Указ Губернатора Омской области от 21.10.2020 № 154
О Программе развития электроэнергетики в Омской области на 2020 - 2024 годы
УКАЗ
ГУБЕРНАТОРАОМСКОЙ ОБЛАСТИ
от 21октября 2020 года N 154
г.Омск
О Программеразвития электроэнергетики в Омской области
на 2020 -2024 годы
В соответствии с пунктом 25 Правил разработки иутверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики,утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября2009 года N 823, постановляю:
1. Утвердить прилагаемую Программу развитияэлектроэнергетики в Омской области на 2020 - 2024 годы.
2. Признать утратившим силу Указ Губернатора Омскойобласти от29 апреля 2019 года N 61 "О Программе развития электроэнергетики вОмской области на 2019 - 2023 годы".
Исполняющий обязанности
Губернатора Омской области В.П.Бойко
Приложение
к Указу Губернатора Омской области
от 21 октября 2020 года N 154
ПРОГРАММА
развитияэлектроэнергетики в Омской области
на 2020 -2024 годы
1. ПАСПОРТ
Программыразвития электроэнергетики в Омской области
на 2020 -2024 годы
| Наименование | Программа развития электроэнергетики в Омской области на 2020 - 2024 годы (далее - Программа) |
| Цели | 1. Развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей. 2. Обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность. 3. Формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики |
| Задачи | 1. Обеспечение надежного функционирования энергетической системы Омской области в долгосрочной перспективе. 2. Обеспечение баланса между производством и потреблением электрической энергии и мощности в энергетической системе Омской области, в том числе предотвращение ограничения пропускной способности электрических сетей. 3. Скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей. 4. Информационное обеспечение деятельности органов государственной власти Омской области при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии, инвесторов. 5. Обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, Схемы территориального планирования Омской области |
| Срок реализации | 2020 - 2024 годы |
| Перечень основных разделов | Введение. Основные положения Программы. Схема развития электроэнергетики Омской области. Объемы производства и потребления электрической энергии и мощности в Омской области. Развитие системы теплоснабжения в Омской области. Топливообеспечение энергоисточников |
2.Введение
2.1.Социально-экономическое положение Омской области
иреализация в регионе крупных инвестиционных проектов
Омская область расположена на югеЗападно-Сибирской равнины и граничит на западе и севере с Тюменской областью,на востоке - с Томской и Новосибирской областями, на юге и юго-западе - сРеспубликой Казахстан.
Территория Омской области занимает площадь 141,1 тыс.кв.км и простирается с севера на юг более чем на 600км, с запада на восток - на 300 км. Расстояние от города Москвы до города Омска- 2555 км.
Численность населения Омской области на 1 января 2020года - 1926,7 тыс. человек. Доля городского населения в общей численностинаселения - 72,9 процента, в сельской местности проживает 27,1 процентанаселения.
Национальный состав населения Омскойобласти представлен более чем 120 национальностями, из которых к наиболеемногочисленным относятся (по данным Всероссийской переписи населения 2010года): русские - 85,8 процента, казахи - 4,1 процента, украинцы - 2,7 процента,немцы - 2,6 процента, татары - 2,2 процента, прочие - 2,6 процента.
Население Омской области проживает в 6 городах, 20рабочих и 1 дачном поселке, 1477 сельских населенных пунктах.
Крупные населенные пункты:административный центр - муниципальное образование городской округ город ОмскОмской области (далее - город Омск) (1154,5 тыс. человек), город Тара (28,2тыс. человек), город Исилькуль (22,4 тыс. человек), город Калачинск (22,6 тыс.человек), город Называевск (10,9 тыс. человек), город Тюкалинск (10,3 тыс.человек).
Основу экономики Омской области традиционно составляютразвитые высокотехнологичные обрабатывающие производства, в состав которыхвходят организации химического и нефтехимического комплекса, нефтепереработки,производства пищевых продуктов, строительных материалов, машиностроения,лесопереработки.
Одним из ведущих секторов экономики Омской областиявляется промышленный комплекс региона, который формирует около 40 процентовобъемов валового регионального продукта и налоговых поступлений вконсолидированный бюджет. В нем сосредоточено свыше трети региональных основныхфондов, занято более 20 процентов работающего населения Омской области, наразвитие промышленности ежегодно направляется около половины объема всехинвестиций в регионе.
Основные промышленные предприятия, обуславливающиеспециализацию экономики Омской области, сосредоточены в административном центре- городе Омске. Около 90 процентов объемов в промышленности создается крупнымии средними организациями (порядка 300 организаций), до 10 процентов приходитсяна долю малого бизнеса.
Омская область - один из крупнейших центровнефтеперерабатывающей, химической и нефтехимической промышленности в РоссийскойФедерации.
Основа нефтеперерабатывающего комплекса Омской области- Омский нефтеперерабатывающий завод (основан в 1955 году) - один из крупнейшихнефтеперерабатывающих заводов в России. Предприятие занимает лидирующееположение по набору технологических процессов и глубине переработки нефти,которая составляет более 90 процентов. Проводится модернизация Омскогонефтеперерабатывающего завода - реализуется проект по производствукатализаторов каталитического крекинга и гидропроцессов.
Одной из ключевых составляющих обрабатывающихпроизводств Омской области является машиностроительный комплекс, в составекоторого около 30 организаций, обладающих высокотехнологичным производством исовременной отраслевой наукой.
Здесь сосредоточены производства по выпускузначительного объема высокотехнологичной, наукоемкой продукции, а такжесконцентрирован наиболее многочисленный слой высококвалифицированных рабочих испециалистов. Предприятия машиностроительного комплекса Омской области создаютконкурентоспособную продукцию различного вида, в том числе ракетно-космическую,авиационную, бронетехнику, электронную, транспортную, медицинскую, длясельского хозяйства, топливно-энергетического и жилищно-коммунальногокомплексов.
Ведущие позиции средимашиностроительных организаций Омского региона занимают государственныепредприятия - "Производственное объединение "Полет" - филиалакционерного общества "Государственный космический научно-производственныйцентр им. М.В. Хруничева" (далее - "ПО "Полет" - филиал АО"ГКНПЦ им. М.В. Хруничева"), филиал акционерного общества"Объединенная двигателестроительная корпорация" "Омскоемоторостроительное объединение им. П.И. Баранова" (далее - филиал АО"ОДК" "ОМО им. П.И. Баранова") и акционерное общество"Омский завод транспортного машиностроения" (далее - АО"Омский завод транспортного машиностроения").
Крупнейшие инвестиционные проекты в машиностроенииреализуются:
1) акционерным обществом "Омское производственноеобъединение "Иртыш" (далее - АО "ОмПО "Иртыш");
2) акционерным обществом "Омскийнаучно-исследовательский институт приборостроения";
3) "ПО "Полет" - филиал АО "ГКНПЦим. М.В. Хруничева".
В рамках развития нефтегазодобывающей промышленностиОмской области ведется разработка и добыча углеводородного сырья на Тевризскомгазоконденсатном месторождении (далее - ТГКМ).
В 2011 году Государственная комиссия по запасамполезных ископаемых (ГКЗ Роснедра) утвердила запасы природного газа и газовогоконденсата ТГКМ в количестве 526 млн. куб.м и 10 тыс.тонн соответственно. Обустройство и промышленная добыча природного газа на ТГКМпозволили газифицировать три северных района Омской области - Тевризский,Знаменский, Тарский - с опережением на несколько лет до строительствамагистрального трубопровода природного газа "Саргатское - Большеречье -Тара".
Инновационный потенциал промышленности Омской областив последние годы растет не только за счет освоения новых видов продукции надействующих производствах и начавшегося технического перевооруженияпредприятий, но и за счет строительства и ввода в эксплуатацию новыхпредприятий с современными технологиями.
Организованы производства лифтов нового поколения,низковольтной аппаратуры, стекольной продукции, глубокой переработки древесиныи изготовление высококачественных заготовок для мебели.
Создана инновационная, конкурентоспособная продукция -вездеход на воздушной подушке "Арктика", интеллектуальные системыдобычи нефти и газа "Сократ", ресурсосберегающая система учета иуправления энергоресурсами, сверхлегкая многоцелевая авиация (дельталеты),элементная база с микро- и нанотехнологиями дляиспользования в радиотехнических устройствах и системах, уникальные изделия изтехуглерода, а также катализаторы для нефтепереработки.
Введены в эксплуатацию завод по производству шпона ифанеры, первый в России завод по производству медицинской хирургическойгигроскопичной ваты из льноволокна, завод по производству полипропилена, заводпо изготовлению котельного и вспомогательного теплотехнического оборудованияторговой марки "LAVART", а также нестандартного оборудования длянефтегазовой отрасли.
Планируется дальнейшее внедрение крупныхтехнологических инноваций в нефтеперерабатывающее и шинное производство,создание промышленных и сельскохозяйственных парков.
2.2.Энергетическая система Омской области
Энергетическая система Омской области являетсяинфраструктурной основой региональной экономики, не только обеспечивающейжизнедеятельность всех отраслей, но и во многом определяющей формированиепараметров социально-экономического развития Омской области.
