ГЛАВА РЕСПУБЛИКИ КАРЕЛИЯ
РАСПОРЯЖЕНИЕ
от 29 апреля 2022 года N 192-р
[Об утверждении схемы и Программу
перспективного развития
электроэнергетики Республики Карелия на
период до 2026 года]
В целях развития сетевой
инфраструктуры и генерирующих
мощностей, обеспечения удовлетворения
долгосрочного и среднесрочного спроса
на электрическую энергию и мощность,
формирования стабильных и благоприятных
условий для привлечения инвестиций в
строительство объектов
электроэнергетики:
1. Утвердить прилагаемые Схему и
Программу перспективного развития
электроэнергетики Республики Карелия на
период до 2026 года.
2. Действие настоящего распоряжения
распространяется на правоотношения,
возникшие с 1 января 2022 года.
Глава
Республики Карелия
А.О.
Парфенчиков
г. Петрозаводск
29 апреля 2022 года
N 192-р
Карта -схема электрических сетей Республики Карелия
Утверждена
распоряжением
Главы Республики Карелия
от 29 апреля 2022 года N 192-р
Программа перспективного развития
электроэнергетики Республики Карелия на
период до 2026 года
Наименование Программы |
Программа перспективного развития электроэнергетики Республики Карелия на период до 2026 года (далее - Программа) |
Основание для разработки Программы |
постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" |
Государственный заказчик - координатор Программы |
Министерство строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия |
Разработчик Программы |
Министерство строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия |
Цели Программы |
снижение
дефицита энергетического баланса
Республики Карелия; |
Основные задачи Программы |
обеспечение
надежного электроснабжения; |
Основные мероприятия Программы |
реконструкция существующих и
строительство новых источников
генерации; |
Ожидаемые результаты Программы |
реализация
Программы позволит обеспечить: |
Финансовое обеспечение Программы |
на
реконструкцию, строительство объектов 35
кВ, 110 кВ - 582,83 млн. рублей; на
реконструкцию, строительство объектов
220, 330 кВ - 1 078,77 млн. рублей. |
Система организации управления и контроля за ходом исполнения Программы |
государственный заказчик обеспечивает создание и функционирование многоуровневой системы планирования, учета и контроля за ходом выполнения программных мероприятий, в том числе организацию мониторинга выполнения Программы, представление докладов о ходе реализации Программы в установленном порядке |
Нормативное правовое обеспечение
Программы
Постановление Правительства
Российской Федерации от 17 октября 2009
года N 823 "О схемах и программах
перспективного развития
электроэнергетики";
поручение Президента Российской
Федерации по итогам заседания Комиссии
при Президенте Российской Федерации по
модернизации и технологическому
развитию экономики России 23 марта 2010
года (перечень поручений от 29 марта 2010
года N Пр-839, пункт 5 - предусмотреть в
рамках схем и программ перспективного
развития электроэнергетики
максимальное использование потенциала
когенерации и модернизацию систем
централизованного теплоснабжения
муниципальных образований);
протокол совещания по вопросу
разработки схем и программ развития
электроэнергетики субъектов Российской
Федерации под председательством
заместителя Министра энергетики
Российской Федерации, заместителя
руководителя Правительственной
комиссии по обеспечению безопасности
электроснабжения (Федеральный штаб) А.Н.
Шишкина от 9 ноября 2010 года N АШ-369пр.
Нормативные правовые и иные документы, а также информация, учтенные при разработке Программы
Федеральный закон от 26 марта 2003
года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";
Федеральный закон от 23 ноября 2009
года N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о
повышении энергетической эффективности
и о внесении изменений в отдельные
законодательные акты Российской
Федерации";
Федеральный закон от 27 июля 2010 года
N 190-ФЗ "О теплоснабжении";
Энергетическая стратегия
Российской Федерации на период до 2035
года, утвержденная Распоряжением
Правительства Российской Федерации от 9
июня 2020 года N 1523-р;
проект схемы и программы развития
(далее - СиПР) Единой энергетической
системы России на 2021-2027 годы;
Методические рекомендации по
разработке СиПР электроэнергетики
субъекта Российской Федерации на
5-летний период;
распоряжение Правительства
Российской Федерации от 9 июня 2017 года N
1209-р;
прогноз спроса на электрическую
энергию и мощность, разрабатываемый по
субъектам Российской Федерации
(региональным энергосистемам) и основным
узлам нагрузки, расположенным на
территории субъекта Российской
Федерации;
распоряжение Правительства
Российской Федерации от 1 августа 2016 года
N 1634-р;
постановление Правительства
Российской Федерации от 9 июня 2015 года N
570;
распоряжение Главы Республики
Карелия от 31 июля 2020 года N 475-р;
Комплексная программа развития
электрических сетей напряжением 35 кВ и
выше на территории Республики Карелия на
период с 2021 по 2025 год;
распоряжение Правительства
Республики Карелия от 29 декабря 2018 года N
899р-П;
схема выдачи мощности малых
гидроэлектростанций (далее - МГЭС)
"Белопорожская ГЭС-1" и "Белопорожская
ГЭС-2" на р. Кемь вблизи дер. Панозеро
Республики Карелия;
ежегодный отчет о функционировании
Единой энергетической системы России;
данные мониторинга исполнения СиПР
электроэнергетики;
сведения о заявках на
технологическое присоединение
энергопринимающих устройств
потребителей;
предложения АО "СО ЕЭС" по развитию
распределительных сетей, в том числе по
перечню и размещению объектов
электроэнергетики, а также предложения
сетевых организаций и органов
исполнительной власти субъектов
Российской Федерации по развитию
электрических сетей и объектов
генерации на территории субъекта
Российской Федерации;
статистические отчеты
Территориального органа Федеральной
службы государственной статистики по
Республике Карелия (далее -
Карелиястат);
постановление Правительства
Республики Карелия от 20 ноября 2014 года N
341-П;
распоряжение Правительства
Республики Карелия от 16 января 2014 года N
4р-П;
методические рекомендации по
обоснованию эффективности сооружения
объектов основной сети единой
энергетической системы (далее - ЕЭС) и
объединенной энергетической системы
(далее - ОЭС) в рыночных условиях;
методические рекомендации по
оценке эффективности инвестиционных
проектов;
практические рекомендации по
оценке эффективности и разработке
проектов и бизнес-планов в
электроэнергетике;
методические рекомендации по
проектированию развития энергосистем;
методические указания по
устойчивости энергосистем.
1. Общая характеристика региона
Республика Карелия расположена в
Северной Европе, в северо-западной части
Российской Федерации. На западе
Республика Карелия граничит с
Финляндией, на юге - с Ленинградской и
Вологодской областями, на севере - с
Мурманской областью, на востоке - с
Архангельской областью. Западная
граница совпадает с государственной
границей Российской Федерации и
Финляндии и имеет протяженность 798 км. На
северо-востоке Республика Карелия
омывается Белым морем. Входит в состав
Северо-Западного федерального округа
Российской Федерации (далее - СЗФО).
Республика Карелия входит в
Северный экономический регион,
основными отраслями специализации
которого являются камнеобработка,
черная и цветная металлургия,
машиностроение, лесная,
деревообрабатывающая,
целлюлозно-бумажная и рыбная
промышленность, добыча природных
ресурсов, в том числе железных,
медно-никелевых, алюминиевых руд и
апатитов. Также входит в состав
развивающегося региона Балтийского
моря, Баренцева Евро-Арктического
региона и Еврорегиона "Карелия".
Республика Карелия относится к
индустриальным, экспортно
ориентированным субъектам Российской
Федерации.
Площадь Республики Карелия
составляет 180,52 тыс. кв. км - 10,7% территории
СЗФО, 1,06% территории Российской
Федерации.
Республика Карелия включает 18
административно-территориальных единиц,
в том числе:
2 городских округа (Петрозаводский,
Костомукшский);
16 муниципальных районов в
составе:
22 городских поселений;
87 сельских поселений.
В Республике Карелия 818 населенных
пунктов, в том числе:
13 городов;
11 поселков городского типа;
794 - поселки, села и деревни.
По данным Карелиястата,
численность населения Республики
Карелия на 1 января 2021 года составила 609071
человек и имеет тенденцию к
незначительному снижению. Плотность
населения составляет 3,4 человека на 1 кв.
км, удельный вес городского населения в
общей численности составляет 81,2%.
Наблюдается отрицательная динамика
изменения численности населения: в
период 2016-2021 годов численность населения
уменьшилась на 20804 человек. Практически
все снижение пришлось на сельское
население, уровень городского населения
остается стабильным. Динамика роста
городского населения в Республике
Карелия за 2016-2021 годы по состоянию на
начало 2022 года представлена в таблице 1 и
на рисунке 1.
Таблица 1
Численность городского и сельского
населения Республики Карелия
Республика Карелия |
2016 год |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год | |
Все население, чел. |
629875 |
627083 |
622484 |
618056 |
614064 |
609071 | |
Городское население |
чел. |
503379 |
502784 |
500558 |
498829 |
497400 |
494545 |
|
% |
79,9 |
80,2 |
80,4 |
80,7 |
81,0 |
81,2 |
Сельское население |
чел. |
126496 |
124299 |
121926 |
119227 |
116700 |
114526 |
|
% |
20,1 |
19,8 |
19,6 |
19,3 |
19,0 |
18,8 |
Рисунок 1. Изменение численности
населения
Республики Карелия в 2016-2021 годах
В соответствии с демографическим
прогнозом, опубликованным на
официальном сайте Карелиястата в
информационно-телекоммуникационной
сети Интернет (далее - сайт Карелиястата),
до 2036 года прогнозируется снижение
численности населения в Республике
Карелия.
В таблице 2 приведены данные по
численности населения муниципальных
районов и городских округов в Республике
Карелия.
Таблица 2
Численность населения муниципальных
районов и городских округов в Республике
Карелия
(тыс. чел.)
Год |
2016 год |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
Республика Карелия |
629,9 |
627,1 |
622,5 |
618,1 |
614,1 |
609,1 |
Петрозаводский городской округ |
277,1 |
278,6 |
279,2 |
280,2 |
281 |
280,7 |
Костомукшский городской округ |
30,1 |
30,1 |
29,9 |
29,9 |
30,1 |
30,3 |
Муниципальные районы | ||||||
Беломорский |
17 |
16,7 |
16,3 |
15,9 |
15,4 |
15,2 |
Калевальский |
7,1 |
6,9 |
6,8 |
6,6 |
6,6 |
6,5 |
Кемский |
15,8 |
15,5 |
15 |
14,6 |
14,3 |
14,0 |
Кондопожский |
37,9 |
37,4 |
36,7 |
35,9 |
35,2 |
34,5 |
Лахденпохский |
13,5 |
13,2 |
12,9 |
12,6 |
12,5 |
12,3 |
Лоухский |
12 |
11,8 |
11,5 |
11,1 |
10,8 |
10,6 |
Медвежьегорский |
28,6 |
28,3 |
27,9 |
27,5 |
27 |
26,5 |
Муезерский |
10,5 |
10,3 |
10,1 |
9,8 |
9,5 |
9,2 |
Олонецкий |
21,1 |
20,8 |
20,6 |
20,4 |
20,1 |
19,8 |
Питкярантский |
18,2 |
18 |
17,8 |
17,4 |
17,2 |
16,9 |
Прионежский |
21,8 |
21,9 |
22,1 |
22,2 |
22,2 |
21,9 |
Пряжинский |
14,5 |
14,3 |
14,2 |
14,2 |
14,1 |
14,0 |
Пудожский |
18,9 |
18,5 |
18 |
17,5 |
17,1 |
16,7 |
Сегежский |
37,9 |
37,3 |
36,6 |
35,9 |
35,4 |
34,8 |
Сортавальский |
31,3 |
31,2 |
31 |
30,9 |
30,6 |
30,4 |
Суоярвский |
16,6 |
16,3 |
15,9 |
15,4 |
15,1 |
14,8 |
Наиболее крупными населенными
пунктами Республики Карелия являются:
г. Петрозаводск - столица и самый
крупный город Республики Карелия,
административный центр Прионежского
района. Население - 280,7 тыс. человек.
г. Костомукша - административный
центр Костомукшского городского округа.
Население - 29,8 тыс. человек.
г. Кондопога - административный
центр Кондопожского городского
поселения и Кондопожского района.
Население - 28,7 тыс. человек.
г. Сегежа - административный центр
Сегежского района с населением 25,6 тыс.
человек. Сегежский целлюлозно-бумажный
комбинат - градообразующее предприятие
г. Сегежи.
Климат Республики Карелия - климат
умеренного пояса, мягкий, с обилием
осадков (около 500 мм в год), меняется на
территории Республики Карелия от
морского к континентальному. Средняя
температура января от -9 °С до -13 °С,
средняя температура июля +15 °С. Зима
прохладная, но без сильных морозов. Лето
нежаркое.
Республика Карелия располагает
существенными запасами лесных ресурсов,
более половины территории Республики
Карелия занято лесом.
Среди сырьевых ресурсов Республики
Карелия наибольшую ценность
представляют запасы железных руд, титан,
ванадий, молибден, благородные металлы
(серебро, золото), алмазы, слюда,
строительные материалы (граниты,
диабазы, мраморы), керамическое сырье
(пегматиты, шпат), аппатит-карбонатные
руды. Разрабатываются месторождения
титаномагнетитовых, хромовых и
хромо-медно-никелево-платинометальных
руд.
Четверть территории Республики
Карелия приходится на акватории озер и
моря. В Карелии насчитывается около 27000
рек. Самые крупные: Водла, Кемь, Онда,
Унга, Чирка-Кемь, Ковда, Шуя, Суна с
водопадом Кивач, Выг. В Республике
Карелия также около 60000 озер. В
совокупности с болотами они заключают в
себе около 2000 куб. км пресной воды.
Ладожское и Онежское озера являются
самыми крупными в Европе.
Республика Карелия обладает
промышленной базой, в которой доминируют
металлургия, добыча полезных ископаемых,
деревообрабатывающая отрасль и бумажная
промышленность. Промышленные отрасли,
использующие местные природные ресурсы:
лесная, деревообрабатывающая,
целлюлозно-бумажная, горнодобывающая,
черная металлургия, промышленность
строительных материалов. Отрасли,
работающие на привозном сырье:
машиностроение, цветная металлургия.
В г. Петрозаводске функционируют 83
совместных предприятия. Основные виды
промышленной продукции, которые
выпускают предприятия Петрозаводска -
электроэнергия, теплоэнергия,
химическое оборудование и запчасти к
нему, бумагоделательное оборудование,
трелевочные машины, пиломатериалы, в том
числе экспортные, строганые изделия,
оконные и дверные блоки,
деревообрабатывающие станки, швейные и
трикотажные изделия, кожаная обувь,
колбасные изделия и мясные
полуфабрикаты, цельномолочная
продукция, мороженое, хлеб,
хлебобулочные и кондитерские изделия,
ликеро-водочная продукция, товары
народного потребления, сувенирные
изделия.
Лесопромышленный комплекс:
1. АО "Сегежский ЦБК".
2. АО "Кондопожский ЦБК".
3. ООО "РК-Гранд".
4. ООО "Сегежская упаковка".
5. ООО ДОК "Калевала".
6. ООО "Соломенский лесозавод".
7. ООО "Сетлес".
8. ООО "Карелиан Вуд Кампани".
9. ООО "ЛДК Сегежский".
10. ООО "Сортавальский лесозавод".
11. ООО "Карлис-Пром".
12. ООО "КЛЭЗ-Астар".
13. ООО "Русский Лесной Альянс".
14. ООО "Промлес".
15. ООО "Костомукшская строительная
компания".
16. ООО "Форест-Тревел".
17. ООО "Карельская фанера".
18. АО "Карелия ДСП".
Горнопромышленный комплекс:
1. АО "Карельский окатыш".
2. АО "КП-Габбро".
3. ООО "ЕСГ-Диабаз".
4. ООО "Карелприродресурс".
5. ООО "Лафарж Нерудные материалы и
Бетон".
6. ООО "Прионежская горная
компания".
7. ОАО "Сортавальский
дробильно-сортировочный завод".
8. ООО "Сунский карьер".
9. ООО "Другорецкое".
10. ООО "Карелкамень".
11. ЗАО "Горнопромышленная
корпорация "Кармин".
12. ЗАО "Интеркамень".
13. ООО "Другая река".
14. ООО "Кара-Тау".
Обрабатывающее производство:
1. Филиал АО "АЭМ-Технологии"
"Петрозаводскмаш" в г. Петрозаводске.
2. АО "Вяртсильский метизный
завод".
3. АО "НИТРО СИБИРЬ Норд Групп".
4. АО "Карельский окатыш".
Агропромышленный комплекс:
1. ООО "Маяк".
2. АО "Славмо".
Показатели валового регионального
продукта (далее - ВРП) представлены в
таблице 3.
Таблица 3
ВРП Республики Карелия
Показатель ВРП |
Единица измерения |
2016 год |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
В текущих основных ценах |
млн. руб. |
248 140,4 |
270 802,5 |
300 977,1 |
319 050,0 |
319 388,0 |
Индекс физического объема |
в постоянных ценах; % к предыдущему году |
100,1 |
100,6 |
101,1 |
100,3 |
100,2 |
Железнодорожный транспорт в
Республике Карелия - одна из важнейших
составляющих инфраструктуры экономики.
Это 2800 км железнодорожных путей, около 15
тыс. квалифицированных рабочих, 4
отделения Октябрьской железной дороги
(Мурманское, Петрозаводское,
Волховстроевское, Санкт-Петербургское) и
Архангельское отделение Северной
железной дороги. Большую часть
железнодорожных линий Республики
Карелия обслуживает Петрозаводское
отделение Октябрьской железной дороги,
которое является одним из крупнейших
бюджетообразующих предприятий
Республики Карелия. В 2005 году завершена
электрификация северного хода
Октябрьской железной дороги (участка
"Свирь - Идель" линии "Санкт-Петербург -
Мурманск"). Электрификация обеспечила
надежность железнодорожного сообщения
промышленных центров Северо-Запада -
Мурманска, Петрозаводска, Архангельска и
Сыктывкара - с другими регионами
Российской Федерации. Эксплуатационная
длина электрифицированных участков
железнодорожных линий в Республике
Карелия увеличивается. В настоящее время
на очереди электрификация линии "Кочкома
- Костомукша - Люття" с последующей
организацией пассажирского и грузового
движения.
В целом в Республике Карелия
неблагоприятные природно-климатические
условия для ведения
сельскохозяйственного производства.
Агроресурсный потенциал Республики
Карелия сравнительно невелик: на долю
обрабатываемых земель приходится лишь
1,2% от общей площади. Сельское хозяйство
представлено такими отраслями, как
животноводство (преимущественно
молочное, а также мясное скотоводство),
свиноводство, форелеводство,
птицеводство, звероводство,
растениеводство. Выращивают кормовые
культуры. Развито пушное звероводство,
рыболовство.
2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Республики Карелия
2.1. Общая характеристика
энергосистемы. Структура управления
электросетевыми объектами Республики
Карелия. Информация по генерирующим,
электросетевым и сбытовым компаниям
Энергетический комплекс
Республики Карелия характеризуется как
энергодефицитный, так как зависит от
привозных видов топлива, углеводородов,
что препятствует наращиванию темпов
социально-экономического развития
Республики Карелия.
Электроэнергетика является
базовой отраслью, влияющей на
жизнедеятельность и развитие экономики
Республики Карелия. Динамичное развитие
промышленности, социально-культурных
объектов (металлургии,
целлюлозно-бумажной,
деревообрабатывающей промышленности,
горного комплекса), естественный рост
потребления электроэнергии (далее -
электроэнергия) в бытовом секторе, а
также реализация национальных проектов
требуют ввода дополнительных
электрических мощностей, развития
электросетевого хозяйства, что является
необходимым условием для успешного
социально-экономического развития
Республики Карелия.
Ситуация в сфере электроэнергетики
в Республике Карелия характеризуется
существенным разрывом в производстве и
потреблении электроэнергии. Собственное
производство электроэнергии Республики
Карелия покрывает порядка 60% от общего
потребления электроэнергии.
Энергетическая система (далее -
энергосистема) Республики Карелия
функционирует в составе ОЭС
Северо-Запада параллельно с ЕЭС России,
связь с которой организована по линиям
электропередачи (ЛЭП) напряжением 330 кВ,
220 кВ, 110 кВ и 35 кВ через электрические
сети сопредельных регионов.
Энергосистема региона имеет 4
межсистемные связи 330 кВ (2 - с
энергосистемой Мурманской области, 2 - с
энергосистемой г. Санкт-Петербурга и
Ленинградской области), 1 межсистемная
связь 220 кВ (1 - с энергосистемой г.
Санкт-Петербурга и Ленинградской
области), 6 межсистемных связей 110 кВ (1 - с
энергосистемой Мурманской области, 3 - с
энергосистемой г. Санкт-Петербурга и
Ленинградской области, 1 - с
энергосистемой Вологодской области и 1 -
с энергосистемой Архангельской области
и Ненецкого автономного округа) и 1
межсистемная связь 35 кВ (1 - с
энергосистемой г. Санкт-Петербурга и
Ленинградской области). На территории
Республики Карелия находятся населенные
пункты, не охваченные централизованным
электроснабжением.
Структура управления
электросетевыми объектами Республики
Карелия (диспетчеризация):
Филиал АО "СО ЕЭС" "Региональное
диспетчерское управление энергосистемы
Республики Карелия" (далее - Карельское
РДУ), единолично осуществляющий
централизованное
оперативно-диспетчерское управление для
субъектов электроэнергетики и
потребителей электроэнергии, влияющих
на электроэнергетический режим работы
Единой энергетической системы России в
пределах энергосистемы Республики
Карелия.
Информация по генерирующим,
электросетевым и сбытовым компаниям.
Производство электрической и
тепловой энергии:
Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1".
Основной производитель электроэнергии и
тепловой энергии на территории
Республики Карелия. Владеет десятью
крупными гидроэлектростанциями (далее -
ГЭС), шестью МГЭС, административно
включенными в Каскад Сунских ГЭС, и одной
теплоэлектроцентралью (далее - ТЭЦ)
(установленная электрическая мощность -
280 МВт; установленная тепловая мощность -
689,0 Гкал/ч) суммарной установленной
электрической мощностью 832,9 МВт.
Территориально ГЭС предприятия делятся
на каскады:
Каскад Кемских ГЭС расположен на
реке Кемь, вытекающей из озера Нижнее
Куйто и впадающей в Кемскую губу Белого
моря. Общая установленная мощность - 330
МВт. В состав каскада входят Путкинская
ГЭС (ГЭС-9), Подужемская ГЭС (ГЭС-10),
Кривопорожская ГЭС (ГЭС-14), Юшкозерская
ГЭС (ГЭС-16).
Каскад Выгских ГЭС расположен на
реке Выг, которая берет начало на
водоразделе между Онежским и
Телекинским озерами и впадает в Белое
море. Общая установленная мощность - 160,0
МВт. В состав каскада входят
Маткожненская ГЭС (ГЭС-3), Выгостровская
ГЭС (ГЭС-5), Беломорская ГЭС (ГЭС-6),
Палокоргская ГЭС (ГЭС-7).
Каскад Сунских ГЭС. Общая
установленная мощность - 62,9 МВт. В состав
каскада входят Кондопожская ГЭС (ГЭС-1),
Пальеозерская ГЭС (ГЭС-2), группа малых
ГЭС (объединяет шесть электростанций:
Питкякоски (ГЭС-19), Хямекоски (ГЭС-21),
Харлу (ГЭС-22), Пиени-Йоки (ГЭС-24),
Суури-Йоки (ГЭС-25), Игнойла (ГЭС-26).
ООО "ЕвроСибЭнерго - тепловая
энергия" - Ондская ГЭС (ГЭС-4)
установленной мощностью 80 МВт, введенная
в эксплуатацию в 1956 году. В 2014 году совет
директоров ПАО "ТГК-1" одобрил сделку по
продаже Ондской ГЭС (ГЭС-4) в
собственность ООО "ЕвроСибЭнерго -
тепловая энергия".
АО "Норд Гидро" - МГЭС установленной
мощностью - 6,405 МВт.
АО "Кондопожский ЦБК" - тепловые
электростанции (далее - ТЭС) ТЭС-1 и ТЭС-2
суммарной установленной электрической
мощностью - 108 МВт.
ТЭЦ ООО "РК-Гранд" установленной
электрической мощностью - 22 МВт.
АО "Сегежский ЦБК" - ТЭЦ-1 и ТЭС-2
суммарной установленной электрической
мощностью 48 МВт.
Также на территории Республики
Карелия располагается Кумская ГЭС (ПАО
"ТГК-1"), которая входит в состав
энергосистемы Мурманской области,
организационно входит в самый крупный в
Кольском Заполярье по количеству
станций и вырабатываемой энергии каскад
Нивских ГЭС (вместе с Нивскими ГЭС-1, 2 и 3
на реке Нива, Княжегубской и Иовской ГЭС
на реке Ковда).
Передача и распределение
электроэнергии:
В энергосистеме Республики Карелия
в электрической сети основной является
шкала напряжений 330/220/110 кВ. Наиболее
крупными территориальными сетевыми
организациями являются:
Филиал ПАО "Россети ФСК ЕЭС" -
Карельское предприятие магистральных
электрических сетей (далее - Карельское
ПМЭС) - сетевая компания, эксплуатирующая
электрические сети 110 - 330 кВ
энергосистемы Республики Карелия. В зону
эксплуатационного обслуживания данного
предприятия входят также Мурманская
область и часть Ленинградской области. В
эксплуатации Карельского ПМЭС находится
2934,77 км линий электропередачи (далее -
ЛЭП) напряжением 110-330 кВ, 11 подстанций
(далее - ПС) напряжением 220 - 330 кВ общей
трансформаторной мощностью 1931,5 МВА.
Карельский филиал ПАО "Россети
Северо-Запад" - электросетевая компания,
эксплуатирующая распределительные сети
до 110 кВ включительно. Общая
протяженность воздушных линий (далее -
ВЛ) и кабельных линий (далее - КЛ)
электропередачи 35-110 кВ 4678,16 км. Компания
эксплуатирует 153 ПС напряжением 35-110 кВ
установленной мощностью 1832,71 МВА.
АО "ПСК" - электросетевая компания,
основной деятельностью которой является
передача и распределение электроэнергии
потребителям. Также компания занимается
эксплуатацией, ремонтом, реконструкцией
и развитием электрических сетей в
Республике Карелия, производством
электроэнергии (дизельной генерацией) в
территориально обособленных сетях в с.
Реболы, пос. Валдай, Вожмозеро, Кимоваара,
Войница, дер. Полга, Линдозеро и Юстозеро,
и осуществляет технологическое
присоединение к обслуживаемым
электросетям. В эксплуатации АО "ПСК"
находятся электрические сети
напряжением 0,4-110 кВ на территории
населенных пунктов Прионежского,
Пряжинского, Медвежьегорского,
Кондопожского, Олонецкого,
Питкярантского, Лахденпохского,
Лоухского, Кемского, Муезерского,
Калевальского, Сегежского,
Сортавальского районов Республики
Карелия, а также Костомукшского
городского округа и частично г.
Петрозаводска, включая микрорайоны
Соломенное и Птицефабрика. В зоне
обслуживания предприятия находится 4737,76
км ЛЭП, 1583 трансформаторных и
распределительных пунктов (далее - РП).
АО "ОРЭС - Петрозаводск" -
электросетевая компания, основной
деятельностью которой является передача
электроэнергии, распределение
электроэнергии, деятельность по
обеспечению работоспособности
электрических сетей. Предприятие
обслуживает сети электроснабжения г.
Петрозаводска, п. Кварцитный. АО "ОРЭС -
Петрозаводск" обеспечивает
электроэнергией более ста тысяч лицевых
счетов (население) и более двух с
половиной тысяч юридических лиц.
Филиал ОАО "РЖД" Трансэнерго
Октябрьская дирекция по
энергообеспечению обслуживает и
эксплуатирует распределительные
электрические сети ОАО "РЖД" на
территории Республики Карелия вдоль
электрифицированного транзита железной
дороги от г. Санкт-Петербурга в сторону г.
Мурманска, ответвление от г. Беломорск в
сторону Архангельской области вдоль
побережья Онежской губы. На балансе
Филиала ОАО "РЖД" Трансэнерго
Октябрьская дирекция по
энергообеспечению находятся ВЛ и ПС
напряжением 6(10)-220 кВ. На территории
Республики Карелия ведет деятельность 4
подразделения Трансэнерго: ЭЧ-8
Петрозаводская дистанция, ЭЧ-9 Кемская
дистанция, ЭЧ-7 Волховстроевская
дистанция и ЭЧ-13 Кандалакшская
дистанция. Предприятие осуществляет
свою деятельность на территории
Петрозаводского городского округа,
Костомукшского городского округа,
Беломорского, Калевальского, Кемского,
Кондопожского, Лахденпохского,
Медвежьегорского, Муезерского,
Олонецкого, Питкярантского,
Прионежского, Пряжинского, Сегежского,
Сортавальского и Суоярвского районов
Республики Карелия.
АО "Карельский окатыш" - сетевая
организация, оказывающая услуги по
передаче электроэнергии. Зона
деятельности АО "Карельский окатыш", как
сетевой организации, определяется от
питающей ПС 220 кВ Костомукша (ПС 52) до
границ балансовой принадлежности
электросетей и эксплуатационной
ответственности с АО "Прионежская
сетевая компания", с Карельским филиалом
ПАО "Россети Северо-Запад". Предприятие
осуществляет деятельность на территории
Костомукшского городского округа
Республики Карелия.
Также на территории Республики
Карелия присутствуют такие
электросетевые предприятия, которые не
владеют электросетевым хозяйством 35 кВ и
выше:
ООО "Объединенные региональные
электрические сети Карелии" (ООО
"ОРЭС-Карелия") - территориальная сетевая
организация, основное направление
деятельности которой - это эксплуатация
и ремонт электрических сетей.
Деятельность предприятия направлена на
техническое и оперативное обслуживание
сетей электроснабжения, проведение
плановых текущих и капитальных ремонтов,
текущую эксплуатацию электросетевого
хозяйства, модернизация и реконструкция
сетей, технологическое присоединение
вводимых объектов, обслуживание,
проверку, установку и опломбирование
приборов учета электроэнергии, в том
числе общедомовых приборов учета (далее -
ОДПУ) и др. Организация осуществляет
деятельность на территориях
Петрозаводского городского округа и
Прионежского района Республики
Карелия.
Филиала "Северо-Западный" АО
"Оборонэнерго" - территориальная сетевая
организация, осуществляющая свою
деятельность на территории
Петрозаводского городского округа,
Костомукшского городского округа,
Беломорского, Калевальского, Кемского,
Лоухского, Муезерского, Прионежского,
Пряжинского, Сортавальского и
Суоярвского районов Республики
Карелия.
Петрозаводский филиал ООО
"Энергозащита" - территориальная сетевая
организация, предметом деятельности
которой является эксплуатация,
обслуживание, содержание и ремонт
электрических сетей напряжением менее 35
кВ на территории г. Петрозаводск и
Пряжинского, Прионежского,
Кондопожского, Сегежского районов
Республики Карелия.
Филиал ООО "ЭнергоХолдинг" по
Республике Карелия - территориальная
сетевая организация, предметом
деятельности которой является
эксплуатация, обслуживание, содержание и
ремонт электрических сетей напряжением
менее 35 кВ на территории г. Петрозаводск
и Пряжинского, Прионежского,
Кондопожского районов Республики
Карелия.
ООО "Областная сетевая компания"
предоставляет услуги по передаче
электроэнергии на территории
Лахденпохского и Пряжинского районов
Республики Карелия.
Энергосбытовые компании:
В 2021 году на территории Республики
Карелия осуществляли свою деятельность
по централизованному электроснабжению
потребителей следующие энергосбытовые
компании:
АО "ТНС Энерго Карелия" - компания,
основными направлениями деятельности
которой являются покупка электроэнергии
на оптовом и розничных рынках
электроэнергии (мощности), реализация
электроэнергии потребителям, в том числе
гражданам, оказание услуг третьим лицам,
в том числе по сбору платежей за
отпускаемые товары и оказываемые услуги,
предоставление коммунальных услуг
населению, разработка, организация и
проведение энергосберегающих
мероприятий, выполнение функций
гарантирующего поставщика на основании
решений уполномоченных органов.
Территория обслуживания АО "ТНС Энерго
Карелия" включает все районы Республики
Карелия.
ООО "Русэнергосбыт" осуществляет
обслуживание потребителей,
присоединенных к электрическим сетям
ОАО "РЖД". Основные направления
деятельности - покупка электроэнергии на
оптовом и розничных рынках
электроэнергии (мощности), реализация
электроэнергии потребителям, заключение
договоров оказания услуг по передаче
электроэнергии (мощности) с сетевыми
организациями в интересах обслуживаемых
потребителей, разработка, организация и
проведение энергосберегающих
мероприятий, выполнение функций
гарантирующего поставщика, создание
автоматизированных систем
коммерческого учета энергоресурсов. На
территории Республики Карелия
осуществляет свою деятельность
Октябрьский филиал ООО "Русэнергосбыт".
ООО "Энергокомфорт". Единая
карельская сбытовая компания" - компания,
осуществляющая покупку и продажу на
оптовых и розничных рынках
электроэнергии (мощности), реализацию
электроэнергии потребителям, в том числе
гражданам. Компания ведет свою
деятельность на территории
Петрозаводского городского округа и в п.
Кварцитный Прионежского муниципального
района.
2.2. Динамика и структура потребления электроэнергии
Для анализа динамики потребления
мощности и электроэнергии
использовались данные следующих
источников: Отчет о функционировании ЕЭС
России в 2021 году, а также материалы,
полученные от Карельского филиала ПАО
"Россети Северо-Запад".
Общее потребление электроэнергии
на территории Республики Карелия, по
данным АО "СО ЕЭС", в 2021 году составило 8301,9
млн. кВт.ч. По сравнению с 2020 годом
увеличение потребления электроэнергии
составило 6,23%. Динамика потребления
электроэнергии в Республике Карелия за
2017-2021 годы представлена в таблице 4 и на
рисунке 2.
Таблица 4
Динамика потребления электроэнергии в
Республике Карелия за 2017-2021 годы
Показатель |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
Потребление электроэнергии, млн. кВт.ч |
7935,1 |
7931,9 |
7846,6 |
7814,7 |
8301,9 |
Темп роста, % (к предыдущему году) |
0,21 |
-0,04 |
-1,08 |
-0,41 |
6,23 |
Рисунок 2. Динамика потребления
электроэнергии
в Республике Карелия в 2017-2021 годах
Энергосистема Республики Карелия
характеризуется положительными
среднегодовыми темпами прироста
потребления электроэнергии среди
энергосистем, входящих в ОЭС
Северо-Запада. Среднегодовое увеличение
потребления электроэнергии в
энергосистеме за анализируемый период
2017-2021 годы составляет 0,98%.
Таким образом, в 2017 году и 2021 году
наблюдался рост потребления
электроэнергии в Республике Карелия, за
период 2018-2020 годов - снижение
электропотребления. Динамика структуры
потребления электроэнергии за период с
2016 года по 2020 год представлена в таблице
5.
Таблица 5
Динамика структуры потребления
электроэнергии Республики Карелия в
2016-2020 годах
(млн. кВт.ч)
Сфера потребления |
2016 год |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
Добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды |
4680,3 |
4655,3 |
4745,8 |
4699,2 |
4758,9 |
Сельское хозяйство, лесное хозяйство, охота, рыболовство и рыбоводство |
116,6 |
115,5 |
119 |
105,6 |
106,7 |
Строительство |
29,1 |
29 |
31,2 |
31,1 |
32 |
Торговля оптовая и розничная; ремонт автотранспортных средств и мотоциклов |
109,9 |
108,6 |
116,5 |
125,4 |
98,4 |
Транспорт и связь |
1656 |
1655,9 |
1643,6 |
1592,5 |
1434,6 |
Другие виды экономической деятельности |
41,54 |
160,57 |
75,64 |
79,82 |
185,49 |
Городское и сельское население |
691,9 |
636,3 |
645,6 |
695,2 |
712,4 |
Потери в электросетях |
593,16 |
573,93 |
554,46 |
517,68 |
486,11 |
Потреблено электроэнергии, всего |
7918,5 |
7935,1 |
7931,8 |
7846,5 |
7814,6 |
Основную долю в структуре
потребления электроэнергии Республики
Карелия занимает промышленное
производство (59-61%). Расход
электроэнергии на работу транспорта и
обеспечение связи занимает второе место
в структуре потребления электроэнергии
Республики Карелия, доля транспорта
составляет 18-21%. Доля непроизводственной
сферы (домашнее хозяйство и сфера услуг)
составляет 8-9%. На рисунке 3 представлена
структура потребления электроэнергии
Республики Карелия по видам
экономической деятельности в 2020 году.
Рисунок 3. Структура потребления
электроэнергии
Республики Карелия по видам
экономической деятельности
в 2020 году, млн. кВт.ч
2.3. Перечень и характеристика
основных крупных потребителей
электроэнергии
Крупными потребителями
электроэнергии в Республике Карелия
являются в основном предприятия
промышленности, транспорта и связи.
Годовой объем потребления
электроэнергии крупных потребителей
электроэнергии Республики Карелия в
2017-2021 годах представлен в таблице 6
Максимальная заявленная и фактическая
мощности крупных потребителей
электроэнергии Республики Карелия в
2017-2021 годах представлена в таблице 7. К
крупным потребителям отнесены
предприятия, участие которых в
энергетической системе Республики
Карелия оказывает на систему
существенное влияние. Перечень
предприятий и информация об
электропотреблении и мощности
предоставлены Карельским филиалом ПАО
"Россети Северо-Запад". Кроме того, в
перечень включены предприятия,
относящиеся к крупным потребителям по
следующим критериям: объем производства
продукции, среднесписочная численность
работников, налоговые и другие
обязательные платежи в
консолидированный бюджет Республики
Карелия, выпуск значимой для Республики
Карелия продукции, присоединенная
мощность электроустановок.
Таблица 6
Годовой объем потребления
электроэнергии крупных потребителей
электроэнергии Республики Карелия в
2017-2021 годах
N п/п |
Наименование потребителя |
Годовой объем потребления электроэнергии, млн. кВт.ч | ||||
|
|
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1. |
ОАО "РЖД" |
560,78 |
597,08 |
610,39 |
532,22 |
555,73 |
2. |
Филиал АО "АЭМ-технологии" "Петрозаводскмаш" |
37,04 |
35,07 |
14,23 |
12,63 |
12,80 |
3. |
АО "Карьер "Коккомяки" |
2,61 |
1,53 |
1,41 |
0,69 |
1,56 |
4. |
ООО "Картек" |
3,41 |
3,30 |
3,37 |
2,07 |
нет данных |
5. |
АО "Кондопожский ЦБК" |
1479,03 |
1562,62 |
1557,10 |
1519,70 |
1557,48 |
6. |
ООО "РК-Гранд" |
25,23 |
25,45 |
28,41 |
33,31 |
29,92 |
7. |
ООО "Шунгит М" |
0,06 |
0,00 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
8. |
ООО "Прионежская горная компания" |
6,61 |
7,08 |
7,78 |
9,89 |
11,44 |
9. |
ОАО "Порфирит" |
2,92 |
3,52 |
1,95 |
1,37 |
0,21 |
10. |
АО "Карьер Беломорский" |
нет данных |
1,57 |
0,01 |
0,07 |
0,11 |
11. |
ООО "Муезерский гранит" |
0,17 |
0,06 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
12. |
ОАО "Управление механизации N 4" |
0,88 |
0,79 |
0,76 |
0,63 |
0,63 |
13. |
ОАО "Сортавальский дробильно-сортировочный завод" |
5,19 |
4,64 |
4,88 |
4,76 |
4,21 |
14. |
ООО "Карельская битумная компания" |
0,55 |
0,69 |
0,98 |
0,93 |
0,72 |
15. |
ФКУ ИК-9 УФСИН России по Республике Карелия |
2,82 |
2,79 |
2,66 |
2,62 |
2,65 |
16. |
ОАО "Кондопожский хлебозавод" |
0,71 |
0,19 |
0,21 |
0,16 |
0,06 |
17. |
ООО "Северо-Ладожский бумажный завод "Ляскеля" |
0,67 |
0,48 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
18. |
ООО "Торговый дом "Карельский Гранит" |
0,37 |
0,35 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
19. |
ЗАО "Интеркамень" |
1,68 |
1,76 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
20. |
АО "Сегежский ЦБК" |
527,13 |
590,83 |
606,95 |
644,22 |
611,32 |
21. |
ООО "Карелкамень" |
4,18 |
4,19 |
4,15 |
3,82 |
5,38 |
22. |
АО "Вяртсильский метизный завод" |
9,76 |
9,71 |
10,26 |
9,42 |
9,63 |
23. |
ООО "Сетлес" |
8,98 |
9,47 |
11,00 |
12,01 |
11,86 |
24. |
ООО "Лафарж Нерудные материалы и Бетон" |
6,11 |
6,01 |
6,05 |
5,58 |
5,18 |
25. |
ООО "Карьер "Шокшинский кварцит" |
0,18 |
0,17 |
0,14 |
0,12 |
0,13 |
26. |
ЗАО "Карьер "Большой Массив" |
4,87 |
5,60 |
5,68 |
4,84 |
4,68 |
27. |
ОАО "Корм" |
0,44 |
0,00 |
нет данных |
0,00 |
0,01 |
28. |
ОАО "Карелэнергоремонт" |
0,36 |
0,37 |
0,31 |
0,30 |
0,30 |
29. |
АО "Бони-Инвест" |
3,27 |
3,70 |
3,82 |
4,32 |
4,20 |
30. |
ООО "Карелинвест" |
0,04 |
0,05 |
нет данных |
0,03 |
0,03 |
31. |
ПАО "ТГК-1" |
1,31 |
1,43 |
1,28 |
1,07 |
2,33 |
32. |
ООО "Карелэнергоресурс" |
15,43 |
9,47 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
33. |
ООО "Промстроймонтаж-Комплект" |
0,06 |
0,10 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
34. |
ООО "Гранитная гора" |
3,01 |
2,16 |
1,20 |
1,05 |
2,02 |
35. |
ООО "Сведтек" |
1,08 |
1,02 |
1,06 |
1,06 |
0,65 |
36. |
ООО "Лобское-5" |
0,63 |
0,60 |
0,65 |
0,58 |
0,58 |
37. |
АО "Карельский окатыш" |
1621,00 |
1598,15 |
1581,72 |
1582,37 |
1635,66 |
38. |
Филиал АО "РУСАЛ Урал" "РУСАЛ Надвоицы" |
224,82 |
127,69 |
36,92 |
0,00 |
0,00 |
39. |
ЗАО "Запкареллес" |
0,34 |
0,26 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
40. |
ООО "СеверЛесЭкспорт" |
2,14 |
2,19 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
41. |
ОАО "Питкярантский гранитный карьер" (ПКУ) |
4,33 |
5,77 |
5,29 |
5,26 |
4,64 |
42. |
ООО ДОК "Калевала" |
40,04 |
38,68 |
40,37 |
39,67 |
39,33 |
43. |
ООО "Лента" |
4,10 |
4,15 |
4,00 |
3,89 |
3,99 |
44. |
ООО "Онега Палас" |
1,53 |
1,60 |
1,42 |
1,05 |
1,42 |
45. |
ООО "Промжилстрой" |
0,62 |
0,30 |
нет данных |
0,23 |
0,10 |
46. |
ООО "Сунский карьер" |
7,32 |
7,15 |
8,66 |
10,46 |
8,27 |
47. |
ООО "Сегежская упаковка" |
11,34 |
11,18 |
10,44 |
8,95 |
10,43 |
48. |
ООО "Корунд" |
1,43 |
0,40 |
0,05 |
0,04 |
0,04 |
49. |
ООО "Карел Транс Неруд" |
0,11 |
0,10 |
0,09 |
0,09 |
0,10 |
50. |
АО "ПКС-Водоканал" |
15,79 |
17,25 |
17,57 |
17,34 |
19,85 |
51. |
ООО "Санаторий "Марциальные воды" |
1,83 |
1,80 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
52. |
ООО "Центр базальтовых технологий" |
1,56 |
3,36 |
2,63 |
1,92 |
#нет данных |
53. |
ООО "ПТЗ-Недвижимость" |
0,89 |
1,11 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
54. |
ООО "ПетроДОК" |
1,13 |
1,19 |
1,16 |
нет данных |
нет данных |
55. |
АО "Специализированный Застройщик "КСМ" |
1,93 |
3,63 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
56. |
Гончаров Федор Иванович |
0,11 |
0,07 |
0,06 |
0,05 |
0,06 |
57. |
ООО "ЛДК "Сегежский" |
3,48 |
8,49 |
0,00 |
8,29 |
7,91 |
58. |
АО "Пряжинское" |
0,11 |
0,01 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
59. |
ООО "ЛЕРУА МЕРЛЕН ВОСТОК" |
0,71 |
2,31 |
2,51 |
2,40 |
2,48 |
60. |
ООО "АВИАПРОЕКТ" |
0,03 |
0,11 |
0,12 |
0,13 |
0,10 |
61. |
ООО "Региональная энергетическая компания" |
0,01 |
1,30 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
62. |
ООО "Петербургтеплоэнерго" |
1,47 |
1,43 |
1,41 |
нет данных |
нет данных |
63. |
ООО "ПКХ "Водоснабжение" |
0,49 |
0,47 |
0,49 |
нет данных |
нет данных |
64. |
ООО "Онежская добывающая компания" |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
нет данных |
нет данных |
65. |
ООО "Карелминерал" |
0,03 |
0,08 |
0,07 |
нет данных |
нет данных |
66. |
ООО "Азимут" |
2,27 |
1,93 |
1,66 |
нет данных |
нет данных |
67. |
ООО "Центральная Стройбаза Карелии" |
2,31 |
2,29 |
2,05 |
нет данных |
нет данных |
68. |
ООО "Сигма РЦ" |
10,37 |
11,09 |
12,33 |
нет данных |
8,27 |
69. |
ООО "КЮ Дата Центр" |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
8,85 |
Таблица 7
Максимальная заявленная и фактическая
мощности крупных потребителей
электроэнергии Республики Карелия в
2017-2021 годах
N п/п |
Наименование потребителя |
Максимальная активная мощность, МВт | |||||||||
|
|
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год | |||||
|
|
фактическая |
заявленная |
фактическая |
заявленная |
фактическая |
заявленная |
фактическая |
заявленная |
фактическая |
заявленная |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
1. |
ОАО "РЖД" |
данные не предоставлены собственником | |||||||||
2. |
Филиал АО "АЭМ-технологии" "Петрозаводскмаш" в г. |
15,86 |
8,00 |
11,95 |
8,00 |
2,06 |
13,29 |
1,87 |
13,29 |
1,91 |
13,30 |
|
Петрозаводск |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. |
АО "Карьер "Коккомяки" |
0,43 |
1,03 |
0,20 |
1,03 |
0,26 |
1,03 |
0,18 |
1,03 |
0,42 |
1,00 |
4. |
ООО "Картек" |
0,41 |
3,00 |
0,39 |
3,00 |
0,39 |
3,00 |
0,24 |
3,00 |
нет данных |
3,00 |
5. |
АО "Кондопожский ЦБК" |
112,00 |
120,00 |
113,00 |
120,00 |
110,00 |
нет данных |
107,00 |
116,00 |
109,00 |
116,00 |
6. |
ООО "РК-Гранд" |
3,39 |
10,00 |
3,46 |
10,00 |
3,88 |
10,00 |
4,50 |
10,00 |
4,12 |
10,00 |
7. |
ООО "Шунгит М" |
0,01 |
1,00 |
0,00 |
1,00 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
8. |
ООО "Прионежская горная компания" |
1,11 |
1,80 |
1,18 |
1,80 |
1,28 |
1,80 |
1,59 |
1,80 |
1,89 |
1,80 |
9. |
ОАО "Порфирит" |
0,60 |
2,47 |
0,64 |
2,47 |
0,30 |
2,47 |
0,23 |
1,65 |
0,04 |
1,70 |
10. |
ООО "Карьер Беломорский" |
0,00 |
1,40 |
0,29 |
1,40 |
0,01 |
1,38 |
0,01 |
1,35 |
0,01 |
1,40 |
11. |
ООО "Муезерский гранит" |
0,02 |
2,50 |
0,01 |
2,50 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
|
нет данных |
нет данных |
12. |
ОАО "Управление механизации N 4" |
0,18 |
1,25 |
0,17 |
1,25 |
0,15 |
1,25 |
0,12 |
1,25 |
0,12 |
1,30 |
13. |
ОАО "Сортавальский дробильно-сортировочный завод" |
0,76 |
5,00 |
0,72 |
5,00 |
0,75 |
5,00 |
0,71 |
5,00 |
0,62 |
5,00 |
14. |
ООО "Карельская битумная компания" |
0,11 |
1,00 |
0,13 |
1,00 |
0,19 |
1,00 |
0,19 |
1,00 |
0,28 |
1,00 |
15. |
ФКУ ИК-9 УФСИН России |
0,44 |
1,32 |
0,45 |
1,32 |
0,43 |
2,64 |
0,44 |
2,64 |
0,39 |
1,30 |
16. |
ОАО "Кондопожский хлебозавод" |
0,09 |
1,60 |
0,02 |
1,60 |
0,03 |
1,60 |
0,02 |
1,60 |
0,01 |
1,60 |
17. |
ООО "Северо-Ладожский бумажный завод "Ляскеля" |
0,09 |
4,50 |
0,06 |
4,50 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
18. |
ООО "Торговый дом "Карельский Гранит" |
0,05 |
2,21 |
0,04 |
2,21 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
19. |
ЗАО "Интеркамень" |
0,23 |
1,15 |
0,24 |
1,15 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
20. |
АО "Сегежский ЦБК" |
43,75 |
53,30 |
51,73 |
53,30 |
50,83 |
53,30 |
49,90 |
53,30 |
49,70 |
53,30 |
21. |
ООО "Карелкамень" |
0,59 |
1,66 |
0,58 |
1,66 |
0,57 |
1,66 |
0,53 |
1,66 |
0,75 |
1,70 |
22. |
АО "Вяртсильский метизный завод" |
1,55 |
3,00 |
1,47 |
3,00 |
1,33 |
3,00 |
1,32 |
3,00 |
1,35 |
3,00 |
23. |
ООО "Сетлес" |
1,38 |
1,45 |
1,38 |
1,45 |
1,57 |
1,45 |
1,59 |
1,45 |
1,60 |
1,50 |
24. |
ООО "Лафарж Нерудные материалы и Бетон" |
1,02 |
4,02 |
1,03 |
2,01 |
1,04 |
4,02 |
0,89 |
4,02 |
0,83 |
4,00 |
25. |
ООО "Карьер "Шокшинский кварцит" |
0,02 |
5,00 |
0,02 |
5,00 |
0,02 |
5,00 |
0,02 |
5,00 |
0,02 |
5,00 |
26. |
ЗАО "Карьер "Большой Массив" |
0,77 |
1,40 |
0,90 |
1,40 |
0,91 |
1,40 |
0,82 |
1,40 |
0,79 |
1,40 |
27. |
ОАО "Корм" |
0,08 |
5,80 |
0,00 |
5,80 |
0,00 |
5,60 |
0,00 |
5,60 |
0,00 |
5,60 |
28. |
ОАО "Карелэнергоремонт" |
0,14 |
1,20 |
0,10 |
1,20 |
0,10 |
1,20 |
0,09 |
1,20 |
0,09 |
1,20 |
29. |
АО "Бони-Инвест" |
0,13 |
1,90 |
0,34 |
1,90 |
0,57 |
1,90 |
0,60 |
1,90 |
0,63 |
1,90 |
30. |
ООО "Карелинвест" |
0,01 |
1,63 |
0,01 |
1,63 |
нет данных |
нет данных |
0,01 |
1,50 |
0,01 |
1,50 |
31. |
ПАО "ТГК-1" |
0,36 |
6,59 |
0,37 |
6,59 |
0,33 |
8,10 |
0,30 |
8,10 |
0,45 |
8,10 |
32. |
ООО "Карелэнергоресурс" |
1,89 |
4,17 |
1,15 |
4,26 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
2,10 |
нет данных |
нет данных |
33. |
ООО "Промстроймонтаж-Комплект" |
0,03 |
0,70 |
0,04 |
0,70 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
34. |
ООО "Гранитная гора" |
0,58 |
1,50 |
0,46 |
1,50 |
0,30 |
1,50 |
0,20 |
1,50 |
0,34 |
1,50 |
35. |
ООО "Сведтек" |
0,19 |
1,05 |
0,18 |
1,05 |
0,19 |
1,05 |
0,19 |
1,05 |
0,10 |
1,10 |
36. |
ООО "Лобское-5" |
0,09 |
1,00 |
0,09 |
1,00 |
0,09 |
1,00 |
0,09 |
1,00 |
0,10 |
1,00 |
37. |
АО "Карельский окатыш" |
193,78 |
188,90 |
195,31 |
183,33 |
200,16 |
нет данных |
198,79 |
нет данных |
207,58 |
нет данных |
38. |
Филиал АО "РУСАЛ-Урал" "РУСАЛ Надвоицы" |
нет данных |
50,00 |
6,53 |
50,00 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
39. |
ЗАО "Запкареллес" |
0,08 |
2,26 |
0,06 |
2,26 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
40. |
ООО "Север-ЛесЭкспорт" |
0,36 |
2,00 |
0,45 |
2,00 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
41. |
ОАО "Питкярантский гранитный карьер" (ПКУ) |
0,81 |
3,20 |
0,78 |
3,20 |
0,72 |
3,20 |
0,75 |
3,20 |
0,69 |
3,20 |
42. |
ООО ДОК "Калевала" |
4,92 |
20,80 |
4,79 |
20,80 |
4,89 |
20,80 |
4,82 |
20,80 |
4,79 |
20,80 |
43. |
ООО "Лента" |
0,53 |
1,38 |
0,53 |
1,38 |
0,52 |
1,38 |
0,99 |
1,38 |
0,63 |
1,40 |
44. |
ООО "Онега Палас" |
0,22 |
1,87 |
0,24 |
1,87 |
0,21 |
1,19 |
0,17 |
1,19 |
0,27 |
1,20 |
45. |
ООО "Промжилстрой" |
0,10 |
2,84 |
0,05 |
2,84 |
0,13 |
3,14 |
0,04 |
3,14 |
0,02 |
3,10 |
46. |
ООО "Сунский карьер" |
1,10 |
2,00 |
1,06 |
2,00 |
1,29 |
2,50 |
1,52 |
2,50 |
1,22 |
2,50 |
47. |
ООО "Сегежская упаковка" |
1,73 |
3,00 |
1,71 |
3,00 |
1,41 |
3,00 |
1,07 |
3,00 |
1,29 |
3,00 |
48. |
ООО "Корунд" |
0,25 |
1,20 |
0,08 |
1,20 |
0,01 |
1,20 |
0,01 |
1,20 |
0,00 |
1,20 |
49. |
ООО "КарелТрансНеруд" |
0,01 |
1,03 |
0,01 |
1,30 |
0,01 |
1,30 |
0,02 |
1,30 |
0,03 |
1,30 |
50. |
АО "ПКС-Водоканал" |
2,01 |
6,60 |
2,14 |
6,60 |
2,20 |
6,06 |
2,23 |
6,60 |
2,50 |
6,60 |
51. |
ООО "Санаторий "Марциальные воды" |
0,20 |
1,44 |
0,40 |
1,44 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
52. |
ООО "Центр базальтовых технологий" |
0,32 |
3,60 |
0,60 |
3,60 |
0,52 |
1,20 |
0,43 |
1,20 |
нет данных |
нет данных |
53. |
ООО "ПТЗ-Недвижимость" |
0,20 |
2,66 |
0,24 |
2,36 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
54. |
ООО "Петро-ДОК" |
0,24 |
4,42 |
0,28 |
4,42 |
0,26 |
4,22 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
55. |
АО "Специализированный застройщик "КСМ" |
0,27 |
1,00 |
0,43 |
1,00 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
56. |
Гончаров Федор Иванович |
0,03 |
1,10 |
0,01 |
1,10 |
0,01 |
1,10 |
0,01 |
1,10 |
0,01 |
1,10 |
57. |
ООО "ЛДК "Сегежский" |
1,19 |
4,60 |
1,22 |
4,60 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
58. |
АО "Пряжинское" |
0,09 |
2,41 |
0,00 |
2,41 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
59. |
ООО "ЛЕРУА МЕРЛЕН ВОСТОК" |
0,42 |
1,50 |
0,36 |
1,50 |
0,39 |
1,50 |
0,37 |
1,50 |
0,37 |
1,50 |
60. |
ООО "АВИА-ПРОЕКТ" |
0,03 |
6,20 |
0,01 |
6,20 |
0,01 |
6,20 |
0,02 |
6,20 |
0,01 |
6,20 |
61. |
ООО "Региональная энергетическая компания" |
0,01 |
2,69 |
0,18 |
2,69 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
62. |
ООО "Петербургтеплоэнерго" |
1,20 |
нет данных |
1,20 |
нет данных |
1,20 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
63. |
ООО "ПКХ "Водоснабжение" |
1,16 |
0,20 |
1,16 |
0,32 |
1,16 |
0,45 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
64. |
ООО "Онежская добывающая компания" |
1,50 |
нет данных |
1,50 |
нет данных |
1,50 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
65. |
ООО "Карелминерал" |
1,00 |
0,60 |
1,00 |
0,62 |
1,00 |
0,61 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
66. |
ООО "Азимут" |
2,10 |
1,02 |
2,10 |
1,00 |
2,10 |
0,93 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
67. |
ООО "Центральная Стройбаза Карелии" |
1,78 |
0,59 |
1,78 |
0,51 |
1,78 |
0,48 |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
нет данных |
68. |
ООО "Сигма РЦ" |
3,00 |
2,39 |
3,00 |
2,60 |
3,00 |
2,69 |
нет данных |
нет данных |
4,02 |
4,90 |
69. |
ООО "КЮ Дата Центр" |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,68 |
4,60 |
Наиболее крупными предприятиями
Республики Карелия, оказывающими на
Республику Карелия значительное
влияние, а также обладающими наибольшей
мощностью присоединенных
электроустановок, являются:
АО "Карельский окатыш" - комбинат по
добыче и переработке железной руды.
Продукция предприятия - офлюсованные и
неофлюсованные окатыши любых
качественных характеристик. Сырьевой
базой для производства окатышей
является Костомукшское месторождение
железной руды - крупнейшее на
северо-западе Российской Федерации.
Разрабатываются Костомукшский и
Корпангский карьеры. Исследованные
запасы руды составляют 1,15 млрд. тонн.
Предприятие входит в горнодобывающий
(сырьевой) дивизион
горно-металлургической компании ПАО
"Северсталь" с 1999 года. АО "Карельский
окатыш" занимает первое место в
Российской Федерации по объему
производства железорудных окатышей -
производит третью часть всех российских
окатышей. Мощность предприятия
составляет 10 млн. тонн окатышей в год.
Основным потребителем продукции
является металлургический комбинат
"Северсталь", расположенный в г.
Череповце (Вологодская область). АО
"Карельский окатыш" также поставляет
свою продукцию на экспорт: Турция,
Нидерланды, Финляндия, Великобритания,
Китай и др.
Помимо основной деятельности, АО
"Карельский окатыш" осуществляет
производство, передачу и сбыт тепловой
энергии, электроснабжение, оказание
услуг в сфере водоснабжения,
водоотведения и очистки сточных вод.
АО "Кондопожский ЦБК" является
одним из крупнейших производителей
газетной бумаги в Российской Федерации.
Доля предприятия на российском рынке
производителей газетной бумаги
составляет 38,8%. В качестве сырья
используется ель, поставляемая в
основном леспромхозами Республики
Карелия.
АО "Сегежский ЦБК" - одно из
старейших российских предприятий в
своей отрасли, с 2006 года входит в состав
ЗАО "Инвестлеспром". С 2006 года Сегежский
ЦБК вошел в состав холдинга ЗАО
"Инвестлеспром". С 2014 года АО "Сегежский
ЦБК" входит в состав группы компаний
"Сегежа" (Segezha Group) корпорации АФК Система.
АО "Сегежский ЦБК" способен производить
до 375 тыс. тонн мешочной бумаги.
ООО "РК-Гранд" - одно из крупнейших
предприятий лесной промышленности в
Республике Карелия. Основной вид
деятельности предприятия - производство
и реализация сульфатной небеленой
целлюлозы, а также производство
сопутствующих продуктов: талового масла
и скипидара. Кроме того, завод оказывает
услуги организациям и населению г.
Питкяранты, обеспечивая его
централизованное теплоснабжение и
очистку хозяйственно-бытовых стоков. ООО
"РК-Гранд" - экспортно ориентированное
предприятие, более 90% от общего
количества вырабатываемой продукции
продается за границу.
Филиал АО "АЭМ-Технологии"
"Петрозаводскмаш" в г. Петрозаводск -
крупнейшее машиностроительное
предприятие на Северо-Западе Российской
Федерации. Предприятие производит и
поставляет корпусное, емкостное и другое
оборудование для атомной,
нефтехимической и целлюлозно-бумажной
промышленности. Продукция предприятия
поставляется более чем в 40 стран мира. С
2010 года производственная площадка
Филиала АО "АЭМ-технологии"
"Петрозаводскмаш" в г. Петрозаводск
входит в АО "Атомэнергомаш".
2.4. Динамика изменения максимума потребления мощности
Собственный максимум потребления
мощности Республики Карелия в 2021 году, по
данным Карельского РДУ, составил 1250 МВт.
По сравнению с 2020 годом собственный
максимум потребления энергосистемы
увеличился на 122 МВт (10,8%). Динамика
изменения собственного максимума
потребления мощности Республики Карелия
представлена в таблице 8 и на рисунке 4.
Таблица 8
Динамика изменения максимума
потребления мощности в Республике
Карелия
Показатель |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
Собственный максимум потребления, МВт |
1181 |
1174 |
1204 |
1128 |
1250 |
Абсолютный прирост максимума потребления, МВт |
-43 |
-7 |
30 |
-76 |
122 |
Темп роста
потребления мощности, % |
-3,51 |
-0,6 |
2,53 |
-6,3 |
10,8 |
Рисунок 4. Динамика изменения максимума
потребления мощности в Республике
Карелия, МВт
В 2017-2021 годах динамика изменения
собственного максимума потребления
мощности в Республики Карелия носила
разнонаправленный характер. Увеличение
собственного максимума потребления
мощности за 2017-2021 годы составило 5,81%.
2.5. Динамика потребления тепловой
энергии в системах централизованного
теплоснабжения, структура отпуска
тепловой энергии от электростанций и
котельных основным группам потребителей
Полная оценка теплопотребления за
период с 2016 по 2020 год отражена в
следующих данных форм энергетической
статистики Росстата, в том числе таких
как:
форма N 1-ТЕП - "Сведения о снабжении
тепловой энергией";
форма N 4-ТЭР - "Сведения об
использовании топливно-энергетических
ресурсов";
форма N 22-ЖКХ - "Сведения о работе
ресурсоснабжающих организаций в
условиях реформы".
Таким образом, упомянутые выше
формы позволяют рассмотреть
ретроспективу за период с 2016 по 2020 год.
Информация за 2021 год предоставлена
Министерством строительства,
жилищно-коммунального хозяйства и
энергетики Республики Карелия.
Динамика производства тепловой
энергии по Республике Карелия в 2016-2021
годах представлена в таблице 9 и на
рисунке 5.
Таблица 9
Динамика производства тепловой энергии
по Республике Карелия в 2016-2021 годах
Показатель |
2016 год |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
Произведено тепловой энергии, тыс. Гкал |
5323,7 |
5379,5 |
5861,5 |
6130,4 |
6123,9 |
5876,8 |
Абсолютный прирост теплового производства, тыс. Гкал |
20,3 |
55,8 |
482 |
268,9 |
-6,5 |
-247,1 |
Среднегодовые темпы прироста, % |
0,38% |
1,05% |
8,96% |
4,59% |
-0,11% |
-4,03% |
Согласно упомянутым выше формам
статистической отчетности по Республике
Карелия за период с 2016 по 2021 год,
наблюдается постепенное увеличение
производства тепловой энергии. Средний
прирост составляет 1,8% в год.
Согласно прогнозным показателям,
по итогам 2021 года относительно 2020 года
ожидается незначительное (4,03%) снижение
производства тепловой энергии,
связанное со средней температурой
наружного воздуха за отопительный
период.
Рисунок 5. Динамика производства
тепловой энергии
по Республике Карелия за 2016-2021 годы
Динамика потребления тепловой
энергии по централизованной зоне
энергоснабжения Республики Карелия за
2016-2021 годы представлена в таблице 10 и на
рисунке 6.
Таблица 10
Динамика потребления тепловой энергии
Республики Карелия в 2016-2021 годах
Показатель |
2016 год |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
Потребление тепловой энергии |
5178 |
5234 |
5716 |
5985 |
6124 |
5877 |
Потребление тепловой энергии по централизованной зоне энергоснабжения |
3624 |
3664 |
4001 |
4189 |
4287 |
4101 |
Абсолютный прирост теплового потребления |
20 |
56 |
482 |
269 |
139 |
-186 |
Среднегодовые темпы прироста |
0,39% |
1,08% |
9,21% |
4,70% |
2,33% |
-4,03% |
Рисунок 6. Потребление тепловой энергии
по Республике Карелия с выделением
централизованной зоны
теплоснабжения за 2016-2021 годы, тыс. Гкал
Отпуск тепловой энергии
потребителям осуществляется от
различных источников комбинированной,
некомбинированной выработки,
утилизационных установок.
Структура отпуска тепловой энергии
от электростанций, блок-станций
(электростанций предприятий других
отраслей) и котельных генерирующих
компаний Республики Карелия
представлена в таблице 11.
Таблица 11
Структура отпуска тепловой энергии
от электростанций и котельных
генерирующих компаний
Республики Карелия за последние 5 лет
Энергоисточник |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
Петрозаводская ТЭЦ, тыс. Гкал |
1 674,4 |
1 689,9 |
1 653,1 |
1653,1 |
1811,1 |
ОАО "Кондопога", тыс. Гкал |
2 714,4 |
- |
- |
- |
- |
АО "Кондопожский ЦБК", тыс. Гкал |
- |
660,4 |
173,5 |
189,6 |
1 869,5 |
ТЭЦ ООО "РК-Гранд", тыс. Гкал |
479,0 |
511,7 |
499,1 |
500,0 |
- |
ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 АО "Сегежский ЦБК", тыс. Гкал |
1 552,7 |
1 552,7 |
1 552,7 |
1552,7 |
- |
АО "Карельский окатыш", тыс. Гкал |
215,2 |
199,9 |
435,3 |
448,0 |
207,9 |
Всего, тыс. Гкал |
6 635,7 |
4 614,6 |
4 313,6 |
4 343,4 |
3 888,5 |
Среднегодовые темпы прироста, N% |
0,05 |
-0,30 |
-0,07 |
0,01 |
-10,07 |
Основную роль в структуре отпуска
тепловой энергии играют ТЭЦ АО
"Кондопожский ЦБК", ТЭЦ АО "Сегежский ЦБК"
и Петрозаводская ТЭЦ.
Уровень отпуска тепловой энергии
от АО "Кондопожский ЦБК", существенно
снизившийся в 2018 году в связи с
процедурой банкротства ОАО "Кондопога" и
смены собственника, вернулся на уровень
2017 года.
Незначительное уменьшение отпуска
тепловой энергии за 2015-2017 годы
обусловлено температурным фактором.
На протяжении отопительного
периода 2018/19 года наблюдалась более
низкая среднемесячная температура
наружного воздуха, чем в 2017/18 году, а
также повышение промышленного
производства в Республике Карелия.
Уровень отпуска тепловой энергии в
2021 году снизился на 10% по сравнению с 2020
годом, в первую очередь, это обусловлено
тем, что данные по ООО "РК-Гранд" и АО
"Сегежский ЦБК" отсутствовали, а ОАО
"Кондопога" - обанкротилось.
Показатели потребления тепловой
энергии на промышленное производство с
разделением по видам за период 2016 - 2020
годов, определенные по статистическим
бюллетеням "Топливные ресурсы, их
использование и потребление
организациями Республики Карелия" ТО
ФСГС "Карелиястат", представлены в
таблице 12.
Таблица 12
Потребление тепловой энергии
промышленностью в 2016-2021 годах, тыс. Гкал
N п/п |
Производство/год |
2016 год |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
|
Потребление тепло-энергии на производство всего, в том числе: |
3001,5 |
3057,3 |
3539,3 |
3808,2 |
3837,0 |
3865,8 |
1. |
Сельское хозяйство, охота, рыболовство и рыбоводство |
- |
- |
0,2 |
0,2 |
3,9 |
7,6 |
2. |
Добыча полезных ископаемых |
250,2 |
256,9 |
224,5 |
241,6 |
236,3 |
231,0 |
3. |
Обрабатывающие производства, в том числе |
2749,7 |
2799,1 |
3283,8 |
3533,3 |
3501,3 |
3469,3 |
3.1. |
производство пищевых продуктов |
46,4 |
24,1 |
36,3 |
39,1 |
28,6 |
18,1 |
3.2. |
обработка древесины |
49 |
45,4 |
406,6 |
437,5 |
238,7 |
101,0 |
3.3. |
производство бумаги и бумажных изделий |
2643,3 |
2729,6 |
2840,9 |
3056,7 |
3198,1 |
3339,5 |
3.4. |
металлургическое производство и производство готовых металлоизделий |
5,1 |
- |
- |
- |
31,4 |
32,0 |
4. |
Строительство |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
5. |
Торговля, ремонт автотранспортных средств |
- |
- |
14,4 |
15,5 |
12,2 |
8,9 |
6. |
Транспортировка и хранение |
- |
- |
14,5 |
15,6 |
1,7 |
1,7 |
7. |
Прочее |
1,6 |
1,3 |
- |
- |
- |
- |
2.6. Перечень основных крупных
потребителей тепловой энергии, основные
производители тепловой энергии
Наиболее крупными организациями,
осуществляющими выработку и отпуск
тепловой энергии, являются:
АО "Сегежский ЦБК";
ООО "Карелэнергоресурс" (на конец 2019
года котельные переданы ГУП РК
"КарелКоммунЭнерго");
Кондопожское ММП ЖКХ;
ООО "Петербургтеплоэнерго";
Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1";
ГУП РК "КарелКоммунЭнерго".
Данные по всем источникам
теплоснабжения (полный перечень
объектов тепловой генерации) по
муниципальным образованиям Республики
Карелия с выделением оборудования,
установленной мощности, подключенной
нагрузки представлены в приложении 3 к
Программе.
Сводные данные по объектам
генерации по Республике Карелия
сгруппированы по муниципальным районам
и городским округам и представлены в
таблице 13. Перечень основных
потребителей тепловой энергии
представлен в таблице 14.
