21,0

21,0

21,0

6.

ТЭС

48851,7

50664,4

51600,4

52300,3

52700,0

52861,4

52874,1

7.

Перетоки, млн. кВт.ч

-13666,6

-16245,5

-17921,4

-18259,3

-18976,0

-19080,4

-19153,1


Прогнозный баланс мощности по энергосистеме Свердловской области приведен в таблице 19.



Таблица 19

ПРОГНОЗНЫЙ БАЛАНС МОЩНОСТИ ПО ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Номер строки

Наименование показателя

2021 год (отчет)

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

2026 год

2027 год

1.

Собственный максимум потребления мощности, МВт

6408

6594

6628

6647

6670

6684

6693

2.

Покрытие (установленная мощность), МВт

10557,7

10613,4

10613,4

10613,4

10653,4

10668,4

10683,4

3.

в том числе:

-

4.

АЭС

1485

1485

1485

1485

1485

1485

1485

5.

ГЭС

7

7

7

7

7

7

7

6.

ТЭС

9065,7

9121,4

9121,4

9121,4

9161,4

9176,4

9191,4



Глава 27. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Свердловской области на 2022 год и период 2023 - 2027 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на повышение эффективности функционирования энергосистемы:


1) обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии;


2) обеспечение реконструкции объектов электросетевого хозяйства, связанной с недопустимой перегрузкой трансформаторного оборудования;


3) обеспечение реконструкции объектов электросетевого хозяйства, связанной с неудовлетворительным состоянием линий электропередачи и оборудования;


4) обеспечение реконструкции объектов электросетевого хозяйства для обеспечения надежности электроснабжения потребителей.


Предложения по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше на 2022 год и период 2023 - 2027 годов сформированы на основе анализа существующего состояния и прогноза изменений схемно-режимной и режимно-балансовой ситуации в энергосистеме Свердловской области на перспективу, результатов ранее выполненных работ по развитию ЕЭС России, ОЭС Урала, энергосистемы Свердловской области, схем выдачи мощности электростанций и схем внешнего электроснабжения потребителей, работ, связанных с обоснованием необходимости сооружения электросетевых объектов, мероприятий, обеспечивающих техническую возможность технологического присоединения по действующим ТУ на ТП, а также на основе предложений Филиала АО "СО ЕЭС" Свердловского РДУ, филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД", АО "ЕЭСК" и иных субъектов электроэнергетики, учитывающих экспертную оценку по срокам выполнения работ по проектированию, новому строительству и реконструкции электросетевых объектов.


Перечень мероприятий по развитию ЭСК 110 кВ и выше (объектов реконструкции, нового строительства), необходимых для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Свердловской области, приведен в приложении N 10 к настоящим схеме и программе.


Развитие электрических сетей напряжением 35 кВ и ниже энергосистемы Свердловской области на 2022 год и период 2023 - 2027 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на повышение эффективности функционирования энергосистемы:


1) обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии;


2) обеспечение реконструкции объектов электросетевого хозяйства, связанной с недопустимой перегрузкой трансформаторного оборудования.


Предложения по развитию электрической сети напряжением 35 кВ на 2022 год и период 2023 - 2027 годов сформированы на основе предложений электросетевых компаний Свердловской области.


Перечень мероприятий по развитию ЭСК 35 кВ (объектов реконструкции, нового строительства), необходимых для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Свердловской области, приведен в приложении N 11 к настоящим схеме и программе.


Карта-схема развития электрических сетей энергосистемы Свердловской области на 2022 год и на период 2023 - 2027 годов приведена в приложении N 13 к настоящим схеме и программе.



Параграф 11. РАЗВИТИЕ СЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА 110 КВ И ВЫШЕ, СВЯЗАННОГО С ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРИСОЕДИНЕНИЕМ ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТРОЙСТВ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 25 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 02.08.2018 N 317/ТП-М4):


1) строительство КЛ 110 кВ Сварочная - Электромедь N 2 ориентировочной протяженностью 3,077 км;


2) расширение ОРУ 110 кВ на ПС 220 кВ Сварочная на одну линейную ячейку с установкой выключателя 110 кВ с номинальным током 1000 А;


3) расширение ОРУ 110 кВ на ПС 110 кВ Электромедь на одну линейную ячейку с установкой выключателя 110 кВ с номинальным током 1000 А.


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Медно-Рудная компания" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 12 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 20.08.2019 N 8500010631):


реконструкция ПС 110 кВ Карпушиха с заменой трансформатора мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА.


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ГКУ Свердловской области "Управление капитального строительства Свердловской области" (электроснабжения объектов, необходимых для проведения XXXII Всемирной летней Универсиады 2023 года в г. Екатеринбурге, и ФГАОУ ВО "УрФУ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина" (максимальная мощность энергопринимающих устройств составляет 28299,48 кВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 24.01.2020 N 8500010928)):


реконструкция ПС 35 кВ Кольцово с переводом на класс напряжения 110/10 кВ с присвоением ей диспетчерского наименования ПС 110 кВ Новокольцовская.


Для возможности реконструкции ПС 35 кВ Кольцово требуется реализация следующих мероприятий:


1) организация шлейфового захода КВЛ 110 кВ Южная - Сибирская II цепь с отпайками на ПС 110 кВ Новокольцовская ориентировочной протяженностью 10,6 км;


2) установка двух трансформаторов напряжением 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый;


3) замена на ПС 110 кВ Нижне-Исетская ВЧЗ ВЛ 110 кВ Н. Исетская - Южная 1 с отпайками с номинальным током 500 А на ВЧЗ с номинальным током не менее 597 А;


4) замена на ПС 110 кВ Нижне-Исетская ВЧЗ ВЛ 110 кВ Н. Исетская - Южная 2 с отпайками с номинальным током 500 А на ВЧЗ с номинальным током не менее 569 А.


По состоянию на 1 марта 2022 года мероприятия по замене на ПС 110 кВ Нижне-Исетская ВЧЗ ВЛ 110 кВ Н. Исетская - Южная 1 и 2 с отпайками выполнены.


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "ОЭЗ "Титановая Долина" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 16,3 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 31.12.2019 N 8500010921):


1) реконструкция ПС 110 кВ Титан с заменой двух трансформаторов мощностью 10 МВА каждый на трансформаторы мощностью 16 МВА каждый;


2) замена провода ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками на участке от ПС 220 кВ Вязовская до отпайки на ПС 110 кВ Полимер марки АС-120 (2 x 0,18 км) на провод с ДДТН не менее 450 А при температуре +18 град. C;


3) установка на ПС 220 кВ Вязовская АОПО ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками с реализацией управляющих воздействий на отключение нагрузки энергопринимающих устройств ОАО "ОЭЗ "Титановая Долина" на ПС 110 кВ Титан.


По состоянию на 1 марта 2022 года выполнена установка на ПС 220 кВ Вязовская АОПО ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками с реализацией управляющих воздействий на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Титан.


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 21,63 МВт (ранее присоединенная максимальная мощность), договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 25.12.2020 N 8500011130):


1) реконструкция ПС 110 кВ Пышма с переносом ПС с производственной территории АО "Уралэлектромедь" на новую площадку и установкой трех трансформаторов мощностью 40 МВА каждый на новой площадке ПС 110 кВ Пышма;


2) перезавод КВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Пышма с отпайками (ориентировочной протяженностью 0,53 км), КВЛ 110 кВ Сварочная - Пышма (ориентировочной протяженностью 0,558 км) на вновь сооружаемое ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Пышма.


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "СТИЛ" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 6,64 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 17.12.2019 N 8500010748):


1) перевод отпаек на ПС 110 кВ Подволошная с ВЛ 110 кВ Первоуральская - Кузино с отпайками и ВЛ 110 кВ Первоуральская - Бойцы на ВЛ 110 кВ Первоуральская - Металл I, II цепь с отпайками (ориентировочной протяженностью 3,151 км);


2) реконструкция ПС 110 кВ Подволошная с заменой трансформаторов мощностью 16 МВА и 15 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый;


3) замена существующих трансформаторов тока ТТ В 110 кВ Т-1 и ТТ В 110 кВ Т-2 ОРУ 110 кВ Подволошная на оборудование с номинальным током не менее 126 А.


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Святогор" к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 44 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 24.07.2020 N 8500011122):


1) реконструкция ПС 110 кВ Волковская с переносом места размещения ПС на новое место и заменой силовых трансформаторов мощностью 6,3 МВА и 10 МВА на два трансформатора мощностью 63 МВА каждый;


2) строительство отпаек от ВЛ 110 кВ В. Тура - Тагил 1, 2 с отпайками до вновь сооружаемой на новом месте ПС 110 кВ Волковская (ориентировочной протяженностью 7,315 км).


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Атомстройкомплекс Цемент" к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" (увеличение максимальной мощности энергопринимающих устройств заявителя на 5 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" от 18.06.2021 N 8500012959):


замена ошиновки ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС - Гагарский на ПС 110 кВ Гагарский на провод с ДДТН (АДТН) не менее 408 А (501 А) при температуре наружного воздуха +19 град. C.


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Атом-ТОР к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" (максимальная мощность энергопринимающих устройств заявителя составляет 22 МВт, договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ОАО "МРСК Урала" по состоянию на 1 марта 2022 года находится в стадии заключения):


1) строительство двухтрансформаторной ПС 110 кВ с установкой двух трансформаторов мощностью 25 МВА каждый;


2) строительство отпаек от ВЛ 110 кВ Верхнетагильская ГРЭС - Первомайская 3, 6 до вновь сооружаемой ПС 110 кВ (ориентировочной протяженностью 1 км).


Реализация технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" максимальной мощностью энергопринимающих устройств 790 кВт (договор об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям ООО "ЕвразЭнергоТранс" от 13.10.2020 N НТФ ЕЭТ 21Н-2-26).


В действующих технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" к электрическим сетям ООО "ЕвразЭнергоТранс" максимальной мощностью 790 кВт (дополнительно к существующей мощности 1710 кВт), являющихся приложением к договору от 13.10.2020 N НТФ ЕЭТ 21Н-2-26, предусмотрена установка Т-2110/6 кВ для обеспечения II категории надежности электроснабжения вновь присоединяемых энергопринимающих устройств.


В соответствии с пунктом 14(1) Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергетики, объектов по производству электрической энергетики, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 N 861 "Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям", II категория надежности электроснабжения должна быть обеспечена наличием независимых резервных источников снабжения электрической энергией.


В настоящее время на ПС 110 кВ Обжиговая установлен один трансформатор Т-1110/6 кВ мощностью 6,3 МВА и имеется связь по электрической сети 6 кВ ЗРУ 6 кВ ПС 110 кВ Обжиговая с ПС 35/6 кВ Аглофабрика ГБР.


Требования к электроснабжению существующих и вновь вводимых энергопринимающих устройств потребителя по II категории надежности электроснабжения не могут быть обеспечены, так как ДДТН существующих КЛ 6 кВ от ПС 35/6 кВ Аглофабрика ГБР до ПС 110 кВ Обжиговая (выполнены кабелем АСБ-3 x 70, проводом АС-120, кабелем 2ААШВ 3 x 120, кабелем АСБ 3 x 150, проводом АС-70, кабелем ААШВу 3 x 185) составляет 135 А при температуре 25 град. C (данные таблицы 1.3.18 "Допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемых в воздухе" ПУЭ для ограничивающего элемента - кабеля АСБ 3 x 70), а требуемая пропускная способность исходя из существующей и вновь вводимой нагрузки АО "ЕВРАЗ-НТМК" (2500 кВт) составляет 273 А при температуре 25 град. C.


В действующих ТУ на ТП предусмотрены мероприятия по установке Т-2110/6 кВ для обеспечения II категории надежности электроснабжения вновь присоединяемых энергопринимающих устройств. В соответствии с ТУ на ТП (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) расчетная величина перспективной нагрузки вновь устанавливаемого трансформатора Т-2 при отключении Т-1 составит 2,7 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 4 МВА.


Дополнительно для обеспечения II категории надежности электроснабжения вновь присоединяемых энергопринимающих устройств рассмотрен альтернативный вариант реконструкции существующей КВЛ 6 кВ от ПС 35/6 кВ Аглофабрика ГБР с заменой существующего кабеля АСБ 3 x 70, 2ААШВ 3 x 120, АСБ 3 x 150 на кабель сечением 150 мм2 (в соответствии с данными таблицы 1.3.15 "Допустимый длительный ток для кабелей с медными жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке, прокладываемых в воздухе" ПУЭ для трехжильного кабеля сечением 150 мм2 ток составляет 290 А, наиболее близкое значение к 273 А), а также заменой существующего провода АС-70 на провод АС-95 (в соответствии с данными таблицы 1.3.29 "Допустимый длительный ток для неизолированных проводов" ПУЭ для провода сечением 95 мм2 ток составляет 330 А, наиболее близкое значение к 273 А).


Сравнение капитальных затрат на реализацию вариантов организации второго независимого источника на ПС 110 кВ Обжиговая приведено в таблице 20 (в соответствии с Письмом ООО "ЕвразЭнергоТранс" от 25.02.2022 N 200/6-245).



Таблица 20

СРАВНЕНИЕ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ НА РЕАЛИЗАЦИЮ ВАРИАНТОВ ОРГАНИЗАЦИИ ВТОРОГО НЕЗАВИСИМОГО ИСТОЧНИКА НА ПС 110 КВ ОБЖИГОВАЯ

Номер строки

Характеристика оборудования или виды работ

Количество

Стоимость (без НДС), тыс. руб.

1

2

3

4

1.

Реконструкция существующей КЛ 6 кВ от ПС 35/6 кВ Аглофабрика ГБР

2.

Разработка проектной и рабочей документации

-

520

3.

Работы, связанные с реконструкцией КВЛ 6 кВ от ПС 7 (ОАО "ВГОК") до ПС 110 кВ Обжиговая, в том числе:

-

10262

4.

Замена кабеля АСБ 3 x 70 на кабель 2 КВЭБШв-6 3 x 185, м

40

-

5.

Замена провода АС-70 на провод АС-95, м

1380

-

6.

Замена опор ВЛ, шт.

14

-

7.

Работы, связанные с реконструкцией КВЛ 6 кВ от ПС 35 кВ Аглофабрика ГБР до ПС 7 (ОАО "ВГОК"), в том числе:

-

12460

8.

Замена кабеля 2ААШВ 3 x 120 на кабель 2 КВЭБШв-6 3 x 185, м

960

-

9.

Замена кабеля АСБ 3 x 150 на кабель 2 КВЭБШв-6 3 x 185, м

200

-

10.

Пусконаладочные работы

-

420

11.

Итого:

-

23662

12.

Установка второго трансформатора 110/6 кВ мощностью 4 МВА на ПС 110 кВ Обжиговая

13.

Разработка проектной и рабочей документации

-

734

14.

Трансформатор ТДН-4000/110/6 УХЛ1 с учетом доставки

1

8363

15.

Оборудование 110 кВ, включая элегазовый В, разъединители с двигательными приводами, трансформатор тока и т.д.

-

9294

16.

Работы, связанные с установкой силового трансформатора 110 кВ

-

634

17.

Работы, связанные с монтажом оборудования 110 кВ

-

1541

18.

Пусконаладочные работы

-

1180

19.

Итого:

-

21746


По результатам технико-экономического сравнения, капитальные затраты на вариант технических решений, предусматривающих установку второго трансформатора 110/6 кВ на ПС 110 кВ Обжиговая, являются наименьшими.


Таким образом, для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК" к ПС 110 кВ Обжиговая исходя из ДТН Т-2 в схеме, сложившейся после отключения Т-1, требуется установка на ПС 110 кВ Обжиговая второго трансформатора мощностью 4 МВА.



Параграф 12. РЕКОНСТРУКЦИЯ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Перечень технических условий на технологическое присоединение, учтенных при выполнении расчетов по определению загрузки трансформаторного оборудования, сформирован на основании перечней технических условий на технологическое присоединение, направленных Письмами АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109 и филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417, и приведен в приложении N 9 к настоящим схеме и программе.


Обоснования по реконструкции объектов электросетевого хозяйства, приведенные в настоящей главе, выполнены с учетом Писем АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109 и филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417, содержащих значения ИТС, год ввода в эксплуатацию, перегрузочную способность трансформаторов, возможность перевода нагрузки на другие центры питания и другие необходимые материалы.



Параграф 13. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ ТУГУЛЫМ


По состоянию на 1 марта 2022 года на ПС 110 кВ Тугулым установлены:


1) Т-1 мощностью 6,3 МВА (ТМН-6300/110/10, введен в эксплуатацию в 1972 году, текущий ИТС равен 79,95);


2) Т-2 мощностью 10 МВА (ТДН-10000/110/10, введен в эксплуатацию в 1973 году, текущий ИТС равен 79,95).


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417.


Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные Приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229" (далее - Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81). Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 31.


По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов имела место в зимний период 2017 года, она и принята для дальнейших расчетов. В качестве расчетной температуры принята температура, равная -10,2 град. C, соответствующая значению на дату зимнего контрольного замера 2017 года для энергосистемы Свердловской области.


Наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Тугулым по данным зимнего контрольного замера 2017 года составила 8,88 + j2,58 = 9,25 МВА.


При отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе Т-1 мощностью 6,3 МВА может составить 8,88 + j2,58 = 9,25 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха, равную 7,56 МВА (Sддт = 1,2 x Sном = 7,56 МВА).


Существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки (ВЛ 10 кВ ЛПК) величиной 0,69 + j0,14 = 0,7 МВА по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417).


С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе Т-1 мощностью 6,3 МВА может составить 8,19 + j2,44 = 8,55 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки, равную 7,56 МВА.


Анализ наибольшей величины нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Тугулым в день контрольного замера (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) показал, что расчетная величина нагрузки трансформатора Т-1 при отключении Т-2 составит 8,55 МВА. Необходима замена Т-1 на трансформатор мощностью не менее 8,55 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 10 МВА.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Тугулым с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 0,006 + j0,002 = 0,006 МВА.


С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Тугулым (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) может составить 8,2 + j2,44 = 8,55 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки, равную 7,56 МВА.


Анализ перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Тугулым (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции, и объема присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки) показал, что расчетная величина перспективной нагрузки трансформатора Т-1 при отключении Т-2 составит 8,55 МВА.


Необходима замена Т-1 на трансформатор мощностью не менее 8,55 МВА. Ближайшим большим стандартным по мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 10 МВА.


Таким образом, как для обеспечения наибольшей фактической нагрузки трансформаторов, так и для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Тугулым, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Тугулым требуется замена существующего трансформатора Т-1 мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА.



Параграф 14. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 35 КВ НИВА, ПС 110 КВ ШПАГАТНАЯ И ПС 110 КВ РОДНИК


В настоящем параграфе на основе предложений АО "ЕЭСК" по переводу ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая на напряжение 110 кВ (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109) разработаны технически равнозначные варианты по развитию сети 35 и 110 кВ и на основе технико-экономического сравнения выбран рекомендуемый вариант развития.


С целью разработки технически равнозначных вариантов реализации мероприятий по обеспечению допустимых параметров электроэнергетического режима в сети 35 кВ и выше, связанных с дальнейшим развитием электрической сети 35 кВ (путем замены существующего оборудования и проводов ЛЭП на оборудование и провод с большей пропускной способностью) или с развитием электрической сети 110 кВ (путем перевода ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая на напряжение 110 кВ), выполнен анализ режимов работы энергорайона размещения ПС 35 кВ Нива. Схема энергорайона размещения ПС 35 кВ Нива показана на рисунке 24. При проведении анализа проанализирована необходимость замены трансформаторов на ПС 35 кВ Нива, ПС 110 кВ Шпагатная и ПС 110 кВ Родник, а также выполнены расчеты электроэнергетических режимов в сети 35 кВ и выше.

Рисунок 24. Схема энергорайона размещения ПС 35 кВ Нива*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.




АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭНЕРГОРАЙОНА РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 35 КВ НИВА ПО ВАРИАНТУ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 35 КВ



АНАЛИЗ НЕОБХОДИМОСТИ ЗАМЕНЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПС 35 КВ НИВА


По состоянию на 1 февраля 2022 года на ПС 35 кВ Нива установлены:


1) Т-1 мощностью 5,6 МВА (ТМ-5600/35/6, введен в эксплуатацию в 1964 году, текущий ИТС равен 74);


2) Т-2 мощностью 5,6 МВА (ТМ-5600/35/6, введен в эксплуатацию в 1951 году, текущий ИТС равен 92);


3) Т-3 мощностью 4 МВА (ТМ-4000/35/6, введен в эксплуатацию в 1967 году, текущий ИТС равен 92).


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109.


Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109) в соответствии с пунктом 5.3.14 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденных Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19.06.2003 N 229 "Об утверждении Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации". Коэффициент допустимой длительной перегрузки трансформаторов ПС 35 кВ Нива вне зависимости от температуры наружного воздуха составляет 1,05.


По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов имела место в зимний период 2021 года. Максимальная загрузка ПС 35 кВ Нива по данным зимнего контрольного замера 2021 года составила 9,53 + j2,2 = 9,78 МВА (в том числе суммарная нагрузка Т-1 и Т-2 - 7,67 + j1,77 = 7,87 МВА). Согласно данным АО "ЕЭСК" (Письмо от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109) Т-3 (нагрузка 1,83 + j0,47 = 1,92 МВА) не резервирует Т-1 и Т-2 по сети низкого напряжения.


При отключении Т-1 (Т-2) величина нагрузки оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 5,6 МВА может составить 7,67 + j1,77 = 7,87 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки трансформатора Т-2 (Т-1), равную 5,88 МВА (Sддт = 1,05 x Sном = 5,88 МВА).


Перевод отключенной нагрузки (части нагрузки) потребителей ПС 35 кВ Нива по распределительной сети напряжения 6 кВ на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109).


Анализ наибольшей величины нагрузки трансформаторов ПС 35 кВ Нива в день контрольного замера показал, что расчетная величина нагрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 7,87 МВА. Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 7,87 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 10 МВА.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 35 кВ Нива с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 12,92 + j5,17 = 13,91 МВА. Согласно данным АО "ЕЭСК" (Письмо от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109) прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП распределяется между Т-1 и Т-2 на ПС 35 кВ Нива.


С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 35 кВ Нива может составить 20,59 + j6,94 = 21,73 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки, равную 5,88 МВА.


Анализ перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 35 кВ Нива (с учетом объема присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки) показал, что расчетная величина перспективной нагрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 21,73 МВА.


Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 21,73 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА.


По данным АО "ЕЭСК" (Письмо от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109), выключатели 35 кВ Т-1, Т-2 имеют ИТС 51 и требуют замены. При реконструкции ПС 35 кВ Нива, связанной с установкой двух новых трансформаторов 35 кВ, необходима реализация мероприятия по замене существующих трансформаторных выключателей 35 кВ на два новых.


Таким образом, для обеспечения наибольшей фактической нагрузки трансформаторов и для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 35 кВ Нива, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 35 кВ Нива требуется замена существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 5,6 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый с заменой соответствующих трансформаторных выключателей 35 кВ на новые.



АНАЛИЗ НЕОБХОДИМОСТИ ЗАМЕНЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПС 110 КВ ШПАГАТНАЯ


По состоянию на 1 марта 2022 года на ПС 110 кВ Шпагатная установлены:


1) Т-1 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1990 году, текущий ИТС равен 74,8), установленный в 2021 году в качестве временного решения взамен трансформатора мощностью 16 МВА путем перемещения с ПС 110 кВ Арти в рамках выполнения первого этапа реконструкции подстанции по титулу "Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Шпагатная (ЭСК ПС "Шпагатная" 110 кВ)". В настоящее время на ПС 110 кВ Шпагатная выполняется реконструкция по титулу "Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Шпагатная (ЭСК ПС "Шпагатная" 110 кВ)", предусматривающая замену трансформаторов Т-1 и Т-2 мощностью 16 МВА каждый на трансформаторы мощностью 40 МВА. В рамках выполнения первого этапа реконструкции по указанному титулу на место Т-1 временно устанавливают трансформатор мощностью 25 МВА с целью обеспечения возможности отключения Т-2 и его замены на трансформатор мощностью 40 МВА без погашения нагрузки подстанции на время проведения замены. После замены Т-2 на трансформатор мощностью 40 МВА (в соответствии с решениями документации по титулу "Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Шпагатная (электросетевой комплекс подстанции "Шпагатная")) предусматривается замена трансформатора Т-1 мощностью 25 МВА на трансформатор мощностью 40 МВА;


2) Т-2 мощностью 16 МВА (ТДТН-16000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1984 году, текущий ИТС равен 70,1).


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417.


Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 31.


По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов имела место в зимний период 2021 года. В качестве расчетной температуры принята температура, равная -5,5 град. C, соответствующая значению на дату зимнего контрольного замера 2021 года для Екатеринбургского энергорайона энергосистемы Свердловской области.


Максимальная загрузка ПС 110 кВ Шпагатная по данным зимнего контрольного замера 2021 года составила 28,75 + j12,27 = 31,26 МВА.


При отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе трансформатора Т-1 номинальной мощностью 25 МВА может составить 28,75 + j12,27 = 31,26 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-1, равную 29,45 МВА (Sддт = 1,178 x Sном = 29,45 МВА при -5,5 град. C).


При отключении Т-1 величина нагрузки оставшегося в работе трансформатора Т-2 номинальной мощностью 16 МВА может составить 28,75 + j12,27 = 31,26 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-2, равную 18,85 МВА (Sддт = 1,178 x Sном = 18,85 МВА при -5,5 град. C).


Существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки ПС 35 кВ БИЗ величиной 3,92 + j1,36 = 4,15 МВА по сети 35 кВ в нормальной схеме, при этом перевод электроснабжения потребителей (части потребителей) по сети 10 кВ на другие центры питания невозможен (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417).


С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе Т-1 мощностью 25 МВА может составить 24,83 + j10,91 = 27,12 МВА, что не превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-1, равную 29,45 МВА.


С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-1 величина нагрузки оставшегося в работе Т-2 мощностью 16 МВА может составить 24,83 + j10,91 = 27,12 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-2, равную 18,85 МВА.


Анализ наибольшей величины нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Шпагатная (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) показал, что расчетная величина нагрузки трансформатора Т-2 при отключении Т-1 составит 27,12 МВА. Необходима замена Т-2 на трансформатор мощностью не менее 27,12 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Шпагатная, а также на Т-2 ПС 35 кВ БИЗ, Т-2 ПС 35 кВ Нива и Т-2 ПС 35 кВ Полевая, электроснабжение которых осуществляется от ПС 110 кВ Шпагатная, с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 8,52 + j3,40 = 9,18 МВА.


С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Шпагатная, ПС 35 кВ Нива, ПС 35 кВ Полевая и ПС 35 кВ БИЗ, величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Шпагатная может составить 37,27 + j15,67 = 40,43 МВА.


Существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки ПС 35 кВ БИЗ величиной 4,29 + j1,51 = 4,55 МВА по сети 35 кВ в нормальной схеме, при этом перевод электроснабжения потребителей (части потребителей) по сети 10 кВ на другие центры питания невозможен (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417).


С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе Т-1 мощностью 25 МВА может составить 32,98 + j14,17 = 35,9 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-1, равную 29,45 МВА.


С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-1 величина нагрузки оставшегося в работе Т-2 мощностью 16 МВА может составить 32,98 + j14,17 = 35,9 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-2, равную 18,85 МВА.


Анализ перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Шпагатная (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции, и объема присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки к ПС 110 кВ Шпагатная, ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая) показал, что расчетная величина перспективной нагрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 35,9 МВА, что превышает величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха временно установленного (на период проведения реконструкции ПС 110 кВ Шпагатная) трансформатора Т-1, равную 29,45 МВА, и длительно допустимую нагрузку Т-2, равную 18,85 МВА.


Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 35,9 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА.


Таким образом, как для обеспечения наибольшей фактической нагрузки трансформатора Т-2, так и для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Шпагатная, ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая, имеющих на момент разработки настоящей схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Шпагатная требуется замена существующих трансформаторов Т-1 мощностью 25 МВА и Т-2 мощностью 16 МВА на трансформаторы мощностью 40 МВА каждый.



АНАЛИЗ НЕОБХОДИМОСТИ ЗАМЕНЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПС 110 КВ РОДНИК


По состоянию на 1 марта 2022 года на ПС 110 кВ Родник установлены:


1) Т-1 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1972 году, текущий ИТС равен 91, принадлежит АО "ЕЭСК");


2) Т-2 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1973 году, принадлежит ОАО "РЖД"), находится в резерве (включение не производится в связи с техническим состоянием выключателя 35 кВ Т-2: согласно Письму АО "ЕЭСК" от 28.01.2022 N ЕЭСК/001/123/431 текущий ИТС В 35 кВ Т-2 равен 42);


3) Т-3 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1979 году, текущий ИТС равен 92, принадлежит АО "ЕЭСК").


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109.


Перегрузочная способность Т-1, Т-2 и Т-3, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109 и Письмо Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения "Трансэнерго" - филиала ОАО "РЖД" от 21.02.2022 N ИСХ-2828/СВДЭ ЭЧ-3) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 31.


По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов имела место в зимний период 2018 года. В качестве расчетной температуры принята температура, равная -10,1 град. C, соответствующая значению на дату зимнего контрольного замера 2018 года для Екатеринбургского энергорайона энергосистемы Свердловской области.


Максимальная загрузка ПС 110 кВ Родник по данным зимнего контрольного замера 2018 года составила 25,42 + j6,62 = 26,26 МВА.


При отключении Т-1 (Т-3) величина нагрузки оставшегося в работе трансформатора Т-3 (Т-1) номинальной мощностью 25 МВА может составить 25,42 + j6,62 = 26,26 МВА, что не превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-3 (Т-1), равную 30,00 МВА (Sддт = 1,2 x Sном = 30,00 МВА при -10,1 град. C).


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Родник, а также на Т-1 ПС 35 кВ Нива, Т-1 ПС 35 кВ Полевая и ПС 35 кВ Исток, электроснабжение которых осуществляется от ПС 110 кВ Родник, с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 8,66 + j3,46 = 9,32 МВА.


С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Родник, ПС 35 кВ Нива, ПС 35 кВ Полевая и ПС 35 кВ Исток, величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Родник может составить 34,07 + j10,08 = 35,53 МВА.


При отключении Т-3 существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия по включению ВЛ 35 кВ Родник - Кольцово для питания нагрузки 2С 35 кВ ПС 110 кВ Родник в объеме 9,57 + 3,27 = 10,11 МВА по сети 35 кВ от ПС 110 кВ Нижне-Исетская (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109).


При отключении Т-1 существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки ПС 35 кВ Кольцово величиной 0,55 + j0,26 = 0,61 МВА и по сети 35 кВ в нормальной схеме, при этом перевод электроснабжения потребителей (части потребителей) по сети 10 кВ на другие центры питания невозможен (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109).


С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-1 величина нагрузки оставшегося в работе Т-3 мощностью 25 МВА может составить 33,52 + j9,82 = 34,93 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-3 (Т-1), равную 30,00 МВА. Включение Т-2 позволит исключить превышение длительной допустимой нагрузки Т-3 при отключении Т-1, при этом для включения Т-2 также потребуется замена выключателя 35 кВ Т-2 ПС 110 кВ Родник (согласно Письму АО "ЕЭСК" от 28.01.2022 N ЕЭСК/001/123/431 ИТС В 35 кВ Т-2 составляет 42).


Таким образом, обеспечение наибольшей фактической нагрузки трансформаторов Т-1 и Т-3 не требует реализации дополнительных мероприятий, в то время как для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Родник, ПС 35 кВ Нива, ПС 35 кВ Полевая и ПС 35 кВ Исток, имеющих на момент разработки настоящей схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Родник требуется замена выключателя 35 кВ Т-2 ПС 110 кВ Родник для обеспечения возможности включения Т-2 ПС 110 кВ Родник и исключения превышения ДДТН Т-3.



РАСЧЕТЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ В ЭНЕРГОРАЙОНЕ РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 35 КВ НИВА


Для проверки обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима в электрической сети 35 кВ и выше в энергорайоне размещения ПС 35 кВ Нива для фактической и прогнозной максимальной нагрузки выполнены расчеты электроэнергетических режимов в соответствии с требованиями ГОСТ 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолировано работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем".


Фактическая максимальная нагрузка за период 2017 - 2021 годов энергорайона размещения ПС 35 кВ Нива за дни контрольных замеров приведена в таблице 21.



Таблица 21

ФАКТИЧЕСКАЯ МАКСИМАЛЬНАЯ НАГРУЗКА ЗА ПЕРИОД 2017 - 2021 ГОДОВ ЭНЕРГОРАЙОНА РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 35 КВ НИВА ЗА ДНИ КОНТРОЛЬНЫХ ЗАМЕРОВ


Зимний контрольный замер 15.12.2021 18:00 при температуре воздуха -5,5 град. C

Летний контрольный замер 19.06.2019 11:00 при температуре воздуха +17,3 град. C

128 МВт

70 МВт


Прогноз максимальной нагрузки на 2023 - 2027 годы для расчетных температурных условий энергорайона размещения ПС 35 кВ Нива (являющегося частью Екатеринбургского энергорайона энергосистемы Свердловской области) с учетом действующих на момент разработки настоящей схемы и программы ТУ на ТП (с учетом эффекта совмещения) приведен в таблице 22.


Так как режимы зимних и летних минимальных нагрузок для энергорайона размещения ПС 35 кВ Нива не характерны для разработки и принятия технических решений, то прогноз нагрузок и расчеты электроэнергетических режимов для таких режимно-балансовых ситуаций не выполнялись.



Таблица 22

ПРОГНОЗ МАКСИМАЛЬНОЙ НАГРУЗКИ НА 2023 - 2027 ГОДЫ ДЛЯ РАСЧЕТНЫХ ТЕМПЕРАТУРНЫХ УСЛОВИЙ ЭНЕРГОРАЙОНА РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 35 КВ НИВА


Расчетный период

Зимний максимум при температуре воздуха -32 град. C

Зимний максимум при температуре воздуха 0 град. C

Летний максимум при температуре воздуха +19 град. C

Летний максимум при температуре воздуха +30 град. C

2023

162 МВт

141 МВт

90 МВт

92 МВт

2024

162 МВт

141 МВт

90 МВт

92 МВт

2025

162 МВт

141 МВт

90 МВт

92 МВт

2026

163 МВт

142 МВт

91 МВт

93 МВт

2027

163 МВт

142 МВт

91 МВт

93 МВт


Учитывая, что в период до 2027 года режимно-балансовая ситуация в энергорайоне размещения ПС 35 кВ Нива отличается только незначительным изменением максимальной нагрузки, то расчеты электроэнергетических режимов на перспективный период выполнены только для последнего года прогнозирования.



ЗИМНИЙ РЕЖИМ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК ПО ДАННЫМ КОНТРОЛЬНОГО ЗАМЕРА 2021 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ -5,5 ГРАД. C


В нормальной схеме параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Результаты расчетов приведены на рисунке 1 приложения N 12. При возмущениях в нормальной схеме, в единичных ремонтных схемах, а также в послеаварийных режимах в единичных ремонтных схемах параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений.



ЛЕТНИЙ РЕЖИМ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК ПО ДАННЫМ КОНТРОЛЬНОГО ЗАМЕРА 2019 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ +17,3 ГРАД. C


В нормальной схеме параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Результаты расчетов приведены на рисунке 2 приложения N 12. При возмущениях в нормальной схеме, в единичных ремонтных схемах, а также в послеаварийных режимах в единичных ремонтных схемах параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений.



ЗИМНИЙ РЕЖИМ ПРОГНОЗИРУЕМЫХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2027 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ -32 ГРАД. C


В нормальной схеме параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Результаты расчетов приведены на рисунке 3 приложения N 12.


При возмущении в нормальной схеме (отключение ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая), а также в аналогичной единичной ремонтной схеме имеют место (рисунок 4 приложения N 12):


1) превышение ДДТН и АДТН КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая от ПС 110 кВ Родник до отпайки на ПС 35 кВ Полевая. Загрузка ЛЭП составляет 473 А (111% от Iддтн = 426 А, 111% от Iадтн = 426 А, ограничивающий элемент: провод ЛЭП марки АС 95/16 протяженностью 5,3 км);


2) превышение ДДТН и АДТН КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая от отпайки на ПС 35 кВ Полевая до ПС 35 кВ Нива. Загрузка ЛЭП составляет 440 А (103% от Iддтн = 426 А, 103% от Iадтн = 426 А, ограничивающий элемент: провод ЛЭП марки АС 95/16 протяженностью 0,69 км);


3) превышение ДДТН и АДТН КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая в присоединении Т-1 ПС 35 кВ Нива. Загрузка присоединения составляет 404 А (202% от Iддтн = 200 А, 202% от Iадтн = 200 А, ограничивающий элемент: ТТ 35 кВ в присоединении Т-1 ПС 35 кВ Нива).


Схемно-режимные мероприятия по исключению превышения ДДТН и АДТН отсутствуют. Перевод нагрузки (части нагрузки) потребителей по распределительной сети напряжения 6 - 10 кВ на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109).


Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима требуется реконструкция КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками с заменой провода АС 95/16 протяженностью 5,3 км на провод с пропускной способностью не менее 473 А, провода АС 95/16 протяженностью 0,69 км на провод с пропускной способностью не менее 440 А при температуре -32 град. C. В соответствии с ПУЭ указанной пропускной способности соответствует провод АС 120/19. Также необходима замена ТТ 35 кВ в присоединении Т-1 ПС 35 кВ Нива на ТТ с ДДТН не менее 404 А при температуре -32 град. C.


