АДМИНИСТРАЦИЯ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

РАСПОРЯЖЕНИЕ
от 9 октября 2014 г. № 700-ра

О СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2015 - 2019 ГОДОВ

1. В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", в целях развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей на территории Томской области утвердить схему и программу развития электроэнергетики Томской области на период 2015 - 2019 годов согласно приложению к настоящему распоряжению.
2. Признать утратившими силу следующие распоряжения Администрации Томской области:
от 16.06.2011 № 560-ра "О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Томской области на период 2012 - 2016 годов";
от 18.05.2012 № 445-ра "О схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Томской области на период 2013 - 2017 годов";
от 12.07.2013 № 551-ра "О схеме и программе развития электроэнергетики Томской области на период 2014 - 2018 годов".
3. Настоящее распоряжение вступает в силу с 1 января 2015 года.
4. Контроль за исполнением настоящего распоряжения возложить на заместителя Губернатора Томской области по промышленной политике Резникова Л.М.

И.о. Губернатора
Томской области
А.М.ФЕДЕНЕВ





Приложение
к распоряжению
Администрации Томской области
09.10.2014 № 700-ра

СХЕМА И ПРОГРАММА
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ
НА ПЕРИОД 2015 - 2019 ГОДОВ

ПАСПОРТ ПРОГРАММЫ
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ
НА ПЕРИОД 2015 - 2019 ГОДОВ

Наименование Программы
Схема и программа развития электроэнергетики Томской области на период 2015 - 2019 годов (далее - Программа)
Основание для разработки Программы
Постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"
Государственный заказчик
Администрация Томской области
Основные разработчики Программы
Департамент энергетики Администрации Томской области;
Филиал ОАО "СО ЕЭС" Томское РДУ;
Томский филиал ОАО "ТГК-11";
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" Томское ПМЭС;
ОАО "Томская распределительная компания";
ООО "Горсети";
ООО "Томскэлектросетьпроект"
Цели Программы
Развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей на территории Томской области на среднесрочный период с целью обеспечения потребителей электрической и тепловой энергией;
повышение безопасности, надежности, качества, энергетической и экономической эффективности электро- и теплоснабжения потребителей
Задачи Программы
Обеспечение надежного функционирования энергетической системы области;
обеспечение баланса между производством и потреблением в энергетической системе области, в том числе устранение дефицитов производства электрической энергии и мощности и ограничений пропускной способности электрических сетей;
скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей (в т.ч. с учетом соглашений Администрации Томской области: с ОАО "ФСК ЕЭС", с ОАО "МРСК Сибири", с ОАО "Российская топливная компания");
обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса области, транспортной инфраструктуры, схем территориального планирования области и схемы и программы перспективного развития электроэнергетики области
Сроки и этапы реализации Программы
2015 - 2019 годы
Исполнители основных мероприятий
электросетевые и генерирующие компании Томской области (по согласованию);
Департамент энергетики Администрации Томской области
Система организации контроля за исполнением Программы
контроль за исполнением Программы осуществляет Департамент энергетики Администрации Томской области в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"

ВВЕДЕНИЕ

Работа "Схема и программа развития электроэнергетики Томской области на период 2015 - 2019 годов" выполняется в соответствии с техническим заданием.
Основной задачей работы является:
- прогноз спроса на электрическую мощность и электроэнергию с учетом территориального размещения потребителей;
- прогноз электропотребления по энергосистеме и энергорайонам, электрических нагрузок по энергосистеме;
- разработка технических мероприятий, обеспечивающих надежную работу энергосистемы.
В "Схеме и программе развития электроэнергетики Томской области на период 2015 - 2019 гг." за отчетный принят период 2009 - 2013 гг., в качестве перспективного принят период 2015 - 2019 гг.
При выполнении настоящей "Схемы и программы развития электроэнергетики Томской области на период 2015 - 2019 гг." были использованы материалы:
1. "Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 года".
2. "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на период 2013 - 2019 годов".
3. Проект "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на период 2014 - 2020 годов".
4. "Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Томской области на период 2014 - 2018 годов", утвержденной распоряжением Администрации Томской области от 12.07.2013 № 551-ра.
5. "Энергетическая стратегия Томской области на период до 2020 года".
6. "Долгосрочная целевая программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности на территории Томской области на 2010 - 2012 годы и на перспективу до 2020 года".
7. Материалы утвержденных в установленном порядке в предшествующий период инвестиционных программ субъектов электроэнергетики Томской области, в уставных капиталах которых участвует государство, и сетевых организаций.
8. Материалы проектных документаций по следующим титулам:
- "Комплексная реконструкция и техническое перевооружение ПС 220 кВ Восточная";
- "Комплексная реконструкция и техническое перевооружение ПС 220 кВ Советско-Соснинская";
- "ВЛ 500 кВ Томская - Парабель с расширением ПС 220 кВ Парабель (сооружение ОРУ-500 кВ)";
- "ВЛ 500 кВ Советско-Соснинская - Парабель";
- "ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская с переводом подстанции 220 кВ Советско-Соснинская на напряжение 500 кВ";
- "Реконструкция ПС 220 кВ Советско-Соснинская (замена автотрансформаторов)".

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

Создание Томской области было определено Указом Верховного Совета СССР от 13 августа 1944 года. Томская область расположена в географическом центре Сибири.

Рисунок 1.1. Географическое положение
Томской области на карте России

Рисунок не приводится.

Территория Томской области граничит:
на юге - с Кемеровской, Новосибирской областями;
на юго-западе - с Омской областью;
на западе, северо-западе и севере - с Ханты-Мансийским автономным округом - Югрой (ХМАО);
на северо-востоке и востоке - с Красноярским краем.
Томская область входит в состав Сибирского федерального округа Российской Федерации.
В состав области входят:
- 6 городов - Томск, Северск, Стрежевой, Асино, Колпашево, Кедровый;
- 16 муниципальных районов - Александровский, Асиновский, Бакчарский, Верхнекетский, Зырянский, Каргасокский, Кожевниковский, Колпашевский, Кривошеинский, Молчановский, Парабельский, Первомайский, Тегульдетский, Томский, Чаинский, Шегарский;
- 4 городских округа;
- 3 городских и 116 сельских поселений;
- 576 сельских населенных пунктов.
Административным центром является г. Томск, расположенный в южной части области на берегу реки Томи, правого притока Оби.
Численность населения Томской области на 01.01.2014 составила 1070,1 тыс. человек (71,6% - городское население).
Плотность населения по области составляет 3,4 чел./кв. км.

Рисунок 1.2. Географическое положение Томской области

Рисунок не приводится.

Протяженность области с севера на юг составляет около 600 км, с запада на восток - 780 км. Площадь Томской области равна 314,4 тысячи квадратных километров. Границы с соседними областями проходят по значительно заболоченной и практически незаселенной равнине. Для экономических связей с соседними субъектами РФ доступны только южные границы, а именно с промышленными районами Кемеровской и Новосибирской областей.
Рельеф Томской области отличается исключительной равнинностью. На сотни километров тянутся плоские, сильно заболоченные равнины с отметками, не превышающими 200 м над уровнем моря. Река Обь - самая большая река России, в своем среднем течении пересекает Томскую область с юго-востока на северо-запад, деля область на две практически равные части. Возвышенное правобережье в меньшей степени заболочено и отличается лучшей заселенностью. Левобережье включает громадное Васюганское болото площадью 53000 кв. км. На долю речных долин приходится 1/5 всей территории области.
Томская область располагается в умеренных широтах северного полушария, в глубине материка Евразия, в непосредственной близости к географическому центру части света Азия. Это оказывает главное влияние на формирование ее климата, который определяется как переходный от умеренно-континентального к резко-континентальному.
Средняя годовая температура воздуха по всей области находится ниже нуля и изменяется от -0,6 °С на юге области (г. Томск) до -3,5 °С на северо-востоке (Ванжиль-Кынак). В области отчетливо выражен годовой ход температуры воздуха: максимум приходится на июль (+35° С), минимум - на январь (-55 °С).
На территории Томской области в среднем за год выпадает от 400 до 600 мм осадков.
Всего на территории области насчитывается 572 реки, протяженность каждой из которых превышает 20 км. Общая протяженность учитываемых рек достигает 39,5 тыс. км.
Наиболее крупные притоки Оби - Томь, Чулым, Чая, Кеть, Парабель, Васюган и Тым. Томская область по ресурсам речного стока занимает одно из первых мест в Западной Сибири.

Рисунок 1.3. Климатические условия:
- среднегодовая температура, °С;
- продолжительность отопительного периода, сутки

Рисунок не приводится.

Томская область богата природными ресурсами, такими как нефть (82 месторождения), природный газ, черные и цветные металлы, бурый уголь, торф и подземные воды. В области находится Бакчарское железорудное месторождение, являющееся одним из крупнейших в мире, предположительно здесь сосредоточено до 57% всей железной руды России. На территории Томской области расположено множество месторождений сырья для строительных материалов: глины, песка, известняков, глинистых сланцев, гравия.
Структура экономики области имеет ресурсную направленность с преобладанием добычи и первичной переработки углеводородного сырья.
Промышленность занимает ведущее место в экономике области, в ней занято почти четверть работающего населения области, создается свыше трети валового регионального продукта.
Структура промышленного производства области носит многоотраслевой характер. Основные отрасли промышленности: топливная, электроэнергетика, цветная металлургия, химическая и нефтехимическая, машиностроение и металлообработка, лесная, деревообрабатывающая и пищевая промышленность.
Доля энергетики в общем объеме промышленного производства Томской области составляет около 6%.
Стратегия развития транспортной сети России отводит важную роль Томской области в качестве моста между нефтегазовым Севером и быстро растущими экономиками Юго-Восточной Азии. Через территорию Томской области с севера на юг проложены магистральные нефте- и газопроводы, которым отводится заметное место в реализации стратегического проекта строительства трубопровода "Восточная Сибирь - Тихий океан" и газопровода "Ямал - Китай". В ближайшие годы предполагается модернизация трубопроводного транспорта в Томской области для увеличения его пропускной способности.
Высокая концентрация сектора науки и образования, доходы которого сегодня сопоставимы с объемами производства крупных отраслей промышленности (нефтехимии, электроэнергетики, пищевой промышленности и др.), является отличительной особенностью Томской области.

2. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА ПЕРИОД 2009 - 2013 ГГ.

2.1. Общая характеристика Томской энергосистемы

Формирование энергосистемы состоялось в шестидесятые годы прошлого столетия в основном в городе Томске и прилегающем районе. Наиболее активный процесс формирования энергосистемы состоялся в семидесятые - восьмидесятые годы. В этот период выстроена железная дорога Асино - Белый Яр и выполнено электроснабжение потребителей, прилегающих к железной дороге, осуществлено электроснабжение сельскохозяйственных потребителей юго-восточных районов области и начато активное освоение северных нефтегазовых месторождений. В районе месторождений строятся новые города (Стрежевой, Кедровый), начинается освоение Лугинецкого, Игольского, Герасимовского и других нефтегазовых месторождений, для электроснабжения которых строятся подстанции и линии электропередачи. ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая - Игольская выстроена в габаритах 220 кВ с перспективой перевода указанных подстанций на напряжение 220 кВ. С конца 80-х годов в стране начинается "перестройка" и освоение месторождений замирает примерно до 2000 г. С появлением нового собственника ОАО "Томскнефть" ВНК вновь начинается активное освоение севера, в частности Северо-Васюганских нефтегазовых месторождений. Активно строятся сети 110 - 35 кВ, принадлежащие ОАО "Томскнефть" ВНК, при этом не учитывается износ магистральных линий и их ограниченная пропускная способность, которая препятствует дальнейшему росту нагрузок в этом районе.
Основными субъектами электроэнергетики, образующими региональную энергосистему Томской области, являются:
- Томский филиал ОАО "ТГК-11", в ведении которого находятся три энергоисточника: Томская ГРЭС-2 ( - 331 МВт), Томская ТЭЦ-3 ( - 140 МВт) и Томская ТЭЦ-1 ( - 14,7 МВт) (Томская ПРК переименована в соответствии с приказом ОАО "ТГК-11" от 29.12.2012 № 535 "О переименовании структурного подразделения "Пиковая резервная котельная" в структурное подразделение "ТЭЦ-1" Томского филиала ОАО "ТГК-11");
- Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" Томское ПМЭС находится под управлением филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Сибири, которое входит в ОАО "ФСК ЕЭС".
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" Томское ПМЭС осуществляет эксплуатацию сетей 220 - 500 кВ. По сети 500 кВ энергосистема связана с объединенной энергосистемой Сибири, по сети 220 кВ с объединенной энергосистемой Урала. Негативной особенностью сформировавшейся системообразующей сети является ее протяженность (двухцепная ВЛ 220 кВ Томская - Парабель - Нижневартовская ГРЭС 807 км), слабая связь с Тюменской энергосистемой, отсутствие резервирования;
- ОАО "Томская распределительная компания" (ОАО "ТРК") находится под управлением ООО "ЭРДФ Восток". ОАО "ТРК" осуществляет эксплуатацию находящихся в собственности компании электрических сетей напряжением 35 - 110 кВ, по которым осуществляется распределение электрической энергии потребителям области. Распределительная сеть сформирована кольцевыми и радиальными связями. В состав ОАО "ТРК" входят районы электрических сетей, расположенные в основном в районных центрах области, и три территориальных дирекции: ТД "Центральные электрические сети", ТД "Восточные электрические сети" и ТД "Северные электрические сети";
- ОАО "Томскнефть" ВНК. Этому обществу принадлежат электрические сети напряжением 35 - 110 кВ, расположенные в районе Северо-Васюганских нефтяных месторождений, сети напряжением 35 кВ, расположенные в районе Советско-Соснинского, Вахского и Малореченского месторождений. Эксплуатацию сети, принадлежащей ОАО "Томскнефть" ВНК, осуществляет ООО "Энергонефть Томск".
Основными энергоисточниками энергосистемы Томской области являются электростанции Томская ГРЭС-2 и Томская ТЭЦ-3, входящие в состав Томского филиала ОАО "ТГК-11", а также ТЭЦ, принадлежащая ОАО "Сибирский химический комбинат". Остальные энергетические мощности представлены объектами малой генерации промышленных предприятий, как правило, газотурбинными и газопоршневыми электростанциями (станции промпредприятий) установленной мощностью 99,9 МВт.
Прогнозы развития объединенных энергосистем Сибири и Урала показывают, что в настоящее время и на перспективу 5 - 10 лет эти энергосистемы будут избыточны (за исключением Тюменской области).
Электроэнергетическая система (ЭЭС) Томской области входит в состав объединенной энергосистемы (ОЭС) Сибири. На рисунке 2.1 (не приводится) показана сеть ЛЭП высокого напряжения (220 кВ - зеленые линии и 500 кВ - красные линии) части ОЭС Сибири. Достаточно "сильные" межсистемные электрические связи ЭЭС Томской области с энергосистемами Красноярской и Кемеровской областей позволят и впредь покрывать разницу между выработкой и потреблением мощности за счет перетоков из соседних энергосистем.

Рисунок 2.1. Схема линий электропередачи ОЭС Сибири
(часть, включающая энергосистему Томской области)

Рисунок не приводится.

Наличие в области запасов природного газа и его добыча на уровне 4 - 4,2 млрд куб. м позволяют потенциально рассматривать возможность строительства новых газовых энергоблоков на Томской ТЭЦ-3, мини-ТЭЦ на базе газотурбинных или газодизельных энергоблоков небольшой мощности. В то же время прогнозируемая тенденция опережающего роста стоимости на природный газ по сравнению со стоимостью угля предопределяет целесообразность использования газа только на эффективном энергетическом оборудовании.
Альтернативой развития электроэнергетики на газе следует считать развитие атомной энергетики и электростанций с использованием угля.
Следует также учитывать, что значительная часть генерирующего оборудования электростанций Томской области отработала свой парковый ресурс, изношена и требует замены.
Распределение электроэнергии по территории области осуществляется по электрическим сетям напряжением от 0,4 кВ до 220 кВ. С соседними энергосистемами область связана по ВЛ 500 и 220 кВ:
- с Красноярской: ВЛ 500 кВ Итатская - Томская;
- с Кузбасской: ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская, ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная, ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная, ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново; ВЛ 35 кВ Заря - Вознесенка;
- с Новосибирской: ВЛ 110 кВ Боярская - Чилино с отпайкой на ПС Кандауровская;
- с Тюменской: ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская.
Общая протяженность ВЛ 110 кВ и выше составляет 7619,5 км (в одноцепном исполнении). На территории области эксплуатируется одна ПС 500/220 кВ с установленной мощностью автотрансформаторов 1002 МВА и 105 подстанций 110 - 220 кВ с установленной мощностью трансформаторов 7888,3 МВА.
Основной системообразующей линией Томской энергосистемы является двухцепная ВЛ 220 кВ Томск - Володино - Парабель - Советско-Соснинская длиной более 770 км. Из-за большой протяженности и малой пропускной способности эта линия не может служить в качестве транзитной для параллельной работы объединенной энергосистемы Сибири и объединенной энергосистемы Урала. В настоящее время точкой разделения электрических потоков этих энергосистем являются ПС 220 кВ Парабель и ПС 220 кВ Вертикос, тем самым потребители Томской области севернее этих подстанций получают электроэнергию из Тюменской энергосистемы.
Таким образом, наряду с решением вопросов по ликвидации дефицита энергетических мощностей необходимо решение проблем по электросетевой части.

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии
в Томской области и структура электропотребления
по основным группам потребителей

Основными промышленными предприятиями, влияющими на изменение потребления энергосистемы, являются предприятия нефтегазодобывающей, нефтеперерабатывающей, химической промышленности и газопроводный, нефтеперекачивающий транспорт.
Динамика электропотребления, среднегодовых темпов прироста/спада электропотребления Томской энергосистемы за отчетный период представлена в таблице 2.2.1 и на рисунке 2.2 (не приводится).

Таблица 2.2.1

Динамика электропотребления и среднегодовых темпов
прироста/спада электропотребления в Томской
энергосистеме за период 2009 - 2013 гг.

Наименование
2009
2010
2011
2012
2013
Электропотребление, Э, млн кВт x ч
8741
9051
8860
9177
8900
Абсолютный прирост электропотребления, млн кВт x ч
-149
310
-191
317
-277
Среднегодовые темпы прироста, %
-1,7
3,6
-2,1
3,6
-3,02

Рисунок 2.2. Динамика электропотребления и среднегодовых
темпов прироста электропотребления в Томской
энергосистеме за период 2009 - 2013 гг.

Рисунок не приводится.

Как видно из таблицы 2.2.1 и рисунка 2.2, в Томской области в период 2009 - 2013 гг. электропотребление изменялось разнонаправленно: снижение электропотребления в 2009, 2011, 2013 годах на 1,7%, 2,1%, 3,02% соответственно, увеличение электропотребления в 2010 и 2012 годах на 3,6%, 3,6% соответственно. В 2013 году электропотребление в Томской энергосистеме увеличилось на 1,8% по отношению к 2009 году.
Относительно большой прирост электропотребления в 2010 году отчасти обусловлен аномально низкой среднегодовой температурой окружающего воздуха (-1,2 °С), а также ростом электропотребления населением области.
Спад электропотребления в 2011 году относительно 2010 года вызван наоборот аномально высокой среднегодовой температурой окружающего воздуха (+0,9 °С) при стабилизации электропотребления населением области.
Прирост электропотребления в 2012 году относительно 2011 года обусловлен увеличением расхода на собственные нужды ТЭС, которые в летний период были загружены по причине низкой загрузки гидроэлектростанций Западной и Восточной Сибири, наличием дополнительного дня високосного года в феврале и возросшим потреблением на нефтяных месторождениях.
Спад электропотребления в 2013 году обусловлен снижением расхода на собственные нужды электростанций, загрузка которых была уменьшена из-за полной ликвидации аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, запуска первой очереди Богучанской ГЭС и полным набором дебета воды по объектам гидроэлектростанций Ангаро-Енисейского каскада, снижением электропотребления ОАО "Томскнефть" ВНК; снижением электропотребления населением за счет теплой осени (среднемесячные температуры ноября и декабря 2013 года выше прошлогодних на 5,6 °С и 14,4 °С соответственно).

Таблица 2.2.2

Структура электропотребления по основным
группам потребителей за 2009 - 2013 гг.

Наименование
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
млн кВт x ч
млн кВт x ч
млн кВт x ч
млн кВт x ч
млн кВт x ч
Промышленное производство
4971,7
5029,8
4952,6
5061,8
4731,7
В том числе:





ОАО "СХК"
1409,0
1392,1
1351,4
1380,6
1293,9
ООО "Томскнефтехим"





("Сибурэнергоменеджмент")
507,2
505,3
502,9
517,1
516,9
ООО "Русэнергоресурс"





(ОАО "Транснефть")
152,9
209,2
192,8
272,5
260,4
ООО "РН-энерго"
1863,7
1865,8
1852,8
1866,4
1744,2
ОАО "Межрегионэнергосбыт"
251,8
309,1
282,6
232,6
107,8
Другие промышленные производства
786,8
748,0
769,9
792,6
808,5
Производственные нужды
96,1
92,4
89,3
90,5
90,7
Строительство
21,2
20,9
20,3
20,3
27
Транспорт и связь
101,7
97,4
74,2
25,7
66,2
Сельское хозяйство
103,4
99,7
75,9
77,9
78,7
Непромышленные потребители
97,2
131,0
137,8
308,7
400,6
Бытовое потребление (жилищно-коммунальный сектор)
248,0
218,1
255,5
264
258,7
Электроэнергия на компенсацию потерь
638,5
729,8
796,5
804,2
710,5
ОПП без населения
648,3
614,1
471,7
420
415,7
Население
1035,2
1106,3
1125,6
1159,4
1196,3
Потери в электрических сетях ФСК
258,4
238,0
210,6
214,7
232,3
Собственные нужды электростанций
341,4
375,4
337,4
386,7
351,2
Нагрузка, покрываемая станциями промпредприятий
180,0
286,3
314,2
343,1
341,0
Небаланс
-0,6
11,2
-2,2
-3,5
0,6
ВСЕГО
8741,6
9039,7
8862,2
9173,6
8900,6

Рисунок 2.3. Структура электропотребления
в энергосистеме Томской области 2009 - 2013 гг.

Рисунок не приводится.

Анализ структуры электропотребления за 2009 - 2013 годы (рис. 2.3 - не приводится) показал, что растущий или практически неизменный характер электропотребления наблюдается для большинства отраслей экономики. Кроме того, в период с 2009 по 2013 год наблюдается неуклонный рост электропотребления населением. Так, если в 2009 году объем электропотребления, приходящийся на долю населения в процентном отношении к общему объему электропотребления, составлял 12%, то в 2013 году эта цифра составила уже 13,4%. Самую большую долю в структуре общего электропотребления составляют потребители промышленного сектора экономики. Самую низкую долю - потребители строительного сектора.

2.3. Перечень основных крупных потребителей
электрической энергии и мощности

Основными потребителями электроэнергии в Томской энергосистеме являются потребители топливно-энергетического комплекса. Они играют значительную роль в экономике Томской области.
Топливно-энергетический комплекс Томской области имеет в своем составе нефте- и газодобывающие предприятия, объекты электро- и теплоэнергетики. Наибольший удельный вес в общем объеме топливно-энергетической продукции области в настоящее время имеют нефтедобывающие предприятия.
Помимо предприятий нефтегазового комплекса на территории области функционируют предприятия химической и нефтехимической отраслей, машиностроения и металлообработки, лесопромышленного и строительного секторов, а также транспорта, сельского хозяйства и коммунально-бытового сектора.
На оптовом рынке электрической энергии Томской области действуют несколько независимых энергосбытовых компаний. К ним прежде всего относятся: ООО "Русэнергоресурс", ОАО "Сибурэнергоменеджмент", ОАО "Томская энергосбытовая компания", ООО "РН-Энерго", ОАО "Межрегионэнергосбыт".
ООО "Русэнергоресурс" - энергосбытовая компания, занимающаяся поставками электрической энергии на предприятия ОАО "Транснефть". На территории Томской области ООО "Русэнергоресурс" производит покупку электроэнергии и мощности на оптовом рынке электроэнергии и мощности для нужд ОАО "Магистральные нефтепроводы центральной Сибири" (ОАО "Центрсибнефтепровод").
ОАО "Сибурэнергоменеджмент" - энергосбытовая компания, занимающаяся поставками электрической энергии на предприятия ОАО "СИБУР Холдинг". СИБУР - лидер нефтехимии России и Восточной Европы с полным охватом отраслевого цикла. На территории Томской области ОАО "Сибурэнергоменеджмент" производил покупку электроэнергии и мощности для нужд ООО "Томскнефтехим" с 2008 г. С 1 января 2010 года покупку электроэнергии и мощности по группе точек поставки ООО "Томскнефтехим" ОАО "Сибурэнергоменеджмент" производит на оптовом рынке электроэнергии и мощности.
ОАО "Томская энергосбытовая компания" - крупнейшая на данный момент энергосбытовая компания Томской области, осуществляет деятельность в качестве гарантирующего поставщика, границы зоны деятельности которой определены по административным границам Томской области.
Компания также предоставляет комплексное обслуживание средств измерения учета, оказывает услуги по реализации комплексного учета, осуществляет разработку, организацию и проведение энергосберегающих мероприятий.
ООО "РН-Энерго" - крупнейшая независимая энергосбытовая компания, осуществляющая поставки электроэнергии потребителям по всей территории Российской Федерации. В Томской области компания занимается поставками электрической энергии и мощности для нужд ОАО "Томскнефть" ВНК.
ОАО "Межрегионэнергосбыт" было создано в 2006 году как дочернее общество ООО "Межрегионгаз" и является одним из крупнейших энерготрейдеров России. В настоящее время более 700 крупных и средних потребителей электроэнергии в 47 субъектах Российской Федерации являются абонентами ОАО "Межрегионэнергосбыт". Среди них преимущественно дочерние и зависимые общества ОАО "ГАЗПРОМ", ОАО "ГАЗПРОМ НЕФТЬ", ОАО "Сибур Холдинг". На территории Томской области ОАО "Межрегионэнергосбыт" занимается поставками электрической энергии на предприятия ОАО "Газпром трансгаз Томск".

