Постановление Правительства Свердловской области от 30.04.2013 № 540-пп

                                 Приложение 6
                                 к Схеме и программе развития
                                 электроэнергетики Свердловской
                                 области
                                 на 2014 - 2018 годы и на перспективу
                                 до 2023 года

                          ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ                          
           "УЗКИХ МЕСТ" ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ            

       1. ПОЛЕВСКОЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ

       1) Наименование "узкого места": Полевской энергоузел;
       2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину  до
14 процентов (25 МВт) от потребления Полевского энергоузла (характерно
летнего (весенне-осеннего) периода);
       3) характеристика энергоузла:
       Полевской энергоузел включает в себя основные энергообъекты: ПС
220 кВ Малахит, ПС 110 кВ Полевская, ПС 110 кВ Гвоздика.
       Границы Полевского  энергоузла  определяют  следующие  элементы
сети:
       В 220 кВ Малахит на ПС 500 кВ Южная;
       В 110 кВ Гвоздика на ПС 500 кВ Южная;
       В 110 кВ Полевская на ПС 500 кВ Южная;
       В 110 кВ Дегтярка 1,2 на ПС 220 кВ Первоуральская;
       В 110 кВ Гидромаш на ПС 220 кВ Малахит;
       В 110 кВ Уфалей 1, 2 на ПС 220 кВ Малахит.
       При  ведении  режимов  в  Полевском   энергоузле   существенное
значение имеет переток по ВЛ 110 кВ Малахит - Уфалей 1, 2, зависящий в
свою  очередь  от  схемно-режимной   ситуации   в   прилегающей   сети
Челябинской  энергосистемы,  поэтому  максимально допустимый переток в
контролируемом сечении "Полевской энергоузел" зависит от  перетока  по
ВЛ  110  кВ  Малахит - Уфалей 1, 2. В КС "Полевской энергоузел" входят
следующие элементы сети:
       В 220 кВ Малахит на ПС 500 кВ Южная;
       В 110 кВ Гвоздика на ПС 500 кВ Южная;
       В 110 кВ Полевская на ПС 500 кВ Южная;
       В 110 кВ Дегтярка 1, 2 на ПС 220 кВ Первоуральская.

       Графическое изображение Полевского энергоузла  с  указанием  КС
"Полевской энергоузел" представлено на рисунке 1;

       Рис. 1. ПОЛЕВСКОЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ

       Рисунок не приводится.

       4)  баланс  мощности   Полевского   энергоузла   на   основании
фактических  замеров  за  2011  -  2012  годы и максимально допустимые
перетоки мощности в  нормальной  и  ремонтной  схемах  представлены  в
таблице 1;

       БАЛАНС ПОЛЕВСКОГО ЭНЕРГОУЗЛА

       Таблица 1

|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
| Составляющие баланса    |        Летний           |      Зимний режим,        |
|                         |   (весенне-осенний)     |  с 15 ноября 2011 года    |
|                         |        режим,           |  по 15 марта 2012 года    |
|                         | с 16 марта 2012 года    |                           |
|                         |по 14 ноября 2012 года   |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Потребление              |Максимум - 174 МВт       |Максимум - 212 МВт         |
|                         |(зафиксирован            |(зафиксирован 06.02.2012)  |
|                         |05.09.2012)              |По зимнему контрольному    |
|                         |По летнему контрольному  |замеру - 181 МВт           |
|                         |замеру - 150 МВт         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Генерация                |Нет                      |Нет                        |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Дефицит                  |174 МВт (на момент       |212 МВт (на момент         |
|                         |максимума потребления)   |максимума потребления)     |
|                         |150 МВт (на момент       |181 МВт (на момент         |
|                         |летнего контрольного     |зимнего контрольного       |
|                         |замера)                  |замера)                    |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Переток в КС "Полевской  |до 206 МВт               |до 261 МВт                 |
|энергоузел"              |                         |                           |
|в нормальной схеме       |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС "Полевской      |284 МВт                  |340 МВт                    |
|энергоузел"              |                         |                           |
|в нормальной схеме       |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Переток в КС "Полевской  |до 174 МВт <**>          |            -              |
|энергоузел" в ремонтной  |                         |                           |
|схеме                    |                         |                           |
|(ремонт ВЛ 220 кВ        |                         |                           |
|Малахит - Южная)         |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС в наиболее      |192 МВт <**>             |            -              |
|тяжелой <*> ремонтной    |                         |                           |
|схеме (ремонт            |                         |                           |
|ВЛ 220 кВ Малахит -      |                         |                           |
|Южная)                   |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы                    |
|рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы      |
|генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС         |
|или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС;                           |
|<**> - с учетом замыкания транзита 110 кВ Колюткино - Малахит                  |
|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————  |

       5) электрических станций в Полевском энергоузле нет;
       6) анализ  схемно-режимных  ситуаций,  приводящих  к  нарушению
допустимых параметров режима Полевского энергоузла:
       Описание СРС:
       Наиболее  сложной  СРС,  приводящей  к   нарушению   допустимых
параметров  режима, является наложение аварийного отключения ВЛ 110 кВ
Гвоздика - Южная (ВЛ 110 кВ Гвоздика - Полевская) на ремонт ВЛ 220  кВ
Малахит  -  Южная  в  летний  (весенне-осенний)  период  (приложение 7
рисунок 1).
       При наложении аварийного отключения ВЛ 110 кВ Гвоздика -  Южная
(ВЛ  110  кВ Гвоздика - Полевская) на ремонт ВЛ 220 кВ Малахит - Южная
загрузка ВЛ 110 кВ Полевская - Южная - до  93  процентов,  ВЛ  110  кВ
Дегтярка  -  Полевская  -  до  74  процентов,  ВЛ  110  кВ  Дегтярка -
Первоуральская 1, 2 - до 76 процентов (приложение 7 рисунок 1).
       Для   соблюдения   в   послеаварийном   режиме   требований   к
устойчивости   энергосистем,   в  части  допустимой  токовой  нагрузки
оборудования, при  подготовке  к  следующему  нормативному  возмущению
(наиболее  тяжелое  возмущение  в  ПАР  -  отключение ВЛ 220 кВ БАЭС -
Мраморная или ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с учетом работы  АОПО  на
ПС  110  кВ  Полевская  приведет  к  перегрузке  ВЛ  110 кВ Дегтярка -
Полевская или ВЛ в транзите 110 кВ Южная -  Полевская)  (приложение  7
рисунок  2)  необходим ввод графиков временного отключения потребления
(ГВО).
       Возможные   схемно-режимные    мероприятия,    выполняемые    в
оперативном   порядке   для   ввода  режима  в  допустимую  область  и
минимизации ГВО: замыкание транзита 110 кВ Колюткино - Малахит снижает
ГВО    на   45   МВт.   Транзит   замыкается:   в   ремонтных   схемах
(непосредственно  перед  выводом  сетевого  элемента  в   ремонт),   в
нормальной  схеме  (по  команде диспетчера после аварийного отключения
одного из сетевых элементов ПЭУ).
       С учетом выполнения  схемно-режимных  мероприятий,  необходимый
объем ГВО составляет до 25 МВт;
       7) ограничивающими элементами в Полевском энергоузле являются:
       на ПС 500 кВ Южная - ошиновка ВЛ 110 кВ Полевская -  Южная,  ВЧ
заградители ВЛ 110 кВ Гвоздика - Южная;
       на ПС 110 кВ Полевская - ВЧ заградители ВЛ 110 кВ  Полевская  -
Южная, Гвоздика - Полевская; ошиновка ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская;
       провод ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская;
       на ПС  110  кВ  Дегтярка  -  ошиновка  ВЛ  110  кВ  Дегтярка  -
Полевская;
       8) перечень мероприятий, рекомендуемых  для  ликвидации  "узких
мест" в Полевском энергоузле.
       Перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест"
в  Полевском  энергоузле,  приведен  в  таблице  2.  В приложении 7 на
рисунке 3 показан режим аварийного отключения ВЛ  110  кВ  Гвоздика  -
Южная  при  ремонте  ВЛ  220  кВ  Малахит  - Южная с учетом выполнения
мероприятий. Для подготовки к  отключению  ВЛ  220  БАЭС  -  Мраморная
(режим  показан  в  приложении  7 на рисунке 3) ввод ГВО не требуется,
таким образом предложенных мероприятий достаточно.

       ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
       ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ПОЛЕВСКОМ ЭНЕРГОУЗЛЕ

       Таблица 2

|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|                        Мероприятие                          |Эффективность  |
|                                                             | мероприятия   |
|                                                             |    (МВт)      |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|На ПС 500 кВ Южная заменить ошиновку ВЛ 110 кВ Полевская -   |25 МВт         |
|Южная, выполненную проводом марки АС-95/27 на провод марки   |               |
|не менее АС-185/24 или аналогичный по ДТН                    |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|На ПС 500 кВ Южная заменить ВЧ заградители ВЛ 110 кВ         |               |
|Гвоздика - Южная номинальным током 500 А на ВЧ заградители   |               |
|номинальным током не менее 600 А                             |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|На ПС 110 кВ Полевская заменить ВЧ заградители ВЛ 110 кВ     |               |
|Полевская - Южная, ВЛ 110 кВ Гвоздика - Полевская            |               |
|номинальным током 500 А на ВЧ заградители номинальным током  |               |
|600 А                                                        |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|Выполнить реконструкцию ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская       |               |
|с заменой провода марки АС-95/16 на провод марки не менее    |               |
|АС-150/24 или аналогичный по ДТН <*>                         |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|На ПС 110 кВ Полевская и ПС 110 кВ Дегтярка заменить         |               |
|ошиновку ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская марки АС-95/16       |               |
|на провод марки не менее АС-150/24 или аналогичный по ДТН    |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|

       Свод  описания  "узкого  места"  с  анализом   результативности
указанных мероприятий приведен в приложении 8.

       2. ЮГО-ЗАПАДНЫЙ ЭНЕРГОРАЙОН

       1) наименование "узкого места": Юго-Западный энергорайон;
       2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину  до
20  процентов  (30  МВт)  от  потребления  Юго-Западного  энергорайона
(характерно для летнего (весенне-осеннего) периода);
       3) характеристика энергорайона:
       Юго-Западный   энергорайон    включает    в    себя    основные
энергообъекты:  ПС  220  кВ Красноуфимская, ПС 110 кВ Михайловская, ПС
110 кВ Н. Серги, ПС 110 кВ  Дидино,  ПС  110  кВ  Манчаж,  ПС  110  кВ
Крылово.
       Границы   Юго-Западного   энергорайона   определяют   следующие
элементы сети:
       В 110 кВ АТ3, 4 на ПС 220 кВ Красноуфимская;
       В 110 кВ Романовка 1,2 на ПС 220 кВ Красноуфимская;
       В 110 кВ Дидино на ПС 220 кВ Первоуральская;
       В 110 кВ Нижние Серги на ПС 220 кВ Первоуральская.
       В состав контролируемого сечения "Красноуфимская - Михайловская
- Первоуральская" (далее - КС КМП) входят следующие элементы сети:
       В 110 кВ Дидино на ПС 220 кВ Первоуральская;
       В 110 кВ Нижние Серги на ПС 220 кВ Первоуральская.
       Графическое изображение Юго-Западного энергорайона с  указанием
КС КМП представлено на рисунке 2;

       Рис. 2. ЮГО-ЗАПАДНЫЙ ЭНЕРГОРАЙОН

       Рисунок не приводится.