Доля энергетики в общем объеме промышленной продукцииОмской области составляет более 12 процентов.
Крупнейшими предприятиями и организациями,составляющими основу энергетической системы Омской области, являются:
1) акционерное общество "Территориальная генерирующаякомпания N 11" (далее - АО "ТГК-11");
2) акционерное общество "Омские распределительныетепловые сети" (далее - АО "Омск РТС");
3) филиал публичного акционерного общества"Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (далее -ПАО "ФСК ЕЭС") - Западно-Сибирское предприятие магистральныхэлектрических сетей;
4) филиал публичного акционерного общества"Россети Сибирь" (далее - ПАО "Россети Сибирь") -"Омскэнерго";
5) филиал акционерного общества "Системныйоператор Единой энергетической системы" "Региональное диспетчерскоеуправление энергосистемы Омской области";
6) муниципальное предприятие города Омска"Тепловая компания" (далее - МП города Омска "Тепловаякомпания");
7) акционерное общество "Омскэлектро" (далее- АО "Омскэлектро");
8) акционерное общество "Электротехническийкомплекс" (далее - АО "Электротехнический комплекс");
9) общество с ограниченной ответственностью"Теплогенерирующий комплекс" (далее - ООО "Теплогенерирующийкомплекс").
Обслуживание потребителей электрической энергии натерритории Омской области осуществляет общество с ограниченной ответственностью"Омская энергосбытовая компания" (далее - ООО "Омскаяэнергосбытовая компания"). Статус гарантирующего поставщика электрическойэнергии на территории Омской области ООО "Омскаяэнергосбытовая компания" присвоен в соответствии с приказом Министерстваэнергетики Российской Федерации от 29 ноября 2019 года N 1300 с 1 января 2020года.
ООО "Омская энергосбытовая компания"зарегистрировано как юридическое лицо 11 февраля 2014 года.
Кроме того, на территории Омской области действуютнезависимые энергосбытовые компании, которыми осуществляется поставкаэлектрической энергии крупным потребителям:
1) акционерное общество "Газпром энергосбыт"осуществляет поставку для акционерного общества "Газпромнефть - ОНПЗ"(далее - АО "Газпромнефть - ОНПЗ");
2) общество с ограниченной ответственностью"Русэнергосбыт" осуществляет поставку для Омского отделенияЗападно-Сибирской железной дороги - филиала открытого акционерного общества"Российские железные дороги" (далее - ОАО "РЖД"),Свердловской железной дороги - филиала ОАО "РЖД" в границах Омскойобласти, а также акционерного общества "САН ИнБев" (далее - АО"САН ИнБев");
3) общество с ограниченной ответственностью"МАРЭМ+" осуществляет поставку для акционерного общества"ОмскВодоканал" (далее - АО "ОмскВодоканал");
4) общество с ограниченной ответственностью"Русэнергоресурс" осуществляет поставку для акционерного общества"Транснефть - Сибирь";
5) общество с ограниченной ответственностью "Транснефтьэнерго"осуществляет поставку для акционерного общества "Транснефть - ЗападнаяСибирь", акционерного общества "Транснефть - Урал";
6) общество с ограниченной ответственностью"Лукойл-Энергосервис" осуществляет поставку для акционерного общества"Омский каучук" (далее - АО "Омский каучук");
7) акционерное общество "Система"осуществляет поставку для общества с ограниченной ответственностью"Сибкриопродукт";
8) общество с ограниченной ответственностью"Русэнерго" осуществляет поставку для общества с ограниченнойответственностью "Омский стекольный завод";
9) общество с ограниченной ответственностью"МагнитЭнерго" осуществляет поставку для акционерного общества"Тандер";
10) публичное акционерное общество"Мосэнергосбыт" осуществляет поставку для общества с ограниченнойответственностью "Метро Кэш энд Керри", публичного акционерногообщества "Сбербанк России", филиала общества с ограниченнойответственностью "Юнилевер Русь";
11) общество с ограниченной ответственностью"Энергетическая компания "Сбыт Трейдинг Инновации" осуществляетпоставку для АО "Омский завод транспортного машиностроения";
12) общество с ограниченной ответственностью"Центрэнерго" осуществляет поставку для акционерного общества"Омскшина" (далее - АО "Омскшина");
13) общество с ограниченной ответственностью"ЕЭС-Гарант" осуществляет поставку для общества с ограниченнойответственностью "Омский завод трубной изоляции";
14) акционерное общество "Петроэлектросбыт"осуществляет поставку для акционерного общества "Омский бекон" иакционерного общества "ЛКЗ".
Электроснабжение потребителей в Омской областиосуществляется на 57 - 66 процентов от теплоэлектроцентралей (далее - ТЭЦ) АО"ТГК-11" и блок-станций промышленныхпредприятий, а также на 34 - 43 процента за счет перетока из Единой энергетическойсистемы России. Межсистемный переток осуществляется через подстанции 500 кВТаврическая, Восход и Иртышская по линиям электропередачи 500 кВ, 220 кВ, 110кВ и подстанцию 110 кВ Валерино по двум линиямэлектропередачи 110 кВ.
Подстанция 500 кВ Таврическая и подстанция 500 кВВосход являются основными питающими центрами, обеспечивающими большую частьперетока электрической энергии в энергетическую систему Омской области изЕдиной энергетической системы России.
Загрузка омских ТЭЦ АО "ТГК-11" (и, соответственно,динамика доли выработки электрической энергии омскими электростанциями в общемобъеме электропотребления) определяется механизмами оптового рынкаэлектрической энергии и мощности, а также режимами работы энергетическойсистемы Омской области, объединенной энергетической системы Сибири и Единойэнергетической системы России.
Так, в 2014 году омскими ТЭЦ и блок-станциямипромышленных предприятий выработано 7061,1 млн. кВт.чэлектрической энергии при уровне электропотребления 10992,5 млн. кВт.ч (доля собственнойвыработки - 64,2 процента).
В 2015 году омскими ТЭЦ и блок-станциями промышленныхпредприятий выработано 7194,6 млн. кВт.ч электрическойэнергии при уровне электропотребления 10880,8 млн. кВт.ч (доля собственнойвыработки увеличилась до 66,1 процента).
В 2016 году произошло снижение (по сравнению с 2015годом) объема электрической энергии, выработанной омскими ТЭЦ и блок-станциямипромышленных предприятий, который составил 6876,4 млн. кВт.чпри снижении общего уровня электропотребления на 0,2 процента - до 10862,4 млн.кВт.ч (доля собственной выработки снизилась до 63,3 процента).
В 2017 году доля выработки электрической энергииомскими ТЭЦ и блок-станциями промышленных предприятий (собственная выработка)увеличилась до 64,4 процента по сравнению с 2016 годом и составила 6956,5 млн.кВт.ч (при снижении общего уровня электропотребления вОмской области до 10806,9 млн. кВт.ч).
В 2018 году произошло снижение (по сравнению с 2017годом) объема электрической энергии, выработанной омскими ТЭЦ и блок-станциямипромышленных предприятий, который составил 6625,5 млн. кВт.чпри увеличении общего уровня электропотребления на 1,9 процента - до 11015,0млн. кВт.ч (доля собственной выработки снизилась до 60,2 процента).
В 2019 году омские ТЭЦ и блок-станции промышленныхпредприятий суммарно выработали 6130,5 млн. кВт.ч, чтосоставило 57,4 процента от потребления.
В настоящее время в Омской области продолжаетсяреализация ряда энергоемких инновационных проектов, в том числе реализацияпроектов на региональных предприятиях оборонно-промышленного комплекса.
Темпы развития промышленного потенциала, жилищногокомплекса Омской области в настоящее время требуют опережающего развитияэнергетической инфраструктуры.
Приоритетным проектом 2018 года поразвитию магистральных электросетевых объектов ПАО "ФСК ЕЭС",включенным в схему и программу развития Единой энергетической системы России на2018 - 2024 годы, утвержденную приказом Министерства энергетики РоссийскойФедерации от 28 февраля 2018 года N 121 (далее - Схема и программа развития ЕЭСРоссии), являлось строительство подстанции 500 кВ Восход с заходами линийэлектропередачи 500 кВ и 220 кВ, реализация которого позволилаобеспечить надежное электроснабжение потребителей в Омской области, усилитьсуществующие электрические связи энергетической системы Омской области с Единойэнергетической системой России.
Строительство подстанции 500 кВВосход начато во втором квартале 2011 года. 20 июля 2015 года введено вэксплуатацию открытое распределительное устройство 500 кВ строящейся подстанции500 кВ Восход с автотрансформатором 500/220 кВ, к подстанции подключена новаялиния электропередачи 500 кВ Восход - Витязь, которая соединяет объединенныеэнергетические системы Сибири и Урала по территории России, а также выполнензаход линии электропередачи ВЛ 500 кВБарабинская - Таврическая на подстанцию 500 кВ Восход.
В 2018 году завершено строительство распределительногоустройства 220 кВ и заходов линий электропередачи 220 кВ на подстанцию 500 кВВосход.