Таблица 2.3.1

Перечень основных потребителей электрической энергии

N
пп
Наименование потребителя
Место расположения (адрес)
Вид деятельности
Годовой объем электропотребления, млн кВт x ч
1
ООО "Русэнергоресурс"
Почтовый адрес: 105066, г. Москва, ул. Ольховская, дом 27, стр. 3. Юридический адрес: 117049, г. Москва, Ленинский проспект, дом 4, стр. 1-а
Энергосбытовая компания, занимающаяся поставками электрической энергии на предприятия ОАО "Транснефть"
260,4
2
ОАО "Сибурэнергоменеджмент"
Почтовый адрес: 394029, г. Воронеж, Ленинский проспект, дом 15, корпус 2, офис 238. Юридический адрес: 394014, г. Воронеж, Ленинский проспект, дом 2
Энергосбытовая компания, занимающаяся поставками электрической энергии на предприятия ОАО "СИБУР Холдинг"
516,9
3
ООО "РН-Энерго"
Почтовый адрес: 119071, г. Москва, ул. Малая Калужская, д. 19
На территории Томской области ООО "РН-Энерго" приобретает электрическую энергию и мощность для нужд ОАО "Томскнефть" ВНК
1744,2
4
ОАО "Межрегионэнергосбыт"
Почтовый адрес: 119526, г. Москва, пр-т Вернадского, д. 101, корп. 3
Независимая энергосбытовая компания, занимающаяся поставками электрической энергии на предприятия ОАО "Газпром трансгаз Томск"
107,9
5
ОАО "Томская энергосбытовая компания"
Почтовый адрес: 634034, г. Томск, ул. Котовского, д. 19 Юридический адрес: 634034, г. Томск, ул. Котовского, д. 19
Гарантирующий поставщик Томской области. Осуществляет покупку и реализацию конечным потребителям электрической энергии на территории региона. Компания также предоставляет комплексное обслуживание средств измерения учета, оказывает услуги по реализации комплексного учета, осуществляет разработку, организацию и проведение энергосберегающих мероприятий
4144,2

2.4. Динамика изменения максимума нагрузки за последние
5 лет и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки

Динамика изменения собственного максимума нагрузки энергосистемы и среднегодовых темпов прироста собственного максимума нагрузки энергосистемы Томской области за отчетный период представлена в таблице 2.4.1 и на рисунке 2.4 (не приводится).

Таблица 2.4.1

Динамика изменения собственного максимума
нагрузки в энергосистеме Томской области
за период 2009 - 2013 гг.

Наименование
2009
2010
2011
2012
2013
Собственный максимум нагрузки, МВт
1373
1436
1384
1420
1368
Абсолютный прирост максимума нагрузки, МВт
54
63
-51
36
-52
Среднегодовые темпы прироста, %
4,1
4,5
-3,6
2,6
-3,7

Рисунок 2.4. Динамика изменения максимума нагрузки
в Томской энергосистеме за период 2009 - 2013 гг.

Рисунок не приводится.

С 2009 года наблюдается рост максимума нагрузки энергосистемы. Относительно большой рост максимума нагрузки в 2010 году относительно 2009 года отчасти обусловлен аномально низкой среднегодовой температурой окружающего воздуха (-1,2 °С), а также ростом электропотребления населением области.
К наиболее крупным узлам нагрузки энергосистемы Томской области относятся следующие подстанции:
- ПС 500/220/10 кВ Томская. На подстанции установлены два автотрансформатора 500/220/10 кВ мощностью 501 МВА каждый (срок службы 42 года);
- ПС 220/110/35/10 кВ Восточная. На подстанции установлены два автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА каждый (срок службы 39 и 36 лет), три трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА каждый (в эксплуатации 32, 31 и 2 года);
- ПС 220/110/10 кВ Зональная. На подстанции установлены два автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА каждый (срок службы 22 и 2 года);
- ПС 220/110/35/6 кВ Советско-Соснинская. На подстанции установлены два автотрансформатора 220/110/10 кВ и один автотрансформатор 220/110/6 кВ мощностью 63 МВА каждый (срок службы двух автотрансформаторов 34 года, третьего - 33 года);
- ПС 220/110/10 кВ Чапаевка. На подстанции установлены три автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 63 МВА каждый (срок службы 38 лет). В работе находятся два автотрансформатора, один автотрансформатор в резерве;
- ПС 220/110/10 кВ Парабель. На подстанции установлены три автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 63 МВА каждый (срок службы двух автотрансформаторов 42 года, третьего - 25 лет).
Перечень основных крупных узлов нагрузки энергосистемы Томской области приведен в таблице 2.4.2.

Таблица 2.4.2

Перечень основных крупных узлов нагрузки
энергосистемы Томской области

N
пп
Наименование энергоузла
Зимний замер максимума нагрузки, МВт
Резерв мощности центра питания, МВт
2009
2010
2011
2012
2013
1
ПС 220 кВ Восточная


220 кВ
149,9
158
164
167
160

110 кВ
149,9
158
164
167
160
40
35 кВ
31,1
39,6
39
31,4
37
25
10 кВ
33,7
34,3
35
36,4
35
15
2
ПС 220 кВ Зональная






220 кВ
98,4
107,3
110
129
110

110 кВ
98,4
107,3
110
129
110
50
3
ПС 220 кВ Чапаевка






220 кВ
68,1
66,4
62,3
57
55

110 кВ
67,5
65,7
61,6
57
55
56,6
10 кВ
0,6
0,7
0,7
0,5
0,5
29,9
4
ПС 220 кВ Парабель






220 кВ
115,2
110
120,7
131
118

110 кВ
101,8
91,9
106,8
116
102
0
10 кВ
13,4
18,1
13,9
14,7
12
0
5
ПС 220 кВ Советско-Соснинская






220 кВ
134,6
140,3
134
136,5
144

110 кВ
134,6
140,3
134
136,5
144
0
35 кВ
55,6
54,5
51
51,1
54
0
6 кВ
10,1
12,6
12,5
9,8
12
0
6
ПС 500 кВ Томская






500 кВ
274,2
273,1
277
378,4
297
нет данных
220 кВ
273,7
273,1
276,5
377,8
297
10 кВ
0,5
0,4
0,5
0,6
0,5

2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах
централизованного теплоснабжения в Томской области,
структура отпуска тепловой энергии от электростанций
и котельных основным группам потребителей

Основными источниками тепловой энергии, осуществляющими централизованное теплоснабжение на территории Томской области, являются:
1) город Томск:
Томский филиал ОАО "ТГК-11" в составе:
- Томской ГРЭС-2 установленной тепловой мощностью 815 Гкал/час;
- Томской ТЭЦ-3 установленной тепловой мощностью 780 Гкал/час;
- Томской ТЭЦ-1 установленной тепловой мощностью 815,47 Гкал/час;
2) город Северск:
- ОАО "СХК" с ТЭЦ установленной тепловой мощностью 1871,8 Гкал/час;
3) город Стрежевой:
- ООО "Стрежевой теплоэнергоснабжение" установленной тепловой мощностью:

- Котельная № 3
150,0 Гкал/час
- Котельная № 4
120,0 Гкал/час

В теплоснабжении муниципальных образований Томской области участвуют более 500 источников суммарной мощностью 3993,4 Гкал/ч, обеспечивающих теплом население и организации. Основную часть всех источников теплоснабжения, работающих на территории области, составили мелкие, маломощные источники, установленная мощность которых не превышает 3 Гкал/ч. В общем числе источников теплоснабжения их доля составила 80,9%, а в полном объеме производимой теплоэнергии лишь 6,2%. Динамика потребления тепловой энергии за последние пять лет приведена в таблице 2.5.1.

Таблица 2.5.1

Динамика потребления тепловой энергии за последние пять лет

Наименование показателя
Ед. изм.
2009
2010
2011
2012
2013
Потребление тепловой энергии
Тыс. Гкал
7370,43
7340,39
7186,87
7627,64
6998,09
Абсолютный прирост/спад теплопотребления
Тыс. Гкал
326,92
-30,04
-153,52
440,77
-629,55
Среднегодовые темпы прироста/спада
%
4,43
-4,09
-2,13
6,13
-8,25

Структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных генерирующих компаний Томской области за 2013 г. представлена в таблице 2.5.2.

Таблица 2.5.2

Структура отпуска тепловой энергии от электростанций
и котельных генерирующих компаний Томской области

NN
пп
Наименование энергоисточников
Отпуск тепловой энергии (2013 год), тыс. Гкал
Всего от ТЭС, в т.ч.:
6387,10
1
Структурные подразделения Томского филиала

ОАО "ТГК-11", в т.ч.:
4493,72
Томская ГРЭС-2
2121,09
Томская ТЭЦ-3
1760,55
Томская ТЭЦ-1
612,07
2
ОАО "СХК"
ТЭЦ СХК
1893,37
Всего от котельных, в т.ч.:
611,3
1
Муниципальные котельные, арендуемые Томским филиалом ОАО "ТГК-11"
30,7
2
ООО "Стрежевой теплоэнергоснабжение"
580,6

Потребление тепловой энергии по основным группам потребителей за последние пять лет представлено в таблице 2.5.3.

Таблица 2.5.3

Динамика потребления тепловой энергии за последние
пять лет по основным группам потребителей

Наименование показателя
Ед. изм.
2009
2010
2011
2012
2013
Потребление тепловой энергии, в том числе:
Тыс. Гкал
7370,43
7340,39
7186,87
7627,64
6998,09
- население
Тыс. Гкал
4782,41
4747,07
4647,78
4942,71
4548,76
- бюджетные организации
Тыс. Гкал
1035,04
1027,39
1005,9
1052,61
979,72
- промышленные и приравненные к ним потребители
Тыс. Гкал
529,76
525,86
514,86
556,82
457,23
- прочие потребители
Тыс. Гкал
1023,22
1040,07
1018,32
1075,50
1012,38

2.6. Перечень основных групп потребителей тепловой энергии

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии г. Томска представлен в таблице 2.6.1.

Таблица 2.6.1

Основные группы потребителей тепловой энергии

NN
пп
Наименование потребителя
Годовой объем теплопотребления, тыс. Гкал
Источник покрытия тепловой нагрузки
Присоединенная нагрузка Гкал/час
1
Частный сектор
109956,64
ГРЭС-2; ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
36,64
2
ТСЖ
2651668,60
ГРЭС-2; ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
883,595
3
Административные учреждения (федеральные, региональные, муниципальные)
69113,03
ГРЭС-2; ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
23,03
4
Предприятия малого бизнеса, сферы услуг
1206281,96
ГРЭС-2; ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
401,96
5
Учебные заведения
294575,16
ГРЭС-2; ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
98,159
6
ГУП "ККП ТНЦ СО РАН"
202276,40
ГРЭС-2
67,40
7
Детские и дошкольные заведения
53057,68
ГРЭС-2; ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
17,68
8
Медицинские учреждения
74334,77
ГРЭС-2; ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
24,77
9
Томский филиал ОАО "ТГК-11" (объекты теплоснабжения)
44804,93
ГРЭС-2; ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
14,93
10
УФСИН России
29349,78
ГРЭС-2; ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
9,78
11
Строительно-монтажные предприятия
21457,15
ГРЭС-2; ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
7,15

2.7. Структура установленной электрической
мощности и выработки электрической энергии
на территории Томской области

В Томской области в эксплуатации находятся три крупных источника генерации, два из которых входят в состав Томского филиала ОАО "ТГК-11" и один в состав ОАО "СХК" (Росатом), а также 3 газотурбинные электростанции нефтегазодобывающей отрасли, котельная ООО "Томскнефтехим". Основные показатели электростанций приведены в таблице 2.7.1.

Таблица 2.7.1

Основные показатели электростанций за 2013 год

Наименование электростанций
Установленная мощность, МВт
Выработка эл. энергии, млн кВт x ч
Структурные подразделения Томского филиала ОАО "ТГК-11" в т.ч.:
485,7
2125,381
Томская ГРЭС-2
331
1297,683
Томская ТЭЦ-3
140
799,617
Томская ТЭЦ-1
14,7
28,08
ОАО "СХК"
ТЭЦ СХК
549
2060,184
Нефтегазодобывающая отрасль ГТЭС
43,5
238,402
Котельная ООО "Томскнефтехим"
17,7
102,631
Итого по области
1095,9
4526,598

2.8. Перечень существующих электростанций, включая
блок-станции, установленной мощностью выше 5 МВт

В Томской области в настоящее время в эксплуатации находятся три крупных источника генерации, два из которых входят в состав Томского филиала ОАО "ТГК-11" и один в состав ОАО "СХК" (Росатом). Установленная мощность основных электростанций приведена в таблице 2.8.1. Состав оборудования энергоисточников представлен в таблице 2.8.2.

Таблица 2.8.1

Установленная мощность электростанций
Томской области на 01.01.2014, МВт

Электростанции
Установленная мощность
ВСЕГО
1095,9
Томская ГРЭС-2
331
Томская ТЭЦ-3
140
Томская ТЭЦ-1
14,7
Дизельные и газодизельные электростанции
43,5
ТЭЦ СХК
549
Котельная ООО "Томскнефтехим"
17,7

Таблица 2.8.2

Состав оборудования энергоисточников на 01.01.2014

Ст.
NN
Наименование, тип
Паропроизводительность, т/ч Мощность, МВт
Параметры пара
Год ввода
Давление, МПа
Температура, °С
1
2
3
4
5
6
ТЭЦ СХК

Котлоагрегаты




1
ТП-230
230
9,8
510
1953
2
ТП-230
230
9,8
510
1953
6
ТП-230
230
9,8
510
1955
7
ТП-230
230
9,8
510
1956
9
ТП-230
230
9,8
510
1957
10
ТП-230
230
9,8
510
1959
11
ТП-230
230
9,8
510
1959
12
ТП-10
220
9,8
540
1959
13
ТП-10
220
9,8
540
1959
14
ТП-10
220
9,8
540
1960
15
ТП-10
220
9,8
540
1960
17
ТП-10
220
9,8
540
1961
18
ТП-12
220
9,8
540
1961
20
БКЗ-210-140-9
210
9,8
540
2000

Турбоагрегаты




1
ВТ-25-4
25
8,8
500
1953
2
ВПТ-25-3
25
8,8
500
1953
6
ВК-50-2М
50
8,8
500
1955
7
ВПТ-25-3
25
8,8
500
1956
9
Р-12-90/16М
12
8,8
500
1982
10
Т-115-8.8
100
8,8
500
2008
11
ВКТ-100М
100
8,8
535
1959
12
ВКТ-100М
100
8,8
535
1959
14
ВКТ-100М
100
8,8
535
1961
15
Р-12-90/16М
12
8,8
535
1988
Томский филиал ОАО "ТГК-11" Томская ГРЭС-2

Турбоагрегаты




2
Т-50/60-8,8
50
90
500
2009
3
Т-43-90-2М
43
90
500
1953
5
Т-43-90-2М
43
90
500
1958
6
ПТ-25-90/10
25
90
500
1959
7
ПТ-60-90/13
60
90
535
1960
8
Т-118/125-130-8
110
130
555
1997

Котлоагрегаты




3
БКЗ-220-100-4
220
100
510
1981
4
ТП-230
230
100
510
1953
5
ТП-230
230
100
510
1953
6
ТП-230
230
100
510
1958
7
ТП-230
230
100
510
1959
8
ТП-230
230
100
510
1960
9
БКЗ-220-100-4-ф
220
100
540
1968
10
БКЗ-210-140-9
210
140
560
1986
11
БКЗ-210-140-9
210
140
560
1988
12
БКЗ-210-140-9
210
140
560
1994
Томский филиал ОАО "ТГК-11" Томская ТЭЦ-3

Турбоагрегаты




1
ПТ-140/165-130/15-3
140
130
550
1996

Котлоагрегаты




1
БКЗ-500-140-1
500
140
560
1996
2
БКЗ-500-140-1
500
140
560
2000

ПВК





Котлоагрегаты




1
Е-160-24
160
24
250
Окт. 1988
2
Е-160-24
160
24
250
Дек. 1988
3
Е-160-24
160
24
250
Мар. 1989
4
Е-160-24
160
24
250
Дек. 1989
5
Е-160-24
160
24
250
Дек. 1991
Томский филиал ОАО "ТГК-11" ТЭЦ-1

Котлоагрегаты




1
КВ-ГМ-140-150н
120


Дек. 2007
3
ПТВМ-100
100


Окт. 1979
4
ПТВМ-180
180


Дек. 1980
5
ПТВМ-180
180


Янв. 1983
6
ПТВМ-180
180


Дек. 1983
7
ДЕ-25-14 ГМ
25


Дек. 1982

газотурбинная установка TITAN-130
14,7


Дек. 2012
ООО "Стрежевой теплоэнергоснабжение"

Котлоагрегаты




ПТВМ-50



1976
ПТВМ-50



1976
ПТВМ-50



1976

Котлоагрегаты




ПТВМ-30М



1986
ПТВМ-30М



1986
ПТВМ-30М



1986
ПТВМ-30М



1992
ДЕ-25/14



1986
ДЕ-25/14



1986

Томская ГРЭС-2. На электростанции было установлено 6 турбогенераторов суммарной электрической мощностью 296 МВт. В 2000 г. агрегаты № 2 и № 4 выведены из эксплуатации, а 2009 году введен на месте агрегата № 2 ТГ мощностью 50 МВт и мощность электростанции составила 331 МВт, располагаемая - 331 МВт. Виды топлива - уголь, природный газ, мазут.
Томская ТЭЦ-3. Электростанция работает с 1996 г. Установлена турбина ПТ-140/165-130. Располагаемая мощность станции 140 МВт. Станция запроектирована для работы на двух видах топлива: уголь и природный газ (однако в настоящее время угольная топливоподача отсутствует). Вид топлива - газ.
Томская ТЭЦ-1. Введена ГТУ-16 в 2012 году мощностью 14,7 МВт.
ТЭЦ СХК. На электростанции в период 2006 - 2009 гг. проведена существенная реконструкция по программе замещения выбывающих мощностей в связи с остановкой реакторов. Суммарная установленная мощность станции до конца 2012 года составляла 699 МВт. На основании заключения Минэнерго России от 05.09.2012 № МК-8119/10 на ТЭЦ СХК с 01.01.2013 выведены из эксплуатации ТГ-3, ТГ-4, ТГ-5. На сегодняшний день суммарная установленная мощность станции составляет 549 МВт. Виды топлива - уголь, газ, мазут.
ООО "Стрежевой теплоэнергоснабжение". В котельной № 3 мощностью 150 Гкал/ч установлено три котла ПТВМ-50. Котельная была введена в эксплуатацию в 1976 году. В котельной № 4 мощностью 153 Гкал/ч (120 Гкал/ч по воде и 50 т/ч по пару) установлено четыре водогрейных котла ПТВМ-30М и два паровых ДЕ-25/14, была введена в эксплуатацию в 1986 году. Суммарная установленная мощность котельных составляет 303 Гкал/ч, из них: водогрейная часть - 270 Гкал/ч, паровая - 33 Гкал/ч (50 т/ч).
Прочие электростанции. В нефтегазодобывающей отрасли эксплуатируются на двух месторождениях газотурбинные электростанции суммарной мощностью 67,5 МВт, а также котельная ООО "Томскнефтехим" мощностью 17,7 МВт.

2.9. Характеристика балансов электрической
энергии и мощности на территории Томской
области за период 2009 - 2013 гг.

Томская энергосистема входит в состав Западной части ОЭС Сибири. Энергоисточники Томской энергосистемы покрыли в отчетном (2013 году) 50,9% (697 МВт) от общего максимума нагрузки по энергосистеме. Разница между потреблением и выработкой в энергосистеме покрывается путем передачи мощности из ОЭС Сибири и ОЭС Урала.
Балансы мощности и электроэнергии сформированы в соответствии с уточненными данными отчетов Филиала ОАО "СО ЕЭС" Томское РДУ (далее - Томское РДУ) по годам за период 2009 - 2013 гг. и приведены в таблицах 2.9.1, 2.9.2.

Таблица 2.9.1

Баланс электроэнергии энергосистемы Томской области

Год
2009
2010
2011
2012
2013
млн кВт x ч
млн кВт x ч
млн кВт x ч
млн кВт x ч
млн кВт x ч
ПОТРЕБНОСТЬ





Электропотребление
8741
9051
8860
9177
8900
ПОКРЫТИЕ





Выработка, в том числе:
4426,3
5070,3
4820,5
5541,9
4526,6
Томская ГРЭС-2
1368,4
1606,0
1284,1
1730,0
1297,7
Томская ТЭЦ-3
775,0
870,3
907,4
916,6
799,6
Томская ТЭЦ-1
-
-
-
2,6
28,1
ТЭЦ СХК
2103,0
2307,9
2315,0
2549,5
2060,2
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр
-
-
45,0
88,6
92,3
Игольская ГТЭС
163,8
165,8
153,0
130,7
131,5
Мыльджинская ГДЭС
16,1
15,5
15,6
15,6
14,6
Котельная ООО "Томскнефтехим"
-
104,8
100,4
107,9
102,6
Сальдо-перетоков из смежных энергосистем, в том числе:
4314,4
3980,7
4039,3
3635,2
4373,5
Красноярская ЭС
2097
1615
2166
1810
2476
Кузбасская ЭС
477
557
123
137
229
Новосибирская ЭС
3,4
3,7
4,3
1,717
1,5
Тюменская ЭС
1737
1805
1746
1686
1667

Таблица 2.9.2

Баланс мощности энергосистемы Томской области

Наименование показателей
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
ПОТРЕБНОСТЬ





Электропотребление, млн кВт x ч
8741
9051
8860
9177
8900
Число часов использования, Nmax
6366
6303
6402
6464
6480
Максимум нагрузки, МВт
1373
1436
1384
1420
1368
Итого потребность, МВт
1373
1436
1384
1420
1368
ПОКРЫТИЕ





Установленная мощность, МВт, в т.ч.:
1200,9
1219,2
1219,2
1245,9
1095,9
ТЭС, в том числе:
1170
1170
1170
1184,7
1034,7
Томская ГРЭС-2
331
331
331
331
331
Томская ТЭЦ-3
140
140
140
140
140
Томская ТЭЦ-1



14,7
14,7
ТЭЦ СХК
699
699
699
699
549
Прочие источники генерации
30,9
49,2
49,2
61,2
61,2
Игольская ГТЭС
24
24
24
24
24
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр



12
12
Мыльджинская ГДЭС
6,9
7,5
7,5
7,5
7,5
Котельная ООО "Томскнефтехим"

17,7
17,7
17,7
17,7
Располагаемая мощность, МВт, в т.ч.
1054
1092
1092
1094,7
1069,7
ТЭС, в том числе:
1028
1028
1028
1042,7
1017,7
Томская ГРЭС-2
331
331
331
331
331
Томская ТЭЦ-3
140
140
140
140
140
Томская ТЭЦ-1



14,7
14,7
ТЭЦ СХК
557 <*>
557 <*>
557 <*>
557 <*>
532
Прочие источники генерации
26
40
40
52
52
Игольская ГТЭС
24
24
24
24
24
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр



12
12
Мыльджинская ГДЭС
2
2
2
2
2
Котельная ТНХК

14
14
14
14
Используемая в балансе мощность, МВт, в т.ч.
1373
1436
1384
1420
1368
ТЭС, в том числе:
778
926
839
808,4
697
Томская ГРЭС-2
275
281
302
326,5
262
Томская ТЭЦ-3
138
138
140
138,9
134
ТЭЦ СХК
345
468
358
307,3
258
Прочие источники генерации
20
39
39
35,7
43
Сальдо-перетоков из смежных энергосистем, в т.ч.:
595
510
545
611,6
671
Красноярская ЭС
0
0
0
273
319
Кузбасская ЭС
360
275
289
115
128
Новосибирская ЭС
1
1
0
0
0
Тюменская ЭС
234
234
256
223,6
224

--------------------------------
<*> Располагаемая мощность указана с учетом сетевых ограничений на выдачу мощности в сечении "СХК - Томская энергосистема" на зимний период.