При возмущении в нормальной схеме (отключение КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая с погашением в ПАР нагрузки Т-3 ПС 35 кВ Нива), а также в аналогичной единичной ремонтной схеме имеют место (рисунок 5 приложения N 12):


1) превышение ДДТН и АДТН ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая от ПС 110 кВ Шпагатная до отпайки на ПС 35 кВ Полевая. Загрузка ЛЭП составляет 466 А (109% от Iддтн = 426 А, 109% от Iадтн = 426 А, ограничивающие элементы: провод ЛЭП марки АС 95/16 протяженностью 9,2 км, ошиновка ячейки ВЛ 35 кВ на ПС 110 кВ Шпагатная, выполненная проводом АС 95/16);


2) превышение ДДТН и АДТН ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая от отпайки на ПС 35 кВ Полевая до ПС 35 кВ Нива. Загрузка ЛЭП составляет 431 А (101% от Iддтн = 426 А, 101% от Iадтн = 426 А, ограничивающий элемент: провод ЛЭП марки АС 95/16 протяженностью 0,58 км; 126% от Iддтн = 342 А, 126% от Iадтн = 342 А, ограничивающий элемент: провод ЛЭП марки АС 70/11 протяженностью 0,92 км);


3) превышение ДДТН и АДТН ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая в присоединении Т-2 ПС 35 кВ Нива. Загрузка присоединения составляет 431 А (202% от Iддтн = 200 А, 202% от Iадтн = 200 А, ограничивающий элемент: ТТ 35 кВ в присоединении Т-2 ПС 35 кВ Нива).


Схемно-режимные мероприятия по исключению превышения ДДТН и АДТН отсутствуют. Перевод нагрузки (части нагрузки) потребителей по распределительной сети напряжения 6 - 10 кВ на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109).


Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима требуется реконструкция ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая с заменой провода АС 95/16 протяженностью 9,2 км, а также ошиновки ячейки ВЛ 35 кВ на ПС 110 кВ Шпагатная, выполненной проводом АС 95/16, на провод с пропускной способностью не менее 466 А, с заменой провода АС 95/16 протяженностью 0,58 км и провода АС 70/11 протяженностью 0,92 км на провод с пропускной способностью не менее 431 А при температуре -32 град. C. В соответствии с Правилами устройства электроустановок указанной пропускной способности соответствует провод АС 120/19. Также необходима замена ТТ 35 кВ в присоединении Т-2 ПС 35 кВ Нива на ТТ с ДДТН не менее 431 А при температуре -32 град. C.


При нормативном возмущении в схеме ремонта ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая (отключение ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Дачная с отпайками, с действием АВР СВ 35 кВ на ПС 110 кВ Родник, нагрузка 10 кВ Т-1 ПС 110 кВ Родник отключается) имеет место превышение ДДТН и АДТН ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская со стороны Ново-Свердловской ТЭЦ. Загрузка ЛЭП составляет 303 А (126% от Iддтн = Iадтн = 240 А, ограничивающий элемент: ТТ на Ново-Свердловской ТЭЦ с одинаковыми ДДТН и АДТН, рисунок 6 приложения N 12). Схемно-режимные мероприятия по обеспечению допустимых параметров электроэнергетического режима отсутствуют. Рекомендуется выполнить установку на Ново-Свердловской ТЭЦ АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская, действующей по УПАСК на отключение нагрузки на ПС 35 кВ Нива в объеме до 7,5 МВт (рисунок 7 приложения N 12).


В остальных схемно-режимных ситуациях параметры электроэнергетических режимов не выходят из области допустимых значений.



ЗИМНИЙ РЕЖИМ ПРОГНОЗИРУЕМЫХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2027 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ 0 ГРАД. C


В нормальной схеме параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Результаты расчетов приведены на рисунке 8 приложения N 12.


При возмущении в нормальной схеме (отключение ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая), а также в аналогичной единичной ремонтной схеме имеют место (рисунок 9 приложения N 12):


1) превышение ДДТН и АДТН КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая от ПС 110 кВ Родник до отпайки на ПС 35 кВ Полевая. Загрузка ЛЭП составляет 433 А (106% от Iддтн = 409 А, 106% от Iадтн = 409 А, ограничивающий элемент: провод ЛЭП марки АС 95/16 протяженностью 5,3 км);


2) превышение ДДТН и АДТН КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая в присоединении Т-1 ПС 35 кВ Нива. Загрузка присоединения составляет 373 А (187% от Iддтн = 200 А, 187% от Iадтн = 200 А, ограничивающий элемент: ТТ 35 кВ в присоединении Т-1 ПС 35 кВ Нива).


Схемно-режимные мероприятия по исключению превышения ДДТН и АДТН отсутствуют. Перевод нагрузки (части нагрузки) потребителей по распределительной сети напряжения 6 - 10 кВ на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109).


Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима требуется реконструкция КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками с заменой провода АС 95/16 ориентировочной протяженностью 5,3 км на провод с пропускной способностью не менее 433 А при температуре 0 град. C. В соответствии с ПУЭ указанной пропускной способности соответствует провод АС 120/19. Также необходима замена ТТ 35 кВ в присоединении Т-1 ПС 35 кВ Нива на ТТ с ДДТН не менее 373 А при температуре 0 град. C.


При возмущении в нормальной схеме (отключение КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая с погашением в ПАР нагрузки Т-3 ПС 35 кВ Нива), а также в аналогичной единичной ремонтной схеме имеют место (рисунок 10 приложения N 12):


1) превышение ДДТН и АДТН ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая от ПС 110 кВ Шпагатная до отпайки на ПС 35 кВ Полевая. Загрузка ЛЭП составляет 425 А (104% от Iддтн = 409 А, 104% от Iадтн = 409 А, ограничивающие элементы: провод ЛЭП марки АС 95/16 протяженностью 9,2 км, ошиновка ячейки ВЛ 35 кВ на ПС 110 кВ Шпагатная, выполненная проводом АС 95/16);


2) превышение ДДТН и АДТН ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая от отпайки на ПС 35 кВ Полевая до ПС 35 кВ Нива. Загрузка ЛЭП составляет 393 А (119% от Iддтн = 329 А, 119% от Iадтн = 329 А, ограничивающий элемент: провод ЛЭП марки АС 70/11 протяженностью 0,92 км);


3) превышение ДДТН и АДТН ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая в присоединении Т-2 ПС 35 кВ Нива. Загрузка присоединения составляет 393 А (197% от Iддтн = 200 А, 197% от Iадтн = 200 А, ограничивающий элемент: ТТ 35 кВ в присоединении Т-2 ПС 35 кВ Нива).


Схемно-режимные мероприятия по исключению превышения ДДТН и АДТН отсутствуют. Перевод нагрузки (части нагрузки) потребителей по распределительной сети напряжения 6 - 10 кВ на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109).


Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима требуется реконструкция ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая с заменой провода АС 95/16 протяженностью 9,2 км, а также ошиновки ячейки ВЛ 35 кВ на ПС 110 кВ Шпагатная, выполненной проводом АС 95/16, на провод с пропускной способностью не менее 425 А, с заменой провода АС 70/11 протяженностью 0,92 км на провод с пропускной способностью не менее 393 А при температуре 0 град. C. В соответствии с ПУЭ указанной пропускной способности соответствует провод АС 120/19. Также необходима замена ТТ 35 кВ в присоединении Т-2 ПС 35 кВ Нива на ТТ с ДДТН не менее 393 А при температуре 0 град. C.


В остальных схемно-режимных ситуациях параметры электроэнергетических режимов не выходят из области допустимых значений.



ЛЕТНИЙ РЕЖИМ ПРОГНОЗИРУЕМЫХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2027 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ +30 ГРАД. C


В нормальной схеме параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Результаты расчетов приведены на рисунке 11 приложения N 12.


При нормативном возмущении в нормальной схеме (отключение 4СШ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ, с работой АВР СВ 35 кВ на ПС 110 кВ Родник и АВР СВ-110 на ПС 110 кВ Шпагатная, рисунок 12 приложения N 12) имеет место превышение ДДТН и АДТН ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками на всем протяжении. Загрузка ЛЭП составляет 338 А (102% от Iддтн = 331 А, 102% от Iадтн = 331 А, ограничивающие элементы: провод ВЛ и ТТ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ с одинаковыми ДДТН и АДТН). Для исключения возникновения превышения АДТН рекомендуется в нормальной схеме выполнить перенос точки деления электрической сети с ПС 110 кВ Колюткино на ПС 110 кВ Летная (рисунок 13 приложения N 12).


В остальных схемно-режимных ситуациях параметры электроэнергетических режимов не выходят из области допустимых значений.



ЛЕТНИЙ РЕЖИМ ПРОГНОЗИРУЕМЫХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2027 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ +19 ГРАД. C


Так как прогноз максимальной нагрузки при температуре наружного воздуха +30 град. C выше, чем при +19 град. C и пропускная способность при температуре наружного воздуха +19 град. C выше, чем при +30 град. C, то расчеты электроэнергетических режимов, выполненные при температуре наружного воздуха +30 град. C, приведут к более тяжелым последствиям с точки зрения электроэнергетического режима. В связи с этим расчеты для нормальной схемы, единичной ремонтной схемы и послеаварийных режимов из нормальной схемы и единичной ремонтной схемы при температуре +19 град. C не выполняются.


В двойных ремонтных схемах параметры электроэнергетических режимов не выходят из области допустимых значений. Рассмотрение послеаварийных режимов из двойных ремонтных схем в силу схемных особенностей энергорайона района не выполняется.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ АНАЛИЗА РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭНЕРГОРАЙОНА РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 35 КВ НИВА ПО ВАРИАНТУ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 35 КВ


Анализ необходимости замены трансформаторов показал, что для обеспечения наибольшей фактической нагрузки трансформаторов ПС 35 кВ Нива, ПС 110 кВ Шпагатная и ПС 110 кВ Родник и для обеспечения технологического присоединения потребителей, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, требуется:


1) замена существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 35 кВ Нива мощностью 5,6 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый с заменой двух соответствующих В 35 кВ ячеек Т-1 и Т-2 на новые, выполняемой на основании ИТС этих выключателей, равного 51;


2) замена существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Шпагатная мощностью 25 и 16 МВА соответственно на трансформаторы мощностью 40 МВА каждый;


3) замена В 35 кВ ячейки Т-2 на ПС 110 кВ Родник, выполняемая на основании ИТС этого выключателя, для обеспечения возможности включения Т-2 при отключении Т-1.


Результаты расчетов электроэнергетических режимов показали, что для обеспечения допустимых параметров электроэнергетических режимов требуется:


1) замена провода сечением АС 95/16 на ВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая на провод сечением АС 120/19 протяженностью 5,99 км;


2) замена провода сечением АС 95/16, АС 70/11 на ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая протяженностью 10,7 км (АС 95/169,78 км и АС 70/110,92 км) на провод сечением АС 120/19;


3) замена на ПС 110 кВ Шпагатная ошиновки ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая, выполненной проводом сечением АС 95/16, на ошиновку, выполненную проводом сечением АС 120/19 (в связи с отсутствием укрупненных норматив цен на мероприятие по замене ошиновки, не учитывается при расчете капитальных затрат);


4) замена ТТ 35 кВ в присоединениях Т-1, Т-2 на ПС 35 кВ Нива с ДДТН 200 А на ТТ с ДДТН не менее 404 А и 431 А соответственно при температуре -32 град. C;


5) установка на Ново-Свердловской ТЭЦ АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская, действующей по УПАСК на отключение нагрузки на ПС 35 кВ Нива в объеме до 7,5 МВт.



АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭНЕРГОРАЙОНА РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 110 КВ НИВА ПО ВАРИАНТУ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 110 КВ


На основе предложений АО "ЕЭСК" рассмотрен перевод ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая на напряжение 110 кВ (Письмо от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109) за счет:


1) сооружения ПС 110 кВ Нива по схеме два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий;


2) сооружения ответвления в воздушном исполнении от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская ориентировочной длиной 3,3 км проводом АС 70/11 (сечение провода для ВЛ 110 кВ в соответствии с таблицей 2.5.6 "Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны и радиопомех" ПУЭ);


3) реконструкции ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая с переводом на напряжение 110 кВ и ликвидацией отпайки на ПС 35 кВ Полевая протяженностью 7,33 км с применением провода АС 70/11 и присоединение ПС 110 кВ Нива по реконструируемой ВЛ ответвлением от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками;


4) перевода ПС 35 кВ Полевая в РП 10 кВ с подключением к ПС 110 кВ Нива по двухцепной линии 10 кВ.


Схема энергорайона размещения ПС 110 кВ Нива показана на рисунке 25.


Сооружение ПС 110 кВ Нива предусмотрено действующими ТУ на ТП:


1) N 218-261-32-2020 (договор ТП N 41030, заявитель ООО "Исток", максимальная мощность энергопринимающих устройств 4900 кВт);


2) N 218-261-33-2020 (договор ТП N 41039, заявитель ООО "Исток", максимальная мощность энергопринимающих устройств 4900 кВт);


3) N 218-261-34-2020 (договор ТП N 41385, заявитель ООО "Исток", максимальная мощность энергопринимающих устройств 4900 кВт);


4) N 218-261-35-2020 (договор ТП N 40641, заявитель ООО "Исток", максимальная мощность энергопринимающих устройств 4900 кВт).


С учетом указанных предложений требуется проанализировать необходимость замены трансформаторов на ПС 110 кВ Шпагатная, ПС 110 кВ Родник, выполнить расчеты электроэнергетических режимов в сети 110 кВ и выше для проверки обеспечения допустимых параметров при переводе ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая на напряжение 110 кВ. Также необходимо выполнить выбор мощности трансформаторов на ПС 110 кВ Нива.

Рисунок 25. Схема энергорайона размещения ПС 110 кВ Нива*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.




ВЫБОР МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПС 110 КВ НИВА


На основе предложений АО "ЕЭСК" выполняется перевод нагрузки ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая на напряжение 110 кВ.


По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая суммарная величина фактической нагрузки трансформаторов ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая имела место в зимний период 2020 года. Максимальная загрузка ПС 35 кВ Нива по данным зимнего контрольного замера 2020 года составила 9,49 + j0,46 = 10,41 МВА. Максимальная загрузка ПС 35 кВ Полевая по данным зимнего контрольного замера 2020 года составила 0,59 + j0,46 = 0,75 МВА. Суммарная фактическая нагрузка ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая составляет 10,08 + j2,62 = 10,41 МВА.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 35 кВ Нива с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 12,92 + j5,17 = 13,91 МВА. Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 35 кВ Полевая с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 0,51 + j0,20 = 0,55 МВА. Суммарный прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая составит 13,43 + j5,37 = 14,46 МВА


Перевод отключенной нагрузки (части нагрузки) потребителей ПС 110 кВ Нива по распределительной сети напряжения 6 - 10 кВ на другие центры питания будет невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109).


С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП величина перспективной нагрузки планируемых к установке трансформаторов ПС 110 кВ Нива может составить 23,51 + j7,99 = 24,83 МВА. Необходима установка Т-1 и Т-2 мощностью не менее 24,83 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА.


Таким образом, на сооружаемой ПС 110 кВ Нива требуется установка двух трансформаторов мощностью 25 МВА каждый.



АНАЛИЗ НЕОБХОДИМОСТИ ЗАМЕНЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПС 110 КВ ШПАГАТНАЯ С УЧЕТОМ СООРУЖЕНИЯ ПС 110 КВ НИВА


При переводе ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая на напряжение 110 кВ произойдет снижение нагрузки ПС 110 кВ Шпагатная, так как часть нагрузки ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая питается от ПС 110 кВ Шпагатная по ЛЭП 35 кВ.


По состоянию на 1 марта 2022 года на ПС 110 кВ Шпагатная установлены:


1) Т-1 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1990 году, текущий ИТС равен 74,8), установленный в 2021 году в качестве временного решения взамен трансформатора мощностью 16 МВА путем перемещения с ПС 110 кВ Арти в рамках выполнения первого этапа реконструкции подстанции по титулу "Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Шпагатная (ЭСК ПС "Шпагатная" 110 кВ)", с целью обеспечения возможности отключения Т-2 и его замены на трансформатор мощностью 40 МВА без погашения нагрузки подстанции на время проведения замены;


2) Т-2 мощностью 16 МВА (ТДТН-16000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1984 году, текущий ИТС равен 70,1).


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417.


Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 31.


По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов имела место в зимний период 2021 года. В качестве расчетной температуры принята температура, равная -5,5 град. C, соответствующая значению на дату зимнего контрольного замера 2021 года для Екатеринбургского энергорайона энергосистемы Свердловской области.


Максимальная загрузка ПС 110 кВ Шпагатная без учета нагрузки ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая по данным зимнего контрольного замера 2021 года составила 25,31 + j11,37 = 27,75 МВА.


При отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе трансформатора Т-1 номинальной мощностью 25 МВА может составить 25,31 + j11,37 = 27,75 МВА, что не превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-1, равную 29,45 МВА (Sддт = 1,178 x Sном = 29,45 МВА при -5,5 град. C).


При отключении Т-1 величина нагрузки оставшегося в работе трансформатора Т-2 номинальной мощностью 16 МВА может составить 25,31 + j11,37 = 27,75 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-2, равную 18,85 МВА (Sддт = 1,178 x Sном = 18,85 МВА при -5,5 град. C).


Существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки ПС 35 кВ БИЗ величиной 3,92 + j1,36 = 4,15 МВА по сети 35 кВ в нормальной схеме, при этом перевод электроснабжения потребителей (части потребителей) по сети 10 кВ на другие центры питания невозможен (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417).


С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе Т-1 мощностью 25 МВА может составить 21,39 + j10,01 = 23,62 МВА, что не превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-1, равную 29,45 МВА.


С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-1 величина нагрузки оставшегося в работе Т-2 мощностью 16 МВА может составить 21,39 + j10,01 = 23,62 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-2, равную 18,85 МВА.


Анализ наибольшей величины нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Шпагатная (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) показал, что расчетная величина нагрузки трансформатора Т-2 при отключении Т-1 составит 23,62 МВА. Необходима замена Т-2 на трансформатор мощностью не менее 23,62 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Шпагатная, а также на Т-2 ПС 35 кВ БИЗ, электроснабжение которой осуществляется от ПС 110 кВ Шпагатная, с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 1,80 + j0,72 = 1,94 МВА.


С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Шпагатная и ПС 35 кВ БИЗ, величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Шпагатная может составить 27,11 + j12,09 = 29,68 МВА.


Существует возможность реализации схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки ПС 35 кВ БИЗ величиной 4,29 + j1,51 = 4,55 МВА по сети 35 кВ в нормальной схеме, при этом перевод электроснабжения потребителей (части потребителей) по сети 10 кВ на другие центры питания невозможен (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417).


С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-2 величина нагрузки оставшегося в работе Т-1 мощностью 25 МВА может составить 22,82 + j10,58 = 25,15 МВА, что не превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-1, равную 29,45 МВА.


С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-1 величина нагрузки оставшегося в работе Т-2 мощностью 16 МВА может составить 22,82 + j10,58 = 25,15 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-2, равную 18,85 МВА.


Анализ перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Шпагатная (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции, и объема присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки к ПС 110 кВ Шпагатная) показал, что расчетная величина перспективной нагрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 25,15 МВА, что не превышает величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха временно установленного (на период проведения реконструкции ПС 110 кВ Шпагатная) трансформатора Т-1, равную 29,45 МВА (но превышает длительно допустимую нагрузку ранее установленного Т-1, равную 18,85 МВА), и превышает длительно допустимую нагрузку Т-2, равную 18,85 МВА (временно установленного на период проведения реконструкции ПС 110 кВ Шпагатная трансформатора 25 МВА на место Т-1 достаточно для проведения реконструкции ПС 110 кВ Шпагатная без погашения нагрузки подстанции).


Необходима замена Т-2 на трансформатор мощностью не менее 25,15 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА.


Учитывая, что Т-1 мощностью 25 МВА установлен на ПС 110 кВ Шпагатная временно в рамках реализации 1 этапа реконструкции ПС, после замены трансформатора Т-2 также требуется замена трансформатора Т-1 на трансформатор мощностью 40 МВА.


Таким образом, для обеспечения наибольшей фактической нагрузки трансформатора Т-2 требуется замена существующего трансформатора Т-2 мощностью 16 МВА на трансформатор мощностью 25 МВА, а для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Шпагатная, имеющих на момент разработки настоящей схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Шпагатная требуется замена существующих трансформаторов Т-1 мощностью 25 МВА и Т-2 мощностью 16 МВА на трансформаторы мощностью 40 МВА каждый.



АНАЛИЗ НЕОБХОДИМОСТИ ЗАМЕНЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПС 110 КВ РОДНИК


При переводе ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая на напряжение 110 кВ произойдет снижение нагрузки ПС 110 кВ Родник, так как часть нагрузки ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая питается от ПС 110 кВ Родник по ЛЭП 35 кВ.


По состоянию на 1 марта 2022 года на ПС 110 кВ Родник установлены:


1) Т-1 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1972 году, текущий ИТС равен 91, принадлежит АО "ЕЭСК");


2) Т-2 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1973 году, принадлежит ОАО "РЖД"), нормально в резерве;


3) Т-3 мощностью 25 МВА (ТДТН-25000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1979 году, текущий ИТС равен 92, принадлежит АО "ЕЭСК").


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109.


Перегрузочная способность Т-1, Т-2 и Т-3, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109 и Письмо Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения "Трансэнерго" - филиала ОАО "РЖД" от 21.12.2022 N ИСХ-2828/СВДЭ ЭЧ-3) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 31.


По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов имела место в зимний период 2018 года. В качестве расчетной температуры принята температура, равная -10,1 град. C, соответствующая значению на дату зимнего контрольного замера 2018 года для Екатеринбургского энергорайона энергосистемы Свердловской области.


Максимальная загрузка ПС 110 кВ Родник без учета нагрузки ПС 35 кВ Нива и ПС 35 кВ Полевая по данным зимнего контрольного замера 2018 года составила 19,28 + j5,06 = 19,93 МВА.


При отключении Т-1 (Т-3) величина нагрузки оставшегося в работе трансформатора Т-3 (Т-1) номинальной мощностью 25 МВА может составить 19,28 + j5,06 = 19,93 МВА, что не превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-3 (Т-1), равную 30,00 МВА (Sддт = 1,2 x Sном = 30,00 МВА при -10,1 град. C).


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Родник, а также на ПС 35 кВ Исток, электроснабжение которой осуществляется от ПС 110 кВ Родник, с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 1,94 + j0,78 = 2,09 МВА.


С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Родник и ПС 35 кВ Исток, величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Родник может составить 21,22 + j5,83 = 22,01 МВА.


При отключении Т-1 (Т-3) величина нагрузки оставшегося в работе трансформатора Т-3 (Т-1) номинальной мощностью 25 МВА может составить 21,22 + j5,83 = 22,01 МВА, что не превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха трансформатора Т-3 (Т-1), равную 30,00 МВА.


Таким образом, как для обеспечения наибольшей фактической нагрузки трансформаторов Т-1 и Т-3, так и для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Родник и ПС 35 кВ Исток, имеющих на момент разработки настоящей схемы и программы, действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Родник не требует реализации дополнительных мероприятий.



РАСЧЕТЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ В ЭНЕРГОРАЙОНЕ РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 110 КВ НИВА


Для проверки обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима в электрической сети 110 кВ и выше в энергорайоне размещения ПС 110 кВ Нива (соответствует энергорайону размещения ПС 35 кВ Нива) для прогнозной максимальной нагрузки выполнены расчеты электроэнергетических режимов в соответствии с требованиями ГОСТ 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолировано работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем".


Прогноз максимальной нагрузки на 2023 - 2027 годы для расчетных температурных условий энергорайона размещения ПС 110 кВ Нива (являющегося частью Екатеринбургского энергорайона энергосистемы Свердловской области) с учетом действующих на момент разработки настоящей схемы и программы ТУ на ТП (с учетом эффекта совмещения) приведен в таблице 22.


Так как режимы зимних и летних минимальных нагрузок для энергорайона размещения ПС 110 кВ Нива не характерны для разработки и принятия технических решений, то прогноз нагрузок и расчеты электроэнергетических режимов для таких режимно-балансовых ситуаций не выполнялись.


Учитывая, что в период до 2027 года режимно-балансовая ситуация в энергорайоне размещения ПС 110 кВ Нива отличается только незначительным изменением максимальной нагрузки, то расчеты электроэнергетических режимов на перспективный период выполнены только для последнего года прогнозирования.



ЗИМНИЙ РЕЖИМ ПРОГНОЗИРУЕМЫХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2027 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ -32 ГРАД. C


В нормальной схеме параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Результаты расчетов приведены на рисунке 14 приложения N 12.


При нормативном возмущении в нормальной схеме (отключение 4СШ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ, с действием АВР СВ 35 кВ на ПС 110 кВ Родник, АВР СВ-110 на ПС 110 кВ Шпагатная и АВР СВ 6 кВ и СВ 10 кВ на ПС 110 кВ Нива) имеет место превышение ДДТН и АДТН ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками со стороны Ново-Свердловская ТЭЦ. Загрузка ЛЭП составляет 507 А (111% от Iддтн = Iадтн = 455 А, ограничивающие элементы: провод ВЛ и ТТ на Ново-Свердловской ТЭЦ с одинаковыми ДДТН и АДТН, рисунок 15 приложения N 12). Схемно-режимные мероприятия по обеспечению допустимых параметров электроэнергетического режима отсутствуют. Рекомендуется выполнить установку на Ново-Свердловская ТЭЦ АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками, действующей по УПАСК на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Нива в объеме до 8 МВт (рисунок 16 приложения N 12).


При нормативном возмущении в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками (отключение ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Дачная с отпайками, с действием АВР СВ 35 кВ на ПС 110 кВ Родник, нагрузка 10 кВ Т-1 ПС 110 кВ Родник отключается) имеет место превышение ДДТН и АДТН ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская со стороны Ново-Свердловская ТЭЦ. Загрузка ЛЭП составляет 265 А (111% от Iддтн = Iадтн = 240 А, ограничивающий элемент: ТТ на Ново-Свердловской ТЭЦ с одинаковыми ДДТН и АДТН, рисунок 17 приложения N 12). Схемно-режимные мероприятия по обеспечению допустимых параметров электроэнергетического режима отсутствуют. Рекомендуется выполнить установку на Ново-Свердловской ТЭЦ АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская, действующей по УПАСК на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Нива в объеме до 3 МВт (рисунок 18 приложения N 12).


В остальных схемно-режимных ситуациях параметры электроэнергетических режимов не выходят из области допустимых значений.



ЗИМНИЙ РЕЖИМ ПРОГНОЗИРУЕМЫХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2027 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ 0 ГРАД. C


В нормальной схеме параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Результаты расчетов приведены на рисунке 19 приложения N 12.


При нормативном возмущении в нормальной схеме (отключение 4СШ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ, с действием АВР СВ 35 кВ на ПС 110 кВ Родник, АВР СВ-110 на ПС 110 кВ Шпагатная и АВР СВ 6 кВ и СВ 10 кВ на ПС 110 кВ Нива) имеет место превышение ДДТН и АДТН ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками со стороны Ново-Свердловская ТЭЦ. Загрузка ЛЭП составляет 439 А (101% от Iддтн = Iадтн = 437 А, ограничивающие элементы: провод ВЛ и ТТ на Ново-Свердловской ТЭЦ с одинаковыми ДДТН и АДТН, рисунок 20 приложения N 12). Применение превентивного схемно-режимного мероприятия по переводу нагрузки 2С 35 кВ ПС 35 кВ БИЗ на питание от ВЛ 35 кВ Ключи - БИЗ позволяет исключить возникновение превышения АДТН (рисунок 21 приложения N 12).


В остальных схемно-режимных ситуациях параметры электроэнергетических режимов не выходят из области допустимых значений.



ЛЕТНИЙ РЕЖИМ ПРОГНОЗИРУЕМЫХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2027 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ +30 ГРАД. C


В нормальной схеме параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений. Результаты расчетов приведены на рисунке 22 приложения N 12.


При нормативном возмущении в нормальной схеме (отключение 4СШ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ, с действием АВР СВ 35 кВ на ПС 110 кВ Родник, АВР СВ-110 на ПС 110 кВ Шпагатная и АВР СВ 6 кВ и СВ 10 кВ на ПС 110 кВ Нива) имеет место превышение ДДТН и АДТН ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками со стороны Ново-Свердловская ТЭЦ. Загрузка ЛЭП составляет 379 А (115% от Iддтн = Iадтн = 331 А, ограничивающие элементы: провод ВЛ и ТТ на Ново-Свердловская ТЭЦ с одинаковыми ДДТН и АДТН, рисунок 23 приложения N 12). Рекомендуется выполнить перенос в нормальной схеме точки деления электрической сети с ПС 110 кВ Колюткино на ПС 110 кВ КАЗ (рисунок 24 приложения N 12).


В остальных схемно-режимных ситуациях параметры электроэнергетических режимов не выходят из области допустимых значений.



ЛЕТНИЙ РЕЖИМ ПРОГНОЗИРУЕМЫХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2027 ГОДА ПРИ ТЕМПЕРАТУРЕ +19 ГРАД. C


Так как прогноз максимальной нагрузки при температуре наружного воздуха +30 град. C выше, чем при +19 град. C и пропускная способность при температуре наружного воздуха +19 град. C выше, чем при +30 град. C, то расчеты электроэнергетических режимов, выполненные при температуре наружного воздуха +30 град. C, приведут к более тяжелым последствиям с точки зрения электроэнергетического режима. В связи с этим расчеты для нормальной схемы, единичной ремонтной схемы и послеаварийных режимов из нормальной схемы и единичной ремонтной схемы при температуре +19 град. C не выполняются.


Рассмотрение послеаварийных режимов из двойных ремонтных схем в силу схемных особенностей энергорайона района не выполняется.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ АНАЛИЗА РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЭНЕРГОРАЙОНА РАЗМЕЩЕНИЯ ПС 110 КВ НИВА ПО ВАРИАНТУ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 110 КВ


Анализ необходимости замены трансформаторов показал, что для обеспечения наибольшей фактической нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Нива, ПС 110 кВ Шпагатная и ПС 110 кВ Родник и для обеспечения технологического присоединения потребителей, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, требуется:


1) установка двух трансформаторов мощностью 25 МВА на ПС 110 кВ Нива;


2) замена существующих трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Шпагатная мощностью 25 и 16 МВА соответственно на трансформаторы мощностью 40 МВА каждый (объем выполнения данного мероприятия одинаков для обоих вариантов реконструкции ПС 35 кВ Нива и не учитывается в расчете капиталовложений).


Результаты расчетов электроэнергетических режимов показали, что для обеспечения допустимых параметров электроэнергетических режимов требуется выполнить установку на Ново-Свердловской ТЭЦ АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками, действующей по УПАСК на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Нива в объеме до 8 МВт, и АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская, действующей по УПАСК на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Нива в объеме до 3 МВт.


Также для перевода ПС 35 кВ Нива и ПС 110 кВ Полевая на напряжение 110 кВ на основе предложений АО "ЕЭСК" (Письмо от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109) требуется:


1) сооружение ПС 110 кВ Нива по схеме два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий;


2) сооружение одноцепного ответвления в воздушном исполнении от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская ориентировочной длиной 3,3 км проводом АС 70/11 (сечение провода для ВЛ 110 кВ в соответствии с таблицей 2.5.6 "Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны и радиопомех" ПУЭ);


3) реконструкция ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая с переводом на напряжение 110 кВ и ликвидацией отпайки на ПС 35 кВ Полевая протяженностью 7,33 км с применением провода АС 70/11 и присоединение ПС 110 кВ Нива по реконструируемой ВЛ одноцепным ответвлением от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками;


4) перевод ПС 35 кВ Полевая в РП 10 кВ с подключением к ПС 110 кВ Нива по двухцепной линии 10 кВ с применением провода СИП-3 x 50 (в соответствии с требованием пункта 5.2.3 СТО 70238424.29.240.20.001-2011 "Воздушные линии напряжением 0,4 - 20 кВ", сечения фазных проводов магистрали ВЛ рекомендуется принимать не менее 50 мм2).



ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ


Капиталовложения по рассмотренным вариантам представлены в таблице 23. Капиталовложения в сетевое строительство принимались по данным укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства, утвержденных Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 17.01.2019 N 10 (без учета НДС). Для определения величины капитальных затрат в текущих ценах I квартала 2022 года применены индексы-дефляторы инвестиций в основной капитал (раздел 13), указанные в Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года (базовый прогноз) и Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на 2022 год и на плановый период 2023 и 2024 годов (базовый прогноз).


По данным АО "ЕЭСК", проектно-изыскательские работы по переводу ПС 35 кВ Нива на напряжение 110 кВ были выполнены в 2013 - 2014 годах, полностью корректировка проекта не требуется, учтены затраты на ПИР по установке трансформаторов 2 x 25 МВА (ранее проектировалась ПС 110 кВ Нива с трансформаторами 2 x 40 МВА). Также по данным АО "ЕЭСК" земельный участок с кадастровым номером 66:41:0000000:26364, на котором планируется сооружение ПС 110 кВ Нива, находится в собственности АО "ЕЭСК". Плата за использование земельного участка отсутствует, необходимости учета указанных затрат при расчете также отсутствует.


В варианте 2 в капиталовложениях учтены затраты на ДПТ ВЛ (КЛ) по границам земельного участка и затраты на кадастровые работы ВЛ и работы по установлению земельных отношений. Затраты на разработку и утверждение ДПТ при прохождении ВЛ по землям лесного фонда (землям, покрытым лесом) не учитывались, поскольку рассматриваемые ВЛ не будут проходить по землям лесного фонда.



Таблица 23

КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЯ ПО ВАРИАНТАМ


Номер строки

Наименование

Оборудование ПС, ВЛ, КЛ 10, 35, 110 кВ

Номер расценок УНЦ

Капиталовложения в ценах УНЦ (01.01.2018), тыс. рублей

Капиталовложения в ценах I квартала 2022 года с учетом индексов-дефляторов, тыс. рублей

Соотношение вариантов в %

количество ячеек выключателей, трансформаторов, шт.; протяженность линий электропередачи, км

стоимость по УНЦ (Приказ от 17.01.2019 N 10), тыс. рублей

1

2

3

4

5

6

7

8

1.

Вариант 1.

Замена существующих трансформаторов на ПС 35 кВ Нива

-

-

-

142368,65

177791,33

100,00

2.

Замена трансформаторов 35 кВ мощностью 2 x 5,6 МВА и 4 МВА на 2 x 25 МВА на ПС Нива

2

48392,00

Т4-09 - 1..6

96784,00

121145,62

-

3.

Реконструкция РУ 35 кВ ПС 35 кВ Нива с заменой оборудования ячейки В 35 кВ Т-1, Т-2

2

5518,00

В3-13 - 1..5

11036,00

13813,89

-

4.

Замена ТТ 35 кВ ПС 35 кВ Нива в присоединениях Т-1, Т-2 с номинальным током 200 А

2

932,00

И10-01 - 1..7

1864,00

2333,19

-

5.

Проектно-изыскательские работы по ПС 35 кВ Нива

1

7500,00

П6-10

7500,00

9387,83

-

6.

Реконструкция РУ 35 кВ ПС Родник с заменой В 35 кВ Т-2

1

993,00

И7-01 - 1..3

993,00

1242,95

-

7.

Проектно-изыскательские работы по замене В 35 кВ ПС Родник

1

70,00

П6-05

70,00

87,62

-

8.

Реконструкция ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая с заменой провода АС-95 и АС-70 на АС-120. Провод

10,7

503,00

Л5-03

5382,10

6736,84

-

9.

Реконструкция ВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая с заменой провода АС-95 на АС-120. Провод

5,99

503,000

Л5-03

3012,97

3771,37

-

10.

Проектно-изыскательские работы по реконструкции ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая с заменой провода АС-95 и АС-70 на АС-120

10,0

6270,000

П3-08

6881,52

8613,68

-

11.

Проектно-изыскательские работы по реконструкции ВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая с заменой провода АС-95 на АС-120

5,00

3300,00

П3-07

3888,06

4866,73

-

12.

Установка АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская

1

1479,00

А8-04

1479,00

1851,28

-

13.

Установка УПАСК АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская

2

1424,00

А8-05

2848,00

3564,87

-

14.

Проектно-изыскательские работы на установку АОПО и УПАСК ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская

1

300,00

П6-06

300,00

375,51

-

15.

Вариант 2.

Сооружение ПС 110 кВ Нива с трансформаторами 2 x 25 МВА

-

-

-

214356,11

268311,95

150,91

16.

Трансформатор 110/10/6 кВ мощностью 25 МВА. ПС Нива

2

48424,00

Т4-9 - 1..6

96848,00

121225,73

-

17.

РУ 110 кВ ПС Нива (2 ячейки КРУ 110 кВ без ЗРУ)

2

23533,00

В5-01 - 1..3

47066,00

58913,04

-

18.

РУ 10 кВ ПС Нива (2 дополнительные ячейки 10 кВ для присоединения ПС Полевая)

2

1188,00

В3-01 - 1..5

2376,00

2974,07

-

19.

Проектно-изыскательские работы по замене трансформаторов ПС 110 кВ Нива

2

2900,00

П2-07

5800,00

7259,93

-

20.

Одноцепное ответвление от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская и ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Дачная с отпайками (АС-70). СМР

3,300

2267,00

Л1-04 - 1..4

7481,10

9364,18

-

21.

Одноцепное ответвление от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская и ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Дачная с отпайками (АС-70). Опоры

3,300

1944,00

Л3-04 - 1..4

6415,20

8029,98

-

22.

Одноцепное ответвление от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская и ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Дачная с отпайками (АС-70). Провод

3,300

341,00

Л5-01

1125,30

1408,55

-

23.

Разработка и утверждение ДПТ ВЛ (КЛ) по границам земельного участка для одноцепного ответвления от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская и ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Дачная с отпайками (АС-70)

3,300

271,00

П9-10

894,30

1119,41

-

24.

Реконструкция ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая с переводом на напряжение 110 кВ (АС-70). СМР

7,330

2267,00

Л1-04 - 1..4

16617,11

20799,82

-

25.