В целях увеличения потребляемой мощности и обеспечениянадежности электроснабжения электроустановок АО "Газпромнефть - ОНПЗ"в марте 2018 года осуществлена реконструкция подстанции 220 кВ Ароматика сувеличением трансформаторной мощности (с заменой силовых трансформаторов). В2018 году завершен проект по реконструкции подстанции 220 кВ Нефтезаводская.
Одним из крупнейших проектов, реализация которого былапредусмотрена для развития энергетической системы Омской области, являласьреконструкция Омской ТЭЦ-3.
Основной вариант реконструкции Омской ТЭЦ-3 -внедрение парогазовой установки с последующей модернизацией оборудования второйочереди станции. Запуск в эксплуатацию парогазовой установкимощностью 85,2 МВт на Омской ТЭЦ-3 осуществлен 13 июня 2013 года.
В 2014 - 2015 годах выполнена модернизацияоборудования второй очереди Омской ТЭЦ-3.
Запланированные этапы модернизации Омской ТЭЦ-3завершены в 2016 году. 23 декабря 2016 года введен в эксплуатацию турбоагрегатмощностью 120 МВт (взамен демонтированного турбоагрегата станционный номер (далее- ст. N) 10).
В целях обеспечения схемы выдачи мощности ОмскойТЭЦ-3, с учетом вновь введенного турбоагрегата мощностью 120 МВт филиалом ПАО"Россети Сибирь" - "Омскэнерго" в 2017 году завершенаработа по строительству и вводу в эксплуатацию двухцепной кабельно-воздушнойлинии электропередачи 110 кВ Омская ТЭЦ-4 - Омская ТЭЦ-3.
В части развития распределительной электросетевойинфраструктуры в Омской области с 2009 года ведется постоянная работа поформированию, утверждению и корректировке инвестиционной программы филиала ПАО"Россети Сибирь" - "Омскэнерго".
Приказом Министерства энергетикиРоссийской Федерации от 25 декабря 2019 года N 29@ "Об утвержденииинвестиционной программы ПАО "МРСК Сибири" на 2020 - 2024 годы иизменений, вносимых в инвестиционную программу ПАО "МРСК Сибири",утвержденную приказом Минэнерго России от 20.12.2018 N 25@" утвержденаинвестиционная программа электросетевой компании, положения которой учитывалисьпри формировании Программы.
3.Основные положения Программы
Программа определяет основныенаправления строительства, реконструкции и модернизации генерирующих мощностейи сетевой инфраструктуры в Омской области на 2020 - 2024 годы, обеспечивающиестабильное функционирование электроэнергетического комплекса Омской области в условияхреформирования энергетических рынков и жилищно-коммунального комплекса,реализации программ жилищного строительства и объектов социально-культурнойсферы, развития промышленного комплекса Омской области.
Программа разработана в соответствиис постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N823 "О схемах и программах перспективного развитияэлектроэнергетики", с учетом положений Схемы и программы развития ЕЭСРоссии, схемы теплоснабжения города Омска до 2033 года, утвержденной приказомМинистерства энергетики Российской Федерации от 17 октября 2018 года N 895(далее - Схема теплоснабжения города Омска).
При разработке Программы использованы материалыКомплексной программы развития электрических сетей 35 кВ и выше филиала ПАО "РоссетиСибирь" - "Омскэнерго" на территории ПАО "РоссетиСибирь" - Омская область на пятилетний период 2020 - 2024 годов.
Основными принципами формирования Программы являются:
1) экономическая эффективность решений, основанная наоптимизации режимов работы энергетической системы Омской области, в том числе:
- использовании парогазовыхциклов при производстве электрической энергии;
- сокращении удельныхрасходов топлива на производство электрической и тепловой энергии;
- повышении коэффициентаполезного действия имеющегося энергетического оборудования;
- снижении потерь вэлектрических и тепловых сетях;
2) применение новых технологических решений;
3) скоординированное развитие в Омской областимагистральной и распределительной сетевой инфраструктуры, генерирующихмощностей, соответствующее инвестиционным программам развития субъектовэлектроэнергетики, расположенных на территории Омской области;
4) публичность и открытость государственныхинвестиционных стратегий и решений.
4. Схемаразвития электроэнергетики Омской области
4.1. Существующие и планируемые к строительству и выводу
изэксплуатации линии электропередачи и подстанции, класс
напряжения которых равен или превышает110 кВ
Основу электросетевого комплекса Омской области (110кВ и выше) составляют линии электропередачи и подстанции филиала ПАО "ФСКЕЭС" - Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетей ифилиала ПАО "Россети Сибирь" - "Омскэнерго".
Карта-схема электросетевого комплекса Омской области сперспективой развития до 2024 года приведена в приложениях N 1 - 4 к Программе.
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Западно-Сибирскоепредприятие магистральных электрических сетей является структурнымподразделением ПАО "ФСК ЕЭС" (город Москва), осуществляющимэксплуатацию и централизованное техническое обслуживание линий электропередачии подстанций напряжением 110 - 220 - 500 кВ.
Открытое акционерное общество "ФСК ЕЭС"(далее - ОАО "ФСК ЕЭС") образовано 25 июня 2002 года в соответствии спрограммой реформирования электроэнергетики Российской Федерации какорганизация по управлению единой национальной (общероссийской) электрическойсетью с целью ее сохранения и развития.
Созданные в 1997 году Межсистемные электрические сетиСибири в 2002 году были преобразованы в филиал ОАО "ФСК ЕЭС" -Магистральные электрические сети Сибири с формированием филиалов, в том числефилиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Омское предприятие магистральныхэлектрических сетей.
26 июня 2015 года организационно-правовая формапредприятия изменена с ОАО "ФСК ЕЭС" на ПАО "ФСК ЕЭС".
В 2016 году ПАО "ФСК ЕЭС" проведеныструктурные изменения в составе филиалов компании, в результате которых филиалПАО "ФСК ЕЭС" - Омское предприятие магистральных электрических сетейбыл объединен с филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" - Западно-Сибирскоепредприятие магистральных электрических сетей. Центр управления предприятиемперенесен в город Барнаул Алтайского края.
В итоге структурных преобразований в зону обслуживанияфилиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Западно-Сибирское предприятие магистральныхэлектрических сетей включены Алтайский край, Новосибирская и Омская области.
На территории Омской области к объектам филиала ПАО"ФСК ЕЭС" - Западно-Сибирское предприятие магистральных электрическихсетей относятся:
1) три подстанции 500 кВ - Таврическая, Иртышская,Восход;
2) пять подстанций 220 кВ - Лузино, Московка, Ульяновская, Называевская, Загородная;
3) семь воздушных линий электропередачи напряжением500 кВ (ВЛ 500 кВ) общей протяженностью 845,474 км;
4) девятнадцать воздушных линий электропередачинапряжением 220 кВ (ВЛ 220 кВ) общей протяженностью821,24 км;
5) три воздушные линии электропередачи напряжением 110кВ (ВЛ 110 кВ) общей протяженностью 68,87 км.
Подстанции 110 кВ Юбилейная иПолтавская с 1 апреля 2019 года переданы от филиала ПАО "ФСК ЕЭС" -Западно-Сибирское предприятие магистральных электрических сетей вэксплуатационное обслуживание филиалу ПАО "Россети Сибирь" -"Омскэнерго".
Перечень существующих линий электропередачи иподстанций филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Западно-Сибирское предприятиемагистральных электрических сетей с техническими характеристиками оборудованияприведен в приложениях N 5, 6 к Программе.
ПАО "Россети Сибирь" - крупнейшаяраспределительная сетевая компания на территории Сибирского федеральногоокруга, осуществляющая транспортировку электрической энергии пораспределительным сетям на территориях республик Алтай, Бурятия, Хакасия иТыва, Алтайского, Забайкальского, Красноярского краев, Кемеровской и Омскойобластей.
Компания образована в 2005 году в целях эффективногоуправления распределительным электросетевым комплексом Сибири.
Основными функциями филиала ПАО "РоссетиСибирь" - "Омскэнерго" являются транспортировка электрическойэнергии от электростанций и с оптового рынка потребителям, техническоеобслуживание электрических сетей и подстанций 32 муниципальных районов Омскойобласти.
В состав филиала ПАО "Россети Сибирь" -"Омскэнерго" входят 3 производственных отделения:
1) Западные электрические сети (Называевский,Саргатский, Крутинский, Тюкалинский, Марьяновский, Исилькульский, Москаленский,Любинский, Шербакульский, Полтавский, Омский и Городской районы электрическихсетей (далее - РЭС));
2) Восточные электрические сети (Калачинский,Кормиловский, Черлакский, Нижнеомский, Оконешниковский, Горьковский,Нововаршавский, Павлоградский, Одесский, Русско-Полянский,Азовский и Таврический РЭС);
3) Северные электрические сети (Тарский, Знаменский,Тевризский, Екатерининский, Усть-Ишимский, Большеуковский, Большереченский,Муромцевский, Колосовский РЭС).