Таблица 13
Сводные данные по объектам генерации
по Республике Карелия по состоянию на 2021
год
N п/п |
Наименование муниципального образования |
Установленная мощность объектов теплоснабжения, Гкал/ч |
Подключенная нагрузка, Гкал/ч |
Количество источников теплоснабжения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
1. |
г. Петрозаводск |
1277,43 |
734,556 |
18 |
2. |
г. Беломорск |
69,612 |
30,665 |
17 |
3. |
Костомукшский городской округ |
475,4 |
136,4 |
2 |
4. |
Калевальский муниципальный район |
26,82 |
9,472 |
9 |
5. |
Кондопожский муниципальный район |
357,539 |
143,975 |
15 |
6. |
Лахденпохский муниципальный район |
36,862 |
17,045 |
20 |
7. |
Лоухский муниципальный район |
51,6 |
31,569 |
13 |
8. |
Кемский муниципальный район |
55,606 |
22,07 |
19 |
9. |
Медвежьегорский муниципальный район |
46,756 |
31,496 |
21 |
10. |
Муезерский муниципальный район |
32,000 |
10,943 |
12 |
11. |
Олонецкий муниципальный район |
38,47 |
30,26 |
19 |
12. |
Питкярантский муниципальный район |
171,804 |
157,616 |
11 |
13. |
Пряжинский муниципальный район |
44,793 |
31,06 |
19 |
14. |
Прионежский муниципальный район |
56,384 |
25,243 |
22 |
15. |
Пудожский муниципальный район |
73,69 |
40,603 |
26 |
16. |
Сегежский муниципальный район |
305,9 |
241,9 |
9 |
17. |
Сортавальский муниципальный район |
91,1 |
59,6 |
23 |
18. |
Суоярвский муниципальный район |
62,5 |
29,6 |
27 |
19. |
Всего |
3274,266 |
1784,073 |
302 |
Таблица 14
Перечень основных потребителей тепловой
энергии
N п/п |
Потребитель |
Вид деятельности |
Источник покрытия тепловой нагрузки |
Параметры пара |
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1. |
АО "Карельский окатыш" |
ОКВЭД 13.10.2 добыча железных руд открытым способом |
водогрейная котельная (установленная тепловая мощность - 550,0 Гкал/ч) |
2 паровых котла ГМ-50-14/250 и 1 паровой котел ДЕ-50-1,4 - 250 ГМ. Номинальное давление - 1,4 МПа, температура - 250 град. С |
267 (в том числе 131,0 - предприятие, 136 - внешние потребители) |
2. |
АО "Кондопожский ЦБК" |
ОКВЭД 21.11 производство целлюлозы и древесной массы |
КТЦ-2 (установленная тепловая мощность - 325 Гкал/ч) |
2 паровые турбины ПТ-30-3,4/1, номинальное давление пара - 3,4 МПа, температура пара - 435 град. С |
287,0 (в том числе - 157,5 предприятие, 129,5 - внешние потребители) |
|
|
|
|
5 паровых
котлов |
|
|
|
|
КТЦ-1 (установленная тепловая мощность - 208 Гкал/ч) |
3 паровые турбины ПР-13/15,8-3,4/1,5/0,6, номинальное давление пара - 3,4 МПа, температура пара - 435 град. С |
208,0 - предприятие |
|
|
|
|
2 паровых котла Е-160-3,9-440ГМ, номинальные параметры свежего пара: давление - 3,9 МПа, температура - 440 град. С |
|
|
|
|
утилизационная котельная |
нет данных |
нет данных |
3. |
ООО "РК-Гранд" |
ОКВЭД 21.11 производство целлюлозы и древесной массы |
ТЭЦ (установленная тепловая мощность 152 Гкал/ч) |
паровая турбина ПТ-12-35/10/1,2 и Р-12-35/5, номинальное давление пара - 1 МПа, температура пара - 400 град. С |
152 Гкал/ч |
|
|
|
|
паровые котлы
- ГМ-50 - 14 шт., |
|
|
|
|
|
паровые котлы ДКВР-10/13 - 2 шт., номинальное давление - 0,5 МПа, температура - 160 град. С |
|
|
|
|
|
паровой котел МТК - 1 шт., номинальное давление пара - 3,9 МПа, температура -440 град. С |
|
4. |
АО "Сегежский ЦБК" |
ОКВЭД 21.11, 21.12 производство целлюлозы и древесной массы; ОКВЭД 21.12 производство бумаги и картона |
пар - ТЭЦ-1,
ТЭЦ-2, |
острый пар давлением - 3,5 МПа, температурой - 420 град. С, отборный пар давлением - 1,6 МПа, температурой - 250 - 350°С |
207 Гкал/ч |
АО "Сегежский ЦБК"
Решением Арбитражного суда
Республики Карелия от 5 сентября 2012 года
(дело N А26-9886/2011) МП "Теплоснабжение"
Муниципального образования "Беломорское
городское поселение" признано
банкротом.
С 29 декабря 2015 года ООО
"Сегежа-Энерго" реорганизовано путем
присоединения к АО "Сегежский ЦБК",
который является правопреемником ООО
"Сегежа-Энерго" в части теплоснабжения
потребителей.
Система теплоснабжения г. Сегежа
состоит из 4-х котельных, принадлежащих
АО "Сегежский ЦБК", ООО "ЛДК "Сегежский",
котельные на ул. Лейгубской г. Сегежа (ФКУ
Исправительная колония N 7 и ФКУ
Следственный изолятор N 10/2), и
присоединенных к ним тепловых сетей.
Сети являются замкнутыми и не
пересекающимися.
АО "Сегежский ЦБК" является единой
теплоснабжающей организацией только в
границе зоны действия источника
тепловой энергии АО "Сегежский ЦБК".
Кондопожское ММП ЖКХ
Кондопожское МПП ЖКХ предоставляет
услуги теплоснабжения в г. Кондопога и в
поселениях Кондопожского
муниципального района.
По состоянию на 2021 год в управлении
Кондопожского МПП ЖКХ находится 10
источников теплоснабжения (21
водогрейный котел). Суммарная
установленная мощность источников
составляет 14,94 Гкал/ч.
Также на балансе у Кондопожское МПП
ЖКХ находится 37,5 км тепловых сетей в
двухтрубном исчислении.
ГУП РК "КарелКоммунЭнерго"
ГУП РК "КарелКоммунЭнерго"
предоставляет услуги теплоснабжения в
Питкярантском муниципальном районе (пос.
Харлу) и в Прионежском муниципальном
районе (пос. Деревянка, с. Деревянное, пос.
Кварцитный).
По состоянию на 2021 год в управлении
ГУП РК "КарелКоммунЭнерго" находилось 85
источников теплоснабжения (котельные).
Суммарная установленная мощность
источников составляет 233 Гкал/ч.
В 2018-2019 годах произошла передача
котельных ООО "Карелэнергоресурс" в
управление ГУП РК "КарелКоммунЭнерго".
Основными потребителями
отпускаемой тепловой энергии являются:
население, государственные и
муниципальные учреждения.
Сведения о котельных ГУП РК
"КарелКоммунЭнерго" представлены в
приложении 3 к Программе.
ООО "Петербургтеплоэнерго"
В конце 2011 года к работе в районах
Северного Приладожья приступило ООО
"Петербургтеплоэнерго" (дочернее
общество АО "Газпром теплоэнерго" (до
ноября 2013 года - ОАО
"Межрегионтеплоэнерго"), которое сегодня
занимает лидирующие позиции среди
теплоснабжающих организаций
Санкт-Петербурга. В 2011 году компания
впервые вышла на межрегиональный
уровень: ООО "Петербургтеплоэнерго" и
Республика Карелия подписали договор на
эксплуатацию и обслуживание котельных в
четырех районах Северного Приладожья:
Лахденпохском, Питкярантском, Олонецком
и Сортавальском.
До начала реконструкции система
теплоснабжения четырех районов была
крайне изношена. Коэффициент полезного
действия (далее - КПД) большинства
котельных не превышал 60%, потери
теплоносителя в сетях доходили до 30%. На
100 км сетей ежегодно фиксировалось до 70
повреждений. Все это приводило к
перебоям в теплоснабжении,
многочисленным жалобам жителей.
Долгосрочной целевой программой
"Реконструкция, техническое
перевооружение и строительство объектов
теплоэнергетики на территории Северного
Приладожья Республики Карелия на период
до 2033 года", утвержденной постановлением
Правительства Республики Карелия от 19
ноября 2011 года N 314-П "Об утверждении
долгосрочной целевой программы
Реконструкция, техническое
перевооружение и строительство объектов
теплоэнергетики на территории Северного
Приладожья Республики Карелия на период
до 2033 года", предусмотрена реконструкция,
техническое перевооружение и
строительство 63 объектов
теплоэнергетики в 4 районах Республики
Карелия:
Лахденпохский муниципальный район
- 19 объектов;
Сортавальский муниципальный район
- 17 объектов;
Питкярантский муниципальный район
- 8 объектов;
Олонецкий национальный
муниципальный район - 19 объектов.
Общая установленная мощность 63
объектов - 187,70 МВт.
Протяженность перекладываемых
тепловых сетей - 237,6 км (в однотрубном
исчислении).
По состоянию на 2021 год число
источников теплоснабжения составляет -
62, суммарной производительностью 164,59
Гкал/ч.
Сведения об источниках
теплоснабжения ООО
"Петербургтеплоэнерго" на представлены в
таблице 5, технико-экономические
показатели ООО "Петербургтеплоэнерго" на
2021 год представлены в таблице 16.
Таблица 15
Сведения об источниках теплоснабжения
ООО "Петербургтеплоэнерго" на 2021 год
Наименование показателя |
Единица измерения |
Всего |
Введено источников теплоснабжения (котельных) за отчетный год, в том числе мощностью, Гкал/ч: |
ед. |
1 |
до 3 |
ед. |
0 |
от 3 до 20 |
ед. |
1 |
от 20 до 100 |
ед. |
0 |
Ликвидировано источников теплоснабжения за отчетный год, в том числе мощностью, Гкал/ч: |
ед. |
0 |
до 3 |
ед. |
0 |
от 3 до 20 |
ед. |
0 |
от 20 до 100 |
ед. |
0 |
Число источников теплоснабжения на конец отчетного года, в том числе мощностью, Гкал/ч: |
ед. |
62 |
до 3 |
ед. |
46 |
от 3 до 20 |
ед. |
13 |
от 20 до 100 |
ед. |
1 |
электробойлерных |
ед. |
2 |
Суммарная мощность источников теплоснабжения на конец отчетного года |
Гкал/ч |
163,56 |
до 3 |
Гкал/ч |
63,67 |
от 3 до 20 |
Гкал/ч |
59,98 |
от 20 до 100 |
Гкал/ч |
39,64 |
электробойлерных |
Гкал/ч |
0,27 |
Количество котлов (энергоустановок) на конец отчетного года |
ед. |
160 |
Протяженность тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении на конец отчетного года, в том числе диаметром, мм: |
км |
121,03 |
до 200 |
км |
106,05 |
от 200 до 400 |
км |
11,51 |
от 400 до 600 |
км |
3,47 |
Нуждающихся в замене тепловых и паровых сетей |
км |
0,10 |
до 200 |
км |
0,10 |
Заменено тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении |
км |
0 |
из них ветхих сетей |
км |
0 |
Число когенерационных источников |
ед. |
0 |
По состоянию на 2021 год в управлении
ООО "Петербургтеплоэнерго" находятся: 62
котельные (160 котлов) с суммарной
мощностью 163,56 Гкал/ч; 121030 метров тепловых
сетей (в двухтрубном исчислении). Данные
по котельным ООО "Петербургтеплоэнерго"
представлены в приложении 5 к
Программе.
Таблица 16
Технико-экономические показатели ООО
"Петербургтеплоэнерго" на 2021 год
Наименование показателя |
Единицы измерения |
Всего |
Произведено тепловой энергии за год всего, в источниках теплоснабжения мощностью, в том числе |
Гкал |
239102,96 |
до 3 |
Гкал |
79847,29 |
от 3 до 20 |
Гкал |
87568,15 |
от 20 до 100 |
Гкал |
71472,70 |
электробойлерными |
Гкал |
214,82 |
Получено тепловой энергии со стороны за год |
Гкал |
89354,00 |
Отпущено тепловой энергии своим потребителям всего, в том числе: |
Гкал |
284395,30 |
населению |
Гкал |
216573,00 |
бюджетно-финансируемым организациям |
Гкал |
55089,99 |
предприятиям на производственные нужды |
Гкал |
288,00 |
прочим организациям |
Гкал |
12444,31 |
Отпущено тепловой энергии другому предприятию (перепродавцу) |
Гкал |
0,00 |
Расход топлива фактически на весь объем произведенных ресурсов, в том числе: |
т.у.т. |
38337,49 |
твердое топливо |
т |
32661,42 |
жидкое топливо |
т |
11263,47 |
газообразное топливо |
тыс. куб. м |
8479,62 |
Потери тепловой энергии за год |
Гкал |
43773,67 |
в том числе на тепловых и паровых сетях |
Гкал |
31098,67 |
ПАО "ТГК-1"
Петрозаводская ТЭЦ является
структурным подразделением филиала
"Карельский" ПАО "ТГК-1" и стратегическим
производителем тепловой и
электроэнергии для жителей и
предприятий г. Петрозаводска.
Петрозаводская ТЭЦ производит и
распределяет тепловую энергию в городе
Петрозаводске, тем самым обеспечивая
теплом более 85% потребителей столицы
Республики.
В 2015 году выполнен капитальный
ремонт котлоагрегата N 3 и турбоагрегата N
1.
В 2016 году завершена масштабная
модернизация тепловых сетей по улице
Анохина, проект продолжался с осени 2014
года.
В 2017 году завершены работы по
обновлению одного из трех
энергетических котлов
производительностью 420 тонн пара в час.
Во время капитального ремонта
специалисты произвели замену фронтового
экрана энергетического котла N 2.
Характеристика основного
оборудования, вырабатывающего тепловую
энергию ПАО "ТГК-1" на территории
Республики Карелия представлена в
таблицах 17-19.
Таблица 17
Характеристика паровых турбин
Петрозаводской ТЭЦ
Тип |
Установленная мощность |
Номинальные параметры свежего пара |
Год ввода в эксплуатацию |
Фактическая наработка, тыс. час |
Год достижения паркового/индекса ресурса | ||
|
Электрическая, МВт |
Тепловая, Гкал/час |
Давление, МПа |
Температура, С |
|
|
|
ПТ-60-130/13 |
60 |
139 |
13 |
555 |
1979 |
243664 |
2022 |
Т-110/120-130-3 |
110 |
175 |
13 |
555 |
1980 |
199025 |
2026 |
Т-110/120-130-4 |
110 |
175 |
13 |
555 |
1982 |
156978 |
2028 |
Таблица 18
Характеристика паровых котлов
Петрозаводской ТЭЦ
Тип |
Паропроизводительность, т/ч |
Номинальные параметры свежего пара |
Год ввода в эксплуатацию |
Фактическая наработка, тыс. ч |
Год достижения паркового/индекса ресурса | |
|
|
Давление, МПа |
Температура, С |
|
|
|
БКЗ-420-140 НГМ-4 |
420 |
14 |
565 |
1979 |
198476 |
2027 |
БКЗ-420-140 НГМ-4 |
420 |
14 |
565 |
1980 |
189821 |
2025 |
БКЗ-420-140 НГМ-4 |
420 |
14 |
565 |
1982 |
179019 |
2022 |
Таблица 19
Характеристика водогрейных котлов
Петрозаводской ТЭЦ
Тип |
Установленная тепловая мощность, Гкал/ч |
Год ввода в эксплуатацию |
Фактическая наработка, тыс. ч |
Год достижения паркового/индекса ресурса |
КВГМ-100 |
100 |
1976 |
29300 |
2022 |
КВГМ-100 |
100 |
1977 |
22900 |
2022 |
По состоянию на 1 января 2022 года в
ведении ПАО "ТГК-1" на территории
Республики Карелия дополнительно
находится 23 малых локальных котельных
(количество котлов - 76 шт.) суммарной
установленной мощностью 48,553 Гкал/ч, в том
числе 2 электрокотельные.
Характеристики котельных ПАО "ТГК-1"
на территории Республики Карелия по
состоянию на начало 2022 года представлены
в приложении 4 к Программе.
АО "Кондопожский ЦБК"
АО "Кондопожский ЦБК" - одно из
крупнейших предприятий Российской
Федерации и Европы, специализирующееся
на производстве газетной бумаги.
Для покрытия собственных нужд и
теплоснабжения сторонних потребителей
на предприятии имеется три источника
тепловой энергии:
котлотурбинный цех N 1;
котлотурбинный цех N 2;
утилизационная котельная.
Характеристика основного
оборудования, вырабатывающего тепловую
энергию АО "Кондопожский ЦБК" на
территории Республика Карелия
представлена в таблицах 20-22.
Таблица 20
Котельное оборудование АО "Кондопожский
ЦБК"
Наименование источника тепловой энергии |
N агрегата |
Тип, марка |
Техническая характеристика |
Производительность | ||
|
|
|
Температура, град. С |
Давление, кгс/см(2) |
т/ч |
Гкал/ч |
Котлотурбинный цех N 1 (КТЦ N 1) |
1 |
Е-160-3,9-440ГМ |
440 |
39 |
160 |
104 |
|
2 |
Е-160-3,9-440ГМ |
440 |
39 |
160 |
104 |
|
3 |
Е-160-3,9-440ГМ |
440 |
39 |
160 |
104 |
Котлотурбинный цех N 2 (КТЦ N 2) |
1 |
Е-100-3,9-440ГМ |
440 |
39 |
100 |
65 |
|
2 |
Е-100-3,9-440ГМ |
440 |
39 |
100 |
65 |
|
3 |
Е-100-3,9-440ГМ |
440 |
39 |
100 |
65 |
|
4 |
Е-100-3,9-440ГМ |
440 |
39 |
100 |
65 |
|
5 |
Е-100-3,9-440ГМ |
440 |
39 |
100 |
65 |
Утилизационная котельная |
1 |
КМ-75-40 |
440 |
39 |
55 |
37 |
|
2 |
КМ-75-40 |
440 |
39 |
55 |
37 |
Таблица 21
Турбинное оборудование АО "Кондопожский
ЦБК"
Наименование источника тепловой энергии |
Ст. N |
Тип, марка |
Электрическая мощность турбоагрегата, МВт |
Номинальные параметры производственного отбора |
Номинальные параметры теплофикационного отбора | |||||
|
|
|
Номинальная |
Максимальная |
Давление, кгс/см(2) |
Температура, град. С |
Расход, т/ч |
Давление, кгс/см(2) |
Температура, град. С |
Расход, т/ч |
Котлотурбинный цех N 1 (КТЦ N 1) |
1 |
ПР-13/15,8-3,4/1,5/0,6 |
13 |
16 |
35 |
435 |
160 |
- |
- |
- |
|
2 |
ПР-13/15,8-3,4/1,5/0,6 |
13 |
16 |
35 |
435 |
160 |
- |
- |
- |
|
3 |
ПР-13/15,8-3,4/1,5/0,6 |
13 |
16 |
35 |
435 |
160 |
- |
- |
- |
Котлотурбинный цех N 2 (КТЦ N 2) |
1 |
ПТ-30-3,4/1 |
30 |
30 |
35 |
435 |
225 |
0,7 |
120 |
120 |
|
2 |
ПТ-30-3,4/1 |
30 |
30 |
35 |
435 |
225 |
0,7 |
120 |
120 |
Таблица 22
Технико-экономические показатели АО
"Кондопожский ЦБК"
Показатель |
Единица измерения |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
Установленная тепловая мощность |
Гкал/ч |
533 |
533 |
533 |
533 |
533 |
Подключенная тепловая нагрузка потребителей, в том числе |
Гкал/ч |
495 |
495 |
495 |
495 |
495 |
предприятие |
Гкал/ч |
231 |
231 |
231 |
231 |
231 |
внешние потребители |
Гкал/ч |
264 |
264 |
264 |
264 |
264 |
Объем выработки т/э за год |
Гкал |
- |
- |
- |
- |
|
Потребление т/э за год, в том числе |
Гкал |
2 714 416 |
660 445 |
2 356 134 |
2 372 212 |
209 930 |
предприятие |
Гкал |
2 520 948 |
472 607 |
2 182 599 |
2 182 599 |
- |
внешние потребители |
Гкал |
193 468 |
187 838 |
173 535 |
189 613 |
- |
Вид топлива |
|
природный газ, мазут, древесная кора | ||||
Расход топлива на выработку т/э за год |
т.у.т. |
474 746 |
509 565 |
527 108 |
555 511 |
4 317 |
АО "Карельский окатыш"
АО "Карельский окатыш" - ведущий
комбинат по добыче и переработке
железной руды в Российской Федерации.
Предприятие расположено в Республике
Карелия и производит 20% всех российских
железорудных окатышей.
Предприятие входит в
горнодобывающий дивизион крупнейшей в
мире сталелитейной и горнодобывающей
компании ПАО "Северсталь".
Основной потребитель на внутреннем
рынке - Череповецкий металлургический
комбинат. Продукция "Карельского
окатыша" также поставляется на экспорт.
Технико-экономические показатели АО
"Карельский окатыш" представлены в
таблице 23.
Таблица 23
Технико-экономические показатели
АО "Карельский окатыш"
Показатель |
Единица измерения |
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
Установленная тепловая мощность |
Гкал/ч |
496 |
496 |
496 |
496 |
496 |
496 |
Подключенная тепловая нагрузка потребителей, в том числе |
Гкал/ч |
272 |
272 |
272 |
272 |
272 |
272 |
предприятие |
Гкал/ч |
131 |
131 |
131 |
131 |
131 |
131 |
внешние потребители |
Гкал/ч |
141 |
141 |
141 |
141 |
141 |
141 |
Объем выработки т/э за год |
Гкал |
488 600 |
477 745 |
468 081 |
458 147 |
406 454 |
207 865 |
предприятие |
Гкал |
241 800 |
226 511 |
228 408 |
222 143 |
215 205 |
- |
внешние потребители |
Гкал |
223 500 |
215 160 |
204 297 |
195 327 |
191 129 |
- |
Вид топлива |
|
мазут | |||||
Расход топлива на выработку т/э за год |
т.у.т. |
73 638 |
71 996 |
70 545 |
68 873 |
66 807 |
67 697 |
29 июня 2016 года истек срок действия
договора аренды объектов теплоснабжения
Прионежского и Пряжинского
муниципальных районов Республики
Карелия, заключенный между ПАО "ТГК-1" и
ГУП РК "КарелКоммунЭнерго".
В состав арендуемых объектов
входила 31 котельная. 9 августа 2019 года
подписано концессионное соглашение о
передаче ПАО "ТГК-1" прав владения и
пользования объектами теплоснабжения, в
состав которых вошли 23 котельные
Прионежского и Пряжинского
муниципальных районов Республики
Карелия:
Прионежский район: |
Пряжинский район: |
Котельная N 1 пос. Ладва ПТУ; |
Котельная пос. Чална; |
2.7. Структура и состав
установленной мощности на территории
Республики Карелия с выделением
информации по вводам и демонтажам
электроэнергетических объектов в 2021
году
Установленная мощность
электростанций энергосистемы
Республики Карелия на 31 декабря 2021 года
составила 1097,3 МВт.
Структура установленной мощности
объектов генерации электроэнергии на
территории Республики Карелия
представлена в таблице 24 и на рисунке 7.
Таблица 24
Структура установленной мощности
объектов генерации на территории
Республики Карелия (МВт)
Наименование |
2016 год |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
Всего по территории, в том числе |
1098,105 |
1098,105 |
1098,105 |
1098,105 |
1098,105 |
1097,305 |
Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1" |
833,7 |
833,7 |
833,7 |
833,7 |
833,7 |
832,9 |
Петрозаводская ТЭЦ |
280 |
280 |
280 |
280 |
280 |
280 |
Кривопорожская ГЭС (ГЭС-14) |
180 |
180 |
180 |
180 |
180 |
180 |
Путкинская ГЭС (ГЭС-9) |
84 |
84 |
84 |
84 |
84 |
84 |
Маткожненская ГЭС (ГЭС-3) |
63 |
63 |
63 |
63 |
63 |
63 |
Подужемская ГЭС (ГЭС-10) |
48 |
48 |
48 |
48 |
48 |
48 |
Выгостровская ГЭС (ГЭС-5) |
40 |
40 |
40 |
40 |
40 |
40 |
Палокоргская ГЭС (ГЭС-7) |
30 |
30 |
30 |
30 |
30 |
30 |
Беломорская ГЭС (ГЭС-6) |
27 |
27 |
27 |
27 |
27 |
27 |
Кондопожская ГЭС (ГЭС-1) |
25,6 |
25,6 |
25,6 |
25,6 |
25,6 |
24,9 |
Пальеозерская ГЭС (ГЭС-2) |
25 |
25 |
25 |
25 |
25 |
24,9 |
Юшкозерская ГЭС (ГЭС-16) |
18 |
18 |
18 |
18 |
18 |
18 |
МГЭС |
13,1 |
13,1 |
13,1 |
13,1 |
13,1 |
13,1 |
ООО "ЕвроСибЭнерго - тепловая энергия" |
80 |
80 |
80 |
80 |
80 |
80 |
Ондская ГЭС (ГЭС-4) |
80 |
80 |
80 |
80 |
80 |
80 |
АО "Норд Гидро" |
6,405 |
6,405 |
6,405 |
6,405 |
6,405 |
6,405 |
МГЭС Ляскеля |
4,8 |
4,8 |
4,8 |
4,8 |
4,8 |
4,8 |
МГЭС Каллиокоски |
0,975 |
0,975 |
0,975 |
0,975 |
0,975 |
0,975 |
МГЭС Рюмякоски |
0,63 |
0,63 |
0,63 |
0,63 |
0,63 |
0,63 |
Электростанции промышленных предприятий |
178 |
178 |
178 |
178 |
178 |
178 |
ТЭЦ ООО "РК-Гранд" |
22 |
22 |
22 |
22 |
22 |
22 |
ТЭЦ-1 АО "Сегежский ЦБК" |
24 |
24 |
24 |
24 |
24 |
24 |
ТЭС-2 АО "Сегежский ЦБК" |
24 |
24 |
24 |
24 |
24 |
24 |
ТЭС-1 АО "Кондопожский ЦБК" |
48 |
48 |
48 |
48 |
48 |
48 |
ТЭС-2 АО "Кондопожский ЦБК" |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
В апреле 2016 года установленная
мощность электростанций энергосистемы
Республики Карелия уменьшилась на 12 МВт
в связи с выводом из эксплуатации
турбоагрегата N 2 ТЭЦ-1 АО "Сегежский
ЦБК".
Других вводов, реконструкций,
перемаркировок, демонтажа, а также
вывода в консервацию объектов генерации
на территории Республики Карелия за
рассматриваемый период не
производилось. Перечень электростанций
представлен в таблице 25.
Кроме того, на территории
Республики Карелия располагается
Кумская ГЭС (ПАО "ТГК-1"), но входит в
состав энергосистемы Мурманской
области.
В ноябре 2021 года установленная
мощность электростанций энергосистемы
Республики Карелия уменьшилась на 0,8 МВт
в связи с перемаркировкой Г-3
Кондопожской ГЭС (ГЭС-1) с 4,2 МВт до 3,5 МВт и
Г-1 Пальеозерской ГЭС (ГЭС-2) с 12,5 МВт до 12,4
МВт.
В 2022 году ожидается ввод двух МГЭС:
МГЭС "Белопорожская ГЭС-1" и МГЭС
"Белопорожская ГЭС-2" ООО "НГБП". Кроме
этого, планируется строительство
Сегозерской МГЭС ООО "ЕвроСиб
Энерго-Гидрогенерация" установленной
мощностью 8,1 МВт.
Рисунок 7. Структура установленной
мощности
по видам собственности на 31 декабря 2021
года
Таблица 25
Перечень электростанций на 31 декабря 2021
года
Наименование |
Номер агрегата |
Тип оборудования |
Год ввода |
Вид топлива |
Место расположения |
Установленная мощность, МВт |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1" | ||||||
Путкинская ГЭС (ГЭС-9) |
1 |
ПЛ-661-ВБ-500 |
1967 |
|
р. Кемь |
|
|
|
ВГС 800/110-52 |
1967 |
|
|
28 |
|
2 |
ПЛ-661-ВБ-500 |
1967 |
|
|
|
|
|
ВГС 800/110-52 |
1967 |
|
|
28 |
|
3 |
ПЛ-661-ВБ-500 |
1967 |
|
|
|
|
|
ВГС 800/110-52 |
1967 |
|
|
28 |
Подужемская ГЭС (ГЭС-10) |
1 |
ПЛ15/661-В-650 |
1971 |
|
р. Кемь |
|
|
|
ВГС 1040/80-80 |
1971 |
|
|
24 |
|
2 |
ПЛ15/661-В-650 |
1971 |
|
|
|
|
|
ВГС 1040/80-80 |
1971 |
|
|
24 |
Кривопорожская ГЭС (ГЭС-14) |
1 |
ПЛ 30/800-В--500 |
1990 |
|
р. Кемь |
|
|
|
СВ-911/106-44УХЛ4 |
1990 |
|
|
45 |
|
2 |
ПЛ 30/800-В--500 |
1990 |
|
|
|
|
|
СВ-911/106-44УХЛ4 |
1990 |
|
|
45 |
|
3 |
ПЛ 30/800-В--500 |
1990 |
|
|
|
|
|
СВ-911/106-44УХЛ4 |
1990 |
|
|
45 |
|
4 |
ПЛ 30/800-В--500 |
1991 |
|
|
|
|
|
СВ-911/106-44УХЛ4 |
1991 |
|
|
45 |
Юшкозерская ГЭС (ГЭС-16) |
1 |
ПЛ 20/811-В-500 |
1980 |
|
р. Кемь, Калевальский район |
|
|
|
ВГС 700/69-64 |
1980 |
|
|
9 |
|
2 |
ПЛ 20/811-В-500 |
1980 |
|
|
|
|
|
ВГС 700/69-64 |
1980 |
|
|
9 |
Маткожненская ГЭС (ГЭС-3) |
1 |
ПЛ - Каплан |
1953 |
|
р. Нижний Выг, пос. Сосновец |
|
|
|
СВ 566/125-40 |
1953 |
|
|
21 |
|
2 |
ПЛ - Каплан |
1953 |
|
|
|
|
|
СВ 566/125-40 |
1953 |
|
|
21 |
|
3 |
ПЛ - Каплан |
1953 |
|
|
|
|
|
СВ 566/125-40 |
1953 |
|
|
21 |
Выгостров-ская ГЭС (ГЭС-5) |
1 |
ПЛ 661-ВБ-550 |
1961 |
|
р. Нижний Выг |
|
|
|
ВГС 850/110-64 |
1961 |
|
|
20 |
|
2 |
ПЛ 661-ВБ-550 |
1961 |
|
|
|
|
|
ВГС 850/110-64 |
1961 |
|
|
20 |
Беломорская ГЭС (ГЭС-6) |
1 |
ПЛ 661-ВБ-550 |
1962 |
|
р. Нижний Выг |
|
|
|
ВГС 850/70-88 |
1962 |
|
|
9 |
|
2 |
ПЛ 661-ВБ-550 |
1963 |
|
|
|
|
|
ВГС 850/70-88 |
1963 |
|
|
9 |
|
3 |
ПЛ 661-ВБ-550 |
1963 |
|
|
|
|
|
ВГС 850/70-88 |
1963 |
|
|
9 |
Палокоргская ГЭС (ГЭС-7) |
1 |
ПЛ 661-ВБ-550 |
1967 |
|
р. Нижний Выг |
|
|
|
ВГС 850/70-88 |
1967 |
|
|
10 |
|
2 |
ПЛ 661-ВБ-550 |
1967 |
|
|
|
|
|
ВГС 850/70-88 |
1967 |
|
|
10 |
|
3 |
ПЛ 661-ВБ-550 |
1967 |
|
|
|
|
|
ВГС 850/70-88 |
1967 |
|
|
10 |
Кондопожская ГЭС (ГЭС-1) |
1 |
радиально-осевая |
1947 |
|
р. Суна, |
|
|
|
GS 2808 |
1947 |
|
|
10,7 |
|
2 |
радиально-осевая |
1947 |
|
|
|
|
|
GS 2808 |
1947 |
|
|
10,7 |
|
3 |
горизон-тальная радиально-осевая со сдвоенным рабочим колесом |
1951 |
|
|
|
|
|
G-227 |
1951 |
|
|
3,5 |
Пальеозерская ГЭС (ГЭС-2) |
1 |
радиально-осевая |
1954 |
|
р. Суна, пос. Гирвас |
|
|
|
ВГС-525/84-40 |
1954 |
|
|
12,4 |
|
2 |
радиально-осевая |
1954 |
|
|
|
|
|
ВГС-525/84-40 |
1954 |
|
|
12,5 |
Питкякоски ГЭС (ГЭС-19) |
1 |
радиально-осевая |
1947 |
|
р.
Киттен-Йоки, |
|
|
|
HSSAL-18/556L6 |
1947 |
|
|
1,26 |
Хямекоски ГЭС (ГЭС-21) |
2,4,5 |
горизонтальная радиально-осевая со сдвоенными колесами |
1916 |
|
р. Янисйоки, дер. Хямекоски |
|
|
|
G-185 (ASEA) |
1916 |
|
|
2,68 |
|
3 |
РО 12-Г-105 |
2010 |
|
|
|
|
|
G-185 (ASEA) |
1916 |
|
|
0,9 |
Харлу ГЭС (ГЭС-22) |
1 |
вертикальная пропеллерная |
1936 |
|
р. Янисйоки, пос. Харлу |
|
|
|
RSP-250/6012 |
1936 |
|
|
1,5 |
|
2 |
вертикальная пропеллерная |
1952 |
|
|
|
|
|
RSP-250/6012 |
1952 |
|
|
1,5 |
Пиени-Йоки ГЭС (ГЭС-24) |
1 |
горизонтальная радиально-осевая, Фойт-335 |
1960 |
|
р. Туле-майоки, пос. Пиени-йоки |
|
|
|
FW 506/15-14 |
1960 |
|
|
0,64 |
|
2 |
горизонтальная радиально-осевая, Фойт-335 |
1964 |
|
|
|
|
|
FW 506/15-14 |
1964 |
|
|
0,64 |
Суури-Йоки ГЭС (ГЭС-25) |
|
горизонтальная радиально-осевая |
1964 |
|
р. Туле-майоки, пос. Сууриеки |
|
|
|
FW 506/15-14 |
1964 |
|
|
0,64 |
|
|
горизонтальная радиально-осевая |
1964 |
|
|
|
|
|
FW 506/15-14 |
1964 |
|
|
0,64 |
Игнойла ГЭС (ГЭС-26) |
1 |
поворотно-лопастная |
1936 |
|
р. Шуя, Суоярвский район |
|
|
|
синхронный |
1936 |
|
|
2,7 |
Петрозаводская ТЭЦ |
1 |
ПТ-60-130/13 |
1979 |
газ, мазут (рез.) |
г. Петрозаводск |
60 |
|
|
БКЗ-420-140НГМ |
1979 |
|
|
|
|
2 |
Т-110/120-130-3 |
1980 |
|
|
110 |
|
|
БКЗ-420-140НГМ |
1980 |
|
|
|
|
3 |
Т-110/120-130-4 |
1982 |
|
|
110 |
|
|
БКЗ-420-140НГМ |
1982 |
|
|
|
ТЭС промышленных предприятий АО "Кондопожский ЦБК", АО "Сегежский ЦБК", ООО "РК-Гранд" (бывший ОАО "Целлюлозный завод Питкяранта") | ||||||
ТЭС-1 АО "Кондопожский ЦБК" |
1 |
ПР-13/15,8-3,4/1,5/0,6 |
2011 |
газ, мазут (рез.) |
г. Кондопога |
16 |
|
|
Е-160-3,9-440ГМ |
2011 |
|
|
|
|
2 |
ПР-13/15,8-3,4/1,5/0,6 |
2011 |
|
|
16 |
|
|
Е-160-3,9-440ГМ |
2011 |
|
|
|
|
3 |
ПР-13/15,8-3,4/1,5/0,6 |
2011 |
|
|
16 |
|
|
Е-160-3,9-440ГМ |
2011 |
|
|
|
ТЭС-2 АО "Кондопожский ЦБК" |
1 |
Е-100-3,9-440ГМ |
2005 |
газ, мазут (рез.) |
г. Кондопога |
|
|
2 |
Е-100-3,9-440ГМ |
2001 |
|
|
|
|
3 |
Е-100-3,9-440ГМ |
2005 |
|
|
|
|
4 |
Е-100-3,9-440ГМ |
2006 |
|
|
|
|
5 |
Е-100-3,9-440ГМ |
2000 |
|
|
|
|
1 |
ПТ-30-3,4-1 |
2002 |
|
|
30 |
|
2 |
ПТ-30-3,4-1 |
2002 |
|
|
30 |
ТЭЦ ООО "РК-Гранд" |
1 |
ГМ-50-1 |
1966 |
мазут |
г. Питкяранта |
|
|
2 |
ГМ-50-1 |
1966 |
|
|
|
|
3 |
ГМ-50-1 |
1967 |
|
|
|
|
4 |
ГМ-50-1 |
1967 |
|
|
|
|
5 |
СРК-315 |
1972 |
черный щелок мазут |
|
|
|
6 |
СРК-315 |
1972 |
|
|
|
|
7 |
ДКВР-10/13 |
1973 |
|
|
|
|
8 |
ДКВР-10/13 |
1973 |
|
|
|
|
1 |
ПР-10-35/10/2,5 |
1965 |
|
|
10 |
|
2 |
Р-12-35/5 |
1965 |
|
|
12 |
ТЭЦ-1 АО "Сегежский ЦБК" |
1 |
С-75-39 |
1974 |
древ. отх., мазут |
г. Сегежа |
|
|
2 |
С-75-39 |
1972 |
|
|
|
|
3 |
С-75-39 |
1981 |
|
|
|
|
11 |
Valmet HYBEX |
2017 |
|
|
|
|
7 |
БКЗ-ЕЕЕ-100-3,9 |
2008 |
|
|
|
|
1 |
Р-12-35/5М |
1978 |
|
|
12 |
|
2 |
ПТ-12-35/5М* |
1980 |
|
|
|
|
3 |
ПР-6-35/15/5 |
1990 |
|
|
6 |
|
4 |
ПР-6-35/15/5 |
1965 |
|
|
6 |
ТЭС-2 АО "Сегежский ЦБК" |
2 |
СРК-725 |
2000 |
черный щелок |
г. Сегежа |
|
|
3 |
СРК-725 |
2008 |
|
|
|
|
4 |
СРК-625 |
2004 |
|
|
|
|
3 |
ПР-6-35/15/5 |
2000 |
|
|
6 |
|
4 |
ПР-6-35/15/5 |
1970 |
|
|
6 |
|
5 |
Р-12-35/5 |
1975 |
|
|
12 |
АО "Норд Гидро" | ||||||
МГЭС "Ляскеля" |
1-6 |
СГ-800-16В2 УХЛЗ |
2011 |
|
р. Янисйоки, п. Ляскеля |
4,8 |
|
1-6 |
Пр30-Г-125 |
2011 |
|
|
|
МГЭС "Рюмякоски" |
1 |
ПЛ-Каплана |
2013 |
|
р. Тохмайоки |
|
|
1 |
GSH630М16 |
2013 |
|
|
0,63 |
МГЭС "Каллиокоски" |
1 |
Kaplan S-Turbine S-18,0/SR6A |
2014 |
|
|
|
|
|
GSH950М26 |
2014 |
|
|
0.975 |
ООО "ЕвроСибЭнерго - тепловая энергия" | ||||||
Ондская ГЭС (ГЭС-4) |
1 |
ПЛ 577-ВБ-370 |
1956 |
|
р. Онда, Каменный Бор |
|
|
|
ВГС 700/80-40 |
1956 |
|
|
20 |
|
2 |
ПЛ 577-ВБ-370 |
1956 |
|
|
|
|
|
ВГС 700/80-40 |
1956 |
|
|
20 |
|
3 |
ПЛ 577-ВБ-370 |
1956 |
|
|
|
|
|
ВГС 700/80-40 |
1956 |
|
|
20 |
|
4 |
ПЛ 577-ВБ-370 |
1956 |
|
|
|
|
|
ВГС 700/80-40 |
1956 |
|
|
20 |
На территории Республики Карелия,
кроме указанных в таблице 25
электростанций, в населенных пунктах, не
охваченных централизованным
электроснабжением, функционируют
дизель-генераторные установки (далее -
ДГУ) АО "ПСК". На 1 января 2020 года на
территориях Сегежского, Муезерского,
Кондопожского и Калевальского
муниципальных районов в эксплуатации
находятся 18 ДГУ общей мощностью 3,2 МВА.
2.8. Структура выработки
электроэнергии по типам электростанций
и видам собственности
Производство электроэнергии в
Республике Карелия в 2021 году составило
5232,32 млн. кВт.ч - на 4,3% меньше, чем в 2020
году, и 99,4% от производства 2017 года.
Динамика и структура производства
электроэнергии в Республике Карелия в
2017-2021 годах представлены в таблице 26 и на
рисунке 8.
Таблица 26
Структура выработки электроэнергии в
Республики Карелия по типам
электростанций и видам собственности в
2017-2021 годах
(млн. кВт.ч)
Наименование |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
Всего по территории, в том числе |
5264,6 |
4997,3 |
4931,5 |
5467,8 |
5232,32 |
Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1" |
4051,4 |
3716,1 |
3697,8 |
4061,4 |
3972,5 |
Петрозаводская ТЭЦ |
1110,0 |
1227,1 |
1251,4 |
1086,0 |
1281,7 |
Кривопорожская ГЭС (ГЭС-14) |
701,3 |
522,2 |
542,7 |
679,1 |
637,6 |
Путкинская ГЭС (ГЭС-9) |
507,1 |
404,2 |
431,1 |
523,8 |
494,7 |
Маткожненская ГЭС (ГЭС-3) |
437,2 |
386,5 |
362,0 |
400,0 |
359,9 |
Подужемская ГЭС (ГЭС-10) |
252,6 |
219,6 |
218,0 |
289,8 |
271,2 |
Выгостровская ГЭС (ГЭС-5) |
216,8 |
253,9 |
237,9 |
285,3 |
248,0 |
Палокоргская ГЭС (ГЭС-7) |
191,3 |
194,7 |
181,4 |
216,5 |
187,5 |
Беломорская ГЭС (ГЭС-6) |
164,4 |
143,7 |
136,0 |
106,1 |
128,0 |
Кондопожская ГЭС (ГЭС-1) |
149,3 |
114,6 |
103,1 |
140,6 |
111,0 |
Пальеозерская ГЭС (ГЭС-2) |
142,8 |
112,4 |
96,2 |
150,2 |
102,9 |
Юшкозерская ГЭС (ГЭС-16) |
93,7 |
75,0 |
75,5 |
94,7 |
81,5 |
Питкякоски ГЭС (ГЭС-19) |
3,2 |
3,8 |
6,1 |
7,3 |
6,3 |
Хямекоски ГЭС (ГЭС-21) |
25,8 |
17,5 |
20,2 |
24,3 |
16,7 |
Харлу ГЭС (ГЭС-22) |
22,5 |
15,7 |
13,2 |
23,1 |
16,2 |
Пиени-Йоки ГЭС (ГЭС-24) |
6,3 |
5,7 |
3,9 |
6,2 |
5,5 |
Суури-Йоки ГЭС (ГЭС-25) |
7,4 |
6,0 |
5,7 |
7,6 |
6,4 |
Игнойла ГЭС (ГЭС-26) |
19,6 |
13,6 |
13,6 |
20,8 |
17,5 |
ООО "ЕвроСибЭнерго - тепловая энергия" |
418,9 |
431,6 |
350,6 |
484,4 |
369,9 |
Ондская ГЭС (ГЭС-4) |
418,9 |
431,6 |
350,6 |
484,4 |
369,9 |
АО "Норд Гидро" |
35,6 |
25,8 |
25,2 |
43,3 |
37,0 |
МГЭС Ляскеля |
27,0 |
19,1 |
17,6 |
27,0 |
23,0 |
МГЭС Каллиокоски |
5,1 |
3,8 |
3,5 |
5,6 |
4,2 |
МГЭС Рюмякоски |
3,6 |
2,9 |
4,1 |
3,8 |
3,1 |
МГЭС "Белопорожская ГЭС-1" <*> |
- |
- |
- |
6,9 |
6,6 |
Электростанции промышленных предприятий |
758,8 |
823,7 |
857,9 |
878,6 |
852,9 |
ТЭЦ ООО "РК-Гранд" |
54,3 |
56,2 |
55,5 |
49,6 |
54,0 |
ТЭЦ-1 и ТЭС-2 АО "Сегежский ЦБК" |
184,8 |
181,6 |
197,8 |
220,7 |
191,9 |
ТЭС-1 АО "Кондопожский ЦБК" |
168,8 |
168,3 |
604,6 |
608,3 |
607,0 |
ТЭС-2 АО "Кондопожский ЦБК" |
350,9 |
417,5 |
|
|
|
<*> С 2020 года периодически
вырабатывает электрическую энергию в
рамках испытаний, при этом год ввода в
эксплуатацию МГЭС "Белопорожская ГЭС-1" -
2022 год.
Основным источником генерации
электроэнергии являются ГЭС. По данным
генерирующих компаний, в 2021 году объем
выработки электроэнергии ГЭС составил
3097,7 млн. кВт.ч, или 59,2% от общей выработки
по Республике Карелия. Выработка
электроэнергии электростанций
промышленных предприятий
осуществляется для собственных нужд и
составляет 16,3% от выработки.
Рисунок 8. Структура выработки
электроэнергии
в Республике Карелия по видам
собственности,
млн. кВт.ч за 2017-2021 годы
Основные генерирующие мощности:
Каскады Кемских и Выгских ГЭС Филиала
"Карельский" ПАО "ТГК-1", Ондская ГЭС (ГЭС-4)
ООО "ЕвроСибЭнерго - тепловая энергия"
ТЭЦ-1 и ТЭС-2 АО "Сегежский ЦБК",
расположены в северной части
энергосистемы. В южной и западной части
Республики Карелия расположены
Петрозаводская ТЭЦ и станции каскада
Сунских ГЭС Филиала "Карельский" ПАО
"ТГК-1", ТЭС-1 и ТЭС-2 АО "Кондопожский ЦБК",
ТЭЦ ООО "РК-Гранд", а также малые ГЭС.
Необходимо отметить, что выработка
Петрозаводской ТЭЦ из года в год
практически не изменяется, выработка
электроэнергии на ТЭЦ промышленных
предприятий связана с режимом работы
самих производств. Выработка
электроэнергии собственных ГЭС
неравномерна и напрямую зависит от
гидрологической обстановки, которая
носит циклический характер. В
рассматриваемом периоде самым низким по
водности был 2019 год, выработка
электроэнергии в котором составила 2822,4
млн. кВт.ч. 2017 и 2020 годы были многоводным,
выработка ГЭС составила 3395,9 млн. кВт.ч и
3496,2 млн. кВт.ч соответственно.
Характеристика балансов электроэнергии и мощности
Баланс электроэнергии по
Республике Карелия за период 2017-2021 годов
представлен в таблице 27.
Таблица 27
Баланс электроэнергии
Республики Карелия (за 2017-2021 годы)
(млн. кВт.ч)
Показатель |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
Потребление электроэнергии |
7935,1 |
7931,9 |
7846,5 |
7814,6 |
8301,9 |
Выработка электроэнергии, в том числе |
5264,6 |
4997,3 |
4931,5 |
5467,8 |
5232,3 |
ТЭС |
1110,0 |
1227,1 |
1251,4 |
1086,0 |
1281,7 |
ГЭС |
3395,9 |
2946,5 |
2822,4 |
3503,1 |
3097,7 |
Электростанции промышленных предприятий |
758,8 |
823,7 |
857,9 |
878,6 |
852,9 |
Сальдо перетоков |
2670,4 |
2934,6 |
2915,0 |
2346,8 |
3069,6 |
Энергосистема Республики Карелия
является дефицитной. В 2021 году общее
потребление по территории Республики
Карелия составило 8301,9 млн. кВт.ч. При этом
электростанции, расположенные на
территории Республики Карелия
выработали 5232,3 млн. кВт.ч, что составляет
63% от величины потребления. Объем
сальдо-перетока составил 3069,6 млн. кВт.ч.
По отношению к 2021 году величина сальдо
перетоков увеличилась на 722,8 млн. кВт.ч и
составила 37% от потребления
электроэнергии региона. В 2017 году
сальдо-переток составлял 33,7% от
фактического потребления Республики
Карелия. Баланс электроэнергии по
большей части обеспечивается за счет
выработки электростанций энергосистемы.
Дефицит электроэнергии покрывается за
счет получения электроэнергии из
смежных энергосистем (в основном из
энергосистемы Мурманской области и
энергосистемы г. Санкт-Петербурга и
Ленинградской области).
Укрупненный баланс электроэнергии
в Республике Карелия за период 2017-2021
годов представлен в таблице 28 и на
рисунке 9.
Таблица 28
Укрупненный баланс электроэнергии в
Республике Карелия (за период 2017-2021
годов)
(млн. кВт.ч)
Показатель |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
Потребление электроэнергии |
7935,1 |
7931,9 |
7846,5 |
7814,6 |
8301,9 |
удельный вес, % |
100,0 |
100,0 |
100,0 |
100,0 |
100,0 |
Выработка электроэнергии |
5264,6 |
4997,3 |
4931,5 |
5467,8 |
5232,3 |
удельный вес, % |
66,3 |
63,0 |
62,8 |
70,0 |
63,0 |
Сальдо перетоков |
2670,4 |
2934,6 |
2915,0 |
2346,8 |
3069,6 |
удельный вес, % |
33,7 |
37,0 |
37,2 |
30,0 |
37,0 |
Рисунок 9. Баланс электроэнергии в
Республике Карелия
в 2017-2021 годах, млн. кВт.ч
Баланс мощности на час
собственного максимума потребления по
территории энергосистемы Республики
Карелия за 2017-2021 годы представлен в
таблице 29.
Таблица 29
Баланс мощности на час собственного
максимума
потребления по территории
энергосистемы
Республики Карелия за 2017-2021 годы
(МВт)
Показатель |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
Дата, час максимума потребления, температура наружного воздуха |
06.01.17 18:00 tнв = -27,8 °С |
27.02.18 19:00 tнв = -20,9 °С |
25.01.19 10:00 tнв = -21,7 °С |
31.12.20 17:00 tнв = -1,9 °С |
16.01.21 17:00 tнв = -21,1 °С |
Установленная мощность |
1098,1 |
1098,1 |
1098,1 |
1098,1 |
1098,1 |
Располагаемая мощность |
681,7 |
739,1 |
670,5 |
787,9 |
743,4 |
Снижение мощности из-за вывода оборудования в ремонт |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
Рабочая мощность |
681,7 |
739,1 |
670,5 |
787,9 |
743,4 |
Фактическая генерация |
634,6 |
695,2 |
635,6 |
692,3 |
718,8 |
Резерв |
47,1 |
43,9 |
35,0 |
95,6 |
24,6 |
Максимум потребления |
1181,1 |
1174,0 |
1203,7 |
1127,9 |
1249,7 |
Сальдо перетоков |
546,5 |
478,8 |
568,1 |
435,6 |
530,9 |
За рассматриваемый период 2017-2021
годов энергосистема Республики Карелия
является дефицитной по активной
мощности и электроэнергии, ограничение
по мощности во время прохождения зимнего
максимума потребления покрывается за
счет перетоков по сети ПАО "ФСК ЕЭС" из
смежных энергосистем Ленинградской и
Мурманской области. При прохождении
максимума потребления недостаток
располагаемой мощности на территории
Республики Карелия не приводит к вводу
ограничения потребителей, так как
имеющиеся межсистемные связи позволяют
осуществлять сальдо-переток.
2.9. Динамика показателей
энергоэффективности и
электроэффективности
Уровень социально-экономического
развития и состояния энергетической
эффективности характеризуются большим
числом показателей, однако в качестве
ключевых можно выделить электроемкость
ВРП и энергоемкость ВРП. Выбор
энергоемкости ВРП в качестве основного
показателя, характеризующего степень
энергоэффективности экономики региона
очевиден - именно данный показатель
комплексно отражает эффективность
потребления всех видов
топливно-энергетических ресурсов (далее
- ТЭР), а также используется как основной
показатель при определении целей
государственной политики в этой области.
Выбор показателя электроемкость ВРП
обусловлен тем, что он характеризует
потребление электроэнергии в расчете на
каждую единицу ВРП. Показатель в большей
степени зависит от деятельности
конкретных предприятий, чем от
изменений, происходящих во внешней среде
их функционирования. Поэтому снижение
электроемкости промышленного
производства является важнейшей задачей
менеджеров различного уровня.
Показатель энергоемкости
определяется как отношение объема
валового потребления ТЭР к объему
валового регионального продукта и
рассчитывается по следующей формуле:
где:
ТЭР - объем валового потребления
ТЭР, тыс. т.у.т;
ВРП - объем валового регионального
продукта, миллионов рублей в
сопоставимых ценах.
Показатель электроемкости ВРП
определяется как отношение потребление
электроэнергии к объему валового
регионального продукта и рассчитывается
по следующей формуле:
где:
ЭЭ - потребление электроэнергии,
млн. кВт.ч.
Основные показатели
энергоэффективности Республики Карелия
в 2016-2021 годах представлены в таблице 30.
Таблица 30
Основные показатели
энергоэффективности
Республики Карелия в 2016-2021 годах <*>
N п/п |
Показатели |
2016 год |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1. |
Численность населения Республики Карелия в среднем за год, тыс. чел. |
629,88 |
627,08 |
622,48 |
618,06 |
614,06 |
609,07 |
2. |
Активное население на конец года, тыс. чел. |
327,10 |
319,30 |
311,60 |
305,40 |
299,30 |
нет данных |
2.1. |
в том числе занятое, тыс. чел. |
296,90 |
291,90 |
284,60 |
282,70 |
273,20 |
нет данных |
3. |
Производство электроэнергии, млн. кВт.ч |
4856,90 |
5264,60 |
4997,30 |
4931,50 |
5467,80 |
нет данных |
4. |
Потребление электроэнергии, млн. кВт.ч |
7918,40 |
7935,07 |
7931,88 |
7846,55 |
7814,65 |
8301,89 |
5. |
Потребление ТЭР, млн. т.у.т. |
4,83 |
4,75 |
4,52 |
4,44 |
4,44 |
нет данных |
6. |
Производство тепловой энергии, млн. т.у.т. |
- |
- |
- |
1,49 |
1,51 |
нет данных |
7. |
Производство электроэнергии, млн. т.у.т. |
- |
- |
- |
0,49 |
0,45 |
нет данных |
8. |
ВРП, млрд. руб. |
248,14 |
270,80 |
300,98 |
319,05 |
319,39 |
нет данных |
9. |
Энергоемкость ВРП, кг у.т./тыс. руб. |
19,45 |
17,54 |
15,03 |
13,91 |
13,9 |
нет данных |
10. |
Электроемкость ВРП, кВт.ч/тыс. руб. |
31,91 |
29,30 |
26,35 |
24,59 |
24,47 |
нет данных |
11. |
Потребление электроэнергии на душу населения, МВт.ч/чел. |
12,57 |
12,65 |
12,74 |
12,70 |
12,73 |
13,63 |
12. |
Электровооруженность труда в экономике, МВт.ч/чел. |
26,67 |
27,18 |
27,87 |
27,76 |
28,60 |
нет данных |
<*> Определяются на основании
данных Росстата и Карелиястата в
соответствии с Федеральным планом
статистических работ, утвержденным
распоряжением Правительства Российской
Федерации от 6 мая 2008 года N 671-р, ВРП за
год, предшествующий предыдущему,
публикуется ежегодно в первую декаду
марта.
2.10. Характеристики электросетевого
хозяйства
В энергосистеме Республики Карелия
в электрической сети основной является
шкала напряжений 330/220/110/35 кВ.
Энергосистема области охватывает
территорию Республики Карелия и входит в
Объединенную энергосистему
Северо-Запада (ОЭС Северо-Запада).
Оперативно-диспетчерское управление
объектами электроэнергетики в
энергосистеме Республики Карелия
осуществляет Карельское РДУ.
Общая протяженность электрических
сетей 24 кВ и выше, проходящих по
территории Республики Карелия,
составляет 8388,83 км. В энергосистеме
Республики Карелия функционирует 7 ПС и
РП 330 кВ, 17 ПС 220 кВ, 82 ПС 110 кВ и 109 ПС 35 кВ.
Суммарная установленная мощность
трансформаторов напряжением 35-330 кВ на ПС
и ЭС составляет 9796,03 МВА.
Информация о протяженности ЛЭП и
мощности трансформаторов напряжением 35
кВ и выше в энергосистеме Республики
Карелия на 31 декабря 2021 года
представлена в таблице 31.
Таблица 31
Протяженность ЛЭП и мощность
трансформаторов,
напряжением 35 кВ и выше в энергосистеме
Республики Карелия
на 31 декабря 2021 года
Класс напряжения |
Протяженность, км |
ВЛ 330 кВ |
1828,44 |
КЛ 330 кВ |
- |
ВЛ 220 кВ |
1138,07 |
КЛ 220 кВ |
- |
ВЛ 110 кВ |
2891,36 |
КЛ 110 кВ |
- |
В том числе потребительские 110 кВ |
- |
ВЛ 35 кВ |
2432,42 |
КВЛ 35 кВ |
98,54 |
Итого 35-330 кВ: |
8388,83 |
Класс напряжения подстанции |
Мощность ПС, МВА |
ПС 330 кВ |
2425 (7 шт.) <*> |
ПС 220 кВ |
2593,5 (17 шт.) <**> |
ПС 110 кВ |
4111,6 (82 шт.) |
ПС 35 кВ |
665,93 (110 шт.) |
Всего |
9796,03 |
<*> Включая две электростанции
суммарной мощностью 1455 МВА.
<**> Включая две электростанции
суммарной мощностью 314 МВА.
В энергосистеме Республики Карелия
основными сетевыми компаниями
являются:
Карельское ПМЭС;
Карельский филиал ПАО "Россети
Северо-Запад";
АО "ОРЭС - Петрозаводск";
АО "ПСК";
ОАО "РЖД".
Общая протяженность ВЛ и КЛ (в
одноцепном исчислении), количество и
установленная мощность ПС напряжением
35-110 кВ, находящихся на балансе
Карельского филиала ПАО "Россети
Северо-Запад", по состоянию на 31 декабря
2021 года представлены в таблице 32. В числе
подстанций 110 кВ кроме подстанций 110/35/10/6
кВ также показан РП 110 кВ Ладва (РП-81) без
силовых трансформаторов, в числе
подстанций 35 кВ кроме подстанций 35/10/6 кВ
также показаны подстанции 35/0,4 кВ общим
количеством 10 шт. и мощностью силовых
трансформаторов 2,980 МВА.
Таблица 32
ПС и ВЛ 35-110 кВ энергосистемы Республики
Карелия
находящиеся на балансе Карельского
филиала
ПАО "Россети Северо-Запад" по состоянию
на 31 декабря 2021 года
N п/п |
Класс напряжения, кВ |
Протяженность, км |
Количество ПС, шт. |
Трансформаторная мощность силовых трансформаторов, МВА |
1. |
110 |
2574,34 |
55 |
1269,1 |
2. |
35 |
2103,82 |
108 |
566,61 |
Итого |
4678,16 |
163 |
1835,71 |
Общая протяженность ВЛ и КЛ (в
одноцепном исчислении), количество и
установленная мощность ПС напряжением
35-110 кВ, находящихся на балансе
Карельского ПМЭС, по классам напряжения
по состоянию на 31 декабря 2021 года
представлена в таблице 33.
Таблица 33
ПС и ВЛ 110-330 кВ энергосистемы
Республики Карелия находящиеся на
балансе Карельского
ПМЭС по состоянию на 31 декабря 2021 года
Класс напряжения, кВ |
Протяженность, км |
Количество ПС, шт. |
Трансформаторная мощность силовых трансформаторов, МВА |
330 |
1822,44 |
5 |
970 |
220 |
1106,13 |
6 |
961,5 |
110 |
6,20 |
- |
- |
Итого |
2934,77 |
11 |
1931,5 |
Эксплуатацию подавляющего
большинства распределительных сетей 35-110
кВ осуществляет Карельский филиал ПАО
"Россети Северо-Запад". Карельский филиал
ПАО "Россети Северо-Запад" включает в
себя 3 производственных отделения (далее
- ПО):
ПО Северные электрические сети
(далее - СЭС) обслуживает
административные районы: Лоухский,
Кемский, Калевальский, Беломорский,
Сегежский, Муезерский;
ПО Южно-Карельские электрические
сети (далее - ЮКЭС) обслуживает
административные районы:
Медвежьегорский, Пудожский, Олонецкий,
Прионежский, Пряжинский, Кондопожский и
Петрозаводский городской округ;
ПО Западно-Карельские
электрические сети (далее - ЗКЭС)
обслуживает административные районы:
Лахденпохский, Питкярантский,
Суоярвский, Сортавальский, частично
Муезерский.
Часть ПС 35-110 кВ, расположенных в г.
Петрозаводске, находится на балансе и
обслуживаются следующими предприятиями:
АО "ОРЭС - Петрозаводск" - ПС 110 кВ ОТЗ - 2 (ПС
68), ПС 35 кВ ПЛМК Соломенное (ПС-51П); АО "ПСК"
- ПС 110 кВ Онего (ПС 71), ПС 35 кВ ОТЗ (Охта
Групп) (ПС 19П).
Перечень ЛЭП и ПС напряжением 35 кВ и
выше, эксплуатируемых на территории
Республики Карелия, приведены в
приложениях 1 и 2 к Программе.
2.11. Основные внешние электрические
связи энергосистемы
Основные внешние электрические
связи Республики Карелия:
1. С энергосистемой Мурманской
области:
ВЛ 330 кВ Княжегубская - Лоухи N 1;
ВЛ 330 кВ Княжегубская - Лоухи N 2;
ВЛ 110 кВ Пояконда - Полярный круг
(Л-87).
2. С энергосистемой г.
Санкт-Петербурга и Ленинградской
области:
ВЛ 330 кВ Сясь - Петрозаводск;
ВЛ 330 кВ Петрозаводск -
Тихвин-Литейный;
ВЛ 220 кВ Верхне-Свирская ГЭС -
Древлянка;
ВЛ 110 кВ Лахденпохья - Кузнечная
(Л-129);
ВЛ 110 кВ Лодейнопольская - Олонец
(Л-170);
ВЛ 110 кВ Пай - Ольховец (Л-188);
ВЛ 35 кВ Липпола - Кузнечная.
3. С энергосистемой Вологодской
области:
ВЛ 110 кВ Каршево - Андома (Л-141).
4. С энергосистемой Архангельской
области:
ВЛ 110 кВ Малошуйка-тяговая - Нюхча
(Л-Малошуйка).
2.12. Структура топливного баланса
электростанций и котельных в 2021 году
Топливный баланс
формируется следующими основными
группами энергоресурсов:
уголь и продукты его переработки -
кокс металлургический, орешек коксовый,
мелочь коксовая, а также коксовый и
другие отходящие газы металлургических
процессов (в балансе эти энергоресурсы
объединены в группу "Уголь");
нефть сырая и газовый конденсат (в
балансе эти энергоресурсы объединены в
группу "Нефть");
различные продукты переработки
нефти - бензины, керосины, дизельные
топлива, мазуты, углеводородные газы, в
том числе сжиженные, парафины нефтяные,
нефтебитумы (в балансе эти энергоресурсы
объединены в группу "Нефтепродукты");
природный газ, включая попутный
нефтяной газ (в балансе эти
энергоресурсы объединены в группу
"Природный газ");
прочие виды горючих
энергоресурсов, в том числе
возобновляемые - торф и торфобрикеты,
древесина топливная, древесные
топливные гранулы (пеллеты), отходы
деревообрабатывающего производства,
твердые бытовые отходы и т.п. (в балансе
эти энергоресурсы объединены в группу
"Прочие виды топлива");
энергия потока водных масс и
энергия солнца, ветра, преобразуемая на
электростанциях в электрическую и/или
тепловую энергию (в балансе эти
энергоресурсы объединены в группу "ГЭС и
ВЭИ");
электроэнергия;
тепловая энергия.
Потребление топлива
электростанциями и котельными в 2021 году
представлено в таблице 34.
Структура потребления топлива
котельными за 2021 год представлена на
рисунке 10.
Таблица 34
Потребление топлива
электростанциями и котельными в 2021 году
<*>
Показатель |
Всего, тыс. т.у.т., 2021 г. |
В том числе, тыс. тут | ||||
|
|
Газ |
Мазут |
Дизтопливо |
Уголь |
Прочее топливо |
ПАО "ТГК-1" Петрозаводская ТЭЦ |
575,771 |
574,8 |
0,971 |
|
|
|
АО "Карельский окатыш" |
158,9 |
|
158,9 |
|
X |
|
АО "Кондопожский ЦБК" |
X <**> |
X |
X |
|
|
X |
ТЭЦ-1, ТЭЦ 2 АО "Сегежский ЦБК" |
- |
|
- |
|
|
- |
ТЭЦ ООО "РК-Гранд" |
- |
|
- |
|
|
- |
Котельные |
181552 |
83220 |
22275 |
3943 |
29640 |
42474 |
<*> Форма предоставления данных
Карелиястат.
<**> Данные скрыты в целях
конфиденциальности.
Рисунок 10. Структура потребления
топлива котельными за 2021 год, %
Сводный топливный баланс
электростанций и котельных по
Республике Карелия разработан на
основании данных статистических
бюллетеней за 2015-2020 годы,
предоставленных Карелиястат и
представлен в таблице 35.
Таблица 35
Сводный топливный баланс
электростанций и котельных по
Республике Карелия
Показатель |
Год |
Природный газ |
Уголь |
Нефтепродукты |
Прочие виды твердого топлива |
Топливо всего, тыс. т.у.т. |
Производство электроэнергии |
2015 |
229,3 |
0 |
20,1 |
31,9 |
281,3 |
|
2016 |
254,6 |
0 |
21,7 |
32,7 |
309,0 |
|
2017 |
256,3 |
0 |
21,6 |
33,0 |
310,9 |
|
2018 |
261,5 |
0 |
20,9 |
34,1 |
316,5 |
|
2019 |
254,1 |
0 |
22,0 |
35,0 |
311,1 |
|
2020 |
391,0 |
0 |
25,4 |
29,4 |
446 |
Производство тепловой энергии |
2015 |
535,1 |
8,7 |
180,5 |
287,2 |
1011,5 |
|
2016 |
594,0 |
17,3 |
195,4 |
294,0 |
1100,8 |
|
2017 |
598,0 |
16,5 |
194,7 |
296,6 |
1105,9 |
|
2018 |
610,2 |
16,5 |
187,7 |
306,9 |
1121,3 |
|
2019 |
593,0 |
28,8 |
197,8 |
315,2 |
1134,7 |
|
2020 |
637,7 |
57,8 |
221,2 |
364,6 |
1514,6 |
3. Особенности и проблемы текущего
состояния электроэнергетики на
территории Республики Карелия
Расчеты электроэнергетических
режимов выполнены для следующих
температур:
температуры наружного воздуха
наиболее холодной пятидневки с
обеспеченностью 0,92 с округлением до
ближайшего целого значения (-30 °С);
температуры наружного воздуха,
приведенной в приложении А ГОСТ Р 58670-2019
(+5 °С);
температуры наружного воздуха для
теплого периода года с обеспеченностью
0,98 с округлением в большую сторону до
значения, кратного 5°С (+25 °С);
среднемесячной температуры
наружного воздуха наиболее теплого
летнего месяца с округлением до
ближайшего целого значения (+17 °С);
максимальной за периоды паводка
среднемесячной температуры наружного
воздуха с округлением до ближайшего
целого значения (+10 °С).
Энергоузлы (энергорайоны) на
территории энергосистемы Республики
Карелия, характеризующиеся повышенной
вероятностью выхода параметров
электроэнергетических режимов из
области допустимых значений (далее -
"узкие" места):
1. Петрозаводский энергоузел
Описание проблемы энергоузла
Петрозаводский энергоузел
характеризуется преобладанием бытовой и
мелкомоторной нагрузки (порядка 70% от
общего потребления), численность
населения составляет 372,6 тыс. человек
(население Петрозаводского городского
округа и Прионежского, Пряжинского,
Кондопожского, Олонецкого муниципальных
районов).
Генерация представлена
Петрозаводской ТЭЦ (установленная
мощность 280 МВт), Кондопожской ГЭС (ГЭС-1)
(24,9 МВт), Пальеозерской ГЭС (ГЭС-2) (24,9 МВт).
Внешнее электроснабжение
Петрозаводского энергоузла
осуществляется по сети 220 кВ от ПС 220 кВ
Древлянка и трем транзитам 110 кВ
(контроль по ВЛ 110 кВ Суоярви -
Найстенъярви (Л 133), ВЛ 110 кВ Ведлозеро -
Суоярви (Л 124) и ВЛ 110 кВ Верхне-Свирская
ГЭС - Ольховец (ВЛ 110 кВ Ольховецкая-1).
Шины 220 кВ ПС 220 кВ Древлянка, являющейся
единственным опорным узлом энергоузла,
представляют собой одиночную
несекционированную систему шин, что
значительно снижает надежность схемы
внешнего электроснабжения города при их
выводе в ремонт или аварийном
отключении.
В настоящее время потребление
Петрозаводского энергоузла составляет в
отопительный период 280-355 МВт, летний
период 160-209 МВт (потребление с учетом СН
Петрозаводской ТЭЦ).
В осенне-зимний период для
обеспечения допустимых параметров
электроэнергетического режима
(исключение срабатывания автоматики
ограничения перегрузки оборудования
(далее - АОПО) ВЛ 110 кВ Верхне-Свирская ГЭС
- Ольховец (ВЛ 110 кВ Ольховецкая-1) на
деление сети, устройство обеспечивает
косвенную защиту Т-21 и Т-22
Верхне-Свирской ГЭС (ГЭС-12): допустимые
длительные токовые нагрузки (далее -
ДДТН) = 156,7 А, аварийно-допустимые токовые
нагрузки (далее - АДТН) = 183,6 А при
характерном положении устройства
регулирования под нагрузкой (далее - РПН)
в послеаварийной схеме при отключении
одиночной несекционированной системы
шин 220 кВ ПС 220 кВ Древлянка необходимо в
исходной схеме вводить ограничение на
минимальную фактическую нагрузку
Петрозаводской ТЭЦ (величина зависит от
балансовых условий Петрозаводского
энергоузла: потребления, генерации
Кондопожской ГЭС (ГЭС-1) и Пальеозерской
ГЭС (ГЭС-2), транзитного перетока по сети
220 - 330 кВ).
Максимально допустимый переток
(далее - МДП) в нормальной схеме в сечении
"Дефицит Петрозаводска" (в состав сечения
входят ВЛ 220 кВ Верхне-Свирская ГЭС -
Древлянка; ВЛ 220 кВ Петрозаводск -
Древлянка; ВЛ 110 кВ Верхне-Свирская ГЭС -
Ольховец (ВЛ 110 кВ Ольховецкая-1); ВЛ 110 кВ
Ведлозеро - Суоярви (Л-124); ВЛ 110 кВ Суоярви
- Найстенъярви (Л-133)) в режиме работающей
Петрозаводской ТЭЦ = 120 - РНК + 0,03РК-Л +
1,1РОН-4 = 145 МВт (критерий: исключение
срабатывания АОПО ВЛ 110 кВ
Верхне-Свирская ГЭС - Ольховец (ВЛ 110 кВ
Ольховецкая-1) на ДС в исходной схеме).