Реконструкция ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая с переводом на напряжение 110 кВ (АС-70). Опоры

7,330

1944,00

Л3-04 - 1..4

14249,52

17836,28

-

26.

Реконструкция ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая с переводом на напряжение 110 кВ (АС-70). Провод

7,330

341,00

Л5-01

2499,53

3128,69

-

27.

Разработка и утверждение ДПТ ВЛ (КЛ) по границам земельного участка для реконструкции ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая с переводом на напряжение 110 кВ

7,330

230,00

П9-11

1685,90

2110,26

-

28.

Затраты на кадастровые работы ВЛ и работы по установлению земельных отношений

10,630

21,51

П10-01 - 1..3

228,65

286,21

-

29.

Строительство ВЛ 10 кВ СИП-350 мм2 для перевода ПС Полевая. Провод

3,0

400,00

Л7-03 - 1..4

1200,00

1502,05

-

30.

Строительство ВЛ 10 кВ (СИП-350 мм2) для перевода ПС Полевая. Опоры

1,5

784,00

Л3-02 - 1

1176,00

1472,01

-

31.

Строительство ВЛ 10 кВ (СИП-350 мм2) для перевода ПС Полевая. СМР

1,5

1151,00

Л1-02 - 1

1726,50

2161,08

-

32.

Проектно-изыскательские работы по строительству ВЛ 10 кВ СИП-350 мм2 для перевода ПС Полевая

2,0

561,00

П3-02

561,00

702,21

-

33.

Установка АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками

1

1479,00

А8-04

1479,00

1851,28

-

34.

Установка УПАСК АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками

1

1424,00

А8-05

1424,00

1782,44

-

35.

Проектно-изыскательские работы на установку АОПО и УПАСК ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Патруши с отпайками

1

300,00

П6-06

300,00

375,51

-

36.

Установка АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская

1

1479,00

А8-04

1479,00

1851,28

-

37.

Установка УПАСК АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская

1

1424,00

А8-05

1424,00

1782,44

-

38.

Проектно-изыскательские работы на установку АОПО и УПАСК ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская

1

300,00

П6-06

300,00

375,51

-


Расчет дисконтированных затрат по вариантам приведен в таблицах 26 и 27.


Технико-экономическое сравнение выполнялось в соответствии с СТО 56947007-29.240.01.271-2019 Методические указания по технико-экономическому обоснованию электросетевых объектов. Эталоны обоснований.


Дисконтированные затраты рассчитывались согласно СТО 56947007-29.240.01.271-2019 Методические указания по технико-экономическому обоснованию электросетевых объектов. Эталоны обоснований по формуле (предполагается, что в первый год осуществляется строительство объекта, а со второго года наступает период его эксплуатации).




К и И - капиталовложения и издержки в год;


Eн.п. - норматив приведения разновременных затрат (ставка дисконтирования).


В таблицах 26 и 27 выражение (1 + Eн.п.)1-t именуется коэффициентом дисконтирования.


Ставка дисконтирования принималась согласно СТО 56947007-29.240.01.271-2019 Методические указания по технико-экономическому обоснованию электросетевых объектов. Эталоны обоснований на уровне нормы доходности инвестированного капитала для расчета тарифов на услуги по передаче электроэнергии в Единой национальной (общероссийской) электрической сети без учета инфляции (ставка дисконтирования нетто).


Норма доходности инвестированного капитала для расчета тарифов на услуги по передаче электроэнергии принята в соответствии с Приказом Федеральной службы по тарифам от 21.11.2014 N 2049-э "Об утверждении нормы доходности инвестированного капитала для расчета тарифов на услуги по передаче электрической энергии по Единой национальной (общероссийской) электрической сети" в размере 10%. Размер инфляции принят в соответствии с базовым вариантом прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на 2022 год и на плановый период 2023 и 2024 годов (одобрен на заседании Правительства Российской Федерации 21 сентября 2021 года, протокол N 29) равным 4%. Таким образом, ставка дисконтирования, учитываемая в расчетах, принята равной 6%, расчетный период времени - 30 лет согласно СТО 56947007-29.240.01.271-2019 Методические указания по технико-экономическому обоснованию электросетевых объектов. Эталоны обоснований.


В таблице 26 к капиталовложениям в ПС отнесены строки 1 - 6, 9, 10 таблицы 23, в ВЛ - 7, 8; в таблице 27 к капиталовложениям в ПС (кроме КРУЭ) отнесены строки 1, 3, 4, 17 таблицы 23, в КРУЭ 110 кВ - 2, в ВЛ 110 кВ - 5 - 16.


Ежегодные издержки рассчитывались по формуле:


И = Ирем + Иобсл + Ип, где:



Ирем, Иобсл - затраты на ремонты и обслуживание;


Ип - затраты на возмещение потерь электроэнергии.


Ежегодные издержки на ремонты и обслуживание элементов электрической сети определяются в виде отчислений от соответствующих капитальных вложений. Значения отчислений приняты по СТО 56947007-29.240.01.271-2019 Методические указания по технико-экономическому обоснованию электросетевых объектов. Эталоны обоснований (пункт 7.1, кроме КРУЭ), издержки на ремонт и обслуживание выключателей 110 кВ ПС Нива принимались согласно СТО 56947007-29.240.35.146-2013 Правила проведения расчетов затрат на строительство подстанций с применением КРУЭ:


5,9% - оборудование ПС 35 - 110 кВ (без КРУЭ);


0,8% - ВЛ 35,110 кВ;


2,3% - КЛ 10 кВ;


1,8% - оборудование КРУЭ.


Издержки на ущерб по вариантам не учитывались, поскольку все варианты обеспечивают равную надежность.


При определении затрат на возмещение потерь электроэнергии учитывались потери электроэнергии в трансформаторах и ЛЭП по вариантам.


Потери холостого хода в трансформаторах не зависят от электрической нагрузки и принимались по справочным данным. Потери холостого хода принимались неизменной величиной в течение года. Время потерь холостого хода принималось величиной 8760 часов в год.


Ежегодные издержки на потери холостого хода в трансформаторах рассчитывались по формуле:




- потери холостого хода трансформаторов по справочным данным;


Сэ - стоимость электрической энергии для компенсации потерь (принята по данным филиала АО "ЕЭСК" на 2022 год в размере 2,972 рубля/кВт.ч).


Нагрузочные потери электроэнергии в трансформаторах по вариантам рассчитывались по формуле:




- потери КЗ по справочным данным для трансформаторов;


- коэффициент загрузки трансформатора, представляющий собой отношение расчетной максимальной мощности трансформатора к номинальной мощности трансформатора ( = Sp / Sн);


- число часов максимальных нагрузочных потерь.


Число часов максимальных нагрузочных потерь для расчета годовых нагрузочных потерь электроэнергии рассчитывалось по формуле:




Годовое число часов использования максимума электрической нагрузки Tmax определялось по фактическому расходу электроэнергии. По данным АО "ЕЭСК" расход электроэнергии по ПС 35 кВ Нива составил в 2021 году 49744759,2 кВт.ч при максимальной нагрузке ПС 35 кВ Нива по данным контрольного замера (15 декабря 2021, 20-00) 9,53 МВт, Tmax = Wa / Pmax составила 5220 часов ( = 3,655,69 часа).


Ежегодные издержки на нагрузочные потери трансформаторов рассчитывались по формуле:




- нагрузочные потери электроэнергии в трансформаторах в год;


Сэ - стоимость электрической энергии для компенсации потерь.


Расчет ежегодных издержек на потери в трансформаторах по вариантам представлен в таблице 24 (в таблице учитываются ПС 110 кВ Шпагатная, ПС 110 кВ Родник, ПС 35, 110 кВ Нива, так как уровень потерь по данным подстанциям изменяется в зависимости от варианта подключения ПС Нива). Максимальная загрузка трансформаторов по вариантам принималась согласно максимальной нагрузке по данным контрольных замеров с учетом нагрузки по ТУ на ТП (загрузка приведена в вышеприведенных разделах при анализе режимов работы энергорайона размещения ПС Нива по вариантам).


При определении затрат на возмещение потерь электроэнергии также учитывались потери электроэнергии в ЛЭП по вариантам. Затраты на ежегодные потери рассчитывались по формуле:




- потери активной мощности в режиме наибольшей нагрузки;


- число часов максимальных нагрузочных потерь (3655,69 ч.);


Сэ - стоимость электрической энергии для компенсации потерь.


Потери в ЛЭП определялись для нормальной схемы потокораспределения согласно расчету режимов по вариантам в RastrWin для режима зимнего максимума 2027 года при температуре -32 град. C. Результат расчета потерь приведен в табличном и графическом виде на рисунках 3 и 14 приложения N 12.


Расчет ежегодных издержек на потери в ЛЭП по вариантам (разница потерь) приведен в таблице 25.


Результаты технико-экономического сравнения вариантов представлены в таблице 28.



Таблица 24

РАСЧЕТ ЕЖЕГОДНЫХ ИЗДЕРЖЕК НА ПОТЕРИ В ТРАНСФОРМАТОРАХ ПО ВАРИАНТАМ


Наименование центра питания

Мощность трансформаторов (класс напряжения)

Параметры

Потери ХХ (кВт.ч/год)

Нагрузочные потери в трансформаторах при Tmax = 5650 часов (кВт.ч/год)

Суммарные потери в трансформаторах (кВт.ч/год)

Стоимость электрической энергии для компенсации потерь (рублей/кВт.ч)

Стоимость потерь в трансформаторах в год (рублей)

Pxx (кВт)

Pк (кВт)

S max ПС (МВА) <*>

Smax по одному трансформатору (МВА)

Вариант 1

ПС 110 кВ Шпагатная

2 x 40 (110/35/10 кВ)

43

200

40,43

20,215

753360

373470,98

1126830,98

2,972

8531228,29

ПС 35 кВ Нива

2 x 25 (35/6 кВ)

25

115

21,73

10,865

438000

158809,65

596809,56

1 x 4

6,7

33,5

1,92

1,92

58692

28216,08

86908,08

ПС 110 кВ Родник

2 x 25 (110/35/10 кВ)

31

140

35,53

17,765

543120

516865,80

1059985,80

Итого

1793172,00

1077362,42

2870534,42

Вариант 2

ПС 110 кВ Шпагатная

2 x 40 (110/35/10 кВ)

43

200

29,68

14,84

753360

201269,13

954629,13

2,972

7089722,25

ПС 110 кВ Нива

2 x 25 (110/10/6 кВ)

27

120

24,83

12,415

473040

216368,50

689408,50

ПС 110 кВ Родник

2 x 25 (110/35/10 кВ)

31

140

22,01

11,005

543120

198347,84

741467,84

Итого

1769520,00

615985,47

2385505,47



* Максимальная нагрузка принята по разделам анализа режимов работы энергорайона размещения ПС 35 кВ Нива.



Таблица 25

РАСЧЕТ ЕЖЕГОДНЫХ ИЗДЕРЖЕК НА ПОТЕРИ В ЛЭП ПО ВАРИАНТАМ (РАЗНИЦА ПОТЕРЬ)


Вариант 1

Вариант 2

Нагрузочные потери ЛЭП по вариантам в зимний максимум энергорайона размещения ПС Нива, МВт

1,7

1,15

Стоимость электрической энергии для компенсации потерь на 2022 год, рублей/кВт.ч

2,972

Дополнительные затраты для компенсации потерь в ЛЭП при Тmax = 5220 часов, рублей в год

18470008,16

12494417,28



Таблица 26

РАСЧЕТ ДИСКОНТИРОВАННЫХ ЗАТРАТ ПО ВАРИАНТУ 1


Наименование

Годы

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

Инвестиции в строительство, млн. руб.

177,791

177,8

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

в том числе:

ПС 35 кВ

153,8

153,8

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ВЛ 35 кВ

24,0

24,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Нормативы ежегодных затрат на ремонт и содержание оборудования, %

ПС 35 кВ

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

ВЛ 35 кВ

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

Годовые издержки по ремонту и обслуживанию объектов (без амортизации), всего, млн. руб.

268,7

0,0

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

9,3

в том числе:

ПС 110 кВ

263,2

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

ВЛ 35 кВ

5,6

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

КЛ 110 кВ

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Годовые издержки на потери в трансформаторах, млн. руб.

247,4

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

8,531

Годовые издержки на потери ЛЭП, млн. руб.

535,6

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

18,470

Суммарные недисконтированные затраты, млн. руб.

1229,5

177,8

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

36,3

Коэффициент дисконтирования при ставке сравнения 6%

1,00

0,94

0,89

0,84

0,79

0,75

0,70

0,67

0,63

0,59

0,56

0,63

0,50

0,47

0,44

0,42

0,39

0,37

0,35

0,33

0,31

0,29

0,28

0,26

0,25

0,23

0,22

0,21

0,20

0,18

Суммарные дисконтированные затраты при ставке сравнения 6%, млн. руб.

670,7

177,8

34,21

32,28

30,45

28,73

27,10

25,57

24,12

22,75

21,47

20,25

19,11

18,02

17,00

16,04

15,13

14,28

13,47

12,71

11,99

11,31

10,67

10,06

9,49

8,96

8,45

7,97

7,52

7,10

6,69



Таблица 27

РАСЧЕТ ДИСКОНТИРОВАННЫХ ЗАТРАТ ПО ВАРИАНТУ 2


Наименование

Годы

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

Инвестиции в строительство, млн. руб.

268,312

268,3

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

в том числе:

КЛ 10 кВ

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ПС 110 кВ

139,5

139,5

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

КРУ 110 кВ

58,9

58,9

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ВЛ 10-110 кВ

69,9

69,9

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0.0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Нормативы ежегодных затрат на ремонт и содержание оборудования, %

КЛ 10 кВ

2,3

2,3

2.3

2,3

2,3

2,3

2.3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

ПС 110 кВ

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5.9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5.9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5,9

5.9

КРУ 110 кВ

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

1.8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

1.8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

1.8

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

1.8

ВЛ 10-110 кВ

0,8

0.8

0,8

0,8

0,8

0.8

0.8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0.8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0.8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0.8

Годовые издержки по ремонту и обслуживанию объектов (без амортизации), всего, млн. руб.

285,6

0,0

9,8

9,8

9,8

9,8

9.8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9.8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

9.8

в том числе:

КЛ 10 кВ

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0.0

ПС 110 кВ

238,6

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8.2

ВЛ 10-110 кВ

16,2

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0.6

КРУ 110 кВ

30,8

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1.1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1.1

1,1

1.1

1.1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

Годовые издержки на потери в трансформаторах, млн. руб.

205,6

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7.090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

7,090

Годовые издержки на потери ЛЭП, млн. руб.

362,3

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

12,494

Суммарные недисконтированные затраты, млн. руб.

1121,9

268,3

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

29,4

Коэффициент дисконтирования при ставке сравнения 6%

1,00

0,94

0,89

0,84

0,79

0,75

0,70

0,67

0,63

0,59

0,56

0,53

0,50

0,47

0,44

0,42

0,39

0,37

0,35

0,33

0,31

0,29

0,28

0,26

0,25

0,23

0,22

0,21

0,20

0,18

Суммарные дисконтированные затраты при ставке сравнения 6%, млн. руб.

668,3

268,3

27,8

26,2

24,7

23,3

22,0

20,7

19,6

18,5

17,4

16,4

15,5

14,6

13,8

13,0

12,3

11,6

10,9

10,3

9,7

9,2

8,7

8,2

7,7

7,3

6,9

6,5

6,1

5,8

5,4



Таблица 28

РЕЗУЛЬТАТЫ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО СРАВНЕНИЯ ВАРИАНТОВ


Номер строки

Наименование показателя

Вариант 1

Вариант 2

1.

Всего капиталовложений по схеме, млн. рублей

177,7914

268,3120

2.

Всего капиталовложений по схеме, процентов

100,0

150,9

3.

В том числе:

-

-

4.

КЛ 10 кВ

0,0

0,0

5.

ПС 35 - 110 кВ

153,8

139,5

6.

КРУ 110 кВ

0,0

58,9

7.

ВЛ 10 - 110 кВ

24,0

69,9

8.

Суммарные дисконтированные затраты по варианту (ставка дисконта 6%), млн. рублей

670,7

668,3

9.

Суммарные дисконтированные затраты по варианту (ставка дисконта 6%), процентов

100,4

100,0


Анализ технико-экономического сравнения вариантов по дисконтированным затратам показал, что вариант 2 является более экономичным и рекомендуется для развития энергорайона размещения ПС 35 кВ Нива. Вариант 2 включает в себя:


1) сооружение ПС 110 кВ Нива по схеме два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий с установкой двух трансформаторов мощностью 25 МВА каждый;


2) сооружение одноцепного ответвления в воздушном исполнении от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская ориентировочной длиной 3,3 км проводом АС 70/11;


3) реконструкцию ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая с переводом на напряжение 110 кВ и ликвидацией отпайки на ПС 35 кВ Полевая протяженностью 7,33 км с применением провода АС 70/11 и присоединение ПС 110 кВ Нива по реконструируемой ВЛ одноцепным ответвлением от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками;


4) перевод ПС 35 кВ Полевая в РП 10 кВ с подключением к ПС 110 кВ Нива по двухцепной линии 10 кВ с применением провода СИП-350 мм2;


5) установку на Ново-Свердловской ТЭЦ АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками, действующей по УПАСК на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Нива в объеме до 8 МВт, и АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская, действующей по УПАСК на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Нива в объеме до 3 МВт.


Также анализ загрузки трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Шпагатная показал, что вне зависимости от рекомендуемого варианта развития района размещения ПС 35 кВ Нива требуется замена трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Шпагатная мощностью 25 и 16 МВА соответственно на трансформаторы мощностью 40 МВА каждый.



Параграф 15. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ СВОБОДА


Электроснабжение потребителей города Сысерти и прилегающих территорий осуществляется от двух однотрансформаторных подстанций ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть.


По состоянию на 1 марта 2022 года:


1) на ПС 110 кВ Свобода установлен Т-1 мощностью 10 МВА (ТДТН-10000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1966 году, текущий ИТС равен 62,45);


2) на ПС 110 кВ Сысерть установлен Т-1 мощностью 10 МВА (ТДН-10000/110/10, введен в эксплуатацию в 1986 году, текущий ИТС равен 64,65).


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417.


Перегрузочная способность Т-1 ПС 110 кВ Свобода и Т-1 ПС 110 кВ Сысерть, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 31.


По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов имела место в зимний период 2017 года. В качестве расчетной температуры принята температура, равная -7,5 град. C, соответствующая значению температуры на дату зимнего контрольного замера 2017 года для Полевского энергорайона энергосистемы Свердловской области.


Наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Свобода по данным зимнего контрольного замера 2017 года составила 7,62 + j2,45 = 8,0 МВА, ПС 110 кВ Сысерть - 8,6 + j3,05 = 9,12 МВА.


При отключении трансформатора Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть произойдет погашение нагрузки на указанной ПС. Отключенную нагрузку на ПС 110 кВ Сысерть возможно (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417) оперативно перевести на питание по сети 10 кВ от ПС 110 кВ Свобода (параметры режима работы указанной электрической сети 10 кВ при этом находятся в области допустимых значений). Величина нагрузки Т-1 на ПС 110 кВ Свобода в этом случае может составить 16,22 + j5,5 = 17,13 МВА и превысить величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха, равную 11,88 МВА (Sддт = 1,188 x Sном = 11,88 МВА). Отключение Т-1 ПС 110 кВ Свобода приведет к аналогичной схемно-режимной ситуации в отношении Т-1 ПС 110 кВ Сысерть.


Перевод отключенной нагрузки (части нагрузки) потребителей ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть по распределительной сети напряжения 10 кВ на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417).


Анализ наибольшей величины нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) показал, что расчетная величина нагрузки Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть (Т-1 на ПС 110 кВ Свобода) при отключении Т-1 на ПС 110 кВ Свобода (Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть) составит 16,22 + j5,5 = 17,13 МВА. Для обеспечения длительно допустимой нагрузки Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть (Т-1 на ПС 110 кВ Свобода) мощностью 10 МВА в схеме, сложившейся после отключения Т-1 на ПС 110 кВ Свобода (Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть), требуются мероприятия по строительству и реконструкции объектов электрической сети.


Для обеспечения допустимой нагрузки Т-1 на ПС 110 кВ Свобода мощностью 10 МВА в схеме, сложившейся после отключения Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть, необходима установка второго трансформатора на ПС 110 кВ Свобода мощностью не менее 8,56 МВА. С учетом возможного отключения Т-1 на ПС 110 кВ Свобода мощность второго устанавливаемого трансформатора должна быть не менее 8,0 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 10 МВА.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузок может составить на ПС 110 кВ Свобода 1,98 + j0,79 = 2,13 МВА, на ПС 110 кВ Сысерть - 0,74 + j0,29 = 0,79 МВА.


С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов) ПС 110 кВ Свобода может составить 9,6 + j3,24 = 10,13 МВА, на ПС 110 кВ Сысерть - 9,34 + j3,34 = 9,92 МВА.


Для существующих трансформаторов с учетом указанного выше объема присоединяемой нагрузки по действующим ТУ на ТП в случае отключения трансформатора Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть произойдет погашение нагрузки ПС 110 кВ Сысерть. Отключенную нагрузку ПС 110 кВ Сысерть возможно (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417) оперативно перевести на питание по сети 10 кВ от ПС 110 кВ Свобода (параметры режима работы указанной электрической сети 10 кВ при этом находятся в области допустимых значений), но недопустимо по условию загрузки Т-1 на ПС 110 кВ Свобода (в рассматриваемый зимний период перевод погашенной нагрузки на ПС 110 кВ Свобода в полном объеме может привести к недопустимой перегрузке Т-1 на ПС 110 кВ Свобода). Отключение Т-1 ПС 110 кВ Свобода приведет к аналогичной схемно-режимной ситуации в отношении Т-1 ПС 110 кВ Сысерть.


Перевод отключенной нагрузки (части нагрузки) потребителей ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть по распределительной сети напряжения 10 кВ на другие центры питания невозможен ввиду отсутствия соответствующих электрических связей (Письмо филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417).


Анализ перспективной нагрузки существующих трансформаторов Т-1 на ПС 110 кВ Свобода и Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанций) с учетом суммарной активной нагрузки новых потребителей, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть в соответствии с ТУ на ТП (с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки), показал, что расчетная величина перспективной нагрузки трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Сысерть (Т-1 ПС 110 кВ Свобода) при отключении Т-1 ПС 110 кВ Свобода (Т-1 ПС 110 кВ Сысерть) может составить 18,94 + j6,59 = 20,05 МВА. Для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть исходя из допустимой нагрузки Т-1 ПС 110 кВ Свобода (Т-1 ПС 110 кВ Сысерть) в схеме, сложившейся после отключения Т-1 ПС 110 кВ Сысерть (Т-1 ПС 110 кВ Свобода), требуются мероприятия по строительству и реконструкции объектов электрической сети.


С учетом возможного отключения Т-1 на ПС 110 кВ Сысерть мощность второго устанавливаемого трансформатора на ПС 110 кВ Свобода должна быть не менее 10,02 МВА. С учетом возможного отключения Т-1 на ПС 110 кВ Свобода мощность второго устанавливаемого трансформатора на ПС 110 кВ Свобода должна быть не менее 10,13 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 16 МВА.


В соответствии с информацией филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" (Письмо от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417) значение текущего ИТС существующего Т-1 ПС 110 кВ Свобода мощностью 10 МВА ниже 70, в связи с чем в рамках реконструкции подстанции с установкой Т-2 мощностью 16 МВА филиалом ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" также планируется выполнить замену Т-1 ПС 110 кВ Свобода. Мощность заменяемого трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Свобода выбирается исходя из тех же расчетных условий, что и мощность устанавливаемого Т-2 ПС 110 кВ Свобода, и составит 16 МВА. До замены Т-1 ПС 110 кВ Свобода работоспособность оборудования должна быть обеспечена компенсирующими мероприятиями при проведении технического обслуживания и ремонтов: проведение учащенного технического обслуживания, анализа масла, осмотров, испытания оборудования, тепловизионного контроля, противопожарного опахивания, текущего и капитального ремонтов силового оборудования, ремонтов зданий и сооружений.


Таким образом, для обеспечения наибольшей фактической нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть требуется установка Т-2 на ПС 110 кВ Свобода мощностью 10 МВА. На основании ИТС ниже 70 собственником также планируется выполнить замену Т-1 ПС 110 кВ Свобода мощностью 10 МВА. Для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Свобода требуется установка Т-2 мощностью 16 МВА. На основании ИТС ниже 70 собственником планируется выполнить замену Т-1 ПС 110 кВ Свобода мощностью 10 МВА, при этом с учетом технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Свобода и ПС 110 кВ Сысерть, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы развития действующие ТУ на ТП, мощность Т-1 составит 16 МВА.


До выполнения реконструкции ПС 110 кВ Свобода работоспособность оборудования должна быть обеспечена компенсирующими мероприятиями при проведении технического обслуживания и ремонтов: проведение учащенного технического обслуживания, анализа масла, осмотров, испытания оборудования, тепловизионного контроля, противопожарного опахивания, текущего и капитального ремонтов силового оборудования, ремонтов зданий и сооружений.



Параграф 16. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ СВЕРДЛОВСКАЯ


По состоянию на 1 марта 2022 года на ПС 110 кВ Свердловская установлены:


1) Т-1 мощностью 31,5 МВА (ТДТН-31500/110/35/10, введен в эксплуатацию в 1993 году, текущий ИТС равен 69,25);


2) Т-2 мощностью 40 МВА (ТДТН-40000/110/35/10, введен в эксплуатацию в 2018 году, текущий ИТС равен 98,98).


На основании значения текущего ИТС ниже 70 трансформатор Т-1 требует замены. Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417.


По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Свердловская имела место в зимний период 2021 года.


Наибольшая величина нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Свердловская по данным зимнего контрольного замера 2021 года составила 20,14 + j7,54 = 21,51 МВА. По информации филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" (Письмо от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417) наибольшая величина фактической нагрузки ПС 110 кВ Свердловская зафиксирована по данным телеметрической информации на ПС 110 кВ Свердловская на 3 февраля 2022 года и составила 28,67 + j12,16 = 31,14 МВА.


Согласно Письму филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417 перевод нагрузки с ПС 110 кВ Свердловская по распределительной сети 35 кВ на другие центры питания (ПС 110 кВ Куйбышевская) недопустим, так как уровни напряжения в точках присоединения указанных потребителей к электрической сети с учетом проведения всех возможных схемно-режимных мероприятий не соответствуют допустимым параметрам, определенным в соответствии с требованиями ГОСТ 32144-2013 "Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения" (далее - ГОСТ 32144-2013).


Анализ наибольшей фактической загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Свердловская (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции) показал, что расчетная величина нагрузки трансформатора Т-1 при отключении Т-2 составит 31,14 МВА.


С учетом возможного отключения Т-2 мощность оставшегося в работе трансформатора Т-1 должна быть не менее 31,21 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА. Установка Т-1 выполняется с целью замены существующего трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Свердловская, необходимость реконструкции которого подтверждается на основании ИТС ниже 70.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Свердловская с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 0,72 + j0,29 = 0,78 МВА.


С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Свердловская может составить 29,39 + j12,45 = 31,92 МВА.


Анализ перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Свердловская (с учетом отсутствия схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции, и объема присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки) показал, что расчетная величина перспективной нагрузки трансформатора Т-1 при отключении Т-2 составит 31,92 МВА. С учетом возможного отключения Т-2 мощность оставшегося в работе трансформатора Т-1 должна быть не менее 31,92 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА. Установка Т-1 выполняется с целью замены существующего трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Свердловская, необходимость реконструкции которого подтверждается на основании ИТС ниже 70.


Таким образом, требуется замена существующего трансформатора Т-1 ПС 110 кВ Свердловская, необходимость реконструкции которого подтверждается на основании ИТС ниже 70, на трансформатор мощностью 40 МВА. С учетом технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Свердловская, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Свердловская также требуется замена трансформатора Т-1 на трансформатор мощностью 40 МВА.


До выполнения реконструкции ПС 110 кВ Свердловская работоспособность оборудования должна быть обеспечена компенсирующими мероприятиями при проведении технического обслуживания и ремонтов: проведение учащенного технического обслуживания, анализа масла, осмотров, испытания оборудования, тепловизионного контроля, противопожарного опахивания, текущего и капитального ремонтов силового оборудования, ремонтов зданий и сооружений.



Параграф 17. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ АЛМАЗНАЯ


По состоянию на 1 февраля 2022 года на ПС 110 кВ Алмазная установлены:


1) Т-1 мощностью 6,3 МВА (ТМН-6,3/110/10, введен в эксплуатацию в 1988 году, текущий ИТС равен 92);


2) Т-2 мощностью 6,3 МВА (ТМН-6,3/110/10, введен в эксплуатацию в 1990 году, текущий ИТС равен 94).


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109.


Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 31.


По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов имела место в зимний период 2019 года. В качестве расчетной температуры принята температура, равная -5,7 град. C, соответствующая значению на дату зимнего контрольного замера 2019 года для Екатеринбургского энергорайона энергосистемы Свердловской области.


Наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Алмазная по данным зимнего контрольного замера 2019 года составила 8,2 + j2,22 = 9,1 МВА.


При отключении Т-1 (Т-2) ПС 110 кВ Алмазная величина нагрузки оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 6,3 МВА может составить 8,2 + j2,22 = 9,1 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха, равную 7,43 МВА (Sддт = 1,179 x Sном = 7,43 МВА).


Согласно Письму АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109 на ПС 110 кВ Алмазная имеется возможность перевода нагрузки по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания (часть нагрузки потребителей присоединений 10 кВ РП 282-1, РП 282-2 на ПС 110 кВ Братская) в объеме 0,4 + j0,16 = 0,43 МВА.


С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-1 (Т-2) величина нагрузки оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 6,3 МВА может составить 8,42 + j2,06 = 8,67 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки, равную 7,43 МВА.


Анализ наибольшей величины нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Алмазная в день контрольного замера (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформатора ПС) показал, что расчетная величина нагрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 8,67 МВА. Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 8,67 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 10 МВА.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Алмазная с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 2,03 + j0,81 = 2,19 МВА.


С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Алмазная (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов ПС) может составить 10,45 + j2,87 = 10,84 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки, равную 7,43 МВА.


Анализ перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Алмазная с учетом возможности выполнения схемно-режимных мероприятий по переводу нагрузки в послеаварийном режиме с учетом суммарной активной нагрузки новых потребителей, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Алмазная в соответствии с ТУ на ТП (с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки), показал, что расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 10,84 МВА.


Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 10,84 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 16 МВА.


Таким образом, для обеспечения допустимой нагрузки трансформаторов с учетом фактической максимальной нагрузки на ПС 110 кВ Алмазная требуется замена трансформаторов Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью 10 МВА каждый, а для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Алмазная, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Алмазная требуется замена трансформаторов Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью 16 МВА каждый.



Параграф 18. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПС 110 КВ КЕРАМИК


По состоянию на 1 февраля 2022 года на ПС 110 кВ Керамик установлены:


1) Т-1 мощностью 10 МВА (ТДНГ-10/110/6, введен в эксплуатацию в 1962 году, текущий ИТС равен 75);


2) Т-2 мощностью 10 МВА (ТДНГ-10/110/6, введен в эксплуатацию в 1970 году, текущий ИТС равен 85).


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109.


Перегрузочная способность Т-1 и Т-2, срок эксплуатации которых превысил 30 лет, определяется собственником оборудования (Письмо АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109) в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81. Коэффициенты допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности приведены в таблице 31.


По результатам анализа контрольных замеров 2017 - 2021 годов наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов имела место в 2021 году и принята для дальнейших расчетов. В качестве расчетной температуры принята температура, равная -5,5 град. C, соответствующая значению на дату зимнего контрольного замера 2021 года для Екатеринбургского энергорайона энергосистемы Свердловской области.


Наибольшая величина фактической нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Керамик по данным зимнего контрольного замера 2021 года составила 11,16 + j7,43 = 13,41 МВА.


При отключении Т-1 (Т-2) величина нагрузки оставшегося в работе Т-2 (Т-1) может составить 11,16 + j7,43 = 13,41 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки при расчетной температуре наружного воздуха, равную 11,78 МВА (Sддт = 1,178 x Sном = 11,78 МВА).


Согласно Письму АО "ЕЭСК" от 28.02.2022 N ЕЭСК/001/123/1109 на ПС 110 кВ Керамик имеется возможность перевода нагрузки по распределительной сети низкого напряжения на другие центры питания (часть нагрузки потребителей присоединения Тяг. 27 на ПС 110 кВ Сотая) в объеме 0,3 + j0,12 = 0,32 МВА.


С учетом выполнения схемно-режимного мероприятия при отключении Т-1 (Т-2) величина нагрузки оставшегося в работе Т-2 (Т-1) мощностью 10 МВА может составить 10,86 + j7,31 = 13,09 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки, равную 11,78 МВА.


Анализ наибольшей величины нагрузки трансформаторов ПС 110 кВ Керамик в день контрольного замера (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов ПС) показал, что расчетная величина нагрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 13,09 МВА.


Необходима замена Т-1 и Т-2 мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью не менее 13,09 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 16 МВА.


Прирост нагрузки по действующим ТУ на ТП на ПС 110 кВ Керамик с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 4,17 + j1,67 = 4,49 МВА.


С учетом данных об объеме присоединяемой нагрузки потребителей в соответствии с действующими ТУ на ТП величина перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Керамик (с учетом схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов ПС) может составить 15,03 + j8,98 = 17,51 МВА, что превысит величину длительно допустимой нагрузки, равную 11,78 МВА.


Анализ перспективной нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Керамик с учетом возможности выполнения схемно-режимных мероприятий по переводу нагрузки в послеаварийном режиме с учетом суммарной активной нагрузки новых потребителей, планирующих технологическое присоединение к ПС 110 кВ Керамик в соответствии с ТУ на ТП (с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки), расчетная величина загрузки трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2 (Т-1) составит 17,51 МВА.


Необходима замена Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью не менее 17,51 МВА каждый. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА.


Таким образом, для обеспечения допустимой нагрузки трансформаторов с учетом фактической максимальной нагрузки на ПС 110 кВ Керамик требуется замена трансформаторов Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью 16 МВА каждый, а для обеспечения технологического присоединения потребителей к ПС 110 кВ Керамик, имеющих на момент разработки настоящих схемы и программы действующие ТУ на ТП, на ПС 110 кВ Керамик, требуется замена трансформаторов Т-1 и Т-2 на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый.



Параграф 19. ЗАМЕНА БСК НА ПС 110 КВ МИХАЙЛОВСКАЯ


По состоянию на 1 марта 2022 года на ПС 110 кВ Михайловская установлена БСК - КС1-0,66 - 20У1 (2436 штук), мощность батареи (установленная/расчетная) - 48,72/33,52 Мвар.


Согласно Письму филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417 установленная БСК содержит запрещенные стойкие органические загрязнители (полихлорированные бифенилы) и не соответствует требованиям Стокгольмской конвенции о стойких органических загрязнителях (ратифицирована Федеральным законом от 27 июня 2011 года N 164-ФЗ "О ратификации Стокгольмской конвенции о стойких органических загрязнителях"), так как содержит полихлорированные бифенилы и в соответствии с информацией собственника требует замены.


На ПС 110 кВ Михайловская необходимо заменить установленную БСК, подлежащую утилизации, на БСК мощностью 33,52 Мвар.



Параграф 20. РЕКОНСТРУКЦИЯ КВЛ 110 КВ ДЕГТЯРКА - ПОЛЕВСКАЯ С ОТПАЙКАМИ ОТ ОПОРЫ N 26 ДО ОПОРЫ N 128 С ЗАМЕНОЙ ОПОР И ПРОВОДА ЛЭП (ОРИЕНТИРОВОЧНОЙ ПРОТЯЖЕННОСТЬЮ ПО ТРАССЕ 19,83 КМ)


КВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с отпайками введена в эксплуатацию в 1939 году.


По состоянию на 1 февраля 2022 года текущий ИТС КВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с отпайками равен 38,31.


Значение ИТС приведено в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417.


На основании значения текущего ИТС ниже 70 требуется реконструкция КВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с отпайками на участке от опоры N 26 до опоры N 128 (ориентировочной протяженностью по трассе 19,83 км) с заменой опор на металлические и железобетонные и существующего провода М-70 на провод с аналогичной ДТН.


До выполнения реконструкции КВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с отпайками техническое состояние должно быть обеспечено за счет следующих компенсирующих мероприятий в рамках технического обслуживания и ремонтов: проведение учащенного инженерного осмотра, измерение габаритов, проверка состояния опор, замер сопротивления контура заземления, подрезка деревьев, устранение аварийных дефектов.



Параграф 21. РЕКОНСТРУКЦИЯ ВЛ 110 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ - ХРОМПИК I, II ЦЕПЬ С ОТПАЙКАМИ НА УЧАСТКЕ ОТ ПОРТАЛОВ ПС 110 КВ ХРОМПИК ДО ПОРТАЛОВ 110 КВ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ С ЗАМЕНОЙ ОПОР И ПРОВОДА ЛЭП (ОРИЕНТИРОВОЧНОЙ ПРОТЯЖЕННОСТЬЮ ПО ТРАССЕ 10,62 КМ)


ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик I, II цепь с отпайками введена в эксплуатацию в 1961 году.


По состоянию на 1 февраля 2022 года текущий ИТС ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик I цепь с отпайками составляет 35,37, ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик II цепь с отпайками составляет 39,51.


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417.


На основании значения текущего ИТС ниже 70 требуется выполнение реконструкции ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик I, II цепь с отпайками на участке от порталов ПС 110 кВ Хромпик до порталов 110 кВ ПС 220 кВ Первоуральская (ориентировочной протяженностью по трассе 10,62 км) с заменой опор на металлические и железобетонные, с заменой существующего провода АС-300 на провод с аналогичной ДТН АСК-300.


