Содержаниеминтер.забайкальскийкрай.рф/u/xn--e1aflfqk/files/167-р.pdf ·...

3

Содержание

Цель работы 5

1. Введение 8

2. Общая характеристика Забайкальского края. Характеристика

энергосистемы Забайкальского края 15

3. Анализ балансовой ситуации энергосистемы Забайкальского края за

2013-2017 гг. 23

3.1. Отчетная динамика потребления электроэнергии. Динамика

изменения максимума нагрузки энергосистемы и число часов

использования максимума нагрузки 23

3.2. Структура потребления электроэнергии, перечень основных крупных

узлов нагрузки и потребителей электрической энергии и мощности 30

3.3. Состав и структура установленной мощности. 45

3.4. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и

видам собственности 54

3.5. Характеристика балансов электрической энергии и мощности 58

3.6. Динамика производства и потребления тепловой энергии в системах

централизованного теплоснабжения. Перечень основных крупных

потребителей тепловой энергии. Структура отпуска и потребления

тепловой энергии 67

4. Основные характеристики электросетевого комплекса 110-500 кВ

Забайкальского края 87

4.1. Характеристика электрической сети 110-500 кВ Забайкальского

края 87

4.2. Описание существующих связей Забайкальской энергосистемы с

зарубежными энергосистемами 95

4.3. Описание энергорайонов, входящих в состав энергосистемы

Забайкальского края 96

4.4. О режимах работы энергосистемы. Регулирование частоты,

перетоков активной мощности и напряжения в основной

электрической сети. Релейная защита и автоматика. 100

4.5. Существующие «узкие места» в электрической сети 110-500 кВ


4.6. Вводы и реконструкция электросетевых объектов 220-500 кВ,

принятые в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2018-

2024 гг. 126

4.7. Предложения по развитию распределительных сетей 110-220 кВ на

территории Забайкальского края на период 2018-2023 годов. 135

4.8. Состояние объектов электроэнергетики в части оснащения

системой сбора и передачи информации (ССПИ) 150

5. Анализ и проблемы текущего состояния электросетевого комплекса на

территории энергосистемы Забайкальского края 153

6. Динамика добычи и потребления топлива. Единый топливно-

энергетический баланс Забайкальского края 202

7. Основные макроэкономические показатели Забайкальского края 212

8. Прогноз развития электроэнергетики Забайкальского края на период

2018-2023 гг. 216

4

8.1. Ключевые инвестиционные проекты развития электроэнергетики Забайкальского края 216

8.2. Прогноз потребления электрической энергии и мощности по

территории энергосистемы Забайкальского края с детализацией по

крупным узлам нагрузки 229

8.3. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Забайкальского края 236

8.4. Прогноз возможных объемов развития энергетики на основе ВИЭ и

местных видов топлива. Развития в регионе когенерации на базе

новых ПГУ-ТЭЦ 242

8.5. Прогнозные балансы электрической энергии и мощности на период 2018-2023 гг. Общая оценка балансовой ситуации 246

9. Прогноз потребления тепловой энергии на период 2018-2023 годов 256

10. Анализ наличия выполненных схем централизованного

теплоснабжения муниципальных образований Забайкальского края.

Прогноз развития теплосетевого хозяйства на период 2018-2023 гг.,

предложения по модернизации систем централизованного

теплоснабжения 259

11. Потребность электрических станций и котельных энергосистемы в

топливе. Прогнозный топливно-энергетический баланс

энергосистемы на период 2018-2023 гг. 273

12. Сводные данные по развитию электрической сети 35-500 кВ


13. Заключение 282

Приложение А. Результаты расчетов электрической сети 35 кВ и выше


Приложение Б. Схема развития электрической сети напряжением 110 кВ и

выше на период 2018-2023 гг. 331

Приложение В. Схема развития электрической сети напряжением 35-110 кВ

на период 2018-2023 гг. 332

Приложение Г. Географическая карта-схема энергосистемы Забайкальского

края 333

Приложение Д. Географическая карта-схема размещения объектов

электроэнергетики на период 2018-2023 гг. 334

Приложение Е. Схема централизованного теплоснабжения и

теплоснабжения от ведомственных котельных г. Читы 335

Приложение Ж. Схема теплоснабжения Краснокаменскского энергорайона 336

5

Цель работы

Настоящая работа «Схема и программа развития электроэнергетики

Забайкальского края на период 2019-2023 гг.» выполнена Министерством

территориального развития Забайкальского края в соответствии с техническим

заданием на выполнение работы «Схема и программа развития электроэнергетики

Забайкальского края на период до 2019-2023 гг.» от 11 февраля 2018 года.

Основанием для проведения работы является:

постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009

года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»

(в редакции, действующей на период разработки СиПР).

Региональная программа перспективного развития электроэнергетики

выполнена с учетом следующих нормативно-методических материалов:

− Федеральный закон «Об электроэнергетике» от 26 марта 2003 года

№ 35-ФЗ;

− Федеральный закон от 04 ноября 2007 года № 250-ФЗ «О внесении

изменений в отдельные законодательные акты РФ в связи с осуществлением мер по

реформированию ЕЭС России»;

− Федеральный закон от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ «Об

энергосбережении и о повышении энергетической эффективности…»;

− Федеральный закон от 27 декабря 2002 года № 184-ФЗ «О техническом

регулировании»;

− Федеральный закон от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ «О

теплоснабжении»;

− Постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009

года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»;

− Поручение Президента Российской Федерации по итогам заседания

Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и

технологическому развитию экономики России 23 марта 2010 года (перечень

поручений от 29 марта 2010 года № Пр-839 пункт 5 – предусмотреть в рамках схем

и программ перспективного развития электроэнергетики максимальное

использование потенциала когенерации и модернизацию систем

централизованного теплоснабжения муниципальных образований);

− Перечень поручений Президента Российской Федерации по итогам

совещания по вопросам развития электроэнергетики от 12 декабря 2017 года

№ Пр-2530;

− Постановление Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004

года № 861 «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по

передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил

недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому

управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил

недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы

оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения

энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по

производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства,

принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям»;

− Постановление Правительства Российской Федерации от 17 февраля

2014 года № 116 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства

6

Российской Федерации по вопросам квалификации генерирующих объектов,

функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии,

и признании утратившим силу подпункта "б" пункта 1 изменений, которые

вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам

стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом

рынке электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением

Правительства Российской Федерации от 28 мая 2013 года № 449»;

− Методические рекомендации по разработке Схемы и программы

развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период

(приложение к Протоколу совещания по вопросу разработки схем и программ

развития электроэнергетики субъектов РФ по председательством заместителя

Министра энергетики РФ, заместителя руководителя Правительственной комиссии

по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб)

А.Н. Шишкина от 09 ноября 2010 года № АШ-369пр);

− Порядок взаимодействия ОАО «СО ЕЭС» и ОАО «ФСК ЕЭС» при

разработке схемы и программы развития ЕЭС России, утвержденного

распоряжением ОАО «СО ЕЭС» от 19 июля 2010 года № 53р/433р;

− «Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке

проектов и бизнес-планов в электроэнергетике». Официальное издание. Москва,

1999 года;

− «Методические рекомендации по проектированию развития

энергосистем» от 30 июня 2003 года № 281;

− Приказ ОАО «СО ЕЭС» от 11 февраля 2008 года № 38 «О вводе в

действие стандарта организации». СТО Электроэнергетические системы

«Определение предварительных технических решений по выдаче мощности

электростанций. Условия создания объекта»;

− СО 163-34.20.576.2003 Методические указания по устойчивости

энергосистем, утверждѐнные приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 года №

277;

− «Методические рекомендации по обоснованию эффективности

сооружения объектов основной сети ЕЭС и ОЭС в рыночных условиях» (Санкт-

Петербург, 1998 год);

− Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 56947007-29.240.30.010-

2008 «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств

подстанций 35-750 кВ. Типовые решения» (утверждѐн и введѐн в действие

приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 20 декабря 2007 года № 441;

− Стандарт ОАО «СО ЕЭС» «Правила предотвращения развития и

ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем»

(утверждено распоряжением ОАО «СО ЕЭС» от 24 сентября 2008 года № 114р).

Основными целями работы по разработке Схемы и программы развития

электроэнергетики Забайкальского края на период 2019-2023 гг. являются:

– разработка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и

генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и

среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование

стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в

строительство объектов электроэнергетики Забайкальского края;

– обоснование оптимальных направлений развития электрических сетей

Забайкальского края для обеспечения гарантированного электроснабжения

7

потребителей и эффективного функционирования электрических сетей на 2019–

2023 гг. с учетом динамики спроса на электрическую мощность, перспективы

развития электрогенерирующих мощностей энергосистемы;

– обоснование направлений развития генерирующих источников, в том

числе источников когенерации;

– разработка рекомендаций по объемам и срокам реконструкции

действующих электросетевых объектов, по новому электросетевому строительству

на 2019–2023 гг. по годам;

– разработка основных направлений развития систем централизованного

теплоснабжения на территории Забайкальского края.

Основные задачи работы:

− разработка предложений по вводам новых и модернизации

существующих объектов генерации (с учетом демонтажей) по энергосистеме

Забайкальского края (далее – ЭС) на пятилетний период по годам;

− разработка предложений по развитию электрических сетей номинальным

классом напряжения 35 кВ и выше по ЭС (по объемам и срокам реконструкции

действующих и вводам новых электросетевых объектов) по годам на пятилетний

период для обеспечения надѐжного функционирования в долгосрочной

перспективе;

− обеспечение развития топливно-энергетического комплекса

Забайкальского края, определение направлений развития, оценка состояния;

− обоснование оптимальных направлений развития электрических сетей

ЭС для обеспечения гарантированного электроснабжения потребителей и

эффективного функционирования электрических сетей с учетом динамики спроса

на электрическую мощность, перспективы развития генерирующих мощностей;

− обоснование направлений развития генерации, в том числе когенерации,

включая в децентрализованной зоне (электроснабжение которых не

осуществляется от ЭС);

− подготовка перечня электросетевых объектов, номинальный класс

напряжения которых составляет 220 кВ и выше, для учета при разработке Схемы и

программы развития Единой энергетической системы (ЕЭС) России на 2019-2025

годы;

− подготовка перечня генерирующих объектов для учета при разработке

Схемы и программы развития ЕЭС России на 2019-2025 годы;

− обеспечение баланса между производством и потреблением в ЭС, в том

числе предотвращение возникновения локальных дефицитов производства

электрической энергии и мощности и ограничения пропускной способности

электрических сетей;

− информационное обеспечение деятельности органов государственной

власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а

также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли,

субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов;

− обеспечение координации планов развития топливно-энергетического

комплекса, транспортной инфраструктуры, программ (схем) территориального

планирования и схем, и программ перспективного развития электроэнергетики.

8

1. Введение

Схема и программа развития электроэнергетики Забайкальского края на

период 2019-2023 гг. взаимосвязана со следующими работами:

- проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы

России на 2018-2024 годы;

- Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, утврежденная

распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 года №

1715-р;

- Схема и программа развития электроэнергетики Забайкальского края на

период 2018-2022, утвержденная Распоряжением Губернатора Забайкальского края

от 30 апреля 2017 года № 180-р «Об утверждении схемы и программы развития

электроэнергетики Забайкальского края на 2018-2022 годы»;

- Комплексная программа развития электрических сетей 35 кВ и выше на

территории Забайкальского края на пятилетний период (2018-2022 гг.);


период 2018-2022 гг. учитывает:

- Государственную программу «Энергоэффективность и развитие

энергетики», утвержденную постановлением Правительства РФ от 15 апреля 2014

года № 321;

- Программу развития угольной промышленности до 2030 года,

утвержденную распоряжением Правительства РФ от 21 июня 2014 г. № 1099-р;

- Схему территориального планирования Российской Федерации в области

энергетики до 2030 года, утвержденную распоряжением Правительства РФ от 01

августа 2016 года № 1634-р;

- утвержденные в установленном порядке в предшествующий период

инвестиционные программы развития (корректировка) ПАО «ТГК-14», АО «Интер

РАО - Электрогенерация», филиала ПАО «МРСК Сибири», ПАО «ФСК ЕЭС»,

ОАО «РЖД», филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске;

- схемы выдачи мощности электростанций, выполненные проектными

организациями;

- схемы внешнего электроснабжения потребителей, выполненные

проектными организациями;

- ежегодные отчеты о производственно-хозяйственной деятельности

Филиала АО «СО ЕЭС» Забайкальское РДУ;

- поступившие в филиал ПАО «МРСК Сибири»-»Читаэнерго», ПАО «ФСК

ЕЭС» и Филиал АО «СО ЕЭС» Забайкальское РДУ заявки на осуществление

технологического присоединения электроустановок юридических (физических)

лиц к электрическим сетям;

- Стратегию социально-экономического развития Забайкальского края на

период до 2030 года, утверждѐнную постановлением Правительства

Забайкальского края от 26 декабря 2013 года № 586;

- Государственную программу Российской Федерации «Социально-

экономическое развитие Дальнего Востока и Байкальского региона»,

утвержденную постановлением Правительства РФ от 15 апреля 2014 г. № 308;

- Стратегии социально-экономического развития Дальнего Востока и

Байкальского региона на период до 2025 года, утвержденную распоряжением

Правительства РФ от 28.12.2009 № 2094-р;

- Экспертное заключение на Схему и программу развития

9

электроэнергетики Забайкальского края на 2018-2022, выполненное ДЗО ПАО

«Россети» - ПАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» в 2017 году;

- экспертное заключение по результатам анализа схем и программ развития

электроэнергетики субъектов РФ в зоне диспетчерской ответственности филиалов

АО «СО ЕЭС» (при наличии);

- ежегодные отчеты о функционировании ЕЭС России и данных

мониторинга исполнения схем и программ перспективного развития

электроэнергетики (при наличии);

- прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемого

Системным оператором по субъектам Российской Федерации (региональным

энергосистемам) и основным узлам нагрузки, расположенным на территории

субъекта Российской Федерации на период до 2023 года;

- предложения АО «СО ЕЭС» по развитию распределительных сетей, в том

числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, а также

предложений сетевых организаций и органов исполнительной власти

Забайкальского края по развитию электрических сетей и объектов генерации на

территории субъекта Российской Федерации;

- информация органов исполнительной власти Забайкальского края о

планируемых инвестиционных проектах на территории субъекта Российской

Федерации, в том числе о перечне объектов, строительство которых

предполагается осуществить на территории энергосистемы, об их присоединяемой

мощности, о сроках ввода в эксплуатацию и местах расположения.


период 2019-2023 года включает в себя:

а. Анализ существующего состояния электроэнергетики Забайкальского

края за прошедший пятилетний период:

Общая характеристика региона. Должны быть приведены актуальные

данные по площади территории, численности населения, перечень наиболее

крупных населенных пунктов, основные направления специализации субъекта

федерации, в том числе в части промышленности, строительства, транспорта,

сферы обслуживания, а также структура электропотребления на территории

Забайкальского края.

Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение

потребителей Забайкальского края, в том числе информация по генерирующим,

электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим централизованное

электроснабжение потребителей на территории Забайкальского края, а также блок-

станциям промышленных предприятий. Описание фактической ситуации в части

энергоснабжения, описание электросетевой инфраструктуры.

Описание зон свободного перетока энергосистемы Забайкальского края, с

выделением южной и северной части энергосистемы (район БАМа относится к

зоне свободного перетока «Сибирь» второй ценовой зоны оптового рынка

электрической энергии и мощности).

б. Анализ балансовой ситуации энергосистемы Забайкальского края за

2013-2017 гг.:

Отчѐтная динамика потребления электроэнергии и динамика изменения

максимума нагрузки, наличия резерва мощности в Забайкальском крае с

детализацией по крупным узлам нагрузки за последние 5 лет. Коэффициенты

совмещения максимумов нагрузки энергосистемы и отдельных энергоузлов.

10

Структура электропотребления по основным группам потребителей.

Перечень основных крупных узлов нагрузки и потребителей электрической

энергии и мощности в регионе с указанием потребления электрической энергии и

мощности за последние 5 лет (при наличии статистических данных).

Состав существующих электростанций с группировкой по принадлежности к

энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная

мощность которых превышает 5 МВт, станции, функционирующих на основе

возобновляемых источников энергии в независимости от мощности.

Структура установленной электрогенерирующей мощности на территории

энергосистемы, в том числе с выделением информации по вводам, реконструкции,

перемаркировке, демонтажам, выводу в консервацию и иным изменениям

эксплуатационного состояния за 2017 год.

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам

собственности.

Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5

лет.

Оценка участия электростанций Забайкальского края в покрытии балансов

электрической энергии и мощности, в том числе с выделением электростанций

поставляющих мощность в «вынужденном режиме» и отобранным по условиям

конкурентного отбора мощности.

Стратегия и намерения компаний в части электростанций после окончания

их работы в «вынужденном режиме».

в. Производство и потребление тепловой энергии в системах

централизованного теплоснабжения:

Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного

теплоснабжения, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и

котельных основным группам потребителей за последние 5 лет.

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в

Забайкальском крае, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных

образований, с указанием их потребности в тепловой энергии, источников еѐ

покрытия, как собственных, так и внешних объектов тепловой генерации, включая

ТЭЦ региональных энергосистем, а также типов используемых установок тепловой

генерации с указанием их тепловой и электрической мощности с указанием года

ввода в эксплуатацию.

г. Основные характеристики электросетевого комплекса 35 кВ и выше

энергосистемы Забайкальского края:

Основные характеристики электросетевого комплекса 35 кВ и выше

энергосистемы Забайкальского края, включая перечень существующих ЛЭП и

подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 35 кВ с разбивкой по

объектам магистральных сетей ПАО «ФСК ЕЭС» и распределительного

электросетевых комплексов ПАО «МРСК Сибири» и прочих сетевых организаций

с указанием необходимой информации о количестве и протяженности ВЛ, а также

количестве ПС и ТП и установленной трансформаторной мощности для них по

каждому классу напряжения.

Характеристика электрической сети 110-500 кВ Забайкальского края.

Основные внешние электрические связи энергосистемы Забайкальского края.

Описание энергорайонов, входящих в состав энергосистемы Забайкальского

края. Описание режимов работы энергосистемы, в том числе при регулировании

11

частоты, перетоков активной мощности и напряжения в основной электрической

сети.

Релейная защита и автоматика.

«Узкие места» в электрической сети 110-500 кВ энергосистемы


Состояние объектов электроэнергетики в части оснащения системой сбора и

передачи информации (ССПИ).

Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики


д. Единый топливно-энергетический баланс Забайкальского края (ЕТЭБ):

Единый топливно-энергетический баланс Забайкальского края (ЕТЭБ) за

предшествующие 5 лет, который должен отражать все виды ресурсов и группы

потребителей включая отгрузку за пределы региона.

е. Динамика основных макроэкономических показателей по

Забайкальскому краю с указанием (при наличии показателей) энерго- и

электроэффективности за 5 лет (энергоемкость ВРП, электроемкость ВРП,

потребления электроэнергии на душу населения, электровооруженность труда в

экономике).

ж. Основные направления развития электроэнергетики Забайкальского края

на 2019-2023 гг.:

Прогноз развития энергетики Забайкальского края в период 2019-2023 гг. на

основе программы социально-экономического развития Забайкальского края,

энергетической стратегии развития региона.

Прогноз развития энергетики Забайкальского края должен быть обусловлен

развитием основных промышленных инфраструктур региона, таких как:

транспортная, горнодобывающая, топливно-энергетическая, строительная и др.

Ключевые инвестиционные проекты развития электроэнергетики

Забайкальского края, в том числе для подключения новых потребителей.

Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по территории

Забайкальского края, основным крупным узлам нагрузки с выделением наиболее

крупных потребителей для двух вариантов:

- прогноз потребления электроэнергии и мощности по Забайкальскому

краю на период 2018-2024 годы, соответствующий проекту Схемы и программы

развития ЕЭС России на 2018–2024 годы;

- дополнительный вариант (прогноз потребления электроэнергии и

мощности по Забайкальскому краю, предоставленный органами исполнительной

власти).

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации

генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы, включая блок-

станции промышленных предприятий, мощностью не менее 5 МВт на 5-ий период

с указанием оснований включения в перечень для каждого объекта с учетом

максимального развития когенерации.

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации

генерирующих мощностей на электростанциях Забайкальского края мощностью

более 25 МВт формируется на основании проекта Схемы и программы развития

ЕЭС России на период 2018-2024 гг.

Прогноз возможных объемов развития энергетики на основе ВИЭ и местных

видов топлива. Развитие в регионе когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ (при

12

необходимости).

Прогнозные балансы производства и потребления электрической энергии и

мощности по территории энергосистемы Забайкальского края. Оценка

перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-ий

период.

Перспективные балансы производства и потребления электрической энергии

и мощности разрабатываются на основании прогноза спроса на электрическую

энергию и мощность по энергосистеме Забайкальского края. При формировании

перспективных балансов электроэнергии потребность в производстве

электроэнергии определяется с учетом объемов электропотребления на территории

энергосистемы и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами.

Перспективные балансы производства и потребления электрической энергии

и мощности включают в себя:

- прогнозный баланс электрической энергии энергосистемы

Забайкальского края на период 2019-2024 года;

- прогнозный баланс электрической мощности энергосистемы

Забайкальского края на период 2019-2024 года на час максимальной нагрузки

энергосистемы (условно декабрь).

Анализ работы розничной электрогенерации в Забайкальской энергосистеме

и перспективы получения запрета на вывод из эксплуатации Приаргунской ТЭЦ по

условиям надежного электроснабжения.

Анализ возможности участия электростанций в отборе мощности на

долгосрочный период КОМ, с учетом планируемой реконструкции (модернизации)

оборудования или вывода из эксплуатации.

Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности)

на 2019-2024 годы.

з. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-ий период с выделением

крупных потребителей, включая системы теплоснабжения крупных

муниципальных образований.

Прогноз потребления тепловой энергии на территории Забайкальского края

на период 2018-2022 гг.

Должны быть приведены схемы централизованного теплоснабжения

крупных муниципальных образований (город Чита, и город Краснокаменск).

Анализ наличия выполненных схем централизованного теплоснабжения

муниципальных образований Забайкальского края. Прогноз развития

теплосетевого хозяйства на период 2018-2023 гг. и предложения по модернизации

систем централизованного теплоснабжения

Должна быть дана характеристика, какая часть суммарного потребления

тепловой энергии Забайкальского края может быть обеспечена за счет когенерации

тепловой и электрической энергии с учетом максимального развития в регионе

когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием котельных, при

переводе крупных котельных в ПГУ и ГТУ ТЭЦ (при необходимости).

и. Потребность электрических станций и котельных энергосистемы в

топливе:

Прогнозный топливно-энергетический баланс энергосистемы на 5-ий период

(баланс добычи и потребления энергетических углей).

Потребность электростанций и котельных в топливе (определяется на

основании балансов электрической и тепловой энергии в регионе).

13

к. Предложения по развитию электрической сети 35 кВ и выше

энергосистемы Забайкальского края:

Вводы и реконструкция электросетевых объектов 220-500 кВ на территории

энергосистемы Забайкальского края, принятые в соответствии с проектом СиПР

ЕЭС России на 2018-2024 гг.

Вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для

ликвидации «узких мест», определенные на основании балансовых и

электрических расчетов в электрической сети, с описанием возможных

технологических ограничений и причиной их возникновения.

Мероприятия по развитию электроэнергетических объектов в соответствии с

документами федерального и регионального уровней, определяющими

перспективы развития электроэнергетической инфраструктуры.

Основные направления развития электрической сети включают в себя

определение основных направлений размещения линий электропередачи и

подстанций 35 кВ и выше, а также формирование структуры генерирующих

мощностей и электросетевых объектов на территории энергосистемы.

Основные направления развития электрической сети необходимы для

обеспечения баланса производства и потребления электроэнергии и мощности и

обеспечения нормального электроэнергетического режима работы энергосистемы в

рамках ЕЭС России.

Основные направления развития средств диспетчерской технологической

связи (далее СДТУ), автоматизированных систем диспетчерского управления

(далее АСДУ).

Основные направления развития СДТУ, АСДУ предусматривают

обеспечение объектов диспетчеризации системами передачи телеизмерений,

телесигнализации, а так же диспетчерской технологической связи для повышения

управляемости и надежности функционирования энергообъектов.

Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 35 кВ и выше,

рекомендуемых к вводу (реконструкции, техническому перевооружению), в том

числе для устранения «узких мест».

Сводные данные по развитию электрической сети 35-500 кВ энергосистемы

Забайкальского края с выделением сводных данных для сети 35 кВ, 110 кВ,

220 кВ и 500 кВ (для каждого года).

л. Результаты расчетов электрической сети 35 кВ и выше энергосистемы

Забайкальского края и схемы развития электроэнергетики региона:

Выполнение расчетов электрических режимов для формирования

предложений по развитию электрической сети

Схемы перспективного развития электроэнергетики региона являются

неотъемлемой частью программы перспективного развития электроэнергетики,

разрабатываются с учетом результатов использования перспективной расчетной

модели для энергосистемы и ОЭС в целом. Схемы развития электроэнергетики

региона, включают в себя:

- существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации

линии электропередачи и подстанции, класс напряжения которых 110 кВ и выше;

14

- существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации

электрические станции (турбоагрегаты), установленная мощность которых

превышает 5 МВт;

- данные о строительстве электросетевых объектов новых крупных

потребителей, нагрузка потребления которых равна или превышает 5 МВт.

В данной работе представлены следующие схемы развития

электроэнергетики региона:

Результаты расчетов электрической сети 35 кВ и выше энергосистемы

Забайкальского края;

Географическая карта-схема размещения объектов электроэнергетики на

период 2019-2023 гг.

Географическая карта-схема энергосистемы Забайкальского края

Схема развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше на


Схема развития электрической сети напряжением 35-110 кВ на период

2019-2023 гг.

Схема теплоснабжения Краснокаменского энергорайона;

Схема централизованного теплоснабжения г. Читы.

15

2. Общая характеристика Забайкальского края.

Характеристика энергосистемы Забайкальского края

Забайкальский край — субъект Российской Федерации, входит в состав

Сибирского федерального округа. Административный центр — город Чита.

Забайкальский край образован 01 марта 2008 года в результате объединения

Читинской области и Агинского Бурятского автономного округа.

Граничит с Амурской и Иркутской областями, республиками Бурятия и

Якутия, имеет внешнюю границу с Китаем и Монголией

Географическое положение – Забайкальский край располагается в

Восточной Сибири, в Забайкалье, 48 градусов и 58 градусов 30 минут северной

широты и 108-122 градусов восточной долготы. На западе и северо-западе он

граничит с Республикой Бурятия и Иркутской областью, на северо-востоке и

востоке – с Республикой Саха (Якутия) и Амурской областью. На юге и юго-

востоке на протяжении полутора тысяч километров пролегла государственная

граница с Монголией и Китаем. Общая длина границ края – 4770 км.

Протяженность государственной границы с КНР составляет 1064 км, границы с

Монголией – 863 км.

Территория Забайкальского края составляет 431,9 тыс. км2, или 2,5 % от

территории Российской Федерации (12-ое место). Плотность населения – 2,48

человека на 1 кв. км (по России – 8,4 человека). Городское население – 68,44 %

(по данным на 31 июля 2017 года).

Численность населения Забайкальского края на 01 января 2018 года

составила 1072,579 тыс. человек (0,8 % общей численности населения Российской

Федерации). Административный центр – город Чита с населением 347,088 тыс.

человек, расстояние до г. Москвы – 6074 км.

Забайкальский край характеризуется выгодным географическим

положением и привлекателен своим ресурсным потенциалом (минерально-

сырьевым, водным, лесным и земельным).

Природные условия Забайкальского края: в рельефе преобладают горные

хребты Забайкалья высотой до 3000 м, разделенные межгорными котловинами.

Главные реки: реки бассейнов Байкала, Лены, Амура (Шилка, Аргунь). На

территории края много озер и минеральных источников. Климат резко

континентальный; средняя температура января от -33 до -26 градусов, средняя

температура июля от +17 до +21 градуса; количество осадков – 300 мм в год. Край

находится в зоне вечной мерзлоты. На территории края распространены

преимущественно горно-таежные подзолистые почвы. Свыше половины

территории покрыто горно-таежными лесами (даурская лиственница, сосна, кедр,

береза); на юге и по днищам рек – злаково-разнотравные степи.

Природные ресурсы – регион обладает значительным и практически не

реализованным гидроэнергопотенциалом, большими запасами древесины,

ценными для Забайкалья чернозѐмными и каштановыми почвами. Общая площадь

лесов составляет более 30 млн. га.

На территории региона расположено крупнейшее в стране месторождение

меди – Удоканское, с запасами в размере 20 млн. т.

Край обладает крупнейшими в стране разведанными запасами меди,

молибдена, золота, запасами олова, тантала и полиметаллических руд.

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A4%D0%B5%D0%B4%D0%B5%D1%80%D0%B0%D1%82%D0%B8%D0%B2%D0%BD%D0%BE%D0%B5_%D1%83%D1%81%D1%82%D1%80%D0%BE%D0%B9%D1%81%D1%82%D0%B2%D0%BE_%D0%A0%D0%BE%D1%81%D1%81%D0%B8%D0%B8

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A1%D0%B8%D0%B1%D0%B8%D1%80%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%84%D0%B5%D0%B4%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D0%BD%D1%8B%D0%B9_%D0%BE%D0%BA%D1%80%D1%83%D0%B3_%D0%A0%D0%BE%D1%81%D1%81%D0%B8%D0%B9%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B9_%D0%A4%D0%B5%D0%B4%D0%B5%D1%80%D0%B0%D1%86%D0%B8%D0%B8

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%90%D0%BC%D1%83%D1%80%D1%81%D0%BA%D0%B0%D1%8F_%D0%BE%D0%B1%D0%BB%D0%B0%D1%81%D1%82%D1%8C

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%98%D1%80%D0%BA%D1%83%D1%82%D1%81%D0%BA%D0%B0%D1%8F_%D0%BE%D0%B1%D0%BB%D0%B0%D1%81%D1%82%D1%8C

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%91%D1%83%D1%80%D1%8F%D1%82%D0%B8%D1%8F

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%AF%D0%BA%D1%83%D1%82%D0%B8%D1%8F

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D0%B8%D1%82%D0%B0%D0%B9

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9C%D0%BE%D0%BD%D0%B3%D0%BE%D0%BB%D0%B8%D1%8F

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D0%B5

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D0%B5

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%BE%D1%87%D0%B2%D0%B0

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9C%D0%B5%D0%B4%D1%8C

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A3%D0%B4%D0%BE%D0%BA%D0%B0%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B5_%D0%BC%D0%B5%D0%B4%D0%BD%D0%BE%D0%B5_%D0%BC%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B6%D0%B4%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9C%D0%B5%D0%B4%D1%8C

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9C%D0%BE%D0%BB%D0%B8%D0%B1%D0%B4%D0%B5%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%97%D0%BE%D0%BB%D0%BE%D1%82%D0%BE

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9E%D0%BB%D0%BE%D0%B2%D0%BE

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A2%D0%B0%D0%BD%D1%82%D0%B0%D0%BB_(%D1%8D%D0%BB%D0%B5%D0%BC%D0%B5%D0%BD%D1%82)

16

Административно-территориальное деление Забайкальского края

представлено на рисунке 1.

Рис. 1 Административное деление Забайкальского края

1. Агинский район

2. Акшинский район

3. Александрово-Заводский район

4. Балейский район

5. Борзинский район

6. Газимуро-Заводский район

7. Дульдургинский район

8. Забайкальский район

9. Каларский район

10. Калганский район

11. Карымский район

12. Краснокаменский район

13. Красночикойский район

14. Кыринский район

15. Могойтуйский район

16. Могочинский район

17. Нерчинский район

18. Нерчинско-Заводский район

19. Оловяннинский район

20. Ононский район

21. Петровск-Забайкальский район

22. Приаргунский район

23. Сретенский район

24. Тунгиро-Олѐкминский район

25. Тунгокоченский район

26. Улѐтовский район

27. Хилокский район

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%90%D0%B4%D0%BC%D0%B8%D0%BD%D0%B8%D1%81%D1%82%D1%80%D0%B0%D1%82%D0%B8%D0%B2%D0%BD%D0%BE-%D1%82%D0%B5%D1%80%D1%80%D0%B8%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%B8%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D0%BD%D0%BE%D0%B5_%D0%B4%D0%B5%D0%BB%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5_%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B3%D0%BE_%D0%BA%D1%80%D0%B0%D1%8F

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%90%D0%BA%D1%88%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%90%D0%BB%D0%B5%D0%BA%D1%81%D0%B0%D0%BD%D0%B4%D1%80%D0%BE%D0%B2%D0%BE-%D0%97%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%91%D0%B0%D0%BB%D0%B5%D0%B9%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%91%D0%BE%D1%80%D0%B7%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%93%D0%B0%D0%B7%D0%B8%D0%BC%D1%83%D1%80%D0%BE-%D0%97%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%94%D1%83%D0%BB%D1%8C%D0%B4%D1%83%D1%80%D0%B3%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD_%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B3%D0%BE_%D0%BA%D1%80%D0%B0%D1%8F

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D0%B0%D0%BB%D0%B0%D1%80%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D0%B0%D1%80%D1%8B%D0%BC%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D1%80%D0%B0%D1%81%D0%BD%D0%BE%D0%BA%D0%B0%D0%BC%D0%B5%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D1%80%D0%B0%D1%81%D0%BD%D0%BE%D1%87%D0%B8%D0%BA%D0%BE%D0%B9%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D1%8B%D1%80%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9C%D0%BE%D0%B3%D0%BE%D0%B9%D1%82%D1%83%D0%B9%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD_%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B3%D0%BE_%D0%BA%D1%80%D0%B0%D1%8F

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9C%D0%BE%D0%B3%D0%BE%D1%87%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9D%D0%B5%D1%80%D1%87%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9D%D0%B5%D1%80%D1%87%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%BE-%D0%97%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9E%D0%BB%D0%BE%D0%B2%D1%8F%D0%BD%D0%BD%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9E%D0%BD%D0%BE%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%B5%D1%82%D1%80%D0%BE%D0%B2%D1%81%D0%BA-%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D1%80%D0%B8%D0%B0%D1%80%D0%B3%D1%83%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A1%D1%80%D0%B5%D1%82%D0%B5%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A2%D1%83%D0%BD%D0%B3%D0%B8%D1%80%D0%BE-%D0%9E%D0%BB%D1%91%D0%BA%D0%BC%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A2%D1%83%D0%BD%D0%B3%D0%BE%D0%BA%D0%BE%D1%87%D0%B5%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A3%D0%BB%D1%91%D1%82%D0%BE%D0%B2%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A5%D0%B8%D0%BB%D0%BE%D0%BA%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A4%D0%B0%D0%B9%D0%BB:Zabaykalskiy_kray_NN.png

17

28. Чернышевский район

29. Читинский район

30. Шелопугинский район

Населѐнные пункты Забайкальского края представлены в таблице 1:

Таблица 1

Населѐнные пункты с количеством жителей выше 5 тысяч

по состоянию на 1 января 2017 года

Населенный пункт Население

Чита ↗347 088

Краснокаменск ↘52 811

Борзя ↘28 874

Агинское ↗17 943

Петровск-Забайкальский ↘16 524

Нерчинск ↗14 912

Могоча ↘13 442

Забайкальск ↗13 141

Чернышевск ↘12 868

Карымское ↗12 861

Шилка ↘12 784

Шерловая Гора ↘12 132

Балей ↘11 370

Горный ↘11 337

Первомайский ↘11 334

Могойтуй ↗11 046

Хилок ↘10 724

Атамановка ↘10 364

Новокручининский ↘10 159

Ясная ↗7720

Оловянная ↘7472

Приаргунск ↘7283

Красный Чикой ↗7107

Ясногорск ↘7076

Кокуй ↘6988

Дарасун ↘6896

Домна ↘6687

Сретенск ↗6643

Дульдурга ↘6489

Улѐты ↘6061

Вершино-Дарасунский ↘5478

Среди субъектов Российской Федерации экономика Забайкальского края

занимает 52 место из 85 регионов (сводный индекс промышленного производства в

соответствии с распоряжением Правительства РФ от 15 июня 2009 года № 806-р

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A7%D0%B5%D1%80%D0%BD%D1%8B%D1%88%D0%B5%D0%B2%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A7%D0%B8%D1%82%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A8%D0%B5%D0%BB%D0%BE%D0%BF%D1%83%D0%B3%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A7%D0%B8%D1%82%D0%B0

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D1%80%D0%B0%D1%81%D0%BD%D0%BE%D0%BA%D0%B0%D0%BC%D0%B5%D0%BD%D1%81%D0%BA

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%91%D0%BE%D1%80%D0%B7%D1%8F

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%90%D0%B3%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B5

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%B5%D1%82%D1%80%D0%BE%D0%B2%D1%81%D0%BA-%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9D%D0%B5%D1%80%D1%87%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9C%D0%BE%D0%B3%D0%BE%D1%87%D0%B0

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A7%D0%B5%D1%80%D0%BD%D1%8B%D1%88%D0%B5%D0%B2%D1%81%D0%BA

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D0%B0%D1%80%D1%8B%D0%BC%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B5_(%D0%BF%D0%BE%D1%81%D1%91%D0%BB%D0%BE%D0%BA_%D0%B3%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B4%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B3%D0%BE_%D1%82%D0%B8%D0%BF%D0%B0)

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A8%D0%B8%D0%BB%D0%BA%D0%B0_(%D0%B3%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B4)

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A8%D0%B5%D1%80%D0%BB%D0%BE%D0%B2%D0%B0%D1%8F_%D0%93%D0%BE%D1%80%D0%B0

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%91%D0%B0%D0%BB%D0%B5%D0%B9

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%93%D0%BE%D1%80%D0%BD%D1%8B%D0%B9_(%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BA%D1%80%D0%B0%D0%B9)

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%B5%D1%80%D0%B2%D0%BE%D0%BC%D0%B0%D0%B9%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_(%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BA%D1%80%D0%B0%D0%B9)

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9C%D0%BE%D0%B3%D0%BE%D0%B9%D1%82%D1%83%D0%B9

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A5%D0%B8%D0%BB%D0%BE%D0%BA_(%D0%B3%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B4)

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%90%D1%82%D0%B0%D0%BC%D0%B0%D0%BD%D0%BE%D0%B2%D0%BA%D0%B0_(%D0%A7%D0%B8%D1%82%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD)

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9D%D0%BE%D0%B2%D0%BE%D0%BA%D1%80%D1%83%D1%87%D0%B8%D0%BD%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%AF%D1%81%D0%BD%D0%B0%D1%8F_(%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BA%D1%80%D0%B0%D0%B9)

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9E%D0%BB%D0%BE%D0%B2%D1%8F%D0%BD%D0%BD%D0%B0%D1%8F

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D1%80%D0%B8%D0%B0%D1%80%D0%B3%D1%83%D0%BD%D1%81%D0%BA

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D1%80%D0%B0%D1%81%D0%BD%D1%8B%D0%B9_%D0%A7%D0%B8%D0%BA%D0%BE%D0%B9

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%AF%D1%81%D0%BD%D0%BE%D0%B3%D0%BE%D1%80%D1%81%D0%BA_(%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BA%D1%80%D0%B0%D0%B9)

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D0%BE%D0%BA%D1%83%D0%B9_(%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BA%D1%80%D0%B0%D0%B9)

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%94%D0%B0%D1%80%D0%B0%D1%81%D1%83%D0%BD

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%94%D0%BE%D0%BC%D0%BD%D0%B0_(%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BA%D1%80%D0%B0%D0%B9)

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A1%D1%80%D0%B5%D1%82%D0%B5%D0%BD%D1%81%D0%BA

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%94%D1%83%D0%BB%D1%8C%D0%B4%D1%83%D1%80%D0%B3%D0%B0

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A3%D0%BB%D1%91%D1%82%D1%8B

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%92%D0%B5%D1%80%D1%88%D0%B8%D0%BD%D0%BE-%D0%94%D0%B0%D1%80%D0%B0%D1%81%D1%83%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9

18

«Об организации и проведении мониторинга процессов в реальном секторе

экономики, финансово-банковской и социальной сферах субъектов»).

Минерально-сырьевой потенциал является основным конкурентным

преимуществом края, что определяет его специализацию по реализации крупных

инфраструктурных и сырьевых проектов. Основными направлениями

специализации Забайкальского края являются добыча полезных ископаемых;

производство и распределение электроэнергии, газа и воды; в обрабатывающих

производствах – цветная металлургия, производство машин и оборудования и

производство пищевых продуктов. Их совокупная доля в общей структуре

промышленного производства края составляет более 90 процентов.

Ведущими секторами экономики являются транспорт и связь, а также

торговля, что отражает транзитное и приграничное положение края. Главные

отрасли специализации промышленности – горнодобывающая промышленность и

цветная металлургия. Имеются предпосылки для интенсивного развития сельского

хозяйства, основанного на мясном и шерстном животноводстве,

кормопроизводстве, развитии сельскохозяйственных производственно-

перерабатывающих комплексов в юго-восточных районах Забайкальского края

(Агинском, Приаргунском и других).

Транспортная система Забайкальского края представляет один из значимых

транспортных узлов не только Сибирского федерального округа, но и Российской

Федерации. По территории края проходят железнодорожные магистрали

Транссибирская и Байкало-Амурская, федеральные автомобильные дороги «Амур»

Чита – Хабаровск и Чита – Забайкальск.

Особо важную роль для развития экономики края играет соседство с КНР –

страной с одной из самых крупных и стремительно развивающихся экономик мира.

Расположение по соседству с динамично развивающимися провинциями КНР,

наличие в крае достаточных мощностей энергетической и транспортной

инфраструктуры, источников сырья, свободных земельных площадей являются

факторами, определяющими инвестиционную привлекательность для иностранных

и российских инвесторов.

На территории края находится самый крупный российско-китайский пункт

пропуска Забайкальск, который обеспечивает большую часть грузооборота с

Китаем.

Основу экономического развития региона составляет Забайкальская

индустриальная зона. Еѐ специализация – комплексное освоение потенциала

минерально-сырьевых и иных ресурсов в сочетании с развитием транспортной

логистики и приграничного сотрудничества.

Характеристика энергосистемы

Энергосистема Забайкальского края охватывает территорию Забайкальского

края, входит в Объединенную энергосистему Сибири (ОЭС Сибири).

19

Функции оперативно-диспетчерского управления объектами

электроэнергетики на территории Забайкальского края осуществляет Филиал АО

«СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы

Забайкальского края» (Филиал создан в 2003 году), который входит в зону

операционной деятельности Филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Сибири.

По данным Законодательного Собрания, сегодня в Забайкальском крае

централизованным электроснабжением не обеспечены 23 населѐнных пункта в

восьми районах. Филиал ПАО «МРСК Сибири» – «Читаэнерго» охватывает

централизованным электроснабжением 97 % населения и практически всю

промышленность Забайкальского края.

В управлении и ведении Забайкальского РДУ находятся объекты генерации

установленной электрической мощностью 1593,8 МВт. Наиболее крупными из них

являются: Харанорская ГРЭС установленной мощностью 665 МВт (АО «Интер

РАО - Электрогенерация»); Читинская ТЭЦ-1 установленной мощностью 452,8

МВт (ПАО «ТГК-14») и станция промышленного предприятия ТЭЦ ППГХО

установленной мощностью 410 МВт (филиал АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске).

Таблица 2

Общая характеристика энергосистемы Забайкальского края

Площадь

территории,

тыс. кв. км

Зона охвата

населения

централизованным

электроснабжением

Население,

тыс. чел.

Протяженность

ВЛ 220-110 кВ,

км

Установленная

мощность

электростанций,

МВт

Максимум

Нагрузки

(2017г.),

МВт

431,9 97% 1072,5 9485,326 1593,8 1257

В электроэнергетический комплекс Забайкальского края входят: 2 линии

электропередачи на напряжении 220 кВ, выполненные в габаритах 500 кВ; 55

линий электропередачи класса напряжения 220 кВ; 90 линий электропередачи

класса напряжения 110 кВ. Количество энергообъектов, на которых расположены

объекты диспетчеризации, – 86 энергообъектов. В том числе: 41 объект – с высшим

классом напряжения 220 кВ, 45 объектов – с напряжением 110 кВ. Суммарная

мощность трансформаторов составляет 7444,8 МВА, из них 6716,5 МВА– в

электросетях и 728,3 МВА – на электростанциях.

Исторический максимум суммарной установленной мощности объектов

генерации был установлен в 2012 году и составил 1602 МВт. Исторический

максимум потребления был зафиксирован в 1989 году и составил 1392 МВт.

По отчетным данным за 2017 год выработка электроэнергии операционной

зоны Забайкальского РДУ составила 7107,67 млрд. кВт*ч, электропотребление –

7,855 млрд. кВт*ч.

Перечень гарантирующих поставщиков в соотвествии с приказом

Региональной службы по тарифам и ценообразованию Забайкальского края от

http://www.so-ups.ru/index.php?id=1385

20

17 января 2017 года № 3-НПА по состоянию на 01 января 2018 года представлен в

таблице 3.

Перечень территориальных сетевых организаций, оказывающих услуги по

передаче электроэнергии на территории энергосистемы Забайкальского края по

состоянию на 01 января 2018 года, представлен в таблице 4.

Таблица 3

Перечень гарантирующих поставщиков, осуществляющих деятельность на

территории Забайкальского края, по состоянию на 01 января 2018 года

№

п/

п

Полное наименование

организации

Границы зоны деятельности

гарантирующего поставщика

Осуществляемые

виды деятельности

(купля-продажа

электрической

энергии либо

оказание услуг по

передаче


энергии)

1 2 3 4

1

Акционерное общество

«Читаэнергосбыт»

Административные границы

Забайкальского края, за исключением

зон деятельности других гарантирующих

поставщиков, осуществляющих свою

деятельность на территории региона

Купля-продажа

электрической энергии

2

Унитарное

муниципальное

предприятие

«Жилищно-

коммунальное

управление» городского

поселения «Город

Краснокаменск»

муниципального района

«Город Краснокаменск

и Краснокаменский

район» Забайкальского

края

Территория муниципального района

«Город Краснокаменск

Краснокаменский район», на которой

потребители непосредственно или через

электрические сети УМП «ЖКУ»

присоединены к электрическим сетям

филиала АО «ППГХО» в г.

Краснокаменске

Купля-продажа


и оказание услуг по

передаче и продажа

электроэнергии

3

Общество с

ограниченной

ответственностью

«Коммунальник»

с. Тупик, с. Заречное, с. Гуля, с.

Моклакан, с. Средняя Олекма

муниципального района «Тунгиро-

Олекминский район» в границах

балансовой принадлежности

эксплуатируемых генерирующих

объектов и электросетевого хозяйства

Производство


на ДЭС, оказание

услуг по передаче и

продажа


4

АО «ЭСК Сибири» с. Менза, с. Укыр, с. Шонуй

муниципального района

«Красночикойский район», с. Кыкер,

Акима, с. Тунгокочен, с. Усть-Каренга,

с. Зеленое Озеро, с. Красный Яр, с.

Юмурчен муниципального района

«Тунгокоченский район» в границах








продажа


21

№

п/

п

Полное наименование

организации

Границы зоны деятельности

гарантирующего поставщика

Осуществляемые

виды деятельности

(купля-продажа


энергии либо

оказание услуг по

передаче


энергии)

1 2 3 4

5

Общество с



«Строймонтаж»

с. Энгорок муниципального района

«Хилокский район» в границах








продажа


6

Общество с



«Кировское»

с. Семиозерье муниципального района

«Красночикойский район» в границах








продажа


Таблица 4

Перечень территориальных сетевых организаций Забайкальского края,

оказывающих регулируемые услуги по передаче электрической энергии,

по состоянию на 01 января 2018 года

№ п/п Наименование организации

1 Филиал публичного акционерного общества «Межрегиональная

распределительная сетевая компания Сибири» – «Читаэнерго»

2

Филиал публичного акционерного общества «Федеральная сетевая компания

Единой Энергетической Системы» - Забайкальское Предприятие

магистральных электрических сетей

3

Забайкальская дирекция по энергообеспечению – структурное подразделения

Трансэнерго – филиала открытого акционерного общества «Российские

железные дороги»

4 Филиал «Забайкальский» открытого акционерного общества «Оборонэнерго»

5

Восточно-Сибирская дирекция по энергообеспечению – структурное

подразделение Трансэнерго – филиала открытого акционерного общества

«Российские железные дороги»

6 Общество с ограниченной ответственностью «Импульс 2003»

Территория Забайкальского края входи в зону свободного перетока «Чита»

за исключением территории БАМ на севере Забайкальского края. Порядок

определения зон свободного перетока электрической энергии и мощности (ЗСП)

утвержден Приказом Минэнерго России от 06 апреля 2009 года № 99.

22

Зона свободного перетока электрической энергии и мощности – зона в

оптовом рынке электрической энергии и мощности, внутри которой в базовых

условиях отсутствуют существенные системные ограничения в течение 30 %

времени в течение месяца.

Административное деление зон свободного перетока мощности второй

ценовой зоны второй ценовой зоны оптового рынка электрической энергии и

мощности (ОРЭМ) представлено на рисунке 2.

Рис. 2 Административное деление зон свободного перетока мощности

второй ценовой зоны ОРЭМ

ЗСП-5 - территория Республики Бурятия с 1 января 2017 года включена в

зону свободного перетока «Сибирь» ЗСП-1 второй ценовой зоны оптового рынка

электрической энергии и мощности (приказ Минэнерго РФ от 18 октября

2016 года № 1090).

ЗСП-4 – территория Забайкальского края, за исключением района БАМа,

относится к зоне свободного перетока «Чита». Северный энергорайон

Забайкальского края относится к зоне свободного перетока «Сибирь» второй

ценовой зоны оптового рынка электрической энергии и мощности.

23

3. Анализ балансовой ситуации энергосистемы

Забайкальского края за 2013-2017 гг.

3.1. Отчетная динамика потребления электроэнергии. Динамика

изменения максимума нагрузки энергосистемы и число часов

использования максимума нагрузки

Динамика электропотребления

Забайкальская энергосистема (ЭС), обслуживающая потребителей

Забайкальского края, по уровню электропотребления занимает девятое место из

двенадцати энергосистем по ОЭС Сибири в целом.

Динамика электропотребления и среднегодовых темпов прироста

электропотребления энергосистемы Забайкальского края за отчетный период 2013-

2017 гг. представлена в таблице 5 и на рисунке 3.

Спад электропотребления наблюдался в период 1991-1998 гг., далее следует

устойчивая тенденция роста электропотребления до 2010 года. В 2011 году уровень

электропотребления незначительно снизился от уровня 2010 года (-0,1%). В период

2012-2013 гг. отмечалась положительная динамика роста потребления

электроэнергии по территории Забайкальского края. Наибольший рост

электропотребления по отношению к прошлому году отмечается в 2012 году

(+4,5%). В 2014, 2015 годах наблюдается снижение потребления электроэнергии по

сравнению с 2013 и 2014 соответственно (-1,7% и -1,0%). В 2016 году отмечается

увеличение электропотребления к 2015 году на 1,4%, при этом данный уровень

электропотребления не достиг уровня электропотребления 2012, 2013 годов. В 2017

году уровень потребления электроэнергии отмечен со снижением к уровню

электропотребления 2016 года на 0,6%. Среднегодовой темп прироста за

пятилетний период с 2013 по 2017 гг. составил -0,2%.

Внутригодовая динамика электропотребления в млн. кВт*ч и в % за

отчетный период 2013-2017 гг. приведена в таблице 6 и в графическом виде на

рисунке 4.

Годовые графики электропотребления по территории Забайкальского края

характеризуются ярко выраженным сезонным спадом электропотребления до

величины 6,6-7,1% от величины годового электропотребления в июне, июле и

августе. Максимальное электропотребление наблюдалось в декабре-январе и

составляло 10,0-10,6% от величины годового электропотребления. Наибольший

уровень потребления в зимний период (январь, февраль, декабрь) отмечается в

2013, 2014, 2016 годах. В летний период с июня по август наибольший уровень

потребления отмечен в 2015, 2016, 2017 годах.

24

Рис. 3.

Динамика

электро-

потребления

по годам

Рис. 4.

Внутригодовая

динамика

электро-


за отчетный

период 2013-

2017 гг.

25

Таблица 5

Динамика электропотребления Забайкальского края

Наименование 1989 1998 2000 2013 2014 2015 2016 2017 сред за

5-лет

Электропотребление, млн.кВт*ч 7538,7 5895,4 6519,2 7972,9 7835,3 7753,5 7863,4 7812,7 7847,6

Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт*ч. 443,7 -1643,3 623,8 67,6 -137,6 -81,8 109,9 -50,7 -18,5

Среднегодовые темпы прироста, % 6,3% -21,8% 10,6% 0,9% -1,7% -1,0% 1,4% -0,6% -0,2%

Таблица 6

Внутригодовая динамика электропотребления Забайкальского края за 2013-2017 гг.

ГОД

ян

вар

ь

фев

рал

ь

мар

т

апрел

ь

май

ию

нь

ию

ль

авгу

ст

сен

тяб

рь

октя

брь

нояб

рь

дек

абрь

год

2013 842,917 743,36 758,785 677,825 598,352 525,714 526,213 535,317 586,944 676,871 700,047 799,964 7972,309

то же в % 10,6 9,3 9,5 8,5 7,5 6,6 6,6 6,7 7,4 8,5 8,8 10,0 100,0

2014 806,755 727,501 727,36 617,954 598,998 536,171 535,33 537,982 573,025 666,865 705,478 801,919 7835,338

то же в % 10,3 9,3 9,3 7,9 7,6 6,8 6,8 6,9 7,3 8,5 9,0 10,2 100

2015 783,533 685,28 710,252 626,607 580,001 527,122 531,64 540,19 572,104 670,701 729,103 796,93 7753,463

то же в % 10,1 8,8 9,2 8,1 7,5 6,8 6,9 7,0 7,4 8,7 9,4 10,3 100

2016 791,362 719,433 711,548 642,867 591,359 529,773 538,368 551,116 558,46 680,515 744,53 804,084 7863,415

то же в % 10,1 9,15 9,05 8,18 7,52 6,74 6,85 7,01 7,1 8,65 9,47 10,23 100

2017 798,32 687,632 710,94 635,726 589,067 530,758 541,008 551,013 582,766 673,134 715,996 796,311 7812,671

то же в % 10,2 8,8 9,1 8,1 7,5 6,8 6,9 7,1 7,5 8,6 9,2 10,2 100

26

Динамика изменения максимума нагрузки

Динамика максимальных электрических нагрузок Забайкальского края на

час собственного максимума нагрузки за отчетный период 2013-2017 гг.

представлена в таблице 7 и на рисунке 5.

На рисунке 5 представлена динамика изменения собственного максимума

нагрузки потребления по территории Забайкальского края по годам 1989, 1998,

2000 и предыдущие пять лет (2013-2017 гг.). Снижение максимальной нагрузки

потребления наблюдалось в период с 1989 по 1998 года, тенденция роста

максимальной нагрузки потребления отмечена с 1999 по 2012 года, в 2013 году

снижение максимального потребления мощности относительно 2012 года

составило -2,4 %, в 2014 году сохранилась тенденция спада потребления, снижение

относительно 2013 составило -3,9 %. В 2015, 2016 годах отмечен рост

максимальной нагрузки потребления на +1,3 % и +1,7 % соответственно.

Максимум 2017 года снизился от уровня максимального потребления 2016 года на

1,8 %. Уровень максимальных нагрузок потребления 2013-2017 гг. не достиг

уровня электропотребления 1989 года (1392 МВт). Среднегодовой темп прироста в

период 2013-2017 годов составил -1,0 %.

Максимум нагрузки потребителей наблюдается в самый холодный период

года. При этом величина максимума нагрузки зависит как от температуры

наружного воздуха, так и от уровня электропотребления. В 2013 году собственный

максимум нагрузки ЭС Забайкальского края был зафиксирован 03 февраля в 15-00

часов (мск) и составил 1292 МВт, что ниже данного показателя за 2012 года на

32 МВт. Среднесуточная температура наружного воздуха в день прохождения

собственного максимума нагрузки в 2013 году составила -23,9°С. В 2014 году

собственный максимум нагрузки ЭС Забайкальского края был зафиксирован

13 декабря в 13-00 часов (мск) и составил 1242 МВт, что ниже данного показателя

за 2013 года на 50 МВт. Среднесуточная температура наружного воздуха в день

прохождения собственного максимума нагрузки в 2014 г. составила -27,3°С.

В 2015 году собственный максимум нагрузки ЭС Забайкальского края был

зафиксирован 28 декабря в 15-00 часов (мск) и составил 1258 МВт, что выше

значения данного показателя за 2014 года на 16 МВт. Среднесуточная температура

наружного воздуха в день прохождения собственного максимума нагрузки в 2015

году составила -29,5 °С. В 2016 году собственный максимум нагрузки ЭС

Забайкальского края был зафиксирован 22 декабря в 04-00 часа (мск) и составил

1280 МВт, что выше значения данного показателя за 2015 года на 22 МВт.

Среднесуточная температура наружного воздуха в день прохождения собственного

максимума нагрузки в 2016 г. составила -25,6°С. В 2017 году собственный

максимум нагрузки ЭС Забайкальского края был зафиксирован 31 декабря в 13-00

часа (мск) и составил 1257 МВт, что ниже значения данного показателя за 2016

года на 23 МВт. Среднесуточная температура наружного воздуха в день

27

прохождения собственного максимума нагрузки в 2017 г. составила -28,8°С.

Динамика месячных максимумов нагрузки Забайкальского края в МВт за

отчетный период 2013-2017 гг. приведена в таблице 8 и рисунке 6.

Годовые графики максимальной нагрузки электропотребления по

территории Забайкальского края также характеризуются ярко выраженным

сезонным спадом максимума нагрузки потребления в июне, июле и августе до

величины 66,9-75,6% от годового максимума нагрузки. Максимум

электропотребления наблюдался в декабре 2014, 2015, 2016, 2017 годов и в феврале

2013 года.

Рис. 5.

Динамика

изменения

собственного

максимума

нагрузки


Рис. 6.

Внутри-

годовая

динамика

изменения

собственного

максимума

нагрузки


за отчетный

период 2013-

2017 гг

28

Таблица 7

Динамика изменения собственного максимума нагрузки Забайкальского края

на час собственного максимума нагрузки

1989 1998 2000 2013 2014 2015 2016 2017 сред. за 5 лет

Собственный максимум нагрузки, МВт 1392 1120 1161 1292 1242 1258 1280 1257 1265,8

Абсолютный прирост максимума нагрузки, МВт 122 -272 41 -32 -50 16 22 -23 -13,4

Среднегодовые темпы прироста, % 9,6% -19,5% 3,7% -2,4% -3,9% 1,3% 1,7% -1,8% -1,0%

Таблица 8

Динамика изменения месячных максимумов нагрузки Забайкальского края за отчетный период 2013-2017 гг., МВт

Год

ян

вар

ь

фев

рал

ь

мар

т

ап

рел

ь

май

ию

нь

ию

ль

ав

густ

сен

тя

бр

ь

ок

тя

бр

ь

ноя

бр

ь

дек

абр

ь

2013 1285 1292 1171 1108 949 902 864 874 1068 1086 1187 1259

то же в о.е 99,46 100,00 90,63 85,76 73,45 69,81 66,87 67,65 82,66 84,06 91,87 97,45

2014 1237 1232 1182 1010 964 929 884 901 994 1086 1224 1242

то же в о.е 99,60 99,19 95,17 81,32 77,62 74,80 71,18 72,54 80,03 87,44 98,55 100,00

2015 1243 1215 1156 1080 971 899 909 911 1013 1117 1224 1258

то же в о.е 98,81 96,58 91,89 85,85 77,19 71,46 72,26 72,42 80,52 88,79 97,30 100,00

2016 1239 1216 1135 1091 967 913 873 917 1000 1118 1224 1280

то же в о.е 96,80 95,00 88,67 85,23 75,55 71,33 68,20 71,64 78,13 87,34 95,63 100,00

2017 1236 1188 1170 1088 963 924 904 950 1019 1080 1180 1257

то же в о.е 98,33 94,51 93,08 86,56 76,61 73,51 71,92 75,58 81,07 85,92 93,87 100,00

29

Число часов использования максимума нагрузки

На основании материалов таблицы 5 и таблицы 7 рассчитываются числа

часов использования максимума нагрузки по годам и среднее число часов

использования максимума нагрузки в период 2013-2017 годов (таблица 9).

Таблица 9

Число часов использования максимума нагрузки потребления, час

1989 1998 2000 2013 2014 2015 2016 2017

сред за

5-лет

Число часов

использования

максимума нагрузки

5416 5264 5615 6171 6309 6163 6143 6215 6200

Рис. 7. Динамика изменения числа часов использования максимума нагрузки

На рисунке 7 представлена динамика изменения числа часов использования

максимума нагрузки по территории Забайкальского края по годам 1989, 1998, 2000

и 2013-2017 годов. Наблюдается снижение числа часов использования максимума

нагрузки в 1998 году, стабильный рост в период 2011-2014 годов. В 2015 и в 2016

годах отмечается снижение числа часов использования максимума нагрузки до

величины 6143 часов, что обусловлено спадом электропотребления в 2015 году и

ростом максимума нагрузок потребления в 2016 году. В 2017 году отмечен рост

числа часов использования по сравнению с 2016 годом, при этом значение ниже

30

уровня 2014 года. Среднее число часов использования максимума нагрузки в

период 2013-2017 годов составляет 6200 ч. Наименьшее число часов использования

максимума нагрузки в период 2013-2017 годов наблюдалось в 2016 году – 6143 ч.,

наибольшее в 2014 году – 6309 ч.

3.2. Структура потребления электроэнергии, перечень основных

крупных узлов нагрузки и потребителей электрической энергии и

мощности

Потребители электроэнергии и мощности энергосистемы Забайкальского

края представлены нагрузкой промышленного, сельскохозяйственного,

коммунального, транспортного секторов и др. К наиболее крупным потребителям

электроэнергии относятся:

- АО «Читаэнергосбыт» – годовое потребление за 2017 год составляет 3453,6

млн.кВт*ч, доля потребления составляет 44,2 % от потребления по территории


- ООО «Русэнергосбыт» – потребление филиала ОАО «РЖД»

«Забайкальская железная дорога», годовое потребление 2017 г. – 2801,0 млн. кВт*ч,

доля потребления составляет 35,9 % от потребления по территории Забайкальского

края;

- ПАО «ППГХО» – потребление г. Краснокаменска, Уртуйского угольного

разреза, горно-химического комбината и других подразделений Приаргунского

производственного горно-химического объединения. Годовое потребление 2017 г.

– 813,4 млн. кВт*ч, доля потребления составляет 10,4 % от потребления по

территории Забайкальского края;

- ПАО «ТГК-14» – 303,7 млн. кВт*ч, доля потребления составляет 3,9 % от

потребления по территории Забайкальского края;

- Филиал «Харанорская ГРЭС» АО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» –

277,7 млн. кВт*ч, доля потребления составляет 3,6 % от потребления по

территории Забайкальского края.

- Потребление Первомайской ТЭЦ (ООО «Коммунальник») в 2017 году – 8,5

млн.кВт*ч, 0,1% от потребления по территории Забайкальского края.

Потребление электроэнергии и мощности крупных потребителей

Забайкальского края за 2017 год представлено в таблице 10.

Данные по динамике электропотребления электроэнергии и мощности

основных крупных узлов нагрузки Забайкальского края за период 2013-2017 годы

представлены в таблице 11.

Динамика потребления электрической энергии по субъектами ОРЭМ

энергосистемы Забайкальского края в период 2013-2017 годы представлены в

таблице 12.

31

Таблица 10

Перечень основных потребителей электрической энергии – субъектов ОРЭМ на территории энергосистемы

Забайкальского края

№

п/п

Наименование

потребителя

Место

расположения (адрес) Вид деятельности

Годовой объем

электро-

потребления,

млн. кВт*ч

Максимум

нагрузки

(заявленный),

МВт

Максимум

нагрузки

(фактический в

2017 г.), МВт

1. АО «Читаэнергосбыт» г. Чита, Забайкальский

край продажа э/э 3453,6 566 568

2. ООО «Русэнергосбыт» г. Чита, Забайкальский

край продажа, э/э 2801,0 382 534

3. ПАО «ППГХО» г. Краснокаменск

промышленность,

производство,

продажа э/э

813,4 119 123

4. ПАО «ТГК-14» г. Чита, п. Шерловая Гора,

п. Приаргунск


продажа э/э 302,6 67 59

5.

Филиал «Харанорская

ГРЭС» АО «Интер РАО –

Электрогенерация»

пгт. Ясногорск производство,

продажа э/э 277,7 69 64

6. Первомайская ТЭЦ

(АО «ЗабТЭК») пгт. Первомайское

промышленость,


продажа э/э

8,5 5 11

32

Таблица 11

Динамика электропотребления электроэнергии и мощности

основных крупных узлов нагрузки Забайкальского края за отчетный

период

№

п/п Наименование энергоузла 2013 2014 2015 2016 2017

1. Читинский энергорайон

Годовой объем потребления,

млн.кВт*ч 1331,5 1309,8 1316,4 1304,8 1261,9

Максимум нагрузки, МВт 255 263 250 254 239

2. Краснокаменский энергорайон


млн.кВт*ч 1080,1 1019,5 969,3 886,2 813,4


3. Приаргунский энергорайон


млн.кВт*ч 129,6 120,8 116,2 111,9 110,2


33

Таблица 12

Динамика потребления электрической энергии по субъектами ОРЭМ энергосистемы Забайкальского края

в период 2013-2017 годы, млн. кВт*ч.

2013 2014 2015 2016 2017

По территории энергосистемы Забайкальского края, в т.ч. 7972,3 7835,3 7753,5 7863,4 7812,7

АО «Читаэнергосбыт 3489,8 3372,5 3325,2 3389,5 3453,6

ООО «Русэнергосбыт» 2471,2 2599,1 2592,4 2734,1 2801,0

ПАО «ППГХО» 1080,1 1019,5 969,3 886,2 813,4

ОАО «Жирекенская Энергосбытовая Организация» 84,1 17,6 - - -

ПАО «ТГК-14» 314,8 312,4 331,6 310,7 302,6

Филиал «Харанорская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация» 310,9 280,9 278,1 275,9 277,7

Первомайская ТЭЦ (АО «ЗабТЭК» 56,0 49,2 16,9 9,7 8,5

АО «Оборонэнергосбыт» 0,8 28,1 107,6 105,4 -

34

В целом в 2017 году уменьшение электропотребления по Забайкальскому

краю по отношению к 2016 году составило 50,740 млн. кВт*ч.

Основное увеличение отмечено:

транспорт и связь + 113,734 млн. кВт*ч;

рыболовство и рыбоводство +0,052 млн. кВт*ч.

Суммарное увеличение + 113,734 млн. кВт*ч.

Снижение электропотребления:

сельское хозяйство, охота и

лесное хозяйство -2,128 млн. кВт*ч.;

обрабатывающие производства -2,221 млн. кВт*ч.

строительство -1,371 млн. кВт*ч.;

производство и распределение

электроэнергии, газа и воды -38,185 млн. кВт*ч.;

бытовой нагрузки населения -7,854 млн. кВт*ч

добыча полезных ископаемых -43,555 млн. кВт*ч.

прочие виды экономической

деятельности -69,212 млн. кВт*ч.

Суммарное снижение - 164,526 млн. кВт*ч.

Данные по электропотреблению и его структуре дополнены информацией по

основным потребителям электрической энергии АО «Читаэнергосбыт», ООО

«РУСЭНЕРГОСБЫТ» за период 2013-2017 (таблица 13, 14).

Таблица 13

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии

АО «Читаэнергосбыт» и динамика потребления за 2013-2017 годы, млн. кВт*ч.

№

п/п


предприятия 2013 2014 2015 2016 2017

1 2 3 4 5 6 7

1 ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» 108,11 79,86 77,87 119,08 134,66

2 ПАО «ТГК-14» («Читинская

генерация») 90,26 82,11 78,08 79,04 51,02

3 АО «Ново- Широкинский

рудник» 51,86 55,58 62,25 64,22 68,67

4 ОАО «РЖД» 117,28 110,22 57,60 61,78 65,61

5 ФГБУ «ЦЖКУ»

Минобороны России

65,33

6 ОАО «Коммунальник» 23,07 26,70 45,52 44,14 57,83

7 АО «Водоканал-Чита» 55,67 54,60 51,89 50,52 49,52

8 ООО «Байкалруд» 5,08 11,94 18,98 28,79 45,63

9 ПАО «МРСК Сибири» 47,12 47,12 46,87 46,42 45,19

35

10 ООО

«ЭНЕРГОПРОМСБЫТ» 37,60 40,72 43,42

11 АО «Рудник

Александровский» 16,67 38,14 37,61 45,45 41,67

12 ООО «ГлавЭнергоСбыт» 45,58 38,97 33,19 36,08 39,05

13 ООО «Дарасунский рудник» 39,27 37,23 41,35 44,11 28,63

14 ООО «ГРК «Быстринское» 10,75 26,03

15 ООО «ЛУКОЙЛ-

ЭНЕРГОСЕРВИС»

23,63

16 ФКУ «ОСК Восточного

военного округа»

21,52

17 ООО «ГУ ЖФ» 15,68 19,08

18 ООО «БЭСК» 15,00

19 Служба в с. Даурия 6,48 5,55 5,71 6,05 14,73

20 ООО «ГРК Дархан» 14,09

21 ПАО «Ростелеком» 13,30 13,69 14,37 13,95 12,37

22 ОАО «Служба заказчика» 10,57 10,05 10,30 10,28 12,26

23

Акционерное общество

«Главное управление

жилищно-коммунального

хозяйства»

24,74 12,19

24 ПК АРТЕЛЬ

СТАРАТЕЛЕЙ» ДАУРИЯ» 9,88 9,75 10,85 11,57 11,96

25 ООО УК «Прогресс» 11,56 10,88 11,12 11,20 11,42

26 ООО «Управляющая

компания» Надежда» 9,99 10,83 9,98 10,04 11,06

27 ООО «Мангазея Майнинг» 7,58 6,06 7,60 10,11 10,99

28 МП г.Читы «Троллейбусное

управление» 13,39 11,97 11,43 11,45 10,77

29 АО «Прииск Соловьевский» 6,59 6,59 8,96 10,02 10,64

30 ПАО «Мегафон» 7,11 8,23 10,07 10,39 10,57

31 АО «Тепловодоканал» 11,09 10,23 9,54 9,76 9,43

32 ООО УК «Гарант» 7,86 8,15 8,44 8,29 9,06

33 ООО «РСО

«Тепловодоканал» 6,45 8,90

34 РТРС 7,70

35 ООО «Урюмкан» 7,46

36 ООО «Элит-Сервис» 6,15 7,14 7,43 7,27 7,34

37 ООО «Лидер» 26,24 27,25 6,58

38 ЗАО «Золоторудная

компания «ОМЧАК»

6,56

39 КГУП «Автомобильные

дороги Забайкалья» 5,37 6,92 6,48

40 ООО УК «Кенон» 0,00 0,00 0,00 0,00 6,37

41 МП г.Читы «ГОРСВЕТ» 5,05 5,46 5,99 5,74 6,20

42 ООО «Каменский карьер» 7,75 8,88 6,54 5,62 5,93

43 ЗАО «Читинские ключи» 4,06 4,68 5,34 5,72 5,71

44 ПАО «Нефтемаркет» 5,69 5,79 5,96 5,95 5,66

45 ООО «УК Домоуправление

№6» 6,24 6,25 5,87 5,51 5,54

36

46 АО «Рудник Апрелково» 20,58 20,33 20,42 15,06 5,47

47 ОАО Прииск У-Кара 5,25 4,61 4,55 6,40 5,38

48 ОАО «Силикатный завод» 7,83 8,15 10,16 8,62 5,09

49 ООО «Разрез Тигнинский» 4,99 5,14 4,97

50 АО «ЗГО» 5,59 4,95 4,84 4,93 4,95

51 МП «ГЖЭУ» 4,89

52 ООО Газимур 7,17 6,45 4,56 3,94 4,81

53 ПАО «Ксеньевский прииск» 4,89 4,76

54 ООО «УК Регион № 5» 4,65 4,63

55 ЗАО «Маккавеевское» 4,41

56 ПАО «МТС» 4,36

57 ФГБОУ ВО «ЗабГУ» 4,92 4,33

58 ООО «Мир» 4,58 5,34 4,34 3,90 3,17

59 ОАО «Оборонэнергосбыт» 201,20 165,72 35,69 48,75

60 ЗАО «Ново-Орловский

ГОК» 24,80 25,20 26,48 27,75

61 ОАО «Жирекенский ГОК» 8,09 4,69

62 ООО УК «Ингода» 6,01 5,51 5,53 4,49

63 ООО УК «Домремстрой» 7,65 7,96 4,38

64 МУП « ТВС» 5,21 3,45

65 ООО «КЕНОН». 5,92 5,35 4,35 2,48

Итого 1 086.02 1 028,42 924,97 1 069,47 1 150,68

Таблица 14

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии

ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» и динамика потребления за 2013-2017 годы,

млн. кВт*ч.

№

п/п


предприятия 2013 2014 2015 2016 2017

1 2 3 4 5 6 7

1 ООО «Энергопромсбыт»

(для нужд ОАО «РЖД») 2451,97 2575,85 2576,76 2757,96 2847,12

2 АО «Читаэнергосбыт» 153,79 148,62 144,77 81,51 6,15

3 ОАО «РЖД» 113,81 88,87 79,37 88,49 131,54

Итого 2719,59 2813,35 2800,91 2927,97 2984,81

Структура и динамика электропотребления Забайкальского края по видам

экономической деятельности за отчѐтный период 2013-2017 годов представлена в

таблице 15.

37

Таблица 15

Структура и динамика электропотребления по территории Забайкальской энергосистемы по отраслям

за период 2013-2017 годы

Показатель Потребление, млн. кВт•ч.

2013 г. 2014 г. % к

пред.году 2015 г.

% к


% к


% к

пред.году

Потребление электроэнергии, всего 7972,309 7835,342 -1,72% 7753,463 -1,04% 7863,413 1,42% 7812,673 -0,65%

в том числе

Собственные нужды электростанций, в том числе: 858,000 831,115 -3,13% 823,123 -0,96% 811,000 -1,47% 795,910 -1,86%

ПАО «ТГК-14» - Читинская генерация 290,475 287,386 -1,06% 290,205 0,98% 286,741 -1,19% 277,799 -3,12%

Филиал «Харанорская ГРЭС» АО «Интер РАО –

Электрогенерация» 293,938 268,354 -8,70% 263,728 -1,72% 263,426 -0,11% 266,568 1,19%

ТЭЦ ППГХО ПАО «ППГХО» 262,258 265,044 1,06% 259,552 -2,07% 251,124 -3,25% 243,080 -3,20%

Первомайская ТЭЦ (АО «ЗабТЭК») 11,329 10,33 -8,82% 9,637 -6,71% 9,709 0,75% 8,462 -12,84%

Потери в сетях, в том числе: 973,368 956,636 -1,72% 980,677 2,51% 977,241 -0,35% 939,796 -3,83%

в сетях ЕНЭС, всего, в том числе: 165,258 156,133 -5,52% 150,484 -3,62% 151,950 0,97% 156,019 2,68%

в сетях РСК 705,351 718,188 1,82% 756,941 5,40% 742,534 -1,90% 691,548 -6,87%

в сетях ТСО 54,612 36,267 -33,59% 38,116 5,10% 48,514 27,28% 58,650 20,89%

ПАО «ТГК-14» - Читинская генерация 16,981 18,141 6,83% 16,598 -8,51% 19,032 14,66% 19,674 3,38%


Электрогенерация» 13,864 9,552 -31,10% 11,233 17,60% 9,502 -15,41% 8,091 -14,85%

ТЭЦ ППГХО ПАО «ППГХО» 6,415 6,674 4,04% 6,466 -3,12% 5,709 -11,71% 5,813 1,82%

Первомайская ТЭЦ (АО «ЗабТЭК») 10,887 11,681 7,29% 0,838 -92,83% 0,000 -100,00% 0,000

Производственные нужды энергосистемы, в том числе: 122,394 116,582 -4,75% 112,79 -3,25% 110,973 -1,61% 111,329 0,32%

ПАО «ТГК-14» - Читинская генерация 90,446 83,57 -7,60% 78,809 -5,70% 77,048 -2,23% 78,409 1,77%


Электрогенерация» 0 0 0 0 0

ТЭЦ ППГХО ПАО «ППГХО» 0 0 0 0 0

Первомайская ТЭЦ (АО «ЗабТЭК») 31,948 33,013 3,33% 33,981 2,93% 33,925 -0,16% 32,920 -2,96%

Хозяйственные нужды энергосистемы, в том числе: 31,886 30,304 -4,96% 28,664 -5,41% 27,118 -5,39% 26,216 -3,33%

ПАО «ТГК-14» - Читинская генерация 6,499 5,967 -8,19% 5,518 -7,52% 4,199 -23,89% 5,065 20,63%


Электрогенерация» 3,086 2,988 -3,18% 3,141 5,12% 3,012 -4,11% 3,034 0,73%

ТЭЦ ППГХО ПАО «ППГХО» 7,018 7,011 -0,10% 7,008 -0,04% 7,011 0,04% 6,168 -12,02%

Первомайская ТЭЦ (АО «ЗабТЭК») 0,104 0,232 123,08% 0,048 -79,31% 0,000 -100,00% 0,000

Филиал ПАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» 15,179 14,107 -7,06% 12,949 -8,21% 12,896 -0,41% 11,948 -7,35%

Полезный отпуск потребителям (вкл. блок-станции) 5986,662 5900,705 -1,44% 5808,21 -1,57% 5937,082 2,22% 5939,423 0,04%

в том числе 0,000

38

Показатель Потребление, млн. кВт•ч.

2013 г. 2014 г. % к


% к


% к


% к

пред.году

Промышленность-всего 1308,568 1175,111 -10,20% 1109,328 -5,60% 1056,052 -4,80% 1007,796 -4,57%

в том числе

электроэнергетика 1,642 0,712 -56,64% -0,177

5,615

3,135 -44,17%

топливная 50,866 43,162 -15,15% 38,43 -10,96% 41,514 8,03% 42,082 1,37%

в т.ч. нефтедобывающая 0 0 0 0 0

нефтеперерабатывающая 0 0 0 0 0

газовая 0 0 0 0 0

угольная 50,866 43,162 -15,15% 38,43 -10,96% 41,514 8,03% 42,082 1,37%

прочие виды топливной промышленности 0 0 0 0 0

чѐрная металлургия 1,287 1,41 9,56% 1,057 -25,04% 0,878 -16,89% 0,939 6,93%

цветная металлургия, в т.ч. 1157,084 1047,937 -9,43% 990,861 -5,45% 935,529 -5,58% 891,407 -4,72%

ПАО «ППГХО» 804,365 740,764 -7,91% 696,294 -6,00% 622,357 -10,62% 558,299 -10,29%

ОАО «Забайкальский ГОК» 33,688 26,764 -20,55% 6,355 -76,26% 0 -100,00% 0

ОАО «Жирекенский ГОК» 84,127 17,596 -79,08% 0 -100,00% 0 0

алюминиевая промышленность 0 0 0 0 0

химическая и нефтехимическая 0 0 0 0 0

машиностроение 27,25 16,612 -39,04% 13,35 -19,64% 10,949 -17,98% 12,948 18,26%

деревообрабатывающая и ц/бумажная 7,168 6,921 -3,45% 7,245 4,68% 7,303 0,81% 7,292 -0,15%

Промышленность стройматериалов 14,575 11,58 -20,55% 11,949 3,19% 9,560 -19,99% 7,342 -23,20%

легкая 2,08 1,822 -12,40% 1,855 1,81% 1,677 -9,57% 1,725 2,88%

пищевая 33,138 33,513 1,13% 32,718 -2,37% 30,631 -6,38% 28,071 -8,36%

другие промышленные производства 13,479 11,443 -15,10% 12,039 5,21% 12,393 2,94% 12,854 3,72%

Сельское хозяйство 18,311 14,923 -18,50% 12,525 -16,07% 10,534 -15,90% 8,349 -20,74%

Лесное хозяйство 1,186 1,211 2,11% 1,211 0,00% 1,117 -7,80% 1,174 5,09%

Рыбоводство 0 0 0,005 0,117 0,169 44,36%

Транспорт и связь, в т.ч. 2708,538 2800,951 3,41% 2768,018 -1,18% 2980,495 7,68% 3094,229 3,82%

железнодорожный 2655,7 2751,746 3,62% 2710,675 -1,49% 2208,303 -18,53% 3040,162 37,67%

нефтепроводный 0 0 0 0 0

газопроводный 0 0 0 0 0

связь 35,48 35,936 1,29% 38,603 7,42% 39,968 3,53% 39,667 -0,75%

Строительство 37,827 32,491 -14,11% 28,478 -12,35% 33,878 18,96% 32,507 -4,05%

Прочие отрасли, в т.ч. 965,342 957,264 -0,84% 885,969 -7,45% 921,978 4,06% 870,143 -5,62%

ЖКХ 175,534 170,169 -3,06% 180,691 6,18% 189,942 5,12% 207,318 9,15%

Население-всего, в т.ч. 946,886 918,751 -2,97% 1002,677 9,13% 932,911 -6,96% 925,057 -0,84%

сельское 251,847 249,055 -1,11% 265,415 6,57% 272,766 2,77% 273,923 0,42%

39

Структура потребления энергосистемы Забайкальского края по основным

субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности в 2015 и 2016 годах

представлена на рисунке 8.

Структура полезного отпуска сложившаяся в 2015, 2016 годах представлена

на рисунке 9.

Рис. 8. Структура электропотребления энергосистемы

по субъектам оптового рынка в 2016 и 2017 годах

2016 год

2017 год

40

2016 год

Рис. 9. Структура полезного отпуска по отраслям экономики в 2016 и 2017 годах

2017 год

2016 год

41

Динамика изменения потребления по отраслям за период 2013-2017 годы

приведена на рисунке 10.

Рис. 10. Динамика изменения электропотребления (млн. кВт*ч)

по отраслям в 2013-2017 годах.

На рисунке 10 представлена динамика изменения электропотребления по

основным отраслям экономики Забайкальского края в период с 2013 по 2017 год.

Наблюдается стабильный рост на 14,2 % электропотребления в отрасли транспорт

и связь в период 2013-2017 гг., и незначительное снижение в 2015 году на 1,2 % по

отношению к предыдущему году. Динамика электропотребления промышленности

характеризуется неуклонным ежегодным снижением в рассматриваемом периоде.

Динамика электропотребления населением за последние пять лет носит

знакопеременный характер с итоговым снижением к окончанию пятилетки

на 2,3 % по отношению к еѐ началу. По прочим отраслям экономики динамика

электропотребления показала ежегодное, за исключением 2016 года, снижение

потребления на протяжении пятилетки с итоговым снижением к еѐ окончанию

10,9 %.