В обслуживании филиала ПАО "Россети Сибирь"- "Омскэнерго" находится:
1) 5207,451 км линий электропередачи напряжением 110кВ;
2) 125 подстанций напряжением 110 кВ с общей мощностьютрансформаторов 3066 МВА.
Перечень существующих линий электропередачи иподстанций напряжением 110 кВ филиала ПАО "Россети Сибирь" - "Омскэнерго"с техническими характеристиками оборудования приведен в приложениях N 7, 8 кПрограмме.
По существующим линиям электропередачи филиала ПАО"ФСК ЕЭС" - Западно-Сибирское предприятие магистральных электрическихсетей, филиала ПАО "Россети Сибирь" - "Омскэнерго"энергетическая система Омской области связана с энергетической системойРеспублики Казахстан, объединенной энергетической системой Сибири иобъединенной энергетической системой Урала:
1) с энергетической системой Республики Казахстан:
- по трем линиям электропередачи 500 кВ (параллельнаяработа):
ЕЭК (акционерное общество "Евроазиатскаяэнергетическая корпорация") - Иртышская;
Аврора - Таврическая;
Экибастузская ГРЭС-1 - Таврическая;
- по двум линиям электропередачи 220 кВ (параллельнаяработа):
Мынкуль - Иртышская (224);
Валиханово - Иртышская (225);
- по трем линиям электропередачи 110 кВ (раздельнаяработа):
Юбилейная - Булаево I цепь, с отпайкой на подстанциюЮнино;
Юбилейная - Булаево II цепь, с отпайкой на подстанциюЮнино;
Горьковская - Полтавка;
2) с энергетической системой Новосибирской области:
- по одной линии электропередачи 500 кВ (параллельнаяработа) - Барабинская - Восход;
- по одной линии электропередачи 220 кВ (параллельнаяработа):
Восход - Татарская;
- по двум линиям электропередачи 110 кВ (параллельнаяработа):
Валерино -Каратканск с отпайками (З-15);
Валерино - Колония сотпайкой на подстанцию Илюшкино (З-16);
3) с энергетической системой Тюменской области:
- по одной линии электропередачи 500 кВ (параллельнаяработа) - Восход - Витязь;
- по трем линиям электропередачи 110 кВ (раздельнаяработа):
Выстрел - Мангут-Т с отпайкой на подстанцию Мангут(С-135);
2529 км - Новоандреевская с отпайкой на подстанциюМангут (С-136);
Орехово - Каргалы (С-80).
4.1.1.Особенности и проблемы текущего состояния
электроэнергетикина территории Омской области
Энергоузлы ("энергорайоны") на территорииОмской области, которые характеризуются повышенной вероятностью выходапараметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений:
- "южный энергорайон", ккоторому относятся следующие энергетические объекты: подстанции 110 кВНовоуральская, Нововаршавская, Одесская, Память Тельмана, Павлоградская,Русская Поляна, Стрела, Шербакульская;
- "энергорайон тягового транзита Лузино - Юбилейная", к которому относятся следующиеэнергетические объекты: подстанции 110 кВ Юбилейная, Исилькуль, Москаленки,Мариановка, Пикетное, Полтавская.
Основные "узкие места" энергетическойсистемы Омской области:
1. Недопустимое снижение напряженияна шинах 110 кВ подстанций 110 кВ "южного энергорайона", токоваяперегрузка трансформаторов тока линии электропередачи 110 кВ Мариановка -Москаленки с отпайками (С-23) на подстанции 110 кВ Москаленки и линииэлектропередачи 110 кВ Пикетное - Москаленки с отпайкой на подстанцию Помурино(С-24) на подстанции 110 кВ Москаленки, токовая перегрузка ошиновки подстанции110 кВ Мариановка.
Наиболее сложной схемно-режимной ситуацией, приводящейк выходу параметров электроэнергетического режима из области допустимыхзначений, является аварийное отключение второй системы шин (далее - СШ) 2СШ 110(1СШ-110) подстанции 220 кВ Лузино в осенне-зимнем периоде, которое приводит:
- к токовой перегрузке трансформаторов тока в ячейкелинии электропередачи 110 кВ Мариановка - Москаленки с отпайками (С-23) (линииэлектропередачи 110 кВ Пикетное - Москаленки сотпайкой на ПС Помурино (С-24)) на подстанции 110 кВ Москаленки;
- к токовой перегрузке ошиновки подстанции 110 кВМариановка;
- к снижению напряжения ниже минимально допустимого наподстанциях 110 кВ Южного энергорайона (подстанция 110 кВ Павлоградская,подстанция 110 кВ Одесская, подстанция 110 кВ Память Тельмана, подстанция 110кВ Азово, 1СШ-110 подстанции 110 кВ Сосновская, 1СШ-110кВ подстанции 110 кВШербакульская, подстанция 110 кВ Русская Поляна).
В настоящее время в качестве схемно-режимныхмероприятий, направленных на ликвидацию недопустимых параметровэлектроэнергетического режима, предусмотрено одновременное выполнение следующихмероприятий:
- превентивный перевод питания нагрузкипотребителей (второй трансформатор подстанции 110 кВ Сельская, первыйтрансформатор подстанции 110 кВ Тумановская и первый трансформатор подстанции110 кВ Птичья) на питание от подстанции 220 кВ Называевская по линииэлектропередачи 110 кВ Называевская - Покровская (С-35) (14 МВт), а такжепревентивный перевод питания нагрузки с линии электропередачи 110 кВ Лузино -Кировская с отпайками II цепь (С-64) на линию электропередачи 110 кВ Лузино- Кировская с отпайками I цепь (C-63) (26 МВт);
- включение батареи статических конденсаторов (БСК) наподстанции 110 кВ Новоуральская;
- изменения нормальной схемы ПС 110 кВ Мариановка(включение ВВ1-110 и ВС-110, отключение ОР1-110 или ОР2-110);
- превентивное изменение положения устройстврегулирования под нагрузкой (РПН) на автотрансформаторах АТ-1, АТ-2, АТ-3подстанции 220 кВ Лузино (переключение из 6 в 12 положение);
- превентивное изменение положения устройств РПН наавтотрансформаторах АТ-1, АТ-2 подстанции 500 кВ Иртышская(переключение из 6 в 10 положение);
- загрузка генерирующего оборудования Омских ТЭЦ пореактивной мощности;
- изменение эксплуатационного состояния илитехнологического режима работы средств компенсации реактивной мощности наподстанции 500 кВ Таврическая и подстанции 500 кВ Иртышская.
С учетом выполнения вышеуказанных схемно-режимныхмероприятий в послеаварийном режиме действием автоматики ограничения снижениянапряжения (далее - АОСН) на подстанции 110 кВ Одесская будет отключено 6,5 МВтпотребителей.
При этом в случае аварийного отключения 2СШ-110подстанции 220 кВ Лузино в осенне-зимнем периоде с учетом вышеуказанныхсхемно-режимных мероприятий:
- перегрузка трансформаторов тока в ячейке линииэлектропередачи 110 кВ Мариановка - Москаленки с отпайками (С-23) на подстанции110 кВ Москаленки составит 60 процентов (511 А придлительно допустимом токе 320 А);
- перегрузка ошиновки подстанции 110 кВ Мариановкасоставит 14 процентов (553 А при длительно допустимомтоке 484 А);
- напряжение на шинах 110 кВподстанции 110 кВ Память Тельмана поднимается до 88 кВ, что ниже минимальнодопустимых значений, и при этом нагрузка потребителей (6,5 МВт), отключенныхАОСН подстанции 110 кВ Одесская, останется отключенной до ввода в работу2СШ-110 подстанции 220 кВ Лузино или перевода присоединений 2СШ-110 на 1СШ-110кВ подстанции 220 кВ Лузино.
В целях исключения указаннойперегрузки и недопустимого снижения напряжения на шинах 110 кВ подстанции 110кВ Память Тельмана необходим ввод графиков аварийного ограничения режимапотребления в объеме до 31,5 МВт на подстанциях тягового транзита Лузино -Юбилейная и до 1 МВт в "южном энергорайоне", а также отключениепотребителей действием противоаварийной автоматики в объеме 6,5 МВт наподстанции 110 кВ Одесская.
Возможными мероприятиями дляисключения схемно-режимной ситуации, характеризующейся повышенной вероятностьювыхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений,являются установка секционного выключателя 110 кВ на подстанции 110 кВСосновская, что позволяет исключить снижение напряжения на шинах 110 кВподстанций 110 кВ "южного энергорайона" ниже минимально допустимого,а также выполнить перевод части нагрузки из "энергорайона тяговоготранзита Лузино - Юбилейная" в "южный энергорайон ", иреконструкция подстанции 110 кВ Москаленки с увеличением пропускной способноститрансформаторов тока.
2. Недопустимые уровни напряжения на подстанциях 110кВ "северного энергорайона" Омской области.
В режимах летнего минимума нагрузки напряжение настороне 110 кВ подстанций "северного энергорайона" (Усть-Ишим,Большая Тара, Тевриз, Бакшеево, Шухово, Новоягодная, Знаменка, Радищево,Большие Уки, Тара и другие) составляет до 131 кВ.