До выполнения реконструкции ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик I, II цепь с отпайками техническое состояние должно быть обеспечено за счет следующих компенсирующих мероприятий в рамках технического обслуживания и ремонтов: проведение учащенного инженерного осмотра, измерение габаритов, проверка состояния опор, замер сопротивления контуров заземления, подрезка деревьев, устранение аварийных дефектов.



Параграф 22. РЕКОНСТРУКЦИЯ ВЛ 110 КВ АЗИАТСКАЯ - ЧЕКМЕНЬ НА УЧАСТКЕ ОТ ПОРТАЛА ПС 110 КВ ЧЕКМЕНЬ ДО ОПОРЫ N 22 (ОРИЕНТИРОВОЧНОЙ ПРОТЯЖЕННОСТЬЮ ПО ТРАССЕ 9,35 КМ) И ВЛ 110 КВ ЕВРОПЕЙСКАЯ - ЧЕКМЕНЬ НА УЧАСТКЕ ОТ ПОРТАЛОВ ПС 110 КВ ЧЕКМЕНЬ ДО ПОРТАЛОВ ПС 110 КВ ЕВРОПЕЙСКАЯ (ОРИЕНТИРОВОЧНОЙ ПРОТЯЖЕННОСТЬЮ ПО ТРАССЕ 26,5 КМ) С ЗАМЕНОЙ ОПОР И ПРОВОДА ЛЭП


ВЛ 110 кВ Азиатская - Чекмень и ВЛ 110 кВ Европейская - Чекмень введены в эксплуатацию в 1933 году.


По состоянию на 1 февраля 2022 года текущий ИТС ВЛ 110 кВ Азиатская - Чекмень составляет 31,63 и ВЛ 110 кВ Европейская - Чекмень составляет 61,46.


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417.


На основании текущего ИТС ниже 70 требуется выполнение реконструкции ВЛ 110 кВ Азиатская - Чекмень на участке от портала ПС 110 кВ Чекмень до опоры N 22 (ориентировочной протяженностью по трассе 9,35 км) и ВЛ 110 кВ Европейская - Чекмень на участке от порталов ПС 110 кВ Чекмень до порталов ПС 110 кВ Европейская (ориентировочной протяженностью по трассе 26,5 км) с заменой опор на металлические и железобетонные, с заменой существующих проводов СА-95 (согласно отчету технического состояния ВЛ 110 кВ Азиатская - Чекмень (направлен Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 21.02.2022 N СЭ/01/21/1278) аналогом провода СА-95 является провод АС-150), М-95 и АС-150 на провод с аналогичной ДТН.



Параграф 23. РЕКОНСТРУКЦИЯ ВЛ 110 КВ СРЕДНЕУРАЛЬСКАЯ ГРЭС - ХРОМПИК I, II ЦЕПЬ С ОТПАЙКАМИ НА УЧАСТКЕ ОТ ОПОРЫ N 176 ДО ПОРТАЛА ПС 110 КВ ХРОМПИК (В РАЙОНЕ ГОРОДА ПЕРВОУРАЛЬСКА) С ЗАМЕНОЙ ОПОР И ПРОВОДА ЛЭП (ОРИЕНТИРОВОЧНОЙ ПРОТЯЖЕННОСТЬЮ ПО ТРАССЕ 4,5 КМ)


ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I, II цепь с отпайками введена в эксплуатацию в 1933 и 1951 годах соответственно.


По состоянию на 1 февраля 2022 года текущий ИТС для ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I цепь с отпайками составляет 38,26, для ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик II цепь с отпайками составляет 41,9.


Значения ИТС приведены в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417.


На основании значения текущего ИТС ниже 70 требуется выполнение реконструкции ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I, II цепь с отпайками с заменой опор на металлические и железобетонные, с заменой существующего провода АС-150.


Результаты расчетов электроэнергетических режимов на 2022 год и период 2023 - 2027 годов показали, что увеличение пропускной способности ЛЭП не требуется.


На согласительном совещании в Министерстве энергетики Российской Федерации по вопросу "О рассмотрении замечаний к доработанному проекту корректировки инвестиционной программы ОАО "МРСК Урала" на 2018 - 2022 годы (Протокол от 09.10.2019 N 09-2020-пр) по инвестиционному проекту "Реконструкция ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1, 2 (в районе города Первоуральска) (4,488 км, 1,2 га, 1 шт.) 1 этап" было принято решение с учетом фактической реализации проекта на 50% (по информации ОАО "МРСК Урала") сохранить параметры инвестиционного проекта без изменений (замена провода АС-150/24 на участках ЛЭП от опоры N 176 до опоры N 183 и от опоры N 190 до опоры N 209 на провод АС-240/39).


Замена провода АС-150 на АС-240 предусмотрена также в соответствии с пунктом 1.15 плана-графика организационно-технических мероприятий по повышению надежности электроснабжения потребителей Первоуральского энергорайона, утвержденного Министром энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Свердловской области, руководителем штаба по обеспечению безопасности электроснабжения на территории Свердловской области в 2015 году.


Таким образом, планируется выполнение реконструкции ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I, II цепь с отпайками на участке от опоры N 176 до портала ПС 110 кВ Хромпик (ориентировочной протяженностью по трассе 4,5 км) с заменой опор на металлические и железобетонные, с заменой существующего провода АС-150 на провод АС-240 или аналогичный по длительно допустимым токовым нагрузкам.


Согласно Письму филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 21.02.2022 N СЭ/01/21/1278 в 2016 году начата реконструкция ЛЭП с заменой провода на АС-240. К настоящему времени выполнена реконструкция ЛЭП от портала Среднеуральской ГРЭС до опоры N 176 (2 x 27,7 км). В соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 21.02.2022 N СЭ/01/21/1278 в период 2023 - 2027 годов предусматривается реконструкция на участке ЛЭП от опоры N 200 до портала ПС 110 кВ Хромпик (1 км), завершающий этап реконструкции на участке ЛЭП от опоры N 176 до опоры N 200 запланирован на 2028 год.



Параграф 24. РЕКОНСТРУКЦИЯ ТРАНЗИТА ВЛ 110 КВ ШАЛЯ - ВОГУЛКА - ШАМАРЫ - ГЛУХАРЬ С ОБРАЗОВАНИЕМ ВЛ 110 КВ ГЛУХАРЬ - ВОГУЛКА, ВЛ 110 КВ ШАЛЯ - ВОГУЛКА, ВЛ 110 КВ ГЛУХАРЬ - ШАМАРЫ И ВЛ 110 КВ ШАЛЯ - ШАМАРЫ


В настоящее время на одних опорах совместно с существующими ВЛ 110 кВ Вогулка - Шамары, ВЛ 110 кВ Шаля - Вогулка, ВЛ 110 Глухарь - Шамары выполнена подвеска второй цепи транзита 110 кВ Шаля - Вогулка - Шамары - Глухарь проводом АС 120/19. Для ввода в работу второй цепи требуется выполнение следующих мероприятий (в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417):


1) демонтаж перемычки между цепями линии на опоре N 1 ВЛ 110 кВ Шаля - Вогулка;


2) соединение шлейфов на опорах N 1, 81, на опоре N 5 демонтаж перемычки между цепями линии ВЛ 110 кВ Шаля - Вогулка для образования ВЛ 110 кВ Шаля - Шамары;


3) реконструкция участка ВЛ 110 кВ Глухарь - Шамары с подвеской провода АС 120/19 между опорой N 69 и приемным порталом ПС 110 кВ Глухарь протяженностью 0,06 км;


4) соединение шлейфов на опорах N 67-69 ВЛ 110 кВ Глухарь - Шамары;


5) перевод проводов ВЛ 110 кВ Глухарь - Шамары на ВЛ 110 кВ Глухарь - Вогулка с левой стороны на правую сторону на опоре N 67 в сторону портала ПС 110 кВ Глухарь;


6) демонтаж на опоре N 2 перемычки между цепями линии ВЛ 110 кВ Глухарь - Шамары;


7) соединение шлейфов на опоре N 2 ВЛ 110 кВ Глухарь - Шамары;


8) соединение шлейфов на опоре N 5 между цепями линии ВЛ 110 кВ Вогулка - Шамары.


В таблице 29 приведен расчет стоимости капитальных затрат на включение второй цепи транзита 110 кВ Шаля - Вогулка - Шамары - Глухарь (в соответствии с Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417), который составит 384,09 тыс. рублей без НДС. Согласно Письму Свердловской дирекции по энергообеспечению - структурного подразделения Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД" от 11.03.2021 N исх-1651/СвердНТЭ существующее оборудование на ПС 110 кВ транзита Шаля - Вогулка - Шамары - Глухарь, предназначенное для ввода в работу вновь образуемых ВЛ 110 кВ, пригодно к использованию, таким образом, капитальные затраты на реконструкцию указанных ПС 110 кВ отсутствуют.



Таблица 29

РАСЧЕТ СТОИМОСТИ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ НА ВКЛЮЧЕНИЕ ВТОРОЙ ЦЕПИ ТРАНЗИТА 110 КВ ШАЛЯ - ВОГУЛКА - ШАМАРЫ - ГЛУХАРЬ


Номер строки

Характеристика оборудования или виды работ

Тыс. рублей

1.

Сметная стоимость:

375,15

2.

строительных и монтажных работ

322,40

3.

оборудования

0,00

4.

прочих затрат

52,74

5.

в том числе проектные работы

21,33

6.

Сметная стоимость, всего

450,18

7.

НДС (20%)

75,03

8.

Итого, сметная стоимость в прогнозном уровне цен, без НДС

384,09


Согласно расчету технологических потерь электроэнергии в электрических сетях (направлен Письмом филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 25.02.2022 N СЭ/01/21/1417), выполненному в соответствии с техническими характеристиками и паспортными данными линии электропередачи, на основании Методики расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде (приложение N 1 к инструкции по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденной Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30.12.2008 N 326 "Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям") годовая экономия от снижения потерь электроэнергии составит 207,97 тыс. рублей (таблица 30).


В строке 3 таблицы 30 показана годовая экономия с учетом средней нерегулируемой цены покупки потерь в сетях филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", учтенной в тарифно-балансовых решениях на 2022 год в размере 2,925588 рубля/кВт.ч. Согласно представленному обоснованию включение второй цепи транзита 110 кВ Шаля - Вогулка - Шамары - Глухарь экономически целесообразно с учетом срока окупаемости в течение двух лет.



Таблица 30

СНИЖЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ


Номер строки

Показатель

До реконструкции

После реконструкции

1.

Оценочно годовые потери, тыс. кВт.ч/год

860,25

789,17

2.

Оценочно годовые потери, тыс. рублей/год

2516,75

2308,78

3.

Оценочно годовая экономия от снижения потерь, тыс. рублей/год

-

207,97



Таблица 31

КОЭФФИЦИЕНТЫ ДОПУСТИМОЙ ДЛИТЕЛЬНОЙ ПЕРЕГРУЗКИ ТРАНСФОРМАТОРОВ БЕЗ ОГРАНИЧЕНИЯ ДЛИТЕЛЬНОСТИ


Срок эксплуатации трансформатора

Коэффициент допустимой длительной перегрузки (без ограничения длительности) существующих трансформаторов (Кпер) при температуре наружного воздуха, град. C

-20

-10

0

10

20

30

40

30 лет и более

1,20

1,20

1,15

1,08

1,00

0,91

0,82



Глава 28. ПОТРЕБНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ В ТОПЛИВЕ


Приоритетами в формировании перспективного топливного баланса в Свердловской области должны стать диверсификация, надежное взаиморезервирование видов топлива и снижение экологической нагрузки электроэнергетики - атмосферных выбросов и образования золоотвалов электростанций.


С учетом того, что потребляемый предприятиями энергетики уголь является дальнепривозным, нецелесообразно какое-либо наращивание доли и объема угля в топливном балансе электроэнергетики Свердловской области.


Смягчение рисков, связанных с дальностью перевозок экибастузского угля, можно обеспечить приоритетным вовлечением в топливный баланс энергетики Свердловской области природного газа, внутренних топливных ресурсов (торф, природный газ) и развитием атомной энергетики.


Важнейшие внутренние и пока не используемые ресурсы - торф и природный газ. Возможности потенциальной добычи торфа в Свердловской области - не менее 3 - 5 млн. т у. т. в год, что может обеспечить работу не менее 1000 МВт установленной электрической мощности электростанций и выработку не менее 10 млн. Гкал в год тепла, отпускаемого котельными. Эффективность возвращения торфа в энергобаланс определяется возможностями новых технологий его сжигания, в том числе его газификацией. Ресурсы торфа позволяют в конечном счете произвести замещение угля для производства тепла в котельных.


Новый для Свердловской области внутренний энергоресурс - природный газ. Наиболее подготовлены к его использованию Бухаровское и Кедровское месторождения на юго-западе Свердловской области. Ведется разведка на других перспективных площадях. Возможности добычи газа в Свердловской области оцениваются в 1,5 - 2 млрд. куб. м в год. Ресурсы собственного газа позволяют рассматривать перспективы сооружения новой электростанции мощностью порядка 1500 МВт вблизи месторождения либо ориентировать их на нужды малой распределенной энергетики на сжиженном природном газе или в виде компримированного газа, исключающего необходимость сооружения газопроводов.


Перспективы развития атомной энергетики в Свердловской области связаны в первую очередь с успешной эксплуатацией энергоблоков БН-600 и БН-800 Белоярской АЭС.


Формирование перспективной структуры энергетического топлива должно сопровождаться минимизацией затрат на его получение, особенно в части угля, диверсификацией, использованием новых возможностей малой и распределенной генерации, энергетических технологий на торфе и других возобновляемых ресурсах и оптимизацией энергетических режимов. По критерию надежности топливообеспечения энергетики Свердловской области на долю ввозимого в область энергоресурса каждого вида не должно приходиться более 30 - 40% от суммарного потребления.


Потребление топливных ресурсов в электроэнергетике в 2021 году и планируемое потребление топливных ресурсов в электроэнергетике в 2027 году представлены на рисунках 26 и 27.


45,2%

┌══════‰

││

││36,4%

││┌══════‰

││││

││16,1% ││

││┌══════‰ 2,3% ││

││││┌══════‰ ││

┌══┴══════┴═══════┴══════┴════════┴══════┴═══┴══════┴═‰

Газ Ядерное топливо Прочее Уголь

Рисунок 26. Потребление топливных ресурсов в электроэнергетике в 2021 году



45,6%

┌══════‰

││

││37,9%

││┌══════‰

││││

││13,8% ││

││┌══════‰ ││2,7%

││││││┌══════‰

┌══┴══════┴═══════┴══════┴══════┴══════┴═════┴══════┴═‰

Газ Ядерное топливо Уголь Прочие

Рисунок 27. Планируемое потребление топливных ресурсов в электроэнергетике в 2027 году




Глава 29. ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЕ УДАЛЕННЫХ ТЕРРИТОРИЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


В регионе имеется ряд населенных пунктов, удаленных от сетей централизованного электроснабжения, с малой численностью населения. Перечень населенных пунктов, расположенных на территории Свердловской области, не охваченных на 1 марта 2022 года централизованным электроснабжением, представлен в таблице 32. Подключение их к централизованной электросети нецелесообразно в силу дороговизны, переселение населения этих населенных пунктов невозможно в связи с необходимостью сохранения существующего жизненного уклада, а обеспечение параметров комфортного существования на уровне среднеобластного предусмотрено в том числе Стратегией социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы, утвержденной Законом Свердловской области от 21 декабря 2015 года N 151-ОЗ "О Стратегии социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы".



Таблица 32

ПЕРЕЧЕНЬ НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, НЕ ОХВАЧЕННЫХ НА 1 МАРТА 2022 ГОДА ЦЕНТРАЛИЗОВАННЫМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕМ


Номер строки

Наименование муниципального образования, расположенного на территории Свердловской области

Населенный пункт

1

2

3

1.

Город Нижний Тагил

д. Нижняя Ослянка

2.

Гаринский городской округ

с. Еремино, д. Шантальская, с. Шабурово, пос. Ликино, пос. Новый Вагиль

3.

Ивдельский городской округ

пос. Понил, пос. Митяево, пос. Суеватпауль, пос. Хандыбина Юрта, пос. Юрта Анямова, пос. Бахтиярова Юрта, пос. Ушма, пос. Массава, пос. Пакина, пос. Пристань, пос. Юркино

4.

Каменск-Уральский городской округ Свердловской области

д. Монастырка

5.

Махнёвское муниципальное образование

пос. Калач

6.

Туринский городской округ

с. Кумарьинское


При принятии решения об организации энергоснабжения удаленных территорий необходимо в каждом конкретном случае проводить технико-экономический анализ вариантов организации энергоснабжения. К альтернативе строительства электросетевых объектов можно отнести газификацию удаленных населенных пунктов (в том числе с использованием сжиженного природного газа, диметилового эфира) на базе когенерационных установок малой мощности, создание объектов малой генерации на древесных отходах или иных видах местного топлива.


Также необходимо учитывать, что при отказе от развития локальной малой генерации и сетевой инфраструктуры эксплуатация протяженных линий электропередачи с минимальным перетоком электрической энергии приведет к заметному росту тарифов на передачу электрической энергии для всех потребителей Свердловской области и снижению показателей эффективности работы ЭСК Свердловской области.


На территории Свердловской области имеются объективные предпосылки к развитию малой генерации, включая генерацию на местных видах топлива и генерацию на основе возобновляемых источников энергии, в том числе:


1) значительный промышленный и жилищно-коммунальный сегменты с центрами потребления электрической и тепловой энергии, не входящие в зону охвата существующих ТЭЦ;


2) наличие ряда населенных пунктов, удаленных от сетей централизованного электроснабжения, с малой численностью населения;


3) наличие собственного топливного потенциала, пригодного для замещения импортируемого топлива.


Также возможно использование следующего энергетического потенциала:


1) солнечного - для нагрева воды, электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей в период с апреля по сентябрь;


2) ветрового - для электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей в течение всего года с коэффициентом использования установленной мощности 0,15 - 0,2;


3) гидрологического - для электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей в течение безледного периода с коэффициентом использования установленной мощности 0,3 - 0,4;


4) теплового потенциала грунтовых вод и грунтов, а также очистных сооружений и теплых сбросов - для отопления в системах с тепловыми насосами, питаемыми электроэнергией от централизованной электрической сети.


Существуют также предпосылки для развития атомной энергетики на базе подземных атомных теплоэлектростанций средней и большой мощности.


Для вовлечения перечисленного потенциала энергоресурсов в топливно-энергетический баланс Свердловской области целесообразна разработка:


1) концепции и программы развития торфяного и биоэнергетического кластера со схемой-картой распределения запасов и потребностей в местных энергоресурсах с их логистической увязкой;


2) технико-экономического обоснования развития атомной энергетики Свердловской области на базе подземных атомных станций в районе городов Лесного, Новоуральска, Североуральска, имеющих энергоемкие производства;


3) программы использования собственных ресурсов природного газа;


4) программы развития малой гидроэнергетики и иных возобновляемых источников энергии (помимо биомассы и торфа) на территории Свердловской области.


Стратегической целью программ необходимо установить достижение к 2023 году доли энергетики на собственных ресурсах в ТЭБ Свердловской области не менее 17%, а к 2030 году - не менее 25%. В указанных программах целесообразно рассматривать возможность использования следующих перспективных технологий:


1) парогазовой установки на природном газе;


2) завода по сжижению природного газа для транспортировки в газовозах и последующей его регазификации для использования в котельных и на ТЭС Свердловской области;


3) газогенераторной парогазовой теплоэлектростанции на торфе;


4) завода по производству метанола или синтетического жидкого топлива из торфа;


5) технологий по использованию диметилового эфира.


Для решения задач по повышению уровня комфортного проживания граждан в населенных пунктах, указанных в таблице 32, а также в иных населенных пунктах с использованием объектов малой энергетики целесообразно проведение следующих мероприятий:


1) подготовки технико-экономических обоснований по способу энергообеспечения населенных пунктов (строительства электрических сетей или внедрения устройств локального энергообеспечения на базе перечня наилучших доступных технологий);


2) утверждения перечня населенных пунктов, в которых возможно создание опережающими темпами современных систем автономного электроснабжения;


3) разработки областной программы создания систем автономного энергообеспечения согласно разработанным технико-экономическим обоснованиям.



Глава 30. ИНФОРМАЦИЯ О КАДРОВЫХ РЕСУРСАХ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Среднесписочная численность работников организаций по виду экономической деятельности: обеспечение электрической энергией, газом и паром, кондиционирование воздуха - в 2021 году составила 48,9 тыс. человек. Начисленная среднемесячная заработная плата по виду экономической деятельности: обеспечение электрической энергией, газом и паром, кондиционирование воздуха - в 2021 году составила 54,1 тыс. рублей.



Глава 31. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ


Правительством Свердловской области в соответствии с Федеральным законом от 28 июня 2014 года N 172-ФЗ "О стратегическом планировании в Российской Федерации" определены этапы и стратегические направления развития электроэнергетического комплекса Свердловской области. Основными приоритетными направлениями развития энергетики Свердловской области на перспективу до 2030 года приняты:


1) вовлечение местных и возобновляемых энергоресурсов в топливно-энергетический баланс Свердловской области;


2) развитие малой и распределенной генерации на территории Свердловской области, особенно для решения проблем энергоснабжения удаленных населенных пунктов, не имеющих централизованного энергоснабжения;


3) поддержка внедрения энергоэффективных и энергосберегающих технологий, снижающих технические потери электроэнергии и затраты потребителей, в том числе бюджетных;


4) поддержка внедрения технологий, снижающих аварийность и повышающих надежность электроснабжения потребителей;


5) поддержка внедрения технологий для развития интеллектуальной энергетики.


Кроме того, Стратегия социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы, утвержденная Законом Свердловской области от 21 декабря 2015 года N 151-ОЗ "О Стратегии социально-экономического развития Свердловской области на 2016 - 2030 годы", направлена на внедрение импортозамещающих технологий во всех отраслях экономики и создание высокопроизводительных рабочих мест.


Экспертным советом Министерства энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Свердловской области рассмотрен ряд инновационных проектов и технологических разработок, созданных и создаваемых усилиями уральских разработчиков, внедрение которых отвечает перечисленным направлениям и может быть поддержано Правительством Свердловской области. По итогам этой работы сформирован перечень перспективных технологий:


1) климатонезависимый биогазовый комплекс утилизации органических отходов БГУ-100 как автономный энергоисточник;


2) роботизированный комплекс "Канатоход" для диагностики воздушных линий электропередачи;


3) системы накопления электрической энергии на базе литийионных аккумуляторов;


4) автономные источники тока на базе твердооксидных топливных элементов АИТ-ТОТЭ;


5) мобильные электростанции на базе малогабаритной паровой турбины;


6) паровые турбины для привода механизмов собственных нужд, в том числе путем замены действующих электроприводов на энергопредприятиях для энергосбережения и повышения надежности работы;


7) силовые масляные трансформаторы с низкими потерями с магнитопроводом на базе аморфных сплавов.


Перечень будет дополняться по мере появления новых перспективных разработок.



Раздел 6. СУЩЕСТВУЮЩИЕ И ПЛАНИРУЕМЫЕ К СТРОИТЕЛЬСТВУ ГЕНЕРИРУЮЩИЕ ОБЪЕКТЫ, ФУНКЦИОНИРУЮЩИЕ НА ОСНОВЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ, В ОТНОШЕНИИ КОТОРЫХ ПРОДАЖА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ) ПЛАНИРУЕТСЯ ИЛИ ОСУЩЕСТВЛЯЕТСЯ НА РОЗНИЧНЫХ РЫНКАХ


Перечень генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, отобранных по результатам конкурсного отбора (инвестиционные проекты на строительство генерирующих объектов), представлен в таблице 33. Указанные генерирующие объекты не входят в базовый прогнозный баланс и не учитываются при расчете режимно-балансовой ситуации.



Таблица 33

ПЕРЕЧЕНЬ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ, ФУНКЦИОНИРУЮЩИХ НА ОСНОВЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ, ОТОБРАННЫХ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ КОНКУРСНОГО ОТБОРА (ИНВЕСТИЦИОННЫЕ ПРОЕКТЫ НА СТРОИТЕЛЬСТВО ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ)


Номер строки

Показатели

Значения показателей

1.

Идентификационный номер квалифицированного генерирующего объекта

-

-

-

2.

Наименование квалифицированного генерирующего объекта

СВО-1

СВО-2

СВО-3

3.

Наименование организации - владельца генерирующего объекта, подавшего заявку на участие в конкурсном отборе

ООО "Хевел Региональная Генерация"

4.

Планируемое (фактическое, если генерирующий объект введен в эксплуатацию) местонахождение генерирующего объекта с указанием муниципального образования

Свердловская область, Артинский городской округ

Свердловская область, Артинский городской округ

Свердловская область, Артинский городской округ

5.

Планируемая (фактическая, если генерирующий объект введен в эксплуатацию) установленная мощность генерирующего объекта, МВт

15

18

4,9

6.

Вид соответствующего генерирующего объекта

генерирующий объект, функционирующий на основе использования фотоэлектрического преобразования энергии солнца, со степенью локализации не менее 50%, но не более 70%

7.

Величина капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности генерирующего объекта, тыс. рублей (без НДС)

73500

73500

73500

8.

Срок возврата инвестированного капитала, лет

15

15

15

9.

Базовый уровень нормы доходности капитала, процентов

12

12

12

10.

Год, в котором проект был отобран на конкурсном отборе

2020

2020

2020

11.

Планируемая (фактическая, если генерирующий объект введен в эксплуатацию) дата ввода в эксплуатацию генерирующего объекта

2022 год

2022 год

2022 год

12.

Дата, когда в отношении генерирующего объекта впервые установлена цена (тариф) на электрическую энергию (мощность)

по состоянию на 01.02.2022 не установлена



Приложение N 1
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Свердловской области
на период 2023 - 2027 годов



ВОЗРАСТНАЯ СТРУКТУРА ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА 1 МАРТА 2022 ГОДА*



* МВт с учетом перемаркировки.

Номер строки

Наименование (станционный номер, тип турбины)

Год ввода

Всего (МВт <*>)

до 1960 года (МВт <*>)

1961 - 1970 годы (МВт <*>)

1971 - 1980 годы (МВт <*>)

1981 - 1990 годы (МВт <*>)

1991 - 2000 годы (МВт <*>)

2001 - 2010 годы (МВт <*>)

2011 - 2020 годы (МВт <*>)

2021 - 2022 годы (МВт <*>)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1.

Академическая ТЭЦ

228

228

1. ПГУ-230:

ТГ-1 (ГТУ) GT13E2

2016

168

168

ТГ-2 (ПТУ) КТ-63-7,7

60

60

2.

Верхотурская ГЭС

7

7

1. Ф-123 ВБ-160

1949

2,25

2,25

2. Ф-123 ВБ-160

1949

2,25

2,25

3. 123-ВБ-160

1951

2,5

2,5

3.

Белоярская АЭС

1485

600

885

4. К-200-130 М1

1980

200

200

5. К-200-130 М1

1980

200

200

6. К-200-130 М1

1980

200

200

7. К-800-130/3000

2015

885

885

4.

Верхнетагильская ГРЭС

1062,15

615

447,15

9. К-205-130

1964

205

205

10. К-205-130

1964

205

205

11. К-205-130

1964

205

205

12. ПГУ-420:

ТГ ГТУ SGT5-4000F

2017

307,08

307,08

ТГ ПТУ К-130-12,8

140,07

140,07

5.

Рефтинская ГРЭС

3800

300

3500

1. К-300-240

1970

300

300

2. К-300-240

1971

300

300

3. К-300-240

1971

300

300

4. К-300-240-2

1972

300

300

5. К-300-240-2

1974

300

300

6. К-300-240-2

1975

300

300

7. К-500-240-2

1977

500

500

8. К-500-240-2

1978

500

500

9. К-500-240-2

1979

500

500

10. К-500-240-2

1980

500

500

6.

Серовская ГРЭС

451

451

9. ПГУ-450:

SGT5-4000F(4) "Siemens" SST5-3000 "Siemens"

2015

451

451

7.

Среднеуральская ГРЭС

1578,5

1148

11,5

419

6. Т-100-130

1965

100

100

7. Т-100-130

1966

100

100

8. Р-38-130/34

1966

38

38

9. К-310-240-1

1969

310

310

10. Т-300-240-1

1969

300

300

11. Т-300-240-1

1970

300

300

12. ПГУ-410:

ТГ 12 ГТУ MS9001 FB PG9371 General Electric

2011

281,2

281,2

ТГ 12 ПТ Skoda MTD 60 CR КТ-140-13,3

137,8

137,8

ТГ-ГТРЭС. ТГУ-11,5

2003

11,5

11,5

8.

Нижнетуринская ГРЭС

484

484

1. ПГУ-230:

ГТ-1 GT13E2

ПТ-1 КТ-63-7,7

2015

179

179

63

63

2. ПГУ-230:

ГТ-1 GT13E2

ПТ-1 КТ-63-7,7

2015

177

177

65

65

9.

Качканарская ТЭЦ

50

25

25

1. ПР-25-90/10/1,2

1976

25

25

2. ПР-25-90/10/0,9

1968

25

25

10.

Первоуральская ТЭЦ

24

24

2. Р-6-35/10

1962

6

6

3. Р-6-35/3

1963

6

6

4. Р-6-35/10

1967

6

6

5. ПР-6-35/10/1,2

1969

6

6

11.

Свердловская ТЭЦ

24

12

12

2. ПР-12-34-10/1,0

1998

12

12

5. ПР-12-35-11/1,2

1958

12

12

12.

Красногорская ТЭЦ

121

121

1. Р-14-29/1,2

1939

14

14

2. Р-17-29/8

1939

17

17

4. Р-14-29/1,2

1941

14

14

5. Р-14-29/1,2

1941

14

14

6. Т-25-29/1,2

1941

25

25

9. Р-17-29/8

1944

17

17

10. Р-20-29/8

1957

20

20

13.

Богословская ТЭЦ

135,5

135,5

1. Р-20-29/7

1944

20

20

2. Р-20-29/7

1945

20

20

3. Р-10-29/7

1948

10

10

6. Т-33-31,5

1952

33

33

7. Р-41-31,5/1,7

1953

41

41

8. Р-6-31,5/7

1955

6

6

10. Р-5,5-31,5/7

1959

5,5

5,5

14.

Ново-Свердловская ТЭЦ

557

557

1. Т-110/120-130-4

1982

110

110

2. Т-110/120-130-4

1983

110

110

3. ТР-110-130

1984

110

110

4. Т-110/120-130-5

1986

110

110

5. Т-117/120-130-5

1987

117

117

15.

ТЭЦ Нижнетагильского металлургического комбината

149,9

12

12

125,9

1. ПТ-29/35-2,9/1,0

2004

29

29

2а. Р-6,7-2,9/1,4

2002

6,7

6,7

2б. Р-6,7-2,9/1,4

2002

6,7

6,7

3. ПТ-30/40-2,9/1,0

2001

30

30

4. Р-12-2,9/0,7

2002

11,5

11,5

5. Р-12-8,9/3,0

1965

12

12

5б. Р-12-8,9/3,0

1975

12

12

6. ПТ-30/40-8,9/1,0

2002

30

30

7. ПТ-12/13-2,9/1,0

2005

12

12

16.

ТЭЦ АО "НПК "Уралвагонзавод"

108

44

12

22

30

1. ПТ-30/35-90/10-5

2009

30

30

3. АТ-25-1

1943

20

20

4. АП-25-1

1953

24

24

5. Р-12-90/33

1966

12

12

6. ПР-25/30-90/10/0,9

1985

22

22

17.

ТЭЦ Уральского турбомоторного завода

24

12

12

1. ПТ-12-35/10М

1942

12

12

2. АР-6-5

1963

6

6

3. АР-6-5

1964

6

6

18.

ТЭЦ ЗАО "Межотраслевой Концерн "Уралметпром"

70,5

70,5

1. ПТ-25-90/10М

1973

23,5

23,5

2. ПР-25-90/10/0,9

1973

23,5

23,5

3. ПР-25-90/10/0,9

1974

23,5

23,5

19.

Режевская ГТ-ТЭЦ

18

18

1. ГТ-009

2007

9

9

2. ГТ-009

2007

9

9

20.

Екатеринбургская ГТ-ТЭЦ

18

18

1. ГТ-009М

2009

9

9

2. ГТ-009М

2009

9

9

21.

ТЭЦ АО "Синарский трубный завод"

12

12

4. Р-12-35/5М

1977

6

6

5. Р-12-35/5

1977

6

6

22.

Энергокомплекс г. Нижние Серги

4,5

4,5

1. MWM TCG 2032B V16

2019

4,5

4,5

23.

ТЭЦ в г. Новоуральске

24,9

20,6

4,3

1. Р-4,3-34/2,3

2018

4,3

4,3

2. Р-4,3-34/2,3

1997

4,3

4,3

3. Р-4,3-34/2,3

1998

4,3

4,3

4. Р 6-35/10М-1

1994

6

6

5. Р 6-35/5М-1

1996

6

6

24.

Мини-ТЭЦ СУМЗ

21,5

21,5

1. MWM TCG 2032 V16

2014

4,3

4,3

2. MWM TCG 2032 V16

2014

4,3

4,3

3. MWM TCG 2032 V16

2014

4,3

4,3

4. MWM TCG 2032 V16

2014

4,3

4,3

5. MWM TCG 2032 V16

2014

4,3

4,3

25.

Богдановичская ТЭЦ

8,6

8,6

1. TCG-2032 V16

2014

4,3

4,3

2. TCG-2032 V16

2014

4,3

4,3

26.

Ревдинская ГТ-ТЭЦ

24

24

1. ГТ-009 МЭ

2017

6

6

2. ГТ-009 МЭ

2017

6

6

3. ГТ-009 МЭ

2018

6

6

4. ГТ-009 МЭ

2018

6

6

27.

Невьянская ТЭС

24,9

24,9

1. Wartsila 20V34SG

2017

8,3

8,3

2. Wartsila 20V34SG

2017

8,3

8,3

3. Wartsila 20V34SG

2017

8,3

8,3

28.

ГТЭС-4 АРП Сысерть

4

4

1. ГТУ-4П

2004

4

4

29.

ГТЭС АРП Арамиль

4

4

1. ГТУ-4П

2004

4

4

30.

Мини-ТЭЦ ПСЦМ АО "Уралэлектромедь"

2,4

2,4

1. Quanto D1200

2018

1,2

1,2

2. Quanto D1200

2018

1,2

1,2

31.

Энергоцентр "Березовский"

6,451

6,451

1. CAT CG 170-20

2020

1,983

1,983

2. CAT CG 260-16

2020

4,468

4,468

32.

ТЭЦ ПАО "НМЗ"

24,9

24,9

1. MWM TCG 2032 BV 16

2019

4,5

4,5

2. MWM TCG 2032 BV 16

2019

4,5

4,5

3. MWM TCG 2032 BV 16

2019

4,5

4,5

4. MWM TCG 2032 BV 16

2019

4,5

4,5

5. С6,9-4,0/0,22

2020

6,9

6,9

33.

ТЭС ООО "Аггреко Евразия"

14,3

14,3

1. QSK60 Gas

2021

1,1

1,1

2. QSK60 Gas

2021

1,1

1,1

3. QSK60 Gas

2021

1,1

1,1

4. QSK60 Gas

2021

1,1

1,1

5. QSK60 Gas

2021

1,1

1,1

6. QSK60 Gas

2021

1,1

1,1

7. QSK60 Gas

2021

1,1

1,1

8. QSK60 Gas

2021

1,1

1,1

9. QSK60 Gas

2021

1,1

1,1

10. QSK60 Gas

2021

1,1

1,1

11. QSK60 Gas

2021

1,1

1,1

12. QSK60 Gas

2021

1,1

1,1

13. QSK60 Gas

2021

1,1

1,1

34.

ПТУ ПАО "СУМЗ"

7,5

7,5

C6,8-3,9(1,1)/0,5

2021

7,5

7,5

35.

Свердловская область

10579,501

331,5

2148

4219,5

579

32,6

211,4

3035,701

21,8

АЭС

1485

600

885

ГЭС

7

7

ТЭС

9087,501

324,5

2148

3619,5

579

32,6

211,4

2150,701

21,8

36.

Доля, проценты

100

3,1

20,3

39,9

5,5

0,3

2,0

28,7

0,2



* МВт с учетом перемаркировки.



Приложение N 2
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Свердловской области
на период 2023 - 2027 годов



ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА ПО КЛАССАМ НАПРЯЖЕНИЯ НА 1 МАРТА 2022 ГОДА

Номер строки

Показатель

Единица измерения

Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала

Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

АО "ЕЭСК"

АО "Облкоммунэнерго"

1.

ПС 500 кВ

штук

5

0

0

0

2.

ПС (ПП) 220 кВ

штук

22

3

2

0

3.

ПС 110 кВ

штук

0

290

56

30

4.

ПС 35 кВ

штук

0

104

14

9

5.

ТП 10-6/0,4 кВ

штук

0

10903

2773

3798

6.

ЛЭП 500 кВ

км

1988

0

0

0

7.

ЛЭП 220 кВ

км

3359

56

0

0

8.

ЛЭП 110 кВ

км

4,6

10920

62

38

9.

ЛЭП 35-0,4 кВ

км

41

35766

7316

10353


Примечания:


1. Количество ПС приведено с учетом ПП.


2. Количество ПС приведено с учетом арендованных объектов.


3. Километраж ЛЭП приведен с учетом арендованных ЛЭП (участков ЛЭП).



Приложение N 3
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Свердловской области
на период 2023 - 2027 годов



ХАРАКТЕРИСТИКА СРЕДСТВ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ С НОМИНАЛЬНЫМ НАПРЯЖЕНИЕМ 110 КВ И ВЫШЕ НА 1 МАРТА 2022 ГОДА

Номер строки

Место установки

Диспетчерское наименование

Тип

Место коммутации, U ном

Число ступеней при дискретном регулировании

Реактивная мощность ступени номинальная/располагаемая (Мвар)

1

2

3

4

5

6

7

1.