В вышеописанных режимах в ПАР
несекционированной системы шин 220 кВ ПС
220 кВ Древлянка отключение связи 110 кВ
Ольховецкого транзита действием АОПО
недопустимо, что влечет ослабление схемы
внешнего электроснабжения
Петрозаводского энергоузла и, как
следствие, перегрузке двух оставшихся
транзитов 110 кВ от ПС 220 кВ Суоярви до
Петрозаводской ТЭЦ (Ведлозерского и
Сунского транзита, являющихся внешними
связями Петрозаводского энергоузла)
сверх АДТН.
В летний период в связи с
ремонтными работами на Петрозаводской
ТЭЦ и полным остановом станции на
профилактический ремонт, основным
источником электроснабжения является ПС
220 кВ Древлянка. В данном режиме при
перетоке в сечении "Дефицит
Петрозаводска" более 130 МВт и аварийном
отключении сш 220 кВ ПС 220 кВ Древлянка
происходит снижение напряжения на
подстанциях 110 кВ Петрозаводского
энергоузла ниже аварийно допустимых
уровней, а при перетоке свыше 155 МВт - ниже
критического напряжения. Без действия
автоматики ограничения снижения
напряжения (далее - АОСН) на отключение
нагрузки ввести параметры
электроэнергетического режима в
допустимую область не представляется
возможным (располагаемый объем АОСН для
летних режимов составляет порядка 95
МВт).
Мероприятия для исключения Петрозаводского энергоузла из перечня "узких" мест
Для исключения рисков
возникновения послеаварийных режимов
требуется реализация проекта
реконструкции ПС 220 кВ Древлянка с
разделением несекционированной системы
шин 220 кВ (далее - Проект реконструкции).
Реализация данного Проекта
реконструкции предусмотрена
инвестиционной программой ПАО "ФСК ЕЭС"
на 2020-2024 годы. Год окончания реализации
Проекта реконструкции - 2024.
В качестве временного решения,
исключающего каскадное развитие аварии
в Петрозаводском энергоузле при
прохождении летних нагрузок и при
наложении аварийного отключения
несекционированной сш-220 кВ ПС 220 кВ
Древлянка на период полного останова
Петрозаводской ТЭЦ, до реконструкции ПС
220 кВ Древлянка являются мероприятия
по:
а) модернизации АОПО ВЛ 110 кВ
Верхне-Свирская ГЭС - Ольховец (ВЛ 110 кВ
Ольховецкая-1) на Верхне-Свирской ГЭС
(ГЭС-12) с реализацией каналов устройства
передачи аварийных сигналов и команд
(далее - УПАСК) до ПС 220 кВ Древлянка для
передачи УВ на ОН в Петрозаводский
энергоузел или АОПО ВЛ 110 кВ Древлянка -
Станкозавод (Л 184) на ПС 220 кВ Древлянка с
УВ на ОН (замена на устройство,
соответствующее требованиям ГОСТ Р 55105
2019 "Единая энергетическая система и
изолированно работающие энергосистемы.
Оперативно-диспетчерское управление.
Автоматическое противоаварийное
управление режимами энергосистем.
Противоаварийная автоматика
энергосистем. Нормы и требования" и
Стандарта СТО 59012820.29.020.002-2018 "Релейная
защита и автоматика. Автоматическое
противоаварийное управление режимами
энергосистем. Устройства автоматики
ограничения перегрузки оборудования.
Нормы и требования");
б) установке специальной
автоматики отключения нагрузки (далее -
САОН) на ПС 220 кВ Древлянка с контролем
состояния сети (связи шины 220 кВ - шины 110
кВ ПС 220 кВ Древлянка) для реализации
управляющих воздействий на ОН от АОПО ВЛ
110 кВ Верхне-Свирская ГЭС - Ольховец (ВЛ 110
кВ Ольховецкая-1) на Верхне-Свирской ГЭС
(ГЭС-12) или от АОПО ВЛ 110 кВ Древлянка -
Станкозавод (Л-184) на ПС 220 кВ Древлянка.
Контроль состояния связи шины 220 кВ - шины
110 кВ ПС 220 кВ Древлянка перед реализацией
УВ на ОН от АОПО необходим для исключения
избыточного отключения потребительской
нагрузки действием АОПО при перегрузке
связи 110 кВ Ольховецкого транзита
транзитным перетоком в ремонтных схемах
с отключенной только лишь ВЛ 220 кВ
Верхне-Свирская ГЭС - Древлянка, входящей
в состав контролируемого сечения
"Ленинград - Карелия", в которых
необходимо производить ДС на указанном
транзите 110 кВ для исключения
ограничения допустимого перетока в
сечении по условиям пропускной
способности шунтирующей сети 110 кВ
(обеспечение работы сечения по линиям
только лишь системообразующей сети 330
кВ);
в) установка локальной автоматики
предотвращения нарушения устойчивости
(далее - ЛАПНУ) на ПС 220 кВ Древлянка с
реализацией управляющих воздействий на
отключение нагрузки в энергорайоне г.
Петрозаводска по факту разрыва связи шин
220 кВ и 110 кВ ПС 220 кВ Древлянка с
дополнительным контролем снижения
напряжения ниже критического (уровня,
соответствующего границе статической
устойчивости электродвигательной
нагрузки). Автоматика обеспечит
последующую эффективную работу
устройств АОСН, а также сохранение
собственных нужд Петрозаводской ТЭЦ в
схемах с аварийной потерей всей
генерации станции для обеспечения
последующего ее разворота;
г) замыкание транзита 110 кВ ПС 220 кВ
Лодейнопольская - ПС 110 кВ Ведлозеро (ПС 39)
(далее - Олонецкий транзит 110 кВ), деление
по нормальной схеме на котором в
существующей схеме выполнено на ВС-110 ПС
110 кВ Олонец (ПС 41).
Мероприятия по модернизации АОПО
ВЛ 110 кВ Древлянка - Станкозавод (Л 184) и
установки САОН на ПС 220 кВ Древлянка
предусмотрены "Планом-графиком
мероприятий по повышению эффективности
противоаварийного управления
энергорайона г. Петрозаводска и Западной
Карелии", утвержденным 17 мая 2018 года
(далее - План-график), а также титулом
"Техническое перевооружение ПС 220 кВ
Древлянка (установка САОН и оснащение ВЛ
110 кВ Древлянка - Станкозавод устройством
АОПО)" согласно инвестиционной программы
ПАО "ФСК ЕЭС" на 2020-2024 годы со сроком
окончания в 2022 году.
Замыкание Олонецкого транзита 110 кВ
планируется реализовать после установки
устройств ПА (автоматика ликвидации
асинхронного режима (далее - АЛАР) на ВЛ 110
кВ Ведлозеро - Коткозеро (Л-125) со стороны
ПС 110 кВ Ведлозеро (ПС 39), АЛАР и АОПО на ВЛ
110 кВ Лодейнопольская - Олонец (Л-170) со
стороны ПС 220 кВ Лодейнопольская).
Реализация указанных мероприятий
заложена в планах-графиках ПАО "Россети
Северо-Запад" и Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС
Северо-Запада со сроками исполнения
мероприятий в 2025 году и в 2023 - 2026 годах.
Замыкание Олонецкого транзита 110 кВ
(мероприятие "г") планируется осуществить
после установки устройств ПА (АЛАР на ВЛ
110 кВ Ведлозеро - Коткозеро (Л-125) со
стороны ПС 110 кВ Ведлозеро (ПС 39) в 2025 г.,
АЛАР и АОПО на ВЛ 110 кВ Лодейнопольская -
Олонец (Л-170) со стороны ПС 220 кВ
Лодейнопольская в 2023-2026 годы) на данном
транзите, предусмотренной
Планом-графиком реализации устройств
(функций) АЛАР и АОПО на связях 110 кВ ПАО
"Россети Северо-Запад" и Филиала ПАО "ФСК
ЕЭС" МЭС Северо-Запада соответственно.
Ограничение пропускной способности трансформаторных связей питающих центров 35-110 кВ
С целью выявления дефицитных по
мощности центров питания (далее - ЦП)
напряжением 35 кВ и выше по состоянию на
2021 год в энергосистеме Республики
Карелия произведен анализ загрузки ЦП
напряжением 35 кВ и выше на основании
данных о максимальных нагрузках,
зафиксированных на ЦП в течение 2017-2021
годов, который представлен в таблице 36.
Анализ ретроспективной нагрузки ЦП в
режиме отключения трансформатора
большей мощности выявил ряд ЦП, загрузка
которых превысила допустимый уровень
загрузки трансформаторов.
Коэффициенты длительно допустимой
перегрузки трансформаторного
оборудования определяются в
соответствии с приложением N 1 к приказу
Министерства энергетики Российской
Федерации N 81 от 8 февраля 2019 года "Об
утверждении требований к перегрузочной
способности трансформаторов и авто
трансформаторов, установленных на
объектах электроэнергетики" для
соответствующей температуры каждого
года контрольного замера, их значения
для рассматриваемых температур
представлены в таблице 37. Для
трансформаторов, срок эксплуатации
которых не превышает 30 лет, допускается
режим работы с возможным повышенным
износом изоляции.
В соответствии с требованиями к
перегрузочной способности
трансформаторов, установленных на
объектах электроэнергетики (п. 5.3.14
Правил технической эксплуатации
электрических станций и сетей
Российской Федерации, утвержденных
приказом Министерства энергетики
Российской Федерации от 19 июня 2003 года N
229 "Об утверждении Правил технической
эксплуатации электрических станций и
сетей Российской Федерации" в редакции
от 13 февраля 2019 года для трансформаторов
классом напряжения 35 кВ допустима
перегрузка до 105,0% без ограничения
длительности.
Таблица 36
Анализ существующей загрузки ЦП
напряжением 35 кВ и выше за период 2017-2021
годов в энергосистеме Республики
Карелия
ПО Карельского филиала ПАО "Россети Северо-Запад" |
Наименование ЦП |
Наименование трансформатора |
Класс напряжения трансформатора, кВ |
Sном, МВА |
Год ввода трансформатора в эксплуатацию |
День летнего контрольного замера |
День зимнего контрольного замера |
Дата наиболее тяжелого режима с учетом длительно допустимой нагрузки ЦП по данным контрольных замеров 2018-2020 годы | ||||||||
|
|
|
|
|
|
Максимальная нагрузка в день летнего контрольного замера 2017-2021 годы |
Коэффициент допустимой длительной перегрузки |
Длительно допустимая нагрузка ЦП, МВА |
Загрузка ЦП в ремонтной схеме при отключении более мощного трансформатора, % |
Максимальная нагрузка в день зимнего контрольного замера 2017-2021 годы |
Коэффициент допустимой длительной перегрузки |
Длительно допустимая нагрузка ЦП, МВА |
Загрузка ЦП в ремонтной схеме при отключении более мощного трансформатора, % |
| ||
|
|
|
|
|
|
S, МВА |
Дата замера |
|
|
|
S, МВА |
Дата замера |
|
|
|
|
ЗКЭС |
ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС-34) |
Т-1 |
110/35/10 |
10 |
2004 |
3,968 |
16.06.2021 |
1,233 |
12,325 |
69,7 |
6,906 |
15.12.2021 |
1,250 |
12,500 |
133,1 |
15.12.2021 |
|
|
Т-2 |
110/35/10 |
10 |
2003 |
3,003 |
|
1,233 |
|
|
6,405 |
|
1,250 |
|
|
|
ЗКЭС |
ПС 35 кВ Импилахти (ПС-9С) |
Т-1 |
35/6 |
2,5 |
2003 |
1,048 |
20.06.2018 |
1,050 |
2,625 |
79,1 |
1,453 |
15.12.2021 |
1,050 |
2,625 |
106,8 |
15.12.2021 |
|
|
Т-2 |
35/6 |
2,5 |
1989 |
0,929 |
|
1,050 |
|
|
1,216 |
|
1,050 |
|
|
|
ЮКЭС |
ПС 35 кВ Половина (ПС-10П) |
Т-1 |
35/10 |
4 |
1985 |
3,095 |
16.06.2021 |
1,050 |
2,625 |
124,6 |
2,998 |
15.12.2021 |
1,050 |
2,625 |
120,6 |
16.06.2021 |
|
|
Т-2 |
35/10 |
2,5 |
2002 |
0,020 |
|
1,050 |
|
|
0,017 |
|
1,050 |
|
|
|
ЮКЭС |
ПС 35 кВ Бесовец (ПС-18П) |
Т-1 |
35/6 |
6,3 |
1976 |
2,743 |
21.06.2017 |
1,050 |
6,615 |
54,8 |
5,696 |
19.12.2018 |
1,050 |
6,615 |
118,0 |
19.12.2018 |
|
|
Т-2 |
35/6 |
6,3 |
1976 |
0,710 |
|
1,050 |
|
|
1,738 |
|
1,050 |
|
|
|
ЮКЭС |
ПС 35 кВ Кончезеро (ПС-2П) |
Т-1 |
35/10 |
6,3 |
2011 |
1,599 |
21.06.2017 |
1,050 |
2,625 |
84,8 |
2,479 |
19.12.2018 |
1,050 |
2,625 |
144,4 |
19.12.2018 |
|
|
Т-2 |
35/10 |
2,5 |
1979 |
0,522 |
|
1,050 |
|
|
1,130 |
|
1,050 |
|
|
|
ЮКЭС |
ПС 35 кВ Куйтежа (ПС-50П) <*> |
Т-1 |
35/10 |
1 |
1981 |
0,642 |
16.06.2021 |
1,050 |
1,050 |
86,5 |
1,231 |
15.12.2021 |
1,050 |
1,050 |
123,1 |
15.12.2021 |
|
|
Т-2 |
35/10 |
1,6 |
1978 |
0,223 |
|
1,050 |
|
|
0,000 |
|
1,050 |
|
|
|
ЮКЭС |
ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) |
Т-1 |
110/35/10 |
10 |
1994 |
4,653 |
16.06.2021 |
1,233 |
12,325 |
93,7 |
5,305 |
19.12.2018 |
1,250 |
12,500 |
159,8 |
19.12.2018 |
|
|
Т-2 |
110/35/10 |
10 |
1994 |
4,713 |
|
1,233 |
|
|
10,674 |
|
1,250 |
|
|
|
ЮКЭС |
ПС 110 кВ Прибрежная (ПС-70) |
Т-1 |
110/10 |
25 |
2007 |
12,433 |
17.06.2020 |
1,223 |
16,589 |
77,7 |
12,478 |
19.12.2018 |
1,250 |
18,552 |
136,1 |
19.12.2018 |
|
|
Т-2 |
110/10 |
16 |
1982 |
0,000 |
|
1,037 |
|
|
9,302 |
|
1,160 |
|
|
|
<*> Отклонение от нормальной
схемы.
Таблица 37
Коэффициенты длительно допустимой
перегрузки трансформаторного
оборудования для дней контрольного
замера
|
День зимнего контрольного замера |
День летнего контрольного замера | ||||||||
Год |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
2017 год |
2018 год |
2019 год |
2020 год |
2021 год |
Температура наружного воздуха, °С |
-1,7 |
-9,1 |
-0,9 |
-1,9 |
-1,5 |
9,6 |
13,0 |
18,4 |
15,4 |
13,5 |
Без повышенного износа изоляции |
1,159 |
1,196 |
1,155 |
1,160 |
1,158 |
1,083 |
1,056 |
1,013 |
1,037 |
1,052 |
С возможным повышенным износом изоляции |
1,250 |
1,250 |
1,250 |
1,250 |
1,250 |
1,250 |
1,235 |
1,208 |
1,223 |
1,233 |
Таким образом, по данным
контрольных замеров за последние пять
лет являются перегруженными 8 ПС 35-110 кВ (3
ПС 110 кВ и 5 ПС 35 кВ), у которых загрузка в
ремонтной схеме превышает длительно
допустимое значение (приложение 7 к
Программе). Возможно превышение
допустимой нагрузки с учетом
перспективы развития следующих ПС: ПС 110
кВ Лахденпохья (ПС-34), ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64),
ПС 110 кВ Прибрежная (ПС-70), ПС 35 кВ
Импилахти (ПС-9С), ПС 35 кВ Половина (ПС-10П),
ПС 35 кВ Бесовец (ПС-18П), ПС 35 кВ Кончезеро
(ПС-2П).
Ограничение пропускной
способности распределительных сетей
Анализ режимов работы
электрической сети напряжением 35 кВ и
выше за период с 2017 по 2021 годы
свидетельствует, что уровни напряжения в
узлах сети 35 - 330 кВ и загрузка сетевых
элементов находятся в допустимых
пределах.
Исходя из анализа расчетов режимов
зимнего и летнего максимума и минимума
2019 года, схемно-режимные ситуации типа
"аварийное отключение сетевого элемента
в нормальной схеме сети" не приводят к
выходу параметров режима за пределы
допустимой области.
Особенности функционирования
электрической сети напряжением 35 кВ и
выше представлены в таблице 38.
Таблица 38
Перечень особенностей функционирования
электрической сети напряжением 35 кВ и
выше
Узкое место |
Возможные технологические ограничения, обусловленные возникновением "узкого места" |
Петрозаводский энергоузел |
Шины 220 кВ ПС
220 кВ Древлянка, являющейся единственным
опорным узлом энергорайона,
представляют собой одиночную
несекционированную систему шин, что
значительно снижает надежность схемы
внешнего электроснабжения города при их
выводе в ремонт или аварийном
отключении. |
Для обеспечения надежного
электроснабжения действующих и новых
потребителей Республики Карелия
необходимо выполнить значительный объем
работ по реконструкции и техническому
перевооружению действующих
электрических сетей 35 кВ и выше, а также
по сооружению новых ПС и ВЛ напряжением 35
кВ и выше.
4. Основные направления развития электроэнергетики Республики Карелия
4.1. Цели и задачи развития
электроэнергетики Республики Карелия
Энергосистема Республики Карелия
является дефицитной. Покрытие дефицита
мощности (40-50% от суммарного потребления
энергосистемы) при нормальной схеме
транзита 330 кВ происходит за счет
сальдо-перетоков из смежных
энергосистем Мурманской области и г.
Санкт-Петербурга и Ленинградской
области. В первую очередь из
энергосистемы Мурманской области. В
настоящее время эти смежные
энергосистемы имеют значительные объемы
резервов мощностей (избыточные
энергосистемы). Однако экономика
Мурманской области развивается и
предполагает увеличение объемов
производства горной промышленности и
повышение глубины переработки
добываемых ресурсов (хром, никель,
апатиты, расширение и модернизация
Мурманского порта), что может привести к
снижению поставок электроэнергии в
Республику Карелия.
Для построения
конкурентоспособной экономики,
формирования бездефицитного бюджета,
выполнения социальных обязательств
требуется, по крайней мере, удвоить
гарантированное энергоснабжение для
ликвидации дефицита и обеспечения
электроэнергией новых предприятий:
Пудожский мегапроект (производство
железа, титана, ванадия, хрома, золота и
т.д.), производство плит OSB в ООО ДОК
"Калевала", создание и эксплуатация
нефтеперерабатывающего завода (далее -
НПЗ) рядом с г. Беломорском. Эти проекты
позволяют создать новые рабочие места,
увеличить поступления в бюджеты всех
уровней.
Основные направления и принципы
развития электрической сети на
территории Республики Карелия должны
обеспечить нормативный уровень
надежности электроснабжения
существующих потребителей
электроэнергии и возможность
присоединения к электрической сети
новых потребителей.
Программные мероприятия,
направленные на повышение
конкурентоспособности базовых и
создание новых производств и секторов
экономики, включают в себя реализацию
ряда инвестиционных проектов по
развитию производств в сфере
горнопромышленного, лесопромышленного
комплексов, производства транспортных
средств и металлургии; производства
нефтепродуктов, развития генерирующих
мощностей.
Инфраструктурное обеспечение
экономического развития
предусматривает реализацию проектов,
способствующих совершенствованию
транспортной логистики, грузо- и
пассажирооборота автомобильным,
морским, железнодорожным и авиационным
транспортом; обеспечение необходимой
инфраструктурой земельных участков в
целях жилищного строительства для семей,
имеющих трех и более детей; развитие
энергетической инфраструктуры.
Развитие энергосистемы Республики
Карелия рассмотрены для двух
вариантов:
базовый, перспективные уровни
потребления электроэнергии по которому
соответствуют варианту развития
энергосистемы Республики Карелия,
разработанному АО "СО ЕЭС" в рамках
формирования проекта СиПР ЕЭС России на
2022-2028 годы; учитывает инвестиционные
программы субъектов электроэнергетики
Республики Карелия; заявки, по которым
выданы технические условия на
технологические присоединения и
заключены договоры на технологическое
присоединение;
умеренно-оптимистический,
предполагает реализацию инвестиционных
проектов и создание новых предприятий,
на которые имеется необходимая
документация:
1. Перечень заявок (без договоров) на
технологическое присоединение к
электрической сети в соответствии
информацией Карельского филиала ПАО
"Россети Северо-Запад".
2. Данные о перспективных
потребителях согласно информации о
развитии новых потребителей и проектах
развития инженерных коммуникаций,
промышленности, жилищного строительства
из источников, указанных в письме ПАО
"Россети Северо-Запад" N МР2/50-03-05/8947 от 8
ноября 2019 года, потребляемая мощность
которых составляет 670 кВт и более.
3. Дополнительный перечень
перспективный потребителей на основе
планов, предоставленных потребителями и
органами исполнительной власти,
потребляемая мощность которых
составляет 670 кВт и более.
4.2. Анализ предыдущей СиПР электроэнергетики Республики Карелия на предмет невыполнения или смещения сроков выполнения планируемых мероприятий
Анализ разработанных на период до
2025 года СиПР электроэнергетики
Республики Карелия позволил выявить
следующее: в течение 2022-2026 годов
рекомендуется обеспечить сооружение и
ввод в эксплуатацию ряда электросетевых
объектов. Целесообразность ввода этих
объектов обусловлена необходимостью
ликвидации узких мест в энергосистеме с
целью расширения возможностей
технологического присоединения
потребителей к электрической сети.
В 2015-2020 годах было завершено
сооружение ряда электросетевых
объектов, рекомендованных предыдущими
СиПР электроэнергетики Республики
Карелия. Перечень электросетевых
объектов представлен в таблице 39.
Таблица 39
Перечень реконструированных и (или)
введенных электросетевых объектов на
территории Республики Карелия,
рекомендованных предыдущими СиПР
электроэнергетики Республики Карелия
N п/п |
Мероприятие |
Рекомендуемый срок реализации, год |
Фактическая реализация |
1 |
2 |
3 |
4 |
1. |
ТП 35 кВ Склады МЧС (ТП 568) |
2015-2016 |
выполнено |
2. |
ПС 110 кВ Онего (ПС 71) |
2015-2016 |
выполнено |
3. |
ПС 35 кВ Педасельга (ПС 22П) |
2015-2016 |
выполнено |
4. |
Техническое перевооружение линии 35 кВ Л-90П "Челмужи - Сергиево" с установкой реклоузера (1 единица) |
2017 |
выполнено |
5. |
Реконструкция ВЛ-35 кВ N 61/62 с устройством кабельных линий протяженностью 0,432 км в г. Петрозаводске (договор на технологическое присоединение N 34-02129П/15 от 14 июля 2016 года с АО "ПСК") - 1 договор ТП |
2018 |
выполнено |
6. |
Строительство ПС 35 кВ ОТЗ (ПС 19П) с двумя трансформаторами 35/6 мощностью 25 МВА каждый |
2018 |
выполнено |
7. |
Строительство РП 220 кВ Белый Порог (ОРУ 220 кВ Белопорожских ГЭС) с организацией присоединения к существующим ВЛ 220 кВ Кривопорожская ГЭС - Костомукша N 1 и 2 по схеме "заход - выход" |
2019 |
выполнено |
8. |
Техническое перевооружение ПС 110 кВ Пай (ПС-6) с заменой трансформаторов тока 110 кВ в количестве 3 шт. |
2019 |
выполнено |
9. |
Установка АОСН на ПС 110 кВ Радиозавод (ПС 67) |
2020 |
выполнено |
10. |
На ПС 220 кВ Древлянка установка САОН и оснащение ВЛ 110 кВ Древлянка - Станкозавод (Л-184) устройством АОПО |
2021 |
выполнено |
Анализ предыдущей СиПР
электроэнергетики Республики Карелия на
период до 2025 года показал, что к
настоящему времени были внесены
изменения в состав предусмотренных СиПР
РК до 2025 года мероприятий и планируемые
сроки реализации мероприятий по причине
корректировок инвестиционных программ
сетевых компаний. Перечень указанных
изменений представлен в таблице 40.
Таблица 40
Перечень изменений в части состава
мероприятий и их планируемых сроков
реализации на период 2022-2026 годов по
сравнению с СиПР электроэнергетики
Республики Карелия на период до 2025 года
N п/п |
Мероприятие |
Срок реализации согласно СиПР до 2025 года, год |
Актуализированный срок реализации, год |
1 |
2 |
3 |
4 |
1. |
Строительство второй цепи 330 кВ ПС 330 кВ Лоухи - Путкинская ГЭС (ГЭС-9) - Ондская (ГЭС-4) протяженностью 291,32 км, выполненной проводом марки 2xАС-400 |
2022 |
2021 |
2. |
Строительство РП 330 кВ Каменный Бор (Ондский) с установкой управляемого шунтирующего реактора (УШР) мощностью 1x180 Мвар |
2022 |
2021 |
3. |
Строительство РП 330 кВ Борей (Путкинский) с установкой шунтирующего реактора мощностью 1x100 Мвар |
2022 |
2021 |
4. |
Строительство одноцепной ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС - Петрозаводск (Каменный бор - Петрозаводск) протяженностью 278 км, выполненной проводом марки 2*АСк2у-300/39 |
2022 |
2021 |
5. |
Установка управляемого шунтирующего реактора мощностью 180 Мвар на ПС 330 кВ Петрозаводск |
2022 |
2021 |
6. |
Строительство одноцепной ВЛ 330 кВ Петрозаводск - Тихвин - Литейный протяженностью 280 км, выполненной проводом марки 2*АСк2у-240/56 |
2021 |
2021 |
7. |
Реконструкция ПС 220 кВ Сортавальская: установка БСК 110 кВ 2x17,5 Мвар, выключатель 110 кВ (2 шт.), ТТ 110 кВ (2 комплект) |
2021 |
2021 |
8. |
Реконструкция РУ 220 кВ ПС 220 кВ Древлянка: замена 5 выключателей 220 кВ (в том числе установка нового секционного выключателя СШ-220 кВ) |
2024 |
2024 |
10. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Полярный Круг - Катозеро (Л-150) с заменой деревянных опор на металлические, провода и грозотроса, расширением трассы ВЛ по всей длине" длина линии 16,041 км, расширение трассы 64,42 га |
2023 |
2028-2029 |
11. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Катозеро - Чупа (Л-151) с заменой деревянных опор на металлические, провода и грозотроса, расширением трассы ВЛ по всей длине линии, равной 10,224 км, расширение трассы 30,83 га |
2022 |
2026-2027* |
12. |
Техническое перевооружение ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Деревянка (ПС 5) с установкой выключателей 110 кВ 2 шт., заменой масляного выключателя 110 кВ 1 шт., организацией системы оперативного постоянного тока (далее - СОПТ) 1 компл., установкой ступенчатых защит 110 кВ 2 компл., установкой полукомплекта основной защиты ВЛ 110 кВ Деревянка - Ладва (Л 186) |
2022 |
исключено |
13. |
Техническое перевооружение ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ КОЗ (ПС 20) с заменой масляного выключателя 110 кВ 1 шт., установкой трансформаторов тока 21 шт., организацией СОПТ 1 компл., установкой полукомплекта дифференциальной защиты линии (далее - ДЗЛ) ВЛ 110 кВ Кондопожская ГЭС - КОЗ (Л-121) на ПС 110 кВ КОЗ (ПС 20) и заменой релейной защиты и автоматики (далее - РЗА) комплектов ступенчатых защит линий 110 кВ 2 компл., автоматики управления выключателя 1 компл., центральной сигнализации 1 комплект |
2022 |
исключено |
14. |
Строительство подстанции 110 кВ Прионежская в Прионежском районе с установкой трансформаторов 2x16 МВА "врезкой" в Л-173 и перезаводом Л-58П, Л-56П, ВЛ-10 кВ от ПС 35 кВ Вилга (ПС-9П), общая протяженность линий - 18,458 км |
2024 |
2024 |
15. |
Строительство ПС 35/10 кВ Ефимовский карьер с установленной мощностью трансформаторов 2x1,25 МВА и 1x0,63 МВА |
2021 |
2022 |
16. |
Сооружение питающей ВЛ 35 кВ Липпола - Ефимовский карьер протяженностью 9,3 км, выполненной проводом марки АС-120 |
2021 |
2022 |
17. |
Реконструкция ВЛ 35 кВ Кривой Порог - Белый Порог (Л-50К) с заменой 93 опор, 8,288 км провода, 3,397 км грозотроса и расширением просек 46 га |
2023 |
2024 |
18. |
Строительство ВЛ-35 кВ протяженностью 1 км, КЛ-35 кВ протяженностью 0,12 км с устройством линейного ответвления от ВЛ-35 кВ Л-33К ПС 110 кВ Сегежа - ПС 35 кВ Попов Порог до проектируемого комплексного распределительного устройства (далее - КРУ) 35 кВ Сегозерской ГЭС, пос. Попов Порог, Сегежский район |
2022 |
2022 |
4.3. Прогноз потребления тепловой
энергии
Прогноз выполнен на основании
данных потребления тепловой энергии,
представленных крупными
производителями/потребителями
Республики Карелия, представлен в
таблице 41.
Таблица 41
Прогноз потребления тепловой энергии
крупными промышленными потребителями
Республики Карелия на 2021-2026 годы
(тыс. Гкал)
Организация |
2021 год |
2022 год |
2023 год |
2024 год |
2025 год |
2026 год |
АО "Карельский окатыш" |
207,8 |
210,5 |
210,5 |
210,5 |
210,5 |
210,5 |
АО "Кондопожский ЦБК" |
1657,9 |
1725,1 |
1725,1 |
1725,1 |
1725,1 |
1725,1 |
ООО "РК-Гранд" |
420 |
420 |
420 |
420 |
420 |
- |
АО "Сегежский ЦБК" |
1539,3 |
1539,3 |
1539,3 |
1539,3 |
1539,3 |
- |
АО "СУАЛ" филиал "НАЗ-СУАЛ" |
6,3 |
6,3 |
6,3 |
6,3 |
6,3 |
- |
Филиал АО
"АЭМ-технологии" "Петрозаводскмаш" |
75,7 |
122,9 |
122,9 |
122,9 |
122,9 |
122,9 |
ООО "МЖКО" |
3,5 |
3,4 |
3,4 |
3,4 |
3,4 |
3,4 |
Согласно представленным данным
крупных промышленных потребителей
Республики Карелия, существенных
изменений потребления тепловой энергии
промышленными предприятиями не
прогнозируется. Уровень отпуска
субъектами представлен на уровне
базового года.
Прогноз потребности в тепловой
энергии выполнен на основании прогнозов
теплопотребления, анализа тенденций в
потреблении тепловой энергии и тепловых
нагрузок, с учетом взаимозаменяемости
энергоносителей в сфере теплоснабжения
информации потребителей тепловой
энергии, статистических методик
обработки данных, данных действующих
схем теплоснабжения. Прогноз
потребления тепловой энергии крупными
муниципальными объединениями
Республики Карелия представлен в
таблице 42.
Таблица 42
Прогноз потребления тепловой энергии крупными муниципальными объединениями Республики Карелия
Показатель |
Единица измерения |
2021 год |
2022 год |
2023 год |
2024 год |
2025 год |
2026 год |
Потребление теплоэнергии всего |
тыс. Гкал |
6080,2 |
6071,1 |
6207,3 |
6156,3 |
6108,8 |
6061,3 |
Абсолютный прирост теплопотребления |
тыс. Гкал |
-43,7 |
-9,1 |
136,2 |
-51,0 |
-47,5 |
-47,5 |
Среднегодовые темпы прироста |
% |
-0,71% |
-0,15% |
2,24% |
-0,82% |
-0,77% |
-0,77% |
Крупные МО всего, в том числе: |
тыс. Гкал |
2625,6 |
2621,6 |
2680,5 |
2658,4 |
2637,9 |
2557,5 |
Петрозаводский городской округ |
тыс. Гкал |
1686,0 |
1706,1 |
1789,1 |
1791,1 |
1794,7 |
1798,3 |
Костомукшский городской округ |
тыс. Гкал |
800,8 |
776,7 |
752,6 |
728,6 |
704,5 |
680,4 |
Сегежское городское поселение |
тыс. Гкал |
138,8 |
138,8 |
138,8 |
138,8 |
138,8 |
138,8 |
На период с 2021 года до 2026 года в
целом по Республике Карелия
прогнозируется снижение потребления
тепловой энергии в среднем на 0,91%.
К 2026 году, согласно прогнозу,
потребление тепловой энергии составит
6061 тыс. Гкал. Динамика теплового
потребления по Республике Карелия за
2021-2026 годы представлена на рисунке 11.
Рисунок 11. Динамика теплового
потребления
по Республике Карелия за 2021-2026 годы
Динамика теплового потребления по
основным городским
округам/муниципальным районам:
В Петрозаводском городском округе,
согласно проекту актуализированной
редакции схемы теплоснабжения на 2020 год,
прогнозируется увеличение потребления
тепловой энергии. Потребление тепловой
энергии в 2025 году составит 1794,7 тыс. Гкал,
что на 6,77% выше уровня 2019 года.
Среднегодовой темп прироста
потребления тепловой энергии в
Костомукшском городском округе
отрицательный в связи со снижением
промышленного потребления АО
"Карельский окатыш" и составляет минус
2,76%. Планируемый уровень потребления
тепловой энергии в 2025 году составит 704,5
тыс. Гкал.
В Сегежском городском поселении
существенных изменений
теплопотребления не прогнозируется.
По данным филиала "Карельский" ПАО
"ТГК-1" в период до 2026 года вывода из
эксплуатации теплогенерирующего
оборудования не планируется.
В Республике Карелия до 2026 года не
планируется размещения крупных
теплоемких производств, существующая и
планируемая к
вводу/выводу/реконструкции
теплогенерация полностью покрывает
прогнозируемую потребность в тепловой
энергии.
Прогноз отпуска теплоэнергии от
ТЭС (включая котельные генерирующих
компаний и потребление собственным
производством промышленных ТЭС) на
период до 2026 года представлен в таблице
43.
Таблица 43
Прогноз отпуска теплоэнергии от ТЭС
(включая котельные генерирующих
компаний и потребление собственным
производством промышленных ТЭС) на
период до 2026 года
(тыс. Гкал)
Отпуск тепловой энергии |
2021 год |
2022 год |
2023 год |
2024 год |
2025 год |
2026 год |
ПАО "ТГК-1" Петрозаводская ТЭЦ |
1811,1 |
1708,9 |
1708,9 |
1708,9 |
1708,9 |
1708,9 |
АО "Кондопожский ЦБК |
1869,5 |
1905,1 |
1905,1 |
1905,1 |
1905,1 |
1905,1 |
ТЭЦ-1, ТЭЦ 2 АО "Сегежский ЦБК" |
1552,6 |
1552,6 |
1552,6 |
1552,6 |
1552,6 |
- |
ТЭЦ ООО "РК-Гранд" |
500,0 |
500,0 |
500,0 |
500,0 |
500,0 |
- |
Филиал АО "АЭМ-технологии" "Петрозаводскмаш" |
115,1 |
162,9 |
162,9 |
162,9 |
162,9 |
162,9 |
ЦК АО "Карельский окатыш" |
448,0 |
448,0 |
448,0 |
448,0 |
448,0 |
448,0 |
Ввод в строй энергоустановок с
совместной выработкой тепловой и
электроэнергии (когенерации), а также с
совместной выработкой тепла,
электроэнергии и холода (тригенерации)
до 2026 года не прогнозируется.
4.4. Перечень планируемых к
строительству и выводу из эксплуатации
генерирующих мощностей на
электростанциях Республики Карелия
Основным объектом строительства в
Республике Карелия является ввод двух
малых ГЭС: МГЭС "Белопорожская ГЭС-1" и
МГЭС "Белопорожская ГЭС-2" ООО "НГБП".
Планируемый ввод в эксплуатацию двух ГЭС
ожидается в 2022 году. Кроме этого
планируется строительство Сегозерской
МГЭС установленной мощностью 8,1 МВт.
Перечень новых и расширяемых
генерирующих мощностей в Республике
Карелия до 2026 года представлен в таблице
44.
Других изменений установленной
мощности электростанций на этап 2022-2026
годов не планируется.
Таблица 44
Перечень новых и расширяемых
генерирующих мощностей в Республике
Карелия до 2026 года
Наименование электростанции |
Номер блока |
Компания |
Год ввода в эксплуатацию |
Вводимая мощность |
Документ-обоснование |
Обоснование включения в схеме и программе развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
МГЭС "Белопорожская ГЭС-1" |
ГА-1 |
ООО "НГБП" |
2022 |
12,45 |
договор N 638/ТП (ДПМ ВИЭ) |
проект СиПР ЕЭС России на 2022-2028 годы |
|
ГА-2 |
|
2022 |
12,45 |
|
|
МГЭС "Белопорожская ГЭС-2" |
ГА-1 |
ООО "НГБП" |
2022 |
12,45 |
договор N 639/ТП (ДПМ ВИЭ) |
|
|
ГА-2 |
|
2022 |
12,45 |
|
|
МГЭС "Сегозерская ГЭС" |
ГА-1 |
ООО "Евро-Сиб-Энерго-Гидрогенерация" |
2022 |
2,7 |
уведомление об отборе соответствующего проекта по результатам конкурсного отбора инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии от 14 июня 2019 года N 01-02/19-18570 |
|
|
ГА-2 |
|
|
2,7 |
|
|
|
ГА-3 |
|
|
2,7 |
|
|
4.5. Прогноз потребления
электроэнергии и мощности
Прогноз потребления
электроэнергии и мощности рассмотрен в
двух вариантах: базовый - со
среднегодовым темпом прироста
электроэнергии и мощности 0,5% и 0,4% и
умеренно-оптимистический - со
среднегодовым темпом прироста 1,77% и 1,69%.
Перспективные уровни потребления
электроэнергии энергосистемы
Республики Карелия для базового
варианта соответствуют варианту
развития энергосистемы Республики
Карелия, разработанному АО "СО ЕЭС" в
рамках формирования проекта СиПР ЕЭС
России на 2022-2028 годы.
Прогноз потребления
электроэнергии энергосистемы
Республики Карелия для
умеренно-оптимистического варианта
предполагает реализацию инвестиционных
проектов и создание новых предприятий,
на которые имеется соответствующая
документация.
Уровни потребления электроэнергии
и максимумы нагрузки энергосистемы
Республики Карелия на 2021-2026 годы
представлены в таблицах 45, 46.
Таблица 45
Прогноз потребления электроэнергии и
мощности по энергосистеме Республики
Карелия на 2021-2026 годы для базового
варианта развития
Показатели |
Единицы измерения |
2021 год |
2022 год |
2023 год |
2024 год |
2025 год |
2026 год |
Потребление электроэнергии |
млрд. кВт.ч |
8,302 |
8,362 |
8,468 |
8,51 |
8,504 |
8,511 |
Годовые темпы прироста |
% |
- |
0,72 |
1,27 |
0,50 |
-0,07 |
0,08 |
Собственный максимум потребления |
МВт |
1250 |
1258 |
1270 |
1274 |
1275 |
1276 |
Годовые темпы прироста |
% |
- |
0,64 |
0,95 |
0,31 |
0,08 |
0,08 |
Таблица 46
Прогноз потребления электроэнергии и
мощности по энергосистеме Республики
Карелия на 2021-2026 годы для
умеренно-оптимистического варианта
развития
Показатели |
Единицы измерения |
2021 год (факт.) |
2022 год |
2023 год |
2024 год |
2025 год |
2026 год |
Потребление электроэнергии |
млрд. кВт.ч |
8,302 |
8,402 |
8,508 |
8,55 |
8,544 |
9,054 |
Годовые темпы прироста |
% |
- |
1,21 |
1,26 |
0,49 |
-0,07 |
5,97 |
Собственный максимум потребления |
МВт |
1250 |
1264 |
1276 |
1280 |
1281 |
1357 |
Годовые темпы прироста |
% |
- |
1,12 |
0,95 |
0,31 |
0,08 |
5,93 |
Общий спрос на электрическую
энергию в энергосистеме Республики
Карелия к концу прогнозного периода
оценивается в размере 8,511 млрд. кВт.ч.
Собственный максимум нагрузки
энергосистемы Республики Карелия
(базовый вариант) в рассматриваемой
перспективе до 2026 года прогнозируется на
уровне 1276 МВт.
Собственный максимум нагрузки
энергосистемы Республики Карелия
(умеренно-оптимистический вариант) в
рассматриваемой перспективе до 2026 года
прогнозируется на уровне 1357 МВт.
Прогноз потребления
электроэнергии и мощности наиболее
крупными потребителями энергосистемы
Республики Карелия на период до 2026 года
представлен в таблице 47.
Таблица 47
Прогноз потребления электроэнергии
наиболее крупными потребителями
энергосистемы Республики Карелия на
период до 2026 года
(млн. кВт.ч)
Наименование потребителя |
Годовой объем электропотребления, млн. кВт.ч |
Максимальная потребляемая активная мощность, МВт | ||||||||
|
2022 год |
2023 год |
2024 год |
2025 год |
2026 год |
2022 год |
2023 год |
2024 год |
2025 год |
2026 год |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
ОАО "РЖД" |
Данные не предоставлены | |||||||||
АО "Карельский окатыш" |
1748,51 |
1752,59 |
1752,59 |
1752,59 |
1752,59 |
203,22 |
204,27 |
204,27 |
204,27 |
204,27 |
ООО "Картек" |
950,00 |
950,00 |
950,00 |
950,00 |
950,00 |
110,00 |
110,00 |
110,00 |
110,00 |
110,00 |
Филиал АО "РУСАЛ Урал" "РУСАЛ Надвоицы" |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
Филиал АО "АЭМ-технологии" "Петрозаводскмаш" в г. Петрозаводск |
12,80 |
12,80 |
12,80 |
12,80 |
12,80 |
1,91 |
1,91 |
1,91 |
1,91 |
1,91 |
АО "Вяртсильский метизный завод" |
9,63 |
9,63 |
9,63 |
9,63 |
9,63 |
1,35 |
1,35 |
1,35 |
1,35 |
1,35 |
АО "Карьер "Коккомяки" |
1,56 |
1,56 |
1,56 |
1,56 |
1,56 |
0,42 |
0,42 |
0,42 |
0,42 |
0,42 |
ООО "Сунский карьер" |
8,27 |
8,27 |
8,27 |
8,27 |
8,27 |
1,22 |
1,22 |
1,22 |
1,22 |
1,22 |
АО "Бони-Инвест" |
4,20 |
4,20 |
4,20 |
4,20 |
4,20 |
0,63 |
0,63 |
0,63 |
0,63 |
0,63 |
ООО "Гранитная гора" |
2,02 |
2,02 |
2,02 |
2,02 |
2,02 |
0,34 |
0,34 |
0,34 |
0,34 |
0,34 |
ООО "Сортавальский лесозавод" |
5,41 |
5,41 |
5,41 |
5,41 |
5,41 |
1,36 |
1,36 |
1,36 |
1,36 |
1,36 |
ООО "Сегежская упаковка" |
10,43 |
10,43 |
10,43 |
10,43 |
10,43 |
1,29 |
1,29 |
1,29 |
1,29 |
1,29 |
АО "Сегежский ЦБК" |
408,98 |
408,98 |
408,98 |
408,98 |
408,98 |
49,70 |
49,70 |
49,70 |
49,70 |
49,70 |
ООО "РК-Гранд" |
29,92 |
29,92 |
29,92 |
29,92 |
29,92 |
4,12 |
4,12 |
4,12 |
4,12 |
4,12 |
ОАО "Сортавальский дробильно-сортировочный завод" |
4,21 |
4,21 |
4,21 |
4,21 |
4,21 |
0,62 |
0,62 |
0,62 |
0,62 |
0,62 |
АО "ПКС-Водоканал" |
19,85 |
19,85 |
19,85 |
19,85 |
19,85 |
2,50 |
2,50 |
2,50 |
2,50 |
2,50 |
ООО "ПетроДОК" |
1,45 |
1,45 |
1,45 |
1,45 |
1,45 |
0,31 |
0,31 |
0,31 |
0,31 |
0,31 |
ОАО "Кондопога" |
0,11 |
0,11 |
0,11 |
0,11 |
0,11 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
ООО "Прионежская горная компания" |
11,44 |
11,44 |
11,44 |
11,44 |
11,44 |
1,89 |
1,89 |
1,89 |
1,89 |
1,89 |
ООО "Карьер Беломорский" |
0,11 |
0,11 |
0,11 |
0,11 |
0,11 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
ОАО "Управление механизации N 4" |
0,63 |
0,63 |
0,63 |
0,63 |
0,63 |
0,12 |
0,12 |
0,12 |
0,12 |
0,12 |
ФКУ ИК-9 УФСИН России |
2,65 |
2,65 |
2,65 |
2,65 |
2,65 |
0,39 |
0,39 |
0,39 |
0,39 |
0,39 |
ООО "Недра-Транс" |
0,11 |
0,11 |
0,11 |
0,11 |
0,11 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
ООО "Карелкамень" |
5,38 |
5,38 |
5,38 |
5,38 |
5,38 |
0,75 |
0,75 |
0,75 |
0,75 |
0,75 |
ООО ДОК "Калевала" |
39,33 |
39,33 |
39,33 |
39,33 |
39,33 |
4,79 |
4,79 |
4,79 |
4,79 |
4,79 |
ООО "Сетлес" |
11,86 |
11,86 |
11,86 |
11,86 |
11,86 |
1,60 |
1,60 |
1,60 |
1,60 |
1,60 |
ЗАО "Карьер "Большой Массив" |
4,68 |
4,68 |
4,68 |
4,68 |
4,68 |
0,79 |
0,79 |
0,79 |
0,79 |
0,79 |
ОАО "Корм" |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
ОАО "Карелэнергоремонт" |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,09 |
0,09 |
0,09 |
0,09 |
0,09 |
ООО "Лобское-5" |
0,58 |
0,58 |
0,58 |
0,58 |
0,58 |
0,10 |
0,10 |
0,10 |
0,10 |
0,10 |
ООО "Карелинвест" |
0,03 |
0,03 |
0,03 |
0,03 |
0,03 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
ПАО "ТГК-1" |
2,33 |
2,33 |
2,33 |
2,33 |
2,33 |
0,45 |
0,45 |
0,45 |
0,45 |
0,45 |
ООО "Лента" |
3,99 |
3,99 |
3,99 |
3,99 |
3,99 |
0,63 |
0,63 |
0,63 |
0,63 |
0,63 |
ООО "Лафарж Неруд-ные материалы и Бетон" |
5,18 |
5,18 |
5,18 |
5,18 |
5,18 |
0,83 |
0,83 |
0,83 |
0,83 |
0,83 |
ООО "Карельская битумная компания" |
0,72 |
0,72 |
0,72 |
0,72 |
0,72 |
0,28 |
0,28 |
0,28 |
0,28 |
0,28 |
ООО "Онега Палас" |
1,42 |
1,42 |
1,42 |
1,42 |
1,42 |
0,27 |
0,27 |
0,27 |
0,27 |
0,27 |
ОАО "Порфирит" |
0,21 |
0,21 |
0,21 |
0,21 |
0,21 |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
ООО "Промжилстрой" |
0,10 |
0,10 |
0,10 |
0,10 |
0,10 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
ООО "Корунд" |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
ООО "Центр базаль-товых технологий" |
1,66 |
1,66 |
1,66 |
1,66 |
1,66 |
0,39 |
0,39 |
0,39 |
0,39 |
0,39 |
ООО "Карьер "Шокшинский кварцит" |
0,13 |
0,13 |
0,13 |
0,13 |
0,13 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
АО "Специализированный застройщик "КСМ" |
0,62 |
0,62 |
0,62 |
0,62 |
0,62 |
0,08 |
0,08 |
0,08 |
0,08 |
0,08 |
ООО "ЛЕРУА МЕРЛЕН ВОСТОК" |
2,48 |
2,48 |
2,48 |
2,48 |
2,48 |
0,37 |
0,37 |
0,37 |
0,37 |
0,37 |
Гончаров Федор Иванович |
0,06 |
0,06 |
0,06 |
0,06 |
0,06 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
ООО "АВИАПРОЕКТ" |
0,10 |
0,10 |
0,10 |
0,10 |
0,10 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
ООО "НГБП" |
0,32 |
0,32 |
0,32 |
0,32 |
0,32 |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
ФГБПОУ "ГУОР |
1,80 |
1,80 |
1,80 |
1,80 |
1,80 |
0,29 |
0,29 |
0,29 |
0,29 |
0,29 |
ООО "Карелприродресурс" |
5,43 |
5,43 |
5,43 |
5,43 |
5,43 |
2,12 |
2,12 |
2,12 |
2,12 |
2,12 |
ООО "СК "СЕВЕРСТРОЙ" |
1,77 |
1,77 |
1,77 |
1,77 |
1,77 |
0,40 |
0,40 |
0,40 |
0,40 |
0,40 |
ООО "Промаренда" |
10,57 |
10,57 |
10,57 |
10,57 |
10,57 |
2,11 |
2,11 |
2,11 |
2,11 |
2,11 |
ООО "УКИП ПС" |
0,19 |
0,19 |
0,19 |
0,19 |
0,19 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
ООО "КЮ Дата Центр" |
8,85 |
8,85 |
8,85 |
8,85 |
8,85 |
0,68 |
0,68 |
0,68 |
0,68 |
0,68 |
ОАО "Питкярантский гранитный карьер" (ПКУ) |
4,64 |
4,64 |
4,64 |
4,64 |
4,64 |
0,69 |
0,69 |
0,69 |
0,69 |
0,69 |
БУ РК "Аэропорт "Петрозаводск" |
2,14 |
2,14 |
2,14 |
2,14 |
2,14 |
0,28 |
0,28 |
0,28 |
0,28 |
0,28 |
ООО "Карел Транс Неруд" |
0,10 |
0,10 |
0,10 |
0,10 |
0,10 |
0,03 |
0,03 |
0,03 |
0,03 |
0,03 |
ООО "Сигма РЦ" |
14,17 |
14,17 |
14,17 |
14,17 |
14,17 |
4,02 |
4,02 |
4,02 |
4,02 |
4,02 |
ООО "Северный лес" |
0,22 |
0,22 |
0,22 |
0,22 |
0,22 |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
Музей заповедник "КИЖИ" |
0,41 |
0,41 |
0,41 |
0,41 |
0,41 |
0,73 |
0,73 |
0,73 |
0,73 |
0,73 |
ОАО "Кондопожский хлебозавод" |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
ООО "Сведтек" |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
ООО "Стандарт" |
2,82 |
2,82 |
2,82 |
2,82 |
2,82 |
0,42 |
0,42 |
0,42 |
0,42 |
0,42 |
4.6. Прогноз развития энергетики
Республики Карелия на основе
возобновляемых источников энергии и
местных видов топлива
В 2013 году Norsk Energi совместно
карельским Центром Энергетической
Эффективности разработали
технико-экономическое обоснование
использования экологически чистых
возобновляемых источников энергии
(далее - ВИЭ) в удаленных поселках
Республики Карелия. В июне 2015 года между N
EFCO и АО "ПСК" было подписано соглашение о
финансировании проекта использования
ВИЭ. На Norsk Energi совместно Центром
Энергоэффективности возложены функции
ответственного исполнителя и
руководителя первого этапа реализации
проекта.
Информация об автономных гибридных
энергоустановках (далее - АГЭУ) в 5
населенных пунктах изложена в разделе 4.20
Программы.
Ветроэнергетика
Ветровой потенциал Республики
Карелия, по экспертным оценкам,
составляет 10000 ГВт(.)ч в год, а
среднемноголетняя выработка
электроэнергии оценивается в 7 - 10 ГВт(.)ч
в год. Наиболее благоприятными являются
прибрежные районы Белого моря, Онежского
и Ладожского озер. Именно в прибрежных
районах Белого моря, Онежского и
Ладожского озер было запланировано
строительство нескольких ветровых
электростанций (далее - ВЭС).
Ветроэнергетический потенциал
Республики Карелия относительно
скромен, если сравнивать с расположенной
севернее Мурманской областью. Это
связано с отсутствием выхода на большие,
открытые ветрам, морские пространства.
Согласно данным многолетних наблюдений,
только в трех муниципальных районах
Республики Карелия - Кемский,
Беломорский и Медвежьегорский - средняя
скорость ветра достигает свыше 3,5 м/с и
достаточна для работы мощных
ветроэлектрических установок (далее -
ВЭУ) с горизонтальным ротором. В
остальных районах целесообразно
строительство малых ВЭУ,
предназначенных для локального
энергоснабжения удаленных от ЛЭП
потребителей.
Средние многолетние скорости ветра
по Республике Карелия представлены в
таблице 48.
Таблица 48
Средние многолетние скорости ветра по
Республике Карелия
Расположение метеостанции |
Средняя скорость ветра, м/с |
Максимальная скорость ветра, м/с | |||
|
зима |
весна |
лето |
осень |
|
г. Петрозаводск |
2,7 |
2,8 |
2,3 |
2,7 |
20 |
г. Беломорск |
3,3 |
2,9 |
2,5 |
3,5 |
20 |
пгт Калевала |
1,8 |
2,0 |
1,8 |
2,2 |
24 |
г. Кемь |
3,9 |
3,7 |
3,4 |
4,1 |
24 |
с. Колежма (Беломорский муниципальный район) |
2,4 |
2,4 |
2,1 |
2,5 |
25 |
г. Кондопога |
2,3 |
2,3 |
2,1 |
2,4 |
22 |
г. Медвежьегорск |
1,3 |
1,4 |
1,2 |
1,3 |
20 |
г. Олонец |
2,9 |
2,7 |
2,5 |
3,0 |
24 |
с. Паданы (Медвежьегорский муниципальный район) |
3,1 |
3,0 |
2,8 |
3,5 |
27 |
г. Пудож |
1,5 |
1,7 |
1,5 |
1,6 |
20 |
с. Реболы (Муезерский муниципальный район) |
1,8 |
1,9 |
1,9 |
2,2 |
21 |
г. Сегежа |
2,5 |
2,4 |
2,4 |
2,8 |
23 |
г. Сортавала |
2,4 |
2,2 |
2,1 |
2,3 |
21 |
г. Суоярви |
1,9 |
2,1 |
1,9 |
2,2 |
22 |
пос. Энгозеро (Лоухский муниципальный район) |
1,9 |
2,1 |
2,1 |
2,1 |
19 |
Планы по размещению в Республике
Карелия достаточно крупных ВЭС
разрабатывались еще с 1990-х годов.
Планировалось строительство четырех
ВЭС: Валаамскую (мощностью 1 МВт), ВЭС в
пос. Валдай (1,2 МВт), Беломорскую (10 МВт) и
Морскую ВЭС под г. Кемь (8 МВт).
Планируемые мероприятия не реализовали
ввиду отсутствия инвесторов.
Развитие МГЭС
В Республике Карелия имеется
большое количество МГЭС мощностью менее
25 МВт. В большинстве своем это станции,
построенные более 60 лет назад, их
оборудование устарело, подлежит замене и
модернизации.
В настоящее время в рамках
соглашения от 24 ноября 2010 года о
сотрудничестве, заключенном между АО
"Норд Гидро" и Правительством Республики
Карелия ведется реконструкция и
возведение МГЭС на территории
Республики Карелия. 28 июля 2011 года в пос.
Ляскеля была введена в эксплуатацию
реконструированная МГЭС Ляскеля
мощностью 4,8 МВт. В ходе реконструкции
произведена замена всех гидроагрегатов
станции со значительным увеличением
мощности ГЭС (первоначально ГЭС имела
мощность 0,75 МВт). В здании ГЭС
установлено шесть пропеллерных
гидроагрегатов мощностью 0,8 МВт каждый.
17 июля 2013 года был произведен
запуск МГЭС "Рюмякоски" в пос. Рускеала
Сортавальского района. МГЭС возведена на
месте бывшей финской ГЭС. На объекте
установлен гидроагрегат чешского
производства мощностью 0,63 МВт, а также
современные системы противоаварийной
автоматики, станция функционирует
полностью в автоматическом режиме. В
декабре 2014 года в районе пгт Хелюля
Сортавальского района введена в
эксплуатацию МГЭС Каллиокоски мощностью
0,975 МВт.
В 2014 году завершен комплекс
инженерных изысканий под размещение
объектов гидротехнических сооружений,
выполнены проектно-изыскательские
работы по инвестиционным проектам
строительства МГЭС Реболы, МГЭС
"Белопорожская ГЭС-1" и МГЭС
"Белопорожская ГЭС-2". По проектам МГЭС
"Белопорожская ГЭС-1" и МГЭС
"Белопорожская ГЭС-2" утверждена схема
выдачи мощности станций. Ввод в
эксплуатацию МГЭС "Белопорожская ГЭС-1" и
МГЭС "Белопорожская ГЭС-2" планируется в
2022 году.
Сдерживающим фактором на пути
сооружения МГЭС является
рыбохозяйственное значение большинства
рек, а также вопросы подключения к сетям
МГЭС.
Перечень новых и расширяемых МГЭС
на период до 2026 года представлен в
таблице 49.
Таблица 49
Перечень новых и расширяемых МГЭС на
период до 2026 года
Электростанция |
Собственник |
Год ввода в эксплуатацию |
Вводимая мощность, МВт |
МГЭС "Белопорожская ГЭС-1" |
ООО "НГБП" |
2022 |
24,9 |
МГЭС "Белопорожская ГЭС-2" |
|
2022 |
24,9 |
МГЭС "Сегозерская ГЭС" |
ООО "ЕвроСибЭнерго-Гидрогенерация" |
2022 |
8,1 |
Использование местного вида топлива
В рамках проекта Совета Министров
Северных стран "Возобновляемая
энергетика на Северо-Западе России"
разработана Стратегия теплоснабжения
Республики Карелия на основе местных
видов топлива до 2020 года. Данная
стратегия теплоснабжения опирается на
фактологическую и аналитическую базу
Региональной стратегии развития
топливной отрасли Республики Карелия на
основе местных энергетических ресурсов
на 2011-2020 годы, одобренной распоряжением
Правительства Республики Карелия от 14
октября 2009 года N 405р-П.
Согласно данной Региональной
стратегии развития топливной отрасли
Республики Карелия на основе местных
энергетических ресурсов на 2011-2020 годы
подавляющее большинство муниципальных
образований в Республике Карелия
обладают достаточной сырьевой базой для
полного удовлетворения потребности
коммунальной энергетики (дрова,
топливная щепа, торф).
Впервые общая оценка
топливно-сырьевой базы Республики
Карелия для производства местных ТЭР
была представлена в Концепции
региональной целевой программы
"Активное вовлечение в
топливно-энергетический комплекс
Республики Карелия местных ТЭР на 2007-2010
годы", одобренной распоряжением
Правительства Республики Карелия от 8
сентября 2006 года N 275р-П, однако в полном
объеме реализована не была.
Большинство муниципальных
образований в Республике Карелия имеют
достаточную сырьевую базу для
абсолютного обеспечения потребностей
коммунальной энергетики в древесном
топливе (дрова и топливная щепа). С учетом
высокого уровня обеспеченности
древесным топливом почти всех
муниципальных образований в Республике
Карелия в ходе планирования объемов его
использования, а особенно при
планировании модернизации источников
теплоснабжения с увеличением доли
использования древесного топлива,
необходимо учитывать достаточно
существенные сырьевые риски:
1. Распределение древесных ресурсов
по территории республики неравномерно,
их доступные объемы не всегда могут
обеспечить годовую потребность в
биотопливе для источников
теплоснабжения некоторых муниципальных
образований.
2. Ценообразование на древесину в
различных муниципальных районах и
округах может существенно отличаться,
ввиду влияния неравномерного
распределения по территории республики
древесных ресурсов, и степени развития
инфраструктуры, приближенности к
государственной границе, состав
лесосечного фонда по породам
древесины.
Кроме того, есть общая тенденция,
затронувшая все муниципальные
образования Республики Карелия: в
последние 10-12 лет стоимость дровяной
древесины ежегодно увеличивается.
В случае отсутствия изменений
ожидается дальнейшее увеличение
конкуренции на внутреннем рынке
древесного сырья в зоне экономической
доступности для иностранных компаний, и,
соответственно, увеличение цены на
древесное сырье.
Появление специализированных
хозяйств, поставляющих древесину в зоне
действия целлюлозно-бумажных и плитных
производств, приведет в будущем к
изменению структуры заготавливаемой
древесины, а значит, к существенному
уменьшению объемов дровяного сырья.
Перспективное для Республики
Карелия местное топливо - торф, добыча
которого в настоящее время возрождается.
Торфодобыча в Республике Карелия, как и
во всей России, за последние десятилетия
существенно снизилась, многие
торфопредприятия закрылись или перешли
на добычу торфа для сельского хозяйства.
Вместе с тем запасы торфа имеются
практически во всех муниципальных
районах Республики Карелия (таблица 50).
Из числа кадастра торфяных
месторождений Карелии 44% представляют
собой месторождения с большими запасами,
залегающими на глубине 1,5-2 метра, 19% -
месторождения со средними запасами и 37% -
месторождения с небольшими запасами.
Таблица 50
Болотно-торфяной фонд Республики
Карелия и торфяные ресурсы (кадастр
"Торфяные месторождения Карельской
АССР", 1979 год)
Район |
Общая площадь болот, кв. км |
Запас торфа в изученных болотах в границах промышленной залежи |
Средняя глубина промышленной залежи, м | |
|
|
млн. куб. м |
млн. т |
|
Беломорский |
4202 |
2814,1 |
360,2 |
2,2 |
Калевальский |
2186 |
650,4 |
104,7 |
1,5 |
Кемский |
3082 |
2488,7 |
334,9 |
1,8 |
Кондопожский |
720 |
249,7 |
42,1 |
2,1 |
Лахденпохский |
84 |
117,5 |
18,7 |
2,0 |
Лоухский |
3114 |
945,4 |
155,0 |
1,7 |
Медвежьегорский |
2281 |
1122,5 |
181,8 |
2,0 |
Муезерский |
1905 |
84,1 |
13,7 |
1,8 |
Олонецкий |
632 |
648,2 |
96,4 |
1,7 |
Питкярантский |
172 |
220,2 |
31,8 |
2,15 |
Прионежский |
343 |
305,8 |
47,6 |
2,0 |
Пряжинский |
889 |
1004,9 |
155,3 |
2,15 |
Пудожский |
1531 |
555,0 |
88,3 |
2,2 |
Сегежский |
2455 |
1361,0 |
213,7 |
2,2 |
Сортавальский |
55 |
87,7 |
13,3 |
2,9 |
Суоярвский |
2083 |
1078,8 |
156,7 |
2,0 |
Итого |
25734 |
13734,0 |
2014,2 |
2,06 |
Сырьевая база торфяных залежей
Республики Карелия характеризуется
следующими показателями.
Болотно-торфяной фонд Республики
Карелия составляет 5,45 млн. га (31% от общей
площади территории Республики
Карелия).
Практически все заболоченные земли
и болота Республики Карелия (более 95%)
включены в государственный лесной фонд,
в соответствии с инвентаризацией
которого выделены две категории
земель:
1) открытые болота, включающие как
полностью безлесные, так и болота с
редким древостоем (запасы древесины
менее 40 куб. м/га);
2) заболоченные леса и облесенные
болота (болотные леса), в которых запасы
древесины более 40 куб. м/га.
При данной классификации не
учитывается мощность торфяных залежей.
Поэтому облесенные болота с мощной
торфяной залежью, иногда достигающей
нескольких метров, относятся к той же
категории, что и заболоченные леса, с
толщиной торфяного слоя 20-30 см. Именно по
этой причине существует необходимость
разработки на территории Республики
Карелия более надежной классификации и
карты заболоченных земель и болот,
основанной на критерии мощности
торфяных залежей.
Общая площадь открытых болот в
Республике Карелия составляет 3,63 млн. га,
заболоченных лесов (в их составе большие
площади лесных болот с торфяными
залежами различной мощности) - 1,82 млн
га.
В настоящее время из всего
количества болот на территории
Республики Карелия, учтенных при
картировании, только 1394 болота (общей
площадью 954 тыс. га и площадью
промышленной залежи 699 тыс. га)
исследованы наземно с различной
степенью детальности: 6% болот
исследовано детально; 3% болот
исследовано с детальностью,
составляющей 80%; 16% болот исследовано с
детальностью, составляющей 50-60%; 75% -
прогнозные данные.
На период до 2026 года запланированы
следующие мероприятия:
реконструкция торфяных полей и
организация промышленной добычи торфа
на торфяных месторождениях "Паперо"
(Суоярвский муниципальный район),
"Круглое" (Пудожский муниципальный
район), "Сюрьгинское" (Прионежский
муниципальный район), "Сурисуо" и
"Васкаламенсуо" (Лахденпохский
муниципальный район), "Туленсуо"
(Питкярантский муниципальный район),
"Заречное" (Костомукшский городской
округ);
увеличение производственных
площадей и объемов добычи торфа на
месторождениях "Суури-суо" и "Тайпале"
(Сортавальский муниципальный район),
"Волуссуо" и "Агвен-суо" (Пряжинский
национальный муниципальный район);
увеличение объемов производства
топливной щепы за счет использования
передвижных высокопроизводительных
щепорубительных комплексов и увеличения
их количества.
В 2011 году подписано соглашение
между Правительством Республики Карелия
и ООО "Энергопит" о сотрудничестве и
взаимодействии в рамках реализации
инвестиционных проектов в сфере
повышения энергетической эффективности
использования возобновляемых и местных
видов топлива в коммунальной энергетике
на территории Питкярантского,
Медвежьегорского, Лоухского и Кемского
муниципальных районов. В рамках
подписанного соглашения в пос. Харлу
введен в эксплуатацию источник
комбинированной выработки тепловой и
электроэнергии (3 МВт) из
газифицированного торфа.
В рамках реализации
инвестиционного проекта ООО "Питэр Пит"
(Московская область) организована
промышленная добыча торфа в Пряжинском
национальном, Суоярвском, Пудожском
муниципальных районах. В 2012 году
реализован инвестиционный проект
модернизации схемы теплоснабжения пос.
Эссойла Пряжинского национального
муниципального района: проведена
реконструкция центральной котельной с
переводом на сжигание местного топлива
(торфа, щепы). Торф добывается на
торфоплощадке "Агвен-суо" в границах
поселения, право на недропользование
которой принадлежит ООО "Питэр Пит".
Полностью за счет собственных
средств ООО "Питэр Пит" завершило
реконструкцию котельной установленной
мощностью 1,5 МВт в с. Вешкелица
Суоярвского муниципального района.
Котельная предназначена для
использования топливного торфа,
производимого на торфоплощадке
"Агвен-суо" (пос. Эссойла, на удалении 24 км
от строящейся котельной).
В планах ООО "Питэр Пит" - реализация
инвестиционных проектов модернизации
источника теплоснабжения в пос.
Найстенъярви Суоярвского
муниципального района и угольных
котельных на территории Суоярвского
городского поселения.
В целом потенциал местных видов
топлива и ВИЭ Республики Карелия велик.
Наибольшее внимание, в порядке важности
энергоресурса, должно быть уделено
использованию энергии ветра,
гидроэнергии малых рек и торфу.
Использование этих ресурсов возможно
при экономическом стимулировании
возобновляемой энергетики.
Рассматриваются два направления по
увеличению доли использования местных
видов топлива при организации и
обеспечении муниципального
теплоснабжения Республики Карелия:
полное замещение энергетическим
торфом (щепой) фоссильного топлива
(уголь, мазут, дизельное топливо) путем
реконструкции (строительства) и
модернизации источников теплоснабжения,
в том числе установок вихревых топок
(предтопков);
комбинированное сжигание
каменного угля и энергетического торфа
(в пропорции 80/20 процентов) без
дополнительного переоборудования
котельных.
4.7. Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности
В соответствии с прогнозируемыми
уровнями потребности в мощности, вводом
новых энергомощностей и размещаемым на
электростанциях резервом мощности
сформирован баланс мощности
энергосистемы Республики Карелия на
период 2022-2026 годов.
Величина расчетного резерва
мощности на электростанциях
энергосистемы Республики Карелия
принята из условий его размещения в
целом по ОЭС Северо-Запада.
Общая оценка перспективной
балансовой ситуации на пятилетний
период энергосистемы Республики Карелия
для базового варианта прогноза
электроэнергии и мощности представлена
в таблицах 51-52. В качестве основного
прогноза потребления электроэнергии и
мощности принят прогноз, разработанный
АО "СО ЕЭС".
Таблица 51
Базовый вариант. Баланс электроэнергии
по территории Республики Карелия на
период 2022-2026 годов
(млрд. кВт.ч)
Годы |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
Потребление электроэнергии |
8,362 |
8,468 |
8,51 |
8,504 |
8,511 |
Выработка электроэнергии |
5,101 |
5,148 |
5,129 |
5,383 |
5,461 |
Сальдо перетоков |
3,261 |
3,32 |
3,381 |
3,121 |
3,05 |
Таблица 52
Базовый вариант. Баланс мощности на час
собственного максимума потребления по
территории Республики Карелия на период
2022-2026 годов
(МВт)
Годы |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
Установленная мощность, МВт |
1155,2 |
1155,2 |
1155,2 |
1155,2 |
1155,2 |
В том числе ГЭС |
697,2 |
697,2 |
697,2 |
697,2 |
697,2 |
В том числе ТЭС |
458 |
458 |
458 |
458 |
458 |
Максимум потребления |
1258 |
1270 |
1274 |
1275 |
1276 |
Балансы электроэнергии и мощности
на этапе 2022-2026 годов будут носить схожий
характер изменения (Рисунки 12, 13), что
связано как с увеличением потребления
электроэнергии и мощности в целом по
энергосистеме, так и с вводом в 2022 году
МГЭС: МГЭС "Белопорожская ГЭС-1", МГЭС
"Белопорожская ГЭС-2" ООО "НГБП" (2x24,9 МВт) и
МГЭС "Сегозерская ГЭС" (8,1 МВт) и
перемаркировкой Кондопожской и
Пальеозерской ГЭС.
Рисунок 12. Базовый вариант. Баланс
мощности
по энергосистеме Республики Карелия
на этап 2022-2026 годов, МВт
Рисунок 13. Базовый вариант.