Схемно-режимные мероприятия:
- изменение точки секционирования транзита 110 кВ Тара- Викулово в нормальной схеме сети позволяет снизить напряжение до 127 кВ, чтонедопустимо. При этом постоянный перенос точки секционирования транзита 110 кВТара - Викулово не допускается;
- изменение реактивной мощности электростанций, в томчисле с переводом генераторов в режим потребления реактивной мощности,позволяет снизить напряжение до величины 128,8 кВ, что недопустимо.Эффективность мероприятия составляет 1,7 кВ;
- существующие шунтирующие реакторы (далее - ШР) вприлегающей сети отсутствуют, батареи статических конденсаторов (далее - БСК)на подстанции 110 кВ Тара и Муромцево отключены. Включение ШР500 кВ позволяет снизить напряжение до допустимого значения 126 кВ. Дляснижения напряжения на величину 3 кВ на стороне 110 кВ подстанций"северного энергорайона" требуется снизить напряжение в сети 500 кВна 16 кВ (с 520 кВ до 504 кВ), что приводит к снижению пропускной способностимежсистемных и межгосударственных транзитов 500 кВ;
- отключение в резерв линии электропередачи невозможнобез отключения потребителей. Исключение составляет возможность вывода в резерводной цепи воздушной линии электропередачи 110 кВ Шухово - Новоягодная. Этопозволяет снизить напряжение на величину 0,4 кВ. Вывод в резерв воздушной линииэлектропередачи 220 кВ Загородная - Ульяновская дает снижение напряжения величиной1,2 кВ. Вывод в резерв обеих воздушных линий электропередачи с учетом разгрузкигенераторов Омских ТЭЦ по реактивной мощности позволяет снизить напряжение до127 кВ, что недопустимо;
- для обеспечения допустимогонапряжения (не более 126 кВ) на стороне 110 кВ подстанций "северногоэнергорайона" рассмотрена возможность изменения коэффициентовтрансформации автотрансформаторов на подстанции 220 кВ Загородная (переводустройства РПН из 8 положения с Ктр = 0,526 в положение 3 с Ктр = 0,484)совместно с выводом в резерв одной цепи воздушной линии электропередачи 110 кВШухово - Новоягодная и разгрузкой генераторов Омских ТЭЦ пореактивной мощности. Однако при этом напряжение на стороне 6кВ подстанции 220 кВ Загородная повышается свыше 7,2 кВ, что являетсянедопустимым для потребителей электрической энергии, подключенных к сети 6 кВ.Средства регулирования напряжения на стороне 6 кВ в цепи автотрансформаторовподстанции 220 кВ Загородная и возможность перевода нагрузки на другие центрыпитания отсутствуют.
Таким образом, возможные мероприятия по снижениюнапряжения в совокупности не позволяют снизить напряжение на стороне 110 кВподстанций "северного энергорайона" до допустимого значения. Дляснижения напряжения до допустимого уровня рекомендуется установка управляемогошунтирующего реактора 110 кВ мощностью 25 Мвар на подстанции 110 кВ Тара,который в настоящее время находится на территории данной подстанции ипланируется его ввод до конца 2020 года.
3. Обеспечение второго источника питания длясуществующих потребителей 2, 3 категории надежности, запитанных от подстанции110 кВ Полтавская, в условиях отсутствия возможностивключения воздушной линии электропередачи 110 кВ Горьковская - Полтавкасо стороны единой энергетической системы Республики Казахстан.
Отключение воздушной линии электропередачи 110 кВНовоцарицыно - Полтавская с отпайкой на подстанцию Шербакульская (С-5)протяженностью 69,58 км в условиях отсутствия возможностивключения воздушной линии электропередачи 110 кВ Горьковская - Полтавкасо стороны энергетической системы Республики Казахстан приводит к отключениюнагрузки величиной до 8,45 МВт. При восстановлении питания по существующейлинии электропередачи 35 кВ Юбилейная - Полтавская возникает недопустимоеснижение напряжения на шинах 35 кВ подстанции 110 кВ Полтавская до 19,91 кВ ипревышение допустимой токовой загрузки данной линии электропередачи составит41,3 процента (212 А при длительно допустимом токе 150А).
Требуется ограничение нагрузки величиной до 5,34 МВт.
Для обеспечения требований кнадежности электроснабжения потребителей 2 категории, электроснабжение которыхосуществляется от двух независимых источников питания, и исключения прекращенияэлектроснабжения потребителей, запитанных от подстанции 110 кВ Полтавская, впериод ремонта воздушной линии электропередачи 110 кВ Новоцарицыно - Полтавскаяс отпайкой на подстанцию Шербакульская (С-5), а также в случае ее аварийногоотключения рассмотрены следующие варианты усиления сети (приведены в таблице4.1.1):
- строительство воздушной линии электропередачи 110 кВЕкатеринославская - Полтавская;
- строительство участка воздушной линииэлектропередачи 35 кВ от подстанции 35 кВ Таловская до ВЛ35 кВ Полтавская - Еремеевка с образованием воздушной линии электропередачи 35кВ Полтавская - Таловская.
Таблица4.1.1. Технико-экономическое сравнение вариантов
| Наименование | Капиталовложения в базовых ценах, млн. руб. | Капиталовложения в текущих ценах, млн. руб. | Соотношение вариантов, проценты |
| Вариант 1 | 400,327 | 636 | 100 |
| Воздушная линия электропередачи 110 кВ Екатеринославская - Полтавская (АС-120) | 368,368 | | |
| Расширение открытого распределительного устройства подстанции 110 кВ Екатеринославская, подстанции 110 кВ Полтавская для подключения ВЛ (2 выключателя 110 кВ) | 31,959 | ||
| Вариант 2 | 404,46 | 665 | 105 |
| Отпайка от воздушной линии электропередачи 35 кВ Полтавская - Еремеевка до подстанции 35 кВ Таловская (АС-70) | 277,227 | | |
| БСК 3 Мвар 10 кВ на подстанции 110 кВ Полтавская | 127,183 | ||
| БСК 1 Мвар 10 кВ на подстанции 35 кВ Еремеевка | |||
| БСК 2 Мвар 10 кВ на подстанции 35 кВ Вольное | |||
| БСК 1 Мвар 10 кВ на подстанции 35 кВ Ольгино | |||
| Выключатели 35 кВ на подстанции 35 кВ Таловская | |||
| Выключатели 10 кВ для установки БСК 10 кВ |
По результатам технико-экономического сравнениявариантов 1 и 2 к реализации рекомендуется вариант 1 (строительство воздушнойлинии электропередачи 110 кВ Екатеринославская - Полтавская) как наиболееэкономичный.
4. Подстанция 110 кВ Энтузиастов.
Анализ загрузки трансформаторов подстанции 110 кВЭнтузиастов (2 x 40 МВА) за 2015 - 2019 годы показал, что максимальная загрузкатрансформаторов 110 кВ, по данным зимнего контрольного замера 2016 года,составила 44,97 МВА. При отключении трансформатора 1Т (2Т) загрузка оставшегосяв работе трансформатора могла составить 44,97 МВА (112 процентов от номинальноймощности), или 225,8 А (112 процентов от Iном = 200,8А), что не превышает допустимую длительную загрузку (Кддоп = 1,25 длятемпературы -50С).
Максимальная загрузка трансформаторов подстанции 110кВ Энтузиастов в летний период за 2015 - 2019 годы была в летний максимум 2016года и составила 31,52 МВА. При отключении трансформатора 1Т (2Т) загрузкаоставшегося в работе трансформатора могла составить 31,52 МВА (79 процентов отноминальной мощности), или 158,6 А (79 процентов отIном = 200,8 А), что не превышает допустимую длительную загрузку (Кддоп = 1,15для температуры +300С).
Утвержденные технические условия (далее - ТУ) натехнологическое присоединение (далее - ТП), предусматривающие присоединениенагрузки к подстанции 110 кВ Энтузиастов, на период до 2024 года, по даннымфилиала ПАО "Россети Сибирь" - "Омскэнерго", отсутствуют.
Максимальная загрузка трансформаторов подстанции 110кВ Энтузиастов в зимний период на 2024 год составит 44,97 МВА. При отключениитрансформатора 1Т (2Т) загрузка оставшегося в работе трансформатора можетсоставить 44,97 МВА (112 процентов от номинальной мощности), или 225,8 А (112 процентов от Iном = 200,8 А), что не превышаетдопустимую длительную загрузку (Кддоп = 1,25).
Максимальная загрузка трансформаторов подстанции 110кВ Энтузиастов в летний период на 2024 год составит 31,52 МВА. При отключениитрансформатора 1Т (2Т) загрузка оставшегося в работе трансформатора можетсоставить 31,52 МВА (79 процентов от номинальной мощности), или 158,6 А (79 процентов от Iном = 200,8 А), что не превышаетдопустимую длительную загрузку (Кддоп = 1,15).
С учетом существующего уровня загрузки трансформаторовподстанции 110 кВ Энтузиастов рекомендуется выполнять мониторинг загрузкитрансформаторов данной подстанции.
5. Район размещения подстанции 10 кВ ЦРП-2.