Анализ балансов электроэнергии и мощности энергосистемы Томской области показал, что максимум нагрузки в энергосистеме Томской области покрывается за счет собственной генерации и перетоков из смежных энергосистем. Сальдо-переток мощности на час максимума в 2013 году составил 671 МВт.

2.10. Динамика основных показателей энерго- и
электроэффективности по Томской области

В условиях недостатка генерирующих мощностей в Томской области и постоянного роста стоимости энергетических ресурсов особенно важным становится обеспечение экономии и эффективного использования энергетических ресурсов во всех сферах экономики Томской области. Сдерживающими факторами в решении этих задач являются:
- высокий износ энергетического оборудования, несбалансированность имеющихся и требуемых мощностей электросетевой и теплосетевой инфраструктуры;
- недостаточно эффективное использование имеющихся мощностей по производству тепловой и электрической энергии, значительные потери энергоресурсов в процессе их производства и транспортировки до потребителя;
- низкая вовлеченность в хозяйственный оборот местных, возобновляемых и нетрадиционных топливо-энергетических ресурсов;
- недостаточная мотивация производителей и потребителей энергоресурсов к внедрению энергосберегающих технологий;
- недостаточное оборудование зданий, строений и сооружений приборами учета энергетических ресурсов.
Все вышеперечисленные факторы и обуславливают высокий уровень энергоемкости валового регионального продукта (ВРП). Динамика изменения ВРП в период с 2009 по 2013 г. приведена в таблице 2.11.1.
Населением Томской области в 2013 году потреблено 1196,3 млн кВт x ч. Это, прежде всего, вызвано увеличением электропотребления на душу населения, которое также все эти годы неуклонно росло (таблица 2.11.1).


Таблица 2.11.1

Основные показатели энергоэффективности по Томской области

N
пп
Наименование индикатора
Ед. изм.
Значение целевых показателей
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
1
Численность постоянного населения
тыс. чел.
1036,3
1037,2
1038,1
1061,3
1070,1
2
ВРП Россия
% к пред. году
92,2
104,5
104,3
103,4
101,3
3
ВРП в Томской области
% к пред. году
96,5
104,7
104,3
102,8
100,6
4
Потребление ТЭР отраслевыми комплексами
тыс. тонн у.т.
8190
8501
9791
10926
10413
5
Энергоемкость ВРП
кг.у.т./тыс. руб.
46
33,75
49
48
45
6
Потребление ЭЭ населением
тыс. тонн у.т.
321
322
323
398
323
7
Потребление ТЭ населением
тыс. тонн у.т.
816
815
816
850,15
814
8
Удельное потребление ЭЭ на душу населения
кг.у.т./чел.
312
313
314
315
311
9
Удельное потребление ТЭ на душу населения
кг.у.т./чел.
793
793
794
795
784
10
Потребление ТЭР населением
тыс. тонн у.т.
1720
1756
1808
1974
1909
11
Удельное потребление ТЭР на душу населения
кг.у.т./чел.
1645
1693
1741
1810
1838
12
Энергоемкость ВРП с учетом потенциала ЭСБ
кг.у.т./тыс. руб.
38
36
36
36
33
13
Доля электрической энергии, оплачиваемой по приборам учета
%
85
90
95
98
100
14
Доля тепловой энергии, оплачиваемой по приборам учета
%
25
40
70
90
100
15
Доля холодной и горячей воды, оплачиваемой по приборам учета
%
50
65
80
90
100
16
Доля объемов природного газа, оплачиваемого по приборам учета
%
100
100
100
100
100
17
Доля энергоресурсов, производимых с помощью возобновляемых источников энергии и вторичных энергоресурсов
%
0
0,8
0,8
0,8
1
18
Доля транспортных средств в муниципальном хозяйстве с высоким классом энергоэффективности
%
9
10
12
13
16
19
Объем внебюджетных средств, используемых для мероприятий по энергосбережению
тыс. руб.
643000
602000
636000
1600000
660000
20
Экономия тепловой энергии
тыс. Гкал.
15,4793
14,6646
14,6646
35,02
13,4425
тыс. руб.
7600,34
7200,32
7200,32
23742,85
6600,29
21
Экономия электрической энергии
тыс. кВт ч
4691,52
4444,6
4444,6
4539,777
4074,22
тыс. руб.
5958,23
5644,64
5644,64
5811,540
5174,25
22
Экономия природного газа
тыс. куб. м
5711,5
5410,9
5410,9
1094
4959,99
тыс. руб.
7367,84
6980,06
6980,06
15242,93
6398,39
23
Экономия угля
тонн
839,877
795,673
795,673
795,673
729,367
тыс. руб.
671,901
636,538
636,538
636,538
583,493

Динамика изменения ВРП в период с 2014 по 2018 г. приведена в таблице 2.11.2.

Таблица 2.11.2

Основные показатели энергоэффективности по Томской области

N
пп
Наименование индикатора
Ед. изм.
Значение целевых показателей
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
1
Численность постоянного населения
тыс. чел.
1039,5
1040
1040,8
1041
1041,2
2
ВРП на душу населения
тыс. руб.
573
620
666
713
760
3
ВРП в Томской области
млрд руб.
583
629
676
723
752
4
Потребление ТЭР отраслевыми комплексами
тыс. тонн у.т.
10724
11035
11346
11657
11956
5
Энергоемкость ВРП
кг.у.т./тыс. руб.
43
42
40
39
39
6
Потребление ЭЭ населением
тыс. тонн у.т.
321
320
318
317
317
7
Потребление ТЭ населением
тыс. тонн у.т.
813
812
811
811
811
8
Удельное потребление ЭЭ на душу населения
кг.у.т./чел.
309
307
306
304
303
9
Удельное потребление ТЭ на душу населения
кг.у.т./чел.
782
781
780
779
776
10
Потребление ТЭР населением
тыс. тонн у.т.
1961
2012
2063
2114
2154
11
Удельное потребление ТЭР на душу населения
кг.у.т./чел.
1886
1934
1983
2031
2080
12
Энергоемкость ВРП с учетом потенциала ЭСБ
кг.у.т./тыс. руб.
32
31
30
29
28
13
Доля электрической энергии, оплачиваемой по приборам учета
%
100
100
100
100
100
14
Доля тепловой энергии, оплачиваемой по приборам учета
%
100
100
100
100
100
15
Доля холодной и горячей воды, оплачиваемой по приборам учета
%
100
100
100
100
100
16
Доля объемов природного газа, оплачиваемого по приборам учета
%
100
100
100
100
100
17
Доля энергоресурсов, производимых с помощью возобновляемых источников энергии и вторичных энергоресурсов
%
1
1
1
2,5
3
18
Доля транспортных средств в муниципальном хозяйстве с высоким классом энергоэффективности
%
18
20
22
24
25
19
Объем внебюджетных средств, используемых для мероприятий по энергосбережению
тыс. руб.
660000
670000
670000
670000
670000
20
Экономия тепловой энергии
тыс. Гкал.
13,0352
12,627
12,22
11,81
11,39
тыс. руб.
6400,28
6200,2
6000,2
5800,2
5600
21
Экономия электрической энергии
тыс. кВт x ч
3950,75
3827,2
3703,8
3580,3
3463
тыс. руб.
5017,46
4860,6
4703,8
4547
4301
22
Экономия природного газа
тыс. куб. м
4809,69
4659,3
4509
4358,7
4214
тыс. руб.
6204,5
6010,6
5816,7
5622,8
5437
23
Экономия угля
тонн
707,265
685,16
663,06
640,95
619
тыс. руб.
565,812
548,13
530,44
512,76
495

2.11. Основные характеристики электросетевого
хозяйства Томской области 110 кВ и выше

На территории Томской области действуют несколько сетевых компаний, занимающихся транспортом электрической энергии, а также промышленных предприятий, в ведении которых находятся электрические сети напряжением 110 кВ и выше. К ним относятся:
- Томское предприятие магистральных электрических сетей (далее - Томское ПМЭС). Томское ПМЭС является филиалом открытого акционерного общества "Федеральная сетевая компания единой энергетической системы" (ОАО "ФСК ЕЭС"). Томское ПМЭС осуществляет эксплуатацию сетей 220 - 500 кВ. В эксплуатации Томского ПМЭС находятся 2149,78 км линий электропередачи напряжением 220 - 500 кВ, 16 подстанций напряжением 220 - 500 кВ общей трансформаторной мощностью 3916 МВА;
- ОАО "Томская распределительная компания" (ОАО "ТРК"), находится под управлением ООО "ЭРДФ Восток". В состав ОАО "ТРК" входят три территориальных дирекции: "Центральные электрические сети", "Восточные электрические сети" и "Северные электрические сети". ОАО "ТРК" осуществляет эксплуатацию находящихся в собственности компании электрических сетей напряжением 110 кВ и ниже, по которым осуществляется распределение электрической энергии потребителям области.
Объем передачи электроэнергии, осуществляемой энергокомпанией, достигает 5000 млн кВт x ч в год. Общая протяженность воздушных линий электропередачи 0,4 - 110 кВ по трассе - 18007,2 км. На балансе ОАО "ТРК" находятся 135 подстанций напряжением 35 - 110 кВ общей мощностью 2863,9,9 МВА и 3165 трансформаторных и распределительных подстанций напряжением 6 - 10 кВ, максимальная нагрузка сетей - 1050 МВА;

- ООО "Электросети" ЗАТО Северск. В состав электросетевого хозяйства ЗАТО Северск входят две трансформаторные подстанции напряжением 110 кВ, сводные данные по которым приведены в приложении 2, таблица П.2.6 Электрических сетей напряжением 110 кВ и выше в ведении ООО "Электросети" нет;
- ОАО "Томскнефть" ВНК - в ведении предприятия находятся подстанции и воздушные линии напряжением 110 кВ, а также самые крупные в области автономные источники электроэнергии, газотурбинные электростанции (ГТЭС) на Игольско-Таловом, Западно-Полуденном и Двуреченском месторождениях.
За отчетный период на территории Томской области было введено четыре подстанции напряжением 110 кВ. Новых электросетевых объектов напряжением 220 - 500 кВ в энергосистеме Томской области не вводилось. Вводы новых электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше за последние 5 лет с разбивкой по классу напряжения и принадлежности к компаниям представлены в таблице 2.12.1.

Таблица 2.12.1

Вводы ВЛ (КЛ) и трансформаторной мощности
на ПС напряжением 110 кВ и выше за период
2009 - 2013 гг. на территории Томской области

N
пп
Класс напряжения
Наименование объекта
Принадлежность к компании
Год ввода
Протяженность /мощность (км/МВА)
1
110
ПС Научная
ОАО "ТРК"
2009
8,8/80
2
110
ПС Григорьевская
ОАО "Томскнефть" ВНК
2010
0,4/32
3
110
ПС ЛПК "Партнер-Томск"
ЗАО ЛПК "Партнер-Томск"
2010
4,8/50
4
110
ПС Московский тракт
ОАО "ТРК"
2012
0,06/50

ООО "Горсети" г. Томск несет ответственность за передачу, распределение и эксплуатацию электрических сетей напряжением 10, 6, 0,4 кВ. Потребителями электроэнергии от городских электрических сетей являются промышленные предприятия, жилые дома, объекты социально-культурного назначения города, коммерческие организации.

2.12. Основные внешние электрические
связи энергосистемы Томской области

Энергосистема Томской области имеет внешние межсистемные электрические связи с ОЭС Сибири на юге области и ОЭС Урала на севере.
Основу межсистемных связей энергосистемы Томской области с соседними энергосистемами составляют воздушные линии электропередачи напряжением 220 - 500 кВ.
Томская энергосистема связана межсистемными воздушными линиями электропередачи со следующими энергосистемами Сибири:
- с Красноярской энергосистемой по ВЛ 500 кВ Итатская - Томская;
- с Кузбасской энергосистемой по ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская, ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная, ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная, ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново; ВЛ 35 кВ Заря - Вознесенка;
- с Новосибирской энергосистемой по ВЛ 110 кВ Боярская - Чилино с отпайкой на ПС Кандауровская;
- с Тюменской энергосистемой по двухцепной ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская.
Блок-схема, иллюстрирующая внешние межсистемные электрические связи энергосистемы Томской области с энергосистемами соседних регионов, приведена на рисунке 2.12.


Томская ЭЭС




1 x 500 кВ
2 x 220 кВ 1 x 110 кВ 2 x 220 кВ 1 x 500 кВ
1 x 110 кВ
1 x 35 кВ



Тюменская Новосибирская Кузбасская Красноярская
ЭЭС ЭЭС ЭЭС ЭЭС


Рисунок 2.12. Блок-схема внешних электрических
связей энергосистемы Томской области

Перечень ВЛ напряжением 35 кВ и выше, обеспечивающих внешние межсистемные связи энергосистемы Томской области с энергосистемами соседних регионов, представлен в таблице 2.12.1.

Таблица 2.12.1

Внешние электрические связи энергосистемы Томской области

N
пп
Класс напряжения
Наименование объекта
Протяженность <*>, км
с Красноярской энергосистемой
1
500 кВ
ВЛ 500 кВ Итатская - Томская
45,64
с Кузбасской энергосистемой

500 кВ
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская
45,54

220 кВ
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
44,1

220 кВ
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
38,1

35 кВ
ВЛ 35 кВ Заря - Вознесенка
22,8

с Новосибирской энергосистемой
1
110 кВ
ВЛ 110 кВ Боярская - Чилино с отпайкой на ПС Кандауровская
33

с Тюменской энергосистемой
1
220 кВ
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская
21,6

--------------------------------
<*> - указаны участки ВЛ до границы зон эксплуатационной ответственности субъектов Томской энергосистемы.

2.13. Единый топливно-энергетический баланс Томской области

Сводный топливно-энергетический баланс (ТЭБ) Томской области на 2009 - 2012 годы составлен на основе данных, предоставленных Томскстатом. В части 2013 года ТЭБ составляется Томскстатом в декабре 2014 года.
При составлении сводного ТЭБ всех энергоресурсов в тоннах условного топлива применялись следующие пересчетные коэффициенты:
Газ (на 1000 куб. м) - 1,189 т у.т.
Нефть сырая (на 1 тонну) - 1,43 т у.т.
Уголь (на 1 тонну) - 0,796 т у.т.
Нефтепродукты (на 1 тонну) - 1,451 т у.т.
Дрова (на 1 пл. куб. м) - 0,35 т у.т.
Теплоэнергия (на 1 Гкал) - 0,172 т у.т.
Электроэнергия (на 1 кВт x ч) - 0,00032 т у.т.

Таблица 2.13.1
Сводный топливно-энергетический баланс Томской области в тыс. тонн у.т. (2009 год)
NN
пп
Строка баланса
Топливно-энергетические ресурсы
ЭЭ
ТЭ
Уголь
Газ
НП; ДТ; мазут; бензин
Нефть
Дрова
Прочие ТЭР
Всего
1
Производство, добыча
1499
2005
0
5118
333
15100
600
1800
26455
2
Отправлено на сторону
49
0
0
0
200
15100
0
0
15259
3
Получено со стороны
1636
0
923
0
504
0
0
0
3062
4
Остаток на складе с прошлого отчетного периода
0
0
375
17
68
8
9
0
477
5
Электростанции всего
1499
1250
0
0
0
0
0
0
2749
6
В т.ч. Томский филиал ОАО "ТГК-11"
1499
1250
0
0
0
0
0
0
2749
7
ДЭС; ГТС
0
0
0
0
0
0
0
0
0
8
Котельные
0
600
0
0
0
0
0
0
600
9
Располагаемый ресурс
3086
2005
1298
5135
704
98
609
1800
14735
10
Собственные нужды
75
0
0
0
0
0
0
0
75
11
Отпуск в сеть
3011
2005
0
0
0
0
0
0
5016
12
Потери в сети
331
315
0
0
0
0
0
0
646
13
Потребление
2679
1690
1298
5135
704
98
609
1800
14013
14
Расход ТЭР на выработку электрической и тепловой энергии
0
0
1414
1830
90
29
9
1800
5172
15
Статическое расхождение
0
-10
0
0
0
0
0
0
0
16
Конечное потребление
2679
1700
-116
3305
614
69
600
0
8851
17
Промышленность
1742
481
1432
2656
100
36
11
0
6459
18
Строительство
14
17
13
2
0
1
0
0
48
19
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
43
45
380
184
26
18
8
0
704
20
Транспорт и связь
165
46
8
30
0
2
0
0
251
21
Прочие виды деятельности
114
162
17
20
18
2
5
0
338
22
Население
369
823
2
20
67
0
550
0
1831
23
Фактическое потребление по ВЭД и населением
2448
1581
1853
2913
211
58
574
0
9638
24
Статическое расхождение
232
119
-1969
392
403
11
26
0
-

Таблица 2.13.2
Сводный топливно-энергетический баланс Томской области в тыс. тонн у.т. (2010 год)
NN
пп
Строка баланса
Топливно-энергетические ресурсы
ЭЭ
ТЭ
Уголь
Газ
НП; ДТ; мазут; бензин
Нефть
Дрова
Прочие ТЭР
Всего
1
Производство, добыча
1530
2010
0
5109
342
15264
600
1800
26655
2
Отправлено на сторону
49
0
0
0
210
15173
0
0
15432
3
Получено со стороны
1624
0
930
0
520
0
0
0
3074
4
Остаток на складе с прошлого отчетного периода
0
0
362
14
71
6
3
0
456
5
Электростанции всего
1530
1250
0
0
0
0
0
0
2780
6
В т.ч. Томский филиал ОАО "ТГК-11"
1530
1250
0
0
0
0
0
0
2780
7
ДЭС; ГТС
0
0
0
0
0
0
0
0
0
8
Котельные
0
605
0
0
0
0
0
0
605
9
Располагаемый ресурс
3105
2010
1292
5123
723
97
603
1800
14753
10
Собственные нужды
75
0
0
0
0
0
0
0
75
11
Отпуск в сеть
3030
2010
0
0
0
0
0
0
5040
12
Потери в сети
334
316
0
0
0
0
0
0
650
13
Потребление
2696
1694
1292
5123
723
97
603
1800
14028
14
Расход ТЭР на выработку электрической и тепловой энергии
0
0
1408
1826
92
27
9
1800
5162
15
Статическое расхождение
0
-5
0
0
0
0
0
0
0
16
Конечное потребление
2696
1699
-116
3297
631
70
594
0
8871
17
Промышленность
1753
480
1433
2559
103
36
12
0
6376
18
Строительство
14
16
12
2
0
1
0
0
45
19
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
44
43
387
184
22
15
6
0
701
20
Транспорт и связь
167
42
8
30
0
2
0
0
249
21
Прочие виды деятельности
115
161
17
20
19
1
0
0
333
22
Население
371
823
1
20
68
0
560
0
1844
23
Фактическое потребление по ВЭД и населением
2464
1565
1859
2815
212
55
578
0
9548
24
Статическое расхождение
232
134
1975
482
419
15
16
0
-

Таблица 2.13.3
Сводный топливно-энергетический баланс Томской области в тыс. тонн у.т. (2011 год)
NN
пп
Строка баланса
Топливно-энергетические ресурсы
ЭЭ
ТЭ
Уголь
Газ
НП; ДТ; мазут; бензин
Нефть
Дрова
Прочие ТЭР
Всего
1
Производство, добыча
1542,7
1262
0
5109
342
15264
631
1800
25950,7
2
Отправлено на сторону
0
0
0
0
210
15031
0
0
15241
3
Получено со стороны
1292,8
0
2984
0
520
0
0
0
4796,8
4
Остаток на складе с прошлого отчетного периода
0
0
362
14
71
6
3
0
456
5
Электростанции всего
1542,7
1033
0
0
0
0
0
0
2575,7
6
Котельные
0
229
0
0
0
0
0
0
229
7
Располагаемый ресурс
2835,5
1262
3346
5123
723
239
634
1800
15962,5
8
Собственные нужды
85
30
0
0
0
0
0
0
115
9
Отпуск в сеть
2750,5
1232
0
0
0
0
0
0
3982,5
10
Потери в сети
275,05
98,56
0
0
0
0
0
0
373,61
11
Потребление
2475,45
1133,44
3346
5123
723
239
634
1800
15473,89
12
Расход ТЭР на выработку электрической и тепловой энергии
0
0
1498
1878
89
122
44
1800
5431
13
Статическое расхождение
0
0
0
0
0
0
0
0
0
14
Конечное потребление
2556
1121
1848
3245
634
117
590
0
10111
15
Промышленность
1770
480
1438
2559
103
36
12
0
6398
16
Строительство
15
16
13
2
0
1
0
0
47
17
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
45
43
390
184
22
15
6
0
705
18
Транспорт и связь
160
42
9
33
0
2
0
0
246
19
Прочие виды деятельности
110
161
16
21
19
1
0
0
328
20
Население
391
823
3
21
68
0
560
0
1866
21
Фактическое потребление по ВЭД и населением
2491
1565
1869
2820
212
55
578
0
9590
22
Статическое расхождение
65
-444
-21
425
422
62
12
0
-

Таблица 2.13.4
Сводный топливно-энергетический баланс Томской области в тыс. тонн у.т. (2012 год)
NN
пп
Строка баланса
Топливно-энергетические ресурсы
ЭЭ
ТЭ
Уголь
Газ
НП; ДТ; мазут; бензин
Нефть
Дрова
Прочие ТЭР
Всего
1
Производство, добыча
1773,43
1311,95
0
5869
350
17592
620
1820
26251
2
Отправлено на сторону
0
0
0
0
210
17031
0
0
17241
3
Получено со стороны
1163,3
0
3012
0
520
0
0
0
4695,3
4
Остаток на складе с прошлого отчетного периода
0
0
360
12
82
6
2
0
462
5
Электростанции всего
1773,43
1090,95
0
0
0
0
0
0
13326,8
6
Котельные
0
221
0
0
0
0
0
0
221
7
Располагаемый ресурс
2936,73
1311,95
3372
5881
812
561
622
1820
17316,68
8
Собственные нужды
83
32
0
0
0
0
0
0
115
9
Отпуск в сеть
2853.3
1183
0
0
0
0
0
0
1036,3
10
Потери в сети
284,04
96,95
0
0
0
0
0
0
380,99
11
Потребление
2569,69
1086,05
3372
5881
812
561
622
1820
16723,74
12
Расход ТЭР на выработку электрической и тепловой энергии
0
0
1598
2507,85
92
131
42
1820
6190,85
13
Статическое расхождение
0
0
0
0
0
0
0
0
0
14
Конечное потребление
2936,7
1113
1774
3373,15
720
430
580
0
10926,85
15
Промышленность
1778
95,77
1452
2205,21
105
41
12
0
5688,98
16
Строительство
15
16
14
2
0
1
0
0
48
17
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
48
44
398
192
25
16
6
0
729
18
Транспорт и связь
165
41
11
34
0
3
0
0
254
19
Прочие виды деятельности
114
184,99
18
25
26
1
0
0
368,99
20
Население
398
850,15
3
75,19
73
0
575
0
1974,34
21
Фактическое потребление по ВЭД и населением
2518
1231
1896
2533,4
229
62
593
0
9062,4
22
Статическое расхождение
418,7
-118
-122
839,75
491
368
-13
0
-

Основу топливно-энергетических балансов Томской области по строке "производство" составляют нефть и газ, а по строке "потребление" - газ и электроэнергия.
Собственная добыча ТЭР превышает практически в 3 раза фактическое потребление, а вывоз ТЭР (преимущественно углеводородов) в 5 раз больше ввоза ТЭР в область (электрическая энергия, уголь, нефтепродукты).
Основные потребители - обрабатывающие, добывающие отрасли промышленности, производство и распределение электрической энергии, газа и воды и население.

3. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ НА ТЕРРИТОРИИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

Основу генерации Томской области составляют тепловые электростанции, вырабатывающие около 60% от общей потребности области в электрической энергии. Разница между выработкой и потреблением покрывается за счет перетоков из объединенных энергосистем Сибири и Урала.
Прогнозы развития объединенных энергосистем Сибири и Урала показывают, что в настоящее время и на перспективу 5 - 10 лет эти энергосистемы будут избыточны. Наличие в энергосистеме Томской области достаточно "сильных" межсистемных связей с энергосистемами Красноярской и Кемеровской областей позволит в краткосрочной перспективе покрывать разницу между выработкой и потреблением с учетом роста, за счет перетоков из соседних энергосистем, однако не снимает остроты проблемы.
Следует также учитывать, что значительная часть генерирующего оборудования электростанций Томской области отработала свой парковый ресурс, изношена и требует замены.
Наличие в области запасов природного газа и его добыча на уровне 4 - 4,2 млрд куб. м позволяют потенциально рассматривать возможность строительства новых газовых энергоблоков на ТЭЦ-3, мини-ТЭЦ на базе газотурбинных или газодизельных энергоблоков небольшой мощности. В то же время прогнозируемая тенденция опережающего роста стоимости на природный газ по сравнению со стоимостью угля предопределяет целесообразность использования газа только на эффективном энергетическом оборудовании.
Альтернативой развития электроэнергетики на газе следует считать развитие атомной энергетики и электростанций с использованием угля.
Распределение электроэнергии по территории области осуществляется по электрическим сетям напряжением от 0,4 кВ до 220 кВ. Общая протяженность ВЛ 110 кВ и выше составляет 7619,5 км (в одноцепном исполнении). На территории области эксплуатируется одна ПС 500/220 кВ с установленной мощностью автотрансформаторов 1002 МВА и 105 подстанции 110 - 220 кВ с установленной мощностью трансформаторов 7888,3 МВА.
Основной системообразующей линией Томской энергосистемы является двухцепная ВЛ 220 кВ Томск - Володино - Парабель - Советско-Соснинская длиной более 770 км. Из-за большой протяженности и малой пропускной способности эта линия не может служить в качестве транзитной для параллельной работы ОЭС Сибири и ОЭС Урала. В настоящее время точкой разделения электрических потоков этих энергосистем являются ПС 220 кВ Парабель и ПС 220 кВ Вертикос, тем самым потребители Томской области севернее этих подстанций получают электроэнергию из Тюменской энергосистемы.
Еще одной особенностью энергосистемы Томской области является то, что основные источники генерации сосредоточены на юге области, а значительная доля потребителей электрической энергии, главным образом предприятий нефтегазового комплекса, расположена на севере региона. Транспорт электрической энергии с юга на север осуществляется по длинным линиям напряжением 110 - 220 кВ, имеющим на сегодняшний день очень высокую загрузку, приводящую к тому, что в послеаварийных и ремонтных режимах этих ВЛ требуется ограничение нагрузки потребителей. Такая ситуация характерна для большинства воздушных линий напряжением 110 - 220 кВ. На многих подстанциях энергосистемы также остро стоит вопрос о дефиците резервов трансформаторной мощности. Эти обстоятельства приводят к тому, что в некоторых узлах энергосистемы практически исчерпана возможность подключения новых потребителей к электрической сети.
Таким образом, наряду с решением вопросов по ликвидации недостатка энергетических мощностей необходимо решение проблем по электросетевой части.

4. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

4.1. Цели и задачи развития
электроэнергетики Томской области

Данная программа является инструментом реализации Энергетической стратегии развития Томской области на период до 2020 года, одобренной постановлением Государственной Думы Томской области от 28.02.2008 № 1008, на основе Программы социально-экономического развития Томской области на 2006 - 2010 годы и на период до 2012 года.
Основными целями энергетической стратегии развития Томской области являются:
- повышение энергетической эффективности экономики области;
- инновационное развитие отрасли;
- энергонезависимость и гарантированное энергоснабжение потребителей области;
- обеспечение энергетической безопасности области.
Реализация "Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Томской области на период 2015 - 2019 годов" является необходимым условием достижения поставленных целей энергетической стратегии и направлена на повышение конкурентоспособности региональной экономики.
Для достижения поставленных энергетической стратегией целей в среднесрочной перспективе необходимо решить следующие основные задачи:
- разработка и реализация проектов технического перевооружения теплофикационных станций;
- усиление электрических связей с соседними энергосистемами;
- снижение зависимости области от поставок электроэнергии извне;
- применение альтернативных источников энергии и возобновляемых энергетических ресурсов;
- использование потенциала энергосбережения в различных отраслях экономики.
Учитывая требования обеспечения энергетической безопасности области, предусматривается минимальный демонтаж изношенного оборудования, соответствующий продлению срока службы действующих агрегатов тепловых электростанций.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии
и мощности на период 2014 - 2019 гг.

Прогноз потребления электроэнергии и мощности на период 2014 - 2019 гг. разработан ОАО "СО ЕЭС" в рамках консервативного (базовый вариант) сценария долгосрочного социально-экономического развития России с учетом изменения макроэкономических показателей за январь - ноябрь 2013 года.
Прогноз потребления электроэнергии приведен в таблице 4.2.1 и на рисунке 4.2.1 (не приводится), прогноз потребления мощности приведен в таблице 4.2.2 и на рисунке 4.2.2 (не приводится).

Таблица 4.2.1

Прогноз электропотребления в энергосистеме
Томской области, млн кВт x ч

Показатель
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Электропотребление, млн кВт x ч
8861
8885
8886
8868
8907
8922
Среднегодовые темпы прироста, %
-0,44
0,27
0,01
-0,2
0,44
0,17

Рисунок 4.2.1. Прогноз электропотребления
в энергосистеме Томской области

Рисунок не приводится.

Таблица 4.2.2

Динамика изменения максимума нагрузки
энергосистемы Томской области, МВт

Показатель
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Максимум нагрузки, МВт
1415
1420
1418
1417
1423
1427
Среднегодовые темпы прироста, %
3,3
0,3
0,1
-0,1
0,4
0,3

Рисунок 4.2.2. Динамика изменения максимума
нагрузки энергосистемы Томской области

Рисунок не приводится.

4.3. Прогноз потребления тепловой
энергии на период 2015 - 2019 гг.

Прогноз теплопотребления крупных потребителей Томской области приведен в таблице 4.3.1.

Таблица 4.3.1

Прогноз теплопотребления крупных
потребителей Томской области


2015
2016
2017
2018
2019
Потребление тепла, тыс. Гкал
7012
7043
7089
7125
7151
Производство тепла:





ТЭЦ
5957
5978
6009
6030
6051
Томский филиал ОАО "ТГК-11":
3917
3928
3939
3950
3961
ТЭЦ СХК
2040
2050
2070
2080
2090
Котельные
970
975
980
985
990
ТУУ и прочие
85
90
100
110
110

4.4. Перечень планируемых к строительству
и выводу из эксплуатации генерирующих источников
установленной мощностью более 5 МВт на территории
Томской области на период 2014 - 2019 гг.


В соответствии с приложением 3 схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014 - 2020 год, строительство, вывод из эксплуатации генерирующих источников установленной мощностью более 5 МВт на территории Томской области в период 2014 - 2019 годов не планируется. Структура установленной мощности энергоисточников Томской энергосистемы останется неизменной.

4.5. Прогноз развития энергетики Томской области
на основе возобновляемых источников энергии
и местных видов топлива

Возможность использования на территории Томской области таких альтернативных источников, как энергия ветра, солнца, термальных вод, микроГЭС, ограничивается суровыми климатическими условиями, их малым потенциалом и, как следствие, высокой себестоимостью выработки 1 кВт x ч электрической энергии.
Анализ ветроэнергетического потенциала Томской области позволяет отнести ее к территориям с умеренными ветроэнергетическими ресурсами. Целесообразность использования ветроэнергетических установок относится к станциям малой мощности, в первую очередь автономных, обеспечивающих электропитание отдаленных потребителей.
Использование гидроэнергии в значительной степени определяется реализуемым напором воды, который, прежде всего, зависит от рельефа местности, определяющего продольные уклоны рек на разных участках. Наиболее благоприятным для использования гидроэнергии является теплый период года, особенно весенне-летнее половодье, когда возможности выработки электроэнергии максимальны. Зимой из-за ледовых явлений и минимальных расходов воды эксплуатация гидроэнергетических установок весьма затруднительна. Вероятно, в большинстве случаев гидроэнергию следует рассматривать в качестве сезонного источника энергии.
Солнечная энергия, как и ветровая, присутствует в любой точке поверхности Земли. Работа солнечных энергоустановок в северной и центральной частях Томской области до широты 58° возможна с апреля по август. В более южных районах период их работы увеличивается с марта по сентябрь. В остальные месяцы из-за малой высоты солнца над горизонтом и ослабления солнечного излучения атмосферой эффективность использования гелиоприемников сократится в 4 - 5 раз.
Таким образом, Томская область характеризуется довольно широкими возможностями для применения солнечных энергоустановок сезонного типа, особенно в сельской местности.
Геотермальные воды Томской области по своим энергетическим характеристикам относятся к низкопотенциальным и среднепотенциальным и могут широко использоваться в различных, в том числе и энергетических, целях. Наиболее перспективным районом является центральная часть Томской области, на которой расположены многие населенные пункты: Колпашево, Белый Яр, Подгорное, Парабель, Каргасок, Чажемто, Инкино, Нарым, Большая Грива, Назино, Лукашкин Яр и др. На этой территории пробурено значительное количество нефтепоисковых скважин, выводивших на поверхность термальные воды с температурой на устье до 66 °С. Вопрос о прогнозе развития энергетики региона на основе возобновляемых источников энергии и местных видов топлива находится на стадии проработки.

4.6. Оценка перспективной балансовой ситуации
по электроэнергии и мощности на период 2015 - 2019 гг.

Балансы мощности и электроэнергии сформированы в соответствии с данными, предоставленными Томским РДУ, по годам на перспективу 2015 - 2019 гг. и приведены в таблицах 4.6.1, 4.6.2.

Таблица 4.6.1

Прогнозный баланс электроэнергии энергосистемы
Томской области в период 2015 - 2019 гг.

Год
2015
2016
2017
2018
2019
млн кВт x ч
млн кВт x ч
млн кВт x ч
млн кВт x ч
млн кВт x ч
ПОТРЕБНОСТЬ





Электропотребление
8885
8886
8868
8907
8922
ПОКРЫТИЕ





Выработка
4046
3942
4019
4117
4155
Сальдо-перетоков из смежных энергосистем
4839
4944
4849
4790
4767

Таблица 4.6.2

Прогноз располагаемой мощности Томской
энергосистемы в период 2015 - 2019 гг.

N
Мощность, МВт
Год
2015
2016
2017
2018
2019
1
Установленная мощность
1119,9 <*>
1119,9 <*>
1119,9 <*>
1119,9 <*>
1119,9 <*>

ТЭС
1119,9 <*>
1119,9 <*>
1119,9 <*>
1119,9 <*>
1119,9 <*>
2
Ограничения мощности (+) / технически возможное превышение над установленной мощностью (-)
17
17
17
17
17

ТЭС
17
17
17
17
17
3
Располагаемая мощность (1 - 2)
1102,9
1102,9
1102,9
1102,9
1102,9

ТЭС
1102,9
1102,9
1102,9
1102,9
1102,9

--------------------------------
<*> - не учтен возможный вывод из эксплуатации с 01.01.2015 ТГ-5 Томской ГРЭС-2 на основании заключения Минэнерго России от 05.09.2012 № МК-8131/10, с 01.01.2015 ТГ-1, ТГ-2, ТГ-6, ТГ-7 ТЭЦ СХК на основании заключения Минэнерго России от 05.09.2012 № МК-8119/10, с 01.04.2015 ТГ-9, ТГ-10, ТГ-11, ТГ-12, ТГ-14, ТГ-15 на основании заключения Минэнерго России от 26.12.2012 № МК-12048/10.

Ежегодный прогнозируемый рост потребления в период с 2015 по 2019 гг. составляет в среднем 0,2 - 0,4%.
Доля собственной генерации в энергосистеме Томской области в период с 2015 по 2019 г. остается практически на одном уровне. На период до 2019 года разница между выработкой и потреблением в энергосистеме Томской области по-прежнему будет покрываться за счет перетоков из смежных энергосистем.

4.7. Определение развития электрической
сети напряжением 110 кВ и выше
по годам на период 2015 - 2019 гг.

Предложения по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на период 2015 - 2019 гг. приведены в таблице 4.7.1.

Таблица 4.7.1

Предложения по развитию электрической
сети напряжением 110 кВ и выше
по годам на период 2015 - 2019 гг.

N
пп
Мероприятие
Сроки, предлагаемые Томским РДУ
Сроки сооружения и наличие в СиПР и ИП субъектов электроэнергетики
Обоснование, технический эффект
1
Строительство ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская с ПС 500/220 кВ Советско-Соснинская
2020 г. (с выделением пускового комплекса - включение ВЛ на напряжение 220 кВ в 2017 г.)
2016 г. (с выделением пускового комплекса - включение ВЛ на напряжение 220 кВ в 2014 г.) в СиПР электроэнергетики Томской области на период 2014 - 2018 гг. (далее - СиПР ТО)
2020 г. в проекте СиПР ЕЭС России на период 2014 - 2020 гг. (далее - СиПР ЕЭС)
В ИП ОАО "ФСК ЕЭС" на 2014 - 2018 гг. предусмотрено финансирование в объеме ПИР 2011 - 2020 гг. (далее - ИП ФСК)
Питание энергорайона "Север" осуществляется по ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь, II цепь (НСС-1, НСС-2) (далее - ВЛ 220 кВ НСС-1, НСС-2), входящих в контролируемое сечение "ОЭС Урала - Томская энергосистема". В настоящее время в ремонтной схеме (ремонт одной из ВЛ 220 кВ НСС-1 (НСС-2)) аварийное отключение ВЛ 220 кВ НСС-2 (НСС-1) может привести к погашению нагрузки потребителей ПС 220 кВ Советско-Соснинская, ПС 220 кВ Чапаевка, ПС 220 кВ Каргасок, ПС 220 кВ Вертикос, ПС 220 кВ Завьялово, ПС 220 кВ Раскино в объеме до 185 МВт - летом. При этом перенос точки раздела позволит запитать со стороны ОЭС Сибири только 100 МВт отключенной нагрузки. Реализация предлагаемого мероприятия позволит исключить погашение нагрузки потребителей
2
Строительство ВЛ 500 кВ Томская - Парабель с ПС 500 кВ Парабель с выделением пускового комплекса - включение участка ВЛ Томская - Володино на напряжение 220 кВ (первый пусковой комплекс)
2020 г. с выделением первого пускового комплекса - включение участка ВЛ Томская - Володино на напряжение 220 кВ в 2017 г.
2016 г. (с выделением пускового комплекса - включение ВЛ на напряжение 220 кВ в 2014 г.) в СиПР ТО.
2020 г. в СиПР ЕЭС.
В ИП ФСК предусмотрено финансирование в объеме ПИР 2011 - 2020 гг.
Питание энергорайона "Левобережье" осуществляется по ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I цепь, II цепь (ТВ-231, ТВ-221) (далее - ВЛ 220 кВ ТВ-221, ТВ-231) и по ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I цепь, II цепь (С-83, С-82), входящих в контролируемое сечение "Томск - Левобережье". В существующей схеме в режимах максимальных летних нагрузок при выводе в ремонт одной ВЛ 220 кВ ТВ-221 (ТВ-231) необходимо выполнять деление сети 110 кВ и 220 кВ на ПС 220 кВ Володино, ПС 220 кВ Чажемто, ПС 220 кВ Мельниково для исключения недопустимого перегруза оборудования транзита 110 кВ Зональная - Мельниково в случае разрыва связи 220 кВ Томская - Володино. При этом отключение второй ВЛ 220 кВ ТВ-231 (ТВ-221) приведет к погашению нагрузки потребителей ПС 220 кВ Парабель и ПС 220 кВ Чажемто в объеме до 158 МВт - летом. Перенос точки раздела позволит запитать со стороны ОЭС Урала только 15 МВт отключенной нагрузки. Реализация предлагаемого мероприятия позволит исключить погашение нагрузки потребителей
3
Строительство ВЛ 500 кВ Томская - Парабель с ПС 500 кВ Парабель с выделением пускового комплекса - включение на напряжение 220 кВ ВЛ Володино - Парабель (второй пусковой комплекс)
2020 г. с выделением пускового комплекса - включение на напряжение 220 кВ ВЛ Володино - Парабель в 2018 г.
2016 г. (с выделением пускового комплекса - включение ВЛ на напряжение 220 кВ в 2015 г.) в СиПР ТО.
2020 г. в СиПР ЕЭС.
В ИП ФСК предусмотрено финансирование в объеме ПИР 2011 - 2020 гг.
В существующей схеме при выводе в ремонт одной из ВЛ 220 кВ Володино - Чажемто I цепь, II цепь (ВЧ-232, ВЧ-222) (далее - ВЛ 220 кВ ВЧ-222, ВЧ-232) необходимо выполнять деление сети на ПС 220 кВ Чажемто для исключения недопустимого перегруза оборудования транзита 110 кВ Володино - Чажемто в случае разрыва связи 220 кВ Володино - Чажемто. При этом отключение второй ВЛ 220 кВ Володино - Чажемто приведет к погашению нагрузки потребителей ПС 220 кВ Парабель в объеме до 141 МВт - летом. Перенос точки раздела позволит запитать со стороны ОЭС Урала только 15 МВт отключенной нагрузки. Реализация предлагаемого мероприятия позволит исключить погашение нагрузки потребителей
4
Строительство ВЛ 500 кВ Советско-Соснинская - Парабель
2020 г.
2018 г. в СиПР ТО.
2020 г. в СиПР ЕЭС.
В ИП ФСК предусмотрено финансирование в объеме ПИР 2011 - 2020 гг.
ВЛ 500 кВ Советско-Соснинская - Парабель является частью проектируемого транзита 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Томская, который свяжет ОЭС Сибири и ОЭС Урала
5
Реконструкция ПС 220 кВ Советско-Соснинская с заменой АТ мощностью 3x63 МВА на АТ мощностью 3x125 МВА
2014, 2015 гг.
2013 - 2015 гг. в СиПР ТО.
2014, 2015 гг. в СиПР ЕЭС.
2011 - 2016 гг. в ИП ФСК
В настоящее время на ПС 220 кВ Советско-Соснинская в работе находятся:
- два автотрансформатора 220/110/10 кВ и один автотрансформатор 220/110/6 кВ мощностью 63 МВА каждый (далее - АТ);
- два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 63 МВА каждый;
- автоматика ограничения перегруза оборудования (АОПО) АТ-3, АТ-4, АТ-5, действующая на отключение нагрузки ПС 220 кВ Советско-Соснинская.
Отключение одного из АТ может привести к перегрузу оставшихся в работе АТ более чем на 25 % в зимний период и на 11% в летний период.
Отключение 1 СШ-220 кВ приводит к отключению двух АТ. После отключения двух АТ оставшийся в работе АТ-4 перегружен на 210% в зимний период и на 165% в летний период.
Отключение одного из трансформаторов 110/35/6 кВ приводит к перегрузу оставшегося в работе трансформатора на 23% в летний период.
Для ликвидации токового перегруза вышеуказанного оборудования предусмотрена реконструкция ПС 220 кВ Советско-Соснинская с заменой существующих АТ мощностью 3 x 63 МВА на АТ мощностью 3 x 125 МВА.
В соответствии с проектом по титулу "Реконструкция ПС 220 кВ Советско-Соснинская (замена автотрансформаторов)" предусмотрены следующие мероприятия:
- для недопущения перегруза АТ-4 при отключении 1СШ-110 кВ или 1СШ-220 кВ АТ-5 включается через развилку выключателей по стороне 110, 220 кВ;
- для разгрузки существующих трансформаторов 110/35/6 кВ питание шин 35 кВ обеспечивается от вновь устанавливаемых автотрансформаторов АТ-3, АТ-4, питание шин 6 кВ остается от трансформаторов (резерв шин 6 кВ от АТ-5);
для регулирования напряжения на шинах 35 кВ устанавливаются две БСК по 17,3 МВАр каждая
6
Установка АОПО ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216) и ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
2017 г.
В СиПР ТО не предусмотрено.
В ИП ФСК предусмотрены мероприятия по реконструкции ПА ПС 500 кВ Томская 2015 - 2017 гг.
Выполнение указанной АОПО позволит исключить излишнее отключение нагрузки потребителей Томской энергосистемы и увеличить максимально допустимый переток (МДП) в сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" на величину не менее 100 МВт в следующих ремонтных (послеаварийных) схемах:
- отключены ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская и ВЛ 500 кВ Итатская - Томская;
- отключены ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская или ВЛ 500 кВ Итатская - Томская и ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216) или ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215);
- отключены АТ-1 или АТ-2 ПС 500 кВ Томская и ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216) или ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
7
Установка на сторонах 110, 220 кВ АТ-1, АТ-2 ПС 220 кВ Володино дистанционных защит
2019 г.
2015 г. в СиПР ТО.
В ИП ФСК не предусмотрено
ПУЭ п. 3.2.15
Обеспечение дальнего резервирования защит присоединений 110, 220 кВ. Низкая чувствительность приставки от симметричных КЗ, отстроенной от тока нагрузки, к повреждениям на отходящих ВЛ 110 кВ
8
Организация каналов передачи сигналов ПА (установка УПАСК) на участке от ПС 220 кВ Мельниково до ПС 220 кВ Володино с выполнением схемы передачи команд ПА разгрузки ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками (С-82, С-83) с ПС 220 кВ Мельниково на ПС 220 кВ Володино и ПС 220 кВ Чажемто
2017 г.
2014 г. СиПР ТО.
В ИП ФСК предусмотрены мероприятия по реконструкции УПАСК ПС 220 кВ Мельниково в 2014 - 2017 гг.
Установленная на ПС 110 кВ Левобережная АОПО по факту превышения аварийно допустимого тока по ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками II цепь, I цепь (С-82, С-83) (далее - ВЛ 110 кВ С-82, С-83) действует на отключение ВЛ 110 кВ Мельниково-110 - Мельниково I цепь, II цепь (СВ-1, СВ-2) на ПС 110 кВ Мельниково-110. В период максимальных зимних нагрузок, при аварийном отключении ВЛ 220 кВ ТВ-231 и ТВ-221 действием указанной автоматики отключается до 220 МВт нагрузки потребителей. Такой объем отключений является излишним для снижения тока по ВЛ 110 кВ С-82, С-83. Предлагаемое мероприятие позволит уменьшить объем отключаемой нагрузки на 170 МВт
9
Установить ВЧ защиты на ВЛ 220 кВ транзита Советско-Соснинская - Чапаевка - Раскино - Вертикос - Парабель - Чажемто - Володино
2015 - 2017 гг.
2014-2016 гг. в СиПР ТО.
В ИП ФСК не предусмотрено
По п. 3.2.4 ПУЭ Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей, обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР, самозапуска электродвигателей, втягивания в синхронизм и пр.) и ограничения области и степени повреждения элемента.
Указанное мероприятие повысит устойчивость работы нагрузок нефтегазодобычи, НПС, ГКС
10
Установка на ОВ-220 кВ ПС 220 кВ Чапаевка, ПС 220 кВ Советско-Соснинская, ПС 220 кВ Раскино, ПС 220 кВ Восточная, ПС 500 кВ Томская вторых (МП) комплектов защит
2019 г.
2015 г. в СиПР ТО.
В ИП ФСК не предусмотрено
Для обеспечения ближнего резервирования защит и возможности оперативного изменения уставок защит ОВ-220 кВ. В аварийных ситуациях возможны длительные перерывы электроснабжения из-за отсутствия возможности перевода поврежденного оборудования за ОВ с требуемыми уставками
11
Установка вторых комплектов защит на ВЛ 110 кВ Асино - Комсомольская с отпайкой на ПС Первомайская (С-52) на ПС 220 кВ Асино
2016 г.
2015 г. в СиПР ТО.
В ИП ФСК не предусмотрено
Для обеспечения ближнего резервирования защит ВЛ 110 кВ и резервирования защит трансформаторов приемных ПС. Возможна работа ВЛ на неустранившееся КЗ при отказе защиты ВЛ
12
Установка вторых комплектов защит для выполнения ближнего резервирования защит следующих ВЛ:
- ВЛ 110 кВ Мельниково-110 - Маркелово (С-41) на ПС 110 кВ Мельниково-110;
- ВЛ 110 кВ Тунгусово - Коломинские Гривы (С-35) и ВЛ 110 кВ Коломинские Гривы - Подгорная (С-27) на ПС 110 кВ Коломинские Гривы
2019 г.
2015 - 2016 гг. в СиПР ТО.
В ИП ОАО "ТРК" на 2014 - 2018 гг. (далее - ИП ТРК) не предусмотрено
По ПУЭ п. 3.2.15 должны предусматриваться меры по обеспечению ближнего резервирования, если дальнее резервирование при КЗ на этой линии не обеспечивается.
- на ПС 110 кВ Мельниково-110 не обеспечивается дальнее резервирование ВЛ 110 кВ Мельниково-110 - Маркелово (С-41) в режиме вывода в ремонт СВ-110 на ПС 110 кВ Маркелово и включении ремонтной перемычки 110 кВ. Точка раздела по транзиту 110 кВ Мельниково - Бакчар (при выводе в ремонт СВ-110 на ПС 110 кВ Маркелово) переносится на ПС 110 кВ Маркелово. В режиме ремонт плюс отключение (КЗ на любом участке транзита) отсутствует возможность запитки нагрузок (семь ПС 110 кВ) со стороны ПС 110 кВ Мельниково-110 в объеме - 5 МВт;
- отсутствие дальнего резервирования в режимах вывода в ремонт СВ-110 ПС 110 кВ Молчановская НПС и включении ремонтной перемычки отсутствует дальнее резервирование транзита 110 кВ Коломинские Гривы - Володино. Отсутствие возможности запитки нагрузок указанного транзита в режиме ремонт плюс отключение в объеме - 6 МВт;
- отсутствие дальнего резервирования при включении ремонтной перемычки 110 кВ транзита 110 кВ Коломинские Гривы - Высокий Яр (на ПС 110 кВ Подгорная или ПС 110 кВ Усть-Бакчар). Отсутствие возможности запитки нагрузок указанного транзита в режиме ремонт плюс отключение в объеме - 5 МВт
13
Установка выносных ТТ 110 кВ в ремонтную перемычку 110 кВ ПС 110 кВ Типсино для ввода в работу защит ВЛ 110 кВ Типсино - Колпашево (С-57К)
2019 г.
2014 г. в СиПР ТО.
В ИП ТРК предусмотрено выполнение ПИР "Реконструкция ПС Типсино с установкой трансформаторов тока 110 кВ, замена ОСИ 110 кВ на полимерные, замена разрядников на ОПН" в 2018 - 2019 гг.
Для обеспечения надежного электроснабжения г. Колпашево в ремонтном режиме (отключение СВ-110 кВ ПС 110 кВ Типсино и включении ремонтной перемычки 110 кВ)
14
Модернизация АОПО ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I цепь (С-83), II цепь (С-82) на ПС 110 кВ Левобережная и АОПО ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I цепь (С-15), II цепь (С-16) на ПС 110 кВ Мельниково-110 с организацией первой ступени с действием на сигнал и ступенчатой разгрузки с действием на ОН
2017 г.
В СиПР ТО не предусмотрено.
В ИП ТРК не предусмотрено
Установленная на ПС 110 кВ Левобережная АОПО по факту превышения аварийно допустимого тока по ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками II цепь, I цепь (С-82, С-83) (далее - ВЛ 110 кВ С-82, С-83) действует на отключение ВЛ 110 кВ Мельниково-110 - Мельниково I цепь, II цепь (СВ-1, СВ-2) на ПС 110 кВ Мельниково-110. В период максимальных зимних нагрузок, при аварийном отключении ВЛ 220 кВ ТВ-231 и ТВ-221 действием указанной автоматики отключается до 220 МВт нагрузки потребителей. Такой объем отключений является излишним для снижения тока по ВЛ 110 кВ С-82, С-83. Предлагаемое мероприятие позволит уменьшить объем отключаемой нагрузки на 170 МВт
15
Реконструкция ПС 110 кВ Молчаново с установкой выключателя и защиты ВЛ 110 кВ Кривошеино - Молчаново (С-25), а также защиты ВЛ 110 кВ Молчаново - Коломинские Гривы (С-26)
2018 г.
В СиПР ТО не предусмотрено.
В ИП ТРК предусмотрены мероприятия по реконструкции ПС 110 кВ Молчаново
Для предотвращения излишнего отключения электропитания потребителей ПС 110 кВ Молчаново и обеспечения селективного отключения КЗ на ВЛ 110 кВ Молчаново-Коломинские Гривы (С-26), ВЛ 110 кВ Кривошеино - Молчаново (С-25)
16
Установка на ОРУ-110 кВ подстанций Тайгинской дистанции электроснабжения (ПС 110 кВ Предтеченск, ПС 110 кВ Межениновка, ПС 110 кВ Сураново) выключателей в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий
2015 - 2017 гг.
2014 - 2016 гг. в СиПР ТО.
В ИП ОАО "РЖД" не предусмотрено.
Вошло в сводный перечень замечаний ОАО "СО ЕЭС" для включения в ИП ОАО "РЖД" и сводный перечень мероприятий, предлагаемых ОАО "СО ЕЭС" для включения в целевые программы ОАО "РЖД" (письмо ОДУ Сибири от 31.01.2013 № О4-б3-II-19-533)
Отсутствие выключателей в цепях линий на подстанциях 110 кВ Тайгинской дистанции электроснабжения (из-за ненадежной работы ОД, КЗ, установленных на трансформаторах, возможно повреждение оборудования ошиновки 10 кВ и силовых трансформаторов при коротких замыканиях в трансформаторах или ошиновке и отказе ОД, КЗ, так как резервирование защит трансформаторов защитами питающих линий 110 кВ не обеспечивается)
имеется в виду раздел 3 "Гидротехнические сооружения и водное
хозяйство электростанций, гидротурбинные установки", а не раздел 3
"Защита и автоматика" Правил технической эксплуатации электрических
станций и сетей Российской Федерации.
------------------------------------------------------------------
17
Установка второго комплекта защит на следующих подстанциях Тайгинской дистанции электроснабжения:
- ПС 110 кВ Предтеченск на ВЛ 110 кВ Зональная - Предтеченск (С-86) и ВЛ 110 кВ Предтеченск - Межениновка (С-11);
- ПС 110 кВ Межениновка на ВЛ 110 кВ Предтеченск - Межениновка (С-11) и ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново (С-12);
- ПС 110 кВ Сураново на ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново (С-12) и ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
2015 - 2017 гг.
2014 - 2016 гг. в СиПР ТО.
В ИП ОАО "РЖД" не предусмотрено.
Вошло в сводный перечень замечаний ОАО "СО ЕЭС" для включения в ИП ОАО "РЖД" и сводный перечень мероприятий, предлагаемых ОАО "СО ЕЭС" для включения в целевые программы ОАО "РЖД" (письмо ОДУ Сибири от 31.01.2013 № О4-б3-II-19-533)
Раздел 3. "Защита и автоматика" Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ п. 6.11.2 (утв. Приказом Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. № 229).
Отсутствие дальнего резервирования защит ВЛ 110 кВ Тайгинской дистанции электроснабжения (не обеспечивается дальнее резервирование защит ВЛ 110 кВ защитами смежных ВЛ в режимах вывода в ремонт секционного выключателя на подстанциях Тайгинской дистанции электроснабжения и включении ремонтной перемычки 110 кВ). В таких режимах при КЗ на ВЛ 110 кВ в зоне действия третьих ступеней защит ВЛ и их отказе (или отказе выключателя) линия будет работать на неустранившееся КЗ.
Работа с разомкнутым транзитом 110 кВ не обеспечивает требования по надежности электроснабжения для данной категории потребителей

Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше в энергосистеме Томской области определяет главным образом строительство основного транзита 500 кВ ПС Томская - Нижневартовская ГРЭС. Введение данного объекта позволит значительно усилить электрическую сеть и позволит включить на параллельную работу на территории Томской области энергосистемы ОЭС Сибири и ОЭС Урала.
Все остальные мероприятия по развитию электрической сети направлены главным образом на реконструкцию существующих электросетевых объектов с целью замены устаревшего оборудования и устранения "узких мест" в энергосистеме.

4.8. Определение и уточнение перечня "узких мест"
в электрической сети напряжением 110 кВ и выше

Анализ существующего состояния системы электроснабжения Томской области позволяет выделить следующие "узкие места" и проблемы:
4.8.1. Основной системообразующий транзит 220 кВ Томск - Нижневартовск.
Основной системообразующей линией Томской энергосистемы является транзит 220 кВ Томск - Нижневартовск (Томская - Володино - Чажемто - Парабель - Вертикос - Раскино - Чапаевка - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС) протяженностью около 800 км.

Рисунок 4.8.1. Схема основного транзита
220 кВ Томск - Нижневартовск

Рисунок не приводится.

Из-за большой протяженности и недостаточной пропускной способности эта линия не может служить в качестве транзитной между ОЭС Сибири и ОЭС Урала.
Точкой раздела электрических потоков мощности транзита 220 кВ Томск - Нижневартовск являются ПС 220 кВ Парабель и ПС 220 кВ Вертикос, тем самым часть потребителей Томской области, питающихся от подстанций 220 кВ Каргасок, Завьялово, Вертикос, Раскино, Чапаевка, Советско-Соснинская, получают электроэнергию из Тюменской энергосистемы (северная часть Томской энергосистемы).
4.8.2. Сечение ОЭС Урала - Томская энергосистема.
Фактический переток в сечении "ОЭС Урала - Томская энергосистема" (далее - КС Урал - Томск) может превысить максимально допустимые значения в следующих схемно-режимных ситуациях:
- аварийное отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель в летний и зимний периоды;
- наложение на ремонт одной из ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель и аварийного отключения второй ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель в летний период.
В указанных послеаварийных режимах действием АВР ВЛ 220 кВ Парабель - Вертикос на ПС 220 кВ Парабель осуществляется перевод питания нагрузки потребителей ПС 220 кВ Парабель на питание со стороны энергорайона "Север".
Величина перетока в КС Урал - Томск в зимний период составит 339 МВт, что превышает величину МДП в указанном сечении (265 МВт) и потребует ограничение нагрузки 74 МВт.

Рисунок 4.8.2. Зимний максимум. Послеаварийная схема:
аварийное отключение двухцепной ВЛ 220 кВ
Чажемто - Парабель I цепь, II цепь

Рисунок не приводится.

Вывод в ремонт одной из ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская и отключение второй ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская могут привести к погашению нагрузки потребителей ПС 220 кВ Советско-Соснинская, ПС 220 кВ Чапаевка, ПС 220 кВ Каргасок, ПС 220 кВ Вертикос, ПС 220 кВ Завьялово, ПС 220 кВ Раскино в объеме до 185 МВт - в летний период. При этом перенос точки раздела позволит запитать со стороны ОЭС Сибири только 100 МВт отключенной нагрузки.
4.8.3. Сечение Томск - Левобережье.
В состав сечения входят следующие линии:
- ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка;
- ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками.
В КС Томск - Левобережье ток по ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная превышает длительно допустимые значения в следующих схемно-режимных ситуациях:
- отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка в летний и зимний периоды;
- наложение на ремонт одной из ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка и аварийного отключения другой ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка или секции 220 кВ ПС 500 кВ Томская в летний период.
Для недопущения перегрузки ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная требуется ограничение нагрузки 38 МВт (лист № 133).
Подключение дополнительных нагрузок или увеличение нагрузки существующих потребителей нефтегазодобывающей отрасли, питающихся с ПС 220 кВ Парабель, становится затруднительным. Для снятия сетевых ограничений необходимо строительство ВЛ 500 кВ Томская - Парабель с ПС 500/220 кВ Парабель с включением участка ВЛ Томская - Володино на напряжение 220 кВ (первый пусковой комплекс).

Рисунок 4.8.3. Схема сечения Томск - Левобережье

Рисунок не приводится.

4.8.4. ПС 220 кВ Советско-Соснинская.
В настоящее время на ПС 220 кВ Советско-Соснинская в работе находятся два АТ 220/110/10 кВ и один АТ 220/110/6 кВ мощностью 63 МВА каждый. От данной подстанции осуществляется электроснабжение нагрузок потребителей нефтегазодобывающего комплекса и г. Стрежевой.
При отключении одного из АТ в максимум нагрузок перегруз оставшихся в работе АТ составляет более 40%. При отключении 1 СШ 220 или 110 кВ перегруз оставшегося в работе АТ составит более 200%. Вывод в ремонт АТ 220/110/6 кВ в летний период также затруднен. Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей необходима замена автотрансформаторов 220/110/6 кВ 3x63 МВА на автотрансформаторы 3x125 МВА.

Рисунок 4.8.4. Принципиальная схема
ПС 220 кВ Советско-Соснинская

Рисунок не приводится.

Замена автотрансформаторов предусмотрена в рамках титула "Реконструкция ПС 220 кВ Советско-Соснинская (замена автотрансформаторов)". Для разгрузки существующих трансформаторов 110/35/6 кВ указанным проектом предусматривается питание шин 35 кВ от вновь устанавливаемых автотрансформаторов АТ-3, АТ-4, питание шин 6 кВ остается от трансформаторов (резерв от АТ-5).

Рисунок 4.8.5. Принципиальная схема ПС 220 кВ
Советско-Соснинская после реконструкции с заменой
АТ мощностью 3 x 63 МВА на АТ мощностью 3 x 125 МВА

Рисунок не приводится.

4.8.5. ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская.
В нормальном режиме загрузка одноцепной ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская (СВ-5) и двухцепной ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская (СС-3 или СС-4) находится в допустимых пределах.
При ремонте одной цепи ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская (СС-3) и аварийном отключении второй цепи ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская (СС-4) помимо недопустимого снижения напряжения на ПС 110 кВ Вахская, ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская (СВ-5) перегружается по току выше длительно допустимого значения. Для ввода режима в допустимую область требуется ограничение нагрузок.

Рисунок 4.8.6. Границы энергоузла
"ПС 220 кВ Советско-Соснинская"

Рисунок не приводится.

4.8.6. ПС 220 кВ Парабель.
Вывод в ремонт одной ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка и аварийное отключение второй ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка приводят к тому, что напряжение на транзите 220 кВ Томская - Парабель достигает наибольшего рабочего напряжения.

Рисунок 4.8.7. Схема размещения средств компенсации
в южной части Томской энергосистемы

Рисунок не приводится.

Включение существующего ШР-110 кВ на ПС 220 кВ Парабель приводит к снижению напряжения ниже минимально допустимого и нарушению устойчивости работы нагрузок нефтегазодобывающего комплекса.
Существующие средства регулирования напряжения не обеспечивают плавного регулирования напряжения, так как величина необходимого управляющего воздействия зависит от уровня нагрузок энергосистемы в момент аварийной ситуации.
При отключении одного автотрансформатора мощностью 63 МВА на ПС 220 кВ Парабель оставшиеся в работе автотрансформаторы загружены на 94%.
При погашении первой секции шин 110 кВ на ПС 220 кВ Парабель оставшийся в работе автотрансформатор перегружается выше допустимых значений.

Рисунок 4.8.8. Принципиальная схема ПС 220 кВ Парабель

Рисунок не приводится.

Для обеспечения допустимой загрузки оставшегося в работе автотрансформатора требуется отключение нагрузки (ОН) на подстанциях транзита 110 кВ Парабель - Двуреченская на 30 МВт действием АОПО автотрансформаторов ПС 220 кВ Парабель. Для реализации управляющих воздействий указанной АОПО требуется установка УПАСК на ПС 220 кВ Парабель и на подстанциях транзита 110 кВ Парабель - Двуреченская. Для недопущения отключения нагрузки потребителей транзита 110 кВ Парабель - Двуреченская необходима замена автотрансформаторов ПС 220 кВ Парабель мощностью 3 x 63 МВА на автотрансформаторы мощностью 3 x 200 МВА.

Рисунок 4.8.9. Принципиальная схема ПС 220 кВ
Парабель после реконструкции с заменой АТ мощностью
3 x 63 МВА на АТ мощностью 2 x 200 МВА

Рисунок не приводится.

4.9. Перечень рекомендуемых к вводу
электросетевых объектов напряжением 110 кВ
и выше для ликвидации "узких мест"

Выбор перечня рекомендуемых к вводу электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше продиктован необходимостью решения следующих задач:
- электроснабжение новых потребителей жилищно-коммунального сектора и соцкультбыта г. Томска;
- ликвидация "узких мест" сетей 110 кВ и выше;
- строительство кабельных линий в центральной части города взамен физически изношенных ВЛ;
- реконструкция и техперевооружение подстанций, отработавших нормативный срок;
- повышение надежности электроснабжения потребителей.
Основные положения формирования перспективной схемы электрической сети базируются на основных направлениях, принятых в Стратегии развития сети ЕЭС России на 10 лет.
Схема электрической сети должна обеспечивать:
- надежное электроснабжение потребителей;
- повышение эффективности работы и развития энергосистемы;
Основные стратегические направления:
- реализация научно-технической политики и внедрение новых прогрессивных видов техники и технологий;
- формирование достаточно гибкой сети, обеспечивающей ее поэтапное развитие, учитывающее рост нагрузки, развитие электростанций, изменение величины и направления перетоков мощности;
- оптимальное потокораспределение между линиями различного класса напряжения;
- регулирование напряжения (реактивной мощности) в сетях в широких пределах.
Развитие, реконструкцию, техническое перевооружение электрических сетей необходимо проводить с учетом вышеизложенных требований, и базироваться они должны на применении новых электросетевых технологий и современного оборудования:
- более надежные и экономичные Т и АТ с АРПН, со сниженными показателями потерь холостого хода, элегазовые выключатели, разъединители с улучшенной кинематикой и электродвигательными приводами, средства связи, релейной защиты и противоаварийной автоматики на базе микропроцессорной и цифровой техники, применение КРУЭ внутренней и наружной установки, АСУ ТП, позволяющее эксплуатировать ПС без постоянного обслуживающего персонала; применение полимерной изоляции на ВЛ;
- строительство в городе в основном закрытых подстанций, в застроенной части города внедрение кабельных линий, на магистральных и кольцевых линиях применение провода сечением не менее 240 кв. мм.

4.9.1. Развитие электрических магистральных
сетей 220 кВ и выше на период 2015 - 2019 гг.

В период 2015 - 2019 гг. на территории Томской области рекомендуется осуществить ввод и реконструкцию целого ряда объектов магистральных электрических сетей, что позволит ликвидировать "узкие места" в сети 220 кВ и выше Томской энергосистемы и в целом повысить надежность работы магистральных электрических сетей.
Перечень рекомендуемых к вводу и подлежащих реконструкции электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше энергосистемы Томской области приведен в таблице 4.9.1.

Таблица 4.9.1

Перечень рекомендуемых к вводу и подлежащих реконструкции
электросетевых объектов 220 кВ и выше на территории
Томской области на период 2015 - 2019 гг.

N
пп
Наименование объекта, класс напряжения
Предлагаемые сроки сооружения объектов
Протяженность /мощность, км/МВА/ Мвар
Обоснование необходимости строительства
1
Строительство ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (с ПС 500/220 кВ Советско-Соснинская) с выделением пускового комплекса - включение ВЛ на напряжение 220 кВ
2020 г. с выделением пускового комплекса - включение ВЛ на напряжение 220 кВ в 2017 г.
35 км /501 МВА
1. Фактический переток в КС Урал - Томск может превысить максимально допустимые значения в следующих схемно-режимных ситуациях:
- аварийное отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель в летний и зимний периоды;
- наложение на ремонт одной из ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель и аварийное отключение второй ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель в летний период.
В указанных послеаварийных режимах действием АВР ВЛ 220 кВ Парабель - Вертикос на ПС 220 кВ Парабель осуществляется перевод питания нагрузки потребителей ПС 220 кВ Парабель на питание со стороны энергорайона "Север". Величина перетока в КС Урал - Томск в зимний период составит 339 МВт, что превышает величину МДП в указанном сечении (265 МВт) и потребует ограничение нагрузки 74 МВт.
2. Вывод в ремонт одной из ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская и аварийное отключение второй могут привести к погашению нагрузки потребителей ПС 220 кВ Советско-Соснинская, ПС 220 кВ Чапаевка, ПС 220 кВ Каргасок, ПС 220 кВ Вертикос, ПС 220 кВ Завьялово, ПС 220 кВ Раскино в объеме до 185 МВт - в летний период.
3. В аварийных ситуациях электроснабжение потребителей северной части Томской энергосистемы со стороны ПС 500 кВ Томская невозможно в полном объеме по условию допустимой токовой загрузки линий и подстанционного оборудования транзита 220 кВ Томск - Нижневартовск и обеспечения статической устойчивости нагрузок. При этом перенос точки раздела позволит запитать со стороны ОЭС Сибири только 100 МВт отключенной нагрузки.
4. Подключение новых потребителей в северной части Томской энергосистемы без сетевого строительства невозможно
2
Строительство ВЛ 500 кВ Томская - Парабель (с ПС 500/220 кВ Парабель) с выделением пусковых комплексов - включение ВЛ на напряжение 220 кВ
2020 г. с выделением: - I пускового комплекса - включение ВЛ Томская - Володино на напряжение 220 кВ в 2017 г.;
- II пускового комплекса - включение ВЛ Володино - Парабель на напряжение 220 кВ в 2018 г.
110 км - 1 пк
501 МВА + 167 МВА
260 км - 2 пк
1. В КС Томск - Левобережье ток по ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная превышает длительно допустимые значения в следующих схемно-режимных ситуациях:
- отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка в летний и зимний периоды;
- наложение на ремонт одной из ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка и аварийное отключение другой ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка или секции 220 кВ ПС 500 кВ Томская в летний период.
2. Для недопущения перегрузки ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная требуется ограничение нагрузки 38 МВт.
3. Подключение новых и увеличение нагрузки существующих потребителей становится затруднительным в связи с увеличением перетока в указанном сечении.
4. Возможность питания нагрузок нефтегазодобывающего комплекса ПС 220 кВ Чапаевка, ПС 220 кВ Раскино, ПС 220 кВ Вертикос от ОЭС Сибири (перенос точки раздела транзита 220 кВ Томск - Нижневартовск на ПС 220 кВ Чапаевка), что позволит снизить потребление Томской энергосистемы от дефицитной Тюменской энергосистемы
3
Строительство ВЛ 500 кВ Советско-Соснинская - Парабель
2020 г.
340 км
1. Пропускная способность транзита 220 кВ исчерпана, что является причиной сдерживания развития существующих нефтегазовых месторождений, а также освоения новых.
2. Параллельная работа южной и северной части Томской энергосистемы значительно повысит надежность электроснабжения ее потребителей, особенно в ремонтных и послеаварийных схемах.
3. Строительство транзита 500 кВ Сибирь - Урал через Томскую область и строительство Северской АЭС позволят обеспечить надежное электроснабжение нагрузок севера Томской области
4
Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Советско-Соснинская с выполнением 1 пускового комплекса (1 ПК) - замена АТ мощностью 3x63 МВА на АТ мощностью 3x125 МВА
1 ПК - 2014 - 2015 гг.;
полное развитие - 2015 - 2024 гг.
1 ПК - 3x125 МВА;
полное развитие - 2x63 МВА
1. Отключение одного из АТ приводит к перегрузу оставшихся в работе АТ более чем на 25%.
2. Отключение 1 СШ 220 или 110 кВ приводит к отключению двух АТ и перегрузу оставшегося в работе АТ более чем на 200%.
3. Отключение одного из трансформаторов 110 кВ приводит к перегрузу оставшегося в работе трансформатора более чем на 20%.
4. Вывод в ремонт одного из АТ или Т может потребовать оперативных мер по ограничению потребителей г. Стрежевой и нефтегазодобывающего комплекса.
5. Надежность электроснабжения нагрузок города Стрежевой и нефтегазодобывающего комплекса.
6. Моральный и физический износ оборудования подстанции. Оборудование ПС находится в эксплуатации более 35 лет (нормативный срок службы оборудования в соответствии с заводскими инструкциями по эксплуатации предусмотрен не более 25 - 30 лет)
5
Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Восточная
2018 г.
2x200 МВА + 2x63 МВА + 1x52 Мвар
1. Надежность электроснабжения нагрузок города Томска и социально значимых нагрузок.
2. Моральный и физический износ оборудования подстанции. Оборудование ПС находится в эксплуатации более 39 лет (нормативный срок службы оборудования в соответствии с заводскими инструкциями по эксплуатации предусмотрен не более 25 - 30 лет)

4.9.2. Развитие распределительных электрических
сетей 110 кВ на период 2015 - 2019 гг.