Шунтирующие реакторы

2.

Рефтинская ГРЭС

Реактор ВЛ Южная

3 * РОДЦ-60000/500У1

ВЛ 500 кВ Южная - Рефтинская ГРЭС

1

180/180

3.

ПС 500 кВ Емелино

Р 500 кВ ВЛ ВотГЭС

3 * РОМ-60000/500-У1

ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Емелино

1

180/180

4.

ПС 500 кВ Исеть

Р-1-500

3 * РОМБСМ-60000/500 У1

2 СШ 500

1

180/180

5.

ПС 500 кВ Курчатовская

Р 500 кВ

3 * РОД-60000/500-У1

1 СШ 500 кВ

1

180/180

6.

Итого

720/720

7.

Батареи статических конденсаторов

8.

ПС 220 кВ Белка

БСК

БСК 110 кВ 52 Мвар

(КЭК1-1,05-63-1У1)

1СШ 110 кВ

1

52/36,74

9.

ПС 220 кВ Ница

БСК 110 кВ

БСК 110 кВ 52 Мвар

(КЭК1-1,05-63-1У1)

1СШ 110 кВ

1

52/37,65

10.

ПС 220 кВ Красноуфимская

БСК-1-110

БСК-110-26 УХЛ1

(КЭПФ-11,55-430-2УХЛ1)

1СШ 110 кВ

2

26/26

11.

БСК-2-110

2СШ 110 кВ

12.

ПС 220 кВ Травянская

БСК 110

БСК-110-52 УХЛ1

(КЭПФ-11,55-430-2УХЛ1)

2СШ 110 кВ

1

52/52

13.

ПС 110 кВ Михайловская

БСК-110

КС1-0,66 - 20У1

2СШ 110 кВ

1

48,72/33,52

14.

Итого

256,72/211,91



Приложение N 4
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Свердловской области
на период 2023 - 2027 годов



ПЕРЕЧЕНЬ НАИБОЛЕЕ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки

Наименование потребителя

Потребление за 2021 год <*>

Потребляемая мощность (МВт)

Электрическая энергия (млн. кВт.ч)

1.

АО "ЕВРАЗ КГОК"

322,61

2046,14

2.

АО "Транснефть - Прикамье", АО "Транснефть - Сибирь"

19,26

149,85

3.

ПАО "Уральский асбестовый горно-обогатительный комбинат"

13,623

110,826

4.

АО "Уральский электрохимический комбинат"

60,88

483,40

5.

АО "НЛМК-УРАЛ"

20,94

161,89

6.

ПАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"

65,376

532,886

7.

АО "Уралэлектромедь"

41,171

336,097

8.

ООО "ВИЗ-Сталь"

50,128

432,361

9.

АО "Синарский трубный завод"

28,384

215,702

10.

ПАО "Надеждинский металлургический завод"

40,003

279,496

11.

ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод"

6,674

49,531

12.

АО "Объединенная компания РУСАЛ Уральский алюминий" (в части БАЗ)

30,587

236,335

13.

АО "Первоуральский новотрубный завод"

46,581

332,233

14.

АО "Северский трубный завод"

41,91

332,125

15.

ОАО "РЖД"

208,61

1644,00

16.

АО "Серовский завод ферросплавов"

148,123

1221,529



* На основании данных Письма филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" от 21.02.2022 N СЭ/01/21/1278.



Приложение N 5
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Свердловской области
на период 2023 - 2027 годов



ПЕРЕЧЕНЬ КРУПНЫХ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ (БОЛЕЕ 10 МВТ)

Номер строки

Наименование заявителя

Заявленная мощность (МВт)

Год ввода в эксплуатацию

1.

АО УК индустриального парка "Богословский"

50

2022

2.

АО "Святогор"

44

2023 (20 МВт);

2024 (44 МВт)

3.

ГКУ Свердловской области "Управление капитального строительства Свердловской области"

28,29948

2022 (2,2622 МВт);

2022 (17,14948 МВт);

2024 (29,29948 МВт)

4.

АО "Уралэлектромедь"

25

2022

5.

АО "Специализированный застройщик "УГМК-Макаровский"

24,64

2023

6.

АО "Атом-ТОР"

22

2023 (4 МВт);

2026 (22 МВт)

7.

АО Специализированный застройщик "Региональная строительная группа - Академическое" (квартал 16)

19,066

2023 (3,547 МВт);

2024 (4,33 МВт);

2025 (9,322 МВт);

2025 (19,066 МВт)

8.

АО "Особая экономическая зона "Титановая долина"

16,3

2022 (4,04 МВт);

2022 (16,3 МВт)

9.

АО "ЕВРАЗ НТМК"

16

2022

10.

ООО "Синергия"

14,86

2022 (10,7314 МВт);

2022 (14,86 МВт)

11.

ООО "Меднорудная компания"

12

2023 (2 МВт);

2023 (7 МВт);

2023 (12 МВт)

12.

АО Специализированный застройщик "Региональная строительная группа - Академическое" (квартал 12)

11,506

2022 (3,498 МВт);

2023 (7,361 МВт);

2024 (9,646 МВт);

2025 (11,506 МВт)

13.

АО Специализированный застройщик "Региональная строительная группа - Академическое" (квартал 13)

11,506

2022 (3,498 МВт);

2023 (7,361 МВт);

2024 (9,646 МВт);

2025 (11,506 МВт)

14.

ООО "Терра Групп"

10,1

2017 - 2020 (введено 2,589 МВт);

2022 (2,789 МВт);

2022 (8,780 МВт);

2022 (8,900 МВт);

2022 (10,100 МВт)



Приложение N 6
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Свердловской области
на период 2023 - 2027 годов



ПЕРЕЧЕНЬ ВЫПОЛНЕННЫХ СХЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки

Наименование муниципального образования, расположенного на территории Свердловской области

Утверждение схемы теплоснабжения (да/нет); дата утверждения; орган, принявший решение об утверждении схемы/графика

1

2

3

1.

Арамильский городской округ Свердловской области

да, 08.09.2020, Глава Администрации Арамильского городского округа

2.

Артемовский городской округ

да, 22.12.2020, Администрация Артемовского городского округа

3.

Артинский городской округ

да, 01.06.2020, Администрация Артинского городского округа

4.

Асбестовский городской округ

да, 04.06.2015, Администрация Асбестовского городского округа

5.

Ачитский городской округ

да, 20.12.2021, Администрация Ачитского городского округа

6.

Муниципальное образование Баженовское сельское поселение Байкаловского муниципального района Свердловской области

да, 15.05.2015, Глава Баженовского сельского поселения Байкаловского муниципального района Свердловской области

7.

Байкаловский муниципальный район Свердловской области

не требуется в связи с отсутствием полномочий

8.

Байкаловское сельское поселение Байкаловского муниципального района Свердловской области

да, 02.10.2013, Глава Байкаловского сельского поселения Байкаловского муниципального района Свердловской области

9.

Белоярский городской округ

да, 07.02.2013, Глава Белоярского городского округа

10.

Березовский городской округ

да, 20.06.2018, Администрация Березовского городского округа

11.

Бисертский городской округ

да, 17.10.2014, Администрация Бисертского городского округа

12.

Верхнесалдинский городской округ

да, 30.01.2019, Администрация Верхнесалдинского городского округа

13.

Городской округ Верхотурский

да, 11.02.2013, Администрация городского округа Верхотурский (с изменениями от 26.11.2019)

14.

Волчанский городской округ

да, 04.12.2019, Глава Волчанского городского округа

15.

Восточное сельское поселение Камышловского муниципального района Свердловской области

да, 05.09.2013, Глава Восточного сельского поселения Камышловского муниципального района Свердловской области

16.

Галкинское сельское поселение Камышловского муниципального района Свердловской области

да, 02.10.2014, Глава муниципального образования "Галкинское сельское поселение"

17.

Гаринский городской округ

да, 13.04.2015, Глава Гаринского городского округа (с изменениями от 09.02.2021)

18.

Городской округ ЗАТО Свободный Свердловской области

да, 26.04.2016, Дума городского округа ЗАТО Свободный Свердловской области

19.

Горноуральский городской округ

да, 21.01.2013, Администрация Горноуральского городского округа

20.

Город Нижний Тагил

да, 20.07.2016, Администрация города Нижний Тагил

21.

Городское поселение Верхние Серги Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

да, 24.12.2013, Дума городского поселения Верхние Серги Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

22.

Городской округ Верхняя Пышма

да, 09.11.2015, Администрация городского округа Верхняя Пышма (с изменениями от 13.04.2018)

23.

Городской округ "Город Лесной" Свердловской области

да, 12.05.2014, Администрация городского округа "Город Лесной"

24.

Городской округ Богданович

да, 26.06.2014, Глава городского округа Богданович

25.

Городской округ Верхнее Дуброво

да, 09.12.2013, Администрация городского округа Верхнее Дуброво

26.

Городской округ Верх-Нейвинский

да, 16.05.2013, Администрация городского округа Верх-Нейвинский

27.

Городской округ Верхний Тагил

да, 13.03.2015, Администрация городского округа Верхний Тагил

28.

Городской округ Верхняя Тура

да, 28.12.2018, Администрация Городского округа Верхняя Тура

29.

Городской округ Дегтярск

да, 31.01.2013, Дума городского округа Дегтярск

30.

Городской округ Заречный

да, 26.12.2013, Администрация городского округа Заречный

31.

Городской округ Карпинск

да, 08.12.2010, Глава городского округа Карпинск

32.

Городской округ Краснотурьинск

да, 02.09.2013, Администрация (исполнительно-распорядительный орган местного самоуправления) городского округа Краснотурьинск

33.

Городской округ Красноуральск

да, 23.12.2013, Администрация городского округа Красноуральск

34.

Городской округ Красноуфимск Свердловской области

да, 31.12.2013, Глава городского округа Красноуфимск Свердловской области

35.

Городской округ Нижняя Салда

да, 24.12.2012, Глава городского округа Нижняя Салда

36.

Городской округ Пелым

да, 20.06.2014, Дума городского округа Пелым

37.

Городской округ Первоуральск

да, 15.07.2021, Администрация городского округа Первоуральск

38.

Городской округ Ревда

да, 13.03.2014, Администрация городского округа Ревда

39.

Городской округ Рефтинский

да, 05.02.2021, Глава городского округа Рефтинский

40.

Городской округ Среднеуральск

да, 18.07.2014, Администрация городского округа Среднеуральск (с изменениями от 23.10.2020)

41.

Городской округ Староуткинск

да, 15.12.2020, Администрация городского округа Староуткинск

42.

Городской округ Сухой Лог

да, 20.01.2014, Глава городского округа Сухой Лог

43.

Дружининское городское поселение Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

да, 28.05.2014, Дума Дружининского городского поселения Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

44.

Муниципальное образование "Зареченское сельское поселение" Камышловского муниципального района Свердловской области

да, 26.06.2014, Дума муниципального образования "Зареченское сельское поселение" Камышловского муниципального района Свердловской области

45.

Ивдельский городской округ

да, 10.09.2013, Администрация Ивдельского городского округа

46.

Ирбитское муниципальное образование

да, 29.05.2014, Администрация Ирбитского муниципального образования

47.

Калиновское сельское поселение Камышловского муниципального района Свердловской области

да, 22.03.2013, Глава Калиновского сельского поселения Камышловского муниципального района Свердловской области

48.

Каменский городской округ

да, 10.09.2014, Глава Каменского городского округа

49.

Камышловский городской округ Свердловской области

да, 12.01.2015, Администрация Камышловского городского округа

50.

Камышловский муниципальный район Свердловской области

не требуется в связи с отсутствием полномочий

51.

Качканарский городской округ Свердловской области

да, 28.04.2014, Администрация Качканарского городского округа

52.

Кировградский городской округ

да, 19.02.2015, Администрация Кировградского городского округа

53.

Кленовское сельское поселение Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

не требуется

54.

Краснополянское сельское поселение Байкаловского муниципального района Свердловской области

да, 29.08.2014, Глава Краснополянского сельского поселения Байкаловского муниципального района Свердловской области

55.

Кузнецовское сельское поселение Таборинского муниципального района Свердловской области

не требуется

56.

Кушвинский городской округ

да, 24.10.2013, Администрация Кушвинского городского округа

57.

Малышевский городской округ

да, 03.09.2013, Глава Малышевского городского округа

58.

Махнёвское муниципальное образование

да, 21.12.2015, Администрация Махнёвского муниципального образования

59.

Городское поселение Михайловское муниципальное образование Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

да, 25.03.2014, Администрация городского поселения Михайловское муниципальное образование Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

60.

Муниципальное образование "город Екатеринбург"

да, 26.10.2018, Министерство энергетики Российской Федерации

61.

Городской округ ЗАТО Уральский Свердловской области

да, 25.11.2013, Администрация городского округа ЗАТО Уральский Свердловской области

62.

Муниципальное образование Алапаевское

да, 03.11.2015, Администрация Муниципального образования Алапаевское

63.

Каменск-Уральский городской округ Свердловской области

да, 31.10.2014, Администрация Каменск-Уральского городского округа

64.

Муниципальное образование город Алапаевск

да, 10.02.2014, Администрация Муниципального образования город Алапаевск

65.

Городской округ "город Ирбит" Свердловской области

да, 23.09.2013, Администрация городского округа "город Ирбит" Свердловской области

66.

Муниципальное образование Красноуфимский округ

да, 17.05.2021, Исполнительно-распорядительный орган местного самоуправления - Администрация Муниципального образования Красноуфимский округ

67.

Городское поселение Атиг Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

да, 08.06.2021, Администрация городского поселения Атиг Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

68.

Невьянский городской округ Свердловской области

да, 29.10.2013, Администрация Невьянского городского округа

69.

Нижнесергинский муниципальный район Свердловской области

не требуется в связи с отсутствием полномочий

70.

Нижнесергинское городское поселение Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

да, 14.04.2014, Глава Нижнесергинского городского поселения Нижнесергинского муниципального района Свердловской области

71.

Нижнетуринский городской округ

да, 11.07.2018, Администрация Нижнетуринского городского округа

72.

Ницинское сельское поселение Слободо-Туринского муниципального района Свердловской области

да, 14.01.2014, Администрация Ницинского сельского поселения Слободо-Туринского муниципального района Свердловской области

73.

Новолялинский городской округ

да, 30.04.2014, Глава Новолялинского городского округа

74.

Новоуральский городской округ Свердловской области

да, 03.11.2010, Администрация Новоуральского городского округа

75.

Муниципальное образование "Обуховское сельское поселение"

да, 21.01.2014, Глава муниципального образования "Обуховское сельское поселение"

76.

Полевской городской округ

да, 14.11.2014, Администрация Полевского городского округа

77.

Пышминский городской округ

да, 21.04.2014, Администрация Пышминского городского округа

78.

Режевской городской округ

да, 10.12.2013, Администрация Режевского городского округа - исполнительно-распорядительный орган муниципального образования

79.

Североуральский городской округ

да, 22.07.2014, Администрация Североуральского городского округа

80.

Серовский городской округ

да, 21.01.2014, Администрация Серовского городского округа

81.

Сладковское сельское поселение Слободо-Туринского муниципального района Свердловской области

да, 14.11.2013, Глава Сладковского сельского поселения Слободо-Туринского муниципального района Свердловской области

82.

Слободо-Туринский муниципальный район Свердловской области

не требуется в связи с отсутствием полномочий

83.

Слободо-Туринское сельское поселение Слободо-Туринского муниципального района Свердловской области

да, 07.04.2014, Администрация Слободо-Туринского сельского поселения Слободо-Туринского муниципального района Свердловской области

84.

Сосьвинский городской округ

да, 22.04.2015, Администрация Сосьвинского городского округа

85.

Сысертский городской округ

да, 21.11.2014, Администрация Сысертского городского округа

86.

Таборинский муниципальный район Свердловской области

не требуется в связи с отсутствием полномочий

87.

Таборинское сельское поселение Таборинского муниципального района Свердловской области

да, 15.09.2014, Глава Таборинского сельского поселения Таборинского муниципального района Свердловской области

88.

Тавдинский городской округ

да, 05.09.2014, Администрация Тавдинского городского округа

89.

Талицкий городской округ

да, 13.10.2014, Администрация Талицкого городского округа (с изменениями от 19.10.2017)

90.

Тугулымский городской округ

да, 30.01.2015, Администрация Тугулымского городского округа

91.

Туринский городской округ

да, 17.10.2013, Глава Туринского городского округа

92.

Унже-Павинское сельское поселение Таборинского муниципального района Свердловской области

не требуется

93.

Усть-Ницинское сельское поселение Слободо-Туринского муниципального района Свердловской области

да, 20.11.2013, Администрация Усть-Ницинского сельского поселения Слободо-Туринского муниципального района Свердловской области

94.

Шалинский городской округ

да, 24.03.2014, Администрация Шалинского городского округа

95.

Итого

96.

Схема разработана

86

97.

Не требуется разработка

8

98.

Схема не разработана

0



Приложение N 7
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Свердловской области
на период 2023 - 2027 годов



ОБЪЕМЫ И СТРУКТУРА МОДЕРНИЗАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ И (ИЛИ) ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ (МВТ)

Номер строки

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

Генерирующая компания

Вид топлива

Тип мощности

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

2026 год

2027 год

2022 - 2027 годы

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1.

Рефтинская ГРЭС

АО "Кузбассэнерго"

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2.

1 К-300-240

-

до модернизации

-

-

-

-

300,0

-

300,0

3.

-

после модернизации

-

-

-

-

315,0

-

315,0

4.

-

изменение мощности

-

-

-

-

15,0

-

15,0

5.

4 К-300-240-2

-

до модернизации

-

-

-

-

-

300,0

300,0

6.

-

после модернизации

-

-

-

-

-

315,0

315,0

7.

-

изменение мощности

-

-

-

-

-

15,0

15,0

8.

Среднеуральская ГРЭС

ПАО "Энел Россия"

-

-

-

-

-

-

-

-

-

9.

6 Т-100-130

газ

до модернизации

-

-

-

100,0

-

-

100,0

10.

-

после модернизации

-

-

-

120,0

-

-

120,0

11.

-

изменение мощности

-

-

-

20,0

-

-

20,0

12.

7 Т-100-130

газ

до модернизации

-

-

-

100,0

-

-

100,0

13.

-

после модернизации

-

-

-

120,0

-

-

120,0

14.

-

изменение мощности

-

-

-

20,0

-

-

20,0

15.

Всего по станциям

-

-

-

-

-

-

-

-

-

16.

До модернизации

-

-

-

-

-

200,0

300,0

300,0

800,0

17.

После модернизации

-

-

-

-

-

240,0

315,0

315,0

870,0

18.

Изменение мощности

-

-

-

-

-

40,0

15,0

15,0

70,0



Приложение N 8
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Свердловской области
на период 2023 - 2027 годов



ОБЪЕМЫ И СТРУКТУРА ВВОДОВ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ И (ИЛИ) ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ (МВТ)

Номер строки

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

Генерирующая компания

Вид топлива

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

2026 год

2027 год

2022 - 2027 годы

1.

ТЭС АО "Уральская фольга"

АО "Уральская фольга"

-

-

-

-

-

-

-

-

2.

7 x Rolt PSG 2000

газ

14,0

-

-

-

-

-

14,0

3.

ТЭЦ ООО "Синергия"

ООО "Синергия"

-

-

-

-

-

-

-

-

4.

ПТУ-20

газ

19,9

-

-

-

-

-

19,9



Приложение N 9
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Свердловской области
на период 2023 - 2027 годов



ПЕРЕЧЕНЬ ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРИСОЕДИНЕНИЕ ЭНЕРГОПРИНИМАЮЩИХ УСТРОЙСТВ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ, УЧТЕННЫХ ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ОБЪЕМА МЕРОПРИЯТИЙ ПО РЕКОНСТРУКЦИИ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА

Номер строки

Центр питания

Заявитель

Сетевая организация

Величина присоединяемой максимальной мощности (МВт)

Дата утверждения ТУ (дата заключения договора на ТП)

Номер договора на ТП

Год ввода энергопринимающих устройств

Срок действия ТУ (договора на ТП)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.

ПС 110 кВ Свердловская

ООО "Специализированный застройщик "Светопрозрачные конструкции Урал"

АО "ЕЭСК"

1,371

27.10.2020

41410

2022

19.05.2023

2.

ПС 110 кВ Свердловская

ООО "Специализированный застройщик "Атмосфера"

АО "ЕЭСК"

0,4

05.03.2021

43667

2022

15.03.2023

3.

ПС 110 кВ Свердловская

ООО "СУ-6"

АО "ЕЭСК"

0,204

27.07.2021

45782

2022

09.08.2023

4.

ПС 110 кВ Свердловская

ИП Мусихин Максим Павлович

АО "ЕЭСК"

0,1

02.12.2021

47745

2022

31.03.2024

5.

ПС 110 кВ Свердловская

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,025

22.09.2021

46464

2022

12.10.2023

6.

ПС 110 кВ Свердловская

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.03.2020

39212

2022

29.04.2022

7.

ПС 110 кВ Свердловская

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.03.2021

43675

2022

15.03.2023

8.

ПС 110 кВ Свердловская

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.03.2021

43725

2022

03.12.2023

9.

ПС 110 кВ Свердловская

ООО "ЭЛСИТРЭЙД-Екб"

АО "ЕЭСК"

0,015

08.05.2020

39618

2022

09.06.2022

10.

ПС 110 кВ Свердловская

ООО "Мир"

АО "ЕЭСК"

0,015

28.01.2019

34305

2022

16.04.2022

11.

ПС 110 кВ Свердловская

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

04.05.2021

44611

2022

04.05.2023

12.

ПС 110 кВ Свердловская

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

01.02.2022

48561

2022

03.02.2023

13.

ПС 110 кВ Свердловская

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

05.11.2020

41965

2022

05.11.2022

14.

ПС 110 кВ Свердловская

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

08.11.2019

37692

2022

08.11.2022

15.

ПС 110 кВ Свердловская

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

24.11.2021

47606

2022

30.11.2023

16.

ПС 110 кВ Свердловская

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,006

12.10.2021

46990

2022

21.10.2023

17.

ПС 110 кВ Свердловская

ООО "Техоснова"

АО "ЕЭСК"

0,006

17.01.2022

48325

2022

21.01.2023

18.

ПС 110 кВ Свердловская

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,006

24.05.2021

44384

2022

18.03.2023

19.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,92

29.01.2015

ТП-54/5657

2021

01.01.2023

20.

ПС 110 кВ Свобода

ООО СЗ "ГеоИнвест"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,5

18.03.2021

5400052153

2022

18.03.2023

21.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,5

09.02.2022

5400058953

2022

12.02.2024

22.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Красная горка"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,35

17.09.2013

2362

2023

01.01.2023

23.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

14.02.2018

5400034471

2022

01.11.2022

24.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,149

27.12.2021

5400057789

2022

27.12.2023

25.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,149

31.12.2021

5400058049

2022

31.12.2023

26.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,135

09.03.2021

5400051560

2022

09.03.2023

27.

ПС 110 кВ Свобода

ИП Иванов Дмитрий Сергеевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,08

20.05.2021

5400053071

2022

20.05.2023

28.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,048

17.08.2021

5400055467

2022

17.08.2023

29.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,046

02.12.2021

5400057690

2022

02.12.2023

30.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,03

12.08.2021

5400054862

2022

12.08.2023

31.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,02

16.04.2021

5400052097

2022

16.04.2023

32.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,02

08.02.2022

5400058960

2022

22.02.2024

33.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

19.07.2018

5400037196

2022

01.06.2022

34.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.06.2020

5400047550

2022

30.06.2022

35.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.07.2020

5400047878

2021

22.07.2022

36.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.03.2021

5400052360

2022

26.03.2023

37.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.04.2021

5400052866

2022

29.04.2023

38.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.04.2021

5400052863

2022

29.04.2023

39.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.04.2021

5400052856

2022

15.04.2023

40.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.04.2021

5400052778

2022

14.04.2023

41.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.04.2021

5400052873

2022

30.04.2023

42.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.04.2021

5400052869

2022

29.04.2023

43.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.04.2021

5400052867

2022

29.04.2023

44.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.04.2021

5400052870

2022

29.04.2023

45.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.04.2021

5400052855

2022

29.04.2023

46.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.04.2021

5400052878

2022

29.04.2023

47.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.04.2021

5400052875

2022

29.04.2023

48.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.04.2021

5400053220

2022

30.04.2023

49.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.04.2021

5400053239

2022

30.04.2023

50.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.05.2021

5400053476

2022

12.05.2023

51.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.06.2021

5400054541

2021

23.06.2023

52.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.06.2021

5400054502

2022

23.06.2023

53.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.06.2021

5400054681

2022

28.06.2023

54.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

13.07.2021

5400055006

2022

13.07.2023

55.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.09.2021

5400055923

2022

02.09.2023

56.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

07.10.2021

5400056613

2022

07.10.2023

57.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.09.2021

5400056633

2022

29.09.2023

58.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

07.10.2021

5400056827

2022

07.10.2023

59.

ПС 110 кВ Свобода

МБУ Сысертского городского округа "Благоустройство"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

20.10.2021

5400057002

2022

20.10.2023

60.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Т2 Мобайл"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.10.2021

5400056901

2022

12.10.2023

61.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.10.2021

5400056955

2022

16.10.2023

62.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.11.2021

5400057383

2022

10.11.2023

63.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Жилые кварталы"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.11.2021

5400057527

2022

16.11.2023

64.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.11.2021

5400057598

2022

18.11.2023

65.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.01.2022

5400058604

2022

21.01.2024

66.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.01.2022

5400058666

2022

25.01.2024

67.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.01.2022

5400058672

2022

26.01.2024

68.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.01.2022

5400058671

2022

27.01.2024

69.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

31.01.2022

5400058783

2022

04.02.2024

70.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.02.2022

5400058845

2022

04.02.2024

71.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

09.02.2022

5400058952

2022

17.02.2024

72.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.02.2022

5400059047

2022

16.02.2024

73.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.02.2022

5400059063

2022

17.02.2024

74.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.06.2021

5400054541

2022

23.06.2023

75.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.05.2021

5400053910

2022

02.06.2023

76.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

05.08.2021

5400055543

2022

06.08.2023

77.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

19.10.2021

5400057089

2022

22.10.2023

78.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

18.05.2021

5400053577

2021

18.05.2023

79.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

30.11.2021

5400057612

2022

30.11.2023

80.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

29.12.2021

5400058342

2022

29.12.2023

81.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

18.01.2022

5400058561

2022

18.01.2024

82.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

23.12.2021

5400058063

2022

23.12.2023

83.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Т2 Мобайл"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,0075

18.03.2021

5400052325

2022

29.03.2023

84.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,006

04.02.2022

5400058871

2022

10.02.2024

85.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,005

25.01.2022

5400058644

2022

25.01.2024

86.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

22.11.2021

5400057698

2022

28.11.2023

87.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

14.12.2021

5400058043

2022

16.12.2023

88.

ПС 110 кВ Свобода

ИП Вагидов Бехрам Казимович

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

27.10.2021

5400057165

2022

27.10.2023

89.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

11.11.2021

5400057431

2022

11.11.2023

90.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

10.11.2021

5400057240

2022

10.11.2023

91.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

12.11.2021

5400057363

2022

12.11.2023

92.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.11.2021

5400057532

2022

16.11.2023

93.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.11.2021

5400057573

2022

17.11.2023

94.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,149

01.12.2021

5400057753

2022

01.12.2023

95.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.12.2021

5400057783

2022

01.12.2023

96.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.12.2021

5400057775

2022

01.12.2023

97.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.12.2021

5400057801

2022

02.12.2023

98.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

09.12.2021

5400057802

2022

09.12.2023

99.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.01.2022

5400058528

2022

17.01.2024

100.

ПС 110 кВ Свобода

ИП Шкляр Михаил Валерьевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.01.2022

5400058632

2022

24.01.2024

101.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.02.2022

5400059015

2022

17.02.2024

102.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.03.2022

5400059183

2022

15.03.2024

103.

ПС 110 кВ Свобода

МКУ "Территориальный орган Администрации Сысертского городского округа Октябрьская сельская администрация"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.03.2022

5400059420

2022

17.03.2024

104.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.03.2022

5400059470

2022

16.03.2024

105.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.03.2022

5400059459

2022

16.03.2024

106.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Косулинское МП"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.12.2021

5400058433

2022

07.02.2024

107.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.02.2022

5400059139

2022

24.02.2024

108.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.03.2022

5400059280

2022

02.03.2024

109.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

01.03.2022

5400059281

2022

03.03.2024

110.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.03.2022

5400059307

2022

14.03.2024

111.

ПС 110 кВ Свобода

ИП Красуский Юрий Михайлович

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.02.2022

5400059195

2022

10.03.2024

112.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.03.2022

5400059288

2022

03.03.2024

113.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.03.2022

5400059625

2022

27.03.2024

114.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.03.2022

5400059490

2022

21.03.2024

115.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.03.2022

5400059525

2022

18.03.2024

116.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,150

24.01.2022

5400058733

2022

24.01.2024

117.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

20.12.2021

5400058156

2022

20.12.2023

118.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

13.01.2022

5400058553

2022

13.01.2024

119.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,134

07.02.2022

5400058895

2022

07.02.2024

120.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.02.2022

5400059128

2022

16.02.2024

121.

ПС 110 кВ Свобода

ИП Губарева Елена Александровна

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,150

16.03.2022

5400059560

2022

16.02.2024

122.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.03.2022

5400059673

2022

23.03.2024

123.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,150

19.02.2020

5400045730

2022

19.02.2022

124.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,150

08.06.2020

5400047068

2022

08.06.2022

125.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Газпром трансгаз Екатеринбург"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,700

10.09.2021

8500013030

2023

10.09.2026

126.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

25.06.2021

5400054587

2022

25.06.2023

127.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,1

18.08.2021

5400055259

2022

18.08.2023

128.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,1

26.07.2021

5400055153

2022

26.07.2023

129.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,010

17.08.2021

5400055624

2022

17.08.2023

130.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,040

13.09.2021

5400056176

2022

13.09.2023

131.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.11.2021

5400057523

2022

16.11.2023

132.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

07.09.2021

5400055988

2022

07.09.2023

133.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

05.10.2021

5400056785

2022

05.10.2023

134.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

20.10.2021

5400057026

2022

20.10.2023

135.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.10.2021

5400057061

2022

21.10.2023

136.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,010

16.12.2021

5400058040

2022

16.12.2023

137.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,120

21.12.2021

5400058162

2022

21.12.2023

138.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.12.2021

5400057999

2022

15.12.2023

139.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

03.02.2022

5400058758

2022

03.02.2024

140.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.02.2022

5400059073

2022

21.02.2024

141.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

05.03.2022

5400059313

2022

05.03.2024

142.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

11.03.2022

5400059378

2022

11.03.2024

143.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.03.2022

5400059468

2022

16.03.2024

144.

ПС 110 кВ Свобода

АО "Гости"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,150

04.02.2019

5400040081

2022

01.01.2022

145.

ПС 110 кВ Свобода

ИП Губарева Елена Александровна

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,150

14.10.2020

5400049400

2022

14.10.2022

146.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.06.2021

5400054401

2022

17.06.2023

147.

ПС 110 кВ Свобода

ИП Ежов Сергей Александрович

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,050

12.07.2021

5400054990

2022

12.07.2023

148.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "ЕКАТЕРИНБУРГ-2000"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,011

27.08.2021

5400055554

2022

27.08.2023

149.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

22.10.2021

5400057019

2022

22.10.2023

150.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.11.2021

5400057496

2022

16.11.2023

151.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,010

03.12.2021

5400057769

2022

03.12.2023

152.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

06.12.2021

5400057825

2022

06.12.2023

153.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,150

22.09.2020

5400049122

2022

22.09.2022

154.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

18.02.2021

5400051595

2022

18.02.2023

155.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,030

01.04.2021

5400052337

2022

01.04.2023

156.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

01.04.2021

5400052526

2022

01.04.2023

157.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

19.04.2021

5400052951

2022

19.04.2023

158.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.05.2021

5400053791

2022

27.05.2023

159.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.06.2021

5400053911

2022

02.06.2023

160.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

18.06.2021

5400054394

2022

18.06.2023

161.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

28.06.2021

5400054630

2022

28.06.2023

162.

ПС 110 кВ Свобода

ООО "Рента Трейд"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,150

28.07.2021

5400054616

2022

28.07.2023

163.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.07.2021

5400055055

2022

15.07.2023

164.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.07.2021

5400055131

2022

21.07.2023

165.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.08.2021

5400055605

2022

11.08.2023

166.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.09.2021

5400056433

2022

22.09.2023

167.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.10.2021

5400056442

2022

01.10.2023

168.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.10.2021

5400056769

2022

11.10.2023

169.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.09.2021

5400056441

2022

24.09.2023

170.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.09.2021

5400056464

2022

22.09.2023

171.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.09.2021

5400056614

2022

28.09.2023

172.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.10.2021

5400056772

2022

08.10.2023

173.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

20.10.2021

5400056959

2022

20.10.2023

174.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

20.10.2021

5400057057

2022

20.10.2023

175.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

03.11.2021

5400057169

2022

03.11.2023

176.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.10.2021

5400057208

2022

28.10.2023

177.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

28.10.2021

5400057246

2022

28.10.2023

178.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,013

02.12.2021

5400057328

2022

02.12.2023

179.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,009

11.11.2021

5400057448

2022

11.11.2023

180.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

15.11.2021

5400057506

2022

15.11.2023

181.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.12.2021

5400057703

2022

02.12.2023

182.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

24.11.2021

5400057681

2022

24.11.2023

183.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.12.2021

5400057787

2022

01.12.2023

184.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,009

06.12.2021

5400057839

2022

06.12.2023

185.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,011

13.12.2021

5400057969

2022

13.12.2023

186.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,009

07.12.2021

5400057837

2022

07.12.2023

187.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,009

06.12.2021

5400057836

2022

06.12.2023

188.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

16.12.2021

5400058051

2022

16.12.2023

189.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.12.2021

5400058250

2022

27.12.2023

190.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.01.2022

5400058711

2022

28.01.2024

191.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.02.2022

5400058793

2022

02.02.2024

192.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.01.2022

5400058684

2022

27.01.2024

193.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

03.02.2022

5400058803

2022

03.02.2024

194.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.02.2022

5400058932

2022

11.02.2024

195.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,150

02.02.2021

5400051352

2022

02.02.2023

196.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,150

13.05.2021

5400051466

2022

13.05.2023

197.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.02.2021

5400051824

2022

15.02.2023

198.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.03.2021

5400052132

2022

15.03.2023

199.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.03.2021

5400052185

2022

24.03.2023

200.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.03.2021

5400052169

2022

15.03.2023

201.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.03.2021

5400052198

2022

17.03.2023

202.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.03.2021

5400052179

2022

17.03.2023

203.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.03.2021

5400052196

2022

16.03.2023

204.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.03.2021

5400052160

2022

15.03.2023

205.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.03.2021

5400052183

2022

17.03.2023

206.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.03.2021

5400052267

2022

18.03.2023

207.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,006

10.02.2022

5400058871

2022

10.02.2024

208.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.02.2022

5400059047

2022

16.02.2024

209.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.02.2022

5400059063

2022

17.02.2024

210.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.02.2022

5400059139

2022

24.02.2024

211.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.03.2022

5400059280

2022

02.03.2024

212.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

03.03.2022

5400059281

2022

03.03.2024

213.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.03.2022

5400059307

2022

14.03.2024

214.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2022

5400059299

2022

04.03.2024

215.

ПС 110 кВ Свобода

ИП Красуский Юрий Михайлович

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.03.2022

5400059195

2022

10.03.2024

216.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

03.03.2022

5400059288

2022

03.03.2024

217.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.03.2022

5400059625

2022

27.03.2024

218.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.03.2022

5400059738

2022

25.03.2024

219.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.03.2022

5400059490

2022

21.03.2024

220.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.03.2022

5400059493

2022

11.03.2024

221.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.03.2022

5400059525

2022

18.03.2024

222.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.03.2022

5400059611

2022

22.03.2024

223.

ПС 110 кВ Свобода

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

01.04.2022

5400059934

2022

31.03.2024

224.

ПС 110 кВ Свобода

ИП Даутов Марат Маликович

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.04.2022

5400059950

2022

31.03.2024

225.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Ладыгин Станислав Владимирович

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,6

19.07.2021

5400054607

2022

19.07.2023

226.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Чолахян Артур Айкович

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

19.11.2021

5400057572

2022

19.11.2023

227.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

18.11.2021

5400057580

2022

18.11.2023

228.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Иванов Дмитрий Сергеевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

18.11.2021

5400057581

2022

18.11.2023

229.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

21.12.2021

5400057889

2022

21.12.2023

230.

ПС 110 кВ Сысерть

ООО "ЛМЗ-Сысерть"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

25.01.2022

5400058710

2022

11.02.2024

231.

ПС 110 кВ Сысерть

ООО "ЛМЗ-Сысерть"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

24.01.2022

5400058706

2022

10.02.2024

232.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Иванов Дмитрий Сергеевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

10.02.2022

5400059010

2022

16.02.2024

233.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Иванов Дмитрий Сергеевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

10.02.2022

5400059006

2022

16.02.2024

234.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Иванов Дмитрий Сергеевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,145

10.02.2022

5400059002

2022

16.02.2024

235.

ПС 110 кВ Сысерть

ООО "КДМ-Групп"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,09

16.02.2022

5400059054

2022

17.02.2024

236.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,075

10.01.2022

5400058429

2022

10.01.2024

237.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,035

02.08.2021

5400055439

2022

02.08.2023

238.

ПС 110 кВ Сысерть

Администрация Сысертского городского округа

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,03

02.07.2020

5400047519

2022

02.07.2022

239.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Попандопуло Святослав Юрьевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,02

08.09.2020

5400048385

2022

08.09.2022

240.

ПС 110 кВ Сысерть

Администрация Сысертского городского округа

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,02

08.09.2020

5400048360

2022

08.09.2022

241.