Электропотребление Забайкальской энергосистемы в 2017 году

характеризуется уменьшением на 0,6 % от предыдущего 2016 года. Уменьшение

обусловлено снижением хозяйственных нужд энергосистемы на 3,3 %, снижением

собственных нужд электростанций энергосистемы на 1,9 %, снижением потерь

электроэнергии в сетях на 3,8 %, полезный отпуск потребителям остался на уровне

прошлого года (+0,04 %), а производственные нужды энергосистемы возросли на

0,3 %.

Главной причиной сохранения величины полезного отпуска электроэнергии

в 2017 году стал рост в сфере транспорта и связи на 3,8 %, что обусловлено

увеличением объѐма грузоперевозок по Забайкальскому краю. Наблюдалось также

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

2500

2750

3000

3250

2013 2014 2015 2016 2017

2709 2801 2768 2980

3094

1309 1175 1109 1056 1008 1023 1006

928 968 912 947 919 1003

933 925

Транспорт и связь Промышленность Прочие отрасли Население

42

увеличение полезного отпуска в лесном хозяйстве +5,1%. Отмечается спад

промышленного производства в Забайкальском крае на 4,6%, в том числе:

промышленность стройматериалов – -23,2%, пищевая промышленность – -8,4%,

цветная металлургия – -4,7%. Снижение полезного отпуска в сельском хозяйстве

составило 20,7%. Наблюдалось увеличение полезного отпуска в сфере ЖКХ –

+9,2%. В 2017 году произошло снижение электропотребления крупных

промышленных потребителей: ПАО «ППГХО» – -10,3%.

В целом в 2017 году снижение электропотребления по Забайкальскому краю

по отношению к 2016 году составило -50,74 млн. кВт·ч. Основное снижение

отмечено:

Промышленность -48,526 млн. кВт*ч;

Сельское хозйство -2,185 млн. кВт*ч;

Строительство -1,371 млн. кВт*ч;

Население -1,157 млн. кВт*ч;

Собственные нужды электростанций -15,09 млн. кВт*ч;

Потери в сетях -37,445 млн. кВт*ч;

При этом наблюдается увеличение потребления:

транспорт и связь + 113,73 млн. кВт*ч;

жилищно-коммунальное хозяйство + 17,376 млн. кВт*ч;

рыбоводство +0,052 млн. кВт*ч.

Доля от общего объѐма электропотребления энергосистемы Забайкальского

края по видам экономической деятельности за 2014-2017 гг. приведена в

таблице 16.

Таблица 16

Доля от общего объѐма электропотребления по видам экономической

деятельности за 2014-2017 гг.

Наименование отраслей

2014 2015 2016 2017 млн.к

Вт*ч

млн.к

Вт*ч

млн.кВ

т*ч %

млн.кВ

т*ч %

млн.кВ

т*ч %

Добыча полезных ископаемых 1091,1 13,9 1029,3 13,3 977,0 12,4 933,5 11,9

Обрабатывающие производства 83,3 1,1 80,2 1,0 73,4 0,9 74,3 1,0 Производство и распределение

электроэнергии, газа и воды,

всего

2105,5 26,9 2125,8 27,4 2121,9 27,0 1873,3 24,0

в т.ч. потери в электрических

сетях 956,6 12,2 980,7 12,6 977,2 12,4

936,8 12,0

собственные нужды,

производственные нужды и

хозяйственные нужды

978,0 12,5 964,6 12,4 949,1 12,1

933,5 11,9

Строительство 32,5 0,4 28,5 0,4 33,9 0,4 32,5 0,4

43

Транспорт и связь 2801,0 35,7 2768,0 35,7 2980,5 37,9 3094,2 39,6

Сельское хозяйство, охота и

лесное хозяйство 16,1 0,2 13,7 0,2 11,7 0,1

9,7 0,1 Население (бытовое

потребление) 918,8 11,7 1002,7 12,9 932,9 11,9

925,1 11,8

Прочие виды экономической

деятельности 787,0 10,0 705,3 9,1 732,0 9,3

870,1 11,1

ВСЕГО 7835,3 100,0 7753,5 100,0 7863,4 100,0 7812,7

100,

0

Структура электропотребления по видам экономической деятельности за

2016 и 2017 годы представлена на рисунке 11.

2016 год

2017 год

Рис. 11. Структура электропотребления по видам экономической

деятельности за 2016, 2017 годы

Добыча полезных ископаемых

12%

Обрабатывающие производства

1%

Производство и распределение

электроэнергии, газа и воды, всего

27%

Строительство 1%

Транспорт и связь 38%

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

0%

Население (бытовое

потребление) 12%

Прочие виды экономической деятельности

9%


12%

Обрабатывающие производства

1%



24%

Строительство 0%

Транспорт и связь 40%

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

0%

Население (бытовое

потребление) 12%


11%

44

Как видно из таблицы 16 и рисунка 11, наибольшую долю в

электропотреблении Забайкальского края занимает транспорт и связь, причем доля

его в 2016 году изменилась в сторону увеличения на 1,7 % по отношению к 2016

году и составила 39,61 %. Производство и распределение электроэнергии, газа и

воды является вторым по объему электропотребления. Доля этого вида

экономической деятельности в 2017 году составила 23,98 % и уменьшилась на

3,01 % по отношению к 2016 году.

Значительную долю в электропотреблении Забайкальского края занимает

добыча полезных ископаемых (11,95 % в 2017 г. и 12,42 % в 2016 г.). Следует

отметить, что этот вид экономической деятельности имел динамику снижения на

0,5 % по отношению к 2017 году.

Бытовое потребление (население) уменьшилось с 11,86% в 2016 году до

11,84% в 2017 году.

Следующими по величине являются прочие виды экономической

деятельности, доля которых в 2017 году увеличилась с 9,31 % в 2016 году до

величины 11,14 % в 2017 году.

Динамика электропотребления по основным видам экономической

деятельности в период 2013-2016 годов представлена на рисунке 12.

Рис. 12. Динамика электропотребления по основным видам экономической

деятельности в период 2014-2017 гг.

На рисунке 12 представлена динамика изменения электропотребления по

основным видам экономической деятельности за период с 2014 по 2017 год.

Наблюдается динамика снижения добычи полезных ископаемых по отношению к

предыдущему году в период с 2014 по 2017 год (-0,6 %, -0,88 % и -0,48 %

соответственно). Снижение электропотребления на производство и распределение

электроэнергии, газа и воды отмечено в 2016 году (-0,42 %) по отношению к 2015

году и в 2017 году (-3,01 %) к уровню 2017 года. Электропотребление в сфере

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500




Транспорт и связь Население (бытовое

потребление)


Название диаграммы

2014 млн.кВтч 2015 млн.кВтч 2016 млн.кВтч 2017 млн.кВтч

45

транспорта и связи характеризуется увеличением в 2016 году – на 2,2 %, в 2017

году – на 1,7 %. Наблюдается снижение электропотребления населения в 2016 и в

2017 годах на -1,04 % и 0,02 % соотвественно. Электропотребление по прочим

видам экономической деятельности характеризуется незначительным увеличением

в 2016 году (-0,21), в 2017 году – 1,83 %.

3.3. Состав и структура установленной мощности.

По состоянию на 1 января 2018 года установленная мощность

электростанций Забайкальского края единичной мощностью 5 МВт и выше,

работающих параллельно, составила 1593,8 МВт, в том числе электростанции

промышленных предприятий – 428 МВт: ТЭЦ ППГХО – 410 МВт, Первомайская

ТЭЦ – 18 МВт. (27,0% от суммарной установленной мощности электростанций

энергосистемы Забайкальского края).

Централизованное электроснабжение потребителей Забайкальского края

осуществляется семью электростанциями, общей установленной мощностью

1593,8 МВт. В энергосистему Забайкальского края входят следующие объекты

генерации:

Харанорская ГРЭС установленной мощностью 665,0 МВт (Филиал

«Харанорская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация»);

Читинская ТЭЦ-1 установленной мощностью 452,8 МВт (ПАО «ТГК-14»);

Приаргунская ТЭЦ установленной мощностью 24,0 МВт (ПАО «ТГК-

14»);

Читинская ТЭЦ-2 установленной мощностью 12,0 МВт (ПАО «ТГК-14»);

Шерловогорская ТЭЦ установленной мощностью 12,0 МВт (ПАО «ТГК-

14»);

Краснокменская ТЭЦ установленной мощностью 410,0 МВт (филиал АО

«ОТЭК» в г. Краснокаменске);

Первомайская ТЭЦ установленной мощностью 18,0 МВт (АО «ЗабТЭК»).

Две электростанции: Читинская ТЭЦ-1, Читинская ТЭЦ-2 – расположены в

краевом центре г. Чите.

Станция промышленного предприятия Краснокаменская ТЭЦ АО «ОТЭК»

расположена во втором по величине городе Забайкальского края – городе

Краснокаменске.

Харанорская ГРЭС расположена в пгтг. Ясногорск.

Шерловогорская ТЭЦ и Приаргунская ТЭЦ расположены в п. Шерловая

Гора и п. Приаргунск соответственно.

Станция промышленного предприятия Первомайская ТЭЦ располагается в п.

Первомайский Забайкальского края.

Состав существующих электростанций единичной мощностью 5 МВт и

выше, осуществляющих централизованное электроснабжение потребителей

46

Забайкальского края с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям по

состоянию на 1 января 2018 года, приведѐн в таблице 17.

Таблица 17

Состав существующих электростанций по состоянию на 01 января 2018

года


электростанции Собственник


мощность, МВт

Харанорская ГРЭС

Филиал «Харанорская ГРЭС»

АО «Интер РАО –

Электрогенерация» 665,0

Читинская ТЭЦ-1 ПАО «ТГК-14» 452,8

Краснокаменская ТЭЦ филиал АО «ОТЭК» в г.

Краснокаменске 410,0

Приаргунская ТЭЦ ПАО «ТГК-14» 24,0

Первомайская ТЭЦ АО «ЗабТЭК» 18,0

Читинская ТЭЦ-2 ПАО «ТГК-14» 12,0

Шерловогорская ТЭЦ ПАО «ТГК-14» 12,0

Структура установленной мощности по тепловым электростанциям

представлена в таблице 18.

Таблица 18

Структура установленной мощности на территории энергосистемы


Наименование объекта Установленная

мощность, МВт Структура, %

Энергосистема, всего в том числе: 1593,8 100,0

Филиал ПАО «ТГК-14» - «Читинская генерация»

всего, в том числе: 500,8 31,4

Читинская ТЭЦ-1 452,8 28,4

Читинская ТЭЦ-2 12,0 0,8

Шерловогорская ТЭЦ 12,0 0,8

Приаргунская ТЭЦ 24,0 1,5

Харанорская ГРЭС (Филиал «Харанорская ГРЭС»

АО «Интер РАО – Электрогенерация») 665,0 41,7

Станции промпредприятий всего, в том числе: 428,0 26,9

Краснокаменская ТЭЦ (филиал АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске) 410,0 25,7

Первомайская ТЭЦ (АО «ЗабТЭК») 18,0 1,1

47

В графическом виде структура установленной электрической мощности

электростанций энергосистемы Забайкальского края в 2015, 2016, 2017 годах


Перечень генерирующего оборудования электростанций (включая

электростанции промышленных предприятий) на территории Забайкальского края

мощностью более 5 МВт с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям,

их порядковый номер, год ввода, технологическая структура оборудования, вид

используемого топлива по состоянию на 01 января 2018 года представлен в

таблице 19.

2015 год

2016 - 2017

годы

Рис. 13. Структура установленной мощности ТЭС энергосистемы Забайкальского

края в 2015, 2016, 2017 годах

48

Таблица 19

Состав (перечень) электростанций в энергосистеме Забайкальского края по состоянию на 01 января 2018 года

Наименование электростанции

Энергокомпания

Номер

агрегата

Тип

оборудования Год ввода Вид топлива

Место

расположения

Установленная мощность (на

конец отчетного года)

МВт Гкал/ч

Электростанции ИНТЕР РАО

1. Филиал «Харанорская ГРЭС»



всего

1

2

3

К-215-130-1

К-215-130-1

К-225-12,8-3Р

1995

2001

2012

Харанорский

уголь,

Уртуйский

уголь

Оловяннинский

район, п. Ясногорск

665

215

215

235

192

64

64

64

Электростанции ТГК-14

2. Читинская ТЭЦ-1

ПАО «ТГК-14»

всего

1

2

3

4

5

6

ПT-60-90/13

ПT-60-90/13

Т-80/104-85

Т-87-90

Т-87-90

Р-78,8-8,7/0,23

1965

1966

1966

1968

1972

1973


уголь,

Уртуйский

уголь,

Татауровксий

уголь

Читинский

район, г. Чита

452,8

60

60

80

87

87

78,8

845

164

164

132

100

100

185

3. Читинская ТЭЦ-2


всего

1

2

Р-6-35/5М

Р-6-3,4/0,5-1

1997

2009


уголь

Читинский

район, г. Чита 12

6

6

67

34

33

4. Шерловогорская ТЭЦ


всего

2

ПТ-12-35/10М

1986


уголь

Борзинский район,

п. Шерловая гора

12

12

55

55

5. Приаргунская ТЭЦ


всего

1

2

ПТ-12-35/10М

ПТ-12-35/10М

1984

1994


уголь,

Уртуйский

уголь

Приаргунский

район, п. Приаргунск

24

12

12

110

55

55

Электростанции

промпредприятий

1. Краснокаменская ТЭЦ

филиал АО «ОТЭК» в г.

Краснокаменске

всего

1

2

4

5

6

ПТ-60/75-130/13

Т-50/60-130

Т-50/60-130

ПТ-60/75-130/13

ПТ-80/100-130/13

1972

1974

1982

1985

1989

Уртуйский

уголь

Краснокаменский

район, г. Краснокаменск

410

60

50

50

60

80

805

139

95

95

139

162

49

Наименование электростанции

Энергокомпания

Номер

агрегата

Тип

оборудования Год ввода Вид топлива

Место


Установленная мощность (на

конец отчетного года)

МВт Гкал/ч

7 Т-110/120-130 1993 110 175

1. Первомайская ТЭЦ

АО «ЗабТЭК»

всего

1

2

3

П-6-35/5

Т-6-35/1,2

Р-6-35/10;1,2

1962

1963

1974


уголь

Шилкинский

район, п. Первомайский

18

6

6

6

88

25

19

44

В графическом виде с выделением АО «Интер РАО – Электрогенерация» (Харанорская ГРЭС), ПАО «ТГК-14», и

электростанции промпредприятий Краснокаменская ТЭЦ ППГХО (филиал АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске) и Первомайская ТЭЦ

(АО «ЗабТЭК») приведена на рисунке 14.

Рис. 14. Структура установленной мощности ТЭС энергосистемы Забайкальского края по видам собственности.

50

Вывода из эксплуатации (демонтажа) основного энергетического

оборудования на электростанциях энергосистемы Забайкальского края в 2017 году

не было.

Изменений установленной мощности в результате реконструкции

(модернизации) на действующих турбоагрегатах электростанций с поперечными

связями в энергосистеме Забайкальского края в 2017 году не было.

В 2016 году Филиалом «Харанорская ГРЭС» АО «Интер РАО ‒

Электрогенерация» проведены испытания энергоблочного оборудования с целью

определения установленной (номинальной) мощности, а также фактических

технических параметров располагаемой мощности Блока 3. По результатам

проведенных испытаний, в соответствии с актом о перемаркировке Блока 3

Филиала «Харанорская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация»,

утвержденным от 23 ноября 2016 года, с 01 декабря 2016 года установленная

мощность Харанорской ГРЭС зарегистрирована – 665 МВт, в том числе

установленная мощность Блока 3 – 235 МВт.

Состав и состояние основного энергетического оборудования

электростанции энергосистемы Забайкальского края приведен в таблицах 20,21.

Располагаемая мощность принята для периода ОЗП (условно декабрь).

Таблица 20

Состав и состояние турбинного оборудования электростанции


электростанции

Ст. №

агрегат

а

Тип

оборудования

Установленна

я мощность,

МВт

Располагаемая

мощность*,

МВт

Год ввода в

эксплуатаци

ю

Год

выпуска

Читинская ТЭЦ-1

1 ПТ-60-90/13 60,0 60,0 1965 1963

2 ПТ-60-90/13 60,0 60,0 1966 1965

3 Т-80/104-85 80,0 80,0 1966 1966

4 Т-87-90 87,0 87,0 1968 1967

5 Т-87-90 87,0 87,0 1972 1970

6 Р-78,8-8,7/0,23 78,8 78,8 1973 1973

Краснокаменская

ТЭЦ

1 ПТ-60/75-130/13 60,0 60,0 1972 1971

2 Т-50/60-130 50,0 50,0 1974 1972

4 Т-50/60-130 50,0 50,0 1982 1977

5 ПТ-60/75-130/13 60,0 60,0 1985 1978

6

ПТ-80/100-

130/13 80,0 80,0 1989 1988

7 Т-110/120-130 110,0 110,0 1993 1990

Читинская ТЭЦ-2 1 Р-6-35/5М 6,0 6,0 1997 1963

2 P-6-3,4/0,5-1 6,0 6,0 2009 2008

Шерловогорская

ТЭЦ 2 ПТ-12-35/10М 12,0 12,0 1986 1986

Приаргунская

ТЭЦ

1 ПТ-12-35/10М 12,0 12,0 1984 1983

2 ПТ-12-35/10М 12,0 12,0 1994 1992

51

Харанорская

ГРЭС

1 К-215-130-1 215,0 215,0 1995 1991

2 К-215-130-1 215,0 205,0* 2001 1991

3 К-225-12,8-3P 235,0 235,0 2012 2010

Первомайская

ТЭЦ

1 П-6-35/5 6,0 6,0 1962 -

2 Т-6-35/1,2 6,0 6,0 1963 -

3 Р-6-35/10;1,2 6,0 6,0 1974 -

* Располагаемая мощность Блока 2 Филиала «Харанорская ГРЭС» АО «Интер РАО

Электрогенерация» по состоянию на декабрь 2016 года принята 205 МВт до

выполнения мероприятия технических условий на технологическое присоединение к

электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» объектов по производству электрической

энергии Филиала «Харанорская ГРЭС» АО «Интер РАО ‒ Электрогенерация»

установленной (максимальной) мощностью 655 МВт от 15 ноября 2016 года, а именно:

выполнение модернизации локальной автоматики предотвращения нарушения

устойчивости (ЛАПНУ) Харанорской ГРЭС и устройств РЗА смежных подстанций.

Таблица 21

Состав и состояние котельного оборудования электростанции

Электростанция

Котлоагрегаты

ст.№ ДТ

ст.№ Тип котла

Производи-

тельность

т/час

Год

ввода

Год

модерни-

зации

1 2 3 4 5 6 7


4 1 Е-42-40Р 42 1958 2005

5 1 Е-42-40Р 42 1959 2004

6 1 Е-42-40Р 42 1961 2003

7 1 Е-42-40Р 42 1970 2000

8 1 Е-42-40Р 42 1971 2001

КВГМ 50-150 50 - -

КВГМ 50-150 50 - -


1 1 БКЗ-240-100Ф 193 1965 2002

2 1 БКЗ-220-100Ф 193 1966 -

3 1 БКЗ-220-100Ф 193 1966 -

4 1 БКЗ-220-100Ф 193 1966 -

5 2 БКЗ-220-100Ф 193 1968 -

6 2 БКЗ-220-100Ф 213 1968 -

7 2 БКЗ-220-100Ф 220 1969 -

8 3 БКЗ-220-100Ф 220 1973 -

9 3 БКЗ-220-100Ф 220 1974 -

10 3 БКЗ-220-100Ф 220 1974 -

11 3 БКЗ-220-100Ф 220 1975 -

12 3 БКЗ-220-100Ф 220 1977 -

13 3 БКЗ-220-100Ф 220 1978 -

Приаргунская ТЭЦ

1 1 ЦКТИ-75-39Ф 75 1961 -

2 1 ЦКТИ-75-39Ф 75 1961 -

3 1 ЦКТИ-75-39Ф 75 1962 -

Шерловогорская ТЭЦ

1 1 Е-50-40Ф 50 1956 -

2 1 Е-50-40Ф 50 1956 -

3 1 Е-50-40Ф 50 1956 -

4 1 БКЗ-50-39Ф 50 1961 -

52

Электростанция

Котлоагрегаты

ст.№ ДТ

ст.№ Тип котла

Производи-

тельность

т/час

Год

ввода

Год

модерни-

зации

1 2 3 4 5 6 7

Харанорская ГРЭС

1 1 ТПЕ-216 670 1995 -

2 1 ТПЕ-216 670 2001 -

3 1 ТПЕ-216М 630 2013 -

КраснокаменскаяТЭЦ

1 1 БКЗ-320-140 320 1972 -

2 1 БКЗ-320-140 320 1973 -

3 1 БКЗ-320-140 320 1974 -

4 1 БКЗ-320-140 320 1977 -

5 1 БКЗ-210-140 210 1979 -

6 1 БКЗ-210-140 210 1980 -

7 2 БКЗ-210-140 210 1982 -

8 2 БКЗ-210-140 210 1984 -

9 2 БКЗ-210-140 210 1989 -

10 2 БКЗ-210-140 210 1990 -

11 2 БКЗ-210-140-10 210 1992 -

Первомайская ТЭЦ

1 1 БКЗ-50-39Ф 50 1961 -

2 1 БКЗ-50-39Ф 50 1961 -

3 1 БКЗ-50-39Ф 50 1962 -

4 1 К-50-40 50 1973 -

5 1 К-50-40 50 1973 -

6 1 К-50-40 50 1973 -

Возрастной состав турбинного оборудования электростанций

Забайкальской энергосистемы представлен на рисунке 15.

Рис. 15. Возрастной состав турбинного оборудования электростанций

Возрастной состав котельного оборудования электростанций

Забайкальской энергосистемы представлен на рисунке 16.

53

Рис. 16. Возрастной состав котельного оборудования электростанций

На рисунке 15 представлен возрастной состав турбинного оборудования

электростанций Забайкальской энергосистемы. По состоянию на 01 января 2018

года состав турбоагрегатов, срок ввода в эксплуатацию которых составляет более

50 лет составляет 21,7 %, от 30 до 50 лет – 43,5 %, от 10 до 30 лет – 26,1 %, менее

10 лет – 8,7 %.

На рисунке 16 представлен возрастной состав котельного оборудования

электростанций Забайкальской энергосистемы. По состоянию на 01 января 2018

года состав котлоагрегатов, срок ввода в эксплуатацию которых составляет более

50 лет составляет 37,8 %, от 30 до 50 лет – 48,9 %, от 10 до 30 лет – 11,1 %, менее

10 лет – 2,2 %.

Общее состояние оборудования электростанций энергосистемы может быть

оценено как удовлетворительное. Оборудование паросилового цикла

электростанций является ремонтнопригодным и требует выполнения типовых

объемов ремонтно-восстановительных работ.

Основное и вспомогательное оборудование турбинного цеха на

электростанциях энергосистемы, в основном, выработало парковый ресурс или

близко к его выработке. Дальнейшая эксплуатация оборудования продлевается

после соответствующих экспертиз и анализа состояния различных элементов

оборудования.

Все генераторы электростанций находятся в работоспособном состоянии.

Однако генераторы отработали от 35 до 50 лет, за время их эксплуатации

отмечались короткие замыкания на обмотки статора, витковые замыкания на

роторе. В последние капитальные ремонты все чаще выявляются дефекты

основных узлов, что свидетельствует о том, что генераторы выработали

нормативный срок службы.

Дымовые трубы находятся в ограниченно-работоспособном состоянии.

Строительные конструкции производственных зданий и сооружений

находятся в работоспособном или ограниченно-работоспособном состоянии.

Гидротехнические сооружения электростанций находятся в ограниченно-

работоспособном состоянии.

54

3.4. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций

и видам собственности

Структура выработки электроэнергии на электростанциях энергосистемы

Забайкальского края представлена в таблице 22.

Суммарная выработка электроэнергии электростанциями энергосистемы

Забайкальского края единичной мощностью 5 МВт и выше, осуществляющих

централизованное электроснабжение потребителей, в 2017 году составила 7107,67

млн. кВт*ч, что на 71,68 млн.кВт*ч (+1,02%) выше уровня 2016 года.

Выработка электроэнергии за вычетом производства электроэнергии на

электростанциях промышленных предприятий составила 5623,06 млн. кВт*ч., что

на 65,05 млн. кВт*ч.(+1,17%) выше уровня 2015 года (5558,007 млн. кВт*ч.).

Выработка электроэнергии электростанциями промышленных предприятий в

2017 году составила 1484,602 млн. кВт*ч., что на 6,615 млн. кВт*ч. (+0,4%) выше

показателя 2016 года (1477,987 млн. кВт*ч).

Таблица 22

Структура выработки электроэнергии на электростанциях в 2016 и 2017 годах

Наименование объекта

Выработка

электроэнергии,

млн. кВт*ч Структура, %

Изменение

выработки к

предыдущему

году, % 2016 2017

Филиал «Харанорская ГРЭС»



3502,01 3514,20 49,44 0,35


(ПАО «ТГК-14») 1902,16 1956,84 27,53 2,87


(ПАО «ТГК-14») 70,57 64,35 0,91 -8,81


(ПАО «ТГК-14») 40,85 42,02 0,59 2,88


(ПАО «ТГК-14») 42,42 45,65 0,64 7,61

Кранокаменская ТЭЦ

(филиал АО «ОТЭК» в г.

Краснокаменске)

1462,50 1470,41 20,69 0,54

Первомайская ТЭЦ (АО

«ЗабТЭК») 15.492 14,192 0.20 -8,39

ВСЕГО: 7035.99 7107,67 100 1,019

Выработка электроэнергии электростанциями энергосистемы в 2016, 2017

годах по месяцам года представлена в таблице 23.

55

Таблица 23

Выработка электроэнергии электростанциями по месяцам 2016, 2017 годов

Выработка электроэнергии в 2017 году электростанций энергосистемы

Забайкальского края по сравнению с 2016 годом приведена на рисунках 17, 18.

Рис. 17. Выработка электроэнергии Читинской ТЭЦ-1, Харанорской ГРЭС и ТЭЦ

ППГХО в 2016, 2017 годах

Рис. 18. Выработка электроэнергии Читинской ТЭЦ-2, Шерловогорской

ТЭЦ, Приаргунской ТЭЦ и Первомайской ТЭЦ в 2016, 2017 годах

ГОД январь февраль март апрель май июнь июль август сентябрь октябрь ноябрь декабрь ГОД

2016 745,8 680,247 643,6 581,7 515,1 450,9 464,0 448,6 459,9 588,7 698,1 759,2 7036,0

2017 768,9 649,4 636,1 594,6 508,7 473,9 484,1 499,2 523,2 594,9 638,8 735,8 7107,7

56

Коэффициент использования установленной мощности (Киум) равен

отношению фактической выработки за период эксплуатации к номинальной

мощности. Таким образом, Киум характеризует надежность установки не только в

отношении полных, но и частичных отказов, которые не приводят к ее остановке, а

требуют снижения мощности. Данные по использованию установленной мощности

электростанций (рассчитанные коэффициенты использования установленной

мощности) ТЭС энергосистемы Забайкальского края за период 2016, 2017 годов


Таблица 24

Коэффициент использования установленной мощности, %

ГОД

ян

вар

ь

фев

рал

ь

мар

т

апр

ель

май

ию

нь

ию

ль

авгу

ст

сен

тяб

рь

октя

бр

ь

но

яб

рь

дек

абр

ь

2016 63,29 61,71 54,62 51,02 43,72 39,54 39,38 38,07 40,33 49,96 61,22 64,02

2017 64,84 60,64 53,64 51,82 42,90 41,30 40,82 42,10 45,59 50,49 56,02 62,05

Динамика изменения коэффициентов использования установленной

мощности ТЭС ЭС Забайкальского края в 2016-2017 гг. представлена на рисунке 19.

Рисунок 19. Динамика изменения коэффициентов использования установленной

мощности ТЭС энергосистемы Забайкальского края в 2016-2017 гг.

Как видно из таблицы 24 и рисунка 19 за 2017 года отмечено увеличение

значений коэффициента использования установленной мощности по сравнению с

аналогичным периодом прошлого года на 1,9 % за счет увеличения выработки

станций: Краснокаменской ТЭЦ в течение всего отчѐтного периода (+0,54 % по

сравнению с 2016 годом) и Читинской ТЭЦ-1 (+2,87 % по сравнению с 2016 годом),

Харанорской ГРЭС (+0,35 % по сравнению с 2016 годом), Приаргунской ТЭЦ

(+7,61 по сравнению с 2016 годом).

57

Таким образом, годовое значение коэффициента использования

установленной мощности за 2017 год составило 51,01%, что больше значения

коэффициента использования установленной мощности за 2016 год, равное 50,57%,

на 1,9%.

Структура выработки электроэнергии на электростанциях единичной

мощностью 5 МВт и выше, осуществляющих централизованное электроснабжение

потребителей Забайкальского края с группировкой по электростанциям и

принадлежности к энергокомпаниям в 2016, 2017 годах, приведена на рисунках 20,

21.

2016

год

2017

год

Рис. 20. Структура выработки электроэнергии с группировкой по

электростанциям

58

2016 год

2017 год

Рис. 21. Структура выработки электроэнергии в 2016, 2017 годах с группировкой

по принадлежности электростанций к энергокомпаниям

3.5. Характеристика балансов электрической энергии и мощности

Баланс электрической мощности

Покрытие баланса обеспечивается мощностями действующих

электростанций на территории энергосистемы и перетока мощности из смежных

энергосистем (Бурятской ЭС и Амурской ЭС). Баланс мощности за отчетный

период 2016, 2017 года по энергосистеме, обслуживающей потребителей на

территории Забайкальского края, на час прохождения собственного зимнего

максимума нагрузки электропотребления представлен в таблице 25.




49,77%

ПАО "ТГК-14" 29,22%

Кранокаменская ТЭЦ (филиал АО «ОТЭК» в г. Краснокаменск

е) 20,79%


«ЗабТЭК») 0,22%




49,44%

ПАО "ТГК-14" 29,67%

Кранокаменская ТЭЦ (филиал АО «ОТЭК» в г. Краснокаменск

е) 20,69%


«ЗабТЭК») 0,20%

59

Таблица 25

Отчетный баланс мощности

при прохождении собственного максимума нагрузки, МВт

Показатели 2016 2017

ПОТРЕБНОСТЬ

Максимум нагрузки (31 декабря 2017 года 13-00 мск.вр.) 1279,9 1257,0

Передача мощности - ВСЕГО 0,0 0,0

Передача мощности в смежные энергосистемы 0,0 0,0

Экспорт 0,0 0,0

в ОЭС Востока 0,0 0,0

в ОЭС Сибири 0,0 0,0

ИТОГО потребность 1279,9 1257,0

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность на конец года, в том числе: 1593,8 1593,8

Электростанции ОГК (Интер РАО) 665,0 665,0

Электростанции ТГК 500,8 500,8

ТЭС, из них 1593,8 1593,8

Электростанции промпредприятий 428,0 428,0

Первомайская ТЭЦ 18,0 18,0

ТЭЦ ППГХО 410,0 410,0

Ограничения мощности на час максимума нагрузки 25,4 25,1

Располагаемая мощность на час максимума нагрузки 1568,4 1568,7

Рабочая мощность на час максимума нагрузки 1366,4 1433,8

Используемая в балансе мощность

Получение мощности – ВСЕГО 211,3 82,8

из ОЭС Востока 100,0 47,7

из ОЭС Сибири 111,3 35,1

ИТОГО покрытие максимума нагрузки 1068,6 1174,2

ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) -211,3 -82,8

Фактический резерв 297,9 259,5

Максимум потребления мощности 2017 года составляет 1257 МВт

(31.12.2017 13-00 мск.вр), по сравнению с максимальным потреблением 2016 года,

равного 1280 МВт (22.12.2016 04-00 мск.вр), данный показатель снизился на 23

МВт (-1,8%). Максимальная нагрузка электростанций ЗЭС в час прохождения

максимума нагрузки потребителей составила 1174 МВт, что на 105 МВт (+9,8%)

выше аналогичного показателя 2016 года (1069 МВт). При росте собственной

нагрузки снизилось значение внешних перетоков. Сальдо внешних перетоков

60

составило 83 МВт на прием в энергосистему Забайкальского края, что на 128 МВт

(-60,7%) ниже, чем в 2016 году (211 МВт).

Потребление мощности энергосистемы Забайкальского края в час

прохождения собственного максимума потребления в 2016 и 2017 годах и

температура наружного воздуха приведена в таблице 26.

Таблица 26

Потребление мощности энергосистемы Забайкальского края в час прохождения

собственного максимума потребления в 2016 и 2017 годы

Максимумы потребления, МВт Среднесуточная температура, °С

22.12.2016 31.12.2017

22.12.2016 31.12.2017

Факт к 2016 г. Факт к 2016 г. к норме

1279,9 1257,0 -22,9 -25,6 -28,8 -3,2 -2,4

Условия прохождения зимнего максимума нагрузок Забайкальской

энергосистемы на час собственного максимума потребления представлены на

рисунке 22 и в таблице 27.

Структура резервов в день прохождения собственного зимнего максимума

нагрузок 31 декабря 2017 года в 13-00 (московского времени) представлена в

таблице 28.

Рис. 22. Условия прохождения зимнего максимума нагрузок в 2016, 2017 года

61

Таблица 27

Условия прохождения зимнего максимума нагрузок, МВт

Установлен-

ная

мощность

Располага-

емая

мощность

Ремонт,

консервация и

реконструкция

Резерв

Нагрузка

электро-

станций

Собственный

максимум


Сальдо

перетоков

Заявленный

режим работы

( - ),

экспорт

( + ),

импорт

2016 год, 22 декабря 04-00 московского времени

1593,8 1568,4 202 297,9 1068,6 1279,9 211,3

2017 год, 31 декабря 13-00 московского времени

1593,8 1568,7 135 259,5 1174,2 1257 82,8

Таблица 28

Структура резервов в день прохождения зимнего максимума нагрузок

в 2016, 2017 годах, МВт, %

2016 год 2017 год

Всего резерв электростанций 297,9 259,5

% от максимума потребления 23,28% 20,65%

Выпускаемый резерв 297,9 259,5

% от максимума потребления 23,28% 20,65%

Невыпускаемый резерв 0 0

ТЭС

Всего 0 0

ХР 0 0

ВР 0 0

ГЭС 0 0

ХР, всего 92,0 115,0

ВР, всего 205,9 144,5

Максимум потребления 1279,9 1257,0

В день прохождения годового максимума нагрузок энергосистемы

Забайкальского края резерв мощности зафиксирован на уровне 20,65% от

максимума потребления энергосистемы и составил 259,5 МВт. Величина

невыпускаемого резерва равна 0.

Балансы мощности на день прохождения максимальных нагрузок

электропотребления энергосистемы Забайкальского края на протяжении

рассматриваемого отчетного периода 2016, 2017 годов складывались дефицитно.

Величина дефицита мощности в 2016 г. составила 211,3 МВт, в 2017 г.

снизилась на 128,5 МВт (-60,7%) и составила 82,8 МВт. Такая динамика дефицита

обусловлена изменением фактической нагрузки, участвующей в покрытии

нагрузки потребления – увеличилась собственная генерация электростанций на час

максимума потребления, покрытие потребления осуществлялось так же за счет

внешних перетоков.

62

Баланс электрической энергии

Фактический баланс электрической энергии по территории энергосистемы

Забайкальского края за отчѐтный 2017 год в сравнении с планом 2017 и фактом

2016 года представлен в таблице 29.

Анализ балансов электроэнергии показывает, что на всѐм отчѐтном периоде

потребность энергосистемы Забайкальского края в электроэнергии покрывалась

как за счѐт выработки собственных электростанций, так и получения со стороны

смежных энергосистем: Амурской (ОЭС Востока) и Республики Бурятия (ОЭС

Сибири). В 2017 году произошло увеличение выработки электроэнергии ТЭС

энергосистемы (на 71,7 млн. кВт*ч относительно 2016 г.). Получение

электроэнергии из смежных энергосистем в 2017 г. уменьшилось на 122,5 млн.

кВт*ч., при этом из Амурской энергосистемы – уменьшилось на 6,5 млн. кВт*ч., а

из энергосистемы Республики Бурятия – уменьшилось на 116,0 млн. кВт*ч.

Фактическое производство и потребление электроэнергии энергосистемы

Забайкальского края за предшествующий 5-летний период (млн. кВт*ч) приведены

в таблице 30.

Число часов использования установленной мощности электростанций

энергосистемы Забайкальского края в отчѐтном периоде 2016 и 2017 годах

представлено в таблице 31.

Число часов использования (ЧЧИ) суммарной установленной мощности

тепловых электростанций энергосистемы Забайкальского края увеличилось с 4442

часов в 2016 году до 4460 часов в 2017 г. из-за увеличения выработки

электроэнергии Читинской ТЭЦ-1, Приаргунской ТЭЦ, Шерловогорской ТЭЦ,

ТЭЦ ППГХО. Снижение ЧЧИ электрических станций Забайкальской

энергосистемы отмечено по Читинской ТЭЦ-2, Первомайской ТЭЦ в связи со

снижением выработки станций и по Харанорской ГРЭС в связи с увеличением

установленной мощности на 10 МВт с 01.12.2016 года до величины 665 МВт при

росте выработки в 2017 году на 0,35% к 2016 году.

63

Таблица 29

Баланс электрической энергии энергосистемы за отчѐтный период 2016, 2017 годов

Наименование показателей

2016 2017 Откл. от 2016 г.

факт факт тыс. кВт*ч %

Выработка, млн. кВт*ч

Филиал ПАО «ТГК-14»-«Читинская генерация», всего, в том числе: 2056,001 2108,864 52,863 2,57

Читинская ТЭЦ-1 1902,164 1956,838 54,674 2,87

Читинская ТЭЦ-2 70,571 64,354 -6,217 -8,81

Шерловогорская ТЭЦ 40,845 42,021 1,176 2,88

Приаргунская ТЭЦ 42,422 45,65 3,228 7,61

Филиал «Харанорская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация» 3502,005 3514,202 12,197 0,35

ТЭЦ ППГХО (эл. ст. пром. предприятия) 1462,495 1470,41 7,915 0,54

Первомайская ТЭЦ (эл. ст. пром. предприятия) 15,492 14,192 -1,3 -8,39

Выработка по территории: 7035,994 7107,669 71,675 1,02

Сальдо-перетоки, млн. кВт*ч

Покупка ОАО «Читаэнергосбыт» 3389,467 3453,566 64,099 1,89

от ОЭС Востока ЗабПМЭС (220 кВ) 304,176 297,671 -6,505 -2,14

от ОЭС Сибири

ЗабПМЭС (220 кВ) 533,28 418,63 -114,65 -21,5

РСК (110 кВ и ниже) -9,884 -11,254 -1,37 13,86

в Республику Монголия ЗабПМЭС(10кВ) -0,153 -0,043 0,11 -71,89

от филиала ПАО «ТГК-14»-«Читинская генерация», всего, в

том числе:

ЗабПМЭС (220 кВ) 339,114 442,511 103,397 30,49

РСК (110 кВ и ниже) 1380,131 1337,043 -43,088 -3,12

от Читинской ТЭЦ-1

ЗабПМЭС (220 кВ) 339,114 442,511 103,397 30,49

РСК (110 кВ и ниже) 1306,495 1263,491 -43,004 -3,29

от Читинской ТЭЦ-2 РСК (110 кВ и ниже) 42,057 39,164 -2,893 -6,88

от Шерловогорской ТЭЦ РСК (110 кВ и ниже) 0 0 0

от Приаргунской ТЭЦ РСК (110 кВ и ниже) 31,579 34,388 2,809 8,9

от Филиала «Харанорская ГРЭС» АО «Интер РАО – ЗабПМЭС (220 кВ) 2583,327 2590,633 7,306 0,28

64

Электрогенерация» РСК (110 кВ и ниже) 642,739 645,876 3,137 0,49

от ТЭЦ ППГХО

ЗабПМЭС (220 кВ) 161,448 188,826 27,378 16,96

РСК (110 кВ и ниже) 414,286 467,98 53,694 12,96

ООО «Русэнергосбыт» ЗабПМЭС (220 кВ) -2817,198 -2807,154 10,044 -0,36

ОАО «Оборонэнергосбыт» РСК (110 кВ и ниже) -99,319 0 99,319 -100

Электропотребление, млн. кВт*ч

ОАО «Читаэнергосбыт» 3389,467 3453,566 64,099 1,89

Собственное потребление Филиала ПАО «ТГК-14»-«Читинская генерация», всего, в том

числе: 310,694 302,573 -8,121 -2,61

Собственное потребление Читинской ТЭЦ-1 256,555 250,836 -5,719 -2,23

Собственное потребление Читинской ТЭЦ-2 28,513 25,191 -3,322 -11,65

Собственное потребление Шерловогорской ТЭЦ 14,821 15,317 0,496 3,34

Собственное потребление Приаргунской ТЭЦ 10,806 11,23 0,424 3,92

Собственное потребление Филиала «Харанорская ГРЭС» АО «Интер РАО –

Электрогенерация» 275,94 277,693 1,753 0,64

Собственное потребление ПАО «ППГХО» (энергорайон) 886,2 813,36 -72,84 -8,22

Собственное потребление Первомайская ТЭЦ (АО «ЗабТЭК») (энергорайон) 9,709 8,462 -1,247 -12,84

Потери в сетях ЕНЭС 151,95 156,019 4,069 2,68

Собственное потребление ООО «Русэнергосбыт» 2734,068 2801,001 66,933 2,45

Собственное потребление ОАО «Оборонэнергосбыт» 105,383 0 -105,383 -100

Электропотребление по территории 7863,41 7812,67 -50,74 -0,65

65

Таблица 30

Фактическое производство и потребление электроэнергии энергосистемы Забайкальского края

Электроэнергия Год январь февраль март апрель май июнь июль август сентябрь октябрь ноябрь декабрь ЗА ГОД

Потребление


2013

842,917 743,360 758,785 677,825 598,352 525,714 526,213 535,317 586,944 676,871 700,047 799,964 7972,309

Выработка

электроэнергии 853,540 728,225 740,880 657,465 572,161 500,987 476,671 479,834 534,347 609,553 630,664 774,780 7559,107

Сальдо перетоков -10,623 15,135 17,905 20,360 26,191 24,727 49,542 55,483 52,597 67,318 69,383 25,184 413,202



2014

806,755 727,501 727,360 617,954 598,998 536,171 535,330 537,982 573,025 666,865 705,478 801,919 7835,338

Выработка

электроэнергии 808,831 695,588 708,767 593,711 539,110 502,007 487,875 479,340 549,240 607,689 674,180 754,729 7401,068

Сальдо перетоков -2,076 31,913 18,592 24,243 59,888 34,164 47,455 58,642 23,785 59,176 31,298 47,190 434,270



2015

783,533 685,280 710,252 626,607 580,001 527,122 531,640 540,191 572,104 670,701 729,103 796,930 7753,463

Выработка

электроэнергии 761,175 654,463 671,535 593,618 525,361 465,027 482,697 487,972 521,988 642,644 679,874 738,142 7224,496

Сальдо перетоков 22,359 30,817 38,717 32,989 54,639 62,095 48,942 52,219 50,116 28,057 49,229 58,788 528,967



2016

791,362 719,433 711,548 642,867 591,359 529,773 538,368 551,116 558,460 680,515 744,530 804,084 7863,413

Выработка

электроэнергии 745,789 680,247 643,594 581,747 515,156 450,932 463,999 448,651 459,852 588,736 698,102 759,189 7035,994




2017

798,320 687,632 710,940 635,726 589,067 530,758 541,008 551,013 582,766 673,134 715,996 796,311 7812,673

Выработка

электроэнергии 768,857 649,435 636,084 594,628 508,743 473,927 484,083 499,203 523,158 594,917 638,825 735,810 7107,669


66

Таблица 31

Число часов использования установленной мощности электростанций за

отчѐтный период 2016, 2017 годов, часов в год

Показатели

Отчѐтные

значения Изменения к

пред. году, % 2016 г. 2017 г.

Число часов использования установленной

мощности, всего, в том числе: 4442 4460 0,41

Харанорская ГРЭС 5340 5285 -1,03

ТЭЦ ППГХО 3567 3586 0,53

Читинская ТЭЦ-1 4201 4322 2,88

Читинская ТЭЦ-2 5881 5363 -8,81

Шерловогорская ТЭЦ 3404 3502 2,88

Приаргунская ТЭЦ 1768 1902 7,58

Первомайская ТЭЦ 861 788 -8,48

Структура производства и получения электроэнергии в энергосистеме

Забайкальского края представлена на рисунке 23.

Рис. 23. Структура производства и получения электроэнергии

в 2016, 2017 годах

67

3.6. Динамика производства и потребления тепловой энергии в

системах централизованного теплоснабжения. Перечень

основных крупных потребителей тепловой энергии. Структура

отпуска и потребления тепловой энергии

Анализ существующего состояния систем теплоснабжения городов и

поселков Забайкальского края, подключенных к системам централизованного

теплоснабжения, сформирован на основе:

информации, полученной от теплоснабжающих организаций городов и

поселков;

статистических форм (6-ТП, 46-ТЭ);

материалов схем теплоснабжения г. Чита, г. Краснокаменск, пгт.

Ясногорск, п. Шерловая Гора, п. Приаргунск, п. Первомайский.

Город Чита

Город Чита – первый по численности населения город в Забайкальском крае,

имеет статус краевого центра, административный центр Забайкальского края.

Город Чита расположен в котловине у подножия сопок, на берегах реки Читы при

еѐ впадении в реку Ингоду. Площадь города — 538 кв. км. На территории города

расположено озеро Кенон. Климат резко континентальный. Ведущие отрасли

промышленности — энергетика и производство продуктов питания. Транспортный

узел на Транссибирской магистрали и федеральных автодорогах «Байкал« и

«Амур«; международный аэропорт.

Схема теплоснабжения г. Чита утверждена Постановлением Администрации

городского округа «Город Чита» № 196 от 19 сентября 2013 г.

В городском округе «Город Чита» теплоснабжение объектов жилищного

фонда и городской инфраструктуры осуществляется различными способами –

индивидуальными и централизованными источниками тепла. Централизованными

источниками теплоснабжения являются котельные производственных

предприятий, муниципальные котельные, а также принадлежащие ПАО «ТГК-14»

источники комбинированной выработки тепловой и электрической энергии

Читинская ТЭЦ-1 и Читинская ТЭЦ-2. Основную часть услуг теплоснабжения

города предоставляет ПАО «ТГК-14», тепловые сети данной организации,

примыкающие к Читинской ТЭЦ-1 и Читинской ТЭЦ-2, объединены в единую

систему централизованного теплоснабжения – филиал ПАО «ТГК-14» Читинский

энергетический комплекс (ЧЭК) и охватывают большую часть территории города.

Тепловые сети котельных функционируют изолированно от тепловых сетей других

источников. Расположение источников теплоснабжения с выделением зон действия,

а также основные тепловые трассы от источников к потребителям приведены в

Приложении Д.

Читинская ТЭЦ-1 и Читинская ТЭЦ-2 располагаются в городе, в

непосредственной близости от оз. Кенон и реки Ингода. Схема теплоснабжения

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A7%D0%B8%D1%82%D0%B0_(%D1%80%D0%B5%D0%BA%D0%B0)

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%98%D0%BD%D0%B3%D0%BE%D0%B4%D0%B0

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D0%B5%D0%BD%D0%BE%D0%BD

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A0%D0%B5%D0%B7%D0%BA%D0%BE_%D0%BA%D0%BE%D0%BD%D1%82%D0%B8%D0%BD%D0%B5%D0%BD%D1%82%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D0%BD%D1%8B%D0%B9_%D0%BA%D0%BB%D0%B8%D0%BC%D0%B0%D1%82

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%91%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB_(%D0%B0%D0%B2%D1%82%D0%BE%D0%B4%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B3%D0%B0)

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%90%D0%BC%D1%83%D1%80_(%D0%B0%D0%B2%D1%82%D0%BE%D0%B4%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B3%D0%B0)

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9A%D0%B0%D0%B4%D0%B0%D0%BB%D0%B0_(%D0%B0%D1%8D%D1%80%D0%BE%D0%BF%D0%BE%D1%80%D1%82)

68

«закрытая». На данный момент система централизованного теплоснабжения г.

Читы представлена теплотрассами «ТЭЦ-1 – Город», «ТЭЦ-1 – КСК» и «ТЭЦ-2 –

Город». Доля покрытия теплового потребления от Читинской ТЭЦ-1 и Читинской

ТЭЦ-2 распределяется соответственно 80 и 20 %. Гидравлический режим работы

тепловых сетей не позволяет обеспечивать теплоснабжение потребителей города от

одного источника.

На Читинской ТЭЦ-1 установлено 12 котельных агрегатов БКЗ-220-100Ф и 1

реконструированный котельный агрегат БКЗ-240-100Ф, 2 турбины ПТ-60-90, 1

турбина Т-80-90, 2 турбины Т-87-90 и 1 турбина Р-78-8. Установленная тепловая

мощность Читинской ТЭЦ-1 – 1072 Гкал/ч, присоединѐнная тепловая нагрузка по

состоянию на 01.01.2018 – 1011,5 Гкал/ч.

На Читинской ТЭЦ-2 установлено 5 котельных агрегатов Е-42-40Р, 2

пиковых водогрейных котла КВГМ-50-150, 1 турбина Р-6-35/5м-1 и 1 турбина Р-6-

3,4/0,5-1. Установленная тепловая мощность Читинской ТЭЦ-2 – 233 Гкал/ч с

присоединенной тепловой нагрузкой на 01.01.2018 – 229 Гкал/ч.

На обслуживании ПАО «ТГК-14» в городе Чита находится 83,657 км

магистральных тепловых сетей и 321,626 км внутриквартальных тепловых сетей

(ВКТС).

В настоящее время нормативный срок эксплуатации 25 лет выработали 59,9

км магистральных тепловых сетей, что составляет 71,6 % и 233,3 км

внутриквартальных тепловых сетей, что составляет 81,1%, чем и обусловлен

существенный рост аварийности в тепловых сетях.

Недостаточные объемы проводимых ремонтов трубопроводов тепловых

сетей в последние годы привело к значительному увеличению доли тепловых сетей,

отслуживших нормативный срок эксплуатации в 25 лет и требующих замены.

Несмотря на то, что в период с 2009 г. по 2017 г. количество повреждений, доля

трубопроводов отслуживших нормативный срок службы продолжает расти, и к

настоящему моменту составляет 72%. Добиться снижения повреждаемости

тепловых сетей удалось только за счет замены наиболее проблемных участков

теплотрасс, а физические объемы проводимых капитальных ремонтов не

позволяют переломить ситуацию и снизить процент трубопроводов, отработавших

нормативный срок.

Подключение новых потребителей к системе централизованного

теплоснабжения за последние пять лет составляет в год около 25 Гкал/ч.

Дальнейшее присоединение потребителей к системе централизованного

теплоснабжения сдерживается ограниченной пропускной способностью

магистральных, внутриквартальных тепловых сетей г. Читы и Читинской ТЭЦ-1.

Имеющийся на сегодняшний день резерв установленной тепловой мощности

котлоагрегатов на Читинской ТЭЦ-1 ограничен пропускной способностью

головных участков теплосети Читинской ТЭЦ-1.

69

Необходимость реконструкции некоторых участков тепловых сетей г. Читы

вызвана увеличением присоединенной тепловой нагрузки, что влечет рост

гидравлических потерь на зауженных участках теплосети и снижению качества

предоставляемых услуг уже подключенным абонентам.

Состояние теплоэнергетического комплекса города Читы характеризуется:

- отсутствием замещающих источников теплоснабжения в городе Чите;

- тепловая мощность Читинской ТЭЦ-2 в период низких температур (ниже

минус 38 °С) не позволяет обеспечить тепловое потребление присоединенных

потребителей без включения водогрейных (мазутных) котлов;

- срок службы ответственных элементов и деталей (барабанов котлов,

цилиндров турбин, паропроводов и т.п.) достиг парковый ресурс или близко к его

выработке;

- увеличение объема работ по ремонту морально изношенного оборудования;

- снижение уровня воды и тепловое загрязнение озера-охладителя Читинской

ТЭЦ-1 – озера «Кенон» (Снижение уровня воды в канале ниже критической

отметки может привести к срыву циркуляционных насосов и останову турбин).

В настоящее время сложилась критическая ситуация с теплоснабжением

потребителей г. Читы. Недофинансирование ремонтных программ последних лет

привело к значительному увеличению доли тепловых сетей, отслуживших

нормативный срок эксплуатации 25 лет и требующих замены.

Город Краснокаменск

Город Краснокаменск – второй по величине город Забайкальского края,

является районным центром муниципального образования – Краснокаменского

района, расположен в 535 км (по железной дороге) от областного центра – г. Читы

и граничит с поселениями: Соктуй-Милозанское, Целиннинское, Кайластуйское,

Среднеаргунское и Забайкальским районом. Население города — 53,2 тыс. жителей

(2017). Территория городского поселения – 427,70 кв. км.

В городе находятся два профессиональных училища ПУ № 11 и ПУ № 34,

десять (с 2012-2013 учебного года) школ, медицинский колледж, филиал

ангарского политехнического техникума, филиал Московского инженерно-

физического института (КПТ НИЯУ МИФИ) и филиал читинского горного

техникума. Город связан железной дорогой с областным центром.

Источником теплоснабжения города является Краснокаменская ТЭЦ,

расположенная в 4 км восточнее города. Краснокаменская ТЭЦ введена в

эксплуатацию в 1972 г., значительная часть оборудования физически и морально

устарела. Вместе с тем при установленной тепловой мощности 1169 Гкал/ч на ТЭЦ

имеется резерв тепловой мощности 175,1 Гкал/ч. На долю потребителей

промплощадки приходится 60% всей подключенной к Краснокаменской ТЭЦ

тепловой нагрузки.

70

Эксплуатацию ТЭЦ обеспечивает АО «ОТЭК». С 2008 года городские сети

теплоснабжения переданы в муниципальную собственность городского поселения

«Город Краснокаменск». Эксплуатацию городских сетей теплоснабжения до

границ с потребителями в настоящее время обеспечивает Унитарное

муниципальное предприятие городского поселения «Город Краснокаменск»

муниципального района «Город Краснокаменск и Краснокаменский район»

Забайкальского края «Жилищно-коммунальное управление» (УМП «ЖКУ»). УМП

«ЖКУ» – многопрофильное предприятие, которое специализируется на управлении

многоквартирными домами, содержании общего имущества многоквартирных

домов, объектов нежилого фонда, инженерной инфраструктуры, занимается

благоустройством микрорайонов и содержанием автомобильных дорог, а также

ремонтно-строительными работами.

Схема теплоснабжения г. Краснокаменск утверждена Постановлением

Администрации городского поселения «город Краснокаменск» Муниципального

района «Город Краснокаменск и Краснокаменский район» Забайкальского края от

04.10.2013 г. № 1229.

Схема теплоснабжения открытая, с зависимым присоединением систем

теплопотребления абонентов и непосредственным водоразбором воды из теплосети

на нужды горячего водоснабжения (ГВС). Схема теплоснабжения обеспечивает

потребителей теплом и технологическим паром в полном объеме, имеется резерв

по тепловой мощности в пределах 250 Гкал/час. Расчѐтный температурный график

- 150-70 °С со срезкой на 130 °С. Для нужд горячего водоснабжения температура

воды обеспечивается в диапазоне 60-75 °С в точке водоразбора. Летнее горячее

водоснабжение выполняется насосами подпитки теплосети, вода в город и на

промышленную площадку подается по одному из магистральных трубопроводов

зимнего режима. Для обеспечения горячего водоснабжения объектов

промышленной площадки работают две насосных станции летнего режима. В

зимнем режиме гидравлические параметры тепловой сети обеспечивают

повысительные насосные тепловые станции: на промышленной площадке ТНС-2,

ТНС-2а, ТНС-5, ТНС-11, ТНС-15, ТНС-15а; на тепловых сетях города

(подкачивающие) ТНС-6, ТНС-14.

Упрощенная схема теплоснабжения ТЭЦ ППХО представлена на рисунке 24.

71

Рис. 24. Упрощенная схема теплоснабжения ТЭЦ ППХО.

В качестве топлива на ТЭЦ используется бурый уголь с «Уртуйского»

угольного разреза, принадлежащего ПАО «ППГХО». Уголь перед сжиганием

измельчается в мельницах и вместе с дутьем воздуха через специальные

горелочные устройства подается в топки котельных агрегатов.

Тепловой энергией от ТЭЦ обеспечиваются потребители первой и второй

категорий, не имеющие индивидуальных резервных источников тепловой энергии.

Учитывая отсутствие других источников централизованного теплоснабжения в

городском поселении «Город Краснокаменск», к Краснокаменской ТЭЦ

предъявляются требования по надежности отпуска тепловой энергии потребителям

как теплоисточнику первой категории. Потребителями теплоты являются

производственные, административно-бытовые и жилые здания. Краснокаменская

ТЭЦ полностью обеспечивает отопительную нагрузку, а также нагрузку горячего

водоснабжения.

Для подогрева сетевой воды ТЭЦ оборудована бойлерными установками

(БУ-1, 2, 3, 4, 6, 7). Подогрев сетевой воды осуществляется последовательно в

основных и пиковых подогревателях паром от теплофикационных отборов турбин.

Теплоноситель – перегретая вода подается в трубопроводы тепловой сети сетевыми

насосами.

Для подпитки тепловой сети используется вода, прошедшая подготовку в

системе химводоподготовки. На ТЭЦ установлены два аккумуляторных бака

ѐмкостью по 5000 куб.м каждый. Встроенные пучки конденсаторов турбин

используются для подогрева подпиточной воды системы теплоснабжения и ТЭЦ.

Регулирование отпуска тепловой энергии производится качественным методом.

Теплоснабжение жилых микрорайонов, объектов соцкультбыта и

предприятий города осуществляется по двум основным тепломагистралям:

72

«Северной» – проходящей вдоль автодороги № 1 (проспект «Строителей) и

«Центральной» – проходящей вдоль автодороги № 3. «Северная» тепло магистраль

обеспечивает подачу тепла к объектам: коммунальной зоны, ПУ-34, зоны

общежитий, торгового центра, МКР-1, МКР-2, МКР-6, частично МКР-5 и северной

части центра города. Остальные потребители городского поселения «Город

Краснокаменск» получают тепловую энергию через «Центральную»

тепломагистраль.

Прокладка магистральных тепловых сетей – надземная, на низких опорах.

Геодезический профиль местности городского поселения «Город Краснокаменск»

неравномерный, потребители тепловой энергии находятся как в верхних, так и в

нижних зонах. Максимальная разность геодезических отметок земли около 165 м.

Сеть делится на зоны насосными станциями, с помощью которых поддерживается

циркуляция теплоносителя.

Прокладка магистральных тепловых сетей «Южного» и «Центрального»

направлений, а также вдоль МКР-3, МКР-7 и МКР-2 предусмотрена в проходных

каналах, совместно с сетями водопровода и кабелями электросвязи и автоматики.

Из-за отсутствия возможностей прокладки проходного канала по «Северному»

направлению магистральные теплопроводы прокладываются совместно с

водопроводом в непроходных каналах. Надземная прокладка магистральных

тепловых сетей выполнена на низких опорах. Все внутриплощадочные теплосети

проложены совместно с водопроводными сетями в непроходных каналах. В

проходных каналах предусматриваются устройства вентиляции, работающие в

автоматическом режиме, служащие для создания требуемых параметров

микроклимата. В местах отключения предусмотрена установка запорно-

регулирующей арматуры.

Для возможности обеспечения перераспределения тепла в случае выхода из

строя отдельных участков проектом системы теплоснабжения городского

поселения «Город Краснокаменск» предусмотрено кольцевание магистральных

теплопроводов с установкой на них секционирующих задвижек. Однако, в

настоящее время не все участки магистральных теплопроводов закольцованы, что

ограничивает возможности перераспределения потоков тепловой энергии в случае

аварийных ситуаций.

В местах отключения основных магистралей города от магистральных

теплосетей ТЭЦ установлена отключающая запорная арматура и приборы учета

расхода тепла.

Компенсация температурных удлинений теплопроводов осуществляется П-

образными компенсаторами. Все трубопроводы имеют антикоррозийное покрытие

и изолированы минераловатными изделиями с последующим покрытием

покровным слоем из рулонного стеклопластика или железа, кроме трубопроводов

тепловых сетей рудника № 8, где применены скорлупы пенополиуретановые.

73

Тепловые сети выполнены двухтрубными с сочетанием подающих

трубопроводов для подачи горячей воды от ТЭЦ до систем теплоиспользования и

обратных трубопроводов для возврата охлажденной в системе воды к ТЭЦ для

повторного подогрева. Подающие и обратные трубопроводы водяной тепловой

сети вместе с соответствующими трубопроводами ТЭЦ и систем

теплоиспользования образуют замкнутые контуры циркуляции воды. Эта

циркуляция поддерживается сетевыми насосами ТЭЦ и насосными станциями на

тепловых сетях.

Протяженность сетей теплоснабжения в однотрубном исчислении составляет

303,9 км (городские сети и сети промплощадки). Около 44% из них нуждаются в

замене. Диаметр тепловых сетей до 1000 мм; средний диаметр составляет 360 мм.

Бесхозяйные сети отсутствуют. Тепловые сети в селитебной территории

выполнены преимущественно в канальной прокладке; на территории

промплощадки все сети проложены надземно на опорах.

Расчетные тепловые нагрузки города:

- среднечасовая на горячее водоснабжение (ГВС) – Qг=35 Гкал/ч;

- на отопление и вентиляцию – Q=236 Гкал/ч;

- Среднечасовой расход теплоносителя:

- в подающих магистралях – Gп=5300- 5600 м3/ч;

- в обратных магистралях – Gо=4900 м3/ч;

Расчѐтные тепловые нагрузки промышленной зоны:

- на отопление и вентиляцию – Q =286 Гкал/ч,( с учетом руд.8), нагрузка на

вентиляцию составляет примерно 80% от общей нагрузки);

- среднечасовая на горячее водоснабжение – Qг =10 Гкал/ч

Среднечасовой расход теплоносителя:

- в подающих магистралях – Gп = 4650 м3/ч;

- в обратных – Gо =4500 м3/ч.

Пропускная способность магистральных трубопроводов системы

теплоснабжения позволяет обеспечить покрытие существующих тепловых

нагрузок присоединенных потребителей, имеется резерв по тепловой мощности

для подключения перспективных потребителей в пределах 250Гкал/ч.

Теплоснабжение населенного пункта характеризуется как

удовлетворительное.

Срок эксплуатации большинства участков сетей в городском поселении

«Город Краснокаменск» превышает 25 лет. Наибольшее количество повреждений

приходится на подающие трубопроводы подземной прокладки со сроком службы

от 15-20 лет. Основными причинами возникновения наружной коррозии являются

дефекты строительных конструкций тепловых камер и непроходных каналов и

неудовлетворительная герметизация плит перекрытий каналов, а также

затопляемость каналов и камер. Главной причиной возникновения внутренней

74

коррозии является неудовлетворительное качество металла трубопроводов

тепловых сетей, а также попаданием воздуха в трубопроводы при пуске их в

эксплуатацию после выполнения ремонтных работ на тепловых сетях в

межотопительный период.

Значительная часть тепловых сетей в городском поселении «Город

Краснокаменск» отработала свой ресурс. Часть камер и опор находятся в

аварийном состоянии. Требует восстановления тепловая изоляция. Высоким

износом сетей обусловлены значительные потери тепла и низкая надежность

системы теплоснабжения.

Замена магистральных и внутриквартальных трубопроводов выполняется

ежегодно, в пределах средств, предусмотренных в тарифе на тепловую энергию.

Относительные потери теплоты при транспорте сетевой воды в городском

поселении «Город Краснокаменск» превышают аналогичные потери при

использовании новых технологий прокладки и изоляции. Это является следствием

использования устаревших технологий прокладки теплосетей в каналах и

применением в качестве изоляции минеральной ваты. При степени изношенности

минеральной ваты 40-50% коэффициент теплопроводности изоляции существенно

увеличивается, что приводит к сверхнормативным потерям. Средний КПД

изоляции тепловых сетей городского поселения «Город Краснокаменск»

составляет 84%.

Поселок городского типа Ясногорск

Городское поселение «Ясногорское» занимает центральное положение

внутри территории муниципального района «Оловяннинский район»

Забайкальского края и граничит с его сельскими и городскими поселениями:

Яснинское, Оловяннинское, Ононское и Хара-Быркинское. Территория городского

поселения – 93,473 кв. км. Удаленность от краевого центра — города Читы — 300

км. В поселке имеется железнодорожная станция «Ясногорск-Забайкальский»

Читинского отделения Забайкальской железной дороги.

Городское поселение Ясногорское имеет достаточно развитую социальную

инфраструктуру: благоустроенное жилье, учреждения образования,

здравоохранения и культуры, спортивные залы и площадки, банки, торговые

центры, учреждения сферы услуг, уютные озелененные улицы и скверы.

Количество многоквартирных жилых домов 40, имеющих 3132 квартир. Частных

домов - 366. Общая отапливаемая площадь составляет 142 285,5 м.кв.

Численность населения на 01.01.2018 года составляла 6,8 тыс. чел. Уровень

жизни средний. Статус посѐлка городского типа — с 1981 года. Плотность

населения в городском поселении – 104,3 чел/кв.км. Вместе с тем, все население

сосредоточено в одном населенном пункте – Ясногорске, где его плотность

составляет – 2644,3 чел/кв. км (при площади населенного пункта 3,843 кв. км.), что

в 4,1 раза выше, чем в городе Чите.

http://ru.wikipedia.org/w/index.php?title=%D0%AF%D1%81%D0%BD%D0%BE%D0%B3%D0%BE%D1%80%D1%81%D0%BA-%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_(%D1%81%D1%82%D0%B0%D0%BD%D1%86%D0%B8%D1%8F)&action=edit&redlink=1

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%B0%D1%8F_%D0%B6%D0%B5%D0%BB%D0%B5%D0%B7%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D0%B4%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B3%D0%B0

75

Градообразующим предприятием ГП Ясногорское является Харанорская

ГРЭС (Филиал «Харанорская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация»),

расположенная в поселке Ясногорск в непосредственной близости от реки Онон и

железной дороги. Источником теплоснабжения города является Харанорская ГРЭС,

которая является крупнейшей тепловой электростанцией в Восточном Забайкалье и

самой мощной станцией Забайкальской энергосистемы. Присоединѐнная тепловая

нагрузка на поселок составляет 36 Гкал/ч (отопление - 32,5 Гкал/ч., ГВС - 3,5

Гкал/ч). На Харанорской ГРЭС установлены 8 котлов (3-энергетических паровых

котла, 2-паровых котла, 3-водогрейных котла). Установленная тепловая мощность:

329,3 Гкал/ч. или 919,8 тыс. Гкал/год, что превышает потребности населенного

пункта в теплоснабжении в 8,4 раза. Теплоносителями служит вода с параметрами

95-70 °С.

Пуско-отопительная котельная является резервным источником

теплоснабжения. Установленная мощность трех водогрейных котлов составляет

105 Гкал/ч.

Схема теплоснабжения городского поселения Ясногорское на период 2015-

2030 годов разработана на основании муниципального контракта и технического

задания, выданных Администрацией городского поселения Ясногорское

муниципального района Оловяннинский район Забайкальского края (далее – ГП

Ясногорское).

Схема теплоснабжения – «закрытая». Существующие тепловые сети

двухтрубные, тупиковые. Прокладка тепловых сетей подземная в непроходных

лотковых каналах совместно с водопроводом. Подача тепла к населенному пункту

осуществляется по трубопроводам диаметром 530 мм. Перед населенным пунктом

установлена промежуточная насосная станция (ПНС). Системы отопления и ГВС

потребителей присоединяются к двухтрубным тепловым сетям непосредственно

(зависимая схема подключения).

Теплоснабжающей организацией, обеспечивающий поставку и

распределение тепла потребителям является ОАО «Коммунальник» ДЗО АО

«Интер РАО – Электрогенерация» (далее ОАО «Коммунальник»).


удовлетворительное.

Необходимости в развитии существующих сетей нет, за исключением

строительства новых участков сетей для теплоснабжения вновь строящихся

объектов капитального строительства.

Зона действия теплообеспечения Харанорской ГРЭС представлена на

рисунке 25.

76

Рис. 25. Зона действия теплообеспечения Харанорской ГРЭС.

Поселок городского типа Шерловая Гора

По данным переписи населения 2016 г. численность постоянных жителей

п.г.т. Шерловая Гора составила 12,3 тыс. чел. В поселке имеется железнодорожная

станция.

77

Источником теплоснабжения в поселке Шерловая гора является

Шерловогорская ТЭЦ. На Шерловогорской ТЭЦ установлено 3 котельных агрегата

ЧКД-Дукла-М, 1 котельный агрегат БКЗ-50-39 и 1 турбина ПТ-12-35/10м.

Установленная тепловая мощность Шерловогорской ТЭЦ – 99 Гкал/ч с

присоединенной тепловой нагрузкой – 35,2 Гкал/ч.

В настоящее время Шерловая Гора остаѐтся центром добывающей

промышленности. С момента закрытия Шерловогорского ГОКа главной

специализацией поселка стала добыча бурого угля. В настоящее время крупным

хозяйствующим субъектом угольной отрасли является ОАО «Разрез Харанорский».

Разрез расположен в северо-восточной части поселка. Его производственная

мощность составляет 6 млн тонн угля в год. В поселке имеются предприятия,

производящие хлебопекарную продукцию, кондитерские изделия. В поселке

имеется 3 общеобразовательных школы, детский дом; 4 учреждения дошкольного

образования, две детских музыкальных школы и детско-юношеская спортивная

школа, Дом культуры, клуб, 2 стадиона, 5 библиотек, 2 крупных больницы, Дом

быта и пр.

Жилищный фонд городского поселения «Шерловогорское» характеризуется

следующими показателями:

Всего домов – 1325, из них:

- в управлении (на техническом обслуживании) управляющих организаций

ООО «Харанорское ЖКХ» и ООО «Эксплуатационник-ремонтник» – 461 дом

(226 тыс. кв.м.);

- дома индивидуального частного сектора – 864 дома.

Всего квартир – 511, из них:

в управлении: ООО «Харанорское ЖКХ» – 2123, ООО «Эксплуатационник-

ремонтник» – 1805.

Непосредственное управление – 327.

Квартиры домов индивидуального частного сектора — 864

Магистральные тепловые сети пос. Шерловая Гора находятся в

удовлетворительном состоянии, квартальные теплосети имеют 80% износа.

Протяженность магистральных и внутриквартальных тепловых сетей по зоне

Шерловогорской ТЭЦ составляет 90,052 км.

Общая протяжѐнность тепловых и водопроводных сетей, требующих

перекладки составляет 25000 метров.

В связи с существующей «открытой» схемой теплоснабжения, начиная с

1990 года, в результате строительства и подключения новых потребителей и

объектов произошло нарушение рециркуляции на концевых участках.

Необходимо произвести повышение общего давления на 0,5 атмосфер. Для

этого необходимо выполнить реконструкцию основного коллектора.

78

По границам разграничения обслуживание внутридомовых сетей

осуществляют управляющие компании, у которых отсутствуют необходимые

средства и механизмы для проведения ремонтов внутридомовых сетей. В связи с

этим, в течение последних 15 лет управляющие компании производят

минимальные затраты, и ограничиваются выполнением только лишь аварийных

ремонтов.

Система внутридомовой разводки (стояки, трубы в подвалах и в квартирах

до радиаторов отопления) находится в крайне неудовлетворительном состоянии.

Большое количество домов (частный сектор) являются потребителями тепловой

энергии, предоставляемой Шерловогорской ТЭЦ.

В связи с нарушениями во внутридомовой разводке жильцы самостоятельно

производят реконструкцию системы отопления, без соблюдения необходимых

технических условий. В связи с чем наблюдается превышение нормативной

подпитки тепловой сети в 3 раза, что приводит к необоснованным затратам по

станции.

Для присоединения новых потребителей по Шерловой горе перекладка

тепловых сетей не требуется.

Узлов систем теплоснабжения пос. Шерловая Гора, требующих

модернизации для покрытия дефицита тепловой мощности, нет.

При этом в соответствии с Федеральным законом № 190 «О

теплоснабжении» в срок до 2022 г. в системах теплоснабжения исключается схема

открытого водоразбора. Доля открытого водоразбора в поселке Шерловая Гора

составляет более 95%. В настоящее время программа, нацеленная на перевод

потребителей на закрытую схему водоразбора, не разработана. Источник

финансирования не определѐн.

Поселок городского типа Приаргунск

Приаргунск — посѐлок городского типа, административный центр

Приаргунского района Забайкальского края России. По данным переписи

населения 2016 г. численность постоянных жителей п.г.т. Приаргунск составила

7,4 тыс. чел. В поселке имеется железнодорожная станция. Поселок стоит на левом

берегу реки Урулюнгуй.

Источником теплоснабжения в посѐлке Приаргунск является Приаргунская

ТЭЦ. На Приаргунской ТЭЦ установлено 3 котельных агрегата ЦКТИ-75-39 и

2 турбины ПТ-12-35/10м. Установленная тепловая мощность Приаргунской ТЭЦ –

110 Гкал/ч с присоединенной тепловой нагрузкой – 35,4 Гкал/ч.

Краткая характеристика тепловых сетей:

Протяженность магистральных и внутриквартальных тепловых сетей по зоне

Приаргунской ТЭЦ составляет 89,656 км (в однотрубном исчислении).

Продолжительность отопительного периода - 240 суток.

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D0%BE%D1%81%D1%91%D0%BB%D0%BE%D0%BA_%D0%B3%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B4%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B3%D0%BE_%D1%82%D0%B8%D0%BF%D0%B0

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9F%D1%80%D0%B8%D0%B0%D1%80%D0%B3%D1%83%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD_%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B3%D0%BE_%D0%BA%D1%80%D0%B0%D1%8F

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BA%D1%80%D0%B0%D0%B9

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A0%D0%BE%D1%81%D1%81%D0%B8%D1%8F

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A3%D1%80%D1%83%D0%BB%D1%8E%D0%BD%D0%B3%D1%83%D0%B9_(%D1%80%D0%B5%D0%BA%D0%B0)

79

Тепло потребителям подается по четырем тепло магистралям с диаметрами

головных участков: т/с №3 - Ду=400 мм; т/с №4 - Ду=350 мм; т/с №5 - Ду=200мм;

т/с № 6 - Ду= 250 мм.

Тепло расходуется на нужды отопления, вентиляции и горячего

водоснабжения. Отпуск тепловой энергии с ТЭЦ осуществляется по графику 95-

70 °С.

Схема тепловых сетей двухтрубная, радиально-тупиковая, открытая, с

зависимым присоединением абонентов.

Теплопроводы тепловых сетей имеют подземную в непроходных каналах и

надземную на низко расположенных опорах прокладку.

Протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении составляет

44827,8 м.

Компенсация температурных удлинений осуществляется П-образными

компенсаторами и поворотами трасс.

Рельеф местности ровный. Максимальная разность геодезических отметок

составляет 1-2 м.

Подключенная тепловая нагрузка составляет 28,6 Гкал/ч.

Подключение абонентов зависимое с открытым водоразбором от

Приаргунской ТЭЦ. Недостатком схемы теплоснабжения с открытым

водоразбором является сверхнормативная подпитка.

Пропускная способность подогревателей сетевой воды (ПСВ-200)

недостаточна для дальнейшего развития тепловых сетей. Недостаточная

пропускная способность тепловых сетей в местах планируемой застройки. Наличие

больших тепловых потерь на участках тепловой сети с надземной прокладкой

(нарушение теплоизоляционного слоя).

Неудовлетворительное состояние сетевых насосов. Неудовлетворительное

состояние инженерных сетей потребителей. Неудовлетворительное состояние

гидравлики по тепловым сетям.

Для присоединения новых потребителей по Приаргунску перекладка

тепловых сетей не требуется.

Узлов систем теплоснабжения пос. Приаргунск, требующих модернизации

для покрытия дефицита тепловой мощности, нет.

При этом в соответствии с Федеральным законом № 190 «О

теплоснабжении» в срок до 2022 г. в системах теплоснабжения исключается схема

открытого водоразбора. Доля открытого водоразбора в поселке Приаргунск

составляет более 95%. В настоящее время программа, нацеленная на перевод

потребителей на закрытую схему водоразбора, не разработаны. Источник

финансирования не определѐн.

80

Поселок городского типа Первомайский

Первомайский — посѐлок городского типа в Шилкинском районе

Забайкальского края России, центр Первомайского городского поселения. Посѐлок

расположен на юго-западе Шилкинского района в 50 км к юго-западу от Шилки, в

10 км от железнодорожной станции Солнцевая Забайкальской железной дороги, на

северо-востоке Могойтуйского хребта, недалеко от слияния рек Ингода и Онон.

В посѐлке действуют: мясокомбинат, хлебозавод и др. До 2014 года

функционировал ОАО «Забайкальский горно-обогатительный комбинат». В

посѐлке имеются: 4 средние школы, учебно-производственный комбинат, Детская

школа искусств, Дом детского творчества, 2 ДОУ, детский дом, Дом культуры,

краеведческий музей, кинотеатр, спортивный комплекс с бассейном, 2 обл.

больницы восстановительного лечения.

Источником теплоснабжения города является Первомайская ТЭЦ,

расположенная непосредственно в поселке Первомайский, которая находится в

эксплуатации АО «ЗабТЭК». Установленная электрическая мощность

Первомайской ТЭЦ составляет 18 МВт. На электростанции установлено 4 паровых

котла паропроизводительностью 50 т/ч каждый, 1 водогрейный котел КВ-Ф-35-150

– 35 Гкал/ч, турбины П-6-35/5; Т-6-35/1,2; Р-6-35/10;1,2 Калужского турбинного

завода. В связи с превышением числа часов наработки из эксплуатации выведены

турбоагрегат ст. № 1 П-6-35/5 зав. № 6007 и турбоагрегат ст. № 2 Т-6-35/1,2

зав. № 6108 до проведения экспертизы. В работе находится турбоагрегат

ст. № 3 Р-6-35/10;1,2 зав. № 7813.

Первомайская ТЭЦ сжигает бурый уголь Харанорского месторождения.

Уголь поступает в вагонах по железнодорожной ветке Забайкальского ГОКа.

Первомайская ТЭЦ в своем распоряжении имеет угольный склад объемом 35 тыс.

тонн. Территориально имеется возможность формировать склад до 90 тыс. тонн

угля.

Установленная тепловая мощность Первомайской ТЭЦ – 88 Гкал/ч. Схема

теплоснабжения – «открытая». Для восполнения потерь теплоносителя

осуществляется водозабор с р. Онон. Среднечасовая подпитка составляет 89 т/ч,

что превышает нормативные потери в 10 раз.


удовлетворительное. Необходимости в развитии существующих сетей нет, за

исключением строительства новых участков сетей для теплоснабжения вновь

строящихся объектов капитального строительства. Прорабатывается вопрос по

консервации генерирующего оборудования и перевода режима работы

Первомайской ТЭЦ в водогрейный режим с установкой дополнительных

водогрейных котлов.

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A8%D0%B8%D0%BB%D0%BA%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD_%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B3%D0%BE_%D0%BA%D1%80%D0%B0%D1%8F

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BA%D1%80%D0%B0%D0%B9

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A0%D0%BE%D1%81%D1%81%D0%B8%D1%8F

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A8%D0%B8%D0%BB%D0%BA%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B0%D0%B9%D0%BE%D0%BD_%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B3%D0%BE_%D0%BA%D1%80%D0%B0%D1%8F

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A8%D0%B8%D0%BB%D0%BA%D0%B0_(%D0%B3%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B4)

http://ru.wikipedia.org/w/index.php?title=%D0%A1%D0%BE%D0%BB%D0%BD%D1%86%D0%B5%D0%B2%D0%B0%D1%8F_(%D1%81%D1%82%D0%B0%D0%BD%D1%86%D0%B8%D1%8F)&action=edit&redlink=1

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%97%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D0%B9%D0%BA%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D1%81%D0%BA%D0%B0%D1%8F_%D0%B6%D0%B5%D0%BB%D0%B5%D0%B7%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D0%B4%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B3%D0%B0

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%98%D0%BD%D0%B3%D0%BE%D0%B4%D0%B0

http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9E%D0%BD%D0%BE%D0%BD

81

Динамика производства и потребления тепловой энергии

Суммарная установленная тепловая мощность электростанций,

подключенных к системе централизованного теплоснабжения энергосистемы

Забайкальского края, в Гкал/час представлена в таблице 19.

Информация по динамике отпуска тепловой энергии и динамике

подключения объектов нового строительства к централизованному

теплоснабжению в г. Чите в период 2012-2016 годах приводится в таблицах 32, 33.

Таблица 32

Динамика производства тепловой энергии по зоне теплоснабжения с

комбинированной выработкой

2012 2013 2014 2015 2016 2017 Сред. за

5 лет

Отпуск

теплоэнергии,

тыс. Гкал

5507,53 5418,103 5431,67 5404,53 5120,32 4818,25 5238,57

Абсолютный

прирост

теплопотребления,

тыс. Гкал

119,455 -89,428 13,567 -27,143 -284,21 -302,07 -137,86

Среднегодовые

темпы прироста, % 2,22 -1,62% 0,25% -0,50% -5,26% -5,90% -2,61%

Таблица 33

Динамика подключения объектов нового строительства

к централизованному теплоснабжению в г. Чите

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Подключенная тепловая нагрузка,

тыс. Гкал 22,9 31,3 31,3 21,8 19,0 12,2 12,4

Снижение отпуска тепла потребителям по централизованной зоне

теплоснабжения Забайкальского края в 2017 году по отношению к 2016 году

обусловлено в основном снижением расходов сетевой воды и проведением

наладочных работ по оптимизации гидравлического режима работы теплосети.

В настоящее время в перечне точек предоставления метеорологических

параметров ПАК «Метео» представлены следующие точки фактической

температуры наружного воздуха: г. Краснокаменск, г. Чита, г. Борзя, пгт.

Оловянная, г. Петровск-Забайкальский, пгт. Приаргунск. Что соответствует зонам,

подключенным к системам централизованного теплоснабжения от следующих

электростанций:

- ТЭЦ ППГХО (г. Краснокаменск);

- Приаргунская ТЭЦ (пгт. Приаргунск);

- Шерловогорская ТЭЦ (г. Борзя);

- Читинская ТЭЦ-1, Читинская ТЭЦ-2 (г. Чита);

82

- Харанорская ГРЭС (пгт. Ясногорск).