По результатам зимних контрольных замеров максимальнаянагрузка подстанции 10 кВ ЦРП-2 составляет 16,2 МВт в 2016 году.
При отключении одной из двух линий электропередачи 10кВ Энтузиастов - ЦРП-2 (ф. 3409, 3424) из нормальной схемы возможна перегрузкаоставшейся в работе линии электропередачи 10 кВ. В зимний период загрузкапровода АС-240/32 составляет 148 процентов (1152 А) от Iддтн = 780 А, выключателя 10 кВ на подстанции 110 кВ Энтузиастов - 144процента от Iддтн = 800 А, напряжение на шинах 10 кВ подстанции 10 кВ ЦРП-2составляет 8,3 кВ при предельно допустимом 9 кВ. В летний период загрузкапровода АС-240/32 составляет 138 процентов (788 А) от Iддтн = 569 А (при +300С).
Возможность организации питаниячасти потребителей подстанции 10 кВ ЦРП-2 по сети 10 кВ от других источниковотсутствует (письмо филиала ПАО "МРСК Сибири" -"Омскэнерго" от 16 марта 2020 года N 1.5/01-02/2380. Недопустимое снижение напряжения можно устранить установкой на подстанции 10 кВЦРП-2 БСК мощностью 6,5 Мвар. Для ликвидации перегрузки линии электропередачи10 кВ Энтузиастов - ЦРП-2 (ф. 3409, 3424) требуется ограничение нагрузки до 3,7МВт в зимний период и до 2,8 МВт в летний период.
Возможность усиления электрической сети в районеразмещения подстанции 10 кВ ЦРП-2 на напряжении 35 кВ отсутствует ввидуотсутствия в рассматриваемом районе центров питания 35 кВ.
Для исключения перегрузки линии электропередачи 10 кВЭнтузиастов - ЦРП-2, нормализации уровней напряжений на шинах 10 кВ подстанции10 кВ ЦРП-2 и у конечного потребителя возможны следующие варианты:
- сооружение подстанции 110 кВ Кристалл (состроительством двух кабельных линий 110 кВ от двухцепной кабельно-воздушнойлинии электропередачи 110 кВ Омская ТЭЦ-4 - Омская ТЭЦ-3 до подстанции 110 кВКристалл) с установкой трансформаторов 2 x 25 МВА и переводом нагрузкиподстанции 10 кВ ЦРП-2 на новую подстанцию 110 кВ Кристалл;
- усиление электрической сети района размещенияподстанции 10 кВ ЦРП-2 на напряжении 10 кВ.
С учетом существующего уровня загрузки трансформаторовподстанции 110 кВ Энтузиастов рекомендуется выполнять мониторинг загрузкитрансформаторов данной подстанции, а также завершить работы по проектированиюподстанции 110 кВ Кристалл. Варианты устранения выявленной проблемы в сети 10кВ будут проработаны в документации по подстанции 110 кВ Кристалл. Порезультатам будет принято окончательное решение по мероприятиям.
6. Подстанция 110 кВ Новотроицкая.
Анализ загрузки трансформаторов (мощностью 10 и 16МВА) подстанции 110 кВ Новотроицкая за 2015 - 2019 годы показал, чтомаксимальная загрузка трансформаторов, по данным зимнего контрольного замера2017 года, составила 13,5 МВА. При отключении трансформатора 2Т загрузкаоставшегося в работе трансформатора 1Т могла составить 13,5 МВА (135 процентов отноминальной мощности), или 67,8 А (135 процентов отIном = 50,2 А), что превышает допустимую длительную загрузку (Кддоп = 1,175) идопустимую в течение 1 - 24 часов аварийную перегрузку (Кдопав = 1,3), но непревышает допустимую в течение 20 - 30 минут аварийную перегрузку (Кдопав =1,4). В указанное время оперативные мероприятия по переводу нагрузки наприлегающие центры питания не могут быть выполнены. Для устранения указаннойперегрузки потребуется ограничение потребления в размере 1,75 МВА (1,56 МВт).
Максимальная загрузка трансформаторов подстанции 110кВ Новотроицкая в летний период за 2015 - 2019 годы была в летний максимум 2017года и составила 10,4 МВА. При отключении трансформатора 2Т загрузкаоставшегося в работе трансформатора 1Т могла составить 10,4 МВА (104 процентаот номинальной мощности), или 52,2 А (104 процента отIном = 50,2 А), что превышает допустимую длительную загрузку с Кддоп = 0,91(для температуры +300С) и допустимую на период от 30 минут до 24часов аварийную перегрузку (Кдопав = 1,0), но не превышает допустимую на 20минут аварийную перегрузку (Кдопав = 1,2). В указанное время оперативныемероприятия по переводу нагрузки на прилегающие центры питания не могут бытьвыполнены. Для устранения указанной перегрузки потребуется ограничениепотребления в размере 1,3 МВА (1,16 МВт).
Величина нагрузки, планируемой к присоединению кподстанции 110 кВ Новотроицкая, согласно утвержденным ТУ на ТП на период до2024 года, по данным филиала ПАО "Россети Сибирь" -"Омскэнерго", составляет 0,445 МВт, к подстанции 35 кВ Красноярка иподстанции 35 кВ Надеждино (подключенным к подстанции 110 кВ Новотроицкая)составляет 1,392 МВт.
Перечни утвержденных ТУ на ТП на период до 2024 годапо подстанциям 110 кВ Новотроицкая, 35 кВ Красноярка, Надеждиноприведены в таблицах 4.1.2 - 4.1.4.
Таблица4.1.2. Перечень утвержденных ТУ на ТП на период
до 2024года по подстанции 110 кВ Новотроицкая
| N п/п | N договора | Дата заключения договора | Дата окончания договора | Дата действия ТУ | Заявитель | Напряжение (кВ) | Мощность, МВт | Коэффициент реализации (далее - Кр) | Мощность с учетом Кр, МВт |
| 1 | 20.5500.559.19 | 21.03.2019 | 21.07.2019 | 20.03.2022 | Потребители с заявленной мощностью до 670 кВт | 10,0 | 0,325 | 0,2 | 0,065 |
| 2 | 20.5500.628.19 | 27.03.2019 | 27.07.2019 | 26.03.2022 | 0,40 | 0,06 | 0,2 | 0,012 | |
| 3 | 20.5500.4332.16 | 09.09.2016 | 09.03.2017 | 08.09.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 4 | 20.5500.5820.16 | 27.12.2016 | 31.07.2020 | 27.12.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 5 | 20.5500.1360.19 | 22.04.2019 | 22.08.2019 | 20.04.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 6 | 20.5500.3268.19 | 27.08.2019 | 27.08.2020 | 25.08.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| Итого, МВт | 0,089 | ||||||||
Таблица4.1.3. Перечень утвержденных ТУ на ТП на период
до 2024года по подстанции 35 кВ Красноярка
| N п/п | N договора | Дата заключения договора | Дата окончания договора | Дата действия ТУ | Заявитель | Напряжение (кВ) | Мощность, МВт | Кр | Мощность с учетом Кр, МВт |
| 1 | 20.5500.6917 | 02.05.2017 | 31.12.2020 | 01.05.2022 | Потребители с заявленной мощностью до 670 кВт | 10,00 | 0,15 | 0,2 | 0,03 |
| 2 | 20.5500.2893.18 | 24.07.2018 | 30.09.2019 | 23.07.2021 | 0,40 | 0,15 | 0,2 | 0,03 | |
| 3 | 20.5500.3303.18 | 15.08.2018 | 01.10.2019 | 14.08.2021 | 0,40 | 0,15 | 0,2 | 0,03 | |
| 4 | 20.5500.163.19 | 08.02.2019 | 08.02.2020 | 07.02.2022 | 10,00 | 0,1 | 0,2 | 0,02 | |
| 5 | 20.5500.1991.18 | 29.08.2018 | 27.02.2019 | 28.08.2023 | 0,40 | 0,086 | 0,2 | 0,0172 | |
| 6 | 20.5500.5547.15 | 08.10.2015 | 08.04.2016 | 06.10.2020 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 7 | 20.5500.90.16 | 15.04.2016 | 15.08.2016 | 14.04.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 8 | 20.5500.61.16 | 15.04.2016 | 15.08.2016 | 14.04.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 9 | 20.5500.97.16 | 20.04.2016 | 20.10.2016 | 19.04.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 10 | 20.5500.775.16 | 21.03.2016 | 29.12.2017 | 20.03.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 11 | 20.5500.1232.16 | 31.03.2016 | 30.09.2016 | 30.03.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 12 | 20.5500.1445.16 | 15.04.2016 | 15.10.2016 | 14.04.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 13 | 20.5500.2309.16 | 08.06.2016 | 08.12.2016 | 07.06.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 14 | 20.5500.3896.16 | 17.08.2016 | 17.02.2017 | 16.08.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 15 | 20.5500.568.18 | 23.04.2018 | 30.05.2020 | 22.04.2023 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 16 | 20.5500.1745.18 | 18.05.2018 | 30.09.2019 | 17.05.2023 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 17 | 20.5500.3111.18 | 30.07.2018 | 30.12.2019 | 29.07.2023 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 18 | 20.5500.4307.18 | 29.10.2018 | 30.06.2020 | 28.10.2023 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 19 | 20.5500.188.19 | 29.01.2019 | 31.12.2019 | 28.01.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 20 | 20.5500.337.19 | 20.02.2019 | 20.06.2019 | 19.02.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 21 | 20.5500.1826.19 | 23.05.2019 | 23.09.2019 | 21.05.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 22 | 20.5500.2006.19 | 10.06.2019 | 10.10.2019 | 08.06.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 23 | 20.5500.2464.19 | 04.07.2019 | 04.01.2020 | 02.07.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 24 | 20.5500.2849.19 | 31.07.2019 | 30.11.2019 | 29.07.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 25 | 20.5500.3392.19 | 06.09.2019 | 06.03.2020 | 04.09.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 26 | 20.5500.3571.19 | 23.09.2019 | 23.03.2020 | 21.09.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 27 | 20.5500.520.19 | 04.03.2019 | 04.09.2019 | 02.03.2024 | 0,40 | 0,01 | 0,2 | 0,002 | |