ПС 110 кВ Сысерть

ООО "Связьинформ"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.04.2019

5400040729

2023

15.01.2023

242.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.06.2021

5400054494

2022

18.06.2023

243.

ПС 110 кВ Сысерть

МБУ Сысертского городского округа "Благоустройство"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

05.07.2021

5400054851

2022

05.07.2023

244.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

13.08.2021

5400055652

2022

13.08.2023

245.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.10.2021

5400057163

2022

26.10.2023

246.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.12.2021

5400058062

2022

21.12.2023

247.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

31.01.2022

5400058714

2022

31.01.2024

248.

ПС 110 кВ Сысерть

МБУ СГО "Благоустройство"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

03.11.2021

5400057388

2021

12.11.2023

249.

ПС 110 кВ Сысерть

МБУ СГО "Благоустройство"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

03.11.2021

5400057386

2021

12.11.2023

250.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

24.05.2021

5400053700

2022

24.05.2023

251.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

03.06.2021

5400053899

2021

03.06.2023

252.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

09.09.2021

5400056128

2022

09.09.2023

253.

ПС 110 кВ Сысерть

Администрация Сысертского городского округа

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

07.10.2021

5400056784

2022

07.10.2023

254.

ПС 110 кВ Сысерть

Администрация Сысертского городского округа

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

07.10.2021

5400056861

2022

07.10.2023

255.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

22.10.2021

5400057024

2022

22.10.2023

256.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

29.10.2021

5400057243

2022

29.10.2023

257.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

17.11.2021

5400057573

2022

17.11.2023

258.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

22.12.2021

5400058174

2022

22.12.2023

259.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

28.01.2022

5400058712

2022

28.01.2024

260.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Ковин Владимир Юрьевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

28.01.2022

5400058707

2022

28.01.2024

261.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

02.02.2022

5400058787

2022

02.02.2024

262.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

03.12.2021

5400057873

2021

09.12.2023

263.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

06.12.2021

5400057926

2021

09.12.2023

264.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

26.01.2022

5400058712

2022

28.01.2024

265.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

15.02.2022

5400059087

2022

18.02.2024

266.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,0115

22.11.2021

5400057622

2021

22.11.2023

267.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

13.09.2021

5400054017

2022

13.09.2023

268.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

14.09.2021

5400056252

2022

14.09.2023

269.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Алексеева Светлана Саетяновна

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

11.10.2021

5400056875

2022

11.10.2023

270.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

28.01.2022

5400058713

2022

28.01.2024

271.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

14.12.2021

5400058011

2021

15.12.2023

272.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

08.12.2021

5400057899

2021

09.12.2023

273.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,007

05.08.2021

5400055447

2022

05.08.2023

274.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,007

03.09.2021

5400056088

2022

03.09.2023

275.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Иванов Дмитрий Сергеевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,007

27.12.2021

5400058248

2022

27.12.2023

276.

ПС 110 кВ Сысерть

государственное автономное учреждение здравоохранения Свердловской области "Сысертская центральная районная больница"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,003

12.01.2022

5400058413

2022

12.01.2024

277.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

15.10.2021

5400057022

2021

27.10.2023

278.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

06.12.2021

5400057811

2022

06.12.2023

279.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

13.05.2021

5400053227

2022

13.05.2023

280.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

20.08.2021

5400054344

2022

20.08.2023

281.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

28.06.2021

5400054670

2022

28.06.2023

282.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.07.2021

5400054933

2022

08.07.2023

283.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.11.2021

5400057699

2022

26.11.2023

284.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

05.08.2021

5400055516

2022

05.08.2023

285.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,0115

20.08.2021

5400055748

2022

20.08.2023

286.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,05

27.09.2021

5400056259

2022

27.09.2023

287.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.09.2021

5400056230

2022

10.09.2023

288.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.10.2021

5400056440

2022

01.10.2023

289.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.10.2021

5400056981

2022

22.10.2023

290.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

24.02.2022

5400059149

2022

24.02.2024

291.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

09.03.2022

5400059273

2022

09.03.2024

292.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

24.03.2022

5400059629

2022

24.03.2024

293.

ПС 110 кВ Сысерть

ООО "СЭМ"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,12

16.03.2022

5400059444

2022

16.03.2024

294.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,05

15.03.2022

5400059437

2022

15.03.2024

295.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

22.03.2022

5400059583

2022

22.03.2024

296.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.03.2022

5400059621

2022

24.03.2024

297.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Чемезов Алексей Сергеевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

44572

5400058380

2022

11.01.2024

298.

ПС 110 кВ Сысерть

ИП Чемезов Алексей Сергеевич

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

44572

5400058427

2022

11.01.2024

299.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

44655

5400059979

2022

04.04.2024

300.

ПС 110 кВ Сысерть

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,012

44650

5400059739

2022

30.03.2024

301.

ПС 110 кВ Тугулым

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

43900

5800011368

2022

10.03.2022

302.

ПС 110 кВ Тугулым

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.08.2020

5800011817

2022

15.04.2022

303.

ПС 110 кВ Шпагатная

АО "Облкоммунэнерго" (для АО "АМОС ГРУПП")

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

2

23.09.2019

5400041732

2022

23.09.2024

304.

ПС 110 кВ Шпагатная

ООО "Алькасар"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,35

12.03.2021

5400051888

2023

12.03.2023

305.

ПС 110 кВ Шпагатная

ООО "Серебряный век"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,32

06.02.2020

5400044464

2022

06.09.2022

306.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,28

16.11.2021

5400054716

2022

16.11.2022

307.

ПС 110 кВ Шпагатная

ООО "Импост"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

07.05.2020

5400046577

2022

01.07.2022

308.

ПС 110 кВ Шпагатная

ООО "Импост"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

27.03.2020

5400046202

2022

01.07.2022

309.

ПС 110 кВ Шпагатная

ИП Чолахян Смбат Овсепович

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

06.10.2020

5400047164

2021

01.12.2021

310.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

02.02.2022

5400058804

2023

07.02.2024

311.

ПС 110 кВ Шпагатная

АО "АМОС-Групп"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,149

11.05.2021

5400053201

2022

01.04.2022

312.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,11

08.02.2021

5400051318

2022

08.02.2021

313.

ПС 110 кВ Шпагатная

ООО "ПроПласт"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,035

04.12.2019

5400044451

2022

30.04.2022

314.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,035

08.02.2022

5400058968

2022

15.02.2024

315.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,02

02.07.2021

5400054877

2022

13.07.2023

316.

ПС 110 кВ Шпагатная

Администрация Арамильского городского округа Свердловской области

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.11.2019

5400043885

2024

01.01.2024

317.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.12.2020

5400050777

2022

01.04.2022

318.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.05.2021

5400053790

2021

28.11.2021

319.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.07.2021

5400055017

2022

16.01.2022

320.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.10.2021

5400056771

2022

10.04.2022

321.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.10.2021

5400057245

2022

29.04.2022

322.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

19.11.2021

5400057599

2022

19.05.2022

323.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.11.2021

5400057618

2022

24.05.2022

324.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.11.2021

5400057632

2022

24.05.2022

325.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.11.2021

5400057651

2022

24.05.2022

326.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.11.2021

5400057650

2022

24.05.2022

327.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

07.12.2021

5400057809

2022

07.06.2022

328.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.01.2022

5400058611

2022

25.07.2022

329.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

03.02.2022

5400058865

2022

09.02.2024

330.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.02.2022

5400058848

2022

04.02.2024

331.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.01.2022

5400058611

2022

25.01.2024

332.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.02.2022

5400059044

2022

20.02.2024

333.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.03.2022

5400059328

2022

09.03.2024

334.

ПС 110 кВ Шпагатная

государственное автономное учреждение здравоохранения Свердловской области "Арамильская городская больница"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.02.2022

5400059101

2022

24.02.2024

335.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.02.2022

5400059141

2022

22.02.2024

336.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

09.03.2022

5400059383

2022

11.03.2024

337.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

05.03.2022

5400059360

2022

17.03.2024

338.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.03.2022

5400059389

2022

11.03.2024

339.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.04.2021

5400053334

2022

11.05.2023

340.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.06.2021

5400054055

2022

08.06.2023

341.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.06.2021

5400054626

2022

27.06.2023

342.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.07.2021

5400055300

2022

26.07.2023

343.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.11.2021

5400057694

2022

25.11.2023

344.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.12.2021

5400057807

2022

03.12.2023

345.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.12.2021

5400058073

2022

17.12.2023

346.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.03.2020

5400046270

2022

01.04.2022

347.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.03.2020

5400046267

2022

01.04.2022

348.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.03.2020

5400046259

2022

01.04.2022

349.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.03.2020

5400046269

2022

01.04.2022

350.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.03.2020

5400046257

2022

01.04.2022

351.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.03.2020

5400046271

2022

01.04.2022

352.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.03.2020

5400046263

2022

01.04.2022

353.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.10.2020

5400049609

2022

15.10.2022

354.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

05.02.2021

5400051587

2022

19.02.2023

355.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.02.2021

5400051702

2022

01.03.2023

356.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.02.2021

5400051686

2022

01.03.2023

357.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.02.2021

5400051703

2022

01.03.2023

358.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.02.2021

5400051704

2022

01.03.2023

359.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.11.2021

5400051696

2022

15.02.2023

360.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

09.03.2021

5400052094

2022

11.03.2023

361.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.04.2021

5400052746

2022

26.04.2023

362.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.04.2021

5400053084

2022

27.04.2023

363.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.04.2021

5400053297

2022

01.05.2023

364.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.05.2021

5400053514

2022

08.06.2023

365.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.06.2021

5400054053

2022

11.06.2023

366.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.06.2021

5400054860

2022

07.07.2023

367.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.08.2021

5400055972

2022

27.08.2023

368.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.09.2021

5400056725

2022

04.10.2023

369.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.10.2021

5400056946

2022

20.10.2023

370.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

14.10.2021

5400056980

2022

20.10.2023

371.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.10.2021

5400057044

2022

20.10.2023

372.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.10.2021

5400057045

2022

20.10.2023

373.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.10.2021

5400057046

2022

20.10.2023

374.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.10.2021

5400057055

2022

20.10.2023

375.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.10.2021

5400057006

2022

18.10.2023

376.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.10.2021

5400057203

2022

03.11.2023

377.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.10.2021

5400057234

2022

01.11.2023

378.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.11.2021

5400057303

2022

02.11.2023

379.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.11.2021

5400057704

2022

26.11.2023

380.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.11.2021

5400057656

2022

23.11.2023

381.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

19.11.2021

5400057600

2022

22.11.2023

382.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.11.2021

5400057712

2022

25.11.2023

383.

ПС 110 кВ Шпагатная

ИП Черепанова Ольга Алексеевна

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.11.2021

5400057721

2022

26.11.2023

384.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.11.2021

5400057731

2022

30.11.2023

385.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.12.2021

5400057831

2022

06.12.2023

386.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.11.2021

5400057697

2022

24.11.2023

387.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.11.2021

5400057674

2022

26.11.2023

388.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.11.2021

5400057756

2022

03.12.2023

389.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.12.2021

5400057798

2022

03.12.2023

390.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.11.2021

5400057759

2022

30.11.2023

391.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.05.2021

5400053790

2022

28.05.2023

392.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.11.2021

5400057767

2022

30.11.2023

393.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.11.2021

5400057768

2022

30.11.2023

394.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

03.12.2021

5400057819

2022

06.12.2023

395.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

30.11.2021

5400057757

2022

30.11.2023

396.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

20.12.2021

5400058135

2022

22.12.2023

397.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,011

19.10.2021

5400057013

2022

15.01.2022

398.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,011

22.12.2021

5400058192

2022

10.02.2022

399.

ПС 110 кВ Шпагатная

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,011

21.01.2022

5400058634

2022

07.03.2022

400.

ПС 110 кВ Шпагатная

АО "ГАЗЭКС"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,003

19.03.2020

5400046188

2022

20.04.2022

401.

ПС 110 кВ Шпагатная

Администрация Арамильского городского округа

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,001

14.12.2021

5400057883

2022

02.02.2022

402.

ПС 35 кВ БИЗ

ДНТ "Зеленый бор"

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

14.06.2018

5400036612

2022

15.05.2022

403.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,15

28.12.2021

5400058319

2022

28.12.2023

404.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,135

24.05.2021

5400053622

2022

24.05.2023

405.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,1

11.01.2022

5400057514

2023

11.01.2024

406.

ПС 35 кВ БИЗ

Администрация Сысертского городского округа

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,06

08.09.2020

5400048739

2022

08.09.2022

407.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,03

26.10.2020

5400049765

2022

26.10.2022

408.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.02.2020

5400045843

2022

27.02.2022

409.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.06.2020

5400047024

2022

24.06.2022

410.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.12.2020

5400050763

2021

16.12.2022

411.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.01.2021

5400051163

2022

27.01.2023

412.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.02.2021

5400051708

2021

16.02.2023

413.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051843

2022

04.03.2023

414.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.02.2021

5400051820

2022

24.02.2023

415.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051854

2022

04.03.2023

416.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051852

2022

04.03.2023

417.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051850

2022

04.03.2023

418.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.02.2021

5400051834

2022

24.02.2023

419.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051844

2022

04.03.2023

420.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051839

2022

04.03.2023

421.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051835

2022

04.03.2023

422.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051846

2022

04.03.2023

423.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051841

2022

04.03.2023

424.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051837

2022

04.03.2023

425.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051838

2022

04.03.2023

426.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051845

2022

04.03.2023

427.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051840

2022

04.03.2023

428.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051836

2022

04.03.2023

429.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051857

2022

04.03.2023

430.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051856

2022

04.03.2023

431.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051842

2022

04.03.2023

432.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051859

2022

04.03.2023

433.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051876

2022

04.03.2023

434.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051908

2022

04.03.2023

435.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051907

2022

04.03.2023

436.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051880

2022

04.03.2023

437.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051877

2022

04.03.2023

438.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051870

2022

04.03.2023

439.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051904

2022

04.03.2023

440.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051878

2022

04.03.2023

441.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051910

2022

04.03.2023

442.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051905

2022

04.03.2023

443.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051912

2022

04.03.2023

444.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051874

2022

04.03.2023

445.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051873

2022

04.03.2023

446.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051914

2022

04.03.2023

447.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051920

2022

04.03.2023

448.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051916

2022

04.03.2023

449.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051918

2022

04.03.2023

450.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051925

2022

04.03.2023

451.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051923

2022

04.03.2023

452.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051922

2022

04.03.2023

453.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051927

2022

04.03.2023

454.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051929

2022

04.03.2023

455.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051981

2022

04.03.2023

456.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051991

2022

04.03.2023

457.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051973

2022

04.03.2023

458.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051989

2022

04.03.2023

459.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051971

2022

04.03.2023

460.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051976

2022

04.03.2023

461.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051975

2022

04.03.2023

462.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051985

2022

04.03.2023

463.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051986

2022

04.03.2023

464.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

04.03.2021

5400051970

2022

04.03.2023

465.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.04.2021

5400052451

2022

02.04.2023

466.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.05.2021

5400053628

2022

21.05.2023

467.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.07.2021

5400054180

2022

15.07.2023

468.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.06.2021

5400054611

2022

24.06.2023

469.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.07.2021

5400054916

2022

12.07.2023

470.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

13.07.2021

5400054997

2022

13.07.2023

471.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.07.2021

5400055340

2022

28.07.2023

472.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.08.2021

5400055400

2022

01.08.2023

473.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.08.2021

5400055402

2022

06.08.2023

474.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.08.2021

5400055607

2022

10.08.2023

475.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.08.2021

5400055779

2022

23.08.2023

476.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.09.2021

5400056295

2022

16.09.2023

477.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.09.2021

5400056184

2022

15.09.2023

478.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.09.2021

5400056245

2022

15.09.2023

479.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.09.2021

5400056244

2022

15.09.2023

480.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.09.2021

5400056190

2022

15.09.2023

481.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.10.2021

5400056675

2022

11.10.2023

482.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.10.2021

5400056676

2022

11.10.2023

483.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.09.2021

5400056402

2022

17.09.2023

484.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.09.2021

5400056374

2022

18.09.2023

485.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.10.2021

5400056695

2022

11.10.2023

486.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.10.2021

5400056862

2022

11.10.2023

487.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.10.2021

5400056972

2022

15.10.2023

488.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.10.2021

5400057200

2022

27.10.2023

489.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.10.2021

5400057130

2022

26.10.2023

490.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.10.2021

5400057118

2022

25.10.2023

491.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.10.2021

5400057116

2022

25.10.2023

492.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.10.2021

5400057113

2022

25.10.2023

493.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.10.2021

5400057117

2022

25.10.2023

494.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.10.2021

5400057119

2022

26.10.2023

495.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.10.2021

5400057121

2022

26.10.2023

496.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.10.2021

5400057128

2022

26.10.2023

497.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.10.2021

5400057120

2022

28.10.2023

498.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.10.2021

5400057170

2022

27.10.2023

499.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.10.2021

5400057184

2022

29.10.2023

500.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.11.2021

5400057185

2022

01.11.2023

501.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.10.2021

5400057179

2022

29.10.2023

502.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.10.2021

5400057178

2022

29.10.2023

503.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.11.2021

5400057177

2022

01.11.2023

504.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.10.2021

5400057192

2022

29.10.2023

505.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.10.2021

5400057187

2022

29.10.2023

506.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.11.2021

5400057193

2022

01.11.2023

507.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.11.2021

5400057191

2022

01.11.2023

508.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.10.2021

5400057188

2022

29.10.2023

509.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.10.2021

5400057195

2022

29.10.2023

510.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.11.2021

5400057197

2022

01.11.2023

511.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.10.2021

5400057199

2022

29.10.2023

512.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.11.2021

5400057198

2022

01.11.2023

513.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.10.2021

5400057181

2022

29.10.2023

514.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.10.2021

5400057180

2022

29.10.2023

515.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.11.2021

5400057196

2022

01.11.2023

516.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.11.2021

5400057249

2022

02.11.2023

517.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.11.2021

5400057283

2022

08.11.2023

518.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.11.2021

5400057282

2022

08.11.2023

519.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.11.2021

5400057367

2022

15.11.2023

520.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.11.2021

5400057402

2022

15.11.2023

521.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.11.2021

5400057368

2022

15.11.2023

522.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.11.2021

5400057369

2022

15.11.2023

523.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.11.2021

5400057370

2022

15.11.2023

524.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.11.2021

5400057371

2022

10.11.2023

525.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.11.2021

5400057337

2022

08.11.2023

526.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057374

2022

12.11.2023

527.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.11.2021

5400057335

2022

08.11.2023

528.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.11.2021

5400057376

2022

10.11.2023

529.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.11.2021

5400057321

2022

08.11.2023

530.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057385

2022

12.11.2023

531.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.11.2021

5400057326

2022

08.11.2023

532.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.11.2021

5400057373

2022

10.11.2023

533.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057372

2022

12.11.2023

534.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057378

2022

12.11.2023

535.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.11.2021

5400057331

2022

08.11.2023

536.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057381

2022

12.11.2023

537.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057380

2022

12.11.2023

538.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057379

2022

12.11.2023

539.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057406

2022

12.11.2023

540.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057392

2022

12.11.2023

541.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057451

2022

12.11.2023

542.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057394

2022

12.11.2023

543.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057452

2022

12.11.2023

544.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057449

2022

12.11.2023

545.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057389

2022

12.11.2023

546.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057408

2022

12.11.2023

547.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057446

2022

12.11.2023

548.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.11.2021

5400057412

2022

11.11.2023

549.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057407

2022

12.11.2023

550.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057405

2022

12.11.2023

551.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057447

2022

12.11.2023

552.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057400

2022

12.11.2023

553.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057454

2022

12.11.2023

554.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057455

2022

12.11.2023

555.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057456

2022

12.11.2023

556.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

12.11.2021

5400057453

2022

12.11.2023

557.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.11.2021

5400057648

2022

26.11.2023

558.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

22.11.2021

5400057601

2022

22.11.2023

559.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.11.2021

5400057588

2022

23.11.2023

560.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.11.2021

5400057602

2022

23.11.2023

561.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.11.2021

5400057606

2022

23.11.2023

562.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.11.2021

5400057607

2022

23.11.2023

563.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

19.11.2021

5400057584

2022

19.11.2023

564.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.11.2021

5400057649

2022

26.11.2023

565.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

23.11.2021

5400057587

2022

23.11.2023

566.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.11.2021

5400057609

2022

26.11.2023

567.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

03.12.2021

5400057658

2022

03.12.2023

568.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

01.12.2021

5400057659

2022

01.12.2023

569.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.11.2021

5400057662

2022

26.11.2023

570.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.11.2021

5400057661

2022

26.11.2023

571.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.11.2021

5400057663

2022

26.11.2023

572.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.11.2021

5400057660

2022

26.11.2023

573.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.11.2021

5400057664

2022

26.11.2023

574.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.11.2021

5400057665

2022

26.11.2023

575.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

25.11.2021

5400057705

2022

25.11.2023

576.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

06.12.2021

5400057826

2022

06.12.2023

577.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

08.12.2021

5400057849

2022

08.12.2023

578.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

07.12.2021

5400057850

2022

07.12.2023

579.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

07.12.2021

5400057861

2022

07.12.2023

580.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.12.2021

5400057924

2022

10.12.2023

581.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

16.12.2021

5400057960

2022

16.12.2023

582.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.12.2021

5400058016

2022

15.12.2023

583.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.12.2021

5400058022

2022

17.12.2023

584.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.12.2021

5400058015

2022

21.12.2023

585.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

15.12.2021

5400058018

2022

15.12.2023

586.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.12.2021

5400058068

2022

17.12.2023

587.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

20.01.2022

5400058548

2022

20.01.2024

588.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.12.2021

5400058080

2022

21.12.2023

589.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

20.12.2021

5400058124

2022

20.12.2023

590.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.12.2021

5400058330

2022

28.12.2023

591.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.12.2021

5400058127

2022

21.12.2023

592.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

27.12.2021

5400058193

2022

27.12.2023

593.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.01.2022

5400058430

2022

10.01.2024

594.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

29.12.2021

5400058370

2022

29.12.2023

595.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.01.2022

5400058461

2022

18.01.2024

596.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.01.2022

5400058458

2022

11.01.2024

597.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

11.01.2022

5400058457

2022

11.01.2024

598.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.01.2022

5400058525

2022

17.01.2024

599.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

17.01.2022

5400058523

2022

17.01.2024

600.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

10.01.2022

5400058404

2022

10.01.2024

601.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

28.12.2021

5400058385

2022

28.12.2023

602.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

18.01.2022

5400058532

2022

18.01.2024

603.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.01.2022

5400058593

2022

21.01.2024

604.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

21.01.2022

5400058612

2022

21.01.2024

605.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.01.2022

5400058643

2022

24.01.2024

606.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

24.01.2022

5400058645

2022

24.01.2024

607.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

26.01.2022

5400058692

2022

26.01.2024

608.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

31.01.2022

5400058760

2022

31.01.2024

609.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,015

02.02.2022

5400058757

2022

02.02.2024

610.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,011

03.12.2021

5400057800

2022

03.12.2023

611.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,011

14.12.2021

5400057988

2022

14.12.2023

612.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,011

16.12.2021

5400058029

2022

16.12.2023

613.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

02.08.2021

5400055374

2022

02.08.2023

614.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,01

31.01.2022

5400058730

2022

31.01.2024

615.

ПС 35 кВ БИЗ

физическое лицо

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

0,006

16.09.2021

5400056371

2022

16.09.2023

616.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

16.12.2015

22756

2022

04.12.2022

617.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

27.09.2018

32425

2022

12.12.2022

618.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

19.11.2018

32428

2022

19.12.2022

619.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

19.11.2018

32429

2022

24.11.2022

620.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,03

28.05.2019

35399

2022

04.05.2022

621.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

07.11.2019

37615

2022

17.12.2022

622.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,006

03.02.2020

38556

2022

03.02.2022

623.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "Вертикаль-Урал"

АО "ЕЭСК"

0,015

18.03.2020

39030

2022

15.05.2022

624.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,005

15.06.2020

39908

2022

16.06.2022

625.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "АйТауэр"

АО "ЕЭСК"

0,015

22.05.2020

39540

2022

23.05.2022

626.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "АйТауэр"

АО "ЕЭСК"

0,015

22.05.2020

39512

2022

23.05.2022

627.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

15.09.2020

41301

2022

03.11.2022

628.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,006

19.09.2020

41391

2022

06.11.2022

629.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

03.09.2020

41138

2022

17.12.2022

630.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "Уктусские бани"

АО "ЕЭСК"

0,15

07.08.2020

40427

2022

08.08.2022

631.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "АйТауэр"

АО "ЕЭСК"

0,015

21.07.2020

40110

2022

22.07.2022

632.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,005

13.10.2020

41652

2022

14.10.2022

633.

ПС 110 кВ Алмазная

МБУ "Физкультурно-оздоровительный комплекс "АЙС"

АО "ЕЭСК"

0,015

24.11.2020

41291

2022

25.11.2022

634.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "Специализированный застройщик "ССК Триумф"

АО "ЕЭСК"

0,15

25.11.2020

42148

2022

26.01.2023

635.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "Специализированный застройщик "ССК Триумф"

АО "ЕЭСК"

0,15

25.11.2020

42153

2022

26.11.2022

636.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "Специализированный застройщик "ССК Триумф"

АО "ЕЭСК"

0,15

24.11.2020

42141

2022

25.11.2022

637.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "Компания "ВИМАКС"

АО "ЕЭСК"

0,03

21.01.2021

42693

2022

21.01.2022

638.

ПС 110 кВ Алмазная

МКУ "Городское благоустройство"

АО "ЕЭСК"

0,015

28.07.2021

44324

2022

28.07.2023

639.

ПС 110 кВ Алмазная

МКУ "Городское благоустройство"

АО "ЕЭСК"

0,0004

29.07.2021

44717

2022

29.07.2023

640.

ПС 110 кВ Алмазная

МКУ "Городское благоустройство"

АО "ЕЭСК"

0,0004

29.07.2021

44715

2022

29.07.2023

641.

ПС 110 кВ Алмазная

МКУ "Городское благоустройство"

АО "ЕЭСК"

0,0004

29.07.2021

44716

2022

29.07.2023

642.

ПС 110 кВ Алмазная

МКУ "Городское благоустройство"

АО "ЕЭСК"

0,0006

29.07.2021

44718

2022

29.07.2023

643.

ПС 110 кВ Алмазная

ПК "Садово-сельский кооператив "Дорожник"

АО "ЕЭСК"

0,015

02.07.2021

45314

2022

02.07.2023

644.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "РОСАРМСТРОЙИНВЕСТ"

АО "ЕЭСК"

0,06

02.08.2021

45585

2022

02.08.2023

645.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "ТЕХОСНОВА"

АО "ЕЭСК"

0,006

02.08.2021

45775

2022

02.08.2023

646.

ПС 110 кВ Алмазная

ПК "Садово-сельский кооператив "Дорожник"

АО "ЕЭСК"

0,015

03.08.2021

45826

2022

03.08.2023

647.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "ТЕХОСНОВА"

АО "ЕЭСК"

0,006

30.09.2021

46545

2022

30.09.2023

648.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "ТЕХОСНОВА"

АО "ЕЭСК"

0,006

01.10.2021

46046

2022

01.10.2023

649.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "Специализированный застройщик "ССК Триумф"

АО "ЕЭСК"

0,2

26.11.2021

47419

2022

26.11.2023

650.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,072

09.12.2021

47294

2022

09.12.2023

651.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

11.10.2021

46403

2022

11.10.2023

652.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "ТЕХОСНОВА"

АО "ЕЭСК"

0,006

23.11.2021

46791

2022

23.11.2023

653.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.12.2021

47710

2022

16.12.2023

654.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "ТЕХОСНОВА"

АО "ЕЭСК"

0,006

20.12.2021

47952

2022

20.12.2023

655.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.12.2021

48136

2022

30.12.2023

656.

ПС 110 кВ Алмазная

ЗАО "СМУ N 5"

АО "ЕЭСК"

0,31

04.08.2014

16195

2022

20.05.2021

657.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

03.09.2018

32688

2022

03.09.2020

658.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

04.07.2019

35782

2022

04.07.2021

659.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "БЛОК"

АО "ЕЭСК"

0,1

18.07.2019

36050

2022

18.07.2021

660.

ПС 110 кВ Алмазная

ПК "Садово-сельский кооператив "Дорожник"

АО "ЕЭСК"

0,015

26.03.2021

43806

2022

26.09.2021

661.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0135

30.04.2021

44373

2022

30.10.2021

662.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.04.2021

42947

2022

30.10.2021

663.

ПС 110 кВ Алмазная

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.06.2021

44865

2022

23.12.2021

664.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "Нижнеисетский пруд"

АО "ЕЭСК"

3,2

29.12.2020

42521

2022

29.12.2022

665.

ПС 110 кВ Алмазная

ООО "Строительная Компания "Уралкомплект"

АО "ЕЭСК"

0,81

13.03.2020

33349

2022

13.03.2022

666.

ПС 110 кВ Алмазная

АО "Корпорация "Атомстройкомплекс"

АО "ЕЭСК"

0,3863

15.09.2017

13448

2022

15.09.2020

667.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,012

13.07.2018

31857

2022

03.10.2022

668.

ПС 110 кВ Керамик

ООО "АйТауэр"

АО "ЕЭСК"

0,015

22.05.2020

39511

2022

23.05.2022

669.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

16.07.2020

40435

2022

17.07.2022

670.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

08.12.2020

42328

2022

09.12.2022

671.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.12.2020

42432

2022

31.12.2022

672.

ПС 110 кВ Керамик

МКУ "Управление капитального строительства города Екатеринбурга"

АО "ЕЭСК"

0,009

28.12.2020

42454

2022

29.12.2022

673.

ПС 110 кВ Керамик

ООО "Байкал"

АО "ЕЭСК"

0

13.05.2021

44469

2022

13.05.2022

674.

ПС 110 кВ Керамик

АО "Екатеринбурггаз"

АО "ЕЭСК"

0,0001

11.08.2021

45891

2022

11.08.2023

675.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0055

10.10.2021

46570

2022

10.10.2023

676.

ПС 110 кВ Керамик

МКУ "Служба заказчика Чкаловского района города Екатеринбурга"

АО "ЕЭСК"

0,001

14.12.2021

47780

2022

14.12.2023

677.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.10.2021

46836

2022

14.10.2023

678.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,115

11.01.2018

29932

2022

20.06.2021

679.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,1

14.03.2018

30076

2022

20.06.2021

680.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0105

29.01.2019

34199

2022

29.01.2021

681.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

20.08.2019

36575

2022

20.08.2021

682.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

26.09.2019

37129

2022

26.09.2021

683.

ПС 110 кВ Керамик

МКУ "Управление капитального строительства города Екатеринбурга"

АО "ЕЭСК"

0,0005

30.12.2020

42474

2022

30.06.2021

684.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

11.03.2021

43578

2022

11.09.2021

685.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

05.05.2021

44447

2022

05.11.2021

686.

ПС 110 кВ Керамик

ООО Специализированный застройщик "РИВЬЕРА-ИНВЕСТ-Екб"

АО "ЕЭСК"

4,8511

11.06.2021

44780

2026

11.06.2023

687.

ПС 110 кВ Керамик

ОАО по механизации работ на транспортном строительстве "Трансстроймеханизация"

АО "ЕЭСК"

4

24.07.2018

31652

2022

24.07.2020

688.

ПС 110 кВ Керамик

ООО "ГК Виктория"

АО "ЕЭСК"

1,18

07.05.2019

35240

2022

07.05.2021

689.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,005

03.02.2022

48233

2022

03.02.2024

690.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,005

07.02.2022

48453

2022

07.02.2024

691.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

09.02.2022

48520

2022

09.02.2024

692.

ПС 110 кВ Керамик

ИП Некрасов Евгений Евгеньевич

АО "ЕЭСК"

0,015

10.01.2022

48187

2022

10.01.2024

693.

ПС 110 кВ Керамик

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

31.01.2022

48375

2022

31.01.2024

694.

ПС 110 кВ Керамик

АО "Металлоторг"

АО "ЕЭСК"

0,365

05.03.2022

48687

2022

05.03.2024

695.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

4,9

16.10.2020

40641

2022

16.10.2022

696.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

4,9

30.09.2020

41039

2022

30.09.2022

697.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

4,9

08.10.2020

41030

2022

08.10.2022

698.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

4,9

12.11.2020

41385

2022

12.11.2022

699.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Принцип недвижимость"

АО "ЕЭСК"

4,9

07.10.2021

46131

2022

07.10.2023

700.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

1,85

28.10.2020

41715

2022

28.10.2022

701.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

1,8

18.08.2020

40824

2022

18.08.2022

702.

ПС 35 кВ Нива

АО "Специализированный застройщик "ЛСР. Недвижимость-Урал"

АО "ЕЭСК"

1,22

14.09.2021

45896

2022

14.09.2023

703.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,669

16.07.2020

40459

2022

19.09.2022

704.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Парк Екатеринбург"

АО "ЕЭСК"

0,5

18.12.2014

18894

2023

31.12.2025

705.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,15

12.12.2019

38009

2022

05.06.2022

706.

ПС 35 кВ Нива

жилищно-строительный кооператив "Георгиевский"

АО "ЕЭСК"

0,15

30.11.2020

42216

2022

01.12.2022

707.

ПС 35 кВ Нива

ИП Талашманов Вячеслав Леонидович

АО "ЕЭСК"

0,15

18.08.2021

45740

2022

18.08.2023

708.

ПС 35 кВ Нива

ИП Лопаницын Степан Александрович

АО "ЕЭСК"

0,15

08.10.2021

46513

2022

08.10.2023

709.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,15

15.11.2021

47020

2022

15.11.2023

710.

ПС 35 кВ Нива

СНТ "Наука"

АО "ЕЭСК"

0,15

08.11.2021

46894

2022

08.11.2023

711.

ПС 35 кВ Нива

ИП Талашманов Вячеслав Леонидович

АО "ЕЭСК"

0,15

08.06.2021

44151

2022

08.12.2021

712.

ПС 35 кВ Нива

ИП Талашманов Вячеслав Леонидович

АО "ЕЭСК"

0,15

08.06.2021

44346

2022

08.12.2021

713.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Главсредуралстрой-Девелопмент"

АО "ЕЭСК"

0,149

12.08.2020

40541

2022

13.08.2022

714.

ПС 35 кВ Нива

Екатеринбургское МУП водопроводно-канализационного хозяйства

АО "ЕЭСК"

0,11

24.07.2020

40185

2022

25.07.2022

715.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,1

21.12.2021

47707

2022

21.12.2023

716.

ПС 35 кВ Нива

местная религиозная организация православный Приход Святителя Николая Чудотворца п. Исток г. Екатеринбург Екатеринбургской Епархии Русской Православной Церкви

АО "ЕЭСК"

0,097

14.06.2016

24419

2022

24.05.2021

717.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба Север"

АО "ЕЭСК"

0,065

09.10.2019

37128

2022

09.10.2021

718.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,05

08.07.2020

40006

2022

09.07.2022

719.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,05

20.07.2020

40012

2022

21.07.2022

720.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,05

21.05.2021

44572

2022

21.05.2022

721.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Прасол-ЕК"

АО "ЕЭСК"

0,05

03.03.2021

43476

2022

03.09.2021

722.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,045

15.02.2019

34430

2022

15.02.2021

723.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,035

01.10.2021

46351

2022

01.10.2023

724.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,03

05.01.2019

34051

2022

09.01.2022

725.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,03

09.06.2019

35580

2022

28.10.2022

726.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,03

27.01.2020

38341

2022

12.03.2023

727.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,025

17.12.2019

37463

2022

17.12.2021

728.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,024

17.05.2021

44381

2022

17.05.2022

729.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.03.2018

30372

2022

05.04.2022

730.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.03.2018

30367

2022

14.01.2023

731.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.07.2018

31991

2022

22.07.2022

732.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

07.08.2018

32340

2022

10.03.2023

733.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.08.2018

32338

2022

10.03.2023

734.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.08.2018

32342

2022

10.03.2023

735.

ПС 35 кВ Нива

ПАО "Мобильные ТелеСистемы"

АО "ЕЭСК"

0,015

15.11.2019

37335

2022

20.01.2022

736.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.05.2020

39636

2022

19.05.2022

737.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.04.2020

39130

2022

10.04.2022

738.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.04.2020

39208

2022

10.04.2022

739.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.06.2020

39631

2022

16.06.2022

740.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.06.2020

39984

2022

24.06.2022

741.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.08.2020

40721

2022

07.08.2022

742.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.09.2020

41154

2022

07.09.2022

743.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.08.2020

40780

2022

29.08.2022

744.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

01.09.2020

41166

2022

02.09.2022

745.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.08.2020

40707

2022

07.08.2022

746.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.07.2020

40381

2022

22.07.2022

747.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.07.2020

40375

2022

22.07.2022

748.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба"

АО "ЕЭСК"

0,015

15.10.2020

41774

2022

16.10.2022

749.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.10.2020

40008

2022

09.10.2022

750.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.10.2020

41649

2022

10.10.2022

751.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.10.2020

41495

2022

06.10.2022

752.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.10.2020

41939

2022

29.10.2022

753.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.12.2020

42173

2022

03.12.2022

754.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.12.2020

42406

2022

15.12.2022

755.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.12.2020

42430

2022

25.12.2022

756.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.12.2020

42310

2022

22.12.2022

757.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

22.12.2020

42473

2022

10.03.2023

758.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба"

АО "ЕЭСК"

0,015

22.12.2020

42524

2022

23.12.2022

759.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба"

АО "ЕЭСК"

0,015

22.12.2020

42523

2022

23.12.2022

760.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.02.2021

43064

2022

09.02.2023

761.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.06.2021

45186

2022

28.06.2022

762.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

19.08.2021

45969

2022

19.08.2023

763.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.07.2021

45435

2022

05.07.2023

764.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

11.08.2021

45976

2022

11.08.2023

765.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

12.08.2021

45839

2022

12.08.2023

766.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.08.2021

45753

2022

16.08.2023

767.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.07.2021

45560

2022

14.07.2023

768.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.08.2021

45417

2022

23.08.2023

769.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

04.08.2021

45777

2022

04.08.2023

770.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.08.2021

44809

2022

05.08.2023

771.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

14.09.2021

46352

2022

14.09.2023

772.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.08.2021

45872

2022

05.08.2023

773.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.08.2021

44844

2022

05.08.2023

774.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.08.2021

45744

2022

10.08.2023

775.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.07.2021

45664

2022

21.07.2023

776.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.07.2021

45386

2022

23.07.2023

777.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.08.2021

45949

2022

30.08.2023

778.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.09.2021

46389

2022

16.09.2023

779.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.09.2021

45572

2022

20.09.2023

780.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.11.2021

47459

2022

26.11.2023

781.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.11.2021

47160

2022

26.11.2023

782.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.11.2021

47552

2022

29.11.2023

783.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.11.2021

47559

2022

30.11.2023

784.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

04.10.2021

46696

2022

04.10.2023

785.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.10.2021

46315

2022

05.10.2023

786.