Информация по изменению отпуска тепловой энергии по электростанциям

энергосистемы и средней температуры наружного воздуха в период ОЗП в 2017

году относительно 2016 года приводится в таблице 34.

Таблица 34

Отпуск тепловой энергии по электростанциям централизованной зоны

теплоснабжения

Отпуск

теплоэнергии,

тыс. Гкал Отклонение

к пред.

году, %

Температура

ОЗП, °С Отклонение

к пред. года

2016 2017 2015-

2016

2016-

2017

Читинская ТЭЦ-1 2354,34 2307,9 -1,97 -13,9 -13,8 0,1

Читинская ТЭЦ-2 472,58 410,72 -13,09 -13,9 -13,8 0,1

Шерловогорская ТЭЦ 143,73 142,42 -0,91 -15,3 -15,6 -0,3

Приаргунская ТЭЦ 122,58 120,92 -1,36 -16,5 -16,7 -0,2

Харанорская ГРЭС 118,95 98,62 -17,09 -13,1 -13,6 -0,5

ТЭЦ ППГХО 1781,70 1598,393 -10,29 -14,2 -15,2 -1

Первомайская ТЭЦ 126,45 139,28 10,15 -13,1 -13,6 -0,5

Всего от ТЭС

Забайкальского края 5120,32 4818,25 -5,90 -13,9 -13,8 0,1

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в регионе с

потреблением более 5 Гкал/ч или более 25 тыс. Гкал/год с указанием

наименования, места расположения, годового объема теплопотребления и

источника покрытия потребителя за отчетный период 2013-2016 годов приведены в

таблице 35.

Таблица 35

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии

№

п/

п


потребителя,

место


Вид

деятельности

Годовой объем тепло-


тыс. Гкал

Источник

покрытия

тепловой нагрузки 2014 2015 2016 2017

1.

ОАО

«Коммунальник»,

пгт. Ясногорск

Жилищно-

коммунальны

й 94,8 95,0 98,5 97,3 Харанорская ГРЭС

2.

Объекты

Министерства

Обороны (АО

Жилищно-


й 97,2 87,4 95,6 96,7



83

№

п/

п


потребителя,

место


Вид

деятельности

Годовой объем тепло-


тыс. Гкал

Источник

покрытия

тепловой нагрузки

«ГУ ЖКХ», ФКУ

«ОСК ВВО»), г.

Чита

3.

ФГБОУ ВО

«Забайкальский

ГУ», г. Чита

Жилищно-


й 31,6 32,4 33,4 33,2



4.

Комитет

образования г.

Читы Образование 78,4 82,1 78,5 79,1



5. ПАО «ППГХО»,

г. Краснокаменск

Промышленн

ый 848,8 800,2 719,0 720,7 ТЭЦ ППГХО

6. УМП «ЖКУ», г.

Краснокаменск

Жилищно-


й 375,7 406,9 405,4 408,9 ТЭЦ ППГХО

7. ОАО «РЖД» Транспортный 45,5 47,1 47,5 48,9



Структура производства и потребления тепловой энергии

Отпуск теплоэнергии потребителям энергосистемы осуществляется от

различных источников. Структура отпуска теплоэнергии от ТЭС, электростанций

промышленных предприятий и котельных Забайкальского края в отчетном периоде

2014-2017 годов представлена в таблице 36.

Таблица 36

Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и

котельных Забайкальского края за отчѐтный период 2014-2017 гг.

№ п/п Наименование

энергоисточника

Отпуск теплоэнергии, тыс.Гкал Параметры пара, вид

топлива

2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.

1. Забайкальский край,

всего 14421,06 14179,14 13798,73 13440,54 -

Филиала «Харанорская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация»

2. Харанорская ГРЭС 123,868 117,151 118,953 119,1 бурый уголь

Филиал ПАО «ТГК-14»-»Читинская генерация», в том числе:

Читинская генерация всего 3372,728 3339,577 3093,223 2981,92 -

3. Читинская ТЭЦ-1 2603,467 2584,578 2354,336 2307,9

П-отбор – 10,0-16,0

кгс/см²,Т-отбор – 0,7-4,0

кгс/см², бурый уголь

4. Читинская ТЭЦ-2 494,81 486,467 472,58 410,72 Т-отбор – 4,0-7,0 кгс/см²,

бурый уголь

84

5. Шерловогорская ТЭЦ 147,734 144,709 143,725 142,4

П-отбор – 8,0-13,0



6. Приаргунская ТЭЦ 126,717 123,823 122,582 120,9

П-отбор – 8,0-13,0



Электростанции промышленных предприятий

Всего, в том числе: 1935,074 1947,8 1908,146 1737,673 -

7. Краснокаменская ТЭЦ

АО "ОТЭК" 1813,742 1826,47 1781,7 1598,393

П-отбор – 8,0-18,0



8. Первомайская ТЭЦ 121,332 121,33 126,446 139,28 Т-отбор – 4,0-7,0 кгс/см²,

бурый уголь

Котельные (энергокомпаний, муниципальные)

Всего от котельных: 8989,385 8774,611 8678,405 8601,845 -

9. ДУ «Тепловик» 188,685 183,811 207,366 167,345 бурый уголь

10. МУП котельные 8800,7 8590,8 8471,039 8434,5 бурый уголь

Структура отпуска от электростанций и котельных в 2016 и 2017 годах


Как видно из таблицы 36 и рисунка 26, наибольшую долю в производстве

тепловой энергии Забайкальского края занимают котельные производственных

предприятий и муниципальные котельные (62,75 %), причем отпуск тепла в 2017

году уменьшился по отношению к 2016 году на 358,19 тыс. Гкал. Доля отпуска

тепла от котельных при этом увеличилась на 0,9 %. Производство тепловой

энергии централизованными источниками теплоснабжения ПАО «ТГК-14»

является вторым по объему и составляет 22,18%. Третье место по объему в

структуре производства тепловой энергии занимает Краснокаменская ТЭЦ

филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске (11,89 %), основным крупным

потребителем которого является комбинат ПАО «ППГХО».

85

2016 год

2017 год

Рис. 26. Структура производства тепловой энергии от электростанций и

котельных в 2016, 2017 годах

Динамика и структура отпуска тепловой энергии электрическими станциями,

включая котельные генерирующих компаний и муниципальные котельные

Забайкальского края за отчетный период 2013-2016 годов представлена


Харанорская ГРЭС 1%

Читинская генерация

22%

Краснокаменская ТЭЦ АО

"ОТЭК" 13%

Первомайская ТЭЦ 1% ДУ «Тепловик»

2%

МУП котельные

61%

Харанорская ГРЭС 1%

Читинская генерация

22%

Краснокаменская ТЭЦ АО

"ОТЭК" 12%

Первомайская ТЭЦ 1%

ДУ «Тепловик» 1%

МУП котельные

63%

86

Таблица 37

Динамика и структура потребления тепловой энергии, тыс. Гкал

Наименование населенного пункта,

объекты отпуска тепла, потребители

Факт Факт Факт Факт Факт

2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.

Всего по Забайкальскому краю 11573,3 11316,3 10994,1 10808,4 10864,4

пгт. Ясногорск, Филиал «Харанорская


Электрогенерация», в т.ч.

94,5 95,3 95,3 98,5 98,62

ОАО «Коммунальник» 93,3 94,8 95 98,5 98,62

ЗАО «Энергопроект» 0,4 0 0 0 0

ООО «Разряд» 0,7 0,5 0,3 0 0

Прочие потребители 0,1 0 0 0 0

г. Краснокаменск, филиал АО «ОТЭК» в г.

Краснокаменске, в т.ч. 1558 1442,7 1416,1 1321,6 1482,4

Юридические лица, в т.ч. 1136,6 1053,6 996,4 902,4 1083,9

ПАО «ППГХО» 917,1 848,8 800,2 719 521,6

Бюджетные организации 95,4 91,5 91,2 84,6 76,8

Прочие потребители 124,1 113,3 105 98,8 87,1

Население 421,4 389,1 419,7 419,2 398,5

По региону, Филиал ПАО «ТГК-14» -

»Читинская генерация», в т.ч. 2754,7 2722,2 2677,8 2692,6 2742,79


4

Бюджетные организации 398,5 383,6 381 401,6 442,575

Прочие потребители 812,9 771,2 804,2 789,8 752,219

Население 1543,3 1567,4 1492,7 1501,2 1547,99

7

г. Чита, Читинская ТЭЦ-1, Читинская

ТЭЦ-2 2550,3 2522,5 2480,3 2487,1 2379,67


7

Бюджетные организации 359,7 346 342,3 363 377,617


Население 1393,1 1420 1347,7 1349 1276,76

п. Приаргунск, Приаргунская ТЭЦ 99 95,3 95,2 94,5 92,553

Юридические лица, в т.ч. 39,7 37,8 38,3 38 35,645



Население 59,3 57,5 56,9 56,5 56,908

п. Шерловая Гора, Шерловогорская ТЭЦ 105,4 104,4 102,3 110,9 103,226



Прочие потребители 3,2 3,1 3 3,3 3,5

Население 90,9 89,9 88,1 95,7 89,282

г. Чита, ДУ Тепловик 148,7 142,4 142,7 143,8 167,345




Население 109,9 106 105,8 107 125,047

87

Наименование населенного пункта,

объекты отпуска тепла, потребители

Факт Факт Факт Факт Факт

2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.

п. Первомайский, Первомайская ТЭЦ 130,1 114,6 103,9 115,5 106,049



Прочие потребители 22,7 22 8,5 13,8 5,717

Население 87,7 76,4 77,6 83,2 85,456

По региону, МУП котельные 6887,3 6799,1 6558,3 6436,4 6434,5


На производственные нужды 852,5 794,9 626 610 612

Прочим потребителям 662,1 562,3 785,9 786 752

Население 3751,2 3751,2 3556 3450 3486

Динамика отпуска тепловой энергии электрическими станциями ПАО

«ТГК-14», включая котельные ДУ Тепловик и МУП котельные за отчетный период

2013-2017 годов представлена на рисунке 27.

Рис. 27. Динамика отпуска тепловой энергии ПАО «ТГК-14», включая

котельные ДУ «Тепловик» и МУП котельные за отчетный период 2013-2017 годов

4. Основные характеристики электросетевого комплекса

110-500 кВ Забайкальского края

4.1. Характеристика электрической сети 110-500 кВ


Схема основных связей энергосистемы Забайкальского края сформирована

из системообразующей и распределительной сети. Системообразующая сеть

состоит из ВЛ 220 и 110 кВ. Распределительная – из ВЛ 35-110 кВ.

Внешние связи энергосистемы Забайкальского края, сформированные с

соседними энергосистемами, приведены в таблице 38.

Карта-схема энергосистемы Забайкальского края представлена в

приложении «Г».

2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.

2754,7 2722,2 2677,8 2692,6 2742,791

6887,3 6799,1 6558,3 6436,4 6434,5

1558 1442,7 1416,1 1321,6 1482,4

По региону, Филиал ПАО «ТГК-14» -»Читинская генерация», в т.ч.

По региону, МУП котельные

г. Краснокаменск, филиал АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске, в т.ч.

88

Таблица 38

Внешние электрические связи энергосистемы Забайкальского края

№

п/п

Класс

напряжения Наименование объекта

Протяженность,

км

С Бурятской энергосистемой (ОЭС Сибири )

1. 220 кВ ВЛ 220 кВ Гусиноозерская ГРЭС –

Петровск – Забайкальская (ВЛ-583) 187,2

2. 220 кВ ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская – Саган-Нур

(СПЗ-262) 40,3

3. 220 кВ ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская – Новоильинск

(НПЗ-282-284) 45,8

4. 220 кВ ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская – Кижа (КПЗ-

283) 18,4

5. 220 кВ ВЛ 220 кВ Таксимо – Куанда (ТК-47) 88,9

6. 110 кВ ВЛ 110 кВ Сосновоозерск – Беклемишево с

отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123) 101,3

7. 110 кВ ВЛ 110 кВ Таксимо – Чара (ТТ-72) (в габаритах 220

кВ) 237,3

С Амурской энергосистемой (ОЭС Востока)

1. 220 кВ ВЛ 220 кВ Ерофей Павлович/т – Аячи/т (ВЛ-220-

01) 26,5

2. 220 кВ ВЛ 220 кВ Ерофей Павлович/т – Чичатка (ВЛ-220-

02) 53,7

3. 220 кВ ВЛ 220 кВ Хани – Чара (БД-75) 128,1

Особенностями функционирования энергосистемы Забайкальского края в

составе ЕЭС России являются:

− энергосистема является избыточной по мощности и условно-дефицитной

по электрической энергии;

− энергосистема работает параллельно с ОЭС Сибири;

− энергосистема работает изолированно от ОЭС Востока, в ремонтных или

послеаварийных режимах осуществляется перенос точки деления сети 220 кВ;

− неравномерность и несимметричность нагрузки потребления (доля

потребления электротяги Забайкальской железной дороги составляет более 30 % от

суммарной нагрузки потребления);

− необходимость ввода ГАО при отключении ВЛ 110 кВ Кличка –

Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110-24).

Протяженность ВЛ, КЛ в одноцепном исчислении по классам напряжения по

состоянию на 01.01.2018 г. приведены в таблице 39.

Данные о вводе, демонтаже, реконструкции или передаче ВЛ представлены в

таблице 40.

89

Таблица 39

Протяженность линий электропередачи напряжением 110-1150 кВ (в одноцепном исчислении), км

Принадлежность 110 кВ 220 кВ 500 кВ 1150 кВ Всего

на 01.01.17 на 01.01.18 на 01.01.17 на 01.01.18 на 01.01.17 на 01.01.18 на 01.01.17 на 01.01.18 на 01.01.17 на 01.01.18

Энергосистема, всего,

в т.ч.

– ЛЭП генерирующих и

сетевых компаний;

– потребительские ЛЭП

4563,03

4348,23

214,8

4563,03

4348,23

214,8

4333,00

4285,00

48,0

4803,02

4755,02

48,0

384,94

384,94

382,076

382,076

9280,97

9018,17

262,8

9748,13

9485,33

262,8

в т.ч. ЛЭП ОГК,

ТГК

ФСК,

МРСК

Другие сетевые компании,

Прочие потребительские

линии электропередачи

4348,23

214,8

4348,23

214,8

4285,00

48,0

4755,02

48,0

384,94

382,076

4669,94

4348,23

262,8

5137,10

4348,23

262,8

Таблица 40

Общие паспортные данные о вводе, демонтаже, реконструкции или передаче ВЛ напряжением 110 и выше в 2017 году Диспетчерское наименование,

либо наименование

конечным подстанциям

Диспетчер.

номер ЛЭП

Проектное

напряжение,

кВ

Длина, в т.ч. участков с

различным напряжением,

км

Количество

цепей,

шт

Марка

Провода

(кабеля)

Материал

опор

Принадлежность

Ввод

ВЛ 220 кВ Харанорская

ГРЭС – Быстринская I цепь

220 234,84 1 АС 400/51

АС 400/93

АС 300/66

металл ПАО «ФСК ЕЭС»

ВЛ 220 кВ Харанорская

ГРЭС – Быстринская II цепь

220 235,10 1 АС 400/51

АС 400/93

АС 300/66

металл ПАО «ФСК ЕЭС»

Демонтаж

- - - - - - - -

Реконструкция

- - - - - - - -

90

Установленная мощность трансформаторов (автотрансформаторов) с высшим напряжением 110 кВ и выше на территории

энергосистемы Забайкальского края представлена в таблице 41.

Таблица 41

Установленная мощность трансформаторов (автотрансформаторов) с высшим напряжением 110 кВ и выше, МВА 110 кВ 220 кВ 500 кВ Всего

на

01.01.17

на

01.01.18

на

01.01.17

на

01.01.18

на

01.01.17

на

01.01.18

на

01.01.17

на

01.01.18

Всего по энергосистеме 3108,8 3130,1 4336 4586 7444,8 7716,1

из них: в электросетях 3005,5 3026,8 3711 3961 6716,5 6987,8

на электростанциях 103,3 103,3 625 625 728,3 728,3

в том числе:

На электростанциях генерирующих компаний Мощность трансформаторов указывается без учета трансформаторов собственных нужд, без

учета резервных фаз, находящихся в консервации и блочных трансформаторов

На электростанциях АО «Интер РАО –

Электрогенерация» (Харанорская ГРЭС) - - 250 250 - - 250 250

На электростанциях ПАО «ТГК-14»: 103,3 103,3 375 375 - - 446,3 446,3

Читинская ТЭЦ-1 30 30 375 375 - - - -

Читинская ТЭЦ-2 38,3 38,3 - - - - - -

Приаргунская ТЭЦ 35 35 - - - - - -

Шерловогорская ТЭЦ - - - - - - - -

В электросетях ФСК 44,6 50,9 1306 1556 - - 1350,6 1606,9

В электросетях МРСК 1744,7 1759,7 - - - - 1744,7 1759,7

Иных сетевых компаний - - - - - - - -

Прочие: 1216,2 1216,2 2405 2405 - - 3621,2 3621,2

из них в электросетях на электростанциях (поименно)

-

Забайкальская железная дорога 610,4 610,4 2155 2155 - - 2765,4 2765,4

ПАО «ППГХО» 362,2 362,2 250 250 - - 612,2 612,2

Жирекенский ГОК 62,6 62,6 - - - - 62,6 62,6

Харанорский разрез 32 32 - - - - 32 32

Первомайская ТЭЦ 32 32 - - - - 32 32

827-й объект 32 32 - - - - 32 32

ЧЗРД (ПС АСЗ) 50 50 - - - - 50 50

ООО «Импульс-2003» (ПС Промышленная) 35 35 - - - - 35 35

91

Установленная мощность трансформаторов разных классов напряжением на понизительных подстанциях энергосистемы

Забайкальского края представлена в таблице 42.

Данные о вновь установленных, переданных или демонтированных в 2016 году трансформаторах (автотрансформаторах)


Таблица 42

Установленная мощность трансформаторов разных классов напряжением на понизительных подстанциях, тыс. кВА 110 кВ 220 кВ 500 кВ Всего

на

01.01.17

на

01.01.18

на

01.01.17

на

01.01.18

на

01.01.17

на

01.01.18

на

01.01.17

на

01.01.18

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Энергосистема: 3108,8 3130,1 4336 4586 - - 7444,8 7716,1

- в том числе оборудование генерирующих компаний 103,6 103,6 625 625 - - 728,3 728,3

- оборудование сетевых компаний 1789,3 1810,6 1306 1556 - - 3095,3 3366,6

Потребительские ПС, станции промышленных

предприятий 1216,2 1216,2 2405 2405 - - 3621,2 3621,2

Таблица 43

Трансформаторы (автотрансформаторы), вновь установленные, переданные или демонтированные в 2017 году по энергосистеме

Место

установки

(ПС,

Электростан-

ция)

Дисп.

№

Хозяйственная

принадлежность

(нереф. АО-

энерго, ФСК, РСК,

потребительские и

т.д.)

Тип

Номиналь

ная

мощность,

МВА

Номинальное

напряжение, кВ

Соотношение

мощностей обмоток, % Наличие

РПН

(n*% или

нет)

Завод-

изготовитель

Год

изготовления ВН СН НН ВН СН НН

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Ввод

ПС 220 кВ

Быстринская АТ-1 ПАО «ФСК ЕЭС»

АТДЦТН-

125000/

220

125 220 110 35

125

МВА

100%

125

МВА

100%

63МВА

50% ±6 2%

ООО «Сименс

трансформатор»

г. Воронеж

2016

ПС 220 кВ

Быстринская АТ-2 ПАО «ФСК ЕЭС»

АТДЦТН-

125000/

220

125 220 110 35

125

МВА

100%

125

МВА

100%

63МВА

50% ±6 2%



г. Воронеж

2016

92

Место

установки

(ПС,

Электростан-

ция)

Дисп.

№

Хозяйственная

принадлежность

(нереф. АО-

энерго, ФСК, РСК,

потребительские и

т.д.)

Тип

Номиналь

ная

мощность,

МВА

Номинальное

напряжение, кВ

Соотношение

мощностей обмоток, % Наличие

РПН

(n*% или

нет)

Завод-

изготовитель

Год

изготовления ВН СН НН ВН СН НН

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

ПС 110 кВ

Антипиха Т-2

ПАО «МРСК

Сибири»-

«Читаэнерго»

ТДТН-

25000/110 25 115 38,5 6,6 100% 100% 100%

19 1,78

%



г. Воронеж

2016

ПС 110 кВ

Третья Т-1

ПАО «МРСК

Сибири»-


ТДТН-

16000/110 16 115 38,5 6,6 100% 100% 100%

19 1,78

%

г. Тольяти 1980

Демонтаж

ПС 110 кВ

Третья Т-1

ПАО «МРСК

Сибири»-


ТДТН-

10000/110 10 115 38,5 6,6 100% 100% 100%

19 1,78

%


ПС 110 кВ

Антипиха Т-2

ПАО «МРСК

Сибири»-


ТДТН-

25000/110 16 115 38,5 6,6 100% 100% 100%

19 1,78

%


Передача

- - - - - - - - - - - - - -

93

ПС 220 кВ

Бада

ПС 220 кВ

Лесная

Читинская

ТЭЦ-1ПС 220 кВ

Дарасун

ПС 220 кВ

ХолбонПС 220 кВ

Жирекен

ПС 220 кВ

Зилово

ПС 220 кВ

Могоча

ПС 110 кВ

Вторая

ПС 110 кВ

Каштак

ПС 110 кВ

Черновская

ПС 110 кВ

Заречная

Читинская

ТЭЦ-2

ПС 110 кВ

ТыргетуйПС 110 кВ

Орловский

ГОК

ПС 110 кВ

Турга


ТЭЦ

ПС 110 кВ Борзя

Восточная

ТЭЦ ППГХО


ГРЭС

ПС 110 кВ

Балей


ТЭЦ

ПС 110 кВ

Кличка

ПС 220 кВ



ТЭЦ

Сечение 1 - «Бурятия-Чита»

Сечение 2 - "Харанорская ГРЭС – Забайкальская

энергосистема"

Сечение 3 - "Читинская ТЭЦ-1 - Маккавеево"

Сечение 4 - "Маккавеево – Читинская ТЭЦ-1"

Сечение 5 – "Читинская ТЭЦ-1 – Чита"

Сечение 6 – "Чита - Читинская ТЭЦ-1(ремонтное)"

Сечение 7 - "Турга - Дарасун"

Сечение 8 – "Южный энергорайон – Забайкальская

энергосистема"

Сечение 9 - "Забайкальская энергосистема – Южный

энергорайон"

Сечение 10 - "Забайкальская энергосистема – Южный

энергорайон (ремонтное)"

Сечение 11 – «Холбон – Могоча»

ЛАПНУ

Сечение 3

Сечение 7

Сечение 2

Сечение 8

Сечение 1

ПС 220 кВ

Маккавеево

Сечение 5

Сечение 4

Допустимая нагрузка

ТЭЦ ППГХО

ПС 110 кВ Забайкальск

Сечение 9

ПС 220 кВ

Чита

ПС 220 кВ Петровск -

Забайкальcкая

Сечение 10

Сечение 6

Сечение 11

ЛАПНУ

ПС 220 кВ Быстринская

Рис. 28. Схема основной системообразующей сети 220-110 кВ энергосистемы Забайкальского края с нанесенными на нее

контролируемыми сечениями и местами размещения устройств ЛАПНУ

94

Рис. 29. Упрощенная нормальная схема электрических соединений 220-110 кВ энергосистемы Забайкальского края с отображением

упрощенных схем распределительных устройств объектов электроэнергетики.

ПС 220 кВ ПЕТРОВСК

ЗАБАЙКАЛЬСКАЯ

ПС 220 кВ

БАДА

ПС 220 кВ ЛЕСНАЯ

ПС 110 кВ

ЧЕРНОВСКАЯ

ПС 110 кВ КАШТАК

ПС 220 кВ ЧИТА

ПС 110 кВ

ЗАРЕЧНАЯ

ЧИТИНСКАЯ ТЭЦ-2

ПС 110 кВ ВТОРАЯ


ПС 220 кВ ДАРАСУН

ПС 110 кВ

ТЫРГЕТУЙ

ПС 110 кВ

ОРЛОВСКИЙ ГОК

ПС 110 кВ ТУРГА

ПС 110 кВ БАЛЕЙ

ХАРАНОРСКАЯ ГРЭС

ПС 220 кВ ШЕРЛОВОГОРСКАЯ

ШЕРЛОВОГОРСКАЯ ТЭЦ

ПС 220 кВ ЖИРЕКЕН

ПС 220 кВ ЦРП ППГХО

ТЭЦ ППГХО

ПС 220 кВ ЗИЛОВО

ВЛ

22

0 к

В П

етр

овск-

За

ба

йка

льска

я -

Ки

жа

(КП

З-2

83);

18,4

ВЛ

22

0 к

В П

етр

овск-

За

ба

йка

льска

я –

Н

ово

ил

ьи

нск

(Н

ПЗ

-28

2-2

84)

ВЛ

22

0 к

В П

етр

овск-

За

ба

йка

льска

я -

С

ага

н-Н

ур

(С

ПЗ

-26

2);

40,3

2/63

2/63

100

100

4/87 5/87 6/78.8

1/80 2/803/125

1/60 3/80 2/60

2/125 2/250

2/215

1/215

1/250

1/100 2/63

2/201/15

1/12

ПРИАРГУНСКАЯ ТЭЦ

1-2/2х16 3/6,3

2/121/12

2/125

1/60 2/50

80 80 125

4/50 5/60 6/80 7/110

2/63

2/15

1/125

ВЛ

500 к

В Г

усиноозе

рска

я Г

РЭ

С –

Петр

овск-

Забайка

льска

я

(В

Л-5

83);

18

7,4

1

1/63

ПС 110 кВ КЛИЧКА

ПС 110 кВ БОРЗЯ

ВОСТОЧНАЯ

1/63

1/125

80 80 125

1/63

1/63

2/125

4/125 5/125 6/125

1/6 2/6

1/15

1/632/63

1/125

2/125

ВЛ

22

0 к

В А

ячи

/т -

Ер

оф

ей

Па

вл

ови

ч/т

(В

Л-2

20-0

1)

ВЛ

22

0 к

В Ч

ича

тка

- Е

ро

фе

й П

авл

ови

ч/т

(ВЛ

-22

0-0

2)

ПС 220 кВ ХОЛБОН

ПС 220 кВ

ЧИТА-1

ПС 220 кВ

НОВАЯ

ПС 110 кВ

ОЛОВЯННАЯ

ПС 110 кВ

БУЛАК

ПС 110 кВ

БЕЗРЕЧНАЯ

ПС 110 кВ

АБАГАЙТУЙ

ПС 220 кВ

ХИЛОК

ПС 220 кВ

ХАРАГУН

ПС 220 кВ

ТАРБАГАТАЙ

ПС220 кВ

МОГЗОН

ПС 220 кВ

СОХОНДОПС 220 кВ

КАРЫМСКАЯ

ПС 220 кВ

УРУЛЬГА

ПС 220 кВ

РАЗМАХНИНО

ПС 220 кВ

ШИЛКА

ПС 220 кВ

ПРИИСКОВАЯ

ПС 220 кВ

ШАПКА

ПС 220 кВ

ЧЕРНЫШЕВСК

ПС 220 кВ

БУШУЛЕЙ

ПС 220 кВ

УРЮМ

ПС 220 кВ

СБЕГА

ПС 220 кВ

КСЕНЬЕВСКАЯ

ПС 220 кВ

ПЕНЬКОВАЯ

ПС 110 кВ

СТЕПЬ

ПС 110 кВ

ПЕРВАЯ

ПС 110 кВ

ХАРАНОР

ПС 110 кВ

ДАУРИЯ

ПС 110 кВ

ЗАБАЙКАЛЬСК

ПС 110 кВ БОРЗЯ

ЗАПАДНАЯ

ПЕРВОМАЙСКАЯ

ТЭЦ2/16

4/6

6 кВ

1/6 2/6

1/16

ПС 220 кВ

МАККАВЕЕВО

2/1003/250

3/235

ПС 220 кВ МОГОЧА

ПС 220 кВ

Кислый Ключ

II

I

2/125

1-6/6х3,3ПСМ-1,2

2х407/30 8/30

1/125

III

IV

3/160 4/160 6/160 5/160

БЛОК

СТАТКОМов

№2

БЛОК

СТАТКОМов

№1

о

2/25

2/16

1/25

1/16

ПС ЧАРАПС КУАНДА

ПС ТАКСИМО

НА МАМАКАНСКУЮ

ГЭС

НА ПС ОКУСИКАН

НА ПС ПЕРЕВАЛ

Cхема сети БАМа

НА ПС ОЛЁКМА

ПС ХАНИ

1/63 2/63

1/632/63

1/25 2/25

1/50 2/50

ПС 220 кВ БЫСТРИНСКАЯ

2/1251/125

95

4.2. Описание существующих связей Забайкальской энергосистемы

с зарубежными энергосистемами

Забайкальская энергосистема имеет существующие электрические связи с

энергосистемой Монголии по сети 10 кВ.

Передача электроэнергии из Забайкальской энергосистемы в Монголию

осуществляется по ВЛ 10 кВ Соловьевск – Эренцав и ВЛ 10 кВ Верхний Ульхун –

Ульхан-Майхан.

Контролируемые сечения на связях Забайкальской ЭС с ЭС Монголии

отсутствуют (не требуются).

Карта-схема участка сети со связями Забайкальской ЭС с ЭС Монголии

приведена на рисунке 30.

Рис. 30. Карта-схема участка сети со связями Забайкальской ЭС с ЭС Монголии

Информация о величине экспортных поставок в ЭС Монголии представлена


Таблица 44

Величины поставок электроэнергии в ЭС Монголии

(по данным псевдоизмерений*), тыс. кВт*ч

Год 2015 2016 2017

Электроэнергия 653 153 43 Примечание: * - формирование балансовых показателей посуточного оперативного баланса

электроэнергии Забайкальский край – Республика Монголия осуществляется на

основании псевдоизмерений (усредненное суточное значение фактического сальдо-

перетока за прошедший месяц).

С апреля 2016 года сальдо-переток по ВЛ 10 кВ Соловьевск – Эренцав равен

0 МВт (ВЛ отключена со стороны Монголии, под напряжением со стороны России),

передача электроэнергии от ЭС Забайкальского края осуществляется по ВЛ 10 кВ

Верхний Ульхун – Ульхан Майхан.

96

4.3. Описание энергорайонов, входящих в состав энергосистемы


В энергосистему Забайкальского края входят следующие энергорайоны:

1. Энергорайон БАМа

Включает в себя следующие объекты:

– ПС 220 кВ Чара, ПС 220 кВ Куанда Филиала ПАО «ФСК ЕЭС» -

Забайкальское ПМЭС;

– электрические сети 220 кВ Филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - Забайкальское

ПМЭС.

По межсистемным связям энергорайон БАМа ограничивают следующие ВЛ:

с Амурской энергосистемой:

– ВЛ 220 кВ Хани – Чара (БД-75);

с Бурятской энергосистемой:

– ВЛ 220 кВ Таксимо – Куанда (ТК-47);

– ВЛ 110 кВ Таксимо – Чара с отпайками (ТТ-72) (выполнена в габаритах

220 кВ).

2. Читинский энергорайон


− Читинская ТЭЦ-1 (ПАО «ТГК-14»);

− Читинская ТЭЦ-2 (ПАО «ТГК-14»);

− ПС 110 кВ Филиала ПАО «МРСК Сибири»-«Читаэнерго» для

обеспечения электроснабжения г. Чита и его окрестностей;

− электрические сети 110 кВ Филиала ПАО «МРСК Сибири»-

«Читаэнерго» для обеспечения электроснабжения г. Чита и его окрестностей.

По внутрисистемным связям Читинский энергорайон ограничивают

следующие ВЛ и объекты:

− автотрансформатор связи 1АТ Читинской ТЭЦ-1;

− автотрансформатор связи 2АТ Читинской ТЭЦ-1;

− ВЛ 110 кВ Лесная – Вторая с отпайкой на ПС 110 кВ Ингода (ВЛ-110-51).

3. Юго-Восточный энергорайон


− Харанорская ГРЭС (АО «Интер РАО – Электрогенерация»);

− Приаргунская ТЭЦ (ПАО «ТГК-14»);

− Шерловогорская ТЭЦ (ПАО «ТГК-14»);

− электростанции промышленных предприятий – Первомайская ТЭЦ,

Краснокаменская ТЭЦ;

− электрические сети 220 кВ и подстанции 220 кВ филиала

ПАО «ФСК ЕЭС» - Забайкальское ПМЭС;

− электрические сети 110 кВ и подстанции 110 кВ филиала

ПАО «МРСК Сибири»-«Читаэнерго»;

− подстанции 220 кВ и 110 кВ Филиала ОАО «РЖД» – Трансэнерго –

Забайкальская дирекция по энергообеспечению.

97

По межсистемным связям Юго-Восточный энергорайон ограничивают

следующие ВЛ 220 кВ с Амурской энергосистемой:

− ВЛ 220 кВ Амазар – Аячи/т (ВЛ-226);

− ВЛ 220 кВ Ерофей Павлович/т – Чичатка (ВЛ-220-02).

По внутрисистемным связям Юго-Восточный энергорайон ограничивают

следующие ВЛ:

− ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 – Новая (ВЛ-201);

− ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 – Чита-1 (ВЛ-202);

− ВЛ 110 кВ Вторая – Тыргетуй (ВЛ-110-81).

4. Приаргунский энергорайон

Входит в состав Юго-восточного энергорайона и включает в себя следующие

объекты:


− ПС 110 кВ Кадая, ПС 110 кВ Михайловка, ПС 110 кВ Благодатка

Филиала ПАО «МРСК Сибири»-«Читаэнерго»;

− электрические сети 110 кВ Филиала ПАО «МРСК Сибири»-

«Читаэнерго».

Связь Приаргунского энергорайона с энергосистемой Забайкальского края

осуществляется по ВЛ 110 кВ Кличка – Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110-24).

5. Краснокаменский энергорайон

Энергорайон входит в состав Юго-Восточного энергорайона и включает в

себя следующие объекты:

− ТЭЦ ППГХО (филиал АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске);

− ПС 220 кВ ЦРП ППГХО;

− ПС 110 кВ и электрические сети 110 кВ филиал АО «ОТЭК» в городе

Краснокаменске.

Связь Краснокаменского энергорайона с энергосистемой Забайкальского

края осуществляется по:

− ВЛ 220 кВ Шерловогорская – ЦРП ППГХО (ВЛ-237);

− ВЛ 110 кВ Кличка – ТЭЦ ППГХО с отпайкой на ПС Уртуй I цепь (ВЛ-

110-26);

− ВЛ 110 кВ Кличка – ТЭЦ ППГХО с отпайкой на ПС Уртуй II цепь

(ВЛ-110-27);

− ВЛ 110 кВ Абагайтуй – ТЭЦ ППГХО (ВЛ-110-39);

− ВЛ 110 кВ ТЭЦ ППГХО – Забайкальск.

6. Западный энергорайон


− электрические сети 220 кВ и подстанции 220 кВ Филиала

ПАО «ФСК ЕЭС» - Забайкальское ПМЭС;

− электрические сети 110 кВ и подстанции 110 кВ Филиала

ПАО «МРСК Сибири» – «Читаэнерго»;

98

− подстанции 220 кВ Филиала ОАО «РЖД» Трансэнерго - Забайкальская

дирекция по энергообеспечению.

По межсистемным связям Западный энергорайон ограничивают следующие

ВЛ 220 кВ с Бурятской энергосистемой:

− ВЛ 220 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Петровск-Забайкальская (ВЛ-583);

− ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская – Кижа (КПЗ-283);

− ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская – Новоильинск (НПЗ-282-284);

− ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская – Саган-Нур (СПЗ-262).

По внутрисистемным связям Западный энергорайон ограничивают

следующие ВЛ:

− ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 – Чита I цепь (ВЛ-293);

− ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 – Чита II цепь (ВЛ-296);

− ВЛ 110 кВ Лесная – Вторая с отпайкой на ПС Ингода (ВЛ-110-51).

7. Южный энергорайон

Энергорайон входит в состав Юго-Восточного энергорайона и включает в

себя следующие объекты:

− ТЭЦ ППГХО (филиал АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске);

− ПС 220 кВ ЦРП ППГХО;


− электрические сети 110 кВ и ПС 110 кВ филиал АО «ОТЭК» в г.

Краснокаменске;

− электрические сети 110 кВ и подстанции 110 кВ Филиала ПАО «МРСК

Сибири»-«Читаэнерго».

Связь Южного энергорайона с энергосистемой Забайкальского края

осуществляется по:

− ВЛ 220 кВ Шерловогорская – ЦРП ППГХО (ВЛ-237);

− ВЛ 110 кВ Балей – Шелопугино (ВЛ-110-22);

− ВЛ 110 кВ Борзя Восточная – Харанор с отпайкой на ПС Борзя Западная

(ВЛ-110-35).

Упрощенная схема энергосистемы с выделением энергорайонов


99

Рис. 31. Упрощенная схема энергосистемы с выделением энергорайонов энергосистемы Забайкальского края

ПС 220 кВ

Бада

ПС 220 кВ

Лесная

Читинская

ТЭЦ-1ПС 220 кВ

Дарасун

ПС 220 кВ

Холбон

ПС 220 кВ

ЖирекенПС 220 кВ

Зилово

ПС 220 кВ

Могоча

ПС 110 кВ

Вторая

ПС 110 кВ

Каштак

ПС 110 кВ


ПС 110 кВ

Заречная

Читинская

ТЭЦ-2

ПС 110 кВ

ТыргетуйПС 110 кВ

Орловский

ГОК

ПС 110 кВ

Турга


ТЭЦ

ПС 110 кВ Борзя

Восточная

ТЭЦ ППГХО


ГРЭС

ПС 110 кВ

Балей


ТЭЦ

ПС 110 кВ

Кличка

ПС 220 кВ



ТЭЦ

ПС 220 кВ


ПС 110 кВ Забайкальск

ПС 220 кВ

Чита

ПС 220 кВ Петровск -

Забайкалькая

Западный энергорайон

Читинский энергорайон

Юго-Восточный энергорайон

Краснокаменский

энергорайон


энергорайонЮжный

энергорайон

ПС 220 кВ

КуандаПС 220 кВ

Чара Энергорайон БАМа

100

4.4. О режимах работы энергосистемы. Регулирование частоты,

перетоков активной мощности и напряжения в основной

электрической сети. Релейная защита и автоматика.

Забайкальская энергосистема имеет слабую системообразующую сеть.

Основной транзит 220 кВ ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская – ПС 220 кВ

Чита – ПС 220 кВ Холбон – ПС 220 кВ Могоча служит для электроснабжения

тяговых подстанций Забайкальской железной дороги.

Электроснабжение тяговых подстанций ОАО «РЖД» на участке ПС 220 кВ

Холбон – ПС 220 кВ Ерофей Павлович осуществляется по двухцепной ВЛ 220 кВ в

радиальном режиме. Одновременное отключение обеих транзитных ВЛ 220 кВ

(аварийное отключение ВЛ 220 кВ при выведенной в ремонт другой, повреждение

опоры ЛЭП) приводит к отключению тяговых ПС ОАО «РЖД» и остановке

подвижного состава.

Для снижения рисков прекращения электроснабжения потребителей и

обеспечения необходимых показателей качества напряжения на участке ПС 220 кВ

Холбон – ПС 220 кВ Могоча – ПС 220 кВ Ерофей Павлович/т – ПС 220 кВ

Сковородино необходим ввод Забайкальского преобразовательного комплекса на

ПС 220 кВ Могоча.

В соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на

2018-2024 годы приняты мероприятия: строительство двухцепной ВЛ 220 кВ

Маккавеево – Багульник – Чита и ПС 220 кВ Багульник. Срок реализации данных

мероприятий в проекте СиПР ЕЭС на 2018-2024 годы – 2021 год.

Для обеспечения динамической устойчивости ТЭЦ ППГХО необходимо

создание комплекса ЛАПНУ и реконструкция устройств РЗА.

Приаргунская ТЭЦ связана с энергосистемой Забайкальского края

радиальной ВЛ 110 кВ Приаргунская ТЭЦ – Кличка (ВЛ-110-24), отключение

которой приводит к отделению Приаргунского энергорайона энергосистемы

Забайкальского края от ОЭС Сибири с дефицитом мощности. При дефиците

мощности в энергорайоне, в связи с отключением ВЛ 110 кВ Приаргунская ТЭЦ –

Кличка (ВЛ-110-24), действием ПА будут отключены потребители данного

энергорайона. Для исключения ввода ГАО необходимо создание дополнительной

связи с энергосистемой (строительство ВЛ 110 кВ Ново-Широкая – Благодатка).

Регулирование частоты, перетоков активной мощности

Регулирование частоты и перетоков мощности должно осуществляться

совместным действием систем первичного (общего и нормированного), вторичного

и третичного регулирования.

В операционной зоне Филиала АО «СО ЕЭС» Забайкальское РДУ все

электростанции участвуют в общем первичном (кроме ТГ-1, ТГ-2

Читинской ТЭЦ-2 и ТГ-6 Читинской ТЭЦ-1) и третичном регулирования частоты.

101

В операционной зоне Филиала АО «СО ЕЭС» Забайкальское РДУ

отсутствуют генераторы, участвующие в нормированном первичном

регулировании частоты.

В соответствии с Порядком установления соответствия генерирующего

оборудования участников оптового рынка техническим требованиям генераторы

электростанций, постоянно не участвующих в общем первичном регулировании

частоты, с указанием причин неучастия приведены в таблице 45.

Таблица 45

Перечень генераторов электростанций, временно или постоянно не участвующих в

общем первичном регулировании частоты Наименование

электростанции Генератор


мощность, МВт Основание


ТГ-1 6 Турбина типа «Р»

«Порядок установления

соответствия генерирующего

оборудования участников

оптового рынка техническим

требованиям»

Письмо ОАО «ТГК-14» №АЛ-

2375 от 20.11.2009 г.

ТГ-2 6

Читинская ТЭЦ-1 ТГ-6 78,8

Турбина типа «Р»

«Порядок установления

соответствия генерирующего

оборудования участников

оптового рынка техническим

требованиям»

Акт о перемаркировке

ТГ-6 Читинской ТЭЦ-1

от 27.02.13 г.

В 2017 году Забайкальская энергосистема работала с частотой 50,00 ± 0,05

Гц, что соответствует нормальному уровню, установленному:

− Национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 55890-2013

«Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы.

Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков

активной мощности. Нормы и требования» (утвержден приказом Росстандарта от

05 декабря 2013 года № 2164-ст.

− Стандартом АО «СО ЕЭС» СТО 59012820.27.100.003-2012

«Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России. Нормы и

требования», введен в действие Приказом АО «СО ЕЭС» от 05.12.2012 № 475 с

учетом изменений.

Описание контролируемых сечений, регулирование/контроль перетоков

активной мощности в которых осуществляет Филиала АО «СО ЕЭС»

Забайкальское РДУ, представлено в таблице 46.

102

Таблица 46

Состав и описание контролируемых сечений по активной мощности в энергосистеме Забайкальского края

Контролируемое

сечение Состав сечения

Место контроля и

положительное

направление

перетока мощности

Контроль

перетока

мощности в

контролируемо

м сечении

Регулирование

перетока мощности в

контролируемом

сечении

Бурятия-Чита ВЛ 220 кВ Гусиноозерская ГРЭС – Петровск-

Забайкальская (ВЛ-583);

ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская – Кижа

(КПЗ-283);

ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская –

Новоильинск (НПЗ-282-284);

ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская – Саган-

Нур –(СПЗ-262).

на ПС 220 кВ Петровск-

Забайкальская – к шинам 220 кВ Диспетчерские

центры

филиалов АО

«СО ЕЭС»

Забайкальское

РДУ и Бурятское

РДУ.

Диспетчерский центр

ОДУ Сибири

Южный

энергорайон –

Забайкальская

энергосистема

ВЛ 220 кВ Шерловогорская – ЦРП ППГХО

(ВЛ-237);

ВЛ 110 кВ Даурия – Забайкальск (ВЛ-110-

37);

ВЛ 110 кВ Вершина Шахтамы – Акатуй –

Кличка с отпайкой на ПС Бугдаинская (ВЛ-

110-23).

на ПС 220 кВ ЦРП ППГХО – от

шин 220 кВ;

на ПС 110 кВ Забайкальск – от

шин 110 кВ:

на ПС 110 кВ Кличка – от шин

110 кВ


филиала АО «СО ЕЭС»

Забайкальское РДУ


энерго-система –

Южный энергорайон

ВЛ 220 кВ Шерловогорская - ЦРП ППГХО

(ВЛ-237);

ВЛ 110 кВ Балей - Шелопугино с отпайкой

на ПС Омчак (ВЛ-110-22);

ВЛ 110 кВ Борзя Восточная - Харанор с

отпайкой на ПС Борзя Западная (ВЛ-110-35).

на ПС 220 кВ Шерловогорская –

от шин 220 кВ;

на ПС 110 кВ Балей – от шин 110

кВ;

на ПС 110 кВ Борзя Восточная– от

шин 110 кВ.




103


энергосистема –

Южный энергорайон

(ремонтное)

ВЛ 110 кВ Турга – Первая (ВЛ-110-63

ВЛ 110 кВ Холбон – Балей I цепь (ВЛ-110-

19

ВЛ 110 кВ Холбон – Балей II цепь (ВЛ-110-

20)

на ПС 110 кВ Турга –от шин 110

кВ;

на ПС 220 кВ Холбон – от шин

110 кВ (контроль перетока в

сечении осуществляется при

отключенной ВЛ 220 кВ

Харанорская ГРЭС –

Шерловогорская (ВЛ-230))




Харанорская ГРЭС -



ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС –

Шерловогорская (ВЛ-230);

ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС – Маккавеево;

ВЛ 220 кВ Холбон – Харанорская ГРЭС I

цепь (ВЛ-229);

ВЛ 220 кВ Холбон – Харанорская ГРЭС II


ВЛ 220 кВ Холбон – Харанорская ГРЭС III


ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС – Быстринская

I цепь;

ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС – Быстринская

II цепь;

ВЛ 110 кВ Турга-Харанорская ГРЭС I цепь

(ВЛ-110-64);

ВЛ 110 кВ Турга-Харанорская ГРЭС II цепь

(ВЛ-110-65).

На Харанорской ГРЭС – от шин

220-110 кВ (при отсутствии

генерации Харанорской ГРЭС

контроль перетока в сечении не

осуществляется).




Читинская ТЭЦ-1-


ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 – Новая (ВЛ-

201);

ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 – Чита-1 (ВЛ-

202).

На Читинской ТЭЦ-1 – от шин 220

кВ.




Маккавеево-


ВЛ 220 кВ Новая - Маккавеево (ВЛ-203);

ВЛ 220 кВ Чита-1 - Маккавеево (ВЛ-204).

На ПС 220 кВ Маккавеево – от

шин 220 кВ.




Читинская ТЭЦ-1-

Чита

ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 – Чита I цепь

(ВЛ-293);

ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 – Чита II цепь

(ВЛ-296);

На Читинской ТЭЦ-1 – от шин

Читинской ТЭЦ-1




104

Чита –


(ремонтное)

ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 – Чита I цепь

(ВЛ-293);

ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 – Чита II цепь

(ВЛ-296);

На ПС 220 кВ Чита – от шин ПС

220 кВ Чита




Турга - Дарасун ВЛ 110 кВ Булак – Турга (ВЛ-110-92);

ВЛ 110 кВ Степь- Турга с отпайкой на ПС

Оловянная (ВЛ-110-62).

На ПС 110 кВ Турга – от шин 110

кВ (при разрыве транзита 110 кВ

Турга-Дарасун контроль перетока

в сечении не осуществляется).




Холбон - Могоча ВЛ 220 кВ Холбон – Шапка (ВЛ-211)

ВЛ 220 кВ Холбон – Приисковая (ВЛ-212)

ВЛ 110 кВ Чернышевск – Жирекен (ВЛ-110-

69)

на ПС 220 кВ Холбон – от шин

ПС 220 кВ Холбон;

на ПС 110 кВ Чернышевск – от

шин ПС 110 кВ Чернышевск;




105

Регулирование напряжения в основной электрической сети.

Регулирование напряжения на шинах электростанций и подстанций

системообразующей сети 110-220 кВ осуществляется в соответствии с графиками

напряжений в контрольных пунктах энергосистемы.

Контрольные пункты по напряжению выбираются, исходя из влияния

напряжения в контрольных пунктах на обеспечение следующих требований:

− соответствие уровней напряжения значениям, допустимым для

оборудования;

− обеспечение необходимого запаса устойчивости в контролируемых

сечениях;

− обеспечение нормативных запасов устойчивости двигательной нагрузки

в промежуточных узлах энергосистемы;

− возможность регулирования напряжения в контрольном пункте в

диапазоне, задаваемом графиком напряжения, средствами регулирования,

доступными диспетчерскому персоналу.

Перечень действующих средств компенсации реактивной мощности СК и

СТК на энергообъектах ПАО «ФСК «ЕЭС» сети 220 кВ с указанием диапазона

регулирования реактивной мощности представлен в таблице 47.

Таблица 47

Перечень действующих средств компенсации реактивной мощности СК и СТК

на энергообъектах ПАО «ФСК «ЕЭС» сети 220 кВ

№ Диспетчерское наименование Тип Место коммутации,

U ном

Диапазон

регулирования

реактивной

мощности

Qmin,

МВАр

Qmax,

МВАр

1 ПС 220 кВ

Могоча

ТКРМ-1 РКОДЦ СШ-10 кВ -25 40

ТКРМ-2 РКОДЦ СШ-10 кВ -25 40

Перечень действующих, демонтируемых и планируемых к вводу в

эксплуатацию средств компенсации реактивной мощности (в том числе ШР, БСК,

СК) на энергообъектах ПАО «МРСК Сибири» сети 110 кВ с указанием диапазона


Таблица 48

Перечень действующих средств компенсации реактивной мощности

на энергообъектах ПАО «МРСК Сибири» сети 110 кВ

Подстанция Тип СКРМ

Uном,

кВ

Sуст, МВА

Диапазон


год

ввода/вывода

в

эксплуатацию*

Qмин Qмакс

Действующие:

ПС 110 кВ

Быстринская

УККРМ-7-10,5-

1-5400-900-3Р-

УХЛ4

10,5 10,800

(2*2,7+6*0,9) 0,9 10,8 2012

ПС 110 кВ

Бугдаинская

УККРМ-7-10,5-

1-5400-900-3Р-

УХЛ4

10,5 10,800

(2*2,7+6*0,9) 0,9 10,8 2012

ПС 110 кВ

Бутунтай

КРМ-10,5-5400-

1350-УХЛ1 10,5

21,600

(4*5,400) 5,4 21,6 2014

106

ПС 110 кВ

Верхняя

Давенда

СК-1-0,66 6 6,688

(2*3,344) 3,344 6,688 1977

ПС 35 кВ

Фабрика КУ-3300 6 1*3,300 0 3,3 2012

Демонтируемые:

- - - - - - -

Примечание: *для действующих и предполагаемых к вводу приводится год ввода, для

демонтируемых – год вывода.

Перечень действующих, демонтируемых и планируемых к вводу в

эксплуатацию средств компенсации реактивной мощности (в т.ч. ШР, БСК, СК) на

энергообъектах ОАО «РЖД» сети 110-220 кВ с указанием диапазона


Таблица 49

Перечень действующих средств компенсации реактивной мощности

на энергообъектах ОАО «РЖД» сети 110-220 кВ

Подстанция Тип СКРМ,

количество,шт

Uном,

кВ

Sуст,

Мвар

Диапазон


год

ввода/вывода

в

эксплуатацию*

Примечание

Qмин Qмакс

1 2 3 4 5 6 7 8

Действующие:

Тарбагатай УПК,1 27,5 19,2 - - 2015 В работе

Бада УПК,1 27,5 19,2 - - 2015 В работе

Хилок УПК,1 27,5 19,2 - - 2015 В работе

Харагун УПК,1 27,5 19,2 - - 2015 В работе

Могзон УПК,1 27,5 19,2 - - 2015 В работе

Сохондо УПК,1 27,5 19,2 - - 2017 В работе

Лесная УПК,1 27,5 9,6 - - 2016 В работе

Чита УПК,1 27,5 19,2 - - 2016 В работе

Новая УПК,1 27,5 19,2 - - 2016 В работе

Карымская

27,5 24,4 - - 2011 В работе

Урульга УПК,1 27,5 9,6 - - 2016 В работе

Размахнино УПК,1 27,5 9,6 - - 2016 В работе

Шилка КУ,1 27,5 2,2 - - 2001 Вне резерва

Приисковая УПК,1 27,5 9,6 - - 2016 В работе

Шапка УФК,1 27,5 5,76 - - 2001 В резерве

Чернышевск КУ,1 27,5 3,05 - - 2008 В работе

Бушулей УПК,1 27,5 12,8 - - 2015 В работе

Зилово УПК,1 27,5 19,2 - - 2015 В работе

Урюм КУ,2 27,5 6,1 - - 1991 В работе

Сбега КУ,2 27,5 6,1 - - 1990 В работе

Ксеньевская - - - - - - -

Кислый Ключ УПК,1 27,5 19,2 - - 2016 В работе

Пеньковая УПК,1 27,5 19,2 - - 2015 В работе

Могоча УПК,1 27,5 14,4 - - 2015 В работе

Семиозерный УПК,1 27,5 14,4 - - 2015 В работе

Амазар УПК,1 27,5 14,4 - - 2016 В работе

Чичатка УПК,1 27,5 14,4 - - 2015 В работе

Бурятская УФК,6 27,5 37,86 - - 2011 Отключены

Булак УФК,7 27,5 44,17 - - 2011 Отключены

Мирная УФК,6 27,5 37,86 - - 2012 Отключены

Борзя УФК,6 27,5 37,86 - - 2012 Отключены

Демонтируемые:

Вновь вводимые:

Ксеньевская УПК,1 27,5 19,2 - - 2018 Смонтировано

Примечание: * для действующих и предполагаемых к вводу приводится год ввода, для

демнтируемых – год вывода

107

Справочные данные по номинальной и располагаемой реактивной мощности

ШР, УШР на объектах генерации и энергообъектах сети 220 кВ в операционной

зоне Филиала АО «СО ЕЭС» Забайкальское РДУ представлены в таблице 50.

Таблица 50

Справочные данные по номинальной и располагаемой реактивной мощности ШР,

УШР

УШР

№ Энергообъект Диспетчерское

наименование Тип

Место

коммутации,

U ном

Диапазон регулирования

реактивной мощности

Qmin, МВАр Qmax, МВАр

1 ПС 220 кВ Чита УШР 100

МВАр

РТДУ-

100000/220 2СШ-220 0 100

ШР

№ Энергообъект Диспетчерское

наименование Тип

Место

коммутации,

U ном

Число

ступеней при

дискретном

регулировании

Реактивная

мощность

ступени,

МВАр

1 Читинская ТЭЦ-1 4AT R РОД-33333/110 2СШ-220

через АТ 1 100

2 Харанорская ГРЭС

1РШ РОМБС-

33333/110 2 СШ-110 1 99,9

2РШ РТД-

100000/220

2СШ 2СЕК -

220 1 100

3 ПС220 кВ Могоча

ШРр1

ШРр2

ШРр3

ШРр4

ШРр5

ШРр6

РТМ

1СШ 10 кВ

1СШ 10 кВ

3СШ 10 кВ

3СШ 10 кВ

3СШ 10 кВ

2СШ 10 кВ

1

1

1

1

1

1

3,3

3,3

3,3

3,3

3,3

3,3

Рр7 (включен в

двухфазном

режиме, на

фазы А и В)

РКОС СШ 10 1 9,9

Рр8 РКОС СШ 10 1 29,7

4 ПС 220 кВ Бушулей ШР-1

ШР-2 РТД СШ 35

1

1

19,8

20,3

5 ПС 220 кВ Урюм ШР РТД СШ 35 1 20

6 ПС 220 кВ Амазар

ШР-1

ШР-3

ШР-2

ШР-4

РТМ

1СШ 10

1СШ 10

2СШ 10

2СШ 10

1

1

1

1

3,3

3,3

3,3

3,3

7 ПС 220 кВ

Семиозерный

ШР-1

ШР-3

ШР-2

ШР-4

РТМ

1СШ 10

1СШ 10

2СШ 10

2СШ 10

1

1

1

1

3,3

3,3

3,3

3,3

8 ПС 220 кВ Чара

ШРр-1

ШРр-2

ШРр-3

ШРр-4

ШРр-5

ШРр-6

РТМ

1СШ-10кВ

2СШ-10кВ

1СШ-10кВ

2СШ-10кВ

1СШ-10кВ

2СШ-10кВ

1

1

1

1

1

1

3,3

3,3

3,3

3,3

3,3

3,3

9 ПС 220 кВ Куанда

ШРр-1

ШРр-2

ШРр-3

ШРр-4

РТМ

1СШ 10 кВ

1СШ 10 кВ

2СШ 10 кВ

2СШ 10 кВ

1

1

1

1

3,3

3,3

3,3

3,3

108

Уровни напряжения в контрольных пунктах по результатам летнего и

зимнего контрольных замеров (15 июня и 21 декабря 2016 года) по Забайкальской

энергосистеме представлены в таблице 51.

Таблица 51

Уровни напряжения в контрольных пунктах по результатам летнего и

зимнего контрольных замеров

Контрольный

пункт

Контроль-

ный пункт

(класс

напряжения

СШ), кВ

17.06.2017 21.12.2017

U

оптимально

е

(кВ)

Макс.

U

(кВ)

Мин.

U (кВ)

U

оптимальное

(кВ)

Макс. U

(кВ)

Мин. U

(кВ)


Шины 220 кВ

Шины 110 кВ

220

110

232 240

118 122

237

122

232

118

232 240

118 122

237

122

236

120

ТЭЦ ППГХО

Шины 110 кВ 110

118 121

122

119

118 121 123 121


ГРЭС

Шины 220 кВ

Шины 110 кВ

220

110

233 248

118 120

246

122

242

119

233 248

118 120

249

120

246

119

ПС 220 кВ

Дарасун

Шины 110 кВ 110 116 123 122 118 116 123 124 123

ПС 220 кВ Могоча


209 248

243

226

209 248 229 222

ПС 220 кВ

Петровск-



228 244

244

236

230 252 244 241

Неравномерность электропотребления железной дороги негативно влияет на

устойчивый режим работы энергосистемы и приводит как к несимметричным

режимам работы тягового транзита, так и к возможному аварийному отключению

и повреждению генерирующего оборудования электростанций энергосистемы.

При недостаточности объѐма имеющихся на объектах энергосистемы

Забайкальского края средств компенсации реактивной мощности для

регулирования и ввода уровней напряжения в допустимую область используются:

− отключение транзитных ВЛ 220 кВ, что снижает надежность схемы

энергосистемы;

− разгрузка турбогенераторов электростанций по реактивной мощности

посредством отдачи диспетчерских команд;

− перевод турбогенераторов в режим недовозбуждения, требующий их

разгрузки по активной мощности, что влечет за собой ограничение выдачи

мощности электростанций;

− использование РПН трансформаторов и автотрансформаторов.

− использование имеющихся шунтирующих реакторов.

Использование источников реактивной мощности на объектах

энергосистемы Забайкальского края в дни летнего и зимнего контрольных замеров

в часы прохождения максимальной и минимальной нагрузки энергосистемы

Забайкальского края представлено в таблице 52.

109

Таблица 52

Использование источников реактивной мощности на объектах энергосистемы Забайкальского края в дни летнего и зимнего

контрольных замеров

Электростанции и

подстанции с

СК, СТК и БСК

Установ-

ленная мощность

электростанций

Р уст,

МВт

Qmin,

MВар

Qmax,

MВар

Фактическая реактивная

мощность

Q факт, МВар

Qmin,

MВар

Qmax,

MВар

Фактическая реактивная

мощность

Q факт, МВар

1 7 10 18

1 6 15 18

21 июня 2017 года 20 декабря 2017 года


Читинская ТЭЦ-1 452,8 -278 496 40 49 53 30 -278 496 60 82 72 59

Харанорская ГРЭС 665,0 -245 625 94 96 104 31 -230 625 25 70 53 21

ТЭЦ ППГХО 410,0 -266 446 4 4 0 1 -266 446 16 20 21 13


ТЭЦ 12,0 -4 12,5 - - - - -4 12,5 1 1 1 1

Приаргунская ТЭЦ 24,0 -8 25 - - - - -8 25 5 5 2 4

Читинская ТЭЦ-2 12,0 -4 12 0 0 1 0 -4 12 2 2 2 2

Итого по

электростанциям 1575,8 -805 1616,5 138 149 158 62 -790 1616,5 109 180 151 100

Подстанции

220 кВ Могоча

ПН-1, ПН-2, ФР-

ПН-1, Фр-ПН-2 - -133 133 39,5 16,9 -33,3 17,7 -133 133 -9,1 9,1 -9,1 9,8

ПН-3, ПН-4, ФР-ПН-

3, Фр-ПН-4 - -133 133 -23,6 -24,3 -20,5 -3,5 -133 133 5,2 -15,8 -5,2 21,6

ТКРМ-1, ТКРМ-2 - -50 80 - - - - -50 80 - - - -

220 кВ Быстринская

БСК-1-110,

БСК-2-110 - - 100 - - - - - 100 - - - -

Итого по СКРМ - -316 446 15,9 -7,4 -53,8 14,2 -316 446 -3,9 -6,7 -14,3 31,4

Всего по

энергосистеме - -1121 2062,5 153,9 141,6 104,2 14,2 -1106 2062,5 105,1 173,3 136,7 131,4

110

Релейная защита и автоматика

По состоянию на 01.01.2018 г. в Забайкальской энергосистеме

эксплуатируется 1413 устройств РЗА, находящихся в диспетчерском управлении

или ведении Забайкальского РДУ. Из них: на электромеханической базе – 51,16%,

на микроэлектронной – 6,86%, на микропроцессорной – 41,96 %.

Плановое техническое обслуживание УРЗА проведено в полном объеме и

соответствует утвержденным сводным графикам. Возникающие в течении года

переносы сроков выполнения технического обслуживания, своевременно и

надлежащим образом согласованы.

Работы по обеспечению реконструкции, модернизации и вводу новых

устройств РЗА.

В части РЗА, в связи с вводом в работу новых объектов, ЛЭП и

оборудования напряжением 110-750 кВ: ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС –

Быстринская I цепь; ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС – Быстринская II цепь; ПС 220

кВ Быстринская.

В части РЗА, в связи с реконструкцией действующих объектов, ЛЭП и

оборудования напряжением 110-750 кВ: ОРУ 220 кВ на ПС 220 кВ Зилово; ОРУ

220 кВ на ПС 220 кВ Ксеньевская; ОРУ 220 кВ и ОРУ 110 кВ Читинской ТЭЦ-1;

введены в работу УВК АДВ 1 и 2 комплекты на ПС 220 кВ Могоча; введены в

работу четыре устройства ПА на ПС 220 кВ Холбон; на ЛЭП 110-220 кВ введено

двадцать комплектов УПАСК.

В связи с реконструкцией устройств РЗА действующих объектов, ЛЭП и

оборудования напряжением 110-750 кВ введены в работу: микропроцессорные

устройства РЗА на одной ЛЭП 220 кВ, на одной ЛЭП 110 кВ; УПАСК на двух ПС

110-220 кВ и на одной ГРЭС.

Количество устройств (функций) РЗА в Забайкальской энергосистеме,

отнесенных к объектам диспетчеризации ОДУ (РДУ) по состоянию на 01.01.2018

года представлено в таблице 53.

Таблица 53

Количество устройств (функций) РЗА в Забайкальской ЭС, отнесенных к объектам

диспетчеризации ОДУ (РДУ)

ОЭС (ЭС) Забайкальская ЭС

РЗ и СА ПА УПАСК

Всего

Кол-во

устройств 1131 150 132

Кол-во функций 2951 499 169

Вид

исполнения

Электроме-

ханические

Кол-во



Микро-

электронные

Кол-во



Микропро-

цессорные

Кол-во



111

Таблица 54

Количество отключений ЛЭП напряжением 110-220 кВ в Забайкальской ЭС с

распределением по годам, за 2016 и 2017 годы, действием РЗ

ОЭС (ЭС)

2016 год 2017 год

Правильно Неправильно


Ложно Излишне Ложно Излишне

Забайкальской ЭС 587 2 7 688 7 12

Всего: 587 2 7 688 7 12

Примечание:

В 2017 году, кроме правильных действий устройств РЗ на отключение ЛЭП

напряжением 110-220 кВ при их повреждении, в 19 случаях ЛЭП отключались без

повреждения неправильными (ложными и излишними) действиями устройств РЗ,

вызванными разными причинами.

Наиболее характерными причинами ложной работы (7 случаев) устройств

релейной защиты ЛЭП напряжением 110-220 кВ, вызвавшими отключение ЛЭП

110-220 кВ в 2017 году, являются:

- Дефект или неисправность вторичных цепей РЗА (2 срабатывания);

- Дефект или неисправность электромеханической аппаратуры (1

срабатывание);

- Дефект или неисправность устройства РЗА из-за физического износа

(старение) (1 срабатывание);

- Дефект или неисправность микроэлектронной и полупроводниковой

аппаратуры (1 срабатывание);

- Дефект или сбой программного обеспечения (1 срабатывание);

- Прочие технические причины (1 срабатывание).

Наиболее характерными причинами излишней работы (12 случаев)

устройств релейной защиты ЛЭП напряжением 110-220 кВ в 2017 году с действием

на отключение являются:

- Дефект или неисправность вторичных цепей РЗА (2 срабатывания);

- Дефект или неисправность электромеханической аппаратуры (2

срабатывания);

- Дефект или неисправность микропроцессорной аппаратуры (2

срабатывания);

- Дефект или неисправность устройства РЗА из-за физического износа

(старение) (1 срабатывание);

- Дефект или неисправность микроэлектронной и полупроводниковой

аппаратуры (1 срабатывание);

- Ошибка в заданных уставках (1 срабатывание);

- Ошибка при выполнении переключений с устройствами РЗА (1

срабатывание);

- Причина не определена (1 срабатывание);

- Неправильно созданная первичная схема или режим (1 срабатывание).

112

Таблица 54.1

Количество отключений оборудования напряжением 110-220 кВ в Забайкальской ЭС с распределением по годам,

за 2016 и 2017 годы, действием РЗ

ОЭС (ЭС)

2016 год 2017 год



Ложно Излишне Ложно Излишне

Забайкальской ЭС 2 3 2 8 1 4

Всего:


В 2017 году, кроме правильных действий устройств РЗ на отключение оборудования объектов электроэнергетики

напряжением 110-220 кВ при его повреждении, в 5 случаях оборудование отключалось неправильными (ложными и излишними)

действиями устройств РЗ, вызванными разными причинами.

Причиной ложной работы устройства релейной защиты оборудования напряжением

110-220 кВ, вызвавшей отключение оборудования в 2017 году, является дефект или неисправность вторичных цепей РЗА.

Наиболее характерными причинами излишней работы устройств релейной защиты оборудования напряжением 110-220 кВ

(4 случая), вызвавшими отключение оборудования в 2017 году, являются:

- Ошибка при выполнении переключений с устройствами РЗА (2 срабатывания);

- Ошибка в заданных уставках (1 срабатывание);

- Дефект или неисправность трансформаторов тока (1 срабатывание).

113

Таблица 54.2

Показатели работы устройств ПА с действием на ОГ, АЗГ, ОН в 2017 году по Забайкальской ЭС

УВ


К–во

действий

Объем реализованного

управляющего

воздействия, МВт

Ложно Излишне Отказ

К–во Объем

УВ К–во Объем УВ К–во

Объем

УВ

ОГ - - - - - - - -

АЗГ - - - - - - -

ОН - - 4 12,5 - - - -


В течение 2017 года в операционной зоне ОДУ действием противоаварийной автоматики ЛЭП и оборудования (кроме АЧР)

было сформировано 4 управляющих воздействия на отключение нагрузки (ОН) (в 2016 году – не было), в том числе 4 - ложно (в

2016 году – 0), управляющих воздействий на отключение генераторов (ОГ) не было (в 2016 году аналогичных случаев не

зафиксировано), управляющих воздействия на автоматическую загрузку генераторов (АЗГ) не было (в 2016 году аналогичных

случаев не зафиксировано).

Таблица 54.3

Показатели работы устройств ПА ЛЭП и оборудования напряжением от 110-220 кВ и 330-750 кВ,

в 2017 году по Забайкальской ЭС

ОЭС (ЭС)

110-220 кВ 330-750 кВ

Правильно (к-во

действий)

Неправильно (к-во

действий)

Правильно (к-во

действий) Неправильно (к-во действий)

Устройства

ПА (кроме

УПАСК)

УПА

СК


ПА (кроме

УПАСК)

УПАС

К


ПА (кроме

УПАСК)

УПА

СК

Устройства ПА

(кроме

УПАСК)

УПАСК

Забайкальс

кой ЭС 3 0 4 0

0 0 0 0

Всего: 3 0 4 0 0 0 0 0


В 2017 году устройства ПА ЛЭП и оборудования напряжением от 110 до 750 кВ, включая УПАСК, действовали

неправильно 4 раза (в 2016 году аналогичных случаев не зафиксировано). Из общего количества неправильных действий

устройств ПА – действия, приходящиеся на долю УПАСК отсутствуют (в 2016 году аналогичных случаев не зафиксировано).

114

Таблица 54.4

Показатели работы устройств АЧР по сетям и оборудованию напряжением 110–750 кВ в 2017 году по Забайкальской ЭС

ОЭС (ЭС)


К–во действий

Объем реализованного

управляющего воздействия,

МВт

Ложно Излишне Отказ

К–во Объем УВ К–во Объем УВ К–во Объем УВ

Забайкальская ЭС 44 98,65 - - - - 2 1,5

Всего: 44 98,65 - - - - 2 1,5


В результате снижения частоты в отдельных частях ОЭС АЧР работала правильно 38 раз (в 2016 году аналогичных случаев

не зафиксировано).

В 2017 году в 2 случаях причина ложной работы устройств АЧР была вызвана дефектом или неисправностью

электромеханической аппаратуры, что не наблюдалось в 2016 году.

Таблица 54.5

Распределение показателей организационных причин в неправильных действиях устройств ПА

при формировании УВ на ОГ, АЗГ, ОН, АЧР по сетям и оборудованию напряжением 110–750 кВ в 2017 году по Забайкальской ЭС

Код

причины

Организационные причины неправильных

действий

ОГ АЗГ ОН АЧР

К–во % К–во % К–во % К–во %

Недостатки технического обслуживания

устройств РЗА, в том числе:

201 Недостатки методики по наладке и проверке

202 Недостатки проверочных устройств

203 Невыполнение технического обслуживания в

регламентные сроки

204 Невыполнение объема регламентных работ по

техническому обслуживанию в соответствии с

нормативно-техническими документами

115

Код

причины


действий



Недостатки указаний по РЗА, в том числе:

205 Неправильные указания по РЗА

206 Отсутствие указаний по РЗА

207 Несвоевременное внесение изменений в указания

по РЗА

Недостатки расчѐта и выбора параметров

настройки (уставок) устройств РЗА, в том числе:

208 Недостоверные исходные данные

209 Недостатки методики расчета и выбора

параметров настройки

Непринятие необходимых мер или

несвоевременное их принятие, в том числе:

210 По продлению срока службы или замены

аппаратуры РЗА и вспомогательных элементов

устройств РЗА

211 По обеспечению запасными частями

212 По выдаче, выполнению задания по настройке

устройств РЗА

213 По выполнению требований директивных

документов

214 По согласованию мероприятий с проектной,

конструкторской организациями, изготовителем

оборудования, субъектом оперативно-

диспетчерского управления

215 По устранению выявленного дефекта или

неисправности

216 Ошибочные или неправильные действия персонала

217 Дефекты (недостатки) проекта 1 25 1 50

218 Дефекты (недостатки) конструкции, изготовления 3 75

219 Дефекты (недостатки) монтажа 1 50

220 Прочие организационные причины

116

Код

причины


действий



221 Причина не определена

Всего: 4 100 2 100


В 2017 году, кроме 47 правильных действий устройств ПА при формировании УВ на ОГ, АЗГ, ОН, АЧР по сетям и

оборудованию напряжением 110–750 кВ (в 2016 году - 12), в 6 случаях устройства ПА при формировании УВ на ОГ, АЗГ, ОН,

АЧР по сетям и оборудованию напряжением 110–750 кВ работали неправильно (в 2016 году - 0).

Наиболее характерными организационными причинами неправильных действий устройств ПА при формировании УВ на

ОГ, АЗГ, ОН, АЧР по сетям и оборудованию напряжением 110–750 кВ являются дефекты (недостатки) конструкции,

изготовления - 3 действий (в 2016 году аналогичных случаев не зафиксировано), дефекты (недостатки) проекта - 2 действия (в

2016 году аналогичных случаев не зафиксировано), Дефекты (недостатки) монтажа - 1 действия (в 2016 году аналогичных случаев


Таблица 54.6

Распределение показателей технических причин неправильных действий устройств ПА при формировании УВ на ОГ, АЗГ,

ОН, АЧР по сетям и оборудованию напряжением 110–750 кВ в 2017 году по Забайкальской ЭС

Код

причины Технические причины неправильных действий устройств



Ошибочное формирование управляющих воздействий,

связанное техническим обслуживанием устройств РЗА, в том

числе:

101 Ошибка при выполнении работ

102 Ошибка при наладке

103 Дефект, оставленный после работ 1 50

Ошибки в параметрах настройки (уставках) и алгоритмах

функционирования устройств РЗА, в том числе:

117

Код

причины Технические причины неправильных действий устройств



104 Ошибка в заданных уставках

105 Ошибка в выставленных уставках

106 Ошибка в согласованных (заданных) принципиальных схемах 1 25

107 Ошибка в реализованных принципиальных схемах

108 Ошибка в схеме вторичной коммутации 1 50

109 Ошибка при выполнении переключений с устройствами РЗА

110 Дефект или неисправность трансформатора тока

111 Дефект или неисправность трансформатора напряжения

112 Дефект или неисправность цепей оперативного тока

113 Дефект или неисправность электромеханической аппаратуры

114 Дефект или неисправность микроэлектронной и

полупроводниковой аппаратуры

115 Дефект или неисправность микропроцессорной аппаратуры

116

Дефект или неисправность аппаратуры, предназначенной для

обеспечения функционирования взаимосвязанных устройств

релейной защиты

117

Дефект или неисправность технических средств связи,

предназначенных для организации каналов связи, используемых

для передачи информации между устройствами РЗА

118 Дефект или сбой программного обеспечения 3 75

119 Дефект или неисправность вторичных цепей РЗА

120 Неудовлетворительная электромагнитная обстановка

121 Прочие технические причины

122 Причина не определена

123 Внешнее механическое воздействие на устройства РЗА и их

вспомогательные элементы

124 Дефект или неисправность устройства РЗА из-за физического

износа (старение)

125 Неправильно созданная первичная схема или режим

ВСЕГО: 4 100 2 100

118


В 2017 году, кроме 47 правильных действий устройств ПА при формировании УВ на ОГ, АЗГ, ОН, АЧР по сетям и

оборудованию напряжением 110–750 кВ (в 2016 году - 12), в 6 случаях устройства ПА при формировании УВ на ОГ, АЗГ, ОН,

АЧР по сетям и оборудованию напряжением 110–750 кВ работали неправильно (в 2016 году аналогичных случаев не

зафиксировано).

Наиболее характерными техническими причинами неправильных действий устройств ПА при формировании УВ на ОГ,

АЗГ, ОН, АЧР по сетям и оборудованию напряжением 110–750 кВ являются дефект или сбой программного обеспечения - 3

действия (в 2016 году аналогичных случаев не зафиксировано), дефект оставленный после работ - 1 действие в 2016 году

аналогичных случаев не зафиксировано), ошибка в схеме вторичной коммутации - 1 действие (в 2016 году аналогичных случаев

не зафиксировано), ошибка в согласованных (заданных) принципиальных схемах - 1 действие (в 2016 году аналогичных случаев


Таблица 54.7

Повреждаемость измерительных ТТ и ТН по сетям и оборудованию напряжением 110–750 кВ за 2017 год по Забайкальской ЭС

№

п/п Дата повреждения

Забайкальской

ЭС Объект

Напряжение,

кВ Присоединение

Дата ввода в

эксплуатацию

Тип ТТ

или ТН

Описание

повреждения,

выявленные

причины

1. - - - - - - - -


В 2017 году измерительные ТТ и ТН по сетям и оборудованию напряжением 110–750 кВ не повреждались (в 2016 году –

также не повреждались).

119

Таблица 54.7

Повреждаемость измерительных ТТ и ТН по сетям и оборудованию напряжением

110–750 кВ за 2017 год по Забайкальской ЭС

№

п/п

Дата

повреж-

дения

Забайкаль-

ской ЭС Объект

Напря-

жение,

кВ

Присоеди-

нение

Дата

ввода в

эксплу-

атацию

Тип

ТТ

или

ТН

Описание

повреждения,

выявленные

причины

1. - - - - - - - -


В 2017 году измерительные ТТ и ТН по сетям и оборудованию напряжением

110–750 кВ не повреждались (в 2016 году – также не повреждались).

4.5. Существующие «узкие места» в электрической сети 110-500 кВ

энергосистемы Забайкальского края

В части электрических режимов

В части электрических режимов сведения о существующих «узких местах» в

электрической сети энергосистемы Забайкальского края и мероприятия по их

устранению представлены в таблице 55.

Таблица 55

Сведения о существующих «узких местах» в электрической сети энергосистемы

Забайкальского края и мероприятия по их устранению

№

пп «Узкое место»

Мероприятие, направленное на

устранение «узкого места»

1.

Недопустимое снижение

частоты в Приаргунском

энергорайоне.

Строительство ВЛ 110 кВ Ново-

Широкая – Благодатка с проводом

АС-120.

1. Недопустимое снижение частоты в Приаргунском энергорайоне.

Приаргунский энергорайон (рисунок 35) входит в состав Юго-Восточного

района Забайкальского края. Площадь энергорайона составляет 518,6 Га.

Энергорайон граничит с Калганским, Алек-Заводским и Краснокаменским

районами, на юге – с Китаем. Район пограничный.

Характеристика энергорайона:

Приаргунский энергорайон включает в себя основные энергообъекты:

ПС 110 кВ Кадая, ПС 110 кВ Михайловка, ПС 110 кВ Благодатка Филиала

ПАО «МРСК Сибири» - Читаэнерго.

Границы Приаргунского энергорайона определяет следующий элемент сети -

выключатель ВЛ 110 кВ Кличка – Приаргунская ТЭЦ (В-110-24) на ПС 110 кВ

Кличка.

120

На его территории расположен Приаргунский Краснознаменный

пограничный отряд. Основными потребителями Приаргунского энергорайона

являются потребители золотодобывающей промышленности (старательская артель

«Даурия», прииск «Каракановский», ООО «Уров-Золото»). В селе

Староцурухайтуй находится таможенный пост Забайкальской таможни. Среди

потребителей электрической энергии Приаргунского энергорайона присутствуют

потребители всех категорий по надежности электроснабжения, тип нагрузки –

промышленная и коммунально-бытовая. Ориентировочная численность населения

энергорайона составляет 26,1 тыс. человек, в том числе в городской местности

проживает 10,0 тыс. человек, в сельской – 16,1 тыс. человек. В районе 2 поселка

городского типа – Приаргунск (население – 7,368 тыс. чел.) и Кличка (2, 628 тыс.

чел.), 20 сельских населенных пунктов.

В экономическом отношении район сельскохозяйственный. В нем работает

14 сельхозпредприятий.

Рис. 32. Приаргунский энергорайон

Электроснабжение потребителей Юго-Восточного энергорайона

осуществляется от центров питания подстанций 110 кВ Кадая (Калганский район),

ПС 110 кВ Михайловка (Нерчинско-Заводский район), ПС 110 кВ Благодатка

(Нерчинско-Заводский район) и от шин 110 кВ Приаргунской ТЭЦ.

Баланс Приаргунского энергорайона представлен в таблице 56.

121

Таблица 56

Баланс Приаргунского энергорайона

Составляющие баланса Летний режим Зимний режим

Потребление 14,7 МВт – максимальное на

02.06.2017 г.

12,6 МВт – по летнему

контрольному замеру 2017 г.

21,3 МВт – максимальное на

31.12.2017 г.

18,7 МВт – по зимнему

контрольному замеру 2017 г.

Генерация 0 МВт (на момент

максимума потребления)

0 МВт (на момент летнего

контрольного замера)

10 МВт (на момент


9 МВт (на момент зимнего


Сальдо 14,7 МВт (на момент


12,6 МВт (на момент летнего


11,3 МВт (на момент


9,7 МВт (на момент зимнего


Величина генерирующей

мощности, выведенной в

ремонт









Величина генерирующей

мощности, находящейся в

резерве









При проведении расчетов электрических режимов учтено максимальное

потребление (для летнего периода – 14,7 МВт, для зимнего периода – 21,3 МВт).

Электрическая станция, находящаяся в энергорайоне (Приаргунская ТЭЦ), в

послеаварийном режиме загружена до располагаемой мощности.

Наиболее сложной схемно-режимной ситуацией (далее СРС), приводящей к

нарушению допустимых параметров режима, является вывод в ремонт или

аварийное отключение ВЛ 110 кВ Кличка – Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110-24) в

нормальной схеме как в зимний, так и летний период.

Данная СРС приводит к выделению Приаргунского энергорайона на

изолированную работу с дефицитом мощности 3,3 МВт в зимний период (при

работе Приаргунской ТЭЦ с располагаемой мощностью 18 МВт). В летний период

данная СРС приводит к выделению Приаргунского энергорайона на

изолированную работу с дефицитом активной мощности 5,7 МВт (при работе

Приаргунской ТЭЦ с располагаемой мощностью 9 МВт).

В настоящее время в случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ Кличка –

Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110-24) действием АОСЧ (ДАР, АЧР) осуществляется

отключение нагрузки потребителей.

Схемно-режимными мероприятиями, направленными на включение нагрузки,

отключенной действием ПА, являются:

− загрузка Приаргунской ТЭЦ до величины располагаемой мощности;

− перевод части нагрузки (3,5 МВт) на электроснабжение от ТЭЦ ППГХО.

122

После выполнения указанных схемно-режимных мероприятий объем

нагрузки потребителей, включение которых невозможно до ввода в работу ВЛ 110

кВ Кличка – Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110-24), составляет 2,2 МВт в летний период

и 0 МВт в зимний период.

Мероприятиями, направленными на обеспечение допустимых значений

параметров электроэнергетического режима в указанной СРС, являются:

− строительство ВЛ 110 кВ Ново-Широкая – Благодатка протяженностью

70 км;

− строительство второй ВЛ 110 кВ Приаргунская ТЭЦ – Кличка

протяженностью 85 км.

Указанные мероприятия являются альтернативными.