       4) баланс  мощности  Юго-Западного  энергорайона  на  основании
фактических  замеров  за  2011  -  2012  годы и максимально допустимые
перетоки мощности в  нормальной  и  ремонтной  схемах  представлены  в
таблице 3;

       БАЛАНС ЮГО-ЗАПАДНОГО ЭНЕРГОРАЙОНА

       Таблица 3

|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
| Составляющие баланса    |        Летний           |      Зимний режим,        |
|                         |   (весенне-осенний)     |  с 15 ноября 2011 года    |
|                         |        режим,           |  по 15 марта 2012 года    |
|                         | с 16 марта 2012 года    |                           |
|                         |по 14 ноября 2012 года   |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|           1             |           2             |            3              |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Потребление              |Максимум - 149 МВт       |Максимум - 169 МВт         |
|                         |(зафиксирован            |(зафиксирован 02.02.2012)  |
|                         |09.04.2012)              |По зимнему контрольному    |
|                         |По летнему контрольному  |замеру - 151 МВт           |
|                         |замеру - 104 МВт         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Генерация                |Нет                      |Нет                        |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Дефицит                  |149 МВт (на момент       |169 МВт (на момент         |
|                         |максимума потребления)   |максимума потребления)     |
|                         |104 МВт (на момент       |151 МВт (на момент         |
|                         |летнего контрольного     |зимнего контрольного       |
|                         |замера)                  |замера)                    |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Переток в КС             |до 64 МВт                |до 80 МВт                  |
|в нормальной схеме       |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС в нормальной    |84 МВт                   |108 МВт                    |
|схеме                    |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Переток в КС             |до 73 <**> МВт           |            -              |
|в ремонтной схеме        |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС в наиболее      |85 <**> МВт              |            -              |
|тяжелой <*> ремонтной    |                         |                           |
|схеме (ремонт АТ-3(4)    |                         |                           |
|ПС 220 кВ                |                         |                           |
|Красноуфимская или       |                         |                           |
|ВЛ 220 кВ Ирень -        |                         |                           |
|Красноуфимская или       |                         |                           |
|ВЛ 220 кВ Емелино -      |                         |                           |
|Продольная               |                         |                           |
|или ВЛ 220 кВ            |                         |                           |
|Продольная -             |                         |                           |
|Красноуфимская)          |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Примечание: <*> - в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы                  |
|рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы      |
|генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС         |
|или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС;                           |
|<**> - замкнут транзит 110 кВ Красноуфимская - Романовка - Чернушка            |
|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————  |

       5) электрических станций в Юго-Западном энергорайоне нет;
       6)  анализ  схемно-режимных  ситуаций   (СРС),   приводящих   к
нарушению допустимых параметров режима в КС КМП:
       Описание СРС:
       Наиболее  сложной  СРС,  приводящей  к   нарушению   допустимых
параметров   режима,   является   одна   из  следующих  СРС  в  летний
(весенне-осенний) период:
       1)  наложение  аварийного  отключения  ВЛ  220  кВ  Емелино   -
Продольная (ВЛ 220 кВ Продольная - Красноуфимская) на ремонт ВЛ 220 кВ
Ирень - Красноуфимская;
       2) наложение аварийного отключения АТ3(4) на ремонт  АТ4(3)  на
ПС 220 кВ Красноуфимская;
       3) наложение аварийного отключения 1(2) С 220 кВ на ремонт 2(1)
С 220 кВ на ПС 220 кВ Красноуфимская;
       4)  наложение  аварийного  отключения  ВЛ  220   кВ   Ирень   -
Красноуфимская на ремонт 2 С 220 кВ на ПС 500 кВ Емелино.
       Далее рассмотрен случай наложения аварийного отключения ВЛ  220
кВ  Емелино  -  Продольная  (ВЛ 220 кВ Продольная - Красноуфимская) на
ремонт ВЛ 220 кВ Ирень - Красноуфимская при условии замыкания транзита
110 кВ Красноуфимская - Романовка - Чернушка.
       При  наложении  аварийного  отключения  ВЛ  220  кВ  Емелино  -
Продольная (ВЛ 220 кВ Продольная - Красноуфимская) на ремонт ВЛ 220 кВ
Ирень - Красноуфимская  наиболее  загружены  ВЛ  110  кВ  Н.  Серги  -
Первоуральская  - до 77 процентов, ВЛ 110 кВ Дидино - Первоуральская -
до 70 процентов. Напряжение на ПС Юго-Западного энергорайона, с учетом
работы  БСК  на  ПС  220 кВ Красноуфимская, ПС 110 кВ Михайловская, не
ниже 110 кВ (приложение 7 рисунок 4).
       Для   соблюдения   в   послеаварийном   режиме   требований   к
устойчивости   энергосистем,   в  части  допустимой  токовой  нагрузки
оборудования, при  подготовке  к  следующему  нормативному  возмущению
(наиболее  тяжелое  возмущение  в  ПАР - отключение ВЛ 110 кВ Дидино -
Первоуральская  приведет  к  перегрузке  ВЛ  110   кВ   Н.   Серги   -
Первоуральская;  отключение  ВЛ  110  кВ  Н.  Серги  -  Первоуральская
приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ Дидино - Первоуральская) (приложение 7
рисунок  5)  необходим ввод графиков временного отключения потребления
(ГВО).
       Возможные   схемно-режимные    мероприятия,    выполняемые    в
оперативном   порядке   для   ввода  режима  в  допустимую  область  и
минимизации ГВО:
       1) замыкание транзита  110  кВ  Красноуфимская  -  Романовка  -
Чернушка.  Транзит  замыкается  по  согласованию  с  Пермским  РДУ:  в
ремонтных схемах (непосредственно перед выводом  сетевого  элемента  в
ремонт),  в нормальной схеме (сразу после аварийного отключения одного
из сетевых элементов в Юго-Западном энергорайоне). В нормальной  схеме
для  предотвращения  токового  перегруза  ВЛ 110 кВ транзит разомкнут.
Мероприятие снижает объем ГВО на 50 МВт;
       2) перевод нагрузки (до 7 МВт) 2 С 110 кВ ПС 220 кВ  Дружинино,
запитанной от ВЛ 110 кВ Дидино - Михайловская, на 1 С 110 кВ ПС 220 кВ
Дружинино, запитанной от ВЛ 220 кВ Емелино - Первоуральская 1  (на  ПС
220  кВ  Дружинино  1,  2  С  110 кВ работают раздельно). Параллельная
работа 1, 2 С 110 кВ ПС  220  кВ  Дружинино  с  образованием  транзита
мощности  через  АТ1  ПС 220 кВ Дружинино из сети 220 кВ в сеть 110 кВ
Юго-Западного   энергорайона   невозможна   по   надежности    питания
потребителей  ПС  220  кВ  Дружинино в связи с отсутствием секционного
выключателя 110 кВ, а также по условиям  релейной  защиты  в  связи  с
отсутствием линейных защит на ПС 220 кВ Дружинино. Мероприятие снижает
объем ГВО на 5 МВт.
       Необходимый объем  ГВО  с  учетом  замыкания  транзита  110  кВ
Красноуфимская - Романовка - Чернушка составляет до 30 МВт;
       7) ограничивающим элементом в КС КМП является: на ПС 110 кВ  Н.
Серги  -  ошиновка  ВЛ  110 кВ Н. Серги - Первоуральская, ВЛ 110 кВ Н.
Серги - Михайловская;
       8) перечень мероприятий, рекомендуемых  для  ликвидации  "узких
мест" в Юго-Западном энергорайоне приведен в таблице 4. В приложении 7
на рисунке 6 показан режим аварийного отключения ВЛ 220 кВ  Емелино  -
Продольная  и  ВЛ 220 кВ Ирень - Красноуфимская после мероприятий. Для
подготовки к отключению  ВЛ  110  Дидино  -  Первоуральская  (режим  в
приложении  7  на  рисунке  6)  ввод  ГВО  не требуется, таким образом
предложенных мероприятий достаточно.

       ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
       ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ЮГО-ЗАПАДНОМ ЭНЕРГОРАЙОНЕ

       Таблица 4

|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|                        Мероприятие                          |Эффективность  |
|                                                             | мероприятия   |
|                                                             |    (МВт)      |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|На ПС 110 кВ Н. Серги заменить ошиновку ВЛ 110 кВ            |15 МВт         |
|Н. Серги - Первоуральская и ВЛ 110 кВ Н. Серги -             |               |
|Михайловская, выполненную проводом марки АС-95/27 на провод  |               |
|марки не менее АС-120/19 или аналогичный по ДТН              |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|Установить на ПС 220 кВ Первоуральская АОПО ВЛ 110 кВ        |20 МВт         |
|Дидино - Первоуральская и ВЛ 110 кВ Н. Серги -               |               |
|Первоуральская с действием 1 ступенью на отключение          |               |
|нагрузки на ПС 110 кВ Михайловская, ПС 110 кВ Н. Серги       |               |
|в объеме до 20 МВт                                           |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|

       Свод  описания  "узкого  места"  с  анализом   результативности
указанных мероприятий приведен в приложении 8.

       3. СЕЧЕНИЕ "СВЕРДЛОВСКАЯ - ИСКРА - ВИЗ - ПЕТРИЩЕВСКАЯ"

       1) наименование "узкого места": сечение "Свердловская - Искра -
ВИЗ - Петрищевская";
       2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину  до
15   процентов   (70   МВт)   от   максимального  потребления  сечения
"Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская" (характерно для зимнего  и
летнего (весенне-осеннего) периода);
       3) характеристика энергорайона:
       Энергорайон, ограниченный сечением "Свердловская - Искра -  ВИЗ
-  Петрищевская",  включает  в  себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ
Искра,  Свердловская  ТЭЦ,  ТЭЦ  ВИЗа,  ПС  110  кВ  ВИЗ,  ПС  110  кВ
Петрищевская.
       В связи с тем, что  при  замкнутом  транзите  110  кВ  Искра  -
Свердловская  отключающая  способность  выключателей  110 кВ ПС 110 кВ
Свердловская и ПС 110 кВ ВИЗ не соответствует уровням токов  короткого
замыкания,  на  В  110  кВ  Звезда  ПС 110 кВ Свердловская и СВ 110 кВ
Свердловской ТЭЦ выполнено секционирование данного транзита.
       Так как в ремонтных и послеаварийных  режимах  транзит  110  кВ
Искра  -  Свердловская  может  замыкаться,  то  контролируемое сечение
"Искра - ВИЗ - Петрищевская" (далее - КС "Искра - ВИЗ - Петрищевская")
состоит  из  четырех подсечений, которые актуализируются в зависимости
от схемы прилегающей сети. Подсечения  определяют  следующие  элементы
сети:
       КС1:
       В 220 кВ Искра 1 на СУГРЭС;
       В 220 кВ Искра 2 на СУГРЭС;
       В 110 кВ ВИЗ 1 на ПС 110 кВ Петрищевская;
       В 110 кВ ВИЗ 2 на ПС 110 кВ Петрищевская.
       КС 2:
       В 220 кВ Искра 1 на СУГРЭС;
       В 220 кВ Искра 2 на СУГРЭС;
       В 110 кВ ВИЗ 1 на ПС 110 кВ Петрищевская;
       В 110 кВ ВИЗ 2 на ПС 110 кВ Петрищевская;
       В 110 кВ Звезда на ПС 110 кВ Свердловская;
       В 110 кВ СвТЭЦ на ПС 110 кВ Свердловская.
       КС3:
       В 110 кВ Звезда на ПС 110 кВ Свердловская;
       В 110 кВ СвТЭЦ на ПС 110 кВ Свердловская.
       КС4:
       В 110 ВИЗ 1 на ПС 110 кВ Петрищевская;
       В 110 ВИЗ 2 на ПС 110 кВ Петрищевская.
       Графическое изображение  энергорайона,  ограниченного  сечением
"Свердловская  -  Искра - ВИЗ - Петрищевская", представлено на рисунке
3;

       Рис. 3. ГРАНИЦЫ СЕЧЕНИЯ
       "СВЕРДЛОВСКАЯ - ИСКРА - ВИЗ - ПЕТРИЩЕВСКАЯ"

       Рисунок не приводится.

       4)  баланс  мощности   энергорайона,   ограниченного   сечением
"Свердловская  - Искра - ВИЗ - Петрищевская", на основании фактических
замеров за  2011  -  2012  годы,  и  максимально  допустимые  перетоки
мощности  в  нормальной  и  ремонтной  схемах  в  КС  "Искра  -  ВИЗ -
Петрищевская" представлены в таблице 5;

       БАЛАНС ЭНЕРГОРАЙОНА, ОГРАНИЧЕННОГО СЕЧЕНИЕМ
       "СВЕРДЛОВСКАЯ - ИСКРА - ВИЗ - ПЕТРИЩЕВСКАЯ"

       Таблица 5

|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
| Составляющие баланса    |        Летний           |      Зимний режим,        |
|                         |   (весенне-осенний)     |  с 15 ноября 2011 года    |
|                         |        режим,           |  по 15 марта 2012 года    |
|                         | с 16 марта 2012 года    |                           |
|                         |по 14 ноября 2012 года   |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Потребление              |Максимум - 380 МВт       |Максимум - 469 МВт         |
|                         |(зафиксирован            |(зафиксирован 31.01.2012)  |
|                         |04.10.2012)              |По зимнему контрольному    |
|                         |По летнему контрольному  |замеру - 434 МВт           |
|                         |замеру - 313 МВт         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Генерация                |60 МВт (на момент        |111 МВт (на момент         |
|                         |максимума потребления)   |максимума потребления)     |
|                         |28 МВт (на момент        |111 МВт (на момент         |
|                         |летнего контрольного     |зимнего контрольного       |
|                         |замера)                  |замера)                    |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Дефицит                  |320 МВт (на момент       |358 МВт (на момент         |
|                         |максимума потребления)   |максимума потребления)     |
|                         |285 МВт (на момент       |323 МВт (на момент         |
|                         |летнего контрольного     |зимнего контрольного       |
|                         |замера)                  |замера)                    |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Переток в КС             |до 318 МВт (КС1)         |до 337 МВт (КС1)           |
|в нормальной схеме       |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС в нормальной    |352 МВт (КС1)            |441 МВт (КС1)              |
|схеме                    |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС в наиболее      |380 <**> МВт (КС2)       |            -              |
|тяжелой <*> ремонтной    |                         |                           |
|схеме (ремонт ВЛ 220 кВ  |                         |                           |
|Искра - СУГРЭС 1 или 2)  |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Примечание: <*> - в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы                  |
|рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы      |
|генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС         |
|или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС.                           |
|<**> - транзит 110 кВ Искра - Свердловская замкнут                             |
|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————  |