| 28 | 20.5500.1714.16 | 27.04.2016 | 27.10.2016 | 26.04.2021 | 0,23 | 0,005 | 0,2 | 0,001 | |
| 29 | 20.5500.839.19 | 09.04.2019 | 09.08.2019 | 07.04.2024 | 0,23 | 0,005 | 0,2 | 0,001 | |
| 30 | 20.5500.867.19 | 09.04.2019 | 09.08.2019 | 07.04.2024 | 0,23 | 0,001 | 0,2 | 0,0002 | |
| Итого, МВт | 0,194 | ||||||||
Таблица4.1.4. Перечень утвержденных ТУ на ТП на период
до 2024года по подстанции 35 кВ Надеждино
| N п/п | N договора | Дата заключения договора | Дата окончания договора | Дата действия ТУ | Заявитель | Напряжение (кВ) | Мощность, МВт | Кр | Мощность с учетом Кр, МВт |
| 1 | 20.5500.69.17 | 02.05.2017 | 31.12.2020 | 01.05.2022 | Потребители с заявленной мощностью до 670 кВт | 10,00 | 0,15 | 0,2 | 0,03 |
| 2 | 20.5500.2893.18 | 24.07.2018 | 30.09.2019 | 23.07.2021 | 0,40 | 0,15 | 0,2 | 0,03 | |
| 3 | 20.5500.3303.18 | 15.08.2018 | 01.10.2019 | 14.08.2021 | 0,40 | 0,15 | 0,2 | 0,03 | |
| 4 | 20.5500.163.19 | 08.02.2019 | 08.02.2020 | 07.02.2022 | 10,00 | 0,1 | 0,2 | 0,02 | |
| 5 | 20.5500.1991.18 | 29.08.2018 | 27.02.2019 | 28.08.2023 | 0,40 | 0,086 | 0,2 | 0,0172 | |
| 6 | 20.5500.5547.15 | 08.10.2015 | 08.04.2016 | 06.10.2020 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 7 | 20.5500.90.16 | 15.04.2016 | 15.08.2016 | 14.04.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 8 | 20.5500.61.16 | 15.04.2016 | 15.08.2016 | 14.04.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 9 | 20.5500.97.16 | 20.04.2016 | 20.10.2016 | 19.04.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 10 | 20.5500.775.16 | 21.03.2016 | 29.12.2017 | 20.03.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 11 | 20.5500.1232.16 | 31.03.2016 | 30.09.2016 | 30.03.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 12 | 20.5500.1445.16 | 15.04.2016 | 15.10.2016 | 14.04.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 13 | 20.5500.2309.16 | 08.06.2016 | 08.12.2016 | 07.06.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 14 | 20.5500.3896.16 | 17.08.2016 | 17.02.2017 | 16.08.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 15 | 20.5500.568.18 | 23.04.2018 | 30.05.2020 | 22.04.2023 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 16 | 20.5500.1745.18 | 18.05.2018 | 30.09.2019 | 17.05.2023 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 17 | 20.5500.3111.18 | 30.07.2018 | 30.12.2019 | 29.07.2023 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 18 | 20.5500.4307.18 | 29.10.2018 | 30.06.2020 | 28.10.2023 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 19 | 20.5500.188.19 | 29.01.2019 | 31.12.2019 | 28.01.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 20 | 20.5500.337.19 | 20.02.2019 | 20.06.2019 | 19.02.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 21 | 20.5500.1826.19 | 23.05.2019 | 23.09.2019 | 21.05.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 22 | 20.5500.2006.19 | 10.06.2019 | 10.10.2019 | 08.06.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 23 | 20.5500.2464.19 | 04.07.2019 | 04.01.2020 | 02.07.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 24 | 20.5500.2849.19 | 31.07.2019 | 30.11.2019 | 29.07.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 25 | 20.5500.3392.19 | 06.09.2019 | 06.03.2020 | 04.09.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 26 | 20.5500.3571.19 | 23.09.2019 | 23.03.2020 | 21.09.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 27 | 20.5500.520.19 | 04.03.2019 | 04.09.2019 | 02.03.2024 | 0,40 | 0,01 | 0,2 | 0,002 | |
| 28 | 20.5500.1714.16 | 27.04.2016 | 27.10.2016 | 26.04.2021 | 0,23 | 0,005 | 0,2 | 0,001 | |
| 29 | 20.5500.839.19 | 09.04.2019 | 09.08.2019 | 07.04.2024 | 0,23 | 0,005 | 0,2 | 0,001 | |
| 30 | 20.5500.867.19 | 09.04.2019 | 09.08.2019 | 07.04.2024 | 0,23 | 0,001 | 0,2 | 0,0002 | |
| Итого, МВт | 0,194 | ||||||||
Максимальная загрузка трансформаторов подстанции 110кВ Новотроицкая в зимний период на 2024 год с учетом существующей нагрузки инагрузки, учтенной в утвержденныхТУ на ТП (с учетом коэффициентов реализации), составит 13,96 МВА.
При отключении трансформатора 2Т загрузкатрансформатора 1Т подстанции 110 кВ Новотроицкая составит 13,96 МВА (139,6процента от номинальной мощности), или 70,0 А (139,6процента от номинального тока 50,2 А), что превысит допустимую длительнуюзагрузку (Кддоп = 1,175) и допустимую в течение 30 минут аварийную перегрузку(Кадтн = 1,4). В указанное время оперативные мероприятия по переводу нагрузкина прилегающие центры питания не могут быть выполнены. Для устранения указаннойперегрузки потребуется ограничение потребления в размере 2,21 МВА (1,93 МВт).
Максимальная загрузка трансформаторов подстанции 110кВ Новотроицкая в летний период на 2024 год с учетом существующей нагрузки инагрузки, учтенной в утвержденныхТУ на ТП (с учетом коэффициентов реализации), составит 10,86 МВА.
При отключении трансформатора 2Т загрузкатрансформатора 1Т подстанции 110 кВ Новотроицкая составит 10,86 МВА (109процентов от номинальной мощности), или 54,7 А (109процентов от номинального тока 50,2 А), что превысит допустимую длительную загрузку(Кддоп = 0,91) и допустимую на время от 30 минут до 24 часов аварийнуюперегрузку (Кдопав = 1,0), но не превысит допустимую в течение 20 минутаварийную перегрузку (Кдопав = 1,2). В указанное времяоперативные мероприятия по переводу нагрузки на прилегающие центры питания немогут быть выполнены. Для устранения указанной перегрузки потребуетсяограничение потребления в размере 1,76 МВА (1,53 МВт).
Требуются мероприятия по разгрузке трансформаторовподстанции 110 кВ Новотроицкая. Для обеспечения допустимой загрузкитрансформаторов рассмотрены следующие мероприятия:
- сооружение новых линий электропередачи 10 кВ,которое нецелесообразно ввиду выявленной высокой загрузки трансформаторовподстанции 110 кВ Новотроицкая. Для этого потребуется сооружение несколькихпротяженных линий электропередачи 10 кВ до ближайших центров питания(подстанция 35 кВ Надеждино, подстанция 35 кВ Красноярка), на которых с учетомутвержденных ТУ на ТП также выявлена высокая загрузка трансформаторов;
- при анализе загрузки подстанции110 кВ Новотроицкая выявлено, что соотношение потребления активной и реактивноймощности 
находилось на уровне ниже 0,5, что согласноприказу Министерства энергетики Российской Федерации от 23 июня 2015 года N 380"О Порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивноймощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающихустройств) потребителей электрической энергии" не превышает максимальноезначение коэффициента реактивной
мощности, потребляемой в часы наибольшихсуточных нагрузок электрической сети для напряжения 110 кВ. Мероприятие поснижению потребления реактивной мощности нецелесообразно;
- изменение точки секционирования сети 35 кВ(превентивная разгрузка трансформаторов);
- присоединение существующей линииэлектропередачи 35 кВ 35Ц к системе шин 35 кВ подстанции 110 кВ Береговая,находящейся на балансе закрытого акционерного общества "Энергосервис2000" (ранее используемая схема сети, шлейфа линии электропередачи 35 кВ35Ц отсоединены от шин 35 кВ подстанции 110 кВ Береговая и соединены междусобой с образованием участка линии электропередачи 35 кВ Надеждино - Солнечнаядолина);
- замена трансформатора 1Т подстанции 110 кВНовотроицкая мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА.