Строительство ВЛ 110 кВ Ново-Широкая – Благодатка является наиболее

целесообразным ввиду меньших затрат на его реализацию (данная ВЛ является

менее протяженной по сравнению с ВЛ 110 кВ Приаргунская ТЭЦ – Кличка).

Данное мероприятие включено в ИП МРСК Сибири на 2018-2022 со сроком

реализации 2020 год. Предложение АО «СО ЕЭС» по доработке проекта ИП МРСК

– изменить срок реализации мероприятия по строительству ВЛ 110 кВ Ново-

Широкая – Благодатка с 2020 года на 2019 год, так как данное мероприятие

включено в перечень «узких мест» и подтверждается результатами электрических

расчетов (Приложение А).

Результаты расчетов для характерных периодов, для которых выявлена

необходимость применения графиков ограничения режима потребления для

обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима с учетом

реализации схемно-режимных мероприятий:

Таблица 57

Результаты расчетов электрических режимов

Летний режим максимальных нагрузок при температуре ПЭВТ

Единичная ремонтная схема, в том числе после нормативного возмущения (свыше 20

минут после нормативного возмущения в нормальной схеме).

Вывод в ремонт или аварийное отключение ВЛ 110 кВ Кличка – Приаргунская ТЭЦ

(ВЛ-110-24) в нормальной схеме.

Требования к параметрам

электроэнергетического режима Недопустимое снижение частоты

Определенные на основании

расчетов электроэнергетических

режимов элементы электрической

сети, в которых при расчетных

условиях прогнозируется

недопустимое изменение

параметров электроэнергетического

режима

Частота в Приаргунском энергорайоне ниже

49,2 Гц.

Схемно-режимные мероприятия При аварийном отключении ВЛ 110 кВ Кличка –

Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110-24) происходит

123

снижение частоты в Приаргунском энергорайоне

ниже 49,2 Гц, действием АОСЧ (ДАР, АЧР)

осуществляется отключение нагрузки

потребителей объемом 5,7 МВт (при работе

Приаргунской ТЭЦ с располагаемой мощностью 9

МВт).

Схемно-режимными мероприятиями,

направленными на включение нагрузки,

отключенной действием ПА, являются:

• загрузка Приаргунской ТЭЦ до величины

располагаемой мощности;

• перевод части нагрузки (3,5 МВт) на

электроснабжение от ТЭЦ ППГХО.

Результаты применения схемно-

режимных мероприятий

Объем нагрузки потребителей, включение которых

невозможно до ввода в работу ВЛ 110 кВ Кличка –

Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110-24), составляет 2,2

МВт.

Технические решения при

невозможности обеспечения

требований к параметрам

электроэнергетического режима без

ввода ГВО и с учетом

необходимости включения

потребителей, отключенных

действием существующей ПА,

после реализации схемно-

режимных мероприятий

Строительство ВЛ 110 кВ Ново-Широкая –

Благодатка протяженностью 70 км.

Параметры электроэнергетического

режима после реализации

предлагаемых технических

решений

Частота в Приаргунском энергорайоне на уровне

50±0,05 Гц.

Кроме того, техническими условиями на технологическое присоединение к

электрическим сетям Филиала ПАО «МРСК Сибири»-«Читаэнерго» (приложение к

Договору № 20.7500.4397.14 от 27 марта 2015 года об осуществлении

технологического присоединения к электрическим сетям) планируется

присоединение нового потребителя в Приаргунском энергорайоне –

месторождение «Железный Кряж» (в 37 км северо-восточнее районного центра с.

Калга, Калганского района, Забайкальского края) со строительством ПС 110 кВ

Висмут в точке присоединения. Проектом электроснабжения предусмотрен ввод

мощности 11,7 МВт во 2 кв. 2019 года.

Объем нагрузки потребителей, включение которых невозможно до ввода в

работу ВЛ 110 кВ Кличка – Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110-24) в зимний период 2019

года с учетом действия устройств ПА (АОСЧ) и схемно-режимных мероприятий

(загрузка Приаргунской ТЭЦ до величины установленной мощности – 18 МВт и

перевод части нагрузки (3,5 МВт) на электроснабжение от ТЭЦ ППГХО) при

реализации планов по технологическому присоединению месторождения

124

«Железный Кряж» может достигнуть величины: (21,3 + 11,7) - 18 – 3,5 = 11,5 МВт,

где:

- 21,3 МВт существующая нагрузка потребления энергорайона;

- 11,7 МВт максимальная нагрузка присоединяемого потребителя в 2019 году;

- 18 МВт нагрузка Приаргунской ТЭЦ;

- 3,5 МВт нагрузка, запитанная от ТЭЦ ППГХО.

В части релейной защиты и автоматики – перечень приоритетных

мероприятий по модернизации устройств РЗА для включения в ИП субъектов

электроэнергетики по Забайкальскому краю представлен в таблице 58.

125

Таблица 58

Перечень приоритетных мероприятий по модернизации устройств РЗА для включения

в ИП субъектов электроэнергетики по Забайкальскому краю

№ Субъект

электроэнергетики Энергообъект

Класс


Устройство

РЗА Мероприятие

Предлагаемый

срок

реализации

Обоснование

выполнения

Наличие

в ИП

1 ПАО ППГХО ТЭЦ ППГХО 110 кВ ЛАПНУ ТЭЦ

ППГХО

Создание

комплекса

ЛАПНУ ТЭЦ

ППГХО

2018

5.1. 5.2. Ввод ГАО

величиной 90 МВт в

летний период и в

объеме 100 МВт в

зимний период в

Юго-Восточном

энергорайоне

Забайкальской

энергосистемы в

ПАР при

отключении Блока

Харанорской ГРЭС.

Ограничение

тепловых

потребителей г.

Краснокаменска и

ПАО "ППГХО".

ТЭЦ ППГХО с 2014

года работает в

вынужденном

режиме.

–

126

4.6. Вводы и реконструкция электросетевых объектов

220-500 кВ, принятые в соответствии с проектом

СиПР ЕЭС России на 2018-2024 гг.

Развитие электрических сетей 500 кВ и выше.

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2018-2024 гг. в прогнозный

период данной работы 2018-2023 на территории энергосистемы Забайкальского

края не предусмотрены мероприятия по развитию электрических сетей 500 кВ и

выше.

Развитие электрических сетей 220 кВ.

Развитие электрической сети напряжением 220 кВ энергосистемы

Забайкальского края в период 2018-2023 годов будет связано с решением

следующих задач, направленных на улучшение технической и экономической

эффективности функционирования ЕЭС России:

− обеспечение внешнего электроснабжения новых крупных потребителей, а

также обеспечение возможности увеличения роста нагрузок существующих

потребителей за счет расширения производственных мощностей и (или)

естественного роста нагрузок на перспективу;

− обеспечение надежности электроснабжения существующих потребителей;

− выдача мощности новых электростанций;

− снятие сетевых ограничений в существующей электрической сети, а также

исключение возможности появления «узких мест» в перспективе из-за изменения

структуры сети и строительства новых электростанций;

− развитие межсистемных электрических связей для обеспечения

эффективной работы ЕЭС России в целом;

− решение проблем, связанных с регулированием напряжения в

электрической сети и обеспечением уровней напряжения в допустимых пределах;

− обновление силового оборудования, связанное с физическим и моральным

старением основных фондов.

На объектах электроэнергетики электрической сети 110-220 кВ в части ПА

до 2023 года планируется:

− создание ЛАПНУ на ТЭЦ ППГХО в 2019 годах;

− окончания работ на ПС 220 кВ Могоча по созданию межсистемной связи

на напряжении 220 кВ между ОЭС Сибири и ОЭС Востока на основе

Забайкальского преобразовательного комплекса на ПС 220 кВ Могоча (ЗБПК);

− замена устройств РЗА и ПА на ПС 220 кВ Холбон;

− реконструкция ПС 220 кВ Могоча с установкой 2 комплектов АЛАР.

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию

магистральных и распределительных сетей на территории энергосистемы

Забайкальского края с учетом требований по обеспечению регулирования

(компенсации) реактивной мощности на 2018-2023 годы, реализуемых в рамках

ОЭС Сибири, в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС

России на 2018-2024 годв представлен в таблице 59.

127

Таблица 59

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электрической сети 220-500 кВ

энергосистемы Забайкальского края на период 2018-2023 гг. (ОЭС Сибири)

№ п/п

НАИМЕНОВАНИЕ

ПРОЕКТА

(МЕРОПРИЯТИЕ)

Год

ввода

объекта

Технические

характеристики объектов

проекта

ВЛ, км, ПС, МВА

(Мвар)

2018 г. 2019 г. 2020 г. 2021 г. 2022 г. 2023г. Итого Организация, ответственная

за

реализацию проекта

км МВА Мвар км МВА Мвар км МВА Мвар км МВА Мвар км МВА Мвар км МВА Мвар км МВА Мвар

Для обеспечения возможности подключения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий

220 кВ

1

Строительство ПС

220 кВ Удоканский ГОК

2019 2х80 МВА 160 0 160 0

ООО «Байкальская

горная

компания»

2

Строительство ВЛ

220 кВ Чара -

Удоканский ГОК I,

II цепь

2019 2х0,5 км 1 1,0 0 0

ООО

«Байкальская

горная

компания»

3

Строительство ВЛ

220 кВ Чара - Блуждающий I, II

цепь

2021 2х30 км 60 60,0

ООО

«Байкальская горная

компания»

4 Строительство ПС 220 кВ Блуждающий

2021 5х50 МВА 250 250

ООО

«Байкальская горная

компания»

5

Строительство

заходов на ПС 220

кВ Семиозерный ориентировочной

общей

протяженностью 8 км (для ТП

энергопринимающих

устройств АО "РЖД")

2019 2х4 км 8 8 0 0 ПАО «ФСК

ЕЭС»

6

Строительство ПС

220 кВ Семиозерный

(перенос существующей ПС

на новое место)

2019 80 МВА 80 0 80 0 ОАО «РЖД»

128

№

п/п


ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)

Год

ввода объекта

Технические характеристики

объектов

проекта ВЛ, км,

ПС, МВА

(Мвар)

2018 г. 2019 г. 2020 г. 2021 г. 2022 г. 2023г. Итого Организация,

ответственная

за реализацию

проекта км МВА Мвар км МВА Мвар км МВА Мвар км МВА Мвар км МВА Мвар км МВА Мвар км МВА Мвар

7

Реконструкция ОРУ

220 кВ ПС 220 кВ Чара с изменением

существующей

схемы и установкой 2 линейных ячеек

2019 2 ячейки 220 кВ ПАО «ФСК

ЕЭС»

8

Реконструкция ПС 220 кВ Чара с

расширением на две

линейные ячейки

2021 2 ячейки 220 кВ ПАО «ФСК

ЕЭС»

9 Строительство ПС 220 кВ Багульник

2021 2х125 МВА 250 0 250 0 ПАО «ФСК

ЕЭС»

Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети)

220 кВ

10

Строительство ВЛ 220 кВ Маккавеево -

Чита I,II цепь с

заходом одной цепи на ПС 220 кВ

Багульник

2021 2х116,5 км 233 236,4 0 0 ПАО «ФСК

ЕЭС»

11

Реконструкция ПС

220 кВ Петровск-Забайкальская с

изменением схемы

РУ 220 кВ (секционирование

системы шин)

2018 2х63 МВА 126 0 126 0 ПАО «ФСК

ЕЭС»

12

Реконструкция ПС

220 кВ Петровск-

Забайкальская с установкой 2хУШР-

35 кВ мощностью 25

Мвар (2х25 Мвар)

2018 2х25 Мвар 50 0 50 ПАО «ФСК

ЕЭС»

129

В рассматриваемый период намечается сооружение следующих основных

электросетевых объектов 220 кВ:

1. Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Маккавеево – Чита

протяженностью 2х116,5 км со строительством ПС 220 кВ Багульник с

установкой двух автотрансформаторов мощностью 125 МВА, подключенной в

рассечку одной из цепей ВЛ 220 кВ Маккавеево – Чита.

В рамках выполнения данного мероприятия намечается сооружение

следующих основных электросетевых объектов 220 кВ:

- ПС 220 кВ Багульник с установкой двух автотрансформаторов по 125 МВА

каждый;

- ВЛ 220 кВ Маккавеево – Чита-500 I, II цепь, с заходом одной цепи на ПС

220 кВ Багульник протяженностью 2х118,2 км.

Данные мероприятия приняты в соответствии с проектом Схемы и

программы развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы.

Срок реализации в соответствии с проектом СиПР ЕЭС на 2018-2024 гг. –

2021 год. В соответствии с ИП ПАО «ФСК ЕЭС» на 2016-2020 гг. срок реализации

мероприятия – 2021 год.

Схема электропередачи ПС 220 кВ Маккавеево – Читинская ТЭЦ-1 – ПС 220

кВ Чита представлена на рисунке 33.

Рис. 33. Схема электропередачи

ПС 220 кВ Маккавеево – Читинская ТЭЦ-1 – ПС 220 кВ Чита

С вводом в работу двухцепной ВЛ 220 кВ Маккавеево – Чита не происходит

отделение Юго-Восточной части энергосистемы Забайкальского края и

энергосистемы Забайкальского края в целом от ОЭС Сибири.

Читинская

ТЭЦ-1

ПС 220 кВ Чита

293296

ПС 220 кВ


294 291 584

ПС 220 кВ

Багульник

296293

2

1

100

2х125

09 10

1

2

07 08 01 02

о

ТГ-1

ТГ-2ТГ-3

ТГ-5ТГ-4 ТГ-6

ПС 110 кВ

Заречная1

2

0605

130

Ввод в работу ПС 220 кВ Багульник, подключенной в рассечку одной из

цепей ВЛ 220 кВ Маккавеево – Чита, и двух цепей 110 кВ Багульник – Заречная

позволит обеспечить дополнительную связь электросетей города Читы

с сетью 220 кВ.

2. Реконструкция ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская с изменением

схемы РУ 220 кВ (секционирование системы шин).

В рамках выполнения данного мероприятия намечается реконструкция ПС

220 кВ Петровск-Забайкальская с изменением схемы РУ 220 кВ (секционирование

системы шин) – для увеличения величины максимально допустимого перетока в

сечении Бурятия – Чита.

Мероприятие – реконструкция ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская с

изменением схемы РУ 220 кВ (секционирование системы шин) предусмотрено

проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на 2018-2024 годы со сроком

реализации 2019 год, срок постановки под напряжение – 2018 год.

В соответствии с результатами расчетов допустимых перетоков мощности

ОТР предпроектной документации (том П2200302-3472-ЭЭС), разработанной по

титулу «Реконструкция ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская с изменением схемы

РУ 220 кВ (секционирование системы шин)» данное мепроприятие с учетом

выполнения ПА позволит увеличить величину МДП в сечении Бурятия – Чита до

величины 464 МВт.

Данное мероприятие включено в Перечень мероприятий по развитию

электрических сетей, необходимых для обеспечения перспективных нагрузок ОАО

«РЖД» (протокол совещания в Департаменте развития электроэнергетики

Минэнерго России от 27.06.2014).

В существующей схеме величина максимально – допустимого перетока

мощности (МДП) в сечении Бурятия – Чита составляет 275 МВт.

Существующая электрическая схема ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская


Схема ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская с изменением схемы РУ 220 кВ

(секционирование системы шин) представлена на рисунке 35.

Технический эффект от выполнения мероприятий:

− увеличение МДП в контролируемом сечении «Бурятия – Чита»;

− обеспечения перспективных нагрузок ОАО «РЖД».

131

−

Рис. 34. Существующая электрическая схема ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская

Рис. 35. Схема ПС 220 кВ

Петровск-Забайкальская с секционированием системы шин

3. Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Чара – Удоканский ГМК I, II

цепь с ПС 220 кВ Удоканский ГОК. Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ

Чара - Блуждающий I, II цепь с ПС 220 кВ Блуждающий.

В рассматриваемый период для обеспечения возможности присоединения

новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий

намечается сооружение следующих основных электросетевых объектов 220 кВ:

- ВЛ 220 кВ Чара – Удоканский ГМК I, II цепь протяженностью 2х0,5 км –

для обеспечения технологического присоединения 1-й очереди Удоканского ГМК.

ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская

В-2

83

В-2

84

В-2

62

о

1 СШ 220кВ

2 СШ 220кВ



Бурятская энергосистема

1 СШ 1 сек 1 СШ 2 сек

2 СШ 1 сек 2 СШ 2 сек



Бурятская энергосистема

ПС 220 кВ Петровск-


132

- ПС 220 кВ Удоканский ГОК с установкой двух автотрансформаторов по

80 МВА каждый – для обеспечения технологического присоединения 1-й очереди

Удоканского ГМК.

- ВЛ 220 кВ Чара – Блуждающий I, II цепь протяженностью 2х30 км – для

обеспечения технологического присоединения 2-й очереди Удоканского ГМК.

- ПС 220 кВ Блуждающий с установкой пяти автотрансформаторов по 50

МВА каждый – для обеспечения технологического присоединения 2-й очереди

Удоканского ГМК.

Данные мероприятия предусмотрены проектом Схемы и программы

развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы со сроком

реализации: 1 очереди – 2019 год, 2 очереди – 2021 год. Мероприятие –

реконструкция ОРУ 220 кВ Подстанции Чара 220/110/35/10 кВ с изменением

существующей схемы для осуществления технологического присоединения

энергетических установок ООО «Байкальская горная компания» включено в ИП

ПАО «ФСК ЕЭС» на 2016-2020 со сроком реализации 2019 год.

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию

магистральных и распределительных сетей на территории энергосистемы

Забайкальского края и Амурской энергосистемы на 2017-2022 годы, реализуемых

в рамках ОЭС Востока, в соответствии с проектом Схемы и программы развития

ЕЭС России на 2018-2024 гг., представлен в таблице 60.

133

Таблица 60

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электрической сети 220-500 кВ

энергосистемы Забайкальского края и Амурской энергосистемы на период 2018-2023 гг. (ОЭС Востока)

№

п/п


ПРОЕКТА

(МЕРОПРИЯТИЕ)

Год

ввода

объекта


характеристики

объектов

проекта

ВЛ, км,

ПС, МВА

(Мвар)

2018 г. 2019 г. 2020 г. 2021 г. 2022 г. 2023 г. Итого


Межсистемные линии электропередачи

220 кВ

1. ВЛ 220 кВ Тында – Лопча

– Хани – Чара

2018,

2019 560 км 160 400 560 0 0

134

В части Амурской энергосистемы в части усиления межсистемных линий

электропередачи с Забайкальской энергосистемой намечается сооружение

следующих основных электросетевых объектов 220 кВ:

ВЛ 220 кВ Тында – Лопча – Хани – Чара протяженностью 560 км – для

обеспечение совместной работы ОЭС Востока и ОЭС Сибири, а также для

усиления межсистемных линий электропередачи на транзите вдоль БАМа от ПС

Тында (ОЭС Востока) до ПС Уоян (ОЭС Сибири).

Данные мероприятия приняты в соответствии с проектом Схемы и

программы развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы.

Срок реализации – 2018, 2019 годы. Мероприятие строительство одноцепной ВЛ

220 кВ Тында – Лопча – Хани – Чара включено в ИП ПАО «ФСК ЕЭС» на 2016-

2020 со сроком реализации в 2021 году.

Электроснабжение потребителей энергорайона БАМ, в зависимости от

схемно-режимной ситуации осуществляется от ОЭС Сибири или от ОЭС Востока.

Карта-схема электроснабжения зоны БАМа Забайкальской энергосистемы


Рис. 36. Карта-схема электроснабжения зоны БАМа

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением

220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Забайкальского края на 2018-2023

гг. в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на 2018-

2024 гг. представлена на рисунке 37.

135

Рис. 37. Карта-схема размещения ВЛ, ПС 220 кВ и выше и электростанций

энергосистемы Забайкальского края на 2018-2024 гг.

4.7. Предложения по развитию распределительных сетей 110-220 кВ

на территории Забайкальского края на период 2018-2023 годов.

Предложения по развитию электрической сети напряжением 110-220 кВ на

период 2018-2023 годов сформированы на основе анализа существующего

состояния и прогноза изменений схемно-режимной и режимно-балансовой

ситуации в энергосистеме Забайкальского края на перспективу, результатов ранее

выполненных работ по развитию ЕЭС России, ОЭС Сибири и энергосистемы

Забайкальского края, схем выдачи мощности электростанций и схем внешнего

электроснабжения потребителей, работ, связанных с обоснованием необходимости

сооружения электросетевых объектов, а также на основе рекомендаций и

136

предложений АО «СО ЕЭС», ПАО «ФСК ЕЭС» и ПАО «МРСК Сибири» и органов

исполнительной власти Забайкальского края.

Развитие электрических сетей 35 кВ и выше рассматривалось для базового

варианта прогноза потребления электроэнергии и мощности Забайкальского края,

принятого по материалам АО «СО ЕЭС».

Развитие электрической сети 35 кВ и выше энергосистемы Забайкальского

края на рассматриваемую перспективу 2018-2023 гг. направлено на решение

следующих задач:

− обеспечение выдачи мощности электростанций;

− обеспечение надежности электроснабжения потребителей, системной

надежности;

− повышение пропускной способности существующих электрических

связей;

− создание условий для свободного доступа на технологическое

присоединение к электрическим сетям новых потребителей при обеспечении

требуемого уровня надежности;

− преодоление массового старения электросетевого оборудования линий и

подстанций, развитие системы диагностики электросетевых объектов;

− развитие информационной и телекоммуникационной инфраструктуры,

повышение наблюдаемости электрической сети, повышение управляемости всех

элементов сети;

− проверка соответствия отключающей способности коммутационной

аппаратуры, установленной на шинах подстанций и электростанций, уровню

перспективных токов КЗ, оценка уровня токов КЗ для выбора коммутационной

аппаратуры новых ПС;

− снижение расхода электроэнергии на ее транспорт.

При формировании предложений по развитию электрической сети 35 кВ и

выше энергосистемы Забайкальского края учитывались планы развития

собственников электрических сетей на основании проектов инвестиционных

программ субъектов электроэнергетики, а также предложения АО «СО ЕЭС» по

устранению выявленных «узких мест» энергосистемы на основании проведенного

анализа работы электрической сети и результатов расчетов электрической сети на


Расчеты электрических режимов потокораспределения по годам расчетного

периода 2018-2023 гг. выполнены для:

− зимних максимальных и минимальных нагрузок рабочего дня;

− летних максимальных нагрузок рабочего дня;

− летних минимальных нагрузок выходного дня.

137

1. Создание комплекса ЛАПНУ на ТЭЦ ППГХО и реконструкция

устройств РЗА.

Данное мероприятие включено в инвестиционную программу филиала АО

«ОТЭК» в г. Краснокаменске со сроком реализации 2019 год.

Контроль перетока мощности осуществляется от шин ПС 220 кВ ЦРП

ППГХО, ПС 110 кВ Забайкальск, ПС 110 кВ Кличка. Дополнительно

осуществляется контроль токовой нагрузки ВЛ 110 кВ.

Максимально допустимая нагрузка (МДН) ТЭЦ ППГХО назначена по

условию сохранения динамической устойчивости станции в послеаварийном

режиме при отключении ВЛ 110 кВ Кличка – ТЭЦ ППГХО I цепь с отпайкой на ПС

Уртуй (ВЛ-110-26). Максимально допустимая нагрузка станции (МДН)

определяется величиной потребление Краснокаменского энергорайона (Рпотр) в

зависимости от числа работающих турбогенераторов на ТЭЦ ППГХО.

При работе трех и менее ТГ МДН= 70 МВт, при Рпотр ≤ 80 МВт; МДН=

0,57*Рпотр +24 МВт, при Рпотр > 80 МВт.

При работе четырех ТГ МДН= 90 МВт, при Рпотр ≤ 80

МВт;МДН=0,71*Рпотр +33 МВт, при Рпотр > 80 МВт.

При работе пяти ТГ МДН=0,25*Рпотр +100 МВт, при Рпотр ≤ 100 МВт;

МДН=0,5*Рпотр +75 МВт, при Рпотр >100 МВт.

При работе шести ТГ МДН=0,33*Рпотр +115 МВт.

Создание комплекса ЛАПНУ с учетом реконструкции РЗА на ТЭЦ ППГХО

для сохранения динамической устойчивости станции позволит увеличить величину

максимально допустимой мощности станции без сетевого строительства до 240

МВт в летний период и до 315 МВт в зимний период.

Схема выдачи мощности ТЭЦ ППГХО представлена на рисунке 38.

Рис. 38. Схема выдачи

мощности ТЭЦ ППГХО

Для уменьшения времени ликвидации КЗ при определяющем возмущении –

трехфазное КЗ вблизи шин 110 кВ ТЭЦ ППГХО с отказом выключателя и УРОВ,

требуется реконструкция РЗ на ТЭЦ ППГХО и ПС 220 кВ ЦРП ППГХО.

138

Для обеспечения теплоснабжения потребителей города Краснокаменск и

промышленной нагрузки ПАО «ППГХО», временно, до выполнения АО «ОТЭК»

комплекса противоаварийной автоматики – локальной автоматики

предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ) ТЭЦ ППГХО (планируемый

срок – февраль 2019 года), ТЭЦ ППГХО разрешена работа в вынужденном режиме

в нормальной схеме с генерацией активной мощности не более 220 МВт.


− увеличение выдачи мощности ТЭЦ ППГХО в энергосистему


− сохранение динамической устойчивости ТЭЦ ППГХО;

− уменьшение времени ликвидации КЗ.

2. Строительство двух ВЛ 110 кВ Багульник – Заречная для связи шин

110 кВ ПС 220 кВ Багульник с сетью 110 кВ г. Читы, реконструкция

ПС 110/10/6 кВ Заречная с расширением ОРУ-110 (Багульник, установка 2-х

линейных ячеек).

Данное мероприятие включено в ИП ПАО «МРСК Сибири» на 2018-2023 со

сроком реализации 2021 год. Электроснабжение потребителей г. Читы

осуществляется от 17 подстанций 110 кВ, расположенных в черте города.

Основной источник электроснабжения потребителей города Чита – Читинская

ТЭЦ-1 (шины 110 кВ). Связь шин 110 кВ Читинской ТЭЦ-1 осуществляется через

два автотрансформатора связи мощностью 125 МВА.

Недостатки схемы электроснабжения города Читы – один источник питания

(шины 110 кВ Читинской ТЭЦ-1).

Результаты расчетов электрических режимов представлены в приложении А.

Схема электроснабжения города Читы представлена на рисунке 39.

Рис. 39. Схема электроснабжения города Читы

Читинская

ТЭЦ-1

ПС 220 кВ

Чита

293296

ПС 220 кВ


294 291 583

ПС 220 кВ

Багульник

ПС 220 кВ

Лесная

о

51

296293

2

1

100

2х125

09 10

1

2

07 08 01 02

о

ТГ-1

ТГ-2ТГ-3

ТГ-5ТГ-4 ТГ-6

ПС 110 кВ

Каштак

07 08о

1

2

05 06

ПС 110 кВ

Заречная1

2

0605

ПС 110 кВ


139

В летний период при аварийных возмущениях:

- ремонт одной из систем шин 110 кВ (например, 1 СШ, все присоединения

которой переводятся на 2 СШ) и аварийное отключение второй системы шин

110 кВ;

- аварийное отключение любой ВЛ 110 кВ с отказом выключателя и работой

УРОВ, приводящего к отключению 2 СШ – происходит полное погашение

нагрузки города Читы – 150 МВт.

Мероприятия - строительство двух ВЛ 110 кВ Багульник – Заречная,

расширение ОРУ-110 кВ ПС 110 кВ Заречная на 2 линейные ячейки, принято в

соответствии с выданными техническими условиями на технологическое

присоединение объектов электросетевого хозяйства ПАО «МРСК Сибири» к

электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» от 22.05.2012 с изменениями № 1 в ТУ от

06.10.2015 (Договор об осуществлении технологического присоединения от

12.04.2013 № 16/12-ТП-М2 объектов электросетевого хозяйства ПАО «МРСК

Сибири» к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС»).

3. Строительство ВЛ-110 кВ от ПС 110/35/6 кВ Верхняя Давенда

до вновь строящейся ПС 110 кВ Тупик протяженностью 126 км,

строительство ПС 110 кВ Тупик, реконструкция ПС 110/35/6 кВ Верхняя

Давенда с расширением ОРУ 110 кВ.

Строительство ВЛ 110 кВ от ПС 110/35/6 кВ Верхняя Давенда до вновь

строящейся ПС 110 кВ Тупик протяженностью 126 км и строительство ПС 110 кВ

Тупик с одним силовым трансформатором мощностью 16 МВА позволит

осуществить централизованное электроснабжение административного центра

муниципального района «Тунгиро – Олекминский район».

В Тунгиро-Олѐкминском районе расположены пять населѐнных пунктов:

с. Тупик, с. Заречное, с. Гуля, с. Моклакан, с. Средняя Олекма в составе двух

сельских поселений: сельское поселение «Зареченское», сельское поселение

«Тупикское». Численность населения Тунгиро-Олѐкминского района по данным на

1 января 2017 года составляет 1328 человек.

В настоящее время село Тупик – административный центр муниципального

района «Тунгиро-Олекминский район», является единственным районным центром

Забайкальского края, не обеспеченным централизованным электроснабжением.

Услуги по производству, передаче и продаже электроэнергии потребителям в

сельских поселениях «Зареченское» и «Тупикское» в границах балансовой

принадлежности осуществляет гарантирующий поставщик ООО «Коммунальник».

Производство электрической энергии осуществляется от дизельных

электрогенераторов мощностью 650 кВт 720 кВт. Тариф на электрическую энергию

для потребителей данных сельских поселениях составляет в настоящее время

34,0-35,9 рублей за 1 кВтч.

140

Промышленность Тунгиро-Олѐкминского района представлена

небольшими предприятиями по переработке сельско-хозяйственного сырья, в том

числе по выпечке хлеба и хлебобулочных изделий. Охотничьим промыслом

занимается МУП «Тунгирпушнина», с 2005 ООО «Олекма». Действует Тунгиро-

Олѐкминский лесхоз, объем лесосырьевой базы которого оценивается в 78 млн.

куб. метров. Добыча россыпного золота ведется старательскими артелями «Урюм»,

«Мокла». Единственный вид транспорта – автомобильный.

Целью реализации проекта является обеспечение технологического

присоединения энергопринимающих устройств муниципальных образований

сельское поселение «Зареченское» и сельское поселение «Тупикское» к

электрическим сетям ПАО «МРСК Сибири» на основании Заявки юридического

лица на присоединение энергопринимающих устройств от 24.04.2018 г. № 11784 и

проекта технических условий на технологическое присоединение

энергопринимающих устройств сельского поселения «Зареченское» и сельское

поселения «Тупикское» к электрическим сетям ПАО «МРСК Сибири».

Кроме того, реализация данного проекта создаст условия для обеспечения

технической возможности технологического присоединения физических лиц к

электрической сети ПАО «МРСК Сибири» в с. Гуля, с. Моклакан и с. Средняя

Олекма, а также послужит повышению качества жизни населения района, в том

числе его коренных жителей – эвенков.

В соответствии с проектом технических условий на технологическое

присоединение энергопринимающих устройств сельского поселения «Зареченское»

и сельского поселения «Тупикское» к электрическим сетям ПАО «МРСК Сибири»

для обеспечения технологического присоединения энергопринимающих устройств

Заявителя предлагаются следующие мероприятия по основному (первичному)

электротехническому оборудованию:

1. Строительство ПС 110 кВ Тупик с одним силовым трансформатором

мощностью 16 МВА.

2. Строительство одной ВЛ 110 кВ от РУ 110 кВ ПС 110/35/6 кВ Верхняя

Давенда до вновь сооружаемой ПС 110 кВ Тупик, протяженностью 126 км.

3. Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Верхняя Давенда с расширением

ОРУ 110 кВ.

Данные мероприятия предлагается включить в мероприятия по развитию

электрической сети 110 кВ в дополнительный (альтернативный) сценарий

социально-экономического развития Забайкальского края, с возможностью учета в

базовом варианте схемы и программы развития электроэнергетики Забайкальского

края следующего периода при условии наличия утвержденных технических

условиях на технологическое присоединение данного Заявителя и разработанного

технико-экономического обоснования выполнения указанных мероприятий.

Предварительные сроки окончания работ 2019-2020 годы.

141

4. Реконструкция ПС 110 кВ Казаново с заменой силовых

трансформаторов 1*6,3 +1*10 МВА на 2*16 МВА, оборудования

РУ-10-35-110 кВ. Целью реализации проекта является ликвидация дефицита мощности на ПС

110 кВ Казаново и исключения случаев ввода ГВО потребителей, подключенных от

данного центра питания.

От ПС 110 кВ Казаново осуществляется электроснабжение населения общей

численностью более 2 146 человек, 8 водокачек, 2 котельных, 2 школ, одного

горнорудного предприятия, одного медицинского учреждения и прочие социально

значимые объекты.

В настоящее время загрузка ПС 110 кВ Казаново 1х6,3 МВА и 1х10 МВА в

режиме N-1 по фактическим максимальным контрольным замерам за последние

пять лет составляет 128% (8,1 МВА). Мощность действующих договоров на

технологическое присоединение составляет 4,9 МВт (ООО Дельмачик),

соответственно загрузка подстанции составит 206% (13,0 МВА). Мощность

действующих заявок на технологическое присоединение составляет 0,0 МВт, и,

соответственно, загрузка подстанции останется неизменной 206% (13,0 МВА). В

конечном итоге суммарный дефицит мощности составит 6,7 МВт.

В соответствии с ПТЭ п.5.3.15 допускается в аварийных режимах перегруза

для силового трансформатора сверх номинального тока свыше 100 % не более 10

минут. Таким образом, после 10 минутного перегруза необходимо вводить графики

аварийного ограничения электрической энергии (мощности) на величину 6,7 МВт.

Возможность перевода нагрузки на другие центры питания – отсутствует.

В свою очередь, следует отметить, что проведение реконструкции позволит

снизить процент загрузки и ликвидировать возникший дефицит мощности на

перегруженной ПС 110 кВ Казаново при установке силовых трансформаторов

мощностью 2х16 МВА.

Мероприятия о необходимости замены силовых трансформаторов на

ПС 110 кВ Казанаво в технических условиях на технологическое присоединение

заявителей отсутствуют.

Электрическая схема ПС 110 кВ Казаново представлена на рисунке 40.

Рис. 40. Электрическая схема ПС 110 кВ Казаново

142

5. Перевод питания потребителей с ПС 110 кВ КСК на

ПС 110 кВ Промышленная в г. Чита.

Целью реализации проекта является ликвидация дефицита мощности

ПС 110 кВ на перегруженной ПС 110 кВ КСК при помощи перевода части нагрузки

потребителей на консолидируемую ПС 110 кВ Промышленная.

В настоящее время от ПС 110 кВ КСК осуществляется электроснабжение

населения общей численностью 35200 человек, одной водокачки, 3 детских домов,

3 школ, 7 детских садов, 10 медицинских учреждений.

Подстанция была введена в эксплуатацию в 1966 году, на ПС 110 кВ КСК

установлены два трансформатора марки ТДНГУ 20000/110 и один трансформатор

марки ТМ 6300/35. В качестве коммутационного оборудования 110 кВ

используются ОД-КЗ, имеющие низкую надѐжность. При срабатывании КЗ-110

происходит отключение питающей ВЛ 110 кВ, от которой подключены другие ПС

«городского кольца». В настоящее время загрузка ПС 110 кВ КСК 2х20 и

1х6,3 МВА в режиме |N-1 по фактическим максимальным контрольным замерам за

последние пять лет составляет 112% (22,4 МВА). Мощность действующих

договоров на технологическое присоединение составляет 3,890 МВт и

соответственно, при выполнении обязательств по договорам технологического

присоединения загрузка подстанции возрастет до 134% (26,290 МВА). Мощность

действующих заявок на технологическое присоединение составляет 0,129 МВт и

соответственно, загрузка подстации составит 135% (26,419 МВА). В конечном

итоге суммарный дефицит мощности составит 5,9 МВт.

В свою очередь на ПС 110 кВ Промышленная установлены силовые

трансформаторы мощностью 1х10 МВА и 1х25 МВА.

По информации владельца ПС максимальный зимний контрольный замер за

2016 год составил 1,33 МВА.

Информация о заявках и заключенных договорах на технологическое

присоединение к данной ПС отсутствует. Следовательно, объѐм свободной

мощности в режиме N-1 на ПС 110 кВ Промышленная составляет 9,2 МВт.

Таким образом, можно сделать вывод, что с перегруженной ПС 110 кВ КСК

можно по фидерам 10 кВ на ПС 110 кВ Промышленная можно перевести объѐм

нагрузки до 7,1 МВт. Следовательно ввод ГАО не требуется.

При этом загрузка подстанций по фактическим данным контрольных

замеров, а также с учетом заключенных договоров и поданных заявок на ТП

составит:

ПС 110 кВ КСК – 15,6 МВА (96%)

ПС 110 кВ Промышленная – 8,43 МВА (84%).

Мероприятия по переводу части нагрузки с ПС 110 кВ КСК на ПС 110 кВ

Промышленная в технических условиях на технологическое присоединение


143

Рис. 41. Электрическая схема ПС 110 кВ Промышленная

6. Реконструкция ПС 110 кВ Кайдаловская с заменой силовых

трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА, оборудования РУ-6-10-110 кВ,

РЗиА, СТДУ.

Целью реализации проекта является ликвидация дефицита мощности ПС 110

кВ Кайдаловская и обеспечение надежного и бесперебойного электроснабжения

потребителей Центрального и Ингодинского административных районов

городского округа города Чита.

В настоящее время от ПС 110 кВ Кайдаловская осуществляется

электроснабжение населения общей численностью 26989 человек, 1 котельной, 10

детских садов, 9 школ, 8 медицинских учреждений и прочие социально-значимые

объекты.

Подстанция была введена в эксплуатацию в 1984 году, на ПС 110 кВ

Кайдаловская установлены два трансформатора марки ТДТН 25000/110. Кроме

того, мероприятия по замене ОД-КЗ-110 кВ на ПС 110 кВ Кайдаловская включены

в целевую программу. ОД-КЗ имеют низкую надѐжность, при неправильной работе

отделителя без электроснабжения может оказаться большая часть потребителей,

подключенных от данного центра питания. В связи с этим планово реализуется

программа по замене ОД- КЗ на элегазовые выключатели.

В настоящее время загрузка ПС 110 кВ Кайдаловская 2х25 МВА в режиме N-

1 по фактическим максимальным контрольным замерам за последние три года

составляет 134% (33,4 МВА). Мощность действующих договоров на

144

технологическое присоединение составляет 0,535 МВт и соответственно, при

выполнении обязательств по договорам технологического присоединения загрузка

подстанции возрастет до 136% (33,935 МВА). Мощность действующих заявок на

технологическое присоединение составляет 0,118 МВт и соответственно, загрузка

подстанции составит 137% (34,053 МВА). В конечном итоге суммарный дефицит

мощности составит 7,9 МВт.

В соответствии с ПТЭ п.5.3.15 допустимый перегруз для силового

трансформатора при загрузке от 130 до 145 % составляет не более 80 минут. Таким

образом, после 80 минутного перегруза и перевода части нагрузки на ПС 110 кВ

Северная необходимо вводить графики аварийного ограничения электрической

энергии (мощности) на величину 6,9 МВт.

Возможность перевода нагрузки с ПС 110 кВ Кайдаловская на ПС 110 кВ

Северная возможна в объеме 1,0 МВт.

Мероприятия о необходимости замены силовых трансформаторов на ПС 110

кВ Кайдаловская в технических условиях на технологическое присоединение


Электрическая схема ПС 110 кВ Кайдаловская представлена на рисунке 42.

Рис. 42. Электрическая схема ПС 110 кВ Кайдаловская

7. Реконструкция/оптимизация загрузки ПС: замена трансфор-

матора на ПС Дельмачик 35 кВ с 2,5 МВА на 6,3 МВА.

Целью реализации проекта является ликвидация дефицита мощности

на ПС 35 кВ Дельмачик и обеспечение технологического присоединения объектов

ООО «Дельмачик» с заявленной мощностью 4,9 МВт.

Электрическая схема ПС 35 кВ Дельмачик представлена на рисунке 43.

145

Рис. 43.

Электрическая схема

РП ПС Дельмачик

35 кВ

8. Реконструкция ПС 35 кВ Верх-Чита с заменой силовых

трансформаторов 2х4 МВА на 2х6,3 МВА, оборудования РУ-35, 10 кВ, и

реконструкция распределительной сети от ПС 35/10 кВ Верх – Чита в

рамках реализации пилотного проекта по цифровизации электрической

сети. Целью реализации проекта является ликвидация дефицита мощности ПС 35

кВ Верх-Чита и обеспечение надежного и бесперебойного электроснабжения

потребителей Читинского района и населенных пункотов с. В.Чита, с. Карповка, п.

Береговой, с. Угдан, п. Биофабрика, с. Смоленка, п. Заречный, п. Падь Лапочкина,

с. Шишкино, с. Ручейки, с. Авдей находящихся близ города Читы, а также

обеспечение для технологического присоединения новых потребителей

электрической энергии.

В настоящее время от ПС 35 кВ Верх-Чита осуществляется

электроснабжение населения общей численностью 4223 человек, 10 водокачек, 7

котельных, 1 детского сада, 7 школ, 6 детских садов, 2 медицинских учреждений 1

оздоровительного лагеря и прочих социально-значимых объектов. Подстанция

была введена в эксплуатацию в 1981 году, на ПС 35 кВ Верх-Чита установлены два

трансформатора марки ТМ 4000/35.

В связи с высоким физическим и моральным износом оборудования и

образованием дефектов вследствие длительного срока эксплуатации

предусмотрены мероприятия по замене оборудования РУ 35 кВ, 10 кВ, а также

реконструкция распределительной сети в рамках реализации пилотного проекта по

цифровизации электрической сети.

В настоящее время загрузка ПС 35 кВ Верх-Чита 2х4 МВА в режиме N-1 по

146

фактическим максимальным контрольным замерам за последние три года

составляет 173% (6,9 МВА).

Мощность действующих договоров на технологическое присоединение

составляет 2,037 МВт и, соответственно, при выполнении обязательств по

договорам технологического присоединения загрузка подстанции возрастет до

227% (8,937 МВА). Мощность действующих заявок на технологическое

присоединение составляет 0,644 МВт и соответственно, загрузка подстанции

составит 245% (9,581 МВА). В конечном итоге суммарный дефицит мощности

составит 5,6 МВт.

В соответствии с ПТЭ п.5.3.15 допустимый перегруз для силового

трансформатора при загрузке свыше 100 % составляет не более 10 минут. Таким

образом, после 10 минутного перегруза необходимо вводить графики аварийного

ограничения электрической энергии (мощности) на величину 5,6 МВт.

Возможность перевода нагрузки на другие центры питания – отсутствует.

Мероприятия по замене силовых трансформаторов на ПС 35 кВ Верх – Чита

включены в технические условия для технологического присоединения объектов

пищевой промышленности ИП Турков А.Ю. с максимальной мощностью 100 кВт;

(ранее присоединенная мощность 25 кВт, заявленная к присоединению мощность

составляет 75 кВт).

Реализация мероприятий по цифровизации распределительных

электрических сетей от ПС 35/10 кВ Верх-Чита требует дополнительной

проработки в составе отдельной проектной работы на основании технико-

экономического обоснования.

Электрическая схема ПС 35 кВ Верх-Чита представлена на рисунке 44.

Рис. 44. Электрическая схема ПС 35 кВ Верх-Чита

147

9. Реконструкция ВЛ 110 кВ Заречная-Каштак с отпайками I цепь

(ВЛ 110-05), ВЛ 110 кВ Заречная-Каштак с отпайками II цепь

(ВЛ 110-06) на участке от ПС 110 кВ Заречная до отпаек на ПС 110 кВ

Северная с заменой провода.

Реализация данного мероприятия осуществляется в рамках реализации

выданных технических условий и является частью проекта по строительству ВЛ

110 кВ Багульник – Заречная.

Проведение реконструкции позволяет увеличить пропускную способность

указанных участков ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Заречная до ПС 110 кВ Антипиха,

Кайдаловская, Северная, а также позволит полностью исключить ограничение

потребления электроэнергии в случае возникновения аварийных ситуаций в

электрической схеме Читинской ТЭЦ-1. В настоящее время на ВЛ 110 кВ

использован провод марки АС – 120/19 с допустимой токовой нагрузкой 390 А.

Реконструкция ВЛ с использованием композитного усиленного алюминиевого

провода ACCR 207-T23 позволит увеличить допустимую токовую нагрузку до

1191 А, что позволит провести усиление схемы 110 кВ (городского кольца).

Реализация данного мероприятий определено ОТР проектной документации,

разработанной ООО «ПМК Сибири» по титулу «Технологическое присоединение

подстанций «городского кольца» г. Чита к ПС 220 кВ Багульник (новое

строительство ВЛ 110 кВ Багульник – Заречная, реконструкция ПС 110/6 кВ

Заречная, реконструкция ВЛ 110 кВ № 05, 06 Заречная – Каштак)» в рамках

реализации мероприятий по технологическому присоединению объектов

электросетевого хозяйства ПАО «МРСК Сибири» к электрическим сетям ПАО

«ФСК ЕЭС» от 22.05.2012 с изменениями № 1 в ТУ от 06.10.2015 (Договор об

осуществлении технологического присоединения от 12.04.2013 № 16/12-ТП-М2

объектов электросетевого хозяйства ПАО «МРСК Сибири» к электрическим сетям

ПАО «ФСК ЕЭС»).

Расчет электрических режимов представлен в Приложение А.

Карта-схема ВЛ 110 кВ Заречная – Каштак представлена на рисунке 45.

Рис. 45.

Карта - схема

ВЛ 110 кВ Заречная –

Каштак

148

10. Реконструкция ВЛ-110-23 от отпайки на проектируемую

ПС 110 кВ Бутунтай до ПС 110 кВ Акатуй (с заменой деревянных

одноцепных опор, с подвеской ВОЛС).

Необходимость реконструкции обусловлена высокой степенью загнивания

деревянных опор и возросшей аварийностью ВЛ 110 кВ Вершина Шахтамы –

Акатуй – Кличка с отпайкой на ПС Бугдаинская (ВЛ-110-23) (основание: акт-

предписание Забайкальского управления Федеральной службы по экологическому,

технологическому и атомному надзору (Забайкальское управление Ростехнадзора)

№ С-12-07-13(Ц)ЧЭ- ЮВЭС от 19.07.2013).

Реконструкция участка вышеуказанной ВЛ 110 кВ позволит устранить ее

аварийное техническое состояние, а также замечания указанные в акт-предписании

Забайкальского управления Ростехнадзора.

Расчет электрических режимов представлен в Приложение А.

Карта-схема ВЛ 110 кВ Кличка – Акатуй представлена на рисунке 46.

Рис. 46. Карта-схема ВЛ

110 кВ Кличка – Акатуй

11. Строительство ВЛ 110 кВ Новоширокая – Благодатка,

реконструкция ПС 110 кВ Новоширокая, ПС 110 кВ Благодатка с

расширением ОРУ – 110кВ.

Строительство ВЛ 110 кВ Новоширокая – Благодатка необходимо для

реализации комплекса мероприятий, целью которых является выполнение

закольцовки сети 110 кВ и тем самым, обеспечение резервирования центров

питания по уровню напряжения 110 кВ в Юго – Восточных районах


В свою очередь реконструкция ПС 110 кВ Новоширокая и ПС 110 кВ

149

Благодатка с расширением ОРУ – 110 кВ на одну линейную ячейку на каждой ПС

необходима с целью присоединения к электрической сети вновь строящейся

ВЛ 110 кВ Новоширокая – Благодатка.


Ново - Широкая установлены два трансформатора марки ТДТН 10000/110.


Благодатка установлены два трансформатора марки ТМТГ 5600/110.

В настоящее время электроснабжение 284 социально значимых объектов и

более 41000 человек Приаргунского, Калганского и Нер-Заводского районов,

расположенных в Юго-Восточных районах Забайкальского края, осуществляется

от трех ПС 110 кВ (Кадая, Михайловка, Благодатка) по ВЛ 110 кВ Кличка –

Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110-24) и ВЛ 110 кВ Приаргунская ТЭЦ – Кадая (ВЛ-110-

25) и не имеют резервного электроснабжения. Аналогично, электроснабжение 53

социально значимых объектов и более 8800 человек Газ-Заводского района, а так

же Новоширокинского рудника (с нагрузкой около 12 МВт) которое

осуществляется от двух ПС 110 кВ (Быстринская и Н.Широкая) по ВЛ 110 кв

Вершина Шахтамы – Новонирокая с отпайкой на ПС 110 кВ Быстринская

(ВЛ-110-28) и также не имеют резервного источника питания. В случае

возникновения технологического нарушения на питающих данные районы

ВЛ 110 кВ, произойдет массовое отключение потребителей электрической энергии.

Данное мероприятие включено в ИП МРСК Сибири на 2018-2022 со сроком

реализации 2020 год. Предложение АО «СО ЕЭС» по доработке проекта ИП МРСК

– изменить срок реализации мероприятия по строительству ВЛ 110 кВ Ново-

Широкая – Благодатка с 2020 года на 2019 год, так как данное мероприятие

включено в перечень «узких мест» и подтверждается результатами электрических

расчетов (Приложение А).

Рис. 47. Карта - схема ВЛ 110 кВ

Новоширокая – Благодатка

150

12. Реконструкция ВЛ 110 кВ Шелопугино – Вершина Шахтамы

(ВЛ-110-93) от ПС 110 кВ Шелопугино до ПС 110 кВ Вершина Шахтамы

протяженностью 50,3 км.

Целью реализации проекта является повышение надежности

электроснабжения восьми населенных пунктов Юго-Восточных районов

Забайкальского края с численностью населения более 7500 человек и 73 социально

значимых объектов, а также Ново-Широкинского ГОКа, объектов строительства

Бугдаинского и Быстринского ГОКов. Год ввода в эксплуатацию 1965, количество

опор 240, материал опор – дерево на ж/б приставках. ВЛ нуждается в проведении

реконструкции с заменой деревянных опор, имеющих высокую степень

загнивания. Ликвидация повреждений затруднена в связи с прохождением трассы

ВЛ по труднодоступной местности.

Реконструкция ВЛ включена в соглашение, заключенное между

Правительством Забайкальского края и ПАО «Россети».

4.8. Состояние объектов электроэнергетики в части оснащения

системой сбора и передачи информации (ССПИ)

Система сбора и передачи информации (ССПИ) – программно-технический

комплекс, предназначенный для сбора, обработки и отображения информации,

необходимой для оперативного управления энергетическим объектом.

Система сбора и передачи информации (ССПИ) выполняет следующие

функции:

– сбор (измерение), первичная обработка, контроль и регистрация

текущей аналоговой информации о режимных параметрах электрической сети;

– сбор, обработка, контроль и регистрация текущей дискретной

информации о состоянии схемы соединений и оборудования подстанции;

– дистанционное управление коммутационными аппаратами;

– оперативный контроль и визуализация текущего режима и состояния

оборудования подстанции на мнемосхеме;

– формирование отчетных документов;

– интеграция устройств подсистем (РЗА, ПА, РАС, ОМП и т.п.)

различных производителей;

– формирование сигналов аварийно-предупредительной сигнализации о

различных технологических событиях (недопустимые отклонения параметров

режима и состояния оборудования, неисправности, срабатывание устройств РЗА,

ПА и т.п.);

– синхронизация времени всех устройств, входящих в состав системы с

точностью до 1 мс;

– обмен информацией с центрами управления (РДУ, ЦУС) с

использованием стандартных протоколов;

151

– организация и ведение архивов информации с возможностью

представления архивных данных на АРМе оператора (в т.ч. в удаленных центрах

управления);

– тестирование и самодиагностика компонентов ПТК ЭКРА;

– обеспечение информационной безопасности.

Результат выполнения программы модернизации и расширения ССПИ на

подстанциях субъектов электроэнергетики Забайкальского края за отчетный

период 2011-2016 гг. представлен в таблице 61.

Таблица 61

Результат выполнения программы модернизации и расширения ССПИ

Наименование объекта Введена в



Филиал ПАО «МРСК Сибири»-«Читаэнерго»

ПС 110 кВ Вторая 29.06.2010

ПС 110 кВ Дульдурга 02.07.2010

ПС 110 кВ Заречная 29.06.2010

ПС 110 кВ Ингода 02.07.2010

ПС 110 кВ Каштак 29.06.2010

ПС 110 кВ Орловский ГОК 29.06.2010

ПС 110 кВ Оловянная 29.06.2010

ПС 110 кВ Первая 29.06.2010

ПС 110 кВ Степь 29.06.2010

ПС 110 кВ Турга 29.06.2010

ПС 110 кВ Черновская 29.06.2010

ПС 110 кВ Борзя Восточная 02.07.2010

ПС 110 кВ Тыргетуй 18.02.2011

ПС 110 кВ Даурия 10.09.2012

ПС 110 кВ Чернышевск 10.09.2012

ПС 110 кВ Беклемишево 03.09.2012

ПС 110 кВ Верхняя Давенда 27.12.2012

ПС 110 кВ Ксеньевская 27.12.2012

ПС 110 кВ Нерчинск 27.12.2012

ПС 110 кВ Балей 10.12.2013

ПС 110 кВ Шелопугино 30.10.2013

ПС 110 кВ Абагайтуй 01.11.2013

ПС 110 кВ Калангуй 01.11.2013

ПС 110 кВ Кличка 06.06.2014

ПС 110 кВ Вершина Шахтамы 24.10.2014

ПС 110 кВ Акатуй 03.10.2014

ПС 110 кВ Забайкальск 02.09.2015

ПС 110 кВ Харанор 02.09.2015

ПС 110 кВ Быстринская 02.09.2015

ПС 110 кВ Бугдаинская 02.09.2015

ПС 110 кВ Омчак в опытной

эксплуатации

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» - Забайкальское ПМЭС

ПС 220 кВ Маккавеево 30.08.2013

152

Наименование объекта Введена в



ПС 220 кВ Чара 31.12.2014 частичная модернизация

ПС 220 кВ Холбон 30.10.2014 частичная модернизация

ПС 220 кВ Могоча 26.01.2017

ПС 220 кВ Быстринская 21.07.2017

Филиал ОАО «РЖД» - Трансэнерго – СП Забайкальская дирекция по

энергообеспечению

ПС 110 кВ Булак 21.08.2012

ПС 110 кВ Бурятская 21.08.2012

ПС 220 кВ Карымская 21.08.2012

ПС 110 кВ Борзя тяговая 08.08.2014

ПС 110 кВ Мирная 08.08.2014

В настоящее время ведется работа с субъектами электроэнергетики по

разработке мероприятий в целях повышения наблюдаемости энергосистемы.

Между ОАО «РЖД» и АО «СО ЕСЭ» 08.02.2018 подписан «Перечень мероприятий,

направленных на повышение надежности и наблюдаемости внешнего

электроснабжения тяговых подстанций ОАО «РЖД» в 2018 - 2025 годах». Между

Филиалом ПАО «ФСК ЕЭС» - «МЭС Сибири» и Филиалом ОАО «СО ЕЭС» ОДУ

Сибири 07.12.2015 подписан «План мероприятий по развитию системы сбора и

передачи информации (ССПИ) и цифровых каналов передачи данных», на

настоящий момент идет реализация данного плана. С филиалом ПАО «МРСК

Сибири» - «Читаэнерго» ведется работа по формированию новой программы

ССПИ в связи с планами по передаче ряда объектов в технологическое управление

субъекта.

Планы по модернизации и расширению ССПИ на подстанциях субъектов

электроэнергетики Забайкальского края на период 2018-2025 гг. представлена в

таблице 62.

Таблица 62

План модернизации и расширения ССПИ на подстанциях субъектов

электроэнергетики Забайкальского края на период 2018-2025 гг.

Наименование объекта Планируемый

срок ввода Примечание

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» - Забайкальское ПМЭС

ПС 220 кВ Дарасун 2020

ПС 220 кВ Жирекен 2020

ПС 220 кВ Куанда 2020

ПС 220 кВ Лесная 2020

ПС 220 кВ Петровск-Забайкальский 2020 ПД получена

ПС 220 кВ Холбон 2020 ПД получена

ПС 220 кВ Чара 2018 ПД получена

ПС 220 кВ Шерловогорская 2020

153

Наименование объекта Планируемый

срок ввода Примечание

Филиал ОАО «РЖД» - Трансэнерго – СП Забайкальская дирекция по

энергообеспечению

ПС 220 кВ Прийсковая 01.12.2024

ПС 220 кВ Шапка 01.12.2023

ПС 220 кВ Чернышевск 01.12.2023

ПС 220 кВ Бушулей 01.12.2023

ПС 220 кВ Зилово 01.12.2022

ПС 220 кВ Урюм 01.12.2019 ПД согласована

ПС 220 кВ Сбега 01.12.2019

ПС 220 кВ Кислый Ключ 01.12.2020

ПС 220 кВ Ксеньевская 01.12.2019 ПД согласована

ПС 220 кВ Пеньковая 01.12.2019 ПД согласована

ПС 220 кВ Семиозерный 01.12.2018 получено ТЗ

ПС 220 кВ Амазар 01.12.2020

ПС 220 кВ Чичатка 01.12.2019

ПС 220 кВ Шилка 01.12.2024

ПС 220 кВ Размахнино 01.12.2022

ПС 220 кВ Урульга 01.12.2019

ПС 220 кВ Карымская 01.12.2025 Согласовано ТЗ

ПС 220 кВ Новая 01.12.2019 ПД согласована

ПС 220 кВ Чита-1 01.12.2024 ПД получена

ПС 220 кВ Сохондо 01.12.2020 ПД получена

ПС 220 кВ Могзон 01.12.2025 ТУ выданы

ПС 220 кВ Харагун 01.12.2020 ПД получена

ПС 220 кВ Хилок 01.12.2019 ПД согласована

ПС 220 кВ Тарбагатай 01.12.2019

ПС 220 кВ Бада 01.12.2019 ПД согласована

ПС 220 кВ Прийсковая 01.12.2024

ПС 220кВ Аячи 01.12.2021

5. Анализ и проблемы текущего состояния электросетевого

комплекса на территории энергосистемы Забайкальского края

Распределительная сеть 220 кВ энергосистемы Забайкальского края

сформирована двухцепными связями вдоль железнодорожных магистралей:

западного и восточного направления Транссибирской железной дороги, а также ВЛ

220 кВ, обеспечивающими выдачу мощности Харанорской ГРЭС и ТЭЦ ППГХО.

Распределительная сеть 110 кВ Забайкальского края сформирована

радиальными и кольцевыми связями. Формирование распределительной сети

региона определялось освоением территорий, необходимостью обеспечить

154

электроснабжение коммунально- бытовых потребителей (как правило, радиально-

кольцевые одноцепные связи), двухцепными связями в юго-западном направлении

и в восточном направлении вдоль железнодорожной магистрали Забайкальской

железной дороги.

Тяговые транзиты ОАО «РЖД» на территории энергосистемы

Забайкальского края сформированы в широтном направлении:

а) Транссибирская железнодорожная магистраль Петровск-Забайкальская –

Чита – Холбон – Ерофей Павлович (западное и восточное направление);

б) Железная дорога Чита – Забайкальск (южное направление).

Структура и характеристика электросетевых активов ПАО «МРСК Сибири»

на территории энергосистемы Забайкальского края представлены в таблице 63.

Таблица 63

Структура и характеристика электросетевых активов филиала ПАО «МРСК

Сибири» - «Читаэнерго» на территории Забайкальского края на 01 января 2018 года

Показатель На 01 января 2017

года

На 01 января

2018 года

Общая протяженность воздушных линий

электропередачи высоковольтных электрических

сетей, км, в т.ч.: 7329,92 7329,92

- 110 кВ 4339,92 4339,92

- 35 кВ 2990,0 2990,0

Общая протяженность воздушных линий

электропередачи распределительных

электрических сетей, км, в т.ч.: 25646,8 25544,5

- 20 кВ 84,8 84,8

- 10 кВ 13925,4 13618,4

- 6 кВ 1541,0 1521,0

- 3кВ 4,3 4,3

- 0,4 кВ 10091,3 10316,0

Протяженность кабельных линий, км, в т.ч.: 570,2 569,0

- 110 кВ

- 35 кВ 10,0 10,0

- 20 кВ

- 10 кВ 191,0 193,7

- 6 кВ 222,8 222,0

- 0,4 кВ 146,4 143,3

Общее количество высоковольтных подстанций,

шт., в т.ч. 186,0 186,0

- 110 кВ 169,0 169,0

- 35 кВ 117,0 117,0

155


года

На 01 января

2018 года

Установленная трансформаторная мощность

подстанций, МВА, в т.ч.

- 110 кВ 1793,0 1793,0

- 35 кВ 624,3 624,3

- 20 кВ 2,5 2,5

- 10 кВ 803,4 803,4

- 6 кВ 540,5 540,5

- 0,4 кВ

Общее количество трансформаторных подстанций

распределительных сетей, шт. 5361,0 5361,0

Установленная трансформаторная мощность

распределительных сетей, МВА 1346,4 1346,4

Обслуживаемая площадь, кв.км. 4318920 4318920

Структура и характеристика электросетевых активов ОАО «РЖД» на

территории энергосистемы Забайкальского края представлены в таблице 64.

Таблица 64

Структура и характеристика электросетевых активов ОАО «РЖД»


года

На 01 января 2018

года

Общая протяженность воздушных

линий электропередачи высоковольтных

электрических сетей, км, в т.ч.:

1219,4 1221,3

- 35 кВ 0

Общая протяженность воздушных

линий электропередачи распределительных

электрических сетей, км, в т.ч.:

1478,2 1984,403

- 20 кВ 0 0

- 10 кВ 378,2 411,837

- 6 кВ 120,3 138,5

- 0,4 кВ 1478,195 1434,066

Протяженность кабельных линий, км, в т.ч.: 282,8 578,695

- 20 кВ 0

- 10 кВ 193,5 200,83

- 6 кВ 92,03 92,44

- 0,4 кВ 282,818 285,425

Обслуживаемая площадь, кв.км. - -

Для оценки технического состояния оборудования ПС и ВЛ основным

показателем служит возрастная структура электрических сетей. Этот показатель

определяет выработку ресурса электротехнического оборудования и может быть

положен в основу программы техперевооружения и реконструкции

электросетевых объектов. Для анализа возрастной структуры электросетевых

156

объектов в соответствии с технической политикой ПАО «ФСК ЕЭС» принято

разделение оборудования на группы по сроку эксплуатации:

ПС ВЛ

I группа до 15 лет до 15 лет

II группа 16-25 лет 16-30 лет

III группа свыше 25

лет

свыше 30

лет I группа – оборудование, эксплуатируемое в пределах половины

расчетно-нормативного срока службы, обеспечивающее высокую

эксплуатационную надежность (для ПС несколько более половины расчетно-

нормативного срока);

II группа – оборудование, которое отработало более половины срока, и

требуется замена отдельных его узлов;

III группа – оборудование, отработавшее нормативный срок,

дополнительную возможность продления срока службы которого необходимо

оценивать по техническому состоянию.

Перечень подстанций Филиала ПАО «МРСК Сибири»-«Читаэнерго»,

действующих на территории Забайкальского края на 01.01.2018 представлены в

таблице 65.

Таблица 65

Перечень подстанций МРСК на территории Забайкальского края

на 01 января 2018 года

№ п/п № ПС Наименование ПС

Диспетч.

наим.

АТ (Т)

Мощность,

МВА

Напряжение

Uвн, Uсн, Uнн

кВ



Срок

службы

1 2 3 4 5 6 7 8

Восточные

ПС 110 кВ

1 1 Аксеново-Зилово Т-1 10 110/35/10 1977 25

Т-2 6,3 110/35/10 1977 25

2 2 Балей

Т-1 25 110/35/10 1991 25

Т-2 25 110/35/10 1991 25

Т-3 40 110/35/10 1983 25

3 3 Букачача Т-1 10 110/6 1970 25

Т-2 4 35/6 2001 25

4 4 Верхняя Давенда Т-1 10 110/35/6 1982 25

Т-2 16 110/35/6 1983 25

5 5 Вершина Дарасуна

Т-1 10 110/35/6 2002 25

Т-2 10 110/35/6 2002 25

Т-3 4 35/10 2002 25

6 6 Вершина Шахтамы Т-1 5,6 110/35/6 1964 25

Т-2 6,3 110/35/6 1966 25

7 7 Казаново Т-1 6,3 110/35/10 1977 25

Т-2 10 110/35/10 1987 25

8 8 Карьерная Т-1 6,3 110/6 2015 25

Т-2 6,3 110/6 2015 25

9 9 Кокуй Т-1 10 110/35/6 1983 25

Т-2 10 110/35/6 1969 25

10 10 Ксеньевская Т-1 6,3 110/35/10 1978 25

Т-2 10 110/35/10 1978 25

11 11 Нерчинск Т-1 10 110/35/6 1969 25

Т-2 10 110/35/6 1969 25

157


Диспетч.

наим.

АТ (Т)

Мощность,

МВА


Uвн, Uсн, Uнн

кВ



Срок

службы

1 2 3 4 5 6 7 8

Т-3 4 35/10 1985 25

12 12 Омчак Т-1 10 110/6 2016 25

13 13 Промкотельная

Т-1 25 110/35/6 1990 25

Т-2 25 110/35/6 1990 25

Т-связи 1 6/10 1978 25

14 14 Чернышевск Т-1 10 110/35/10 1969 25

Т-2 10 110/35/10 1969 25

15 15 Шелопугино Т-1 6,3 110/35/10 1998 25

Т-2 6,3 110/35/10 1999 25

ПС 35 кВ

16 1 Аргунь

(Объект 2468)

Т-1 2,5 35/10 1988 25

Т-2 2,5 35/10 1988 25

17 2 Ареда Т-1 2,5 35/10 1971 25

Т-2 2,5 35/10 1971 25

18 3 В.Усугли Т-1 1,8 35/6 1983 25

Т-2 1,8 35/6 2006 25

19 4 В.Хила Т-1 1,8 35/10 1973 25

Т-2 1,8 35/10 1989 25

20 5 Дельмачик Т-1 2,5 35/6 1982 25

21 6 ЖБИ Т-1 7,5 35/6 2013 25

Т-2 4 35/6 2006 25

22 7 Знаменка Т-1 1,6 35/10 1999 25

23 8

9 Калинино

Т-1 2,5 35/10 1985 25

Т-2 2,5 35/10 1987 25

24 9 Копунь Т-1 2,5 35/10 1966 25

25 10 Кудеча Т-1 2,5 35/6 1992 25

26 11 Н.Стан Т-1 1,6 35/10 1993 25

Т-2 0,56 35/10 1982 25

27 12 Н.Усугли Т-1 1,6 35/10 1978 25

Т-2 1 35/10 1978 25

28 13 Олинск Т-1 2,5 35/10 1979 25

Т-2 2,5 35/10 1979 25

29 14 ОПХ Т-1 2,5 35/10 1995 25

30 15 Подойницыно Т-1 2,5 35/10 1981 25

31 16 Рудник Ключи Т-1 4 35/6 1998 25

Т-2 4 35/6 1998 25

32 17 ПС №1 ГПП-1 Т-1 16 35/6 1978 25

Т-2 16 35/6 1978 25

33 18 ПС №4 Насосная Ингода Т-1 4 35/6 1979 25

Т-2 2,5 35/6 1978 25

34 19 ПС №6 Насосная Онон Т-1 5,6 35/6 1978 25

Т-2 5,6 35/6 1992 25

35 20 ПС №13 ГПП-2 Т-1 6,3 35/6 1993 25

Т-2 6,3 35/6 1993 25

36 21 Сретенск Т-1 4 35/10 2006 25

Т-2 4 35/10 2006 25

37 22 Старый Олов Т-1 1 35/10 1978 25

Т-2 0,56 35/10 1978 25

38 23 Тасеево Т-1 6,3 35/6 1994 25

Т-2 6,3 35/6 1995 25

39 24 Унда Т-1 4 35/10 1979 25

Т-2 4 35/10 1979 25

158


Диспетч.

наим.

АТ (Т)

Мощность,

МВА


Uвн, Uсн, Uнн

кВ



Срок

службы

1 2 3 4 5 6 7 8

40 25 Ундино-Поселье Т-1 2,5 35/10 1983 25

41 26 Урюм-58 Т-1 1,8 35/6 2012 25

42 27 Усть-Кара Т-1 6,3 35/6 1995 25

Т-2 6,3 35/6 1995 25

43 28 Фабрика Т-1 10 35/6 2012 25

44 29 Фирсово Т-1 2,5 35/10 1991 25

Т-2 2,5 35/10 1991 25

45 30 Чикичей Т-1 1,6 35/10 1978 25

Т-2 1,6 35/10 1978 25

46 31 Шилка Т-1 10 35/6 1976 25

Т-2 10 35/6 1980 25

Центральные

ПС 110 кВ

47 1 Антипиха Т-1 25 110/35/6 1987 25

Т-2 25 110/35/6 2016 25

48 2 Атамановка 110 кВ Т-1 10 110/35/6 1983 25

Т-2 10 110/35/6 1983 25

49 3 Беклемишево Т-1 6,3 110/35/10 1978 25

Т-2 6,3 110/35/10 1978 25

50 4 Вторая Т-1 10 110/35/6 1966 25

Т-2 10 110/35/6 1966 25

51 5 Заречная Т-1 25 110/10/6 2009 25

Т-2 25 110/10/6 2009 25

52 6 Ингода Т-1 10 110/35/10 1984 25

Т-2 10 110/35/10 1984 25

53 7 Кадала Т-1 10 110/6 1971 25

Т-2 10 110/6 1979 25

54 8 Кайдаловская Т-1 25 110/10/6 1984 25

Т-2 25 110/10/6 1986 25

55 9 Каштак Т-1 40 110/10/6 2009 25

Т-2 40 110/10/6 2009 25

56

10

КСК

Т-1 20 110/10 1968 25

Т-2 20 110/10 1968 25

Т-3 6,3 10/35 2010 25

57

11

Молодежная

Т-1 16 110/6 1973 25

Т-2 16 110/6 1984 25

Т-3 16 110/6 1971 25

58 12 Николаевская Т-1 6,3 110/35/10 1993 25

59 13 Северная Т-1 25 110/10/6 2007 25

Т-2 25 110/10/6 2007 25

60 14 Третья Т-1 16 110/35/6 1981 25

Т-2 16 110/35/6 1983 25

61 15 Тепловая насосная 110 кВ Т-3 10 110/6 1987 25

62 16 Улеты Т-1 6,3 110/10 1979 25

Т-2 10 110/10 1981 25

63 17 Угдан Т-1 10 110/10 1981 25

Т-2 16 110/10 1991 25

64 18 Центральная Т-1 40 110/10/6 1992 25

Т-2 25 110/10/6 2006 25

65 19 Черновская Т-1 25 110/35/6 1984 25

Т-2 25 110/35/6 1984 25

66 20 Южная Т-1 10 110/6 1969 25

Т-2 10 110/6 1970 25

159


Диспетч.

наим.

АТ (Т)

Мощность,

МВА


Uвн, Uсн, Uнн

кВ



Срок

службы

1 2 3 4 5 6 7 8

67 21 Альбитуй Т-1 6,3 110/35/10 1985 25

Т-2 2,5 110/10 1985 25

68 22 Красный Чикой Т-1 10 110/35/10 1979 25

Т-2 10 110/35/10 1979 25

69 23 Малета Т-1 2,5 110/10 1979 25

Т-2 2,5 110/10 1979 25

70 24 Метизы Т-1 40 110/6 1978 25

Т-2 40 110/6 1978 25

71 25 Урлук Т-1 2,5 110/10 1986 25

Т-2 2,5 110/10 1986 25

ПС 35 кВ

72 1 Атамановка 35 кВ Т-1 4 35/6 1984 25

Т-2 4 35/6 1984 25

73 2 Аэропорт Т-1 4 35/6 1980 25

Т-2 4 35/6 2002 25

74 3 Бройлерная Т-1 4 35/10 1979 25

Т-2 4 35/10 1979 25

75 4 Бургень Т-1 1,6 35/10 1979 25

76 5 База НИИЭВ Т-1 1 35/6 1985 25

Т-2 1 35/6 1985 25

77 6 Верх-Чита Т-1 4 35/10 1990 25

Т-2 4 35/10 1990 25

78 7 Дачная Т-1 4 35/10 1989 25

79 8 Доронинская Т-1 1 35/10 1981 25

Т-2 1 35/10 1974 25

80 9 Елизаветино Т-1 2,5 35/10 1990 25

Т-2 2,5 35/10 1990 25

81 10 З.Д.М. Т-1 2,5 35/6 1981 25

82 11 Иван-озеро Т-1 4 35/10 2014 25

83 12 Колочная Т-1 2,5 35/10 1991 25

84 13 Маккавеево Т-1 4 35/10 1976 25

Т-2 4 35/10 1976 25

85 14 Насосная ГРЭС Т-1 10 35/6 2013 25

Т-2 10 35/6 2013 25

86 15 Новотроицкая Т-1 1 35/10 1978 25

Т-2 1 35/10 1992 25

87 16 РПБ ЦПЭС Т-1 2,5 35/10 1985 25

Т-2 2,5 35/10 1987 25

88 17 Танга Т-1 2,5 35/10 1994 25

Т-2 2,5 35/10 1992 25

89 18 Тепловая Т-1 6,3 35/6 1991 25

насосная 35 кВ Т-2 6,3 35/6 1984 25

90 19 Техникум Т-1 6,3 35/6 1977 25

Механизации Т-2 5,6 35/6 1996 25

91 20 ТП № 1 Т-1 2,5 35/6 2002 25

Т-2 3,2 35/6 2006 25

92 21 ТП № 2

Т-2 1 35/6 2006 25

93 22 ТП № 3 Т-1 1,8 35/6 1964 25

Т-2 1,8 35/6 1964 25

94 23 Чара 35 кВ Т-1 4 35/10 1987 25

95 24 ЭКСКиД Т-1 2,5 35/6 1970 25

160


Диспетч.

наим.

АТ (Т)

Мощность,

МВА


Uвн, Uсн, Uнн

кВ



Срок

службы

1 2 3 4 5 6 7 8

Т-2 2,5 35/6 1981 25

96 25 Заречье Т-1 2,5 35/10 1986 25

Т-2 2,5 35/10 1986 25

97 26 Захарово Т-1 2,5 35/10 1982 25

Т-2 2,5 35/10 1965 25

98 27 ЗДС Т-1 2,5 35/10 1979 25

Т-2 1 35/10 2009 25

99 28 Коротково Т-1 1,6 35/10 1980 25

Т-2 1,6 35/10 1980 25

100 29 Линево-Озеро Т-1 1,8 35/6 1979 25

Т-2 2,5 35/6 2010 25

101 30 Новопавловка Т-1 2,5 35/6 1976 25

Т-2 2,5 35/6 2002 25

102 31 Пятая Т-1 2,5 35/10 1981 25

Т-2 2,5 35/10 1981 25

103 32 РПБ-2 Т-1 3,2 35/10 2001 25

Т-2 4 35/10 2001 25

Южные

ПС 110 кВ

104 1 Абагайтуй

Т-1 6,3 110/6 1983 25

Т-2 6,3 110/35/10 2005 25

Т-3 1 10/6 1981 25

105 2 Безречная Т-1 10 110/35/6 1985 25

Т-2 6,3 110/35/6 1981 25

106 3 Борзя-Восточная Т-1 25 110/35/10 1999 25

Т-2 10 110/35/10 2003 25

107 4 Борзя-Западная Т-1 16 110/35/10 1971 25

Т-2 16 110/35/10 1989 25

108 5 Даурия Т-1 6,3 110/10 1977 25

Т-2 6,3 110/10 1977 25

109 6 Забайкальск Т-1 25 110/35/10 1990 25

Т-2 25 110/35/10 2008 25

110 7 Калангуй

Т-1 10 110/35/3 1960 25

Т-2 10 110/35/3 1974 25

Т-4 1,6 35/10 1981 25

Т-5 2,5 35/10 1988 25

111 8 Нижний Цасучей Т-1 6,3 110/35/10 1978 25

Т-2 6,3 110/35/10 1978 25

112 9 Оловянная

Т-1 6,3 110/35/6 1966 25

Т-2 1,6 10/6 1972 25

Т-3 6,3 110/35/10 2000 25

113 10 Первая Т-1 10 110/35/6 1974 25

Т-2 10 110/35/6 1968 25

114 11 Степь Т-1 10 110/35/10 1984 25

Т-2 10 110/35/10 1990 25

115 12 Турга Т-1 6,3 110/35/6 1982 25

Т-2 10 110/35/6 2003 25

116 13 Харанор Т-1 2,5 110/10 1972 25

Т-2 2,5 110/10 2014 25

ПС 35 кВ

117 1 Долгокыча Т-1 2,5 35/10 1981 25

118 2 Жетково Т-1 1,8 35/10 1959 25

119 3 Жетково-Рудник Т-1 1 35/6 1983 25

161


Диспетч.

наим.

АТ (Т)

Мощность,

МВА


Uвн, Uсн, Uнн

кВ



Срок

службы

1 2 3 4 5 6 7 8

120 4 Золотореченск Т-1 6,3 35/10 1984 25

Т-2 6,3 35/10 1983 25

121 5 Красная Ималка Т-1 2,5 35/10 1996 25

Т-2 2,5 35/10 1982 25

122 6 Курунзулай

Т-2 1,6 35/10 1982 25

123 7 Мирная Т-1 3,2 35/6 2008 25

Т-2 1 35/6 2012 25

124 8 Нижний Калтан Т-1 2,5 35/10 1992 25

Т-2 1 35/10 1978 25

125 9 Новый Дурулгуй Т-1 2,5 35/10 2000 25

Т-2 2,5 35/10 1983 25

126 10 Старый Чиндант Т-1 1,6 35/10 1979 25

Т-2 1,6 35/10 1979 25

127 11 Улятуй Т-1 2,5 35/10 1980 25

Т-2 2,5 35/10 1981 25

128 12 Усть-Борзя Т-1 2,5 35/6 1972 25

Т-2 2,5 35/6 1972 25

129 13 Усть- Озерное Т-1 2,5 35/10 1991 25

Т-2 2,5 35/10 1988 25

130 14 Хара-Бырка Т-1 2,5 35/10 1983 25

131 15 Харанор-Поселковая Т-1 4 35/6 1984 25

Т-2 4 35/6 1974 25

132 16 Шерловая В\Ч Т-1 1,6 35/6 1973 25

Т-2 1,6 35/6 1973 25

Юго-Восточные

ПС 110 кВ

133 1 Акатуй Т-1 7,5 110/35/6 1973 25

Т-2 5,6 110/35/6 1986 25

134 2 Благодатка Т-1 5,6 110/35/6 1961 25

Т-2 5,6 110/35/6 1974 25

135 3 Бутунтай Т-1 40 110/10 2014 25

136 4 Бугдаинская Т-1 16 110/35/10 2012 25

Т-2 16 110/35/10 2012 25

137 5 Быстринская Т-1 16 110/35/10 2012 25

Т-2 16 110/35/10 2012 25

138 6 Кличка Т-1 10 110/35/6 1967 25

Т-2 10 110/35/6 1968 25

139 7 Кадая

Т-1 10 110/35/6 1968 25

Т-2 6,3 110/35/6 1970 25

Т-3 1 35/10 2012 25

140 8 Михайловка Т-1 5,6 110/6 1977 25

141 9 Ново-Широкая Т-1 10 110/35/6 1983 25

Т-2 10 110/35/6 1983 25

ПС 35 кВ

142 1 Алек.Завод Т-1 4 35/10 1990 25

143 2 Булдуруй Т-1 1,6 35/10 1980 25

144 3 Бырка Т-1 2,5 35/10 1994 25

Т-2 1,6 35/10 1981 25

145 4 Газ.Завод Т-1 4 35/10 1983 25

Т-2 4 35/10 1983 25

146 5 Горда Т-1 1,6 35/10 1989 25

162


Диспетч.

наим.

АТ (Т)

Мощность,

МВА


Uвн, Uсн, Uнн

кВ



Срок

службы

1 2 3 4 5 6 7 8

147 6 Гульдиха Т-1 0,32 35/0,4 1977 25

148 7 Доно Т-1 1,6 35/10 1986 25

149 8 Досатуй Т-1 2,5 35/10 1977 25

Т-2 4 35/10 1999 25

150 9 Ишага Т-1 1,6 35/10 1997 25

151 10 Калга Т-1 4 35/10 1987 25

Т-2 2,5 35/10 1997 25

152 11 Капцегайтуй Т-1 4 35/10 1996 25

153 12 К.-Маркса Т-1 1,8 35/10 1969 25

Т-2 1,6 35/10 1980 25

154 13 Молодежная Т-1 1 35/10 1996 25

Т-2 1,6 35/10 1983 25

155 14 Мотогорск Т-1 2,5 35/10 1974 25

Т-2 2,5 35/10 2011 25

156 15 Нер.Завод Т-1 2,5 35/10 1997 25

Т-2 4 35/10 1986 25

157 16 Пограничный Т-1 2,5 35/10 1999 25

158 17 Приаргунская Т-1 4 35/10 1992 25

159 18 Ст.Цурухайтуй Т-1 2,5 35/10 1989 25

Т-2 2,5 35/10 1997 25

160 19 Талман-Борзя Т-1 1 35/10 2011 25

161 20 Урулюнгуй Т-1 2,5 35/10 1979 25

Т-2 2,5 35/10 1979 25

Юго-Западные

ПС 110 кВ

162 1 Агинская Т-1 10 110/35/10 2006 25

Т-2 10 110/35/10 2006 25

163 2 Дульдурга Т-1 10 110/35/10 1972 25

Т-2 10 110/35/10 1991 25

164 3 Курорт Дарасун Т-1 10 110/35/6 1993 25

Т-2 4 6/20 2013 25

165 4 Мордой Т-1 10 110/35/10 1981 25

Т-2 10 110/35/10 1983 25

166 5 Орловский ГОК Т-1 25 110/35/6 1985 25

Т-2 25 110/35/6 1990 25

167 6 Тыргетуй Т-1 10 110/35/10 1985 25

Т-2 10 110/35/10 1986 25

168 7 Урейск Т-1 10 110/35/10 1976 25

ПС 35 кВ

169 1 Акша Т-1 2,5 35/10 1993 25

Т-2 2,5 35/10 1986 25

170 2 Боржигантай Т-1 1,6 35/10 1990 25

Т-2 1,6 35/10 1994 25

171 3 Билютуй Т-1 1 35/10 1985 25

172 4 Гуней Т-1 2,5 35/10 1988 25

Т-2 2,5 35/10 1987 25

173 5 Зуткулей Т-1 2,5 35/10 1986 25

Т-2 2,5 35/10 1992 25

174 6 Карымская Т-1 6,3 35/10 1979 25

Т-2 6,3 35/10 1997 25

175 7 Кусочи Т-1 2,5 35/10 1998 25

163


Диспетч.