       5) перечень электрических станций, находящихся в  энергорайоне,
ограниченном  сечением  "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская", с
указанием располагаемой активной мощности и  диапазонов  регулирования
активной мощности представлен в таблице 6;

       ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, НАХОДЯЩИХСЯ
       В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОМ СЕЧЕНИЕМ
       "СВЕРДЛОВСКАЯ - ИСКРА - ВИЗ - ПЕТРИЩЕВСКАЯ"

       Таблица 6

|————————————————————————|———————————————|———————————————————— |———————————————————— |
|     Наименование       |Установленная  |  Располагаемая      |    Диапазон         |
|    электростанции      |мощность, МВт  |  мощность, МВт      |  регулирования      |
|                        |               |                     |<*>, МВт             |
|————————————————————————|———————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|
|                        |               |  зима    |  лето    |  зима    |  лето    |
|————————————————————————|———————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|
|Свердловская ТЭЦ        |     36        |   36     |   26     |   -      |   -      |
|————————————————————————|———————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|
|Уралметпром (ТЭЦ ВИЗа)  |     75        |   75     |   35     |   -      |   -      |
|————————————————————————|———————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|
|Примечание: <*> - диапазон регулирования активной мощности                          |
|электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности                   |
|электростанций                                                                      |
|———————————————————————————————————————————————————————————————————————————————     |

       6)  анализ  схемно-режимных  ситуаций   (СРС),   приводящих   к
нарушению   допустимых   параметров   режима  в  КС  "Искра  -  ВИЗ  -
Петрищевская":
       Описание СРС:
       Наиболее  сложной  СРС,  приводящей  к   нарушению   допустимых
параметров  режима, является аварийное одновременное отключение ВЛ 220
кВ Искра - СУГРЭС 1 и 2 в зимний  и  летний  (весенне-осенний)  период
(согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем является
нормативным возмущением III группы).
       При аварийном одновременном отключении ВЛ 220 кВ Искра - СУГРЭС
1  и  2  отработает  дополнительная  автоматическая разгрузка (ДАР), с
действием на отключение В 110 кВ Сортировка 1, 2; В 110 кВ Депо 1,  2;
В  10  кВ яч. 1, 7, 10,11, 13, 14, 15, 18, 22, 24, 25, 27, 31, 33, 35,
36, 41, 42, 44, 48 (ОН до 50 МВт); В 110 кВ СвТЭЦ и В 110 кВ Звезда на
ПС  220  кВ  Искра.  После  действия  ДАР перегрузов оборудования нет,
напряжения в допустимых пределах (приложение 7 рисунок 7).
       Для   соблюдения   в   послеаварийном   режиме   требований   к
устойчивости   энергосистем,   в  части  допустимой  токовой  нагрузки
оборудования, при  подготовке  к  следующему  нормативному  возмущению
(наиболее  тяжелое  возмущение  в  ПАР  -  отключение  ВЛ 110 кВ ВИЗ -
Петрищевская 1(2) или ВЛ 110 кВ Петрищевская - Рябина 1(2) приведет  к
перегрузке   ВЛ  110  кВ  ВИЗ  -  Петрищевская  2(1)  или  ВЛ  110  кВ
Петрищевская - Рябина 2(1)) (приложение 7 рисунок 8) помимо  возможных
схемно-режимных  мероприятий,  выполняемых  в оперативном порядке (см.
ниже) необходим ввод графиков временного отключения (ГВО).
       Замыкание транзита 110 кВ Искра - Свердловская в послеаварийной
схеме   не   используется,   так  как  это  приведет  к  необходимости
увеличения объема ГВО в рассматриваемом режиме. При замкнутом транзите
110  кВ  Искра  -  Свердловская в режиме отключенных ВЛ 220 кВ Искра -
СУГРЭС  1  и  2  наиболее  тяжелым  аварийным  возмущением  становится
отключение  ВЛ  110 кВ Свердловская - Свердловская ТЭЦ. Для исключения
перегруза ВЛ 110 кВ Звезда - Свердловская в указанном режиме требуется
увеличение объемов ГВО на 40 МВт.
       Возможные   схемно-режимные    мероприятия,    выполняемые    в
оперативном порядке: замыкание транзита 110 кВ Южная - Академическая -
Петрищевская  (для  исключения  возможности   выделения   района   при
аварийном  отключении  ВЛ  110  кВ Петрищевская - Рябина 1(2) с учетом
работы АОПО на ПС 110 кВ Петрищевская по  ВЛ  110  кВ  Петрищевская  -
Рябина  2(1) на ее отключение). Транзит замыкается: в ремонтных схемах
(непосредственно  перед  выводом  сетевого  элемента  в   ремонт),   в
нормальной  схеме (сразу после аварийного отключения одного из сетевых
элементов в сечении "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская").
       Необходимый объем ГВО с учетом нагрузки, отключенной  действием
ДАР (50 МВт) и мероприятий, составляет до 70 МВт;
       7)  ограничивающими  элементами  в  энергорайоне,  ограниченном
сечением "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская", являются:
       на ПС 110 кВ ВИЗ - выключатели 110 кВ, ВЧ заградители ВЛ 110 кВ
ВИЗ - Петрищевская 1, 2;
       на ПС 110 кВ Свердловская - выключатели 110 кВ,  трансформаторы
тока ВЛ 110 кВ Звезда - Свердловская, ВЛ 110 кВ Свердловская - СвТЭЦ;
       8) перечень мероприятий, рекомендуемых  для  ликвидации  "узких
мест"  в сечении "Искра - ВИЗ - Петрищевская", приведен в таблице 7. В
приложении 7 на рисунке  9  показан  режим  аварийного  одновременного
отключения  ВЛ  220  кВ  Искра  -  СУГРЭС  1, 2 после мероприятий. Для
подготовки к отключению ВЛ 110  кВ  ВИЗ  -  Петрищевская  1(2)  (режим
показан  на рисунке) ввод ГВО не требуется, таким образом предложенных
мероприятий достаточно.

       ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
       ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОМ
       СЕЧЕНИЕМ "СВЕРДЛОВСКАЯ - ИСКРА - ВИЗ - ПЕТРИЩЕВСКАЯ"

       Таблица 7

|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|                        Мероприятие                          |Эффективность  |
|                                                             | мероприятия   |
|                                                             |    (МВт)      |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|Комплексная реконструкция ПС 110 кВ ВИЗ с заменой            |15 МВт         |
|выключателей и ВЧ-заградителей 110 кВ номинальным током      |               |
|600 А, на выключатели и ВЧ-заградители номинальным током     |               |
|1000 А                                                       |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Свердловская             |15 МВт         |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|Установка АОПО на ПС 110 кВ Петрищевская по ВЛ 110 кВ ВИЗ -  |55 МВт         |
|Петрищевская 1(2) с действием на ОН до 55 МВт на ПС 110 кВ   |               |
|ВИЗ, ПС 220 кВ Искра                                         |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|

       Свод  описания  "узкого  места"  с  анализом   результативности
указанных мероприятий приведен в приложении 8.

       4. СЕЧЕНИЕ "ЮЖНАЯ - СИБИРСКАЯ - НСТЭЦ"

       1) Наименование "узкого места": сечение "Южная  -  Сибирская  -
НСТЭЦ";
       2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину  до
20  процентов  (93  МВт)  от  максимального  потребления энергорайона,
ограниченного сечением "Южная - Сибирская  -  НСТЭЦ"  (характерно  для
зимнего и летнего (весенне-осеннего) периода);
       3) характеристика энергорайона:
       Энергорайон, ограниченный сечением "Южная - Сибирская - НСТЭЦ",
включает  в  себя  основные  энергообъекты: ПС 500 кВ Южная, ПС 220 кВ
Калининская, НСТЭЦ, ПС 110 кВ Сибирская, ПС 110 кВ Весна,  ПС  110  кВ
Чкаловская, ПС 110 кВ Нижнеисетская.
       Границы контролируемого сечения "Южная  -  Сибирская  -  НСТЭЦ"
(далее - КС "Южная - Сибирская - НСТЭЦ") определяют следующие элементы
сети:
       В 110 кВ Весна на НСТЭЦ;
       В 110 кВ Сибирская на НСТЭЦ;
       В 110 кВ Сибирская 1, 2 на ПС 220 кВ Калининская;
       В 110 кВ Нижнеисетская 1,2 на ПС 500 кВ Южная;
       В 110 кВ Сибирская 1, 2, 3 на ПС 500 кВ Южная;
       В 110 кВ Чкаловская на ПС 500 кВ Южная;
       СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Арена;
       СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Октябрьская.
       Графическое  изображение  КС  "Южная  -  Сибирская   -   НСТЭЦ"
приведено на рисунке 4;

       Рис. 4. СЕЧЕНИЕ "ЮЖНАЯ - СИБИРСКАЯ - НСТЭЦ"

       Рисунок не приводится.

       4) баланс мощности энергорайона, ограниченного сечением  "Южная
-  Сибирская  - НСТЭЦ" на основании фактических замеров за 2011 - 2012
годы, и  максимально  допустимые  перетоки  мощности  в  нормальной  и
ремонтной схемах представлены в таблице 8;

       БАЛАНС МОЩНОСТИ ЭНЕРГОРАЙОНА, ОГРАНИЧЕННОГО СЕЧЕНИЕМ
       "ЮЖНАЯ - СИБИРСКАЯ - НСТЭЦ"

       Таблица 8

|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
| Составляющие баланса    |        Летний           |      Зимний режим,        |
|                         |   (весенне-осенний)     |  с 15 ноября 2011 года    |
|                         |        режим,           |  по 15 марта 2012 года    |
|                         | с 16 марта 2012 года    |                           |
|                         |по 14 ноября 2012 года   |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Потребление              |Максимум - 464 МВт       |Максимум - 478 МВт         |
|                         |(зафиксирован            |(зафиксирован 27.12.2011)  |
|                         |19.04.2012)              |По зимнему контрольному    |
|                         |По летнему контрольному  |замеру - 426 МВт           |
|                         |замеру - 325 МВт         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Генерация                |Нет                      |Нет                        |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Дефицит                  |464 МВт (на момент       |478 МВт (на момент         |
|                         |максимума потребления)   |максимума потребления)     |
|                         |325 МВт (на момент       |426 МВт (на момент         |
|                         |летнего контрольного     |зимнего контрольного       |
|                         |замера)                  |замера)                    |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Переток в КС             |до 464 МВт               |до 478 МВт                 |
|в нормальной схеме       |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС в нормальной    |490 МВт                  |560 МВт                    |
|схеме                    |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС в наиболее      |320 МВт                  |            -              |
|тяжелой <*> ремонтной    |                         |                           |
|схеме (ремонт 1(2) СШ    |                         |                           |
|110 кВ ПС 500 кВ Южная)  |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы                    |
|рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы      |
|генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС         |
|или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС                            |
|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————  | 