ПС 35 кВ Нива

СНТ "Сосновый бор"

АО "ЕЭСК"

0,015

06.10.2021

45668

2022

06.10.2023

787.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.10.2021

46679

2022

06.10.2023

788.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.10.2021

47047

2022

29.10.2023

789.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.12.2021

47621

2022

02.12.2023

790.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.12.2021

47484

2022

06.12.2023

791.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

11.10.2021

46543

2022

11.10.2023

792.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

01.11.2021

47250

2022

01.11.2023

793.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.11.2021

47208

2022

08.11.2023

794.

ПС 35 кВ Нива

СНТ "Сосновый бор"

АО "ЕЭСК"

0,015

08.11.2021

47270

2022

08.11.2023

795.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.11.2021

46753

2022

09.11.2023

796.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.12.2021

47838

2022

15.12.2023

797.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.12.2021

47960

2022

23.12.2023

798.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.12.2021

47752

2022

17.12.2023

799.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

22.08.2016

25217

2022

26.12.2021

800.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

25.11.2016

26073

2022

13.11.2021

801.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

01.12.2017

29541

2022

11.12.2021

802.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.03.2018

30370

2022

23.03.2021

803.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.03.2018

30388

2022

23.03.2021

804.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.03.2018

30511

2022

26.03.2021

805.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.03.2018

30521

2022

26.03.2021

806.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.03.2018

30519

2022

26.03.2021

807.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.03.2018

30528

2022

26.03.2021

808.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.03.2018

30374

2022

23.03.2021

809.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.03.2018

30522

2022

23.03.2021

810.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.03.2018

30390

2022

23.03.2021

811.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.03.2018

30371

2022

23.03.2021

812.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.03.2018

30387

2022

23.03.2021

813.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.03.2018

30375

2022

15.03.2021

814.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.03.2018

30373

2022

15.03.2021

815.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.03.2018

30378

2022

15.03.2021

816.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.03.2018

30487

2022

27.03.2021

817.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.03.2018

30483

2022

27.03.2021

818.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.03.2018

30488

2022

27.03.2021

819.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.03.2018

30480

2022

27.03.2021

820.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.03.2018

30481

2022

27.03.2021

821.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.03.2018

30489

2022

27.03.2021

822.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.03.2018

30527

2022

26.03.2021

823.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.05.2018

30906

2022

09.05.2021

824.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.04.2018

30446

2022

06.04.2020

825.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.04.2018

30826

2022

24.04.2021

826.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.04.2018

30840

2022

24.04.2021

827.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.04.2018

30745

2022

24.04.2021

828.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.04.2018

30827

2022

24.04.2021

829.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.04.2018

30720

2022

09.04.2021

830.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.08.2018

32273

2022

30.03.2021

831.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.08.2018

31893

2022

13.08.2021

832.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.08.2018

32335

2022

31.03.2021

833.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.09.2018

32922

2022

28.03.2021

834.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.10.2018

33368

2022

29.10.2021

835.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.10.2018

33344

2022

23.10.2021

836.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.10.2018

33342

2022

23.10.2021

837.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.10.2018

33347

2022

23.10.2021

838.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.03.2019

34762

2022

26.03.2021

839.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.01.2019

34092

2022

09.01.2021

840.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

07.08.2019

36527

2022

07.08.2021

841.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.07.2019

35889

2022

09.07.2021

842.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба Север"

АО "ЕЭСК"

0,015

01.08.2019

36388

2022

01.08.2021

843.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба"

АО "ЕЭСК"

0,015

25.07.2019

36377

2022

25.07.2021

844.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.09.2019

37047

2022

30.09.2021

845.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба"

АО "ЕЭСК"

0,015

25.07.2019

36378

2022

25.07.2021

846.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба"

АО "ЕЭСК"

0,015

25.07.2019

36379

2022

25.07.2021

847.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба Север"

АО "ЕЭСК"

0,015

31.07.2019

36381

2022

31.07.2021

848.

ПС 35 кВ Нива

СНТ "Кедр"

АО "ЕЭСК"

0,015

06.08.2019

35854

2022

06.08.2021

849.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.11.2019

37729

2022

26.11.2021

850.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.10.2019

36657

2022

30.10.2021

851.

ПС 35 кВ Нива

ИП Гаджиева Бурлият Агаразиевна

АО "ЕЭСК"

0,015

04.12.2019

37910

2022

04.12.2021

852.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.07.2017

28397

2022

27.07.2020

853.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.04.2019

35145

2022

17.05.2021

854.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

30.06.2020

40156

2022

15.04.2021

855.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.02.2021

43229

2022

16.08.2021

856.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба"

АО "ЕЭСК"

0,015

21.01.2021

42612

2022

21.07.2021

857.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.01.2021

42893

2022

29.07.2021

858.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.02.2021

42877

2022

02.08.2021

859.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.01.2021

42594

2022

21.07.2021

860.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

04.03.2021

43522

2022

04.09.2021

861.

ПС 35 кВ Нива

ДНП "Усадьба"

АО "ЕЭСК"

0,015

10.03.2021

43535

2022

10.09.2021

862.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

03.03.2021

43479

2022

03.09.2021

863.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.03.2021

43795

2022

26.09.2021

864.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.03.2021

43786

2022

29.09.2021

865.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

22.03.2021

43747

2022

22.09.2021

866.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.03.2021

43324

2022

24.09.2021

867.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

25.03.2021

43532

2022

25.09.2021

868.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

04.05.2021

44311

2022

04.11.2021

869.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

04.05.2021

44313

2022

04.11.2021

870.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.06.2021

44796

2022

15.07.2021

871.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

01.04.2021

43860

2022

01.10.2021

872.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

19.05.2021

43992

2022

19.11.2021

873.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.04.2021

44278

2022

26.10.2021

874.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.04.2021

44331

2022

27.10.2021

875.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.04.2021

44425

2022

28.10.2021

876.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

12.05.2021

43501

2022

12.11.2021

877.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

22.04.2021

43385

2022

22.10.2021

878.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.06.2021

44913

2022

21.12.2021

879.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.06.2021

45068

2022

05.08.2021

880.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,014

17.11.2021

47358

2022

17.11.2023

881.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,014

14.12.2021

47796

2022

14.12.2023

882.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,014

20.12.2021

47755

2022

20.12.2023

883.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

29.01.2020

38501

2022

29.01.2022

884.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

09.08.2021

45908

2022

09.08.2023

885.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

15.10.2021

46638

2022

15.10.2023

886.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

16.04.2018

30789

2022

16.04.2021

887.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

19.04.2018

30493

2022

23.01.2021

888.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

21.10.2019

37244

2022

21.10.2021

889.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,012

04.10.2021

46361

2022

04.10.2023

890.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,012

04.03.2021

43545

2022

04.09.2021

891.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,012

20.04.2021

44256

2022

20.10.2021

892.

ПС 35 кВ Нива

ООО "Екатеринбург - 2000"

АО "ЕЭСК"

0,011

24.12.2020

42528

2022

25.12.2022

893.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0105

10.09.2021

46238

2022

10.09.2023

894.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0105

01.09.2021

46154

2022

01.09.2023

895.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0105

28.10.2021

46434

2022

28.10.2023

896.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0105

06.12.2021

47429

2022

06.12.2023

897.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0105

02.08.2019

36194

2022

02.08.2021

898.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0105

01.02.2021

42871

2022

01.08.2021

899.

ПС 35 кВ Нива

ИП Кагарманов Альтаир Ангарович

АО "ЕЭСК"

0,01

15.09.2021

42945

2022

15.09.2023

900.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

25.10.2021

46606

2022

25.10.2023

901.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

23.05.2018

30934

2022

23.05.2021

902.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

30.12.2021

48005

2022

30.12.2023

903.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0075

08.11.2021

46870

2022

08.11.2023

904.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,003

27.10.2021

47031

2022

27.10.2023

905.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0

02.07.2021

45006

2022

02.07.2023

906.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0

02.08.2021

45575

2022

02.08.2023

907.

ПС 35 кВ Нива

Екатеринбургское МУП водопроводно-канализационного хозяйства

АО "ЕЭСК"

0

05.08.2021

45584

2022

05.08.2023

908.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0

27.10.2021

46714

2022

27.10.2023

909.

ПС 35 кВ Нива

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0

31.05.2021

44775

2022

30.11.2021

910.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,15

07.12.2020

42251

2022

08.12.2022

911.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,15

07.12.2020

42254

2022

08.12.2022

912.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,15

07.12.2020

42262

2022

08.12.2022

913.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,15

07.12.2020

42263

2022

08.12.2022

914.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,15

07.12.2020

42252

2022

08.12.2022

915.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,15

07.12.2020

42266

2022

08.12.2022

916.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,15

07.12.2020

42253

2022

08.12.2022

917.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,15

07.12.2020

42256

2022

08.12.2022

918.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,15

04.12.2020

42276

2022

05.12.2022

919.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,15

04.12.2020

42278

2022

05.12.2022

920.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,15

04.12.2020

42272

2022

05.12.2022

921.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,15

04.12.2020

42290

2022

05.12.2022

922.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "ГАЗМАГИСТРАЛЬ"

АО "ЕЭСК"

0,15

17.11.2021

46916

2022

17.11.2023

923.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "ГлавСредУралСтройБетон"

АО "ЕЭСК"

0,15

29.07.2019

36359

2022

29.07.2021

924.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,15

04.12.2020

42289

2022

04.06.2021

925.

ПС 35 кВ Полевая

ООО "ГлавСредУралСтройБетон"

АО "ЕЭСК"

0,1

23.09.2019

36993

2022

23.09.2021

926.

ПС 35 кВ Полевая

филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс"

АО "ЕЭСК"

0,025

31.07.2020

39694

2022

01.08.2022

927.

ПС 35 кВ Полевая

СНТ "Сосновый бор"

АО "ЕЭСК"

0,015

03.08.2020

40716

2022

04.08.2022

928.

ПС 35 кВ Полевая

СНТ "Сосновый бор"

АО "ЕЭСК"

0,015

28.07.2021

45643

2022

28.07.2023

929.

ПС 35 кВ Полевая

СНТ "Сосновый бор"

АО "ЕЭСК"

0,015

15.07.2021

45610

2022

15.07.2023

930.

ПС 35 кВ Полевая

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.07.2021

45606

2022

20.07.2023

931.

ПС 35 кВ Полевая

СНТ "Сосновый бор"

АО "ЕЭСК"

0,015

16.09.2021

46414

2022

16.09.2023

932.

ПС 35 кВ Полевая

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

23.12.2021

47851

2022

23.12.2023

933.

ПС 35 кВ Полевая

СНТ "Сосновый бор"

АО "ЕЭСК"

0,015

26.03.2021

43761

2022

26.09.2021

934.

ПС 35 кВ Полевая

СНТ "Сосновый бор"

АО "ЕЭСК"

0,015

29.03.2021

43949

2022

29.09.2021

935.

ПС 35 кВ Полевая

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.05.2021

44731

2022

27.11.2021

936.

ПС 35 кВ Полевая

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.05.2021

44426

2022

17.11.2021

937.

ПС 35 кВ Полевая

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01125

30.06.2021

45426

2022

30.12.2021

938.

ПС 35 кВ Полевая

СНТ "Сосновый бор"

АО "ЕЭСК"

0,007

11.11.2021

47285

2022

11.11.2023

939.

ПС 35 кВ Полевая

СНТ "Сосновый бор"

АО "ЕЭСК"

0,007

08.11.2021

47269

2022

08.11.2023

940.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.08.2018

31847

2022

12.09.2022

941.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.01.2020

38366

2022

06.02.2022

942.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.12.2020

42219

2022

13.01.2023

943.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.12.2020

42503

2022

25.12.2022

944.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

25.12.2020

42470

2022

26.12.2022

945.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

11.01.2021

42446

2022

12.01.2023

946.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

15.01.2021

42666

2022

16.01.2023

947.

ПС 110 кВ Родник

ООО "Исток"

АО "ЕЭСК"

0,015

07.10.2021

46814

2022

07.10.2023

948.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

02.12.2021

47457

2022

02.12.2023

949.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

22.12.2021

47869

2022

22.12.2023

950.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.01.2018

29995

2022

28.08.2021

951.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.11.2018

33649

2022

24.11.2020

952.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,065

28.11.2018

33676

2022

01.04.2021

953.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,08

28.11.2018

33672

2022

10.12.2021

954.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,08

28.11.2018

33673

2022

10.12.2021

955.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,03

11.06.2019

35071

2022

11.06.2021

956.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,115

10.12.2019

37759

2022

10.12.2021

957.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,115

10.12.2019

37760

2022

10.12.2021

958.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,115

10.12.2019

37758

2022

10.12.2021

959.

ПС 110 кВ Родник

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

03.03.2021

42883

2022

03.09.2021

960.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,2

22.05.2015

20300

2022

22.04.2022

961.

ПС 110 кВ Исток

ООО "Город-2016", ИП

АО "ЕЭСК"

0,0757

12.10.2017

28661

2022

17.10.2022

962.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

13.02.2018

30191

2022

13.02.2022

963.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

25.05.2018

31133

2022

25.05.2022

964.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

06.07.2018

31364

2022

26.07.2022

965.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.06.2018

31379

2022

20.06.2022

966.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,005

23.07.2018

31906

2022

28.04.2022

967.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.07.2018

31956

2022

17.07.2022

968.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.08.2018

32334

2022

30.08.2022

969.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,1

16.10.2018

32886

2022

16.05.2022

970.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,005

24.10.2018

33364

2022

02.10.2022

971.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

29.01.2019

34041

2022

29.05.2022

972.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.01.2019

34178

2022

04.05.2022

973.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

13.03.2019

34363

2022

13.03.2022

974.

ПС 110 кВ Исток

АО "Научно-производственное предприятие "Старт" им. А.И. Яскина"

АО "ЕЭСК"

2

07.06.2019

34795

2022

27.10.2023

975.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,15

24.04.2019

34984

2022

19.05.2022

976.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

20.05.2019

35377

2022

20.05.2022

977.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0375

24.06.2019

35772

2022

24.06.2022

978.

ПС 110 кВ Исток

ООО "Специализированный застройщик "Бессарабская 1"

АО "ЕЭСК"

0,15

26.07.2019

35945

2022

26.07.2022

979.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

08.07.2019

35955

2022

08.07.2022

980.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0125

23.08.2019

36113

2022

12.08.2022

981.

ПС 110 кВ Исток

АО "Оборонэнерго"

АО "ЕЭСК"

0,3

06.08.2019

36165

2022

13.08.2022

982.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.01.2020

38364

2022

21.01.2022

983.

ПС 110 кВ Исток

ООО "Вертикаль-Урал"

АО "ЕЭСК"

0,015

10.02.2020

38415

2022

10.02.2022

984.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.01.2020

38429

2022

06.03.2022

985.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,0034

05.03.2020

38953

2022

17.05.2022

986.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,3

20.05.2020

39419

2022

21.05.2022

987.

ПС 110 кВ Исток

филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс"

АО "ЕЭСК"

0,025

31.07.2020

39705

2022

01.08.2022

988.

ПС 110 кВ Исток

СНТ N 4 "Солнечный"

АО "ЕЭСК"

0,015

14.07.2020

39787

2022

01.08.2022

989.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

21.07.2020

40153

2022

22.07.2022

990.

ПС 110 кВ Исток

АО "Русские Башни"

АО "ЕЭСК"

0,015

13.08.2020

40787

2022

11.11.2022

991.

ПС 110 кВ Исток

АО "Русские Башни"

АО "ЕЭСК"

0,015

29.10.2020

40983

2022

23.05.2022

992.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,025

11.01.2021

42540

2022

12.01.2023

993.

ПС 110 кВ Исток

ООО "Екатеринбург-2000"

АО "ЕЭСК"

0,011

13.01.2021

42651

2022

14.01.2023

994.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

27.01.2021

42845

2022

26.05.2022

995.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,014

08.02.2021

43100

2022

09.02.2023

996.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

19.02.2021

43127

2022

19.02.2022

997.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

01.03.2021

43182

2022

29.03.2022

998.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

24.02.2021

43189

2022

30.02.2023

999.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,001

03.03.2021

43195

2022

03.03.2022

1000.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

29.04.2021

43196

2022

01.05.2023

1001.

ПС 110 кВ Исток

ПАО "Ростелеком"

АО "ЕЭСК"

0,005

09.04.2021

43252

2022

02.06.2022

1002.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

09.03.2021

43546

2022

09.03.2022

1003.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

15.03.2021

43629

2022

04.06.2022

1004.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

25.08.2021

43630

2022

05.06.2022

1005.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.03.2021

43694

2022

06.06.2022

1006.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,005

25.08.2021

43732

2022

25.08.2023

1007.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,003

25.08.2021

43753

2022

26.08.2023

1008.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,125

13.04.2021

43766

2022

09.06.2022

1009.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.04.2021

43883

2022

10.06.2022

1010.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.04.2021

44005

2022

11.06.2022

1011.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.05.2021

44270

2022

12.06.2022

1012.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

05.05.2021

44379

2022

13.06.2022

1013.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

11.05.2021

44543

2022

14.06.2022

1014.

ПС 110 кВ Исток

ООО "Компания "ВИМАКС"

АО "ЕЭСК"

0,015

11.05.2021

44544

2022

11.05.2022

1015.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

03.06.2021

44774

2022

16.06.2022

1016.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,005

31.05.2021

44828

2022

31.05.2022

1017.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

07.06.2021

44835

2022

18.06.2022

1018.

ПС 110 кВ Исток

СНТ "ЗАРЯ"

АО "ЕЭСК"

0,14

19.01.2022

47889

2022

19.01.2023

1019.

ПС 110 кВ Исток

МКУ "Управление заказчика по капитальному ремонту"

АО "ЕЭСК"

0,02948

29.11.2021

45028

2022

20.06.2022

1020.

ПС 110 кВ Исток

СНТ "Южный-3"

АО "ЕЭСК"

0,12

19.01.2022

47924

2022

21.06.2022

1021.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.06.2021

45111

2022

22.06.2022

1022.

ПС 110 кВ Исток

СНТ "Дорожник"

АО "ЕЭСК"

0,14

25.01.2022

48238

2022

25.01.2024

1023.

ПС 110 кВ Исток

ООО "Инвест-Медицина"

АО "ЕЭСК"

0,62

06.10.2021

45638

2022

06.10.2023

1024.

ПС 110 кВ Исток

ООО "ТЕХОСНОВА"

АО "ЕЭСК"

0,006

09.08.2021

45892

2022

09.08.2023

1025.

ПС 110 кВ Исток

ООО "ТЕХОСНОВА"

АО "ЕЭСК"

0,006

01.10.2021

46284

2022

01.10.2023

1026.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

31.08.2021

46305

2022

31.08.2023

1027.

ПС 110 кВ Исток

АО "Екатеринбурггаз"

АО "ЕЭСК"

0,003

14.09.2021

46344

2022

14.09.2023

1028.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

07.10.2021

46345

2022

29.06.2022

1029.

ПС 110 кВ Исток

ООО "Екатеринбург-2000"

АО "ЕЭСК"

0,011

09.09.2021

46375

2022

09.09.2023

1030.

ПС 110 кВ Исток

ООО "ДИСКОНТ"

АО "ЕЭСК"

0,15

30.09.2021

46576

2022

30.09.2023

1031.

ПС 110 кВ Исток

МКУ "Городское благоустройство"

АО "ЕЭСК"

0,015

15.12.2021

46621

2022

02.07.2022

1032.

ПС 110 кВ Исток

МКУ "Городское благоустройство"

АО "ЕЭСК"

0,015

15.12.2021

46623

2022

03.07.2022

1033.

ПС 110 кВ Исток

МКУ "Городское благоустройство"

АО "ЕЭСК"

0,015

15.12.2021

46624

2022

04.07.2022

1034.

ПС 110 кВ Исток

садоводческий потребительский кооператив "Молния-56"

АО "ЕЭСК"

0,15

29.11.2021

46948

2022

05.07.2022

1035.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

17.11.2021

47239

2022

06.07.2022

1036.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.11.2021

47346

2022

07.07.2022

1037.

ПС 110 кВ Исток

ООО "СтройПроект"

АО "ЕЭСК"

0,0475

22.11.2021

47398

2022

08.07.2022

1038.

ПС 110 кВ Исток

СНТ "Зеленая поляна - 1", СНТ "Зеленая поляна - 2", СНТ "Звездочка"

АО "ЕЭСК"

0,2

16.12.2021

47508

2022

09.07.2022

1039.

ПС 110 кВ Исток

ООО "Электрические технологии"

АО "ЕЭСК"

0,63

30.12.2021

47702

2022

10.07.2022

1040.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,08

15.12.2021

47744

2022

11.07.2022

1041.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.01.2022

48036

2022

12.07.2022

1042.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,055

14.01.2022

48099

2022

13.07.2022

1043.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,008

28.01.2022

48160

2022

14.07.2022

1044.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

14.01.2022

48168

2022

15.07.2022

1045.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

26.01.2022

48302

2022

16.07.2022

1046.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

28.01.2022

48321

2022

17.07.2022

1047.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

31.01.2022

48333

2022

18.07.2022

1048.

ПС 110 кВ Исток

ООО "ТЕХОСНОВА"

АО "ЕЭСК"

0,006

01.02.2022

48353

2022

19.07.2022

1049.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

31.01.2022

48407

2022

20.07.2022

1050.

ПС 110 кВ Исток

ООО "Главсредуралстрой-Девелопмент"

АО "ЕЭСК"

0,015

03.02.2022

48455

2022

21.07.2022

1051.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

07.02.2022

48567

2022

22.07.2022

1052.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

07.02.2022

48582

2022

23.07.2022

1053.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

16.02.2022

48625

2022

24.07.2022

1054.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

10.02.2022

48635

2022

25.07.2022

1055.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

17.02.2022

48821

2022

26.07.2022

1056.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,01

25.02.2022

48825

2022

27.07.2022

1057.

ПС 110 кВ Исток

СНТ "МИР И ДРУЖБА"

АО "ЕЭСК"

0,134

05.03.2022

48833

2022

28.07.2022

1058.

ПС 110 кВ Исток

ООО "ТЕХОСНОВА"

АО "ЕЭСК"

0,006

18.02.2022

48839

2022

29.07.2022

1059.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

18.02.2022

48890

2022

30.07.2022

1060.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,014

03.03.2022

48984

2022

31.07.2022

1061.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

11.03.2022

49122

2022

01.08.2022

1062.

ПС 110 кВ Исток

физическое лицо

АО "ЕЭСК"

0,015

11.03.2022

49159

2022

02.08.2022



Приложение N 10
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Свердловской области
на период 2023 - 2027 годов



ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ ПО РАЗВИТИЮ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА 110 КВ И ВЫШЕ (ОБЪЕКТОВ РЕКОНСТРУКЦИИ, НОВОГО СТРОИТЕЛЬСТВА), НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки

Объект электроэнергетики

Наименование мероприятия

Организация, ответственная за реализацию мероприятия

Параметры оборудования

Краткое обоснование необходимости реализации мероприятия

Срок реализации мероприятия

до реконструкции

после реконструкции <i>

1

2

3

4

5

6

7

8

1.

ПС 220 кВ Сварочная

расширение ОРУ 110 кВ на ПС 220 кВ Сварочная на одну линейную ячейку с установкой выключателя 110 кВ

филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала

-

новая ячейка 110 кВ с Iном = 1000 А

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь"

2022 год

2.

КЛ 110 кВ Сварочная - Электромедь N 2

строительство КЛ 110 кВ Сварочная - Электромедь N 2

АО "Уралэлектромедь"

-

3,077 км, АПвПу2г-1 x 400/95-64/110

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь"

2022 год

3.

ПС 110 кВ Электромедь

расширение ОРУ 110 кВ на ПС 110 кВ Электромедь на одну линейную ячейку с установкой выключателя 110 кВ

АО "Уралэлектромедь"

-

новая ячейка 110 кВ с Iном = 1000 А

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь"

2022 год

4.

КВЛ 110 кВ Южная - Сибирская II цепь с отпайками

организация шлейфового захода КВЛ 110 кВ Южная - Сибирская II цепь с отпайками на ПС 110 кВ Новокольцовская

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

-

3,233 + 3,249 км АПвПу2г-1 x 630/95-64/110,

2,137 + 1,984 км

АС-150/24

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ГКУ Свердловской области "Управление капитального строительства Свердловской области" (электроснабжение объектов, необходимых для проведения Всемирных студенческих игр ФИСУ 2023 года в г. Екатеринбурге и ФГАОУ ВО "УрФУ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина")

2022 год

5.

ПС 110 кВ Новокольцовская

реконструкция сети 35 кВ с переводом ПС 35 кВ Кольцово на напряжение 110 кВ (ПС 110 кВ Новокольцовская) с установкой двух трансформаторов напряжением 110/10 кВ мощностью 25 МВА каждый

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

-

2 x 25 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ГКУ Свердловской области "Управление капитального строительства Свердловской области" (электроснабжение объектов, необходимых для проведения Всемирных студенческих игр ФИСУ 2023 года в г. Екатеринбурге и ФГАОУ ВО "УрФУ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина")

2022 год

6.

ПС 110 кВ Титан

реконструкция ПС 110 кВ Титан с заменой двух трансформаторов мощностью 10 МВА каждый на трансформаторы мощностью 16 МВА каждый

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

2 x 10 МВА

2 x 16 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "Особая экономическая зона "Титановая Долина"

2022 год

7.

ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками

замена провода ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1 и 2 с отпайками на участке от ПС 220 кВ Вязовская до отпайки на ПС 110 кВ Полимер

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

2 x 0,18 км, АС-120

2 x 0,18 км, провод с IДДТН >= 450 А при t = +18 град. C

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО "Особая экономическая зона "Титановая Долина"

2022 год

8.

ПС 110 кВ Карпушиха

реконструкция ПС 110 кВ Карпушиха с заменой трансформатора мощностью 10 МВА на трансформатор 16 МВА

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

1 x 10 МВА

1 x 16 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Медно-Рудная компания"

2023 год

9.

ПС 110 кВ Пышма

реконструкция ПС 110 кВ Пышма с переносом на новую площадку и заменой трех трансформаторов мощностью 31,5 МВА каждый на три трансформатора мощностью 40 МВА каждый

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

3 x 31,5 МВА

3 x 40 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь"

2024 год

10.

КВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Пышма с отпайками, КВЛ 110 кВ Сварочная - Пышма

перезавод КВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Пышма с отпайками, КВЛ 110 кВ Сварочная - Пышма на вновь сооружаемое ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Пышма

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

-

0,271 км

АС-185/29

0,259 км

ПвПу2г 3(1 x 630/120-110/64)

0,271 км

АС-185/29

0,287

ПвПу2г 3(1 x 630/120-110/64)

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Уралэлектромедь"

2024 год

11.

ВЛ 110 кВ Первоуральская - Кузино с отпайками и ВЛ 110 кВ Первоуральская - Бойцы

перевод отпаек на ПС 110 кВ Подволошная с ВЛ 110 кВ Первоуральская - Кузино с отпайками и ВЛ 110 кВ Первоуральская - Бойцы на ВЛ 110 кВ Первоуральская - Металл I, II цепь с отпайками

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

-

1,564 + 1,587 км, АС-120/19

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "СТИЛ"

2022 год

12.

ПС 110 кВ Подволошная

замена существующих трансформаторов тока ТТ В 110 кВ Т-1 и ТТ В 110 кВ Т-2 ОРУ 110 кВ на оборудование номинальным током не менее 126 А

ОАО "РЖД"

Iном = 200 А

Iном >= 126 А

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "СТИЛ"

2022 год

13.

ПС 110 кВ Подволошная

реконструкция ПС 110 кВ Подволошная с заменой двух трансформаторов мощностью 16 МВА и 15 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА каждый

ОАО "РЖД"

1 x 15 МВА 1 x 16 МВА

2 x 25 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "СТИЛ"

2022 год

14.

ПС 110 кВ Волковская

реконструкция ПС 110 кВ Волковская с переносом места размещения ПС на новое место и заменой силовых трансформаторов 1 x 6,3 МВА и 1 x 10 МВА на трансформаторы 2 x 63 МВА

АО "Святогор"

1 x 6,3 МВА 1 x 10 МВА

2 x 63 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Святогор"

2023 год

15.

ВЛ 110 кВ В. Тура - Тагил 1, 2 с отпайками

сооружение отпаек от ВЛ 110 кВ В. Тура - Тагил 1, 2 с отпайками до ПС 110 кВ Волковская, сооружаемой на новом месте

АО "Святогор"

-

7,315 км,

АС-150/24

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Святогор"

2023 год

16.

Новая ПС 110/10 кВ

строительство ПС 110/10 кВ с установкой двух трансформаторов мощностью 25 МВА каждый

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

-

2 x 25 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Атом-ТОР"

2023 год

17.

ВЛ 110 кВ Верхнетагильская ГРЭС - Первомайская 3, 6

сооружение отпаек от ВЛ 110 кВ Верхнетагильская ГРЭС - Первомайская 3, 6 до новой ПС 110/10 кВ

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

-

2 x 0,5 км,

АС-70

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Атом-ТОР"

2023 год

18.

ПС 110 кВ Гагарский

замена ошиновки ВЛ 110 кВ Белоярская АЭС - Гагарский на ПС 1110 кВ Гагарский

ОАО "РЖД"

АС-120

провод с IДДТН >= 408 А, IАДТН >= 501 А при t = +19 град. C

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Атомстройкомплекс Цемент"

2023 год

19.

ПС 110 кВ Обжиговая

реконструкция ПС 110 кВ Обжиговая с установкой второго трансформатора мощностью 4,0 МВА

ООО "ЕвразЭнергоТранс"

1 x 6,3 МВА

1 x 6,3 МВА;

1 x 4 МВА

обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "ЕВРАЗ-НТМК"

2023 год

20.

ПС 110 кВ Тугулым

реконструкция ПС 110 кВ Тугулым с заменой трансформатора 1 x 6,3 МВА на 1 x 10 МВА

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

1 x 6,3 МВА

1 x 10 МВА

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2023 год

21.

ПС 110 кВ Шпагатная

реконструкция ПС 110 кВ Шпагатная с заменой трансформаторов 2 x 16 МВА на 2 x 40 МВА

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

2 x 16 МВА

2 x 40 МВА

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2022 год

22.

ПС 110 кВ Свобода

реконструкция ПС 110 кВ Свобода с заменой Т-1 мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА и с установкой второго трансформатора мощностью 16 МВА

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

1 x 10 МВА

2 x 16 МВА

реконструкция электросетевого оборудования, связанная с его неудовлетворительным состоянием, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2026 год

23.

ПС 110 кВ Свердловская

реконструкция ПС 110 кВ Свердловская с заменой трансформатора 1 x 31,5 МВА на 1 x 40 МВА

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

1 x 31,5 МВА

1 x 40 МВА

реконструкция электросетевого оборудования, связанная с его неудовлетворительным состоянием, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2024 год

24.

ПС 110 кВ Алмазная

реконструкция ПС 110 кВ Алмазная с заменой трансформаторов 2 x 6,3 МВА на трансформаторы 2 x 16 МВА

АО "ЕЭСК"

2 x 6,3 МВА

2 x 16 МВА

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2025 год

25.

ПС 110 кВ Керамик

реконструкция ПС 110 кВ Керамик с заменой трансформаторов 2 x 10 МВА на трансформаторы 2 x 25 МВА

АО "ЕЭСК"

2 x 10 МВА

2 x 25 МВА

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2023 год

26.

ПС 110 кВ Нива

реконструкция ПС 35 кВ Нива с переводом на напряжение 110 кВ и установкой трансформаторов 2 x 25 МВА и ликвидацией ПС 35 кВ Полевая

АО "ЕЭСК"

-

2 x 25 МВА

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2024 год

27.

ВЛ 110 Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская

сооружение отпайки от ВЛ 110 Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская до ПС 110 кВ Нива

АО "ЕЭСК"

-

3,3 км, АС-70

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2024 год

28.

ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками

реконструкция ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая с ликвидацией отпайки на ПС 35 кВ Полевая, переводом на напряжение 110 кВ и образованием отпайки от ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

-

7,33 км, АС-70

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

2024 год

29.

ПС 110 кВ Михайловская

реконструкция ПС 110 кВ Михайловская с заменой БСК

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

48,72 Мвар

33,52 Мвар

замена оборудования, содержащего запрещенные стойкие органические загрязнители (полихлорированные бифенилы)

2023 год

30.

КВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с отпайками

реконструкция КВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с отпайками от опоры N 26 до опоры N 128 с заменой опор и провода ЛЭП

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

20,19 км, М-70

19,83 км, АС-120

реконструкция электросетевого оборудования, связанная с его неудовлетворительным состоянием

2026 год

31.

ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик I и II цепь с отпайками

реконструкция ВЛ 110 кВ Первоуральская - Хромпик I, II цепь с отпайками на участке от порталов ПС 110 кВ Хромпик до порталов 110 кВ ПС 220 кВ Первоуральская с заменой опор и провода ЛЭП

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

2 x 10,62 км, АС-300/48

2 x 10,62 км, АСК-300

реконструкция электросетевого оборудования, связанная с его неудовлетворительным состоянием

2027 год

32.

ВЛ 110 кВ Азиатская - Чекмень, ВЛ 110 кВ Европейская - Чекмень

реконструкция ВЛ 110 кВ Азиатская - Чекмень на участке от портала ПС 110 кВ Чекмень до опоры N 22 и ВЛ 110 кВ Европейская - Чекмень на участке от порталов ПС 110 кВ Чекмень до порталов ПС 110 кВ Европейская

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

9,35 км, СА-95, АС-150/24 26,5 км, СА-95, М-95, АС-150/24

9,35 км, АС-150;

26,5 км, АС-150

реконструкция электросетевого оборудования, связанная с его неудовлетворительным состоянием

2026 год

33.

ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I, II цепь с отпайками

реконструкция ВЛ 110 кВ Среднеуральская ГРЭС - Хромпик I, II цепь с отпайками на участке от опоры N 200 до портала ПС 110 кВ Хромпик (в районе города Первоуральска) с заменой опор и провода ЛЭП

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

2 x 1 км, АС-150/24

2 x 1 км, АС-240

реконструкция электросетевого оборудования, связанная с его неудовлетворительным состоянием

2023 год

34.

Транзит 110 кВ Шаля - Вогулка - Шамары - Глухарь

реконструкция транзита ВЛ 110 кВ Шаля - Вогулка - Шамары - Глухарь с образованием ВЛ 110 кВ Глухарь - Вогулка, ВЛ 110 кВ Шаля - Вогулка и ВЛ 110 кВ Глухарь - Шамары, ВЛ 110 кВ Шаля - Шамары

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", ОАО "РЖД"

-

0,06 км, АС-120

снижение стоимости потерь электрической энергии

2024 год



<i> Технические характеристики и стоимость реализации указаны ориентировочно и уточняются на стадии проектирования.



Приложение N 11
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Свердловской области
на период 2023 - 2027 годов



ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ ПО РАЗВИТИЮ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА 35 КВ И НИЖЕ (ОБЪЕКТОВ РЕКОНСТРУКЦИИ, НОВОГО СТРОИТЕЛЬСТВА), НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ

Номер строки

Наименование мероприятия

Обоснование необходимости выполнения мероприятия <*>

Технические характеристики <**>

Год ввода/окончания реконструкции

Владелец сетевого объекта

1

2

3

4

5

6

1.

Объекты реконструкции

2.

Реконструкция ПС 110 кВ Балтымская с заменой трансформатора напряжением 35 кВ 1 x 7,5 МВА на 1 x 10 МВА

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях, обеспечение возможности ТП потребителей, имеющих действующие ТУ на ТП

10 МВА

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

3.

Реконструкция ПС 35/10 кВ Шайтанка

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях, исключение неудовлетворительного технического состояния

20 МВА

2026

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

4.

Реконструкция ПС 35/6 кВ БИЗ (ЭСК Бобровского изоляционного завода). Замена трансформаторов Т-1 и Т-2 (26 МВА)

предотвращение недопустимого перегруза трансформаторного оборудования при единичных отключениях

26 МВА

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

5.

Реконструкция ВЛ 10 кВ ф. Колюткино входящей в ЭСК ПС 110/10 кВ Логиново (улучшение качества электроэнергии в Белоярском районе, н. п. Черноусово) (0,592 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,592 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

6.

Реконструкция ВЛ 10 кВ ф. Лесной, входящей в ЭСК тяговой ПС Гагарская (улучшение качества электроэнергии в пос. Боярка, пос. Курманка, с. Гагарка Белоярского района) (1,218 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,22 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

7.

Реконструкция ВЛ 10 кВ ф. Поварня входящей в ЭСК тяговой ПС Летная (улучшение качества электроэнергии в Белоярском районе, д. Поварня) (1,236 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,24 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

8.