наим.

АТ (Т)

Мощность,

МВА


Uвн, Uсн, Uнн

кВ



Срок

службы

1 2 3 4 5 6 7 8

Т-2 4 35/10 1992 25

176 8 Могойтуй-1 Т-1 6,3 35/10 2009 25

Т-2 6,3 35/10 2007 25

177 9 Могойтуй-2 Т-1 1,6 35/10 1993 25

Т-2 1,6 35/10 1986 25

178 10 Н-Орловск Т-1 2,5 35/6 1982 25

Т-2 2,5 35/6 1982 25

179 11 Ст.-Орловск Т-1 1,6 35/6 1982 25

Т-2 1,8 35/6 2012 25

180 12 Урдо-Ага Т-1 2,5 35/10 1990 25

Т-2 2,5 35/10 1984 25

181 13 Урульга Т-1 2,5 35/10 2001 25

Т-2 2,5 35/10 2005 25

182 14 Хара-Шибирь Т-1 4 35/10 2013 25

Т-2 1,6 35/10 1987 25

183 15 Цаган-Оль Т-1 1,6 35/10 1984 25

Т-2 1,8 35/10 1986 25

184 16 Цокто-Хангил Т-1 2,5 35/10 1995 25

Т-2 1 35/10 2012 25

Возрастная структура ПС 110 кВ Филиала ПАО «МРСК Сибири»-«Читаэнерго»


Рис. 49. Возрастная структура ПС 110 кВ МРСК Сибири

Перечень подстанций 110-220 кВ ОАО «РЖД», действующих на территории

Забайкальского края на 01 января 2018 года представлены в таблице 66.

Таблица 66

Наименование ПС

(№ ПС,

название)

Оборудование

(диспетч. наим. АТ

(Т), тип)

Мощность,

МВА

Класс


Uвн, Uсн, Uнн,

кВ



Срок службы

ПС 110-220 кВ

Тарбагатай Т1,Т2 80 230/38,5/27,5 1974 44

Бада Т1,Т2 80 230/27,5/11 1974 44

164

Хилок Т1,Т2 80 230/38,5/27,5 1975 43

Харагун Т1,Т2 80 230/27,5/11 1975 43

Могзон Т1,Т2 80 230/27,5/11 1975 43

Сохондо Т1,Т2 80 230/27,5/11 1974 44

Лесная Т1,Т2,Т3 120 110/27,5/11 1980 38

Чита Т1,Т2 80 230/38,5/27,5 1973 45

Новая Т1,Т2 80 230/38,5/27,5 1974 44

Карымская Т1,Т2,Т6 Т3,Т4,Т5 195 220/35/27,5

220/2*27,5

1973

2011

45

7

Урульга Т1,Т2 80 230/27,5/11 1985 33

Размахнино Т1,Т2 80 230/27,5/11 1985 33

Шилка Т1,Т2 80 230/38,5/27,5 1985 33

Приисковая Т1,Т2 80 230/27,5/11 1989 29

Шапка Т1,Т2 80 230/27,5/11 1989 29

Чернышевск Т1,Т2 80 230/27,5/11 1989 29

Бушулей Т1,Т2 80 230/38,5/27,5 1990 28

Зилово Т!,Т2 80 230/27,5/11 1990 28

Урюм Т1,Т2 80 230/38,5/27,5 1994 24

Сбега Т1,Т2 80 230/27,5/11 1997 21

Ксеньевская Т1,Т2 80 230/27,5/11 1994 24

Кислый Ключ Т1,Т2 80 230/38,5/27,5 1992 26

Пеньковая Т1,Т2 80 230/27,5/11 1994 24

Могоча Т1,Т2 80 110/27,5/11 1988 30

Семиозерный Т1,Т2 80 230/27,5/11 1989 29

Амазар Т1,Т2 80 230/27,5/11 1988 30

Чичатка Т1,Т2,Т3 120 230/27,5/11 1989 29

Бурятская Т1,Т2,Т3,Т4,Т5 125 115/2*27,5 2011 7

Булак Т1,Т2,Т3,Т4 100 115/2*27,5 2011 7

Мирная Т1,Т2,Т3 75 115/2*27,5 2012 6

Борзя Т1,Т2,Т3,Т4 100 115/2*27,5 2012 6

Возрастная структура 110-220 кВ ОАО «РЖД» представлена на рисунке 50.

Рис. 50. Возрастная

структура 110-220

кВ ОАО «РЖД»

Перечень ЛЭП 110-35 кВ Филиала ПАО «МРСК Сибири»-«Читаэнерго»,

действующих на территории Забайкальского края на 01 января 2018 года


72%

12%

16%

более 25 лет от 16 до 25 лет менее 16 лет

165

Таблица 67

Перечень ЛЭП 110-35 кВ на территории Забайкальского края

на 01 января 2018 года

Наименование ЛЭП № ПС начала /

конца ЛЭП

Допусти-

мый ток

линии

Iдоп, А

Марка

про-

вода/

кабеля

Протя-

жен-

ность

(км)

Год ввода

в эксплу-

атацию/

реконст-

рукции

Срок

служ-

бы

t=

-50

t=

+250

Восточные

ВЛ 110 кВ

ВЛ 110 кВ Холбон –

Промкотельная (ВЛ-110-

11)

Заб МЭС / ВЭС

ПС 110 кВ №13 200 200 АС-95 3,48 1960 30


Казаново (ВЛ-110-12)


ПС 110 кВ №7 300 300 АС-95 29,36 1960 25


В.Дарасун I цепь (ВЛ-

110-13)


ПС 110 кВ №5 200 200 АС-95 75,80 1985 30


В.Дарасун II цепь (ВЛ-

110-14)


ПС 110 кВ №5 200 200 АС-95 75,29 1970 25


Чернышевск I цепь с

отпайкой на ПС

Нерчинск (ВЛ-110-15)


ПС 110 кВ №14 484 375 АС-150 117,00 1969 50


Чернышевск II цепь с


Нерчинск (ВЛ-110-16)


ПС 110 кВ №14 484 375 АС-150 117,00 1969 50

ВЛ 110 кВ Чернышевск –

Букачача (ВЛ-110-17)

ВЭС ПС 110 кВ

№14 / ВЭС ПС 110

кВ №3

300 300 АС-70 65,61 1970 25

ВЛ 110 кВ Нерчинск –

Кокуй (ВЛ-110-18)


№11 / ВЭС ПС 110

кВ №9

150 150 АС-70, -

95,-120 74,00 1970 30


Балей I цепь (ВЛ-110-19)


ПС 110 кВ №2 484 375

АС-120,

АС-150 50,50 1971 30


Балей II цепь (ВЛ-110-

20)


ПС 110 кВ №2 426 330

АС-95,-

120,-150 53,12 1949 25

ВЛ 110 кВ Балей –

Калангуй (ВЛ-110-21)


№2 / ЮЭС ПС 110

кВ №7

484 375 АС-120 73,50 1961 25

ВЛ 110 кВ Балей –

Шелопугино с отпайкой

на ПС Омчак (ВЛ-110-

22)


№2 / ВЭС ПС 110

кВ №15

426 330 АС-95,

АС-120 76,16 2005 30

ВЛ 110 кВ Чернышевск –

Жирекен (ВЛ-110-69)


№14 / Заб МЭС 484 375 АС-120 42,61 1979 50

ВЛ 110 кВ Жирекен –

Аксеново Зилово (ВЛ-

110-70)


ПС 110 кВ №1 484 375 АС-120 42,40 1977 50

ВЛ 110 кВ Аксеново

Зилово – Ксеньевская

(ВЛ-110-71)


№1 / ВЭС ПС 110

кВ №10

484 375 АС-120 112,37 1977 50

ВЛ 110 кВ Ксеньевская –

Верхняя Давенда (ВЛ-

110-72)


№10 / ВЭС ПС 110

кВ №4

426 330 АС-95 44,92 1978 50

166

ВЛ 110 кВ Верхняя

Давенда – Могоча (ВЛ-

110-73)


№4 / Заб МЭС 400 330 АС-95 41,22 1981 50

ВЛ 110 кВ Могоча 220 –

Могоча тяговая I цепь

(ВЛ-110-74)

Заб МЭС/ РЖД 300 300 АС-150 1,03 1988 50

ВЛ 110 кВ Могоча 220 –

Могоча тяговая II цепь

(ВЛ-110-75)

Заб МЭС/ РЖД 300 300 АС-150 1,03 1988 50


Карьерная I цепь (ВЛ-

110-76)


ПС 110 кВ №8 426 330 АС-95 4,47 1989 50


Карьерная II цепь (ВЛ-

110-77)


ПС 110 кВ №8 426 330 АС-95 4,47 1989 50

ВЛ 110 кВ Шелопугино –

Вершина Шахтамы (ВЛ-

110-93)


№15 / ВЭС ПС 110

кВ №5

426 300 АС-95 50,30 1965 25


Первомайская ТЭЦ (ВЛ-

110-100)

Заб МЭС /


ТЭЦ

426 200 АС-95 52,42 1991 50

ВЛ 35 кВ


Давенда-Рудник Ключи I

цепь (ВЛ-35-02)


№4 / ВЭС ПС 35

кВ №16

200 200 АС-95 13,63 1982 30


Давенда-Рудник Ключи

II цепь (ВЛ-35-04)


№4 / ВЭС ПС 35

кВ №16

150 150 АС-95 12,00 1957 25

ВЛ-35 кВ Аргунь

(Объект 24680) - ЖБИ

(ВЛ-35-201)

ВЭС ПС 35 кВ №1

/ ВЭС ПС 35 кВ

№6

271 210 АС-50 5,00 2010 30

ВЛ-35 кВ Балей-Тасеево

(ВЛ-35-204)


№2 / ВЭС ПС 35

кВ №23

300 300 АС-120 5,10 1962 30

ВЛ 35 кВ Шилка - ЖБИ

(ВЛ-35-205)

ВЭС ПС 35 кВ

№31 / ВЭС ПС 35

кВ №6

426 330 АС-95 3,75 2010 50

ВЛ 35 кВ Вершина

Дарасуна-Верхние

Усугли (ВЛ-35-206)


№5 / ВЭС ПС 35

кВ №3

75 75

АС-120,

-95, А-

35

49,93 2002 30

ВЛ 35 кВ

Промкотельная-Верхняя

Хила (ВЛ-35-211)


№13 / ВЭС ПС 35

кВ №4

200 200 АС-95, -

70 31,03 1953 30

ВЛ 35 кВ Казаново-ОПХ

(ВЛ-35-212)


№7 / ВЭС ПС 35

кВ №14

100 100 АС-50,-

95,-70 57,10 1971 25

ВЛ 35 кВ Балей-

Подойницино (ВЛ-35-

213)


№2 / ВЭС ПС 35

кВ №15

75 75 АС-70,

-50 16,00 1947 30

ВЛ 35 кВ Нерчинск-

Калинино (ВЛ-35-214)


№11 / ВЭС ПС 35

кВ №8

200 200 АС-120 14,70 1985 30

ВЛ 35 кВ Балей-Ундино-

Поселье (ВЛ-35-215)


№2 / ВЭС ПС 35

кВ №25

100 100 АС-70 34,58 1986 30

ВЛ 35 кВ Балей-Унда

(ВЛ-35-216)


№2 / ВЭС ПС 35

кВ №24

75 75 АС-95, -

120 27,70 1978 25

ВЛ 35 кВ Верхняя Хила-

Знаменка (ВЛ-35-221)



№7

50 50 АС-95,-

70,-50 34,00 1978 30

167

ВЛ 35 кВ Верхняя Хила-

Нижний Стан (ВЛ-35-

222)



№11

150 150 АС-95 32,00 1953 30

ВЛ 35 кВ Казаново-

Шилка (ВЛ-35-223)


№7 / ВЭС ПС 35

кВ №31

150 150 АС-95 18,10 1988 30

ВЛ 35 кВ Шелопугино-

Копунь (ВЛ-35-224)


№15 / ВЭС ПС 35

кВ №9

100 100 АС-35 -

70 29,00 1968 25


объект 2468 Аргунь (ВЛ-

35-225)


№7 / ВЭС ПС 35

кВ №1

150 150 АС-50 17,80 1988 30


Дельмачик (ВЛ-35-226)


№7 / ВЭС ПС 35

кВ №5

30 30 АС-120 20,33 1997 30

ВЛ 35 кВ Чернышевск -

Букачача (ВЛ-35-231)


№14 / ВЭС ПС 110

кВ №3

200 200 АС-95 68,00 1961 25

ВЛ 35 кВ Чернышевск-

Ареда (ВЛ-35-232)


№14 / ВЭС ПС 35

кВ №2

300 265 АС-70 26,00 1970 25

ВЛ 35 кВ Кокуй-Чикичей

(ВЛ-35-233)


№9 / ВЭС ПС 35

кВ №30

50 50 АС-35 19,00 1976 30

ВЛ 35 кВ Кокуй-

Сретенск (ВЛ-35-234)


№9 / ВЭС ПС 35

кВ №21

100 100 АС-70 15,00 1978 30

ВЛ 35 кВ Чернышевск-

Старый Олов (ВЛ-35-

235)


№14 / ВЭС ПС 35

кВ №22

300 300 АС-50 24,10 1978 30

ВЛ 35 кВ Старый Олов -

Олинск (ВЛ-35-236)

ВЭС ПС 35 кВ

№21 / ВЭС ПС 35

кВ №13

342 265 АС-70 34,10 1978 30


Дарасуна-Нижний Стан

(ВЛ-35-237)


№5 / ВЭС ПС 35

кВ №11

200 200 АС-95 19,55 1978 30


Давенда-Кудеча (ВЛ-35-

238)


№4 / ВЭС ПС 35

кВ №10

200 200 АС-95 14,00 1962 25

ВЛ 35 кВ Сретенск-

Фирсово (ВЛ-35-239)

ВЭС ПС 35 кВ

№20 / ВЭС ПС 35

кВ №29

100 100 АС-120 42,00 1990 30

ВЛ 35 кВ Урюм - Усть-

Кара I цепь (ВЛ-35-241)

РЖД / ВЭС ПС 35

кВ №27 150 150 АС-95 90,00 1995 30

ВЛ 35 кВ Урюм - Усть-

Кара II цепь (ВЛ-35-242)

РЖД / ВЭС ПС 35

кВ №27 150 150 АС-95 90,00 1995 30

ВЛ 35 кВ ПмТЭЦ - ГПП-

1, ГПП-2 I цепь (ВЛ-35-

351)

ПмТЭЦ / ВЭС ПС

35 кВ №17 581 300 АС-150 2,69 1969 50

ВЛ 35 кВ ПмТЭЦ - ГПП-

1, ГПП-2 II цепь (ВЛ-35-

352)


35 кВ №17 581 300 АС-150 2,69 1969 50

ВЛ 35 кВ ПмТЭЦ -

Насосная Онон I цепь

(ВЛ-35-353)


35 кВ №19 581 200 АС-150 16,54 1982 50


Насосная Онон II цепь

(ВЛ-35-354)


35 кВ №19 581 200 АС-150 16,54 1982 50


Насосная Ингода I цепь

(ВЛ-35-355)


35 кВ №18 271 150 АС-50 5,62 1969 50

168


Насосная Ингода II цепь

(ВЛ-35-356)


35 кВ №18 271 150 АС-50 5,62 1969 50


ВЛ 110 кВ

ВЛ 110 кВ Читинская

ТЭЦ-1 – Заречная I цепь

с отпайками (ВЛ-110-01)

Читинская ТЭЦ-1 /

ЦЭС ПС 110 кВ

№5

600 510 АС-185 27,89 1960 50


ТЭЦ-1 – Заречная II цепь

с отпайками (ВЛ-110-02)



№5

600 510 АС-185 27,89 1960 50


Каштак I цепь с

отпайками (ВЛ-110-05)


№5 / ЦЭС ПС 110

кВ №9

484 375

АСО-

240,

АС-120

20,31 1972 50


Каштак II цепь с



№5 / ЦЭС ПС 110

кВ №9

484 375

АСО-

240,

АС-120

20,31 1972 50


ТЭЦ-1 – Каштак I цепь с




№9

600 600 АС-240 21,16 1972 30


ТЭЦ-1 – Каштак II цепь с




№9

600 600 АС-240 20,23 1972 30


ТЭЦ-1 – Черновская I

цепь с отпайкой на ПС

Кадала (ВЛ-110-09)



№19

484 375 АС-120 14,60 1992 30


ТЭЦ-1 – Черновская II

цепь с отпайкой на ПС

Кадала (ВЛ-110-10)



№19

484 375 АС-120 14,60 1992 30

ВЛ 110 кВ Дарасун –

Дульдурга I цепь с

отпайками (ВЛ-110-40,

44)

Заб МЭС / ЮЗЭС

ПС 110 кВ №2 400 375

АЖ-

120,

АС-120

134,17 1985 30


Орловский ГОК с


Агинская (ВЛ-110-41)


ПС 110 кВ №5 484 375

АС-150,

АС-120 103,60 1971 50


Бурятская (ВЛ-110-42) Заб МЭС / РЖД 484 375

АС-150,

АС-120 116,90 1971 50


Дульдурга II цепь с

отпайками (ВЛ-110-43,

45)


ПС 110 кВ №2 400 375

АЖ-120

,АС-120 134,17 1975 30

ВЛ 110 кВ Черновская –

Ингода (ВЛ-110-48)


№18 / ЦЭС ПС

110 кВ №6

400 375 АС-120 32,68 1998 30

ВЛ 110 кВ Черновская –

Беклемишево (ВЛ-110-

49)


№18 / ЦЭС ПС

110 кВ №3

300 300 АС-120 46,00 1991 30

ВЛ 110 кВ Вторая –

Улеты (ВЛ-110-50)


№4 / ЦЭС ПС 110

кВ №16

200 200

АС-120,

АС-95,

АС-70

62,91 1991 30

ВЛ 110 кВ Лесная –

Вторая с отпайкой на ПС

Ингода (ВЛ-110-51)

Заб МЭС / ЦЭС

ПС 110 кВ №4 400 375 АС-120 46,80 1991 50

ВЛ 110 кВ Каштак –

Третья I цепь (ВЛ-110-

55)


№9 / ЦЭС ПС 110

кВ №14

426 330 АС-95 10,19 1981 50

169

ВЛ 110 кВ Каштак –

Третья II цепь (ВЛ-110-

56)


№9 / ЦЭС ПС 110

кВ №14

426 330 АС-95 10,19 1981 50

ВЛ 110 кВ Антипиха –

827 объект с отпайкой

ПС Атамановка I цепь

(ВЛ-110-57)


№1 /

Ведомственная

ПС 110 кВ

342 265 АС-70 25,17 1970 30

ВЛ 110 кВ Антипиха –

827 объект с отпайкой

ПС Атамановка II цепь

(ВЛ-110-58)


№1 /


ПС 110 кВ

342 265 АС-70 25,17 1970 30

ВЛ 110 кВ Тыргетуй -

Вторая (ВЛ-110-81)

ЮЗЭС ПС 110 кВ

№6 / ЦЭС ПС 110

кВ №4

400 375 АС-120 64,11 1975 50

ВЛ 110 кВ Улеты –

Николаевская (ВЛ-110-

84)


№16 / ЦЭС ПС

110 кВ №12

426 330 АС-95,

АС-120 67,14 1972 30

ВЛ 110 кВ Сосново -

Озерская – Беклемишево

с отпайкой на ПС

Грязнуха (СБ-123)

Бурятэнерго / ЦЭС

ПС 110 кВ №3 300 300 АС-95 102,30 1971 30

ВЛ 110 кВ Петровск-

Забайкальская – Малета

(ВЛ-110-52)


ПС 110 кВ №23 100 100 АС-95 66,40 1979 30


Забайкальская – Метизы

I цепь (ВЛ-110-53)


ПС 110 кВ №24 581 450 АС-150 7,26 1976 50


Забайкальская – Метизы

II цепь (ВЛ-110-54)


ПС 110 кВ №24 581 450 АС-150 7,26 1976 50

ВЛ 110 кВ Малета -

Красный–Чикой (ВЛ-

110-59)


№23 / ЦЭС ПС

110 кВ №22

484 375 АЖ-120 68,27 1979 30

ВЛ 110 кВ Красный

Чикой – Альбитуй (ВЛ-

110-60)


№22 / ЦЭС ПС

110 кВ №21

484 375 АС-120 52,10 1985 30

ВЛ-110 кВ Альбитуй –

Урлук (ВЛ-110-82)


№21 / ЦЭС ПС

110 кВ №25

400 375 АС -120 26,50 1986 30

ВЛ 35 кВ

ВЛ 35 кВ Антипиха -

База НИИЭВ (ВЛ-35-101)


№1 / ЦЭС ПС 35

кВ №5

200 200 АС-50 7,20 1980 30

ВЛ 35 кВ К С К - Верх-

Чита (ВЛ-35-102)


№10 / ЦЭС ПС 35

кВ №6

77 77 АС-50,

АС-95 22,20 1981 30

ВЛ 35 кВ Дарасун -

Карымская (ВЛ-35-103)


ПС 35 кВ №6 200 200 АС-95 27,70 1970 30

ВЛ 35 кВ Атамановка 35

- База НИИЭВ (ВЛ-35-

104)

ЦЭС ПС 35 кВ №1

/ ЦЭС ПС 35 кВ

№5

200 200 АС-50 11,69 1980 30

ВЛ 35 кВ Беклемишево -

Иван-озеро (ВЛ-35-105)


№3 / ЦЭС ПС 35

кВ №11

100 100 АС-70 27,40 2006 30

ВЛ 35 кВ Черновская -

Техникум Механизации

(ВЛ-35-107)


№18 / ЦЭС ПС 35

кВ №19

200 200 АС-95,

АСБ-95 18,97 1972 50


Насосная ГРЭС (ВЛ-35-

108)


№18 / ЦЭС ПС 35

кВ №14

200 200 АС-95 19,29 1972 50

170


Колочная (ВЛ-35-109)


№18 / ЦЭС ПС 35

кВ №12

100 100 АС-95 6,93 1976 30

ВЛ 35 кВ Дарасун -

Маккавеево (ВЛ-35-111)


ПС 35 кВ №13 150 150 АС-95 13,70 1975 30

ВЛ 35 кВ Карымск.тяг.-

Карымская (ВЛ-35-112)

РЖД / ЮЗЭС ПС

35 кВ №6 200 200

АС-120,

АС-50 42,43 1970 30

ВЛ 35 кВ Николаевская -

Танга (ВЛ-35-113)


№12 / ЦЭС ПС 35

кВ №17

150 150 АС-35 19,06 1973 30

ВЛ 35 кВ Николаевская -

Доронинская (ВЛ-35-

114)


№12 / ЦЭС ПС 35

кВ №8

150 150 АС-35 26,40 1975 30

ВЛ 35 кВ Третья - Верх-

Чита (ВЛ-35-115)


№14 / ЦЭС ПС 35

кВ №6

150 150 АС-95 22,54 1980 30

ВЛ 35 кВ Верх-Чита -

Бургень (ВЛ-35-116)


/ ЦЭС ПС 35 кВ

№4

50 50 АС-50 32,04 1980 30

ВЛ 35 кВ Новая тяг.-

Маккавеево (ВЛ-35-118)

РЖД / ЦЭС ПС 35

кВ №13 100 100 АС-95 21,36 1975 30

ВЛ 35 кВ Новая тяг. -

Бройлерная (ВЛ-35-119)


кВ №3 100 100 АС-50 4,90 1979 30

ВЛ 35 кВ Атамановка

110-Новотроицкая-

Объект 200 (ВЛ-35-121)


№2 / ЦЭС ПС 35

кВ №15

271 210 АС-95,

АС-50 38,30 1985 30

ВЛ 35 кВ Атамановка

110 - Атамановка 35 (ВЛ-

35-122)


№2 / ЦЭС ПС 35

кВ №1

271 210 АС-95,

АС-50 1,50 1985 30

ВЛ 35 кВ Чита-1 тяг. -

Тепловая Насосная1 I

цепь (ВЛ-35-124)


кВ №18 150 150 АС-95 2,27 1984 50

ВЛ 35 кВ Чита-1 тяг. -

Тепловая Насосная1 II

цепь (ВЛ-35-125)


кВ №18 150 150 АС-95 2,08 1984 50

ВЛ 35 кВ Тыргетуй -

Елизаветино (ВЛ-35-127)


№6 / ЦЭС ПС 35

кВ №9

300 300 АПС-

120 37,65 1990 30

ВЛ 35 кВ Новая Чара -

Старая Чара (ВЛ-35-155)


ПС 35 кВ №23 150 150

АПС-

120 14,62 1987 50

ВЛ 35 кВ Верх-Чита -

Телемба (ВЛ-35-ВЧТ-

396)


/ Бурятэнерго 50 50 АС-50 68,88 1969 30

ВЛ 35 кВ Вторая - ТП №

1 I цепь (ВЛ-35-1)


№4 / ЦЭС ПС 35

кВ №20

150 150 АС-95 13,90 1975 50

ВЛ 35 кВ Вторая - ТП №

1 II цепь (ВЛ-35-3)


№4 / ЦЭС ПС 35

кВ №20

150 150 АС-95 13,90 1975 50

ВЛ 35 кВ ТП № 2 - ТП №

3 (ВЛ-35-6)

ЦЭС ПС 35 кВ

№21 / ЦЭС ПС 35

кВ №22

342 265 АС-95,

АС-70 29,40 1975 50


Забайкальская- (ВЛ-35-

140)

Заб МЭС на

хх на хх АС-95 8,83 1978 30


Забайкальская-п/с№5

(ВЛ-35-141)


ПС 35 кВ №31 200 200 АС-70 17,90 1981 30

ВЛ 35 кВ Тарбагатай тяг.

- Новопавловка I цепь

(ВЛ-35-142)


кВ №30 100 100 АС-70 9,40 1974 30

171


- Новопавловка II цепь

(ВЛ-35-143)


кВ №30 100 100 АС-70 9,40 1974 30

ВЛ 35 кВ Красный

Чикой-Коротково (ВЛ-

35-150)


№22 / ЦЭС ПС 35

кВ №28

200 200 АС -95 18,30 1980 30

ВЛ 35 кВ Коротково-

Захарово (ВЛ-35-151)

ЦЭС ПС 35 кВ

№28 / ЦЭС ПС 35

кВ №26

200 200 АС-95 38,60 1980 30

ВЛ 35 кВ Хилок тяг. -

Заречье (ВЛ-35-152)


кВ №25 100 100 АС-95 8,90 1986 30


Забайкальская-РПБ-2 I

цепь (ВЛ-35-601)


ПС 35 кВ №32 400 375 АС-120 2,48 1996 30


Забайкальская-РПБ-2 II

цепь (ВЛ-35-602)


ПС 35 кВ №32 400 375 АС-120 2,48 1996 30


- З Д С I цепь (ВЛ-35-

603)


кВ №27 200 200 АС-70 2,03 1978 50


- З Д С II цепь (ВЛ-35-

604)


кВ №27 75 75 АС-70 2,03 1978 50

ВЛ 35 кВ Хилок тяг. -

Линево Озеро (ВЛ-35-

605)


кВ №29 100 100 АС-70 12,65 1975 30

Южные

ВЛ 110 кВ

ВЛ 110 кВ

Шерловогорская ТЭЦ –

Шерловогорская I цепь

(ВЛ-110-29)


ТЭЦ / Заб МЭС 600 600

АСО-

240 5,90 1971 30

ВЛ 110 кВ

Шерловогорская ТЭЦ –

Шерловогорская II цепь

(ВЛ-110-30)


ТЭЦ / Заб МЭС 600 600

АСО-

240 5,90 1971 30

ВЛ 110 кВ Калангуй –


(ВЛ-110-31)

ЮЭС ПС 110 кВ

№7 /


ТЭЦ

484 375 АС-120 58,60 1962 30

ВЛ 110 кВ Мирная –

Шерловогорская ТЭЦ с


Безречная (ВЛ-110-32)

РЖД

/Шерловогорская

ТЭЦ

300 300 АС-150 40,20 2009 30

ВЛ 110 кВ

Шерловогорская – Борзя

Восточная I цепь (ВЛ-

110-33)


ТЭЦ / ЮЭС ПС 35

кВ №3

484 375 АС-120 31,47 2004 30

ВЛ 110 кВ

Шерловогорская – Борзя

Восточная II цепь (ВЛ-

110-34)



кВ №3

484 375 АС-120 29,20 2004 30

ВЛ 110 кВ Борзя

Восточная – Харанор с

отпайкой на ПС Борзя

Западная (ВЛ-110-35)


№3 / ЮЭС ПС 35

кВ №13

484 375 АС-120 56,30 2009 30

ВЛ 110 кВ Харанор –

Даурия (ВЛ-110-36)


№13 / ЮЭС ПС 35

кВ №5

484 375 АС-120 35,40 1974 30

ВЛ 110 кВ Даурия –

Забайкальск (ВЛ-110-37)


№5 / ЮЭС ПС 35

кВ №6

484 375 АС-120 58,80 1987 30

172

ВЛ 110 кВ Забайкальск –

Абагайтуй (ВЛ-110-38)


№6 / ЮЭС ПС 35

кВ №1

484 375 АС-120,

АС-150 48,86 2003 30

ВЛ 110 кВ Абагайтуй -

ТЭЦ ППГХО (ВЛ-110-

39)


№1 / ТЭЦ ППГХО 400 375 АС-120 53,80 2005 30

ВЛ 110 кВ Орловский

ГОК – Степь (ВЛ-110-61)


№5 / ЮЭС ПС 35

кВ №11

484 375

АС-

120,АС-

150

50,49 1970 30

ВЛ 110 кВ Степь – Турга

с отпайкой на ПС

Оловянная (ВЛ-110-62)


№11 / ЮЭС ПС 35

кВ №12

581 450 АС-150 27,00 1970 30

ВЛ 110 кВ Турга –

Первая (ВЛ-110-63)


№12 / ЮЭС ПС 35

кВ №10

581 450 АС-150 13,00 1970 30


Харанорская ГРЭС I цепь

(ВЛ-110-64)


№12 /


ГРЭС

100

0 825

ACCR-

241 1,70 1989 30


Харанорская ГРЭС II

цепь (ВЛ-110-65)


№12 /


ГРЭС

100

0 825

ACCR-

241 1,70 1989 30


ГОК – Нижний Цасучей

(ВЛ-110-88)


№5 / ЮЭС ПС 35

кВ №8

484 375 АС-120 70,00 1977 30


ГОК – Булак (ВЛ-110-91)


№5 / РЖД 484 375 АС-120 42,80 2008 30

ВЛ 110 кВ Булак – Турга

(ВЛ-110-92)

РЖД / ЮЭС ПС

35 кВ №12 484 375 АС-120 36,04 2008 30

ВЛ 110 кВ Первая –

Мирная (ВЛ-110-94)


№10 / РЖД 581 450 АС-150 46,40 2009 30

ВЛ-110 кВ Борзя

Восточная – Борзя

Тяговая I цепь (ВЛ-110-

97)


№3 / РЖД 426 330 АС-95 7,00 2010 30



Тяговая II цепь (ВЛ-110-

98)


№3 / РЖД 426 330 АС-95 7,00 2010 30



Западная (ВЛ-110-99)


№3 / ЮЭС ПС 35

кВ №4

484 375 АПС-

120 9,20 1991 30

ВЛ-110 кВ ТЭЦ ППГХО

– Забайкальск (ВЛ-110-

105)

ТЭЦ ППГХО /

ЮЭС ПС 35 кВ

№6

484 375 АС-120 100,75 2014 30

ВЛ 35 кВ

ВЛ 35 кВ Калангуй-

Курунзулай (ВЛ-35-401)


№7 / ЮЭС ПС 35

кВ №6

50 50

АС-

50,АС-

35

49,70 1943 25

ВЛ 35 кВ Борзя-

Западная-Соловьевск

(ВЛ-35-402, 416, 417)


№4 / Заб МЭС 200 200

АС-95,-

50 13,80 1991 30

ВЛ 35 кВ

Шерловогорская ТЭЦ-

Харанор Поселковая I

цепь (ВЛ-35-406)



кВ №15

150 150 АС-70 5,50 1963 25

ВЛ 35 кВ


Харанор Поселковая II

цепь (ВЛ-35-407)



кВ №15

150 150 АС-35 5,30 1963 25

173


Рудник Жетково-

Жетково (ВЛ-35-408)


№7 / ЮЭС ПС 35

кВ №3

271 210

АС-

50,М-

50,М-35

55,00 1943 25

ВЛ 35 кВ


Шерловая в/ч (ВЛ-35-

410)



кВ №16

50 50 АС-70 4,70 1974 30

ВЛ 35 кВ Первая-Хара

Бырка (ВЛ-35-411)


№10 / ЮЭС ПС 35

кВ №14

100 100 АС-50 14,30 1977 25


Золотореченск I цепь

(ВЛ-35-412)


№7 / ЮЭС ПС 35

кВ №4

75 75 АС-150 34,20 1988 50


Долгокыча (ВЛ-35-413)


№7 / ЮЭС ПС 35

кВ №1

75 75

АС-

70,АС-

50

14,60 1981 30

ВЛ 35 кВ Долгокыча-

Улятуй (ВЛ-35-414)

ЮЭС ПС 35 кВ

№1 / ЮЭС ПС 35

кВ №11

200 175 АС-70,-

50,-35 17,40 1981 30


Золотореченск II цепь

(ВЛ-35-415)


№7 / ЮЭС ПС 35

кВ №4

100 100 АС-150 34,20 1988 50

ВЛ 35 кВ Нижний

Цасучей-Старый

Чиндант (ВЛ-35-418)


№8 / ЮЭС ПС 35

кВ №10

100 100

АС-70,

АС-

50,АС-

35

35,70 1979 30


Цасучей-Красная Ималка

(ВЛ-35-419)


№8 / ЮЭС ПС 35

кВ №5

100 100 АС-70,

АС-35 44,30 1980 30


Цасучей-Новый

Дурулгуй (ВЛ-35-420)


№8 / ЮЭС ПС 35

кВ №9

100 100 АС-95 57,30 1982 30


Западная- Борзя-

Восточная (ВЛ-35-421)


№4 / ЮЭС ПС 110

кВ №3

200 200 АС-120 12,30 1991 30


Восточная-Усть-Озерная

(ВЛ-35-422)


№3 / ЮЭС ПС 35

кВ №13

200 200 АС-120 59,63 1985 30

ВЛ 35 кВ Забайкальск-

Нижний Калтан (ВЛ-35-

423)


№6 / ЮЭС ПС 35

кВ №8

150 150 АПС-

120 30,80 1987 30

ВЛ 35 кВ Безречная-

Мирная (ВЛ-35-424)


№2 / ЮЭС ПС 35

кВ №7

150 150 АС-95 8,00 1968 25

ВЛ 35 кВ Старый

Чиндант - Усть-Борзя

(ВЛ-35-427)

ЮЭС ПС 35 кВ

№10 / ЮЭС ПС 35

кВ №12

100 100 АС-95 9,30 1994 30


ВЛ 110 кВ


Шахтамы – Акатуй –

Кличка с отпайкой на ПС

Бугдаинская (ВЛ-110-23)


№6 / ЮВЭС ПС

110 кВ №6

426 330 АС-120,

АС-95 119,00 1965 25

ВЛ 110 кВ Кличка –

Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-

110-24)

ЮВЭС ПС 110 кВ

№6 /


ТЭЦ

300 300 АС-120 85,00 1961 50

ВЛ 110 кВ Приаргунская

ТЭЦ – Благодатка (ВЛ-

110-25)


ТЭЦ / ЮВЭС ПС

110 кВ №2

150 150 АС-95 108,00 1961 50

174


Шахтамы – Новоширокая

(ВЛ-110-28)



110 кВ №9

300 300 АС-95 70,20 1983 30

ВЛ 110 кВ Кличка –

Бутунтай (ВЛ-110-95)



110 кВ №3

484 375 АС-120 36,00 2015 50

ВЛ 35 кВ


ТЭЦ- Талман Борзя (ВЛ-

35-301)



35 кВ №20

150 150 АС-50 30,00 1979 30


ТЭЦ-Молодежная (ВЛ-

35-302)



35 кВ №14

150 150 АС-50 12,90 1983 30

ВЛ 35 кВ Кличка-Карла

Маркса (ВЛ-35-303)



35 кВ №13

50 50 АС-35 27,30 1964 25

ВЛ 35 кВ Кличка-

Урулюнгуй (ВЛ-35-304)



35 кВ №21

50 50 АС-50 20,20 1975 30

ВЛ 35 кВ Акатуй-Алек-

Завод (ВЛ-35-305)



35 кВ №1

100 100 АС-50 19,20 1965 30

ВЛ 35 кВ Кадая-Калга

(ВЛ-35-306)



35 кВ №10

100 100 АС-70 28,60 1965 30

ВЛ 35 кВ Благодатка-

Нер-Завод I цепь (ВЛ-

35-307)



35 кВ №16

100 100 АС-95 10,34 1986 30


ТЭЦ-Досатуй (ВЛ-35-

308)



35 кВ №8

100 100 АС-95 39,00 1974 30

ВЛ 35 кВ Кадая-

Булдуруй (ВЛ-35-309)



35 кВ №2

75 75 АС-50 31,80 1980 30

ВЛ 35 кВ Ново-Широкая-

Газ-Завод (ВЛ-35-310)



35 кВ №4

426 330 АС-95 25,40 1983 30

ВЛ 35 кВ Ново-Широкая

- Солонечный (ВЛ-35-

311)


№9 /


ПС 35 кВ

300 300 АС-95 16,20 1983 30


Мотогорск (ВЛ-35-312)



35 кВ №15

50 50 АС-95 60,00 1988 30

ВЛ 35 кВ Досатуй-

Насосная (ВЛ-35-313)


№8 / ТЭЦ ППГХО 100 100 АС-95 9,11 1988 30


Нер-Завод II цепь (ВЛ-

35-314)



35 кВ №16

100 100 АС-95 10,10 1986 30


ТЭЦ-Старый Цурухайтуй

(ВЛ-35-315)



35 кВ №19

150 150 АСП-

120 25,80 1989 30


ТЭЦ-Приаргунская (ВЛ-

35-316)



35 кВ №18

50 50 АСП-

120 1,50 1989 30

ВЛ 35 кВ Нер-Завод -

Ишага (ВЛ-35-317)



35 кВ №9

100 100 АС-35 36,50 1967 30

ВЛ 35 кВ Талман Борзя -

Пограничный (ВЛ-35-

318)



35 кВ №17

75 75 АС-50 10,50 1979 30

175

ВЛ 35 кВ Талман Борзя -

Бырка (ВЛ-35-319)



35 кВ №3

150 150 АС-50 26,00 1983 30

ВЛ 35 кВ Молодежная -

Капцегайтуй (ВЛ-35-320)



35 кВ №11

271 210 АС-50 46,40 1983 30

ВЛ 35 кВ Калга - Доно

(ВЛ-35-321)



35 кВ №7

300 300 АС-95 25,12 1985 30


ВЛ 110 кВ

ВЛ 110 кВ Бурятская –

Орловский ГОК с


Агинская (ВЛ-110-90)

РЖД / ЮЗЭС ПС

110 кВ №5 484 375

АС-150,

АС-120 79,50 2008 30

ВЛ 110 кВ Дульдурга –

Мордой (ВЛ-110-46)


№2 / ЮЗЭС ПС

110 кВ №4

200 200 АС-120 187,50 1977 30

ВЛ 110 кВ Дульдурга –

Мордой (ВЛ-110-47)



110 кВ №4

200 200 АС-120 187,50 1977 30

ВЛ 35 кВ

ВЛ 35 кВ Дульдурга-

Зуткулей (ВЛ-35-501)


№2 / ЮЗЭС ПС 35

кВ №5

75 75

АС-

50,АС-

35

49,30 1972 30

ВЛ 35 кВ Урейск-Акша

(ВЛ-35-502)



кВ №1

200 200

АС-

70,АС-

95

7,50 1974 30

ВЛ 35 кВ Акша-

Могойтуй-2 (ВЛ-35-503)



кВ №9

226 175 АС-35 46,28 1976 30

ВЛ 35 кВ Мордой-

Билютуй (ВЛ-35-505)



кВ №3

50 50 АС-50 29,70 1982 30


ГОК - Агинская (ВЛ-35-

508)



110 кВ №1

200 200 АС-70, -

95 19,40 1971 30


ГОК - Могойтуй-1 (ВЛ-

35-509)



кВ №8

200 200 АС-70, -

95 31,27 1971 30

ВЛ 35 кВ Агинская -

Урдо-Ага (ВЛ-35-511)



кВ №12

30 30 АС-70 25,74 1984 30

ВЛ 35 кВ Могойтуй-1 -

Хара-Шибирь (ВЛ-35-

512)



кВ №14

150 150 АС-95 40,93 1985 30

ВЛ 35 кВ Хара-Шибирь -

Цаган-Оль (ВЛ-35-513)



35 кВ №15

200 200 АС-95 26,94 1987 30

ВЛ 35 кВ Зуткулей-

Гуней (ВЛ-35-514)



кВ №4

50 50 АС-120 33,90 1990 30

ВЛ 35 кВ Цугол-

Баржигантай (ВЛ-35-515)

Оборонэнерго /


№2

75 75 АС-95 28,00 1981 30


ГОК-Цокто-Хангил (ВЛ-

35-516)



кВ №16

200 200 АС-120 24,70 1972 30

ВЛ 35 кВ Турга-Кусочи

(ВЛ-35-517)



35 кВ №7

50 50 АС-120 24,80 1991 30

176


ГОК - Ново-Орловск I

цепь (ВЛ-35-518)



кВ №10

200 200 АС-70 2,90 1981 30


ГОК - Ново-Орловск II

цепь (ВЛ-35-519)



кВ №10

100 100 АС-70 2,90 1981 30


ГОК - Старо-Орловск

(ВЛ-35-520)



кВ №11

200 200 АС-70 5,50 1970 30

Уровень нагрузок на трансформаторах ПС 35 кВ, 110 кВ, 220 кВ определен

по данным контрольных замеров, мониторинга уровня напряжений на шинах

подстанций.

Данные по максимальной загрузке автотрансформаторов и трансформаторов

подстанций, находящихся на балансе филиала ПАО «МРСК Сибири» -

«Читаэнерго» в зимний максимум 2017 года представлены в таблице 68.

Таблица 68


подстанций, находящихся на балансе филиала ПАО «МРСК Сибири» -

«Читаэнерго» в зимний максимум 2017 года

№

п/п

№

ПС Название ПС

Дисп.

Наименова-

ние (АТ, Т)

Мощность,

МВА


Uвн,

Uсн,Uнн, кВ

Номинальный

ток, Iном, А

Максималь-

ная нагрузка

в зимний

максимум

2017 года

Аварийная

нагрузка в

зимний

максимум

2017 года

МВА % МВА %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Восточные

ПС 110 кВ

1 1 Аксеново-

Зилово

Т-1 10 110/35/10 50,2 0 0 0,3 3

Т-2 6,3 110/35/10 31,6 0,3 5 0,3 5

2 2 Балей

Т-1 25 110/35/10 125,5 4 16 7,6 29

Т-2 25 110/35/10 125,5 3,6 14 7,6 29

Т-3 40 110/35/10 на консервации

3 3 Букачача Т-1 10 110/6 47,7 0,4 4 1,1 10

Т-2 4 35/6 65,9 0,7 18 1,1 26

4 4 Верхняя

Давенда

Т-1 10 110/35/6 50,2 0,4 4 7,5 72

Т-2 16 110/35/6 83 7,1 44 7,5 45

5 5 Вершина

Дарасуна

Т-1 10 110/35/6 50,2 4,9 49 9,7 93

Т-2 10 110/35/6 50,2 4,9 49 9,7 93

Т-3 4 35/10 66 2,5 64 - -

6 6 Вершина

Шахтамы

Т-1 5,6 110/35/6 29,4 0,3 6 0,4 6

Т-2 6,3 110/35/6 33,1 0,0 1 0,4 5

7 7 Казаново Т-1 6,3 110/35/10 31,6 3,7 59 6,7 102

Т-2 10 110/35/10 50,5 3,0 30 6,7 64

8 8 Карьерная Т-1 6,3 110/6 31,6 0,4 6 1,3 19

Т-2 6,3 110/6 31,6 0,9 14 1,3 19

9 9 Кокуй Т-1 10 110/35/6 50,2 3,0 30 6,1 58

Т-2 10 110/35/6 50,2 3,0 30 6,1 58

10 10 Ксеньевская Т-1 6,3 110/35/10 31,6 0,5 8 1,0 15

Т-2 10 110/35/10 50,2 0,4 4 1,0 9

11 11 Нерчинск

Т-1 10 110/35/6 50,2 4,9 49 7,5 72

Т-2 10 110/35/6 50,2 2,6 26 7,5 72

Т-3 4 35/10 66 0,5 13 - -

177

№

п/п

№


Дисп.

Наименова-

ние (АТ, Т)

Мощность,

МВА


Uвн,

Uсн,Uнн, кВ


ток, Iном, А

Максималь-


в зимний

максимум

2017 года

Аварийная

нагрузка в

зимний

максимум

2017 года

МВА % МВА %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

12 12 Омчак Т-1 10 110/6 50,2 1,3 13 - -

13 13 Промкотельная

Т-1 25 110/35/6 125,5 8,2 33 10,9 42

Т-2 25 110/35/6 125,5 2,8 11 10,9 42

Т-связи 1 6/10 16,5 0,0 0 - -

14 14 Чернышевск Т-1 10 110/35/10 50,2 3,1 31 5,9 56

Т-2 10 110/35/10 50,2 2,8 28 5,9 56

15 15 Шелопугино Т-1 6,3 110/35/10 31,6 1,2 19 1,7 26

Т-2 6,3 110/35/10 31,6 0,5 7 1,7 26

ПС 35 кВ

16 1 Аргунь Т-1 2,5 35/10 41,3 0,6 23 0,9 33

(Объект 2468) Т-2 2,5 35/10 41,3 0,3 12 0,9 33

17 2 Ареда Т-1 2,5 35/10 41,3 0,8 31 1,1 43

Т-2 2,5 35/10 66 0,3 14 1,1 43

18 3 Верхние

Усугли

Т-1 1,8 35/6 29,7 0,7 37 1,2 61

Т-2 1,8 35/6 29,7 0,5 28 1,2 61

19 4 Верхняя Хила Т-1 1,8 35/10 29,7 0,0 0 0,7 39

Т-2 1,8 35/10 29,7 0,7 41 0,7 39

20 5 Дельмачик Т-1 2,5 35/6 41,2 0,6 24 - -

21 6 ЖБИ Т-1 7,5 35/6 104 1,8 24 2,2 27

Т-2 4 35/6 66 0,4 9 2,2 51

22 7 Знаменка Т-1 1,6 35/10 26,5 0,5 33 - -

23 8 Калинино Т-1 2,5 35/10 41,2 0,3 11 0,5 20

Т-2 2,5 35/10 41,2 0,3 10 0,5 20

24 9 Копунь Т-1 2,5 35/10 41,2 0,4 14 - -

25 10 Кудеча Т-1 2,5 35/6 41,2 0,2 6 - -

26 11 Нижний Стан Т-1 1,6 35/10 26,4 0,2 12 0,2 11

Т-2 0,56 35/10 16,5 0,0 0 0,2 32

27 12 Нижние

Усугли

Т-1 1,6 35/10 26,4 0,0 0 0,2 14

Т-2 1 35/10 16,5 0,2 24 0,2 23

28 13 Олинск Т-1 2,5 35/10 41,2 0,0 0 0,7 26

Т-2 2,5 35/10 41,2 0,7 28 0,7 26

29 14 ОПХ Т-1 2,5 35/10 41,2 0,7 28 - -

30 15 Подойницыно Т-1 2,5 35/10 41,2 0,3 11 - -

31 16 Рудник Ключи Т-1 4 35/6 66 0,5 13 0,7 15

Т-2 4 35/6 66 0,1 4 0,7 15

32 17 ПС №1 ГПП-1 Т-1 16 35/6 264 1,2 7 1,2 7

Т-2 16 35/6 264 0,0 0 1,2 7

33 18

ПС №4

Насосная

Ингода

Т-1 4 35/6 66 0,3 7 0,5 11

Т-2 2,5 35/6 41,2 0,2 8 0,5 18

34 19 ПС №6

Насосная Онон

Т-1 5,6 35/6 84 0,3 5 0,4 7

Т-2 5,6 35/6 84 0,1 2 0,4 7

35 20 ПС №13 ГПП-

2

Т-1 6,3 35/6 104 0,2 3 0,3 4

Т-2 6,3 35/6 104 0,1 2 0,3 4

36 21 Сретенск Т-1 4 35/10 66 0,3 9 2,1 50

Т-2 4 35/10 66 1,8 44 2,1 50

37 22 Старый Олов Т-1 1 35/10 16,5 0,3 29 0,3 28

Т-2 0,56 35/10 9,2 0,0 0 0,3 49

38 23 Тасеево Т-1 6,3 35/6 104 1,2 19 1,2 18

Т-2 6,3 35/6 104 0,0 0 1,2 18

39 24 Унда Т-1 4 35/10 66 0,4 10 0,7 17

Т-2 4 35/10 66 0,3 8 0,7 17

40 25 Ундино-

Поселье Т-1 2,5 35/10 41,2 0,4 14 - -

41 26 Урюм-58 Т-1 1,8 35/6 29,7 0,0 0 - -

42 27 Усть-Кара Т-1 6,3 35/6 104 0,2 2 0,9 14

178

№

п/п

№


Дисп.

Наименова-

ние (АТ, Т)

Мощность,

МВА


Uвн,

Uсн,Uнн, кВ


ток, Iном, А

Максималь-


в зимний

максимум

2017 года

Аварийная

нагрузка в

зимний

максимум

2017 года

МВА % МВА %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Т-2 6,3 35/6 104 0,8 12 0,9 14

43 28 Фабрика Т-1 10 35/6 157,1 5,8 58 - -

44 29 Фирсово Т-1 2,5 35/10 41,3 0,3 11 0,4 14

Т-2 2,5 35/10 41,3 0,1 4 0,4 14

45 30 Чикичей Т-1 1,6 35/10 26,5 0,4 22 0,4 21

Т-2 1,6 35/10 26,5 0,0 0 0,4 21

46 31 Шилка Т-1 10 35/6 157,1 1,5 15 1,5 14

Т-2 10 35/6 157,1 0,0 0 1,5 14


ПС 110 кВ

47 1 Антипиха Т-1 25 110/35/6 125,5 10,3 41 13,7 52

Т-2 25 110/35/6 125,5 3,4 14 13,7 52

48 2 Атамановка

110 кВ

Т-1 10 110/35/6 50,2 2,0 20 3,8 36

Т-2 10 110/35/6 50,2 1,8 18 3,8 36

49 3 Беклемишево Т-1 6,3 110/35/10 31,6 0,2 3 2,2 33

Т-2 6,3 110/35/10 31,6 2,0 32 2,2 33

50 4 Вторая Т-1 10 110/35/6 52,5 3,3 33 7,8 74

Т-2 10 110/35/6 52,5 4,5 45 7,8 74

51 5 Заречная Т-1 25 110/10/6 125,5 9,9 40 19,6 75

Т-2 25 110/10/6 125,5 9,7 39 19,6 75

52 6 Ингода Т-1 10 110/35/10 50,2 2,3 23 6,5 62

Т-2 10 110/35/10 50,2 4,2 42 6,5 62

53 7 Кадала Т-1 10 110/6 50,2 2,3 23 3,0 29

Т-2 10 110/6 50,2 0,7 7 3,0 29

54 8 Кайдаловская Т-1 25 110/10/6 125,5 12,3 49 29,5 112

Т-2 25 110/10/6 125,5 17,2 69 29,5 112

55 9 Каштак Т-1 40 110/10/6 200,8 12,6 32 22,9 55

Т-2 40 110/10/6 200,8 10,3 26 22,9 55

56 10 КСК

Т-1 20 110/10 100 10,6 53 19,0 90

Т-2 20 110/10 100 8,4 42 19,0 90

Т-3 6,3 10/35 104 3,8 60 - -

57 11 Молодежная

Т-1 16 110/6 80,3 11,3 71 15,5 92

Т-2 16 110/6 80,3 9,4 59 13,6 81

Т-3 16 110/6 80,3 4,2 26 16 92

58 12 Николаевская Т-1 6,3 110/35/10 31,6 1,5 24 - -

59 13 Северная Т-1 25 110/10/6 125,5 6,4 26 16,6 63

Т-2 25 110/10/6 125,5 10,2 41 16,6 63

60 14 Третья Т-1 16 110/35/6 80,3 6,3 39 12,4 74

Т-2 16 110/35/6 80,3 6,1 38 12,4 74

61 15

Тепловая

насосная 110

кВ

Т-3 10 110/6 50,2 4,9 49 - -

62 16 Улеты Т-1 6,3 110/10 31,6 2,0 32 2,5 38

Т-2 10 110/10 50,2 0,5 5 2,5 24

63 17 Угдан Т-1 10 110/10 50,2 4,1 41 7,2 69

Т-2 16 110/10 80,3 3,1 19 7,2 43

64 18 Центральная Т-1 40 110/10/6 200,8 13,7 34 15,0 36

Т-2 25 110/10/6 125,5 1,3 5 15,0 57

65 19 Черновская Т-1 25 110/35/6 125,5 10,1 40 16,1 61

Т-2 25 110/35/6 125,5 6,0 24 16,1 61

66 20 Южная Т-1 10 110/6 50,2 4,5 45 5,9 56

Т-2 10 110/6 50,2 1,4 14 5,9 56

67 21 Альбитуй Т-1 6,3 110/35/10 31,6 0,1 2 0,6 9

Т-2 2,5 110/10 13,1 0,5 20 0,6 23

68 22 Красный Т-1 10 110/35/10 50,2 3,1 31 5,1 49

179

№

п/п

№


Дисп.

Наименова-

ние (АТ, Т)

Мощность,

МВА


Uвн,

Uсн,Uнн, кВ


ток, Iном, А

Максималь-


в зимний

максимум

2017 года

Аварийная

нагрузка в

зимний

максимум

2017 года

МВА % МВА %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Чикой Т-2 10 110/35/10 50,2 2,0 20 5,1 49

69 23 Малета Т-1 2,5 110/10 13,1 1,0 40 1,5 57

Т-2 2,5 110/10 13,1 0,5 20 1,5 57

70 24 Метизы Т-1 40 110/6 200,8 5,3 13 7,1 17

Т-2 40 110/6 200,8 1,8 5 7,1 17

71 25 Урлук Т-1 2,5 110/10 13,1 0,6 22 0,6 23

Т-2 2,5 110/10 13,1 0,05 2 0,6 23

ПС 35 кВ

72 1 Атамановка 35

кВ

Т-1 4 35/6 66 2,1 52 2,6 62

Т-2 4 35/6 66 0,5 13 2,6 62

73 2 Аэропорт Т-1 4 35/6 65,9 1,1 26 1,8 43

Т-2 4 35/6 65,9 0,8 19 1,8 43

74 3 Бройлерная Т-1 4 35/10 66 1,7 42 1,9 46

Т-2 4 35/10 66 0,3 7 1,9 46

75 4 Бургень Т-1 1,6 35/10 26,4 0,3 16 - -

76 5 База НИИЭВ Т-1 1 35/6 17,4

0 0,2 14

Т-2 1 35/6 17,4 0,2 15 0,2 14

77 6 Верх-Чита Т-1 4 35/10 66 1,7 43 5,0 119

Т-2 4 35/10 66 3,3 82 5,0 119

78 7 Дачная Т-1 4 35/10 66 2,5 63 - -

79 8 Доронинская Т-1 1 35/10 16,5 0,2 18 0,3 27

Т-2 1 35/10 16,5 0,1 10 0,3 27

80 9 Елизаветино Т-1 2,5 35/10 41,2 0,0 2 0,6 24

Т-2 2,5 35/10 41,2 0,6 23 0,6 24

81 10 З.Д.М. Т-1 2,5 35/6 41 0,0 1 - -

82 11 Иван-озеро Т-1 4 35/10 66 1,4 34 - -

83 12 Колочная Т-1 2,5 35/10 41,2 1,5 58 - -

84 13 Маккавеево Т-1 4 35/10 65,9 0,7 18 1,4 34

Т-2 4 35/10 65,9 0,7 18 1,4 34

85 14 Насосная

ГРЭС

Т-1 10 35/6 157,1 2,7 27 5,2 49

Т-2 10 35/6 157,1 2,5 25 5,2 49

86 15 Новотроицкая Т-1 1 35/10 14,4 0,4 43 0,4 41

Т-2 1 35/10 14,4 0,0 0 0,4 41

87 16 РПБ ЦПЭС Т-1 2,5 35/10 41,2 0,2 8 0,3 10

Т-2 2,5 35/10 41,2 0,1 2 0,3 10

88 17 Танга Т-1 2,5 35/10 41,2 0,2 9 0,7 27

Т-2 2,5 35/10 41,2 0,5 19 0,7 27

89 18 Тепловая Т-1 6,3 35/6 104 1,5 24 4,7 72

насосная 35 кВ Т-2 6,3 35/6 104 3,2 51 4,7 72

90 19 Техникум Т-1 6,3 35/6 103,9 0,7 12 4,4 66

Механизации Т-2 5,6 35/6 84 3,7 65 4,4 74

91 20 ТП № 1 Т-1 2,5 35/6 41,2 0,1 5 0,5 18

Т-2 1 35/6 16,5 0,3 34 0,5 45

92 21 ТП № 2 Т-1 демонтирован

Т-2 1 35/6 16,5 0,0 3 - -

93 22 ТП № 3 Т-1 1,8 35/6 29,7 0,1 4 0,4 21

Т-2 1,8 35/6 29,7 0,3 18 0,4 21

94 23 Чара 35 кВ Т-1 4 35/10 66 2,0 50 - -

95 24 ЭКСКиД Т-1 2,5 35/6 41,2 0,5 22 0,8 29

Т-2 2,5 35/6 41,2 0,2 8 0,8 29

96 25 Заречье Т-1 2,5 35/10 41,2 0,5 21 0,8 30

Т-2 2,5 35/10 41,2 0,3 11 0,8 30

97 26 Захарово Т-1 2,5 35/10 41,2 0,3 12 0,9 33

Т-2 2,5 35/10 41,2 0,6 23 0,9 33

98 27 ЗДС Т-1 2,5 35/10 41,2 0,4 16 0,7 26

180

№

п/п

№


Дисп.

Наименова-

ние (АТ, Т)

Мощность,

МВА


Uвн,

Uсн,Uнн, кВ


ток, Iном, А

Максималь-


в зимний

максимум

2017 года

Аварийная

нагрузка в

зимний

максимум

2017 года

МВА % МВА %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Т-2 1 35/10 16,5 0,3 30 0,7 66

99 28 Коротково Т-1 1,6 35/10 26,4 0,3 16 0,4 25

Т-2 1,6 35/10 26,4 0,2 10 0,4 25

100 29 Линево-Озеро Т-1 1,8 35/6 29,7 1,1 59 1,3 70

Т-2 2,5 35/6 41,2 0,3 10 1,3 50

101 30 Новопавловка Т-1 2,5 35/6 41,2 0,4 15 1,4 53

Т-2 2,5 35/6 41,2 1,0 41 1,4 53

102 31 Пятая Т-1 2,5 35/10 41,2 0,5 19 1,0 37

Т-2 2,5 35/10 41,2 0,5 20 1,0 37

103 32 РПБ-2 Т-1 3,2 35/10 52,8 0,9 28 0,9 27

Т-2 4 35/10 66 0,0 0 0,9 22

Южные

ПС 110 кВ

104 1 Абагайтуй

Т-1 6,3 110/6 33,1 0,2 3 0,6 9

Т-2 6,3 110/35/10 31,6 0,5 7 0,6 9

Т-3 1 10/6 16,5 0,0 0 - -

105 2 Безречная Т-1 10 110/35/6 52,5 0,2 2 0,9 8

Т-2 6,3 110/35/6 31,6 0,6 10 0,9 13

106 3 Борзя-

Восточная

Т-1 25 110/35/10 125,5 5,2 21 8,6 33

Т-2 10 110/35/10 50,2 3,3 33 8,6 81

107 4 Борзя-

Западная

Т-1 16 110/35/10 80,3 5,9 37 11,5 69

Т-2 16 110/35/10 80,3 5,6 35 11,5 69

108 5 Даурия Т-1 6,3 110/10 31,6 1,1 18 2,0 30

Т-2 6,3 110/10 31,6 0,9 14 2,0 30

109 6 Забайкальск Т-1 25 110/35/10 122,5 5,4 22 12,6 48

Т-2 25 110/35/10 126 7,2 29 12,6 48

110 7 Калангуй

Т-1 10 110/35/3 52,5 3,1 31 5,5 53

Т-2 10 110/35/3 52,5 2,5 25 5,5 53

Т-4 1,6 35/10 26,4 0,0 0 0,4 24

Т-5 2,5 35/10 41,2 0,4 16 0,4 15

111 8 Нижний

Цасучей

Т-1 6,3 110/35/10 31,6 1,7 27 3,3 49

Т-2 6,3 110/35/10 31,6 1,6 25 3,3 49

112 9 Оловянная

Т-1 6,3 110/35/6 31,6 2,6 41 3,0 45

Т-2 1,6 10/6 92 0,0 0 3,0 178

Т-3 6,3 110/35/10 31,6 0,4 7 3,0 45

113 10 Первая Т-1 10 110/35/6 52,5 2,0 20 2,5 24

Т-2 10 110/35/6 52,5 0,5 5 2,5 24

114 11 Степь Т-1 10 110/35/10 52,5 0,6 6 2,6 24

Т-2 10 110/35/10 50,2 2,0 20 2,6 24

115 12 Турга Т-1 6,3 110/35/6 31,6 2,2 34 3,7 56

Т-2 10 110/35/6 52,5 1,5 15 3,7 35

116 13 Харанор Т-1 2,5 110/10 13,1 0,9 34 0,9 34

Т-2 2,5 110/10 13,1 0,04 2 0,9 34

ПС 35 кВ

117 1 Долгокыча Т-1 2,5 35/10 41,3 0,3 10 - -

118 2 Жетково Т-1 1,8 35/10 29,7 0,1 4 - -

119 3 Жетково-

Рудник Т-1 1 35/6 16,5 0,0 4 - -

120 4 Золотореченск Т-1 6,3 35/10 103,92 1,5 24 3,5 53

Т-2 6,3 35/10 104 2,0 32 3,5 53

121 5 Красная

Ималка

Т-1 2,5 35/10 41,3 0,4 15 0,5 19

Т-2 2,5 35/10 41,3 0,1 6 0,5 19

122 6 Курунзулай Т-1 демонтирован

Т-2 1,6 35/10 26,4 0,3 18 - -

123 7 Мирная Т-1 3,2 35/6 52,3 0,5 17 0,6 19

181

№

п/п

№


Дисп.

Наименова-

ние (АТ, Т)

Мощность,

МВА


Uвн,

Uсн,Uнн, кВ


ток, Iном, А

Максималь-


в зимний

максимум

2017 года

Аварийная

нагрузка в

зимний

максимум

2017 года

МВА % МВА %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Т-2 1 35/6 16,5 0,1 9 0,6 60

124 8 Нижний

Калтан

Т-1 2,5 35/10 41,3 0,1 5 0,3 11

Т-2 1 35/10 16,5 0,2 17 0,3 29

125 9 Новый

Дурулгуй

Т-1 2,5 35/10 41,3 0,4 14 0,4 15

Т-2 2,5 35/10 41,3 0,0 2 0,4 15

126 10 Старый

Чиндант

Т-1 1,6 35/10 26,4 0,1 7 0,3 17

Т-2 1,6 35/10 26,4 0,2 11 0,3 17

127 11 Улятуй Т-1 2,5 35/10 41,3 0,3 14 0,5 19

Т-2 2,5 35/10 41,3 0,2 7 0,5 19

128 12 Усть-Борзя Т-1 2,5 35/6 41,2 0,1 3 0,1 3

Т-2 2,5 35/6 41,2 0,0 0 0,1 3

129 13 Усть- Озерное Т-1 2,5 35/10 41,3 0,3 11 0,5 18

Т-2 2,5 35/10 41,3 0,2 7 0,5 18

130 14 Хара-Бырка Т-1 2,5 35/10 41,3 0,1 4 - -

131 15 Харанор-

Поселковая

Т-1 4 35/6 65,9 0,5 13 2,3 54

Т-2 4 35/6 65,9 1,8 44 2,3 54

132 16 Шерловая В\Ч Т-1 1,6 35/6 26,4 0,2 9 0,3 18

Т-2 1,6 35/6 26,4 0,2 9 0,3 18


ПС 110 кВ

133 1 Акатуй Т-1 7,5 110/35/6 39,4 0,2 2 1,4 17

Т-2 5,6 110/35/6 29,4 1,2 21 1,4 23

134 2 Благодатка Т-1 5,6 110/35/6 29,4 0,8 14 2,5 42

Т-2 5,6 110/35/6 29,4 1,7 31 2,5 42

135 3 Бутунтай Т-1 40 110/10 200,8 7,4 18 - -

136 4 Бугдаинская Т-1 16 110/35/10 80,3 0,0 0 0,1 0

Т-2 16 110/35/10 80,3 0,1 0 0,1 0

137 5 Быстринская Т-1 16 110/35/10 80,3 0,0 0 4,2 25

Т-2 16 110/35/10 80,3 4,2 26 4,2 25

138 6 Кличка Т-1 10 110/35/6 52,5 1,0 10 3,3 32

Т-2 10 110/35/6 52,5 2,3 23 3,3 32

139 7 Кадая

Т-1 10 110/35/6 50,2 2,7 27 3,6 34

Т-2 6,3 110/35/6 33,1 0,9 14 3,6 54

Т-3 1 35/10 16,5 0,3 26 - -

140 8 Михайловка Т-1 5,6 110/6 29,4 1,8 33 - -

141 9 Ново-Широкая Т-1 10 110/35/6 50,2 6,5 65 14,0 133

Т-2 10 110/35/6 50,2 7,5 75 14,0 133

ПС 35 кВ

142 1 Алек-Завод Т-1 4 35/10 66 1,2 30 - -

143 2 Булдуруй Т-1 1,6 35/10 26,4 0,3 17 - -

144 3 Бырка Т-1 2,5 35/10 41,3 0,0 0 0,5 19

Т-2 1,6 35/10 24,9 0,5 31 0,5 30

145 4 Газ-Завод Т-1 4 35/10 66 0,4 9 2,6 61

Т-2 4 35/10 66 2,2 55 2,6 61

146 5 Горда Т-1 1,6 35/10 26,4 0,02 1 - -

147 6 Гульдиха Т-1 0,32 35/0,4 5,3 0,1 30 - -

148 7 Доно Т-1 1,6 35/10 26,4 0,2 13 - -

Т-2 демонтирован

149 8 Досатуй Т-1 2,5 35/10 41,3 0,5 21 1,0 36

Т-2 4 35/10 66 0,4 11 1,0 23

150 9 Ишага Т-1 1,6 35/10 26,4 0,4 28 - -

151 10 Калга Т-1 4 35/10 66 0,8 21 2,0 49

Т-2 2,5 35/10 41,3 1,2 48 2,0 78

152 11 Капцегайтуй Т-1 4 35/10 66 1,3 32 - -

153 12 Карла-Маркса Т-1 1,8 35/10 29,7 0,0 0 0,8 40

182

№

п/п

№


Дисп.

Наименова-

ние (АТ, Т)

Мощность,

МВА


Uвн,

Uсн,Uнн, кВ


ток, Iном, А

Максималь-


в зимний

максимум

2017 года

Аварийная

нагрузка в

зимний

максимум

2017 года

МВА % МВА %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Т-2 1,6 35/10 26,4 0,8 48 0,8 45

154 13 Молодежная Т-1 1 35/10 16,5 0,1 12 0,4 41

Т-2 1,6 35/10 26,4 0,3 19 0,4 26

155 14 Мотогорск Т-1 2,5 35/10 41,3 0,1 5 0,1 4

Т-2 2,5 35/10 41,3 0,0 0 0,1 4

156 15 Нер-Завод Т-1 2,5 35/10 41,3 0,5 21 1,7 65

Т-2 4 35/10 66 1,2 29 1,7 41

157 16 Пограничный Т-1 2,5 35/10 41,3 0,5 20 - -

158 17 Приаргунская Т-1 4 35/10 66 0,5 12 - -

159 18 Старый

Цурухайтуй

Т-1 2,5 35/10 41,3 0,4 14 0,5 18

Т-2 2,5 35/10 41,3 0,1 4 0,5 18

160 19 Талман-Борзя Т-1 1 35/10 16,5 0,2 17 - -

161 20 Урулюнгуй Т-1 2,5 35/10 41,3 0,8 34 0,9 32

Т-2 2,5 35/10 41,3 0,01 0,3 0,9 32


ПС 110 кВ

162 1 Агинская Т-1 10 110/35/10 50,2 3,9 39 7,5 72

Т-2 10 110/35/10 50,2 3,6 36 7,5 72

163 2 Дульдурга Т-1 10 110/35/10 50,2 3,8 38 5,3 50

Т-2 10 110/35/10 50,2 1,5 15 5,3 50

164 3 Курорт

Дарасун

Т-1 10 110/35/6 51,5 1,7 17 1,9 18

Т-2 4 6/20 66 0,3 7 1,9 46

165 4 Мордой Т-1 10 110/35/10 52 0,3 3 2,1 20

Т-2 10 110/35/10 52 1,8 18 2,1 20

166 5 Орловский

ГОК

Т-1 25 110/35/6 131 3,4 14 11,8 45

Т-2 25 110/35/6 131 8,4 33 11,8 45

167 6 Тыргетуй Т-1 10 110/35/10 50,2 0,4 4 1,6 16

Т-2 10 110/35/10 50,2 1,2 12 1,6 16

168 7 Урейск Т-1 10 110/35/10 52 2,6 26 - -

ПС 35 кВ

169 1 Акша Т-1 2,5 35/10 41,2 1,3 53 1,667 64

Т-2 2,5 35/10 41,2 0,3 13 1,667 64

170 2 Боржигантай Т-1 1,6 35/10 26 0,0 0 0,3 16

Т-2 1,6 35/10 26,4 0,3 17 0,3 16

171 3 Билютуй Т-1 1 35/10 16,5 0,3 28 - -

172 4 Гуней Т-1 2,5 35/10 41,2 0,3 11 0,8 29

Т-2 2,5 35/10 41,2 0,5 19 0,8 29

173 5 Зуткулей Т-1 2,5 35/10 41,2 0,3 10 0,8 32

Т-2 2,5 35/10 41,2 0,6 23 0,8 32

174 6 Карымская Т-1 6,3 35/10 104 2,9 46 4,7 70

Т-2 6,3 35/10 104 1,8 28 4,7 70

175 7 Кусочи Т-1 2,5 35/10 41,2 0,2 8 0,4 16

Т-2 4 35/10 66 0,2 5 0,4 10

176 8 Могойтуй-1 Т-1 6,3 35/10 103,9 2,9 46 4,3 66

Т-2 6,3 35/10 103,9 1,4 23 4,3 66

177 9 Могойтуй-2 Т-1 1,6 35/10 26,4 0,2 13 0,3 21

Т-2 1,6 35/10 26,4 0,1 9 0,3 21

178 10 Ново-Орловск Т-1 2,5 35/6 41,3 1,0 40 1,1 43

Т-2 2,5 35/6 41,3 0,1 5 1,1 43

179 11 Старо-Орловск Т-1 1,6 35/6 26,4 0,7 45 1,0 57

Т-2 1,8 35/6 29,7 0,2 13 1,0 51

180 12 Урдо-Ага Т-1 2,5 35/10 41,28 0,3 13 0,6 22

Т-2 2,5 35/10 41,28 0,2 9 0,6 22

181 13 Урульга Т-1 2,5 35/10 41,2 0,5 20 0,9 33

Т-2 2,5 35/10 41,2 0,4 15 0,9 33

183

№

п/п

№


Дисп.

Наименова-

ние (АТ, Т)

Мощность,

МВА


Uвн,

Uсн,Uнн, кВ


ток, Iном, А

Максималь-


в зимний

максимум

2017 года

Аварийная

нагрузка в

зимний

максимум

2017 года

МВА % МВА %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

182 14 Хара-Шибирь Т-1 4 35/10 66 0,5 13 1,4 33

Т-2 1,6 35/10 26,4 0,8 53 1,4 82

183 15 Цаган-Оль Т-1 1,6 35/10 24,6 0,3 18 0,4 23

Т-2 1,8 35/10 29,7 0,1 5 0,4 21

184 16 Цокто-Хангил Т-1 2,5 35/10 42,28 0,2 10 0,3 11

Т-2 1 35/10 16,5 0,1 5 0,3 28

Данные по загрузке автотрансформаторов и трансформаторов подстанций,

находящихся на балансе Забайкальской железной дороги в режимный день

зимнего максимума 2016 года представлены в таблице 69.

Таблица 69


подстанций ОАО «РЖД»

№

п/п № ПС Название ПС

Дисп.

наимено-

вание

Мощность,

МВА

Напряжение Uвн,

Uсн,Uнн, кВ

Максимальная нагрузка

в зимн. максимум 2017 г

МВА %

1 2 3 4 5 6 7 8

1 1 Тарбагатай ЭЧЭ-1 80 230/38,5/27,5 24,518 30,648

2 2 Бада ЭЧЭ-2 80 230/27,5/11 25,311 31,639

3 3 Хилок ЭЧЭ-3 80 230/38,5/27,5 30,030 37,538

4 4 Харагун ЭЧЭ-4 80 230/27,5/11 22,880 28,600

5 5 Могзон ЭЧЭ-5 80 230/27,5/11 22,531 28,164

6 6 Сохондо ЭЧЭ-6 80 230/27,5/11 18,381 22,976

7 7 Лесная ЭЧЭ-7 120 110/27,5/11 18,888 15,740

8 8 Чита ЭЧЭ-8 80 230/38,5/27,5 23,293 29,116

9 9 Новая ЭЧЭ-9 80 230/38,5/27,5 25,388 31,735

10 10 Карымская ЭЧЭ-10 195 220/35/27,5

220/2*27,5 17,004 8,720

11 11 Урульга ЭЧЭ-11 80 230/27,5/11 9,295 11,619

12 12 Размахнино ЭЧЭ-12 80 230/27,5/11 17,908 22,385

13 13 Шилка ЭЧЭ-13 80 230/38,5/27,5 13,035 16,294

14 14 Приисковая ЭЧЭ-14 80 230/27,5/11 18,359 22,949

15 15 Шапка ЭЧЭ-15 80 230/27,5/11 16,445 20,556

16 16 Чернышевск ЭЧЭ-16 80 230/27,5/11 17,424 21,780

17 17 Бушулей ЭЧЭ-17 80 230/38,5/27,5 29,865 37,331

18 18 Зилово ЭЧЭ-18 80 230/27,5/11 19,448 24,310

19 19 Урюм ЭЧЭ-19 80 230/38,5/27,5 11,825 14,781

20 20 Сбега ЭЧЭ-20 80 230/27,5/11 18,502 23,128

21 21 Ксеньевская ЭЧЭ-21 80 230/27,5/11 15,411 19,264

22 22 Кислый Ключ ЭЧЭ-22 80 230/38,5/27,5 24,046 30,058

23 23 Пеньковая ЭЧЭ-23 80 230/27,5/11 20,35 25,438

24 24 Могоча ЭЧЭ-24 80 110/27,5/11 15,961 19,951

25 25 Семиозерный ЭЧЭ-25 80 230/27,5/11 16,445 20,556

26 26 Амазар ЭЧЭ-26 80 230/27,5/11 11,737 14,671

27 27 Чичатка ЭЧЭ-27 120 230/27,5/11 26,465 22,054

28 50 Бурятская ЭЧЭ-50 125 115/2*27,5 7,643 6,114

29 51 Булак ЭЧЭ-51 100 115/2*27,5 9,844 9,844

30 52 Мирная ЭЧЭ-52 75 115/2*27,5 6,184 8,245

31 53 Борзя ЭЧЭ-53 100 115/2*27,5 2,799 2,799

Данные по договорной и фактической (на 01 января 2018 года) загрузки

центров питания 110 (35) кВ и выше Забайкальского края, в том числе в разрезе

184

крупных потребителей с объемом мощности более 5 МВт филиала

ПАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» представлены в таблице 70.

Таблица 70

Договорная и фактическая загрузка центров питания 110 (35) кВ и выше ПАО

«МРСК Сибири» по состоянию на 01 января 2018 года

№

п/п

Характеристика центров питания 110 (35) кВ и выше Договорная загрузка

Название

Класс

напр

я-

жени

я

Муниципаль

ный район


и марка

силовых

трансфор-

маторов

Устано-

вленная

мощ-

ность

Макси-

мальная

нагрузка

в зимн.

замерный

день

2017 г.

Мощность

,

зарезерви-

рованная

на ПС по

заключен-

ным

договорам

ТП и

подготовл-

енным ТУ

Перечень и

договорная

мощность

крупных

потребите-

лей (более 5

МВт),

присоедине-

нных к ЦП

МВА МВА МВт МВт

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1 Копунь 35/10 Шелопугинс-

кий район

ТМ-

2500/35/10

(1х2,5)

2,5 0,4 0 Отсутствуют

2 Подойници-

но 35/10

Балейский

район

ТМ-

2500/35/10

(1х2,5)


3 Тасеево 35/6 Балейский

район

ТМ-6300/35

(2х6,3) 12,6 1,2 0,078003 Отсутствуют

4 Унда 35/10 Балейский

район

ТМ-

4000/35/10

(2х4)

8 1,5 0,01215 Отсутствуют

5 Ундино-

Поселье 35/10

Балейский

район

ТМ-

2500/35/10

(1х2,5)


6 Знаменка 35/10 Нерчинский

район

ТМ-

1600/35/10

(1х1,6)

1,6 0,5 0,0028 Отсутствуют

7 Калинино 35/10 Нерчинский

район

ТМ-

2500/35/10

(2х2,5)

5 0,6 0 Отсутствуют

8 Олинск 35/10 Нерчинский

район

ТМ-

2500/35/10

(2х2,5)


9 Сретенск 35/10 Сретенский

район

ТМ-

4000/35/10

(2х4)


10 Усть-Карск 35/6 Сретенский

район

ТМ-6300/35

(2х6,3) 12,6 1 0,0081 Отсутствуют

11 Фирсово 35/10 Сретенский

район

ТМ-

2500/35/10

(2х2,5)


12 Чикичей 35/10 Сретенский

район

ТМ-

1600/35/10

(2х1,6)


13 Верхние

Усугли 35/6

Тунгокоченс-

кий район

ТМ-

1800/35/6

(2х1,8)

3,6 1,2 0,020655 Отсутствуют

14 Верхняя

Хила 35/10


район

ТМ-

1800/35/10

(2х1,8)

3,6 0,7 0,0115506 Отсутствуют

185

№

п/п


Название

Класс

напр

я-

жени

я


ный район


и марка

силовых

трансфор-

маторов

Устано-

вленная

мощ-

ность

Макси-

мальная

нагрузка

в зимн.

замерный

день

2017 г.

Мощность

,

зарезерви-

рованная

на ПС по

заключен-

ным

договорам

ТП и

подготовл-

енным ТУ

Перечень и


мощность

крупных

потребите-


МВт),


нных к ЦП


1 2 3 4 5 6 7 8 9

15 ЖБИ 35/6 Шилкинский

район

ТМ-

7500/35/6

(1х7,5);

TONb-

4000/35/6

(1х4)


16 Нижние

Усугли 35/10


кий район

ТМ-

1600/35/10

(1х1,6); ТМ-

1000/35/10

(1х1)


17 Нижний

Стан 35/10


кий район

ТМ-

1600/35/10

(1х1,6); ТМ-

560/35

(1х0,56)

2,16 0,2 0,00972 Отсутствуют

18 Объект 2468

(Аргунь) 35/10


район

ТМН-

2500/35/10

(2х2,5)


19 ОПХ 35/10 Шилкинский

район

ТМ-

2500/35/10

(1х2,5)


20 Шилка 35/10 Шилкинский

район

ТМН-

10000/35/6

(2х10)


21 Ареда 35/10 Чернышевс-

кий район

ТМ-

2500/35/10

(2х2,5)


22 Рудник

Ключи 35/6

Тунгоиро -

Олекминский

район

TМН-

4000/35/6

(2х4)


23 Кудеча 35/6

Тунгоиро -

Олекминский

район

ТМ-

2500/35/6

(1х2,5)


24 Старый Олов 35/10 Чернышевск-

ий район

ТМ-

1000/35/10

(1х1); ТМ-

560/35/10

(1х0,56)


25 Захарово 35/10 Красночикой-

ский район

ТМ-

2500/35/10

(2х2,5)


26 Коротково 35/10 Красночикой-

ский район

ТМН-

1600/35/10

(2х1,6)

3,2 0,46 0,034425 Отсутствуют

27 Пятая 35/10

Петровск -

Забайкальски

й район

ТМН-

2500/35/10

(2х2,5)

5 1 0 Отсутствуют

28 РПБ-2 35/10

Петровск -


й район

ТМ-

3200/35/6

(1х3,2);

ТМ-

4000/35/10

(1х4)


186

№

п/п


Название

Класс

напр

я-

жени

я


ный район


и марка

силовых

трансфор-

маторов

Устано-

вленная

мощ-

ность

Макси-

мальная

нагрузка

в зимн.

замерный

день

2017 г.

Мощность

,

зарезерви-

рованная

на ПС по

заключен-

ным

договорам

ТП и

подготовл-

енным ТУ

Перечень и


мощность

крупных

потребите-


МВт),


нных к ЦП


1 2 3 4 5 6 7 8 9

29 Заречье 35/10 Хилокский

район

ТМ-

2500/35/10

(2х2,5)


30 ЗДС 35/10

Петровск -


й район

ТМ-

1000/35/10

(1х1); ТМ-

2500/35/10

(1х2,5)


31 Линѐво

Озеро 35/6

Хилокский

район

ТМ-

1800/35/6

(1х1,8); ТМ-

2500/35/6

(1х2,5)


32 Новопавловк

а 35/6

Петровск -


й район

ТМ-

2500/35/6

(2х2,5)


33 Карымская 35/10 Карымский

район

ТМ-

6300/35/10-

1 шт; ТМН-

6300/35/10 -

1шт (2х6,3)

12,6 4,65 0,4525875 Отсутствуют

34 Урульга 35/10 Карымский

район

ТМ-

2500/35/10

(2х2,5)


35 Доронинская 35/10 Улѐтовский

район

ТМ-

1000/35/10

(2х1)


36 Танга 35/10 Улѐтовский

район

ТМ-

2500/35/10

(2х2,5)


37 ТП-1 35/6 Улѐтовский

район

ТМ-

2500/35/6

(1х2,5);

ТМН-

3200/35/6

(1х3,2)



район

ТМ-

1000/35/6

(1х1)



район

ТМ-

1800/35/6

(2х1,8)


40 Атамановка 35/6 Читинский

район

ТМ-

4000/35/6

(2х4)


41 Аэропорт 35/6 Читинский

район

ТМ-

4000/35/6

(2х4)


42 База НИИЭВ 35/6 Читинский

район

ТМ-

1000/35/6

(2х1)


43 Бройлерная 35/10 Читинский

район

ТМ-

4000/35/10

(2х4)


187

№

п/п


Название

Класс

напр

я-

жени

я


ный район


и марка

силовых

трансфор-

маторов

Устано-

вленная

мощ-

ность

Макси-

мальная

нагрузка

в зимн.