       5) электрических станций в энергорайоне, ограниченном  сечением
"Южная - Сибирская - НСТЭЦ", нет;
       6)  анализ  схемно-режимных  ситуаций   (СРС),   приводящих   к
нарушению  допустимых  параметров режима в энергорайоне, ограниченного
сечением "Южная - Сибирская - НСТЭЦ":
       Описание СРС:
       Аварийные отключения 1(2) СШ 110 кВ; 1(2) СШ 220 кВ; АТ1(2)  ПС
500  кВ  Южная;  ВЛ  110 кВ Весна - НСТЭЦ; ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская
могут привести к нарушению допустимых параметров  режима  в  зимний  и
летний  (весенне-осенний)  период.  Наиболее сложной СРС, приводящей к
нарушению допустимых параметров режима, является аварийное  отключение
1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная.
       При аварийном отключении 1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная  по  ВЛ
110  кВ Весна - НСТЭЦ, ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская возможно превышение
длительно допустимого тока и работа 2 ступени АРЛ ПС 110 кВ  Сибирская
с  действием  на  включение  В  110  кВ  Калининская 1, 2 на ПС 110 кВ
Сибирская (приложение 7 рисунок 10).
       Для   соблюдения   в   послеаварийном   режиме   требований   к
устойчивости   энергосистем,   в  части  допустимой  токовой  нагрузки
оборудования, при  подготовке  к  следующему  нормативному  возмущению
(наиболее  тяжелое возмущение в ПАР - отключение 2(1) СШ 110 кВ ПС 500
кВ Южная приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская; ВЛ 110  кВ
Весна  -  НСТЭЦ; ВЛ 110 кВ Калининская - Сибирская 1(2)) (приложение 7
рисунок 11) с учетом возможных схемно-режимных  мероприятий  необходим
ввод графиков временного отключения потребления (ГВО).
       Возможные   схемно-режимные    мероприятия,    выполняемые    в
оперативном   порядке,   для  ввода  режима  в  допустимую  область  и
минимизации ГВО:
       1)  загрузка  ТГ  НСТЭЦ,  работающих  на  шины   110   кВ,   до
максимальной  величины,  с контролем загрузки ВЛ 110 кВ Весна - НСТЭЦ,
ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская. Мероприятие снижает объем ГВО до 20 МВт;
       2)  замыкание  транзита  110  кВ  Южная   -   Академическая   -
Петрищевская  (за  исключением случая отключения 1(2) СШ 110 кВ ПС 500
кВ Южная). Транзит замыкается:  в  ремонтных  схемах  (непосредственно
перед  выводом  сетевого элемента в ремонт), в нормальной схеме (сразу
после аварийного отключения одного  из  сетевых  элементов  в  сечении
"Южная - Сибирская - НСТЭЦ"). Мероприятие снижает объем ГВО до 20 МВт;
       3) на ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ Арена включение  СВ  110
кВ,  на ПС 110 кВ Сибирская отключить В 110 кВ Октябрьская и ПС 110 кВ
Арена (перевод нагрузки и снижение ГВО до 30 МВт). Замыкание  транзита
110   кВ   Сибирская   -   Петрищевская   невозможно   для  исключения
неселективной работы релейной защиты в Екатеринбургском энергоузле;
       4) на ПС 220 кВ Калининская отключение В 220 кВ АТ1  (в  случае
если  на  СУГРЭС  в  работе  не  менее  трех блоков либо двух блоков и
ПГУ-410). Мероприятие снижает объем ГВО до 10 МВт.
       Необходимый объем ГВО с учетом мероприятий зависит  от  состава
генерирующего оборудования на шинах 220 кВ СУГРЭС:

|———————————————————————————————————————————|————————————|——————————————|———————————|
|    Состав генерирующего оборудования      |   МДП      |Фактический   |Расчетный  |
|         на шинах 220 кВ СУГРЭС            |в Сечении,  |  переток     |объем ГВО  |
|                                           |   МВт      | по Сечению   |           |
|———————————————————————————————————————————|————————————|——————————————|———————————|
|в работе 2 блока (либо 1 блок и ПГУ-410)   |   375      |448           |   73      |
|                                           |            |(с учетом     |           |
|                                           |            |мероприятий,  |           |
|                                           |            |указанных     |           |
|                                           |            |в п. 4.7.3)   |           |
|———————————————————————————————————————————|————————————|——————————————|———————————|
|в работе 3 блока (либо 2 блока и ПГУ-410)  |   365      |              |   83      |
|———————————————————————————————————————————|————————————|——————————————|———————————|
|в работе 3 блока и ПГУ-410                 |   355      |              |   93      |
|———————————————————————————————————————————|————————————|——————————————|———————————|

       7) ограничивающими элементами в КС "Южная - Сибирская -  НСТЭЦ"
являются: провод ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская, ВЛ 110 кВ Весна - НСТЭЦ,
ВЛ 110 кВ Калининская - Сибирская 1, 2;
       8) перечень мероприятий, рекомендуемых  для  ликвидации  "узких
мест"  в  сечении "Южная - Сибирская - НСТЭЦ", приведен в таблице 9. В
приложении 7 на рисунке 12 показан режим аварийного отключения 1(2) СШ
110  кВ ПС 500 кВ Южная после мероприятий. Для подготовки к отключению
2(1) СШ 110 кВ ПС 500 кВ  Южная  (режим  показан  в  приложении  7  на
рисунке  12)  ввод  ГВО  не  требуется,  таким  образом,  предложенных
мероприятий достаточно.

       ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
       ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОМ
       СЕЧЕНИЕМ "ЮЖНАЯ - СИБИРСКАЯ - НСТЭЦ"

       Таблица 9

|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|                        Мероприятие                          |Эффективность  |
|                                                             | мероприятия   |
|                                                             |    (МВт)      |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|Строительство ПС 220 кВ Надежда, с установкой двух           |93 МВт         |
|автотрансформаторов номинальной мощностью 250 МВА каждый,    |               |
|с заходами ВЛ 220 НСТЭЦ - Южная и ВЛ 110 кВ Сибирская -      |               |
|Южная 1, 2, 3; ВЛ 110 кВ Сибирская - Чкаловская; ВЛ 110 кВ   |               |
|Сибирская - Авиатор; ВЛ 110 кВ Арена - Сибирская             |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|

       Свод  описания  "узкого  места"  с  анализом   результативности
указанных мероприятий приведен в приложении 8.

       5. ВОСТОЧНЫЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ

       1) наименование "узкого места": Восточный энергоузел;
       2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину  до
24 процентов (55 МВт) от максимального потребления ВЭУ (характерно как
для зимнего, так и для летнего (весенне-осеннего) периода);
       3) характеристика энергоузла:
       Восточный энергоузел включает в себя основные энергообъекты: ПС
220  кВ  Сирень,  ПС  110  кВ  Камышлов, ПС 110 кВ Светофор, ПС 110 кВ
Маян, ПС 110 кВ Юшала, ПС 110 кВ Краснополянск.
       Границы контролируемого сечения Восточного энергоузла (далее  -
КС ВЭУ) определяют следующие элементы сети:
       В 220 кВ Сирень на РефтГРЭС;
       В 110 кВ Черново на ПС 220 кВ Ница;
       В 110 кВ Дубровный на ПС 110 кВ Сухой Лог;
       В 110 кВ Сирень 1, 2 на ПС 110 кВ Сухой Лог;
       В 110 кВ Краснополянск на ПС 110 кВ Красная Слобода;
       СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Двинка;
       СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Парус;
       В 110 кВ Юшала на ПС 110 кВ Кармак.
       Графическое изображение Восточного энергоузла  представлено  на
рисунке 5;
       4)  баланс  мощности   Восточного   энергоузла   на   основании
фактических  замеров  за  2011  -  2012  годы и максимально допустимые
перетоки мощности в  нормальной  и  ремонтной  схемах  представлены  в
таблице 10;

       Рис. 5. ВОСТОЧНЫЙ ЭУ

       Рисунок не приводится.

       БАЛАНС МОЩНОСТИ ВОСТОЧНОГО ЭНЕРГОУЗЛА

       Таблица 10

|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
| Составляющие баланса    |        Летний           |      Зимний режим,        |
|                         |   (весенне-осенний)     |  с 15 ноября 2011 года    |
|                         |        режим,           |  по 15 марта 2012 года    |
|                         | с 16 марта 2012 года    |                           |
|                         |по 14 ноября 2012 года   |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Потребление              |Максимум - 168 МВт       |Максимум - 221 МВт         |
|                         |(зафиксирован            |(зафиксирован 08.02.2012)  |
|                         |10.11.2012)              |По зимнему контрольному    |
|                         |По летнему контрольному  |замеру - 183 МВт           |
|                         |замеру - 120 МВт         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Генерация                |Нет                      |Нет                        |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Дефицит                  |168 МВт (на момент       |221 МВт (на момент         |
|                         |максимума потребления)   |максимума потребления)     |
|                         |120 МВт (на момент       |183 МВт (на момент         |
|                         |летнего контрольного     |зимнего контрольного       |
|                         |замера)                  |замера)                    |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Переток в КС             |до 168 МВт               |до 221 МВт                 |
|в нормальной схеме       |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС в нормальной    |215 МВт                  |230 МВт                    |
|схеме                    |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС в наиболее      |160 МВт                  |            -              |
|тяжелой <*> ремонтной    |                         |                           |
|схеме (ремонт 1 СШ       |                         |                           |
|220 кВ РефтГРЭС)         |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы                    |
|рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы      |
|генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС         |
|или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС                            |
|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————  |

       5) электрических станций в Восточном энергоузле нет;
       6)  анализ  схемно-режимных  ситуаций   (СРС),   приводящих   к
нарушению допустимых параметров режима Восточного энергоузла:
       Описание СРС:
       Наиболее  сложной  СРС,  приводящей  к   нарушению   допустимых
параметров  режима, является аварийное отключение 1 СШ 220 кВ РефтГРЭС
и подготовка к отключению в ПАР 2 СШ 220 кВ РефтГРЭС в  зимний  период
(для летнего (весенне-осеннего) периода ситуация практически идентична
при наложении аварийного отключения 1 СШ 220  кВ  РефтГРЭС  на  ремонт
Блока N 3 БАЭС).
       При аварийном отключении 1 СШ 220 кВ РефтГРЭС в зимний  период,
токовая  нагрузка  оставшейся  в работе ВЛ 220 кВ Окунево - РефтГРЭС 2
превысит:
       1) установку АРЛ ВЛ 220 кВ ВЛ 220 кВ Окунево - РефтГРЭС 2 на ПС
220  кВ  Окунево  с  выдержкой  времени  7 с. и действием 1 ступени на
отключение В 220 кВ ВЛ БАЭС;
       2) установку АРЛ ВЛ 220 кВ Окунево - РефтГРЭС 2  на  Рефтинской
ГРЭС  с  выдержкой  времени 9 с. и действием 1 ступени на отключение В
220 кВ одной из АТГ, работающей на связи шин 500 - 220 кВ.
       После работы устройств АРЛ на ПС 220 кВ  Окунево  и  Рефтинской
ГРЭС  токовая  загрузка  ВЛ  220  кВ  Окунево  -  РефтГРЭС  2  - до 57
процентов, ВЛ 110 кВ Асбест - Знаменская до 98 процентов, АТ1  БАЭС  -
до  119  процентов.  Напряжения  на транзитах 110 кВ Камышлов - Маян и
Сирень - Юшала в допустимых пределах - до 85 - 92 кВ,  на  ПС  110  кВ
Сирень - до 92 кВ (приложение 7 рисунок 13).
       Для   соблюдения   в   послеаварийном   режиме   требований   к
устойчивости   энергосистем,   в  части  допустимой  токовой  нагрузки
оборудования, а также коэффициента запаса по напряжению на подстанциях
транзитов  110  кВ  Камышлов  -  Маян  и  Сирень  - Бутка - Юшала, при
подготовке к  следующему  нормативному  возмущению  (наиболее  тяжелое
возмущение  в  ПАР  -  отключение  2  СШ  220  кВ  РефтГРЭС приведет к
недопустимому снижению напряжения на ПС ВЭУ и перегрузке  ВЛ  транзита
110  кВ  Асбест  -  Знаменская  -  С.  Лог)  (приложение 7 рисунок 14)
необходимо выполнение схемно-режимных мероприятий.  При  невозможности
выполнения  мероприятий  необходим ввод графиков временного отключения
потребления (ГВО) на величину до 55 МВт.
       При аварийном отключении 2 СШ 220 кВ РефтГРЭС, с  учетом  ввода
ГВО  (до  55  МВт),  отработает  АРП  Рефтинской  ГРЭС  с действием на
отключение до 175 МВт потребителей в Каменском узле.
       После работы АРП на РефтГРЭС  напряжения  в  Каменском  узле  в
допустимых  пределах  (не ниже 113 кВ), напряжения на транзитах 110 кВ
Камышлов - Маян и Сирень - Бутка - Юшала снижаются до 86 - 88  кВ,  на
ПС  220  кВ Сирень - до 88 кВ (минимально допустимое напряжение 92 кВ,
аварийно допустимое - 87 кВ). Перегрузов ВЛ 220 -  110  кВ  Восточного
узла  нет.  Наиболее  загружены  ВЛ  110  кВ  Глубокая - НСТЭЦ - до 90
процентов, ВЛ 110 кВ Асбест - Дачная - до 95 процентов, ВЛ 110 кВ БАЭС
-  Измоденово  -  до  70  процентов, ВЛ 110 кВ БАЭС - Кортогуз - до 68
процентов, ВЛ 110 кВ Асбест - Знаменская - до 63 процентов; ВЛ 220  кВ
БАЭС - Окунево - до 80 процентов; АТ1 БАЭС - до 138 процентов.
       Возможные   схемно-режимные    мероприятия,    выполняемые    в
оперативном   порядке   для   ввода  режима  в  допустимую  область  и
минимизации ГВО:
       1) на ПС 110 кВ Кармак включить В 110 кВ Юшала;
       2) на ПС 110 кВ Парус включить СВ 110 кВ;
       3) на ПС 110 кВ Двинка включить СВ 110 кВ.
       Указанные мероприятия выполняются по согласованию  с  Тюменским
РДУ  и  не  всегда  возможны по режиму работы Тюменской энергосистемы.
Замыкание транзитов 110 кВ Кармак - Юшала и Красная Слобода - Двинка -
Чупино  между  операционными зонами Свердловского и Тюменского РДУ как
правило допускается при суммарном перетоке по  ВЛ  500  кВ  Рефтинская
ГРЭС - Тюмень 1 и 2 не более 500 МВт в сторону Рефтинской ГРЭС.
       Необходимый объем ГВО без учета мероприятий  составляет  до  55
МВт;
       7) ограничивающим элементом является провод ВЛ 110 кВ  Глубокая
- НСТЭЦ.
       После  замены   указанного   ограничивающего   элемента   также
необходим   ввод   ГВО,   так   как   в  равной  степени  критичным  в
послеаварийном  режиме  является  коэффициент  запаса  по  напряжению.
Исключить  ввод  ГВО  возможно  только  после  выполнения мероприятий,
приведенных в таблице 9;
       8) перечень мероприятий, рекомендуемых  для  ликвидации  "узких
мест" в Восточном энергоузле, приведен в таблице 11. В приложении 7 на
рисунке 15 показан режим сети после аварийного отключения  1  и  2  СШ
220  кВ  Рефтинской ГРЭС с учетом мероприятий. Из приложения 7 рисунка
15 видно, что для подготовки к отключению 1 (2) СШ 220  кВ  Рефтинской
ГРЭС  при  отключенной  2(1)  СШ  220  кВ  Рефтинской ГРЭС ввод ГВО не
требуется, таким образом, предложенных мероприятий достаточно.

       ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
       ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ВОСТОЧНОМ ЭНЕРГОУЗЛЕ

       Таблица 11

|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|                        Мероприятие                          |Эффективность  |
|                                                             | мероприятия   |
|                                                             |    (МВт)      |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|Установка БСК номинальной мощностью 50 МВАр в районе         |15 МВт         |
|г. Талица                                                    |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|Замена провода марки М-70 ВЛ 110 кВ Глубокая - НСТЭЦ         |10 МВт         |
|на провод марки АС-150.                                      |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|Установка АОСН с действием на отключение нагрузки            |25 МВт         |
|на ПС 110 кВ ВЭУ в объеме до 20 МВт.                         |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|Установка БСК номинальной мощностью 40 МВАр на ПС 110 кВ     |15 МВт         |
|Юшала                                                        |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|

       Свод  описания  "узкого  места"  с  анализом   результативности
указанных мероприятий приведен в приложении 8.

       6. КАЧКАНАРСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ

       1) Наименование "узкого места": Качканарский энергоузел;
       2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину  до
7  процентов  (40  МВт)  от  максимального  потребления  Качканарского
энергоузла (характерно как для зимнего  периода,  так  и  для  летнего
(весенне-осеннего) периода);
       3) характеристика энергоузла:
       Качканарский энергоузел включает в себя основные энергообъекты:
ПС   220   кВ   Качканар,  Нижнетуринская  ГРЭС,  ПС  220  кВ  Янтарь,
Качканарская ТЭЦ, ПС 110 кВ Уральская, ПС 110 кВ В. Тура,  ПС  110  кВ
Красноуральск.
       Границы Качканарского энергоузла определяют следующие  элементы
сети:
       В 220 кВ Цемент на ПС 220 кВ Качканар;
       В 220 кВ НТГРЭС 1, 2 на ПС 500 кВ Тагил;
       В 220 кВ Сосьва на НТГРЭС;
       В 220 кВ Сопка на НТГРЭС;
       В 110 кВ Выя на НТГРЭС;
       В 110 кВ В. Тура 1, 2 на Тагил;
       В 110 кВ Промысла на ПС 220 кВ Качканар;
       В 110 кВ Европейская на ПС 110 кВ Чекмень.
       В состав  контролируемого  сечения  "Качканарского  энергоузла"
(далее - КС КачЭУ) входят следующие элементы сети:
       В 220 кВ Янтарь на НТГРЭС;
       В 220 кВ Острая на ПС 220 кВ Качканар;
       В 110 кВ В. Тура 1, 2 на ПС 500 кВ Тагил;
       В 110 кВ Уральская 1, 2 на НТГРЭС;
       В 110 кВ В. Тура на НТГРЭС;
       В 110 кВ Красноуральск на НТГРЭС.
       Графическое изображение Качканарского  энергоузла  представлено
на рисунке 6;
       4) баланс мощности Качканарский  ЭУ  на  основании  фактических
замеров за 2011 - 2012 годы и максимально допустимые перетоки мощности
в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 12;

       Рис. 6. КАЧКАНАРСКИЙ ЭУ

       Рисунок не приводится.

       БАЛАНС МОЩНОСТИ КАЧКАНАРСКОГО ЭНЕРГОУЗЛА

       Таблица 12

|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
| Составляющие баланса    |        Летний           |      Зимний режим,        |
|                         |   (весенне-осенний)     |  с 15 ноября 2011 года    |
|                         |        режим,           |  по 15 марта 2012 года    |
|                         | с 16 марта 2012 года    |                           |
|                         |по 14 ноября 2012 года   |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Потребление              |Максимум - 496 МВт       |Максимум - 546 МВт         |
|                         |(зафиксирован            |(зафиксирован 01.02.2012)  |
|                         |02.11.2012)              |По зимнему контрольному    |
|                         |По летнему контрольному  |замеру - 514 МВт           |
|                         |замеру - 410 МВт         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Генерация                |155 МВт (на момент       |187 МВт (на момент         |
|                         |максимума потребления)   |максимума потребления)     |
|                         |135 МВт (на момент       |176 МВт (на момент         |
|                         |летнего контрольного     |зимнего контрольного       |
|                         |замера)                  |замера)                    |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Дефицит                  |341 МВт (на момент       |359 МВт (на момент         |
|                         |максимума потребления)   |максимума потребления)     |
|                         |275 МВт (на момент       |338 МВт (на момент         |
|                         |летнего контрольного     |зимнего контрольного       |
|                         |замера)                  |замера)                    |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Переток в КС             |до 223 МВт (186 МВт      |до 334 МВт (142 МВт <**>)  |
|в нормальной схеме       |<**>)                    |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС КачЭУ           |325 МВт (186 МВт <**>)   |440 МВт (142 МВт <**>)     |
|в нормальной схеме       |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС КачЭУ           |430 МВт (0 МВт <**>)     |            -              |
|в наиболее тяжелой <*>   |                         |                           |
|ремонтной схеме (ремонт  |                         |                           |
|ВЛ 220 кВ Качканар -     |                         |                           |
|Цемент)                  |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы                    |
|рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы      |
|генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС         |
|или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС.                           |
|<**> - Переток по ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар                                  |
|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————  |

       5) перечень электрических станций, находящихся  в  Качканарском
энергоузле,  с  указанием располагаемой активной мощности и диапазонов
регулирования активной мощности представлен в таблице 13;

       ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ,
       НАХОДЯЩИХСЯ В КАЧКАНАРСКОМ ЭНЕРГОУЗЛЕ

       Таблица 13

|———————————————————|———————————————|———————————————————— |———————————————————— |
|  Наименование     |Установленная  |  Располагаемая      |    Диапазон         |
| электростанции    |мощность, МВт  |  мощность, МВт      |  регулирования      |
|                   |               |                     |<*>, МВт             |
|———————————————————|———————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|
|                   |               |  зима    |  лето    |  зима    |  лето    |
|———————————————————|———————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|
|НТГРЭС             |     279       |  279     |  262     |   -      |   -      |
|———————————————————|———————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|
|Качканарская ТЭЦ   |      50       |   47     |    0     |   -      |   -      |
|———————————————————|———————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|
|Примечание: <*> - диапазон регулирования активной мощности                     |
|электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности              |
|электростанций                                                                 |
|——————————————————————————————————————————————————————————————————————————     |

       6)  анализ  схемно-режимных  ситуаций   (СРС),   приводящих   к
нарушению допустимых параметров режима в Качканарском энергоузле:
       Описание СРС:
       Наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Качканар - Острая (ВЛ
220  кВ НТГРЭС - Тагил 1) на ремонт ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар или ВЛ
220 кВ НТГРЭС - Янтарь (ВЛ 220 кВ Качканар - Янтарь) на ремонт ВЛ  220
кВ  Цемент - Качканар могут привести к нарушению допустимых параметров
режима в летний (весенне-осенний) период.
       Наиболее  сложной  СРС,  приводящей  к   нарушению   допустимых
параметров  режима, является наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ
Качканар - Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1) на  ремонт  ВЛ  220  кВ
Цемент - Качканар.
       При наложении аварийного отключения ВЛ 220 кВ Качканар - Острая
(ВЛ  220  кВ  НТГРЭС - Тагил 1) на ремонт ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар,
токовая загрузка ВЛ 220 кВ НТГРЭС -  Янтарь  может  составить  до  106
процентов  (допустима  кратковременно,  с  учетом разрешенной аварийно
допустимой перегрузкой). Режим сети приведен в Приложении 7 на Рисунке
16.  Для  разгрузки  ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Янтарь в послеаварийном режиме
требуется ввод ГВО на величину до 15 МВт.
       Для   соблюдения   в   послеаварийном   режиме   требований   к
устойчивости   энергосистем,   в  части  допустимой  токовой  нагрузки
оборудования, при  подготовке  к  следующему  нормативному  возмущению
(наиболее  тяжелое  возмущение  в  ПАР - отключение ВЛ 110 кВ Гранит -
Уральская приведет к увеличению перегрузки ВЛ 220 кВ НТГРЭС -  Янтарь)
(приложение  7 рисунок 17) требуется ограничение перетока в КС КачЭУ в
послеаварийном режиме до 365 МВт, путем дополнительного  ввода  ГВО  в
объеме до 20 МВт.
       В зимний период наиболее сложной СРС,  приводящей  к  нарушению
допустимых  параметров режима, является аварийное отключение ВЛ 220 кВ
Цемент - Качканар (ВЛ 220 кВ Качканар - Острая или ВЛ 220 кВ НТГРЭС  -
Тагил 1).
       Для   соблюдения   в   послеаварийном   режиме   требований   к
устойчивости   энергосистем,   в  части  допустимой  токовой  нагрузки
оборудования, при  подготовке  к  следующему  нормативному  возмущению
(наиболее  тяжелое  возмущение в ПАР - отключение ВЛ 220 кВ Качканар -
Острая или ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1 (ВЛ 220 кВ  Цемент  -  Качканар)
приведет к перегрузке ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Янтарь) требуется ограничение
перетока в КС КачЭУ в послеаварийном режиме до 440  МВт,  путем  ввода
до 40 МВт ГВО или замыкание транзита с энергосистемой Пермского края.
       Возможные   схемно-режимные    мероприятия,    выполняемые    в
оперативном   порядке   для   ввода  режима  в  допустимую  область  и
минимизации ГВО:
       1) в зимний период: замыкание транзита 110 кВ Цемент - Бисер по
согласованию  с  Пермским  РДУ в случае превышения МДП по КС КачЭУ при
аварийном отключении ВЛ 220  кВ  Цемент  -  Качканар  или  ВЛ  220  кВ
Качканар  - Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1). В связи с тем, что ПС
110 кВ Верстовская обслуживается оперативно-выездной  бригадой,  время
замыкания  транзита  110 кВ Цемент - Бисер может составить от 30 минут
до 1 часа. Мероприятие снижает объем ГВО до 40 МВт;
       2) в летний период:  перенос  точки  разрыва  транзита  110  кВ
Цемент  -  Бисер  с  СВ  110  кВ  ПС 110 кВ Верстовская на В 110 кВ ВЛ
Верстовская ПС 110 кВ Бисер по согласованию с  Пермским  РДУ  (перевод
нагрузки  и  снижение  ГВО  от  0 до 5 МВт). Замыкание транзита 110 кВ
Цемент - Бисер нецелесообразно  в  связи  с  тем,  что  при  наложении
аварийного  отключения ВЛ 220 кВ Качканар - Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС -
Тагил 1) на ремонт ВЛ 220  кВ  Цемент  -  Качканар  для  подготовки  к
отключению  ВЛ  220  кВ  Калино - Цемент требуется ввод ГВО в КачЭУ. В
случае если  транзит  разомкнут,  то  в  описанной  СРС  ввод  ГВО  не
требуется.
       Необходимый объем  ГВО  без  учета  мероприятий  составляет:  в
летний  (весенне-осенний)  период - до 35 МВт; в зимний период - до 40
МВт в послеаварийном режиме;
       7) ограничивающими элементами в КачЭУ являются:
       на ПС 220 кВ Янтарь - трансформаторы тока ВЛ 220  кВ  НТГРЭС  -
Янтарь, ВЛ 220 кВ Качканар - Янтарь;
       на ПС 220 кВ Острая - трансформаторы тока ВЛ 220  кВ  НТГРЭС  -
Тагил 1 с отпайкой на ПС 220 кВ Острая, ВЛ 220 кВ Качканар - Острая;
       8) перечень мероприятий, рекомендуемых  для  ликвидации  "узких
мест" в Качканарском энергоузле, приведен в таблице 14. В приложении 7
на рисунке  18  показан  режим  аварийного  отключения  ВЛ  220  9  кВ
Качканар  -  Острая  при  ремонте  ВЛ  220  кВ Цемент - Качканар после
мероприятий. Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ Гранит -  Уральская
(режим  показан  в  приложении 7 на рисунке 18) ввод ГВО не требуется,
таким образом предложенных мероприятий достаточно.

       ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
       ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В КАЧКАНАРСКОМ ЭНЕРГОУЗЛЕ

       Таблица 14

|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|                        Мероприятие                          |Эффективность  |
|                                                             | мероприятия   |
|                                                             |    (МВт)      |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|На ПС 220 кВ Янтарь заменить трансформаторы тока ВЛ 220 кВ   |40 МВт         |
|НТГРЭС - Янтарь, ВЛ 220 кВ Качканар - Янтарь, номиналом      |               |
|600 А на трансформаторы тока номиналом не менее 1000 А       |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|На ПС 220 кВ Острая заменить трансформаторы тока ВЛ 220 кВ   |               |
|НТГРЭС - Тагил 1 с отпайкой на ПС 220 кВ Острая, ВЛ 220 кВ   |               |
|Качканар - Острая номиналом 600 А на трансформаторы тока     |               |
|номиналом не менее 1000 А                                    |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|

       Свод  описания  "узкого  места"  с  анализом   результативности
указанных мероприятий приведен в приложении 8.

       7. СЕЧЕНИЕ "АЛАПАЕВСК - САЛДА - ВЯЗОВСКАЯ"

       1) Наименование "узкого места": Сечение "Алапаевск  -  Салда  -
Вязовская";
       2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину  до
25  процентов (50 МВт) от максимального перетока по сечению "Алапаевск
- Салда - Вязовская" (в соответствии с методикой определения  "узкого"
места характерно для летнего (весенне-осеннего) периода);
       3) Характеристика энергорайона:
       Энергорайон,  ограниченный  сечением  "Алапаевск  -   Салда   -
Вязовская" включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Салда; ПС
110 кВ Алапаевск; ПС 110 кВ Пятилетка; ПС 110  кВ  Салка;  ПС  110  кВ
Ясашная; ПС 110 кВ Мечта.
       Границы контролируемого сечения "Алапаевск - Салда - Вязовская"
определяют следующие элементы сети:
       В 110 кВ АТ 1, 2 ПС 220 кВ Салда;
       В 110 кВ ВЛ Вязовская - Салка 1,2;
       В 110 кВ ВЛ Алапаевск - Голубково;
       В 110 кВ ВЛ Алапаевск - 132 км;
       В 110 кВ ВЛ Алапаевск - Молзавод.
       Графическое изображение  энергорайона,  ограниченного  сечением
"Алапаевск - Салда - Вязовская", представлено на рисунке 7;

       Рис. 7. СЕЧЕНИЕ "АЛАПАЕВСК - САЛДА - ВЯЗОВСКАЯ"

       Рисунок не приводится.

       4)  баланс  мощности   энергорайона,   ограниченного   сечением
"Алапаевск  -  Салда  - Вязовская" на основании фактических замеров за
2011 -  2012  годы,  и  максимально  допустимые  перетоки  мощности  в
нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 15;

       БАЛАНС ЭНЕРГОРАЙОНА, ОГРАНИЧЕННОГО СЕЧЕНИЕМ
       "АЛАПАЕВСК - САЛДА - ВЯЗОВСКАЯ"

       Таблица 15

|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
| Составляющие баланса    |        Летний           |      Зимний режим,        |
|                         |   (весенне-осенний)     |  с 15 ноября 2011 года    |
|                         |        режим,           |  по 15 марта 2012 года    |
|                         | с 16 марта 2012 года    |                           |
|                         |по 14 ноября 2012 года   |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Потребление              |Максимум - 193 МВт       |Максимум - 230 МВт         |
|                         |(зафиксирован            |(зафиксирован 03.02.2012)  |
|                         |18.09.2012)              |По зимнему контрольному    |
|                         |По летнему контрольному  |замеру - 206 МВт           |
|                         |замеру - 162 МВт         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Генерация                |Нет                      |Нет                        |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Дефицит                  |193 МВт (на момент       |230 МВт (на момент         |
|                         |максимума потребления)   |максимума потребления)     |
|                         |162 МВт (на момент       |206 МВт (на момент         |
|                         |летнего контрольного     |зимнего контрольного       |
|                         |замера)                  |замера)                    |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Переток в КС             |до 193 МВт               |до 230 МВт                 |
|в нормальной схеме       |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС в нормальной    |319 МВт                  |395 МВт                    |
|схеме                    |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС в наиболее      |193 МВт                  |            -              |
|тяжелой <*> ремонтной    |                         |                           |
|схеме (ремонт АТ1(2)     |                         |                           |
|ПС 220 кВ Салда)         |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы                    |
|рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы      |
|генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС         |
|или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС                            |
|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————  |

       5) электрических станций в энергорайоне, ограниченного сечением
"Алапаевск - Салда - Вязовская" нет;
       6)  анализ  схемно-режимных  ситуаций   (СРС),   приводящих   к
нарушению  допустимых  параметров режима в энергорайоне, ограниченного
сечением "Алапаевск - Салда - Вязовская":
       Описание СРС:
       Наиболее  сложной  СРС,  приводящей  к   нарушению   допустимых
параметров  режима, является наложение аварийного отключения АТ2(1) ПС
220  кВ  Салда  на  ремонт  АТ1(2)  ПС   220   кВ   Салда   в   летний
(весенне-осенний) период.
       При наложении аварийного отключения АТ2(1) ПС 220 кВ  Салда  на
ремонт АТ1(2) ПС 220 кВ Салда, по факту исчезновения напряжения на 1 и
2 С 220 кВ ПС 220 кВ Салда будет  работать  АРЛ  ПС  220  кВ  Салда  с
действием на отключение В 110 кВ ВЛ Апрельская 1, 2 на ПС 220 кВ Салда
(ОН до 45 МВт). После работы АРЛ ПС 220 кВ Салда токовая  загрузка  ВЛ
110  кВ  Вязовская - Салка 1, 2 составит до 98 процентов по каждой ВЛ,
напряжения на СШ 110 кВ ПС 220 кВ Салда не менее 107  кВ.  Режим  сети
приведен в приложении 7 на Рисунке 19.
       Для   соблюдения   в   послеаварийном   режиме   требований   к
устойчивости   энергосистем,   в  части  допустимой  токовой  нагрузки
оборудования, при  подготовке  к  следующему  нормативному  возмущению
(наиболее  тяжелое возмущение в ПАР - отключение ВЛ 110 кВ Вязовская -
Салка 1(2) приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ  Вязовская  -  Салка  2(1))
(приложение   7   рисунок   20)  необходим  ввод  графиков  временного
отключения потребления (ГВО).
       Объем ГВО:
       Необходимый объем  ГВО,  после  действия  ПА  составит  50  МВт
(суммарный объем отключенных потребителей с учетом действия АРЛ ПС 220
кВ  Салда  97  МВт).  Согласно   утвержденному   "Графику   временного
отключения  потребления  в  операционной  зоне  Филиала  ОАО  "СО ЕЭС"
Свердловское  РДУ  на  2012/2013  годов"   располагаемый   объем   ГВО
составляет 6,35 МВт;
       7) ограничивающими элементами в сечении "Алапаевск  -  Салда  -
Вязовская" являются:
       провод ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1, 2;
       провод ВЛ 110 кВ Пятилетка - Салка 1, 2;
       на ПС 220 кВ Вязовская ошиновка ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка  1,
2;
       на ПС 110 кВ Салка ошиновка ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка  1,  2;
Салка - Пятилетка 1, 2;
       8) перечень мероприятий, рекомендуемых  для  ликвидации  "узких
мест"  в  сечении  "Алапаевск - Салда - Вязовская", приведен в таблице
16. В приложении 7 на рисунке 21 показан режим  аварийного  отключения
АТ1(2)  ПС  220  кВ  Салда  при  ремонте  АТ2(1) ПС 220 кВ Салда после
мероприятий. Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ Вязовская  -  Салка
1(2)  (режим  показан  в  приложении  7  на  рисунке  21)  ввод ГВО не
требуется, таким образом предложенных мероприятий достаточно.

       ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
       ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОМ
       СЕЧЕНИЕМ "АЛАПАЕВСК - САЛДА - ВЯЗОВСКАЯ"

       Таблица 16

|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|                        Мероприятие                          |Эффективность  |
|                                                             | мероприятия   |
|                                                             |    (МВт)      |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|На ПС 220 кВ Вязовская заменить ошиновку ВЛ 110 кВ           |50 МВт         |
|Вязовская - Салка 1, 2, выполненную проводом марки           |               |
|АС-120/19 на провод марки не менее АС-240/39 или             |               |
|аналогичный по ДТН                                           |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|На ПС 110 кВ Салка заменить ошиновку ВЛ 110 кВ Вязовская -   |               |
|Салка 1, 2, выполненную проводом марки АС-120/19 на провод   |               |
|марки не менее АС-240/39 или аналогичный по ДТН              |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|Реконструкция ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1,2 и ВЛ 110 кВ    |               |
|Пятилетка - Салка 1, 2 с заменой провода                     |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|

       Свод  описания  "узкого  места"  с  анализом   результативности
указанных мероприятий приведен в приложении 8.

       8. РЕЖЕВСКОЙ ЭНЕРГОРАЙОН

       1) Наименование "узкого места": Режевской энергорайон;
       2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину  до
33  процентов  (45  МВт)  от  максимального  потребления  энергорайона
(характерно для зимнего и летнего (весенне-осеннего) периода);
       3) характеристика энергорайона:
       Режевской  энергорайон  включает  в  себя  следующие   основные
энергообъекты:  ПС  110 кВ ЕГРЭС; ПС 110 кВ Реж; ПС 110 кВ Шогринская;
Режевская ГТ ТЭЦ.
       Границы контролируемого сечения "Режевской энергорайон"  (далее
- КС Реж) определяют следующие элементы сети:
       В 110 кВ Осинцево на ПС 220 кВ Ница;
       В 110 кВ ВЛ Новгородово на ПС 220 кВ Ница;
       В 110 кВ ВЛ ЕГРЭС 1, 2 на ПС 220 кВ Окунево;
       В 110 кВ ВЛ Реж 1, 2 на ПС 220 кВ Окунево;
       В 110 кВ ВЛ Разъезд 132 на ПС 110 кВ Алапаевск;
       В 110 кВ ВЛ Таволги на ВТГРЭС.
       Графическое изображение КС Режевского энергорайона представлено
на рисунке 8;

       Рис. 8. РЕЖЕВСКОЙ ЭНЕРГОРАЙОН

       Рисунок не приводится.

       4)  баланс  мощности  Режевского  энергорайона   на   основании
фактических  замеров  за  2011  -  2012  годы и максимально допустимые
перетоки мощности в  нормальной  и  ремонтной  схемах  представлены  в
таблице 17:

       БАЛАНС РЕЖЕВСКОГО ЭНЕРГОРАЙОНА

       Таблица 17

|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
| Составляющие баланса    |        Летний           |      Зимний режим,        |
|                         |   (весенне-осенний)     |  с 15 ноября 2011 года    |
|                         |        режим,           |  по 15 марта 2012 года    |
|                         | с 16 марта 2012 года    |                           |
|                         |по 14 ноября 2012 года   |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|           1             |           2             |            3              |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Потребление              |Максимум - 135 МВт       |Максимум - 165 МВт         |
|                         |(зафиксирован            |(зафиксирован 03.02.2012)  |
|                         |04.10.2012)              |По зимнему контрольному    |
|                         |По летнему контрольному  |замеру - 143 Вт            |
|                         |замеру - 106 МВт         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Генерация                |0 МВт                    |0 МВт                      |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Дефицит                  |135 МВт (на момент       |165 МВт (на момент         |
|                         |максимума потребления)   |максимума потребления)     |
|                         |106 МВт (на момент       |143 МВт (на момент         |
|                         |летнего контрольного     |зимнего контрольного       |
|                         |замера)                  |замера)                    |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Переток в КС             |до 135 МВт               |до 165 МВт                 |
|в нормальной схеме       |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС в нормальной    |215 МВт                  |215 МВт                    |
|схеме                    |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС в наиболее      |140 МВт                  |            -              |
|тяжелой <*> ремонтной    |                         |                           |
|схеме (ремонт 3(4) СШ    |                         |                           |
|110 кВ ПС 220 кВ         |                         |                           |
|Окунево)                 |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы                    |
|рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы      |
|генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС         |
|или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС                            |
|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————  |

       5) перечень  электрических  станций,  находящихся  в  Режевском
энергорайоне, с указанием располагаемой активной мощности и диапазонов
регулирования активной мощности представлен в таблице 18;

       ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ,
       НАХОДЯЩИХСЯ В РЕЖЕВСКОМ ЭНЕРГОРАЙОНЕ