Реконструкция действующих подстанций осуществляется в двух направлениях:
- первое - строительство новых подстанций закрытого типа в центральной части города вместо существующих ПС, отработавших срок;
- второе - частичная замена оборудования, установка выключателей вместо отделителей, замена выключателей, снятых с производства, реконструкция релейной защиты и пр.
Проведение реконструкции с заменой коммутационного оборудования, устройств РЗА запланировано на следующих подстанциях:
ПС 110/35/10 кВ Октябрьская. Трансформаторы подстанции загружены на 50,7% в нормальном режиме, в аварийном (ремонтном) режиме на 102%. Учитывая отсутствие ТУ на технологическое присоединение, замена трансформаторов не требуется.
ОРУ 110 кВ подстанции рекомендуется реконструировать в схему № 110-4Н (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий). ОРУ 35 кВ выполняется по схеме № 35-9 (одна рабочая, секционированная выключателем, система шин) на 4 линейные ячейки, используемые для подключения действующих ВЛ 35 кВ. РУ 10 кВ одна секционированная система шин.
ПС 110/35/10 кВ Левобережная расположена в п. Тимирязево.
В настоящее время загрузка трансформаторов (2x25 МВА) в нормальном режиме составляет 40%, в послеаварийном 80%. Учитывая отсутствие ТУ на технологическое присоединение, замена трансформаторов не требуется.
Схемы распределительных устройств 110-35-10 кВ не изменяются.
ПС 110/35/10 кВ Мельниково. На подстанции установлено шесть выключателей 110 кВ (ВМТ), снятых с производства. Трансформаторы, установленные на подстанции, отработали нормативный срок (39 - 40 лет). Рекомендуется реконструкция подстанции с заменой силового и коммутационного оборудования. На подстанции рекомендуется иметь два трансформатора мощностью 16 МВА каждый.
ОРУ 110 кВ подстанции рекомендуется реконструировать в схему - секционированная система шин с установкой элегазовых выключателей. ОРУ 35 - по схеме 35-9 (одна секционированная система шин), РУ-10 кВ одна секционированная система шин.
ПС 110/35/10 кВ Малиновка. Трансформаторы, установленные на подстанции, отработали нормативный срок (50 - 51 год). Рекомендуется реконструкция подстанции с заменой силового и коммутационного оборудования. На подстанции рекомендуется установить два трансформатора мощность 16 МВА каждый.
ОРУ 110 кВ подстанции рекомендуется реконструировать в схему - одна секционированная система шин с элегазовыми выключателями, ОРУ 35 кВ по схеме 35-9, РУ 10 кВ одна секционированная система шин.
ПС 110/10 кВ Каштак предназначена для электроснабжения потребителей микрорайона "Каштак". На подстанции установлены два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА и 40,5 МВА. Трансформаторы подстанции загружены в аварийном (ремонтном) режиме на 70,5%.
К сети энергосистемы ПС подключается отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ ПС Восточная - ПС Каштак - ПС Западная - ПС ДОК. Подстанция выполнена без сооружения ОРУ 35 кВ. Необходима реконструкция подстанции с заменой коммутационного оборудования.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме № 110-5АН - мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов к сетям энергосистемы подключается врезкой в одну цепь ВЛ 110 кВ ПС Восточная - ПС Каштак - ПС Западная. РУ 10 кВ - две секционированные системы шин.
ПС 110/10 кВ Молчаново (с) предназначена для электроснабжения поселка и сельскохозяйственных потребителей. Рекомендуется реконструкция подстанции с заменой отслужившего нормативный срок трансформатора и установкой второго.
ОРУ 110 кВ рекомендуется выполнить по схеме № 110-5АН (мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов).
ПС 110/35/10 кВ Бройлерная предназначена для электроснабжения сельскохозяйственных комплексов и потребителей сельского хозяйства, расположенных в пригородном районе г. Томска. Рекомендуется реконструкция с заменой коммутационного оборудования.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме одна секционированная система шин на четыре линейные ячейки с установкой элегазовых выключателей.
ОРУ 35 кВ - по схеме 35-9 одна секционированная система шин, РУ 10 - одна секционированная система шин.
В соответствии с нормами технологического проектирования подстанций (СТО 56947007-29.240.10.028-2009) отделители, установленные на подстанциях, должны быть заменены на выключатели:
ПС 110 кВ - Коммунальная, Бакчар, Гусево, Вороново, Высокий Яр, Кандинка, Каргала, Кривошеино, Молчановская НПС, Плотниково, Поротниково, Семилужки, Тунгусово, Чилино.
На ПС 110/35/10 кВ Турунтаево и ПС 110/35/10 кВ Тунгусово установлены трансформаторы, находящиеся в эксплуатации 53 и 50 лет соответственно, подлежат замене.
ПС 110/35/10 кВ Зырянская - на подстанции на стороне 110 кВ в цепях трансформаторов установлены отделители, рекомендуется выполнить реконструкцию подстанции с заменой силового и коммутационного оборудования.
ОРУ 110 кВ подстанции выполнить по схеме № 110-4Н (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий). ОРУ 35 кВ выполнить по схеме 35-9 (одна секционированная система шин). РУ 10 кВ одна секционированная система шин.
ПС 110/35/10 кВ Комсомольская на подстанции установлен один трансформатор, находящийся в эксплуатации 48 лет. Подстанция подлежит реконструкции.
В соответствии с намечаемым развитием на подстанции рекомендуется установить два трансформатора мощностью 6,3 МВА каждый.
ОРУ 110 кВ подстанции выполнить по схеме № 110-5Н. ОРУ 35 кВ выполнить по схеме 35-9 (одна секционированная система шин). РУ 10 кВ одна секционированная система шин.
ПС 110/35/10 кВ Первомайская - на подстанции на напряжении 110 кВ установлены отделители, на напряжении 35 кВ установлены выключатели, которые сняты с производства. Трансформаторы также выработали свой ресурс. Рекомендуется выполнить реконструкцию подстанции с заменой устаревшего оборудования.
ОРУ 110 кВ подстанции выполнить по схеме № 110-4Н (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий). ОРУ 35 кВ выполнить по схеме 35-9 (одна секционированная система шин). РУ 10 кВ одна секционированная система шин.
ПС 110/10 кВ Сайга предназначена для электроснабжения потребителей поселка, лесопромышленного хозяйства, железной дороги. На подстанции установлены два трансформатора мощностью 2,5 МВА каждый, один без РПН, в цепях трансформаторов установлены отделители. Рекомендуется реконструкция подстанции с заменой силового, коммутационного оборудования и изменением схемы ОРУ 110 кВ. На подстанции установить два трансформатора мощностью 2,5 МВА каждый.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме № 110-5АН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов). РУ 10 кВ - одна секционированная система шин.
ПС 110/35/10 кВ Асино предназначена для электроснабжения потребителей г. Асино, близлежащих деревень и сельского хозяйства. Рекомендуется реконструкция подстанции с заменой силового и коммутационного оборудования. На подстанции установить два трансформатора мощностью 40 МВА каждый.
ОРУ 110 кВ выполняется по схеме одна секционированная система шин с установкой элегазовых выключателей. ОРУ 35 кВ и РУ 10 кВ подстанции выполнено по схеме - одна секционированная система шин.
ПС 110/10 кВ Белый Яр предназначена для электроснабжения потребителей поселков, лесного хозяйства.
На подстанции установлены два трансформатора мощностью 10 МВА каждый, один без РПН. В цепях трансформаторов установлены отделители. Рекомендуется реконструкция подстанции с заменой силового и коммутационного оборудования. На подстанции заменить один трансформатор мощностью 10 МВА на трансформатор такой же мощности.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме - одна секционированная система шин с элегазовыми выключателями. РУ 10 кВ - одна секционированная система шин.
ПС 110/10 кВ Чердаты предназначена для электроснабжения потребителей поселков (Чердаты, Кучуково, Черный Яр, Иловка, Прушинское) и сельского хозяйства. На подстанции установлено четыре трансформатора: два трансформатора 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый и два трансформатора 110/35 кВ мощностью 1,8 МВА каждый. ОРУ 110 кВ выполнено по схеме № 110-13 (две рабочие и обходная системы шин). Рекомендуется реконструкция подстанции с заменой силового, коммутационного оборудования и изменением схемы ОРУ 110 кВ. На подстанции устанавливаются два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый, трансформаторы 10/35 кВ подлежат демонтажу.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме - одна секционированная система шин с элегазовыми выключателями. ОРУ 35 кВ оставить по схеме мостика, так как новых потребителей в рассматриваемый период не появляется. РУ 10 кВ - одна секционированная система шин.
ПС 110/10 кВ Ново-Николаевская предназначена для электроснабжения потребителей поселков (Н. Николаевка, Минаевка, Митрофановка, Караколь и др.) и сельского хозяйства. На подстанции установлены два трансформатора мощностью 6,3 МВА каждый, загружены в нормальном режиме на 6%, в аварийном 12%. ОРУ 110 кВ выполнено по схеме № 110-13 (две рабочие и обходная системы шин).
Рекомендуется установить на подстанции два трансформатора мощностью 2,5 МВА каждый (уточнить проектом).
Подключение подстанции к сетям энергосистемы сохранить по существующей схеме.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме - одна секционированная система шин с элегазовыми выключателями. ОРУ 35 кВ по схеме № 35-9 - одна секционированная система шин. РУ 10 кВ - одна секционированная система шин.
ПС 110/10 кВ Тегульдет предназначена для электроснабжения потребителей поселков (Тегульдет, Байгалы, Покровский Яр и др.) и сельского хозяйства. На подстанции установлены два трансформатора мощностью 10 МВА каждый, загружены в нормальном режиме на 6%, в аварийном 12%.
Рекомендуется осуществить на подстанции замену трансформаторов на трансформаторы меньшей мощности.
В период 2015 - 2019 гг. необходимо выполнить техперевооружение следующих подстанций:
- замена отделителей 110 кВ на выключатели на подстанциях Белый Яр, Н. Николаевка, Тегульдет, Чердаты, Улу-Юл, Ягодное;
- замена выключателей, снятых с производства, на подстанциях Белый Яр, Батурино, Н. Николаевка;
- замена трансформатора мощностью 2,5 МВА (срок эксплуатации 46 лет) на подстанции 110/10 кВ Батурино на трансформатор такой же мощности.
ПС 110/35/10 кВ Стрежевская подключена отпайкой к транзитным линиям ПС Советско-Соснинская - ПС Вахская (двухцепная и одноцепная ВЛ 110 кВ). Двухцепная ВЛ, выполненная проводом АЖ-120, находится в эксплуатации 41 год, одноцепная ВЛ 110 кВ, выполненная проводом АС 150, - 24 года, протяженность обеих ВЛ по трассе 106 км. Обе линии электропередачи проходят в труднодоступных, болотистых местах. В настоящее время загрузка одноцепной ВЛ 110 кВ составляет 33,3% от длительно допустимого тока для провода марки АС-150, при отключении двухцепной ВЛ 110 кВ одноцепная линия перегружается по току. При этом уровни напряжений на ПС Вахская и ПС Григорьевская становятся ниже допустимых значений, необходимо ограничение нагрузок примерно на 20 МВт.
Для обеспечения надежного электроснабжения г. Стрежевого и нефтедобывающих месторождений, а также разгрузки существующих ВЛ 110 кВ рекомендуется строительство одноцепной ВЛ 110 кВ ПС Советско-Соснинская - ПС Стрежевская с расширением ОРУ 110 кВ ПС 220/110 кВ Советско-Соснинская на одну линейную ячейку. Протяженность рекомендуемой ВЛ - 29 км, провод сечением АС 150.
На подстанции рекомендуется установить два трансформатора мощностью 40 МВА каждый.
ОРУ 110 кВ выполняется по схеме № 110-5Н (мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий) с элегазовыми выключателями, ОРУ 35 кВ по схеме № 35-9 (одна секционированная выключателем система шин), РУ 10 кВ по схеме одна секционированная система шин.
ПС 110/35/6 кВ Вахская. По сроку эксплуатации необходима замена трансформатора Т3 мощностью 25 МВА на трансформатор такой же мощности. В настоящее время, в связи с ростом электрических нагрузок в районе размещения подстанции, действующая схема не обеспечивает надежное и качественное электроснабжение потребителей.
Для обеспечения допустимых уровней напряжений и перетоков мощности по ВЛ ПС Советско-Соснинская - ПС Вахская в послеаварийных режимах в районе необходимо выполнить следующее строительство:
- одноцепной ВЛ 110 кВ ПС Советско-Соснинская - ПС Стрежевская протяженностью примерно 29 км для обеспечения потребителей г. Стрежевого, расположенного в крайне тяжелых климатических условиях;
- реконструкцию ОРУ 110 кВ;
- установка компенсирующего устройства (КУ) на ПС Вахская.
ПС 110/35/10 кВ Останинская. В соответствии с намечаемым развитием района: освоение Урманского и Арчинского месторождений нефти на подстанции рекомендуется реконструкция ОРУ 110 кВ.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме - одна секционированная система шин с элегазовыми выключателями.
ПС 110/10 кВ Раздольное. На подстанции установлены трансформаторы мощностью 25 МВА. Загрузка установленных трансформаторов в нормальном режиме работы 8%, в аварийном 16%, предлагается замена на трансформаторы мощностью 10 МВА каждый, загрузка трансформаторов составит 20% и 40% соответственно.
На ОРУ 110 кВ установлены выключатели, снятые с производства, необходима замена.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме - одна секционированная система шин с элегазовыми выключателями.
ПС 110/35/10 кВ Малореченская. На подстанции установлены трансформаторы мощностью 25 МВА (38 лет) и 16 МВА (27 лет), оба подлежат замене: 25 МВА по нормативному сроку, 16 МВА по пропускной способности.
ПС 110/10 кВ Чажемто (с). На подстанции установлен один трансформатор мощностью 6,3 МВА, находится в эксплуатации 39 лет. Подстанция подключена по тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ к шинам 110 кВ ПС 220/110 кВ Чажемто. При реконструкции на подстанции рекомендуется установить два трансформатора мощностью 6,3 МВА.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме № 110-4Н (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий). РУ 10 кВ одна секционированная система шин.
ПС 110/10 кВ Новоильинская. Реконструкция подстанции рекомендуется для обеспечения более надежного электроснабжения потребителей правого берега р. Обь. Исполнение ОРУ 110 кВ подстанции Н. Ильинка по схеме "мостик" позволяет секционировать ВЛ 110 кВ Чажемто - Колпашево в аварийных ситуациях. На подстанции установлен один трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА, ОРУ 35 кВ отсутствует. Предлагается реконструкция подстанции с установкой второго трансформатора мощностью 2,5 МВА (в соответствии с электрической нагрузкой ПС).
ОРУ 110 кВ подстанции выполняется по схеме № 110-5АН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов). РУ 10 кВ - одна секционированная система шин.
В период 2015 - 2019 гг. необходимо выполнить техперевооружение следующих подстанций:
- замена отделителя 110 кВ на выключатель на подстанции Чажемто (с);
- замена выключателей, снятых с производства, на подстанциях: Вахская, Колпашево, Коломинские Гривы, Лугинецкая, Малореченская, Останинская, Усть-Бакчар, Тогур;
- замена трансформатора на ПС 35/10 кВ Тогур мощностью 10 МВА, находящегося в эксплуатации 35 лет, на ПС 110/10 кВ Подгорное мощностью 6,3 МВА, находящегося в эксплуатации 43 года.
До 2019 года большой объем сетевого строительства связан с реконструкцией электросетевых объектов, отработавших нормативный срок.
Реконструкция (техперевооружение), выполняемая в настоящее время в распределительных сетях, в основном заключается в обновлении системы учета электроэнергии, замене фарфоровой изоляции на подстанциях, модернизации средств связи и телемеханики и на некоторых ПС модернизации релейной защиты.
На подстанциях 110 кВ Александровская, Ломовая, Первомайская, Типсино осуществить замену выключателей.

4.10. Сводные данные по развитию электрических
сетей напряжением 220 кВ и выше, а также 110 кВ
и ниже на период 2015 - 2019 гг.

Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 220 кВ и выше, принадлежащих филиалу ОАО "ФСК ЕЭС" Томское ПМЭС, приведены в приложении 1 таблица П.1.11.
Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 35 - 110 кВ, принадлежащих ОАО "ТРК", приведены в приложении 1 таблица П.1.12.

4.11. Потребность электростанций и котельных
генерирующих компаний в топливе

Из существующих источников теплоснабжения на территории Томской области основную часть составили источники, работающие на твердом топливе и природном газе. Источники, работающие на жидком топливе, - 5,5%.
Общая потребность Томской области в топливных ресурсах с учетом топлива, потребляемого населением, приведена в таблице 4.11.1.

Таблица 4.11.1

Общая потребность в топливе

Виды топлива
2010 г. факт
2011 г. факт
2018 г. прогноз
Расход топлива на энергоисточниках:
3831044
3633238
3820029
природный газ
2062773
1878367
2193343
уголь
1512009
1498339
1382300
мазут
89205
89175
80082
нефть, конденсат, дизтопливо
122512
122512
117304
дрова и прочие
44545
44845
47000
Томский филиал ОАО "ТГК-11":
1380375
1193264
1334311
Томская ГРЭС-2:
788660
628403
758576
газ, включая мазут
506867
338280
465891
уголь
281793
290123
292685
Томская ТЭЦ-3:
475199
454911
435320
газ, включая мазут
475199
454911
435320
Томская ТЭЦ-1:
116516
109950
140415
газ
116441
109905
140302
мазут
75
45
113
ОАО "СХК":
1432195
1416195
1337355
ТЭЦ
1170431
1150431
1031388
уголь
1115421
1095421
982913
мазут
55010
55010
48475
газ
261764
265764
305967
Каргасокская и Мыльджинская ГДЭС
19564
19564
19564
ГТУ ТЭЦ в Томске
0
0
91437,5
ГТУ ТЭЦ в Томском районе
21860,55
21860,55
21860,55
Котельные различных ведомств:
801708
802908
810937
газ
505300
508300
528000
уголь
114795
112795
106702
мазут
34120
34120
31494
нефть, конденсат, дизтопливо
102948
102948
97740
дрова и прочие
44545
44845
47000

4.12. Разработка предложений по модернизации системы
централизованного теплоснабжения муниципальных
образований Томской области

Ситуация по схемам теплоснабжения в настоящее время складывается следующим образом
ЗАТО Северск:
Схема теплоснабжения разработана и утверждена постановлением Администрации ЗАТО Северск от 14.02.2013 № 403 "Об утверждении схемы теплоснабжения ЗАТО Северск на 2013 год и на перспективу до 2035 года".
В связи с перспективными планами выбывающей тепловой мощности ТЭЦ ОАО "СХК" и строительством городской котельной возникла необходимость актуализации схемы теплоснабжения г. Северска, кроме того, актуализация схемы обусловлена необходимостью перевода системы теплоснабжения на закрытый контур.
В настоящий момент теплопотребление г. Северск от ТЭЦ ОАО "СХК" характеризуется значительной неэффективностью. Так при температуре наружного воздуха -25 °С и менее температура обратной сетевой воды, поступающей из городских теплосетей, превышает 100 °С. Такой режим потребления тепловой энергии диктует неэффективную загрузку генерирующей мощности - теплоэнергия отпускается через РОУ. Расчеты показали, что расход топлива в годовом исчислении превышает расход топлива в более эффективном режиме (со сниженным объемом отпуска сетевой воды от ТЭЦ) на 21 тыс. т.у.т. Таким образом, с целью снижения тарифной нагрузки на население необходимо провести актуализацию электронной модели схемы теплоснабжения г. Северск, на основании модели провести расчеты мероприятий по приведению фактического температурного графика теплосети к расчетному.
г. Томск:
Проект схемы теплоснабжения города Томска до 2030 года с протоколом публичных слушаний направлен 03.12.2013 в Минэнерго РФ. В настоящее время проект находится на рассмотрении.
При разработке схемы теплоснабжения города Томска утверждены следующие направления реализации технической политики развития систем теплоснабжения города.
1. Развитие основного оборудования ТФ ОАО "ТГК-11" устанавливается в соответствие со следующими направлениями:
ТЭЦ-1:
Строительство водогрейного котла КВГМ-150 (120 Гкал/час);
ГРЭС-2:
Для турбоагрегатов (ст. N№ 5 - 7) - в период 2015 - 2020 гг. работа в статусе вынужденного поставщика на КОМ, в дальнейшем поэтапный вывод из эксплуатации низкоэффективного генерирующего оборудования (турбоагрегаты ст. N№ 5, 6, 7 и котлоагрегаты ст. N№ 6, 7, 8, 9).
ТЭЦ-3:
Рассматриваются варианты по строительству турбоагрегата Т-60-130.
В иных муниципальных образованиях Томской области работа по разработке и утверждению схем теплоснабжения ведется органами местного самоуправления.

ВЫВОДЫ

Энергосистема Томской области включает в себя южный и северный энергетический районы. В южном энергетическом районе сосредоточена основная генерация и сконцентрирована большая часть нагрузки Томской энергосистемы. Питание южного энергетического района осуществляется от ОЭС Сибири по двум ВЛ 500 кВ, двум ВЛ 220 кВ и одной ВЛ 110 кВ (сечение Красноярск - Кузбасс - Томск). Северный энергетический район испытывает дефицит генерирующих мощностей и получает электрическую энергию для покрытия нагрузки потребителей по транзиту 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Парабель от ОЭС Урала.
Основные электросетевые объекты Томской энергосистемы принадлежат филиалу ОАО "ФСК ЕЭС" Томское ПМЭС и ОАО "ТРК".
Основной источник энергоснабжения - Томская ГРЭС-2 электрической установленной мощностью 331 МВт. Объектами крупной генерации также являются Томская ТЭЦ-3 установленной мощностью 140 МВт и ТЭЦ СХК установленной мощностью 549 МВт. Остальные энергетические мощности энергосистемы Томской области представлены объектами малой генерации - ГТЭС, ГТУ.
Потребители южного энергетического района энергосистемы Томской области представлены нагрузкой промышленного, сельскохозяйственного, коммунального, транспортного, строительного секторов и др. Потребители северного энергетического района представлены в основном нагрузкой нефтегазового комплекса и коммунального сектора.

Электросетевой комплекс

1. Балансы мощности и электроэнергии на период 2015 - 2019 гг. сформированы в соответствии с намеченной нагрузкой потребителей и прогнозируемым сбалансированным составом вводов генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Томской области на рассматриваемый период.
Ежегодный прогнозируемый рост потребления в период с 2015 по 2019 г. не превышает 0,5%.
2. Предложения по развитию электрических сетей, приведенные в настоящей Схеме и программе развития электроэнергетики Томской области на период 2015 - 2019 гг., касаются устранения "узких мест" энергосистемы, приведенных в пункте 4.8.
2.1. Основные мероприятия по развитию магистральных электрических сетей, необходимые для ликвидации "узких мест" энергосистемы Томской области, приведены в таблицах 1, 2.

Магистральные электрические сети. Новое строительство

Таблица 1

N
пп
Наименование объекта
Сроки сооружения, год <**>
Ввод, км, МВА, Мвар
1
Строительство ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская с ПС 500/220 кВ Советско-Соснинская <*>
2020
35 км
501 + 167 МВА
2
Строительство ВЛ 500 кВ Томская - Парабель с ПС 500 кВ Парабель <*>
2020
370 км
501 + 167 МВА
360 Мвар
3
Строительство ВЛ 500 кВ Советско-Соснинская - Парабель <*>
2020
340 км
4
Строительство ВЛ 220 кВ Томская - Асино <*>
2019
67 км

Магистральные электрические сети.
Реконструкция и техперевооружение

Таблица 2

N
пп
Наименование объекта
Сроки реконструкции, год <***>
Ввод, км, МВА, Мвар
1
Реконструкция ПС 220 кВ Советско-Соснинская (замена существующих АТ 3x63 МВА на АТ мощностью 3x125 МВА) <*>
2011 - 2015 гг.
3x125 МВА

Примечания:
<*> - мероприятия определены в соответствии с Соглашением о сотрудничестве по вопросам развития Единой национальной электрической сети между ОАО "ФСК ЕЭС" и Администрацией Томской области;
<**> - сроки соответствуют проекту Схемы и программы развития ЕЭС 2014 - 2020 гг.;
<***> - сроки соответствуют инвестиционной программе ОАО "ФСК ЕЭС" на период 2013 - 2017 гг.

2.2. Весь объем реконструкции распределительных сетей энергосистемы Томской области продиктован необходимостью замены электросетевого оборудования, полностью отработавшего свой ресурс, и оборудования, срок службы которого подходит к предельному. В энергосистеме Томской области доля таких объектов составляет более 70%.
До 2019 года большой объем сетевого строительства связан с реконструкцией и техперевооружением электросетевых объектов, отработавших нормативный срок.
Реконструкция (техперевооружение), выполняемая в настоящее время в распределительных сетях, в основном заключается в обновлении системы учета электроэнергии, замене фарфоровой изоляции на подстанциях, модернизации средств связи и телемеханики и модернизации релейной защиты на некоторых ПС.
В объемах реконструкции, приведенных в инвестиционных программах сетевых компаний, практически не учитывается замена силового и коммутационного оборудования.
Настоящей Схемой и программой развития электроэнергетики Томской области на период 2015 - 2019 гг. рекомендовано выполнить: реконструкцию 24 подстанций 110 кВ, а также даны рекомендации по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше (глава 4.7) и по техперевооружению энергетических объектов распределительной сети 110 кВ (пункт 4.9.2).

Теплосетевой комплекс

3. Основными источниками централизованного теплоснабжения на территории Томской области являются:
г. Томск: Томская ГРЭС-2, Томская ТЭЦ-3 и Томская ТЭЦ-1;
г. Северск: ТЭЦ ОАО "СХК";
г. Стрежевой: котельные N№ 3, 4.
Кроме того, в теплоснабжении муниципальных образований Томской области участвуют более 500 источников суммарной мощностью 3993 Гкал/ч. Основную часть составляют источники, мощность которых не превышает 3 Гкал/ч.
Анализ балансов располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на ближайшую перспективу показал, что к 2020 году на источники с комбинированной выработкой тепловой и электрической мощности будет приходиться 88,1% всей расчетной тепловой нагрузки, 11,9% будет приходиться на котельные. Суммарный резерв располагаемой тепловой мощности составит 346,05 Гкал/час, причем на источниках с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергией в объеме 19,08 Гкал/час (5,5% от общего резерва тепловой мощности источников г. Томска).
Особенностью системы централизованного теплоснабжения г. Томска, созданной на базе крупных теплоисточников, является то, что технологическая основа системы теплоснабжения не позволяет разделить ее на самостоятельные, действующие изолированно друг от друга системы.
Ряд периферийных районов г. Томска являются дефицитными. Присоединение этих районов к централизованной системе теплоснабжения весьма проблематично из-за сложных гидравлических режимов в магистралях, прокладываемых в условиях значительных перепадов отметок территории города и высоких уровней грунтовых вод.
Учитывая реалии развития города, целесообразно строительство автономных источников теплоснабжения. Окончательное место размещения и мощность теплоисточников может определиться только после утверждения Схемы теплоснабжения г. Томска, а также смогут комплексно решиться вопросы, связанные с реконструкцией и строительством новых сетей.
Для вывода энергетического хозяйства Томской области из предкризисного состояния необходимо:
- обновление основных производственных фондов в электроэнергетике и в системах теплоснабжения, в т.ч. реконструкция оборудования электростанций (с заменой базовых узлов);
- решение проблемы резервного и вспомогательного топлива в отопительный период из-за слишком высокой степени сезонной неравномерности потребления газа (доминирующего вида потребляемых топливно-энергетических ресурсов в Томской области);
- комплексное решение вопросов энергосбережения.