Превентивный перевод нагрузкивеличиной 3,5 МВт по сети 35 кВ (нагрузка трансформатора 2Т подстанции 35 кВСолнечная Долина на подстанцию 110 кВ Восточная, нагрузка трансформатора 1Тподстанции 35 кВ Петровка и трансформатора 1Т подстанции 35 кВ Аграрная наподстанцию 110 кВ Дубровская) позволяет снизить загрузку трансформатора 1Т(мощностью 10 МВА) подстанции 110 кВ Новотроицкая при отключении трансформатора2Т (мощностью 16 МВА) до допустимого значения - 104,6 процента (52,5А) от Iном = 50,2 А. При отключении одного трансформаторана подстанции 110 кВ Восточная (2 x 10 МВА) с учетом изменения нормальной схемысети загрузка второго трансформатора составляет 108 процентов (54 А) от Iном =50,2 А, что длительно допустимо. Однако на подстанции 35 кВСолнечная долина и подстанции 35 кВ Петровка, где в настоящее время установленынормальные разделы на выключателях СВ-35 кВ, существуют потребители 1 и 2категории надежности, электроснабжение которых должно осуществляться от двухнезависимых источников питания, при этом перерыв электроснабжения дляпотребителей 1 категории надежности допускается на время работы автоматическоговвода резерва. Перенос нормального раздела на разъединитель ЛР-35 кВприведет к невыполнению требований по надежности схемы электроснабжения данныхпотребителей.
Вариант присоединения существующей линииэлектропередачи 35 кВ к шинам 35 кВ подстанции 35 кВ Береговаяпозволит перевести нагрузку по сети 35 кВ в размере 4 МВт (4,5 МВА) (в зимниймаксимум). С учетом перевода нагрузки максимальная загрузка трансформатора 1Тподстанции 110 кВ Новотроицкая в зимний период в случае отключениятрансформатора 2Т может составить 9,46 МВА, что не превышает допустимуюдлительную загрузку (Кддоп = 1,175). Максимальная загрузка трансформатора 1Тподстанции 110 кВ Новотроицкая в летний период в случае отключениятрансформатора 2Т с учетом перевода нагрузки по сети 35 кВ (в летний максимум2,15 МВА, или 2 МВт) на подстанцию 110 кВ Береговая может составить порядка8,71 МВА, что не превышает допустимую длительную загрузку (Кддоп = 0,91). Такимобразом, замены трансформатора 1Т подстанции 110 кВ Новотроицкая не требуется.
Вариант возврата к схеме присоединения линииэлектропередачи 35 кВ к системе шин 35 кВ подстанции 110 кВ Береговаяне требует капиталовложений по сравнению с вариантом замены трансформатора 1Тна подстанции 110 кВ Новотроицкая. Наиболее целесообразным мероприятием поразгрузке трансформаторов подстанции 110 кВ Новотроицкая является вариантприсоединения линии электропередачи 35 кВ 35Ц к шинам 35 кВ подстанции 110 кВ Береговая со сроком реализации в 2020 году.
7. Подстанция 110 кВ Кировская и подстанция 110 кВСемиреченская.
Анализ загрузки силовых трансформаторов (мощностью 2 x25 МВА) подстанции 110 кВ Кировская за 2015 - 2019 годы показал, чтомаксимальная загрузка трансформаторов 110 кВ, по данным зимнего контрольногозамера 2016 года, составила 30,88 МВА. При отключении трансформатора 1Т (2Т)загрузка оставшегося в работе трансформатора могла составить 30,88 МВА (123,5процента от номинальной мощности), или 155 А (123,5процента от Iном = 125,5 А), что превышает допустимую длительную загрузку(Кддоп = 1,175 для температуры -50С). Для устранения указаннойперегрузки до величины, равной допустимой длительной перегрузке, потребуетсяввод ограничения потребителей в размере 1,5 МВА (1,33 МВт).
Максимальная загрузка трансформаторов 110 кВподстанции 110 кВ Кировская в летний период за 2015 - 2019 годы былазафиксирована в летний максимум 2016 года и составила 18,61 МВА. При отключениитрансформатора 1Т (2Т) загрузка оставшегося в работе трансформатора могласоставить 18,61 МВА (74,4 процента от номинальной мощности), или 92,9 А (74,4 процента от Iном = 125,5 А), что не превышаетдопустимую длительную загрузку с Кддоп = 0,91 (для температуры +300С).
Величина нагрузки, планируемой кприсоединению к подстанции 110 кВ Кировская, согласно утвержденным ТУ на ТП напериод до 2024 года, по данным филиала ПАО "Россети Сибирь" -"Омскэнерго", составляет 0,239 МВт (перечень утвержденных ТУ на ТПприведен в таблице 4.1.5).
Таблица 4.1.5.Перечень утвержденных ТУ на ТП на период
до 2024года по подстанции 110 кВ Кировская
| N п/п | N договора | Дата заключения договора | Дата окончания договора | Дата действия ТУ | Заявитель | Напряжение (кВ) | Мощность, МВт | Кр | Мощность с учетом Кр, МВт |
| 1 | 20.5500.69.17 | 02.05.2017 | 31.12.2020 | 01.05.2022 | Потребители с заявленной мощностью до 670 кВт | 10,00 | 0,15 | 0,2 | 0,03 |
| 2 | 20.5500.2893.18 | 24.07.2018 | 30.09.2019 | 23.07.2021 | 0,40 | 0,15 | 0,2 | 0,03 | |
| 3 | 20.5500.3303.18 | 15.08.2018 | 01.10.2019 | 14.08.2021 | 0,40 | 0,15 | 0,2 | 0,03 | |
| 4 | 20.5500.163.19 | 08.02.2019 | 08.02.2020 | 07.02.2022 | 10,00 | 0,1 | 0,2 | 0,02 | |
| 5 | 20.5500.1991.18 | 29.08.2018 | 27.02.2019 | 28.08.2023 | 0,40 | 0,086 | 0,2 | 0,0172 | |
| 6 | 20.5500.5547.15 | 08.10.2015 | 08.04.2016 | 06.10.2020 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 7 | 20.5500.90.16 | 15.04.2016 | 15.08.2016 | 14.04.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 8 | 20.5500.61.16 | 15.04.2016 | 15.08.2016 | 14.04.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 9 | 20.5500.97.16 | 20.04.2016 | 20.10.2016 | 19.04.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 10 | 20.5500.775.16 | 21.03.2016 | 29.12.2017 | 20.03.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 |
| 11 | 20.5500.1232.16 | 31.03.2016 | 30.09.2016 | 30.03.2021 | | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 |
| 12 | 20.5500.1445.16 | 15.04.2016 | 15.10.2016 | 14.04.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 13 | 20.5500.2309.16 | 08.06.2016 | 08.12.2016 | 07.06.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 14 | 20.5500.3896.16 | 17.08.2016 | 17.02.2017 | 16.08.2021 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 15 | 20.5500.568.18 | 23.04.2018 | 30.05.2020 | 22.04.2023 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 16 | 20.5500.1745.18 | 18.05.2018 | 30.09.2019 | 17.05.2023 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 17 | 20.5500.3111.18 | 30.07.2018 | 30.12.2019 | 29.07.2023 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 18 | 20.5500.4307.18 | 29.10.2018 | 30.06.2020 | 28.10.2023 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 19 | 20.5500.188.19 | 29.01.2019 | 31.12.2019 | 28.01.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 20 | 20.5500.337.19 | 20.02.2019 | 20.06.2019 | 19.02.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 21 | 20.5500.1826.19 | 23.05.2019 | 23.09.2019 | 21.05.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 22 | 20.5500.2006.19 | 10.06.2019 | 10.10.2019 | 08.06.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 23 | 20.5500.2464.19 | 04.07.2019 | 04.01.2020 | 02.07.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 24 | 20.5500.2849.19 | 31.07.2019 | 30.11.2019 | 29.07.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 25 | 20.5500.3392.19 | 06.09.2019 | 06.03.2020 | 04.09.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 26 | 20.5500.3571.19 | 23.09.2019 | 23.03.2020 | 21.09.2024 | 0,40 | 0,015 | 0,2 | 0,003 | |
| 27 | 20.5500.520.19 | 04.03.2019 | 04.09.2019 | 02.03.2024 | 0,40 | 0,01 | 0,2 | 0,002 | |
| 28 | 20.5500.1714.16 | 27.04.2016 | 27.10.2016 | 26.04.2021 | 0,23 | 0,005 | 0,2 | 0,001 | |
| 29 | 20.5500.839.19 | 09.04.2019 | 09.08.2019 | 07.04.2024 | 0,23 | 0,005 | 0,2 | 0,001 | |
| 30 |