Реконструкция ВЛ 10 кВ Мезенский, входящей в ЭСК ПС 110/35/10 кВ Белоречка (улучшение качества электроэнергии в Белоярском районе, с. Мезенское) (0,86 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,86 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

9.

Реконструкция ВЛ 10 кВ Муранитный входящей в ЭСК ПС 110/35/10 кВ Белоречка (улучшение качества электроэнергии в Белоярском районе, пос. Белоярский) (2,474 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

2,47 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

10.

Реконструкция ВЛ 6 кВ Стром от ПС Терсутская до ТП-7430, входящей в ЭСК ПС 110 кВ "Терсутская" (улучшение качества электроэнергии в Сысертском районе, пос. Асбест) (1,438 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,44 км

2026

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

11.

Реконструкция ВЛ 10 кВ ф. Б. Седельники, входящей в ЭСК ПС 110/10 кВ "Волна" (улучшение качества электроэнергии в Сысертском районе, д. Большое Седельниково) (1,16 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,16 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

12.

Реконструкция ВЛ 10 кВ Первомайский от ПС Кадниково, входящей в ЭСК ПС 110 кВ "Кадниковская" (улучшение качества электроэнергии в Сысертском районе, пос. Первомайский) (0,868 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,87 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

13.

Реконструкция ВЛ 10 кВ Насосная, ТП-72, ВЛ 0,4 кВ, входящей в ЭСК ПС 110/10 кВ Грязновская. Замена КТП-250-10/0,4 кВ, перезавод ВЛ 0,4-10 кВ (улучшение качества электроснабжения потребителей, находящихся по адресу: Свердловская область, Богдановичский район, д. Орлова, ул. Калинина) (ВЛ 10 кВ - 0,133 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,033 км, разъединитель - 1 шт.)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,17 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

14.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ от КТП-7029 ф. Комсомольская, входящей в ЭСК Сысертского городского округа (улучшение качества электроэнергии по ул. Комсомольская в пос. Большой Исток Сысертского района) (0,302 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,3 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

15.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ от ТП-6323 ф. Октябрьская, входящей в ЭСК ПС 35/10 кВ Учхоз (улучшение качества электроэнергии по ул. Северная в н. п. Белореченский Белоярского района) (0,198 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,2 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

16.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ Станционная, Верхняя, Ильича от ТП-1917, входящей в состав ЭСК ПС 110/35/6 кВ "Ис", для приведения качества электроэнергии согласно ГОСТ 32144-2013 в пос. Ис (1,708 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,71 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

17.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ Коминтерна от ТП-6417, ВЛ 0,4 кВ Восточная от ТП-6417 (улучшение качества электроэнергии по ул. Коминтерна в н. п. Белоярский Белоярского района) (0,541 км, 26 шт.)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,54 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

18.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ Школьная от ТП-6348 (улучшение качества электроэнергии по ул. Школьная и ул. Есенина в н. п. Белоярский Белоярского района) (0,422 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,42 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

19.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ф. поселок Выя от ТП-41, входящей в состав ЭСК ПС 10/0,4 кВ "Выя", для приведения качества электроэнергии согласно ГОСТ 32144-2013 в н. п. Большая Выя, Малая Выя (0,3268 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,33 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

20.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ от здания трансформаторной подстанции ТП-503, литера 5, входящей в состав ЭСК пос. Нейво-Рудянка, для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в пос. Нейво-Рудянка (ВЛ 0,4 кВ - 0,994 км; КЛ 0,4 кВ - 0,0547 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,05 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

21.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ф. Быт от ТП-2381, входящей в ЭСК ПС 110/10 кВ "Липчинская" (улучшение качества электроэнергии по ул. Береговая в д. Голышева Слободо-Туринского района) (0,112 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,11 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

22.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ Котельная от ТП-7329, входящей в ЭСК ПС 35/10 кВ Багаряк, с установкой стабилизатора напряжения (улучшение качества электроснабжения жилых домов, находящихся по адресу: Свердловская область, Каменский городской округ, н. п. Окулова, ул. Ленина) (0,504 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,5 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

23.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП-6307 ф. Быт, входящей в ЭСК тяговой ПС Глубокая. Замена неизолированного провода на СИП (для улучшения качества электроэнергии по ул. Октябрьская в с. Косулино Белоярского района) (0,435 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,44 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

24.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ф. 12 от ТП-51, входящей в комплекс распределительных сетей напряжением 6 кВ, 0,4 кВ ПС 110 кВ "Баранча", для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в пос. Баранчинский, ул. Р. Люксембург. Замена неизолированного провода на СИП (0,52 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,52 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

25.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ул. Индустриальная от ТП-7722 Родниковая, входящей в ЭСК "Мирная". Замена неизолированного провода на СИП (улучшение качества электроэнергии в г. Ревда, ул. Индустриальная) (0,350 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,35 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

26.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ф. 1 от ТП-Самоцветы, входящей в ЭСК ПС ГПП РММЗ. Замена неизолированного провода на СИП (улучшение качества электроэнергии в г. Ревда, ул. Железнодорожников, ул. Стахановцев, ул. Коммуны) (0,422 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,42 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

27.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ от ТП-70101 ф. Комсомольская, входящей в ЭСК Сысертского городского округа. Замена неизолированного провода на СИП (для улучшения качества электроэнергии по ул. Пугачева в пос. Большой Исток Сысертского района) (0,42 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,42 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

28.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ТП-901 - ул. Осипенко входящей в состав ЭСК ПС 110/35/6 кВ Ис, для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в г. Нижняя Тура, пос. Ис, ул. Осипенко (замена неизолированного провода на СИП большего сечения для увеличения пропускной способности) (0,04 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,04 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

29.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ р. п. Бобровка от ТП 7152, 7156, 7151, 7161, 7160, 7411, 7159, 7158, ф. Мира, входящей в ЭСК ПС 110 кВ "Бобровка" (замена неизолированного провода на СИП большего сечения с увеличением пропускной способности для улучшения качества электроэнергии по ул. 1 Мая в пос. Бобровский Сысертского района) (0,26 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,26 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

30.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ Население, литер 2а, входящей в состав ЭСК ПС 110/10 кВ Невьянск, для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в Невьянском районе, пос. Ударник (замена неизолированного провода на СИП большего сечения для увеличения пропускной способности) (0,7 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,7 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

31.

Реконструкция ВЛИ 0,4 кВ Зеленая от ТП-7256, входящей в ЭСК ПС 110/10 кВ 19 км (изменение количества цепей ВЛ с увеличением пропускной способности для улучшения качества электроснабжения жилых домов, находящихся по адресу: Свердловская область, Каменский городской округ, н. п. Барабановское, ул. Зеленая, д. 2, д. 10) (0,17 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,17 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

32.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ф. Чкалова от ТП-7607, входящей в ЭСК ПС РММЗ (изменение трассы ВЛ с увеличением протяженности и применением СИП для улучшения качества электроэнергии в г. Ревда, ул. Металлистов) (0,070 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,07 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

33.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ф. 2 от КТП-Ильича, входящей в ЭСК ПС ДОЗ (изменение количества цепей ВЛ с увеличением пропускной способности для улучшения качества электроэнергии в г. Ревда, ул. Нахимова, ул. Деревообделочников) (0,300 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,3 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

34.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ Быт от ТП-7652, входящей в ЭСК ПС 110/10 кВ Мамино (замена неизолированного провода на СИП с увеличением пропускной способности для улучшения качества электроснабжение жилых домов, находящихся по адресу: Свердловская область, Каменский район, с. Троицкое, ул. Ленина) (0,25 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,25 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

35.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ Быт от ТП-325, входящей в ЭСК ПС 110/10 кВ Тыгиш (замена неизолированного провода на СИП с увеличением пропускной способности и установка приборов учета для улучшения качества электроснабжения потребителей, находящихся по адресу: Свердловская область, г. Богданович, ул. Пионерская) (1,667 км, точки учета - 36 шт.)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,67 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

36.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ фид. 1 от КТП-Щорса, ВЛ 0,4 кВ фид. 1 от ТП-7721, входящие в ЭСК ПС Капралово, ЭСК ПС Мирная (замена неизолированного провода на СИП с увеличением пропускной способности для улучшения качества электроэнергии в г. Ревда, ул. Щорса, ул. Гончарова, ул. Короленко) (0,330 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,33 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

37.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ ф. 3 от КТП-Металлистов, ВЛ 0,4 кВ ф. 1 от КТП-Пугачева, входящих в ЭСК ПС РММЗ (изменение трассы ВЛ с увеличением протяженности и применением СИП для улучшения качества электроэнергии в г. Ревда, ул. Металлистов) (0,270 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,27 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

38.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ Быт-1 ул. Ленина левая сторона от ТП-1310, входящей в ЭСК ПС 110/10 кВ Валовая (изменение трассы ВЛ с увеличением протяженности и применением СИП для улучшения качества электроснабжения потребителей, находящихся по адресу: Свердловская область, Сухоложский район, с. Новопышминское, ул. Ленина) (0,093 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,09 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

39.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ фид. 3 от КТП-Мичурина, входящей в ЭСК ПС Мариинская (замена неизолированного провода на СИП с увеличением пропускной способности для улучшения качества электроэнергии в г. Ревда, с. Мариинск, ул. Спартака) (0,49 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,49 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

40.

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ К. Маркса, Ленина от ТП-656, входящей в состав ЭСК ПС 110/35/6 кВ Романовская, для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в Невьянском районе, с. Шурала, ул. Советов. Замена неизолированного провода на СИП (ВЛ 0,4 кВ - 0,51 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,51 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

41.

Реконструкция ВЛ-0,4 кВ ф. 2 ТП-Самоцветы с подвеской второй цепи с применением СИП, входящей в ЭСК ПС РММЗ (улучшение качества электроэнергии в г. Ревда, ул. Линейная) (1,2 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

1,2 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

42.

Объекты нового строительства

43.

Строительство сети 10 кВ от ПС 110/10 кВ Свобода (3,4 км)

организация резервной схемы электроснабжения ПС 110/35/6 кВ Гидромаш, в том числе собственных нужд подстанции и потребителей, присоединенных к РУ 6 кВ ПС

3,4 км

2026

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

44.

Строительство ответвления от ВЛ 10 кВ ПС Таволги - Ребристый до ТП-732, ТП-732, ВЛ 0,4 кВ для приведения качества электроэнергии согласно ГОСТ 32144-2013 в пос. Середовина (0,1 МВА; 0,69 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА;

0,75 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

45.

Строительство отпайки от ВЛ 10 кВ Центральная усадьба ЦРП 10 кВ Косулинский на ТП-66148. ТП-66148. ВЛ 0,4 кВ (улучшение качества электроэнергии по улицам: Прибрежная, Советская, Береговая в с. Косулино Белоярского района) (0,160 МВА; 0,226 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,16 МВА;

0,23 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

46.

Строительство ответвления от ЛЭП 6 кВ ф. Подхоз КГОКа, входящей в состав ЭСК ПС 110/35/6 кВ "Ис", КТП 6/0,4 кВ, ВЛ 0,4 кВ с установкой приборов учета, для приведения качества электроэнергии согласно ГОСТ 32144-2013 в пос. Ис (1,6 км, 0,1 МВА, точки учета - 3 шт.)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА;

1,15 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

47.

Строительство ответвления от ВЛ 6 кВ ЦРП - Вилюйская, входящей в состав ЭСК ПС 35/10 кВ "Реши", до ТП-7378, ТП-7378, ВЛ 0,4 кВ с установкой приборов учета для приведения качества электроэнергии согласно ГОСТ 32144-2013 в пос. Новоасбест (0,247 км) (0,16 МВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,16 МВА;

0,247 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

48.

Строительство ответвлений от ЛЭП 10 кВ ф. Станция Выя, входящего в состав ЭСК ПС "Выя" 10/0,4 кВ, на ТП-886, ТП-887. ТП-886, ТП-887, ВЛ 0,4 кВ для приведения качества электроэнергии согласно ГОСТ 32144-2013 в пос. Большая Выя и пос. Малая Выя (2,3 км, 0,35 кВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,35 МВА; 2,31 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

49.

Строительство ответвлений от ВЛ 6 кВ от опоры 2 по ул. Молодцова пос. Нейво-Рудянка до здания трансформаторной подстанции ТП-507 литера 6 и от ВЛ 6 кВ ТП-2 ЛХЗ - Скважина отпайка на ТП-535, входящей в состав ЭСК пос. Нейво-Рудянка, на ТП-537, ТП-538. ТП-537, ТП-538 для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в пос. Нейво-Рудянка (1,0 км, 0,32 кВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,32 МВА; 0,95 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

50.

Строительство ответвления от ВЛ 6 кВ литер 119Б, ТП-3167, ВЛ 0,4 кВ ТП-3167 - ф. 1, ВЛ 0,4 кВ ТП-3167 - ф. 2, ВЛ 0,4 кВ ТП-3167 - ф. 3 для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в г. Кировграде (0,6 км, 0,16 МВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,16 МВА; 0,6 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

51.

Строительство отпайки от ВЛ 10 кВ Дачи до ТП-66176. ТП-66176. ЛЭП 0,4 кВ от ТП-66176 (для улучшения качества электроэнергии в с. Косулино по ул. Умельцев, ул. Надежды, ул. Мира, в Белоярском районе) (0,16 МВА; ВЛ 6 кВ - 0,479 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,327 км, УСПД - 1 шт.)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,16 МВА;

0,81 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

52.

Строительство отпайки от ВЛ 10 кВ Глубокое от ЦРП Косулинский до ТП-66179. ТП-66179. ЛЭП 0,4 кВ от ТП-66179 (для улучшения качества электроэнергии в с. Косулино по ул. 3-я Садовая в Белоярском районе) (0,1 МВА; ВЛ 10 кВ - 0,004 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,015 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА;

0,02 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

53.

Строительство отпайки от ВЛ 10 кВ ТСМО до ТП-70003. ТП-70003. ЛЭП 0,4 кВ от ТП-70003 (для улучшения качества электроэнергии в пос. Большой Исток по ул. Садовая в Сысертском районе) (0,10 МВА; ВЛ 6 кВ - 0,003 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,018 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА;

0,02 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

54.

Строительство ответвления от ЛЭП-6 кВ Победа, ТП-35, ВЛ 0,4 кВ ТП-35 - ул. Розы Люксембург, входящих в состав комплекса распределительных сетей напряжением 6 кВ, 0,4 кВ ПС 110 кВ "Баранча", для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в пос. Баранчинский, ул. Розы Люксембург (0,1 км, 0,1 МВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА; 0,1 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

55.

Строительство отпайки от ВЛ-10 кВ Гусевка на ТП-7722 Родниковая. ТП-7722 Родниковая. ВЛ 0,4 кВ (улучшение качества электроэнергии в г. Ревде, ул. Родниковая, ул. Васильковая, ул. Сосновая, ул. Индустриальная) (0,25 МВА, 1,21 км, 2 шт.)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,25 МВА;

1,21 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

56.

Строительство ответвления от линии электроснабжения ВЛ 6 кВ от ПС N 11 по ул. Артема N 131 до КТПН (400/6-0,4), входящей в состав ЭСК ПС 110/35/6 кВ Ис, на ТП-930, ТП-930, ВЛ 0,4 кВ ТП-930 - ул. Красноармейская, ВЛ 0,4 кВ ТП-930 - ул. Краснофлотская для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в пос. Ис (0,55 км, 0,16 МВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,16 МВА; 0,55 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

57.

Строительство отпайки от ВЛ-6 кВ Аракаево на КТП-3089 Известковая. КТП-3089 Известковая. ВЛ 0,4 кВ (улучшение качества электроэнергии в г. Михайловске, ул. Известковая) (0,1 МВА, 0,79 км, 1 шт.)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА;

0,79 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

58.

Строительство отпайки от ВЛ 10 кВ Натальинская-Зауфа на СТП-8016 "Поселок". СТП-8016 "Поселок". ВЛ 0,4 кВ (улучшение качества электроэнергии в Красноуфимском районе, пос. Сарана, ул. Октябрьская) (0,1 МВА, 0,400 км, 1 шт.)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА;

0,4 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

59.

Строительство от ВЛ 10 кВ Колюткино до ТП-63089. ТП-63089. ЛЭП 0,4 кВ от ТП-63089 (для улучшения качества электроэнергии в с. Черноусово по ул. Горная, д. 100) (0,10 МВА; 0,1 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА; 0,08 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

60.

Строительство ответвления от ВЛ 10 кВ Бызово на ТП-7237, ТП-7237, ВЛ 0,4 кВ ТП-7237 - ф. 1, ВЛ 0,4 кВ ТП-7237 - ф. 2, входящих в состав ЭСК ПС 35/10 кВ Южаково, для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в Пригородном районе, д. Сарапулка (ВЛ 10 кВ - 0,1 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,08 км, 0,1 МВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА;

0,18 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

61.

Строительство отпайки от ВЛ 10 кВ Кочнево до СТП-63094. СТП-63094. ВЛ 0,4 кВ Молодежная четная от СТП-63094, ВЛ 0,4 кВ Молодежная нечетная от СТП-63094 (для улучшения качества электроэнергии по ул. Молодежная в с. Октябрьский Белоярского района) (0,1 МВА, ВЛ 10 кВ - 0,58 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,07 км, УСПД - 1 шт.)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА;

0,65 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

62.

Строительство ответвления от ЛЭП 6 кВ ф. Ис, входящей в состав ЭСК ПС 110/35/6 кВ Ис, на ТП-964, ТП-964, ВЛ 0,4 кВ ТП-964 - ф. 1, ВЛ 0,4 кВ ТП-964 - ф. 2 (ВЛ 6 кВ ПС Ис - Поселок Ис) для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в пос. Ис (ВЛ 6 кВ - 0,05 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,25 км, 0,16 МВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,16 МВА;

0,3 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

63.

Строительство ответвления от ВЛ 6 кВ РП-3 - Водозабор 1 на ТП-1031, ТП-1031 (вновь устанавливаемая), ВЛ 0,4 кВ ТП-1031 - Иканина, ВЛ 0,4 кВ ТП-1031 - Фомина, входящих в состав ЭСК ПС 110/35/6 кВ Верхняя Тура, для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в г. Верхняя Тура, ул. Фомина (ВЛ 6 кВ - 0,05 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,5 км, 0,25 МВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,25 МВА;

0,55 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

64.

Строительство ответвления от ВЛ 6 кВ Середовина на ТП-739, ТП-739 (вновь устанавливаемая), ВЛ 0,4 кВ ТП-739 - ф. 1, ВЛ 0,4 кВ ТП-739 - ф. 2, входящих в состав ЭСК ПС 35/6 кВ НПУ, для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в пос. Федьковка Невьянского городского округа (ВЛ 6 кВ - 0,9 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,1 км, 0,16 МВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,16 МВА;

1 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

65.

Строительство ответвления от ВЛ 10 кВ ф. Керамик на ТП-738, ТП-738, ВЛ 0,4 кВ ТП-738 - ф. 1, ВЛ 0,4 кВ ТП-738 - ф. 2, ВЛ 0,4 кВ ТП-738 - ф. 3 входящих в состав ЭСК ПС 110/35/10 кВ Таволги, для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в Невьянском районе, д. Нижние Таволги, ул. Ленина, ул. Горького (ВЛ 10 кВ - 0,45 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,5 км, 0,25 МВА, разъединитель - 2 шт.)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,25 МВА;

0,95 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

66.

Строительство отпайки ВЛ 10 кВ от ВЛ 10 кВ Мелехино. ТП 10/0,4 кВ. ВЛИ 0,4 кВ (улучшение качества электроснабжения жилых домов, находящихся по адресу: Свердловская область, Богдановичский район, н. п. Кунарское, ул. Комсомольская) (ВЛ 10 кВ - 0,023 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,09 км, 0,04 МВА, разъединитель - 1 шт.)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,04 МВА;

0,11 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

67.

Строительство отпайки от ВЛ 10 кВ Бутаково ПС 110/35/10 кВ Белоречка до МТП-60065. МТП-60065. ВЛ 0,4 кВ Лесная (для улучшения качества электроэнергии по ул. Лесная в п.г.т. Белоярский Белоярского района) (ВЛ 6 кВ - 0,01 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,005 км, 0,1 МВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА;

0,02 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

68.

Строительство ответвления от вновь строящейся отпайки от ВЛ 6 кВ ф. Верх-Ис, входящей в состав ЭСК ПС 35/6 кВ "Косья", на ТП - 945, ТП-945, ВЛ 0,4 кВ ТП-945 - ф. 1, для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в н. п. Лабазка (ВЛ 6 кВ - 0,1 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,05 км, 0,1 МВА, точки учета - 2 шт.)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА;

0,15 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

69.

Строительство ответвления от ВЛ 6 кВ ф. Бобровка на ТП-238, ТП-238, ВЛ 0,4 кВ ТП-238 - ф. 1, ВЛ 0,4 кВ ТП-238 - ф. 2, входящих в состав ЭСК ПС 110/6 кВ Черноисточинск, для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в Пригородном районе, с. Елизаветинское, ул. Совхозная (ВЛ 6 кВ - 0,03 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,15 км, КТП - 0,1 МВА, УСПД - 1 шт.)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА;

0,18 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

70.

Строительство отпайки от ВЛ 10 кВ РП-7130-1 ПС 110/10 кВ Волна до ТП-71186. ТП-71186. ВЛ 0,4 кВ Энгельса от ТП-71186 (для улучшения качества электроэнергии по ул. Энгельса в с. Бородулино Сысертского района) (0,16 МВА, ВЛ 10 кВ - 0,05 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,2 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,16 МВА;

0,25 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

71.

Строительство ответвления от ВЛ 6 кВ ТП - 2092 - ТП-2363 на ТП-2503, ТП-2503, 2 ВЛ 0,4 кВ от ТП-2503 для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в н. п. Бушуевка (ВЛ 6 кВ - 0,8 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,1 км, КТП - 0,25 МВА, точки учета - 3 шт.)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,15 МВА;

0,9 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

72.

Строительство ВЛ 0,4 кВ от РУ-0,4 кВ ТП-60008 до ВЛ 0,4 кВ Лесная от ТП-6349 (улучшение качества электроэнергии по ул. Лесная в пос. Белоярский Белоярского района) (0,017 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,02 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

73.

Строительство КЛ 10 кВ от КВЛ 10 кВ ТСМО ПС 110/10 кВ Монтажная на ТП-70160. ТП-70160. ВЛ 0,4 кВ (улучшение качества электроэнергии в г. Екатеринбурге, СНТ "Дружба-10") (ВЛ 0,4 кВ - 0,177 км, КЛ 10 кВ - 0,286 км, 0,1 МВА)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА;

0,46 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

74.

Строительство ВЛ 0,4 кВ от РУ-0,4 кВ ТП-6492 до ВЛ 0,4 кВ Бажова-2 от ТП-6488 (улучшение качества электроэнергии по ул. Бажова в пос. Белоярский Белоярского района) (0,265 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,27 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

75.

Строительство отпайки от ВЛ 10 кВ ЦРП Косулинский - Дачи до ТП-66224. ТП-66224. ВЛ 0,4 кВ от ТП-66224 (для улучшения качества электроэнергии по ул. Лазурная в ДНП Чистые Росы - 2 в Белоярском районе) (0,4 МВА, ВЛ 10 кВ - 0,015 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,115 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,4 МВА;

0,13 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

76.

Строительство ВЛ 0,4 кВ Мельница-3 от ТП-6916 (улучшение качества электроэнергии по пер. Вишневый квартал в дачном поселке "Мельница" Белоярского района) (0,333 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,33 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

77.

Строительство отпайки от ВЛ 0,4 кВ Есенина ТП-73119 (для улучшения качества электроэнергии по ул. Карла Либкнехта в г. Сысерти Сысертского района) (0,082 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,08 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

78.

Строительство ответвления от ВЛ 10 кВ Глубокое на ТП-66219. ТП-66219. ВЛ 0,4 кВ Есенина от ТП-66219 (для улучшения качества электроэнергии по ул. Есенина в с. Косулино Белоярского района) (0,1 МВА, ВЛ 10 кВ - 0,004 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,007 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 МВА;

0,1 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

79.

Строительство ВЛ 0,4 кВ Максима Горького от РУ-0,4 кВ ТП-70147 (для улучшения качества электроэнергии по ул. Максима Горького в пос. Большой Исток Сысертского района) (0,111 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,11 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

80.

Строительство 3 ВЛ 0,4 кВ от ТП-6541 и перенос ТП-6541 (для улучшения качества электроэнергии по ул. Исетская, с. Черноусово в Белоярском районе) (ВЛ 10 кВ - 0,013 км, ВЛ 0,4 кВ - 0,165 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,18 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

81.

Строительство ВЛ 0,4 кВ Лунная от РУ-0,4 кВ ТП-72162 (для улучшения качества электроэнергии в СНТ "Кадниковский" Сысертского района) (0,213 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,21 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

82.

Строительство отпайки от ВЛ 0,4 кВ Солнечная ТП-76104 (для улучшения качества электроэнергии по ул. Солнечная в пос. Бобровский Сысертского района) (0,087 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,09 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

83.

Строительство отпаек от ВЛ 0,4 кВ Крупской ТП-7324 (для улучшения качества электроэнергии по ул. Крупской в г. Сысерти Сысертского района) (0,09 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,09 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

84.

Строительство ВЛ 0,4 кВ от РУ-0,4 кВ ТП-700, входящей в состав ЭСК ПС 110/35/10 кВ Таволги, для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в г. Невьянске, ул. Володарского (0,25 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,25 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

85.

Строительство ВЛИ-0,4 кВ от ТП-1408, входящей в ЭСК ПС 220/110/10 кВ Сирень (улучшение качества электроснабжения жилого дома, находящегося по адресу: Свердловская область, городской округ Сухой Лог, н. п. Курьи, ул. Розы Люксембург, д. 34) (0,247 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,25 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

86.

Строительство ответвления от ВЛ 0,4 кВ ТП-901 - ул. Осипенко, входящей в состав ЭСК ПС 110/35/6 кВ Ис, для приведения показателей качества электрической энергии в соответствие требованиям ГОСТ 32144-2013 в г. Нижняя Тура, пос. Ис, ул. Осипенко (0,12 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,12 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

87.

Строительство отпайки от ВЛ 0,4 кВ Совхозная ТП-7184 (для улучшения качества электроэнергии по ул. Калинина в пос. Бобровский Сысертского района) (0,18 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,18 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

88.

Строительство ВЛ 0,4 кВ Розмарин от КТП-66215 (для улучшения качества электроэнергии по ул. Ленина в с. Косулино Белоярского района) (0,1 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,1 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

89.

Строительство отпайки от ВЛ 0,4 кВ Школьная ТП-66005 (для улучшения качества электроэнергии по ул. Школьная, 57 в п. Гагарский Белоярского района) (0,07 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,07 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

90.

Строительство ВЛ 0,4 кВ ТП-3001 - Мичурина (улучшение качества электроэнергии в Нижнесергинском районе, г. Михайловск, ул. Мичурина) (0,20 км)

приведение качества электроэнергии в соответствие с требованиями ГОСТ 32144-2013

0,2 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

91.

Строительство ВЛ и КЛ 6-0,4 кВ от ПС 110/35/6 кВ Дегтярка, ТП 6/0,4 кВ (1 - 3 ПК) (25,442 км) (1,05 МВА)

приведение схемы сети 10 кВ в соответствие с требованиями по обеспечению категории надежности электроснабжения потребителей

1,05 МВА; 25,4 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

92.

Строительство КВЛ 35 кВ Карпушиха - Шайтанский рудник (для электроснабжения энергопринимающих устройств ООО "Медно-Рудная компания") (4,4 км)

реализация технологического присоединения для электроснабжения потребителей ООО "Медно-Рудная компания"

4,4 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

93.

Строительство ответвления 35 кВ на ПС 35 кВ Шайтанский рудник от ВЛ 35 кВ Карпушиха - Левиха (для электроснабжения энергопринимающих устройств ООО "Медно-Рудная компания") (0,03 км)

реализация технологического присоединения для электроснабжения потребителей ООО "Медно-Рудная компания"

0,03 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"

94.

Строительство распределительных сетей 10 кВ от ПС 110 кВ Новокольцовская

реализация технологического присоединения для электроснабжения энергопринимающих устройств объектов Всемирных студенческих игр ФИСУ 2023 года в г. Екатеринбурге

16,8 МВА; 14,11 км

2022

филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"



* Возможные схемно-режимные мероприятия: изменение коэффициентов трансформации трансформаторов, перевод нагрузки (части нагрузки) на смежные центры питания (при наличии возможности), СКРМ в электрической сети 6(10) - 20 кВ филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", АО "ЕЭСК" отсутствуют.


** Технические характеристики и стоимость реализации указаны ориентировочно и уточняются на стадии проектирования.



Приложение N 12
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Свердловской области
на период 2023 - 2027 годов



РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ



Рис. 1. Режим зимних максимальных нагрузок 2021 года при температуре -5,5 град. C. Нормальная схема*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 2. Режим летних максимальных нагрузок 2019 года при температуре +17,3 град. C. Нормальная схема*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 3. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 года при температуре -32 град. C. Вариант 1. Нормальная схема*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 4. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 года при температуре -32 град. C. Вариант 1. Отключение ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 5. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 года при температуре -32 град. C. Вариант 1. Отключение КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 6. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 года при температуре -32 град. C. Вариант 1. Отключена ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая. Отключение ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Дачная с отпайками*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 7. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 года при температуре -32 град. C. Вариант 1. Отключена ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая. Отключение ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Дачная с отпайками. С учетом работы на Ново-Свердловской ТЭЦ АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская с действием на отключение нагрузки на ПС 35 кВ Нива*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 8. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 года при температуре 0 град. C. Вариант 1. Нормальная схема*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 9. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 года при температуре 0 град. C. Вариант 1. Отключение ВЛ 35 кВ Шпагатная - Нива с отпайкой на ПС Полевая*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 10. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 года при температуре 0 град. C. Вариант 1. Отключение КВЛ 35 кВ Родник - Исток 3 с отпайками на ПС Нива, Полевая*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 11. Режим летних максимальных нагрузок 2027 года при температуре +30 град. C. Вариант 1. Нормальная схема*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 12. Режим летних максимальных нагрузок 2027 года при температуре +30 град. Вариант 1. Отключение 4СШ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 13. Режим летних максимальных нагрузок 2027 года при температуре +30 град. Вариант 1. Отключение 4СШ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ. С учетом переноса точки деления с ПС 110 кВ Колюткино на ПС 110 кВ Летная*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 14. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 года при температуре -32 град. C. Вариант 2. Нормальная схема*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 15. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 года при температуре -32 град. C. Вариант 2. Отключение 4СШ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 16. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 года при температуре -32 град. C. Вариант 2. Отключение 4СШ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ. С учетом работы на Ново-Свердловской ТЭЦ АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Нива*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 17. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 года при температуре -32 град. C. Вариант 2. Отключена ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками. Отключение ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Дачная с отпайками*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 18. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 года при температуре -32 град. C. Вариант 2. Отключена ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Патруши с отпайками. Отключение ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Дачная с отпайками. С учетом работы на Ново-Свердловской ТЭЦ АОПО ВЛ 110 кВ Ново-Свердловская ТЭЦ - Родник с отпайкой на ПС Алексеевская с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Нива*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 19. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 года при температуре 0 град. C. Вариант 2. Нормальная схема*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 20. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 года при температуре 0 град. C. Вариант 2. Отключение 4СШ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 21. Режим зимних максимальных нагрузок 2027 года при температуре 0 град. C. Вариант 2. Отключение 4СШ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ. С учетом перевода электроснабжения нагрузки 2С 35 кВ ПС 35 кВ БИЗ на питание от ВЛ 35 кВ Ключи - БИЗ*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 22. Режим летних максимальных нагрузок 2027 года при температуре 30 град. C. Вариант 2. Нормальная схема*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 23. Режим летних максимальных нагрузок 2027 года при температуре 30 град. C. Вариант 2. Отключение 4СШ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Рис. 24. Режим летних максимальных нагрузок 2027 года при температуре 30 град. C. Вариант 2. Отключение 4СШ 110 кВ Ново-Свердловской ТЭЦ. С учетом переноса точки деления с ПС 110 кВ Колюткино на ПС 110 кВ КАЗ*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.




Приложение N 13
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Свердловской области
на период 2023 - 2027 годов



КАРТА-СХЕМА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2022 ГОД И НА ПЕРИОД 2023 - 2027 ГГ.*


* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.




СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ


А - ампер;


АДТН - аварийно допустимая токовая нагрузка;


АО - акционерное общество;


АО "Кузбассэнерго" - Кузбасское акционерное общество энергетики и электрификации;


АОПО - автоматика ограничения перегрузки оборудования;


АТ - автотрансформатор;


АЭС - атомная электрическая станция;


БАЗ - Богословский алюминиевый завод;


БКТП - блочная комплектная трансформаторная подстанция;


БН - (реактор) на быстрых нейтронах;


БСК - батарея статических конденсаторов;


В - выключатель;


ВИЗ - Верх-Исетский металлургический завод;


ВГОК - Высокогорский горно-обогатительный комбинат;


ВЛ - воздушная линия;


ВЛИ - воздушная линия с применением самонесущих изолированных проводов;


ВРУ - вводно-распределительное устройство;


г у. т. - грамм условного топлива;


ГКУ - государственное казенное учреждение;


Гкал - гигакалория;


ГВС - горячее водоснабжение;


ГОК - горно-обогатительный комбинат;


ГПП - главная понизительная подстанция;


ГРЭС - государственная районная электрическая станция;


ГТ-ТЭЦ - газотурбинная теплоэлектроцентраль;


ГТУ - газотурбинная установка;


ГТЭС - газотурбинная электростанция;


ГУП СО - государственное унитарное предприятие Свердловской области;


ГЭС - гидроэлектростанция;


дБА - децибел акустический;


ДДТН - длительно допустимая токовая нагрузка;


ДНП - дачное некоммерческое партнерство;


ДНТ - дачное некоммерческое товарищество;


ДТН - допустимая токовая нагрузка;


ЕТО - единая теплоснабжающая организация;


ЕЭС - единая энергетическая система;


ЕЭСК - Екатеринбургская электросетевая компания;


ЖКХ - жилищно-коммунальное хозяйство;


ЖР - жилой район;


ЗАО - закрытое акционерное общество;


ЗРУ - закрытое распределительное устройство;


ИП - индивидуальный предприниматель;


ИТС - индекс технического состояния;


кв. - квартал;


кВ - киловольт;


КВЛ - кабельно-воздушная линия электропередачи;


кв. м - квадратный метр;


кВт - киловатт;


кВт.ч - киловатт-час;


кг у. т. - килограмм условного топлива;


куб. м/ч - метр кубический в час;


КГОК - Качканарский горно-обогатительный комбинат;


КЗ - короткое замыкание;


КЛ - кабельная линия;


корп. - корпус;


КРУ - комплектное распределительное устройство;


КРУЭ - комплектное распределительное устройство элегазовое;


КС - контролируемое сечение;


КТП - комплектная трансформаторная подстанция;


КТПН - комплектная трансформаторная подстанция наружного исполнения;


ЛЭП - линия электропередачи;


МБУ - муниципальное бюджетное учреждение;


МВА - мегавольтампер;


Мвар - мегавольтампер реактивный;


МВт - мегаватт;


МК - межотраслевой концерн;


МКУ - муниципальное казенное учреждение;


мкр-н - микрорайон;


млн. куб. м - миллион кубических метров;


ММПС - мобильная модульная подстанция;


МРСК - межрегиональная распределительная сетевая компания;


МТП - мачтовая трансформаторная подстанция;


МУ - муниципальное учреждение;


МУП - муниципальное унитарное предприятие;


МЭС - магистральные электрические сети;


НДС - налог на добавленную стоимость;


н. п. - населенный пункт;


НПП - научно-производственное предприятие;


НТМК - Нижнетагильский металлургический комбинат;


ОАО - открытое акционерное общество;


ОГК - генерирующая компания оптового рынка электроэнергии;


ОН - ограничение нагрузки;


ООО - общество с ограниченной ответственностью;


ОРУ - открытое распределительное устройство;


ОСЦТ - объединенная система централизованного теплоснабжения;


ОЭЗ ППТ - особая экономическая зона промышленно-производственного типа;


ОЭС - объединенная энергетическая система;


ПА - противоаварийная автоматика;


ПАО - публичное акционерное общество;


ПГУ - парогазовая установка;


ПК - потребительский кооператив;


ПП - переключательный пункт;


ПС - подстанция;


ПСУ - паросиловая установка;


ПСЦМ - производство сплавов цветных металлов;


ПТУ - паротурбинная установка;


ПУЭ - правила устройства электроустановок;


РАО - Российское акционерное общество;


РДУ - региональное диспетчерское управление;


РЖД - Российские железные дороги;


РП - распределительный пункт;


РУ - распределительное устройство;


руб. - рубильник;


СИП - самонесущий изолированный провод;


СНТ - садоводческое некоммерческое товарищество;


СО ЕЭС - системный оператор Единой энергетической системы;


СТО - стандарт организации;


СУГРЭС - Среднеуральская государственная районная электрическая станция;


СУМЗ - Среднеуральский медеплавильный завод;


СШ - система шин;


т у. т. - тонна условного топлива;


ТГ - турбогенератор;


ТП - трансформаторная подстанция;


ТТ - трансформатор тока;


ТУ - технические условия;


ТЭБ - топливно-энергетический баланс;


ТЭС - тепловая электрическая станция;


ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;


тыс. т/год - тысяча тонн в год;


у. е. - условная единица;


УК - управляющая компания;


УПАСК - устройство передачи аварийных сигналов и команд;


УрФУ - федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина";


УСПД - устройство передачи данных;


ф. - фидер;


ФГБУ - федеральное государственное бюджетное учреждение;


ФСК - федеральная сетевая компания;


ЭПК - экспериментально-производственный комбинат;


ЭСК - электросетевой комплекс;


Pуст - мощность установленная.

Ссылается на


 



 

Яндекс.Метрика     Астрономическая обсерватория ПетрГУ     Институт экономики и права    
  
   © 2024 Кодекс ИТ