Список принятых сокращений

ВЛ - воздушная линия электропередачи
ГКМ - газоконденсатное месторождение
ГРЭС - государственная районная электростанция
ГТУ - газотурбинная установка
ДЭС - дизельная электростанция
КЗ - короткое замыкание
ОАО - открытое акционерное общество
ОРУ - открытое распределительное устройство
ОЭС - объединенная энергетическая система
ПС - подстанция
ТЭС - теплоэлектростанция
ТЭЦ - теплоэлектроцентраль
ФСК ЕЭС - Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы

Перечень нормативной и ссылочной документации

1. Правила устройства электроустановок, 7-е издание.
2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утв. Приказом Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. № 229.
3. Основные требования ОАО "ФСК ЕЭС" к проектным организациям, утв. Первым заместителем Председателя Правления Чистяковым А.Н. 21 марта 2006 г.
4. Общие технические требования к подстанциям 35 - 750 кВ нового поколения, утв. заместителем Председателя Правления ОАО "ФСК ЕЭС" Васильевым В.А. 08.01.2004.
5. СТО 56947007-29.240.10.028-2009. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ. Утверждены приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 13.04.2009 № 136.
6. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утв. Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 281.
7. Методические указания по устойчивости энергосистем, утв. Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 277.
8. СТО 56947007-29.240.55.016-2008. Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередач напряжением 35 - 750 кВ. Утверждены приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 24.10.2008 № 460.
9. СТО 56947007-29.240.30.010-2008. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ. Типовые решения. Утверждены приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 20.12.2007 № 441.
10. Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договоры энергоснабжения). Утвержден Приказом Минпромэнерго России от 22.02.07 № 49.

Таблица регистрации изменений

Таблица регистрации изменений
Изм.
Номера листов (страниц)
Всего листов (страниц) в док.
Номер док.
Подп.
Дата
измененных
замененных
новых
аннулированных












































































































































Приложение 1

ПРОТЯЖЕННОСТЬ
ВЛ И ТРАНСФОРМАТОРНАЯ МОЩНОСТЬ ПОДСТАНЦИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СЕТЕЙ. ВВОДЫ МОЩНОСТИ И ПОТРЕБНОСТЬ В ИНВЕСТИЦИЯХ
В СЕТЕВЫЕ ОБЪЕКТЫ НА ПЕРИОД 2015 - 2019 ГГ.

Таблица П.1.1

Протяженность ВЛ по классам напряжения на конец отчетного
периода (Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" Томское ПМЭС)

N
пп
Наименование ВЛ
Участок ВЛ/ВЛ
Год ввода
Число цепей
Протяженность, км
По трассе
По цепям
1
2
3
4
5
6
7
1
Протяженность ВЛ 500 кВ - всего, в т.ч.:
91,18
91,18
1.1
ВЛ 500 кВ Итатская - Томская (№ 526)
Участок ВЛ
1986
1
45,64
45,64
1.2
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская (№ 527)
Участок ВЛ
1980
1
45,54
45,54
2.
Протяженность ВЛ 220 кВ всего, в т.ч.:
1085,37
2058,6
2.1
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная (Т-203/204)
ВЛ
1975
2
28,35
56,70
2.2
ВЛ 220 кВ Томская - СХК (Т-205(Т-214))
Участок ВЛ
1980
1
22,10
22,10
2.3
ВЛ 220 кВ Томская - ТЭЦ-3 (Т-210)
ВЛ
1976
2
14,20
28,40
1987
1
8,90
8,90
2.4
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-3 - ГПП-220 (Т-211-212)
ВЛ
1986
2
1,80
3,60
2.5
ВЛ 220 кВ Томская - ГПП-2 (Т-213)
ВЛ
1979
1
23,00
23,00
2.6
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная - Зональная (АТ-215/АТ-216)
Участок ВЛ/ВЛ
1961
2
33,20
66,40
2.7
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная - Зональная (АТ-216/Т-208)
Участок ВЛ/ВЛ
1961
2
10,77
21,54
2.8
Заходы на ПС Зональную ВЛ-220 кВ (АТ-215/Т-208)
Участок ВЛ/ВЛ
1990
2
4,95
9,90
2.9
ВЛ 220 кВ Томская - Асино (Т-218)
ВЛ
1975
1
58,10
58,10
ВЛ
1989
2
8,80
17,60
2.10
ВЛ 220 кВ Володино - Мельниково (Т-219/Т-220)
ВЛ
1990
2
68,70
137,40
2.11
ВЛ 220 кВ Томская - Володино (с отпайкой) (ТВ 221/ТВ231)
Участок ВЛ/ВЛ
1987
2
15,90
31,80
Участок ВЛ/ВЛ
1975
2
92,97
185,90
Участок ВЛ/ВЛ
1975
2
2,13
4,26
2.12
ВЛ 220 кВ отпайка на ПС Орловка (ТВ-221/ТВ-231)
Участок ВЛ/ВЛ
1979
2
2,30
4,60
2.13
ВЛ 220 кВ Володино - Чажемто (ВЧ-222/ВЧ-232)
ВЛ
1972
2
146,20
292,40
2.14
ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель (ЧП-223/ЧП-233)
ВЛ
1972
2
123,30
246,6
2.15
ВЛ 220 кВ Парабель - Вертикос с отпайками на ПС Каргасок и на ПС Завьялово (ПВ-224/ПВ-234)
ВЛ
1979
2
142,01
284,02
2.16
ВЛ 220 кВ Отпайка на ПС Каргасок (ПВ-224/ПВ-234)
Участок ВЛ
1978
2
4,70
9,40
2.17
ВЛ 220 кВ Отпайка на ПС Завьялово (ПВ-224/ПВ-234)
Участок ВЛ
1980
2
0,69
1,38
2.18
ВЛ 220 кВ Вертикос - Раскино (ВР-227/ВР-237)
ВЛ
1979
2
45,70
91,40
2.19
ВЛ 220 кВ Раскино - Чапаевка (РЧ-225/РЧ-235)
ВЛ
1979
2
88,00
176,00
2.20
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская (ЧС-226/ЧС-236)
ВЛ
1981
2
115,71
231,42
Участок ВЛ
2
1,29
2,58
2.21
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (НСС-1/НСС-2)
Участок ВЛ
1971
2
21,60
43,20

Таблица П.1.2

Трансформаторная мощность подстанций по классам
напряжения на конец отчетного периода
(Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" Томское ПМЭС)

N
пп
Наименование подстанции
Год постройки / реконструкции
Напряжение, кВ
Мощность ПС, МВА
1
Трансформаторная мощность ПС 500 кВ всего, в т.ч.:
1002
1.1
ПС Томская-500
1972 / 2004
500/220/10
1002
2
Трансформаторная мощность ПС 220 кВ всего, в т.ч.:
2914
2.1
ПС Восточная
1963 / 2012
220/110/35/10
589
2.2
ПС Зональная
1992 /2012
220/110/10
400
2.3
ПС ГПП-220
1988 /
220/110/10
250
2.4
ПС Орловка - 220
1979 /
220/35/10
50
2.5
ПС Мельниково - 220
1990 /
220/110/10
126
2.6
ПС Володино - 220
1975 /
220/110/10
126
2.7
ПС Асино - 220
1989 /
220/110/10
250
2.8
ПС Чажемто
1981 /
220/110/10
126
2.9
ПС Парабель
1972 /
220/110/10
189
2.10
ПС Каргасок
1982 /
220/10
50
2.11
ПС Завьялово
1983 /
220/10
64
2.12
ПС Вертикос
1983 /
220/10
126
2.13
ПС Раскино
1976 /
220/10
64
2.14
ПС Чапаевка
1974 /
220/110/10
189
2.15
ПС Сов.-Соснинская
1972 /
220/110/35/6,3
315

Таблица П.1.3

Протяженность ВЛ по классам напряжения
на конец отчетного периода (ОАО "ТРК")

N
пп
Дисп. наимен.
Наименование конечных ВЛ
Протяженность, км
Число цепей
Год ввода в эксплуатацию
По трассе
По цепям
ЦЕНТРАЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
110 кВ
1
С-1/2
ГРЭС-2 - ПС Восточная
0,75
1,5
2
1964



5,4
10,8
2
1964
2
С-3/4
ГРЭС-2 - ПС Зональная
7,5
15
2
1965
3
С-5/6
ПС Восточная - ПС Западная
5,7
11,4
2
1969
4

Отпайка от ВЛ С-5/6 - на ПС Каштак
0,15
0,3
2
1969
5
С-7
ПС Восточная - ПС Бройлерная
2,3
2,3
1
1995



6,4
6,4
1
1995
6

Отпайка ВЛ С-7 на ПС Северо-Восточная
4,5
4,5
1
1989
7
С-7Б
ПС Бройлерная - ПС Малиновка
3
3
1
1995



24,8
24,8
1
1995
8
С-7М
ПС Малиновка - ПС Итатка
17,9
17,9
1
1985



1,3
1,3
1
1985
9
Т-2
ПС СХК - ПС ГПП-220
4,2
4,2
1
1980
10
Т-4
ПС Восточная - ПС Пиковая
2,8
2,8
1
1964
11
Т-4А
ПС Пиковая - ПС-ГПП-220
13,3
13,3
1
1964
12
С-8
ПС Восточная - ПС Малиновка
29,7
29,7
1
1974



4,3
4,3
1
1974
13
С-9
ПС Восточная - ПС Коммунальная
7,6
7,6
1
1970



6,7
6,7
1
1970
14

Отпайка ВЛ С-10 на ПС Северо-Восточная
0,12
0,12
1
1989
15
С-10
ПС Восточная - ПС Солнечная
7,6
7,6
1
1970



4,1
4,1
1
1970
16
С-11
ПС 71 км - ПС Межениновка
27,3
27,3
1
1970



0,4
0,4
1
1970
17
С-12
ПС Межениновка - ПС Сураново
18,9
18,9
1
1970



2,1
2,1
1
1970
18
С-13/14
ПС Левобережная - ПС Кандинка-110
5,2
10,4
2
1981



19,3
38,6
2
1981
19
С-15/16
ПС Левобережная - ПС Мельниково-110
11,2
22,4
2
1971



0,6
1,2
2
1971



39,5
79
2
1971
20

Отпайка ВЛ С-15/16 на ПС Рыбалово
1,6
3,2
2
1984
21
С-75/76
ПС Малиновка - ПС Турунтаево
34,8
69,6
2
1981
22
С-75А/76А
Отпайка ВЛ С-75/76 на ПС Семилужки
6,2
12,4
2
1984
23
С-80/81
ПС Зональная - ПС Октябрьская
7,6
15,2
2
1991
24
С-82/83
ПС Зональная - ПС Левобережная
7,2
14,4
2
1965



7,8
15,6
2
1965



0,8
1,6
2
1965
25
С-82А/С-83А
Отпайка от ВЛ С-82/83 на ТЭЦ-1
3,9
7,8
2
1986
26
С-84
ПС Зональная - Коммунальная
6,5
6,5
1
1981



6,7
6,7
1
1981
27
С-85
ПС Зональная - ПС Солнечная
6,5
6,5
1
1987



4,1
4,1
1
1987
28
С-86
ПС Зональная - ПС 71 км
3
6
2
1970



3,4
3,4
1
1970
29
С-107/108
ПС Восточная - ПС Бройлерная
8,4
16,8
2
1975
30
С-18
ПС Мельниково-110 - ПС Кожевниково
45,8
45,8
1
1974
31
С-19
ПС Кожевниково - ПС Уртам
16,2
16,2
1
1980
32
С-19А
ПС Уртам - ПС Вороново
17,9
17,9
1
1980
33
С-20
ПС Вороново - ПС Чилино
25,8
25,8
1
1979
34
С-21
ПС Чилино - ПС Кандаурово
33
33
1
1972
35
С-22
ПС Мельниково-220 - ПС Володино-220
68,3
68,3
1
1967
36

Отпайка от ВЛ С-22 на ПС Каргала
0,6
0,6
1
1987
37

Отпайка от ВЛ С-22 на ПС Гусево
3,6
3,6
1
1975
38
С-23
ПС Володино-220 - ПС Володино-110
2,4
2,4
1
1967



2,7
2,7
1
1967
39
С-24
ПС Володино-110 - ПС Кривошеино
28,6
28,6
1
1967
40
С-25
ПС Кривошеино - ПС Молчаново
25,2
25,2
1
1967



1
1
1
1967
41
С-26
ПС Молчаново - ПС К. Гривы
25,7
25,7
1
1969
42
С-32
ПС Мельниково-220 - ПС Володино-220
65,2
65,2
1
1972
43

Отпайка от ВЛ С-32 на ПС Каргала
0,1
0,1
1
1987
44

Отпайка от ВЛ С-32 на ПС Гусево
6
6
1
1975
45
С-33
ПС Володино-220 - ПС Молчановская НПС
68,9
68,9
1
1972



4,7
4,7
1
1972
46
С-34
ПС Молчановская НПС - ПС Тунгусово
16
16
1
1972



2
2
1
1972
47
С-35
ПС Тунгусово - ПС К. Гривы
10,6
10,6
1
1972
48
С-71/72
ПС Мельниково - ПС П. Дубровка
48,2

2
1975
49
С-41
ПС Мельниково-110 - ПС Маркелово
39,5
39,5
1
1970
50
С-42
ПС Маркелово - ПС Плотниково
39
39
1
1971
51
С-43
ПС Плотниково - ПС Поротниково
54,8
54,8
1
1973
52
С-44
ПС Поротниково - ПС Бакчар
18,5
18,5
1
1973
53
С-45
ПС Бакчар - ПС В. Яр
35
35
1
1974
54
С-46
ПС В. Яр - ПС Усть-Бакчар
18,13
18,13
1
1974
ИТОГО по 110 кВ
1116,55
1341,35

35 кВ
1
3501/3508
ГРЭС-2 - ПС Центральная
0,9
1,8
2
1952



1,2
2,4
2
1952
2

Отпайка от ВЛ 3501 (опора № 16) - ПС ТЭЦ-1
3,3
3,3
1
1960
3
3503
ГРЭС-2 - ПС Северная
3,8
3,8
1
1955



0,6
0,6
1
1955
4
3504
ГРЭС-2 - ПС Коммунальная
1,1
1,1
1
1966



3,5
3,5
1
1966
5
3504Б
ПС Коммунальная - ПС Северная
2,4
2,4
1
1957
6
3505
ГРЭС-2 - ПС ТИЗ
3,1
3,1
1
1958



0,4
0,4
1
1958
7
3506
ГРЭС-2 - ПС Южная
3,1
3,1
1
1958



1,5
1,5
1
1958
8
3507
ПС Октябрьская - ПС ТИЗ
1,5
1,5
1
1959



0,4
0,4
1
1959
9
3509
ПС Октябрьская - ПС Южная
1,5
1,5
1
1959



1,5
1,5
1
1960
10
3510
ПС Кандинка-110 - ПС Калтай
5,69
5,69
1
1974



1,5
1,5
1
1974
11
3511
ПС Северная - ПС Правобережная
3,4
3,4
1
1957
12
3515/3516
ПС Западная - ПС Правобережная
1,2
2,4
2
1970



0,2
0,4
2
1970
13
3517
ПС Богашево - ПС Межениновка
17
17
1
1973
14
3518
ПС Лоскутово - ПС Вершинино
18,4
18,4
1
1993



3
3
1
1993
15
3519
ПС Лоскутово - ПС Аэропорт
9,4
9,4
1
1998
16
3520
ПС Заводская - ПС Мирный
6,8
6,8
1
1997



4,6
4,6
1
1997
17
3520А
ПС Мирный - ПС Аэропорт
7,8
7,8
1
1977



4,6
4,6
1
1977
18
3521/3522
ПС Восточная - ПС Заводская
6,5
13
2
1961
19
3525/3526
ПС Восточная - ПС ПРК
2,43
4,86
2
1982
20
3527/3528
ПС Восточная - ПС Спутник
6
12
2
1964
21

Отпайка от ВЛ 3527 на ПС Кузовлево
3,4
3,4
1
1976
22

Отпайка от ВЛ 3528 на ПС Кузовлево
3,4
3,4
1
1976
23
3533
ПС Нелюбино - ПС Рыбалово
5,9
5,9
1
1985
24
3535
ПС Левобережная - ПС Петрово
8,6
8,6
1
1971
25
3535А
ПС Петрово - ПС Водозабор
10,6
10,6
1
1971
26
3535Б
ПС Водозабор - ПС Моряковка
10
10
1
1971
27
3538
ПС Малиновка - ПС Н. Архангельская
41,5
41,5
1
1971
28
3542/3513
ПС Малиновка - ПС Томская ПТФ
2,4
4,8
2
1971
29
3543/3544
ПС Бройлерная - ПС Корнилово
9,3
18,6
2
1977
30
3543А
Отпайка от ВЛ 3543 на ПС Воронино
11
11
1
1985
31
3545
ПС Бройлерная - ПС Свинокомплекс
6,2
6,2
1
1978
32
3546
ПС Бройлерная - ПС Свинокомплекс
6,2
6,2
1
1978
33
3547/3548
ПС Бройлерная - ПС Копылово
4
8
2
1975
34
3549/3550
ПС Орловка - ПС Самусь
13,4
26,8
2
1981
35
3558
ПС Нелюбино - ПС Моряковка
22
22
1
1981
36
3559
ПС Малиновка - ПС Наумовка
30,7
30,7
1
1983
37
3563/3564
ПС Орловка - ПС К. Яр
35
70
2
1985
38
3571/3572
ПС Левобережная - ПС Кисловка
10,2
20,4
2
1979
39
3573
ПС Кандинка-110 - ПС Калтай
5,1
5,1
1
1974
40
3578
ПС Рыбалово - ПС Водозабор
18,5
18,5
1
1985
41
3580/3581
ПС Октябрьская - ПС Богашево
14,9
29,8
2
1978
42

Отпайка от ВЛ 3580/3581 на ПС Лоскутово
0,6
1,2
2
1984
43
3582/3583
ПС Свинокомплекс - ПС Туганская ПТФ
3,9
7,8
2
1979
44
3584
ПС Бройлерная - ПС Воронино
8,2
8,2
1
1985
45
3594/3595
ПС ПРК - ПС Пиковая
1,6
3,2
2
1995
46
3552
ПС Кожевниково - ПС Кудиновка
30,5
30,5
1
1973
47
3552А
ПС Кудиновка - ПС Ювала
28,5
28,5
1
1973
48
3553
ПС Ювала - ПС П. Дубровка
14
14
1
1974
49
3566
ПС П. Дубровка - ПС Ювала
12
12
1
1991
50
3554
ПС П. Дубровка - ПС Бабарыкино
19,9
19,9
1
1974
51
3555
ПС Бабарыкино - ПС Баткат
16,1
16,1
1
1974
52
3556
ПС Баткат - ПС Мельниково-110
16,2
16,2
1
1974
53
3565
ПС Гусево - ПС Монастырка
19,6
19,6
1
1973
54
3568
ПС Мельниково - 110-ПС Малобрагино
41,4
41,4
1
1974
55
3569
ПС Малобрагино - ПС Бушуево
8,5
8,5
1
1987
56
3570
ПС Гусево - ПС Бушуево
18,2
18,2
1
1987
57
3560
ПС В. Яр - ПС Парбиг
40
40
1
1974
58
3561
ПС В. Яр - ПС Парбиг
34,7
34,7
1
1980
59
3562
ПС Парбиг - ПС Н. Бурка
47,6
47,6
1
1979
60
3587
ПС Бакчар - ПС Богатыревка
33,6
33,6
1
1986
61
3588
ПС Бакчар - Б. Галка - ПС Богатыревка
23,3
23,3
1
1988
62
3529
ПС Рыбалово - ПС Кандинка-110
33,6
33,6
1
1972
63
3531
ПС Кисловка - ПС Кафтанчиково
8
8
1
1974
64
3532
ПС Левобережная - ПС Зоркальцево
11
11
1
1964
65
3532А
ПС Зоркальцево - ПС Рыбалово
24,9
24,9
1
1964
66
3574
ПС Кандинка-110 - ПС Кафтанчиково
10,2
10,2
1
1974
67
3576
ПС Рыбалово - ПС Победа
24,5
24,5
1
1981
68
3539
ПС Н. Архангельская - ПС Турунтаево
10,4
10,4
1
1971
69
3540
ПС Турунтаево - ПС Заря
4
4
1
1969



16
16
1
1969
70
35-АТ
ПС Заря - ПС Вознесенская
5,5
5,5
1
1964



17,3
17,3
1
1964
71
3590/3591
ПС Турунтаево - ПС Мазалово
11,8
23,6
2
1981
72
3567/3577
ПС Тунгусово - ПС Могочино
10,4
20,8
2
1981



1,1
2,2
2
1981
73
3575
ПС Рыбалово - ПС Киреевск
16,95
33,9
2
2011
ИТОГО по 35 кВ
1024,67
1178,65

ИТОГО по ЦЭС
2124,27
2486,1

СЕВЕРНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
110 кВ
1
СС-4, СС-3
ПС С.-Соснинская - ПС Вахская
28,3
56,6
2
1971



78,7
157,4
2
1978
2
СС-4
отпайка на ПС Стрежевое
0,01
0,01
1
1971
3
СВ-5
ПС С.-Соснинская - ПС Вахская
106,2
106,2
1
1988
4
СВ-5
отпайка на ПС Стрежевое
6,89
6,89
1
1988
5
С-91/92
ПС Чапаевка - ПС Катыльга
183,63
367,26
2
1979
6
С-91П/92П
ПС Катыльгинская - ПС Первомайская
25,8
51,6
2
1981
7
С-93
ПС Чапаевка - ПС Раздольное
16
16
1
1980
8
С-94
ПС Чапаевка - ПС Раздольное
16
16
1
1980
9
С-95/96
ПС Раздольное - ПС Александровская
19,15
38,3
2
1981
10
С-101
ПС Парабель - ПС Парабель КС
2,59
2,59
1
1980
11
С-102
ПС Парабель - ПС Парабель КС
2,62
2,62
1
1980
12
С-103/104
ПС Парабель - ПС Лугинецкая
177
354
2
1982
13
С-103/104
отпайка на ПС Тарская
1,15
2,3
2
1982
14
С-109
ПС Лугинецкая - ПС Игольская
163,5
163,5
1
1990
15
С-110
ПС Лугинецкая - ПС Игольская
163,5
163,5
1
1992
16
С-105/106
ПС Лугинецкая - ПС Калиновая
86,2
172,4
2
1984
17
С-105/106
отпайка на ПС Останинская
2,13
4,26
2
1984
18
С-29/39
ПС Чажемто 220 - ПС Чажемто 110
2,74
5,48
2
1970
19
С-111
ПС Чажемто - ПС Первомайская (консерв.)
14,5
14,5
1
1987
20
С-112
ПС Чажемто - ПС Первомайская (консерв.)
14,5
14,5
1
1987
21
С-40
ПС Чажемто - ПС Колпашево
63,23
63,23
1
1972
22
С-40
отпайка на ПС Н. Ильинка
2,09
4,18
2
1983
23
С-57
ПС Белый Яр - ПС Колпашево
77
77
1
1982
24
С-57
отпайка на ПС Типсино
1,1
2,2
2
1982
25
С-28/38
ПС Чажемто - ПС Коломинские Гривы
31,42
62,84
2
1970
26
С-35
ПС Коломинские Гривы - ПС Тунгусово
25
25
1
1970
27
С-26
ПС Коломинские Гривы - ПС Молчаново
25
25
1
1970
28
С-27
ПС Коломинские Гривы - ПС Подгорное
36,5
36,5
1
1970
29
С-47
ПС Подгорное - ПС Усть-Бакчар
24,33
24,33
1
1975
30
С-46
ПС Усть-Бакчар - ПС Высокий Яр
31,57
31,57
1
1975
31
С-95М, С-96М
Заход на ПС Малореченская
0,865
1,73
2
1988
ИТОГО по 110 кВ
1429,215
2069,49

35 кВ
1
КТ-3501/
3502
ПС Колпашево - ПС Тогур
4,5
9
2
1977
2
КТ-3503
ПС Колпашево - ПС Колпашевская ПТФ
3,49
3,49
1
1987
3
КТ-3501П
ОТП ПС Колпашевская ПТФ
1,75
1,75
1
1987
4
КП-3504/
3505
ПС Калиновая - ПС Пудино
43
86
2
1986
5
ПР-1016
ПС Парабель - ПС Инкино
46,46
46,46
1
1976
ИТОГО по 35 кВ
99,2
146,7