       Таблица 18

|————————————————————|———————————————|———————————————————— |———————————————————— |
|   Наименование     |Установленная  |  Располагаемая      |    Диапазон         |
|  электростанции    |мощность, МВт  |  мощность, МВт      |  регулирования      |
|                    |               |                     |<*>, МВт             |
|————————————————————|———————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|
|                    |               |  зима    |  лето    |  зима    |  лето    |
|————————————————————|———————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|
| Режевская ГТ ТЭЦ   |     18        |  17,7    |  14,5    |   -      |   -      |
|————————————————————|———————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|
|Примечание: <*> - диапазон регулирования активной мощности                      |
|электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности               |
|электростанций                                                                  |
|———————————————————————————————————————————————————————————————————————————     |

       6)  анализ  схемно-режимных  ситуаций   (СРС),   приводящих   к
нарушению допустимых параметров режима в Режевском энергорайоне:
       Описание СРС:
       В  летний  (весенне-осенний)  период  наиболее   сложной   СРС,
приводящей   к   нарушению   допустимых  параметров  режима,  является
отключение 3(4) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Окунево при ремонте 4(3) СШ 110 кВ
ПС  220  кВ  Окунево.  В  сложившейся  СРС, токовая загрузка ВЛ 110 кВ
ВТГРЭС - Таволги может составить до 95 процентов. Режим сети  приведен
в приложении 7 на рисунке 22.
       Для   соблюдения   в   послеаварийном   режиме   требований   к
устойчивости   энергосистем,   в  части  допустимой  токовой  нагрузки
оборудования, при  подготовке  к  следующему  нормативному  возмущению
(наиболее  тяжелое  возмущение в ПАР - отключение ВЛ 220 кВ РефтГРЭС -
Ница приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги)  (приложение  7
рисунок  23)  требуется ограничение перетока в КС Реж в послеаварийном
режиме до 110 МВт, путем ввода ГВО в объеме до 25 МВт.
       Для   соблюдения   в   послеаварийном   режиме   требований   к
устойчивости  энергосистем,  в  части  допустимых уровней напряжения в
узлах электрической сети, при  подготовке  к  следующему  нормативному
возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение 1 СШ 110 кВ
ВТГРЭС приведет к недопустимому снижению напряжения на  шинах  ПС  110
кВ  Каната) (приложение 7 рисунок 25) требуется ограничение перетока в
КС Реж в послеаварийном режиме до 85 МВт, путем ввода ГВО в объеме  до
45  МВт.  Так  как  отключение  1  СШ  110 кВ ВТГРЭС является наиболее
тяжелым нормативным возмущением в сложившейся СРС,  то  МДП  в  летний
период  будет определяться по критерию допустимости уровней напряжения
в электрической сети.
       В зимний период наиболее сложной СРС,  приводящей  к  нарушению
допустимых  параметров  режима,  является аварийное отключение 3(4) СШ
110 кВ ПС 220 кВ Окунево.  Режим  сети  приведен  в  приложении  7  на
рисунке 27.
       Для   соблюдения   в   послеаварийном   режиме   требований   к
устойчивости   энергосистем,   в  части  допустимой  токовой  нагрузки
оборудования, при  подготовке  к  следующему  нормативному  возмущению
(наиболее  тяжелое  возмущение  в  ПАР - отключение 1 СШ 110 кВ ВТГРЭС
приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ  Окунево  -  Реж  1(2)  (приложение  7
Рисунок  28);  отключение 4(3) СШ 110 кВ Окунево приведет к перегрузке
ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги) требуется ограничение перетока в КС Реж  в
послеаварийном режиме до 125 МВт, путем ввода ГВО в объеме до 40 МВт.
       Возможные   схемно-режимные    мероприятия,    выполняемые    в
оперативном   порядке   для   ввода  режима  в  допустимую  область  и
минимизации ГВО:
       загрузка генераторов Режевской ГТ ТЭЦ до максимально  возможной
величины (снижает объем ГВО на 15 - 18 МВт).
       Необходимый объем ГВО без учета разворота генераторов Режевской
ГТ   ТЭЦ   (снижает   ГВО  на  15  -  18  МВт)  составляет:  в  летний
(весенне-осенний) период - до 45 МВт; в зимний период - до  40  МВт  в
послеаварийном режиме;
       7) ограничивающими элементами в КС Реж являются:
       провод ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги;
       трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Окунево - Реж 1,2 на  ПС  110  кВ
Реж;
       8) перечень мероприятий, рекомендуемых  для  ликвидации  "узких
мест"  в Режевском энергорайоне, приведен в таблице 19. В приложении 7
на рисунках 24, 26, 29 показаны послеаварийные схемы,  рассматриваемых
выше  СРС  с  учетом  мероприятий,  в  связи  с  тем,  что ввод ГВО не
требуется - предложенных мероприятий достаточно.

       ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
       ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В РЕЖЕВСКОМ ЭНЕРГОРАЙОНЕ

       Таблица 19

|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|                        Мероприятие                          |Эффективность  |
|                                                             | мероприятия   |
|                                                             |    (МВт)      |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|Установить АОСН на ПС 110 кВ Реж; ПС 110 кВ Калата;          |     30        |
|ПС 110 кВ Таволги с действием на отключение нагрузки         |               |
|в объеме до 30 МВт                                           |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|Реконструкция ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги с заменой провода   |     25        |
|марки АС-95 и АС-120 на провод марки АС-185/29 или           |               |
|аналогичный по ДТН                                           |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|Заменить трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Окунево - Реж 1,2     |     45        |
|на ПС 110 кВ Реж номиналом 320 А на трансформаторы тока      |(для зимнего   |
|номиналом 600 А                                              |периода)       |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|

       Свод  описания  "узкого  места"  с  анализом   результативности
указанных мероприятий приведен в приложении 8.

       9. СЕЧЕНИЕ "АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ"

       1)  Наименование  "узкого  места":  сечение  "АТ  ПС   220   кВ
Первоуральская";
       2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину  до
47  процентов (155 МВт) от максимального перетока по сечению АТ ПС 220
кВ Первоуральская (характерно для летнего (весенне-осеннего) периода);
       3) характеристика энергорайона:
       Энергорайон,   ограниченный   сечением   "АТ    ПС    220    кВ
Первоуральская",  включает  в  себя  основные энергообъекты: ПС 220 кВ
Первоуральская; ПС 110 кВ Хромпик; ПС 110 кВ Кузино; ПС 110 кВ Шаля.
       Границы контролируемого сечения АТ  ПС  220  кВ  Первоуральская
(далее  -  КС  "АТ  ПС  220  кВ  Первоуральская") определяют следующие
элементы сети:
       В 110 кВ АТП на ПС 220 кВ Первоуральская;
       В 110 кВ АТ2, 3 на ПС 220 кВ Первоуральская;
       В 110 кВ ВЛ Хромпик 1,2 на СУГРЭС;
       В 110 кВ ВЛ Дегтярка 1, 2 на ПС 220 кВ Первоуральская;
       В 110 кВ ВЛ Дидино на ПС 220 кВ Первоуральская;
       В 110 кВ ВЛ Нижние Серги на ПС 220 кВ Первоуральская;
       В 110 кВ ВЛ Шамары на ПС 110 кВ Вогулка.
       Графическое  изображение  КС  "АТ  ПС  220  кВ  Первоуральская"
представлено на рисунке 9;
       4) баланс мощности энергорайона, ограниченного сечением "АТ  ПС
220  кВ  Первоуральская",  на  основании фактических замеров за 2011 -
2012 годы, и максимально допустимые перетоки мощности в  нормальной  и
ремонтной схемах представлены в таблице 20;

       Рис. 9. СЕЧЕНИЕ "АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ"

       Рисунок не приводится.

       БАЛАНС МОЩНОСТИ ЭНЕРГОРАЙОНА, ОГРАНИЧЕННОГО
       СЕЧЕНИЕМ "АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ"

       Таблица 20

|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
| Составляющие баланса    |        Летний           |      Зимний режим,        |
|                         |   (весенне-осенний)     |  с 15 ноября 2011 года    |
|                         |        режим,           |  по 15 марта 2012 года    |
|                         | с 16 марта 2012 года    |                           |
|                         |по 14 ноября 2012 года   |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Потребление              |Максимум - 339 МВт       |Максимум - 394 МВт         |
|                         |(зафиксирован            |(зафиксирован 31.01.2012)  |
|                         |25.05.2012)              |По зимнему контрольному    |
|                         |По летнему контрольному  |замеру - 353 МВт           |
|                         |замеру - 311 МВт         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Генерация                |9 (на момент максимума   |36 (на момент максимума    |
|                         |потребления) 6 МВт       |потребления) 36 МВт        |
|                         |(на момент летнего       |(на момент зимнего         |
|                         |контрольного замера)     |контрольного замера)       |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Дефицит                  |330 МВт (на момент       |358 МВт (на момент         |
|                         |максимума потребления)   |максимума потребления)     |
|                         |305 МВт (на момент       |317 МВт (на момент         |
|                         |летнего контрольного     |зимнего контрольного       |
|                         |замера)                  |замера)                    |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Переток в КС             |до 330 МВт               |до 358 МВт                 |
|в нормальной схеме       |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС в нормальной    |370 МВт                  |540 МВт                    |
|схеме                    |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|МДП в КС в наиболее      |260 <**> МВт             |            -              |
|тяжелой <*> ремонтной    |                         |                           |
|схеме (ремонт АТ2(3)     |                         |                           |
|ПС 220 кВ                |                         |                           |
|Первоуральская)          |                         |                           |
|—————————————————————————|—————————————————————————|———————————————————————————|
|Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы                    |
|рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы      |
|генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС         |
|или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС.                           |
|<**> - МДП указан с учетом схемно-режимных мероприятий                         |
|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————  |

       5) перечень электрических станций, находящихся в  энергорайоне,
ограниченном  сечением  "АТ  ПС  220  кВ  Первоуральская", с указанием
располагаемой активной мощности и  диапазонов  регулирования  активной
мощности, представлен в таблице 21;

       ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, НАХОДЯЩИХСЯ
       В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОГО СЕЧЕНИЕМ
       "АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ"

       Таблица 21

|———————————————————————|———————————————|———————————————————— |———————————————————— |
|    Наименование       |Установленная  |  Располагаемая      |    Диапазон         |
|   электростанции      |мощность, МВт  |  мощность, МВт      |  регулирования      |
|                       |               |                     |<*>, МВт             |
|———————————————————————|———————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|
|                       |               |  зима    |  лето    |  зима    |  лето    |
|———————————————————————|———————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|
|Первоуральская ТЭЦ     |     36        |   36     |  9,7     |   -      |   -      |
|———————————————————————|———————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|
|Примечание: <*> - диапазон регулирования активной мощности                         |
|электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности                  |
|электростанций                                                                     |
|——————————————————————————————————————————————————————————————————————————————     |