Баланс электроэнергии по энергосистеме
Республики Карелия
на этап 2022-2026 годов, млрд. кВт/ч
Таблица 53
Перечень основных перспективных
потребителей для базового варианта
N п/п |
Наименование заявителя |
Наименование объекта и адрес его местонахождения |
Присоединяемая мощность, кВт |
Наименование объекта присоединения |
Планируемый год ввода |
Номер договора | |
|
|
|
|
Сетевой элемент |
ПС с высшим классом напряжения не менее 35 кВ |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1. |
Казенное Учреждение Республики Карелия "Управление капитального строительства Республики Карелия" |
инфраструктурное обеспечение промышленной площадки на территории Петрозаводского городского округа Республики Карелия", г. Петрозаводск, м. Томицкий промузел |
15000 |
Л-83-2 |
ПС 110 кВ Логмозеро (ПС 83) |
2020 (ТУ реализовано в 2020 году) |
34-01820П/15 |
2. |
ООО "Сигма РЦ" |
физкультурно-оздоровитель-ный комплекс; г. Петро-заводск, Лесной пр., (КН 10:01:0120101:7254) |
4900 |
ПС-671с-10 кВ |
ПС 110 кВ Радио-завод (ПС 67) |
2021 (ТУ реализо-вано в 2021 году) |
34-01027П/19 |
3. |
ООО "Север-Строй" |
ЛЭП; |
2100 |
ПС-3П |
ПС 35 кВ ДСК (ПС 3П) |
2021 (ТУ реализо-вано в 2021) |
СПБ80-10835П/20 |
4. |
ООО "Строитель-ная компания СеверСтрой" |
ЛЭП; |
700 |
ПС-3П |
ПС 35 кВ ДСК (ПС 3П) |
2021 (ТУ реализо-вано в 2021 году) |
34-00044П/21 от 25 мая 2021 года |
5. |
Федеральное казенное предприятие "УКС Министерства обороны Российской Федерации" |
Петрозаводское президентское кадетское училище, г. Петрозаводск |
2362,2 |
3 КТП-10/0,4 кВ |
ПС 110 кВ Сулажгора (ПС-72) |
2022 |
276/16ЭС от 21 декабря 2016 года |
6. |
ООО НПО "ФинТек" |
КТП-10/0,4 кВ, г. Костомукша |
2500 |
КТП-10/0,4 кВ |
ПС 220 кВ Костомукша (ПС-52) |
2022 |
0301-19-000110 от 7 февраля 2019 года |
7. |
ООО "КЮ Дата центр" |
промышленный парк, пгт Надвоицы 10:06:0040128:26 |
48000 |
- |
ПС 110 кВ НАЗ (ПС-3) |
2021-2022 |
б/н от 1 августа 2020 года |
8. |
ООО "Промжилстрой" |
КЛ-10кВ Л-1-65, Л-1-66; г. Петро-заводск |
5890 |
ПС-1 1с-10кВ Петрозаводск |
ПС 110 кВ Петрозаводск (ПС 1) |
2022 |
34-01556П/19 от 20 апреля 2020 года |
9. |
ООО "Соломенский лесозавод" |
завод по
производству пеллет; |
4000 |
проектируемое РП 10 кВ 2с. ш. (Соломенский лесозавод) |
ПС 110 кВ Логмозеро (ПС 83) |
2022 |
34-00351П/20 от 4 августа 2020 года |
10. |
Индивидуальный предприниматель Иванов Андрей Олегович |
КЛ 6 кВ |
2400 |
ПС-7 1с-6 кВ |
ПС 110 кВ ТБМ (ПС 7) |
2022 |
34-00485П/20 от 5 октября 2020 года |
11. |
ООО "Ефимовский карьер" |
предприятия по производству щебня на месторождении мигматитов "Западно-Хийтольское" пос. Хийтола |
2300 |
Л-30С |
ПС 110 кВ Кузнечная (ПС 57) (Лен-энерго) |
2022 |
34-01085С/19 от 30 августа 2019 года |
12. |
ООО "Энергоинвест" |
насосная станция и квартал реновации и комплексного освоения территории путем ее смешанной застройки; г. Петрозаводск, район ул. Заводской |
2100 |
ПС-3П |
ПС 35 кВ ДСК (ПС 3П) |
2022 |
34-00484П/20 от 5 октября 2020 года |
13. |
АО "Бони-Инвест" |
дробильно-сортировочный завод; Республика Карелия, Прионежский район, карьер "Гора железная" дер. Педасельга |
2000 |
ПС-22П 2с-10 кВ |
ПС 35 кВ Педасельга (ПС 22П) |
2022 |
34-00527П/20 от 30 декабря 2020 года |
14. |
ООО "Норд Парк" |
парк отдыха и развлечений "Норд-парк" Сортавальский район, в районе оз. Рюттю |
1762,8 |
ПС-94 |
ПС 110 кВ Кирьявалахти (ПС 94) |
2022 |
34-02541С/16 от 19 сентября 2017 года |
15. |
ООО "Рент Стоун" |
склад готовой продукции, г. Петрозаводск, Строителей проезд, Южная промзона |
1450 |
проекти-руемая ЛЭП 10 кВ от ВЛ 10 кВ Л-46П-23 |
ПС 35 кВ ЮПЗ (ПС 46П) |
2022 |
34-00518П/20 от 25 декабря 2020 года |
16. |
Карельский филиал федерального государственного бюджетного учреждения "Главное бассейновое управление по рыболовству и сохранению водных биологических ресурсов" |
селекционно-племенной центр
рыбоводства в Республике Карелия; |
1341 |
проектируемая ТП 6/0,4 кВ от проекти-руемой ЛЭП 6 кВ от ВЛ 6 кВ Л-03-06 |
Маткожненская ГЭС (ГЭС-3) |
2022 |
34-00513К/20 от 23 декабря 2020 года |
17. |
ООО "Русский Лесной Альянс" |
производственное помещение; |
1000 |
ПС-7 |
ПС 110 кВ ТБМ (ПС 7) |
2022 |
34-00163П/20 от 15 апреля 2020 года |
18. |
ООО "Яккима Гранит" |
карьер "Яккима-2"; Лахденпохский район, 10:12:022201:263 |
700 |
Л-34-03 Лахденпохья |
ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС 34) |
2022 |
34-00503С/20 от 2 ноября 2020 года |
19. |
ООО "Фирма А" |
торговый
центр; |
1000 |
ПС-67 |
ПС 110 кВ Радиозавод (ПС 67) |
2023 |
34-00531П/20 от 16 февраля 2021 года |
20. |
Индивидуальный предприниматель Иванов Андрей Олегович |
КЛ 10 кВ |
4795 |
ПС-69 |
ПС 110 кВ Станкозавод (ПС 69) |
2023 |
34-00034П/21 от 19 мая 2021 года |
21. |
Индивидуальный предприниматель Иванов Андрей Олегович |
КЛ 10 кВ |
4795 |
ПС-69 |
ПС 110 кВ Станкозавод (ПС 69) |
2023 |
34-00035П/ |
22. |
ПУ ФСБ России по Республике Карелия |
"Отделение "Поросозеро" пос. Поросозеро (Республика Карелия)" пос. Поросозеро, ул. Заводская |
976 |
проектируемая
ЛЭП 6 кВ от ВЛ 6 кВ |
ПС 110 кВ Поросозеро (ПС 29) |
2023 |
34-00062С/21 от 2 декабря 2021 года |
23. |
ООО "Карелия-Арена" |
спортивно-концертный комплекс г. Петро-заводск |
3107 |
КТП-10/0,4 кВ |
ПС 110 кВ ОТЗ-2 (ПС-68) |
2023 |
63/20ПЭС от 10 сентября 2020 года |
24. |
ООО "Строй-инвест КСМ" |
жилая застройка, р-он Древлянка II г. Петрозаводск |
7439,62 |
РУ-10 кВ РП-530 |
ПС 110 кВ Онего (ПС-71) |
2024 |
ПР0458-13 от 9 сентября 2019 года |
При формировании прогноза мощности
и электроэнергии для
умеренно-оптимистического варианта
развития учитывались:
перечень заявок (без договоров) на
технологическое присоединение к
электрической сети в соответствии
информацией Карельского филиала ПАО
"Россети Северо-Запад" (таблица 54);
данные о перспективных
потребителях согласно информации о
развитии новых потребителей и проектах
развития инженерных коммуникаций,
промышленности, жилищного строительства
из источников, указанных в письме ПАО
"Россети Северо-Запад" N МР2/50-03-05/8947 от 08
ноября 2019 года, потребляемая мощность
которых составляет 670 кВт и более
(таблица 55);
дополнительный перечень
перспективный потребителей на основе
планов, предоставленных потребителями и
органами исполнительной власти,
потребляемая мощность которых
составляет 670 кВт и более (таблица 56).
Министерство экономического
развития и промышленности Республики
Карелия проводит работу по подготовке
заявки на создание
производственно-промышленной особой
экономической зоны (далее - ОЭЗ) на
территории Вяртсильского городского
поселения Сортавальского
муниципального района.
В рамках указанной работы,
Министерством во взаимодействии с
уполномоченными органами
государственной власти проведен анализ
сведений о наличии на территории, где
предполагается создание ОЭЗ, объектов
внутренней и внешней инженерной,
транспортной и иной инфраструктуры,
которые возможно использовать для целей
функционирования и развития ОЭЗ.
По информации Министерства,
суммарная мощность, заявленная
потенциальными резидентами особой
экономической зоны на территории
Вяртсильского городского поселения
Сортавальского муниципального района,
составит 35 МВт. Проработка вопроса по
электроснабжению
производственно-промышленной особой
экономической зоны в пгт Вяртсиля
представлена в разделе 4.9.
Кроме этого, в соответствии с
письмом Министерства строительства,
жилищного хозяйства и энергетики
Республики Карелия от 25 января 2022 года N
685/02-16/Аи, а также с согласованным
Техническим заданием на разработку
схемы внешнего электроснабжения
энергопринимающих устройств АО
"Карельский окатыш" в связи с увеличением
максимальной мощности для строительства
собственного производства ГБЖ" в
настоящее время ПАО "Северсталь"
прорабатывает проект строительства
завода горячебрикетированного железа
(ГБЖ). Суммарная присоединяемая мощность
составит 49 МВт. Проработка
электроснабжения завода ГБЖ на
территории Костомукшского городского
округа приведена в разделе 4.9.
Таблица 54
Перечень заявок (без договоров) на
технологическое присоединение к
электрической сети в соответствии
информацией Карельского филиала ПАО
"Россети Северо-Запад"
N п/п |
Наименование заявителя |
Наименование объекта и адрес его местонахождения |
Присоединяемая мощность, кВт |
Наименование объекта присоединения |
Планируемый год ввода в эксплуатацию | |
|
|
|
|
Сетевой элемент |
ПС с высшим классом напряжения не менее 35 кВ |
|
1. |
ООО "Феникс" |
Площадка
(производственная) |
1500 |
проектируемая ТП от проектируемой ЛЭП 10 кВ от ВЛ 10 кВ Л-35П-3 |
ПС 35 кВ Шала |
2022 |
2. |
ООО "Карелкамень" |
Карьер "Варанмяки"; Питкярантский район, в районе д. Леппясилта |
1000 |
проектируемая ЛЭП 6 кВ от ВЛ 6 кВ Л-06С-71 |
ПС 35 кВ Леппясилта (ПС 6С) |
2022 |
3. |
ООО "Петро-ДОК" |
ЛЭП-6 кВ Л-7-30; |
880 |
|
ПС 110 кВ Петрозаводск (ПС 1) |
2022 |
Таблица 55
Данные о перспективных потребителях
согласно информации о развитии новых
потребителей и проектах развития
инженерных коммуникаций,
промышленности, жилищного строительства
из источников, указанных в письме ПАО
"Россети Северо-Запад" N МР2/50-03-05/8947 от 8
ноября 2019 года, потребляемая мощность
которых составляет 670 кВт и более
N п/п |
Источник информации |
Наименование проекта |
Присоединяемая мощность (предполагаемая), кВт |
ПС с высшим классом напряжения не менее 35 кВ |
Планируемые сроки реализации, год |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
Жилая застройка | |||||
1. |
Генеральный план города в границах территории Петрозаводского городского округа |
многоэтажная жилая застройка в районе станции Томицы Октябрьской ж.д. |
4780 |
ПС 110 кВ Логмозеро (ПС 83), ПС 35 кВ Мелиоративный (ПС 52П), ПС 35 кВ Холодильник (ПС 26П) |
2026 |
2. |
|
индивидуальное жилищное строительство в районе пересечения Древлянского шоссе и улицы Чапаева |
16000 |
ПС 110 кВ Радиозавод (ПС 67), ПС 110 кВ Онего (ПС 71) |
2026 |
3. |
Документация по планировке территории микрорайона "Древлянка-9" жилого района "Древлянка II" |
строительство жилого района общей площадью квартир 116,291 тыс. кв. м на территории микрорайона "Древлянка-9" жилого района "Древлянка II" в городе Петрозаводске |
2325,8 |
ПС 110 кВ Онего (ПС 71) |
2026 |
4. |
Документация по планировке территории микрорайона "Древлянка-7" жилого района "Древлянка II" |
строительство 85-квартирного жилого дома общей площадью квартир 37,045 тыс. кв. м на территории микрорайона "Древлянка-7" жилого района "Древлянка II" в городе Петрозаводске |
740,9 |
ПС 110 кВ Онего (ПС 71) |
2026 |
5. |
Проект планировки территории микрорайона N 1 жилого района "Кукковка III" в городе Петрозаводске |
строительство жилого района общей площадью квартир 112,62 тыс. кв. м на территории микрорайона N 1 жилого района "Кукковка III" |
2252,4 |
ПС 110 кВ Кукковка (ПС 66) |
2026 |
Физкультурно-спортивные и оздоровительные учреждения | |||||
6. |
Проект планировки рекреационной зоны для организации отдыха, туризма, занятий физической культурой и спортом в городе Петрозаводске |
комплекс открытых плоскостных физкультурно-спортивных сооружений - 49,556 тыс. кв. м |
991,12 |
ПС 220 кВ
Древлянка, |
2026 |
7. |
|
комплекс "Ледовый дворец" - 4101 чел |
1640,4 |
ПС 220 кВ
Древлянка, |
2026 |
Таблица 56
Дополнительный перечень перспективных
потребителей на основе планов,
предоставленных потребителями и
органами исполнительной власти,
потребляемая мощность которых
составляет 670 кВт и более
N п/п |
Наименование проекта |
Адрес размещения объекта |
Сфера деятельности (назначение объекта) |
Заявленная мощность электроприемников объекта, кВт |
ПС с высшим классом напряжения не менее 35 кВ |
Планируемые сроки реализации, год |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
1. |
49 участков под ИЖС |
Республика Карелия, пгт Калевала |
жилищное строительство |
735 |
ПС |
2022-2026 |
2. |
Индивидуальное жилищное строительство (116 земельных участков) |
Республика Карелия, г. Костомукша, ул. Светлая |
жилищное строительство |
1740 |
ПС 220 кВ Костомукша |
2021-2022 |
3. |
Служба в городе Сортавала Пограничного управления ФСБ России по Республике Карелия |
Республика Карелия, г. Лахденпохья, ул. Санаторная, ЗУК N 10:12:0012301:32 |
жилищное строительство |
750 |
ПС 35 кВ Ихала |
2022-2026 |
4. |
ИЖС 390 зем. уч. |
Республика Карелия, г. Петрозаводск, Лососинское шоссе жилого района Древлянка 3 |
ИЖС 390 зем. уч. |
5850 |
ПС 220 кВ Древлянка |
2022-2026 |
5. |
ИЖС 181 зем. уч. |
Республика Карелия, г. Петрозаводск, 4 км Лососинского шоссе |
ИЖС 181 зем. уч. |
2715 |
ПС 220 кВ Древлянка |
2022-2026 |
6. |
ИЖС 152 зем. уч. |
Республика Карелия, г. Петрозаводск, ул. Университетская (продление) |
ИЖС 152 зем. уч. |
2280 |
ПС 110 кВ Радиозавод (ПС-67) |
2022-2026 |
7. |
ИЖС 67 зем. уч. |
Республика Карелия, г. Петрозаводск, ул. Университетская (продление) |
ИЖС 67 зем. уч. |
1005 |
ПС 110 кВ Радиозавод (ПС-67) |
2022-2026 |
8. |
ИЖС 250 зем. уч. |
Республика Карелия, г. Петрозаводск, ул. Роберта Рождественского |
ИЖС 250 зем. уч. |
3750 |
ПС 110 кВ Радиозавод (ПС-67) |
2022-2026 |
9. |
ИЖС 87 зем. уч. |
Республика Карелия, г. Петрозаводск, в районе ул. Борнаволокская |
ИЖС 87 зем. уч. |
1305 |
ПС 35 кВ Рембаза МК-46 (ПС-41П) |
2022-2026 |
10. |
ИЖС 54 зем. уч. |
Республика Карелия, г. Петрозаводск, район, ограниченный улицами Рабочей, Логмозерской и проездом Камышовым |
ИЖС 54 зем. уч. |
810 |
ПС 110 кВ Логмозеро (ПС-83) |
2022-2026 |
11. |
ИЖС 701 зем. уч. |
Республика Карелия, г. Петрозаводск, жилой район Кукковка 3 |
ИЖС 701 зем. уч. |
10515 |
ПС 220 кВ Древлянка |
2022-2026 |
12. |
ИЖС 384 зем. уч. |
Республика Карелия, г. Петрозаводск, микрорайон Усадьбы жилого района Кукковка 3 |
ИЖС 384 зем. уч. |
5760 |
ПС 220 кВ Древлянка |
2022-2026 |
13. |
100 ИЖС для многодетных семей |
Республика Карелия, г. Питкяранта, кадастровый квартал: 10:05:0010501 |
строительство |
1500 |
ПС 110 кВ Питкяранта (ПС-25) |
2022-2026 |
14. |
230 ИЖС |
Республика
Карелия, Питкярантское городское
поселение, пос. Салми: |
строительство |
3450 |
ПС 110 кВ Питкяранта (ПС-25) |
2022-2026 |
Балансы мощности и электроэнергии
энергосистемы Республики Карелия
складываются со значительным
дефицитом.
Потребность в электроэнергии
энергосистемы Республики Карелия в
период до 2026 года обеспечивается за счет
собственных энергоисточников только на
60,2-64,2%. Остальная часть потребности в
электроэнергии, как и прежде, будет
покрываться за счет передачи из смежных
энергосистем: Мурманской области, г.
Санкт-Петербурга и Ленинградской
области.
Прогнозные балансы мощности и
электроэнергии энергосистемы
Республики Карелия на 2026 год
представлены в таблицах 51-52.
В умеренно-оптимистическом
варианте по сравнению с базовым
вариантом на конец прогнозируемого
периода до 2026 года рассмотрен более
высокий уровень потребления
электроэнергии и мощности с учетом
реализации инвестиционных проектов и
создания новых предприятий.
Таким образом, балансы мощности и
электроэнергии энергосистемы
Республики Карелия в
умеренно-оптимистическом варианте
складываются с дефицитом, превышающим
аналогичные показатели базового
варианта. При этом дополнительные
собственные источники генерации смогли
бы сократить потребность в получаемой
электроэнергии, улучшить энергетическую
ситуацию в республике и повысить
надежность электроснабжения
потребителей в Республике Карелия.
Наиболее реальным мероприятием для
снижения дефицита электроэнергии и
мощности энергосистемы могло бы стать
расширение Петрозаводской ТЭЦ (ввод
энергоблока электрической мощностью 180
МВт). Однако филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1"
в перспективе до 2026 года не
рассматривает ввод нового энергоблока
на Петрозаводской ТЭЦ ввиду отсутствия
механизма долгосрочного возврата
инвестиций.
Конкретные площадки размещения
замещающих мощностей должны
определяться по результатам проведения
технико-экономического обоснования, в
качестве приоритетных целесообразно
рассмотреть площадки в районе г.
Медвежьегорска и г. Петрозаводска.
4.8. Развитие электрической сети
напряжением 35 кВ и выше
Формирование перечня
электросетевых объектов напряжением 35
кВ и выше намечаемых к вводу и
реконструкции в Республике Карелия в
период 2022-2026 годов проведено на
основании анализа информации по
вводу/выводу мощности на
электростанциях в рассматриваемый
период, инвестиционной программе ПАО
"ФСК ЕЭС" и Карельского филиала ПАО
"Россети Северо-Запад", а также выданных
технических условий на присоединение
потребителей.
В таблице 57 представлен перечень
электросетевых объектов 35 кВ и выше,
планируемых к
строительству/реконструкции на период
2021-2025 годов в соответствии с
утвержденной инвестиционной программой
Карельского филиала ПАО "Россети
Северо-Запад" на 2016-2025 годы,
инвестиционной программой ПАО "ФСК ЕЭС"
на 2020-2024 годы, утвержденной приказом
Министерства энергетики Российской
Федерации от 28 декабря 2021 года N 35, и
выданными техническими условиями на
присоединение потребителей. Все
мероприятия, приведенные в таблице 57
учитываются в базовом варианте
развития.
Таблица 57
Перечень электросетевых объектов 35 кВ и
выше,
планируемых к
строительству/реконструкции
на период 2021-2025 годов в соответствии с
утвержденной
инвестиционной программой Карельского
филиала ПАО "Россети
Северо-Запад" на 2016-2025 годы,
инвестиционной программой
ПАО "ФСК ЕЭС" на 2020-2024 годы, утвержденной
приказом
Министерства энергетики Российской
Федерации
от 28 декабря 2021 года N 3, и выданными
техническими
условиями на присоединение потребителей
Наименование объекта |
Срок ввода, год |
Технические показатели |
Примечание |
Обоснование необходимости реализации проекта |
Организация, осуществляющая реализацию мероприятий | ||
|
|
МВА |
км |
Марка и сечение провода |
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
Реконструкция ПС 220 кВ Древлянка |
2024 |
|
|
|
реконструкция РУ 220 кВ: замена 5 выключателей 220 кВ (в том числе установка нового секционного выключателя СШ-220 кВ) |
необходимость
ввода ограничений на минимальную
фактическую нагрузку Петрозаводской ТЭЦ
в исходной схеме сети для исключения
срабатывания АОПО ВЛ 110 кВ
Верхне-Свирская ГЭС - Ольховец (ВЛ 110 кВ
Ольховецкая-1) на деление сети
(устройство обеспечивает косвенную
защиту Т-21 и Т-22 Верхне-Свирской ГЭС (ГЭС
12): |
ПАО "ФСК ЕЭС" |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Катозеро - Чупа (Л-151) с заменой деревянных опор на металлические, провода и грозотроса, расширением трассы ВЛ по всей длине" длина линии 10,224 км, расширение трассы 30,83 Га |
2026-2027 |
|
10,224 |
АС-185/29 |
замена деревянных опор на металлические и замена провода с АС-185 на провод АС-185/29 для повышения надежности железнодорожного транзита и электроснабжения потребителей |
N МР2/3/135-14/3323 письмо от 22 апреля 2022 года |
ПАО "Россети Северо-Запад" |
Реконструкция ВЛ 35 кВ Кривой Порог - Белый Порог (Л-50К) с заменой 93 опор, 8,288 км провода, 3,397 км грозотроса и расширением просек 46 га |
2024 |
|
8,288 |
|
замена 93 опор, 8,288 км провода, 3,397 км грозотроса и расширением просек 46 га |
акт ТО от 9
августа 2017 года; |
ПАО "Россети Северо-Запад" |
Строительство ПС 35/10 кВ Ефимовский карьер |
2022 |
2х1,25, 1x0,63 |
9,3 |
АС-120 |
установка трансформаторов 2x1,25 МВА, 1x0,63 МВА |
ТУ к ТП N 34-01085С/19 от 30 августа 2019 года |
ООО "Ефимовский карьер" |
|
|
|
|
|
сооружение ВЛ 35 кВ Липпола - Ефимовский карьер (9,3 км, АС-120) |
|
|
Строительство отпайки от ВЛ 35 кВ Сегежа - Попов Порог (Л-33К) до Сегозерской МГЭС |
2022 |
|
1,12 |
АС 150/24 |
строительство ВЛ-35 кВ протяженностью 1 км, КЛ-35 кВ протяженностью 0,12 км с устройством линейного ответвления от ВЛ-35 кВ Л-33К ПС 110 кВ Сегежа - ПС 35 кВ Попов Порог до проектируемого КРУ 35 кВ Сегозерской ГЭС, пос. Попов Порог, Сегежский район |
схема выдачи мощности Сегозерской МГЭС, П-58/18-04/1-401-735-П3 изм. 2, договор на технологическое присоединение гидроэлектростанции Сегозерской ГЭС, N 34-00179К/20 от 22 июля 2020 года |
ПАО "Россети Северо-Запад" |
При разработке СиПР
электроэнергетики Республики Карелия на
период до 2026 года соблюдались следующие
основные положения:
высшее напряжение в энергосистеме
Республики Карелия - 330 кВ. По сети 330 кВ
обеспечивается передача мощности от
крупнейшей электростанции
энергосистемы Мурманской области -
Кольской АЭС в энергосистему Республики
Карелия. Предусматривается дальнейшее
развитие сети 330 кВ;
усиление межсистемного транзита
330-220 кВ и распределительных сетей
напряжением 35-110 кВ с целью повышения
надежности электроснабжения
существующих потребителей Республики
Карелия и обеспечения электроснабжения
расширяемых и намечаемых к
строительству и вводу новых
предприятий;
более полное использование
существующих сетей;
реконструкция и техническое
перевооружение действующих
электросетевых объектов, период
эксплуатации которых превышает
нормативные сроки;
ограничение расхода
электроэнергии на ее транспортировку;
мероприятия, обеспечивающие
поддержание требуемых уровней
напряжения в сети и качество
электроэнергии.
Южные районы Республики Карелия. Город Петрозаводск и Прионежский район
Потребление энергорайона г.
Петрозаводска покрывается за счет
генерации Петрозаводской ТЭЦ
(установленная электрическая мощность
станции 280 МВт), Кондопожской ГЭС (ГЭС-1)
(установленная электрическая мощность
станции 24,9 МВт) и Пальеозерской ГЭС (ГЭС-2)
(установленная электрическая мощность
станции 24,9 МВт) и перетоков мощности:
через два АТ ПС 220 кВ Древлянка (2x125
МВА);
по транзиту 110 кВ Петрозаводская
ТЭЦ - Кондопожская ГЭС (ГЭС-1) - ПС 220 кВ
Суоярви (Сунский транзит);
по транзиту 110 кВ Петрозаводская
ТЭЦ - ПС 110 кВ Ведлозеро (ПС39) - ПС 220 кВ
Суоярви (Ведлозерский транзит);
по транзиту 110 кВ Верхне-Свирская
ГЭС - ПС 220 кВ Древлянка (Ольховецкий
транзит).
На ПС 220 кВ Древлянка заведены две
транзитные линии 220 кВ: ВЛ 220 кВ
Петрозаводск - Древлянка и ВЛ 220 кВ
Верхне-Свирская ГЭС - Древлянка и три
транзитные линии 110 кВ: ВЛ 110 кВ
Петрозаводская ТЭЦ - Древлянка с
отпайками N 1 (Л-174), ВЛ 110 кВ Петрозаводская
ТЭЦ - Древлянка с отпайками N 2 (Л-175) и ВЛ 110
кВ Древлянка - Станкозавод (Л-184).
Учитывая, что данная подстанция введена
в работу в 1959 году, ОРУ-220 кВ - в 1964 году, и
ОРУ 220 кВ выполнено по схеме "одна система
шин с выключателями на присоединениях"
без установки секционного выключателя,
любая аварийная ситуация на шинах ОРУ 220
кВ приводит к полному погашению ОРУ 220 кВ
и, как следствие, потери единственной
связи 220 кВ энергорайона г. Петрозаводска
с энергосистемой, при этом возможность
покрытия дефицита района в данной
послеаварийной схеме определяется
загрузкой оставшихся трех транзитов 110
кВ и уровнем генерации Петрозаводской
ТЭЦ. В настоящее время мероприятия по
реконструкции ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Древлянка
внесены в инвестиционную программу ПАО
"ФСК ЕЭС".
В настоящее время электроснабжение
района ПС 110 кВ Шуя (ПС 21) - ПС 110 кВ Пряжа
(ПС 64) обеспечивается по протяженной ВЛ 35
кВ. Существующая пропускная способность
сетей 35 кВ и трансформаторных связей ПС
района ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) - ПС 110 кВ Шуя
(ПС-21) себя исчерпала, и требуется
комплексный подход по устранению
данного "узкого места". Разработка
мероприятий по устранению данного
узкого места приведена в разделе 4.9
Программы.
В целях развития электроэнергетики
г. Петрозаводска АО "ОРЭС - Петрозаводск"
разработан план первоочередных
мероприятий по капитальному ремонту и
модернизации электрических сетей г.
Петрозаводска, а также долгосрочный план
организационно-технических мероприятий
по поэтапной модернизации и
реконструкции действующих
электрических сетей г. Петрозаводска на
период 2015-2030 годов в общем объеме
необходимых расходов более 3 млрд.
рублей, предусматривающий разработку
проектов и осуществление мероприятий по
полному обновлению элементов наружных
электрических сетей г. Петрозаводска для
повышения надежности электроснабжения
потребителей в условиях постоянного
роста нагрузок.
Район г. Кондопоги и Кондопожской ГЭС
В настоящее время электроснабжение
большей части бытовой и мелко-моторной
нагрузки потребителей г. Кондопоги
осуществляется на напряжении 6 кВ от
Кондопожской ГЭС (ГЭС-1).
Учитывая то обстоятельство, что ВЛ
110 Кондопожская ГЭС - КЦБК (Л-123) отключена,
электроснабжение района осуществляется
по транзиту одноцепных ВЛ 110 кВ
протяженностью порядка 50 км от
Петрозаводской ТЭЦ и по ВЛ 110 кВ от ПС 220
кВ Суоярви - Пальеозерская ГЭС -
Кондопожская ГЭС протяженностью более 200
км.
Медвежьегорский и Пудожский муниципальные районы
Электроснабжение Медвежьегорского
и Пудожского районов осуществляется от
ПС 220 кВ Медвежьегорск. Электроснабжение
сельскохозяйственных потребителей
Пудожского района, расположенных на
северо-восточном берегу Онежского озера,
а также г. Пудожа осуществляется по
транзиту одноцепных ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ
Медвежьегорск протяженностью порядка 220
км.
Одним из приоритетных проектов для
реализации в данном районе является
Пудожский мегапроект, целью которого
является разведка и промышленная
разработка Пудожгорского месторождения
титаномагнетитовых руд, Аганозерского
месторождения хромовых руд и
Шалозерского месторождения
хромо-медно-никелево-платинометальных
руд Бураковского массива, а также
создание на их базе ряда крупных
промышленных производств.
В настоящее время реализация
Пудожского мегапроекта находится на
стадии намерений.
После принятия решения о
реализации в составе проектной
документации предполагаемых к
строительству производств следует
разработать схемы их внешнего
электроснабжения. Для реализации
мегапроекта в целом в соответствии с
предполагаемым потребление
электроэнергии 6-7 млрд. кВт.ч потребуется
сооружение новых генерирующих
мощностей.
Западные районы Республики Карелия
В западной части Республики
Карелия расположены г. Суоярви, г.
Сортавала, г. Питкяранта, г. Лахденпохья и
пос. Ляскеля.
В настоящее время электроснабжение
потребителей указанных населенных
пунктов осуществляется по сетям 220 кВ и 110
кВ, в том числе по одноцепным ВЛ 220 кВ
Петрозаводск - Суоярви, ВЛ 220 кВ Ляскеля -
Суоярви и ВЛ 220 кВ Ляскеля -
Сортавальская, суммарная протяженность
которых порядка 227 км, а также по Сунскому
транзиту 110 кВ, Ведлозерскому транзиту 110
кВ, по транзиту 110 кВ ПС 110 кВ Кузнечная (ПС
57) - ПС 220 кВ Сортавальская (Кузнечный
транзит). Однако при аварийном
отключении ВЛ 220 кВ Петрозаводск -
Суоярви (в режиме зимнего максимума
электропотребления 2025 года) уровни
напряжений в сети 35-110 кВ находятся в
допустимых пределах. Дополнительного
сетевого строительства не требуется.
Пропускная способность ЛЭП района
ЗКЭС 35 кВ по условию обеспечения
допустимых уровней напряжения в
послеаварийных режимах (отключение
головных участков ВЛ 35 кВ от одного
центра питания и резервирования
потребителей от другого центра питания
исчерпана при перспективных нагрузках в
режимах максимальных нагрузок 2026 года.
Рост нагрузок в перспективных
режимах вызван подключением ПС 35 кВ
Ефимовский карьер. В соответствии с
утвержденными техническими условиями
потребитель ООО "Ефимовский карьер"
подключается по III категории
электроснабжения и ПС 35 кВ Ефимовский
карьер оснащается устройствами АОСН.
Северные районы Республики Карелия
В северной части Республики
Карелия расположены г. Беломорск, г. Кемь,
г. Сегежа, г. Костомукша и пгт Калевала. В
период до 2022 года на указанных
территориях предусматривается
строительство новых и реконструкция
существующих ВЛ и ПС.
В конце 2021 года было завершено
строительство и ввод в работу РП 330 кВ
Борей (Путкинский) и новой ВЛ 330 кВ Лоухи -
РП 330 кВ Борей (Путкинский) с выполнением
заходов на РП 330 кВ Борей (Путкинский)
существующих ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС -
Лоухи, ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС - Ондская
ГЭС, а также строительство и ввод в
работу РП 330 кВ Каменный Бор (Ондский) и
новой ВЛ 330 кВ РП Путкинский - РП 330 кВ
Каменный Бор (Ондский) с выполнением
заходов ВЛ 330 кВ РП 330 кВ Борей
(Путкинский) - Ондская ГЭС и ВЛ 330 кВ
Ондская ГЭС - Кондопога. Это позволило
увеличить пропускную способность
транзита 330 кВ между энергосистемой
Мурманской области и энергосистемой
Республики Карелия для выдачи "запертой"
мощности электростанций энергосистемы
Мурманской области и покрытия дефицита
энергосистемы Республики Карелия.
По результатам расчета режима
работы сети 110 кВ при аварийном
отключении ВЛ 110 кВ Ондская ГЭС -
Палокоргская ГЭС (Л-111) в схеме ремонта ВЛ
110 кВ Маткожненская ГЭС - Идель (Л-102) в
режиме паводка 2026 г. токовая загрузка ВЛ
110 кВ Кемь - Беломорск (Л-115) составит 116,6% и
109,2% от длительно и аварийно допустимого
значения соответственно, ВЛ 110 кВ
Выгоостровская ГЭС - Беломорск (Л-114) - 102,0%
от длительно допустимого значения.
Установка АОПО на ВЛ 110 кВ Кемь -
Беломорск (Л-115) с действием на
ограничение генерации Выгского Каскада
ГЭС объемом 21 МВт позволит снизить
загрузку ВЛ 110 кВ Кемь - Беломорск (Л-115) до
длительно допустимых значений. В связи с
тем, что в режиме паводка не проводятся
ремонты ЛЭП в избыточном районе Каскада
Выгских ГЭС, также, при необходимости, на
стадиях планирования и оперативного
управления режимом ограничивается
генерируемая мощность Каскада Выгских
ГЭС с целью недопущения перегрузки ЛЭП и
оборудования в послеаварийной схеме
сети, поэтому данное мероприятие
рассматривается в рамках
умеренно-оптимистического варианта
развития.
По результатам расчета режима
работы сети 110 кВ при аварийном
отключении ВЛ 110 кВ Кемь - Беломорск (Л-115)
в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Маткожненская
ГЭС - Идель (Л-102) токовая загрузка ВЛ 110 кВ
Ондская ГЭС - Палокоргская ГЭС (Л-111)
составит 107,4% от длительно допустимого
значения, не превышая аварийно
допустимое значение. Снижение генерации
электростанций Каскада Выгских ГЭС
позволит снизить загрузку ВЛ 110 кВ
Ондская ГЭС - Палокоргская ГЭС (Л-111) до
длительно допустимых значений.
В 2022 году предусматривается ввод
МГЭС "Белопорожская ГЭС-1" и МГЭС
"Белопорожская ГЭС-2" соответственно. Для
выдачи мощности МГЭС "Белопорожская
ГЭС-1" и МГЭС "Белопорожская ГЭС-2" в 2019
году построен РП 220 кВ Белый Порог с
заходами к двум ВЛ 220 кВ Кривопорожская
ГЭС - Костомукша.
4.9. Уточнения "узких мест" в электрической сети напряжением 35 кВ и выше и мероприятия по их ликвидации
В настоящем разделе в дополнение к
разделу 4.8 на основании расчетов
электрических режимов выявлены "узкие"
места для базового и
умеренно-оптимистического вариантов
роста потребления электроэнергии в
энергосистеме Республики Карелия. Для
устранения этих "узких" мест в
электрической сети 35 кВ и выше
энергосистемы предполагается выполнить
следующие мероприятия:
4.9.1. Увеличение трансформаторной
мощности существующих ЦП
С целью своевременного выявления
дефицитных по мощности ЦП 35 кВ и выше в
энергосистеме Республики Карелия на
перспективный период до 2026 года
произведен анализ загрузки данных ЦП.
Определение необходимой мощности
трансформаторов в период 2022-2026 годов
произведено на основе собственных
максимальных нагрузок ЦП.
Расчет суммарных максимальных
нагрузок ЦП произведен методом прямых
электрических расчетов. Для определения
максимальной электрической нагрузки ПС
применяются коэффициенты несовпадения
максимумов нагрузки подстанций и
совмещения максимума нагрузки
потребителей. При определении
коэффициентов учитывались:
приказ Министерства энергетики
Российской Федерации от 6 мая 2014 года N 250
"Об утверждении методических указаний по
определению степени загрузки вводимых
после строительства объектов
электросетевого хозяйства, а также по
определению и применению коэффициентов
совмещения максимума потребления
электроэнергии (мощности) при
определении степени загрузки таких
объектов".
Методические указания по
определению резервов мощности на
центрах питания утвержденные 19 сентября
2018 года решением совета директоров ПАО
"Россети Северо-Запад".
Анализ допустимости загрузки
трансформаторного оборудования
выполнен в соответствии с приказом
Министерства энергетики Российской
Федерации от 8 февраля 2019 года 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 Министерства энергетики
Российской Федерации от 19 июня 2003 года N
229" (далее - приказ Министерства
энергетики N 81).
В соответствии с требованиями к
перегрузочной способности
трансформаторов, установленных на
объектах электроэнергетики (таблица 1
приложения N 1 к требованиям приказа
Министерства энергетики N 81 от 8 февраля
2019 года), для трансформаторов,
находящихся в эксплуатации 30 лет и более,
коэффициент допустимой длительной
перегрузки при температуре охлаждающего
воздуха -3,0 °С равен 1,165; при температуре
+14,0 °С - 1,048. Для трансформаторов,
находящихся в эксплуатации до 30 лет,
допускается применение коэффициентов
допустимой длительной перегрузки,
соответствующих режиму нагрузки с
возможным повышенным износом изоляции,
равных при температуре охлаждающего
воздуха -3,0 °С коэффициент допустимой
длительной перегрузки равен 1,25, при
температуре +14,0 °С - 1,23.
Анализ загрузки ЦП произведен для
двух вариантов: базового и
умеренно-оптимистичного и представлен
для наиболее загруженных ЦП в таблицах 58
и 59. В таблице 61
(умеренно-оптимистический вариант
развития) приведены только те ЦП, на
которые ожидается дополнительный
прирост мощности.
Таблица 58
Перечень перегружаемых ЦП напряжением 35
кВ и выше в энергосистеме Республики
Карелия в период 2022-2026 годов по базовому
варианту
ПО Карельского филиала ПАО "Россети Северо-Запад" |
Наименование ЦП |
Наименование трансформатора |
Класс напряжения трансформатора, кВ |
Sном, МВА |
Год ввода трансформатора в эксплуатацию |
Параметры летнего дня в период 2022-2026 годы |
День летнего контрольного замера |
Параметры зимнего дня в период 2022-2026 годов |
День зимнего контрольного замера |
Дата наиболее тяжелого режима с учетом длительно допустимой нагрузки ЦП по данным контрольных замеров 2017-2021 годы |
Заявленная мощность АТП и договоров 2022-2026 годы, кВт |
Нагрузка трансформаторов в период 2022-2026 годы, МВА |
Загрузка ЦП в ремонтной схеме при отключении более мощного трансформатора, % | |||||||||
|
|
|
|
|
|
Коэффициент допустимой длительной перегрузки |
Длительно допустимая нагрузка ЦП, МВА |
Максимальная нагрузка в день летнего контрольного замера 2017-2021 годы |
Загрузка ЦП в ремонтной схеме при отключении более мощного трансформатора, % |
Коэффициент допустимой длительной перегрузки |
Длительно допустимая нагрузка ЦП, МВА |
Максимальная нагрузка в день зимнего контрольного замера 2017-2021 годы |
Загрузка ЦП в ремонтной схеме при отключении более мощного трансформатора, % |
|
|
|
| |||||
|
|
|
|
|
|
|
|
S, МВА |
Дата замера |
|
|
|
S, МВА |
Дата замера |
|
|
до 670 кВт |
670 кВт и выше |
2022 г. |
2026 г. |
2022 г. |
2026 г. |
ЗКЭС |
ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС-34) |
Т-1 |
110/35/10 |
10 |
2004 |
1,230 |
12,300 |
3,968 |
16.06.2021 |
69,7 |
1,250 |
12,500 |
6,906 |
15.12.2021 |
133,1 |
15.12.2021 |
3172,0 |
700,0 |
7,650 |
7,650 |
144,8 |
144,8 |
|
|
Т-2 |
110/35/10 |
10 |
2003 |
1,230 |
|
3,003 |
|
|
1,250 |
|
6,405 |
|
|
|
|
|
6,831 |
6,831 |
|
|
ЗКЭС |
ПС 110 кВ Кирьявалахти (ПС-94) |
Т-1 |
110/35/10 |
6,3 |
2003 |
1,230 |
7,749 |
2,533 |
16.06.2021 |
66,7 |
1,250 |
7,875 |
3,806 |
15.12.2021 |
107,5 |
15.12.2021 |
614,0 |
1762,8 |
4,531 |
4,531 |
130,8 |
130,8 |
|
|
Т-2 |
110/35/10 |
10 |
1984 |
1,048 |
|
1,669 |
|
|
1,165 |
|
2,966 |
|
|
|
|
|
3,712 |
3,713 |
|
|
ЗКЭС |
ПС 35 кВ Импилахти (ПС-9С) |
Т-1 |
35/6 |
2,5 |
2003 |
1,050 |
2,625 |
1,048 |
20.06.2018 |
79,1 |
1,050 |
2,625 |
1,453 |
15.12.2021 |
106,8 |
15.12.2021 |
46,5 |
0,0 |
1,456 |
1,456 |
107,0 |
107,0 |
|
|
Т-2 |
35/6 |
2,5 |
1989 |
1,050 |
|
0,929 |
|
|
1,050 |
|
1,216 |
|
|
|
|
|
1,219 |
1,219 |
|
|
ЮКЭС |
ПС 35 кВ Половина (ПС-10П) |
Т-1 |
35/10 |
4 |
1985 |
1,050 |
2,625 |
3,095 |
16.06.2021 |
124,6 |
1,050 |
2,625 |
2,998 |
15.12.2021 |
120,6 |
16.06.2021 |
230,0 |
0,0 |
3,119 |
3,119 |
126,5 |
126,5 |
|
|
Т-2 |
35/10 |
2,5 |
2002 |
1,050 |
|
0,020 |
|
|
1,050 |
|
0,017 |
|
|
|
|
|
0,044 |
0,044 |
|
|
ЮКЭС |
ПС 35 кВ Бесовец (ПС-18П) |
Т-1 |
35/6 |
6,3 |
1976 |
1,050 |
6,615 |
2,743 |
21.06.2017 |
54,8 |
1,050 |
6,615 |
5,696 |
19.12.2018 |
118,0 |
19.12.2018 |
0,0 |
0,0 |
5,696 |
5,696 |
118,0 |
118,0 |
|
|
Т-2 |
35/6 |
6,3 |
1976 |
1,050 |
|
0,710 |
|
|
1,050 |
|
1,738 |
|
|
|
|
|
1,738 |
1,738 |
|
|
ЮКЭС |
ПС 35 кВ Кончезеро (ПС-2П) |
Т-1 |
35/10 |
6,3 |
2011 |
1,050 |
2,625 |
1,599 |
21.06.2017 |
84,8 |
1,050 |
2,625 |
2,479 |
19.12.2018 |
144,4 |
19.12.2018 |
727,0 |
0,0 |
2,519 |
2,519 |
147,6 |
147,6 |
|
|
Т-2 |
35/10 |
2,5 |
1979 |
1,050 |
|
0,522 |
|
|
1,050 |
|
1,130 |
|
|
|
|
|
1,170 |
1,170 |
|
|
ЮКЭС |
ПС 35 кВ Эссойла (ПС-42П) |
Т-1 |
35/10 |
6,3 |
2014 |
1,050 |
4,200 |
0,871 |
21.06.2017 |
58,4 |
1,050 |
4,200 |
1,369 |
19.12.2018 |
104,6 |
19.12.2018 |
1523,5 |
0,0 |
1,483 |
1,484 |
110,3 |
110,4 |
|
|
Т-2 |
35/10 |
4 |
1998 |
1,050 |
|
1,464 |
|
|
1,050 |
|
2,815 |
|
|
|
|
|
2,929 |
2,930 |
|
|
ЮКЭС |
ПС 35 кВ Куйтежа (ПС-50П) <*> |
Т-1 |
35/10 |
1 |
1981 |
1,050 |
1,050 |
0,642 |
16.06.2021 |
86,5 |
1,050 |
1,050 |
1,231 |
15.12.2021 |
123,1 |
15.12.2021 |
499,0 |
0,0 |
1,275 |
1,275 |
132,0 |
132,0 |
|
|
Т-2 |
35/10 |
1,6 |
1978 |
1,050 |
|
0,223 |
|
|
1,050 |
|
0,000 |
|
|
|
|
|
0,044 |
0,044 |
|
|
ЮКЭС |
ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) |
Т-1 |
110/35/10 |
10 |
1994 |
1,230 |
12,300 |
4,653 |
16.06.2021 |
93,7 |
1,250 |
12,500 |
5,305 |
19.12.2018 |
159,8 |
19.12.2018 |
2275,3 |
0,0 |
5,361 |
5,361 |
163,2 |
163,2 |
|
|
Т-2 |
110/35/10 |
10 |
1994 |
1,230 |
|
4,713 |
|
|
1,250 |
|
10,674 |
|
|
|
|
|
10,960 |
10,960 |
|
|
ЮКЭС |
ПС 110 кВ Прибрежная (ПС-70) |
Т-1 |
110/10 |
25 |
2007 |
1,230 |
16,768 |
12,433 |
17.06.2020 |
77,7 |
1,250 |
18,640 |
12,478 |
19.12.2018 |
136,1 |
19.12.2018 |
0,0 |
0,0 |
12,478 |
12,478 |
136,1 |
136,1 |
|
|
Т-2 |
110/10 |
16 |
1982 |
1,048 |
|
0,000 |
|
|
1,165 |
|
9,302 |
|
|
|
|
|
9,302 |
9,302 |
|
|
<*> Отклонение от нормальной
схемы (письмо ПАО "Россети Северо-Запад" N
МР2/3/135-14/2493 от 30 марта 2022 года).
Таблица 59
Перечень наиболее загруженных ЦП
напряжением 35 кВ и выше в энергосистеме
Республики Карелия в период 2022-2026 годов
по умеренно-оптимистическому вариант
ПО Карельского филиала ПАО "Россети Северо-Запад" |
Наименование ЦП |
Наименование трансформатора |
Класс напряжения трансформатора, кВ |
Sном, МВА |
Год ввода трансформатора в эксплуатацию |
Параметры летнего дня в период 2022-2026 годы |
День летнего контрольного замера |
Параметры зимнего дня в период 2022-2026 годов |
День зимнего контрольного замера |
Дата наиболее тяжелого режима с учетом длительно допустимой нагрузки ЦП по данным контрольных замеров 2017-2021 годы |
Заявленная мощность АТП и договоров 2022-2026 годы, кВт |
Прирост мощности по заявкам и планам ОИВ 2022-2026 годы, кВт |
Нагрузка трансформаторов в период 2022-2026 годы, МВА |
Загрузка ЦП в ремонтной схеме при отключении более мощного трансформатора, % | |||||||||
|
|
|
|
|
|
Коэффициент допустимой длительной перегрузки |
Длительно допустимая нагрузка ЦП, МВА |
Максимальная нагрузка в день летнего контрольного замера 2017-2021 годы |
Загрузка ЦП в ремонтной схеме при отключении более мощного трансформатора, % |
Коэффициент допустимой длительной перегрузки |
Длительно допустимая нагрузка ЦП, МВА |
Максимальная нагрузка в день зимнего контрольного замера 2017-2021 годы |
Загрузка ЦП в ремонтной схеме при отключении более мощного трансформатора, % |
|
|
|
|
| |||||
|
|
|
|
|
|
|
|
S, МВА |
Дата замера |
|
|
|
S, МВА |
Дата замера |
|
|
до 670 кВт |
670 кВт и выше |
|
2022 г. |
2026 г. |
2022 г. |
2026 г. |
ЗКЭС |
ПС 110 кВ Питкяранта (ПС-25) |
Т-1 |
110/35/6 |
25 |
1992 |
1,230 |
26,200 |
7,879 |
20.06.2018 |
70,6 |
1,250 |
29,125 |
8,777 |
19.12.2018 |
61,8 |
20.06.2018 |
1493,1 |
0,0 |
2780,0 |
8,011 |
9,111 |
75,0 |
83,8 |
|
|
Т-2 |
110/35/6 |
25 |
1991 |
1,048 |
|
9,772 |
|
|
1,165 |
|
6,665 |
|
|
|
|
|
|
10,740 |
11,840 |
|
|
ЗКЭС |
ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС-34) |
Т-1 |
110/35/10 |
10 |
2004 |
1,230 |
12,300 |
3,968 |
16.06.2021 |
69,7 |
1,250 |
12,500 |
6,906 |
15.12.2021 |
133,1 |
15.12.2021 |
3172,0 |
700,0 |
300,0 |
7,650 |
7,816 |
144,8 |
148,1 |
|
|
Т-2 |
110/35/10 |
10 |
2003 |
1,230 |
|
3,003 |
|
|
1,250 |
|
6,405 |
|
|
|
|
|
|
6,831 |
6,997 |
|
|
ЗКЭС |
ПС 35 кВ Леппясилта (ПС-6С) |
Т-1 |
35/6 |
1,6 |
1984 |
1,050 |
1,680 |
0,145 |
21.06.2017 |
9,1 |
1,050 |
1,680 |
0,199 |
15.12.2021 |
12,4 |
15.12.2021 |
231,0 |
0,0 |
800,0 |
1,130 |
1,130 |
70,6 |
70,6 |
СЭС |
ПС 110 кВ Калевала (ПС-55) |
Т-1 |
110/10 |
6,3 |
1984 |
1,048 |
6,602 |
0,663 |
21.06.2017 |
25,2 |
1,165 |
7,340 |
1,194 |
19.12.2018 |
42,3 |
19.12.2018 |
105,5 |
0,0 |
294,0 |
1,200 |
1,363 |
42,4 |
47,6 |
|
|
Т-2 |
110/10 |
6,3 |
1983 |
1,048 |
|
0,925 |
|
|
1,165 |
|
1,468 |
|
|
|
|
|
|
1,474 |
1,637 |
|
|
ЮКЭС |
ПС 110 кВ Петрозаводск (ПС-1) |
Т-1 |
110/10/6 |
40 |
1999 |
1,230 |
49,200 |
12,444 |
20.06.2018 |
62,7 |
1,250 |
50,000 |
17,915 |
15.12.2021 |
82,3 |
15.12.2021 |
0,0 |
10880,0 |
792,0 |
20,646 |
21,754 |
96,0 |
101,5 |
|
|
Т-2 |
110/10/6 |
40 |
2000 |
1,230 |
|
12,647 |
|
|
1,250 |
|
15,023 |
|
|
|
|
|
|
17,754 |
18,862 |
|
|
ЮКЭС |
ПС 110 кВ Шуя (ПС-21) |
Т-1 |
110/35/6 |
25 |
2008 |
1,230 |
30,750 |
8,613 |
17.06.2020 |
78,4 |
1,250 |
31,250 |
14,141 |
15.12.2021 |
120,4 |
15.12.2021 |
1642,5 |
0,0 |
522,0 |
14,315 |
14,605 |
121,4 |
123,7 |
|
|
Т-2 |
110/35/6 |
25 |
2008 |
1,230 |
|
10,979 |
|
|
1,250 |
|
15,957 |
|
|
|
|
|
|
16,030 |
16,320 |
|
|
ЮКЭС |
ПС 35 кВ Шала (ПС-35П) |
Т-1 |
35/10 |
3,2 |
1974 |
1,050 |
3,360 |
0,310 |
21.06.2017 |
9,7 |
1,050 |
3,360 |
0,455 |
19.12.2018 |
14,2 |
19.12.2018 |
177,0 |
0,0 |
1200,0 |
1,140 |
1,140 |
57,0 |
57,0 |
|
|
Т-2 |
35/10 |
4 |
1994 |
1,050 |
|
0,000 |
|
|
1,050 |
|
0,000 |
|
|
|
|
|
|
0,685 |
0,685 |
|
|
ЮКЭС |
ПС 110 кВ Пудож (ПС-36) |
Т-1 |
110/35/10 |
16 |
1983 |
1,048 |
16,768 |
0,774 |
21.06.2017 |
33,0 |
1,165 |
18,640 |
1,266 |
19.12.2018 |
56,7 |
19.12.2018 |
815,0 |
0,0 |
1200,0 |
1,320 |
1,320 |
65,9 |
65,9 |
|
|
Т-2 |
110/35/10 |
16 |
1983 |
1,048 |
|
4,507 |
|
|
1,165 |
|
7,806 |
|
|
|
|
|
|
9,229 |
9,229 |
|
|
ЮКЭС |
ПС 35 кВ Рембаза (ПС-41П) |
Т-1 |
35/10 |
2,5 |
1989 |
1,050 |
2,625 |
0,038 |
20.06.2018 |
19,0 |
1,050 |
2,625 |
0,794 |
15.12.2021 |
31,8 |
15.12.2021 |
30,0 |
0,0 |
522,0 |
0,796 |
1,086 |
31,9 |
55,1 |
|
|
Т-2 |
35/10 |
2,5 |
1990 |
1,050 |
|
0,437 |
|
|
1,050 |
|
0,000 |
|
|
|
|
|
|
0,002 |
0,292 |
|
|
ЮКЭС |
ПС 110 кВ Кукковка (ПС-66) |
Т-1 |
110/10 |
16 |
1985 |
1,048 |
16,768 |
5,753 |
21.06.2017 |
73,7 |
1,165 |
18,640 |
5,944 |
19.12.2018 |
107,0 |
19.12.2018 |
0,0 |
0,0 |
901,0 |
5,944 |
6,445 |
107,0 |
113,2 |
|
|
Т-2 |
110/10 |
16 |
1978 |
1,048 |
|
6,046 |
|
|
1,165 |
|
11,169 |
|
|
|
|
|
|
11,169 |
11,670 |
|
|
ЮКЭС |
ПС 110 кВ Радиозавод (ПС-67) |
Т-1 |
110/10/10 |
25 |
1986 |
1,048 |
26,200 |
4,257 |
21.06.2017 |
49,7 |
1,165 |
29,125 |
7,405 |
19.12.2018 |
74,3 |
19.12.2018 |
720,0 |
1000,0 |
8574,0 |
9,661 |
13,002 |
88,0 |
114,8 |
|
|
Т-2 |
110/10/10 |
25 |
1988 |
1,048 |
|
8,175 |
|
|
1,165 |
|
11,159 |
|
|
|
|
|
|
12,348 |
15,690 |
|
|
ЮКЭС |
ПС 110 кВ Логмозеро (ПС-83) |
Т-1 |
110/10 |
25 |
2013 |
1,230 |
30,750 |
3,637 |
21.06.2017 |
23,6 |
1,250 |
31,250 |
3,047 |
15.12.2021 |
25,6 |
21.06.2017 |
0,0 |
4000,0 |
2236,0 |
5,637 |
6,879 |
39,6 |
49,5 |
|
|
Т-2 |
110/10 |
25 |
2012 |
1,230 |
|
0,000 |
|
|
1,250 |
|
0,000 |
|
|
|
|
|
|
0,000 |
0,000 |
|
|
|
|
Т-3 |
110/10 |
25 |
2013 |
1,230 |
|
2,265 |
|
|
1,250 |
|
3,343 |
|
|
|
|
|
|
4,265 |
5,507 |
|
|
Анализ прогнозной нагрузки за
период 2022-2026 годов для базового варианта
выявил десять нижеперечисленных ЦП,
загрузка которых превысила длительно
допустимое значение (базовый вариант):
ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС-34);
ПС 110 кВ Кирьявалахти (ПС-94);
ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64);
ПС 110 кВ Прибрежная (ПС-70);
ПС 35 кВ Импилахти (ПС-9С);
ПС 35 кВ Половина (ПС-10П);
ПС 35 кВ Бесовец (ПС-18П);
ПС 35 кВ Кончезеро (ПС-2П);
ПС 35 кВ Эссойла (ПС-42П);
ПС 35 кВ Куйтежа (ПС-50П).
Анализ прогнозной нагрузки ЦП в
режиме отключения трансформатора
большей мощности для
умеренно-оптимистического варианта на
этап 2022-2026 годов не выявил дополнительно
перегружаемых центров питания к
перегружаемым в базовом варианте.
Ниже представлен анализ ЦП с
повышенной токовой загрузкой.
ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС-34)
В настоящее время на подстанции
установлены два двухобмоточных
трансформатора мощностью 10 МВА каждый,
напряжением 110/35/10 кВ (Т-1 (ТДТН-10000/110/35/10) и
Т-2 (ТДТН-10000/110/35/10) - год ввода в
эксплуатацию 2004 и 2003). Максимальная
суммарная нагрузка трансформаторов ПС 110
кВ Лахденпохья (ПС-34) за период 2017-2021
годов составила 13,311 МВА и 6,971 МВА в день
зимнего контрольного замера 2021 года и
летнего контрольного замера 2021 г.
соответственно (загрузка трансформатора
Т-2 составит 133,1% и 69,77% от номинального
тока (I/Iном) при отключении
трансформатора Т-1 в зимнем и летнем
контрольных замерах соответственно).
Для зимнего контрольного замера
при температуре охлаждающего воздуха
-3°С в соответствии с требованиями к
перегрузочной способности
трансформаторов, установленных на
объектах электроэнергетики (приказ
Министерства энергетики N 81), для
трансформаторов с системой охлаждения Д
и сроком эксплуатации до 30 лет (таблица 3
приложения к требованиям приказа
Министерства энергетики N 81) допускается
аварийная перегрузка, превышающая 1,4
I/Iном в течение 24 часов, чего достаточно
для осуществления перевода нагрузки.
По информации Карельского филиала
ПАО "Россети Северо-Запад", существующая
схема распределительных сетей 10 кВ
позволяет осуществить перевод питания
потребителей ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС-34)
суммарным объемом 0,34 МВА на соседние
питающие центры по сети 10 кВ. Также
существующая схема сети 35 кВ, позволяет
перевести питание ПС 35 кВ Труд (ПС-15С) на
ПС 110 кВ Кузнечная (Ленинградская ЭС),
мощность перевода нагрузки составляет
0,73 МВА. Таким образом, суммарный объем
перевода составляет 1,070 МВА.
Дополнительно Карельский филиал ПАО
"Россети Северо-Запад" указывает, что в
день зимнего контрольного замера 2021 года
об отклонении нормальной схемы сети:
включен выключатель на ЛЭП 35 кВ
Л-80С. Нагрузка Л-80С составляет 1 МВА.
После осуществления перевода
суммарная нагрузка ПС составит 11,24 МВА в
режиме зимнего максимума (загрузка
трансформатора Т-2 составит 112,4% от
номинального тока (I/Iном) при отключении
трансформатора Т-1), что не превышает
длительно допустимое значение.
Для летнего контрольного замера
при температуре охлаждающего воздуха
+14°С в соответствии с требованиями к
перегрузочной способности
трансформаторов, установленных на
объектах электроэнергетики (приказ
Министерства энергетики N 81) (таблица 1
приложения к Требованиям приказа
Министерства энергетики N 81) для
трансформаторов допустима загрузка до
123,0% без ограничения длительности. Для
данного ЦП загрузка оставшегося в работе
трансформатора Т-2 при отключении Т-1
свыше 123,0% от Iном не наблюдается.
Базовый вариант
На период 2022-2026 годов суммарный
прирост мощности на подстанции по
заключенным договорам на
технологическое присоединение с учетом
коэффициента реализации нагрузки
составляет 1169 кВА. Прирост мощности на ПС
110 кВ Лахденпохья (ПС-34) по заключенным
договорам на период 2022-2026 годов
представлен в таблице 60.1.
Таблица 60.1
Прирост мощности на ПС 110 кВ Лахденпохья
(ПС-34) по заключенным договорам на период
2022-2026 годы
Критерии энергопринимающих устройств |
Заявленная суммарная мощность, кВт |
Коэффициент реализации |
Принимаемая суммарная мощность на 2026 год, в кВт |
Прирост мощности к ЦП, в кВА |
Реквизиты договора |
ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС-34) | |||||
Договоры до 50 кВт |
740,0 |
0,1 |
74,0 |
82,2 |
|
Договоры от 50 до 670 кВт |
660,0 |
0,2 |
132,0 |
146,7 |
|
Договоры 670 кВт и более |
700,0 |
0,8 |
560,0 |
622,2 |
N 34-00503С/20 от 02 ноября 2020 года |
Подстанции 35 кВ, питание которых осуществляется от ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС-34) | |||||
Договоры до 50 кВт |
682,0 |
0,1 |
68,2 |
75,8 |
|
Договоры от 50 до 670 кВт |
1090,0 |
0,2 |
218,0 |
242,2 |
|
Договоры 670 кВт и более |
- |
- |
- |
- |
- |
Итого на ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС-34) |
1052,2 |
1169,1 |
|
С учетом реализации
технологического присоединения
указанных потребителей нагрузка ПС на
этап до 2026 года составит 14,48 МВА в режиме
зимнего максимума (загрузка Т-1 (Т-2)
составит 144,8% от номинального тока (I/Iном)
при отключении трансформатора Т-2 (Т-1) в
зимнем максимуме). В соответствии с
требованиями к перегрузочной
способности трансформаторов,
установленных на объектах
электроэнергетики (приказ Министерства
энергетики N 81), для трансформаторов с
системой охлаждения Д и сроком
эксплуатации до 30 лет (таблица 3
приложения Требований к приказу
Министерства энергетики N 81) допускается
аварийная перегрузка в диапазоне 1,5<I
I/Iном <1,4 в течение 2 часов, чего
достаточно для осуществления перевода
нагрузки.
После осуществления перевода,
суммарная нагрузка ПС составит 12,41 МВА в
режиме зимнего максимума (загрузка
трансформатора Т-2 составит 124,1% от
номинального тока (I/Iном) при отключении
трансформатора Т-1), что не превышает
длительно допустимое значение (125%).
Таким образом, на перспективу до 2026
года для базового варианта развития
существующей пропускной способности
трансформаторов Т-1 (Т-2) ПС 110 кВ
Лахденпохья (ПС-34) (2x10 МВА) достаточно для
электроснабжения потребителей при
аварийном отключении Т-2 (Т-1). Замена
трансформаторов не требуется.
Умеренно-оптимистический вариант
На период 2022-2026 годов суммарный
прирост мощности на подстанции по
заявкам и планам органам исполнительной
власти (далее - ОИВ) с учетом коэффициента
реализации нагрузки составляет 330 кВА
(заявка 750 кВт с Кр = 0,4 по проекту "Служба в
городе Сортавала Пограничного
управления ФСБ России по Республике
Карелия").
С учетом реализации указанных
заявок и планов ОИВ нагрузка ПС на этап
2026 года составит 14,81 МВА в режиме зимнего
максимума (загрузка Т-1 (Т-2) составит 148,1%
от номинального тока (I/Iном) при
отключении трансформатора Т-2 (Т-1) в
зимнем максимуме). В соответствии с
требованиями к перегрузочной
способности трансформаторов,
установленных на объектах
электроэнергетики (приказ Министерства
энергетики N 81), для трансформаторов с
системой охлаждения Д и сроком
эксплуатации до 30 лет (таблица 3
Требований к приказу Министерства
энергетики N 81) допускается аварийная
перегрузка в диапазоне 1,5<I I/Iном <1,4 в
течение 2 часов, чего достаточно для
осуществления перевода нагрузки.
После осуществления перевода,
суммарная нагрузка ПС составит 12,74 МВА в
режиме зимнего максимума (загрузка
трансформатора Т-2 составит 127,4% от
номинального тока (I/Iном) при отключении
трансформатора Т-1), что превышает
длительно допустимое значение (125%).
Таким образом, на перспективу до 2026
года для умеренно-оптимистического
варианта развития существующей
пропускной способности трансформаторов
Т-1 (Т-2) ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС-34) (2х10 МВА)
недостаточно для электроснабжения
потребителей при аварийном отключении
Т-2 (Т-1). Рекомендуется замена
трансформаторов на новые, мощностью 2x16
МВА.
Дополнительно в разделе 4.9.2
Программы рассматривается
электроснабжение района ПС 110 кВ
Лахденпохья (ПС 34) - ПС 110 кВ Кузнечная (ПС
57).
ПС 110 кВ Кирьявалахти (ПС-94)
В настоящее время на подстанции
установлены два двухобмоточных
трансформатора мощностью 6,3 и 10 МВА
соответственно, напряжением 110/35/10 кВ (Т-1
(ТМТН-6300/110/35/10) и Т-2 (ТДТН-10000/110/35/10) - год
ввода в эксплуатацию 1984 и 2003).
Максимальная суммарная нагрузка
трансформаторов ПС 110 кВ Кирьявалахти
(ПС-94) за период 2017 - 2021 годов составила 6,772
МВА и 4,202 МВА в день зимнего контрольного
замера 2021 года и летнего контрольного
замера 2021 г. соответственно (загрузка
трансформатора Т-1 составит 107,5% и 66,7% от
номинального тока (I/Iном) при отключении
трансформатора Т-2 в зимнем и летнем
контрольных замерах соответственно), что
не превышает допустимую.
Для зимнего контрольного замера
при температуре охлаждающего воздуха
-3°С в соответствии с требованиями к
перегрузочной способности
трансформаторов, установленных на
объектах электроэнергетики (приказ
Министерства энергетики N 81) (таблица 1
Требований к приказу Министерства
энергетики N 81) для трансформаторов
допустима загрузка до 116,5% без
ограничения длительности. Для данного ЦП
загрузка оставшегося в работе
трансформатора Т-1 при отключении Т-2
свыше 116,5% от Iном не наблюдается.
Для летнего контрольного замера
при температуре охлаждающего воздуха
+14°С в соответствии с требованиями к
перегрузочной способности
трансформаторов, установленных на
объектах электроэнергетики (приказ
Министерства энергетики N 81) (таблица 1
приказу Министерства энергетики N 81) для
трансформаторов допустима загрузка до
104,8% без ограничения длительности. Для
данного ЦП загрузка оставшегося в работе
трансформатора Т-2 при отключении Т-1
свыше 104,8% от Iном не наблюдается.
Базовый вариант
На период 2022-2026 годов суммарный
прирост мощности на подстанции по
заключенным договорам на
технологическое присоединение с учетом
коэффициента реализации нагрузки
составляет 1474 кВА. Прирост мощности на ПС
110 кВ Кирьявалахти (ПС-94) по заключенным
договорам на период 2022-2026 годов
представлен в таблице 60.2.
Таблица 60.2
Прирост мощности на ПС 110 кВ Кирьявалахти
(ПС-94) по заключенным договорам на период
2022-2026 годов
Критерии энергопринимающих устройств |
Заявленная суммарная мощность, кВт |
Коэффициент реализации |
Принимаемая суммарная мощность на 2026 год, в кВт |
Прирост мощности к ЦП, в кВА |
Реквизиты договора |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПС 110 кВ Кирьявалахти (ПС-94) | |||||
Договоры до 50 кВт |
120,0 |
0,1 |
12,0 |
13,3 |
|
Договоры от 50 до 670 кВт |
250 |
0,2 |
50,0 |
55,6 |
|
Договоры 670 кВт и более |
1762,8 |
0,7 |
1234,0 |
1371,1 |
34-02541С/16 от 19 сентября 2017 года |
Подстанции 35 кВ, питание которых осуществляется от ПС 110 кВ Кирьявалахти (ПС-94) | |||||
Договоры до 50 кВт |
204,0 |
0,1 |
20,4 |
22,7 |
|
Договоры от 50 до 670 кВт |
50,0 |
0,2 |
10,0 |
11,1 |
|
Договоры 670 кВт и более |
- |
- |
- |
- |
- |
Итого на ПС 110 кВ Кирьявалахти (ПС-94) |
1326,4 |
1473,8 |
|
С учетом реализации
технологического присоединения
указанных потребителей нагрузка ПС на
этап 2026 года составит 8,24 МВА в режиме
зимнего максимума (загрузка Т-1 составит
130,8% от номинального тока (I/Iном) при
отключении трансформатора Т-2 в зимнем
максимуме). В соответствии с
требованиями к перегрузочной
способности трансформаторов,
установленных на объектах
электроэнергетики (приказ Министерства
энергетики N 81), для трансформаторов с
системой охлаждения М и сроком
эксплуатации 30 лет и более (таблица 5
Требований к приказу Министерства
энергетики N 81) допускается аварийная
перегрузка превышающая 1,3I I/Iном в
течение 24 часов, чего достаточно для
осуществления перевода нагрузки.
По информации Карельского филиала
ПАО "Россети Северо-Запад", существующая
схема сети 35 кВ, позволяет перевести
нагрузку ПС 35 кВ, питающихся по Л-77С и Л-79С
на ПС 110 кВ Сортавала (ПС 27) суммарным
объемом 5,5 МВА Отклонений от нормальной
схемы в день зимнего контрольного замера
2021 года не наблюдалось.
После осуществления переключений в
сети, суммарная нагрузка ПС составит 2,744
МВА в режиме зимнего максимума (загрузка
трансформатора Т-1 составит 43,6% от
номинального тока (I/Iном) при отключении
трансформатора Т-2), что не превышает
длительно допустимое значение.
Таким образом, на перспективу до 2026
года для базового варианта развития
существующей пропускной способности
трансформаторов Т-1 ПС 110 кВ Кирьявалахти
(ПС 94) (1x6,3 МВА) достаточно для
электроснабжения потребителей при
аварийном отключении Т-2. Замена
трансформаторов не требуется.
Умеренно-оптимистический вариант
Прирост мощности по сравнению с
базовым вариантом отсутствует.
ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64)
В настоящее время на подстанции
установлены два трехобмоточных
трансформатора мощностью 10 МВА каждый,
напряжением 110/35/10 кВ (Т-1 и Т-2
(ТДТН-10000/110/35/10)) - год ввода в эксплуатацию
1994. Максимальная суммарная нагрузка
трансформаторов ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) за
период 2017-2021 годы составила 15,98 МВА и 9,37
МВА в день зимнего контрольного замера
2018 года и летнего контрольного замера 2021
года соответственно (загрузка
трансформатора Т-1 (Т-2) составит 159,8 и 93,7%
от номинального тока (I/Iном) при
отключении трансформатора Т-2 (Т-1) в
зимнем и летнем контрольных замерах
соответственно).
Для зимнего контрольного замера
при температуре охлаждающего воздуха
-3°С в соответствии с требованиями к
перегрузочной способности
трансформаторов, установленных на
объектах электроэнергетики (приказ
Министерства энергетики N 81), для
трансформаторов с системой охлаждения Д
и сроком эксплуатации менее 30 лет
(таблица 3 Требований к приказу
Министерства энергетики N 81) допускается
аварийная перегрузка в диапазоне 1,6 < I /
Iном <= 1,7 в течение 10 мин. Данного
времени недостаточно для осуществления
перевода нагрузки.