замерный

день

2017 г.

Мощность

,

зарезерви-

рованная

на ПС по

заключен-

ным

договорам

ТП и

подготовл-

енным ТУ

Перечень и


мощность

крупных

потребите-


МВт),


нных к ЦП


1 2 3 4 5 6 7 8 9

44 Бургень 35/10 Читинский

район

ТМ-

1600/35/10

(1х1,6)


45 Верх-Чита 35/10 Читинский

район

ТМ-

4000/35/10

(2х4)


46 Елизаветино 35/10 Читинский

район

ТМН-

2500/35/10

(2х2,5)


47 Иван-Озеро 35/10 Читинский

район

ТМ-

4000/35/10

(1х4)


48 Колочная 35/10 Читинский

район

ТМ-

2500/35/10

(1х2,5)

2,5 1,45 0,01215 Отсутствуют

49 Маккавеево 35/10 Читинский

район

ТМ-

4000/35/10

(2х4)


50 Насосная

ГРЭС 35/6

Читинский

район

ТДНС-

10000/35/6

(2х10)

20 5,18 0,537975 Отсутствуют

51

Насосная

тепловых

сетей ПНС-

35/6

35/6 Черновский

район

ТМН-

6300/35/6

(2х6,3)


52 Новотроиц-

кая 35/10

Читинский

район

ТМ-

1000/35/10

(2х1)


53 Старая Чара 35/10 Каларский

район

ТМН-

4000/35/10

(1х4)


54 Техникум-

Механизации 35/6

Черновский

район

ТМ-

6300/35/6

(1х6,3); ТМ-

5600/35/6

(1х5,6)

11,9 4,38 0,374625 Отсутствуют

55 Экскид 35/6 Читинский

район

ТМ-

2500/35/6

(2х2,5)


56 Александров

ский Завод 35/10

Александрово

- Заводский

район

ТМН-

4000/35/10

(1х4)


57 Газимурский

Завод 35/10

Газимуро -

Заводский

район

ТМ-

4000/35/10

(2х4)


58 Булдуруй 35/10

Нерчинско -

Заводский

район

ТМ-

1600/35/10

(1х1,6)


59 Доно 35/10 Калганский

район

ТМН-

1600/35/10

(1х1,6)


60 Ишага 35/10


Заводский

район

ТМ-

1600/35/10

(1х1,6)


188

№

п/п


Название

Класс

напр

я-

жени

я


ный район


и марка

силовых

трансфор-

маторов

Устано-

вленная

мощ-

ность

Макси-

мальная

нагрузка

в зимн.

замерный

день

2017 г.

Мощность

,

зарезерви-

рованная

на ПС по

заключен-

ным

договорам

ТП и

подготовл-

енным ТУ

Перечень и


мощность

крупных

потребите-


МВт),


нных к ЦП


1 2 3 4 5 6 7 8 9

61 Калга 35/10 Калганский

район

ТМН-

4000/35/10

(1х4); ТМН-

2500/35/10

(1х2,5)

6,5 2,04 0,03213 Отсутствуют

62 Мотогорск 35/10


Заводский

район

ТМ-

2500/35/10

(2х2,5)


63 Нерчинский

Завод 35/10


Заводский

район

ТМН-

2500/35/10

(1х2,5);

ТМН-

4000/35/10

(1х4)

6,5 1,71 0,38835 Отсутствуют

64 Бырка 35/10 Приаргунский

район

ТМ-

2500/35/10

(1х2,5); ТМ-

1600/35/10

(1х1,6)


65 Горда 35/10 Приаргунский

район

ТМ-

1600/35/10

(1х1,6)


66 Досатуй 35/10 Приаргунский

район

ТМ-

2500/35/10

(1х2,5);

ТМН-

4000/35/10

(1х4)


67 Капцегайтуй 35/10 Краснокаменс

кий район

ТМН-

4000/35/10

(1х4)


68 Карла

Маркса 35/10

Краснокаменс

кий район

ТМ-

1600/35/10

(1х1,8); ТМ-

1600/35/10

(1х1,6)


69 Молодѐжный 35/10 Приаргунский

район

ТМ-

1000/35/10

(1х1); ТМ-

1600/35/10

(1х1,6)


70 Пограничны

й 35/10


район

ТМ-

2500/35/10

(1х2,50


71 Приаргунска

я 35/10


район

ТМН-

4000/35/10

(1х4)


72 Старый

Цурухайтуй 35/10


район

Трансформа

тор ТМ-

2500/35/10

(2х2,5)


73 Талман-

Борзя 35/10


район

ТМ-

1000/35/10

(1х1)


189

№

п/п


Название

Класс

напр

я-

жени

я


ный район


и марка

силовых

трансфор-

маторов

Устано-

вленная

мощ-

ность

Макси-

мальная

нагрузка

в зимн.

замерный

день

2017 г.

Мощность

,

зарезерви-

рованная

на ПС по

заключен-

ным

договорам

ТП и

подготовл-

енным ТУ

Перечень и


мощность

крупных

потребите-


МВт),


нных к ЦП


1 2 3 4 5 6 7 8 9

74 Урулюнгуй 35/10 Краснокамен-

ский район

ТМ-

2500/35/10

(2х2,5)


75 Новый

Орловск 35/6

Агинский

район

ТМ-

2500/35/6

(2х2,5)


76 Старый

Орловск 35/6

Агинский

район

ТМ-

1800/35/6

(1х1,8); ТМ-

1600/35/6

(1х1,6)


77 Урдо-Ага 35/10 Агинский

район

ТМ-

2500/35/10

(2х2,5)


78 Цокто-

Хангил 35/10

Агинский

район

ТМ-

2500/35/10

(1х2,5);

ТМН-

1000/35/10

(1х1)


79 Акша 35/10 Акшинский

район

ТМ-

2500/35/10

(2х2,5)


80 Билютуй 35/10 Кыринский

район

ТМ-

1000/35/10

(1х1)


81 Могойтуй-2 35/10 Акшинский

район

ТМ-

1600/35/10

(2х1,6)


82 Гунэй 35/10 Дульдургнис-

кий район

ТМ-

2500/35/10

(2х2,5)


83 Зуткулей 35/10 Дульдургнис-

кий район

ТМ-

2500/35/10

(2х2,5)


84 Боржигaнтай 35/10 Могойтуйский

район

ТМ-

1600/35/10

(2х1,6)


85 Кусочи 35/10 Могойтуйский

район

ТМН-

2500/35/10

(1х2,5);

ТМН-

4000/35/10

(1х4)


86 Могойтуй-1 35/10 Могойтуйский

район

ТМН-

6300/35/10 -

1шт, ТМ-

6300/35/10 -

1шт (2х6,3)

12,6 3,53 0,158625 Отсутствуют

87 Хара

Шибирь 35/10

Могойтуйский

район

ТМН-

4000/35/10

(1х4); ТМ-

1600/35/10

(1х1,6)

5,6 1,37 0,011475 Отсутствуют

190

№

п/п


Название

Класс

напр

я-

жени

я


ный район


и марка

силовых

трансфор-

маторов

Устано-

вленная

мощ-

ность

Макси-

мальная

нагрузка

в зимн.

замерный

день

2017 г.

Мощность

,

зарезерви-

рованная

на ПС по

заключен-

ным

договорам

ТП и

подготовл-

енным ТУ

Перечень и


мощность

крупных

потребите-


МВт),


нных к ЦП


1 2 3 4 5 6 7 8 9

88 Цаган Оль 35/10 Могойтуйский

район

ТМ-

1600/35/10

(1х1,6);

ТМ-

1800/35/10

(1х1,8)


89 Курунзулай 35/10 Борзинский

район

ТМ-

1600/35/10

(1х1,6)


90 Поселковая 35/6 Забайкальс-

кий район

ТМН-

4000/35/6 -

1шт; ТМ-

4000/35/6 -

1шт; (2х4)


91 Усть-Озѐрная 35/10 Борзинский

район

ТМН-

2500/35/10 -

1шт, ТМ-

2500/35/10 -

1шт, (2х2,5)


92 Шерловая

В/Ч 35/6

Борзинский

район

ТМ-

1600/35/6

(2х1,6)


93 Нижний

Калтан 35/10

Забайкальс-

кий район

ТМН-

2500/35/10

(1х2,5);

ТМН-

1000/35/10

(1х1)


94 Долгокыча 35/10 Оловянинский

район

ТМ-

2500/35/10

(1х2,5)


95 Жетково 35/10 Оловянинский

район

ТМ-

1800/35/10

(1х1,8)


96 Рудник

Жетково 35/6

Оловянинский

район

ТМ-

1000/35/6

(1х1)


97 Золотореченс

к 35/10


район

ТМН-

6300/35/10

(2х6,3)


98 Мирная 35/6 Оловянинский

район

ТМ-

3200/35/6

(1х3,2); ТМ-

1000/35/6

(1х1)


99 Улятуй 35/10 35/10 Оловянинский

район

ТМ-

2500/35/10

(2х2,5)


100 Хара-Бырка 35/10 Оловянинский

район

ТМ-

2500/35/10

(1х2,5)


191

№

п/п


Название

Класс

напр

я-

жени

я


ный район


и марка

силовых

трансфор-

маторов

Устано-

вленная

мощ-

ность

Макси-

мальная

нагрузка

в зимн.

замерный

день

2017 г.

Мощность

,

зарезерви-

рованная

на ПС по

заключен-

ным

договорам

ТП и

подготовл-

енным ТУ

Перечень и


мощность

крупных

потребите-


МВт),


нных к ЦП


1 2 3 4 5 6 7 8 9

101 Красная

Ималка 35/10

Ононский

район

ТМН-

2500/35/10 -

1шт, ТМ-

2500/35/10 -

1шт,( 2х2,5)


102 Новый

Дурулгуй 35/10

Ононский

район

ТМН-

2500/35/10

(2х2,5)


103 Старый

Чиндант 35/10

Ононский

район

ТМ-

1600/35/10

(2х1,6)


104 Усть-Борзя 35/6 Ононский

район

ТМН-

2500/35/6

(2х2,5)


105 ЗДМ 35/6 Черновский

район

ТМ-

2500/35/6

(1х2,5)

2,5 0,03 0,01215 Отсутствуют

106 РПБ ЦЭС 35/10 Читинский

район

ТМ-

2500/35/10

(2х2,5); ТМ-

400/10

(1х0,4); ТМ-

630/10

(1х0,63)


107

Урюм М-58

(базовая

станция)

35/10 Чернышевски

й район

ТМ-400/10

(1х1,8) 1,8 0,005 0,0243 Отсутствуют

108 Фабрика 35/6 35/6 Могочинский

район

ТМН-

10000/35/6

(1х10)


109 Насосная

Ингода 35/6


район

ТМ-

4000/35/6

(1х4); ТМ-

2500/35/6

(1х2,5)


110 Насосная

Онон 35/6


район

ТМ-

5600/35/6

(2х5,6)


111 ГПП-1 35/6 Шилкинский

район

Трансформа

тор ТД-

16000/35/6

(2х16)


112 ГПП-2 35/6 Шилкинский

район

ТМН-

6300/35/6

(2х6,3)


113 Дачная 35/10 Читинский

район

ТМ-

4000/35/10

(1х4)


114 Дельмачик 35/6 Шилкинский

район

ТМ

2500/35/6

(1х2,5)


115 Гульдиха 35/0,4 Приаргунский

район

ТМ

2500/35/6

(1х0,32)


192

№

п/п


Название

Класс

напр

я-

жени

я


ный район


и марка

силовых

трансфор-

маторов

Устано-

вленная

мощ-

ность

Макси-

мальная

нагрузка

в зимн.

замерный

день

2017 г.

Мощность

,

зарезерви-

рованная

на ПС по

заключен-

ным

договорам

ТП и

подготовл-

енным ТУ

Перечень и


мощность

крупных

потребите-


МВт),


нных к ЦП


1 2 3 4 5 6 7 8 9

116 Улѐты 110/1

0

Улѐтовский

район

ТМН-

6300/110/10

(1х6,3);

ТДН-

10000/110/1

0 (1х10)

16,3 2,5 0,080325 Отсутствуют

117 Николаевска

я

110/3

5/10


район

ТМТН-

6300/110/35/

10 (1х6,3)


118 Урлук 110/1

0

Красночикойс

кий район

ТМН-

2500/110/10

(2х2,5)


119 Балей 110/3

5/10

Балейский

район

ТДТН-

25000/110

(2х25);

ТДТН-

40000/110/3

5/10 (1х40)

90 7,6 0,0820386 Отсутствуют

120 Вершина

Шахтамы

110/3

5/6

Шелопугинск

ий район

ТМТГ-

5600/110/35/

6 (1х5,6);

ТМТН-

6300/110/10/

6 (1х6,3)


121 Шелопугино 110/3

5/10

Шелопугинск

ий район

ТМ-

6300/110/10

(2х6,3)


122 Нерчинск 110/3

5/10/6

Нерчинский

район

ТДТН-

10000/110/3

5/10 (2х10):

ТМ-

4000/35/10

(1х4)


123 Кокуй 110/3

5/6

Сретенский

район

ТДТН-

10000/110/3

5/10 (2х10)

20 6 0,0868275 Отсутствуют

124 Вершина

Дарасуна

110/3

5/10/6


район

ТДТН-

10000/110/3

5/6 (2х10);

ТМН-

4000/35/10

(1х4).


125 Казаново 110/3

5/10


район

ТМТН-

6300/110/35/

10 (1х6,3);

ТДТН-

10000/110/3

5/10 (1х10)


126 Промкотель-

ная

110/3

5/10/6

Холбонсский

район

ТДТН-

25000/110/3

5/6 (2х25);

ТМ-1000/10

(1х1)

51 11 0 Отсутствуют

193

№

п/п


Название

Класс

напр

я-

жени

я


ный район


и марка

силовых

трансфор-

маторов

Устано-

вленная

мощ-

ность

Макси-

мальная

нагрузка

в зимн.

замерный

день

2017 г.

Мощность

,

зарезерви-

рованная

на ПС по

заключен-

ным

договорам

ТП и

подготовл-

енным ТУ

Перечень и


мощность

крупных

потребите-


МВт),


нных к ЦП


1 2 3 4 5 6 7 8 9

127 Букачача 110/3

5/6

Чернышевс-

кий район

ТДН-

10000/110/6

(1х100; ТМ-

4000/35/6

(1х4)


128 В. Давенда 110/3

5/6

Могочиснс-

кий район

ТДТН-

10000/110

(1х10);

ТДТН-

16000/110

(1х16)

26 7,5 0

20.7500.763.1

2

(Горнообогат

ительный

комплекс

"Александро

вский") - 10

МВт

129 Зилово 110/3

5/10

Чернышевс-

кий район

ТМТН-

6300/110/35/

10 (1х6,3);

ТДТН-

10000/110/3

5/10 (1х10)


130 Ксеньевская 110/3

5/10

Могочинский

район

ТМТН-

6300/110/35/

10 (1х6,3);

ТМТН-

10000/110

(1х10)


131 Чернышевск 110/3

5/10

Чернышевс-

кий район

ТДТН-

10000/110/3

5/10 (2х10)

20 5,9 0,1447875 Отсутствуют

132 Альбитуй 110/3

5/10

Красночикой-

ский район

ТМТН-

6300/110/35/

10 (1х6,3);

ТМ-

2500/110/10

(1х2,5)


133 Красный

Чикой

110/3

5/10

Красночикой-

ский район

ТДТН-

10000/110/3

5/10 (2х10)


134 Малета 110/1

0

Петровск –


кий район

ТМН-

2500/110/10

(2х2,5)


135 Метизы 110/6



кий район

ТРДН-

40000/110/6

(2х40)

80 7,1 0,1721403 Отсутствуют

136 Курорт-

Дарасун

110/2

0/6

Карымский

район

ТМ-

4000/35/10

(1х4) ТДТН-

10000/110/3

5/6 (1х10).


137 Тыргетуй 110/3

5/10

Карымский

район

ТДТН-

10000/110/3

5/10 (2х10)


138 Вторая 110/3

5/6


район

ТДТН-

10000/110/3

5/6 (2х10)


194

№

п/п


Название

Класс

напр

я-

жени

я


ный район


и марка

силовых

трансфор-

маторов

Устано-

вленная

мощ-

ность

Макси-

мальная

нагрузка

в зимн.

замерный

день

2017 г.

Мощность

,

зарезерви-

рованная

на ПС по

заключен-

ным

договорам

ТП и

подготовл-

енным ТУ

Перечень и


мощность

крупных

потребите-


МВт),


нных к ЦП


1 2 3 4 5 6 7 8 9

139 Антипиха 110/3

5/6

Ингодинский

район

ТДТН-

25000/110/3

5/6 (2х25)

40 13,7 0,2998755 Отсутствуют

140 Атамановка 110/3

5/10

Читинский

район

ТДТН-

10000/110/3

5/6 (2х10)


141 Беклемишево 110/3

5/10

Читинский

район

ТМТН-

6300/110/35/

10 (2х6,3)


142 Заречная 110/6 Ингодинский

район

ТДТН-

25000/110/1

0/6 (2х25)


143 Ингода 110/1

0

Читинский

район

ТДТН-

10000/110/3

5/10 (2х10)


144 Кадала 110/6 Черновский

район

ТДН-

10000/110/6

(2х10)


145 Кайдаловс-

кая

110/1

0/6

Центральный

район

ТДТН-

25000/110/1

0/6 (2х25)


146 Каштак 110/1

0/6


район

ТДТН-

40000/110/1

0/6 (2х40)

80 22,9 2,971997 Отсутствуют

147 КСК 110/3

5/10


район

ТДНГ-

20000/110/1

0 (2х20);

ТМ-

6300/35/10

(1х6,3)

46,3 19 2,318974 Отсутствуют

148 Молодѐжная 110/6 Железнодоро-

жный район

ТДН-

16000/110/6

(3х16)


149

Насосная

тепловых

сетей ПНС-

110/6

110/6 Железнодоро-

жный район

ТДН-

10000/110/6

(1х10)


150 Северная 110/1

0/6


район

ТДТН-

25000/110/1

0/6 (2х25)

50 17,9 2,16035175 Отсутствуют

151 Третья 110/3

5/6

Читинский

район

ТДТН-

16000/110/3

5/10 (2х16)

32 12,4 1,0098508 Отсутствуют

152 Угдан 110/1

0

Железнодоро-

жный район

ТДН-

10000/110/1

0 (1х10);

ТДН-

16000/110/1

0 (1х16)


153 Центральная 110/1

0/6

Железнодоро-

жный район

ТДТН-

40000/110/1

0/6 (1х40);

ТДТН-

25000/110/1

0/6 (1х25)


195

№

п/п


Название

Класс

напр

я-

жени

я


ный район


и марка

силовых

трансфор-

маторов

Устано-

вленная

мощ-

ность

Макси-

мальная

нагрузка

в зимн.

замерный

день

2017 г.

Мощность

,

зарезерви-

рованная

на ПС по

заключен-

ным

договорам

ТП и

подготовл-

енным ТУ

Перечень и


мощность

крупных

потребите-


МВт),


нных к ЦП


1 2 3 4 5 6 7 8 9

154 Черновская 110/3

5/6


район

ТДТН-

25000/110/3

5/6 (2х25)


155 Южная 110/6 Ингодинский

район

ТДН-

10000/110/6

(2х10)


156 Акатуй 110/3

5/6



район

ТМТГ-

7500/110/35/

10 (1х7,5);

ТМТГ-

5600/110/35/

6 (1х5,6)


157 Новоширо-

кая

110/3

5/6

Газимуро -

Заводский

район

ТДТН-

10000/110/3

5/6 (2х10)


158 Благодатка 110/3

5/6


Заводский

район

ТМТГ-

5600/110/35/

6 (2х5,6)


159 Кадая 110/3

5/10/6

Калганский

район

ТДТН-

10000/110/3

5/6 (1х10);

ТМТ-

6300/110/35/

6 (1х6,3);

ТМТГ-

5600/110/35/

6 (1х2,5)


160 Михайловка 110/6


Заводский

район

ТМТГ-

5600/110/35/

6 (1х5,6)

5,6 2 0 Отсутствуют

161 Кличка 110/3

5/6


район

ТДТН-

10000/110/3

5/6 (2х10)


162 Агинская 110/3

5/10

Агинский

район

ТДТН-

10000/110/3

5/10 (2х10)

20 7,5 0,1529738 Отсутствуют

163 ОГОК 110/3

5/6

Агинский

район

ТДТН-

25000/110/3

5/6 (2х25)


164 Мордой 110/3

5/10

Кыринский

район

ТДТН-

10000/110/3

5/10 (2х10)


165 Урейск 110/3

5/10

Акшинский

район

ТДТН-

10000/110/3

5/10 (1х10)


166 Дульдурга 110/3

5/10

Дульдургниск

ий район

ТДТН-

10000/110/3

5/10 (2х10)

20 5,3 0,2454975 Отсутствуют

167 Борзя

Восточная

110/3

5/10


район

ТДТН-

25000/110/3

5/10 (1х25);

ТДТН-

10000/110/3

5/10 (1х10)


196

№

п/п


Название

Класс

напр

я-

жени

я


ный район


и марка

силовых

трансфор-

маторов

Устано-

вленная

мощ-

ность

Макси-

мальная

нагрузка

в зимн.

замерный

день

2017 г.

Мощность

,

зарезерви-

рованная

на ПС по

заключен-

ным

договорам

ТП и

подготовл-

енным ТУ

Перечень и


мощность

крупных

потребите-


МВт),


нных к ЦП


1 2 3 4 5 6 7 8 9

168 Борзя

Западная

110/3

5/10


район

ТДТН-

16000/110/3

5/10 (2х16)


169 Абагайтуй 110/1

0/6

Забайкальск-

ий район

ТМН-

6300/110/6 -

1шт; ТМТН-

6300/110/10/

6 - 1шт

(2х6,3); ТМ-

1000/10

(1х1)


170 Даурия 110/1

0


ий район

ТМН-

6300/110/10

(2х6,3)

12,6 2 0,022185

20.4000.568.1

1 (Тяговая

подстанция

Даурия) -

9,36574 МВт

171 Забайкальск 110/3

5/10


ий район

ТДТН-

25000/110/3

5/10 (2х25)

50 12,6 3,4255438

20.4000.568.1

1 (Тяговая

подстанция

Забайкальск)

- 3,57426

МВт;

20.4000.422.1

1 (Развитие

станции

Забайкальск)

- 5,76987

МВт

172 Харанор 110/1

0


ий район

ТМН-

2500/110/10

(2х2,5)


173 Безречная 110/3

5/6


район

ТДТН-

10000/110/3

5/6 (2х6,3)


174 Калангуй 110/3

5/10/3


район

ТДТН-

10000/110/3

5/3 (2х10);

ТМ-

2500/35/10

(1х2,5); ТМ-

1600/35/10

(1х1,6)

24,1 5,6 0,04455 Отсутствуют

175 Оловянная 110/1

0/6


район

ТМТ-

6300/110/35/

6 - 1шт;

ТМТН-

6300/110/35/

10 (2х6,3);

ТМ-1600/10

(1х1,6)

14,2 3 0,288 Отсутствуют

197

№

п/п


Название

Класс

напр

я-

жени

я


ный район


и марка

силовых

трансфор-

маторов

Устано-

вленная

мощ-

ность

Макси-

мальная

нагрузка

в зимн.

замерный

день

2017 г.

Мощность

,

зарезерви-

рованная

на ПС по

заключен-

ным

договорам

ТП и

подготовл-

енным ТУ

Перечень и


мощность

крупных

потребите-


МВт),


нных к ЦП


1 2 3 4 5 6 7 8 9

176 Первая 110/3

5/6


район

ТДТН-

10000/110/3

5/6 - 1шт;

ТДТНГ-

10000/110/3

5/6 - 1шт

(2х10)


177 Степь 110/3

5/10


район

ТДТН-

10000/110/3

5/10 (2х10)

20 2,6 6,6987089 Отсутствуют

178 Турга 110/3

5/6


район

ТМТН-

6300/110/35/

6 (1х6,3);

ТДТН-

10000/110/3

5/6 (1х10)

16,3 3,7 0,080325 Отсутствуют

179 Нижний

Цасучей

110/3

5/10

Ононский

район

ТМТН-

6300/110/35/

10 (2х6,3)


180 Бугдаинская 110/3

5/10



район

ТДТН-

16000/110/3

5/10 (2х16)

32 0,1 0

20.75.745.08,

дс №3 от

08.08.11

(объекты

строительств

а

Бугдаинского

ГОКа) - 8

МВт

181 Быстринская 110/3

5/10

Газимуро -

Заводский

район

ТДТН-

16000/110/3

5/10 (2х16)

32 4,2 0,51174

20.75.746.08,

дс №3

08.08.11

(объекты


а

Быстринског

о ГОКа) - 7

МВт

182 Бутунтай 110/1

0


район

ТДН-

40000/110/6

(2х40)


183 Карьерная 110/6 Чернышевс-

кий район

ТМН-

6300/110/10

(2х6,3)


184 Омчак 110/6 Балейский

район

ТДН-

10000/110/6

(1х10)

10 1,3 0

20.7500.415.1

3

(Горноперера

батывающее

предприятие

ЗАО "ЗРК

"ОМЧАК") -

6,3 МВт

Данные по договорной и фактической (на 01 января 2018 года) загрузки

центров питания 220-110 (35) кВ и выше Забайкальского края, в том числе в

198

разрезе крупных потребителей с объемом мощности более 5 МВт ОАО «РЖД»


Таблица 71

Договорная и фактическая загрузка центров питания 220-110 (35) кВ и выше ОАО

«РЖД» по состоянию на 01 января 2018 года.

№ п/

п


Название Муниципаль

ный район

Количество и

марка силовых

трансформаторов

Установле

нная

мощность

Макси-

мальная

нагрузка в

зимн.

замерный

день 2017 г.

Мощность,

подключа-

емая в

соответствии

с заключен-

ными

договорам и

на ТП

Перечень и


мощность

крупных

потребителей

(более 5 МВт),

присоедине

нных к ЦП

Нагрузка

крупных

потребителей

(более 5 МВт)

в зимн.

замерный

день 2017 г.

МВА МВА МВА МВА МВА

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1 Тарбагатай Петровск

Забайкальский ТДТН-40000, 2шт 80 23,569 34,452

2 Бада Хилокский ТДТН-40000, 2шт 80 28,248 31,878

3 Хилок Хилокский ТДТН-40000, 2шт 80 30,844 35,582

4 Харагун Хилокский ТДТН-40000, 2шт 80 25,333 31,96

5

Могзон

Хилокский ТДТН-40000,

ТДТНЖ-40000, 2шт 80 21,570 27,39

6

Сохондо

Читинский

ТДТНЖ-40000,

ТДТНЖУ- 40000, 2шт.

80 17,919 25,014

7 Лесная Читинский ТДТНЖ-40000, 2шт 120 18,651 26,176

8 Чита Читинский ТДТН-40000, 2шт 80 22,595 37,752

9 Новая Читинский ТДТН-40000, 2шт 80 29,755 28,82

10

Карымская Карымский

ТДТН-40000, 2шт,

ТДТНЖ-40000, 1шт,

ОРНДЖ-25000, 3шт.

195 30,098 35,772

11 Урульга Карымский

ТДТНЖ-40000, ТДТНЖУ- 40000,

2шт.

80 12,881 23,523

12 Размахнино Шилкинский ТДТНЖ-40000, 2шт 80 13,574 18,227

13 Шилка Шилкинский ТДТНЖ-40000, 2шт 80 13,376 22,06

14 Приисковая Нерчинский ТДТНЖ-40000, 2шт 80 18,964 18,469

15 Шапка Сретенский ТДТНЖ-40000, 2шт 80 16,093 26,455

16 Чернышевс к Чернышевский ТДТНЖ-40000, 2шт 80 19,206 27,335

17 Бушулей Чернышевский ТДТНЖ-40000, 2шт 80 23,958 29,689

18 Зилово Чернышевский ТДТНЖ-40000, 2шт 80 17,479 26,092

19 Урюм Чернышевский ТДТНЖ-40000, 2шт 80 10,648 19,877

20 Сбега Могочинский ТДТНЖ-40000, 2шт 80 14,784 22,792

21 Ксеньевская Могочинский ТДТНЖ-40000, 2шт 80 17,028 28,149

22 Кислый Ключ Могочинский ТДТНЖ-40000, 2шт 80 25,322 30,239

23 Пеньковая Могочинский ТДТНЖ-40000, 2шт 80 22,616 23,375

24 Могоча Могочинский ТДТНЖ-40000, 2шт 80 17,268 24,777

25 Семиозерн ый Могочинский ТДТНЖ-40000, 2шт 80 16,027 23,364

26 Амазар Могочинский ТДТНЖ-40000, 2шт 80 17,281 24,981

27 Чичатка Могочинский ТДТНЖ-40000, 2шт 120 25,854 28,871

50 Бурятская Могойтуйский ОРДНЖ-25000, 5шт 125 6,996 16,527

51 Булак Оловяннинский ОРДНЖ-25000, 4шт 100 11,448 13,982

52 Мирная Оловяннинский ОРДНЖ-25000, 3шт 75 6,382 12,214

53 Борзя Борзинский ОРДНЖ-25000, 4шт 100 3,076 12,686

199

Максимальные и минимальные уровни напряжений на шинах ПС 110 кВ, 220

кВ Филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - Забайкальское предприятия магистральных

электрических сетей представлены в таблице 72.

Уровни нагрузок на АТ 220-750 кВ на ПС Филиала ПАО «ФСК ЕЭС» -

Забайкальское предприятия магистральных электрических сетей в дни

контрольного замера (июнь, декабрь) представлены в таблице 73.

Таблица 72

Максимальные и минимальные уровни напряжений на шинах ПС 220 кВ

№ п/п Наименование

ПС

U ном. РУ,

кВ

Напряжения в 2016 г., кВ Напряжения в 2017 г., кВ

мин макс мин макс

Забайкальское ПМЭС

1 Петровск-


220 236,0 244,0 237 244

110 116,0 121,0 117 121

2 Холбон 220 235,0 242,0 240 240

110 120,0 122,0 122 122

3 Жирекен 220 227,0 242,0 230 245

110 117,0 121,0 116 122

4 Чара 220 231,5 241,4 236 242

110 110 115,0 108 112

5 Могоча 220 230,0 243,0 228 248

110 114,0 119,0 117 121

6 Шерловогорская 220 228,0 235,0 235 238

110 119,0 123,0 121 122

7 Куанда 220 230,0 235,0 232 235

8

Лесная

220 235 241,0 238 237

110 117 122,0 119 119

9 Чита 220 231,1 238,8 236 238

10 Дарасун 220 240,0 249,0 244 248

110 116,0 122,0 120 122

11 Маккавеево 220 235 244,6 240 243

Таблица 73

Уровни нагрузок на АТ 220-750 кВ на ПС 220 кВ Наименование

подстанции,

диспетчерское

наименование и тип

АТ

Мощность 15.06.17 г. Мощность 20.12.17 г.

Sмакс Sмин Sмакс Sмин

МВА %* МВА % МВА % МВА %

Забайкальское ПМЭС

ПС 220 кВ

Петровск-


АТ-1 63000 кВА

АТДЦТН-

63000/220/110- 78У1

10.819 17.17% 9.142 14.51% 7.944 12.61% 6.368 10.11%

АТ-2 63000 кВА

АТДЦТН-

63000/220/110- 78У1

рем рем рем рем 9.737 15.45% 8.322 13.21%

ПС 220 кВ Лесная

АТ-1 63000 кВА

АТЦДТН-

63000/220/110

12.824 20.35% 11.271 17.89% 15.565 24.71% 7.227 11.47%

200

АТ-2 63000 кВА

АТЦДТН-

63000/220/110

12.156 19.29% 9.672 15.35% 14.408 22.87% 7.269 11.54%

ПС 220 кВ Дарасун

АТ-1 63000 кВА

АТДЦТН

6300/220/110

7.114 11.29% 3.558 5.65% 5.465 8.67% 2.574 4.09%

АТ-2 63000 кВА

АТДЦТН

6300/220/110

откл откл откл откл 5.528 8.77% 2.341 3.72%

ПС 220 кВ Холбон

АТ-1 125000 кВА

АТДЦТНГ-

125000/220/110

16.667 13.33% 13.612 10.89% 32.586 26.07% 24.391 19.51%

АТ-2 125000 кВА

АТДЦТНГ-

125000/220/110

9.219 7.37% 8.679 6.94% 19.166 15.33% 13.223 10.58%

ПС 220 кВ


АТ-1 63000 кВА

АТДЦТН-

63000/220/110/10

12.022 19.08% 10.842 17.21% 17.359 27.55% 16.879 26.79%

АТ-2 63000 кВА

АТДЦТН-

63000/220/110/10

12.083 19.18% 10.896 17.29% 17.318 27.49% 16.863 26.77%

ПС 220 кВ Жирекен

АТ-1 63000 кВА

АТДЦТН

63000/220/110/10

3.604 5.72% 0.970 1.54% 2.066 3.28% 1.840 2.92%

АТ-2 63000 кВА

АТДЦТН

63000/220/110/10

5.077 8.06% 0.930 1.48% 4.064 6.45% 2.836 4.50%

ПС 220 кВ Куанда

Т-1 25000 кВА ТДТН

25000/220/35/10 12.827 51.31% 12.520 50.08% 1.542 6.17% 1.480 5.92%

Т-2 25000 кВА ТДТН

25000/220/35/10 12.619 50.48% 12.420 49.68% 11.651 46.61% 11.310 45.24%

ПС 220 кВ Чара

АТ-1 63000 кВА

АТДЦТН

63000/220/110/35

15.443 24.51% 15.214 24.15% 0.136 0.22% 0.120 0.19%

АТ-2 63000 кВА

АТДЦТН

63000/220/110/35

рез рез рез рез 17.476 27.74% 16.765 26.61%

ПС 220 кВ Могоча

АТ-1 125000 кВА

АТДТЦН-

125000/220/110

17.404 13.92% 10.528 8.42% 16.440 13.15% 10.000 8.00%

АТ-2 125000 кВА

АТДТЦН-

125000/220/110

рем рем рем рем 16.269 13.02% 9.775 7.82%

ПС 220 кВ


АТ-1

АТДЦТН-

125000/220/110/35

н/д н/д н/д н/д 12.587 10.07% 11.818 9.45%

АТ-2

АТДЦТН-

125000/220/110/35

н/д н/д н/д н/д 12.494 9.99% 11.713 9.37%

201

На основании проведенного анализа по уровню нагрузок на

трансформаторах подстанций Филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - Забайкальское

предприятия магистральных электрических сетей можно сделать вывод, что

подстанций ПАО «ФСК ЕЭС» 110 кВ и 220 кВ с уровнями напряжения,

превышающими наибольшее рабочее, на территории энергосистемы

Забайкальского края нет.

Средняя величина нагрузок на трансформаторах подстанций сетей 35-110 кВ

Филиала ПАО «МРСК Сибири»-«Читаэнерго» по результатам контрольных

замеров за 2013-2017 гг. в режиме N-1 представлены в таблице 74.

Таблица 74

Уровни нагрузок на трансформаторах подстанций сетей 35-110 кВ филиала ПАО

«МРСК Сибири»-«Читаэнерго» в послеаварийном режиме N-1.


подстанции

№

тр-

ров

Uном

(кВ)

Sном

(МВА)

Sнагр

(МВА)

% норм.

реж.,

Загрузка

тр-ров в

реж. N-1,

в %

Заявленная

мощность по

техническим

условиям,

МВт

ПС 35 кВ Верх-

Чита

Т-1 35/10 4 3,2 80 173 2,499

Т-2 35/10 4 3,7 92,5 173

ПС 35 кВ Калга Т-1 35/10 4 1,4 35 70

0,321 Т-2 35/10 2,5 1,4 56 112

ПС 110 кВ

Вершина

Дарасуна

Т-1 110/35/10/6 10 5,7 57 109 0,029

Т-2 110/35/10/6 10 5,7 57 109

ПС 110 кВ

Казаново

Т-1 110/35/10 6,3 4,4 70 129 4,41* от ПС 35

кВ Дельмачик,

которая,

подкючена от

ОРУ 35 кВ ПС

110 кВ

Казаново

Т-2 110/35/10 10 3,7 37 81

ПС 110 кВ

Кайдаловская

Т-1 110/10/6 25 15,6 62,6 134 1,088

Т-2 110/10/6 25 17,8 71,2 134

ПС 110 кВ КСК Т-1 110/35/10 20 11,8 59 112

2,318 Т-2 110/35/10 20 10,6 53 112

ПС 110 кВ

Новоширокая

Т-1 110/35/6 10 6,5 65 140 0,011

Т-2 110/35/6 10 7,5 75 140

Количество перегруженных в послеаварийном режиме более 105 %

подстанций Забайкальского края ПАО «МРСК Сибири»-«Читаэнерго» на

01.01.2018 г. представлено в таблице 75.

202

Таблица 75

Количество перегруженных в послеаварийном режиме подстанций 110-35 кВ ПАО

«МРСК Сибири


электрических сетей

110 кВ 35 кВ

Общее

кол-во ПС

Кол-во

«закрытых» ПС Общее

кол-во ПС

Кол-во

«закрытых» ПС

шт % шт %

Восточные 15 2 13,33 31 1 3,2

Центральные 25 3 12,00 32 1 3,13

Южные 13 1 7,69 16 0 0

Юго - Западные 7 0 0,00 16 0 0,00

Юго - Восточные 9 1 11,11 21 1 4,76

ВСЕГО по филиалу

"Читаэнерго": 69 7 10,14 116 3 2,58

Сети 110 кВ Забайкальского края характеризуются высокой степенью

износа. В частности, эксплуатируются подстанции, срок службы которых превысил

ресурс практически вдвое, порядка 15 трансформаторов этих подстанций имеют

износ 90- 100 %.

Реконструкция сети 110 кВ и выше энергосистемы Забайкальского края

сопровождается масштабной модернизацией и техперевооружением

электросетевых объектов на современной элементной базе, укрупнением центров

питания и преодолением процесса старения оборудования, снижения уровня потерь

электроэнергии, повышая тем самым надежность и экономичность работы сети, а

также обеспечивая возможность присоединения новых потребителей.

Анализ развития и функционирования электросетевого комплекса

Забайкальского края выявил наличие центров питания, при технологическом

присоединении к которым необходимо выполнение мероприятий по усилению

электрической сети.

6. Динамика добычи и потребления топлива. Единый

топливно-энергетический баланс Забайкальского края

На территории Забайкальского края известно 46 угольных месторождений,

из которых 22 оценено и разведано. На государственном балансе числятся запасы

около 4 млрд. тонн. Угли Забайкальского края представлены почти всеми

известными разновидностями от бурых (1Б, 2Б, ЗБ) до каменных (Д, Г) и

коксующихся (Ж, КЖ, К, ОС, КС, Т). На сегодняшний день добычу угля

осуществляют предприятия, принадлежащие ОАО «СУЭК»: это разрез

«Харанорский», «Восточный» и «Тугнуйский», принадлежащий ПАО «ППГХО»

разрез «Уртуйский», кроме этих крупных предприятий работают пять малых

угледобывающих предприятий, которые добывают уголь для местных нужд. Это

ОАО «Зашуланский угольный разрез», АО «Буртуй» в Хилокском районе, ТОО

«Малый Апсат» в Каларском районе, ОАО «Урейский угольный разрез» в

Акшинском районе, АО «Нерчуган» в Могочинском районе.

203

Основу топливно-энергетического комплекса Забайкальского края

составляют ископаемые угли, общие учтенные ресурсы которых оцениваются в 7

млрд. т. Максимальная добыча угля в 2013 году достигала 21,3 млн. т, из них

почти третья часть вывозится в соседние регионы (Приморский, Хабаровский края,

Амурская область, Республика Бурятия) и около 3 млн. т экспортируется в страны

АТР (Тугнуйский разрез, Олонь – Шибирское месторождение).

Схема расположения угольных месторождений и углепроявлений на

территории Забайкальского края по состоянию на 01 января 2018 года


Основные ресурсы углей (90%) сосредоточены в 6-ти группах

месторождений:

Северная (Апсатское, Читкандинское, Нерчуганское и др.);

Западная (Олонь-Шибирское, Никольское, Тарбагатайское);

Чикойская (Красночикойское, Зашуланское, Шимбеликское);

Центральная (Харанорское, Чиндантское, Даурское, Татауровское,

Арбагаро-Холбонское, Беклемишевская и Тангинская площади);

Приаргунская (Уртуйское, Кутинское, Пограничное, Приозерное и др.);

Южная (Мордойское, Алтайское, Урейское).

Состояние угольных ресурсов и динамика добычи угля за последние 5 лет на

территории Забайкальского края характеризуются следующими показателями.

Общие ресурсы ископаемых углей, учтенные по состоянию на 01 января

2015 года, составляют 7,1 млрд. т, из них числятся на государственном балансе по

категориям А+В+С1+С2 – 4,5 млрд. т., в том числе ресурсы бурых углей – 3,1 млрд.

т. (на государственно балансе – 2,2 млрд. т.); ресурсы каменных углей – 4,0 млрд. т.

(на государственном балансе – 2,3 млрд. т.).

Из числящихся на государственном балансе запасов бурых углей (по

категориям А+В+С1+С2) распределенный фонд составляет – 58%, по каменным

углям – всего 11,3%. При преобладании в общем балансе ресурсов каменных углей

(56,4%), в структуре добычи основную долю составляют бурые угли (75-80%),

каменные угли добываются, главным образом, Тугнуйским разрезом на Олонь-

Шибирском месторождении и малыми предприятиями для местных нужд

(Апсатское, Зашуланское, Урейское, Нерчуганское).

Действующие угледобывающие предприятия (разрезы Харанорский,

Восточный, Уртуйский, Тигнинский, Тугнуйский) обеспечены разведанными

запасами на длительную перспективу (40-70 лет), имеется реальная возможность

увеличения мощности разрезов при наличии потребности на 30-40 %.

204

Рис. 52. Схема расположения угольных месторождений и углепроявлений

Краткая характеристика основных групп и отдельных месторождений

на территории Забайкальского края

Сводные показатели по характеристике основных угольных месторождений

на территории Забайкальского края приведены в таблице 76.

205

Таблица 76

Характеристика основных угольных месторождений на территории Забайкальского края

№

п/п


месторождений

Количественные показатели Качественные показатели

площадь

кв. км.

кол-во

пластов

всего/

осн.

сред.

м-ть

осн.

пластов,

м

глубины

отрабоки,

м, коэф.

Вскрыши

м3/т

прогноз.

ресурсы,

млн. т

проект.

производ.

т.т угля в

год

влагоем.

максим.

Wmax %

зольность

Ad, %

выход

летучих

Vdaf, %

сера общ.

Sd, %

теплота сгорания

высш. Qdaf

низм.Q1

марка,

технолог.

группа

(подгруппа)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

I Западная группа

1 Олонь-Шибирское 16,6 22/7 3,5-12,9 150/3,0 - 6000 7,5 22,1 44,2 0,53 5832(24,4) / 4230(17,7) Д, ГД

2 Никольское 11,4 17/9 1,9-7,7 120/3,6 - 4500 3,06 18,3 44,86 0,75 7700(32,0) / 5600(23,5) Д, ГД

3 Тарбагатайское 54,0 15/6 2,4-12,5 150/3,0 P1-57,0

P2-11,0 500 3,55 19,4 42,05 2,54

7700(32,26)

4560(19,08) Б,3Б

II Чикойская группа

4 Красночикойское 132,5 26/7 1,2-8,1 200/3,7 -

5000

(10000

max)

15,3 15,2 35,1 0,74 7130(29,85)

5000(20,92) Д (ДВ)

5 Зашуланское 170,0 15/5 2,2-8,0 150/3,1 - 5000 10,5-17,5 10,1-16,1 38,4-42,7 0,51-0,87 7848(32,0) / 5138(21,5) Д, ДГ, Г, ГВ

6 Шимбеликское 66,0 15/5 1,0-2,4 - - - 16,4 14,6-16,0 41,8 0,63 6800(28,47) / 4670(19,6)

III Северная группа

7 Апсатское 100,0 Ж,КЖ,К

нижний горизонт - 40/7-16 1-17,6 - 1249 - 2,4-3,6 16,5-19,9 20,5-26,5 0,36-0,48 8560(35,8) / 6200(26,0) КОК,С,ОС,Т

верхний горизонт - 6/3 3,4-5,4 - - - 3,5 32,8 37,6-33,8 0,92 7930(33,2) / 4780(20,0) Ж

8

Читкандинское

(уч. Угольный,

Болотистый)

2,5 27/1 4,5-8,7 - - - 1,7-3,1 16,1

12,6 43,1-46,6 0,13-0,45

7770(32,5)

5330(22,3) Д, ДГ, Г

9 Верхне-Каларская

площадь - 17/9 1-2 -

P1-171

P2-276 - 4,5 21,3-27,5 5,4-46,9 0,25

8010(33,5)

5090(21,3)

10 Нерчуганское 4,0 5/2 3,4-5,0 75/3,5 P1-16 250 11,5 15,0 42,6 0,9-1,7 7600 ДГ, Г

IV Приаргунская группа

11 Уртуйское 2,9 18/5 4,3-25,1 100/2,0 - 4500 29 12,5 39,2 0,33 7127 / 4277 Б, 2Б, 3Б

12 Приозерное 38,0 28/7 1,8-5,8 200/4,9-

5,6 - 3000 26 28,0 46,0 0,3 7067 / 3687 Б, 3Б

13 Кутинское 15,0 51/6 3,8-12,6 150/3,3-

5,6 43,0 900 29,5 31,4 43,5 0,4 7142 / 3069 Б, 3Б

14 Пограничное 77,5 13/3 1,3-4,6 150/4,8 - 1500 25 24,2 46,3 0,41 7207 / 3740 Б, 3Б

V Центральная группа

15 Харанорское 85,0 21/6 4,8-13,3 200/3-3,5 263 9700 39,2 14,6 43,2-44,5 0,42 6620(27,7) / 3070(12,8) Б, 2Б (2БВ)

16 Татауровское 50,2 15/3 4,0-8,4 150/3,0 117,0

2500

(5000

max)

32,0 14,2 42,6 0,3 6780(28,4)

3595(15,0) Б, 2Б, 3Б

17 Тангинская

площадь 50,0 12/3 3,5-12,0 - 370 - 28,0 20,0 42,5 0,4

5497(23,0)

3728(15,6) Б, 2Б, 3Б

206

Основным видом топлива для ТЭС энергосистемы Забайкальского края

являются бурые угли, добываемые открытым способом на местных угольных

разрезах. Другие виды топлива, ввиду удалѐнности региона от мест добычи и

производства, являются очень дорогими и, как следствие,

неконкурентоспособными. Мазут используется лишь в качестве растопочного

топлива и для работы ПВК (Харанорская ГРЭС и Читинская ТЭЦ-2).

Структура использования угля и мазута электростанциями и котельными

генерирующих компаний в энергосистеме за отчѐтный 2017 год представлена в

графическом виде на рисунках 53, 54.

Рис. 53. Структура использования мазута на ТЭС и котельных энергосистемы

Рис. 54. Структура использования угля на ТЭС и котельных энергосистемы

Величины расхода натурального и условного топлива на электростанциях

энергосистемы за отчѐтный период 2016 и 2017 годов представлен в таблице 77.

Читинская ТЭЦ-1 25,87%



2,21%


1,58%

Харанорская ГРЭС 47,16%

Краснокаменская ТЭЦ

23,03%




1,21%

Приаргунская ТЭЦ 1,24%

Харанорская ГРЭС 39,25%

Краснокаменская ТЭЦ

24,51%

207

Таблица 77

Структура расхода топлива на электростанциях энергосистемы в 2016, 2017 годах

Субъект,вид

топлива

2017 год 2016 год

топливо

ВСЕГО

тыс.

тонн

млн. куб.

м.

условное топливо

топливо

ВСЕГО

тыс.

тонн

млн. куб.

м.

условное топливо

тыс.

тут % к 2016

доля,

% тыс. тут

% к

2015 доля, %

1 2 3 4 5

ТЭС

энергосистемы

всего, в том числе:

3087.30 83.42 100.00 3700.706 115.89 100.00

мазут 110.57 6.34 71.32 0.21 6.341 8.888 129.49 0.24

уголь 6412.72 3080.96 83.45 99.79 7137.559 3691.817 115.86 99.76

Генерирующие

компании (ТГК,

ИНТЕР РАО,

ОТЭК)

3062.33 129.00 100.00 2373.926 75.41 100.00

мазут 110.57 6.34 128.06 0.21 3.532 4.95 72.15 0.21

уголь 6351.81 3055.99 129.00 99.79 4576.651 2368.976 75.42 99.79

Читинская

генерация, в том

числе:

1109.22 97.60 100.00 1136.487 97.68 100.00

мазут 107.42 1.90 99.79 0.17 1.359 1.9 49.43 0.17

уголь 2344.74 1107.32 97.60 99.83 2452.448 1134.588 97.84 99.83

Читинская ТЭЦ-1 949.87 96.23 100.00 987.061 97.69 100.00

мазут 26.86 1.64 98.44 0.17 1.190 1.669 103.59 0.17

уголь 2001.04 948.22 96.23 99.83 2084.415 985.392 97.68 99.83

Читинская ТЭЦ-2 84.24 88.20 100.00 95.507 96.93 100.00

мазут 26.86 0.01 42.79 0.01 0.020 0.028 0.03

уголь 181.65 84.23 88.21 99.99 206.799 95.479 96.90 99.97


ТЭЦ 37.15 100.75 100.00 36.872 101.79 100.00

мазут 26.86 0.14 97.28 0.38 0.105 0.147 89.09 0.40

уголь 87.20 37.01 100.77 99.62 80.888 36.725 101.85 99.60

Приаргунская ТЭЦ 37.97 102.46 100.00 37.052 100.66 100.00

мазут 26.86 0.10 160.66 0.26 0.044 0.061 71.08 0.16

уголь 74.85 37.87 102.37 99.74 80.346 36.991 100.73 99.84

Харанорская ГРЭС 1202.59 106.98 100.00 1124.166 99.76 100.00

мазут 2.12 2.99 97.71 0.25 2.173 3.057 138.30 0.27

уголь 2271,01 1199.60 107.00 99.75 2124.203 1121.109 99.69 99.73


ТЭЦ 750.53 104.91 100.00 715.396 90.30 100.00

мазут 1.03 1.46 73.28 0.19 1.405 1.987 169.26 0.28

уголь 1399.25 749.07 105.00 99.81 1280.454 713.408 90.18 99.72

Динамика добычи и потребления угля

Динамика добычи и структура потребления угля за отчетный период 2011-

2015 гг. на территории Забайкальского края представлена в таблице 78 и рисунке

55.

208

Таблица 78

Динамика добычи и структура потребления угля

на территории Забайкальского края

№ п/п Показатель 2013 2014 2015 2016 2017

1 Добыча всего: в том числе: 21300 21000 19900 20895 21276

Разрез Харанорский 3360 3000 2889 3236 3216

Разрез Татауровский (Восточный) 1335 1200 944 806 1310

Разрез Уртуйский 3380 2993 2900 3000 3306

Разрез Тугнуйский 3380 2963 3055 3526 12298

Апсатское месторождение 651 1007 384 485 600

Разрез Тигнинский 214 274 300 321 300

Малые предприятия 8980 9563 9428 9521 246

2 Потребление всего: в том числе: 10326 10069 9915 9851 9908

Всего ТЭС, ГРЭС 6239 6000 5928 6109 6163

ПАО «ТГК-14» 2457 2435 2439 2539 2431

Харанорский 1560 1556 1810 1875 1496

Татауровский 988 853 709 628 841

Уртуйский 0 61 0 0 26

Тигнинский 14

Из других регионов 0 50 0 36 54

Харанорская ГРЭС 2271 2014 2004 2107 2271

Харанорский 809 557 622 912 1139

Уртуйский 1462 1457 1381 1195 995

Тигнинский 102

Татауровский 20

Из других регионов 15

ТЭЦ ППГХО 1407 1465 1420 1399 1399

Уртуйский 1407 1465 1420 1399 1399

Первомайская ТЭЦ 104 86 65 64 62

Харанорский 104 86 65 64 61

Из других регионов 1

3 Отгрузка за пределы края 10974 10931 9985 11044 11368

Рис. 55. Динамика

добычи углей в

Забайкальском

крае

21300

21000

19900

20895

21276

2013 2014 2015 2016 2017

209

Структура используемых углей на электростанциях энергосистемы

Забайкальского края в 2016, 2017 годах представлено на рисунках 56 и 57.

Рис. 56. Структура

используемых углей на

ТЭС в 2016 году

Рис. 57. Структура

используемых углей

на ТЭС в 2017 году

Единый топливно-энергетический баланс

Единый топливно-энергетический баланс (ЕТЭБ) представляет собой

систему показателей, отражающих полное количественное соответствие между

следующими показателями: выработка, отпуск тепла, приход и расход топливно-

энергетических ресурсов (угля) в энергосистеме в целом и на отдельных

электростанциях.

Единый топливно-энергетический баланс Забайкальского края за отчетный

период 2013-2017 годов представлен в таблице 79.

210

Таблица 79

Единый топливно-энергетический баланс Забайкальского края

№

п/п Показатель баланса 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

1 Электропотребление, млн. кВт*ч, в том

числе: 7562,583 7905,321 7972,309 7835,338 7753,463 7863,413 7812,673

Харанорская ГРЭС 220,321 265,101 310,887 280,894 278,103 275,940 277,693

Читинская ТЭЦ-1 297,240 262,153 256,636 255,981 256,826 256,555 250,836

ТЭЦ ППГХО 1070,193 1080,361 1080,055 1019,493 969,320 886,200 813,360

Приаргунская ТЭЦ 12,843 12,538 12,031 11,950 10,900 10,806 11,230

Читинская ТЭЦ-2 28,684 30,597 29,196 28,127 29,061 28,513 25,191

Шерловогорская ТЭЦ 17,783 17,621 16,914 16,297 16,779 14,821 15,317

Первомайская ТЭЦ 53,228 57,606 56,009 49,207 16,878 9,709 8,462

2 Выработка электрической энергии, млн.

кВт*ч, в том числе: 6781,324 6940,837 7559,107 7401,068 7224,496 7035,994 7107,667


Читинская ТЭЦ-1 2084,280 1658,436 1735,954 1868,415 1902,535 1902,164 1956,838

ТЭЦ ППГХО 1726,721 1756,635 1685,115 1725,550 1663,365 1462,495 1470,410


Читинская ТЭЦ-2 51,709 63,790 69,092 67,263 69,954 70,571 64,354



3 Отпуск тепла, тыс. Гкал, в том числе 5388,076 5507,531 5418,103 5431,670 5404,527 5120,319 4818,253


Читинская ТЭЦ-1 2444,298 2541,375 2523,409 2603,467 2584,578 2354,336 2307,900

ТЭЦ ППГХО 1829,392 1821,121 1824,940 1813,742 1826,470 1781,698 1598,393


Читинская ТЭЦ-2 555,768 572,160 527,007 494,810 486,467 472,580 410,720



211

4 Приход угля, тыс. т 6221,689 5821,844 6570,316 5788,033 5853,001 6075,541 6075,906


Читинская ТЭЦ-1 2424,399 2018,542 2139,241 1999,618 2087,264 2109,024 2001,037

ТЭЦ ППГХО 1550,570 1393,733 1535,792 1287,543 1419,833 1477,635 1399,250


Читинская ТЭЦ-2 235,419 240,973 245,036 218,400 214,935 208,653 181,650



5 Расход угля, тыс. т 6089,870 6112,736 6252,092 6052,760 5953,301 5976,874 6005,092


Читинская ТЭЦ-1 2401,936 2119,616 2059,125 2099,499 2087,229 2096,120 1982,572

ТЭЦ ППГХО 1496,661 1471,872 1406,701 1465,252 1419,895 1323,797 1391,285


Читинская ТЭЦ-2 234,585 240,942 238,285 220,935 216,755 206,800 181,324



6 Остаток угля, тыс. т 801,133 510,240 821,727 810,949 545,649 644,316 698,454


Читинская ТЭЦ-1 242,624 141,550 214,927 115,046 115,081 127,985 149,038

ТЭЦ ППГХО 208,305 130,166 259,257 170,498 170,436 324,274 328,315


Читинская ТЭЦ-2 14,157 14,188 20,939 18,404 16,584 18,437 17,756



212

7. Основные макроэкономические показатели


Общая оценка социально-экономической ситуации

в регионе за отчетный период

В 2017 году в Забайкальском крае наблюдался рост объемов производства по

видам деятельности: добыча полезных ископаемых и строительство. Увеличилась

реальная заработная плата.

Вместе с тем, отмечалось снижение по видам деятельности -

обрабатывающие производства, обеспечение электрической энергией, газом и

паром, водоснабжение и водоотведение, сельское хозяйство, оборот розничной

торговли, оборот общественного питания, объем платных услуг населению,

грузооборот автомобильного транспорта.

Промышленное производство

В структуре промышленного производства наибольший удельный вес

занимает добыча полезных ископаемых – 58,0 %, на долю обрабатывающих

производств приходится 17,2 %, на долю обеспечения электрической энергией,

газом и паром – 23,0 %, на долю водоснабжения и водоотведения – 1,8 %.

В 2017 году объем отгруженных товаров собственного производства,

выполненных работ и услуг собственными силами составил 136134,9 млн. рублей,

индекс промышленного производства – 100,2 % к уровню предыдущего года, в том

числе по видам экономической деятельности:

добыча полезных ископаемых – 78950,7 млн. рублей, или 104,3 %;

обрабатывающие производства – 23355,4 млн. рублей, или 88,5 %;

обеспечение электрической энергией, газом и паром – 31343,6 млн.

рублей, или 99,4 %;

– водоснабжение и водоотведение – 2485,2 млн. рублей, или 93,0 %.

Инвестиции

На развитие экономики и социальной сферы в 2017 году направлено, по

оценке, 92,6 млрд. рублей инвестиций в основной капитал, или 104,67 % к уровню

предыдущего года.

На территории края ведется реализация следующих крупных

инвестиционных проектов:

«Освоение Быстринского полиметаллического месторождения и

строительство Быстринского ГОКа» (проект осуществляется как часть

реализуемого на условиях государственно-частного партнерства инвестиционного

проекта «Создание транспортной инфраструктуры для освоения минерально-

сырьевых ресурсов юго-востока Забайкальского края»);

«Комплексная реконструкция участка Карымская-Забайкальск»;

«Создание лесопромышленного комплекса в северо-восточных районах

Забайкальского края»;

213

«Освоение Нойон-Тологойского месторождения»;

«Освоение Апсатского месторождения»;

«Освоение Зашуланского каменноугольного месторождения»;

«Организация производства по добыче и переработке руды

Александровского золоторудного месторождения»;

«Промышленное освоение золоторудного месторождения «Наседкино»;

«Экспорт сибирского зерна в КНР. Первый зерновой железнодорожный

терминал Забайкальск-Маньчжурия»;

«Увеличение объемов производства продукции растениеводства ООО

«Племенной завод «Комсомолец»;

«Комплексная модернизация производства и переработки

импортозамещающей сельскохозяйственной продукции».

Строительство

Объем работ, выполненных по виду деятельности «строительство», за 2017

год составил 29470,9 млн. рублей, или 103,5 % к уровню предыдущего года.

Рост объема строительных работ связан, в первую очередь, с реализацией

инвестиционного проекта «Освоение Быстринского полиметаллического

месторождения и строительство Быстринского ГОКа».

Организациями всех форм собственности и населением введено 3988

квартир общей площадью 253,9 тыс. кв. м (87,1 % к уровню предыдущего года), в

том числе для жителей городской местности – 179,6 тыс. кв. м (107,4 %), сельской

местности – 74,3 тыс. кв. м (59,7 %).

Населением края за счет собственных и заемных средств построено 1794

жилых дома общей площадью 141,1 тыс. кв. м (55,6 % от общего объема

введенного в крае жилья).

Потребительский рынок

Оборот розничной торговли в 2017 году составил 157834,8 млн. рублей (99,5

% к 2016 году), который сформировался, в основном, за счет продажи товаров

торгующими организациями и индивидуальными предпринимателями,

осуществляющими деятельность в стационарной торговой сети. Их доля в

структуре оборота розничной торговли составила 99,4 % (в 2016 году – 99,2 %).

Доля продаж товаров на розничных рынках и ярмарках в обороте розничной

торговли в 2017 году снизилась до 0,6 % (против 0,8 % в 2016 году), объем продаж

составил 77,2 % к 2016 году.

В структуре оборота розничной торговли на долю непродовольственных и

продовольственных товаров приходится по 50,2 % и 49,8 % соответственно от

общего оборота торговли (в 2016 году – 50,1 % и 49,9 % соответственно).

В 2017 году населению края оказано платных услуг на сумму 42301,1 млн.

рублей, или 97,5 % к уровню прошлого года. Цены и тарифы на платные услуги

населению в декабре 2017 года к декабрю 2016 года повысились на 3,7 % (в

декабре 2016 года - на 5,5 %).

По-прежнему наибольший удельный вес в общем объѐме платных услуг

214

населению занимают жилищно-коммунальные, телекоммуникационные и

транспортные услуги (69,0 % от всего объѐма расходов населения на платные

услуги). Снижение объемов предоставления услуг населению наблюдалось по 10 из

15 наблюдаемых групп.

Основные показатели социально-экономические показатели развития

Забайкальского края в сравнении с Российской Федерацией представлены в

таблице 80.

Таблица 80

Показатели

2017 год

Забайкальский

край

Российская

Федерация

Индекс промышленного производства, в % к пред.году 100,2 101

Индекс производства продукции сельского хозяйства, в % к

пред.году 99,3 102,4

Объем работ, выполненных по виду деятельности

«строительство», в % к пред.году 103,5 98,6

Ввод в действие жилых домов, в % к пред.году 87,1 97,9

Оборот розничной торговли, в % к пред.году 99,5 101,2

Индекс потребительских цен, в % к декабрю 2016 года 101 105,4

Среднемесячная номинальная начисленная заработная

плата работников организаций,руб. 34875,2 39144

Коэффициент рождаемости, родившихся на 1000

чел.населения 14,6 11,5

Коэффициент смертности, умерших на 1000 чел.населения 12,3 12,4

Коэффициент миграции, человек на 10 тыс.чел.населения -60 14,4

Уровень безработицы по методологии МОТ, в % от

экономически активного населения 10,6 5,2

Динамика основных макроэкономических показателей социально-

экономического развития Забайкальского края в 2017 году приведена в таблице 81.

Таблица 81

Динамика основных макроэкономических показателей социально-экономического

развития Забайкальского края в 2017

Номер и наименование показателя

по утвержденному Перечню Единицы

измерения январь декабрь

1 Среднедушевые денежные доходы

населения

рублей 19147,5 32894,5

в % к соответствующему месяцу

предыдущего года 122,7 101,5

2

Индекс промышленного

производства 3)



в % за период

с начала года к соответствующему периоду

предыдущего года

103,4 100,2

в том числе по видам деятельности:

добыча полезных ископаемых






103,9 104,3

215

обрабатывающие производства






104,3 88,5

обеспечение электроэнергией, газом

и паром: кондиционирование

воздуха






96,5 99,4

водоснабжение; водоотведение,

организация сбора и утилизации

отходов, деятельность по

ликвидации загрязнений






113,9 93,0

3

Индекс физического объема работ,

выполненных по виду деятельности

«Строительство» в сопоставимых

ценах






144,0 103,5

4 Строительство жилых домов

с начала года

тыс.кв.м 8,2 253,9

в % к соответствующему периоду


5 Индекс производства продукции

сельского хозяйства






94,1 99,3

6 Объем платных услуг населению в

сопоставимых ценах






95,7 97,4

7

Индекс потребительских цен на

товары и услуги в % к декабрю предыдущего года 100,5 102,5

индекс потребительских цен на

продовольственные товары в % к декабрю предыдущего года 100,9 101,6


непродовольственные товары в % к декабрю предыдущего года 100,4 102,8


услуги в % к декабрю предыдущего года 99,85 103,7

8

Индекс потребительских тарифов

на жилищно-коммунальные услуги в % к декабрю предыдущего года 99,97 104,1

в том числе:

отопление в % к декабрю предыдущего года 100,0 104,0

горячее водоснабжение в % к декабрю предыдущего года 100,0 103,9

холодное водоснабжение

и водоотведение в % к декабрю предыдущего года 100,0 103,9

216

8. Прогноз развития электроэнергетики Забайкальского

края на период 2018-2023 гг.

8.1. Ключевые инвестиционные проекты развития

электроэнергетики Забайкальского края

Одной из важнейших задач, решаемых в регионе, является обеспечение

устойчивого развития энергосистемы Забайкальского края при обязательном

согласовании с перспективами развития всей совокупности потребителей в ее

пределах и с учетом взаимодействия ее в составе ОЭС Сибири.

В целях сбалансированного развития электроэнергетики Сибири и

Забайкальского региона для поддержания роста экономики необходим

комплексный подход к решению целого ряда задач.

Правительство Забайкальского края планомерно работает в этом

направлении, особое внимание уделяется приоритетам сегодняшнего дня. В целях

развития электросетевой инфраструктуры для обеспечения технологического

присоединений вводимых в эксплуатацию социально-значимых объектов, а также в

целях повышения надежности электроснабжения потребителей выделить ключевые

инвестиционные проекты для развития электроэнергетики Забайкальского края.

Ключевые инвестиционные проекты Забайкальского края приведены в

таблице 82.

217

Таблица 82

Ключевые инвестиционные проекты Забайкальского края

№

п/п ОКВЭД Наименование проекта

Организация,

реализующая

проект

Место реализации

проекта

(муниципальное

образование,

населенный пункт)

Краткое описание

сути проекта

Вид и

планируем

ый объем

выпускаем

ой

продукции

в год4

Сроки


проекта5

1 74.20.2 Освоение полиметаллических

месторождений юго-востока

Забайкальского края (II этап

инвестпроекта «Создание

транспортной инфраструктуры для

освоения минеральных ресурсов юго-

востока Забайкальского края»)

ПАО ГМК

«Норильский

никель»

Быстринский ГОК -

Газимуро-Заводский

район;

Бугдаинский ГОК -

Александрово-Заводский

район.

Проектом

предусматривается

строительство горно-

обогатительных

комбинатов для

освоения

минерально-

сырьевых ресурсов

юго-востока


Производите

льность по

руде:

1.Быстрински

й ГОК 10

млн. т/год;

2.Бугдаински

й ГОК 16

млн. т/год

1.Быстринский -

2005-2018гг;

2.Бугдаинский -

2005-2023гг.

2 13.20.1 –

добыча и

обогащение

медной руды,

27.44 -

производство

меди

Освоение Удоканского месторождения

меди

ООО


горная

компания»

Каларский район, п. Новая

Чара

Проектом


проектирование,

строительство горно-

металлургического

комбината и

отработка

Удоканского

месторождения меди

329 000 тонн

в год

медного

концентрата

(содержание

меди 45,5%)

и 190 000

тонн в год

медных

катодов

класса А по

Лондонской

бирже

металлов

2009-2023

218

3 13.1 Освоение Чинейского месторождения

титано-магнетитовых и

медносульфидных руд

ОАО

«Забайкалсталь-

инвест»

Каларский район, п. Новая

Чара

Проектом


освоение Чинейского

месторождения с

уровнем годовой

переработки 7000

тыс.т, производство

3393 тыс.т

железованадиевых

концентратов и 18,6

тыс.т медного

концентрата,

строительство

Чинейского ГОКа

Добыча

титано-

магнетитовы

х и

медносульфи

дных руд,

годовая

переработка

7000 тыс.т,


3393 тыс.т

железованади

евых

концентратов

и 18,6 тыс.т

медного


2008-2036

4 10.10.1,

10.10.11,

10.10.12,10.2,

11.10,

51.12.1,51.51,

51.51.1

Освоение Апсатского

каменноугольного месторождения

ООО

«Арктические

разработки»

Каларский район Проектом


строительство разреза

мощностью до 3 млн.

тонн угля в год

Добыча

каменного

угля до 3

млн.т в год

2008-2025

5 13.2 Освоение Нойон-Тологойского

месторождения полиметаллических

руд

ООО

«Байкалруд»


район

Проектом


строительство ГОКа

для освоения Нойон-

Тологойского

месторождения и

добычи 108,6 тыс.т.

свинцового

концентрата и 141,3

тыс.т. цинкового


Свинцовый

концентрат -

108,6 тыс.т.;

цинковый

концентрат -

141,3 тыс.т.

2005-2030

219

6 13 Освоение Березовского железорудного

месторождения

ООО

«Горнопромышл

енная компания

«Лунэн»

Нерчинско-Заводский

район

Проектом


освоение

Березовского


железных руд с

уровнем добычи до 1

млн.т в год

До 1 млн.т

железной

руды в год

2006-2030

7 23.30 Освоение Аргунского и Жерлового

месторождений (рудник № 6)

ПАО

«Приаргунское

производственно

е горно-

химическое

объединение»

Муниципальный район

«Город Краснокаменск и

Краснокаменский район»

Инвестиционным

проектом

предусмотрена

организация

подземной добычи

урановой руды,

переработка урановой

руды с

производством

конечной продукции -

закиси-окиси урана.

Проект разделен на 2

очереди: 1. Пусковой

комплекс

производительностью

350 тыс. тонн по руде

с вводом в

эксплуатацию в 2023

году;2. Полное

развитие с

производительностью

850 тыс. тонн по руде

с вводом в

эксплуатацию в 2026

году.

Закись окись

урана (U308),

2 339 т./год

2006-2034

220

8 10.10.11 Освоение Зашуланского

каменноугольного месторождения

ООО

«Разрезуголь»

Красночикойский район Добыча угля

открытым способом

Производите

льность по

добыче угля:

I этап - до 1-

го млн. тонн

в год; II этап

- 8 млн. тонн

в год

2016 - 2023

9 13.20.41 Организация производства по добыче и

переработке руды Александровского

золоторудного месторождения

АО «Рудник

Александровски

й»

Могочинский район Организация

производства по

добыче и переработке

руды

Александровского

золоторудного


Золото

лигатурное,

годовая

производстве

нная

мощность -

1,8 тн.

металла.

2008-2025

10 14. Добыча

прочих

полезных

ископаемых

Строительство горно-обогатительного

комбината «Наседкино»

ООО

«Дальневосточна

я компания

цветных

металлов» (ООО

«Дальцветмет»)

Могочинский район, 35 км

на северо-восток от п/ст

Кислый Ключ

Освоение



Наседкино,

строительство ГОКа с

мощностью

переработки 1100

тыс. тонн руды в год.

Готовой продукцией

является золото.

Золото: 2,34

тн/год

2016-2027

11 14. Добыча

прочих

полезных

ископаемых

Освоение золоторудного

месторождения «Кочковское»

ООО

«Корякмайнинг»


район, участок

«Кочковский», в 8 км от с.

Широкая

Освоение



Кочковское

Золото 2018-2022

221

12 13.20.40 Создание горно-перерабатывающего

комплекса по переработке золото-

серебряных руд месторождения

"Кирченовское"

ООО ГРК

«Дархан»

(недропользоват

ель)

Оловяннинский район Проект предполагает

создание горно-

перерабатывающего

комплекса по

переработке золото-

серебряных руд


"Кирченовское"

Рудное

золото и

серебро,


320 000 тонн

руды ,

золото 358,9

кг, серебро

22890 кг

2013-2022

13 07.49.21

Добыча руд и

песков

драгоценных

металлов

(золота,

серебра и

металлов

платиновой

группы)

Разработка руд Дельмачикского

золоторудного месторождения

ООО "Золото

Дельмачик"

Шилкинский район, 27 км.

от гп Первомайский

Концепция освоения


предполагает

отработку запасов

Дельмачикского


открытым способом и

переработку

окисленных руд по

технологии кучного

выщелачивания.

Золото,

1098,9 кг

2014-2025

14 07.29.4 Реконструкция Ново-Широкинского

рудника

АО "Ново-

Широкинский

рудник"


район, с. Широкая

Проект предполагает

реконструкцию Ново-

Широкинского

рудника с выходом

на

производительность

1300 млн т/год.

Свинцовый,

цинковый

концентраты

со

среднегодовы

м выпуском

46 и 14 тыс. т

соответствен

но

2016-2020

15 20.13, 20.59.5 Организация производства по

переработке отвалов забалансовой

руды Завитинского месторождения

ПАО «Химико-

металлургически

й завод»

Шилкинский район, п.

Первомайский

Организация опытно-

промышленного

производства по

переработке отвалов

забалансовой руды

Завитинского

месторождения и

выпуск продукции –

карбоната лития

технического сорта. В

2 тыс. тонн

карбоната

лития

технического

сорта

15-20 лет

222

рамках основной

деятельности в

проекте планируется

переработка отвалов

забалансовой руды

Завитинского

месторождения, что

по сути представляет

собой ликвидацию

объектов прошлого

(накопленного)

экологического

ущерба.

По предварительным

оценкам, объем

отвалов,

запланированных к

переработке,

составляет около 19

млн. тн.

Прогнозируемое

количество карбоната

лития, полученного

при переработке

отвалов, составит от

30 до 80 тыс. тн. при

годовой мощности

планируемого

производства 2 тыс.

тн.

Продукция проекта

представляет собой

сырье (карбонат

лития),

востребованное и

используемое в

различных отраслях

промышленности.

223

16 65.23.3 Строительство лесопромышленного

комплекса в северо-восточных районах


ООО «ЦПК

«Полярная»

Могочинский район, пгт.

Амазар

Проектом



целлюлозного завода

мощностью до 400

тыс. т. в год, выпуск

пиломатериалов – 125

тыс. куб. м в год.

Мощность

1567,7 тыс.

куб.м по

лесозаготовке

древесины и

переработке

древесины

мощностью

1637,5

тыс.м3/год в

составке I

очереди


а и 2486,4

тыс.м3/год на

полное

развитие.Про

изводство на

полное

развитие:

целлюлоза

небеленая -

400 тыс.тн.( 1

этап

строительсва

-238 тыс.

тонн),

пиломатериал

ы сухие - 176

тыс.м.3.,

пиломатериал

ы сухие

строганные -

25 тыс.м.3.

2009 г.- 2016г.-

Лесопильный

завод2009-2019 гг

- Целлюлозный

завод

17 02.2; 02.4 Комплексное освоение лесных

ресурсов западных районов края

ООО «Большой

Хинган-

Синьлинь-

Забайкальский»

Красночикойский,

Улѐтовский районы


проектом

предусмотрено

комплексное

освоение лесных

ресурсов западных

Переработка

круг. леса 250

тыс. куб.м. в

год,


отходов 50

2009-2020

224

районов


путем создания

крупного

лесоперерабатывающ

его предприятия с

объектами

инфраструктуры и

запуска линии по


древесных отходов с

получением

древесного угля

тыс. куб.м. в

год

18 45.21,45.11,45

.12,45.22,45.2

3,45.24,45.25,

45.31,45.32,45

.33,45.34,45.4

1,45.42,45.43,

45.44,45.45,74

.20,74.13.1.

Комплексная реконструкция участка

Карымская-Забайкальск

ДКРС-Чита ОАО

"РЖД"

Забайкальский край Развитие

железнодорожной

инфраструктуры и

увеличение

пропускной и

провозной

способности

Увеличение

грузовых и

пассажирских

перевозок до

140 пар

поездов в

сутки

2004-2019

19 45.21 Строительство мкр.Южный в

пгт.Забайкальск

ООО «Шэнши» Забайкальский район, п.

Забайкальск, мкр.

«Южный»


проектом


строительство жилого

микрорайона для

обеспечения жильем

и социальной

инфраструктурой

жителей пгт.

Забайкальск

В план

застройки

включены

жилые дома,

офисные

здания,

торговые

помещения,

коттеджи,

детсад,

школа,

медучрежден

ие, гаражи

2006-2018

225

20 23.20;

23.20.2;

23.51; 23.61;

23.63; 23.65;

23.69

Строительство помольного комплекса

завода специальных цементов

мощностью до 0,6 млн.тонн цемента в

год

АО

"АТОМСПЕЦЦЕ

МЕНТ"



Краснокаменский район»,

г.Краснокаменск

Реализация

инвестиционного

проекта

предусматривает


современного

предприятия по

производству

цемента, мощностью

до 0,6 млн.тонн

цемента в год.

Рынки сбыта

продукции –

Забайкальский край,

Дальневосточный

Федеральный округ.

Цементы

специального

и

общестроите

льного

назначения.

Объем

производства

= 510 тыс. тн.

цемента в год

(85%

проектной

мощности)

2017-2032

(прогнозный

период Проекта),

в т.ч.:

- инвестиционная

фаза - 2017-2021

г.г.

-

эксплуатационная

фаза - 2021-2032

г.г.

21 24.45


прочих

цветных

металлов

Производство рафинированной

металлической сурьмы

ООО

«Краснокаменск

ий сурьмяный

комбинат»





Создание

гидрометаллургическ

ого завода по


сурьмяного

флотоконцентрата с

получением

рафинированной

металлической

сурьмы марки Су0 с

проектной годовой

мощностью 5 000

тонн

Металлическ

ая сурьма

марки Су0.

Планируемы

й объем -

5 000 тонн

метала в год.

2017-2021

22 23.20.2 -


огнеупорных

цементов,

растворов,

бетонов и

аналогичных

составов;

23.51 -


цемента

Строительство производственного

комплекса по выпуску

общестроительного цемента

ООО

"Краснокаменск

промстрой"





Реализация

инвестиционного

проекта

предусматривает

строительство на

территории

опережающего

социально-

экономического

развития

«Краснокаменск»

Цемент

общестроите

льный,

согласно

ГОСТ 31108-

2016, в

объеме не

менее 100

тыс. тн. в год.

Предполагае

мые к

2017-2031

226

современного

производственного

комплекса по

выпуску

общестроительного

цемента, мощностью

не менее 100 тыс.

тонн в год.

Строительство нового

производственного

комплекса будет

осуществляться на

приобретаемой

промышленной

площадке бывшего

завода ЖБИ в г.

Краснокаменск. Завод

прекратил свою

деятельность в 2015

году. Следующими

этапами, с целью

максимально

эффективного

использования

территории и

инфраструктуры

промышленной

площадки,

рассматривается

реализация иных

направлений развития

бизнеса (например:

деревообработка,


активированного

угля,

сталеплавильное

производство с

выпуском литейной

продукции для

производству

марки

цемента -

ЦЕМ I 42,5Н;

ЦЕМ II

32,5Н.

Ассортимент

(марочность

цемента)

может

меняться в

зависимости

от

потребностей

рынка.

227

горнорудной и

цементной

промышленности)

23 52.21 Экспорт сибирского зерна в КНР.

Первый зерновой железнодорожный

терминал Забайкальск-Маньчжурия

ООО

"Забайкальский

зерновой

терминал"

Забайкальский район, пгт.


Первый зерновой

железнодорожный

терминал


Маньчжурия

Перевалка до

8 млн. тонн

зерновых,

зерновобобов

ых и

масленичных

культур из

российских

вагонов

зерновозов в

китайские

вагоны и

возможность

ю

единовремен

ного

хранения до

80 тыс. тон

2015-2018

24 01.1 Увеличение объемов производства

продукции растениеводства ООО

"Племенной завод "Комсомолец"

ООО

"Племенной

завод

"Комсомолец"

Чернышевский район, с.

Комсомольское

Увеличение объемов


продукции

растениеводства и

животноводства


зерновых,

кормовых

культур и

рапса - 76,2

тыс. тонн; в

том числе

рапса - 23,6

тыс.тонн,

овса - 21,8

тыс.тонн,

пшеницы -

31,5 тыс.тонн

в год; мяса

баранины -

2015-2024

228

51,35 тонн,

говядины -

33,68 тонн;

шерсти -37

тонн;продажа

племенных

овец - 467

голов .

25 01.30 Комплексная модернизация

производства и переработки

импортозамещающей

сельскохозяйственной продукции

ООО "Олекан" Нерчинский район, с.

Олекан, с. Илим, с.

Знаменка, с. Зюльзя,

Шилкинский район, с.

Митрофаново

В рамках проекта


создание племенного

хозяйства для


зерновых и кормовых

культур, в том числе

в качестве

семеноводческого

хозяйства, а также

создание молочного

комплекса в с.

Знаменка

Нерчинского района

Зерно 4,5

тыс. т, сено

2,5 тыс. т,

силос 3,8 тыс.

т, молоко 800

т, мясо 230 т

2016-2018

229

8.2. Прогноз потребления электрической энергии и мощности по

территории энергосистемы Забайкальского края с детализацией по

крупным узлам нагрузки

Прогноз потребления электроэнергии и мощности Забайкальского края на

период 2018-2023 гг. с разбивкой по годам представлен для двух вариантов:

а) Базовый прогноз потребления электроэнергии и мощности,

разработанный АО «СО ЕЭС» в соответствии с проектом Схемы и программы

развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы со

среднегодовым темпом прироста по ЕЭС России за прогнозный период – 1,24 %.

Согласно базовому сценарию прогноза социально-экономического развития

России, основывающемуся на прогнозируемой среднегодовой цене нефти марки

«Urals» в 2018 году 43,8 долларов за баррель, ожидается рост ВВП в 2018 году на

2,1 %, увеличение промышленного производства на 2,5 %, рост инвестиций в

основной капитал на 4,7 %.

На перспективу после 2020 года приняты параметры скорректированного в

октябре 2013 года «Прогноза долгосрочного социально-экономического развития

Российской Федерации на период до 2030 года». «Прогноз социально-

экономического развития России на период до 2030 года» представлен в трех

основных сценариях долгосрочного развития: консервативном, умеренно-

оптимистичном и форсированном (целевом). В качестве базового сценария

социально-экономического развития России на весь перспективный период

рассматривается консервативный сценарий.

Базовый прогноз потребления электроэнергии (млн.кВтч) по Забайкальскому

краю на период 2018-2023 гг. принят со среднегодовым темпом прироста за 5 лет –

1,06%.

Базовый прогноз потребления мощности (МВт) по Забайкальскому краю на

период 2018-2023 гг. принят со среднегодовым темпом прироста за 5 лет – 1,6%.

Прогнозируемые темпы прироста потребности в электрической энергии по

энергосистеме Забайкальского края незначительно ниже средних темпов по

отдельным энергосистемам ОЭС Сибири.