       6)  анализ  схемно-режимных  ситуаций   (СРС),   приводящих   к
нарушению  допустимых  параметров режима в энергорайоне, ограниченного
сечением "АТ ПС 220 кВ Первоуральская":
       Описание СРС:
       В  летний  (весенне-осенний)  период  наиболее   сложной   СРС,
приводящей   к   нарушению   допустимых  параметров  режима,  является
отключение АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская при ремонте АТ3(2)  ПС  220
кВ   Первоуральская.  В  сложившейся  СРС  без  учета  схемно-режимных
мероприятий токовая загрузка  АТГ1  ПС  220  кВ  Первоуральская  может
достигнуть   117   процентов.  С  учетом  схемно-режимных  мероприятий
(размыкание и перенос точки разрыва транзитов 110 кВ) токовая загрузка
АТГ1  ПС  220 кВ Первоуральская - до 94 процентов, токовая загрузка ВЛ
110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1(2) до 96 процентов. Режим  сети  приведен  в
приложении 7 на рисунке 30.
       Для   соблюдения   в   послеаварийном   режиме   требований   к
устойчивости   энергосистем,   в  части  допустимой  токовой  нагрузки
оборудования, при  подготовке  к  следующему  нормативному  возмущению
(наиболее  тяжелое  возмущение  в  ПАР  -  отключение  АТГ1  ПС 220 кВ
Первоуральская приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик  1(2);
ВЛ  110  кВ  Дегтярка - Полевская - Приложение 7 Рисунок 31) требуется
ограничение  перетока  в  КС  "АТ  ПС   220   кВ   Первоуральская"   в
послеаварийном режиме до 105 МВт, путем ввода ГВО в объеме до 155 МВт.
       Возможные   схемно-режимные    мероприятия,    выполняемые    в
оперативном   порядке   для   ввода  режима  в  допустимую  область  и
минимизации ГВО:
       1) размыкание транзита 110 кВ Первоуральская -  Михайловская  -
Красноуфимская  на В 110 кВ ВЛ Н. Серги и В 110 кВ ВЛ Дидино на ПС 110
кВ Михайловская Первоуральская (снижает объем ГВО на 15 МВт);
       2) перенос точки  разрыва  транзита  110  кВ  Первоуральская  -
Кузино  - Ирень на В 110 кВ ВЛ Бойцы и В 110 кВ ВЛ Кузино на ПС 220 кВ
Первоуральская (снижает объем ГВО на 35 МВт);
       3) перевод нагрузки (до 7 МВт) 2 С 110 кВ ПС 220 кВ  Дружинино,
запитанной от ВЛ 110 кВ Дидино - Михайловская, на 1 С 110 кВ ПС 220 кВ
Дружинино, запитанной от ВЛ 220 кВ Емелино - Первоуральская 1  (на  ПС
220  кВ  Дружинино  1,  2  С  110 кВ работают раздельно). Параллельная
работа 1, 2 С 110 кВ ПС  220  кВ  Дружинино  с  образованием  транзита
мощности  через  АТ1  ПС 220 кВ Дружинино из сети 220 кВ в сеть 110 кВ
Юго-Западного   энергорайона   невозможна   по   надежности    питания
потребителей  ПС  220  кВ  Дружинино в связи с отсутствием секционного
выключателя 110 кВ, а также по условиям  релейной  защиты  в  связи  с
отсутствием  линейных  защит на ПС 220 кВ Дружинино (снижает объем ГВО
на 5 МВт).
       Необходимый  объем  ГВО   с   учетом   мероприятий   в   летний
(весенне-осенний)  период  составляет  до  155  МВт  в  послеаварийном
режиме;
       7)  ограничивающими   элементами   в   КС   "АТ   ПС   220   кВ
Первоуральская" являются:
       ТГ1 и АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская;
       провод ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1(2);
       трансформатор тока и ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ СУГРЭС -  Хромпик
1, 2 на ПС 110 кВ Хромпик;
       ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1 и 2 на СУГРЭС;
       провод ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская;
       ошиновка ПС 110 кВ Полевская и ПС 110 кВ Дегтярка по ВЛ 110  кВ
Дегтярка - Полевская;
       8) перечень мероприятий, рекомендуемых  для  ликвидации  "узких
мест"   в   энергорайоне,   ограниченном   сечением   "АТ  ПС  220  кВ
Первоуральская", приведен в таблице 22. В приложении 7 на  рисунке  32
показан  режим  аварийного  отключения АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская
при ремонте АТ3(1) ПС 220 кВ  Первоуральская  после  мероприятий.  Для
подготовки к отключению АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская (режим показан в
приложении 7 на рисунке 32)  ввод  ГВО  не  требуется,  таким  образом
предложенных мероприятий достаточно.

       ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
       ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ЭНЕРГОРАЙОНЕ,
       ОГРАНИЧЕННОМ СЕЧЕНИЕМ "АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ"

       Таблица 22

|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|                        Мероприятие                          |Эффективность  |
|                                                             | мероприятия   |
|                                                             |    (МВт)      |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|Выполнить установку САОН на ПС 220 кВ Первоуральская,        |      40       |
|действующей по факту отключения всех АТП, АТ2 и АТ3 на ПС    |               |
|220 кВ Первоуральская, с действием на отключение нагрузки    |               |
|в сечении АТ Первоуральская до 40 МВт.                       |               |
|Выполнить установку АОПО АТП, АТ2, АТ3 на ПС 220 кВ          |               |
|Первоуральская с действием на отключение нагрузки до 40 МВт  |               |
|на ПС 220 кВ Первоуральская                                  |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|Заменить провод марки АС-120 и АС-150 на ВЛ 110 кВ СУГРЭС -  |     115       |
|Хромпик 1 и 2 на провод марки АС-240/39 или аналогичный      |               |
|по ДТН. На ПС 110 кВ Хромпик заменить трансформатор тока и   |               |
|ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1 и 2 номиналом    |               |
|500 А на трансформатор тока и ВЧ заградитель с номинальным   |               |
|током не менее 1000 А                                        |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|На Среднеуральской ГРЭС заменить ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ    |               |
|СУГРЭС - Хромпик 1 и 2 номиналом 500 А на ВЧ заградитель     |               |
|с номинальным током не менее 1000 А.                         |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|
|Реконструкция ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с заменой       |               |
|провода марки АС-95/16 на провод марки не менее АС-150/24    |               |
|или аналогичный по ДТН. На ПС 110 кВ Полевская и ПС 110 кВ   |               |
|Дегтярка заменить ошиновку ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская    |               |
|марки АС-95/16 на провод марки не менее АС-150/24 или        |               |
|аналогичный по ДТН                                           |               |
|—————————————————————————————————————————————————————————————|———————————————|





                                 Приложение 7
                                 к Схеме и программе развития
                                 электроэнергетики Свердловской
                                 области
                                 на 2014 - 2018 годы и на перспективу
                                 до 2023 года

                               РАСЧЕТЫ                                
                        ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ                         

       Рис. 1. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ГВОЗДИКА - ЮЖНАЯ
       ПРИ РЕМОНТЕ ВЛ 220 КВ МАЛАХИТ - ЮЖНАЯ
       (СВ НА ПС 110 КВ СВОБОДА ЗАМКНУТ)

       Рисунок не приводится.

       Рис. 2. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 220 КВ БАЭС - МРАМОРНАЯ
       ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 110 КВ ГВОЗДИКА - ЮЖНАЯ И ВЛ 220 КВ
       МАЛАХИТ - ЮЖНАЯ

       Рисунок не приводится.

       Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Полевская - Южная и ВЛ  110
кВ  Дегтярка  -  Полевская  при  аварийном  отключении  ВЛ  220 БАЭС -
Мраморная необходим ввод ГВО.

       Рис. 3. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 220 КВ БАЭС - МРАМОРНАЯ
       ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 110 КВ ГВОЗДИКА - ЮЖНАЯ И ВЛ 220 КВ
       МАЛАХИТ - ЮЖНАЯ ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ

       Рисунок не приводится.

       Для подготовки к отключению ВЛ  220  БАЭС  -  Мраморная  (режим
показан на рисунке) ввод ГВО не требуется.

       Рис. 4. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 220 КВ ЕМЕЛИНО - ПРОДОЛЬНАЯ
       ПРИ РЕМОНТЕ ВЛ 220 КВ ИРЕНЬ - КРАСНОУФИМСКАЯ

       Рисунок не приводится.

       Рис. 5. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 ДИДИНО - ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ
       ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 220 КВ ЕМЕЛИНО - ПРОДОЛЬНАЯ
       И ВЛ 220 КВ ИРЕНЬ - КРАСНОУФИМСКАЯ

       Рисунок не приводится.

       Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Н. Серги - Первоуральская и
ВЛ  110  кВ  Михайловская  -  Н. Серги при аварийном отключении ВЛ 110
Дидино - Первоуральская необходим ввод ГВО.

       Рис. 6. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 ДИДИНО - ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ
       ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 220 КВ ЕМЕЛИНО - ПРОДОЛЬНАЯ
       И ВЛ 220 КВ ИРЕНЬ - КРАСНОУФИМСКАЯ ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ

       Рисунок не приводится.

       Для подготовки к отключению  ВЛ  110  Дидино  -  Первоуральская
(режим показан на рисунке) ввод ГВО не требуется.

       Рис. 7. АВАРИЙНОЕ ОДНОВРЕМЕННОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ
       ВЛ 220 КВ ИСКРА - СУГРЭС 1, 2

       Рисунок не приводится.

       Рис. 8. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ВИЗ -
       ПЕТРИЩЕВСКАЯ 1(2) ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ
       ВЛ 220 КВ ИСКРА - СУГРЭС 1, 2

       Рисунок не приводится.

       Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ ВИЗ - Петрищевская 1(2) при
аварийном  отключении ВЛ 110 кВ ВИЗ - Петрищевская 2(1) необходим ввод
ГВО.

       Рис. 9. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ВИЗ -
       ПЕТРИЩЕВСКАЯ 1(2) ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ
       ВЛ 220 КВ ИСКРА - СУГРЭС 1, 2 ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ

       Рисунок не приводится.

       Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ ВИЗ -  Петрищевская  1(2)
(режим показан на рисунке) ввод ГВО не требуется.

       Рис. 10. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ АВАРИЙНОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ
       1(2) СШ 110 КВ ПС 550 КВ ЮЖНАЯ

       Рисунок не приводится.

       Рис. 11. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ АВАРИЙНОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ
       1 И 2 СШ 110 КВ ПС 550 КВ ЮЖНАЯ

       Рисунок не приводится.

       Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Калининская - Сибирская, ВЛ
110  кВ  Весна  -  НСТЭЦ  и  ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская при аварийном
отключении 1 и 2 СШ 110 кВ Южная необходим ввод ГВО.

       Рис. 12. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ АВАРИЙНОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ
       1 И 2 СШ 110 КВ ПС 550 КВ ЮЖНАЯ ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ

       Рисунок не приводится.

       Для подготовки к отключению 2(1) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная  при
отключенной 1(2) СШ 110 кВ Южная ввод ГВО не требуется.

       Рис. 13. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ АВАРИЙНОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ
       1 СШ 220 КВ РЕФТИНСКОЙ ГРЭС

       Рисунок не приводится.

       Для подготовки  к  отключению  2  СШ  220  кВ  Рефтинской  ГРЭС
требуется ввод ГВО.

       Рис. 14. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ
       1 И 2 СШ 220 КВ РЕФТИНСКОЙ ГРЭС

       Рисунок не приводится.

       Для поднятия напряжений и разгрузки ВЛ 110  кВ  необходим  ввод
ГВО.

       Рис. 15. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ
       1 И 2 СШ 220 КВ РЕФТИНСКОЙ ГРЭС ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ

       Рисунок не приводится.

       При отключении 1 СШ 220 кВ Рефтинской  ГРЭС  для  подготовки  к
отключению 2 СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС ввод ГВО не требуется.

       Рис. 16. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 220 КВ КАЧКАНАР - ОСТРАЯ
       ПРИ РЕМОНТЕ ВЛ 220 КВ ЦЕМЕНТ - КАЧКАНАР

       Рисунок не приводится.

       Рис. 17. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ГРАНИТ - УРАЛЬСКАЯ
       ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 220 КВ КАЧКАНАР - ОСТРАЯ
       И ВЛ 220 КВ ЦЕМЕНТ - КАЧКАНАР

       Рисунок не приводится.

       Для исключения перегрузки ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Янтарь и ВЛ 220 кВ
Качканар  -  Янтарь  при  аварийном  отключении  ВЛ  110  кВ  Гранит -
Уральская необходим ввод ГВО.

       Рис. 18. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ГРАНИТ - УРАЛЬСКАЯ
       ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 220 КВ КАЧКАНАР - ОСТРАЯ И
       ВЛ 220 КВ ЦЕМЕНТ - КАЧКАНАР ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ

       Рисунок не приводится.

       Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ Гранит  -  Уральская  при
отключенных  ВЛ 220 кВ Качканар - Острая и ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар
ввод ГВО не требуется.

       Рис. 19. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ АТ1(2) ПС 220 КВ САЛДА
       ПРИ РЕМОНТЕ АТ2(1) ПС 220 КВ САЛДА

       Рисунок не приводится.

       Рис. 20. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ВЯЗОВСКАЯ -
       САЛКА 1(2) ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ АТ1 И 2 ПС 220 КВ САЛДА

       Рисунок не приводится.

       Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 2(1)  при
аварийном  отключении  ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1(2) необходим ввод
ГВО.

       Рис. 21. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ВЯЗОВСКАЯ -
       САЛКА 1(2) ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ АТ1 И 2 ПС 220 КВ САЛДА
       ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ

       Рисунок не приводится.

       Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ Вязовская  -  Салка  1(2)
при отключенных АТ1 и 2 ПС 220 кВ Салда ввод ГВО не требуется.

       Рис. 22. АВАРИЙНОЕ 3(4) СШ 110 КВ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
       ПРИ РЕМОНТЕ 4(3) СШ 110 КВ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
       В ЛЕТНИЙ ПЕРИОД

       Рисунок не приводится.

       Рис. 23. АВАРИЙНОЕ ВЛ 220 КВ НИЦА - РЕФТГРЭС
       ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ 3 И 4 СШ 110 КВ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
       В ЛЕТНИЙ ПЕРИОД

       Рисунок не приводится.

       Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги при ВЛ 220
кВ РефтГРЭС - Ница требуется ввод ГВО.

       Рис. 24. АВАРИЙНОЕ ВЛ 220 КВ НИЦА - РЕФТГРЭС
       ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ 3 И 4 СШ 110 КВ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
       В ЛЕТНИЙ ПЕРИОД С МЕРОПРИЯТИЯМИ

       Рисунок не приводится.

       Для подготовки к отключению ВЛ 220 кВ РефтГРЭС - Ница ввод  ГВО
не требуется.

       Рис. 25. АВАРИЙНОЕ ВЛ 110 КВ ВТГРЭС - ТАВОЛГИ
       ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ 3 И 4 СШ 110 КВ ПС 220 КВ ОКУНЕВО