Для летнего контрольного замера
при температуре охлаждающего воздуха
14°С в соответствии с требованиями к
перегрузочной способности
трансформаторов, установленных на
объектах электроэнергетики (приказ
Министерства энергетики N 81) (таблица 1
Требований к приказу Министерства
энергетики N 81), для трансформаторов
допустима перегрузка до 123% без
ограничения длительности. Для данного ЦП
загрузка оставшегося в работе
трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2
(Т-1) свыше 123% от Iном не наблюдается.
Базовый вариант
На период 2022-2026 годов суммарный
прирост мощности на подстанции по
заключенным договорам на
технологическое присоединение с учетом
коэффициента реализации нагрузки
составляет 342 кВА. Прирост мощности на ПС
110 кВ Пряжа (ПС-64) по заключенным
договорам на период 2022-2026 годов
представлен в таблице 60.3.
Таблица 60.3
Прирост мощности на ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64)
по заключенным договорам на период 2022-2026
годов
Критерии энергопринимающих устройств |
Заявленная суммарная мощность, кВт |
Коэффициент реализации |
Принимаемая суммарная мощность на 2026 год, в кВт |
Прирост мощности к ЦП, в кВА |
Реквизиты договора |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) | |||||
Договоры до 50 кВт |
387,0 |
0,1 |
38,7 |
43,0 |
|
Договоры от 50 до 670 кВт |
251 |
0,2 |
50,2 |
55,8 |
|
Договоры 670 кВт и более |
- |
- |
- |
- |
- |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
Подстанции 35 кВ, питание которых осуществляется от ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) | |||||
Договоры до 50 кВт |
1081,8 |
0,1 |
108,2 |
120,2 |
|
Договоры от 50 до 670 кВт |
555,5 |
0,2 |
111,1 |
123,4 |
|
Договоры 670 кВт и более |
- |
- |
- |
- |
- |
Итого на ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) |
308,2 |
342,4 |
|
С учетом реализации
технологического присоединения
указанных потребителей нагрузка ПС на
этап 2026 год составит 16,32 МВА в режиме
зимнего максимума (загрузка Т-1 (Т-2)
составит 163,2% от номинального тока (I/Iном)
при отключении трансформатора Т-2 (Т-1) в
зимнем максимуме). В соответствии с
требованиями к перегрузочной
способности трансформаторов,
установленных на объектах
электроэнергетики (приказ Министерства
энергетики N 81), для трансформаторов с
системой охлаждения Д и сроком
эксплуатации менее 30 лет (таблица 3
Требований к приказу Министерства
энергетики N 81) допускается аварийная
перегрузка в диапазоне 1,6<I/Iном<=1,7 в
течение 10 мин. Данного времени
недостаточно для осуществления перевода
нагрузки.
Таким образом, на перспективу до 2026
года для базового варианта развития
существующей пропускной способности
трансформаторов Т-1 (Т-2) ПС 110 кВ Пряжа
(ПС-64) (2x10 МВА) недостаточно для
электроснабжения потребителей при
аварийном отключении Т-2 (Т-1).
Строительство ПС 110 кВ Прионежская и
перевод на нее части потребителей по
сети 35 кВ позволит устранить данную
перегрузку. Более подробно
строительство ПС 110 кВ Прионежская
рассмотрено в разделе 4.9.2 "Рекомендации
по строительству новых ЦП" раздела 4.9
Программы.
Умеренно-оптимистический вариант
Прирост мощности по сравнению с
базовым вариантом отсутствует.
ПС 110 кВ Прибрежная (ПС-70)
В настоящее время на подстанции
установлены два трехобмоточных
трансформатора мощностью 25 и 16 МВА
соответственно, напряжением 110/10 кВ (Т-1
(ТРДН-25000/110/10) и Т-2 (ТДН-16000/110/10)) - годы
ввода в эксплуатацию 2007 и 1982.
Максимальная суммарная нагрузка
трансформаторов ПС 110 кВ Прибрежная (ПС-70)
за период 2017-2021 годов составила 21,78 МВА и
12,43 МВА в день зимнего контрольного
замера 2018 года и летнего контрольного
замера 2020 года соответственно (загрузка
трансформатора Т-2 составит 136,1 и 77,7% от
номинального тока (I/Iном) при отключении
трансформатора Т-1 в зимнем и летнем
контрольных замерах соответственно).
Для зимнего контрольного замера
при температуре охлаждающего воздуха
-3°С в соответствии с требованиями к
перегрузочной способности
трансформаторов, установленных на
объектах электроэнергетики (приказ
Министерства энергетики N от 8 февраля 2019
года), для трансформаторов с системой
охлаждения Д и сроком эксплуатации 30 лет
и более (таблица 6 Требований к приказу
Министерства энергетики N 81) допускается
аварийная перегрузка в диапазоне
1,3<I/Iном<=1,4 в течение 20 мин. Данного
времени недостаточно для осуществления
перевода нагрузки.
По информации Карельского филиала
ПАО "Россети Северо-Запад, существующая
схема распределительных сетей 10 кВ
позволяет осуществить перевод питания
потребителей ПС 110 кВ Прибрежная (ПС-70)
суммарным объемом 7,8 МВА на ПС 110 кВ ОТЗ-2.
После осуществления перевода суммарная
нагрузка ПС составит 13,98 МВА в режиме
зимнего максимума (загрузка
трансформатора Т-2 составит 87,4% от
номинального тока (I/Iном) при отключении
трансформатора Т-1), что не превышает
длительно допустимое значение.
В связи с наличием возможности
перевода нагрузки по сети 10 кВ
рекомендуется в период зимних
максимальных нагрузок осуществить
превентивный перевод нагрузки по сети 10
кВ в объеме не менее 1 МВА на ПС 110 кВ ОТЗ-2,
что позволит снизить нагрузку ПС 110 кВ
Прибрежная (ПС-70) до 20,78 МВА (загрузка
трансформатора Т-2 составит 129,9% от
номинального тока (I/Iном) при отключении
трансформатора Т-1), что допустимо в
течение 2 часов. Данного времени
достаточно для осуществления перевода
нагрузки в случае аварийного отключения
Т-1. Однако, поскольку существующей
пропускной способности трансформатора
Т-2 ПС 110 кВ Прибрежная (1x16 МВА) без
осуществления переключений в сети 10 кВ
недостаточно для электроснабжения
потребителей при аварийном отключении
Т-1, рекомендуется замена трансформатора
Т-2 на новый мощностью 25 МВА в рамках
умеренно-оптимистического варианта
развития.
Для летнего контрольного замера
при температуре охлаждающего воздуха
14°С в соответствии с требованиями к
перегрузочной способности
трансформаторов, установленных на
объектах электроэнергетики (приказ
Министерства энергетики N 81, таблица 1
Требований к приказу Министерства
энергетики N 81), для трансформаторов
допустима перегрузка до 116,5% без
ограничения длительности. Для данного ЦП
загрузка оставшегося в работе
трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении Т-2
(Т-1) свыше 116,5% от Iном не наблюдается.
Базовый вариант
Прирост мощности в рассматриваемый
период отсутствует.
Умеренно-оптимистический вариант
Прирост мощности по сравнению с
базовым вариантом отсутствует.
ПС 35 кВ Импилахти (ПС-9С)
В настоящее время на подстанции
установлены два двухобмоточных
трансформатора мощностью 2,5 МВА (Т-1 и Т-2
(ТМН-2500/35/6), напряжением 35/6 кВ - годы ввода
в эксплуатацию 1989 и 2003). Максимальная
суммарная нагрузка трансформаторов ПС 35
кВ Импилахти (ПС-9С) за период 2017-2021 годов
составила 2,67 МВА и 1,98 МВА в день зимнего
контрольного замера 2021 года и летнего
контрольного замера 2018 года
соответственно (загрузка трансформатора
Т-1 составит 106,8 и 79,1% от номинального тока
(I/Iном) при отключении трансформатора Т-2
в зимнем и летнем контрольных замерах
соответственно).
В соответствии п. 5.3.14 Правил
технической эксплуатации электрических
станций и сетей Российской Федерации,
утвержденных приказом Министерства
энергетики России от 19 июня 2003 года N 229
"Правила технической эксплуатации
электрических станций и сетей
Российской Федерации" в редакции от 13
февраля 2019 года (далее - приказ N 229),
допустима перегрузка до 105% без
ограничения длительности. Загрузка в
день контрольного замера превышает
указанное значение.
Базовый вариант
На период 2022-2026 годов суммарный
прирост мощности на подстанции по
заключенным договорам на
технологическое присоединение с учетом
коэффициента реализации нагрузки
составляет 5 кВА. Прирост мощности на ПС 35
кВ Импилахти (ПС-9С) по заключенным
договорам на период 2022-2026 годов
представлен в таблице 60.4.
Таблица 60.4
Прирост мощности на ПС 35 кВ Импилахти
(ПС-9С)
по заключенным договорам на период 2022-2026
годов
Критерии энергопринимающих устройств |
Заявленная суммарная мощность, кВт |
Коэффициент реализации |
Принимаемая суммарная мощность на 2026 год, в кВт |
Прирост мощности к ЦП, в кВА |
Реквизиты договора |
ПС 35 кВ Импилахти (ПС-9С) | |||||
Договоры до 50 кВт |
46,5 |
0,1 |
4,7 |
5,2 |
|
Договоры от 50 до 670 кВт |
- |
- |
- |
- |
- |
Договоры 670 кВт и более |
- |
- |
- |
- |
- |
Итого на ПС 35 кВ Импилахти (ПС-9С) |
4,7 |
5,2 |
|
С учетом реализации
технологического присоединения
указанных потребителей нагрузка ПС на
этап 2026 года составит 2,674 МВА в режиме
зимнего максимума (загрузка Т-1 составит
107,0% от номинального тока (I/Iном) при
отключении трансформатора Т-2 в зимнем
максимуме). В соответствии с
требованиями к перегрузочной
способности трансформаторов,
установленных на объектах
электроэнергетики (приказ Министерства
энергетики N 81), для трансформаторов с
системой охлаждения М и сроком
эксплуатации 30 лет и более (таблица 5
Требований к приказу Министерства
энергетики N 81) допускается аварийная
перегрузка, превышающая 1,3I I/Iном в
течение 24 часов, чего достаточно для
осуществления перевода нагрузки.
По информации Карельского филиала
ПАО "Россети Северо-Запад", возможности
перевода нагрузки на другие центра
питания нет.
В соответствии с пунктом 5.4 приказа
ПАО "Россети" N 4 от 10 января 2019 года замена
трансформаторов на новые с увеличением
установленной мощности требуется в
случаях, когда загрузка трансформатора в
режиме "N 1" превышает 130%. Таким образом,
замена трансформаторов в рамках
базового варианте не требуется.
Умеренно-оптимистический вариант
Прирост мощности по сравнению с
базовым вариантом отсутствует.
На перспективу до 2026 года для
умеренно-оптимистического варианта
развития существующей пропускной
способности трансформаторов Т-1 (Т-2) ПС 35
кВ Импилахти (ПС-9С) (2x2,5 МВА) недостаточно
для электроснабжения потребителей при
аварийном отключении Т-2 (Т-1).
Рекомендуется замена трансформаторов на
новые мощностью 2x4 МВА.
ПС 35 кВ Половина (ПС-10П)
В настоящее время на подстанции
установлены два двухобмоточных
трансформатора мощностью 4 и 2,5 МВА
соответственно (Т-1 (ТМН-4000/35/10) и Т-2
(ТМ-2500/35/10), напряжением 35/10 кВ - годы ввода
в эксплуатацию 1985 и 2002). Максимальная
суммарная нагрузка трансформаторов ПС 35
кВ Половина (ПС-10П) за период 2017-2021 годов
составила 3,02 МВА и 3,115 МВА в день зимнего
контрольного замера 2021 года и летнего
контрольного замера 2021 года
соответственно (загрузка трансформатора
Т-2 составит 120,6 и 124,6% от номинального
тока (I/Iном) при отключении
трансформатора Т-1 в зимнем и летнем
контрольных замерах соответственно).
В соответствии п. 5.3.14 Правил
технической эксплуатации электрических
станций и сетей Российской Федерации,
утвержденных приказом N 229 допустима
перегрузка до 105% без ограничения
длительности. Загрузка в день
контрольного замера превышает указанное
значение.
Базовый вариант
На период 2022-2026 годов суммарный
прирост мощности на подстанции по
заключенным договорам на
технологическое присоединение с учетом
коэффициента реализации нагрузки
составляет 48 кВА. Прирост мощности на ПС
35 кВ Половина (ПС-10П) по заключенным
договорам на период 2022-2026 годов
представлен в таблице 60.5.
Таблица 60.5
Прирост мощности на ПС 35 кВ Половина
(ПС-10П)
по заключенным договорам на период 2022-2026
годов
Критерии энергопринимающих устройств |
Заявленная суммарная мощность, кВт |
Коэффициент реализации |
Принимаемая суммарная мощность на 2026 г., в кВт |
Прирост мощности к ЦП, в кВА |
Реквизиты договора |
ПС 35 кВ Половина (ПС-10П) | |||||
Договоры до 50 кВт |
30,0 |
0,1 |
3,0 |
3,3 |
|
Договоры от 50 до 670 кВт |
200,0 |
0,2 |
40,0 |
44,4 |
- |
Договоры 670 кВт и более |
- |
- |
- |
- |
- |
Итого на ПС 35 кВ Половина (ПС-10П) |
43,0 |
47,7 |
|
С учетом реализации
технологического присоединения
указанных потребителей нагрузка ПС на
этап 2026 года составит 3,163 МВА в режиме
летнего максимума (загрузка Т-2 составит
126,5% от номинального тока (I/Iном) при
отключении трансформатора Т-1 в летнем
максимуме).
По информации Карельского филиала
ПАО "Россети Северо-Запад" возможности
перевода нагрузки на другие центра
питания нет.
В соответствии с пунктом 5.4 приказа
ПАО "Россети" от 10 января 2019 года N 4 замена
трансформаторов на новые с увеличением
установленной мощности требуется в
случаях, когда загрузка трансформатора в
режиме "N 1" превышает 130%. Таким образом,
замена трансформатора в рамках базового
варианта не требуется.
Умеренно-оптимистический вариант
Прирост мощности по сравнению с
базовым вариантом отсутствует.
На перспективу до 2026 года для
умеренно-оптимистического варианта
развития существующей пропускной
способности трансформатора Т-2 ПС 35 кВ
Половина (ПС-10П) (1x2,5 МВА) недостаточно для
электроснабжения потребителей при
аварийном отключении Т-1. Рекомендуется
замена трансформаторов на новый
мощностью 1x4 МВА.
ПС 35 кВ Бесовец (ПС-18П)
В настоящее время на подстанции
установлены два двухобмоточных
трансформатора мощностью 6,3 МВА (Т-1 и Т-2
(ТМН-6300/35/6), напряжением 35/6 кВ - год ввода в
эксплуатацию 1976). Максимальная суммарная
нагрузка трансформаторов ПС 35 кВ Бесовец
(ПС-18П) за период 2017-2021 годов составила 7,434
МВА и 3,453 МВА в день зимнего контрольного
замера 2018 года и летнего контрольного
замера 2017 года соответственно (загрузка
трансформатора Т-1 (Т-2) составит 118,0 и 54,8%
от номинального тока (I/Iном) при
отключении трансформатора Т-2 (Т-1) в
зимнем и летнем контрольных замерах
соответственно).
В соответствии п. 5.3.14 Правил
технической эксплуатации электрических
станций и сетей Российской Федерации,
утвержденных приказом N 229 допустима
перегрузка до 105% без ограничения
длительности. Загрузка в день
контрольного замера превышает указанное
значение.
По информации Карельского филиала
ПАО "Россети Северо-Запад", существующая
схема распределительных сетей 10 кВ
позволяет осуществить перевод питания
потребителей ПС 35 кВ Бесовец (ПС-18П)
суммарным объемом 1,073 МВА на соседние
питающие центры. После осуществления
перевода суммарная нагрузка ПС составит
6,361 МВА в режиме зимнего максимума
(загрузка трансформатора Т-2 составит 100,9%
от номинального тока (I/Iном) при
отключении трансформатора Т-1), что не
превышает длительно допустимое
значение.
Базовый вариант
На период 2022-2026 годов прирост
мощности на подстанции по заключенным
договорам на технологическое
присоединение не ожидается.
Таким образом, на перспективу до 2026
года для базового варианта развития
существующей пропускной способности
трансформаторов Т-1 (Т-2) ПС 35 кВ Бесовец
(ПС-18П) (2x6,3 МВА) достаточно для
электроснабжения потребителей при
аварийном отключении Т-2 (Т-1). Замена
трансформаторов не требуется.
Умеренно-оптимистический вариант
Прирост мощности по сравнению с
базовым вариантом отсутствует.
ПС 35 кВ Кончезеро (ПС-2П)
В настоящее время на подстанции
установлены два двухобмоточных
трансформатора мощностью 6,3 и 2,5 МВА
соответственно, напряжением 35/10 кВ (Т-1
(ТМН-6300/35/10) и Т-2 (ТМ 2500/35/10) - годы ввода в
эксплуатацию 2011 и 1979). Максимальная
суммарная нагрузка трансформаторов ПС 35
кВ Кончезеро (ПС-2П) за период 2017-2021 годов
составила 3,609 МВА и 2,121 МВА в день зимнего
контрольного замера 2018 года и летнего
контрольного замера 2017 года
соответственно (загрузка трансформатора
Т-2 составит 144,4 и 84,8% от номинального тока
(I/Iном) при отключении трансформатора Т-1
в зимнем и летнем контрольных замерах
соответственно).
В соответствии п. 5.3.14 Правил
технической эксплуатации электрических
станций и сетей Российской Федерации,
утвержденных приказом N 229 допустима
перегрузка до 105% без ограничения
длительности. Загрузка в день
контрольного замера превышает указанное
значение.
Базовый вариант
На период 2022-2026 годов суммарный
прирост мощности на подстанции по
заключенным договорам на
технологическое присоединение с учетом
коэффициента реализации составляет 81
кВА. Прирост мощности на ПС 35 кВ
Кончезеро (ПС-2П) по заключенным
договорам на период 2022-2026 годов
представлен в таблице 60.6.
Таблица 60.6
Прирост мощности на ПС 35 кВ Кончезеро
(ПС-2П)
по заключенным договорам на период 2022-2026
годов
Критерии энергопринимающих устройств |
Заявленная суммарная мощность, кВт |
Коэффициент реализации |
Принимаемая суммарная мощность на 2026 г., в кВт |
Прирост мощности к ЦП, кВА |
Реквизиты договора |
ПС 35 кВ Кончезеро (ПС-2П) | |||||
Договоры до 50 кВт |
727,0 |
0,1 |
72,7 |
80,8 |
|
Договоры от 50 до 670 кВт |
- |
- |
- |
- |
- |
Договоры 670 кВт и более |
- |
- |
- |
- |
- |
Итого на ПС 35 кВ Кончезеро (ПС-2П) |
72,7 |
80,8 |
|
С учетом реализации
технологического присоединения
указанных потребителей нагрузка ПС на
этап 2026 год составит 3,690 МВА в режиме
зимнего максимума (загрузка
трансформатора Т-2 составит 147,6% от
номинального тока (I/Iном) при отключении
трансформатора Т-1 в режиме зимнего
максимума), что превышает длительно
допустимое значение.
По информации Карельского филиала
ПАО "Россети Северо-Запад", существующая
схема распределительных сетей 10 кВ
позволяет осуществить перевод питания
потребителей ПС 35 кВ Кончезеро (ПС-2П)
суммарным объемом 1,288 МВА на соседние
питающие центры. После осуществления
перевода суммарная нагрузка ПС составит
2,402 МВА в режиме зимнего максимума
(загрузка трансформатора Т-2 составит 96,1%
от номинального тока (I/Iном) при
отключении трансформатора Т-1).
Таким образом, на перспективу до 2026
года для базового варианта развития
существующей пропускной способности
трансформаторов Т-1 (Т-2) ПС 35 кВ Кончезеро
(ПС-2П) (1x6,3 и 1x2,5 МВА) достаточно для
электроснабжения потребителей при
аварийном отключении Т-2 (Т-1). Замена
трансформаторов не требуется.
Умеренно-оптимистический вариант
Прирост мощности по сравнению с
базовым вариантом отсутствует.
ПС 35 кВ Эссойла (ПС-42П)
В настоящее время на подстанции
установлены два двухобмоточных
трансформатора мощностью 6,3 и 4 МВА
соответственно, напряжением 35/10 кВ (Т-1
(ТМН-6300/35/10) и Т-2 (ТМН-4000/35/10) - годы ввода в
эксплуатацию 2014 и 1998). Максимальная
суммарная нагрузка трансформаторов ПС 35
кВ Эссойла (ПС-42П) за период 2017-2021 годов
составила 4,184 МВА и 2,335 МВА в день зимнего
контрольного замера 2018 года и летнего
контрольного замера 2017 года
соответственно (загрузка трансформатора
Т-2 составит 104,6 и 58,4% от номинального тока
(I/Iном) при отключении трансформатора Т-1
в зимнем и летнем контрольных замерах
соответственно).
В соответствии п. 5.3.14 приказа N 229
допустима перегрузка до 105% без
ограничения длительности. Загрузка в
день контрольного замера не превышает
указанное значение.
Базовый вариант
На период 2022-2026 годов суммарный
прирост мощности на подстанции по
заключенным договорам на
технологическое присоединение с учетом
коэффициента реализации составляет 231
кВА. Прирост мощности на ПС 35 кВ Эссойла
(ПС-42П) по заключенным договорам на
период 2022-2026 годов представлен в таблице
60.7.
Таблица 60.7
Прирост мощности на ПС 35 кВ Эссойла
(ПС-42П)
по заключенным договорам на период 2022-2026
годов
Критерии энергопринимающих устройств |
Заявленная суммарная мощность, кВт |
Коэффициент реализации |
Принимаемая суммарная мощность на 2026 г., в кВт |
Прирост мощности к ЦП, в кВА |
Реквизиты договора |
ПС 35 кВ Эссойла (ПС-42П) | |||||
Договоры до 50 кВт |
968,5 |
0,1 |
96,9 |
107,7 |
|
Договоры от 50 до 670 кВт |
555,0 |
0,2 |
111,0 |
123,3 |
- |
Договоры 670 кВт и более |
- |
- |
- |
- |
- |
Итого на ПС 35 кВ Эссойла (ПС-42П) |
207,9 |
231,0 |
|
С учетом реализации
технологического присоединения
указанных потребителей нагрузка ПС на
этап 2026 год составит 4,415 МВА в режиме
зимнего максимума (загрузка
трансформатора Т-2 составит 110,4% от
номинального тока (I/Iном) при отключении
трансформатора Т-1), что превышает
длительно допустимое значение.
По информации Карельского филиала
ПАО "Россети Северо-Запад", существующая
схема распределительных сетей 10 кВ
позволяет осуществить перевод питания
потребителей ПС 35 кВ Эссойла (ПС-42П)
суммарным объемом 0,8 МВА на соседние
питающие центры. После осуществления
перевода суммарная нагрузка ПС составит
3,615 МВА в режиме зимнего максимума
(загрузка трансформатора Т-2 составит 90,4%
от номинального тока (I/Iном) при
отключении трансформатора Т-1), что не
превышает длительно допустимое
значение.
Таким образом, на перспективу до 2026
года для базового варианта развития
существующей пропускной способности
трансформаторов Т-1 (Т-2) ПС 35 кВ Эссойла
(ПС-42П) (1x6,3 и 1x4 МВА) достаточно для
электроснабжения потребителей при
аварийном отключении Т-2 (Т-1). Замена
трансформаторов не требуется.
Умеренно-оптимистический вариант
Прирост мощности по сравнению с
базовым вариантом отсутствует.
ПС 35 кВ Куйтежа (ПС-50П)
В настоящее время на подстанции
установлены два двухобмоточных
трансформатора мощностью 1 и 1,6 МВА
соответственно, напряжением 35/6 кВ (Т-1
(ТМ-1000/35/10) и Т-2 (ТМ-1600/35/10) - годы ввода в
эксплуатацию 1981 и 1978). Максимальная
суммарная нагрузка трансформаторов ПС 35
кВ Куйтежа (ПС-50П) за период 2017-2021 годов
составила 1,231 МВА и 0,865 МВА в день зимнего
контрольного замера 2021 год и летнего
контрольного замера 2021 года
соответственно (загрузка трансформатора
Т-1 составляет 123,1% и 86,1% от номинального
тока (I/Iном) при отключении
трансформатора Т-2 в зимнем и летнем
контрольных замерах соответственно).
По информации Карельского филиала
ПАО "Россети Северо-Запад" в день
контрольного замера 15 декабря 2021 года на
ПС 35 кВ Куйтежа (ПС-50П) действовала
ремонтная схема. С 3 по 25 декабря 2021 года
часть нагрузки Л-41-3 в объеме 800 кВА была
переведена на электроснабжение от ПС 35
Куйтежа (ПС-50П). Фактическая нагрузка в
нормальной схеме на ПС 35 кВ Куйтежа
(ПС-50П) составляет 450 кВА.
С учетом данной информации,
загрузка трансформатора Т-1 составляет 45%
и 86,1% от номинального тока (I/Iном) при
отключении трансформатора Т-2 в зимнем и
летнем контрольных замерах
соответственно.
Базовый вариант
На период 2022-2026 годов суммарный
прирост мощности на подстанции по
заключенным договорам на
технологическое присоединение с учетом
коэффициента реализации составляет 89
кВА. Прирост мощности на ПС 35 кВ Куйтежа
(ПС-50П) по заключенным договорам на
период 2022-2026 годов представлен в таблице
60.8.
Таблица 60.8
Прирост мощности на ПС 35 кВ Куйтежа
(ПС-50П) по заключенным договорам на
период 2022-2026 годов
Критерии энергопринимающих устройств |
Заявленная суммарная мощность, кВт |
Коэффициент реализации |
Принимаемая суммарная мощность на 2026 г., в кВт |
Прирост мощности к ЦП, в кВА |
Реквизиты договора |
ПС 35 кВ Куйтежа (ПС-50П) | |||||
Договоры до 50 кВт |
199,0 |
0,1 |
19,9 |
22,1 |
|
Договоры от 50 до 670 кВт |
300,0 |
0,2 |
60,0 |
66,7 |
- |
Договоры 670 кВт и более |
- |
- |
- |
- |
- |
Итого на ПС 35 кВ Куйтежа (ПС-50П) |
79,9 |
88,7 |
|
С учетом реализации
технологического присоединения
указанных потребителей нагрузка ПС на
этап 2026 года составит 1,320 МВА в режиме
летнего максимума (загрузка
трансформатора Т-1 составит 95,4% от
номинального тока (I/Iном) при отключении
трансформатора Т-2 в режиме летнего
максимума), что не превышает длительно
допустимое значение.
Таким образом, на перспективу до 2026
года для базового варианта развития
существующей пропускной способности
трансформатора Т-1 ПС 35 кВ Куйтежа (ПС-50П)
(1x1 МВА) достаточно для электроснабжения
потребителей при аварийном отключении
Т-2. Замена трансформатора Т-1 не
требуется.
Умеренно-оптимистический вариант
Прирост мощности по сравнению с
базовым вариантом отсутствует.
4.9.2. Рекомендации по строительству
новых ЦП
Анализ расчета
электроэнергетических режимов на период
формирования Программы показывает, что в
ряде мест Республики Карелия
существующая пропускная способность
распределительных сетей и
трансформаторных связей недостаточна
для присоединения перспективных
потребителей и как следствие
ограничивает экономическое развитие
данного района. Рассмотрим данные
участки подробнее:
а) Район ПС 110 кВ Пряжа (ПС 64) - ПС 110 кВ
Шуя (ПС 21) и транзит 35 кВ Пряжа - Матросы -
Бесовец - Вилга - Шуя.
В настоящее время на подстанции 110
кВ Пряжа (ПС-64) установлены два
трехобмоточных трансформатора
мощностью 10 МВА каждый, напряжением 110/35/10
кВ (Т-1 (ТДТН-10000/110/35/10) - год выпуска 1993, год
установки - 1993; Т-2 (ТДТН-10000/110/35/10) - год
выпуска 1993, год установки 1993).
Максимальная суммарная нагрузка
трансформаторов ПС 110 кВ Пряжа (ПС 64) (за
период 2017-2021 годов) составила 15,979 МВА.
(159,8% при аварийном отключении одного
силового трансформатора).
На период 2022-2026 годов суммарный
прирост мощности на подстанции по
заключенным договорам на
технологическое присоединение с учетом
коэффициента реализации нагрузки
составляет 342 кВА.
На перспективу в период 2022-2026 годов
в режиме максимальных нагрузок в схеме
ремонта трансформатора Т-1 (Т-2) загрузка
оставшегося в работе трансформатора Т-2
(Т-1) при переводе на него питания
потребителей трансформатора Т-1 (Т-2)
достигает 163,2%, что согласно приказу
Министерства энергетики N 81
недопустимо.
Кроме этого, при аварийном
отключении ВЛ 35 кВ Шуя - Бесовец (Л-58П) в
нормальной схеме сети на этап 2026 год,
теряется питание ряда ПС 35 кВ: ПС 35 кВ
Бесовец (ПС-18П) 1 сек, ПС 35 кВ Вилга 2 сек, ПС
35 кВ Холодильник (ПС-26П) 1 сек, ТП-582 и ТП-581.
Включение секционного выключателя 35 кВ
на ПС 35 кВ Бесовец (ПС-18П) и ПС 35 кВ
Холодильник (ПС-26П), а также перевод
питания 2 сек ПС 35 кВ Вилга по ВЛ 35 кВ
отпайка на ПС 35 кВ Вилга (Л-56П) на ПС 110 кВ
Пряжа (ПС-64) позволит восстановить
электроснабжение отключенных
потребителей (кроме ТП, имеющих
одностороннее питание), однако, в данном
режиме будет наблюдаться перегрузки
сетевых элементов и пониженные уровни
напряжения. Токовая загрузка ВЛ 35 кВ
Матросы - Пряжа (Л-34П) составит 141%, Т-2 ПС 110
кВ Пряжа (ПС-64) - 122,0% (рисунок 14 - не
приводится)
.
Следует отметить, что существующая
пропускная способность сетей 35 кВ и
трансформаторных связей ПС района ПС 110
кВ Пряжа (ПС-64) - ПС 110 кВ Шуя (ПС-21),
представленного на рисунке 15, исчерпана,
и требуется комплексный подход по
устранению данного "узкого" места.
Рисунок 15. Карта-схема. Район ПС-64 Пряжа -
ПС-21 Шуя
и транзит 35 кВ Пряжа - Матросы - Бесовец -
Вилга - Шуя
В качестве мероприятия для
разукрупнения транзита 35 кВ и снятия
нагрузки с ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64)
предлагаются следующие варианты:
Вариант 1
Строительство нового центра
питания ПС 110/35/10 кВ Прионежская с
установленной мощностью
трансформаторов 2 х 16 МВА и переводом на
ее шины часть нагрузки ПС 35 кВ Бесовец
(ПС-18П) по вновь построенной сети 6 кВ.
Строительство заходов ВЛ 110 кВ
Петрозаводская ТЭЦ - Пряжа (Л-173)
протяженностью 0,45 км (АС-120).
Строительство заходов ВЛ 35 кВ Шуя -
Бесовец (Л-58П) протяженностью 0,5 км
(АС-95).
Строительство заходов ВЛ 35 кВ
Половина - Бесовец (Л-56П) протяженностью 3
км (АС-95).
Нормальная схема электрических
соединений для данного варианта
представлена на рисунке 16.
Рисунок 16. Усиление сети по
варианту 1:
строительство ПС 110 кВ Прионежская
Вариант 2
Строительство новой ВЛ 35 кВ от ПС 110
кВ Шуя (ПС 21) до отпайки на ПС 35 кВ Бесовец
(ПС-18П) и ПС 35 кВ Вилга (ПС-9П) (оп. 28),
ориентировочной протяженностью 12,4 км
(АС-95);
Перевод питания ПС 35 кВ Бесовец
(ПС-18П) 2 сек., ПС 35 кВ Новая Вилга (ПС-9П) 1
сек., ПС 35 кВ Половина (ПС-10П) 2 сек. на ПС 110
кВ Шуя (ПС-21).
Нормальная схема электрических
соединений для данного варианта
представлена на рисунке 17.
Рисунок 17. Усиление сети по варианту 2
Вариант 3
Замена трансформаторов на ПС 110 кВ
Пряжа (ПС 64) на новые мощностью 2x16 МВА, в
качестве альтернативы для замены
трансформаторов на новые может быть
использовано перемещение
трансформаторов, например с ПС 110 кВ
Ведлозеро (ПС 39). Но реализация
мероприятий по перемещению
трансформаторов допускается только
после предварительной оценки
технического состояния объектов
(ревизии фундамента ПС, маслосборника и
маслоприемника и т.д.) и проведения
ремонтных работ при необходимости.
Установка БСК мощностью 1x3,15 Мвар на
шинах 6 кВ ПС 35 кВ Бесовец (ПС-18П).
Нормальная схема электрических
соединений для данного варианта
представлена на рисунке 18.
Рисунок 18. Усиление сети по варианту 3
Вариант 4
Строительство нового центра
питания ПС 110/35/6 кВ вблизи ПС 35 кВ Бесовец
(ПС-18П) с установленной мощностью
трансформаторов 2x6,3 МВА и переводом на ее
шины часть нагрузки ПС 35 кВ Бесовец
(ПС-18П) по вновь построенной сети 6 кВ.
Строительство двух ВЛ 110 кВ от
Петрозаводской ТЭЦ до нового ЦП
ориентировочной протяженностью 12 км
(АС-70).
Строительство заходов ВЛ 35 кВ Шуя -
Бесовец (Л-58П) протяженностью 0,5 км
(АС-95).
Строительство заходов ВЛ 35 кВ
Половина - Бесовец (Л-56П) протяженностью 3
км (АС-95).
Нормальная схема электрических
соединений для данного варианта
представлена на рисунке 19.
Рисунок 19. Усиление сети по варианту 4
Для предложенных вариантов
проведена оценка капитальных затрат на
их реализацию в различающихся частях
согласно приказу Министерства
энергетики Российской Федерации от 17
января 2019 года N 10 "Об утверждении
укрупненных нормативов цены типовых
технологических решений капитального
строительства объектов
электроэнергетики в части объектов
электросетевого хозяйства". Результаты
расчетов капитальных затрат на
реконструкцию представлены в таблице
61.
Таблица 61
Результаты расчетов капитальных затрат
на реконструкцию
N п/п |
Мероприятие |
Количество единиц |
Стоимость единицы, тыс. руб. |
Стоимость в ценах 2018 года |
Стоимость в ценах на 2022 года, тыс. руб. |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
Вариант 1 усиления сети | |||||
Строительство ПС 110 кВ Прионежская |
377 054,4 |
455 895,7 | |||
1. |
Установка силового трансформатора 2x16 МВА на ПС 110 кВ Прионежская |
2 |
50 105 |
101 212,1 |
122 375,3 |
2. |
Строительство РУ 110 кВ (пост. часть затрат) |
1 |
57 363 |
69 409,2 |
83 922,6 |
3. |
Установка выключателей 35 кВ на ПС 110 кВ Прионежская |
7 |
9040 |
67 076,8 |
81 102,4 |
4. |
Установка выключателей 110 кВ на ПС 110 кВ Прионежская |
3 |
23 135 |
73 569,3 |
88 952,5 |
5. |
ПИР на строительство новой ПС |
1 |
65 787 |
65 787,0 |
79 542,9 |
Строительство заходов 110 кВ |
7 677,6 |
8 515,1 | |||
6. |
Строительство заходов ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Прионежская, протяженностью 2x0,45 км, выполненных проводом АС-120 (провод) |
0,9 |
431 |
387,9 |
430,2 |
7. |
Строительство заходов ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Прионежская, протяженностью 2x0,45 км, выполненных проводом АС-120 (опоры) |
0,9 |
1 944 |
1 749,6 |
1 940,4 |
8. |
СМР на строительство новой ВЛ |
0,9 |
2267 |
4 549,9 |
5 046,2 |
9. |
ПИР на строительство новой ВЛ |
1 |
990,3 |
990,3 |
1 098,3 |
Строительство заходов 35 кВ |
38 283,0 |
43 555,3 | |||
10. |
Строительство заходов 35 кВ, протяженностью 2x3,5 км, выполненных проводом АС-95 (провод) |
7 |
431 |
3 017,0 |
3 647,8 |
11. |
Строительство заходов 35 кВ, протяженностью 2x3,5 км, выполненных проводом АС-95 (опоры) |
3,5 |
2 270 |
7 945,0 |
9 606,3 |
12. |
СМР на строительство новой ВЛ |
3,5 |
2997 |
24 021,0 |
26 641,2 |
13. |
ПИР на строительство новой ВЛ |
1 |
3300 |
3 300,0 |
3 660,0 |
Итого, с НДС |
609 559,4 | ||||
Итого, с НДС (без учета ПИР) |
508 398,0 | ||||
Вариант 2 усиления сети | |||||
Реконструкция ПС 110 кВ Шуя (ПС-21) |
10 974,4 |
13 269,1 | |||
1. |
Установка линейного выключателя 35 кВ на ПС 110 кВ Шуя |
1 |
9040 |
9 582,4 |
11 586,1 |
2. |
ПИР на реконструкцию ПС 110 кВ Шуя с установкой выключателя 35 кВ |
1 |
1 392 |
1 392,0 |
1 683,1 |
Строительство ВЛ 35 кВ Шуя - отп. на Бесовец |
98 095,6 |
108 796,0 | |||
3. |
Строительство новой ВЛ 35 кВ Шуя - отпайка на ПС 35 кВ Бесовец и ПС 35 кВ Вилга (оп. 28), протяженностью 19,9 км, выполненной проводом АС-95 (провод) |
12,4 |
431 |
5 344,4 |
5 927,4 |
4. |
Строительство новой ВЛ 35 кВ Шуя - Бесовец с отпайкой на Вилга, протяженностью 19,9 км, выполненной проводом АС-95 (опоры) |
12,4 |
1 335 |
16 554,0 |
18 359,7 |
5. |
СМР на строительство новой ВЛ |
12,4 |
2 158 |
61 278,6 |
67 962,9 |
6. |
ПИР на строительство новой ВЛ |
1 |
14 919 |
14 918,6 |
16 546,0 |
Итого, с НДС |
146 478,1 | ||||
Вариант 3 усиления сети | |||||
Реконструкция ПС 110 кВ Пряжа (ПС 64) |
160 698,3 |
194 300,0 | |||
1. |
Установка силового трансформатора 2x16 МВА |
2 |
50 105 |
101 212,1 |
122 375,3 |
2. |
ПИР на реконструкцию ПС 110 кВ Пряжа (ПС 64) с установкой трансформаторов |
2 |
2 900 |
5 800,0 |
7 012,8 |
3. |
Установка выключателей 110 кВ на ПС 110 кВ Пряжа |
2 |
23 135 |
49 046,2 |
59 301,7 |
4. |
ПИР на реконструкцию ПС 110 кВ Пряжа (ПС 64) с установкой выключателей |
2 |
2 320 |
4 640,0 |
5 610,2 |
Установка БСК мощностью 2x3,15 Мвар на шинах 6 кВ ПС 35 кВ Бесовец (ПС-18П) |
3 056,1 |
3 695,1 | |||
5. |
Установка БСК мощностью 2x3,15 Мвар |
6,3 |
386 |
2 456,1 |
2 969,7 |
6. |
ПИР на реконструкцию ПС 35 кВ Бесовец (ПС 18П) с установкой БСК |
2 |
300 |
600 |
725,5 |
Итого, с НДС |
237 594,2 | ||||
Вариант 4 усиления сети | |||||
Строительство нового ЦП 110/35/10 кВ |
377 054,4 |
455 895,7 | |||
1. |
Установка силового трансформатора 2x16 МВА |
2 |
50 105 |
101 212,1 |
122 375,3 |
2. |
Строительство РУ 110 кВ (пост. часть затрат) |
1 |
57 363 |
69 409,2 |
83 922,6 |
3. |
Установка выключателей 35 кВ |
7 |
9040 |
67 076,8 |
81 102,4 |
4. |
Установка выключателей 110 кВ |
3 |
23 135 |
73 569,3 |
88 952,5 |
5. |
ПИР на строительство новой ПС |
1 |
65 787 |
65 787,0 |
79 542,9 |
Строительство заходов 110 кВ |
185 590 |
205 834,2 | |||
6. |
Строительство двух ВЛ 110 кВ от Петрозаводской ТЭЦ до нового ЦП ориентировочной протяженностью 12 км, выполненных проводом АС-120 (провод) |
24 |
431 |
10 344 |
11 472,3 |
7. |
Строительство двух ВЛ 110 кВ от Петрозаводской ТЭЦ до нового ЦП ориентировочной протяженностью 12 км, выполненных проводом АС-120 (опоры) |
24 |
1 944 |
46 656 |
51 745,3 |
8. |
СМР на строительство новой ВЛ |
24 |
2267 |
121 330 |
134 564,6 |
9. |
ПИР на строительство новой ВЛ |
1 |
7 260 |
7 260 |
8 051,9 |
Строительство заходов 35 кВ |
38 283,0 |
43 555,3 | |||
10. |
Строительство заходов 35 кВ, протяженностью 2x3,5 км, выполненных проводом АС-95 (провод) |
7 |
431 |
3 017,0 |
3 647,8 |
11. |
Строительство заходов 35 кВ, протяженностью 2x3,5 км, выполненных проводом АС-95 (опоры) |
3,5 |
2 270 |
7 945,0 |
9 606,3 |
12. |
СМР на строительство новой ВЛ |
3,5 |
2997 |
24 021,0 |
26 641,2 |
13. |
ПИР на строительство новой ВЛ |
1 |
3300 |
3 300,0 |
3 660,0 |
Итого, с НДС |
846 342,3 |
Технические решения, предлагаемые
в рамках варианта 4, близки к решениям,
предлагаемым в рамках варианта 1. В связи
с чем, на основании экономического
сравнения вариант реконструкции 4
исключен из дальнейшего рассмотрения
как наиболее финансово затратный.
Расчеты электрических режимов для
зимнего максимума 2026 года при
температуре -30 для вариантов 1-3 усиления
сети приведены в таблице 62 и на рисунках
20-22.
Таблица 62
Токовая загрузка электросетевого
оборудования для режима зимнего
максимума 2026 года при температуре -30
N п/п |
Наименование ЦП |
Диспетчерское наименование |
Sном, МВА |
Iном, А |
Загрузка в НР |
Загрузка в ремонтной схеме <*> | ||||
|
|
|
|
|
S, МВА |
I, А |
I/Iном, % |
S, МВА |
I, А |
I/Iном, % |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
Исходная схема | ||||||||||
1. |
ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) |
Т-1 |
10 |
50,2 |
6,48 |
32,90 |
65,5 |
13,87 |
72,05 |
143,5 |
2. |
ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) |
Т-2 |
10 |
50,2 |
7,35 |
37,40 |
74,5 |
14,71 |
76,82 |
153,0 |
3. |
ПС 110 кВ Шуя (ПС-21) |
Т-1 |
25 |
125,5 |
19,91 |
100,84 |
80,4 |
5,35 |
27,11 |
21,6 |
4. |
ПС 110 кВ Шуя (ПС-21) |
Т-2 |
25 |
125,5 |
15,64 |
79,25 |
63,1 |
19,43 |
98,37 |
78,4 |
5. |
ВЛ 35 кВ Матросы - Пряжа (Л-34П) |
Л-34П |
- |
200 |
6,90 |
107,93 |
54,0 |
16,90 |
341,58 |
170,8 |
Вариант 1 усиления сети (строительство ПС 110 кВ Прионежская) | ||||||||||
1. |
ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) |
Т-1 |
10 |
50,2 |
5,31 |
27,29 |
54,4 |
5,19 |
26,74 |
53,3 |
2. |
ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) |
Т-2 |
10 |
50,2 |
6,22 |
32,03 |
63,8 |
6,08 |
31,51 |
62,8 |
3. |
ПС 110 кВ Шуя (ПС-21) |
Т-1 |
25 |
125,5 |
5,35 |
27,11 |
21,6 |
5,35 |
27,11 |
21,6 |
4. |
ПС 110 кВ Шуя (ПС-21) |
Т-2 |
25 |
125,5 |
15,64 |
79,25 |
63,1 |
15,64 |
79,25 |
63,1 |
5. |
ВЛ 35 кВ Матросы - Пряжа (Л-34П) |
Л-34П |
- |
200 |
4,78 |
76,43 |
38,2 |
4,86 |
76,71 |
38,4 |
6. |
ПС 110 кВ Прионежская |
Т-1 |
16 |
80,3 |
4,14 |
21,18 |
26,4 |
4,14 |
21,09 |
26,3 |
7. |
ПС 110 кВ Прионежская |
Т-2 |
16 |
80,3 |
16,64 |
85,04 |
105,9 |
16,64 |
85,05 |
105,9 |
Вариант 2 усиления сети (строительство ВЛ 35 кВ Шуя - Бесовец) | ||||||||||
1. |
ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) |
Т-1 |
10 |
50,2 |
5,31 |
27,20 |
54,2 |
5,31 |
27,24 |
45,4 |
2. |
ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) |
Т-2 |
10 |
50,2 |
6,36 |
32,06 |
63,9 |
6,36 |
32,11 |
62,4 |
3. |
ПС 110 кВ Шуя (ПС-21) |
Т-1 |
25 |
125,5 |
19,91 |
100,85 |
80,4 |
22,14 |
112,28 |
81,6 |
4. |
ПС 110 кВ Шуя (ПС-21) |
Т-2 |
25 |
125,5 |
17,85 |
90,13 |
71,8 |
15,64 |
79,25 |
57,9 |
5. |
ВЛ 35 кВ Матросы - Пряжа (Л-34П) |
Л-34П |
- |
200 |
4,92 |
76,60 |
38,3 |
4,92 |
76,87 |
34,2 |
6. |
Новая ВЛ 35 кВ Шуя - Бесовец <**> |
- |
- |
425,7 |
2,14 |
33,42 |
7,9 |
откл. | ||
Вариант 3 усиления сети | ||||||||||
1. |
ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) |
Т-1 |
16 |
80,3 |
6,21 |
31,68 |
39,5 |
11,79 |
60,83 |
75,8 |
2. |
ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) |
Т-2 |
16 |
80,3 |
7,02 |
35,69 |
44,4 |
12,75 |
65,61 |
81,7 |
3. |
ПС 110 кВ Шуя (ПС-21) |
Т-1 |
25 |
125,5 |
19,11 |
96,82 |
77,1 |
5,35 |
27,11 |
21,6 |
4. |
ПС 110 кВ Шуя (ПС-21) |
Т-2 |
25 |
125,5 |
15,73 |
79,23 |
63,1 |
19,43 |
98,33 |
78,4 |
5. |
ВЛ 35 кВ Матросы - Пряжа (Л-34П) |
Л-34П |
- |
200 |
6,20 |
94,96 |
47,5 |
17,34 |
271,91 |
136,0 |
<*> Отключаемый элемент: исходная
схема - ВЛ 35 кВ С-21 Шуя - ПС-18П Бесовец
(Л-58П); вариант 1 - ВЛ 35 кВ Вилга -
Прионежская;
вариант 2 - ВЛ 35 кВ Шуя - отп. на
Бесовец;
вариант 3 - ВЛ 35 кВ Шуя - Бесовец
(Л-58П).
<**> В качестве ограничивающего
элемента рассматривается провод.
В соответствии с результатами
расчетов можно сделать вывод о том, что
усиления сети, соответствующего
варианту 3 реконструкции, недостаточно
для ввода параметров режима в допустимую
область: при аварийном отключении ВЛ 35 кВ
Шуя - Бесовец (Л-58П) в нормальной схеме
сети и восстановлении питания
отключенных потребителей путем
пересекционирования сети 35 кВ токовая
загрузка ВЛ 35 кВ Матросы - Пряжа (Л-34П)
составит 136%. Устранить перегрузку путем
усиления сети не представляется
возможным в связи с ограничениями по
условию работы РЗА.
Ограничения по условию работы
РЗА:
На участке сети ПС 110 кВ Пряжа (ПС 64) -
ПС 35 кВ Бесовец (ПС 18П)/ПС 35 кВ Вилга (ПС 9П)
параметры настройки защит присоединений
35 кВ имеют следующие ограничения по
нагрузке в режиме питания со стороны ПС
110 кВ Пряжа (ПС 64):
через ВЛ-34П ПС 110 кВ Пряжа (ПС 64): 200 А
(МТЗ ВЛ-34П = 240 А),
через ВС-35 ПС 35 кВ Матросы (ПС 6П): 180 А
(МТЗ ВС-35 = 220 А),
через ВС-35 ПС 35 кВ Половина (ПС 10П):
170А (МТЗ ВС-35 = 200 А).
Указанные параметры настройки
защит выбраны в строгом соответствии с
нормативно-технической документацией
(Правила устройства электроустановок,
Правила технической эксплуатации).
Загрубление уставок защит с целью
увеличения допустимого тока нагрузки
требует увеличения уставки МТЗ 110 кВ
трансформаторов ПС 110 кВ Пряжа (ПС 64), что
на установленных в данное время момент
устройствах РЗА невозможно по условию
обеспечения чувствительности к
повреждениям на шинах 10 кВ ПС 110 кВ Пряжа
(ПС 64).
По данным контрольного замера 2018
года максимальная суммарная нагрузка ВЛ
35 кВ Матросы - Пряжа (Л-34П) и ВЛ 35 кВ Шуя -
Бесовец (Л-58П) составляет 245,6 А (таблица 63).
Следовательно, в случае аварийного
отключения ВЛ 35 кВ Шуя - Бесовец (Л-58П)
восстановить питание отключенных
потребителей в полном объеме не
представляется возможным.
Таблица 63
Почасовая токовая нагрузка воздушных
линий 35 кВ
района Пряжа - Шуя в день контрольного
замера
2018 года (19.12.2018)
Время |
Токовая нагрузка ВЛ 35 кВ Матросы - Пряжа (Л-34П), А |
Токовая нагрузка ВЛ 35 кВ Шуя - Бесовец (Л-58П), А |
Суммарная токовая нагрузка, А |
1 |
2 |
3 |
4 |
01:00 |
106,97 |
113,09 |
220,06 |
02:00 |
105,43 |
108,77 |
214,20 |
03:00 |
96,7 |
107,28 |
203,98 |
04:00 |
104,03 |
105,69 |
209,72 |
05:00 |
103,74 |
106,39 |
210,13 |
06:00 |
102,88 |
107,94 |
210,82 |
07:00 |
109,75 |
110,73 |
220,48 |
08:00 |
113,94 |
106,91 |
220,85 |
09:00 |
106,14 |
114,84 |
220,98 |
10:00 |
106,73 |
125,71 |
232,44 |
11:00 |
117,29 |
120,98 |
238,27 |
12:00 |
117,39 |
118,51 |
235,90 |
13:00 |
116,66 |
113,54 |
230,20 |
14:00 |
117,22 |
121,05 |
238,27 |
15:00 |
96,07 |
119,22 |
215,29 |
16:00 |
110,34 |
120,58 |
230,92 |
17:00 |
121,98 |
123,63 |
245,61 |
18:00 |
122,09 |
120,24 |
242,33 |
19:00 |
122,35 |
122,84 |
245,19 |
20:00 |
121,91 |
120,18 |
242,09 |
21:00 |
109,75 |
114,32 |
224,07 |
22:00 |
119,39 |
115,74 |
235,13 |
23:00 |
115,83 |
113,01 |
228,84 |
24:00 |
116,49 |
117,32 |
233,81 |
Максимум: |
122,35 |
125,71 |
245,61 |
При реализации варианта 1
(строительство ПС 110 кВ Прионежская) и
варианта 2 указанное ограничение будет
снято. Реализация варианта 3 снять данное
ограничение не позволит. Поэтому,
вариант 3 исключается из дальнейшего
рассмотрения.
В связи с предполагаемым
пересекционированием сети 35 кВ была
проведена дополнительная оценка
загрузки ЦП для рассматриваемых
вариантов (таблица 64).
Таблица 64
Анализ прогнозной загрузки центров
питания на этап 2026 года
N п/п |
Наименование ЦП |
Наименование трансформатора |
Sном, МВА |
Год ввода в эксплуатацию |
Коэффициент длительности допустимой перегрузки |
Нагрузка трансформаторов в 2026 года, МВА |
Загрузка ЦП в ремонтной схеме (N-1), % |
Анализ допустимости загрузки |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
Исходная схема | ||||||||
1. |
ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) |
Т-1 |
10 |
1994 |
1,25 |
5,361 |
163,2 |
допускается аварийная перегрузка в диапазоне 1,6<I/Iном <=1,7 в течение 10 мин. Данного времени недостаточно для осуществления перевода нагрузки |
2. |
|
Т-2 |
10 |
1994 |
1,25 |
10,960 |
|
|
3. |
ПС 110 кВ Шуя (ПС-21) |
Т-1 |
25 |
2008 |
1,25 |
14,315 |
121,4 |
допустимо |
4. |
|
Т-2 |
25 |
2008 |
1,25 |
16,030 |
|
|
5. |
ПС 35 кВ Бесовец (ПС-18П) |
Т-1 |
6,3 |
1976 |
1,05 |
5,696 |
118,0 |
допустимо при переводе нагрузки (раздел 4.9 Программы) |
6. |
|
Т-2 |
6,3 |
1976 |
1,05 |
1,738 |
|
|
7. |
ПС 35 кВ Вилга (ПС-9П) |
Т-1 |
4 |
1982 |
1,05 |
2,707 |
86,6 |
допустимо |
8. |
|
Т-2 |
4 |
1983 |
1,05 |
0,757 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
9. |
ПС 35 кВ Половина (ПС-10П) |
Т-1 |
4 |
2002 |
1,05 |
3,119 |
126,5 |
недопустимо. Замена Т-2 в рамках дополнительного варианта (раздел 4.9.1 Программы) |
10. |
|
Т-2 |
2,5 |
2005 |
1,05 |
0,044 |
|
|
Вариант 1 (строительство ПС 110 кВ Прионежская) | ||||||||
1. |
ПС 110 кВ Прионежская |
Т-1 |
16 |
2024 |
1,25 |
4,489 |
68,4 |
допустимо |
2. |
|
Т-2 |
16 |
2024 |
1,25 |
6,453 |
|
|
3. |
ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) |
Т-1 |
10 |
1994 |
1,25 |
5,361 |
118,3 |
допустимо |
4. |
|
Т-2 |
10 |
1994 |
1,25 |
6,471 |
|
|
5. |
ПС 110 кВ Шуя (ПС-21) |
Т-1 |
25 |
2008 |
1,25 |
7,862 |
95,6 |
допустимо |
6. |
|
Т-2 |
25 |
2008 |
1,25 |
16,030 |
|
|
7. |
ПС 35 кВ Бесовец (ПС-18П) |
Т-1 |
6,3 |
1976 |
1,05 |
5,696 |
118,0 |
допустимо при переводе нагрузки (раздел 4.9 Программы) |
8. |
|
Т-2 |
6,3 |
1976 |
1,05 |
1,738 |
|
|
9. |
ПС 35 кВ Вилга (ПС-9П) |
Т-1 |
4 |
1982 |
1,05 |
2,707 |
86,6 |
допустимо |
10. |
|
Т-2 |
4 |
1983 |
1,05 |
0,757 |
|
|
11. |
ПС 35 кВ Половина (ПС-10П) |
Т-1 |
4 |
2002 |
1,05 |
3,119 |
126,5 |
недопустимо. Замена Т-2 в рамках дополнительного варианта (раздел 4.9.1 программы) |
12. |
|
Т-2 |
2,5 |
2005 |
1,05 |
0,044 |
|
|
Вариант 2 (строительство ВЛ 35 кВ Шуя - отп. на Бесовец) | ||||||||
1. |
ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) |
Т-1 |
10 |
1994 |
1,25 |
5,361 |
118,3 |
допустимо |
2. |
|
Т-2 |
10 |
1994 |
1,25 |
6,471 |
|
|
3. |
ПС 110 кВ Шуя (ПС-21) |
Т-1 |
25 |
2008 |
1,25 |
14,315 |
139,3 |
допускается аварийная перегрузка в диапазоне 1,4<I/Iном в течение 24 часов. Данного времени достаточно для осуществления перевода нагрузки. Перевод нагрузки позволит снизить загрузку ЦП до длительно допустимого значения |
4. |
|
Т-2 |
25 |
2008 |
1,25 |
20,519 |
|
|
5. |
ПС 35 кВ
Бесовец |
Т-1 |
6,3 |
1976 |
1,05 |
5,696 |
118,0 |
допустимо при переводе нагрузки (раздел 4.9 Программы) |
6. |
|
Т-2 |
6,3 |
1976 |
1,05 |
1,738 |
|
|
7. |
ПС 35 кВ Вилга |
Т-1 |
4 |
1982 |
1,05 |
2,707 |
86,6 |
допустимо |
8. |
|
Т-2 |
4 |
1983 |
1,05 |
0,757 |
|
|
9. |
ПС 35 кВ
Половина |
Т-1 |
4 |
2002 |
1,05 |
3,119 |
126,5 |
недопустимо. Замена Т-2 в рамках дополнительного варианта (раздел 4.9.1 Программы) |
10. |
|
Т-2 |
2,5 |
2005 |
1,05 |
0,044 |
|
|
Примечание. Соответствующим цветом
обозначены ПС 110 кВ и питающиеся от них ПС
35 кВ.
На основании анализа,
представленного в таблице 64,
предлагается исключить вариант 2
усиления сети из дальнейшего
рассмотрения, поскольку указанный
вариант лишь перераспределяет нагрузку
от ПС 110 кВ Пряжа (ПС 64) к ПС 110 кВ Шуя (ПС 21),
в результате чего в режиме N-1 (отключение
параллельно работающего силового
трансформатора объекта) загрузка
трансформаторов на каждой подстанции
достигает 120 - 140%, что создает
невозможность присоединения новых
потребителей в данном районе,
увеличивает планируемую до 2026 года
загрузку на ПС 110 кВ Шуя (ПС 21) с 121,4% до 139,3%.
После строительства новой ВЛ 35 кВ от ПС 110
кВ Шуя (ПС 21) до отпайки на ПС 35 кВ Бесовец
(ПС 18П) и ПС 35 кВ Вилга (ПС 9П) результат
практически аналогичен переносу точки
раздела транзита 35 кВ на ВС-35 ПС 35 кВ
Половина (ПС 10П), однако финансовые
вложения немалые. Разгрузка ПС 110 кВ
Пряжа (ПС 64) за счет загрузки ПС 110 кВ Шуя
(ПС 21) при строительстве ВЛ 35 кВ от ПС 110 кВ
Шуя (ПС 21) до отпайки на ПС 35 кВ Бесовец (ПС
18П) и ПС 35 кВ Вилга (ПС 9П) нецелесообразна,
она лишь решает проблему
послеаварийного отключения Л-58П с
последующим погашением ряда ПС 35 кВ: ПС 35
кВ Бесовец (ПС-18П) 1 сек, ПС 35 кВ Вилга 2 сек,
ПС 35 кВ Холодильник (ПС-26П) 1 сек, ТП 582 и ТП
581. Требуется комплексный подход,
включающий в себя мероприятия по
увеличению трансформаторной мощности ПС
110 кВ Пряжа (ПС 64).
Фрагменты схем
потокораспределения в электрической
сети по вариантам 1-3 представлены на
рисунках 20-22.
Рисунок 21. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
при отключении
ВЛ 35 кВ Шуя - отп. на Бесовец в нормальной
схеме сети
в режиме зимнего максимума 2026 года при
температуре -30 (о)С
(вариант 2 - строительство ВЛ 35 кВ Шуя -
отп. на Бесовец)
В таблице 65 приведено
экономическое сравнение строительства
ПС 110 кВ Прионежская с вариантом 2
усиления сети, в который дополнительно
включены затраты на строительство новой
ПС 110 кВ Шуя взамен существующей.
Таблица 65
Анализ прогнозной загрузки
центров питания на этап 2026 года
N п/п |
Мероприятие |
Кол-во единиц |
Стоимость единицы, тыс. руб. |
Стоимость в ценах 2018 года, тыс. руб. |
Стоимость в ценах на 2021 год, тыс. руб. |
Вариант 1 (Строительство ПС 110 кВ Прионежская) | |||||
Итого, с НДС (без учета ПИР) |
508 398 | ||||
Вариант 2 | |||||
Итого, с НДС |
146 478 | ||||
Строительство ПС 110 кВ Шуя взамен существующей |
449 228 |
543 161 | |||
1. |
Установка силового трансформатора 2x40 МВА |
2 |
54 158 |
109 399 |
132 274 |
2. |
Строительство РУ 110 кВ (постоянная часть затрат) |
1 |
57 363 |
69 409 |
83 923 |
3. |
Установка выключателей 35 кВ |
6 |
9040 |
57 494 |
69 516 |
4. |
Установка выключателей 110 кВ |
6 |
23135 |
147 139 |
177 905 |
5. |
ПИР на строительство новой ПС |
1 |
65 787 |
65 787 |
79 543 |
Итого вариант 2, с НДС |
689 639 |
Таким образом, с учетом
реконструкции ПС 110 кВ Шуя (ПС 21)
экономически более выгодным является
строительство ПС 110 кВ Прионежская.
Перспективное развитие района:
В настоящее время на подстанции 110
кВ Шуя (ПС-21) установлены два
трехобмоточных трансформатора
мощностью 25 МВА каждый, напряжением 110/35/6
кВ (Т-1 (ТДТН-25000/110) - год ввода в
эксплуатацию 2008; Т-2 (ТДТН-25000/110) - год
ввода в эксплуатацию 2008). Максимальная
суммарная нагрузка трансформаторов ПС 110
кВ Шуя (ПС 21) (за период 2017-2021 годов)
составила 30,10 МВА. (120,4% при аварийном
отключении одного силового
трансформатора).
Как было указано в таблице 65,
загрузка ПС 110 кВ Шуя (ПС 21) в ремонтной
схеме на этап 2026 года для варианта 2
усиления сети составляет 139,3%, что
превышает длительно допустимое
значение. По информации Карельского
филиала ПАО "Россети Северо-Запад" замена
трансформаторов на ПС 110 кВ Шуя (ПС 21) с
увеличением трансформаторной мощности
невозможна без полной реконструкции
подстанции, что экономически
сопоставимо со строительством нового
ЦП.
Напротив, для варианта 1 усиления
сети загрузка ПС 110 кВ Шуя (ПС 21) в
ремонтной схеме на этап 2026 г. будет
снижена и составит 95,6%.
Инновационность предлагаемых
решений:
Вариант 3 усиления сети не
соответствует п. 3.1.2 Положения ПАО
"Россети" "О единой технической политике
в электросетевом комплексе" (утверждено
решением Совета директоров ПАО "Россети
Северо-Запад" 24.12.2019, протокол N 342/19), а
именно:
"доступность: электрическая сеть
должна обеспечивать всем субъектам
рынков возможность получения
электроэнергии и мощности в необходимом
объеме...". В случае строительства ПС 110 кВ
Прионежская в районе появляется
возможность технологического
присоединения на напряжении 10-6 кВ по 12
точкам.
"инновационность: проектирование
развития электрической сети должно
осуществляться с учетом последних
достижений науки и техники". ПС 110 кВ
"Прионежская" включена в Программу
инновационного развития Карельского
филиала ПАО "Россети Северо-Запад" на
2016-2020 годы с перспективой до 2025 года,
утвержденную решением Совета директоров
ПАО "Россети Северо-Запад" (протокол от 31
марта 2017 года N 235/26). Подстанция
"Прионежская" включена в среднесрочный
план Программы инновационного развития
как объект, полностью соответствующий
требованиям СТО 34.01 21 004 2019 "Цифровой
питающий центр. Требования к
технологическому проектированию
цифровых подстанций напряжением 110-220 кВ
и узловых цифровых подстанций
напряжением 35 кВ".
"экономичность: развитие сети
должно обеспечивать максимальную
экономичность при условии обеспечения
требуемого уровня надежности, в том
числе способствовать снижению затрат и
потерь на передачу электроэнергии, а
также на эксплуатацию оборудования".
Строительство ПС 110 кВ Прионежская
обеспечивает снижение величины потерь
на транспорт электроэнергии за счет
сокращения длин линий 35 кВ между
центрами питания 110 кВ, а также снижение
средней продолжительности прекращений
передачи электроэнергии (SAIDI),
рассчитанной в соответствии с приказом
Министерства энергетики Российской
Федерации от 29 ноября 2016 года N 1256 "Об
утверждении методических указаний по
расчету уровня надежности и качества
поставляемых товаров и оказываемых
услуг организации по управлению единой
национальной (общероссийской)
электрической сетью и территориальных
сетевых организаций".
Таким образом, учитывая
вышеприведенные факторы, в качестве
комплексного решения проблемы
недостаточной пропускной способности
энергорайона Пряжа - Шуя предлагается
реализация варианта реконструкции 1:
строительство ПС 110 кВ Прионежская.
б) Район ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС 34) -
ПС 110 кВ Кузнечная (ПС 57).
Карта-схема электрических
соединений указанного района
представлена на рисунке 23.
Рисунок 23. Карта-схема электрических
соединений
ПС-34 Лахденпохья - ПС-57 Кузнечная
Электроснабжение ЦП 35 кВ данного
энергоузла в нормальной схеме сети
осуществляется по ВЛ 35 кВ ПС 57 Кузнечное -
ПС 11С Липпола (Л-30С) со стороны
Ленинградской ЭС. При принятой
перспективе развития энергоузла для
умеренно-оптимистического варианта
развития на этап зимнего максимума 2026
года в нормальной схеме сети токовая
загрузка ВЛ 35 кВ Липпола - Кузнечное (Л-30С)
составит 94,4% (148 А) от длительно
допустимого значения. Также в данном
районе наблюдаются пониженные уровни
напряжения в сети 35 кВ (рисунок 24).
При аварийном отключении ВЛ 35 кВ ПС
34 Лахденпохья - ПС 15С Труд (Л-70С) в
нормальной схеме сети и переводе питания
ПС 35 кВ Труд (ПС 15С) по ВЛ 35 кВ ПС 4С
Леванпельто - ПС 15С Труд (Л-31С) на ПС 110 кВ
Кузнечная токовая загрузка ВЛ 35 кВ
Липпола - Кузнечное (Л-30С) увеличится до
109,3% от длительно допустимого значения
(рисунок 25).
При аварийном отключении ВЛ 35 кВ ПС
57 Кузнечное - ПС 11С Липпола (Л-30С) в
нормальной схеме сети и переводе питания
энергоузла по ВЛ 35 кВ ПС 4С Леванпельто -
ПС 15С Труд (Л-31С) на ПС 110 кВ Лахденпохья
вследствие недостаточной пропускной
способности наблюдается перегрузка
головного участка транзита 35 кВ (токовая
загрузка ВЛ 35 кВ ПС 34 Лахденпохья - ПС 15С
Труд (Л-70С) ограничена ТТ 150 А на данных ПС
35 кВ и составит 125,6% (рисунок 26).
Таким образом, можно сделать вывод,
что существующая пропускная способность
сетей 35 кВ и трансформаторных связей ПС
данного района исчерпана, требуется
комплексный подход по устранению
указанного "узкого" места.
Рисунок 24. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
в режиме зимнего
максимума 2026 года при температуре -30
(о)С
(умеренно-оптимистический вариант).
Нормальная схема
Рисунок 25. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
в режиме зимнего
максимума 2026 года при температуре -30
(о)С
(умеренно-оптимистический вариант).
Аварийное отключение
ВЛ 35 кВ ПС 34 Лахденпохья - ПС 15С Труд (Л-70С)
Рисунок 26. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
в режиме зимнего
максимума 2026 года при температуре -30
(о)С
(умеренно-оптимистический вариант).
Аварийное отключение
ВЛ 35 кВ ПС 57 Кузнечное - ПС 11С Липпола
(Л-30С)
В качестве мероприятий по
устранению вышеперечисленных "узких"
мест предлагаются следующие варианты:
Вариант 1
Создание нового центра питания ПС
110/35/10 кВ Куркиеки с установленной
мощностью трансформаторов 2х6,3 МВА и
переводом на ее шины нагрузки ПС 4С
Леванпельто и ее последующим демонтажем
и перезаводом отходящих ЛЭП 35 кВ на шины
нового РУ 35 кВ ПС 110 кВ Куркиеки.
Присоединение новой ПС осуществляется
путем создания заходов ВЛ 110 кВ
Лахденпохья - Кузнечная (Л-129)
протяженностью 0,8 км (рисунки 27, 28);
Рисунок 27. Карта-схема. ПС-34
Лахденпохья - ПС-57
Кузнечная с учетом строительства ПС 110 кВ
Куркиеки
Рисунок 28. Создание нового центра питания ПС 110/35/10 кВ
Вариант 2
Установка БСК мощностью 2x3,150 Мвар
на шинах 10 кВ ПС 35 кВ Ефимовский карьер,
замена ТТ на шинах 35 кВ ПС 35 кВ Труд (ПС-15С)
на новый с номинальным током 200 А, замена
трансформаторов на ПС 110 кВ Лахденпохья
(ПС 34) на новые мощностью 2x16 МВА.
Расчеты электрических режимов для
зимнего максимума 2026 года
умеренно-оптимистического варианта
развития с учетом ввода ПС 110 кВ Куркиеки
(вариант 1) представлены на Рисунках 29 и 30
и в таблице 66. Ввод ПС 110 кВ Куркиеки
позволит устранить перегрузку ВЛ 35 кВ
Липпола - Кузнечное (Л-30С), ВЛ 35 кВ ПС 34
Лахденпохья - ПС 15С Труд (Л-70С),
трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ
Лахденпохья в нормальной и ремонтных
схемах.
Таблица 66
Токовая загрузка электросетевых
элементов
при аварийном отключении ВЛ 35 кВ ПС-57
Кузнечное - ПС-11С Липпола (Л-30С)
N п/п |
Наименование ЦП |
Диспетчерское наименование |
Sном, МВА |
Iном, А |
Загрузка в нормальном режиме |
Загрузка в ремонтной схеме (N-1) <*> | ||||
|
|
|
|
|
S, МВА |
I, А |
I/Iном, % |
S, МВА |
I, А |
I/Iном, % |
Зимний максимум 2026 года при температуре -30 | ||||||||||
1. |
ПС 110 кВ Куркиеки |
Т-1 |
6,3 |
31,6 |
2,4 |
12,3 |
38,9 |
3,3 |
17,0 |
53,8 |
2. |
ПС 110 кВ Куркиеки |
Т-2 |
6,3 |
31,6 |
2,4 |
12,3 |
38,9 |
3,3 |
17,0 |
53,8 |
3. |
ВЛ 35 кВ ПС-57 Кузнечное - ПС-11С Липпола |
Л-30С |
- |
150 |
4,5 |
71,7 |
47,8 |
3,5 |
54,8 |
36,5 |
<*> Для ПС 110 кВ Куркиеки
рассмотрено отключение одного из
трансформаторов, для ВЛ 35 кВ ПС-57
Кузнечное - ПС-11С Липпола - отключение ВЛ
35 кВ Куркиеки - Липпола.