Базовый прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по

энергосистеме Забайкальского края на период 2018-2023 годов разработан на базе

фактических показателей потребления электрической энергии за последние годы с

учетом анализа имеющейся информации о поданных заявках и утвержденных

технических условиях, а также заключенных договорах на технологическое

присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической

энергии к электрическим сетям с оценкой прироста потребности для каждого из

вариантов. При разработке прогноза использованы сведения о максимальной

мощности присоединяемых энергопринимающих устройств, сроках их ввода в

230

эксплуатацию, а также о характере нагрузки (вид деятельности хозяйствующего

субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в

электрической энергии по видам экономической деятельности и годам

прогнозирования.

б) Форсированный (целевой) прогноз потребления электроэнергии и

мощности, альтернативный прогноз, разработанный Министерством

территориального развития Забайкальского края со среднегодовым темпом

прироста за 5 лет: по электрической энергии – 1,36 %, по мощности – 2,0%.

На перспективу после 2018 года для форсированного (целевого) прогноза

потребления использовались ориентиры и приоритеты предстоящего развития

региона на основании Стратегии социально-экономического развития

Забайкальского края на период до 2030 года, утвержденной Постановлением

Правительства Забайкальского края от 26 декабря 2013 г. № 586, а также

информация органов исполнительной власти Забайкальского края о крупных

инвестиционных проектах, намечаемых к реализации в прогнозный период, их

максимальной мощности, сроках ввода в эксплуатацию и местах расположения.

При разработке форсированного (целевого) прогноза потребления

электрической энергии по энергосистеме Забайкальского края учитывались данные

прогнозов социально-экономического развития Забайкальского края.

Прогнозируемые тенденции изменения динамики потребления электрической

энергии и мощности для двух вариантов спроса на электрическую энергию связаны,

в основном, с темпом роста основных макроэкономических показателей региона.

При разработке форсированного (целевого) прогноза потребления

электрической энергии также учитывалось увеличение объема перевозки грузов в

восточном направлении в рассматриваемый период 2018-2023 годов, в том числе

для обеспечения вывоза всей продукции, производимой предприятиями

добывающего сектора с месторождений Восточного полигона.

Особенностью энергосистемы является высокая доля потребления

электрической энергии по виду деятельности «Транспорт», превышающая уровень

спроса на электрическую энергию в промышленном производстве.

Развитие транспортной и энергетической инфраструктуры как необходимое

условие для комплексного освоения уникальных минерально-сырьевых ресурсов

рассматривается в качестве приоритета планируемого социально-экономического

развития Забайкальского края. Кроме того, на территории Забайкальского края

планируется модернизация железнодорожной инфраструктуры в рамках

реализации Плана мероприятий по повышению надежности электроснабжения

объектов Забайкальской железной дороги и увеличение пропускной способности

магистралей БАМ и Транссиб, что в свою очередь приведет к увеличению

мощности и потребления электрической энергии на участке Транссиб Петровский

Завод – Могоча.

В рамках инвестиционного проекта ОАО «РЖД» запланировано завершение

комплексной реконструкции, включая электрификацию, южного хода

231

Забайкальской железной дороги Карымская – Забайкальск (участок Борзя –

Забайкальск) с развитием станции Забайкальск.

Большая часть увеличения потребности в электрической энергии на

территории энергосистемы до 2023 года будет связана с осуществлением

инвестиционных проектов по освоению месторождений полиметаллических руд и

вывод на проектную мощность Быстринского ГОКа, ввода первого этапа

строительства Удоканского горно-металлургического комбината (ООО

«Байкальская горная компания») и расширения добычи угля (Апсатское

месторождение, Зашуланское каменноугольное месторождение).

Показатели потребления электрической энергии и мощности по

энергосистеме Забайкальского края, сформированные в рамках двух прогнозных

вариантов спроса на электрическую энергию (базовый и форсированный),

представлены в таблицах 83 и 84.

Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по энергосистеме

Забайкальского края на период до 2023 года для двух прогнозных вариантов спроса

на электрическую энергию (базовый и форсированный) в графическом виде

представлен на рисунках 58 и 59.

232

Таблица 83

Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по энергосистеме Забайкальского края на период 2018-2023 гг.,

Базовый вариант

Показатель Отчет Прогноз

Ср. год. за

2019-2023

годы 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Потребление электрической энергии, млн. кВт*ч 7812,7 7855,0 7889,0 7949,0 7981,0 8112,0 8284,0 8043,0

годовой темп прироста, % -0,6 0,5 0,4 0,8 0,4 1,6 2,1 1,06

Собственный максимум нагрузки, МВт 1257,0 1272,0 1278,0 1285,0 1305,0 1330,0 1377,0 1315


Число часов использования максимума потребления,

час/год 6215,3 6175,3 6172,9 6186,0 6115,7 6099,2 6016,0 6117,96

Таблица 84

Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по энергосистеме Забайкальского края на период 2018-2023 гг.,

Форсированный (целевой) вариант

Показатель Отчет Прогноз Ср. год. за

2019-2023

годы 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Потребление электрической энергии, млн. кВт*ч 7812,7 7875,2 7930,3 8017,5 8073,7 8227,1 8424,5 8134,62


Собственный максимум нагрузки, МВт 1257,0 1277,1 1288,6 1300,2 1326,2 1356,7 1409,6 1336,26

годовой темп прироста, % -1,8 1,6 0,9 0,9 2,0 2,3 3,9 2

Число часов использования максимума потребления,

час/год 6215,3 6166,4 6154,2 6166,4 6087,8 6064,0 5976,4 6089,76

233

Рис. 58. Прогноз спроса на электрическую энергию на период 2018-2023 гг.

Рис. 59. Прогноз спроса на электрическую мощность на период 2018-2023 гг.

Детализация электропотребления и максимума нагрузки по основным

крупным потребителям Забайкальского края для двух прогнозных вариантов

спроса на электрическую энергию (базовый и форсированный (целевой) вариант)

приведена в таблицах 85, 86.

Детализация электропотребления и максимума нагрузки по отдельным

частям энергосистемы (по энергорайонам) Забайкальского края для двух

прогнозных вариантов спроса на электрическую энергию (базовый и

форсированный (целевой) вариант) приведена в таблицах 87, 88.

7 812,7 7 855,0 7 889,0

7 949,0

7 981,0

8 112,0

8 284,0

7 812,7

7 875,2

7 930,3

8 017,5

8 073,7

8 227,1 8 424,5

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Потребление электрической энергии, млн. кВтч (базовый)

Потребление электрической энергии, млн. кВтч (форсированный)

1 257,0 1 272,0 1 278,0 1 285,0

1 305,0

1 330,0

1 377,0

1 257,0

1 277,1 1 288,6

1 300,2

1 326,2

1 356,7

1 409,6

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Собственный максимум нагрузки, МВт (базовый)

Собственный максимум нагрузки, МВт (форсированный)

234

Таблица 85

Детализация

электропотребления

по основным

крупным

потребителям


на период 2018-2023

гг.,



2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Потребление электрической энергии

Забайкальского края всего, млн. кВт*ч 7812.7 7855 7889 7949 7981 8112 8284

АО «Читаэнергосбыт 3453.6 3472.3 3487.33 3513.85 3528 3585.91 3661.94

ООО «Русэнергосбыт» 2801 2972.91 2985.78 3008.49 3020.6 3070.18 3135.27

ПАО «ППГХО» 813.4 817.804 821.344 827.591 830.922 844.561 862.468

ПАО «ТГК-14» 302.6 304.238 305.555 307.879 309.119 314.192 320.854

Филиал «Харанорская ГРЭС» АО «Интер

РАО – Электрогенерация» 277.7 279.204 280.412 282.545 283.682 288.339 294.452

Первомайская ТЭЦ (АО «ЗабТЭК») 8.5 8.54602 8.58301 8.64829 8.68311 8.82563 9.01276

Таблица 86


электропотребления

по основным

крупным



на период 2018-2023

гг.,

Форсированный

(целевой) вариант


2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023


Забайкальского края всего, млн. кВт*ч 7812.7 7875.2 7930.3 8017.5 8073.7 8227.1 8424.5

АО «Читаэнергосбыт 3453.6 3481.23 3505.59 3544.13 3568.97 3636.79 3724.05

ООО «Русэнергосбыт» 2801 2980.55 3001.41 3034.41 3055.68 3113.74 3188.45

ПАО «ППГХО» 813.4 819.907 825.644 834.722 840.573 856.544 877.096

ПАО «ТГК-14» 302.6 305.021 307.155 310.532 312.709 318.65 326.296

Филиал «Харанорская ГРЭС» АО «Интер

РАО – Электрогенерация» 277.7 279.922 281.88 284.98 286.977 292.43 299.446

Первомайская ТЭЦ (АО «ЗабТЭК») 8.5 8.568 8.62795 8.72282 8.78396 8.95086 9.16562

235

Таблица 87


электропотребления и

собственного максимума

нагрузки по отдельным

энергорайонам


на период 2018-2023 гг.,



2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023


Забайкальского края, всего, млн. кВт*ч 7812.7 7855 7889 7949 7981 8112 8284

Читинский энергорайон 1261.9 1303 1307 1313 1318 1323 1328

Краснокаменский энергорайон 913.4 885 885 890 890 890 890

Прочие 5637.4 5667 5697 5746 5773 5899 6066

Собственный максимум нагрузки

энергосистемы, МВт 1257.0 1272 1278 1285 1305 1330 1377

Читинский энергорайон 239 252 252 254 254 254 254

Краснокаменский энергорайон 123 145 145 147 147 150 150

Прочие 895.0 875.0 881.0 884.0 904.0 926.0 973.0

Таблица 88


электропотребления и

собственного максимума

нагрузки по отдельным

энергорайонам


на период 2018-2023 гг.,

Форсированный (целевой)

вариант


2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023


Забайкальского края, всего, млн.

кВт*ч

7812.7 7875.2 7930.3 8017.5 8073.7 8227.1 8424.5

Читинский энергорайон 1261.9 1272.0 1280.9 1295.0 1304.1 1328.8 1360.7

Краснокаменский энергорайон 913.4 920.7 927.1 937.3 943.9 961.8 984.9

Прочие 5637.4 5682.5 5722.3 5785.2 5825.7 5936.4 6078.9

Собственный максимум нагрузки

энергосистемы, МВт 1257.0 1277.1 1288.6 1300.2 1326.2 1356.7 1409.6

Читинский энергорайон 239 242.8 245.0 247.2 252.2 258.0 268.0

Краснокаменский энергорайон 123 125.0 126.1 127.2 129.8 132.8 137.9

Прочие 895.0 909.3 917.5 925.8 944.3 966.0 1003.7

236

Выводы:

1. Величина собственного максимума нагрузки потребления по

Забайкальскому краю к концу прогнозного периода оценивается в размере

1377 МВт в базовом варианте и 1409 МВт в форсированном (целевом) варианте.

Это больше максимальной нагрузки потребления 2017 года на 120 МВт и 152 МВт

соответственно. Превышение уровня 2017 года составит в 2023 году 9,5 % по

базовому варианту при среднегодовом приросте за 5-ий период 1,5 % и 12,1 % по

форсированному варианту при среднегодовом приросте 1,9 %. Разница между

прогнозными вариантами собственного максимума потребления на уровне

2023 года оценивается в 32,6 МВт.

2. Величина спроса на электрическую энергию по Забайкальскому краю к

концу прогнозного периода оценивается в размере 8284,0 млн. кВт*ч в базовом

варианте и 8424,5 млн. кВт*ч в форсированном варианте. Это больше объема

потребления электрической энергии 2017 года на 471,3 млн. кВт*ч и 611,8 млн.

кВт*ч соответственно. Превышение уровня 2017 года составит в 2023 году 6,0 %

по базовому варианту при среднегодовом приросте за 5-ий период 1,0 % и 7,8 % по

форсированному варианту при среднегодовом приросте 1,3 %. Разница между

прогнозными вариантами потребления электрической энергии на уровне 2023 года

оценивается в 140,5 млн. кВт*ч.

3. Годовое число часов использования максимума потребления мощности

по энергосистеме Забайкальского края к 2023 году незначительно снижается в

базовом варианте и составит порядка 6016,0 часов, в форсированном варианте

данный показатель значительно увеличивается и составит порядка 5976,4 часов.

Среднегодовое число часов использования максимума нагрузки за период 2019-

2023 составит 6127,5 часов для базового варианта и 6102,5 часов для

форсированного варианта.

8.3. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации

генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы


Развитие генерирующих мощностей энергосистемы Забайкальского края в

рассматриваемый период до 2023 года определяется модернизаций,

реконструкцией, перемаркировкой, демонтажом и вводами с высокой

вероятностью реализации, а также дополнительными объемами вводов в

соответствии с проектом Схемы и программы развития Единой энергетической

системы России на 2018-2024 годы.

Согласно проекту Схемы и программы развития Единой энергетической

системы России на 2018-2024 годы в 2020 году запланирован вывод из

эксплуатации 2 турбин типа ТП-12-35 Приаргунской ТЭЦ ПАО «ТГК-14».

237

Дополнительных объемов вывода из эксплуатации генерирующих объектов

и (или) генерирующего оборудования по энергосистеме Забайкальского края на

период 2019-2023 годов не предусмотрено проектом Схемы и программы развития

Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы.

Выводы из эксплуатации генерирующих объектов и (или) генерирующего

оборудования по энергосистеме Забайкальского края на период 2019-2023 гг.


Вводы и структура генерирующих объектов и (или) генерирующего

оборудования с высокой вероятностью реализации по энергосистеме

Забайкальского края на период 2019-2023 годов в соответствии с проектом Схемы

и программы развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы

представлены в таблице 90. Согласно проекту Схемы и программы развития

Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы в 2019-2022 году

запланированы вводы генерирующего оборудования солнечных электростанций.

Дополнительные объемы ввода генерирующих объектов и (или)

генерирующего оборудования по энергосистеме Забайкальского края на период

2019-2023 годов в соответствии с проектом Схемы и программы развития Единой

энергетической системы России на 2018-2024 годы не предусмотрено.

Вместе с тем, согласно информации о планах собственников по

строительству генерирующих объектов (не учитываемая при расчете режимно-

балансовой ситуации) запланирован ввод генерирующего оборудования на

Харанорской ГРЭС (4 блок) мощностью 225,0 МВт в 2024 году.

Модернизации, реконструкции и перемаркировки генерирующих объектов и

(или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по

энергосистеме Забайкальского края на период 2019-2023 годов не предусмотрено

проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на

2018-2024 годы.

Дополнительных объемов модернизации, реконструкции и перемаркировки

генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по энергосистеме

Забайкальского края на период 2019-2023 годов проектом Схемы и программы

развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы не

предусмотрено.

Вместе с тем, ПАО «ТГК-14» обсуждается возможность завершения

строительства 3 очереди Читинской ТЭЦ-1.

Проект предполагает ввод двух турбин ТП-115/125-130, и 4 котлов Е-250-

13,8-560 с выводом из эксплуатации 3 паровых турбин(1- Т-80(75)-85(90);

2-Т-87(100)-90 суммарной мощностью 247 МВт) и 6 котлов БКЗ-220-100Ф

Читинской ТЭЦ-1.

Проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы

России на 2018-2024 годы реализация данного проекта не предусмотрена, проект

238

не учитывается при расчете режимно-балансовой ситуаци.

Необходимость реализации проекта обусловлена назревшими в настоящее

время проблемами в энергетике г. Чита. Износ основного оборудования составляет

более 80%. Вывод из эксплуатации турбинного оборудования, ввиду его высокого

морального и физического износа, повлечет за собой значительное увеличение

тарифной нагрузки на потребителей тепловой энергии. Так же стоит отметить, что

резерв тепловой мощности для подключения новых объектов капитального

строительства практически отсутствует, что является сдерживающим фактором для

инфраструктурного развития города. Кроме того, не маловажным является тот факт,

что наличие низкоэффективных котельных в черте города, а также устаревшее

оборудование ТЭЦ ухудшают и без того сложную экологическую обстановку.

239

Таблица 89

Объемы вывода из эксплуатации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по энергосистеме Забайкальского

края на период 2019-2023 гг., МВт

Электростанция (станционный

номер, тип турбины)

Генерирующая

компания Вид топлива

2019

год

2020

год

2021

год

2022

год

2023

год

2019-2023

годы

Приаргунская ТЭЦ ПАО "ТГК-14"

1 ПТ-12-35 Уголь Читинский 12.0 12.0

2 ПТ-12-35 Уголь Читинский 12.0 12.0

Всего по станции 24.0 24.0

Таблица 90

Объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации

по энергосистеме Забайкальского края на период 2019-2023 гг., МВт (согласно проекту Схемы и программы развития Единой

энергетической системы России на 2018-2024 годы) Электростанция

(станционный номер,

тип турбины)

Генерирующая компания Вид топлива Тип ввода 2019

год

2020

год

2021

год

2022

год

2023

год

2019-

2023

годы

Согласно проекту схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы

Читинская СЭС-1 (Заря

СЭС)

ООО «Авелар Солар

Технолоджи» нет топлива

новое

строительство 15,0 15,0

Балей СЭС

солнечные агрегаты ООО «Эко Энерджи Рус» нет топлива

новое


СЭС Орловский ГОК

солнечные агрегаты ООО «Эко Энерджи Рус» нет топлива

новое


СЭС Борзя Западная ООО «ГринЭнерджиРус»

нет топлива новое


240

Таблица 90.1

Объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего

оборудования по энергосистеме Забайкальского края на период 2019-2023 гг., МВт

(согласно инициативным предложениям предприятий)

Электро-

станция

Генерирующая

компания

Вид

топлива Тип ввода Мощность

Срок


Читинская

СЭС

ООО «Вершина

Девелопмент»

нет

топлива

новое

строительство 30,0 2019

Борзинская

СЭС



нет

топлива

новое


Агинская

СЭС



нет

топлива

новое


В части изменения установленной мощности электростанций

По данным генерирующих компаний - субъектов ОРЭМ: АО «Объединенная

теплоэнергетическая компания» (АО «ОТЭК»), ПАО «ТГК-14», АО «Интер РАО –

Электрогенерация» по запросу АО «СО ЕЭС» – изменений установленной

мощности электростанций на протяжении всего прогнозного периода 2018-2023 гг.

не планируется.

Исторический максимум суммарной установленной мощности объектов

генерации был установлен в 2012 году и составил 1602 МВт.

В 2013 году проведена реконструкция по переводу ТГ-6 Читинской ТЭЦ-1

(Т-97-90) на противодавление (Р-78,8-8,7/0,23) с уменьшением установленной

мощности на 18,2 МВт.

С 01 декабря 2016 года увеличилась установленная мощность Харанорской

ГРЭС Филиала «Харанорская ГРЭС» АО «Интер РАО ‒ Электрогенерация» до

величины 665 МВт в связи с увеличением установленной мощности Блока 3 до

величины 235 МВт по результатам проведенных испытаний.

В 2019 году ПАО «ТГК-14» планирует проведение реконструкции по

переводу ТГ-1 Читинской ТЭЦ-1 (ПТ-60-90) на противодавление (Р-60-90) без

изменения установленной мощности турбогенератора (60 МВт), с увеличением

установленной тепловой мощности с 164 Гкал/ч на 180 Гкал/ч (+16,0 Гкал/ч).

Информация о динамике изменения установленной мощности

электростанций в энергосистеме Забайкальского края на основании инициативных

предложениий предприятий представлена в таблице 91 и на рисунке 60.

Информация о динамике изменения установленной мощности

электростанций в энергосистеме Забайкальского края согласно проекту Схемы и

программы развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы

представлена в таблице 92 и на рисунке 61.

241

Таблица 91

Динамика изменения установленной мощности электростанций энергосистеме

Забайкальского края на период 2019-2023 гг., МВт с инициативными

предложениями от предприятий

2019 2020 2021 2022 2023

Установленная мощность, всего 1668.8 1698.8 1698.8 1713.8 1713.8


Читинская ТЭЦ-1 452.8 452.8 452.8 452.8 452.8

Читинская ТЭЦ-2 12 12 12 12 12

Приаргунская ТЭЦ 24 24 24 24 24

Шерловогорская ТЭЦ 12 12 12 12 12

Эл. станции промышленных предприятий,

всего, в том числе: 428 428 428 428 428

ТЭЦ ППГХО 410 410 410 410 410


Читинская СЭС-1 (Заря СЭС) 15 15 15 15 15

Балейская СЭС 15 15 15 15 15

СЭС Орловский ГОК 15 15 15 15 15

СЭС Борзя Западная 15 15

Читинская СЭС 30 30 30 30 30

Борзинская СЭС 15 15 15 15

Агинская СЭС 15 15 15 15

Рис. 60. Динамика изменения установленной мощности электростанций

в период 2019-2023 гг.

1668,8

1698,8 1698,8

1713,8 1713,8

2019 2020 2021 2022 2023

Установленная мощность, всего

242

Таблица 92

Динамика изменения установленной мощности электростанций энергосистеме

Забайкальского края на период 2019-2023 гг., МВт согласно проекту Схемы и

программы развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы

2019 2020 2021 2022 2023

Установленная мощность, всего 1638.8 1638.8 1614.8 1629.8 1629.8


Читинская ТЭЦ-1 452.8 452.8 452.8 452.8 452.8

Читинская ТЭЦ-2 12 12 12 12 12

Приаргунская ТЭЦ 24 24 0 0 0

Шерловогорская ТЭЦ 12 12 12 12 12

Эл. станции промышленных предприятий,

всего, в том числе: 428 428 428 428 428

ТЭЦ ППГХО 410 410 410 410 410


Читинская СЭС-1 (Заря СЭС) 15 15 15 15 15

Балей СЭС 15 15 15 15 15

СЭС Орловский ГОК 15 15 15 15 15

СЭС Борзя Западная 15 15

Рис. 61. Динамика изменения установленной мощности электростанций

в период 2019-2023 гг.

8.4. Прогноз возможных объемов развития энергетики на основе ВИЭ и

местных видов топлива. Развития в регионе когенерации на базе новых

ПГУ-ТЭЦ

В 2015 году вступило в силу Постановление правительства Российской

Федерации «О стимулировании использования возобновляемых источников

1638,8 1638,8

1614,8

1629,8 1629,8

2019 2020 2021 2022 2023

Установленная мощность, всего

243

энергии на розничных рынках электроэнергии», которое предполагает

усовершенствование механизма поддержки объектов, работающих на основе ВИЭ.

Согласно прогнозу Международного энергетического агентства (МЭА), доля

углеводородного сырья в России к 2040 году снизится до 66% и потребует

компенсации за счет солнечной и ветровой электроэнергии.

В рамках программы по развитию электроэнергетики Восточной Сибири и

Дальнего Востока на основе гидрогенерации и возобновляемых источников

энергии (ВИЭ) рассматриваются проекты по строительству комплексов ГЭС на

территории Забайкальского края, такие как: строительство Шилкинской ГЭС,

Тельмамской ГЭС, малой ГЭС на реке Шонуй, Нерчинской ГЭС-1 и Нерчинской

ГЭС-2.

Одним из наиболее проработанных проектов является проект строительства

Шилкинской ГЭС. Проектные проработки по строительству Шилкинской ГЭС с

ожидаемой среднемноголетней выработкой 3000 ГВтч осуществлял НИИ

«Ленгидропроект». Рассматривалось несколько вариантов размещения ГЭС,

наиболее оптимальный, примерно на 50 километров южнее пгт. Могоча, ниже г.

Сретенска по течению реки Шилка. Проект предполагал затопление до 20

населѐнных пунктов, в которых в настоящее время проживает около тысячи

человек. Водохранилище Шилкинской ГЭС не затронет сельхозугодий и

населенных пунктов Сретенск, Кокуй, Шилка, Нерчинск. В настоящее время

проекты строительства Шилкинской ГЭС и Тельмамской ГЭС приостановлены.

Проектирование малой ГЭС на реке Шонуй Красночикойского района

Забайкальского края начато в 2005 году, к настоящему времени практически

закончена утверждаемая часть проекта. Проектирование ГЭС ведет по договору с

муниципальным образованием МНТО «ИНСЭТ» (г. Санкт-Петербург). Малая ГЭС

предназначена для обеспечения электроэнергией населения и социальной сферы

трех труднодоступных сел района, которые в настоящее время обеспечиваются

энергией от дизельных электростанций. По проработкам МНТО «ИНСЭТ» для

населения (1000 человек) и социальной сферы необходимо до 250 кВт

электрической мощности. Исследования реки Шонуй показали, что имеются

возможности строительства малой ГЭС мощностью 300 кВт. Малая ГЭС позволит

получить дешевую электроэнергию, избежать завоза дизельного топлива в

труднодоступные районы (по хребтам) и дать толчок развитию района. В

настоящее время продолжается проектирование.

Аналогичные проработки МНТО «ИНСЭТ» начало по проектированию

малой ГЭС в северном Тунгиро-Олѐкминском районе края, где электроснабжение

производится от ДЭС, при этом себестоимость энергии составляет более 30

руб/кВт*ч.

Рассматриваются проекты размещения дизельных электростанций (ДЭС),

автономной гибридной установки (АГЭУ) в отдельных районах Забайкальского

края, изолированных от централизованного электроснабжения.

26 января 2017 года в с. Менза Красночикойского района Забайкальского

244

края введена в эксплуатацию автономная гибридная установка (АГЭУ).

Основные показатели проекта:

Мощность АГЭУ – 400 кВт (ДГУ 200 кВт основной + 200 кВт резервный)

Емкость накопителей – 720 кВт*ч (гелиевые АКБ большой емкости)

Установка ФЭС в составе АГЭУ – 200 кВт

Выработка ФЭС – 260 МВт*ч/год

Площадь размещения ≈ 0,7 Га

Срок окупаемости проекта – 8 года


− при появлении нового объекта генерации, появляется дополнительная

свободная мощность для подключения новых потенциальных потребителей;

− повышение надежности энергоснабжения Красночикойского раиона;

− улучшение электросетевой инфраструктуры Красночикойского района;

− снижение удельного расхода топлива в 2-2,5 раза.

Эскиз автономной гибридной установки (АГЭУ) представлен на рисунке 62.

245

Рис. 62. Эскиз автономной гибридной установки

Размещения объектов локальной генерации на основе установки дизельных

электростанций рассматривается:

- в с. Шонуй сельского поселения «Мензинское» Красночикойского района;

- в сельском поселение «Тунгокоченское» Тунгокоченского района;

- в сельском поселение «Кыкерское» Тунгокоченского района.

Кроме того, в Забайкальском крае начали работать солнечные

электростанции мощностью 80-150 кВт. СЭС ввели в эксплуатацию в 2015-2016

годах, после окончательной отладки оборудования объект выйдет на полную

мощность. Станции расположены на промплощадке компаний и полностью

обеспечивает потребность электроэнергией.

Согласно проекту Схемы и программы развития Единой энергетической

системы России на 2018-2024 годы в 2019-2022 году запланированы вводы

генерирующего оборудования солнечных электростанций:

- строительство Читинской СЭС-1 (Заря СЭС), мощностью 15 МВт (ООО

«Авелар Солар Технолоджи»). Плановая дата начала поставки мощности – 2019

год;

- строительство «Балей СЭС», мощностью 15 МВт (ООО «Эко Энерджи

Рус»). Плановая дата начала поставки мощности – 2019 год;

- строительство СЭС «Орловский ГОК», мощностью 15 МВт (ООО «Эко

Энерджи Рус»). Плановая дата начала поставки мощности – 2019 год;

- строительство СЭС Борзя Западная, мощностью 15 МВт (ООО «Эко

Энерджи Рус»). Плановая дата начала поставки мощности – 2022 год;

246

На сегодняшний день окончательного решения о месте размещения

солнечных электростанций в Забайкальском крае не принято, технические условия

на технологическое присоединение к электрической сети не выдавались.

Кроме того Правительством Забайкальского края ведутся переговоры с

инвесторами по вводу генерирующего оборудования солнечных электростанций:

- строительство Читинской СЭС, мощностью 30 МВт (ООО «Вершина

Девелопмент»). Плановая дата начала поставки мощности – 2019 год;

- строительство Борзинская СЭС, мощностью 15 МВт (ООО «Вершина

Девелопмент»). Плановая дата начала поставки мощности – 2020 год;

- строительство Агинской СЭС, мощностью 15 МВт (ООО «Вершина

Девелопмент»). Плановая дата начала поставки мощности – 2020 год.

На сегодняшний день определены места размещения, ведутся

согласительные процедуры, технические условия на технологическое

присоединение к электрической сети не выдавались.

Ввод новых электростанций, использующих местные виды топлива, в период

до 2023 года не предусматривается.

06 февраля 2018 года ПАО «Газпром» представлена Генеральная схема

газификации Забайкальского края. Схема предлагает сохранить газоснабжение

потребителей за счет использования сжиженного углеводородного газа, так как по

результатам технико-экономического анализа строительства газопроводов –

отводов от магистрального газопровода «Сила Сибири» организация

газоснабжения природным газом в текущих условиях, по мнению ПАО «Газпром»,

экономически неэффективна и возможна в случае финансирования за счет средств

бюджета с целью создания условий для социально-экономического развития

региона. Таким образом, согласно Генеральной схеме газификация Забайкальского

края природным газом со стороны ПАО «Газпром» не планируется.

В связи с отсутствием в регионе систем централизованного газоснабжения –

развитие в Забайкальском крае когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ, в том числе

перевод на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ

не предусмотрено.

8.5. Прогнозные балансы электрической энергии и мощности на

период 2018-2023 гг. Общая оценка балансовой ситуации

Балансы мощности и электроэнергии выполнены в соответствии с

«Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем»,

утвержденными Приказом Минэнерго России № 281 от 30 июня 2003 г.

Перспективные балансы мощности и электроэнергии сформированы в

соответствии с намеченной нагрузкой потребителей и прогнозируемым составом

генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Забайкальского края

на период 2018-2023 гг. Перспективные балансы мощности и электроэнергии

сформированы для двух вариантов спроса на электрическую энергию – базовый и

форсированный (целевой) вариант развития.

247

Прогноз потребления электроэнергии и мощности по территории

Забайкальского края на 2018-2023 гг. принят для базового варианта в соответствии

с прогнозом потребления электроэнергии и мощности, представленном в проекте

Схемы и программы развития ЕЭС России на 2018-2024 гг., для форсированного –

в соответствии с прогнозом, разработанным Министерством территориального

развития Забайкальского края.

Балансы мощности разработаны с учетом вводов и мероприятий по выводу

из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой

вероятностью реализации (для форсированного – в соответствии с прогнозом,

разработанным Министерством территориального развития Забайкальского края с

учетом всех вышеперечисленных СЭС).

Баланс мощности рассчитан на час прохождения собственного максимума

нагрузки энергосистемы Забайкальского края (условно декабрь). Участие

электростанций в покрытии собственного максимума нагрузки определено исходя

из условий использования максимальной мощности, готовой к несению нагрузки,

без ограничений мощности в соответствии с базовыми ограничениями

установленной мощности для декабря (ограничений установленной мощности на

электростанциях энергосистемы в декабре месяце нет). Кроме того учитывались

ограничения на использование установленной мощности ТЭЦ («запертая

мощность» – мощность электростанций, которая не может быть выдана за пределы

энергорайона (энергоузла) по сетевым ограничениям в нормальной схеме).

Величины нормируемого расчетного резерва мощности нормируются для

ЕЭС и ОЭС России в соответствии с Методическим подходом к определению

нормативных значений резерва мощности энергосистем, разработанным в составе

Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем,

прошедших в 2012 году публичное обсуждение в рамках НП «НТС ЕЭС» с

участием представителей субъектов электроэнергетики и ведущих проектных

институтов, в том числе ОАО «ТЭП», ОАО «ГазпромПромгаз», Институт

энергетических исследований РАН, ЗАО «ГУ Институт энергетической стратегии»,

НП «ИНВЭЛ», ОАО «ЭНИН», ОАО «НТЦ ФСК». Так как величина нормируемого

расчетного резерва мощности не нормируется для отдельных энергосистем, то

балансы мощности энергосистемы Забайкальского края составлены без учета

нормативного расчетного резерва, размещаемого на электростанциях ОЭС Сибири

в объеме 22% от максимальной нагрузки энергосистемы.

В качестве исходных данных при рассмотрении режимно-балансовой

ситуации учитывалось следующее:

а) Объем вводов генерирующих объектов с высокой вероятностью

реализации составит:

- 2019 г. – 45 МВт (Читинская СЭС-1 (Заря СЭС) – 15 МВт, «Балей СЭС» –

15 МВт, СЭС «Орловский ГОК» - 15 МВт);

- 2022 г. – 15 МВт. (СЭС Борзя Западная).

Для форсированного варианта кроме того:

248

- 2019 г. – 30 МВт (Читинская СЭС);

- 2020 г. – 30 МВт (Борзинская СЭС, – 15 МВт, Агинская СЭС – 15 МВт).

б) Временные ограничения установленной мощности сезонного действия, в

том числе связанных с недостатком тепловых нагрузок турбин типов «Т», «П»,

«ПТ», «Р» на электростанциях энергосистемы Забайкальского края в декабре

месяце отсутствуют.

в) Первомайская ТЭЦ – электрическая станция промышленного предприятия,

осуществляющая работу на розничном рынке электроэнергии в зимний период

(декабрь) загружена до величины максимально включенной мощности при работе

одного турбогенератора – 6 МВт по режиму обеспечения теплофикационных

нагрузок.

г) Шерловогорская ТЭЦ – электрическая станция, осуществляющая работу

на розничном рынке электроэнергии в зимний период (декабрь) загружена до

величины максимально включенной мощности – 12 МВт по режиму обеспечения

теплофикационных нагрузок.

д) Вывод из эксплуатации Приаргунской ТЭЦ с 2020 года мощностью

24 МВт.

е) Максимально-допустимый переток мощности в сечении Бурятия – Чита

для нормальной схемы в зимний период до 2018 года составляет 275 МВт.

ж) После окончания реконструкции ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская с

секционированием системы шин РУ 220 кВ в 2019 году (мероприятие

предусмотрено проектом СиПР ЕЭС России на 2018-2024 гг. со сроком реализации

в 2019 год), МДП в контролируемом сечении Бурятия – Чита для нормальной

схемы в соответствии с результатами расчетов допустимых перетоков мощности

ОТР предпроектной документации (том П2200302-3472-ЭЭС) составит 464 МВт.

з) Точка деления сети 220 кВ энергосистемы Забайкальского края с ОЭС

Востока по ТранСибу принят на ПС 220 кВ Могоча (отключены СР-1-220, СР-2-

220 на ПС 220 кВ Могоча).

и) Точка деления сети 220 кВ энергосистемы Забайкальского края с ОЭС

Востока по БАМу принят на ПС 220 кВ Куанда (отключен ЛР-220 ВЛ 220 кВ

Таксимо – Куанда (ТК-47) на ПС 220 кВ Куанда).

к) Переток мощности от ОЭС Востока в нормальной схеме составит 50 МВт

(40 МВт – потребление ПС 220 кВ Семиозерный, ПС 220 кВ Амазар, ПС 220 кВ

Чичатка, 10 МВт – потребление ПС 220 кВ Чара, ПС 220 кВ Куанда).

л) максимально допустимая нагрузка ТЭЦ ППГХО – 315 МВт при

потреблении Краснокаменского энергорайона 160 МВт и максимально-допустимом

перетоке мощности в контролируемом сечении Южный энергорайон –

Забайкальская энергосистема 155 МВт.

м) В качестве наиболее тяжелого возмущения, которое учитывается в

требованиях к устойчивости энергосистем (нормативное возмущение) в

соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем принято

– отключение одного энергоблока Харанорской ГРЭС (Блок 3 мощностью 235

249

МВт). При этом электропотребление энергосистемы снижается на величину

собственных нужд энергоблока – 15 МВт.

н) Располагаемая мощность Блока 2 Филиала «Харанорская ГРЭС» АО

«Интер РАО ‒ Электрогенерация» принята 205 МВт до конца 2018 года (до

выполнения модернизации локальной автоматики предотвращения нарушения

устойчивости (ЛАПНУ) Харанорской ГРЭС и устройств РЗА смежных подстанций).

о) Располагаемая мощность солнечных электростанций в период

прохождения максимума потребления мощности принимается равной нулю.

Баланс мощности

Прогнозный баланс мощности энергосистемы Забайкальского края на

прохождение собственного максимума нагрузки для базового варианта

электропотребления в нормальной схеме представлен в таблице 93.

Прогнозный баланс мощности энергосистемы Забайкальского края на

прохождение собственного максимума нагрузки для форсированного (целевого)

варианта электропотребления в нормальной схеме представлен в таблице 94.

Таблица 93

Прогнозный баланс мощности энергосистемы Забайкальского края на прохождение

собственного максимума нагрузки на период 2018-2023 годов, МВт


Показатель 2018 2019 2020 2021 2022 2023

СПРОС

Собственный максимум

потребления 1272 1278 1285 1305 1330 1377

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность ТЭС на

конец года, всего 1593,8 1638,8 1638,8 1614,8 1629,8 1629,8

Харанорская ГРЭС 665 665 665 665 665 665

Читинская ТЭЦ-1 452,8 452,8 452,8 452,8 452,8 452,8

Читинская ТЭЦ-2 12 12 12 12 12 12

Приаргунская ТЭЦ 24 24 24 0 0 0

Шерловогорская ТЭЦ 12 12 12 12 12 12

Эл. станции промышленных

предприятий, всего, в том числе: 428 428 428 428 428 428

ТЭЦ ППГХО 410 410 410 410 410 410

Первомайская ТЭЦ 18 18 18 18 18 18

ВИЭ 0 45 45 45 60 60

Ограничения установленной

мощности (Первомайская ТЭЦ) 12 12 12 12 12 12


мощности (Харанорская ГРЭС) 10 0 0 0 0 0


мощности (ВИЭ) 0 45 45 45 60 60

Запертая мощность ТЭЦ ППГХО

на максимум нагрузки 190 95 95 95 95 95

ИТОГО ПОКРЫТИЕ 1381,8 1486,8 1486,8 1462,8 1462,8 1462,8

Переток в сечении Бурятия – Чита

(с учетом реконструкция ПС 220

кВ Петровск-Забайкальский)

275 464 464 464 464 464

250

Переток из Амурской

энергосистемы 50 50 50 50 50 50

Отключение одного энергоблока

Харанорской ГРЭС (235-15 МВт

СН блока)

220 220 220 220 220 220

Переток из Амурской

энергосистемы через ЗБПК на ПС

220 кВ Могоча в послеаварийном

режиме

50 50 50 50 50 50

Таблица 94

Прогнозный баланс мощности энергосистемы Забайкальского края на прохождение

собственного максимума нагрузки на период 2018-2023 годов, МВт


Показатель 2018 2019 2020 2021 2022 2023

СПРОС

Собственный максимум

потребления 1277,1 1288,6 1300,2 1326,2 1356,7 1409,6

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность ТЭС на

конец года, всего 1593,8 1668,8 1698,8 1698,8 1713,8 1713,8

Харанорская ГРЭС 665 665 665 665 665 665

Читинская ТЭЦ-1 452,8 452,8 452,8 452,8 452,8 452,8

Читинская ТЭЦ-2 12 12 12 12 12 12




предприятий, всего, в том числе: 428 428 428 428 428 428

ТЭЦ ППГХО 410 410 410 410 410 410


ВИЭ 0 75 105 105 120 120 Ограничения установленной

мощности (Первомайская ТЭЦ) 12 12 12 12 12 12


мощности (Харанорская ГРЭС) 10 0 0 0 0 0


мощности (ВИЭ) 0 75 105 105 120 120

Запертая мощность ТЭЦ ППГХО на

максимум нагрузки 190 95 95 95 95 95

ИТОГО ПОКРЫТИЕ 1381,8 1486,8 1486,8 1486,8 1486,8 1486,8

Переток в сечении Бурятия – Чита (с

учетом реконструкция ПС 220 кВ

Петровск-Забайкальский) 275 464 464 464 464 464

Переток из Амурской энергосистемы 50 50 50 50 50 50

Отключение одного энергоблока

Харанорской ГРЭС 220 220 220 220 220 220

Переток из Амурской энергосистемы

через ЗБПК на ПС 220 кВ Могоча в

послеаварийном режиме 50 50 50 50 50 50

251

Выводы по балансам мощности:

1. Установленная мощность электростанций энергосистемы Забайкальского

края на период 2018-2023 годы сформирована с учетом планов по вводу новых

генерирующих мощностей и мероприятий по выводу из эксплуатации,

модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего

оборудования электростанций в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на

2018-2024 годы. Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью

реализации) на электростанциях энергосистемы в период 2018-2023 годов

предусматриваются в объеме 45,0 МВт с 2019 года и 60 МВт с 2022 года (в том

числе на ВИЭ). В форсированном варианте учтены ввод мощностей ВИЭ 75-120

МВт в период 2019-2022 годы и отсуствие инициативы собственника по выводу

генерирующего оборудования Приаргунской ТЭЦ.

2. Установленная мощность электростанций, участвующая в покрытии

потребления снижена на величину запертой мощности Краснокаменской ТЭЦ в

объеме 190 МВт в 2018 году, в объеме 95 МВт с 2019 года, мощности холодного

резерва электростанции розничного рынка – Первомайской ТЭЦ в объеме 12 МВт

(по условию режима работы теплосети и недостатка тепловых нагрузок на

турбинах типа «П» и «Р»), ограничений установленной мощности на Харанорской

ГРЭС в объеме 10 МВт в 2018 году и ограничений мощности солнечных

электростанций в период прохождения максимума нагрузок.

3. Увеличение максимально допустимого перетока в контролируемом

сечении Бурятия – Чита после реконструкции ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская с

секционированием системы шин РУ 220 кВ в 2019 году позволит увеличить объем

избыточной резервной мощности в энергосистеме Забайкальского края в период

2019-2022 годов на величину 189 МВт (увеличение МДП с 275 МВт до 464 МВт).

Величина 464 МВт определена в соответствии с результатами расчетов

допустимых перетоков мощности ОТР предпроектной документации (том

П2200302-3472-ЭЭС), разработанной по титулу «Реконструкция ПС 220 кВ

Петровск-Забайкальская с изменением схемы РУ 220 кВ (секционирование

системы шин)».

4. Собственный резерв энергосистемы для базового варианта оценивается с

избытком в 2018-2023 годах на уровне 109,8 МВт; 208,8 МВт; 201,8 МВт; 157,8

МВт; 132,8 МВт и 85,8 МВт соответственно.

5. Собственный резерв энергосистемы для форсированного (целевого)

варианта оценивается с избытком в период с 2018-2023 годах на уровне 104,7 МВт;

198,2 МВт; 186,6 МВт; 160,6 МВт; 130,1 МВт и 77,2 МВт.

6. Резерв энергосистемы с учетом внешних перетоков мощности из ОЭС

Сибири и ОЭС Востока для базового и форсированного (целевого) варианта

избыточен на протяжении всего прогнозируемого периода 2018-2023 годов и к

уровню потребления 2023 года достигает 599,8 МВт для базового варианта и 591,2

МВт для форсированного (целевого) варианта.

252

7. При выходе параметров электроэнергетического режима из области

допустимых значений при нормативном возмущении (отключении Блока 3

Харанорской ГРЭС, мощностью 235 МВт) дефицит мощности в послеаварийном

режиме при отключении Блока 3 Харанорской ГРЭС мощностью 235 МВт для

базового и форсированного (целевого) варианта по всем годам рассматриваемого

периода отсутствует.

8. Анализ баланса мощности на 2018-2023 годы показывает, что при

прогнозируемом росте потребления мощности с 1272 МВт в 2018 году до 1377

МВт в 2023 году для базового варианта и 1277,1 МВт в 2018 году до 1409,6 МВт в

2023 году для форсированного (целевого) варианта по всем годам

рассматриваемого периода до 2023 года существует достаточный резерв активной

мощности как в нормальной схеме, так и в послеаварийном режиме.

Баланс электической энергии

Балансы электрической энергии сформированы с учетом следующих

расчетных условий:

− рассмотрен вариант развития генерирующих мощностей с вводами и

мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и

перемаркировке, имеющими высокую вероятность реализации;

− потребность в электрической энергии по энергосистеме формируется

исходя из прогнозируемых величин электропотребления (в условиях отсутствия

экспорта-импорта электрической энергии);

− производство электрической энергии электростанциями энергосистемы

для обоих вариантов прогноза электропотребления разработаны с учетом вводов и

мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и

перемаркировке с высокой вероятностью реализации.

− производство электрической энергии электростанций сформировано по

предложениям генерирующих компаний, по данным проекта СиПР ЕЭС России на

2018-2024 гг.

− объем производства электрической энергии ВИЭ определен исходя из

числа часов использования установленной мощности вновь вводимых ВЭС (СЭС

(солнечные электростанции) –1800 часов/год).

Прогнозный баланс электрической энергии энергосистемы Забайкальского

края для базового варианта электропотребления представлен в таблице 95.

253

Таблица 95

Прогнозный баланс электрической энергии на период 2018-2023 годов, тыс. кВт*ч


2018 2019 2020 2021 2022 2023

СПРОС

Потребление электрической

энергии, всего 7855 7889 7949 7981 8112 8284

ПОКРЫТИЕ

Производство электрической

энергии - всего 7211,5 6589,5 7002,4 7192,2 7352,8 7530,9

Харанорская ГРЭС 3303,35 2667,30 3046,07 3292,47 3553,76 3704,77

Читинская ТЭЦ-1 2200,00 2200,00 2200,00 2200,00 2200,00 2200,00

Читинская ТЭЦ-2 68,40 68,40 68,40 68,40 68,40 68,40

Приаргунская ТЭЦ 43,40 43,40 43,40 0,00 0,00 0,00

Шерловогорская ТЭЦ 43,90 43,90 43,90 43,90 43,90 43,90


промышленных предприятий,

всего, в том числе:

1552,5 1539,5 1519,6 1506,4 1405,8 1405,8

ТЭЦ ППГХО 1543,88 1530,94 1511,00 1497,79 1397,19 1397,19

Первомайская ТЭЦ 8,60 8,60 8,60 8,60 8,60 8,60

ВИЭ 0,0 27,0 81,0 81,0 81,0 108,0

ИТОГО покрытие спроса 7211,5 6589,5 7002,4 7192,2 7352,8 7530,9


ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) -643,5 -1299,5 -946,6 -788,8 -759,2 -753,1

Переток из ОЭС Сибири 358,5 1014,5 661,6 503,8 474,2 468,1

Переток из ОЭС Востока 285,0 285,0 285,0 285,0 285,0 285,0

Сальдо перетоков

электрической энергии ( - ) -

выдача электрической

энергии, (+) - получение


энергосистемой

643,5 1299,5 946,6 788,8 759,2 753,1

Прогнозный баланс электрической энергии энергосистемы Забайкальского

края для форсированного (целевого) вариант варианта электропотребления

представлен в таблице 96.

Таблица 96

Прогнозный баланс электрической энергии на период 2018-2023 годов, тыс. кВт*ч


2018 2019 2020 2021 2022 2023

СПРОС


электрической энергии,

всего

7875,2 7930,3 8017,5 8073,7 8227,1 8424,5

254

2018 2019 2020 2021 2022 2023

ПОКРЫТИЕ


электрической энергии -

всего

7211,5 6607,5 7110,4 7343,6 7531,2 7682,3


Читинская ТЭЦ-1 2200,00 2200,00 2200,00 2200,00 2200,00 2200,00

Читинская ТЭЦ-2 68,40 68,40 68,40 68,40 68,40 68,40




предприятий, всего, в том

числе:

1552,5 1539,5 1519,6 1506,4 1405,8 1405,8

ТЭЦ ППГХО 1543,88 1530,94 1511,00 1497,79 1397,19 1397,19


ВИЭ 0,0 45,0 189,0 189,0 216,0 216,0

ИТОГО покрытие спроса 7211,5 6607,5 7110,4 7343,6 7531,2 7682,3


ИЗБЫТОК(+)/

ДЕФИЦИТ(-)

-663,7 -1322,8 -907,1 -730,1 -695,9 -742,2

Переток из ОЭС Сибири 378,7 1037,8 622,1 445,1 410,9 457,2

Переток из ОЭС Востока 285,0 285,0 285,0 285,0 285,0 285,0

Сальдо перетоков

электрической энергии ( - )

- выдача электрической

энергии, (+) - получение


энергосистемой

663,7 1322,8 907,1 730,1 695,9 742,2


энергосистемы Забайкальского края с учетом вводов и мероприятий по выводу из

эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой

вероятностью реализации представлено в таблице 97.

Годовая загрузка электростанций энергосистемы Забайкальского края для

обеспечения баланса электрической энергии характеризуется числом часов

использования установленной мощности, которое в период 2018-2023 годов

изменяется в диапазоне 4524,7-4647,7 часов/год для базового варианта и 4524,7-

4482,6 часов/год для форсированного (целевого) варианта потребления. Среднее

число часов использования установленной мощности за период 2019-2023 гг.

4392,0 часов/год для базового варианта и 4269,0 часов/год для форсированного

(целевого) варианта потребления.

255

Таблица 97


на период 2018-2023 годов, часов в год

Вариант

электропот

ребления

Показатель 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Сред за

2019-

2023

Базовый


электричес-кой

энергии

7211,5 6589,5 7002,4 7235,6 7396,2 7574,3 7159,6

Установлен-ная

мощность 1593,8 1638,8 1638,8 1614,8 1629,8 1629,8 -


использова-ния

установлен-ной

мощности

4524,7 4021,0 4272,9 4480,8 4538,1 4647,4 4392,0

Форсирован

-ный

(целевой)



энергии

7211,5 6607,5 7110,4 7343,6 7531,2 7682,3 7255,0

Установлен-ная

мощность 1593,8 1668,8 1698,8 1698,8 1713,8 1713,8 -


использова-ния

установлен-ной

мощности

4524,7 3959,5 4185,5 4322,8 4394,5 4482,6 4269,0

Выводы:

1. Для базового уровня спроса на электрическую энергию производство

электрической энергии электростанциями энергосистемы Забайкальского края

увеличится с 7211,5 млн. кВт*ч в 2018 году до 7530,9 млн. кВт*ч в 2023 году.

Собственный дефицит при этом увеличится с 643,5 млн. кВт*ч в 2018 году до

753,1 млн. кВт*ч в 2023 году.

2. Для форсированного (целевого) уровня спроса на электрическую

энергию производство электрической энергии электростанциями энергосистемы

Забайкальского края увеличится с 7211,5 млн. кВт*ч в 2018 году до 7682,3 млн.

кВт*ч в 2023 году. Собственный дефицит при этом увеличится с 633,7 млн. кВт*ч

в 2018 году до 742,2 млн. кВт*ч в 2023 году.

3. Доля выработки ВИЭ в прогнозируемой структуре выработки по

энергосистеме увеличится с 0,4 % в 2019 году до 1,4 % в 2023 году для базового

варианта и с 0,7 % в 2019 году до 2,8 % в 2023 году для форсированного варианта.

4. Величина перетоков электрической энергии от ОЭС Востока (Амурская

энергосистема) в нормальной схеме определена расчетным путем и принята на

уровне 285,0 млн. кВт*ч с 2018 года (точка деления сети 220 кВ по ТранСибу – на

ПС 220 кВ Могоча: отключены СР-1-220, СР-2-220 на ПС 220 кВ Могоча, по БАМу

256

– на ПС 220 кВ Куанда: отключен ЛР-220 ВЛ 220 кВ Таксимо – Куанда (ТК-47) на

ПС 220 кВ Куанда).

5. Производство электрической энергии электростанциями энергосистемы

Забайкальского края относительно фактической величины 2017 года (7107,7 млн.

кВт*ч) увеличится на 423,2 млн. кВт*ч (+5,95 %) в 2023 году при базовом прогнозе

потребления электрической энергии и увеличится на 574,6 млн. кВт*ч (+8,01 %)

в 2023 году – при форсированном (целевом) прогнозе потребления.

6. Годовая загрузка электростанций для обеспечения баланса

электрической энергии в форсированном (целевом) прогнозе потребления

характеризуется увеличением выработки Харанорской ГРЭС относительно

базового варианта. При этом объем выработки в период с 2018 по 2023 года

определен по условию непревышения максимальной выработки за 5-ий период

согласно графика ремонтов энергетического оборудования:

Максимальная выработка, определенная расчетным путем на основании

графика ремонтов энергетического оборудования на 2018 год составляет:

- для Харанорской ГРЭС – 5058,4 млн. кВт*ч;

- для Читинской ТЭЦ-1 – 3082,6 млн. кВт*ч.;

- для Читинской ТЭЦ-2 – 78,0 млн. кВт*ч;

- для Шерловогорской ТЭЦ – 70,7 млн. кВт*ч;

- для Приаргунской ТЭЦ – 124,5 млн. кВт*ч;

- для ТЭЦ ППГХО – 2277,1 млн. кВт*ч.

7. Величина перетоков электрической энергии от ОЭС Сибири

определяется расчетным путем, величиной покрытия возникающего дефицита

электрической энергии в целях покрытия общего уровня потребления при участии

в покрытии электростанций различных типов и сальдо перетоков от ОЭС Востока.

9. Прогноз потребления тепловой энергии

на период 2018-2023 годов

Прогноз потребления тепловой энергии городов Забайкальского края и

поселков городского типа на перспективный период 2018-2023 гг., описанный в

данной главе, сформирован на основе информации, полученной от

теплоснабжающих организаций.

Прогноз потребления тепловой энергии Забайкальского края по зонам

действия теплоисточников на период 2018-2023 гг. с выделением наиболее

крупных потребителей представлен в таблице 98.

257

Таблица 98

Прогноз потребления тепловой энергии по Забайкальскому краю

на период 2018-2023 годов, тыс. Гкал/ч

Объекты генерации, котельные

Прогноз

2018 2019 2020 2021 2022 2023

Забайкальский край, всего 10855.1 10922.5 10962,6 10982,8 10703,4 10771,6

пгт. Ясногорск, Филиал

«Харанорская ГРЭС» АО

«Интер РАО –

Электрогенерация», в т.ч.

95,3 95,3 95,3 95,3 95,3 110,8

ОАО «Коммунальник» 95,3 95,3 95,3 95,3 95,3 110,8

ЗАО «Энергопроект» 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

ООО «Разряд» 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Прочие потребители 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

г. Краснокаменск, филиал АО

«ОТЭК» в г. Краснокаменске, в

т.ч.

1181,5 1190,2 1195,4 1176,8 897,5 950,1

Юридические лица, в том числе: 782,2 774,7 764,0 745,3 466,0 518,6

ПАО «ППГХО» 637,9 603,3 591,0 572,5 293,1 345,7

Бюджетные организации 75,7 77,1 78,1 78,1 78,1 78,1


Население 399,3 415,4 431,5 431,5 431,5 431,5

По региону, Филиал ПАО «ТГК-

14»-«Читинская генерация», в

т.ч.:

2696,5 2696,5 2696,5 2696,5 2696,5 2696,5

Юридические лица, в т.ч: 1167,7 1167,7 1167,7 1167,7 1167,7 1167,7



Население 1528,9 1528,9 1528,9 1528,9 1528,9 1528,9

г. Чита, 2487,1 2379,7 2345,3 2345,3 2345,3 2345,3 Читинская ТЭЦ-1, Читинская

ТЭЦ-2

Юридические лица, в т.ч. 1138,2 1102,9 1076,7 1076,7 1076,7 1076,7



Население 1349,0 1276,8 1268,6 1268,6 1268,6 1268,6

п. Приаргунск, 94,5 92,6 88,4 88,4 88,4 88,4


Юридические лица, в т.ч.: 38,0 35,6 35,6 35,6 35,6 35,6



Население 56,5 56,9 52,9 52,9 52,9 52,9

п. Шерловая Гора, 110,9 103,2 102,0 102,0 102,0 102,0





258

Население 95,7 89,3 88,1 88,1 88,1 88,1

г. Чита, ДУ Тепловик 160.8 160.8 160.8 160.8 160.8 160.8

Юридические лица, в т.ч: 41.6 41.6 41.6 41.6 41.6 41.6

Бюджетные организации 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0

Прочие потребители 20.6 20.6 20.6 20.6 20.6 20.6

Население 119.3 119.3 119.3 119.3 119.3 119.3

п. Первомайский. Первомайская

ТЭЦ 106,8 106,8 106,8 106,8 106,8 106,8




Население 85,6 85,6 85,6 85,6 85,6 85,6

По региону, МУП котельные 6614,2 6673,0 6707,8 6746,6 6746,6 6746,6


На производственные нужды 615,3 646,9 650,2 653,4 653,4 653,4

Прочим потребителям 793,8 797,8 801,8 805,8 805,8 805,8

Население 3484,5 3502,0 3519,5 3537,1 3537,1 3537,1

Итоговые результаты по прогнозу потребления тепловой энергии

Забайкальского края представлены в таблице 99.

Таблица 99

Прогноз потребления тепловой энергии Забайкальского края

на период 2018-2023 годов

2018 2019 2020 2021 2022 2023

Среднее

значение

за 2018-

2023 гг.


тепловой энергии,

тыс. Гкал

10 849,9 10 929,0 10 962,6 10 982,8 10 703,4 10 771,6 10 866,6

Абсолютный

прирост

теплопотребления,

тыс. Гкал

-35,4 79,1 33,6 20,2 -279,3 68,2 -18,9

Среднегодовые

темпы прироста, % 1,00 0,72% 0,31% 0,18% -2,61% 0,63% 0,16

В графическом виде динамика потребления тепловой энергии

Забайкальского края в период 2018-2023 гг. представлена на рисунке 63.

259

Рис. 63. Динамика потребления тепловой энергии Забайкальского края на 2018-

2023 гг.

Величина потребления тепла по Забайкальскому краю к концу прогнозного

периода оценивается в размере 10771,6 тыс. Гкал. Снижение потребления тепловой

энергии за рассматриваемый период 2018-2023 гг. относительно фактической

величины 2017 года (10885,3 тыс. Гкал) ожидается на уровне 113,7 тыс. Гкал к 2023

году. Снижение потребления тепловой энергии в период 2018-2023 годов

относительно уровня 2017 года связано со значительным снижением потребления

тепловой энергии ПАО «ППГХО» относительно фактической величины 521,6 тыс.

Гкал в 2017 году (план 719 тыс. Гкал) до ожидаемой величины 345,749 тыс. Гкал в

2023 году.

10. Анализ наличия выполненных схем централизованного

теплоснабжения муниципальных образований Забайкальского

края. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на период

2018-2023 гг., предложения по модернизации систем

централизованного теплоснабжения

Основными предприятиями, осуществляющими централизованное

теплоснабжение потребителей в Забайкальском крае являются:

− ПАО «ТГК-14», обеспечивающее функционирование четырех ТЭЦ –

Читинской ТЭЦ-1, Читинской ТЭЦ-2, Шерловогорской ТЭЦ, Приаргунской ТЭЦ.

Суммарная установленная тепловая мощность составляет 1077 Гкал/час.

− Филиал АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске, обеспечивающий

функционирование Краснокаменской ТЭЦ, тепловая мощность которой составляет

805 Гкал/час.

− Филиал «Харанорская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация»,

обеспечивающий функционирование Харанорской ГРЭС (в основном

осуществляет выработку электрической энергии), установленная тепловая

мощность составляет 192 Гкал/час,

− АО «ЗабТЭК», обеспечивающее функционирование Первомайской ТЭЦ,

тепловая мощность которой составляет 88 Гкал/час.

10650

10750

10850

10950

11050

11150

2018 2019 2020 2021 2022 2023

Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал

260

− Предприятия различных форм собственности (ООО, ОАО, МУП)

жилищно-коммунального хозяйства Забайкальского края, обеспечивающие

функционирование 1208 источников теплоснабжения, суммарной тепловой

мощностью 5463,4 Гкал/час.

Протяженность и состояние паровых и тепловых сетейхарактеризуются на

конец 2017 года:

2013 2014 2015 2016 2017

Протяженность паровых и тепловых

сетей в двухтрубном исчислении, км 2150,8 2248,5 2291,3 2285,0 2285,0

Паровые и тепловые сети,

нуждающиеся в замене, км 652,7 582,5 681,9 644,8 644,8

Наибольшая суммарная мощность источников теплоснабжения наблюдалась

в городском округе «Город Чита» – 1640,1 Гкал/ч, наименьшая – в муниципальном

районе «Тунгиро-Олекминский район» – 1,9 Гкал/ч.

Наибольшая доля сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех

тепловых сетей наблюдался в муниципальном районе «Калганский район» – 58,9%,

в муниципальном районе «Ононский район» – 55,6%.

В Забайкальском крае на конец 2017 года 1232 источника теплоснабжения

обеспечивали теплоэнергией население и организации Забайкальского края. Их

суммарная мощность составила 5489,7 Гкал/ч.

Таблица 100

Показатели работы источников теплоснабжения

Наименование показателя 2014 2015 2016 2017

Число источников теплоснабжения, единиц 1206 1208 1231 1232

в том числе мощностью

до 3 Гкал/час 1001 996 1018 1019

Суммарная мощность, Гкал/час 5205,7 5463,4 5489,7 5489,7

Количество установленных котлов 2800 2735 2780 2780

Произведено теплоэнергии, тыс. Гкал 8597,6 8460,9 8547,9 8547,9

Отпущено теплоэнергии своим потребителям, тыс.

Гкал 6799,1 6558,3 6976,9 6976,9

из них:

населению 3697,2 3556,0 3588,4 3588,4

бюджетофинансируемым организациям 1690,7 1590,4 1724,4 1724,4

Потери теплоэнергии:

тыс. Гкал 1528,9 1555,6 1504,5 1504,5

в процентах, к подаваемой в сеть 17,5 18,3 17,7 17,7

261

Рис. 64. Удельный вес общей площади жилищного фонда, оборудованной

отоплением в 2017 году в процентах

На твердом топливе работают 97,6% общего числа источников

теплоснабжения. Среди отопительных котельных, отпускающих тепло и горячую

воду для населения и объектов социальной сферы, преобладают мелкие,

малоэффективные: в 2017 году 82,7% котельных мощностью до 3 Гкал/час

выработали лишь 14,3% общего объема тепла. Такие котельные обеспечивают

теплом и горячей водой население и объекты социальной сферы муниципальных

районов: «Газимуро-Заводский район», «Нерчинско-Заводский район», «Ононский

район», «Тунгиро-Олекминский район», «Шелопунинский район».

Количество котлов (энергоустановок) в период с 2013 по 2017 годы с

разделением по районам Забайкальского края представлено в таблице 101.

Показатели теплоснабжения объектов жилищно-коммунального и

социального назначения в 2017 году представлены в таблице 102.

Город Чита; 85,7

Город Петровск-Забайкальский;

51,2

Балейский район; 19,6

Борзинский район; 55,5 Газимуро-

Заводский район; 7

Забайкальский район; 60,7

Каларский район; 70,4

Калганский район; 8,3

Карымский район; 28,1 Город

Краснокаменск и Краснокаменский

район; 89,1 Красночикойский

район; 5,9

Могочинский район; 44,6

Нерчинский район; 28,4

Оловяннинский район; 52

Ононский район; 9,4

Петровск-Забайкальский

район; 11,8

Приаргунский район; 30

Сретенский район; 31,5

Тунгокоченский район; 30

Улетовский район; 12,8

Хилокский район; 23,9

Чернышевский район; 40,1

Читинский район; 34,9

Шилкинский район; 46,6

Агинский Бурятский округ;

13

Поселок Агинское; 26,6

Агинский район; 25,8

262

Таблица 101

Количество котлов (энергоустановок) (на конец года; единиц) Городской округ,

муниципальный район 2013 2014 2015 2016 2017

Забайкальский край 2725 2800 2735 2735 2735

Город Чита 403 381 259 259 259

Город Петровск-Забайкальский 45 61 45 45 45

Акшинский район 52 54 54 54 54

Александрово-Заводский район 28 29 29 29 29

Балейский район 61 57 63 63 63

Борзинский район 88 98 87 87 87

Газимуро-Заводский район 29 27 36 36 36

Забайкальский район 27 27 21 21 21

Каларский район 21 21 23 23 23

Калганский район 34 17 43 43 43

Карымский район 83 126 123 123 123

Город Краснокаменск и

Краснокаменский район 37 35 29 29 29

Красночикойский район 71 66 80 80 80

Кыринский район 75 75 115 115 115

Могочинский район 103 106 104 104 104

Нерчинский район 131 126 132 132 132

Нерчинско-Заводский район 63 64 63 63 63

Оловяннинский район 119 139 96 96 96

Ононский район 71 68 69 69 69

Петровск-Забайкальский район 56 57 54 54 54

Приаргунский район 16 19 19 19 19

Сретенский район 106 111 82 82 82

Тунгиро-Олекминский район 6 6 6 6 6

Тунгокоченский район 57 60 62 62 62

Улетовский район 59 56 88 88 88

Хилокский район 126 105 96 96 96

Чернышевский район 160 164 169 169 169

Читинский район 247 257 270 270 270

Шелопугинский район 28 20 15 15 15

Шилкинский район 24 46 47 47 47

Агинский Бурятский округ 278 269 311 311 311

Поселок Агинское 43 41 41 41 41

Агинский район 72 71 73 73 73

Дульдургинский район 74 69 65 65 65

Могойтуйский район 89 88 132 132 132

Не распределено 21 53 45 45 45

263

Таблица 102

Теплоснабжение объектов жилищно-коммунального

и социального назначения в 2017 году

Городской округ,

муниципальный район

Число

источни-

ков теп-

лоснаб-

жения,

единиц

Суммар-

ная мощ-

ность,

Гкал/час


тепловых и паровых

сетей в двухтрубном

исчислении, км

Произве-

дено

тепловой

энергии,

тыс. Гкал всего из них нуж-

дающихся в

замене

Забайкальский край 1232 5489,7 2285,0 644,8 8547,9

Город Чита 77 1636,4 460,5 181,4 3308,3

Город Петровск-Забайкальский 18 179,3 66,7 17,9 130,7

Акшинский район 38 24,4 6,7 1,9 25,7


район 17 9,1 3,5 0,1 11,0

Балейский район 36 59,1 49,6 14,4 68,6

Борзинский район 33 206,6 131,8 34,9 398,7

Газимуро-Заводский район 23 13,3 4,7 - 16,9

Забайкальский район 8 42,3 40,5 14,4 97,8

Каларский район 8 172,1 59,7 14,0 181,6

Калганский район 31 64,8 26,3 15,6 16,5

Карымский район 40 152,2 53,6 6,6 204,9

Город Краснокаменск и

Краснокаменский район 7 1094,2 250,6 17,7 1794,6

Красночикойский район 34 35,5 15,6 4,4 49,6

Кыринский район 66 64,7 6,2 2,1 24,6

Могочинский район 35 99,4 58,2 19,5 132,3

Нерчинский район 71 103,1 41,2 8,8 96,3

Нерчинско-Заводский район 42 16,3 1,2 - 18,2

Оловяннинский район 45 87,4 181,0 42,0 130,2

Ононский район 25 29,7 13,7 7,7 31,3

Петровск-Забайкальский

район 43 60,0 10,4 2,1 33,3

Приаргунский район 31 132,8 62,4 12,5 172,6

Сретенский район 45 64,7 40,2 5,3 108,1

Тунгиро-Олекминский район 3 1,9 1,0 0,2 2,1

Тунгокоченский район 33 61,2 33,2 10,4 38,2

Улетовский район 60 62,5 26,7 6,5 49,7

Хилокский район 40 86,7 38,1 13,1 93,8

Чернышевский район 69 179,2 138,2 11,0 187,8

Читинский район 96 240,3 159,0 73,6 356,9

Шелопугинский район 10 14,1 3,5 0,4 10,1

Шилкинский район 19 153,4 130,0 55,4 291,0

Агинский Бурятский округ 121 239,9 111,2 13,9 234,8

264

Городской округ,

муниципальный район

Число

источни-

ков теп-

лоснаб-

жения,

единиц

Суммар-

ная мощ-

ность,

Гкал/час


тепловых и паровых

сетей в двухтрубном

исчислении, км

Произве-

дено

тепловой

энергии,

тыс. Гкал всего из них нуж-

дающихся в

замене

Поселок Агинское 12 64,4 41,4 0,4 60,0

Агинский район 36 57,4 21,1 8,8 61,1

Дульдургинский район 19 33,0 6,1 - 23,4

Могойтуйский район 54 85,1 42,6 4,7 90,3

По предварительной оценке, износ систем теплоснабжения составляет 70 %.

Вследствие износа объектов коммунальной инфраструктуры суммарные потери в

тепловых сетях достигают 30 % произведенной тепловой энергии.

Значительная степень износа основных фондов приводит к высокой

аварийности, низкому коэффициенту полезного действия мощностей. Вследствие

износа объектов коммунальной инфраструктуры суммарные потери в тепловых

сетях достигают 30 % произведенной тепловой энергии. Потери, связанные с

утечками теплоносителя из-за коррозии труб, составляют 15-20 %. Следствием

высокого износа и технологической отсталости объектов коммунальной

инфраструктуры является низкое качество предоставления коммунальных услуг, не

соответствующее запросам потребителей.

Значительные потери тепла стали неизбежными в связи с

неудовлетворительным техническим состоянием паровых и тепловых сетей, 28,2%

общего протяжения которых нуждается в замене. Потери тепловой энергии на

сетях составили 1414,2 тыс. Гкал, или 94% общих потерь тепла. При этом замена

непригодных сетей происходит медленно.

В 2017 году выполнены работы по капитальному ремонту 196 котельных,

капитальному ремонту, реконструкции, замене 117,2 км ветхих тепловых сетей,

проведена замена 50 котлов и другого оборудования (в 2016 году заменены ветхие

тепловые сети протяженностью 127,4 км и 55 котлов; в 2015 году заменены ветхие

тепловые сети протяженностью 121,1 км и 50 котлов).

Стабилизировалась работа объектов ЖКХ в наиболее «проблемных»

населѐнных пунктах, таких как: город Шилка, посѐлках - Золотореченск, Жирекен,

Букачача, Ясная, Первомайск, Дровяная, Забайкальск.

В 2017 году в пгт. Кличка введена в эксплуатацию новая модульная

котельная, вторая котельная подверглась полной реконструкции, а также была

проведена заменена порядка 2,0 км магистральных теплотрасс. Благодаря

реализации данных мероприятий в настоящее время температурный режим

теплоснабжения в пгт. Кличка соответствует установленным норам.

265

Ввод объектов коммунальной инфраструктуры, происходит в

незначительных объемах:

2013 2014 2015 2016 2017

Теплоснабжение:

Гкал в час - 3,0 40,9 21,5 1,6

сети, км 0,2 - 0,5 1,6 -

В 2013-2017 годах осуществлялись следующие проекты по модернизации

систем теплоснабжения сельского поселения «Яснинское» Оловяннинского района,

пгт. Вершино-Дарасунский, Тунгокоченский район;

Проведена реконструкция дамбы пруда-накопителя в городском поселении

«Жирекенское» Чернышевского района.

Значительно улучшено теплоснабжение в населенных пунктах: Петровск-

Забайкальский, Хилок, Нерчинск, Борзя, Могоча, Балей; поселках: Песчанка,

Даурия, Забайкальск, Кокуй, Вершино-Дарасунский, Карымская, Новая Чара,

Оловянная, Шилка, Могойтуй, Агинское, Новоорловский, Атамановка.

В сентябре 2013 года запущена в работу котельная в г. Шилка, закрыто

шесть нерентабельных котельных.

В рамках реализации мероприятий подпрограммы «Модернизация объектов

коммунальной инфраструктуры» федеральной целевой программы «Жилище» на

2011–2015 годы введен в эксплуатацию объект «Реконструкция сетей

водоснабжения, очистных и канализационных сетей в. Чите – канализационные

очистные сооружение (расширение), г. Чита (II - очередь)».

В целом за 5 прошедших лет потребность твердого топлива снизилась на

476,5 тыс. тонн или 578,0 млн. рублей за счет снижения энергоемкости

оборудования снижено потребление электроэнергии на 10-15%. Заменено 224

котла, что позволило повысить коэффициент полезного действия котлов с 60 до 80

процентов, это позволило увеличить выработку тепловой энергии на 109 тыс. Гкал,

или 119,9 млн. рублей.

Замена тепловых сетей 48,2 км (в 2-х трубном исчислении) с применением

новейших технологий прокладки тепловых сетей позволила снизить потери тепла

до потребителя с 15,2 до 13,5 процентов, это позволило уменьшить утечки горячей

воды на 80 тыс. куб м.

В рамках реализации мероприятий краевой долгосрочной целевой

программы «Чистая вода Забайкальского края (2011 – 2015 годы)» также

осуществлялось реконструкция объекта «Очистные сооружения хозяйственно-

бытовых стоков с канализационными сетями в г. Борзя».

В рамках мероприятий по развитию коммунальной инфраструктуры в

городском поселении «Первомайское» проводились работы по строительству сетей

теплоснабжения.

В рамках подготовки объектов коммунальной инфраструктуры к осенне-

зимнему периоду за 2013-2015 годы капитально отремонтировано 228 котельных,

266

149,8 км тепловых сетей, 110,9 км водопроводных сетей. Капитальный ремонт и

замена систем коммунальной инфраструктуры позволили снизить долю утечек и

неучтенного расхода воды в суммарном объеме воды, поданной в сеть, на 0,5 %,

долю потерь тепловой энергии в суммарном объеме отпуска тепловой энергии – на

0,4 %.

Основные направления развития и модернизации системы теплоснабжения

Забайкальского края предусматривают:

− повышение защитных характеристик теплотрасс;

− повышение надежности и эффективности работы системы теплоснабжения,

развитие тепловых сетей и при необходимости – строительства

дополнительных тепловых установок;

− модернизацию существующих магистральных и внутриквартальных тепловых

сетей (с увеличением диаметра трубопроводов) и строительство новых

тепловых сетей для присоединения потребителей к сетям централизованного

теплоснабжения;

− реконструкцию генерирующих мощностей для увеличения отпуска тепла от

источников теплоснабжения;

− планомерный капитальный ремонт внутридомовых сетей теплоснабжения.

В целях модернизации и развития систем централизованного

теплоснабжения, закрытия нерентабельных котельных на период 2017-2022 годов

предполагается реализация следующих мероприятий:

− продолжение реализации проекта «Создание промышленного парка в

пос. Могойтуй», в рамках которого предусмотрены котельная, водонапорная

башня, система канализации с локальными очистными сооружениями,

тепловые сети;

− реконструкция тепловых сетей, сетей водопровода и канализации в

населенных пунктах Забайкальского края;

− продолжение работ по налаживанию теплового режима и устранению утечек в

поселках Забайкальского края;

− реконструкция магистральных и внутриквартальных тепловых сетей в г. Чите.

На 2018 год намечены к исполнению следующие основные мероприятия,

касающиеся объектов ЖКХ в 112 населѐнных пунктов Забайкальского края:

− капитальный ремонт основного и вспомогательного оборудования, зданий и

сооружений котельных в количестве 103 единиц, в том числе полная замена

котлов в количестве 101 единицы;

− проведение капитального ремонта сетей теплоснабжения с полной заменой

аварийных участков в объѐме 24 450 метров;

Учитывая рост аварийности на сетях теплоснабжения на территории

городского округа «Город Чита», по поручению Губернатора Забайкальского края

впервые за всѐ время реализации мероприятий по подготовке к ОЗП

государственной программы Забайкальского края «Развитие жилищно-

коммунального хозяйства Забайкальского края», утвержденной постановлением

267

Правительства Забайкальского края от 30 декабря 2015 года № 650, были

включены объекты ЖКХ городского округа «Город Чита» финансирование

которых планируется за счѐт средств краевого бюджета на сумму 29,7 млн. рублей.

Модернизация системы централизованного теплоснабжение г. Читы

Основные направления развития и модернизации системы теплоснабжения г.

Читы предусматривают:

− повышение защитных характеристик теплотрасс;

− повышение надежности и эффективности работы системы

теплоснабжения, развитие тепловых сетей и при необходимости – строительства

дополнительных тепловых установок;

− модернизацию существующих магистральных и внутриквартальных

тепловых сетей (с увеличением диаметра трубопроводов) и строительство новых

тепловых сетей для присоединения потребителей к сетям централизованного

теплоснабжения;

− реконструкцию генерирующих мощностей для увеличения отпуска тепла

от источников теплоснабжения;

− планомерный капитальный ремонт внутридомовых сетей

теплоснабжения.

Мероприятия по повышению надежности и эффективности работы

теплосетей предусматривают замену устаревшей арматуры на шаровую, замену

компенсаторов теплового расширения труб на сильфонные, перекладку

изношенных труб на трубы необходимых диаметров с применением

предварительной изоляции, строительство и реконструкцию насосных станций и

тепловых пунктов.

К настоящему времени разработана и утверждена в установленном порядке

следующая градостроительная документация, конкретизирующая основные

положения действующего генерального плана города и позволяющая осуществлять

комплексную застройку, как на свободной территории, так и в условиях

реконструкции:

− проект планировки территории в границах улиц Гаюсана, Красной

Звезды, Народной и реки Чита в Центральном административном районе;

− проект планировки территории в границах улиц Бабушкина, Кирова,

Верхоленской и обводной автодороги в Ингодинском административном районе;

− проект планировки территории в границах улиц Новобульварной,

Шилова, Коханского и Богомягкова в Центральном административном районе;

− проект планировки территории микрорайона № 10-Д по улице

Магистральной, в Железнодорожном административном районе;

− проект планировки территории в границах улиц Новобульварной,

Шилова и Нагорной, в Центральном административном районе;

− проект планировки территории микрорайона № 9 поселка

Текстильщиков, в Черновском административном районе.

268

В соответствии с разработанной и утвержденной в установленном порядке

градостроительной документацией продолжается строительство двух крупных

жилых комплексов в микрорайоне «Девичья сопка», в Черновском

административном районе и в поселке Каштак в Центральном административном

районе. В частности строительство жилья в микрорайоне «Девичья сопка» и улице

Космонавтов, в Черновском административном районе относится к

экономическому классу. Строительство жилья экономического класса также

предполагается в районе улиц Базовских на берегу реки Чита (район школы № 17).

В целях малоэтажного жилищного строительства разрешена разработка

проектов планировки в пределах территории, прилегающей, с северной и юго-

восточной сторон к поселку Кутузовка, в Черновском административном районе.

Разработан и находится в стадии согласования проект планировки

территории вдоль федеральной автодороги М-55, на участке между рекой Чита и

озером Угдан, в Железнодорожном административном районе.

Предоставление земельных участков планируется осуществлять с условием

их комплексного освоения. Для комплексного освоения разработана документация

по застройке индивидуальными жилыми домами территории микрорайона

«Мирный» в поселке Восточном, в Черновском административном районе.

Для комплексного освоения земельных участков в целях жилищного

строительства начата работа по разработке проекта планировки микрорайона № 7 в

поселке Текстильщиков, в Черновском административном районе, а также

микрорайон школы № 17, в Железнодорожном административном районе.

Также на территории городского округа планируется многочисленное

точечное строительство на местах сноса ветхого жилья и свободных к застройке

площадках.

В перспективе на период 2017-2021 г.г., учитывая имеющийся перечень

планируемых к строительству объектов точечной и комплексной застройки,

планируется подключение новых потребителей на общую тепловую нагрузку

около 70 Гкал/ч.

Новое строительство тепловых сетей на мелких котельных в городе чита на

период 2017-2022 гг. не предусматривается.

Перечень мероприятий, выполнение которых направлено на устранение

проблемных узлов системы теплоснабжения и покрытие дефицита тепловой

мощности в городе Чите на период 2017-2022 гг. представлен в таблице 102.

Схема централизованного теплоснабжения и теплоснабжения от

ведомственных котельных г. Читы представлена в Приложении Е.

269

Таблица 102

Перечень мероприятий, направлено на устранение проблемных узлов системы

теплоснабжения и покрытие дефицита

тепловой мощности в городе Чите на период 2018-2023 годов

№

п/п Наименование показателя 2018 2019 2020 2021 2022 2023

1 Реконструкция теплотрассы Ду300/350мм на

Ду400мм в 6 мкр. от ТК-4-4-2 до УТ-1

2 Реконструкция теплотрассы Ду500 на Ду600 по

ул.Шилова от ТК-8-4 до ТК-8-9 (2 этап)

3

Реконструкция ЦТП-3 с заменой ВВП и насосного

оборудования для подключения ж/д по ул. 1-я

Каштакская,3

4 Рек-ция теплотрассы Ду700 на Ду800 в 7 мкр. от

УТ-1 до П-3-1

5

Реконструкция теплотрассы Ду80/65мм на

Ду100/80мм по ул. Труда от ТК-3-6-6 до ТК-36-6-1

и до ИТП

6 Реконструкция ЦТП-25 с заменой двух блоков ВВП

7

Реконструкция теплотрассы Ду80мм на

Ду125/100мм в 5 мкр. от ТК-4-6-2 до ТК-4-6-2-1, от

ТК-4-6-2-1

8 Реконструкция теплосети по ул. Анохина-

Кастринская с реконструкцией ТК-10-9-5-1

9 Реконструкция теплосети по ул. Бабушкина-

Богомягкова с реконструкцией ТК-2-14

10

Реконструкция теплосети Ду400мм на Ду500мм от

ТК-9-11-0б до ТК-9-11-0а, Ду200мм на Ду300мм от

УТ-1 до ТК-9-11-5б-3а, Ду400 на Ду500 от ТК-9-11

до ТК-9-11-0б по ул. Нечаева-Матвеева

11

Реконструкция теплосети Ду80, 50 на Ду100 от ТК-

7 до УТ-1 для подключения жилого дома по ул.

Улетовская, 2 (с нагрузкой до 0,1 Гкал/ч)

12

Реконструкция тепловой сети от УТ-1 до ТК-"ВВ"

по ул. Энергетиков с Ду700 мм на Ду 800мм

протяжѐнностью 454 м.

13

Реконструкция тепловой сети Ду800мм на Ду 1000

мм от УТ-1 до ТК-3-2 в районе ул. Ивановской


14

Реконструкция тепловой сети Ду200мм на

Ду300ммот УП до УТ-4 по ул. Шилова


15

Реконструкция тепловой сети от ТК-8-9-2-4-1 до

ТК-8-9-2-4-2 на перекрѐстке ул. Шилова-

Коханского протяжѐнностью 115 м.

16 Реконструкция тепловой сети от УТ-9-11-5б-2а до

УТ-1 по ул. Матвеева протяжѐнностью 130 м.

17 Реконструкция тепловой сети от ТК-13-15 до УТ-1

по ул. Недорезова протяжѐнностью 125 м.

18 Реконструкция тепловой сети от ТК-13-10а до ТК-

13-11 по ул. Недорезова протяжѐнностью 380 м.

19 Реконструкция тепловой сети от ТК-15-9-1 до жд

Бекетова, 38 по ул. Бекетова протяжѐнностью 48 м.

20 Реконструкиця тепловой сети от ТК-8-4-1 до ТК-8-

4-3 по ул. Тимирязева протяжѐнностью 155 м.