Рисунок 29. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
в режиме зимнего
максимума 2026 года при температуре -30
(о)С
умеренно-оптимистического варианта с
учетом
строительства ПС 110 кВ Куркиеки.
Нормальная схема сети
Рисунок 30. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
в режиме зимнего
максимума 2026 года при температуре -30
(о)С
умеренно-оптимистического варианта с
учетом строительства
ПС 110 кВ Куркиеки. Аварийное отключение
ВЛ 35 кВ ПС-57 Кузнечное - ПС-11С Липпола
(Л-30С)
Результаты расчетов электрических
режимов для зимнего максимума 2026 года
умеренно-оптимистического варианта
развития при аварийном отключении ВЛ 35
кВ ПС-57 Кузнечное - ПС-11С Липпола (Л-30С) без
учета реконструкции и при выполнении
реконструкции по вариантам 1 и 2
представлены в таблице 67, в графической
форме для варианта реконструкции 1 - на
рисунке 41, для варианта реконструкции 2 -
на рисунке 31. Таким образом, оба варианта
реконструкции позволяют устранить
возникающие перегрузки.
Таблица 67
Токовая загрузка электросетевых
элементов
при аварийном отключении ВЛ 35 кВ ПС-57
Кузнечное - ПС-11С Липпола (Л-30С)
N п/п |
Наименование электросетевых элементов |
Sном, МВА |
ДДТН, А |
Загрузка |
U, кВ | ||
|
|
|
|
S, МВА |
I, А |
I/Iном, % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
Без учета реконструкций | |||||||
1. |
ВЛ 35 кВ ПС 34 Лахденпохья - ПС 15С Труд (Л-70С) |
- |
150 |
11,2 |
188,4 |
125,6 |
- |
2. |
Т-2 ПС 110 кВ Лахденпохья |
10 |
50,2 |
11,1 |
58,7 |
116,9 |
- |
3. |
Наименьшее значение напряжения по транзиту 35 кВ Лахденпохья - Ефимовский карьер |
- |
- |
- |
- |
- |
26,37 |
Вариант 1 (строительство ПС 110 кВ Куркиеки) | |||||||
1. |
ВЛ 35 кВ ПС 34 Лахденпохья - ПС 15С Труд (Л-70С) |
- |
150 |
1,0 |
15,8 |
10,5 |
- |
2. |
Т-2 ПС 110 кВ Лахденпохья |
10 |
50,2 |
5,7 |
29,9 |
59,6 |
- |
3. |
Наименьшее значение напряжения по транзиту 35 кВ Лахденпохья - Ефимовский карьер |
- |
- |
- |
- |
- |
35,02 |
Вариант 2 (усиление сети) | |||||||
1. |
ВЛ 35 кВ ПС 34 Лахденпохья - ПС 15С Труд (Л-70С) |
- |
200 |
11,2 |
176,8 |
88,4 |
- |
2. |
Т-2 ПС 110 кВ Лахденпохья |
16 |
80,3 |
10,5 |
54,9 |
68,4 |
- |
3. |
Наименьшее значение напряжения по транзиту 35 кВ Лахденпохья - Ефимовский карьер |
- |
- |
- |
- |
- |
33,01 |
Рисунок 31. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
в режиме зимнего
максимума 2026 года при температуре -30
(о)С
умеренно-оптимистического варианта
для варианта реконструкции
2. Аварийное отключение ВЛ 35 кВ ПС-57
Кузнечное - ПС-11С Липпола (Л-30С)
Для предложенных вариантов
проведена оценка капитальных затрат на
их реализацию в различающихся частях
согласно приказу Министерства
энергетики Российской Федерации от 17
января 2019 года N 10 "Об утверждении
укрупненных нормативов цены типовых
технологических решений капитального
строительства объектов
электроэнергетики в части объектов
электросетевого хозяйства". Результаты
расчетов приведены в таблице 68.
Таблица 68
Результаты расчетов капитальных затрат
N п/п |
Мероприятие |
Количество |
Стоимость единицы, тыс. руб. |
Стоимость в ценах 2018 г., тыс. руб. |
Стоимость на 2022 г., тыс. руб. |
Вариант 1 | |||||
Строительство ПС 110 кВ Куркиеки |
340 721 |
411 965 | |||
1. |
Установка силовых трансформаторов 2x6,3 МВА |
2 |
32 118 |
64 878 |
78 444 |
2. |
Строительство РУ 110 кВ (пост. часть затрат) |
1 |
57 363 |
69 409 |
83 923 |
3. |
Установка выключателей 35 кВ на ПС 110 кВ Куркиеки |
7 |
9 040 |
67 077 |
81 102 |
4. |
Установка выключателей 110 кВ на ПС 110 кВ Куркиеки |
3 |
23 135 |
73 569 |
88 952 |
5. |
ПИР на строительство новой ПС |
1 |
65 787 |
65 787 |
79 543 |
Строительство заходов 110 кВ |
10 439 |
11 576 | |||
6. |
Строительство заходов ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Куркиеки, протяженностью 2x0,8 км, выполненных проводом АС-120 (провод) |
1,6 |
503 |
805 |
893 |
7. |
Строительство заходов ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Куркиеки, протяженностью 2x0,8 км, выполненных проводом АС-120 (опоры) |
0,8 |
3 305 |
2644 |
2 932 |
8. |
СМР на строительство новой ВЛ |
0,8 |
3 392 |
6 051 |
6 709 |
9. |
ПИР на строительство новой ВЛ |
1 |
939 |
939 |
1 041 |
Строительство заходов 35 кВ |
16 536 |
18 675 | |||
10. |
Строительство заходов 35 кВ, протяженностью 4x0,5 км, выполненных проводом АС-70 (провод) |
2 |
341 |
682 |
825 |
11. |
Строительство заходов 35 кВ, протяженностью 4x0,5 км, выполненных проводом АС-70 (опоры) |
2 |
1 335 |
2 670 |
3 228 |
12. |
СМР на строительство новой ВЛ |
2 |
2 158 |
9 884 |
10 962 |
13. |
ПИР на строительство новой ВЛ |
1 |
3300 |
3 300 |
3 660 |
Итого, с НДС |
530 658 | ||||
Вариант 2 | |||||
Реконструкция ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС 34) |
107 012 |
129 388 | |||
1. |
Установка новых трансформаторов мощностью 2x16 МВА <*> |
2 |
50 105 |
101 212 |
122 375 |
2. |
ПИР на реконструкцию ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС 34) с установкой трансформаторов |
2 |
2 900 |
5 800 |
7 013 |
Реконструкция ПС 35 кВ Ефимовский карьер с установкой БСК |
3 056 |
3 695 | |||
3. |
Установка БСК мощностью 2x3,15 Мвар |
6,3 |
386 |
2 456 |
2 970 |
4. |
ПИР на реконструкцию ПС 35 кВ Ефимовский карьер с установкой БСК |
2 |
300 |
600 |
725 |
Реконструкция ПС 35 кВ Труд (ПС 15С) с заменой ТТ |
1 159 |
1 401 | |||
5. |
Установка ТТ на шинах 35 кВ |
1 |
1 078 |
1 089 |
1 316 |
6. |
ПИР на реконструкцию ПС 35 кВ Труд (ПС 15С) с заменой ТТ |
1 |
70 |
70 |
85 |
Реконструкция ПС 110 кВ Кузнечная с заменой ТТ |
1 159 |
1 401 | |||
7. |
Установка ТТ на шинах 35 кВ |
1 |
1 078 |
1 089 |
1 316 |
8. |
ПИР на реконструкцию ПС 110 кВ Кузнечная с заменой ТТ |
1 |
70 |
70 |
85 |
Итого, с НДС |
163 063 |
<*> Возможно выполнить
реконструкцию ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС 34)
методом ротации, что позволит снизить
капитальные затраты для варианта 2.
Таким образом, наиболее
экономически выгодным вариантом
является реализация варианта 2. Несмотря
на то, что вариант 2 устраняет выявленные
перегрузки и позволяет поддерживать
параметры режима в допустимых пределах,
данный вариант не создает возможностей
для перспективного развития данного
энергоузла. Поэтому целесообразность
строительства новой ПС 110 кВ в указанном
районе необходимо рассмотреть в рамках
программы развития периода
электроэнергетики Республики Карелия до
2027 года с учетом возможности
возникновения перспективной нагрузки и
последующим включением данного
мероприятия в умеренно-оптимистический
вариант развития.
В связи с тем, что рассматриваемые
перегрузки возникают при восстановлении
электроснабжения отключенных
потребителей действиями оперативного
персонала, указанная ситуация не будет
допущена, следовательно включение
мероприятий по строительству ПС или
усилению сети в
умеренно-оптимистический вариант
развития Республики Карелия является
излишним;
в) район ПС 220 кВ Древлянка
В настоящее время схема РУ 220 кВ ПС
220 кВ Древлянка представляет собой
нетиповую схему - одиночную не
секционированную СШ. При существующей
схеме РУ 220 кВ возникновение КЗ на СШ 220 кВ
ПС 220 кВ Древлянка влечет за собой полное
погашение РУ 220 кВ, размыкание транзита 220
кВ и потерю питания РУ 110 кВ ПС 220 кВ
Древлянка со стороны 220 кВ, что в ряде
схемно-режимных ситуаций приводит к
недопустимому снижению напряжения в
данном районе, аварийное отключение
системы шин 220 кВ ПС 220 кВ Древлянка в
случае остановки Петрозаводской ТЭЦ. В
данном режиме работы станции происходит
снижение уровней напряжения в сети 35-110
кВ питающейся от ПС 220 кВ Древлянка ниже
аварийно-допустимых значений.
В качестве мероприятия по
устранению вышеперечисленных "узких"
мест предлагается реконструкция РУ 220 кВ
ПС 220 кВ Древлянка. Изменение схемы ОРУ 220
кВ (с установкой нового секционного
выключателя СШ-220 кВ) позволит избежать
погашения ОРУ 220 кВ при КЗ на СШ;
г) г. Кондопога
Электроснабжение потребителей г.
Кондопога в настоящее время
осуществляется с шин генераторного
напряжения 6 кВ Кондопожской ГЭС (ГЭС-1).
Зависимость нагрузки станции от водных,
ремонтных и аварийных режимов является
причиной недостаточной надежности
электроснабжения существующих
потребителей и невозможности
присоединения новых потребителей в
данном районе. В качестве альтернативы
строительства нового ЦП в данном районе
рекомендуется рассматривать
подключение новых потребителей к ПС 220 кВ
Кондопога, эксплуатирующейся АО
"Кондопожский ЦБК" на правах аренды у ООО
"Энергосети";
д) ОЭЗ на территории Вяртсильского
городского поселения Сортавальского
муниципального района.
Умеренно-оптимистичный вариант развития
сети
Министерство экономического
развития и промышленности Республики
Карелия проводит работу по подготовке
заявки на создание
производственно-промышленной ОЭЗ на
территории Вяртсильского городского
поселения Сортавальского
муниципального района. Суммарная
мощность, заявленная потенциальными
резидентами особой экономической зоны
на территории Вяртсильского городского
поселения Сортавальского
муниципального района, составит 35 МВт.
В настоящее время источником
электроснабжения Вяртсильского
городского поселения является ПС 110 кВ
Вяртсиля (ПС 28) 110/35/10 кВ. На ПС 110 кВ
Вяртсиля (ПС 28) установлены два
трехобмоточных трансформатора
мощностью 6,3 МВА каждый. С учетом
реализации технологического
присоединения потребителей в
соответствии с заключенным договорами
нагрузка ПС на этап 2026 года составит 5,235
МВА в режиме зимнего максимума (загрузка
трансформатора Т-1 (Т-2) составит 83,1% от
номинального тока (I/Iном) при отключении
трансформатора Т-2 (Т-1) в зимнем
максимуме). Существующий резерв мощности
на ПС-28 Вяртсиля составляет 2,105 МВА.
Указанный резерв мощности крайне
незначителен и является недостаточным
для заявленной потенциальными
резидентами ОЭЗ потребности в
электроснабжении для реализации
инвестиционных проектов.
Для электроснабжения создаваемой
ОЭЗ предлагаются следующие варианты
подключения к сетям:
Вариант 1:
Строительство новой ПС 110/10 кВ в пгт
Вяртсиля с установленной мощностью
трансформаторов 2x40 МВА.
Строительство ВЛ 110 кВ ПС 220 кВ
Ляскеля - новая ПС 110/10 кВ в пгт Вяртсиля.
Строительство ВЛ 110 кВ ПС 28 Вяртсиля
- новая ПС 110/10 кВ в пгт Вяртсиля.
Вариант 2:
Строительство новой ПС 110/10 кВ в пгт
Вяртсиля с установленной мощностью
трансформаторов 2x40 МВА.
Строительство двух ВЛ 110 кВ ПС 220 кВ
Суоярви - новая ПС 110/10 кВ в пгт Вяртсиля.
Присоединение потребителей
заявленной мощностью 35 МВт в районе пгт
Вяртсиля в Сортавальский энергоузел
потребует усиление электрической сети в
Западной Карелии с целью обеспечения
допустимых параметров
электроэнергетического режима
(отсутствие токовых перегрузок
электросетевого оборудования и снижения
уровней напряжения ниже допустимых
величин) в послеаварийных и ремонтных
схемах (рисунки 34, 35, таблицы 69, 70).
Таблица 69
Токовая загрузка оборудования с учетом
строительства ПС 110 кВ в пгт Вяртсиля на
этап 2026 года
N п/п |
Название оборудования |
Iддтн, А |
Загрузка в нормативном режиме |
Загрузка в ремонтной схеме (N-1) | ||||
|
|
|
S, МВА |
I, А |
I/Iддтн, % |
S, МВА |
I, А |
I/Iддтн, % |
Вариант 1. Зимний максимум 2026 г. при температуре -30 (о)С | ||||||||
1. |
ВЛ 110 кВ Лахденпохья - Кузнечная (Л-129) |
300 |
11,02 |
58,70 |
19,6 |
47,68 |
289,50 |
96,5 |
2. |
ВЛ 110 кВ Лахденпохья - Хаапалампи (Л-122) |
300 |
1,76 |
9,35 |
3,1 |
37,14 |
227,18 |
75,7 |
3. |
ВЛ 220 кВ Ляскеля - Суоярви |
300 |
73,19 |
194,18 |
64,7 |
0,00 |
0,00 |
0,0 |
4. |
ВЛ 220 кВ Петрозаводск - Суоярви |
400 |
100,61 |
251,62 |
62,9 |
63,32 |
161,33 |
40,3 |
Вариант 2. Зимний максимум 2026 г. при температуре -30 (о)С | ||||||||
1. |
ВЛ 110 кВ Лахденпохья - Кузнечная (Л-129) |
300 |
5,57 |
29,45 |
9,8 |
46,38 |
269,83 |
89,9 |
2. |
ВЛ 110 кВ Лахденпохья - Хаапалампи (Л-122) |
300 |
6,39 |
33,54 |
11,2 |
36,03 |
209,81 |
69,9 |
3. |
ВЛ 220 кВ Ляскеля - Суоярви |
300 |
54,13 |
142,88 |
47,6 |
8,51 |
32,69 |
10,9 |
4. |
ВЛ 220 кВ Петрозаводск - Суоярви |
400 |
101,31 |
252,49 |
63,1 |
0,00 |
0,00 |
0,0 |
Таблица 70
Значения напряжений на стороне высшего
напряжения подстанций с учетом
строительства
ПС 110 кВ в пгт Вяртсиля на этап 2026 года
N п/п |
Наименование ПС |
Uном, кВ |
Напряжение в НР, кВ |
Напряжение в ремонтной схеме (N-1), кВ |
Вариант 1. Зимний максимум 2026 года при температуре -30 (о)С | ||||
1. |
1с-110 кВ, ПС 220 кВ Ляскеля |
110 |
109,1 |
89,0 |
2. |
1СШ-110кВ, ПС 220 кВ Сортавальская |
110 |
108,6 |
89,6 |
3. |
ПС 110 кВ Вяртсиля |
110 |
104,0 |
83,5 |
4. |
Новая ПС 110/10 кВ в пгт Вяртсиля |
110 |
103,8 |
83,3 |
Вариант 2. Зимний максимум 2026 г. при температуре -30 (о)С | ||||
1. |
1с-110 кВ, ПС 220 кВ Ляскеля |
110 |
111,7 |
95,0 |
2. |
1СШ-110кВ, ПС 220 кВ Сортавальская |
110 |
110,8 |
95,8 |
3. |
ПС 110 кВ Вяртсиля |
110 |
108,6 |
93,3 |
4. |
Новая ПС 110/10 кВ в пгт Вяртсиля |
110 |
106,5 |
88,4 |
Анализ уровней напряжения в
ремонтных схема сети показал, что в
варианте 1 напряжение снижается ниже
аварийно допустимого значения, в
варианте 2 наблюдаются пониженные уровни
напряжения. Следовательно, в дополнение
к вариантам подключения к сетям ОЭЗ
предлагаются следующие мероприятия по
установке БСК на новой ПС 110 кВ. Таким
образом, варианты усиления сети в
Западной Карелии будут в себя включать:
Вариант 1:
Строительство новой ПС 110/10 кВ в пгт
Вяртсиля с установленной мощностью
трансформаторов 2x40 МВА.
Строительство ВЛ 110 кВ ПС 220 кВ
Ляскеля - новая ПС 110/10 кВ в пгт Вяртсиля.
Строительство ВЛ 110 кВ ПС 28 Вяртсиля
- новая ПС 110/10 кВ в пгт Вяртсиля.
Установка на новой ПС 110/10 кВ в пгт
Вяртсиля двух БСК, мощностью 2x9 Мвар.
Вариант 2:
Строительство новой ПС 110/10 кВ в пгт
Вяртсиля с установленной мощностью
трансформаторов 2x40 МВА.
Строительство двух ВЛ 110 кВ ПС 220 кВ
Суоярви - новая ПС 110/10 кВ в пгт Вяртсиля.
1. Установка на новой ПС 110/10 кВ в пгт
Вяртсиля двух БСК, мощностью 2x9 Мвар.
Фрагмент схемы
потокораспределения в послеаварийном
режиме с учетом мероприятий усиления
сети представлен на рисунках 36, 37.
Результаты потокораспределения
представлены в таблицах 71, 72.
Таблица 71
Токовая загрузка оборудования с учетом
строительства
ПС 110 кВ в пгт Вяртсиля на этап 2026 года
N п/п |
Наименование оборудования |
Iддтн, А |
Загрузка в нормальном режиме |
Загрузка в ремонтной схеме (N-1) | ||||
|
|
|
S, МВА |
I, А |
I/Iддтн, % |
S, МВА |
I, А |
I/Iддтн, % |
Вариант 1. Зимний максимум 2026 г. при температуре -30 (о)С | ||||||||
1. |
ВЛ 110 кВ Лахденпохья - Кузнечная (Л-129) |
300 |
10,22 |
55,86 |
18,6 |
45,42 |
267,72 |
89,2 |
2. |
ВЛ 110 кВ Лахденпохья - Хаапалампи (Л-122) |
300 |
6,25 |
32,89 |
11,0 |
34,82 |
206,13 |
68,7 |
3. |
ВЛ 220 кВ Ляскеля - Суоярви |
300 |
74,22 |
192,52 |
64,2 |
0,00 |
0,00 |
0,0 |
4. |
ВЛ 220 кВ Петрозаводск - Суоярви |
400 |
102,83 |
254,07 |
63,5 |
64,52 |
161,84 |
40,5 |
Вариант 2. Зимний максимум 2026 г ода при температуре -30 | ||||||||
1. |
ВЛ 110 кВ Лахденпохья - Кузнечная (Л-129) |
300 |
5,43 |
31,02 |
10,3 |
46,93 |
268,67 |
89,6 |
2. |
ВЛ 110 кВ Лахденпохья - Хаапалампи (Л-122) |
300 |
7,58 |
39,65 |
13,2 |
37,00 |
211,84 |
70,6 |
3. |
ВЛ 220 кВ Ляскеля - Суоярви |
300 |
54,07 |
142,15 |
47,4 |
8,11 |
39,24 |
13,1 |
4. |
ВЛ 220 кВ Петрозаводск - Суоярви |
400 |
103,83 |
255,33 |
63,8 |
0,00 |
0,00 |
0,0 |
Таблица 72
Значения напряжений на стороне высшего
напряжения подстанций с учетом
строительства ПС 110 кВ
в пгт Вяртсиля на этап 2026 года (с учетом
БСК)
N п/п |
Наименование ПС |
Uном, кВ |
Напряжение в НР, кВ |
Напряжение в ремонтной схеме (N-1), кВ |
Вариант 1. Зимний максимум 2026 г. при температуре -30 (о)С | ||||
1. |
1с-110 кВ, ПС 220 кВ Ляскеля |
110 |
111,1 |
93,3 |
2. |
1СШ-110кВ, ПС 220 кВ Сортавальская |
110 |
110,6 |
93,8 |
3. |
ПС 110 кВ Вяртсиля |
110 |
107,8 |
89,7 |
4. |
Новая ПС 110/10 кВ в пгт Вяртсиля |
110 |
107,8 |
89,6 |
Вариант 2. Зимний максимум 2026 года при температуре -30 (о)С | ||||
1. |
1с-110 кВ, ПС 220 кВ Ляскеля |
110 |
112,5 |
97,9 |
2. |
1СШ-110кВ, ПС 220 кВ Сортавальская |
110 |
111,5 |
98,2 |
3. |
ПС 110 кВ Вяртсиля |
110 |
109,3 |
95,8 |
4. |
Новая ПС 110/10 кВ в пгт Вяртсиля |
110 |
111,6 |
95,4 |
Также следует отметить, что в
режимах работы с отключенным состоянием
БСК на ПС 220 кВ Сортавальская и новой ПС
110/10 кВ в пгт Вяртсиля, будут наблюдаться
пониженные уровни напряжения в
энергорайоне Западной Карелии в
ремонтных схемах ВЛ 220 кВ. В качестве
мероприятия для устранения снижения
напряжения, в дополнение к вариантам
подключения новой ПС 110/10 кВ в пгт
Вяртсиля предлагается строительство
новой ВЛ 220 кВ, а именно:
По варианту 1 - строительство ВЛ 220
кВ Петрозаводск - Ляскеля.
По варианту 2 - строительство ВЛ 220
кВ Петрозаводск - Суоярви.
Таким образом, в связи со сложным
характером технологического
присоединения и значительной (для
данного энергоузла) величиной
присоединяемой нагрузки рекомендуется
выполнить внестадийную проектную работу
по определению оптимальной схемы
внешнего электроснабжения новой ПС 110/10
кВ в пгт Вяртсиля на основе
технико-экономического сравнения
различных вариантов присоединения.
Данная работа позволит необходимость и
требуемые объемы усиления существующей
сети 110 - 220 кВ данного энергоузла, а также
общие финансовые затраты для каждого из
предложенных вариантов присоединения
нагрузки потребителя.
Рисунок 32. Карта-схема. Подключение
новой ПС 110/10 кВ в пгт Вяртсиля по
варианту 1
Рисунок 33. Карта-схема. Подключение
новой ПС 110/10 кВ в пгт Вяртсиля по
варианту
2
Рисунок 34. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
в режиме зимнего
максимума 2026 года при температуре -30 (о)С
для варианта 1
при отключении ВЛ 220 кВ Ляскеля - Суоярви
Рисунок 35. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
в режиме зимнего
максимума 2026 года при температуре -30 (о)С
для варианта 2
при отключении ВЛ 220 кВ Петрозаводск -
Суоярви
Рисунок 36. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
в режиме зимнего
максимума 2026 года при температуре -30 (о)С
для варианта 1
при отключении ВЛ 220 кВ Ляскеля -
Суоярви
с учетом установки БСК
Рисунок 37. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
в режиме зимнего
максимума 2026 года при температуре -30 (о)С
для варианта 2
при отключении ВЛ 220 кВ Петрозаводск -
Суоярви
с учетом установки БСК
е) Электроснабжение завода ГБЖ на
территории Костомукшского городского
округа
В соответствии с письмом
Правительства Республики Карелия от 25
января 2022 года N 685/02-16/Аи, а также с
согласованным Техническим заданием на
разработку схемы внешнего
электроснабжения энергопринимающих
устройств АО "Карельский окатыш" в связи
с увеличением максимальной мощности для
строительства собственного
производства ГБЖ" в настоящее время ПАО
"Северсталь" прорабатывает проект
строительства завода
горячебрикетированного железа (ГБЖ)
вблизи комбината АО "Карельский Окатыш"
на территории Костомукшского городского
округа. Суммарная присоединяемая
мощность составит 49 МВт. Карта-схема
электрических сетей указанного района
представлена на рисунке 38. Существующая
сетевая инфраструктура в районе
представлена одной подстанцией 220 кВ - ПС
220 кВ Костомукша, которая принадлежит АО
"Карельский окатыш" (ПАО "Северсталь"),
питающейся по двум ВЛ 220 кВ ВЛ 220 кВ Белый
Порог - Костомукша N 1 и ВЛ 220 кВ Белый
Порог - Костомукша N 2.
Рисунок 38. Карта-схема электрических
сетей
вблизи комбината АО "Карельский окатыш"
В настоящее время на ПС 220 кВ
Костомукша (ПС 52) установлены два
автотрансформатора мощностью 200 МВА
каждый, напряжением 220/110/35.
На основании ретроспективных
данных Карельского РДУ при прохождении
зимних нагрузок субъект полностью
потребляет свою существующую
разрешенную максимальную мощность 233,1
МВт в соответствии с АОВТУ от 27 января 2016
года. Значение коэффициента реактивной
мощности принято равным 0,28 в
соответствии с данными зимнего
контрольного замера 2020 года (18-00 16.12.2020)
Нагрузка в зимний период на ПС 220 кВ
Костомукша (ПС 52) составила 242,07 МВА
(загрузка автотрансформатора АТ-1 (АТ-2)
составила 121,0% от номинального тока
(I/Iном) при отключении
автотрансформатора АТ-2 (АТ-1).
С учетом характера
производственного процесса на АО
"Карельский окатыш" максимумы
потребления лета и зимы по ПС 220 кВ
Костомукша (АО "Карельский окатыш" +
субабоненты) отличаются порядка на 10 МВт.
Таким образом, в летний период нагрузка
на ПС 220 Костомукша (ПС 52) составит 223
МВт.
Нагрузка в летний период на ПС 220 кВ
Костомукша (ПС 52) составила 231,58 МВА
(загрузка автотрансформатора АТ-1 (АТ-2)
составила 115,8% от номинального тока
(I/Iном) при отключении
автотрансформатора АТ-2 (АТ-1).
В соответствии с ТУ N 370/ТУ-М7 (с
изменениями N 1 от 19.03.2020) на основании
заявки от 23 апреля 2015 года N КО-15-2681 с
корректировкой от 14.03.2016 N 0301-16-1400,
договора ТП N 552/ТП-М7 от 12 декабря 2016 года
планируется увеличение максимальной
мощности ПС 220 кВ Костомукша на 17,410 МВт. В
соответствии с рассматриваемым
присоединением завода ГБЖ прирост
мощности составит еще 49 МВт. Таким
образом, суммарный прирост мощности с
учетом коэффициентов реализации в
рамках умеренно-оптимистического
варианта развития составит 51,4 МВт
(17,41x0,7+49x0,8 МВт) или 57,45 МВА (с учетом
коэффициента реактивной мощности
равного 0,5).
С учетом реализации
технологического присоединения
указанных потребителей нагрузка ПС на
этап 2026 года составит 299,52 МВА в режиме
зимнего максимума и 289,03 МВА в режиме
летнего максимума Загрузка
трансформатора АТ-1 (АТ-2) составила 149,8%
(144,5%) от номинального тока (I/Iном) при
отключении трансформатора АТ-2 (АТ-1)) в
режиме зимнего (летнего) максимума, что
превышает длительно допустимое
значение. Следовательно, пропускной
способности автотрансформаторов ПС 220 кВ
Костомукша (ПС 52) недостаточно для
подключения завода ГБЖ. Требуется
увеличение трансформаторной мощности.
Следует отметить, что на ПС 220 кВ
Костомукша установлен третий
автотрансформатор мощностью 200 МВА,
который в настоящее время не введен в
работу. Следовательно, для увеличения
трансформаторной мощности ПС 220 кВ
Костомукша рекомендуется выполнить ввод
в работу третьего автотрансформатора.
При подключении третьего
автотрансформатора загрузка каждого из
автотрансформаторов АТ-1 и АТ-2 (АТ-2 и АТ-3,
АТ-1 и АТ-3) составит 74,9% (72,3%) от
номинального тока (I/Iном) при отключении
автотрансформатора АТ-3 (АТ-1, АТ-2)) в
режиме зимнего (летнего) максимума, что
не превышает длительно допустимое
значение.
На рисунках 39, 40 представлены схемы
потокораспределения электрической сети
рассматриваемого района с учетом
присоединяемой нагрузки в режимах
зимнего и летнего максимумов. Параметры
режимов находятся в допустимых
пределах.
Рисунок 39. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
в режиме зимнего
максимума 2026 года при температуре -30 (о)С
для нормальной
схемы сети (Умеренно-оптимистический
вариант развития
)Рисунок 40. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
в режиме летнего
максимума 2026 года при температуре +25 (о)С
для нормальной
схемы сети (Умеренно-оптимистический
вариант развития)
Для оценки пропускной способности
существующей сети 220 кВ было рассмотрено
нормативное возмущение с отключением
одной цепи 220 кВ Кривопорожская ГЭС - РП 220
кВ Белый Порог - ПС 220 кВ Костомукша (КЗ на
одной из отходящих ВЛ 220 кВ от РП 220 кВ
Белый Порог с отказом среднего
выключателя в ОРУ объекта) в режиме
зимнего максимума 2026 года при
температуре -30 (о)С (рисунок 41) и в режиме
летнего максимума 2026 года при
температуре +25 (о)С (рисунок 42).
В данной схемно-режимной ситуации
наблюдается недопустимое снижение
напряжение на ПС 220 кВ Костомукша в
режиме зимнего максимума 2026 года при
температуре -30 (о)С, так и в режиме летнего
максимума 2026 года при температуре +25
(о)С.
Для поддержания напряжения на
уровне номинального в данной
схемно-режимной ситуации необходимо
установка в ОРУ 110 кВ БСК мощностью около
100 Мвар в режиме зимнего максимума 2026
года при температуре -30 (о)С (рисунок 43) и в
режиме летнего максимума 2026 г. при
температуре +25 (о)С (рисунок 44). Допустимая
токовая загрузка по ВЛ 220 кВ Белый Порог -
Костомукша N 2 ограничена
трансформатором тока на ПС 220 кВ
Костомукша (ПС-52) и составляет 600 А.
Конструктивные особенности данного
оборудования позволяют изменить уставку
данных трансформаторов тока.
Следовательно, рекомендуется выполнить
переключение обмоток трансформаторов
тока на шинах 220 кВ ПС 220 кВ Костомукша (ПС
52) с 600 А на 1200 А. ВЛ 220 кВ Белый Порог -
Костомукша N 2 (N 1) выполнена проводом АС
300/39 с допустимой токовой загрузкой 916 А
при температуре -30 (о)С и 710 А при
температуре +25 (о)С.
Аварийное отключение одной цепи 220
кВ Кривопорожская ГЭС - РП 220 кВ Белый
Порог - ПС 220 кВ Костомукша в режиме
зимнего максимума 2026 г. при температуре
-30 (о)С при установке БСК мощностью 100 Мвар
(рисунок 43). В данной схемно-режимной
ситуации токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Белый
Порог - Костомукша N 2 составит 796,3 А, что
составляет 86,9% от длительно допустимого
значения.
Аварийное отключение одной цепи 220
кВ Кривопорожская ГЭС - РП 220 кВ Белый
Порог - ПС 220 кВ Костомукша в режиме
летнего максимума 2026 года при
температуре +25 (о)С при установке БСК
мощностью 100 Мвар (рисунок 44). В данной
схемно-режимной ситуации токовая
нагрузка ВЛ 220 кВ Белый Порог - Костомукша
N 2 составит 771,3 А, что составляет 108,6% от
длительно допустимого значения.
Таким образом, установка БСК
мощностью около 100 Мвар и переключение
обмоток трансформаторов тока не
приводит к введению параметров в область
допустимых значений в режиме летнего
максимума 2026 года при температуре +25
(о)С.
Следовательно, необходимо
рассмотреть строительство ВЛ 220 кВ
Кривопорожская ГЭС - ПС 220 кВ
Костомукша.
Аварийное отключение одной цепи 220
кВ Кривопорожская ГЭС - РП 220 кВ Белый
Порог - ПС 220 кВ Костомукша в режиме
зимнего максимума 2026 года при
температуре -30 (о)С при строительстве ВЛ
220 кВ Кривопорожская ГЭС - ПС 220 кВ
Костомукша (рисунок 45). В данной
схемно-режимной ситуации токовая
нагрузка ВЛ 220 кВ Кривопорожская ГЭС - ПС
220 кВ Костомукша составит 394,2 А, что
составляет 65,7% от длительно допустимого
значения.
Аварийное отключение одной цепи 220
кВ Кривопорожская ГЭС - РП 220 кВ Белый
Порог - ПС 220 кВ Костомукша в режиме
летнего максимума 2026 года при
температуре +25 (о)С при строительстве ВЛ
220 кВ Кривопорожская ГЭС - ПС 220 кВ
Костомукша (рисунок 46). В данной
схемно-режимной ситуации токовая
нагрузка ВЛ 220 кВ Кривопорожская ГЭС - ПС
220 кВ Костомукша составит 379,8 А, что
составляет 63,3% от длительно допустимого
значения.
Таким образом, для строительства
завода горячебрикетированного железа
(ГБЖ) вблизи комбината АО "Карельский
окатыш" на территории Костомукшского
городского округа мощностью 49 МВт
необходимо:
Выполнить подключение и ввод в
работу третьего автотрансформатора АТ-3
мощностью 200 МВА на ПС 220 кВ Костомукша (ПС
52).
Выполнить строительство ВЛ 220 кВ
Кривопорожская ГЭС - ПС 220 кВ Костомукша
проводом АС 300/39, ориентировочной длиной
177 км.
Выполнить реконструкцию ОРУ 220 кВ и
установку одного комплекта ячейки
выключателя на ПС 220 кВ Костомукша и
Кривопорожской ГЭС.
Следует отметить, что детальная
проработка вопросов возможности
подключения завода мощностью 49 МВт
должна выполняться в рамках схемы
внешнего электроснабжения.
Рисунок 41. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
при отключении
одной цепи 220 кВ Кривопорожская ГЭС - РП 220
кВ
Белый Порог - ПС 220 кВ Костомукша в режиме
зимнего
максимума 2026 года при температуре -30
(о)С
(Умеренно-оптимистический вариант
развития)
Рисунок 42. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
при отключении
одной цепи 220 кВ Кривопорожская ГЭС - РП 220
кВ
Белый Порог - ПС 220 кВ Костомукша в режиме
летнего
максимума 2026 года при температуре +25
(о)С
(Умеренно-оптимистический вариант
развития)
Рисунок 43. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
при отключении
одной цепи 220 кВ Кривопорожская ГЭС - РП 220
кВ
Белый Порог - ПС 220 кВ Костомукша в режиме
зимнего
максимума 2026 года при температуре -30 (о)С.
Установка
БСК мощностью 100 Мвар
(Умеренно-оптимистический вариант
развития)
Рисунок 44. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
при отключении
одной цепи 220 кВ Кривопорожская ГЭС - РП 220
кВ
Белый Порог - ПС 220 кВ Костомукша в режиме
летнего
максимума 2026 года при температуре +25 (о)С
Установка
БСК мощностью 100 Мвар
(Умеренно-оптимистический вариант
развития)
Рисунок 45. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
при отключении
одной цепи 220 кВ Кривопорожская ГЭС - РП 220
кВ
Белый Порог - ПС 220 кВ Костомукша в режиме
зимнего
максимума 2026 года при температуре -30
(о)С.
Строительство третьей цепи
(Умеренно-оптимистический вариант
развития)
Рисунок 46. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
при отключении
отключением одной цепи 220 кВ
Кривопорожская ГЭС - РП 220 кВ
Белый Порог - ПС 220 кВ Костомукша в режиме
летнего
максимума 2026 года при температуре +25
(о)С.
Строительство третьей цепи
(Умеренно-оптимистический вариант
развития)
4.9.3. Рекомендации
по ограничению перегрузок и увеличению
пропускной способности
системообразующих и распределительных
сетей
Транзит 110 кВ ПС 220 кВ Суоярви - ПС 220
кВ Ляскеля
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ
Ляскеля - Суоярви в схеме ремонта ВЛ 110 кВ
Лахденпохья - Кузнечная (Л-129), либо
наоборот, аварийное отключение ВЛ 110 кВ
Лахденпохья - Кузнечная (Л-129) в схеме
ремонта ВЛ 220 кВ Ляскеля - Суоярви
(рисунки 47а-47в). В данной схемно-режимной
ситуации наблюдается перегрузка
транзита 110 кВ ПС 220 кВ Суоярви - ПС 220 кВ
Ляскеля:
- токовая загрузка ВЛ 110 кВ Лоймола -
Суоярви (Л-132) составит 405,8 А или 126,8% от
длительно допустимого значения (320 А) и
105,7% от аварийно допустимого значения (384
А);
- токовая загрузка ВЛ 110 кВ
Питкяранта - Лоймола (Л-131) составит 402,1 А
или 125,7% от длительно допустимого
значения (320 А) и 104,7% от аварийно
допустимого значения (384 А);
- токовая загрузка ВЛ 110 кВ Ляскеля -
Питкяранта (Л-130) составит 335,3 А или 104,8% от
длительно допустимого значения (320 А) и
87,3% от аварийно допустимого значения (384
А).
Ограничивающими элементами
транзита 110 кВ ПС 220 кВ Суоярви - ПС 220 кВ
Ляскеля являются ТТ, установленные на ПС
110 кВ Лоймола (ПС 30), ПС 110 кВ Питкяранта (ПС
25) и ПС 220 кВ Суоярви.
Для недопущения перегрузки
оборудования необходима установка АОПО
на транзите 110 кВ ПС 220 кВ Суоярви - ПС 220 кВ
Ляскеля, направленная на отключение
нагрузки в объеме 6 МВт (а также на
отключение защищаемой ЛЭП), позволяют
снизить загрузку рассматриваемого
транзита до АДТН (рисунок 47 г). Для
снижения загрузки до ДДТН необходимо
дополнительное отключение нагрузки в
объеме 15 МВт (суммарно 21 МВт, Рисунок
47д).
Альтернативным мероприятием
служит замена ТТ на новые на:
ВЛ 110 кВ Лоймола - Суоярви (Л-132) со
стороны ПС 110 кВ Лоймола (ПС 30) с ДДТН не
менее 600 А;
ВЛ 110 кВ Питкяранта - Лоймола (Л-131) со
стороны ПС 110 кВ Лоймола (ПС 30) и ПС 110 кВ
Питкяранта (ПС 25) с ДДТН не менее 600 А;
ВЛ 110 кВ Ляскеля - Питкяранта (Л-130) со
стороны ПС 110 кВ Питкяранта (ПС 25) с ДДТН
не менее 600 А;
Согласование АДТН по ТТ ВЛ 110 кВ
Лоймола - Суоярви (Л-132) со стороны ПС 220 кВ
Суоярви на 20% по отношению к наибольшему
рабочему току согласно ГОСТ 7746-2015
"Трансформаторы тока. Общие технические
условия" (ДДТН = 400 А, АДТН = 480 А). При
невозможности согласования АДТН - замена
на ТТ с ДДТН не менее 600 А.
Номинал устанавливаемых
трансформаторов тока выбран с учетом
выполнения требований пункта 125 Правил
технологического функционирования
электроэнергетических систем,
утвержденных постановлением
Правительства Российской Федерации от 13
августа 2018 года N 937 "Об утверждении
правил технологического
функционирования электроэнергетических
систем и о внесении изменений в
некоторые акты Правительства Российской
Федерации" (далее - постановление N 937):
"Технические характеристики
электрических шин и ошиновки
распределительного устройства,
измерительных трансформаторов и других
электросетевых элементов объекта
электроэнергетики не должны
ограничивать допустимые токовые
нагрузки любых присоединенных к
распределительному устройству линий
электропередачи, автотрансформаторов
(трансформаторов) и другого оборудования
с учетом их перегрузочной способности".
Поскольку конечный объем
мероприятий и источник финансирования
по состоянию на апрель 2022 года не
определены, предлагается рассмотреть
данную проблему в рамках отдельной
работы.
Рисунок 47а. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
при отключении
ВЛ 220 кВ Ляскеля - Суоярви в схеме ремонта
ВЛ 110 кВ
Лахденпохья - Кузнечная (Л-129) в режиме
зимнего
максимума 2026 года при температуре -30 (о)С
Рисунок 47 г. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
при отключении
ВЛ 220 кВ Ляскеля - Суоярви в схеме ремонта
ВЛ 110 кВ
Лахденпохья - Кузнечная (Л-129) в режиме
зимнего максимума
2026 года при температуре -30 (о)С.
Отключение
нагрузки в объеме 6 МВт
Рисунок 47д. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
при отключении
ВЛ 220 кВ Ляскеля - Суоярви в схеме ремонта
ВЛ 110 кВ
Лахденпохья - Кузнечная (Л-129) в режиме
зимнего максимума
2026 года при температуре -30 (о)С.
Отключение
нагрузки в объеме 21 МВт
ВЛ 220 кВ Петрозаводск - Суоярви
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ
Петрозаводск - Древлянка в нормальной
схеме сети в условиях загрузки
контролируемого сечения "Карелия -
Ленинград" под максимальные значения
(около 400 МВт) (рисунки 48а, 48б). В данной
схемно-режимной ситуации токовая
загрузка ВЛ 220 кВ Петрозаводск - Суоярви
составит 418,2 А или 104,6% от длительно и
аварийно допустимых значений (400 А).
Для недопущения перегрузки
оборудования необходима установка АОПО
на ВЛ 220 кВ Петрозаводск - Суоярви,
направленная на снижение генерации
электростанций Республики Карелия и
Мурманской области до значений, при
которых загрузка транзита
контролируемого сечения "Карелия -
Ленинград" составит порядка 355 МВт (до
снижения загрузки ВЛ 220 кВ Петрозаводск -
Суоярви ниже 400 А, рисунок 48в).
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ
Петрозаводск - Древлянка в схеме ремонта
ВЛ 330 кВ Сясь - Петрозаводск в условиях
загрузки контролируемого сечения
"Карелия - Ленинград" порядка 330 МВт
(рисунок 48 г). В данной схемно-режимной
ситуации токовая загрузка ВЛ 220 кВ
Петрозаводск - Суоярви составит 578 А или
144,5% от длительно и аварийно допустимых
значений (400 А).
Таким образом, выявлена
необходимости в установке АОПО на ВЛ 220
кВ Петрозаводск - Суоярви, направленная
на снижение генерации электростанций
Республики Карелия и Мурманской области
и на отключение защищаемой ЛЭП.
Ограничивающими элементами
транзита по ВЛ 220 кВ Петрозаводск -
Суоярви являются ТТ, установленные на ПС
220 кВ Суоярви.
Альтернативным мероприятием
служит замена ТТ на новые на ВЛ 220 кВ
Петрозаводск - Суоярви со стороны ПС 220 кВ
Суоярви с ДДТН не менее 800 А.
Номинал устанавливаемых
трансформаторов тока выбран с учетом
выполнения требований пункта 125 Правил
технологического функционирования
электроэнергетических систем,
утвержденных постановлением N 937:
"Технические характеристики
электрических шин и ошиновки
распределительного устройства,
измерительных трансформаторов и других
электросетевых элементов объекта
электроэнергетики не должны
ограничивать допустимые токовые
нагрузки любых присоединенных к
распределительному устройству линий
электропередачи, автотрансформаторов
(трансформаторов) и другого оборудования
с учетом их перегрузочной способности".
Для определения конечного состава
требуемых мероприятий необходимо в
рамках отдельной работы рассмотреть
транзит, связывающий Мурманскую,
Карельскую и Ленинградскую
энергосистемы.
Рисунок 48а. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
при отключении
ВЛ 220 кВ Петрозаводск - Древлянка в
нормальной схеме сети
в условиях загрузки контролируемого
сечения
"Карелия - Ленинград" под максимальные
значения
(около 400 МВт) в режиме зимнего
максимума
2026 года при температуре -30 (о)С
Рисунок 48б. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
при отключении
ВЛ 220 кВ Петрозаводск - Древлянка в
нормальной схеме
сети в условиях загрузки
контролируемого сечения
"Карелия - Ленинград" под максимальные
значения
(около 400 МВт) в режиме зимнего максимума
2026 года
при температуре -30 (о)С
Рисунок 48в. Фрагмент схемы
потокораспределения в электрический
сети
Республики Карелия при отключении ВЛ 220
кВ
Петрозаводск - Древлянка в нормальной
схеме сети
в условиях загрузки контролируемого
сечения
"Карелия - Ленинград" под максимальные
значения
(около 400 МВт) в режиме зимнего максимума
2026 года
при температуре -30 (о)С. Снижение загрузки
ВЛ 220 кВ
Петрозаводск - Суоярви до длительно
допустимых значений
путем снижения генерации на
электростанциях
Республики Карелия и Мурманской области
Рисунок 48 г. Фрагмент схемы
потокораспределения в электрический
сети
Республики Карелия при отключении ВЛ 220
кВ
Петрозаводск - Древлянка в схеме ремонта
ВЛ 330 кВ
Сясь - Петрозаводск в режиме зимнего
максимума 2026 года
при температуре -30 (о)С. Снижение загрузки
ВЛ 220 кВ
Петрозаводск - Суоярви до длительно
допустимых значений
путем снижения генерации на
электростанциях
Республики Карелия и Мурманской области
Транзита 110 кВ ПС 220 кВ Ляскеля - ПС 220
кВ Сортавальская
Аварийное отключение ВЛ 220 кВ
Ляскеля - Сортавальская в схеме ремонта
ВЛ 330 кВ Сясь - Петрозаводск в условиях
загрузки контролируемого сечения
"Карелия - Ленинград" под максимальные
значения (около 400 МВт) (рисунки 49а-49в). В
данной схемно-режимной ситуации
наблюдается перегрузка транзита 110 кВ ПС
220 кВ Ляскеля - ПС 220 кВ Сортавальская:
токовая загрузка ВЛ 110 кВ
Кирьявалахти - Ляскеля (Л-128) составит 419,2
А или 131,0% от длительно допустимого
значения (320 А) и 109,2% от аварийно
допустимого значения (384 А);
токовая загрузка ВЛ 110 кВ
Сортавальская - Кирьявалахти (Л-127)
составит 384,3 А или 120,1% от длительно
допустимого значения (320 А) и 100,1% от
аварийно допустимого значения (384 А);
Ограничивающими элементами
транзита 110 кВ ПС 220 кВ Ляскеля - ПС 220 кВ
Сортавальская являются ТТ,
установленные на ПС 110 кВ Кирьявалахти
(ПС 94).
Таким образом, выявлена
необходимости в установке АОПО на
транзите 110 кВ ПС 220 кВ Ляскеля - ПС 220 кВ
Сортавальская, направленная на снижение
генерации электростанций Республики
Карелия и Мурманской области и на
отключение защищаемой ЛЭП.
Альтернативным мероприятием
служит замена ТТ на новые на ПС 110 кВ
Кирьявалахти (ПС 94) с ДДТН не менее 600 А.
Номинал устанавливаемых
трансформаторов тока выбран с учетом
выполнения требований пунктом 125 Правил
технологического функционирования
электроэнергетических систем,
утвержденных постановлением N 937:
"Технические характеристики
электрических шин и ошиновки
распределительного устройства,
измерительных трансформаторов и других
электросетевых элементов объекта
электроэнергетики не должны
ограничивать допустимые токовые
нагрузки любых присоединенных к
распределительному устройству линий
электропередачи, автотрансформаторов
(трансформаторов) и другого оборудования
с учетом их перегрузочной способности".
Для определения конечного состава
требуемых мероприятий необходимо в
рамках отдельной работы рассмотреть
транзит, связывающий Мурманскую,
Карельскую и Ленинградскую
энергосистемы.
Рисунок 49а. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
при отключении
ВЛ 220 кВ Ляскеля - Сортавальская в схеме
ремонта ВЛ 330
кВ Сясь - Петрозаводск в условиях
загрузки контролируемого
сечения "Карелия - Ленинград" под
максимальные значения
(около 400 МВт) в режиме зимнего максимума
2026 года
при температуре -30 (о)С
Рисунок 49б. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
при отключении
ВЛ 220 кВ Ляскеля - Сортавальская в схеме
ремонта ВЛ 330 кВ
Сясь - Петрозаводск в условиях загрузки
контролируемого
сечения "Карелия - Ленинград" под
максимальные значения
(около 400 МВт) в режиме зимнего максимума
2026 года
при температуре -30 (о)С
Рисунок 49в. Фрагмент схемы
потокораспределения
в электрический сети Республики Карелия
при отключении
ВЛ 220 кВ Ляскеля - Сортавальская в схеме
ремонта
ВЛ 330 кВ Сясь - Петрозаводск в условиях
загрузки
контролируемого сечения "Карелия -
Ленинград"
под максимальные значения (около 400 МВт) в
режиме
зимнего максимума 2026 года при
температуре -30 (о)С
Выдача мощности электростанций
Выгского каскада
Ограничение выдачи мощности
электростанций Выгского каскада ГЭС
(Маткожненская ГЭС (ГЭС-3), Выгостровская
ГЭС (ГЭС-5), Беломорская ГЭС (ГЭС-6),
Палокоргская ГЭС (ГЭС-7)) в ряде
схемно-режимных ситуаций. При аварийном
отключении ряда сетевых элементов в
схеме ремонта линий схемы выдачи
мощности каскада наблюдается токовая
перегрузка ВЛ 110 кВ Кемь - Беломорск
(Л-115).
Для данных ВЛ токовая загрузка
превышает аварийно-допустимое значение
и в качестве мероприятия по устранению
перегрузки в послеаварийных режимах
рекомендуется установка АОПО на ВЛ 110 кВ
Кемь - Беломорск (Л-115) с действием на
ограничение генерации Каскада Выгских
ГЭС, которая позволит снизить загрузку
ВЛ до длительно допустимых значений. Без
установки АОПО необходимо ограничение
генерируемой мощности ГЭС Выгского
каскада в ремонтных схемах в летних
режимах. В связи с тем, что в режиме
паводка не проводятся ремонты ЛЭП в
избыточном районе Каскада Выгских ГЭС,
также, при необходимости, на стадиях
планирования и оперативного управления
режимом ограничивается генерируемая
мощность Каскада Выгских ГЭС с целью
недопущения перегрузки ЛЭП и
оборудования в послеаварийной схеме
сети, поэтому данные мероприятия
рассматриваются в рамках
умеренно-оптимистического варианта
развития.
4.10. Анализ схем теплоснабжения
муниципальных образований Республики
Карелия и предложения по модернизации
системы теплоснабжения
Развитие систем теплоснабжения
муниципальных образований
осуществляется на основании схем
теплоснабжения. Необходимость
разработки схем теплоснабжения городов
(поселений) определена Федеральным
законом от 27 июля 2010 года в редакции от 1
апреля 2020 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении".
Порядок разработки и утверждения, а
также требования к схемам
теплоснабжения утверждены
постановлением Правительства
Российской Федерации от 22 февраля 2012
года N 154 "О требованиях к схемам
теплоснабжения, порядку их разработки и
утверждения".
Данные о стадиях разработки схем
теплоснабжения по муниципальным
образованиям Республики Карелия по
состоянию на ноябрь 2020 года представлены
в таблице 74.
Таблица 74
Схемы теплоснабжения по муниципальным
образованиям
Республики Карелия по состоянию на
ноябрь 2020 года
Муниципальное образование |
Реквизиты нормативно-правового акта |
Примечание |
1 |
2 |
3 |
Петрозаводский городской округ |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 29 октября 2021 года N 386 |
актуальная |
Костомукшский городской округ |
постановление администрации Костомукшского городского округа от 14 мая 2014 года N 485 (актуализация постановление администрации Костомукшского городского округа от 21 августа 2020 года N 644) |
актуальная |
Беломорский муниципальный район | ||
Беломорское городское поселение |
решение Совета Беломорского городского поселения от 23 июля 2013 года N 162-1 |
требуется актуализация |
Летнереченское сельское поселение |
решение V сессии II созыва Совета Летнереченского сельского поселения от 24 декабря 2013 года N 21 |
требуется актуализация |
Сосновецкое сельское поселение |
решение Совета Сосновецкого сельского поселения от 23 декабря 2013 года N 22 |
требуется актуализация |
Сумпосадское сельское поселение |
отсутствуют системы централизованного теплоснабжения |
не требуется |
Калевальский национальный муниципальный район | ||
Калевальское городское поселение |
решение Совета Калевальского городского поселения от 23 декабря 2013 года N 3-4-28 |
требуется актуализация |
Боровское сельское поселение |
решение Совета Боровского сельского поселения от 23 декабря 2013 года N 111-06-43 |
требуется актуализация |
Луусалмское сельское поселение |
решение Совета Луусалмского сельского поселения от 9 апреля 2014 года N 3-7-26 |
требуется актуализация |
Юшкозерское сельское поселение |
решение Совета Юшкозерского сельского поселения от 5 сентября 2014 года N 1Х-111-27 |
требуется актуализация |
Кемский муниципальный район | ||
Кемское городское поселение |
решение Совета Кемского городского поселения от 20 марта 2015 года N 19-3/73 |
требуется актуализация |
Кривопорожское сельское поселение |
постановление администрации Кривопорожского сельского поселения от 25 июня 2015 года N 35 |
требуется актуализация |
Куземское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 25 октября 2018 года N 305 |
требуется актуализация |
Рабочеостровское сельское поселение |
постановление главы Рабочеостровского сельского поселения от 23 апреля 2013 года N 22 |
требуется актуализация |
Кондопожский муниципальный район | ||
Кондопожское городское поселение |
постановление администрации Кондопожского городского поселения от 7 марта 2014 года N 10 |
требуется актуализация |
Гирвасское сельское поселение |
постановление администрации Гирвасского сельского поселения от 30 апреля 2014 года N 23-А |
требуется актуализация |
Кяппесельгское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики и энергетики Республики Карелия от 21 сентября 2020 года N 307 |
актуальная |
Кончезерское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 14 апреля 2020 года N 99 |
актуальная |
Кедрозерское сельское поселение |
отсутствуют системы централизованного теплоснабжения |
не требуется |
Новинское сельское поселение |
отсутствуют системы централизованного теплоснабжения |
не требуется |
Петровское сельское поселение |
отсутствуют системы централизованного теплоснабжения |
не требуется |
Янишпольское сельское поселение |
решение совета Янишпольского сельского поселения от 26 февраля 2016 года N 63 |
требуется актуализация |
Лахденпохский муниципальный район | ||
Лахденпохское городское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 8 июня 2018 года N 180 |
требуется актуализация |
Куркиекское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики и энергетики Республики Карелия от 24 декабря 2018 года N 384 |
требуется актуализация |
Мийнальское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 24 декабря 2018 года N 383 |
требуется актуализация |
Хийтольское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики и энергетики Республики Карелия от 24 декабря 2018 года N 382 |
требуется актуализация |
Элисенваарское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 24 декабря 2018 года N 381 |
требуется актуализация |
Лоухский муниципальный район | ||
Лоухское городское поселение |
распоряжение администрации Лоухского городского поселения от 4 февраля 2014 года N 20-а |
требуется актуализация |
Амбарнское сельское поселение |
решение 4 сессии 3 созыва Совета Амбарнского сельского поселения от 26 декабря 2013 года N 8 |
требуется актуализация |
Кестеньгское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 20 апреля 2020 года N 101 |
актуальная |
Малиновараккское сельское поселение |
постановление Администрации Малиновараккского сельского поселения от 31 марта 2015 года N 6 |
требуется актуализация |
Плотинское сельское поселение |
решение VI сессии III созыва Совета Плотинского сельского поселения от 24 апреля 2014 года N 15 |
требуется актуализация |
Пяозерское сельское поселение |
постановление администрации Пяозерского сельского поселения от 31 декабря 2013 года N 31 |
требуется актуализация |
Чупинское городское поселение |
постановление администрации Чупинского городского поселения от 18 февраля 2014 года N 3 |
требуется актуализация |
Муезерский муниципальный район | ||
Муезерское городское поселение |
решение внеочередной сессии 3 созыва совета Муезерского городского поселения от 17 июня 2014 года N 56 |
требуется актуализация |
Воломское сельское поселение |
решение 19 сессии 2 созыва Совета депутатов Воломского сельского поселения от 30 июля 2012 года N 76 |
требуется актуализация |
Ледмозерское сельское поселение |
решение 40 сессии 7 Созыва Совета Ледмозерского сельского поселения от 21 марта 2014 года N 3 |
требуется актуализация |
Лендерское сельское поселение |
решение Совета Лендерского сельского поселения от 7 декабря 2012 года N 91 |
требуется актуализация |
Пенингское сельское поселение |
решение 3 сессии 3 Созыва Совета Пенингского сельского поселения от 21 октября 2013 года N 13 |
требуется актуализация |
Ребольское сельское поселение |
отсутствуют системы централизованного теплоснабжения |
не требуется |
Ругозерское сельское поселение |
решение 41 сессии 2 созыва совета Ругозерского сельского поселения от 14 марта 2013 N 72 |
требуется актуализация |
Суккозерское сельское поселение |
решение 23 сессии 2 созыва Суккозерского сельского поселения от 20 декабря 2012 года N 116 |
требуется актуализация |
Медвежьегорский муниципальный район | ||
Медвежьегорское городское поселение |
постановление главы Медвежьегорского городского поселения от 28 марта 2014 года N 50 |
требуется актуализация |
Великогубское сельское поселение |
постановление администрации Великогубского сельского поселения от 17 июля 2014 года N 41 |
требуется актуализация |
Паданское сельское поселение |
отсутствуют системы централизованного теплоснабжения |
не требуется |
Пиндушское городское поселение |
постановление администрации Пиндушского городского поселения от 22 декабря 2014 года N 156 |
требуется актуализация |
Повенецкое городское поселение |
постановление администрации Повенецкого городского поселения от 10 декабря 2013 года N 118 |
требуется актуализация |
Толвуйское сельское поселение |
постановление главы Толвуйского сельского поселения от 26 ноября 2014 года N 111 |
требуется актуализация |
Чебинское сельское поселение |
отсутствуют системы централизованного теплоснабжения |
не требуется |
Челмужское сельское поселение |
отсутствуют системы централизованного теплоснабжения |
не требуется |
Шуньгское сельское поселение |
постановление администрации Шуньгского сельского поселения от 28 ноября 2016 года N 106 |
требуется актуализация |
Олонецкий национальный муниципальный район | ||
Олонецкое городское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 11 ноября 2019 года N 405 |
актуальная |
Видлицкое сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия N 404 от 11 ноября 2019 года |
актуальная |
Ильинское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 11 ноября 2019 года N 412 |
актуальная |
Коверское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 11 ноября 2019 года N 410 |
актуальная |
Коткозерское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 11 ноября 2019 года N 406 |
актуальная |
Куйтежское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 11 ноября 2019 года N 408 |
актуальная |
Мегрегское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 11 ноября 2019 года N 407 |
актуальная |
Михайловское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 11 ноября 2019 года N 409 |
актуальная |
Туксинское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 11 ноября 2019 года N 411 |
актуальная |
Питкярантский муниципальный район | ||
Питкярантское городское поселение |
решение XLIII Сессии II созыва Питкярантского городского поселения от 30 августа 2013 года N 233 |
требуется актуализация |
Импилахтинское сельское поселение |
решение V сессии III созыва Совета Импилахтинского сельского поселения от 26 декабря 2013 года N 22 |
требуется актуализация |
Ляскельское сельское поселение |
постановление администрации Ляскельского сельского поселения от 10 июля 2015 года N 148 |
требуется актуализация |
Салминское сельское поселение |
постановление администрации Салминского сельского поселения от 30 мая 2014 года N 47 |
требуется актуализация |
Харлуское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия N 25 от 27 января 2020 года |
актуальная |
Прионежский муниципальный район | ||
Гарнизонное сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 14 июня 2018 года N 181 |
требуется актуализация |
Деревянское сельское поселение |
приказ Министерства, строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 13 мая 2020 N 119 |
актуальная |
Деревянкское сельское поселение |
решение Совета Деревянкского сельского поселения от 29 декабря 2014 года N 3 |
требуется актуализация |
Заозерское сельское поселение |
постановление администрации Заозерского сельского поселения от 21 января 2016 года N 5 |
требуется актуализация |
Ладва-Веткинское сельское поселение |
отсутствуют системы централизованного теплоснабжения |
не требуется |
Ладвинское сельское поселение |
постановление главы администрации Ладвинского сельского поселения от 29 декабря 2014 года N 136 |
требуется актуализация |
Мелиоративное сельское поселение |
постановление администрации Мелиоративного сельского поселения от 31 декабря 2014 года N 58 |
требуется актуализация |
Нововилговское сельское поселение |
постановление Администрации Прионежского муниципального района от 15 апреля 2016 года N 345 |
требуется актуализация |
Пайское сельское поселение |
постановление Администрации Прионежского муниципального района от 15 апреля 2016 года N 346 |
требуется актуализация |
Рыборецкое сельское поселение |
приказ Министерства, строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 13 мая 2020 года N 117 |
актуальная |
Шелтозерское сельское поселение |
приказ Министерства, строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 13 мая 2020 года N 118 |
актуальная |
Шокшинское сельское поселение |
постановление Администрации Прионежского муниципального района от 15 апреля 2016 года N 348 |
требуется актуализация |
Шуйское сельское поселение |
постановление Администрации Прионежского муниципального района от 15 апреля 2016 года N 347 |
требуется актуализация |
Пряжинский национальный муниципальный район | ||
Пряжинское городское поселение |
постановление администрации Пряжинского городского поселения от 4 декабря 2014 года N 25 |
требуется актуализация |
Ведлозерское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 27 января 2020 года N 29 |
актуальная |
Крошнозерское сельское поселение |
постановление администрации Крошнозерского сельского поселения от 29 декабря 2014 года N 42 |
требуется актуализация |
Матросское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 27 января 2020 года N 28 |
актуальная |
Святозерское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 27 января 2020 года N 27 |
актуальная |
Чалнинское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 27 января 2020 года N 26 |
актуальная |
Эссойльское сельское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Карелия от 4 февраля 2019 года N 27 |
актуальная |
Пудожский муниципальный район | ||
Пудожское городское поселение |
утверждена постановлением администрации Пудожского городского поселения от 7 февраля 2014 года N 42-П |
требуется актуализация |
Авдеевское сельское поселение |
решение Совета Авдеевского сельского поселения от 28 мая 2014 года N 6 |
требуется актуализация |
Кривецкое сельское поселение |
решение Совета Кривецкого сельского поселения 6 сессии 3 созыва от 10 июня 2014 года N 135 |
требуется актуализация |
Красноборское сельское поселение |
решение Совета Красноборского сельского поселения N 87 от 27 декабря 2013 года |
требуется актуализация |
Кубовское сельское поселение |
решение Совета Кубовского сельского поселения N 18 от 10 июня 2014 года |
требуется актуализация |
Куганаволокское сельское поселение |
отсутствуют системы централизованного теплоснабжения |
не требуется |
Пяльмское сельское поселение |
решение Совета Пяльмского сельского поселения от 29 апреля 2014 года N 41 |
требуется актуализация |
Шальское сельское поселение |
решение Совета Шальского сельского поселения от 21 октября 2013 года N 4 |
требуется актуализация |
Сегежский муниципальный район | ||
Сегежское городское поселение |
приказ Министерства строительства, жилищно-коммунального хозяйства и энергетики от 2 марта 2020 года N 66 |
актуальная |
Идельское сельское поселение |
решение Совета Идельского сельского поселения от 26 сентября 2014 года N 42 |
требуется актуализация |
Валдайское сельское поселение |
решение Совета Валдайского сельского поселения от 25 сентября 2014 года N 44 |
требуется актуализация |
Надвоицкое городское поселение |
постановление администрации Надвоицкого городского поселения от 25 декабря 2014 года N 123/1 |
требуется актуализация |
Поповпорожское сельское поселение |
отсутствуют системы централизованного теплоснабжения |
не требуется |
Чернопорожское сельское поселение |
решение Совета Чернопорожского сельского поселения от 18 сентября 2014 года N 18 |
требуется актуализация |
Сортавальский муниципальный район | ||
Сортавальское городское поселение |
постановление администрации Сортавальского городского поселения от 23 сентября 2016 года N 64 |
требуется актуализация |
Вяртсильское городское поселение |
решение Совета Вяртсильского городского поселения 7 сессии 3 созыва от 04 апреля 2014 года N 20 |
требуется актуализация |
Кааламское сельское поселение |
постановление администрации Сортавальского муниципального района от 30 декабря 2016 года N 168 |
требуется актуализация |
Хаапалампинское сельское поселение |
постановление администрации Хаапалампинского сельского поселения от 24 января 2014 N 3 |
требуется актуализация |
Хелюльское сельское поселение |
постановление администрации Хелюльского сельского поселения 05 ноября 2014 года N 62 |
требуется актуализация |
Суоярвский муниципальный район | ||
Суоярвское городское поселение |
постановление администрации Суоярвского городского поселения от 17 декабря 2014 года N 236-А |
требуется актуализация |
Вешкельское сельское поселение |
решение Совета Вешкельского сельского поселения от 27 апреля 2012 года N 4 |
требуется актуализация |
Лоймольское сельское поселение |
решение Совета Лоймольского сельского поселения от 3 декабря 2012 года N 192 |
требуется актуализация |
Найстенъярвское сельское поселение |
решение Совета Найстенъярвского сельского поселения VII сессии III созыва от 30 мая 2014 года N 43 |
требуется актуализация |
Поросозерское сельское поселение |
решение Совета Поросозерского сельского поселения от 5 декабря 2012 года N 186 |
требуется актуализация |
По состоянию на 2021 год для 109
городских и сельских поселений
Республики Карелия в части разработки и
актуализации схем теплоснабжения:
98 городских и сельских поселений
имеют централизованные системы
теплоснабжения;
в 11 городских и сельских поселениях
системы централизованного
теплоснабжения отсутствуют, разработка
и утверждение схем теплоснабжения не
требуется;
разработано и утверждено 98 схем
теплоснабжения, что составляет 100% от
общего числа, требующих разработки;
актуальными являются 24 схемы
теплоснабжения;
74 схемы теплоснабжения требуют
актуализации.
По сравнению с 2019 годом количество
схем, требующих актуализации снизилось
на 13 единиц, по сравнению с 2020 годом
ситуация не изменилась.
Данные по основным мероприятиям по
строительству новых и расширению
существующих источников когенерации,
крупных котельных Республики Карелия,
запланированным в схемах теплоснабжения
муниципальных образований, представлены
в таблице 75.
Таблица 75
Мероприятия по строительству новых и
расширению
существующих источников когенерации,
крупных котельных
Республики Карелия, запланированные в
схемах
теплоснабжения муниципальных
образований
Наименование муниципального образования |
Наименование мероприятия согласно материалам схем теплоснабжения |
Параметры источников согласно материалам схем теплоснабжения |
Намечаемый период (год) реализации мероприятия |
1 |
2 |
3 |
4 |
Петрозаводский городской округ | |||
Петрозаводский городской округ Котельная "Сайнаволок" ОАО "ПКС-Тепловые сети" |
строительство новой водогрейной БМК (газ) взамен старой котельной с увеличением мощности |
установленная тепловая мощность - 1 Гкал/ч |
2024 |
Петрозаводский городской округ Котельная ООО "КАРТЭК" |
увеличение
располагаемой мощности котельной с
установкой водогрейного котла мощностью
10 Гкал. |
установленная тепловая мощность - 113 Гкал/ч |
2020-2023 |
Котельная "РЭБ Флота" |
реконструкция (техническое перевооружение) котельной |
установленная тепловая мощность - 26 Гкал/ч |
2018-2020 (выполнено) |
|
увеличение располагаемой мощности котельной с установкой водогрейного котла |
|
2028 |
Костомукшский городской округ | |||
пос. Контокки |
строительство новой водогрейной котельной на биотопливе |
установленная тепловая мощность - 5,15 Гкал/ч |
2020 |
г. Костомукша |
строительство новой водогрейной котельной |
установленная тепловая мощность - 77,4 Гкал/ч |
2025 |
Сортавальский муниципальный район | |||
Вяртсильское городское поселение |
строительство новой газовой водогрейной котельной (вариант развития N 2 согласно схеме) |
установленная тепловая мощность - 5 Гкал/ч |
2028 |
Хелюльское городское поселение |
строительство новой газовой водогрейной котельной пгт Хелюля |
установленная тепловая мощность - 0,55 Гкал/ч |
2020 |
|
строительство новой газовой водогрейной котельной с. Хелюля |
установленная тепловая мощность - 1,25 Гкал/ч |
2020 |
Кондопожский муниципальный район | |||
Кондопожское городское поселение |
строительство новой газовой водогрейной блочно-модульной котельной на ул. Гирвасская |
установленная тепловая мощность - 0,154 Гкал/ч |
2023-2031 |
Кемский муниципальный район | |||
Кемское городское поселение |
строительство новой угольной котельной |
установленная тепловая мощность - 13,76 Гкал/ч |
2020 |
Сегежский муниципальный район | |||
Надвоицкое городское поселение |
строительство новой котельной |
установленная тепловая мощность - 11 Гкал/ч |
2020 |
Лоухский муниципальный район | |||
Лоухское городское поселение |
строительство новой угольной котельной |
установленная тепловая мощность - 17 Гкал/ч |
2021 |
Чупинское городское поселение |
строительство новой водогрейной БМК (газ) ЦПК |
установленная тепловая мощность - 12 Гкал/ч |
2028 |
|
строительство новой водогрейной БМК (газ) ст. Чупа |
установленная тепловая мощность - 1 Гкал/ч |
2028 |
Пряжинский национальный муниципальный район | |||
Эссойльское сельское поселение |
строительство новой БМК N 2, работающей на газообразном топливе в пос. Эссойла |
- |
2020-2021 |
В качестве наиболее частых
предложений по строительству,
реконструкции и техническому
перевооружению источников тепловой
энергии в разработанных схемах
теплоснабжения рассматриваются:
реконструкция источников не
комбинированной выработки с переводом
их на газообразное топливо;
строительство новых
блочно-модульных котельных взамен
существующих источников не
комбинированной выработки в связи с
истечением нормативного срока
эксплуатации последних в случае
экономической обоснованности данного
строительства;
проведение мероприятий по
реконструкции тепловых сетей с
применением современных
теплоизоляционных материалов, установка
блочных тепловых пунктов, внедрение
современных систем учета тепловой
энергии;
замена изношенного основного
оборудования на современное аналогичной
установленной мощности.
4.11. Потребность электростанций и
котельных генерирующих компаний в
топливе
Прогноз потребности
электростанций и котельных генерирующих
компаний в топливе на 2022 год приведен в
соответствии с данными прогнозов
предприятий в таблице 76.
Таблица 76
Потребление топлива электростанциями и
котельными
генерирующих компаний на 2022 год
(прогноз)
Наименование |
Всего, тыс. т.у.т., 2022 год |
В том числе, тыс. т.у.т. | ||||
|
|
Газ |
Мазут |
Дизтопливо |
Уголь |
Прочее топливо |
ПАО "ТГК-1" Петрозаводская ТЭЦ |
523,3 |
515,5 |
7,8 |
|
|
|
АО "Карельский окатыш" |
217,7 |
|
217,7 |
|
|
|
АО "Кондопожский ЦБК" |
490,8 |
490,8 |
- |
|
|
- |
ТЭЦ-1, ТЭЦ 2 АО "Сегежский ЦБК" |
- |
|
- |
|
|
- |
ТЭЦ ООО "РК-Гранд" |
- |
|
- |
|
|
- |
Котельные |
301,1 |
101,5 |
56,1 |
6,3 |
43,8 |
149,5 |
Потребность в топливе ТЭС и
котельных генерирующих компаний
Республики Карелия на 2016-2026 годы
представлена в таблице 77.
Таблица 77
Потребность ТЭС и котельных
генерирующих компаний
в топливе на период до 2026 года
Вид топлива /год |
Всего, т.у.т. |
Газ |
Мазут |
Дизельное топливо |
Уголь |
Прочее топливо | |||||
|
всего |
потребность, т.у.т. |
доля, %% |
потребность, т.у.т. |
доля, %% |
потребность, т.у.т. |
доля, %% |
потребность, т.у.т. |
доля, %% |
потребность, т.у.т. |
доля, %% |
2016 |
595547 |
359578 |
60,4% |
138372 |
23,2% |
3373 |
0,6% |
17300 |
2,9% |
76925 |
12,9% |
2017 |
602550 |
365341 |
60,6% |
137532 |
22,8% |
3336 |
0,6% |
16526 |
2,7% |
79814 |
13,2% |
2018 |
623537 |
382727 |
61,4% |
129811 |
20,8% |
3315 |
0,5% |
16524 |
2,7% |
91160 |
14,6% |
2019 |
631575 |
358076 |
56,7% |
140377 |
22,2% |
3943 |
0,6% |
28763 |
4,6% |
100415 |
15,9% |
2020 |
722863 |
366128 |
50,6% |
177272 |
24,5% |
6043 |
0,8% |
45782 |
6,3% |
127639 |
17,7% |
2021 |
731117 |
378684 |
51,8% |
174826 |
23,9% |
5961 |
0,8% |
44764 |
6,1% |
126882 |
17,4% |
2022 |
731088 |
378684 |
51,8% |
174826 |
23,9% |
5955 |
0,8% |
44752 |
6,1% |
126871 |
17,4% |
2023 |
731051 |
378684 |
51,8% |
174826 |
23,9% |
5955 |
0,8% |
44732 |
6,1% |
126854 |
17,4% |
2024 |
703418 |
360731 |
51,3% |
174826 |
24,9% |
4900 |
0,7% |
39081 |
5,6% |
123880 |
17,6% |
2025 |
703418 |
360731 |
51,3% |
174826 |
24,9% |
4900 |
0,7% |
39081 |
5,6% |
123880 |
17,6% |
2026 |
703418 |
360731 |
51,3% |
174826 |
24,9% |
4900 |
0,7% |
39081 |
5,6% |
123880 |
17,6% |
4.12. Разработка предложений по
переводу на парогазовый цикл
действующих тепловых электростанций
На территории Республики Карелия
более 27% тепловой энергии вырабатывается
котельными. При этом наиболее
эффективными по величине удельного
расхода топлива на отпуск тепловой
энергии (150-160 кг условного топлива на
Гкал) являются котельные, использующие в
качестве топлива природный газ.
Генеральной схемы газификации и
газоснабжения Республики Карелия,
стимулируя перевод котельных на
природный газ.
Так, реализация программы по
газификации районов Северного
Приладожья позволила снизить удельный
расход условного топлива на выработку
тепловой энергии со 198,6 кг.у.т./Гкал в 2010
году до 156,05 кг.у.т./Гкал в 2016 году.
В 2008 году ОАО "ТГК-1" провела
открытый конкурс на разработку проекта
по реконструкции Петрозаводской ТЭЦ.
Перспективным мероприятием по повышению
эффективности когенерации в ОАО "ТГК-1"
был рассмотрен проект реконструкция
станции со строительством парогазовой
установки электрической мощностью 180-210
МВт и тепловой - 160 Гкал/ч, при
максимальном использования имеющихся
коммуникаций и сооружений.
Петрозаводская ТЭЦ является
основным источником электроэнергии и
теплоснабжения г. Петрозаводска,
вырабатывая около трети всей
электроэнергии и 83,8% тепловой энергии,
потребляемой городом.
Вследствие использования
высокоэффективного парогазового цикла
планировалось, что электрический
коэффициент полезного действия будет
увеличен до 52%, а по комбинированной
выработке электрической и тепловой
энергии - вырастет до 89%.
Однако данный проект так и не
реализовался. В актуализированной в 2019
году схеме теплоснабжения
Петрозаводского городского округа
мероприятия по реконструкции
Петрозаводской ТЭЦ и строительство ПГУ
не предусмотрены. По данным проекта
схемы теплоснабжения Петрозаводского
городского округа 2020 года строительство
ПГУ, аналогично, не предусматривается.
4.13. Прогноз развития теплосетевого
хозяйства
На стадии производства тепловой
энергии на территории Республики
Карелия требуется модернизация
большинства теплоисточников.
Физический износ оборудования
котельных составил более 56%, центральных
тепловых пунктов - 53%.
Таблица 78
Характеристика теплосетевого хозяйства
Республики Карелия
за 2020 год и 2021 год
Показатель |
2020 год |
2021 год |
Протяженность тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении, км |
945,8 |
955,4 |
Протяженность тепловых сетей, нуждающихся в замене в двухтрубном исчислении, км |
501,3 |
485,5 |
Протяженность реконструируемых тепловых сетей в двухтрубном исчислении, км |
21,3 |
12,9 |
Общий износ сетей, нуждающихся в
замене, составляет в 2020 году 53% от общей
протяженности и в 2021 году - 50,8%.
Перспектива развития
теплосетевого хозяйства Республики
Карелия в 2020-2035 годах определяется двумя
факторами - инвестиционными проектами в
области теплосетевого строительства и
изменением численности населения.
В настоящее время программы
развития муниципальных районов в
Республике Карелия находятся в стадии
актуализации.
Анализ разработанных схем
показывает, что существенного развития
теплосетевого хозяйства не
предполагается, основное направление на
ближайшие годы - это модернизация
котельных с заменой морально и физически
устаревшего оборудования на
современное.
Часть из них планируется перевести
на природный газ или биотопливо,
постепенно произвести замену
обыкновенных труб на трубы с
пенополиуретановой изоляцией.
В целом по Республике Карелия до 2026
года не планируется увеличения мощности
тепловых источников, поскольку
существующая и планируемая к
вводу/реконструкции теплогенерация
полностью покрывает прогнозируемое
потребление тепловой энергии.
В соответствии с данными,
изложенными в статическом бюллетене
Федеральной службы государственной
статистики Территориального органа по
Санкт-Петербургу и Ленинградской
области "Предположительная численность
населения Санкт-Петербурга и
Ленинградской области до 2035 года" от 17
июня 2019 года, численность населения
Республики Карелия постепенно
уменьшается.
Прогноз численности населения
Республики Карелия представлен в
таблице 79.
Таблица 79
Прогноз численности населения
Республики Карелия
Показатели |
Единица измерения |
2022 год |
2023 год |
2024 год |
2025 год |
2026 год |
Численность населения |
тыс. чел. |
602,5 |
598,5 |
594,3 |
590,1 |
585,9 |
Естественный прирост (убыль) населения |
чел. |
-3705 |
-3944 |
-4056 |
-4178 |
-4200 |
Миграционный прирост (убыль) населения |
чел. |
-280 |
-198 |
-152 |
-81 |
-1 |
В 2026 году при сохранении
существующего уровня рождаемости,
смертности и существующей нулевой
миграции численность населения
Республики Карелия сократится на 20,8 тыс.
человек.
Основной возможной причиной
сокращения численности станет снижение
количества женщин детородного возраста
и сохранение низкого суммарного
коэффициента рождаемости.
Очевидно, что прогнозируемое
снижение численности населения приведет
к снижению тепловой нагрузки Республики
Карелия, поэтому развитие теплосетевого
хозяйства по демографическим причинам в
рассматриваемый период не
прогнозируется.
Исходя из представленной
информации в 2022-2026 годах не
прогнозируется существенного роста
теплосетевого хозяйства Республики
Карелия.
4.14. Объемы электросетевого
строительства и ориентировочные
капиталовложения
В приложении 6 к Программе
приводится информация по необходимым
капиталовложениям для реализации
мероприятий по развитию электрических
сетей напряжением 35 кВ и выше на
территории Республики Карелия,
предусмотренных инвестиционным
программами соответствующих сетевых
компаний: ПАО "ФСК ЕЭС", ПАО "Россети
Северо-Запад", АО "ПСК" (приложение 6,
таблица 1), мероприятий, реализация
которых рекомендована по результатам
расчетов, проведенных в Программе для
базового варианта развития
энергосистемы (приложение 6 к Программе,
таблица 2), и дополнительных к базовому
для умеренно-оптимистического варианта
развития энергосистемы Республики
Карелия (приложение 6 к Программе,
таблица 3).
Оценка объема необходимых
капиталовложений для реализации
указанных мероприятий проведена на
основании следующих документов:
"Сборник укрупненных стоимостных
показателей линий электропередачи и ПС
напряжением 35-1150 кВ для электросетевых
объектов ОАО "ФСК ЕЭС" (утвержденным
приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 9 июля 2012 года N
385);
"Укрупненные стоимостные
показатели линий электропередачи и ПС
напряжением 35-750 кВ" (утвержденным
приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 21 октября 2014
года N 477),
долгосрочная инвестиционная
программа развития (далее - ДИПР) ПАО
"Россети Северо-Запад" на 2018-2023 годы, а
также на основании оценки объема
капиталовложений в объекты-аналоги,
проведенной в подобных работах,
согласованных дочерними компаниями ПАО
"Россети".
Итоговые стоимости мероприятий
(кроме мероприятий, объем
капиталовложений по которым оценен в
проекте ДИПР) приведены на 2020 год и
получены в результате пересчета базовых
цен от 1 января 2001 года с применением
индексов изменения сметной стоимости
оборудования, строительно-монтажных
работ и прочих затрат согласно письмам
Министерства строительства России N
10379-ИФ/09 от 20 марта 2020 года и от 25 февраля
2020 года N 6369-ИФ/09.
Приведенные величины
капиталовложений в мероприятия по
развитию энергосистемы подлежат
уточнению при конкретном
проектировании.
Сроки реализации электросетевого
строительства, приведенные в приложении
6 к Программе, носят рекомендательный
характер и будут уточняться в
зависимости от наличия источника
финансирования.
4.15. Рекомендации по компенсации емкостных токов в сетях 35 кВ
Сети напряжением 35 кВ работают с
изолированной нейтралью и относятся к
сетям с малыми токами замыкания на землю.
Уменьшение тока замыкания на землю с
целью предупреждения перехода
однофазных замыканий в многофазные, а
также для ограничения перенапряжений в
сетях при однофазных замыканиях
достигается установкой заземляющих
дугогасящих реакторов и делением сетей
на изолированно работающие части.
Компенсация емкостных токов
однофазного замыкания на землю
предусматривается для ВЛ 35 кВ на
железобетонных и деревянных опорах при
емкостных токах 10 А и выше.
Величина емкостного тока замыкания
на землю для ВЛ определялась по
формуле:
где:
Iс - емкостной ток замыкания на
землю, А;
Uн - номинальное напряжение линии,
кВ;
L - суммарная протяженность всех
изолированно работающих, электрически
соединенных сетей (независимо от
ведомственной принадлежности) в
нормальном режиме, км;
1,1 - коэффициент, учитывающий
увеличения емкостного тока замыкания на
землю за счет оборудования ПС и
ошиновки.
Предельная суммарная
протяженность электрически соединенных
ВЛ 35 кВ, при которой емкостной ток
замыкания на землю не превышает
допустимый, составляет примерно 90 км.
На ПС 110/35/10 кВ, где протяженность
электрически связанных ВЛ 35 кВ
составляет более 90 км, требуются
мероприятия по компенсации емкостных
токов. В таблице 80 представлены
соответствующие рекомендации по
применяемому устройству и месту его
установки.
Таблица 80
ПС 110/35/10(6) кВ, на которых рекомендуются
мероприятия по компенсации емкостных
токов
ПС |
Емкостной ток замыкания на землю в сетях 35 кВ, А |
Тип рекомендуемого устройства |
ПС 110 кВ Олонец (ПС 41) |
15,7 |
заземляющий резистор |
4.16. Расчеты токов КЗ
Расчеты токов трехфазного и
однофазного КЗ выполнены на 2026 год для
базового варианта развития с целью
выбора вновь устанавливаемого
оборудования РУ 35 кВ и выше и оценки
ориентировочного объема аппаратуры с
несоответствующей отключающей
способностью.
Результаты расчетов токов
трехфазного и однофазного КЗ в сетях 35 кВ
и выше в энергосистеме Республики
Карелия представлены в таблице 81, в
графической форме в приложении 10 к
Программе.
Следует отметить, что отсутствует
информация по установленным
выключателям на ряде ПС. Оценка
соответствия тока КЗ по таким ПС
производилась сравнением токов КЗ с
данными по тока КЗ предыдущих СиПР
Республики Карелия.
Анализ результатов расчетов
показал, что на 2026 год уровень токов КЗ в
сетях 35 кВ и выше не превышает
отключающую способность выключателей,
установленных на ПС, поэтому мероприятий
по приведению в соответствие токов КЗ и
отключающей способности выключателей не
требуется.
Таблица 81
Уровень токов КЗ в электрических сетях
Республики Карелия на период до 2025 года
Наименование подстанции |
Uном, кВ |
Номинальный ток отключения, кА |
2021 год |
2026 год | ||
|
|
|
Максимальный уровень I(3), кА |
Максимальный уровень 3I(0), кА |
Максимальный уровень I(3), кА |
Максимальный уровень 3I(0), кА |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
ПС 330 кВ Лоухи |
330 |
40,0 |
8,3 |
6,7 |
8,3 |
6,7 |
|
110 |
40,0 |
9,3 |
10,0 |
9,3 |
10,0 |
Ондская ГЭС |
220 |
25 |
8,0 |
8,9 |
8,0 |
8,9 |
|
110 |
18,4; 25; 40 |
12,3 |
14,7 |
12,3 |
14,7 |
РП 330 кВ Каменный Бор |
330 |
40,0 |
7,3 |
7,2 |
7,3 |
7,2 |
ПС 330 кВ Петрозаводск |
330 |
20; 31,5 |
7,8 |
7,1 |
7,8 |
7,1 |
|
220 |
31,5 |
9,6 |
9,6 |
9,6 |
9,6 |
ПС 220 кВ Костомукша (ПС 52) |
220 |
40,0 |
2,1 |
2,5 |
2,1 |
2,5 |
|
110 |
20; 25; 31,5; 40; 50 |
3,8 |
5,3 |
3,8 |
5,3 |
ПС 220 кВ Кемь |
220 |
нет данных |
7,8 |
8,0 |
7,8 |
8,0 |
|
110 |
20,0; 40,0 |
8,3 |
9,2 |
8,3 |
9,2 |
|
35 |
50,0 |
2,0 |
- |
2,0 |
- |
РП 220 кВ Сегежа (окт. ж/д) |
220 |
40,0 |
5,9 |
6,1 |
5,9 |
6,1 |
ПС 220 кВ Сегежа тяг (окт. ж/д) |
220 |
нет данных |
5,6 |
5,7 |
5,6 |
5,7 |
ПС 220 кВ Медвежьегорск |
220 |
25,0; 40,0 |
3,9 |
4,3 |
3,9 |
4,3 |
|
110 |
25,0; 40,0 |
1,2 |
1,5 |
1,2 |
1,5 |
ПС 220 кВ Раменцы (Окт. ж/д) |
220 |
нет данных |
3,9 |
3,9 |
3,9 |
3,9 |
ПС 220 кВ Медгора (Окт. ж/д) |
220 |
нет данных |
3,9 |
4,3 |
3,9 |
4,3 |
ПС 330 кВ Кондопога |
330 |
31,5;50 |
6,0 |
5,6 |
6,0 |
5,6 |
|
220 |
40 |
6,7 |
7,8 |
6,7 |
7,8 |
ПС 220 кВ Кондопога (ПС 16) |
220 |
40 |
6,9 |
8,6 |
6,9 |
8,6 |
ПС 220 кВ Нигозеро (Окт. ж/д) |
220 |
40 |
6,5 |
7,4 |
6,5 |
7,4 |
ПС 220 кВ Петрозаводскмаш (ПС 18) |
220 |
нет данных |
7,0 |
7,4 |
7,0 |
7,4 |
ПС 220 кВ КЦБК (ПС 8) |
220 |
нет данных |
6,7 |
7,9 |
6,7 |
7,9 |
|
110 |
нет данных |
3,1 |
3,8 |
3,1 |
3,8 |
ПС 220 кВ Суоярви |
220 |
25,0 |
3,4 |
3,1 |
3,4 |
3,1 |
|
110 |
20,0 |
4,4 |
4,8 |
4,4 |
4,8 |
ПС 220 кВ Древлянка |
220 |
25,0 |
8,3 |
8,1 |
8,3 |
8,1 |
|
110 |
20,0 |
12,9 |
15,0 |
12,9 |
15,0 |
ПС 220 кВ Ляскеля |
220 |
25,0; 50,0 |
2,3 |
2,4 |
2,3 |
2,4 |
|
110 |
25,0; 40,0 |
3,7 |
4,4 |
3,7 |
4,4 |
ПС 220 кВ Сортавальская |
220 |
25,0 |
2,0 |
2,0 |
2,0 |
2,0 |
|
110 |
25,0 |
3,4 |
4,0 |
3,4 |
4,0 |
ПС 110 кВ Полярный круг (ПС 43) (Окт. ж/д) |
110 |
нет данных |
4,0 |
4,0 |
4,0 |
4,0 |
|
35 |
нет данных |
5,8 |
- |
5,8 |
- |
ПС 110 кВ Катозеро (ПС 44) (Окт. ж/д) |
110 |
нет данных |
4,2 |
3,6 |
4,2 |
3,6 |
ПС 110 кВ Чупа (ПС 45) |
110 |
18,4 |
4,6 |
3,9 |
4,6 |
3,9 |
|
35 |
6,6; 10,0 |
2,3 |
- |
2,3 |
- |
ПС 110 кВ Кереть (ПС 46) (Окт. ж/д) |
110 |
нет данных |
5,3 |
4,4 |
5,3 |
4,4 |
ПС 110 кВ Лоухи-тяговая (ПС 47) (Окт. ж/д) |
110 |
нет данных |
9,5 |
10,2 |
9,5 |
10,2 |
ПС 110 кВ Сосновый (ПС 57) |
110 |
- |
2,6 |
1,9 |
2,6 |
1,9 |
ПС 110 кВ Софпорог (ПС 59) |
110 |
- |
1,4 |
1,0 |
1,4 |
1,0 |
ПС 110 кВ Кестеньга (ПС 58) |
110 |
18,4 |
1,7 |
1,3 |
1,7 |
1,3 |
ПС 110 кВ Пяозеро (ПС 56) |
110 |
- |
1,1 |
0,9 |
1,1 |
0,9 |
ПС 110 кВ Энгозеро (ПС 48) (Окт. ж/д) |
110 |
нет данных |
3,4 |
3,6 |
3,4 |
3,6 |
Кривопорожская ГЭС (ГЭС-14) |
220 |
25,0 |
6,9 |
7,7 |
6,9 |
7,7 |
|
35 |
25,0 |
3,5 |
- |
3,5 |
- |
РП 220 кВ Белый Порог |
220 |
25,0 |
4,8 |
4,6 |
5,3 |
5,7 |
Белопорожская МГЭС-1 |
220 |
нет данных |
- |
- |
5,3 |
5,7 |
Белопорожская МГЭС-2 |
220 |
нет данных |
- |
- |
5,3 |
5,7 |
Подужемская ГЭС (ГЭС-10) |
220 |
25,0 |
7,2 |
7,3 |
7,2 |
7,3 |
Путкинская ГЭС (ГЭС-9) |
220 |
31,5 |
8,9 |
10,0 |
8,9 |
10,0 |
|
110 |
31,5 |
7,9 |
8,8 |
7,9 |
8,8 |
РП 330 кВ Борей |
330 |
40,0 |
7,9 |
7,4 |
7,9 |
7,4 |
ПС 110 кВ Кузема (ПС 49) (Окт. ж/д) |
110 |
нет данных |
3,3 |
3,6 |
3,3 |
3,6 |
ПС 110 кВ Беломорск-тяговая (ПС 51) (Окт. ж/д) |
110 |
- |
5,9 |
5,3 |
5,9 |
5,3 |
ПС 110 кВ Беломорск (ПС 12) |
110 |
20,0 |
6,7 |
6,5 |
6,7 |
6,5 |
|
35 |
10,0; 25,0 |
2,7 |
- |
2,7 |
- |
ПС 110 кВ Кемь-тяговая (ПС 50) (Окт. ж/д) |
110 |
нет данных |
8,2 |
8,8 |
8,2 |
8,8 |
ПС 110 кВ Нюхча (ПС 85) (Окт. ж/д) |
110 |
нет данных |
1,2 |
1,4 |
1,2 |
1,4 |
ПС 110 кВ Сумпосад (ПС 84) (Окт. ж/д) |
110 |
нет данных |
2,2 |
1,9 |
2,2 |
1,9 |
Беломорская ГЭС (ГЭС-6) |
110 |
25,0 |
6,4 |
6,6 |
6,4 |
6,6 |
Выгостровская ГЭС (ГЭС-5) |
110 |
25,0 |
6,5 |
7,0 |
6,5 |
7,0 |
Маткож-ненская ГЭС (ГЭС-3) |
110 |
13,2; 18,4; 40,0 |
7,3 |
7,3 |
7,3 |
7,3 |
Палокоргская ГЭС (ГЭС-7) |
110 |
25,0 |
5,9 |
5,3 |
5,9 |
5,3 |
ПС 110 кВ Идель (ПС 61) (Окт. ж/д) |
110 |
нет данных |
6,1 |
5,4 |
6,1 |
5,4 |
ПС 110 кВ НАЗ (ПС 3) |
110 |
нет данных |
11,1 |
11,8 |
11,1 |
11,8 |
ПС 110 кВ Сегежа (ПС 15) |
110 |
20 |
7,2 |
7,6 |
7,2 |
7,6 |
ПС 110 кВ Олений (ПС 14) |
110 |
- |
3,8 |
2,6 |
3,8 |
2,6 |
ПС 110 кВ Ругозеро (ПС 9) |
110 |
20,0 |
1,8 |
1,4 |
1,8 |
1,4 |
ПС 110 кВ Пенинга (ПС 33) |
110 |
- |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
|
35 |
10 |
1,1 |
- |
1,1 |
- |
ПС 110 кВ Ледмозеро (ПС 13) |
110 |
20,0 |
1,2 |
1,3 |
1,2 |
1,3 |
|
35 |
25,0 |
1,1 |
- |
1,1 |
- |
ПС 110 кВ Боровое (ПС 53) |
110 |
20,0 |
1,0 |
1,1 |
1,0 |
1,1 |
Юшкозерская ГЭС (ГЭС-16) |
110 |
52,0 |
1,0 |
1,2 |
1,0 |
1,2 |
ПС 110 кВ Кепа (ПС 54) |
110 |
20,0 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
ПС 110 кВ Калевала (ПС 55) |
110 |
- |
0,6 |
0,6 |
0,6 |
0,6 |
ПС 110 кВ СЦБК (ПС4) |
110 |
- |
7,6 |
8,5 |
7,6 |
8,5 |
ПС 110 кВ Великая Губа (ПС 78) |
110 |
18 |
0,7 |
0,8 |
0,7 |
0,8 |
|
35 |
10,0 |
0,8 |
- |
0,8 |
- |
ПС 110 кВ Челмужи (ПС 38) |
110 |
18 |
0,7 |
0,7 |
0,7 |
0,7 |
|
35 |
10,0 |
0,7 |
- |
0,7 |
- |
ПС 110 кВ Пяльма (ПС 37) |
110 |
20,0 |
0,7 |
0,7 |
0,7 |
0,7 |
ПС 110 кВ Повенец (ПС 77) |
110 |
- |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
|
35 |
10; 12,5 |
0,6 |
- |
0,6 |
- |
ПС 110 кВ Авдеево (ПС 76) |
110 |
20,0 |
0,5 |
0,6 |
0,5 |
0,6 |
|
35 |
10,0 |
0,6 |
- |
0,6 |
- |
ПС 110 кВ Пудож (ПС 36) |
110 |
20,0 |
0,5 |
0,6 |
0,5 |
0,6 |
|
35 |
6,6; 10 |
0,9 |
- |
0,9 |
- |
ПС 110 кВ Каршево (ПС 75) |
110 |
20,0 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
ПС 110 кВ КОЗ (ПС 20) |
110 |
25,0 |
3,7 |
3,6 |
3,7 |
3,6 |
ПС 110 кВ Суна (ПС 22) |
110 |
25,0 |
4,0 |
3,6 |
4,0 |
3,6 |
ПС 110 кВ Сулажгора (ПС 72) |
110 |
20,0 |
11,6 |
12,4 |
11,6 |
12,4 |
Петрозаводская ТЭЦ |
110 |
20,0; 50,0 |
13,0 |
15,4 |
13,0 |
15,4 |
ПС 110 кВ Березовка (ПС 63) |
110 |
25,0 |
3,3 |
3,1 |
3,3 |
3,1 |
ПС 110 кВ Найстенъярви (ПС 35) |
110 |
25,0 |
2,7 |
2,3 |
2,7 |
2,3 |
ПС 110 кВ Поросозеро (ПС 29) |
110 |
25,0;40,0 |
2,1 |
2,1 |
2,1 |
2,1 |
ПС 110 кВ Гимолы (ПС 31) |
110 |
- |
1,4 |
1,2 |
1,4 |
1,2 |
ПС 110 кв Суккозеро (ПС 32) |
110 |
40,0 |
1,1 |
1,0 |
1,1 |
1,0 |
|
35 |
10,0 |
0,8 |
- |
0,8 |
- |
ПС 110 кВ ТБМ (ПС 7) |
110 |
- |
10,8 |
9,7 |
10,8 |
9,7 |
|
35 |
- |
3,4 |
- |
3,4 |
- |
ПС 110 кВ Петрозаводск (ПС 1) |
110 |
25,0 |
7,5 |
6,2 |
7,5 |
6,2 |
ПС 110 кВ Логмозеро (ПС 83) |
110 |
- |
8,0 |
6,7 |
8,0 |
6,7 |
РП 110 кВ Заводская |
110 |
40,0 |
10,5 |
11,0 |
10,5 |
11,0 |
ПС 110 кВ Петрозаводск-тяговая (ПС 11) (Окт. ж/д) |
110 |
- |
10,4 |
10,9 |
10,4 |
10,9 |
ПС 110 кВ Шуя (ПС 21) |
110 |
40,0 |
6,0 |
4,6 |
6,0 |
4,6 |
|
35 |
25 |
3,1 |
- |
3,1 |
- |
ПС 110 кВ Заозерье (ПС 23) |
110 |
- |
4,0 |
3,0 |
4,0 |
3,0 |
|
35 |
10,0 |
1,2 |
- |
1,2 |
- |
ПС 110 кВ Радиозавод (ПС 67) |
110 |
40,0 |
12,5 |
13,8 |
12,5 |
13,8 |
ПС 110 кВ Онего (ПС 71) |
110 |
нет данных |
11,3 |
11,6 |
11,3 |
11,6 |
ПС 110 кВ Кукковка (ПС 66) |
110 |
- |
10,3 |
9,9 |
10,3 |
9,9 |
ПС 110 кВ Авангард (ПС 79) |
110 |
- |
6,9 |
5,5 |
6,9 |
5,5 |
ПС 110 кВ ОТЗ-2 (ПС 68) |
110 |
- |
8,9 |
7,8 |
8,9 |
7,8 |
ПС 110 кВ Прибрежная (ПС 70) |
110 |
- |
7,8 |
6,4 |
7,8 |
6,4 |
Кондопожская ГЭС (ГЭС-1) |
110 |
25,0 |
3,6 |
3,6 |
3,6 |
3,6 |
Пальеозерская ГЭС (ГЭС-2) |
110 |
25,0 |
2,5 |
2,6 |
2,5 |
2,6 |
ПС 110 кВ Станкозавод (ПС 69) |
110 |
20,0 |
8,6 |
7,0 |
8,6 |
7,0 |
|
35 |
10,0 |
3,2 |
- |
3,2 |
- |
ПС 110 кВ Деревянка (ПС 5) |
110 |
20,0 |
4,9 |
3,7 |
4,9 |
3,7 |
|
35 |
10,0 |
1,3 |
- |
1,3 |
- |
РП 110 кВ Ладва (Окт. ж/д) |
110 |
40,0 |
3,4 |
3,5 |
3,4 |
3,5 |
ПС 110 кВ Ладва (ПС 82) (Окт. ж/д) |
110 |
40,0 |
3,4 |
3,5 |
3,4 |
3,5 |
ПС 110 кВ Пай (ПС 6) |
110 |
- |
3,2 |
2,9 |
3,2 |
2,9 |
ПС 110 кВ Ведлозеро (ПС 39) |
110 |
25,0 |
2,6 |
2,0 |
2,6 |
2,0 |
|
35 |
10,0 |
1,8 |
- |
1,8 |
- |
ПС 110 кВ Пряжа (ПС 64) |
110 |
25,0 |
3,3 |
2,5 |
3,3 |
2,5 |
|
35 |
10,0 |
1,2 |
- |
1,2 |
- |
ПС 110 кВ Коткозеро (ПС 40) |
110 |
- |
1,4 |
1,2 |
1,4 |
1,2 |
|
35 |
26,0 |
1,1 |
|
1,1 |
|
ПС 110 кВ Питкяранта (ПС 25) |
110 |
20,0 |
2,9 |
2,9 |
2,9 |
2,9 |
|
35 |
10; 12,5; 25 |
3,1 |
- |
3,1 |
- |
ПС 110 кВ Олонец (ПС 41) |
110 |
20,0 |
1,4 |
1,4 |
1,4 |
1,4 |
|
35 |
10,0 |
1,6 |
- |
1,6 |
- |
ПС 110 кВ Лоймола (ПС 30) |
110 |
40,0 |
2,7 |
2,2 |
2,7 |
2,2 |
ПС 110 кВ Ляскеля (ПС 26) |
110 |
- |
3,2 |
3,5 |
3,2 |
3,5 |
|
35 |
25,0; 6,6 |
1,8 |
- |
1,8 |
- |
ПС 110 кВ Кирьявалахти (ПС 94) |
110 |
20,0 |
3,3 |
3,4 |
3,3 |
3,4 |
|
35 |
12,5 |
1,0 |
- |
1,0 |
- |
ПС 110 кВ Сортавала (ПС 27) |
110 |
20,0; 25,0 |
2,8 |
3,1 |
2,8 |
3,1 |
|
35 |
6,6; 12,5 |
3,7 |
- |
3,7 |
- |
ПС 110 кВ Вяртсиля (ПС 28) |
110 |
10,0 |
1,2 |
1,0 |
1,2 |
1,0 |
|
35 |
10,0 |
1,2 |
- |
1,2 |
- |
ПС 110 кВ Карьерная (ПС 93) |
110 |
20,0 |
2,0 |
1,8 |
2,0 |
1,8 |
|
35 |
10,0 |
0,8 |
- |
0,8 |
- |
ПС 110 кВ Хаапалампи (ПС 95) |
110 |
20,0 |
3,4 |
3,5 |
3,4 |
3,5 |
ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС 34) |
110 |
- |
3,3 |
2,8 |
3,3 |
2,8 |
|
35 |
10,0 |
2,3 |
- |
2,3 |
- |
ПС 35 кВ Тэдино (ПС 22К) |
35 |
- |
1,1 |
- |
1,1 |
- |
ПС 35 кВ Малиновая Варакка (ПС 27К) |
35 |
10,0 |
1,4 |
- |
1,4 |
- |
ПС 35 кВ Плотина (ПС 23К) |
35 |
10,0 |
1,0 |
- |
1,0 |
- |
ПС 35 кВ Белый Порог (ПС 36К) |
35 |
10,0 |
0,8 |
- |
0,8 |
- |
ПС 35 кВ Электро-котельная (ПС 35К) |
35 |
25,0; 10,0 |
3,2 |
- |
3,2 |
- |
ПС 35 кВ Рабочий Остров (ПС 29К) |
35 |
25,0 |
2,5 |
- |
2,5 |
- |
ПС 35 кВ Муезерка (ПС 32К) |
35 |
10,0 |
0,6 |
- |
0,6 |
- |
ПС 35 кВ Баб губа (ПС 28К) |
35 |
25,0 |
1,8 |
- |
1,8 |
- |
ПС 35 кВ БЛДК (ПС 16К) |
35 |
10,0 |
1,8 |
- |
1,8 |
- |
ПС 35 кВ ДОК |
35 |
- |
4,1 |
- |
4,1 |
- |
ПС 35 кВ УМ-220/7 (ПС 25К) |
35 |
10,0 |
3,8 |
- |
3,8 |
- |
ПС 35 кВ Птице-фабрика |
35 |
10,0 |
2,7 |
- |
2,7 |
- |
ПС 35 кВ Попов Порог (ПС 30К) |
35 |
10,0 |
0,5 |
- |
0,5 |
- |
ПС 35 кВ Табойпорог (ПС 31К) |
35 |
10,0 |
0,7 |
- |
0,7 |
- |
ПС 35 кВ Жарниково (ПС 44П) |
35 |
20,0 |
0,5 |
- |
0,5 |
- |
ПС 35 кВ Немино (ТП-901) |
35 |
- |
0,6 |
- |
0,6 |
- |
ПС 35 кВ Сергиево (ПС 28П) |
35 |
10,0 |
0,4 |
- |
0,4 |
- |
ПС 35 кВ Водла (ПС 37П) |
35 |
12,5 |
0,3 |
- |
0,3 |
- |
ПС 35 кВ Пиндуши (ПС 43П) |
35 |
- |
1,6 |
- |
1,6 |
- |
ПС 35 кВ Чебино (ПС 56П) |
35 |
25 |
1,4 |
- |
1,4 |
- |
ПС 35 кВ Пергуба (ПС 40П) |
35 |
10,0 |
1,3 |
- |
1,3 |
- |
ПС 35 кВ Кяппесельга (ПС 27П) |
35 |
25,0 |
0,7 |
- |
0,7 |
- |
ПС 35 кВ Шуньга (ПС 29П) |
35 |
35,5 |
0,5 |
- |
0,5 |
- |
ПС 35 кВ Федотова (ТП-31) |
35 |
- |
0,8 |
- |
0,8 |
- |
ПС 35 кВ Паданы (ПС 55П) |
35 |
10,0 |
0,4 |
- |
0,4 |
- |
ПС 35 кВ Евгора (ТП-922) |
35 |
- |
0,6 |
- |
0,6 |
- |
ТП 35 кВ Кармасельга |
35 |
- |
0,7 |
- |
0,7 |
- |
ПС 35 кВ Рагнукса (ПС 34П) |
35 |
- |
0,6 |
- |
0,6 |
- |
ПС 35 кВ Тумба (ПС 41С) |
35 |
10,0 |
0,5 |
- |
0,5 |
- |
ПС 35 кВ Большой Массив (ПС 33П) |
35 |
6,6 |
0,5 |
- |
0,5 |
- |
ПС 35 кВ Шала (ПС 35П) |
35 |
10,0; 12,5 |
0,6 |
- |
0,6 |
- |
ПС 35 кВ Подпорожье (ПС 58П) |
35 |
10,0 |
0,8 |
- |
0,8 |
- |
ПС 35 кВ Кашино (ПС 59П) |
35 |
12,5 |
0,6 |
- |
0,6 |
- |
ПС 35 кВ Кривцы (ПС 31П) |
35 |
- |
0,6 |
- |
0,6 |
- |
ПС 35 кВ Киково (ПС 30П) |
35 |
- |
0,6 |
- |
0,6 |
- |
ПС 35 кВ Поршта (ПС 36П) |
35 |
- |
0,5 |
- |
0,5 |
- |
ПС 35 кВ Великая Нива (ПС 45П) |
35 |
10,0 |
0,7 |
- |
0,7 |
- |
ПС 35 кВ Толвуя (ПС 23П) |
35 |
25,0 |
0,5 |
- |
0,5 |
- |
ПС 35 кВ Юркостров (ПС 16П) |
35 |
- |
0,8 |
- |
0,8 |
- |
ПС 35 кВ Пялозеро |
35 |
- |
0,8 |
- |
0,8 |
- |
ПС 35 кВ Спасская Губа (ПС 1П) |
35 |
10,0 |
0,6 |
- |
0,6 |
- |
ПС 35 кВ Кончезеро (ПС 2П) |
35 |
10; 12,5 |
0,8 |
- |
0,8 |
- |
ПС 35 кВ Поросозеро (ПС 20С) |
35 |
25,0 |
0,8 |
- |
0,8 |
- |
ПС 35 кВ Мотко (ПС 42С) |
35 |
25,0 |
0,4 |
- |
0,4 |
- |
ПС 35 кВ Лендеры (ПС 43С) |
35 |
- |
0,3 |
- |
0,3 |
- |
ПС 35 кВ БНС |
35 |
- |
2,7 |
- |
2,7 |
- |
ПС 35 кВ ДСК (ПС 3П) |
35 |
25,0; 12,5 |
3,0 |
- |
3,0 |
- |
ПС 35 кВ Лососинное (ПС 38П) |
35 |
10,0 |
1,6 |
- |
1,6 |
- |
ПС 35 кВ Гаражи |
35 |
- |
2,6 |
- |
2,6 |
- |
ПС 35 кВ ЮПЗ (ПС 46П) |
35 |
- |
2,2 |
- |
2,2 |
- |
ПС 35 кВ Птицефабрика |
35 |
12,5 |
2,7 |
- |
2,7 |
- |
ПС 35 кВ Уя (ПС 49П) |
35 |
12,5 |
0,9 |
- |
0,9 |
- |
ПС 35 кВ Педасельга (ПС 22П) |
35 |
10,0 |
1,2 |
- |
1,2 |
- |
ПС 35 кВ Шокша (ПС 24П) |
35 |
10,0 |
0,7 |
- |
0,7 |
- |
ПС 35 кВ Рыбрека (ПС 25П) |
35 |
10,0 |
0,5 |
- |
0,5 |
- |
ПС 35 кВ Пийтсиеки (ПС ВС) |
35 |
25,0 |
1,9 |
- |
1,9 |
- |
ПС 35 кВ Хаутаваара (ПС 18С) |
35 |
- |
1,1 |
- |
1,1 |
- |
ПС 35 кВ Игнойла (ПС 37С) |
35 |
10,0 |
0,9 |
- |
0,9 |
- |
ПС 35 кВ Вешкелица (ПС 19С) |
35 |
- |
0,8 |
- |
0,8 |
- |
ПС 35 кВ Эссойла (ПС 42П) |
35 |
12,5 |
0,6 |
- |
0,6 |
- |
ПС 35 кВ Крошнозеро (ПС 8П) |
35 |
12,5; 10,0 |
1,0 |
- |
1,0 |
- |
ПС 35 кВ Маньга (ПС 5П) |
35 |
10,0 |
0,9 |
- |
0,9 |
- |
ПС 35 кВ Святозеро (ПС 17П) |
35 |
12,5 |
0,897 |
- |
0,897 |
- |
ПС 35 кВ Соломенное (ПС 51П) |
35 |
- |
2,0 |
- |
2,0 |
- |
ПС 35 кВ Мелиоративный (ПС 52П) |
35 |
12,5 |
2,8 |
- |
2,8 |
- |
ПС 35 кВ Тепличный (ПС 57П) |
35 |
12,5 |
2,0 |
- |
2,0 |
- |
ПС 35 кВ Холодильник (ПС 26П) |
35 |
12,5; 10,0 |
1,9 |
- |
1,9 |
- |
ПС 35 кВ Вилга (ПС 9П) |
35 |
10,0 |
1,5 |
- |
1,5 |
- |
ПС 35 кВ Бесовец (ПС 18П) |
35 |
10,0 |
1,4 |
- |
1,4 |
- |
ТП 35 кВ Склады МЧС |
35 |
- |
0,8 |
- |
0,8 |
- |
ПС 35 кВ Половина (ПС 10П) |
35 |
12,5 |
1,1 |
- |
1,1 |
- |
ПС 35 кВ Матросы (ПС 6П) |
35 |
10,0; 12,5 |
0,9 |
- |
0,9 |
- |
ПС 35 кВ Видлица (ПС 13П) |
35 |
26,0; 31; 26,0 |
0,6 |
- |
0,6 |
- |
ПС 35 кВ Рямеля (ПС 44С) |
35 |
12,5 |
1,0 |
- |
1,0 |
- |
ПС 35 кВ Салми (ПС 17С) |
35 |
20 |
1,1 |
- |
1,1 |
- |
ПС 35 кВ Тукса (ПС 14П) |
35 |
26,0 |
1,2 |
- |
1,2 |
- |
ПС 35 кВ Ууксу (ПС 33С) |
35 |
12,5 |
2,9 |
- |
2,9 |
- |
ПС 35 кВ Ладожская (ПС 36С) |
35 |
- |
1,1 |
- |
1,1 |
- |
ПС 35 кВ Леппясилта (ПС 6С) |
35 |
10; 12,5; 20; 25 |
1,6 |
- |
1,6 |
- |
ПС 35 кВ Импилахти (ПС 9С) |
35 |
12,5 |
1,2 |
- |
1,2 |
- |
ПС 35 кВ Харлу (ПС 39С) |
35 |
10; 12,5 |
1,7 |
- |
1,7 |
- |
ПС 35 кВ Хямекоски (ПС 38С) |
35 |
12,5 |
1,5 |
- |
1,5 |
- |
ПС 35 кВ Леппясюрья (ПС 40С) |
35 |
10; 12,5 |
0,8 |
- |
0,8 |
- |
ПС 35 кВ Тохма (ПС 45С) |
35 |
12,5 |
2,5 |
- |
2,5 |
- |
ПС 35 кВ Хелюля (ПС 21С) |
35 |
25,0 |
2,8 |
- |
2,8 |
- |
ПС 35 кВ Приладожская (ПС 46С) |
35 |
20,0 |
2,5 |
- |
2,5 |
- |
ПС 35 кВ Сортавала-Новая (ПС 1С) |
35 |
25,0 |
3,0 |
- |
3,0 |
- |
ТП 35 кВ Алалампи |
35 |
- |
1,2 |
- |
1,2 |
- |
ПС 35 кВ Октябрь (ПС ПС) |
35 |
- |
0,8 |
- |
0,8 |
- |
ПС 35 кВ Искра (ПС 7С) |
35 |
12,5 |
0,7 |
- |
0,7 |
- |
ПС 35 кВ Рускеала (ПС 5С) |
35 |
6,6; 10,0 |
0,7 |
- |
0,7 |
- |
ПС 35 кВ
Кааламо |
35 |
10,0 |
0,7 |
- |
0,7 |
- |
ПС 35 кВ Кааламо (ПС 23С) |
35 |
10; 25,0 |
1,4 |
- |
1,4 |
- |
ПС 35 кВ Туокслахти (ПС 3С) |
35 |
12,5 |
2,6 |
- |
2,6 |
- |
ПС 35 кВ Куокканиеми (ПС 2С) |
35 |
25,0 |
1,2 |
- |
1,2 |
- |
ПС 35 кВ Ихала (ПС 48С) |
35 |
- |
1,5 |
- |
1,5 |
- |
ПС 35 кВ Труд (ПС 15С) |
35 |
10,0 |
1,3 |
- |
1,3 |
- |
ПС 35 кВ Липпола (ПС ПС) |
35 |
16,0; 12,5 |
1,8 |
- |
1,8 |
- |
ТП 35 кВ Фермерское Хозяйство |
35 |
- |
1,2 |
- |
1,2 |
- |
ТП 35 кВ Щебеночный Завод |
35 |
- |
1,0 |
- |
1,0 |
- |
ТП 35 кВ Алхо |
35 |
- |
1,0 |
- |
1,0 |
- |
ПС 35 кВ Тоунан (ПС 10С) |
35 |
- |
0,7 |
- |
0,7 |
- |
ПС 35 кВ
Элисенваара |
35 |
- |
0,8 |
- |
0,8 |
- |
ПС 35 кВ Кубово (ПС 32П) |
35 |
10,0; 12,5 |
0,5 |
- |
0,5 |
- |
4.17. Анализ баланса реактивной
мощности энергосистемы Республики
Карелия
Для определения объема необходимых
средств компенсации реактивной мощности
составлен баланс реактивной мощности в
энергосистеме Республики Карелия на 2026
год для базового варианта развития.
Результаты расчета баланса реактивной
мощности в табличном виде для
характерных режимов на этап 2026 года
представлены в таблице 82.
Анализ баланса реактивной мощности
в электрической сети энергосистемы
Республики Карелия на 2026 год показал, что
баланс реактивной мощности складывается
с избытком (п/п 4), ввод дополнительных
устройств компенсации реактивной
мощности не требуется.
Таблица 82
Баланс реактивной мощности в сети 35-330
кВ
энергосистемы Республики Карелия на
этап 2026 года
N п/п |
Наименование |
Зима максимум |
Зима минимум |
Лето максимум |
Лето минимум +17 (о)С |
Паводок +10 (о)С | |||
|
|
+5 (о)С |
-30 (о)С |
+5 (о)С |
-30 (о)С |
+17 (о)С |
+25 (о)С |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1. |
Реактивная мощность нагрузки, Мвар |
382 |
444 |
349 |
412 |
362 |
362 |
316 |
435 |
2. |
Потери в ЛЭП, Мвар |
267,34 |
283,75 |
330,86 |
322,13 |
243,58 |
243,58 |
283,61 |
168,89 |
|
ЛЭП 330 кВ |
186,35 |
190,96 |
247,96 |
231,14 |
169,35 |
169,35 |
214,99 |
70,73 |
|
ЛЭП 220 кВ |
61,82 |
72,05 |
62,65 |
71,36 |
59,4 |
59,4 |
53,83 |
74 |
|
ЛЭП 110 кВ |
17,03 |
17,7 |
18,72 |
17,52 |
13,51 |
13,51 |
14,04 |
22,12 |
|
ЛЭП 35 кВ |
2,14 |
3,04 |
1,53 |
2,11 |
1,32 |
1,32 |
0,75 |
2,04 |
3. |
Потери в трансформаторах, Мвар |
137,27 |
166,72 |
117,58 |
133,7 |
121,27 |
121,27 |
107,36 |
178,12 |
|
Трансформаторы 330 кВ |
15,77 |
23,58 |
10,11 |
14,36 |
16,03 |
16,03 |
14,16 |
22,89 |
|
Трансформаторы 220 кВ |
51,46 |
60,65 |
49,31 |
54,65 |
50 |
50 |
45,81 |
80,34 |
|
Трансформаторы 110 кВ |
66,29 |
77,25 |
55,65 |
61,32 |
52,87 |
52,87 |
46,14 |
70,96 |
|
Трансформаторы 35 кВ |
3,75 |
5,24 |
2,51 |
3,37 |
2,37 |
2,37 |
1,25 |
3,93 |
4. |
Реактивная мощность, передаваемая в прилегающую сеть, Мвар |
31,91 |
37,5 |
-22,48 |
-12,24 |
50,01 |
50,01 |
22,04 |
61 |
5. |
Генерируемая реактивная мощность, Мвар <*> |
-364,79 |
-312,84 |
-394,99 |
-371,68 |
-344,32 |
-344,32 |
-309,09 |
-320,31 |
|
БСК 110 кВ |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
Реакторы 330 кВ |
-364,79 |
-312,84 |
-394,99 |
-371,68 |
-344,32 |
-344,32 |
-309,09 |
-320,31 |
6. |
Генерируемая реактивная мощность станций, Мвар |
189,09 |
253,71 |
178,73 |
243,55 |
133,96 |
133,96 |
42,77 |
172,04 |
7. |
Зарядная мощность ЛЭП, Мвар |
994,22 |
991,09 |
991,22 |
983,72 |
987,21 |
987,21 |
995,34 |
991,28 |
|
ЛЭП 330 кВ |
720,09 |
720,32 |
716,8 |
713,56 |
713,18 |
713,18 |
718,56 |
718,87 |
|
ЛЭП 220 кВ |
171,02 |
169,31 |
171 |
168,32 |
169,67 |
169,67 |
171,87 |
169,57 |
|
ЛЭП 110 кВ |
103,11 |
101,46 |
103,42 |
101,84 |
104,36 |
104,36 |
104,91 |
102,84 |
|
ЛЭП 35 кВ |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
8. |
Итого потребляемая реактивная мощность (п. 1-4), Мвар |
818,52 |
931,97 |
774,96 |
855,59 |
776,86 |
776,86 |
729,01 |
843,01 |
9. |
Итого генерируемая реактивная мощность (п. 5-7), Мвар |
818,52 |
931,97 |
774,96 |
855,59 |
776,86 |
776,86 |
729,01 |
843,01 |
10. |
Баланс реактивной мощности (п. 8-9), Мвар |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
<*> Знак "+" означает выработку
реактивной мощности, знак "-" означает
потребление реактивной мощности КУ.
4.18. Мероприятия по
энергоэффективности, снижению уровня
потерь электроэнергии
Программа энергосбережения и
повышения энергетической эффективности
сетевых организаций включает в себя
мероприятия, которые имеют "прямые"
эффекты в виде повышения энергетической
эффективности, а также учитывает
"сопутствующий" эффект в виде снижения
потерь электроэнергии, получаемый в
результате реализации иных
производственных программ (программы
перспективного развития систем учета
электроэнергии на розничном рынке
электроэнергии, программы реновации
(технического перевооружения и
реконструкции), программы повышения
надежности). Мероприятия в области
энергосбережения и повышения
энергетической эффективности с "прямыми"
эффектами включают:
мероприятия, направленные на
снижение потерь электроэнергии;
мероприятия, направленные на
снижение расхода энергетических
ресурсов (электроэнергии, тепловой
энергии) и воды на хозяйственные нужды
зданий
административно-производственного
назначения;
мероприятия, направленные на
снижение расхода моторного топлива
автотранспортом и спецтехникой.
Мероприятия с "прямыми" эффектами
включают как организационные
(беззатратные), так и технические
мероприятия. В состав организационных
мероприятий, направленных на снижение
потерь электроэнергии включаются:
выявление безучетного
электропотребления;
оптимизация мест размыкания
контуров электрических сетей;
оптимизация рабочих напряжений в
центрах питания радиальных
электрических сетей;
отключение в режимах малых
нагрузок трансформаторов на подстанциях
с двумя и более трансформаторами;
отключение трансформаторов на
подстанциях с сезонной нагрузкой;
выравнивание нагрузок фаз в
электросетях;
снижение расхода электроэнергии на
собственные нужды подстанций;
приведение состояния контактов и
контактных соединений ПС в соответствие
с требованиями нормативно-технической
документации по всем ПС, применение
электропроводящей смазки для
контактов.
В состав технических мероприятий,
направленных на снижение потерь
электроэнергии (в том числе снижение
потребления электроэнергии на
хозяйственные нужды), включается
оснащение автоматикой систем отопления
и освещения помещений ПС, в том числе
систем обогрева маслонаполненного
оборудования.
Мероприятия с "сопутствующим"
эффектом энергосбережения. Данные
мероприятия реализуются в рамках иных
целевых программ и направлены, в первую
очередь, на развитие электрической сети,
повышение надежности электроснабжении
потребителей, повышение доступности
сетевой инфраструктуры в целях
технологического присоединения, а также
создание информационно-измерительных
комплексов по учету электроэнергии.
Указанные мероприятия можно отнести к
следующим целевым программам:
техническое перевооружение,
реконструкция и новое строительство;
программа развития средств учета и
контроля электроэнергии;
прочие мероприятия:
мероприятия, реализуемые в рамках
программы развития средств учета и
контроля электроэнергии (система
мониторинга потерь, установка
электросчетчиков учета на границах
балансовой и эксплуатационной
ответственности и т.д.)
техническое перевооружение и
реконструкция, новое строительство
(замена проводов на перегруженных
линиях, замена перегруженных, установка
и ввод в работу дополнительных силовых
трансформаторов на эксплуатируемых
подстанциях);
установка энергосберегающих ламп в
целях снижения энергопотребления на
собственные нужды;
установка и ввод в работу АРНТ;
внедрение активно-адаптивных сетей
на основе Scada OMS/DMS (регулирование
напряжения);
внедрение средств компенсации
реактивной мощности (далее - СКРМ);
выравнивание нагрузок фаз в
электрических сетях 6-10 кВ путем
установки трансформаторов с соединением
вторичной обмотки по схеме "Зигзаг".
Снижение потерь электроэнергии в
сетях 35-110 кВ Карельского филиала ПАО
"Россети Северо-Запад" также произойдет
за счет замены ненагруженных
трансформаторов на трансформаторы
меньшей мощности.
4.19. Мероприятия по повышению надежности электрических сетей 35 кВ и выше
В соответствии с письмом
Карельского филиала ПАО "Россети
Северо-Запад" в Республике Карелия
действует Программа повышения
надежности электрических сетей на
территории Республики Карелия до 2025
года, которая включает в себя следующие
мероприятия:
замена провода на СИП на линиях 6-10
кВ;
замена опор ВЛ 35-110 кВ.
Замена опор ВЛ проводится с целью
приведения характеристики ВЛ к
современным техническим требованиям,
направленного на повышение надежности
электроснабжения потребителей и
снижение аварийности;
замена выключателей 6-10 кВ на
вакуумные с комплектами РЗА, ТТ на ПС 35-110
кВ.
Причинами необходимости
проведения данных мероприятий является
превышение нормативного срока
эксплуатации или отсутствие защит.
Расширение в рамках учений.
Установка дизельных
электростанций (далее - ДЭС) на тупиковых
ПС 35-110 кВ.
Установка ДЭС требуется для
обеспечения бесперебойного
электроснабжения потребителей (частые
отключения питающих ВЛ 35 кВ в ремонтный
период, большое время прибытия на ПС,
удаленность от ЦП, труднодоступная
местность).
Установка ДЭС на тупиковых ВЛ 6-10
кВ.
Телемеханизация ПС 35-110 кВ.
Установка ОМП на ПС 35-110 кВ.
Установка ОМП на ПС 35-110 кВ позволит
сократить время на отыскание места
повреждения ВЛ и на устранение
технологического нарушения.
Централизация системы оперативно
технического управления (далее - ОТУ) на
базе центра управления системы (далее -
ЦУС).
Сводная информация,
характеризующая данные мероприятия,
представлена в таблице 83.
Таблица 83
Мероприятия по повышению надежности
электрических сетей 35 кВ и выше
Наименование объекта |
Физические объемы |
Стоимость,
млн. руб. | |||
|
шт. |
км |
МВА |
га |
|
Итого |
131 |
837,74 |
0,3 |
141,25 |
2796,89 |
Замена провода на СИП на линиях 6-10 кВ |
0 |
794,92 |
0,0 |
0,0 |
1752,03 |
Замена опор ВЛ 35-110 кВ |
93 |
42,82 |
0,0 |
141,25 |
424,42 |
Замена выключателей 6-10 кВ на вакуумные с комплектами РЗА, ТТ на ПС 35-110 кВ |
28 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
605,41 |
Установка ДЭС на тупиковых ПС 35-110 кВ |
3 |
0,0 |
0,3 |
0,0 |
7,79 |
Телемеханизация ПС 35 - 110 кВ |
1 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,95 |
Централизация системы ОТУ на базе ЦУС |
6 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
6,29 |
4.20. Разработка предложений по
развитию сетей населенных пунктов
Республики Карелия не обеспеченных
энергоснабжением, а также районов,
испытывающих дефицит свободной
электрической мощности
Особенностью энергосистемы
Республики Карелия является весьма
низкая плотность населения на больших
территориях и наличие населенных
пунктов, изолированных от
централизованного электроснабжения и
имеющих слабые транспортные связи с
промышленно развитыми районами.
В таких удаленных населенных
пунктах с крайне дорогим
энергоснабжением работают
изолированные источники малой генерации
в основном на ископаемых видах топлива.
Компания АО "ПСК" занимается
эксплуатацией, ремонтом, реконструкцией
и развитием электрических сетей в
Республике Карелия, производством
электроэнергии (ДГУ) в территориально
обособленных сетях в с. Реболы, пос.
Валдай, пос. Вожмозеро, пос. Кимоваара,
пос. Войница, дер. Полга, дер. Линдозеро и
дер. Юстозеро, и осуществляет
технологическое присоединение к
обслуживаемым электросетям (таблица 84).
Таблица 84
Список удаленных населенных пунктов,
энергоснабжение которых
осуществляется
от ДГУ на территории Республики Карелия
N п/п |
Месторасположение ДЭС |
Количество ДГУ |
Тип ДГУ |
Ном мощность (кВт) |
1. |
ДЭС Валдай |
4 |
Cummins C500D5 |
400 |
|
|
|
Cummins C500D5 |
400 |
|
|
|
Cummins C500D5е |
400 |
|
|
|
Cummins C500D5E |
440 |
2. |
ДЭС Полга |
3 |
SDMO J88K |
64 |
|
|
|
AKSA AJD 90 |
64 |
|
|
|
AKSA AJD 75 |
54 |
3. |
ДЭС Вожмозеро |
2 |
SDMO Pacific T16 |
11,6 |
|
|
|
SDMO Pacific T16 |
11,6 |
4. |
ДЭС Реболы |
3 |
Cummins C500D5 |
400 |
|
|
|
Cummins C 550 D5 |
440 |
|
|
|
Cummins C 550 D5E |
440 |
5. |
ДЭС Кимоваара |
3 |
AKSA AJD 45 |
32 |
|
|
|
SDMO Montana J66 |
48 |
|
|
|
SDMO J44К |
32 |
6. |
ДЭС Войница |
2 |
SDMO J66К |
48 |
|
|
|
AKSA AJD 45 |
32 |
7. |
ДЭС Юстозеро |
1 |
АД-16С |
16 |
8. |
ДЭС Линдозеро |
1 |
AKSA AJD 33 |
22,4 |
По данным АО "ПСК" срок эксплуатации
ДГУ, расположенных в данных населенных
пунктах, составляет в среднем 90 месяцев,
общее техническое состояние
оборудования находится в
удовлетворительном состоянии. В ряде
населенных пунктов обновляется
оборудование, в пос. Вожмозеро, с. Реболы,
пос. Кимоваара, дер. Юстозеро установлены
ДГУ с годами выпуска 2016-2017 годы.
Однако стоит отметить, что в целом
источники малой мощности, как правило,
имеют низкие технико-экономические
показатели, себестоимость производства
электроэнергии в несколько раз выше, чем
в среднем по системам
электроснабжения.
Предложения по развитию сетей
населенных пунктов Республики, не
обеспеченных энергоснабжением, а также
районов, испытывающих дефицит свободной
электрической мощности:
повышение энергоэффективности,
данный вопрос рассмотрен в разделе 4.18,
замена устаревших ДЭС на
современные установки с более высоким
КПД,
применение энергоисточников на
базе ВИЭ, к числу которых относятся
ветер, малые реки, биомасса, солнце,
геотермальная энергия и энергия
приливов. Данный вопрос рассмотрен в
разделе 4.6,
строительство мини-ТЭЦ на местных
видах топлива или газе.
АГЭУ установлены в 5 поселках:
пос. Вожмозеро (Валдайское сельское
поселение, Сегежский район) - 32 солнечные
панели (производитель АО "Рязанский
завод металлокерамических приборов"),
каждая мощностью 260 Вт с учетом КПД (15-16%) -
вырабатываемая панелями общая мощность
в солнечный день может достигать 8320 Вт.,
контроллеры "ECO Энергия МРРТ Pro 200/100" (ООО
"МикроАРТ", Россия), 16 аккумуляторов
производства фирмы "Hoppecke" (Solar bloc 12V 135 Ah,
Германия). Батарея может накапливать до
2160 А/ч. При разряде до 50% такая батарея в
состоянии выдать по трем фазам около 12 500
Вт.ч энергии, инверторы "МАП Hybrid 48Вx3кВт"
(ООО "МикроАРТ", Россия), преобразующие
прямой ток в переменный - 220Вx50Гц;
дер. Линдозеро (Кондопожский район)
- 24 солнечные панели, мощностью 260 Вт
(RZMP-260-M), максимальная вырабатываемая
мощность 6240 Вт, 8 Аккумуляторов, емкость
150 Ач "Solar bloc 12V 150 Ah, Hoppecke", общая выработка
при 50% разряде - 7200 Вт.ч, 3 Инвертора "МАП
Hybrid 48x3, производства ООО "МикроАРТ", 2
Контроллера солнечных батарей ECO Энергия
МРРТ Pro 200/100, ООО "МикроАРТ", ПАК "Малина"
ООО "МикроАРТ";
дер. Юстозеро (Кондопожский район) -
12 солнечных панелей, мощность 260 Вт
(RZMP-260-M), максимальная вырабатываемая
мощность - 3120 Вт, 16 Аккумуляторов, Solar bloc 6V
200 Ah, Hoppecke - общая выработка при 50% разряде
- 9600 Вт.ч, 3 Инвертора "МАП Hybrid 48х3,
производства ООО "МикроАРТ", Один
Контроллер солнечных батарей ECO Энергия
МРРТ Pro 200/100, ООО "МикроАРТ", ПАК "Малина"
ООО "МикроАРТ";
пос. Кимоваара (Лендерское сельское
поселение, Муезерский район) - 80
солнечных панелей, мощность 260 Вт (RZMP-260-M),
а также 40 солнечных панелей 270 Вт (ТСМ-270А,
АО "ТЕЛЕКОМ-СТВ") максимальная
вырабатываемая мощность может достигать
31 600 Вт, 40 аккумуляторов, "Solar bloc 6V 250 Ah",
"Hoppecke", общая выработка при 50% разряде - 30
000 Вт.ч, 3 инвертора "МАП Hybrid 48x6" (48Вx6 кВт),
производства ООО "МикроАРТ",
контроллеров солнечных батарей "ECO
Энергия МРРТ Pro 200/100", ООО "МикроАРТ", ПАК
"Малина" ООО "МикроАРТ";
пос. Войница (Луусалмское сельское
поселение, Калевальский район) - 48
солнечных панелей, мощность 260 Вт (RZMP-260-M),
соответственно максимальная
вырабатываемая мощность может достигать
12 480 Вт, 2 аккумулятора "Solar bloc 6V 250 Ah", "Hoppecke",
общая выработка при 50% разряде - 24 000 Вт.ч, 3
инвертора "МАП Hybrid 48х9" (48Вx9кВт),
производства ООО "МикроАРТ", 3
контроллера солнечных батарей "ECO
Энергия МРРТ Pro 200/100", ООО "МикроАРТ",
Программно-аппаратный комплекс "Малина"
ООО "МикроАРТ".
На территории Республики Карелия 139
котельных функционируют на дровах, в
половине муниципальных образований
действуют котельные на щепе. В 2012 году
мазутная котельная в с. Вешкелица
Суоярвского муниципального района была
перестроена в биотопливную котельную
мощностью 4 Гкал/ч. Переход на
возобновляемые виды топлива планируется
на территориях, где газификация признана
нецелесообразной, перевод возможен лишь
при условии гарантированных стабильных
поставок топлива в течение многих лет. К
2019 году должны быть построены две новые
котельные на щепе в Медвежьегорском
муниципальном районе мощностью 6,45 Гкал/ч
каждая, котельная на кородревесных
отходах в Лоухском муниципальном районе
мощностью 10,3 Гкал/ч, котельная на щепе
мощностью 4,3 Гкал/ч в Калевальском
национальном муниципальном районе и
крупная котельная на древесных отходах
мощностью 55 Гкал/ч в г. Сегеже.
4.21. Развитие Арктики
Арктическая зона Российской
Федерации природно-экономическими,
демографическими и иными условиями
значительно отличается от других
регионов Российской Федерации и имеет
свои отличительные черты. Особенностями
Арктической зоны являются, прежде всего,
экстремальные природно-климатические
условия, характеризующиеся низкими в
течение всего года температурами
окружающего воздуха, сильными ветрами,
продолжительной полярной ночью и
другими факторами.
В соответствии с Указом Президента
Российской Федерации от 27 июня 2017 год N 287
"О внесении изменений в Указ Президента
Российской Федерации от 2 мая 2014 года N 296
"О сухопутных территориях Арктической
зоны Российской Федерации" к Арктической
зоне Российской Федерации отнесены
территории следующих муниципальных
образований Республики Карелия:
Беломорский муниципальный район,
Лоухский муниципальный район и Кемский
муниципальный район.
Ключевыми факторами, оказывающими
влияние на социально-экономическое
развитие Арктической зоны Российской
Федерации, являются:
а) экстремальные
природно-климатические условия, включая
низкие температуры воздуха, сильные
ветры и наличие ледяного покрова на
акватории арктических морей;
б) очаговый характер
промышленно-хозяйственного освоения
территорий и низкая плотность
населения;
в) удаленность от основных
промышленных центров, высокая
ресурсоемкость и зависимость
хозяйственной деятельности и
жизнеобеспечения населения от поставок
из других регионов Российской Федерации
топлива, продовольствия и товаров первой
необходимости;
г) низкая устойчивость
экологических систем, определяющих
биологическое равновесие и климат Земли,
и их зависимость даже от незначительных
антропогенных воздействий.
В Кемском муниципальном районе ООО
"НГБП" ведет строительство МГЭС
"Белопорожская ГЭС-1" и МГЭС
"Белопорожская ГЭС-2" установленной
мощностью 2x24,9 МВт на реке Кемь. Станции
конструктивно представляют собой два
здания ГЭС, использующих одну плотину, и
являются второй ступенью Кемского
каскада ГЭС. Для выдачи мощности МГЭС
"Белопорожская ГЭС-1" и МГЭС
"Белопорожская ГЭС-2" в 2019 год построен РП
220 кВ Белый Порог с подключением к
электрической сети 220 кВ за счет
строительства заходов длиной примерно 7,5
км и врезкой в ВЛ 220 кВ Кривопорожская ГЭС
- Костомукша N 1, 2 с образованием четырех
линий 220 кВ: ВЛ 220 кВ Кривопорожская ГЭС -
Белый Порог N 1, ВЛ 220 кВ Кривопорожская
ГЭС - Белый Порог N 2, ВЛ 220 кВ Белый Порог -
Костомукша N 1 и ВЛ 220 кВ Белый Порог -
Костомукша N 2. Мероприятие реализовано в
2019 году. Ввод ГЭС в эксплуатацию
планируется в 2022 году.
Перечень мероприятий по
утвержденным инвестиционным программам
развития Арктической зоны представлен в
таблице 85.
Перечень мероприятий с утвержденными
источниками
финансирования в сетях 35 кВ и выше
Арктической
зоны Республики Карелия
N п/п |
Наименование объекта |
Срок ввода в эксплуатацию |
Технические показатели |
Примечание |
Обоснование необходимости реализации проекта |
Организация, осуществляющая реализацию мероприятий | ||
|
|
|
МВА |
км |
Марка и сечение провода |
|
|
|
Лоухский муниципальный район | ||||||||
1. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Катозеро - Чупа (Л-151) с заменой деревянных опор на металлические, провода и грозотроса, расширением трассы ВЛ по всей длине" длина линии 10,224 км, расширение трассы 30,83 Га |
2026-2027 <*> |
|
10,224 |
АС-185/29 |
замена деревянных опор на металлические и замена провода с АС-185 на провод АС-185/29 для повышения надежности железнодорожного транзита и электроснабжения потребителей |
письмо Карельского филиала ПАО "Россети Северо-Запад" от 22 апреля 2022 года N МР2/3/135-14/3323 |
ПАО "Россети Северо-Запад" |
Кемский муниципальный район | ||||||||
2. |
Реконструкция ВЛ 35кВ Кривой порог - Белый Порог (Л 50к) с заменой 93 опор, 8,288 км провода, 3,397 км грозотроса и расширением просек 46 га |
2024 |
|
8,288 |
АС-95/16 |
замена 93 опор, 8,288 км провода, 3,397 км грозотроса и расширением просек 46 га |
акт технического осмотра от 9 августа 2017 года; высокий технический износ существующего объекта |
ПАО "Россети Северо-Запад" |
<*> Поэтапный ввод объекта.
4.22. Предложение по внедрению
инновационных мероприятий
Основными нормативно-правовыми
актами для подготовки предложений по
внедрению инновационных мероприятий
являются:
распоряжение Правительства
Российской Федерации от 8 декабря 2011 года
N 2227-р "Об утверждении стратегии
инновационного развития Российской
Федерации на период до 2020 года";
распоряжение Правительства
Российской Федерации от 3 апреля 2013 года N
511-р "Об утверждении стратегии развития
электросетевого комплекса Российской
Федерации";
распоряжение Правительства
Российской Федерации от 3 июля 2014 года N
1217-р "Об утверждении плана мероприятий
("дорожную карту") "Внедрение
инновационных технологий и современных
материалов в отраслях
топливно-энергетического комплекса" на
период до 2018 года";
распоряжение Правительства
Российской Федерации от 17 января 2019 года
N 20-р "Об утверждении плана "Трансформация
делового климата" и признании
утратившими силу актов Правительства
Российской Федерации;
распоряжение Правительства
Российской Федерации от 9 июня 2020 года N
1523-р "Об утверждении энергетической
стратегии Российской Федерации на
период до 2035 года".
Одним из направлений развития, в
том числе электроэнергетического
комплекса, является применение
инновационных решений и технологий.
Правительством Российской Федерации
взят курс на модернизацию экономики
страны и переход от экстенсивного
сценария развития отраслей производства
к инновационному.
Внедрение и применение
инновационного решения на объектах
субъектов электроэнергетики
осуществляется через исполнение
ремонтных и инвестиционных программ. На
перспективу до 2026 года
предусматривается внедрение стальных
многогранных опор.
Для оптимизации степени загрузки
недозагруженных центров питания
предлагается рассмотреть вариант
использования трансформаторов отбора
мощности (производства АО
"Уралэлектротяжмаш") непосредственно от
сети 110 кВ мощностью до 250 кВА с
напряжением обмотки нн 220, 380 В взамен
существующих силовых трансформаторов.
Данные трансформаторы представляют
собой трансформаторы напряжения большой
мощности, основное отличие их от
измерительных трансформаторов
напряжения - наличие вторичной обмотки
повышенной мощности с номинальным
напряжением 220, 380 В.
Трансформаторы напряжения высокой
мощности изготавливаются на основе
конструктивных решений и многолетнего
опыта изготовления на УЭТМ (АО
"Уралэлектротяжмаш") элегазовых
измерительных трансформаторов
напряжения ЗНГ-УЭТМ, что позволило
достичь следующих основных достоинств:
трансформаторы взрыво- и
пожаробезопасны, так как в качестве
главной изоляции применяются инертный
негорючий газ или смесь газов;
низкий уровень утечек не более 0,2%
от общей массы в год;
отсутствие внутренней твердой
изоляции, работающей под высоким
потенциалом, что исключает
возникновение частичных разрядов,
позволяет не проводить периодические
проверки и испытания изоляции в течение
всего срока службы.