270

21 Реконструкция тепловой сети от ТК-8-4-3 до ТК-8-

4-5 по ул. Тимирязева протяжѐнностью 25 м.

22 Реконструкция тепловой сети от ТК-13-11 до ТК-

13-11-1 по ул. Недорезова протяжѐнностью 30 м.

23 Реконструкция тепловой сети от ТК-13-11-1 до ТК-

13-11-2 по ул. 3-я Малая протяжѐнностью 115 м.

24 Реконструкция тепловой сети от ТК-3-1-5-1 до ТК-

3-1-5-2 в 3 мкр. протяжѐнностью 90 м.

25 Реконструкция тепловой сети от ТК-9-11 до ТК-9-

11-0а по ул. Нечаева протяжѐнностью 245 м.

26 Реконструкция тепловой сети от ТК-9-11-0а до

ТК9-11-0 по ул. Нечаева протяжѐнностью 145 м.

27 Реконструкция тепловой сети от П-2-7 до УРГ по

ул. Бабушкина протяжѐнностью 596 м.

28 Реконструкция тепловой сети от ТЭЦ-1 до П-2-5Б

(2 этап) протяжѐнностью 243 м.

29 Реконструкция тепловой сети ТЭЦ-2-Город от ул.

Лазо до ул. Аянская протяжѐнностью 125 м.

Модернизация системы централизованного теплоснабжение


В городском поселении «Город Краснокаменск» в настоящее время

единственным источником теплоснабжения является Краснокаменская ТЭЦ

(филиал АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске). В перспективе документами

территориального планирования теплоснабжение города также предусматривается

от ТЭЦ ППГХО. В филиале АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске разработана и

реализуется программа по энергосбережению и повышению энергетической

эффективности деятельности предприятия, в том числе теплоэлектроцентрали.

Основными задачами указанной программы являются:

- повышение конкурентоспособности продукции за счет уменьшения

удельного потребления энергоресурсов на единицу выпускаемой продукции;

- повышение уровня рационального использования топлива и энергии за

счет широкого внедрения энергосберегающих технологий и оборудования;

- мониторинг энергопотребления и разработка механизмов

стимулирования эффективного использования топливно-энергетических ресурсов.

В частности, применительно к производству и передаче тепловой энергии в

программе по энергосбережению и повышению энергетической эффективности

предусмотрены следующие мероприятия:

- переход на оптимальное распределение режимов эксплуатации

оборудования ТЭЦ ППГХО;

- совершенствование технологии сжигания жидкого топлива (в том числе

автоматизация режима горения топлива и использование отработанного моторного

и трансформаторного масла для растопки пылеугольного котла и для стабилизации

горения (подсветки) пылеугольного факела);

- модернизация системы ХВО (внедрение технологии обратного осмоса);

- внедрение автоматики управления приточными системами;

271

- замена изоляции на паропроводах;

- внедрение систем рекуперации тепла;

- установка автоматизированных систем учета и потребления пара;

- внедрение частотного регулирования;

- оптимизация использования электроэнергии (в том числе установка

энергосберегающих систем на трансформаторных подстанциях, снижение потерь

электроэнергии за счет отключения одного трансформаторов на 2-х

трансформаторных подстанциях, снижение технических потерь электроэнергии за

счет внедрения электропроводящей смазки для контактов, приведение в

соответствие с НТД состояния контактов, болтовых соединений и

электрооборудования ПС, ТП, РП, модернизация систем освещения).

Реализация вышеуказанных мероприятий позволит повысить

энергоэффективность теплоснабжения городского поселения «Город

Краснокаменск», оптимизировать расходы потребителей на теплоснабжение.

Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей


С целью повышения надежности и сокращения потерь подлежат замене в

соответствии со степенью износа существующие магистральные тепловые сети. В

частности, на отдельных участках необходимо восстановление тепловой изоляции

магистральных теплосетей, замена запорной арматуры, восстановление тепловых

камер, колодцев и опор, а также необходимо произвести работы по регулировке

систем теплоснабжения с привлечением специализированной организации.

Для подключения объектов нового строительства к системе теплоснабжения

строительство дополнительных мощностей теплоисточника не требуется. В период

2018-2023 годов предусматривается строительство новых распределительных

тепловых сетей в соответствии с очерѐдностью ввода новой жилой и культурно-

досуговой застройки.

Развитие системы теплоснабжения городского поселения «Город

Краснокаменск» предлагается осуществлять с учетом сохранения применяемого

температурного графика отпуска тепловой энергии потребителям.

В целях исполнения законодательства Российской Федерации в части

перехода от открытой системы теплоснабжения к закрытой, а также для

обеспечения потребителей в жилищном фонде городского поселения «Город

Краснокаменск» коммунальными услугами отопления и горячего водоснабжения

надлежащего качества планируется реализовать мероприятия по модернизации

внутридомовых систем отопления и горячего водоснабжения.

Кроме того, будут реализовываться мероприятия для подключения новых

потребителей. Теплосетевая организация обеспечивает прокладку сетей

теплоснабжения до границ участков застройки. От границ участка застройки и

непосредственно до объектов строительства прокладку необходимых

коммуникаций осуществляет застройщик.

272

Состав мероприятий строительству и реконструкции тепловых сетей на

конкретном объекте будет детализироваться после разработки проектной

документации (при необходимости после проведения энергетических

обследований).

Основные инвестиционные проекты по техническому перевооружению

тепловых сетей г. Краснокаменска в период 2018-2023 годов:

- Замена тепловой изоляции теплотрасс надземной прокладки в

микрорайонах 2, 5, 6 и в коммунальной зоне города.

- Замена изношенных сетей теплоснабжения в микрорайоне 2.

- Оборудование многоквартирных домов приборами учета тепловой

энергии.

- Замена изношенных сетей теплоснабжения в микрорайонах 3, 4 А,4 Б, 5.

- Прокладка сетей теплоснабжения Ду=300 в проходных каналах.

- Строительство тепловой сети Ду=100, Ду=80.

Таблица103

Основные инвестиционные проекты по техническому перевооружению

тепловых сетей г. Краснокаменска

№

п/п

Инвестицион-

ные проекты

Цели реализации

проекта

Ед.

изм.

Год

2018 2019 2020 2021 2022 2023

1

Выполнение

наладки тепловых

сетей

г. Краснокаменска

Обеспечение

оптимального

режима работы

тепловых сетей

ед. 1 - - - - -

2

Оборудование

многоквартирных

домов приборами

учета тепловой

энергии

Обеспечение

приборного учета

реализации тепловой

энергии; выполнение

требований

законодательства в

сфере

энергосбережения

ед. 25 25 25 25 - -

3

Замена изношенных

сетей

теплоснабжения в

микрорайоне 5


Повышение

надежности и

энергоэффективности

передачи тепловой

энергии

п. м - - - - - 1250

4


сетей




Повышение




энергии

п. м - - - - 1600 1050

5


сетей




Повышение




энергии

п. м 1350 300 - - - -

6


сетей




Повышение




энергии

п. м 900 - - - - -

273

7

Замена

магистральных

теплотрасс в

проходных каналах

Повышение




энергии

п. м - 2000 2250 2250 650 -

8.

Прокладка сетей

теплоснабжения

Ду=300 в

проходных каналах

Закольцовка

магистральных сетей

теплоснабжения для

повышения

надежности передачи

тепловой энергии



п. м - 60 60 60 60 60

Схема теплоснабжения Краснокаменского энергорайона представлена в

Приложении Ж.

11. Потребность электрических станций и котельных

энергосистемы в топливе.

Прогнозный топливно-энергетический баланс энергосистемы


При определении потребности электростанций в различных видах топлива

учитываются режимы работы ТЭС, характеристики действующего, виды

установленного для ТЭС топлива, существующее состояние топливоснабжения.

Оценка потребности электростанций энергосистемы в органическом топливе

формируется исходя из намечаемых уровней производства электрической энергии

для базового варианта электропотребления.

Динамика добычи Забайкальского края и потребления углей

электростанциями энергосистемы на перспективный период 2018-2023

представлена в таблице 104.

Таблица 104

Динамика добычи и структура потребления угля на территории

Забайкальского края на период 2018-2023 гг.

№

п/п

Показатели, 2018 2019 2020 2021 2022 2023

тыс. т угля

1 Добыча всего: в том

числе: 21136.5 21736.5 21877 21882 21932 21932

Разрез Харанорский 3200 3300 3437 3437 3437 3437

Разрез Татауровский

(Восточный) 1250 1250 1250 1250 1250 1250

Разрез Уртуйский 3500 3500 3500 3500 3500 3500

Разрез Тугнуйский 12000 12000 12000 12000 12000 12000

Апсатское

месторождение 500 1000 1000 1000 1000 1000

Разрез Тигнинский 300 300 300 300 300 300

Малые предприятия 386.5 386.5 390 395 445 445

274

2


тепловыми

электрическими

станциями всего: в

том числе:

10502.7 10495.2 10485.9 10489.3 10380.6 10380.6

Всего ТЭС, ГРЭС 6757.674 6750.171 6740.851 6744.311 6635.611 6635.611

Филиал ПАО «ТГК-

14» -"Читинская

генерация"

2905.074 2905.071 2905.071 2905.071 2905.071 2905.071

Харанорский 2079 2078.997 2078.997 2078.997 2078.997 2078.997

Татауровский 826.074 826.074 826.074 826.074 826.074 826.074

Уртуйский 0 0 0 0 0 0

Тигнинский 0 0 0 0 0 0

Из других регионов 0 0 0 0 0 0

Харанорская ГРЭС 2419.99 2425.15 2434.83 2446.79 2453 2453

Харанорский 1353.8 1356.7 1362.12 1368.8 1372.3 1372.3

Уртуйский 1066.19 1068.45 1072.71 1077.99 1080.7 1080.7

Татауровский 0 0 0 0 0 0

Тигнинский 0 0 0 0 0 0

Из других регионов 0 0 0 0 0 0

ТЭЦ ППГХО 1370.66 1358 1339 1330.5 1215.59 1215.59

Уртуйский 1370.66 1358 1339 1330.5 1215.59 1215.59

Первомайская ТЭЦ 61.95 61.95 61.95 61.95 61.95 61.95

Харанорский 60.91 60.91 60.91 60.91 60.91 60.91

Из других регионов 1.04 1.04 1.04 1.04 1.04 1.04

3 Отгрузка за пределы

края 10633.8 11241.3 11391.1 11392.7 11551.4 11551.4

Структура потребления топлива на прогнозируемый период 2018-2023 гг. не

меняется, основную его долю составляет уголь более 99%.

К концу рассматриваемого периода (2023 год) суммарная потребность в

топливе по электростанциям и котельным энергосистемы Забайкальского края

составит 10380,6 тыс. т. Потребление углей электростанциями энергосистемы в

период 2018-2023 годов изменяется в пределах от 10502,7 тыс. т. (в 2018 г.) до

величины 10380,6 тыс. т. (в 2023 г.). При этом в течении всего прогнозного периода

добыча топлива угольными разрезами Забайкальского края возрастет. Отгрузка

угля за пределы края к 2023 году увеличится до 11551,4 тыс. т., что больше

фактической отгруженной в 2017 году (11368 тыс. т.) на величину 183,4 тыс. т.

Прогноз добычи угля в Забайкальском крае в период 2018-2023 годов

представлен на рисунке 65.

Единый прогнозный топливно-энергетический баланс Забайкальского края

для базового варианта электропотребления на период 2018-2023 гг. представлен в

таблицах 105 и 106.

275

Рис. 65. Прогноз добычи угля в Забайкальском крае

Таблица 105

Единый топливно-энергетический баланс Забайкальского края на период 2018-2023

гг. по прогнозам АО «СО ЕЭС» в соответствии с проектом Схемы и программы

развития Единой энергетической системы России на 2018-2024 годы

№

п/п Показатель баланса 2018 2019 2020 2021 2022 2023

1. Электропотребление,

млн. кВт*ч, в т.ч.: 1516.4 1519.1 1521.8 1524.7 1530.2 1530.8


Читинская ТЭЦ-1 280.6 281.6 282.6 283.6 285.3 285.3

ТЭЦ ППГХО 892 892.9 893.8 894.8 897.3 897.7

Читинская ТЭЦ-2 12 12 12 12 12 12




2. Выработка, млн.

кВт*ч 7211.53 6562.54 6877,96 7111,16 7271,85 7422,85


Читинская ТЭЦ-1 2200.00 2200.00 2200.00 2200.00 2200.00 2200.00

ТЭЦ ППГХО 1543.88 1530.94 1511.00 1497.79 1397.19 1397.19

Приаргунская ТЭЦ 43.40 43.40 0,0 0,0 0,0 0,0

Читинская ТЭЦ-2 68.40 68.40 68.40 68.40 68.40 68.40

Шерловогорская ТЭЦ 43.90 43.90 43.90 43.90 43.90 43.90


3. Отпуск тепла, тыс.

Гкал 4036.99 4034.28 4017.43 4007.21 3927.92 3927.92


Читинская ТЭЦ-1,

ТЭЦ-2 2345.23 2345.23 2345.23 2345.23 2345.23 2345.23

ТЭЦ ППГХО 1299.32 1296.62 1279.77 1269.55 1190.26 1190.26




21136,5

21736,5 21877 21882 21932

21932

2018 2019 2020 2021 2022 2023

Добыча всего

276

4. Приход угля, тыс. 5931.67 5924.17 5914.85 5918.34 5809.55 5809.55


Читинская ТЭЦ-1 1708.22 1708.22 1708.22 1708.22 1708.22 1708.22

ТЭЦ ППГХО 1370.66 1358.00 1339.00 1330.50 1215.60 1215.60


Читинская ТЭЦ-2 203.50 203.50 203.50 203.50 203.50 203.50



5. Расход угля, тыс. т. 5308.67 5410.27 5355.75 5408.34 5235.75 5299.55


Читинская ТЭЦ-1 1518.42 1571.32 1551.12 1561.52 1555.22 1571.52

ТЭЦ ППГХО 1200.46 1174.50 1175.20 1186.50 1041.40 1061.20


Читинская ТЭЦ-2 179.10 183.10 177.10 176.10 175.10 179.10



6. Остаток угля, тыс. т 623 513.9 559.1 510 573.8 510


Читинская ТЭЦ-1 189.8 136.9 157.1 146.7 153 136.7

ТЭЦ ППГХО 170.2 183.5 163.8 144 174.2 154.4

Приаргунская ТЭЦ 41.9 44.3 41.7 44.2 46.6 49

Читинская ТЭЦ-2 24.4 20.4 26.4 27.4 28.4 24.4

Шерловогорская ТЭЦ 3 2.8 3.5 4.2 5 5.7


Таблица 106

Единый топливно-энергетический баланс Забайкальского края на период 2018-2023

гг. по прогнозам Министерства территориального развития Забайкальского края в

соответствии с прогнозными данными генерирующих компаний

№

п/п Показатель баланса 2018 2019 2020 2021 2022 2023

1. Электропотребление,

млн. кВт*ч, в т.ч.: 1516,4 1508,3 1503,85 1491,55 1477,82 1473,12

Харанорская ГРЭС 276,8 274,2 274 271,6 270 267,3

Читинская ТЭЦ-1 280,6 278,5 277,9 274 269,5 269,5

ТЭЦ ППГХО 892 890 887 881 874 872

Читинская ТЭЦ-2 12 12 11,7 11,7 11,5 11,5

Приаргунская ТЭЦ 29 29 28,7 28,7 28,4 28,4

Шерловогорская ТЭЦ 16 15,85 15,85 15,85 15,72 15,72

Первомайская ТЭЦ 10 8,75 8,7 8,7 8,7 8,7

2. Выработка, млн. кВт*ч 7773,98 7770,69 7767,00 7771,27 7680,43 7680,43


Читинская ТЭЦ-1 2200,00 2200,00 2200,00 2200,00 2200,00 2200,00

ТЭЦ ППГХО 1543,88 1530,94 1511,00 1497,79 1397,19 1397,19


Читинская ТЭЦ-2 68,40 68,40 68,40 68,40 68,40 68,40

277



3. Отпуск тепла, тыс. Гкал 4036,99 4034,28 4017,43 4007,21 3927,92 3927,92


Читинская ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 2345,23 2345,23 2345,23 2345,23 2345,23 2345,23

ТЭЦ ППГХО 1299,32 1296,62 1279,77 1269,55 1190,26 1190,26




4. Приход угля, тыс. 5931,67 5924,17 5914,85 5918,34 5809,55 5809,55


Читинская ТЭЦ-1 1708,22 1708,22 1708,22 1708,22 1708,22 1708,22

ТЭЦ ППГХО 1370,66 1358,00 1339,00 1330,50 1215,60 1215,60


Читинская ТЭЦ-2 203,50 203,50 203,50 203,50 203,50 203,50



5. Расход угля, тыс. т. 5308,67 5410,27 5355,75 5408,34 5235,75 5299,55


Читинская ТЭЦ-1 1518,42 1571,32 1551,12 1561,52 1555,22 1571,52

ТЭЦ ППГХО 1200,46 1174,50 1175,20 1186,50 1041,40 1061,20


Читинская ТЭЦ-2 179,10 183,10 177,10 176,10 175,10 179,10



6. Остаток угля, тыс. т 623 513,9 559,1 510 573,8 510


Читинская ТЭЦ-1 189,8 136,9 157,1 146,7 153 136,7

ТЭЦ ППГХО 170,2 183,5 163,8 144 174,2 154,4

Приаргунская ТЭЦ 41,9 44,3 41,7 44,2 46,6 49

Читинская ТЭЦ-2 24,4 20,4 26,4 27,4 28,4 24,4

Шерловогорская ТЭЦ 3 2,8 3,5 4,2 5 5,7


12. Сводные данные по развитию электрической сети

35-500 кВ энергосистемы Забайкальского края В таблице 107 указаны сводные данные по предложениям по развитию

электрической сети 35 кВ и выше на территории энергосистемы Забайкальского

края на период 2018-2023 гг., с указанием информации о наличие мероприятий в

инвестиционных программах субъектов электроэнергетики. Предложения

сформированы с учетом замечаний и предложений АО «СО ЕЭС», сетевых

организаций и органов исполнительной власти Забайкальского края.

Сводные данные по развитию электрических сетей на территории

энергосистемы Забайкальского края на период 2018-2023 годы представлен в

таблице 108.

278

Таблица 107

Сводные предложения по развитию электрической сети 35 кВ и выше на территории энергосистемы Забайкальского края


№ п/п Наименование проекта (Мероприятие)

Организация,

ответственная за

реализацию

проекта

Предлага-

емый

год ввода

объекта


характеристики

объектов

проекта ВЛ, км,

ПС, МВА

(Мвар)

Наличие обоснований в документах и сроки их реализации

СиПР ЕЭС 2018-2024/

СиПР 2018-2023

Утвержденная ИП субъекта

электроэнергетики

Развитие сетей 500 кВ

Мероприятий не предусмотрено


Мероприятия, необходимые для обеспечения возможности подключения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий

1. ПС 220 кВ Удоканский ГОК

ООО


горная компания»

2019 2х80 МВА СиПР ЕЭС 2018-2024,

срок ввода – 2019 Отсутствует

2. ВЛ 220 кВ Чара – Удоканский ГМК I, II цепь

ООО



2019 2х0,5 км СиПР ЕЭС 2018-2024,


3. ВЛ 220 кВ Чара – Блуждающий I, II цепь

ООО



2021 2х30 км СиПР ЕЭС 2018-2024,


4. ПС 220 кВ Блуждающий

ООО



2021 5х50 МВА СиПР ЕЭС 2018-2024,


5.

Реконструкция ОРУ 220 кВ Подстанции Чара

220/110/35/10 кВ с изменением существующей схемы

(для осуществления технологического присоединения

энергетических установок ООО

«Байкальская горная компания»).

ПАО

«ФСК ЕЭС» 2019 4 ячейки 220 кВ Отсутствует

ИП ПАО «ФСК ЕЭС»

2016-2020, срок ввода – 2019

6. е Реконструкция ПС Чара 220/110/35/10 кВ с

расширением ОРУ 220 кВ на две линейные ячейки

ПАО

«ФСК ЕЭС» 2019 2 ячейки 220 кВ Отсутствует


2016-2020, срок ввода – 2019

7. Реконструкция ПС Чара 220/110/35/10 кВ с заменой

ТТ

ПАО

«ФСК ЕЭС» 2019 Отсутствует


2016-2020, срок ввода – 2019

279

8. ПС 220 кВ Багульник. ПАО

«ФСК ЕЭС» 2021 2х125 МВА

СиПР ЕЭС 2018-2024,

срок ввода – 2021


2016-2020, срок ввода –

2021

Мероприятия, направленные на устранение «узких мест», снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и развитие

межсистемных линий электропередачи, развитие РЗА и ПА

9. ВЛ 220 кВ Маккавеево – Чита-500 I, II цепь, с

заходом одной цепи на ПС 220 кВ Багульник

ПАО

«ФСК ЕЭС» 2019 2х118,2 км Отсутсвует


2016-2020, срок ввода –

2021

10.

Реконструкция ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская с

изменением схемы РУ 220 кВ (секционирование

системы шин)

ПАО

«ФСК ЕЭС» 2018 2х63 МВА

СиПР ЕЭС 2018-2024,



2016-2020, срок ввода –

2018

11. ВЛ 220 кВ Тында – Лопча – Хани – Чара. ПАО

«ФСК ЕЭС» 2021 400 км

СиПР ЕЭС 2018-2024,



2016-2020, срок ввода –

2021

12. Реконструкция ПС 220 кВ Хани с установкой 1хШР

50 Мвар

ПАО

«ФСК ЕЭС» 2019 50 Мвар

СиПР ЕЭС 2018-2024,


13.

Комплекты основных защит ВЛ 220 кВ Петровск-

Забайкальская – Тарбагатай, ВЛ 220 кВ

Петровск- Забайкальская – Бада.

ПАО «ФСК ЕЭС» 2018 - СиПР 2018-2022, срок

ввода – 2018


2016-2020, срок ввода –

2018

14.

Реконструкция и техническое перевооружение

производственного здания общеподстанционного

пункта управления с установкой новых устройств

РЗиА и систем связи на подстанции Жирекен

220/110/10 кВ

ПАО «ФСК ЕЭС» 2020 -


2016-2020, срок ввода –

2020

15. Создание устройств синхронизации на ПС 220 кВ

Амазар на секционном выключателе. ОАО «РЖД» 2018 -

СиПР 2018-2022, срок

ввода – 2017 Отсутствует


Семиозерный на секционном выключателе. ОАО «РЖД» 2018 -




Чичатка на секционном выключателе. ОАО «РЖД» 2018 -




Урюм на секционном выключателе. ОАО «РЖД» 2018 -




Сбега на секционном выключателе. ОАО «РЖД» 2018 -




Ксеньевская на секционном выключателе ОАО «РЖД» 2018 -




Пеньковая на секционном выключателе. ОАО «РЖД» 2018 - СиПР 2018-2022, срок ввода – 2017 Отсутствует

280


Кислый Ключ на секционном выключателе. ОАО «РЖД» 2018 - СиПР 2018-2022, срок




23.

ВЛ 110 кВ Багульник – Заречная с реконструкцией

ПС 110 кВ Заречная с расширением ОРУ 110 кВ

для присоединения вновь строящейся ВЛ 110 кВ.

ПАО «МРСК

Сибири» 2021 2х15 км СиПР 2018-2022, срок

ввода – 2019

ИП ПАО «МРСК

Сибири» 2017-2021, срок

ввода – 2021

24.

Реконструкция ВЛ 110 Заречная – Каштак с

отпайками I цепь (ВЛ-110-05), ВЛ-110 Заречная

Каштак II цепь (ВЛ-110-06) на участке от ПС 110 кВ

Заречная до отпаек на ПС-110 кВ Северная с

заменой провода.

ПАО «МРСК

Сибири» 2021 2х13,65 км


ввода – 2019



ввода – 2021

25.

Строительство ВЛ-110 кВ от ПС 110/35/6 кВ

Верхняя Давенда до вновь строящейся ПС 110 кВ

Тупик протяженностью 126 км.

ПАО «МРСК

Сибири» 2018-2019 1х126 км Отсутствует Отсутствует

26.

Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Верхняя Давенда с

расширением ОРУ 110 кВ и приведением схемы

ОРУ-110 кВ к типовой.

ПАО «МРСК

Сибири» 2018 - Отсутствует Отсутствует

27. Строительство ПС 110 кВ Тупик с одним силовым

трансформатором мощностью 16 МВА ПАО «МРСК

Сибири» 2018 1х16 МВА Отсутствует Отсутствует

Мероприятия, направленные на устранение «узких мест», снятия сетевых ограничений, развитие РЗА и ПА

28. Создание комплекса ЛАПНУ на ТЭЦ ППГХО и

реконструкция устройств РЗА. ПАО «ППГХО» 2019 - СиПР 2018-2022, срок


29.

ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Ново-Широкая –

Благодатка с реконструкцией ПС 110 кВ Ново-

Широкая, ПС 110 кВ Благодатка с расширением

ОРУ 110 кВ для присоединения вновь строящейся

ВЛ 110 кВ.

ПАО «МРСК

Сибири» 2020 1х70 км


ввода – 2019



ввода – 2019

30. Реконструкция ВЛ-110-93 от ПС 110/35/10

Шелопугино до ПС 110/35/6 Вершина Шахтамы

ПАО «МРСК

Сибири» 2023 1х50,3 км


ввода – 2019

ИП ПАО «МРСК Сибири»

2017-2021, срок ввода – 2023

31.

Реконструкция ПС 110 кВ Казаново с заменой

силовых трансформаторов 1х6,3 МВА и 1х10 МВА

на 2*16 МВА, оборудования РУ 10-35-110 кВ.

ПАО «МРСК

Сибири» 2018 2х16 МВА



32.

Приобретение ЭСК в г.Чита: ПС110/10

Промышленная с силовыми трансформаторами 10 и

25 МВА

ПАО «МРСК

Сибири» 2018 1х10 МВА

1х25 МВА СиПР 2018-2022, срок ввода – 2017

Отсутствует

33.

Реконструкция ПС 110 кВ Кайдаловская, с заменой

силовых трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА,

оборудования РУ 6(10), ОРУ-110 кВ, РЗА, СДТУ.

ПАО «МРСК

Сибири» 2023 2х40 МВА СиПР 2018-2022, срок


281

34.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Вершина Шахтамы –

Акатуй – Кличка с отпайкой на ПС Бугдаинская

(ВЛ-110-23) от отпайки на проектируемую ПС

Бутунтай до ПС Акатуй (с заменой деревянных

одноцепных опор, с подвеской ВОЛС).

ПАО «МРСК

Сибири» 2023 1х62,1 км


ввода – 2022



ввода – 2023



35.

Реконструкция ПС 35 кВ Верх-Чита с заменой силовых трансформаторов 2х4 МВА на 2х6,3 МВА,

оборудования РУ-35, 10 кВ., и реконструкция распределительной сети от ПС 35/10 кВ Верх –

Чита в рамках реализации пилотного проекта по

цифровизации электрической сети.

ПАО «МРСК Сибири»

2019 2х6,3 МВА СиПР 2018-2022, срок

ввода – 2021



ввода – 2021

Мероприятия, направленные на устранение «узких мест», снятия сетевых ограничений, развитие РЗА и ПА

36. Реконструкция ПС 35/6 кВ Дельмачик с заменой

силового трансформатора 2,5 МВА на 6,3 МВА

ПАО «МРСК

Сибири» 2018 1 х 6,3 МВА


ввода – 2021

РП ПАО «МРСК Сибири»

срок реализации – 2018

Таблица 108 Сводные данные по развитию электрической сети 35 кВ и выше

на территории энергосистемы Забайкальского края на период 2018-2023 гг.

2018 г. 2019 г. 2020 г. 2021 г. 2022 г. 2023 г. Итого


ВСЕГО,

в т.ч. 0 145,8 50 363,4 164,6 0 70 0 0 517,3 350 0 0 0 0 112,4 45,7 0 1063,1 706,1 50

по 220

кВ 0 126 50 237,4 160 0 0 0 0 460 350 0 0 0 0 0 0 0 697,4 636 50

по 110

кВ 0 16 0 126 0 0 70 0 0 57,3 0 0 0 0 0 112,4 45,7 0 365,7 61,7 0

по 35 кВ 0 3,8 0 0 4,6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8,4 0

282

Выводы.

a. Реализация намеченных планов по развитию электрической сети на

территории энергосистемы Забайкальского края обеспечит надежное

функционирование энергосистемы в составе ОЭС Сибири и ЕЭС России в

рассматриваемый перспективный период 2018-2023 гг., обеспечит выдачу

мощности существующих электростанций, повысит эффективность

функционирования ЕЭС России за счет ликвидации «узких мест», развития

магистральных и распределительных сетей, обновления силового оборудования,

имеющего высокий физический и моральный износ.

b. Всего за период 2018-2023 годов намечается ввод ВЛ напряжением 35 кВ

и выше протяженностью 1063,1 км, трансформаторной мощности 706,1 МВА и

устройств регулирования реактивной мощности 50,0 Мвар. Схема развития

электрической сети напряжением 110 кВ и выше на период 2018-2023 годов

представлена в Приложение Б.

Схема развития электрической сети напряжением 35-110 кВ на период 2018-

2023 гг. представлена в Приложение В.

Географическая карта-схема размещения объектов электроэнергетики на

период 2018-2023 годов представлена в Приложение Г.

13. Заключение

Настоящая «Схема и программа развития электроэнергетики Забайкальского

края на период 2019-2023 гг.» подготовлена Министерством территориального

развития Забайкальского края в соответствии с техническим заданием на

выполнение работы «Разработка схемы и программы перспективного развития

электроэнергетики Забайкальского края на 2019–2023 годы» от 12 февраля 2018

года. В подготовке материалов к настоящей работы принимали участие

специалисты Филиала АО «СО ЕЭС» Забайкальское РДУ, Министерства

территориального развития Забайкальского края, ПАО «ТГК-14», Филиала

«Харанорская ГРЭС» АО «Интер РАО – Электрогенерация», филиала ПАО «МРСК

Сибири» – «Читаэнерго», Филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - Забайкальское ПМЭС,

филиала ОАО «РЖД» «Забайкальская железная дорога», Краснокаменской ТЭЦ

филиала АО «ОТЭК», АО «ЗабТЭК», АО «Читаэнергосбыт», ООО

«Русэнергосбыт» и др.

Расчеты режимов работы электрической сети 220 кВ, 110 кВ к настоящей

работе выполнены с помощью программного комплекса по расчету

установившихся режимов RastrWin на базе верифицированных расчетных

моделей с учетом утвержденной «Схемы и программы развития Единой

энергетической системы России на период 2017-2023 гг.».

На основании проведенного анализа разработанных мероприятий по

283

развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей с целью

удовлетворения долгосрочного спроса на электрическую энергию и мощность (для

базового и форсированного (целевого) варианта социально-экономического

развития Забайкальского края на период 2018-2023 годов можно сделать вывод о

наличие в регионе стабильных и благоприятных условий для обеспечения

гарантированного электроснабжения потребителей. Надежное, экономичное и

качественное электроснабжение потребителей при этом можно обеспечить только

при надлежащем и скоординированном развитии электрических сетей всех уровней

напряжения. Напротив, срыв ввода линий электропередачи, подстанций и

энергетических мощностей в регионе может послужить серьезным препятствием

для подключения в перспективе к энергосистеме новых потребителей и,

соответственно, стать высоким сдерживающим фактором развития экономики.

Масштабы, динамика, приоритеты и «география» развития

электроэнергетики в Забайкальском крае определяются, в основном, темпами роста

электрических нагрузок и единичной мощностью электростанций,

местонахождением электростанций и центров нагрузки, а также величиной

межсистемных перетоков мощности.

Наличие существенных избытков резерва мощности в регионе связано, в

условиях замедления прогнозного роста электропотребления, при относительно

малых объемах заявленных собственниками вводов в эксплуатацию новых

объектов потребления электрической энергии и мощности. Наличие резервов

позволяет генерирующим компаниям рассматривать планы по более интенсивной

реконструкции и модернизации неэффективного генерирующего оборудования.

284

Приложение А. Результаты расчетов электрической сети 35 кВ и выше энергосистемы Забайкальского края

Рис. 79. Режим зимнего максимума 2019 г. Нормальная схема электроснабжения Приаргунского энергорайона.

285

Рис. 80. Режим зимнего максимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Кличка – Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110-24),

БСК=15 МВар на ПС Благодатка.

286

Рис. 81. Режим зимнего максимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Вершина Шахтамы – Акатуй – Кличка с

отпайкой на ПС Бугдаинская (ВЛ-110-23).

287

Рис. 82. Режим зимнего максимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Балей – Шелопугино с отпайкой на ПС

Омчак (ВЛ- 110-22).

288

Рис. 83. Режим зимнего максимума 2019 г. С учетом строительства ВЛ 110 кВ Ново-Широкая – Благодатка

289

Результаты расчета электрических режимов зимнего максимума 2019 г.

Значение тока по ВЛ 110 кВ за час максимума в зимний период 2019 г.

Iдоп., А

Полная

схема

I ,A

откл. ВЛ-110-24

I ,A


I ,A


I ,A откл. ВЛ-110-22

I ,A

ВЛ-110-24 390 79 - 212 115 102

ВЛ-110-28 330 95 181 - 72 80

ВЛ-110-23 330 91 145 33 - 145

ВЛ-110-22 330 71 106 47 131 -

ВЛ 110 кВ Ново-

Широкая – Благодатка

390

69

135

64

67

58

Уровни напряжения в контрольных точках в зимний максимум 2019 года

Норм. Схема U,кВ


U,кВ


U,кВ


U,кВ


U,кВ

ПС 110 кВ Кличка 119,1 118,6 118,8 118,6 118,01

ПС 110 кВ Ново-Широкая 113,4 109,7 103,3 112,1 109,7

Приаргунская ТЭЦ 117,7 112,9 114,2 116,9 116,17

ПС 110 кВ Балей 119,1 118,7 119,6 118,9 119,61

Примечание - - вкл. БСК-15 МВар - -

Вывод: При строительстве ВЛ 110 кВ Ново-Широкая – Благодатка превышение максимально допустимых значений

тока не наблюдается. Для поддержания напряжения в пределах ГОСТ в ремонтных схемах при отсутствии

связи с ПС 220 кВ Быстринская необходимо предусмотреть установку БСК на ПС 110 кВ Благодатка

мощностью ≈10÷15 МВар.

290

Рис. 84. Режим зимнего минимума 2019 г. Нормальная схема электроснабжения Приаргунского энергорайона.

291

Рис. 85. Режим зимнего минимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Кличка – Приаргунская ТЭЦ

(ВЛ-110-24).

292

Рис. 86. Режим зимнего минимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Вершина Шахтамы – Быстринская (ВЛ-110-28).

293

Рис. 87. Режим зимнего минимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Вершина Шахтамы – Акатуй – Кличка с


294

Рис. 88. Режим зимнего минимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Балей – Шелопугино с отпайкой на ПС

Омчак (ВЛ- 110-22).

295

Рис. 89. Режим зимнего минимума 2019 г. С учетом строительства ВЛ 110 кВ Ново-Широкая – Благодатка

296

Результаты расчета электрических режимов зимнего минимум 2019 г.

Значение тока по ВЛ-110-кВ за час минимума нагрузки в зимний период 2019 г.

Iдоп., А Полная схема

I ,A

откл.

ВЛ-110-24 I ,A

откл.

ВЛ-110-28 I ,A

откл.

ВЛ-110-23 I ,A

откл.

ВЛ-110-22 I ,A


ВЛ-110-24

390 81 - 167 122 88

ВЛ-110-

28

330 67 1

57

- 42 62

ВЛ-110-

23

330 104 1

6

1

59 - 124

ВЛ-110-22

330 30 64

18 99 -


Широкая –

Благодатка

390 63 12

4

60 69 62

Уровни напряжения в контрольных точках

Норм. Схема

U,кВ

откл.

ВЛ-110-24 U,кВ

откл.

ВЛ-110-28 U,кВ

откл.

ВЛ-110-23 U,кВ

откл.

ВЛ-110-22 U,кВ

ПС 110 кВ Кличка 121,9 121,5 121,4 121,2 121,8

ПС 110 кВ Ново-

Широкая

118,3 116,1 106,9 117,3 118,05


ПС 110 кВ Балей 119,9 119,6 120,1 119,8 119,6

Примечание - - - - -

297

Рис. 90. Режим летнего максимума 2019 г. Нормальная схема электроснабжения Приаргунского энергорайона.

298

Рис. 91. Режим летнего максимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Кличка – Приаргунская ТЭЦ

(ВЛ-110-24).

299

Рис. 92. Режим летнего максимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Вершина Шахтамы – Быстринская

(ВЛ-110-28).

300

Рис. 93. Режим летнего максимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Вершина Шахтамы – Акатуй – Кличка с


301

Рис. 94. Режим летнего максимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Балей – Шелопугино с отпайкой на ПС

Омчак (ВЛ- 110-22).

302

Рис. 95. Режим летнего максимума 2019 г. С учетом строительства ВЛ 110 кВ Ново-Широкая – Благодатка.

303

Результаты расчета электрических режимов летнего максимума 2019 г.

Значение тока по ВЛ-110-кВ за час максимума нагрузки

в летний период 2019 г.

Iдоп., А

Полная схема I ,A

откл.

ВЛ-110-24 I

,A

откл.

ВЛ-110-28 I

,A

откл.

ВЛ-110-23 I

,A


I ,A


ВЛ-110-24 390 99 - 20

0

126 117

ВЛ-110-28 330 75 200 - 56 61

ВЛ-110-23 330 81 141 4

2

- 129

ВЛ-110-22 330 67 15 44

120 -


Широкая –


390 56 173 6

3

61 30



U,кВ

откл.

ВЛ-110-24 U,кВ

откл.

ВЛ-110-28 U,кВ

откл.

ВЛ-110-23 U,кВ

откл.

ВЛ-110-22 U,кВ

ПС 110 кВ Кличка 118,96 118,9 117,2 118,1 11

8,

01 ПС 110 кВ Ново-

Широкая

116,6 111,8 100,1 116,2 11

3,

7 Приаргунская ТЭЦ 115,6 105,3 107,7 114,5 11

3,

8 ПС 110 кВ Балей 119,8 119,4 119,9 119,9 12

0,

03 Примечание - БСК =10 МВАр - - -

304

Рис. 96. Режим летнего минимума 2019 г. Нормальная схема электроснабжения Приаргунского энергорайона.

305

Рис. 97. Режим летнего минимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Кличка – Приаргунская ТЭЦ

(ВЛ-110-24).

306

Рис. 98. Режим летнего минимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Вершина Шахтамы – Быстринская (ВЛ-

110-28).

307

Рис. 99. Режим летнего минимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Вершина Шахтамы – Акатуй – Кличка с


308

Рис. 100. Режим летнего минимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Балей – Шелопугино с отпайкой на ПС

Омчак (ВЛ- 110-22).

309

Рис. 101. Режим летнего минимума 2019 г. С учетом строительства ВЛ 110 кВ Ново-Широкая – Благодатка

310

Результаты расчета электрических режимов летнего минимума 2019 г.

Значение тока по ВЛ-110-кВ за час минимума нагрузки в летний период 2019 г.

Iдоп., А Полная схема

I ,A

откл.

ВЛ-110-24

I ,A

откл.

ВЛ-110-28

I ,A

откл.

ВЛ-110-23

I ,A

откл.

ВЛ-110-22

I ,A


ВЛ-110-24 390 81 - 136 114 84

ВЛ-110-28 330 48 1

3

3

- 27 45

ВЛ-110-23 330 93 1

4

2

61 - 109

ВЛ-110-22 330 29 4

9

19 86 -


Широкая –


390 40 1

0

9

50 56 43




U,кВ


U,кВ


U,кВ

откл. ВЛ-110-

22 U,кВ

ПС 110 кВ Кличка 122,1 121,4 121,3 121,1 122,6

3 ПС 110 кВ Ново-

Широкая

121,5 115,5 114,1 121,2 122,7

5


ПС 110 кВ Балей 120,6 120,02 120,5 120,8 120,1

Примечание - - - - -

311

Рис. 102. Режим зимнего максимума 2019 г. Нормальная схема электроснабжения г. Читы

312

Рис. 103. Режим зимнего максимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Заречная – Каштак I цепь с отпайками

(ВЛ-110- 05), падение опоры на ВЛ 110 кВ Читинская ТЭЦ-1 – Каштак I цепь с отпайками (ВЛ-110-07) и ВЛ 110 кВ Читинская

ТЭЦ-1 – Каштак II цепь с отпайками (ВЛ-110-08).

313

Рис. 104. Режим зимнего максимума 2019 г. Ремонтная схема – в ремонте АТ-1 на Читинской ТЭЦ-1 и В-110 кВ на ПС 220 кВ

Багульник. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Читинская ТЭЦ-1 – Каштак II цепь с отпайками (ВЛ-110-08) действие УРОВ с

отключением 2 СШ 110 кВ на Читинской ТЭЦ-1.

314

Рис. 105. Режим зимнего максимума 2019 г. Ремонтная схема – в ремонте: ВЛ 110 кВ Багульник – Заречная

315

Результаты расчета электрических режимов зимнего максимума 2019 г.

Значение тока по ВЛ 110 кВ за час максимума нагрузки в зимний период 2019 г.

Iдоп.,

А

Полная

схема

I ,A

откл.

ВЛ-110-1 цепь

I ,A

откл. АТ-1 и В-110 на ПС 220 кВ

Багульник, авар откл. ВЛ-110-08 с

дейст. УРОВ и откл. 2 сш на ЧТЭЦ-1

I ,A

откл. ВЛ-110-05, падение

опоры на ВЛ-110-07 и

ВЛ- 110-08

I, A

ВЛ-110-1 цепь 1271 102 - 1099 292

ВЛ-110-2 цепь 1271 127 206 0 62

ВЛ-110-05 484 116 109 301 0

ВЛ-110-06 484 131 161 313 630

Вывод: после замены провода на ВЛ-110-05, ВЛ-110-06 на АС-240

превышения максимально допустимого значения тока нет.



откл. ВЛ-

110-1 цепь

U,кВ

откл. АТ-1 и В-110 на ПС Багульник,

авар откл. ВЛ-110-08 с дейст. УРОВ

и откл. 2 сш на ЧТЭЦ-1

U,кВ

откл. ВЛ-110-05, падение опоры

на ВЛ-110-07 и ВЛ-110-08

U,кВ

ПС 110 кВ Заречная 121,4 120,7 113,6 118,5

ПС 110 кВ Каштак 120,9 119,9 111,9 114,1

ПС 110 кВ Угдан 121,6 120,7 113,6 121,06

Шины 110 кВ ЧТЭЦ-1 121,9 120,9 113,8 121,3

Вывод: Уровни напряжения поддерживаются в допустимых пределах

для ремонтного и послеаварийного режима.

316

Рис. 106. Режим зимнего минимума 2019 г. Нормальная схема электроснабжения г. Читы

317

Рис. 107. Режим зимнего минимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Заречная – Каштак I цепь с отпайками

(ВЛ-110-05), падение опоры на ВЛ 110 кВ Читинская ТЭЦ-1 – Каштак I цепь с отпайками (ВЛ-110-07) и ВЛ 110 кВ

Читинская ТЭЦ-1 – Каштак II цепь с отпайками (ВЛ-110-08).

318

Рис. 108. Режим зимнего минимума 2019 г. Ремонтная схема – в ремонте АТ-1 на Читинской ТЭЦ-1 и В-110 кВ на ПС 220 кВ



319

Рис. 109. Режим зимнего минимума 2019 г. Ремонтная схема – в ремонте: ВЛ 110 кВ Багульник – Заречная

320

Результаты расчета электрических режимов зимнего минимума 2019 г.

Значение тока по ВЛ 110 кВ за час минимума нагрузки в зимний период 2019 г.

Iдоп., А Полная

схема

I ,A


цепь

I ,A




I ,A


опоры на ВЛ-110-07 и ВЛ-

110-08

I, A

ВЛ-110-1 цепь 1271 125 - 686 238

ВЛ-110-2 цепь 1271 138 213 0 101

ВЛ-110-05 484 97 116 157 0

ВЛ-110-06 484 112 91 288 460

Вывод: после замены провода на ВЛ-110-05, ВЛ-110-06 на АС-240

превышения максимально допустимого значения тока нет.


Норм. Схема откл. ВЛ-110-1 откл. АТ-1 и В-110 на ПС Багульник, откл. ВЛ-110-05, падение

U,кВ цепь авар откл. ВЛ-110-08 с дейст. УРОВ и опоры на ВЛ-110-07 и ВЛ- U,кВ откл. 2 сш на ЧТЭЦ-1 110-08 U,кВ U,кВ

ПС 110 кВ Заречная 121,4 121,3 117,7 120

ПС 110 кВ Каштак 120,8 119,6 115,5 116,6

ПС 110 кВ Угдан 121,2 120,6 117,6 121

Шины 110 кВ ЧТЭЦ-1 121,4 120,7 117,7 121,2

Вывод: Уровни напряжения поддерживаются в допустимых пределах

для ремонтного и послеаварийного режима.

321

Рис. 110. Режим летнего максимума 2019 г. Нормальная схема электроснабжения г. Читы

322

Рис. 111. Режим летнего максимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Заречная – Каштак I цепь с отпайками

(ВЛ-110-05), падение опоры на ВЛ 110 кВ Читинская ТЭЦ-1 – Каштак I цепь с отпайками (ВЛ-110-07) и ВЛ 110 кВ

Читинская ТЭЦ-1 – Каштак II цепь с отпайками (ВЛ-110-08).

323

Рис. 112. Режим летнего максимума 2019 г. Ремонтная схема – в ремонте АТ-1 на Читинской ТЭЦ-1 и В-110 кВ на ПС 220 кВ



324

Рис. 113. Режим летнего максимума 2019 г. Ремонтная схема – в ремонте: ВЛ 110 кВ Багульник – Заречная

325

Результаты расчета электрических режимов летнего максимума 2019 г.

Значение тока по ВЛ 110 кВ за час максимума нагрузки в летний период 2019 г.


схема

I ,A


цепь

I ,A




I ,A



110-08

I, A

ВЛ-110-1 цепь 1271 55 - 401 38

ВЛ-110-2 цепь 1271 66 99 0 90

ВЛ-110-05 484 61 70 81 0

ВЛ-110-06 484 70 55 186 147

Вывод: после замены провода на ВЛ-110-05, ВЛ-110-06 на АС-240 превышения максимально допустимого

значения тока нет.


Норм. откл. ВЛ-110-1 откл. АТ-1 и В-110 на ПС Багульник, откл. ВЛ-110-05, падение

Схема цепь авар откл. ВЛ-110-08 с дейст. УРОВ и опоры на ВЛ-110-07 и ВЛ-

U,кВ U,кВ откл. 2 сш на ЧТЭЦ-1 110-08 U,кВ U,кВ

ПС 110 кВ Заречная 120,7 120,5 118 120,2

ПС 110 кВ Каштак 120,6 120,3 116,5 118,1

ПС 110 кВ Угдан 121 120,7 117,6 120,7

Шины 110 кВ ЧТЭЦ-1 121 120,9 118,3 120,9

Вывод: Уровни напряжения поддерживаются в допустимых пределах для ремонтного и послеаварийного режима.

326

Рис. 114. Режим летнего минимума 2019 г. Нормальная схема электроснабжения г. Читы

327

Рис. 115. Режим летнего минимума 2019 г. Ремонтная схема – отключение ВЛ 110 кВ Заречная – Каштак I цепь с отпайками

(ВЛ-110-05), падение опоры на ВЛ 110 кВ Читинская ТЭЦ-1 – Каштак I цепь с отпайками (ВЛ-110-07) и ВЛ 110 кВ Читинская

ТЭЦ-1 – Каштак II цепь с отпайками (ВЛ-110-08).

328

Рис. 116. Режим летнего минимума 2019 г. Ремонтная схема – в ремонте АТ-1 на Читинской ТЭЦ-1 и В-110 кВ на ПС 220 кВ



329

Рис. 117. Режим летнего минимума 2019 г. Ремонтная схема – в ремонте: ВЛ 110 кВ Багульник – Заречная

330

Результаты расчета электрических режимов летнего минимума 2019 г.

Значение тока по ВЛ 110 кВ за час минимума нагрузки в летний период 2019 г.


схема

I ,A


цепь

I ,A



дейст.

УРОВ и откл. 2 сш на

ЧТЭЦ-1 I ,A



110-08

I, A

ВЛ-110-1 цепь 1271 25 - 181 66

ВЛ-110-2 цепь 1271 27 43 0 29

ВЛ-110-05 484 35 35 28 0

ВЛ-110-06 484 40 38 122 196

Вывод: после замены провода на ВЛ-110-05, ВЛ-110-06 на АС-240 превышения максимально допустимого

значения тока нет.



U,кВ откл. ВЛ-110-1 цепь

U,кВ

откл. АТ-1 и В-110 на ПС Багульник, авар откл. ВЛ-110-08 с дейст. УРОВ и

откл. 2 сш на ЧТЭЦ-1 U,кВ

откл. ВЛ-110-05, падение опоры на ВЛ-110-07 и ВЛ-

110-08 U,кВ

ПС 110 кВ Заречная 120,6 120,6 118,3 11

9,

8

ПС 110 кВ Каштак 120,6 120,7 117,4 11

8,

4

ПС 110 кВ Угдан 121 121,0 118,7 1

2

0,

9

Шины 110 кВ ЧТЭЦ-1 121 121,2 118,8 1

2

1 Вывод: Уровни напряжения поддерживаются в допустимых пределах для ремонтного и послеаварийного режима.

331

Приложение Б. Схема развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше на период 2018-2023 гг.

Нормальная схема сети БАМа

ПС МАЛЕТА

ПС КРАСНЫЙ

ЧИКОЙ

ПС АЛЬБИТУЙ

ПС УРЛУК

ПС ПЕТРОВСК -

ЗАБАЙКАЛЬСКАЯ

ПС

ТАРБАГАТАЙ

ПС БАДА

ПС ЧАРА

ПС КУАНДА

ПС ТАКСИМО

ПС ХАНИ

БД-75; 97,14

ТТ-72; 61,16;

АС-300

10 кВ

35 кВ

10 кВ

35 кВ

ТК-47; 61,68;

АС-300

КЧ-49; 149,14;

ПС ХИЛОК

ПС ХАРАГУН

ПС МОГЗОН

ПС СОХОНДО

ПС ЛЕСНАЯ

ПС

БЕКЛЕМИШЕВО

ПС

ЧЕРНОВСКАЯ

ПС ИНГОДА

ПС

ТРЕТЬЯ

ПС КАШТАК

ПС КАДАЛА

ПС ЧИТА

ПС

ЦЕНТРАЛЬНАЯ

ПС

МОЛОДЕЖНАЯ

ПС ЮЖНАЯ

ПС СЕВЕРНАЯ

ПС

ЗАРЕЧНАЯЧИТИНСКАЯ ТЭЦ-2

12

ПС КАЙДАЛОВСКАЯ

ПС АНТИПИХА

ПС АТАМАНОВКА

ПС 827 ОБЪЕКТ

ПС

ВТОРАЯ

ПС

УЛЁТЫ

ПС НИКОЛАЕВСКАЯ


452,8

ПС ЧИТА-1

ПС НОВАЯ

ПС КАРЫМСКАЯ

ПС ДАРАСУН

ПС ТЫРГЕТУЙ

ПС НИЖНИЙ

ЦАСУЧЕЙ

ПС

ОРЛОВСКИЙ

ГОК

ПС

АВТОСБОРОЧНАЯ

ПС КСК

ПС УГДАН

ПС

КУРОРТ

ДАРАСУН

ПС СТЕПЬ

ПС

ОЛОВЯННАЯ

ПС ТУРГА

ПС ПЕРВАЯ

ПС УРЕЙСК

ПС МАНГУТ

ПС МОРДОЙ

ПС БЕЗРЕЧНАЯ

ПС УРУЛЬГА

ПС РАЗМАХНИНО ПС ШИЛКА ПС ХОЛБОН ПС ПРИИСКОВАЯ

ПС ШАПКА

ПС ЧЕРНЫШЕВСК

ПС БУШУЛЕЙ

ПС

ПРОМКОТЕЛЬНАЯПС ВЕРШИНА

ДАРАСУНА

ПС

КАЗАНОВО

ПС БАЛЕЙ

ПС КАЛАНГУЙ

ХАРАНОРСКАЯ

ГРЭС

665

ПС

ШЕРЛОВОГОРСКАЯ

ПС УГОЛЬНАЯ

ШЕРЛОВОГОРСКАЯ ТЭЦ

12 ПС ЗАБАЙКАЛЬСКПС ДАУРИЯПС ХАРАНОР

ПС ЖИРЕКЕН

ПС ЧЕРНЫШЕВСК

ПС НЕРЧИНСК

ПС КОКУЙ ПС БУКАЧАЧА

ПС

ШЕЛОПУГИНО

ПС ЦРП ППГХО

ТЭЦ ППГХО

410

ПС ЗИЛОВО ПС УРЮМ ПС СБЕГА ПС КСЕНЬЕВСКАЯ

ПС КИСЛЫЙ

КЛЮЧ

ПС ПЕНЬКОВАЯ

ПС АКСЕНОВО

ЗИЛОВО

ПС

КСЕНЬЕВСКАЯ

ПС ВЕРХНЯЯ

ДАВЕНДА

ПС МОГОЧА

ПС МОГОЧА-

ТЯГОВАЯ

ПС СЕМИОЗЕРНЫЙ

ПС АМАЗАР

ПС ЧИЧАТКА

ПС АЯЧИ/т

ПС ЕРОФЕЙ

ПАВЛОВИЧ/т

ВЛ

-28

3;

16,1

53

;

ВЛ

-28

4; 1

6.1

53

;

ВЛ

-26

2;

31.2

94

;

АС

-30

0

ВЛ

-11

0-5

3; 7

,3;

2

1

о2/63

о

ВЛ

-28

6;

23,3

;

АС

-24

0

ВЛ

-28

5;

83,1

4;

АС

-24

0 ВЛ

-28

8; 6

1,4

7;

АС

-24

0

2/40

о

ВЛ

-29

0; 1

08

,69;

АС

-24

0

ВЛ

-28

7; 6

4,9

;

АС

-24

0

ВЛ

-58

4; 3

54

,48

АС

-3х3

00

2/40

2/40

2/40

2/40

ВЛ

-28

9; 1

26

,93;

АС

-24

0

ВЛ-292; 106,25;

АСО-240

2/63о

II

I

2/40

НА ПС

СОСНОВО -

ОЗЕРСКАЯ

СБ

-12

3; 1

7.6

;

АС

-95

ВЛ

-11

0-5

2;

66,4

АС

-95

ВЛ

-11

0-6

0;

52,1

АЖ

-12

0

ВЛ

-11

0-8

2;

26,6

АП

С-1

20

2/10

2/2,5

2/2,5

ВЛ

-11

0-5

1; 5

;

АС

-12

0

о

1

2

2/25

ВЛ

-11

0-4

8;

32,7

;

АС

-12

0

2/10

1/6,3

ВЛ

-11

0-5

0;

61,9

;

АС

-12

0; А

С-9

5 ;

АС

-70

о

ВЛ

-11

0-5

1; 2

8,3

;

АС

-12

0

2

1

ВЛ-110-81; 64,1

АС-120

о

II

I

1/100

ВЛ-296; 9,06;

АС-240

ВЛ-293; 9,06;

АС-240

о

II

I

4АТR/

100

4АТ/125

4/87 5/87 6/78,8

I

II

20Т/25

1/80 2/803/125

1/60 3/80 2/60

ВЛ

-110

-08;

2,1

2;

АС

О-2

40

1/10 2/25

о

2/40

1/16 2/16

ВЛ

-11

0-5

5; 1

0,2

;

АС

-95

ВЛ

-11

0-5

6;

10,2

;

АС

-95

2/25

2/25

3/16

2/25

2/10

1/25

2/20

2/16

1/10

2/10

ВЛ

-11

0-0

1; 6

,5;

АС

-18

5

ВЛ

-11

0-0

2;

6,5

;

АС

-18

50,7

АС-240

1

2

2/25

1/25

2/10

1/16

ВЛ

-11

0-5

7;

24,8

;

АС

-70

ВЛ-201; 59,72;

АС-300

ВЛ-202; 7,16;

АС-300

2/40

2/40

2/40 2/40 2/40 2/40

ВЛ-204; 60,04;

АС-300

ВЛ-203; 19,14;

АС-300ВЛ-207; 92,44;

АС-300

2

1

о

о

2

1

2/10

ВЛ

-11

0-4

1; 8

4;

АС

-12

0; А

С-1

50

о

2

1

ВЛ-110-88; 70,0

АС-120

2/25

2/10

3/6,3

ВЛ

-11

0-6

1; 5

0,4

АС

-12

0; А

С-1

50

ВЛ

-110-6

2;

11,5

;

АС

-150

ВЛ

-11

0-6

2;

15,5

;

АС

-15

0

1/10

2/10

1/10

о

1

2

I

II

1/6.3

о

ВЛ-110-64; 1,7;

АСCR

ВЛ-110-65; 1,7;

АСCR

ВЛ

-11

0-6

3;

13,0

АС

-15

0

1/10

2/10

2/6,3

о

I

II

ВЛ-209; 25,51;

АС-300

ВЛ-210; 59,35;

АС-300

ВЛ

-23

1; 1

41

,89

;

АС

-30

0

ВЛ

-23

2;

14

1,8

9;

АС

-30

0

ВЛ

-22

9;

14

7,9

7;

АС

-24

0

о о

2/1252/250

2/215

1/215

1/250

1/100

ВЛ

-23

0; 1

18

,16

;

АС

0-2

40

1

2

о

2/63о

2/16

о

ВЛ-110-66; 5,9

АС-240

2/201/15

1

2

2/12

6 кВ

2/40 2/40 2/402/40 2/40 2/40 2/40

2/20,3

о

I

II

2/25 2/10

ВЛ

-11

0-1

1; 3

,5;

АС

-95

ВЛ

-11

0-1

3; 7

5,3

;

АС

-95

ВЛ

-11

0-1

4; 7

5,8

;

АС

-95

ВЛ

-11

0-1

9; 5

0,4

5;

АС

-12

0; А

С-1

50

ВЛ

-11

0-2

0; 5

3,1

2;

АС

-95;

АС

-12

0; А

С-1

50

2/25

ВЛ

-11

0-2

1; 7

3,5

;

АС

-12

0

2/10

ВЛ

-11

0-3

1;

58,6

;

АС

-12

0

1

2

1/25 2/10

ВЛ

-11

0-9

9;

9,2

;

АС

П-1

20

ВЛ-110-35; 44;

АС-120

ВЛ-110-36; 35,4

АС-120

ВЛ-110-37; 58,8

АС-120

ВЛ-211; 72,92;

АС-300

ВЛ-212; 31,03;

АС-300

ВЛ-213; 80,87;

АС-300; АС-240

ВЛ-110-15; 30,63;

АС-150 ВЛ-110-16; 30,63;

АС-150

ВЛ

-11

0-1

2; 2

9,4

;

2/10 1/6,3

о

1

2

2/10

2/10

ВЛ

-11

0-1

8; 7

3,4

1

АС

-7

0; А

С-9

5;

АС

-12

0;

ВЛ-110-100; 22,06

АС-95

ВЛ-237; 177,21;

АС-240; АСО-300

ВЛ-110-24; 85,0

АС-120 АС-120; 70,0 АС-70; 19,0 АС-95; 19,0

ПРИАРГУНСКАЯ ТЭЦ

24ПС КАДАЯ

ПС

МИХАЙЛОВКА

ПС БЛАГОДАТКА

1/163/6,3

2/121/12

1/10

1/5,6

2/5,6

ВЛ-110-26; 44,72;

АС-150

2/125

о

ВЛ-110-116; 9,3

АС-240о

о

ВЛ-110-109; 7,96

АС-150

1/60 2/50

1/80 4/80 7/125

4/50 5/60 6/80 7/110

АС-300

ВЛ-215; 11,49;

АС-300

о

2/63

ВЛ-110-69; 42,6;

АС-120

ВЛ

-11

0-7

0;

42,4

;

АС

-12

0

АС-120 АС-95

АС-95

2/6,3 1/10 1/6,3 2/10 1/10 2/16

ВЛ-217; 46,5;

АС-300

ВЛ-218; 81,56;

АС-300

ВЛ-221; 60,26;

АС-300

ВЛ-220; 68,41;

АС-300

ВЛ-219; 71,28;

АС-300

ВЛ-222; 63,25;

АС-300

2/40 2/40

ВЛ

-22

3;

35,1

3;

АС

-30

0

II

I

о

2

1

ВЛ

-22

4; 8

5,3

7;

АС

-30

0

ВЛ

-22

5; 4

5,0

2;

АС

-30

0

2/40

1/40

1-4/4х3,3

1-4/4х3,3

ВЛ

-22

6;

4,2

8;

АС

-30

0

ВЛ

-22

7;

87,2

7;

АС

-30

0

ВЛ

-22

0-0

1; 2

6,4

6;

АС

-30

0

ВЛ

-22

0-0

2; 2

9,7

9;

АС

-30

0

ПС ПНС-1

I

II

I

II

1

2

1

2

о

1

2

76 77

1

2

1

2

ПС АБАГАЙТУЙ

1

2

ПС

ДУЛЬДУРГА

1/20

ПС УРТУЙ1/6,3

ВЛ-110-33; 29,2;

АСО-120

ВЛ-110-38; 48,8

АС-120; АС-150;

ВЛ-110-39; 53,3

АС-120

2/6,3

1

2

ВЛ

-11

0-4

4; 6

7,5

;

АС

-12

0

1

2

2

1

1

2

2

1

12 2 1

1 2

21 1 2 21 1 221 12 2 1 1 2

2 1

12 21 1 2 2 1 1 2

2

1

1

2

2

1

1

2

АС-300

о

31;

АС

-95

3/40

2/16

12

21

ВЛ-110-10;6,4;

АС-120 ВЛ-110-09;6,4;

АС-120

3,0

;

АС

-15

0

ВЛ

-11

0-3

0;

5,9

;

АС

О-2

40

АС

-12

0;

ВЛ

-11

0-4

6;

14

1,5

;

56,7

АС

-12

0;

ВЛ

-11

0-5

9; 6

8,8

1

АЖ

-12

0

2/15

2/2,5

1/125

2/125

1/10

2/10

ВЛ

-11

0-4

9; 4

6,0

;

АС

-12

0

ВЛ

-583

; 2

9.8

1/63

АС-300

1-6/

6х3,3

2/40

ТКРМ-1,2

2х(-25÷40)

2/16

1/63

ВЛ-110-107; 7,96

АС-150

ВЛ-110-115; 7,9

2*АС-150

7/9,9

ПС НОВО-

ШИРОКАЯ

ПС ВЕРШИНА

ШАХТАМЫ

ПС АКАТУЙ

ПС КЛИЧКА

ВЛ-110-93; 50,3;

АС-95

ВЛ-110-28; 56,76;

АС-95

2/6,3

1/5,62/6,3

1

2

ВЛ

-11

0-2

3;

13,6

АС

-95

ВЛ-110-23; 82;

АС-95; AC-120

1

2

о

2/10

2/10

2/5,61/7,5

ПС АГИНСКАЯ

ПС БУРЯТСКАЯ

2/6,3

2/10

3/6,3

ПС БУЛАК1/10

ПС БОРЗЯ

ЗАПАДНАЯ

1/16

ПЕРВОМАЙСКАЯ ТЭЦ

18

2/16

3/6

6 кВ

2/10

2/25

2/40

ПС МЕТИЗЫ

2/6,3

3,2

АС-120

ВЛ

-11

0-9

1;

42,8

АС

-12

0

Должность ФИО Подпись Дата

Утвердил

Согласовал

Первый заместитель директора - главный диспетчер

Филиала АО «СО ЕЭС» Забайкальское РДУ

Директор по управлению режимами –

главный диспетчер Филиала АО «СО ЕЭС» ОДУ Сибири

Директор по управлению режимами ЕЭС –

главный диспетчер АО «СО ЕЭС»

Начальник ОДС Филиала АО «СО ЕЭС»


Начальник СЭР Филиала АО «СО ЕЭС»


Разработал

Семенов А.Ю.

Начальник СРЗА Филиала АО «СО ЕЭС»

Забайкальское РДУЧерняков А.А

Васильев А.А.

Нормальная схема

электрических

соединений объектов

электроэнергетики,

входящих в

операционную зону

Забайкальского РДУ

ПС БОРЗЯ

ВОСТОЧНАЯ

о

ВЛ-110-72; 44,9;

ВЛ-110-73; 41,22

ВЛ-110-71; 112,37;

2/40

I

II

I

II

I

II

I

II

I

II

ВЛ-110-25; 108,0

ВЛ

-11

0-1

7; 6

5,6

1;

АС

-70

;

3/40

ВЛ-110-27; 44,74;

АС-150

ВЛ-110-67; 5,9

АС-240

ВЛ

-11

0-2

9; 5

,9;

АС

О-2

40

ВЛ-291; 70,33;

АСО-240

ВЛ-294; 30,12;

АСО-240

ВЛ

-11

0-5

4;

7,3

;

ВЛ

-11

0-8

4; 6

7,1

;

АС

-12

0;А

С-9

5

ВЛ

-11

0-5

8;

24,8

;

АС

-70

ВЛ

-11

0-4

7;

48,5

;

ВЛ

-11

0-4

5; 6

7,5

;

АС

-12

0

ВЛ

-11

0-9

2;

36,0

4

АС

-12

0

21,7;

АС-150

ВЛ

-11

0-7

4; 1

,03;

АС

-150

;

**

ВЛ

-110-0

7;

2,1

2;

АС

О-2

40

*

ВЛ 500 кВ, включенные под напряжение 220 кВ

ВЛ и оборудование 220 кВ

ВЛ и оборудование 110 кВ

ВЛ и оборудование 35 кВ и ниже

ВЛ под наведенным напряжением

Колонки синхронизации

СШ с возможностью перефиксации присоединений

Секции шин с «жесткой» фиксацией присоединений

Примечания

1 2

1/3,3 2/3,3 4/3,33/3,3

4/3,3 5/3,3 6/3,33/3,32/3,31/3,3

2/251/25

3/25 4/25

1/63 2/63

1/40

2/40

2/40

1/40

2/40

1/40

8/29,7

1/16

1/40

ВЛ-214; 95,32;

АС-300

1/25

1/101/25

1/40 1/40 1/401/40

1/10

1/10

1/102/10

1/63

1/40

1/40 1/40 1/40 1/40 1/40

1/5,6

1/125

2/80 5/80 6/125

2/6,3

1/10

1/101/6,31/10

1/6 2/6

1/16

1/40

1/10

1/63

1/2,5

1/6,3

1/10

1/2,5

1/10

1/40

1/40

1/40

1/25

1/40

1/6,3

2/6.3

1/40

1/40

1/40

1/63

2/125

4/125 5/125 6/125

1/40

1/16

2/16

1/40

1/25

1/10

1/25

1/25

1/6 2/6

1/15

1/10

1/10

1/6,3

1/10

1/63 2/63

1/25

1/20

1/25

1/6,3

1/125

1/16

01/40

1/10

1/6,3

1/40

1/40

1/40 1/40 1/40 1/40

1/125

1/19,8

Полуавтоматическая синхронизация

ВЛ-110-90; 59,9;

АС-120; АС-150

ВЛ-110-34; 29,2;

АСО-120

76

77 ВЛ 110 кВ Жирекен – ГОК 2-я цепь (ВЛ-110-77)

ВЛ 110 кВ Жирекен – ГОК 1-я цепь (ВЛ-110-76)

о

2/125

46,3

5;

АС

-15

0;

1

2

о

ВЛ-216; 38,94;

1/10

ВЛ-110-42; 116,9;

АС-120; АС-150

1

2

ВЛ-205; 9,214;

АС-300; АСО-300

ВЛ-206; 9,31;

АС-300; АСО-300

ПС МАККАВЕЕВО

3

2/100

3/250

3/235

АС

-24

0;

АС

-30

0; 1

67

,02

1

2

6,65

АС-150

1

2

ПС БУГДАИНСКАЯ

ПС БЫСТРИНСКАЯ02/40

2/10

о

2/16 1/16

1/125

1

2

ПС МИРНАЯ

ПС БОРЗЯ

ТЯГОВАЯ

5,0

8

АС

-15

0

11,4

АС

-15

0;

ВЛ

-11

0-9

7; 7

;

АС

-12

0

ВЛ-110-98; 7;

АС-120

1 с. 1сш

1 с. 2сш

2 с. 1сш

2 с. 2сш

2СЕК-1СШ

АОПО

3/25 4/25 5/25

АОПО

АОПО

АОПО

АОПО АОПО

АОПО

АОПО

АОПО

6/40

ПС ЛЕСНАЯ-

ТЯГОВАЯ

III

IV

3/160 4/160 6/160 5/160

Автоматическая синхронизация

1/6,3

2/161/16

1/6,3

ПС ПРОМЫШЛЕННАЯ

*

1/40

ВЛ

-11

0-9

5; 3

6;

АС

-12

0

ПС БУТУНТАЙ

БД-75; 31

АС-300

ТК-47; 27,27;

АС-300 *

НА

МАМАКАНСКУЮ

ГЭС

ТТ-72; 176,28;

АС-300

НА ПС ОКУСИКАН

НА ПС ПЕРЕВАЛНА ПС ОЛЁКМА

ВЛ

-28

3;

1.8

87

;

ВЛ

-28

4; 2

8,7

7;

ВЛ

-26

2; 6

.72

9;

АС

-30

0

ВЛ

-58

3;

15

7,3

5 **

ВЛ

-22

6; 6

3.8

3;

АС

-30

0В

Л-2

20

-02;

23,9

4;

АС

-30

0

2СЕК-2СШ

1СЕК-1СШ

1СЕК-2СШ

АОПО Автоматика ограничения перегрузки оборудования

1, 2

I, II

09.11.2017

о Обходная система шин

1/25

2/25

3/25

4/25

5/25

1/25

2/25

3/25

4/25

2/16

3,2

АС-120

1/25 2/25 3/25 4/25

1/25

2/25

3/25

6,65

АС-150

5,0

8

АС

-15

0

3,0

;

АС

-15

0

ВЛ

-11

0-7

5; 1

,03;

АС

-150

;

о

о

НА ПС БОЛЬШАЯ

ОМУТНАЯ/т

НА ПС УРУША/т

2/16

2/63

*

* *

3хА

С-3

00

АС

-30

0

3хА

С-3

00

АС

-30

0

АС

-15

0

АС

-15

0

АС

-30

0А

С-3

00

1/10

2/10

АС

-95

ВЛ-208; 89,9;

АС-300

6 кВ

1

2

2/25 1/25

100,03

1/2,52/2,5

2/40

АС-120

Амурская область

(ОЗ Амурского РДУ)

Амурская область

(ОЗ Амурского РДУ)Республика Бурятия

(ОЗ Бурятского РДУ)

Республика Бурятия

(ОЗ Бурятского РДУ)

1/10 2/10

21

1/25 2/25

1

2

2/6,3 1/6,3

ПС

ОМЧАК

1/10

1

2

3/40

09.11.2017

09.11.2017

** * *

* *

*

*

*

**

* *

*

*

*

*

**

*

*

*

*

* *

**

*

*

*

* *

*

*

ВЛ-205; 59,45;

АСО-300

ВЛ

-20

5;

5,2

;

АС

О-3

00

ВЛ-206; 32,1;

АСО-300

В

Л-2

06

; 5

,3;

А

СО

-30

0

ВЛ-215; 33;

АС-300

ВЛ

-21

5;2

,37

;

АС

-30

0

*

*

ВЛ-216; 33,22;

АС-240 *

ВЛ

-21

6; 2

,34

;

АС

-24

0 *

ВЛ-291; 33,17;

АСО-240

ВЛ

-29

1;

12,6

;

АС

О-2

40

ВЛ-294; 33,09;

АСО-240

ВЛ

-29

4; 1

2,6

;

АС

О-2

40

АС

-24

0;

АС

-30

0; 1

67

,02

83,37;

АС-150 83,37;

АС-150

ВЛ

-11

0-2

2; 3

7,1

7;

АС

-95

8;

АС-120

1,1

6;

АС

-18

5

1,1

6;

АС

-18

5

1;

АС-120

1;

АС-120

0,8

;

АС

-18

5

0,8

;

АС

-18

5

4,2;

АС-120

4,2;

АС-120

1,35;

АС-185

1,35;

АС-185

3,3;

АС-185

3,3;

АС-185

1,43;

АС-95

1,43;

АС-95

0,31;

АС-185

0,31;

АС-185

0,65;

АС-185

0,65;

АС-185

2,2

8;

АС

-18

5

2,2

8;

АС

-18

5

3,3

;

АС

-18

5

3,3

;

АС

-18

50

,9;

АС

-18

5

0,9

;

АС

-18

5

ВЛ

-11

0-0

5;

1,6

АС

-12

0

0,7

АС-240

ВЛ

-11

0-0

6; 1

,6

АС

-12

0

ВЛ

-11

0-0

5;

3,4

4

АС

-12

0

ВЛ

-11

0-0

6;

3,4

4

АС

-12

0ВЛ-110-05; 0,08

АС-120

ВЛ-110-06; 0,08

АС-120

ВЛ

-11

0-0

5;

2,6

АС

-12

0

ВЛ

-11

0-0

6; 2

,6

АС

-12

0

ВЛ

-11

0-0

5; 4

,86

АС

-12

0

ВЛ

-11

0-0

6; 4

,86

АС

-12

0

ВЛ-110-05; 5,02

АС-120

ВЛ-110-06; 5,02

АС-120

ВЛ

-11

0-0

5;

2,7

1

АС

О-2

40

ВЛ

-11

0-0

6;

2,7

1

АС

О-2

40

ВЛ

-110-0

8;

15

,6;

АС

О-2

40

ВЛ

-110

-07;

15

,6;

АС

О-2

40

ВЛ-110-07; 0,93;

АС-120

ВЛ-110-07; 2,52;

АС-120

ВЛ-110-08; 2,52;

АС-120

ВЛ

-11

0-1

0;7

,4;

АС

-12

0

ВЛ

-11

0-0

9;7

,4;

АС

-12

0

ВЛ-110-10;0,8;

АС-120

ВЛ-110-09;0,8;

АС-120

ВЛ

-11

0-4

3; 3

4;

АП

С-1

20

ВЛ

-11

0-4

0;

28,5

;

АП

С-1

20

ВЛ-110-43; 4,17;

АЖ-120ВЛ-110-40; 4,17;

АЖ-120

ВЛ

-11

0-4

0;

34;

АП

С-1

20

ВЛ

-11

0-4

3; 2

8,5

;

АП

С-1

20

ВЛ

-11

0-5

1; 1

3,5

;

АС

-12

0

16,6

АС

-95

16

,4

АС

-12

0

16

,4

АС

-12

0

7,1

АС

-12

0;

ВЛ

-11

0-3

5; 8

,1;

АС

-12

0 В

Л-1

10

-35

; 4

,2;

АС

П-1

20

АОПО

0,27;

АС-95

30

,36

АС

-95

на ТПС Даурия

АС

-12

0;

АС-120;

АС-120;

1,54

1,54

92,4

АС

-12

0

ВЛ

-11

0-4

6;

48,5

;

АС

-12

0;

на ТПС Забайкальск

ВЛ

-11

0-1

01

ВЛ

-11

0-1

02

Город

ВЛ

-11

0-1

18

ВЛ

-11

0-1

20

Плотина Аргунь

ВЛ

-11

0-1

31

ВЛ

-11

0-1

32

ВЛ

-11

0-1

34

ВЛ

-11

0-1

33

ВЛ

-11

0-1

35

ВЛ

-11

0-1

36

на ПС Завод на ГПП-9 на ГПП-10

СТ

АТ

КО

М 1

СТ

АТ

КО

М 2

ВПТ №1

СТ

АТ

КО

М 3

СТ

АТ

КО

М 4

ВПТ №2

1/50 2/501/25 2/25

I

II

ПС

БЫСТРИНСКАЯ

Промплощадка

2xАС-400 157,55; 2xАС-300 77,3

1/125 2/125

III

0,0

1;

АС

-18

5

0,0

1;

АС

-18

5

13,4;

АС-95

*

*

*

*

* *

* *

*

Заместитель директора по техническим вопросам -

главный инженер Филиала ПАО «МРСК Сибири» –


Денисенко А.В.

Говорун М.Н.

Засухин Д.В.

Битуев А.К. 15.11.2017

4/6,3

5/6,3

5/6,3

6/6,3

6/6,3

7/6,3

5/6,3 6/6,3

20.11.2017

21.11.20171

2

22.11.2017

332

Приложение В. Схема развития электрической сети напряжением 35-110 кВ на период 2018-2023 гг.

333

Приложение Г. Географическая карта-схема энергосистемы Забайкальского края

334

Приложение Д. Географическая карта-схема размещения объектов электроэнергетики на период 2018-2023 гг.

П. Забайкальская

№4

Тарбагатай

ЗДС

Баляга

Малета

Захарово

Коротково

Красный Чикой

Альбитуй

Урлук


Забайкальский район

Хилокский район

Красночикойский район

Бада

Заречье

Линево Озеро

Хилок

Харагун

на Кижуна Ильинск

на Саганур

Могзон

Сохондо

Лесная

Беклемишево

КСК

В.Чита

Бургень

на Сосновоозерск

Третья

Объект 200Новотроицк

Атамановка

Новая

ЧерновскаяИнгода


Дарасун

Вторая

Улеты

Доронинск

Николаевская

Танга

Улетовский район

Дульдургинский район

Елизаветино

Карымская

Карымская

тяг.

Урульга

Тыргетуй

К. Дарасун

ДульдургаЗуткулей

УрейскМогойтуй 2

АкшаАкшинский район

ЮЗЭС

МангутМордой

Надежный

Билютуй

ЛюбовьКыринский район

Агинский район

Могойтуйский район

Агинск

Урдо-Ага

Цокто-Хангил

ОГОК

Могойтуй 1

Хара-ШибирьЦаган-Оль

Боржигантай

Цугол

Гунэй

Н. Дурулгуй

Н. Цасучей

К. Ималка

Ст. Чиндант

Ононский район

Кусочи


ГРЭС

Оловянная

Степь

ЦЭС

Чита

ЮЭС


Абагайтуй

Даурия

Борзинский район

Забайкальский район

Харанор

Чиндант

Борзя Вост.

Борзя Зап.

Шерлово-

горская 220

Угольная

Шерловогорская ТЭЦУсть-

Озерная

БезречнаяПервая

КурунзулайТурга

Хара-Бырка

Калангуй

Улятуй

Долгокыча


район

Онон


ТЭЦЦРП

Уртуй

К. Маркса

Урулюнгуй

Насосная Досатуй

Кличка

Капцегайтуй

Молодежная Ст. Цурухайтуй

Горда


ТЭЦ

Талман

Бырка

Пограничный

Калганский

район

Приаргунский район

Алек.Завод

Акатуй

Доно

Калга

В.Шахтамы

Михайловка

Кадая

Булдуруй


Нер.

Завод

Солнечный

Ишага

МотогорскНовоширокая

Нерчинско-

Заводский район

Шелопугинский

район

Газ.ЗаводШелопугино

Копунь

Жедково

Балей

У.-Поселье Балейский район

Подойницино

УндаКалинино

ШапкаПриисковаяШилка

Размахнино

Казаново


ТЭЦ

Шилкинский район

В.Хила Холбон Нерчинск

Знаменка

В.Дарасун

Н.СтанНерчинский район

ОлинскСт.Олов

АредаКокуй

Чикичей

Чернышевск

СретенскФирсово

Александрово-


ЮВЭС

ВЭС

Сретинский район

Чернышевск

тяг.

Бушулей

Жирекен

Букачача

Зилово тяг.

А. Зилово

Чернышевский район

Урюм

Усть-Карск

Сбега

Ксеньевская

тяг.

Ксеньевская Давенда

Кудеча

Р. Ключевский

Могоча

тяг.

МогочаПеньковая

Кислый

КлючСемиозерная

Амазар

Чичатка

Аячи

на Ерофей

Павлович

№552

59

60

82

СБ 123

49

48

51

50

84

81

40

43

44

45

46

47

41

42

61

62

8832

34

33

35

36

37

38

27

26

24

23

23

2893

22

21

31

19

20100

12

25

25

25

13

14

15

16

17

69

18

71

70

72

73

286 285 288

290

287

289

292 291

294

201

Чита 1

204

203208

207 210

209

211

213

215

214

216

217

219

218

221

220

223

222

225

226

227

229

231

232

230

237

БД-75Новая Чара

Старая Чара

Куанда

на Хани

на Таксимо

КЧ-49 ТТ-7

2

ТК-47

155

02

238

241

04

242

233234

239

231

232

235

236

206

222

211

221

237

Н.Усугли

214

212

216

213

215

224

310

312

317

307

314

309

306321

305

318319

301

308313

320

315302

Явленка

313

313

311

408

401

413

414

413

Золотореченск

422

421

411

517

515

412

513

512

509

516

508

511

418

419

420

514

501

503502

507

506505

150

151

603,604

141

140

152605

113

114

127

116

102115

121

118

111

103 112

320

Могочинский РЭС

Чернышевский

РЭС

Сретенский РЭС

Балейский РЭС

Холбонский РЭС

Алек-заводский

РЭС

Калганский РЭС

Приаргунский РЭС

Забайкальский РЭС

Ононский РЭС Борзинский РЭС

Оловянинский РЭС

Акшинский РЭС

Дульдургинский

РЭСАгинский РЭС

Могойтуйский РЭС

Карымский

РЭС

Читинский

РЭС


РЭС

Красночикойский РЭС

Петровск-

Забайкальский РЭС

Тарбагатайский РЭС


Газимуро-


Условная схема городского кольца города Читы.

Схема городского кольца города Читы с привязкой к местности

Омчак

Даурия тяговая


тяговая

Бутунтай


РП Маккавеево

Каштак

Заречная

Чита-

500

на Тында

Удоканский ГОК

Дачная

В.Усугли

Верх - Чита

Багульник

Блуждающий

ПС-110 Тупик

Бугадинская

39

105

Дачная

234235

Вновь строящийся ЦП 220кВ

Условные обозначения для карты Забайкальского края

Реконструируемый ЦП 220кВ

Существующий ЦП 220кВ




Существующая ВЛ 220кВ

Вновь строящаяся ВЛ 220кВ




Реконструируемая ВЛ 220кВ







335

Приложение Е. Схема централизованного теплоснабжения и теплоснабжения от ведомственных котельных г. Читы

336

Приложение Ж. Схема теплоснабжения Краснокаменскского энергорайона

Содержаниеминтер.забайкальскийкрай.рф/u/xn--e1aflfqk/files/167-р.pdf ·...

Documents

Transcript of Содержаниеминтер.забайкальскийкрай.рф/u/xn--e1aflfqk/files/167-р.pdf ·...