Трансформатор практически не
обслуживаемый. Применение газовой
изоляции с низким уровнем утечек, а также
надежных, с большим сроком службы
комплектующих, практически исключает
необходимость регламентных работ и
обеспечивает эксплуатацию без
обслуживания при среднем сроке службы 40
лет.
Рассмотрим данное решение на
примере ПС 110 кВ Кепа (ПС 54). На ПС
установлен один трансформатор мощностью
2,5 МВА, загрузка по S составит на 2026 год 208
кВА или 8,32%. Мощность трансформатора 2,5
МВА является минимально возможной на
напряжение 110 кВ среди типовых решений.
При использовании трансформаторов
отбора мощности 250 кВА загрузка
трансформатора по S составит 83,2%. Следует
отметить, что у данного оборудования
напряжение обмоток НН составляет 380 В,
потребители расположены удаленно от ПС,
следовательно, потребуется установка
одного силового трансформатора 0,4/10 кВ,
присоединяемого к существующему РУ 10 кВ
ПС.
Аналогичное решение может быть
принято для следующих недозагруженных
центров питания:
ПС 35 кВ Таунан (ПС-10С);
ПС 35 кВ Туокслахти (ПС-3С);
ПС 35 кВ Мотко (ПС-42С);
ПС 35 кВ Амбарный (ПС-24К);
ПС 110 кВ Кепа (ПС-54);
ПС 110 кВ Сосновый (ПС-57);
ПС 110 кВ Софпорог (ПС-59);
ПС 35 кВ Великая Нива (ПС-45П);
ПС 110 кВ Пай (ПС-6);
ПС 110 кВ Каршево (ПС-75).
4.23. Создание цифровой сети
4.23.1. Общие требования. Определения
В рамках объявленного ПАО "Россети"
курса на создание цифровой
трансформации электрической сети
разработаны мероприятия по цифровизации
сети.
Цифровая сеть - совокупность
объектов электросетевого комплекса,
ключевыми факторами эффективного
управления которыми являются данные в
цифровом виде, обработка больших объемов
и использование результатов анализа
которых позволяет существенно повысить
эффективность деятельности
электросетевых компаний, доступность и
качество их услуг для потребителей.
Цифровая сеть соответствует
критериям:
наблюдаемость параметров системы и
режима работы всех элементов
электросетевого комплекса;
интеллектуальный учет
электроэнергии;
управляемость электросетевого
комплекса в режиме реального времени
посредством цифровых систем связи и
оборудования, обеспечивающего поддержку
протоколов, утвержденных стандартами
международной электротехнической
комиссии (МЭК);
самодиагностика и способность к
самовосстановлению после сбоев в работе
отдельных элементов;
интеллектуальное, адаптивное
управление режимом работы
электросетевого оборудования с учетом
режимов потребления электроэнергии.
4.23.2. Мероприятия по цифровизации
В качестве мероприятий по созданию
цифровой сети в филиале ПАО "Россети
Северо-Запад" запланирована реализация
цифровой радиосвязи DMR в ПО ЗКЭС.
Преимуществами цифровых
радиостанций стандарта DMR является:
Высокое качество речи. Цифровые
радиостанции обеспечивают очень высокое
качество речи за счет цифровой обработки
сигналов.
Низкое энергопотребление. Цифровые
радиостанции DRM потребляют на 40% меньше
энергии, чем аналоговые. Это объясняется
тем, что радиостанция DMR-стандарта
передают несущую только в определенные
моменты времени (таймслоты).
Возможность передавать не только
речевую информацию. Радиостанции DMR
могут передавать текстовые сообщения,
данные телеметрии, географические
координаты и т.д.
Возможность работы как в цифровом,
так и в аналоговом режиме. Современные
радиостанции DMR-стандарта способны
работать как в аналоговом так и в
цифровом режиме. Это позволяет
осуществить переход на цифровые виды
связи постепенно, не меняя все
абонентские радиостанции и базовое
оборудование одновременно.
Работа одновременно двум группам
на одном частотном канале (экономия
частотных ресурсов). Так как цифровая
связь DMR обеспечивает передачу несущей
по таймслотам (передача осуществляется
только 50% времени), то на одной частоте
можно работать двум группам абонентов
одновременно. То есть одни абонентские
радиостанции программируются для работы
в первом таймслоте, другие во втором.
Продвинутая система диспетчерской
связи. Установив специализированное
программное обеспечение на базовую
станцию можно получить широкий спектр
возможностей цифровой радиосвязи. Это и
мониторинг транспорта на котором
установлена цифровая DMR радиостанция и
мониторинг портативных радиостанций.
Выход в городскую телефонную сеть с
любой абонентской радиостанции.
Соединение нескольких ретрансляторов
или радиостанций в любой точке земного
шара через IP-протокол. Запись
переговоров диспетчера и абонентской
радиостанций. И многое, многое другое.
Протокол DMR открыт и многие разработчики
программного обеспечения постоянно
оптимизируют и расширяют перечень
возможностей, предоставляемых цифровым
стандартом радиосвязи - DMR.
Исполнение мероприятий позволит:
сократить время определения мест
повреждения в основной и
распределительной сети;
сократить время выполнения
переключений по локализации
поврежденных участков сети, по подаче
напряжения на восстановленные участки
сети.
Технико-экономическое обоснование
мероприятий, реализуемых в рамках
цифровизации распределительных
электрических сетей, необходимо
проводить в составе отдельной проектной
работы.
4.24. Мероприятия по снижению мазутозависимости Республики Карелия
В Республике Карелия разработан
план по снижению мазутозависимости
республики. План подразумевает глубокую
реконструкцию систем тепло- и
электроснабжения Республики Карелия.
Одним из способов снижения
мазутозависимости является проект
замещения мазута на крупнейших
котельных Республики Карелия природным
газом. Помимо газа, предполагается
широко внедрять теплогенерацию на
основе угля, торфа, электроэнергии и
продуктов переработки твердых
коммунальных отходов. Точечные проекты в
этой сфере будут реализовываться и на
основе государственно-частного
партнерства.
В настоящее время определены
пилотные проекты по снижению
потребления мазутного топлива
котельными, выполняемых в рамках
программы по снижению мазутозависимости
Республики Карелия. Расположение
пилотных проектов - населенных пунктов
пгт Надвоицы, пос. Шальский, г. Олонец,
пос. Тикша представлены на рисунке 50
а
Рисунок 50. Расположение пилотных
проектов
В настоящий момент идет подготовка
к проектным работам, определяются
стоимостные показатели и объемы
необходимых мероприятий. Технические
решения будут определены в рамках
отдельного титула.
В рамках данного проекта на
перспективу до 2022 года планируется
реализации мероприятий по снижению
мазутозависимости на территории порядка
60 населенных пунктов.
2. ВЫВОДЫ ПО СИПР ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
РЕСПУБЛИКИ КАРЕЛИЯ НА ПЕРИОД ДО 2026 ГОДА
1. СиПР электроэнергетики
Республики Карелия на период до 2026 года
разработана для двух вариантов
потребления электроэнергии и максимумов
нагрузки:
8,511 млрд. кВт.ч и 1276 МВт (базовый
вариант), средний прирост - 0,5% и 0,41%.
9,054 млрд. кВт.ч и 1357 МВт
(умеренно-оптимистический вариант),
средний прирост - 1,77% и 1,69%.
2. Развитие собственной генерации в
регионе позволит сократить потребность
в получаемой электроэнергии из смежных
энергосистем, улучшить энергетическую
ситуацию в Республике Карелия и повысить
надежность электроснабжения
потребителей.
Перечень объектов генерации,
вводимых в эксплуатацию до 2026 года в
энергосистеме Республики Карелия:
МГЭС "Белопорожская ГЭС-1" мощностью
24,9 МВт в 2022 году, генерирующая компания -
ООО "НГБП";
МГЭС "Белопорожская ГЭС-2" мощностью
24,9 МВт в 2022 году, генерирующая компания -
ООО "НГБП";
МГЭС "Сегозерская ГЭС" мощностью 8,1
МВт в 2022 году, генерирующая компания - ООО
"ЕвроСибЭнерго-Гидрогенерация".
3. Предложения по развитию
электрических сетей напряжением 35 кВ и
выше на территории Республики Карелия на
2022-2026 годы по базовому варианту развития
приведены в таблице 86.
4. Предложения по развитию
электрических сетей напряжением 35 кВ и
выше на территории Республики Карелия на
2022-2026 годы для умеренно-оптимистического
варианта развития представлены в
таблице 87.
5. Предусмотренные СиПР
электроэнергетики Республики Карелия на
период до 2025 года мероприятия по вводу
электросетевых объектов позволят
обеспечить надежное электроснабжение
существующих и возможность
присоединения новых потребителей
энергосистемы Республики Карелия.
Таблица 86
Предложения по развитию электрических
сетей
напряжением 35 кВ и выше на территории
Республики Карелия
на 2022-2026 годы по базовому варианту
развития
N п/п |
Объект электроэнергетики |
Срок реализации мероприятия, год |
Технические показатели |
Мероприятие |
Краткое обоснование необходимости реализации мероприятия |
Организация, ответственная за реализацию мероприятия | |||||
|
|
|
До реконструкции |
После реконструкции |
|
|
| ||||
|
|
|
МВА |
км |
Марка и сечение провода |
МВА |
км |
Марка и сечение провода |
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
Базовый вариант развития энергосистемы Республики Карелия (сеть 110 кВ и выше) | |||||||||||
1. |
ПС 220 кВ Древлянка |
2024 |
|
|
|
|
|
|
реконструкция
РУ 220 кВ: |
необходимость
ввода ограничений на минимальную
фактическую нагрузку Петрозаводской ТЭЦ
в исходной схеме сети для исключения
срабатывания АОПО ВЛ 110 кВ
Верхне-Свирская ГЭС - Ольховец (ВЛ 110 кВ
Ольховецкая-1) на деление сети
(устройство обеспечивает косвенную
защиту Т-21 и Т-22 Верхне-Свирской ГЭС (ГЭС
12): ДДТН = 156,7 А, АДТН = 183,6 А при характерном
положении РПН = 3 для каждого
трансформатора) в послеаварийном режиме
при отключении одиночной
несекционированной системы шин 220 кВ ПС
220 кВ Древлянка. Отключение |
ПАО "ФСК ЕЭС" |
2. |
ВЛ 110 кВ Катозеро - Чупа (Л-151) |
2026-2027 |
|
10,224 |
АС-185/29 |
|
10,224 |
АС-185/29 |
реконструкция ВЛ 110 кВ Катозеро - Чупа (Л-151) с заменой деревянных опор на металлические, провода и грозотроса, расширением трассы ВЛ по всей длине" длина линии 10,224 км, расширение трассы 30,83 Га |
письмо N МР2/3/135-14/3323 от 22 апреля 2022 года |
ПАО "Россети Северо-Запад" |
3. |
Новая ПС 110 кВ Прионежская |
2024 |
|
|
|
32 |
3,9 |
|
строительство ПС 110 кВ Прионежская в Прионежском районе с установкой трансформаторов 2x16 МВА "врезкой" в Л-173 и перезаводом Л-58П, Л-56П, ВЛ-10 кВ от ПС 35 кВ 9П "Вилга", общая протяженность линий - 18,458 км |
существующая пропускная способность сетей 35 кВ и трансформаторных связей ПС района ПС 110 кВ Пряжа (ПС 64) - ПС 110 кВ Шуя (ПС 21) себя исчерпала, требуется комплексный подход по устранению данного проблемного места |
ПАО "Россети Северо-Запад" |
Базовый вариант развития энергосистемы Республики Карелия (сеть 35 кВ) | |||||||||||
1. |
Новая ПС 35/10 кВ Ефимовский карьер |
2022 |
- |
- |
- |
2x1,25, |
9,3 |
АС-120 |
строительство ПС 35/10 кВ Ефимовский карьер с установленной мощностью трансфор-маторов 2x1,25 МВА и 1x0,63 МВА |
ТУ к ТП N 34-01085С/19 от 30 августа 2019 года |
ООО "Ефимовский карьер" |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
сооружение питающей ВЛ 35 кВ Липпола - Ефимовский карьер протяженностью 9,3 км, выполненной проводом марки АС-120 |
|
|
2. |
ВЛ 35 кВ Кривой Порог - Белый Порог (Л-50К) |
2024 |
- |
8,288 |
АС-95/16 |
- |
8,288 |
АС-95/16 |
реконструкция ВЛ 35 кВ Кривой Порог - Белый Порог (Л-50К) с заменой 93 опор, 8,288 км провода, 3,397 км грозотроса и расширением просек 46 га |
акт ТО от 9
августа 2017 года; |
ПАО "Россети Северо-Запад" |
3. |
ЛЭП 35 кВ отпайкой от Сегежа - Попов Порог (Л-33К) до Сегозерская МГЭС |
2022 |
- |
- |
- |
- |
1,12 |
АС 150/24 |
строительство ВЛ-35 кВ протяженностью 1 км, КЛ-35 кВ протяженностью 0,12 км с устройством линейного ответвления от ВЛ-35 кВ Л-33К ПС 110 кВ Сегежа - ПС 35 кВ Попов Порог до проектируемого КРУ 35 кВ Сегозерской ГЭС, п. Попов Порог, Сегежский район |
схема выдачи мощности Сегозерской МГЭС, П-58/18-04/1-401-735-П3 изм. 2, технические условия на технологическое присоединение (договор на технологическое присоединение гидроэлектростанции Сегозерской ГЭС, N 34-00179К/20 от 22 июля 2020 года) |
ПАО "Россети Северо-Запад" |
Таблица 87
Предложения по развитию электрических
сетей
на территории Республики Карелия на
2022-2026 годы
для умеренно-оптимистического варианта
развития
N п/п |
Объект электроэнергетики |
Срок реализации мероприятия, год |
Технические показатели |
Мероприятие |
Краткое обоснование необходимости реализации мероприятия |
Организация, ответственная за реализацию мероприятия | |||||
|
|
|
До реконструкции |
После реконструкции |
|
|
| ||||
|
|
|
МВА |
км |
Марка и сечение провода |
МВА |
км |
Марка и сечение провода |
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
Умеренно-оптимистический вариант развития энергосистемы Республики Карелия (сеть 110 кВ и выше) | |||||||||||
1. |
ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС-34) |
2026 |
20 |
|
|
32 |
|
|
реконструкция ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС-34) с заменой трансформаторов мощностью 2x10 МВА на новые мощностью 2x16 МВА |
в настоящий момент на подстанции установлены два двухобмоточных трансформатора мощностью 2x10 МВА. На период 2022-2026 годы с учетом реализации заключенных договоров на технологическое присоединение и осуществления заявок и планов ОИВ загрузка Т-1 (Т-2), при отключении Т-2 (Т-1), составит 14,81 МВА (148,1%). Таким образом, существующей пропускной способности трансформатора Т-1 (Т-2) ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС-34) (10 МВА) недостаточно для электроснабжения потребителей при аварийном отключении Т-2 (Т-1), рекомендуется замена трансформаторов на новые суммарной мощностью 2x16 МВА в рамках умеренно-оптимистического варианта развития |
ПАО "Россети Северо-Запад" |
2. |
ПС 110 кВ Прибрежная (ПС-70) |
2026 |
16 |
|
|
25 |
|
|
реконструкция ПС 110 кВ Прибрежная (ПС-70) с заменой трансформатора Т-2 мощностью 16 МВА на новый мощностью 25 МВА |
в настоящий момент на подстанции установлены два двухобмоточных трансформатора мощностью 25 и 16 МВА. На период 2022-2026 годов с учетом реализации заключенных договоров на технологическое присоединение загрузка Т-2, при отключении Т-1, составит 21,78 МВА (136,1%). Таким образом, существующей пропускной способности трансформатора Т-2 ПС 110 кВ Прибрежная (ПС-70) (16 МВА) недостаточно для электроснабжения потребителей при аварийном отключении Т-1, рекомендуется замена трансформатора Т-2 на новый мощностью 25 МВА в рамках умеренно-оптимистического варианта развития |
ПАО "Россети Северо-Запад" |
3. |
ПС 220 кВ Костомукша (ПС 52) |
2026 |
|
|
|
|
|
|
подключение и
ввод в работу третьего
автотрансформатора АТ-3 мощностью 200
МВА; |
письмо
Министерства строительства, жилищного
хозяйства и энергетики Республики
Карелия N 685/02-16/Аи от 25 января 2022 года. |
АО "Карельский Окатыш" |
4. |
ВЛ 220 кВ Кривопорожская ГЭС - ПС 220 кВ Костомукша |
2026 |
|
|
|
|
177 |
АС 300/39 |
строительство новой ВЛ 220 кВ Кривопорожская ГЭС - ПС 220 кВ Костомукша ориентировочной длиной 177 км, проводом АС 300/39 |
|
АО "Карельский Окатыш" |
5. |
Кривопорож-ская ГЭС |
2026 |
|
|
|
|
|
|
реконструкция ОРУ 220 кВ и установка одного комплекта ячейки выключателя |
|
АО "Карельский Окатыш" |
Умеренно-оптимистический вариант развития энергосистемы Республики Карелия (сеть 35 кВ) | |||||||||||
1. |
ПС 35 кВ Импилахти (ПС-9С) |
2026 |
5 |
|
|
8 |
|
|
реконструкция ПС 35 кВ Импилахти (ПС-9С) с заменой трансформаторов мощностью 2x2,5 МВА на новые мощностью 2x4 МВА |
в настоящий момент на подстанции установлены два двухобмоточных трансформатора мощностью 2x2,5 МВА. На период 2022-2026 годов годы с учетом реализации заключенных договоров на технологическое присоединение загрузка Т-1 (Т-2), при отключении Т-2 (Т-1), составит 2,674 МВА (107,0%). Таким образом, существующей пропускной способности трансформатора Т-1 (Т-2) ПС 35 кВ Импилахти (ПС-9С) (2,5 МВА) недостаточно для электроснабжения потребителей при аварийном отключении Т-2 (Т-1), рекомендуется замена трансформаторов на новые суммарной мощностью 2x4 МВА в рамках умеренно-оптимистического варианта развития |
ПАО "Россети Северо-Запад" |
2. |
ПС 35 кВ Половина (ПС-10П) |
2026 |
2,5 |
|
|
4 |
|
|
реконструкция ПС 35 кВ Половина (ПС-10П) с заменой трансформатора Т-2 мощностью 2,5 МВА на новый мощностью 4 МВА |
в настоящий момент на подстанции установлены два двухобмоточных трансформатора мощностью 4 и 2,5 МВА. На период 2022-2026 годов с учетом реализации заключенных договоров на технологическое присоединение загрузка Т-2, при отключении Т-1, составит 3,163 МВА (126,5%). Таким образом, существующей пропускной способности трансформатора Т-2 ПС 35 кВ Половина (ПС-10П) (2,5 МВА) недостаточно для электроснабжения потребителей при аварийном отключении Т-1, рекомендуется замена трансформатора на новый мощностью 4 МВА в рамках умеренно-оптимистического варианта развития |
ПАО "Россети Северо-Запад" |
Приложение 1 к Программе
Протяженность линий электропередачи
Собственник объекта |
Наименование |
Номинальное напряжение, кВ |
Протяженность, км |
Год ввода в эксплуатацию |
Срок эксплуатации |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 330 кВ Петрозаводск - Тихвин-Литейный |
330 |
331,50 |
2021 |
0 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 330 кВ Сясь - Петрозаводск |
330 |
131,30 |
1982 |
39 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 330 кВ Кондопога - Петрозаводск |
330 |
64,91 |
1979 |
42 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 330 кВ Каменный Бор - Петрозаводск |
330 |
287,10 |
2021 |
0 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 330 кВ Каменный Бор - Кондопога |
330 |
217,70 |
1979 |
42 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 330 кВ Борей - Каменный Бор N 1 |
330 |
124,20 |
1967 |
54 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 330 кВ Борей - Каменный Бор N 2 |
330 |
129,90 |
2021 |
0 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
Борей - Лоухи N 1 |
330 |
158,83 |
1975 |
46 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
Борей - Лоухи N 2 |
330 |
170,33 |
2021 |
0 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 330 кВ Княжегубская - Лоухи N 1 |
330 |
105,47 |
н.д. |
н.д. |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 330 кВ Княжегубская - Лоухи N 2 |
330 |
107,20 |
2009 |
12 |
Итого 330 кВ |
330 |
1496,94 |
|
| |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 220 кВ Петрозаводск - Древлянка |
220 |
25,85 |
1976 |
45 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 220 кВ Кондопога - Петрозаводскмаш |
220 |
51,07 |
1963 |
58 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 220 кВ Медвежьегорск - Кондопога |
220 |
88,40 |
1964 |
57 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 220 кВ Медвежьегорск - Сегежа с отпайкой на ПС Раменцы |
220 |
100,05 |
1965 |
56 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 220 кВ Петрозаводск - Петрозаводскмаш |
220 |
24,24 |
1976 |
45 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 220 кВ Путкинская ГЭС - Кемь |
220 |
5,41 |
1991 |
30 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 220 кВ Путкинская ГЭС - Кривопорожская ГЭС с отпайкой на Подужемскую ГЭС N 1 |
220 |
51,03 |
1971 |
50 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 220 кВ Путкинская ГЭС - Кривопорожская ГЭС с отпайкой на Подужемскую ГЭС N 2 |
220 |
50,56 |
1982 |
39 |
АО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 220 кВ Кривопорожская ГЭС - Белый Порог N 1 <1> |
220 |
40,73 |
2019 |
2 |
АО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 220 кВ Кривопорожская ГЭС - Белый Порог N 2 <2> |
220 |
40,45 |
2019 |
2 |
АО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 220 кВ Белый Порог - Костомукша N 1 <3> |
220 |
136,68 |
2019 |
2 |
АО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 220 кВ Белый Порог - Костомукша N 2 <4> |
220 |
136,32 |
2019 |
2 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 220 кВ Петрозаводск - Суоярви |
220 |
101,70 |
1976 |
45 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 220 кВ Ляскеля - Суоярви |
220 |
86,41 |
1985 |
36 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 220 кВ Ляскеля - Сортавальская |
220 |
38,25 |
1997 |
24 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 220 кВ Ондская ГЭС - Сегежа |
220 |
22,30 |
1965 |
56 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 220 кВ Верхне-Свирская ГЭС - Древлянка |
220 |
105,07 |
1964 |
57 |
Итого ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
220 |
1106,13 |
|
| |
ОАО "РЖД" |
ВЛ 220 кВ Сегежа - Сегежа-тяговая N 1 (Л-211) |
220 |
2,68 |
2005 |
16 |
ОАО "РЖД" |
ВЛ 220 кВ Сегежа - Сегежа-тяговая N 2 (Л-212) |
220 |
2,68 |
2005 |
16 |
ОАО "РЖД" |
Медвежьегорск с отпайкой на ПС Раменцы (Л-203) |
220 |
4,25 |
2003 |
18 |
ОАО "РЖД" |
ВЛ 220 кВ Медвежьегорск - Медгора N 1 (Л-207) |
220 |
0,56 |
2005 |
16 |
ОАО "РЖД" |
ВЛ 220 кВ Медвежьегорск - Медгора N 2 (Л-208) |
220 |
0,56 |
2005 |
16 |
ОАО "РЖД" |
ВЛ 220 кВ Кондопога - Нигозеро N 1 (Л-209) |
220 |
1,63 |
2005 |
16 |
ОАО "РЖД" |
ВЛ 220 кВ Кондопога - Нигозеро N 2 (Л-210) |
220 |
1,63 |
2005 |
16 |
Итого ОАО "РЖД" |
220 |
13,99 |
|
| |
ОАО "Кондопога" |
ВЛ 220 кВ Кондопога - Петрозаводскмаш |
220 |
1,40 |
н.д. |
н.д. |
ОАО "Кондопога" |
ВЛ 220 кВ Кондопога - Медвежьегорск |
220 |
5,90 |
н.д. |
н.д. |
ОАО "Кондопога" |
ВЛ 220 кВ Кондопога - Кондопога (Л-214) |
220 |
6,60 |
н.д. |
н.д. |
ОАО "Кондопога" |
ВЛ 220 кВ Кондопога - КЦБК N 1 (Л-205) |
220 |
2,00 |
н.д. |
н.д. |
ОАО "Кондопога" |
ВЛ 220 кВ Кондопога - КЦБК N 2 (Л-206) |
220 |
2,05 |
н.д. |
н.д. |
ОАО "Кондопога" |
220 |
17,95 |
|
| |
Итого 220 кВ |
220 |
1138,07 |
|
| |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 110 кВ Лоухи - Лоухи-тяговая N 1 (Л-198) |
110 |
3,10 |
2009 |
11 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ВЛ 110 кВ Лоухи - Лоухи-тяговая N 2 (Л-199) |
110 |
3,10 |
2009 |
11 |
Итого ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
110 |
6,20 |
|
| |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-4 Ондская - ПС-3 Надвоицы (Л-100) |
110 |
6,24 |
1985 |
36 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-4 Ондская - ПС-3 Надвоицы (Л-101) |
110 |
6,22 |
1985 |
36 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-3
Маткожненская - ПС-61 Идель (ОЖД) |
110 |
35,28 |
2004 |
17 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-3
Маткожненская - ГЭС-7 Палокоргская |
110 |
25,48 |
2004 |
17 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-3
Маткожненская - ГЭС-6 Беломорская |
110 |
16,25 |
1962 |
59 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-3
"Маткожненская" - ГЭС-5 "Выгостровская" |
110 |
13,30 |
1962 |
59 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-4 Ондская - ПС-14 Олений (Л-106) |
110 |
31,81 |
1969 |
52 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-4 Ондская - ПС-3 Надвоицы (Л-107) |
110 |
6,35 |
1996 |
25 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-4 Ондская - ПС-3 Надвоицы (Л-108) |
110 |
6,37 |
1996 |
25 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-4 Ондская - ПС-4 Сегежа (Л-109) |
110 |
23,79 |
1972 |
49 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-4 Ондская - ПС-4 Сегежа (Л-110) |
110 |
23,82 |
1972 |
49 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-7 Палокоргская - ГЭС-4 Ондская (Л-111) |
110 |
43,95 |
2004 |
17 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-4 Ондская - ПС-61 Идель (ОЖД) (Л-112) |
110 |
27,16 |
2004 |
17 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-6
Беломорская - ПС-12 Беломорск |
110 |
3,58 |
1960 |
61 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-5
Выгостровская - ПС-12 Беломорск |
110 |
6,10 |
1964 |
57 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-10 Кемь (ФСК)
- ПС-12 Беломорск |
110 |
55,80 |
1991 |
30 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-14 Олений - ПС-9 Ругозеро (Л-116) |
110 |
54,17 |
1970 |
51 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-9 Ругозеро - ПС-13 Ледмозеро (Л-117) |
110 |
56,42 |
1971 |
50 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ТЭЦ-13
Петрозаводск - ПС-72 Сулажгора |
110 |
1,60 |
1968 |
53 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-72 Сулажгора
- |
110 |
37,80 |
1947 |
74 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-20 КОЗ - ПС-22 Суна (Л-120) |
110 |
7,20 |
1947 |
74 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-1 Кондопожская - ПС-20 КОЗ (Л-121) |
110 |
4,10 |
1947 |
74 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-34
Лахденпохья - ПС-95 Хаапалампи |
110 |
27,20 |
1961 |
60 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-24 Суоярви
(ФСК) - ПС-39 Ведлозеро |
110 |
68,23 |
1976 |
45 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-39 Ведлозеро
- ПС-40 Коткозеро |
110 |
43,51 |
1978 |
43 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-40 Коткозеро - ПС-41 Олонец (Л-126) |
110 |
43,36 |
1985 |
36 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-97
Сортавальская (ФСК) - ПС-94 Кирьявалахти |
110 |
15,30 |
1964 |
57 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-94 Кирьявалахти - ПС-92 Ляскеля (ФСК) (Л-128) |
110 |
23,31 |
1964 |
57 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-57 Кузнечное
- ПС-34 Лахденпохья |
110 |
51,28 |
1964 |
57 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-92 Ляскеля
(ФСК) - ПС-25 Питкяранта |
110 |
37,97 |
1966 |
55 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-25 Питкяранта - ПС-30 Лоймола (Л-131) |
110 |
50,10 |
1963 |
58 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-30 Лоймола - ПС-24 Суоярви (ФСК) (Л-132) |
110 |
42,17 |
1964 |
57 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-24 Суоярви
(ФСК) - ПС-35 Найстенъярви |
110 |
28,70 |
1964 |
57 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-35
Найстенъярви - ПС-29 Поросозеро |
110 |
47,14 |
1965 |
56 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-2
Пальеозерская - ПС-29 Поросозеро |
110 |
75,33 |
1967 |
54 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-29 Поросозеро - ПС-31 Гимолы (Л-136) |
110 |
33,89 |
1969 |
52 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-32 Суккозеро - ПС-31 Гимолы (Л-137) |
110 |
28,22 |
1969 |
52 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-32 Суккозеро - ПС-33 Пенинга (Л-138) |
110 |
51,57 |
1987 |
34 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-97
Сортавальская (ФСК) - ПС-93 Карьерная |
110 |
26,18 |
1979 |
42 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-93 Карьерная
- ПС-28 Вяртсиля |
110 |
38,53 |
1979 |
42 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-227 Андома - ПС-75 Каршево (Л-141) |
110 |
51,59 |
1964 |
57 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-37 Пяльма - ПС-76 Авдеево (Л-142) |
110 |
59,89 |
1982 |
39 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-19 Медвежьегорск (ФСК) - ПС-37 Пяльма (Л-143) |
110 |
107,23 |
1980 |
41 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-19 Медвежьегорск (ФСК) - ПС-78 Великая Губа (Л-144) |
110 |
95,87 |
1987 |
34 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-16 Юшкозерская - ПС-53 Боровое (Л-146) |
110 |
28,70 |
1982 |
39 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-16 Юшкозерская - ПС-54 Кепа (Л-147) |
110 |
37,94 |
1983 |
38 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-54 Кепа - ПС-55 Калевала (Л-148) |
110 |
53,74 |
1983 |
38 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-47 Лоухи
(ОЖД) - ПС-58 Кестеньга |
110 |
66,26 |
1976 |
45 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-43 Полярный Круг (ОЖД) - ПС-44 Катозеро (ОЖД) (Л-150) |
110 |
16,60 |
1966 |
55 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-44 Катозеро (ОЖД) - ПС-45 Чупа (Л-151) |
110 |
10,40 |
1966 |
55 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-45 Чупа - ПС-46
Кереть (ОЖД) |
110 |
11,60 |
1968 |
53 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-46 Кереть
(ОЖД) - ПС-47 Лоухи (ОЖД) |
110 |
18,00 |
1969 |
52 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-47 Лоухи
(ОЖД) - ПС-48 Энгозеро |
110 |
53,27 |
1988 |
33 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-48 Энгозеро
(ОЖД) - ПС-49 Кузема |
110 |
59,27 |
1989 |
32 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-10 Кемь (ФСК) - ПС-49 Кузема (ОЖД) (Л-156) |
110 |
49,50 |
1988 |
33 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-9
Путкинская - ПС-50 Кемь (ОЖД) |
110 |
5,02 |
1988 |
33 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-10 Кемь (ФСК)
- ПС-50 Кемь (ОЖД) |
110 |
1,14 |
1988 |
33 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-12 Беломорск
- |
110 |
3,03 |
1989 |
32 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-12 Беломорск - ПС-51 Беломорск (ОЖД) (Л-162) |
110 |
3,03 |
1989 |
32 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-58 Кестеньга - ПС-56 Пяозеро (Л-163) |
110 |
44,00 |
1976 |
45 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-76 Авдеево - ПС-36 Пудож (Л-164) |
110 |
42,05 |
1982 |
39 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-75 Каршево - ПС-36 Пудож (Л-165) |
110 |
18,63 |
1964 |
57 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-64 Пряжа -
ПС-39 Ведлозеро |
110 |
45,90 |
1997 |
24 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-53 Боровое
- |
110 |
45,24 |
1982 |
39 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-63 Березовка - ГЭС-1 Кондопожская (Л-168) |
110 |
6,60 |
1972 |
49 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-2
Пальеозерская - ПС-63 Березовка |
110 |
47,37 |
1954 |
67 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-266 Лодейное Поле - ПС-41 Олонец (Л-170) |
110 |
49,74 |
1993 |
28 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ТЭЦ-13 Петрозаводск - РП-65 Заводская (ОЖД) (Л-171) |
110 |
2,60 |
1989 |
32 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ТЭЦ-13 Петрозаводск - РП-65 Заводская (ОЖД) (Л-172) |
110 |
2,60 |
1989 |
32 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ТЭЦ-13 Петрозаводск - ПС-64 Пряжа (Л-173) |
110 |
46,40 |
1994 |
27 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-2 Древлянка (ФСК) - ТЭЦ-13 Петрозаводск (Л-174) |
110 |
4,90 |
1959 |
62 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-2 Древлянка (ФСК) - ТЭЦ-13 Петрозаводск (Л-175) |
110 |
5,38 |
1983 |
38 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-1 Петрозаводск - ПС-7 ТБМ - ТЭЦ-13 Петрозаводск (Л-176) |
110 |
8,79 |
1958 |
63 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-1 Петрозаводск - ПС-7 ТБМ - ТЭЦ-13 Петрозаводск (Л-177) |
110 |
8,82 |
1958 |
63 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-2 Древлянка (ФСК) - ПС-70 Прибрежная (Л-178) |
110 |
14,67 |
1978 |
43 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-2 Древлянка (ФСК) - ПС-70 Прибрежная (Л-179) |
110 |
14,67 |
1978 |
43 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
РП-65 Заводская (ОЖД) - ПС-21 Шуя - ПС-23 Заозерье (Л-181) |
110 |
26,74 |
1989 |
32 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
РП-65 Заводская (ОЖД) - ПС-21 Шуя - ПС-23 Заозерье (Л-182) |
110 |
26,74 |
1989 |
32 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-69 Станкозавод - ПС-2 Древлянка (ФСК) (Л-184) |
110 |
7,94 |
1959 |
62 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-5 Деревянка
- ПС-69 Станкозавод |
110 |
21,12 |
1959 |
62 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-81 РП-110кВ
Ладва - ПС-5 Деревянка |
110 |
32,90 |
1959 |
62 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-6 Пай - ПС-81
РП-110кВ Ладва |
110 |
17,20 |
1959 |
62 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-327 Ольховец - ПС-6 Пай (Л-188) |
110 |
34,48 |
1959 |
62 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-92 Ляскеля
(ФСК) - ПС-26 Ляскеля |
110 |
6,34 |
1987 |
34 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-92 Ляскеля (ФСК) - ПС-26 Ляскеля (Л-192) |
110 |
6,34 |
1987 |
34 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-97 Сортавальская (ФСК) - ПС-27 Сортавала (Л-193) |
110 |
8,73 |
1961 |
60 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-97 Сортавальская (ФСК) - ПС-95 Хаапалампи (Л-194) |
110 |
5,48 |
1961 |
60 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-97 Сортавальская (ФСК) - ПС-27 Сортавала (Л-195) |
110 |
11,05 |
1979 |
42 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
Л-Ольховец-I ГЭС-12 Верхнесвирская - ПС-327 Ольховец |
110 |
4,10 |
1959 |
62 |
Итого Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
110 |
2574,34 |
|
| |
АО "Карель-ский окатыш" |
ВЛ 110 кВ Костомукша - Город (Л-104) |
110 |
6,40 |
1981 |
40 |
АО "Карельский окатыш" |
ВЛ 110 кВ Костомукша - Город (Л-105) |
110 |
6,40 |
1981 |
40 |
АО "Карельский окатыш" |
ВЛ 110 кВ Костомукша - ЦРРМ (Л-106) |
110 |
23,35 |
1981 |
40 |
АО "Карельский окатыш" |
ВЛ 110 кВ Костомукша - ЦРРМ (Л-107) |
110 |
23,35 |
1981 |
40 |
АО "Карельский окатыш" |
ВЛ 110 кВ Костомукша - Фабрика окомкования (Л-108) |
110 |
3,40 |
1981 |
40 |
АО "Карельский окатыш" |
ВЛ 110 кВ ПС Костомукша - Фабрика окомкования (Л-109) |
110 |
3,40 |
1981 |
40 |
АО "Карельский окатыш" |
ВЛ 110 кВ ПС Костомукша - Фабрика обогащения (Л-111) |
110 |
3,39 |
1983 |
38 |
АО "Карельский окатыш" |
ВЛ 110 кВ ПС Костомукша - Фабрика обогащения (Л-114) |
110 |
3,39 |
1983 |
38 |
АО "Карельский окатыш" |
ВЛ 110 кВ ПС Костомукша - Насосная оборотного водоснабжения (Л-116) |
110 |
1,00 |
1983 |
38 |
АО "Карельский окатыш" |
ВЛ 110 кВ ПС Костомукша - Насосная оборотного водоснабжения (Л-117) |
110 |
1,00 |
1983 |
38 |
АО "Карельский окатыш" |
ВЛ 110 кВ ПС Костомукша - ГПП-14 (Л-118) |
110 |
9,49 |
1983 |
38 |
АО "Карельский окатыш" |
ВЛ 110 кВ ПС Костомукша - ГПП-14 (Л-120) |
110 |
9,47 |
1983 |
38 |
Итого АО "Карельский окатыш" |
110 |
94,03 |
|
| |
ОАО "РЖД" |
ВЛ 110 кВ Беломорск - Нюхча с отпайкой на Сумпосад N 1 (Л-159) |
110 |
109,60 |
2003 |
18 |
ОАО "РЖД" |
ВЛ 110 кВ Беломорск - Нюхча с отпайкой на Сумпосад N 2 (Л-160) |
110 |
109,60 |
2003 |
18 |
Итого ОАО "РЖД" |
110 |
219,20 |
|
| |
АО "ПСК" |
ВЛ 110 кВ Петрозаводская ТЭЦ - Древлянка с отпайками N 1 (Л-174) |
110 |
1,60 |
1983 |
38 |
АО "ПСК" |
ВЛ 110 кВ Петрозаводская ТЭЦ - Древлянка с отпайками N 2 (Л-175) |
110 |
1,60 |
1983 |
38 |
Итого АО "ПСК" |
110 |
3,20 |
|
| |
ОАО "Кондопога" |
ВЛ 110 кВ Кондопожская ГЭС - Кондопожский целлюлозно-бумажный комбинат (Л-123) |
110 |
0,60 |
н.д. |
н.д. |
Итого 110 кВ |
110 |
2891,36 |
|
| |
АО "ДВЭУК" |
ВЛ 35 кВ Лоухи - Амбарный |
35 |
0,70 |
2010 |
11 |
АО "ДВЭУК" |
ВЛ 35 кВ Лоухи - Амбарный |
35 |
0,10 |
2010 |
11 |
АО "ДВЭУК" |
КВЛ Ляскеля - о. Валаам N 1 (Л-75С) |
35 |
52,50 |
2009 |
12 |
АО "ДВЭУК" |
КВЛ Ляскеля - |
35 |
52,50 |
2009 |
12 |
Итого АО "ДВУЭК" |
35 |
105,80 |
|
| |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-63 Березовка
- ПС-2П Кончезеро |
35 |
20,51 |
1975 |
46 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-57 Кузнечное
- ПС-11С Липпола |
35 |
13,34 |
1959 |
62 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-12 Беломорск
- ПС-16К БЛДК |
35 |
4,90 |
1991 |
30 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-1П Спасская
Губа - ПС-2П Кончезеро |
35 |
20,51 |
1989 |
32 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-4С Леванпельто - ПС-15С Труд (Л-31С) |
35 |
18,57 |
1966 |
55 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-45 Чупа - ПС-23К Плотина (Л-32К) |
35 |
25,26 |
2008 |
13 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-2 Пальеозерская - ПС-1П Спасская Губа (Л-32П) |
35 |
32,90 |
1961 |
60 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-27 Сортавала - ПС-1С Сортавала - Новая (Л-32С) |
35 |
2,77 |
1985 |
36 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-15 Сегежа - ПС-30К Попов Порог (Л-33К) |
35 |
69,50 |
1953 |
68 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-10П Половина
- ПС-6П Матросы |
35 |
9,43 |
1961 |
60 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-27 Сортавала
- ПС-1С Сортавала |
35 |
2,84 |
1995 |
26 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-45 Чупа -
ПС-27К |
35 |
11,25 |
1968 |
53 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-64 Пряжа - ПС-6П Матросы (Л-34П) |
35 |
16,90 |
1982 |
39 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-9С
Импилахти - ПС-6С Леппясилта |
35 |
7,44 |
1968 |
53 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-12 Беломорск - ПС-16К БЛДК (Л-35К) |
35 |
5,20 |
1991 |
30 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-64 Пряжа - ПС-8П Крошнозеро (Л-35П) |
35 |
30,46 |
1961 |
60 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-21
Хямекоски - ПС-12С Октябрь |
35 |
18,67 |
1961 |
60 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-10 Кемь (ФСК) - ПС-29К Рабочий Остров (Л-36К) |
35 |
10,32 |
1996 |
25 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-8П
Крошнозеро - ПС-39 Ведлозеро |
35 |
21,20 |
1960 |
61 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-26 Ляскеля - РП-361 Харлу (Л-36С) |
35 |
6,45 |
1962 |
59 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-15 Сегежа - ПС-39К ДОК (Л-37К) |
35 |
1,91 |
1987 |
34 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-3П ДСК - ПС-23 Заозерье (Л-37П) |
35 |
10,70 |
1969 |
52 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-26 Ляскеля - ПС-9С Импилахти (Л-37С) |
35 |
16,72 |
1968 |
53 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-43 Полярный Круг (ОЖД) - ПС-22К Тэдино (Л-38К) |
35 |
5,86 |
1973 |
48 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-7 ТБМ - ПС-3П ДСК (Л-38П) |
35 |
1,45 |
1958 |
63 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-25 Питкяранта - ПС-33С Ууксу (Л-38С) |
35 |
9,77 |
1961 |
60 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-43 Полярный Круг (ОЖД) - ПС-22К Тэдино (Л-39К) |
35 |
8,10 |
1973 |
48 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-7 ТБМ - ПС-3П ДСК (Л-39П) |
35 |
1,45 |
1962 |
59 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-7С Искра - ПС-5С Рускеала (Л-39С) |
35 |
13,28 |
1957 |
64 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-13 Ледмозеро
- ПС-32К Муезерка |
35 |
36,17 |
1972 |
49 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-42П Эссойла -
ПС-8П Крошнозеро |
35 |
27,30 |
1980 |
41 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-32К Муезерка
- ПС-34К Волома |
35 |
27,95 |
1972 |
49 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-40 Коткозеро
- ПС-50П Куйтежа |
35 |
43,80 |
1968 |
53 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-2С
Куокканиеми - РП-841 Питкякоски |
35 |
9,17 |
1961 |
60 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-34К Волома - ПС-33 Пенинга (Л-42К) |
35 |
23,62 |
1972 |
49 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-3С
Туокслахти - ПС-27 Сортавала |
35 |
5,37 |
1958 |
63 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-10 Кемь (ФСК)
- |
35 |
10,11 |
1996 |
25 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-12П Ильинское - ПС-14П Тукса (Л-43П) |
35 |
16,67 |
1963 |
58 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-7С Искра -
ПС-28 Вяртсиля |
35 |
14,97 |
1967 |
54 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-87 Лоухи
(ФСК) - ПС-24К Амбарный |
35 |
37,18 |
2000 |
21 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-12П
Ильинское - ПС-13П Видлица |
35 |
28,10 |
1976 |
45 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-15 Сегежа - ПС-26К Птицефабрика (Л-45К) |
35 |
9,25 |
1987 |
34 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-13П Видлица - ПС-44С Ряймяля (Л-45П) |
35 |
31,20 |
1966 |
55 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
Л-47С-ПС-18С Хаутаваара (Л-45С) |
35 |
5,72 |
1969 |
52 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-15 Сегежа - ПС-39К ДОК (Л-46К) |
35 |
1,99 |
1987 |
34 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-41 Олонец - ПС-50П Куйтежа (Л-46П) |
35 |
17,56 |
1968 |
53 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
Л-47С - ПС-37С Игнойла (Л-46С) |
35 |
26,23 |
1969 |
52 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-15 Сегежа - ПС-26К Птицефабрика (Л-47К) |
35 |
8,16 |
1987 |
34 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-41 Олонец - ПС-14П Тукса (Л-47П) |
35 |
10,80 |
1991 |
30 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-24 Суоярви
(ФСК) - ПС-13С Пийтсиеки |
35 |
2,96 |
1968 |
53 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-14 Кривопорожская - ПС-35К Электрокотельная (Л-48К) |
35 |
1,27 |
1992 |
29 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-14 Кривопорожская - ПС-35К Электро-котельная (Л-49К) |
35 |
1,27 |
1992 |
29 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-50П Куйтежа - ПС-15П Михайловское (Л-49П) |
35 |
32,00 |
1985 |
36 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-35К Электрокотельная - ПС-36К Белый Порог (Л-50К) |
35 |
33,91 |
1992 |
29 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-52П
Мелиоративный - ПС-57П Тепличный |
35 |
6,18 |
1988 |
33 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-26 Игнойла -
ПС-42П Эссойла |
35 |
35,31 |
1971 |
50 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-57П Тепличный - ПС-26П Холодильник (Л-51П) |
35 |
2,60 |
1990 |
31 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-17С Салми - ПС-44С Ряймеля (Л-51С) |
35 |
6,29 |
1968 |
53 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-41П Рембаза - ПС-51П Соломенное (Л-52П) |
35 |
4,25 |
1989 |
32 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-25 Суури-Йоки - ПС-17С Салми (Л-52С) |
35 |
6,80 |
1964 |
57 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-64 Пряжа -
ПС-17-П Святозеро |
35 |
14,70 |
1990 |
31 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-29
Поросозеро - ПС-20С Поросозеро |
35 |
2,71 |
1964 |
57 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-49П Уя - ПС-22П Педасельга (Л-54П) |
35 |
8,53 |
1978 |
43 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-27 Сортавала
- ПС-21С Хелюля |
35 |
3,93 |
1974 |
47 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-22С Кааламо -
ПС-93 Карьерная |
35 |
4,08 |
1977 |
44 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-10П Половина
- ПС-18П Бесовец |
35 |
17,18 |
1962 |
59 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-27 Сортавала
- ПС-23С Кааламо |
35 |
22,67 |
1976 |
45 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-21 Шуя - ПС-52П
Мелиоративный |
35 |
2,21 |
1980 |
41 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-23С
Кааламо |
35 |
9,23 |
1977 |
44 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-21 Шуя - ПС-18П Бесовец (Л-58П) |
35 |
23,00 |
1972 |
49 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-22С Кааламо -
ПС-5С Рускеала |
35 |
6,17 |
1973 |
48 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-21 Шуя - ПС-41П Рембаза (Л-59П) |
35 |
5,61 |
1985 |
36 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-45С Тохма -
ПС-21С Хелюля |
35 |
2,87 |
2006 |
15 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-2 Древлянка
- ПС-69 Станкозавод |
35 |
9,50 |
1961 |
60 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-32 Суккозеро - ПС-41С Тумба (Л-60С) |
35 |
24,32 |
1976 |
45 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-2 Древлянка - ПС-19П ОТЗ (Л-61П) |
35 |
3,52 |
1963 |
58 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-41С Тумба - ПС-42С Мотко (Л-61С) |
35 |
18,36 |
1976 |
45 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-2 Древлянка - ПС-19П ОТЗ (Л-62П) |
35 |
3,52 |
1963 |
58 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-42С Мотко -
ПС-43С Лендеры |
35 |
32,82 |
1976 |
45 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-6С
Леппясилта - ПС-36С Ладожская |
35 |
9,98 |
1978 |
43 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-2 Древлянка -ПС-38П Лососинное (Л-64П) |
35 |
12,80 |
1969 |
52 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-6С
Леппясилта - РП-641 Койриноя |
35 |
8,76 |
1968 |
53 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-69 Станкозавод - ПС-49П Уя (Л-65П) |
35 |
28,70 |
1969 |
52 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
РП-641 Койриноя
- ПС-16С Карьер |
35 |
4,74 |
1968 |
53 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-69 Станкозавод - ПС-46П ЮПЗ (Л-66П) |
35 |
3,40 |
1969 |
52 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-25
Питкяранта - ПС-16С Карьер |
35 |
6,05 |
1968 |
53 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-69 Станкозавод - ПС-46П ЮПЗ (Л-67П) |
35 |
3,40 |
1961 |
60 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-33С Ууксу - ГЭС-25 Суури-Йоки (Л-67С) |
35 |
17,90 |
1961 |
60 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-21 Хямекоски - РП-361 Харлу (Л-68С) |
35 |
5,24 |
1962 |
59 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-5 Деревянка
- ПС-21П Шелтозеро |
35 |
57,80 |
1991 |
30 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-11С Липпола -
ПС-4С Леванпельто |
35 |
8,29 |
1959 |
62 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-29П Шуньга -
ПС-23П Толвуя |
35 |
24,30 |
1971 |
50 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-34 Лахденпохья - ПС-15С Труд (Л-70С) |
35 |
14,05 |
1955 |
66 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-23П Толвуя - ПС-45П Великая Нива (Л-71П) |
35 |
19,00 |
1971 |
50 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-21 Хямекоски - ПС-40С Леппясюрья (Л-71С) |
35 |
26,06 |
1974 |
47 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
РЛ-72П Разъединитель лин. - ПС-27П Кяппесельга (Л-72П) |
35 |
20,02 |
1996 |
25 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ГЭС-22 Харлу - РП-361 Харлу (Л-72С) |
35 |
0,39 |
1962 |
59 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
РЛ-73П Разъединитель лин. - ПС-29П Шуньга (Л-73П) |
35 |
32,80 |
1966 |
55 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-4С
Леванпельто - ПС-10С Тоунан |
35 |
19,75 |
1977 |
44 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-43П Пиндуши - ПС-77 Повенец (Л-74П) |
35 |
18,00 |
1970 |
51 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-4С Леванпельто - ПС-8С Элисенваара (Л-74С) |
35 |
14,75 |
1982 |
39 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-40П Пергуба - РЛ-73П Разъединитель лин. (Л-75П) |
35 |
2,80 |
1966 |
55 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-19 Медвежьегорск (ФСК) - ПС-56П Чебино (Л-76П) |
35 |
16,40 |
1987 |
34 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-19 Медвежьегорск (ФСК) - ПС-40П Пергуба (Л-77П) |
35 |
17,75 |
1966 |
55 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-94 Кирьявалахти - ПС-45С Тохма (Л-77С) |
35 |
6,17 |
1977 |
44 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-19 Медвежьегорск (ФСК) - ПС-43П Пиндуши (Л-78П) |
35 |
12,76 |
1977 |
44 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-27 Сортавала - ПС-46С Приладожская (Л-78С) |
35 |
5,56 |
1985 |
36 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-19 Медвежьегорск (ФСК) - ПС-43П Пиндуши (Л-79П) |
35 |
12,00 |
1977 |
44 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-94 Кирьявалахти - ПС-46С Приладожская (Л-79С) |
35 |
9,58 |
1992 |
29 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-76 Авдеево -
ПС-33П Большой Массив |
35 |
23,66 |
1987 |
34 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-34
Лахденпохья - ПС-2С Куокканиеми |
35 |
20,37 |
1972 |
49 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-36 Пудож-ПС-34П Рагнукса (Л-81П) |
35 |
17,13 |
1967 |
54 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
РП-641 Койриноя
- ТП-245 Койриноя |
35 |
0,54 |
1968 |
53 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-36 Пудож - ПС-35П Шала (Л-82П) |
35 |
29,51 |
1967 |
54 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-34 Лахденпохья - ПС-48С Ихала (Л-82С) |
35 |
10,81 |
1987 |
34 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-36 Пудож - ПС-32П Кубово (Л-83П) |
35 |
45,94 |
1965 |
56 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-12С Октябрь - ПС-7С Искра (Л-83С) |
35 |
8,69 |
1961 |
60 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-3С
Туокслахти - РП-841 Питкякоски |
35 |
8,16 |
1958 |
63 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-32П Кубово - ПС-37П Водла (Л-85П) |
35 |
22,79 |
1972 |
49 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-76 Авдеево -
ПС-34П Рагнукса |
35 |
22,05 |
1967 |
54 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-38 Челмужи -
ПС-28П Сергиево |
35 |
49,70 |
1980 |
41 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-56П Чебино -
ПС-55П Паданы |
35 |
80,48 |
1987 |
34 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
Великая Губа - Великая Нива (Л-93П) |
35 |
16,00 |
1971 |
50 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-78 Великая
Губа - ПС-44П Жарниково |
35 |
32,02 |
2012 |
9 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-5 Деревянка
- ПС-24П Шокша |
35 |
38,76 |
1985 |
36 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-24П Шокша -
ПС-21П Шелтозеро |
35 |
22,40 |
1991 |
30 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС-21П
Шелтозеро - ПС-25П Рыбрека |
35 |
13,90 |
1988 |
33 |
Итого Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
35 |
2103,82 |
|
| |
ОАО "РЖД" |
ВЛ 27,5 кВ Беломорск - Сухое |
35 |
26,50 |
н.д. |
н.д. |
ОАО "РЖД" |
ВЛ 27,5 кВ Беломорск - Вирма |
35 |
42,60 |
н.д. |
н.д. |
ОАО "РЖД" |
ВЛ 27,5 кВ Нюхча - б/п 98 км (Вирандозеро) |
35 |
17,00 |
н.д. |
н.д. |
ОАО "РЖД" |
ВЛ 27,5 кВ Кемь - Шуерецкая |
35 |
31,00 |
н.д. |
н.д. |
ОАО "РЖД" |
ВЛ 27,5 кВ Идель - Кочкома |
35 |
9,00 |
н.д. |
н.д. |
ОАО "РЖД" |
ВЛ 27,5 кВ Кузема - Энгозеро |
35 |
59,00 |
н.д. |
н.д. |
ОАО "РЖД" |
ВЛ 27,5 кВ ст. Идель |
35 |
0,90 |
н.д. |
н.д. |
Итого ОАО "РЖД" |
35 |
186,00 |
|
| |
АО "ПСК" |
ВЛ 35 кВ Л-91П |
35 |
2,80 |
н.д. |
н.д. |
АО "ПСК" |
ВЛ 35 кВ Паданы - Шалговаара (Л-91П) |
35 |
34,00 |
1990 |
30 |
Итого АО "ПСК" |
35 |
36,80 |
|
| |
Итого 35 кВ |
35 |
2432,42 |
|
| |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ВЛ и кабельная линия (далее - КЛ) 20-0,4 кВ, всего |
10-0,4 |
7782,90 |
н.д. |
н.д. |
ОАО "РЖД" |
ВЛ и КЛ 20-0,4 кВ, всего |
10-0,4 |
2335,85 |
н.д. |
н.д. |
АО "ПСК" |
ВЛ и КЛ 10-0,4 кВ, всего |
10-0,4 |
5044,60 |
н.д. |
н.д. |
ОАО "28 ЭС" |
ВЛ и КЛ 10-0,4 кВ, всего |
10-0,4 |
107,80 |
н.д. |
н.д. |
ООО "Охта Групп Онега" |
ВЛ и КЛ 10-0,4 кВ, всего |
10-0,4 |
6,30 |
н.д. |
н.д. |
Итого 20-0,4 кВ |
|
10-0,4 |
15277,45 |
|
|
<1> Заход, протяженностью 7644,4 м, в
сторону РП 220 кВ Белый порог принадлежит
ООО "НГБП".
<2> Заход, протяженностью 7509,2 м, в
сторону РП 220 кВ Белый порог принадлежит
ООО "НГБП".
<3> Заход, протяженностью 7765,4 м, в
сторону РП 220 кВ Белый порог принадлежит
ООО "НГБП".
<4> Заход, протяженностью 7720,6 м, в
сторону РП 220 кВ Белый порог принадлежит
ООО "НГБП".
Приложение 2 к Программе
Мощность трансформаторных подстанций
Собственник объекта |
Наименование |
Класс напряжения, кВ |
Мощность, МВА |
Год ввода или изготовления трансформаторов |
Срок эксплуатации |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ПС 330 кВ Лоухи |
330 |
250 |
АТ-1 - 2008, |
АТ-1 - 13 АТ-2 - 13, Т-3 - 13 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ПС 330 кВ Петрозаводск |
330 |
480 |
АТ-1 - 1981, |
АТ-1 - 40, АТ-2 - 44 |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ПС 330 кВ Кондопога |
330 |
240 |
АТ-1 - 1980 |
АТ-1 - 41 |
Итого ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
- |
330 |
970 |
- |
- |
Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1" |
Путкинская ГЭС (ГЭС-9) |
330 |
480 |
- |
- |
ООО "Евросибэнерго - тепловая энергия" |
Ондская ГЭС (ГЭС-4) |
330 |
480 |
- |
- |
Итого 330 кВ |
330 |
1930 |
- |
- | |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ПС 220 кВ Древлянка (ПС-2) |
220 |
330,5 |
АТ-1 - 1977, |
АТ-1 - 44, АТ-2 - 46,
Т-1 - 52, |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ПС 220 кВ Кемь (ПС-10) |
220 |
175 |
АТ-1 - 1990, |
АТ-1 - 31, Т-1 - 26, |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ПС 220 кВ Медвежьегорск (ПС-19) |
220 |
77 |
АТ-1 - 1977, |
АТ-1 - 44, Т-1 - 31, |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ПС 220 кВ Суоярви (ПС-24) |
220 |
158 |
АТ-1 - 1975, |
АТ-1 - 46, АТ-2 - 40,
Т-1 - 40, |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ПС 220 кВ Ляскеля (ПС-92) |
220 |
158 |
АТ-1 - 1983, |
АТ-1 - 38, АТ-2 - 37,
Т-1 - 12, |
ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
ПС 220 кВ Сортавальская (ПС-97) |
220 |
63 |
АТ-2 - 1995 |
АТ-2 - 26 |
Итого ПАО "ФСК ЕЭС" Карельское ПМЭС |
220 |
961,5 |
- |
- | |
ОАО "РЖД" |
ПС 220 кВ Сегежа (РП-103) |
220 |
80 |
|
|
ОАО "РЖД" |
ПС 220 кВ Сегежа-тяговая (ПС-101) |
220 |
80 |
Т-1 - 2006, |
Т-1 - 15, |
ОАО "РЖД" |
ПС 220 кВ
Раменцы |
220 |
40 |
2003 |
18 |
ОАО "РЖД" |
ПС 220 кВ Медгора (ПС-17) |
220 |
80 |
2002 |
19 |
ОАО "РЖД" |
ПС 220 кВ
Нигозеро |
220 |
80 |
2005 |
16 |
Итого ОАО "РЖД" |
|
220 |
360 |
- |
- |
ООО "СК
"Тесла" |
ПС 220 кВ
Кондопога |
220 |
352 |
- |
- |
ООО "СК
"Тесла" |
ПС 220 кВ Кондопожский ЦБК (ПС-8) |
220 |
160 |
- |
- |
Итого ООО "СК "Тесла" (ОАО "Кондопога") |
220 |
512 |
- |
- | |
Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1" |
Кривопорожская ГЭС (ГЭС-14) |
220 |
250 |
- |
- |
Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1" |
Путкинская ГЭС (ГЭС-9) |
220 |
245 |
- |
- |
Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1" |
Подужемская ГЭС (ГЭС-10) |
220 |
64 |
- |
- |
Итого Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1" |
220 |
559 |
- |
- | |
ООО "Евросибэнерго - тепловая энергия" |
Ондская ГЭС (ГЭС-4) |
220 |
250 |
- |
- |
АО "Карельский окатыш" |
ПС 220 кВ Костомукша (ПС-52) |
220 |
400 |
- |
- |
АО "АЭМ - Технологии" |
ПС 220 кВ "Петрозаводскмаш" (ПС-18) |
220 |
126 |
- |
- |
Итого 220 кВ |
220 |
3068,5 |
|
| |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Петрозаводск (ПС-1) |
110 |
80 |
Т-1 - 1999, |
Т-1 - 22, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Деревянка (ПС-5) |
110 |
26 |
Т-1 - 1978, |
Т-1 - 43, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Пай (ПС-6) |
110 |
2,5 |
Т-1 - 1986 |
Т-1 - 35 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ ТБМ (ПС-7) |
110 |
50 |
Т-1 - 1977, |
Т-1 - 44, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Ругозеро (ПС-9) |
110 |
5 |
Т-1 - 1971, |
Т-1 - 48, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Беломорск (ПС-12) |
110 |
26 |
Т-1 - 1996, |
Т-1 - 25, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Ледмозеро (ПС-13) |
110 |
20 |
Т-1 - 1989, |
Т-1 - 32, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Олений (ПС-14) |
110 |
6,3 |
Т-1 - 2003 |
Т-1 - 18 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Сегежа (ПС-15) |
110 |
80 |
Т-1 - 1985, |
Т-1 - 36, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ КОЗ (ПС-20) |
110 |
26 |
Т-1 - 1987, |
Т-1 - 34, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Шуя (ПС-21) |
110 |
50 |
Т-1 - 2008, |
Т-1 - 13, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Суна (ПС-22) |
110 |
5 |
Т-1 - 1974, |
Т-1 - 47, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Заозерье (ПС-23) |
110 |
20 |
Т-1 - 1989, |
Т-1 - 32, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Питкяранта (ПС-25) |
110 |
50 |
Т-1 - 1992, |
Т-1 - 29, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Ляскеля (ПС-26) |
110 |
16,3 |
Т-1 - 1965, |
Т-1 - 56, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Сортавала (ПС-27) |
110 |
80 |
Т-1 - 1995, |
Т-1 - 26, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Вяртсиля (ПС-28) |
110 |
12,6 |
Т-1 - 1978, |
Т-1 - 43, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Поросозеро (ПС-29) |
110 |
16,3 |
Т-1 - 1966, |
Т-1 - 55, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Лоймола (ПС-30) |
110 |
6,3 |
Т-1 - 1965 |
Т-1 - 56 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Гимолы (ПС-31) |
110 |
2,5 |
Т-1 - 1986 |
Т-1 - 35 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кв Суккозеро (ПС-32) |
110 |
20 |
Т-1 - 1986, |
Т-1 - 35, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Пенинга (ПС-33) |
110 |
10 |
Т-1 - 1986 |
Т-1 - 35 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Лахденпохья (ПС-34) |
110 |
20 |
Т-1 - 2004, |
Т-1 - 17, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Найстенъярви (ПС-35) |
110 |
12,6 |
Т-1 - 2004, |
Т-1 - 17, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Пудож (ПС-36) |
110 |
32 |
Т-1 - 1993, |
Т-1 - 28, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Пяльма (ПС-37) |
110 |
5,7 |
Т-1 - 1983, |
Т-1 - 38, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Челмужи (ПС-38) |
110 |
6,3 |
Т-1 - 1981 |
Т-1 - 40 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Ведлозеро (ПС-39) |
110 |
32 |
Т-1 - 1990, |
Т-1 - 31, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Коткозеро (ПС-40) |
110 |
11 |
Т-1 - 1979, |
Т-1 - 42, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Олонец (ПС-41) |
110 |
32 |
Т-1 - 1985, |
Т-1 - 36, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Чупа (ПС-45) |
110 |
26 |
Т-1 - 1982, |
Т-1 - 39, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Боровое (ПС-53) |
110 |
12,6 |
Т-1 - 1981, |
Т-1 - 40, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Кепа (ПС-54) |
110 |
2,5 |
Т-1 - 2001 |
Т-1 - 20 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Калевала (ПС-55) |
110 |
12,6 |
Т-1 - 1984, |
Т-1 - 37, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Пяозеро (ПС-56) |
110 |
8,8 |
Т-1 - 2006, |
Т-1 - 15, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Сосновый (ПС-57) |
110 |
2,5 |
Т-1 - 2006 |
Т-1 - 15 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Кестеньга (ПС-58) |
110 |
5 |
Т-1 - 1995, |
Т-1 - 26, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Софпорог (ПС-59) |
110 |
2,5 |
Т-1 - н.д. |
н.д. |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Березовка (ПС-63) |
110 |
16,3 |
Т-1 - 1975, |
Т-1 - 46, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Пряжа (ПС-64) |
110 |
20 |
н.д. |
н.д. |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Кукковка (ПС-66) |
110 |
32 |
Т-1 - 1985, |
Т-1 - 36, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Радиозавод (ПС-67) |
110 |
50 |
Т-1 - 1986, |
Т-1 - 35, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Станкозавод (ПС-69) |
110 |
50 |
Т-1 - 1989, |
Т-1 - 32, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Прибрежная (ПС-70) |
110 |
41 |
Т-1 - 2007, |
Т-1 - 14, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Сулажгора (ПС-72) |
110 |
26 |
Т-1 - 1985, |
Т-1 - 36, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Каршево (ПС-75) |
110 |
8,8 |
Т-1 - 1990, |
Т-1 - 31, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Авдеево (ПС-76) |
110 |
12,6 |
Т-1 - 1986, |
Т-1 - 35, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Повенец (ПС-77) |
110 |
10,3 |
Т-1 - 1997, |
Т-1 - 24, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Великая Губа (ПС-78) |
110 |
20 |
Т-1 - 1987, |
Т-1 - 34, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Авангард (ПС-79) |
110 |
32 |
н.д. |
н.д. |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Логмозеро (ПС-83) |
110 |
75 |
Т-1 - 2012, |
Т-1 - 9, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Карьерная (ПС-93) |
110 |
12,6 |
Т-1 - 1981, |
Т-1 - 40, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Кирьявалахти (ПС-94) |
110 |
16,3 |
Т-1 - 2003, |
Т-1 - 18, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 110 кВ Хаапалампи (ПС-95) |
110 |
5 |
Т-1 - 1983, |
Т-1 - 38, |
Итого Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
110 |
1274,1 |
- |
- | |
АО "Карельский окатыш" |
ПС 110 кВ горноперерабатывающего предприятия (далее - ГПП) - 1 |
110 |
50 |
- |
- |
АО "Карельский окатыш" |
ПС 110 кВ ГПП-2 |
110 |
32 |
- |
- |
АО "Карельский окатыш" |
ПС 110 кВ ГПП-3 |
110 |
20 |
- |
- |
АО "Карельский окатыш" |
ПС 110 кВ ГПП-4 |
110 |
12,6 |
- |
- |
АО "Карельский окатыш" |
ПС 110 кВ ГПП-5 |
110 |
160 |
- |
- |
АО "Карельский окатыш" |
ПС 110 кВ ГПП-6 |
110 |
160 |
- |
- |
АО "Карельский окатыш" |
ПС 110 кВ ГПП-7 |
110 |
32 |
- |
- |
АО "Карельский окатыш" |
ПС 110 кВ ГПП-8 |
110 |
12,6 |
- |
- |
АО "Карельский окатыш" |
ПС 110 кВ ГПП-9 |
110 |
12,6 |
- |
- |
АО "Карельский окатыш" |
ПС 110 кВ |
110 |
50 |
- |
- |
АО "Карельский окатыш" |
ПС 110 кВ |
110 |
20 |
- |
- |
АО "Карельский окатыш" |
ПС 110 кВ |
110 |
32 |
- |
- |
АО "Карельский окатыш" |
ПС 110 кВ |
110 |
20 |
- |
- |
Итого АО "Карельский окатыш" |
110 |
613,8 |
- |
- | |
ОАО "РЖД" |
ПС 110 кВ Полярный круг (ПС-43) |
110 |
80 |
- |
- |
ОАО "РЖД" |
ПС 110 кВ Котозеро (ПС-44) |
110 |
31 |
- |
- |
ОАО "РЖД" |
ПС 110 кВ Кереть (ПС-46) |
110 |
20 |
- |
- |
ОАО "РЖД" |
ПС 110 кВ Лоухи-тяговая (ПС-47) |
110 |
80 |
- |
- |
ОАО "РЖД" |
ПС 110 кВ Энгозеро (ПС-48) |
110 |
80 |
Т-1 - 1988, |
Т-1 - 33, |
ОАО "РЖД" |
ПС 110 кВ Кузема (ПС-49) |
110 |
80 |
Т-1 - 1988, |
Т-1 - 33, |
ОАО "РЖД" |
ПС 110 кВ Кемь-тяговая (ПС-50) |
110 |
80 |
Т-1 - 1988, |
Т-1 - 33, |
ОАО "РЖД" |
ПС 110 кВ Беломорск-тяговая (ПС-51) |
110 |
80 |
Т-1 - 1989, |
Т-1 - 32, |
ОАО "РЖД" |
ПС 110 кВ Сумпосад (ПС-84) |
110 |
50 |
Т-1 - 2003, |
Т-1 - 18, |
ОАО "РЖД" |
ПС 110 кВ Нюхча (ПС-85) |
110 |
50 |
Т-1 - 2005, |
Т-1 - 16, |
ОАО "РЖД" |
ПС 110 кВ Идель (ПС-61) |
110 |
50 |
Т-1 - 2002, |
Т-1 - 19, |
ОАО "РЖД" |
ПС 110 кВ Ладва-тяговая (ПС-82) |
110 |
80 |
Т-1 - 2006, |
Т-1 - 15, |
ОАО "РЖД" |
ПС 110 кВ Петрозаводск-тяговая (ПС-11) |
110 |
80 |
Т-1 - 2005, |
Т-1 - 16, |
Итого ОАО "РЖД" |
110 |
841 |
- |
- | |
Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1" |
Петрозаводская ТЭЦ (ТЭЦ-13) |
110 |
330 |
- |
- |
Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1" |
Маткожненская ГЭС (ГЭС-3) |
110 |
94,5 |
- |
- |
Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1" |
Выгостровская ГЭС (ГЭС-5) |
110 |
63 |
- |
- |
Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1" |
Палокоргская ГЭС (ГЭС-7) |
110 |
40 |
- |
- |
Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1" |
Беломорская ГЭС (ГЭС-6) |
110 |
63 |
- |
- |
Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1" |
Кондопожская ГЭС (ГЭС-1) |
110 |
31,5 |
- |
- |
Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1" |
Пальеозерская ГЭС (ГЭС-2) |
110 |
31,5 |
- |
- |
Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1" |
Юшкозерская ГЭС (ГЭС-16) |
110 |
32 |
- |
- |
Итого Филиал "Карельский" ПАО "ТГК-1" |
110 |
685,5 |
- |
- | |
АО "Сегежский ЦБК" |
ПС 110 кВ Сегежский ЦБК (ПС-4) |
110 |
126 |
- |
- |
АО "ПСК" |
ПС 110 кВ Онего (ПС-71) |
110 |
80 |
- |
- |
АО "ПКС" |
ПС 110 кВ ОТЗ-2 (ПС-68) |
110 |
126 |
- |
- |
ОАО "НАЗ" |
ПС 110 кВ НАЗ (ПС-3) |
110 |
255,5 |
- |
- |
ООО "Евросибэнерго - тепловая энергия" |
Ондская ГЭС (ГЭС-4) |
110 |
126 |
- |
- |
Итого 110 кВ |
110 |
4116,6 |
- |
- | |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 35 кВ Сортавала-Новая (ПС-1С) |
35 |
50 |
Т-1 - 2010, |
Т-1 - 11, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 35 кВ
Куокканиеми |
35 |
1,8 |
Т-1 - 1978 |
Т-1 - 43 |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 35 кВ
Туокслахти |
35 |
5 |
Т-1 - 1989, |
Т-1 - 32, |
Карельский филиал ПАО "Россети Северо-Запад" |
ПС 35 кВ
Леванпельто |
35 |
8 |
Т-1 - 2006, |
Т-1 - 15, |