ИТОГО по СЭС
1528,415
2216,19

ВОСТОЧНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
110 кВ
1
С-68, 69
Асино 110 - Асино 220
4,76
9,52
2
1989
2
С-7а
Итатка - Асино 110
32,6
32,6
1
1985
3
С-51
Асино 110 - Первомайская
22,19
22,19
1
1988
4
С-52
Асино 110 - Комсомольская
52,2
52,2
1
1972
5
С-52
отпайка на Первомайскую
6,4
6,4
1
1972
6
С-53
Комсомольская - Улу-Юл
45
45
1
1973
7
С-54
Улу-Юл - Сайга
43,8
43,8
1
1974
8
С-60
Асино 220 - Н. Николаевка
60,1
60,1
1
1973
9
С-67
Асино 220 - Н. Николаевка
47,8
47,8
1
1988
10
С-61, 62
Асино 110 - Зырянка
40,7
81,4
2
1977
11
С-61, 62
Зырянка - Чердаты
30,8
61,6
2
1976
12
С-63, 64
Чердаты - Тегульдет
87,3
174,6
2
1979
13
С-73, 74
Н. Никол. - Батурино
72,4
144,8
2
1993
14
С-55
Сайга - Ягодное
30
30
1
1976
15
С-56
Ягодное - Белый Яр
28,2
28,2
1
1976
16
С-57
Белый Яр - Колпашево
63,12
63,12
1
1982
17
С-58, 59
Белый Яр - Клюквинка
54,3
108,6
2
1988
18
С-65
Асино-110 - ДОК
2,6
2,6
1

ИТОГО по 110 кВ
724,27
1014,53

35 кВ
1
Ц-8
Асино - Б. Дорохово
10,3
10,3
1
1974
2
Ц-10, 11
Асино - Новиковка
16,3
32,6
2
1975
3
Ц-20
Б. Дорохово - Кировская
14,7
14,7
1
1977
4
Ц-1
Зырянка - Михайловка
24,2
24,2
1
1973
5
Ц-2
Зырянка - Михайловка
22,8
22,8
1
1985
6
Ц-3
Зырянка - Дубровка
14,5
14,5
1
1975
7
Ц-6
Дубровка - Громышовка
20,6
20,6
1
1977
8
Ц-18, 19
Михайловка - Высокое
15,4
30,8
2
1991
9
Ц-22, 23
Чердаты - Кр. Горка
30,8
61,6
2
1985
10
Ц-4
Первомайская - Ежи
13,3
13,3
1
1976
11
Ц-12
Первомайская - Куяново
23,3
23,3
1
1977
12
Ц-13
Куяново - Березовка
20,4
20,4
1
1982
13
Ц-14
Березовка - Н. Мариинка
28,8
28,8
1
1983
14
Ц-15
Первомайская - Н. Мариинка
18,1
18,1
1
1979
15
Ц-16
Ежи - Сергеево
13
13
1
1980
17
Ц-17
Сергеево - Комсомольск
17,6
17,6
1
1980
ИТОГО по 35 кВ
304,1
366,6

ИТОГО по ВЭС
1028,37
1381,13

Общая протяженность ВЛ 110-35 кВ ОАО "ТРК"
4681,055
6083,42

Общая протяженность ВЛ 10 (6) кВ ОАО "ТРК"
7005,2
-

Общая протяженность КЛ 10 (6) кВ ОАО "ТРК"
70,5
-

Общая протяженность ВЛ 0,4 кВ ОАО "ТРК"
3434
-

Общая протяженность КЛ 0,4 кВ ОАО "ТРК"
84,2
-


Таблица П.1.4

Трансформаторная мощность подстанций по классам
напряжения на конец отчетного периода (ОАО "ТРК")

N
пп
Наименование подстанции
Год постройки
Напряжение, кВ
Кол-во и установл. мощность тр-ров, ед./МВА
Центральные электрические сети
143/1636,5
1. Трансформаторная мощность ПС 110 кВ - всего, в т.ч.:
66/1108,5
1.1
ПС Бакчар
1973
110/35/10
2/12,6
1.2
ПС Бройлерная
1979
110/35/10
2/50
1.3
ПС Высокий Яр
1983
110/35/10
2/20
1.4
ПС Гусево
1976
110/35/10
2/12,6
1.5
ПС Западная
1969
110/35/10
2/80,5
1.6
ПС Кандинка-110
1980
110/35/10
2/32
1.7
ПС Кожевниково
1966
110/35/10
2/20
1.8
ПС Коммунальная
1982
110/35/10
2/80
1.9
ПС Левобережная
1964
110/35/10
2/50
1.10
ПС Малиновка
1966
110/35/10
2/25
1.11
ПС Мельниково
1966
110/35/10
2/26
1.12
ПС Октябрьская
1964
110/35/10
2/80,5
1.13
ПС П-Дубровка
1975
110/35/10
2/32
1.14
ПС Пиковая
1995
110/35/6
2/32
1.15
ПС Рыбалово
1986
110/35/10
2/32
1.16
ПС Тунгусово
1972
110/35/10
2/12,6
1.17
ПС Турунтаево
1983
110/35/10
2/45
1.18
ПС Володино-110
1967
110/10
1/6,3
1.19
ПС Вороново
1968
110/35/10 110/10
2/16,3
1.20
ПС Итатка
1966
110/35/10 110/10
2/16,3
1.21
ПС Каргала
1987
110/35/10
2/20
1.22
ПС Каштак
1969
110/35/10
2/80,5
1.23
ПС Кривошеино
1987
110/10
2/32
1.24
ПС Маркелово
1971
110/10
2/12,6
1.25
ПС Молчаново
1970
110/10
1/6,3
1.26
ПС Молчановская НПС
1974
110/35/10
2/50
1.27
ПС Плотниково
1971
110/10
2/8,8
1.28
ПС Поротниково
1975
110/10
2/20
1.29
ПС С-Восточная
1989
110/10
2/32
1.30
ПС Семилужки
1985
110/10
2/32
1.31
ПС Солнечная
1987
110/10
2/50
1.32
ПС Уртам
1992
110/10
2/12,6
1.33
ПС Чилино
1968
110/35/10
2/20
1.34
ПС Московский тракт
2012
110/6
2/50
2. Трансформаторная мощность ПС 35 кВ - всего, в т.ч.:
79/528
2.1
ПС Аэропорт
1974
35/10
1/5,6
2.2
ПС Бабарыкино
1977
35/10
2/4,3
2.3
ПС Баткат
1978
35/10
1/3,2
2.4
ПС Богатыревка
1988
35/10
2/3,2
2.5
ПС Богашево
1958
35/10
2/15
2.5
ПС Бушуево
1987
35/10
2/3,2
2.7
ПС Вершинино
1993
35/10
2/12,6
2.8
ПС Водозабор
1983
35/10
2/12,6
2.9
ПС Воронино
1985
35/10
2/5
2.10
ПС Заводская
1964
35/10
2/20
2.11
ПС Заря
1970
35/10
2/8
2.12
ПС Зоркальцево
1969
35/10
2/8
2.13
ПС Калтай
1988
35/10
2/8
2.14
ПС Кафтанчиково
1971
35/10
1/4
2.15
ПС Кисловка
1978
35/10
2/10,3
2.16
ПС Копылово
1961
35/10
2/16,3
2.17
ПС Корнилово
1977
35/10
2/5
2.18
ПС Красный Яр
1987
35/10
2/5
2.19
ПС Кудиновка
1980
35/10
1/6,3
2.20
ПС Кузовлево
1976
35/10
2/12,6
2.21
ПС Лоскутово
1984
35/10
2/8,8
2.22
ПС Мазалово
1986
35/10
1/10
2.23
ПС Малобрагино
1988
35/10
1/2,5
2.24
ПС Мирный
1977
35/10
2/3,2
2.25
ПС Могочино
1987
35/10
2/8
2.26
ПС Монастырка
1975
35/10
1/2,5
2.27
ПС Моряковка
1971
35/10
2/12,6
2.28
ПС Н-Архангельская
1972
35/10
2/13,2
2.29
ПС Наумовка
1983
35/10
2/4,1
2.30
ПС Нелюбино
1966
35/10
2/4,1
2.31
ПС Новая Бурка
1980
35/10
1/2,5
2.32
ПС Парбиг
1974
35/10
2/5
2.33
ПС Петрово
1983
35/10
2/5
2.34
ПС Победа
1983
35/10
1/4
2.35
ПС Правобережная
1955
35/6
2/32
2.36
ПС Самусь
1952
35/6
2/13,2
2.37
ПС Свинокомплекс
1978
35/10
2/20
2.38
ПС Северная
1962
35/6
2/50
2.39
ПС ТИЗ
1968
35/6
2/50
2.40
ПС Томская ПТФ
1980
35/10
2/8
2.41
ПС Туганская ПТФ
1971
35/10
2/6,5
2.42
ПС Центральная
1960
35/6
2/32
2.43
ПС Ювала
1968
35/10
2/12,6
2.44
ПС Южная
1954
35/6
2/50
2.45
ПС Киреевск
2011
35/6
1/6,3
Северные электрические сети
51/814,6
1. Трансформаторная мощность ПС 110 кВ - всего, в т.ч.:
41/742,9
1.1
ПС Александрово
1982

2/32
1.2
ПС Вахская
1979

3/66
1.3
ПС Игольская
1990

2/50
1.4
ПС Калиновая
1987

2/50
1.5
ПС Катыльга
1977


1.6
ПС Колпашево
1972

2/80
1.7
ПС Лугинецкая
1984

2/50
1.8
ПС Малореченская
1988

2/41
1.9
ПС Останино
1987

2/32
1.10
ПС Первомайское М/Р
1984

2/50
1.11
ПС Стрежевская
1972

2/50
1.12
ПС Кол. Гривы
1970

2/12,6
1.13
ПС Ломовая
1986

2/12,6
1.14
ПС Новоильинка
1984

1/6,3
1.15
ПС Парабель КС
1980

2/50
1.16
ПС Первомайская НПС
1987

2/50
1.17
ПС Подгорное
1971

2/16,3
1.18
ПС Раздольное
1981

2/50
1.19
ПС Тарск
1984

2/12,6
1.20
ПС Типсино
1991

2/12,6
1.21
ПС Усть-Бакчар
1976

2/12,6
1.22
ПС Чажемто-110
1972

1/6,3
2. Трансформаторная мощность ПС 35 кВ - всего, в т.ч.:
10/71,7
2.1
ПС Аэропорт
1988

2/6,5
2.2
ПС Пром. зона
1992

2/20
2.3
ПС ПТФ
1991

2/12,6
2.4
ПС Пудино
1983

2/12,6
2.5
ПС Тогур
1977

2/20
Восточные электрические сети
50/336,9
1. Трансформаторная мощность ПС 110 кВ - всего, в т.ч.:
27/276
1.1
ПС Асино-110
1964
110/10
2/80
1.2
ПС Зырянка
1967
110/10
2/30
1.3
ПС Комсомольская
1971
110/10
1/10
1.4
ПС Первомайская
1975
110/10
2/20
1.5
ПС Чердаты
1977
110/10
35/10
4/16,2
1.6
ПС Батурино
1993
110/10
2/8,8
1.7
ПС Белый Яр
1977
110/10
2/20
1.8
ПС ДОК
1980
110/10
2/28,2
1.9
ПС Клюквинка
1988
110/10
2/12,6
1.10
ПС Н-Николаевка
1979
110/10
2/12,6
1.11
ПС Сайга
1977
110/10
2/5
1.12
ПС Тегульдет
1979
110/10
2/20
1.13
ПС Улу-Юл
1972
110/10
1/6,3
1.14
ПС Ягодное
1979
110/10
1/6,3
2. Трансформаторная мощность ПС 35 кВ - всего, в т.ч.:
25/65,1
2.1
ПС Березовка
1988
35/10
2/2,6
2.2
ПС Б.-Дорохово
1974
35/10
2/5
2.3
ПС Высокое
1990
35/10
2/5
2.4
ПС Громышовка
1977
35/10
1/1,6
2.5
ПС Дубровка
1975
35/10
1/2,5
2.6
ПС Ежи
1976
35/10
1/6,3
2.7
ПС Кировская
1986
35/10
2/5
2.8
ПС Кр. Горка
1996
35/10
2/2
2.9
ПС Куяново
1978
35/10
2/6,5
2.10
ПС Михайловка
1973
35/10
2/6,5
2.11
ПС Новиковка
1978
35/10
2/8,8
2.12
ПС Новомариинка
1981
35/10
2/5
2.13
ПС Сергеево
1980
35/10
2/2,6
2.14
ПС Чулым
x
35/10
2/8

Таблица П.1.5

Протяженность ВЛ по классам напряжения
на конец отчетного периода (ОАО "СХК")

Наименование ВЛ
Напряжение, кВ
Длина, км
Количество цепей
Год ввода в эксплуатацию
ТЭЦ СХК - ПС Восточная (Т-201)
220
23,832
2
1963
ПС ЭС-2 - ПС Восточная (Т-202)
220
20,288
2
1963
ПС ЭС-2 - ПС Томская (Т-205)
220
14,847
2
1994
ПС ЭС-2 - ГПП-220 (Т-214)
220
14,847
2
1994
ПС ЭС-1 - ПС ЭС-2 (Л-3)
220
2,66
1; 2
1967

Таблица П.1.6

Трансформаторная мощность подстанций классом
напряжения 110 кВ на конец отчетного периода
(ОАО "Электросети" г. Северск)

Наименование ПС
Год ввода
Напряжение, кВ
Количество и мощность трансформаторов, МВА
ГПП-701
1964
110/10
2/15
ГПП-702
1976
110/10
2/16

Таблица П.1.7

Протяженность ВЛ по классам напряжения на конец
отчетного периода (ОАО "Томскнефть" ВНК)

Наименование ВЛ
Напряжение, кВ
Длина по трассе, км
Количество цепей
Год ввода в эксплуатацию
ПС Игольская - ПС Двуреченская (С-140, С-141)
110
96,6
2
2003
ПС Двуреченская - ПС Катыльгинская (С-97, С-98)
110
136,2
2
2003

Таблица П.1.8

Трансформаторная мощность подстанций классом напряжения
110 кВ на конец отчетного периода (ОАО "Томскнефть" ВНК)

Наименование ПС
Год ввода
Напряжение, кВ
Количество и мощность трансформаторов, МВА
ПС Игольская
2002
110/35/6
2/25
ПС Западно-Моисеевская
2003
110/35/6
2/25
ПС Крапивинская
2002
110/35/6
2/25
ПС Двуреченская
2003
110/35/6
2/25
ПС Катыльгинская
1979
110/35/6
2/25
ПС Новый Васюган
2008
110/10
2/6,3
ПС Григорьевская
2010
110/35/6
2/16

Таблица П.1.9

Протяженность ВЛ по классам напряжения на конец
отчетного периода (ООО "Горсети", г. Томск)

Объекты электросетевого хозяйства
Общая протяженность линий электропередачи, км
КВЛ 6/10 кВ
994,998
КВЛ 0,4 кВ
1153,342
Суммарная протяженность линий электропередачи
2148,340

Таблица П.1.10

Трансформаторная мощность подстанций на конец
отчетного периода (ООО "Горсети", г. Томск)

Объекты электросетевого хозяйства
Существующие технологические показатели
Трансформаторная мощность подстанции, МВА
947,60
Суммарная установленная мощность, МВт
947,60

Таблица П.1.11

Вводы мощности и потребность в инвестициях в сетевые
объекты на период 2015 - 2019 гг. (ОАО "ФСК ЕЭС")

Наименование
Ввод, км/ МВА/ Мвар
2015 г. Инвест., млн руб.
2016 г. Инвест., млн руб.
2017 г. Инвест., млн руб.
2018 г. Инвест., млн руб.
2019 г. Инвест., млн руб.
Всего, млн руб.
Примечание (назначение объекта)
Объекты нового строительства и реконструкции, в т.ч.:
745/2738/464
3044,73
3917,73
5943,98
1717,15
0
14623,59

Объекты нового строительства
745/1336/360
2822,00
3774,68
5943,98
1717,15
0
14257,76

ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская с ОРУ 500 кВ Советско-Соснинская
35 км
501 + 167 МВА
369,95
464,42
1039,89
391,88
0
2266,14
Необходимость реализации данного мероприятия:
1. Создание прямой межсистемной связи ОЭС Сибири с ОЭС Урала.
2. Фактический переток в сечении КС Урал - Томск может превысить максимально допустимые значения в следующих схемно-режимных ситуациях:
- аварийное отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель в летний и зимний периоды;
- наложение на ремонт одной из ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель и аварийного отключения второй ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель в летний период.








В указанных послеаварийных режимах действием АВР ВЛ 220 кВ Парабель - Вертикос на ПС 220 кВ Парабель осуществляется перевод питания нагрузки потребителей ПС 220 кВ Парабель на питание со стороны энергорайона "Север". Величина перетока в КС Урал - Томск в зимний период составит 339 МВт, что превышает величину МДП в указанном сечении (265 МВт) и потребует ограничение нагрузки 74 МВт.








3. Вывод в ремонт одной из ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская и аварийное отключение второй могут привести к погашению нагрузки потребителей ПС 220 кВ Советско-Соснинская, ПС 220 кВ Чапаевка, ПС 220 кВ Каргасок, ПС 220 кВ Вертикос, ПС 220 кВ Завьялово, ПС 220 кВ Раскино в объеме до 185 МВт - в летний период.
4. В аварийных ситуациях электроснабжение потребителей северной части Томской энергосистемы со стороны ПС 500 кВ Томская невозможно в полном объеме по условию допустимой токовой загрузки линий и подстанционного оборудования транзита 220 кВ Томск - Нижневартовск и обеспечения статической устойчивости нагрузок. При этом перенос точки раздела позволит запитать со стороны ОЭС Сибири только 100 МВт отключенной нагрузки.
5. Подключение новых потребителей в северной части Томской энергосистемы без сетевого строительства не возможно
ВЛ 500 кВ Советско-Соснинская - Парабель
340 км
963,8
1301,13
1927,59
1325,22
0
5517,74
Необходимость реализации данного мероприятия:
1. Создание прямой межсистемной связи ОЭС Сибири с ОЭС Урала.
2. Пропускная способность транзита 220 кВ исчерпана, что является причиной сдерживания развития существующих нефтегазовых месторождений, а также освоения новых
ВЛ 500 кВ Томская - Парабель с ОРУ 500 кВ Парабель
370 км
501 + 167 МВА ШР 180 Мвар УШР 180 Мвар
1488,25
2009,13
2976,50
0
0
6473,88
Необходимость реализации данного мероприятия:
1. Создание прямой межсистемной связи ОЭС Сибири с ОЭС Урала.
2. В КС Томск - Левобережье ток по ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная превышает длительно допустимые значения в следующих схемно-режимных ситуациях:
- отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка в летний и зимний периоды;
- наложение на ремонт одной из ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка и аварийного отключения другой ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка или секции 220 кВ ПС 500 кВ Томская в летний период.








3. Для недопущения перегрузки ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная требуется ограничение нагрузки 38 МВт.
4. Подключение новых и увеличение нагрузки существующих потребителей становится затруднительным в связи с увеличением перетока в указанном сечении
Замена оборудования (реконструкция и техническое перевооружение), в т.ч.
0/1402/104
222,73
143,05
-
-
-
365,78

ПС 220 кВ Восточная
2x200 + 2x63 МВА +1x52 Мвар






Необходимость реализации данного мероприятия:
1. Реконструкция и техническое перевооружение оборудования ОРУ-220, 110, 35 кВ, ЗРУ-10 кВ, зданий и сооружений в связи со сверхнормативным сроком эксплуатации (51 год) и ухудшенным техническим состоянием.
2. Надежность электроснабжения коммунально-бытовой нагрузки города Томска, крупных промышленных потребителей, а также части объектов жизнеобеспечения северной части г. Томска
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
3x125 + 2x63 МВА






Необходимость реализации данного мероприятия:
1. Реконструкция и техническое перевооружение оборудования ОРУ-220, 110, 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, зданий и сооружений в связи со сверхнормативным сроком эксплуатации (32 года) и ухудшенным техническим состоянием.
2. Замена двух трансформаторов 63 МВА на новые той же мощностью в связи с сверхнормативным сроком эксплуатации (32 года) и ухудшенным техническим состоянием. Надежность электроснабжения нагрузок города Стрежевой и нефтегазодобывающего комплекса
ПС 220 кВ Советско-Соснинская. (Замена существующих АТ)
3x125 МВА + 2x17,3 Мвар
222,73
143,05
-
-
-
365,78
Необходимость реализации данного мероприятия:
1. Отключение одного из АТ приводит к перегрузу оставшихся в работе АТ более чем на 25%.
2. Отключение 1 СШ 220 или 110 кВ приводит к отключению двух АТ и перегрузу оставшегося в работе АТ более чем на 200%.
3. Отключение одного из трансформаторов 110 кВ приводит к перегрузу оставшегося в работе трансформатора более чем на 20%.
4. Вывод в ремонт одного из АТ или Т может потребовать оперативных мер по ограничению потребителей г. Стрежевой и нефтегазодобывающего комплекса

Таблица П.1.12

Вводы мощности (новые/замена), включая технологическое
присоединение и потребность в инвестициях в сетевые
объекты ОАО "ТРК" на 2015 - 2019 гг.

N
пп
Наименование
2015
2016
2017
2018
2019
Всего 2015 - 2019
ввод км, МВА, Мвар
инвестиции, млн руб.
ввод км, МВА, Мвар
инвестиции, млн руб.
ввод км, МВА
инвестиции, млн руб.
ввод км, МВА
инвестиции, млн руб.
ввод км, МВА
инвестиции, млн руб.
ввод км, МВА
инвестиции, млн руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
1
Новое строительство
10 км; 1,9 МВА
60,0
6,7 км; 4,4 МВА
46,0
9,4 км; 6,3 МВА
64,8
7 км; 4,4 МВА
48,0
-
-
33 км,
17 МВА
218,8
1.1
Всего вводы по ВЛ 0,4 - 110 кВ
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.1.1
Вводы по ВЛ 110 кВ
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.1.2
Вводы по ВЛ 35 - 0,4 кВ
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.2
Всего вводы по КЛ 0,4 - 110 кВ
10 км; 1,9 МВА
60,0
6,7 км; 4,4 МВА
46,0
9,4 км; 6,3 МВА
64,8
7 км; 4,4 МВА
48,0
-
-
33 км,
17 МВА
218,8
1.2.1
Вводы по КЛ 110 кВ
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.2.2
Вводы по КЛ 35 - 0,4 кВ
10 км; 1,9 МВА
60,0
6,7 км; 4,4 МВА
46,0
9,4 км; 6,3 МВА
64,8
7 км; 4,4 МВА
48,0
-
-
33 км,
17 МВА
218,8

Строительство КЛ 10/0,4 кВ мкр. Южный, п. Зональный
10 км; 1,9 МВА
60,0
6,7 км; 4,4 МВА
46,0
9,4 км; 6,3 МВА
64,8
7 км; 4,4 МВА
48,0
-
-
33 км,
17 МВА
218,8
1.3
Всего вводы по ПС 0,4 - 110 кВ
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.3.1
Вводы ПС 110 кВ
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.3.2
Вводы по ПС 0,4 - 35 кВ
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-

-
2
Реконструкция и техническое перевооружение (замена оборудования)
18,8 км, 0,8 МВА
230,7
9 км, 4,8 МВА
218,4
30,3 км, 1 МВА
238,2
21,1 км 1,5 МВА
225,2
19,2 км 0,8 МВА
346,340
98,4 км, 8,8 МВА
1258,9
2.1
Всего замена по ВЛ 110 - 0,4 кВ
18,8 км, 0,8 МВА
88,3
9 км, 0,8 МВА
90,0
30,3 км, 1 МВА
136,6
21,1 км 1,5 МВА
114,4
19,2 км 0,8 МВА
151,102
98,4 км, 4,8 МВА
580,4
2.1.1
Замена по ВЛ 110 кВ
-
2,6
-
13,6
-
3,1
-
3,7
-
2,568
-
25,5

Реконструкция ВЛ 110 кВ С-52 "Асино 220-Комсомольская" с заменой фундаментов металлических опор
-
-
-
-
-
3,1
-
-
-
-
-
3,1

Реконструкция ВЛ 110 кВ С-54 "Улу-Юл - Сайга" с заменой фундаментов металлических опор
-
-
-
-
-
-
-
3,7
-
-
-
3,7

Реконструкция ВЛ 110 кВ С-53 "Комсомольская - Улу-Юл" с заменой фундаментов металлических опор
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2,568
-
2,6

Реконструкция ВЛ-110 кВ по зоне СЭС (С-103/С-104, С-28/С38)
-
2,6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2,6

Реконструкция ВЛ-110 кВ по зоне ЦЭС (С-33, С-3/4, С-15/16, С-7"М", С-11, С-82/83, С-84/85, С-86, С-107/108)
-
-
-
9,7
-
-
-
-
-
-
-
9,7

Реконструкция ВЛ-110 кВ по зоне СЭС (С-91/С-92)
-
-
-
4,0
-
-
-
-
-
-
-
4,0
2.1.2
Замена по ВЛ 35-0,4 кВ
18,8 км, 0,8 МВА
85,8
9 км, 0,8 МВА
76,4
30,3 км, 1 МВА
133,5
21,1 км 1,5 МВА
110,7
19,2 км 0,8 МВА
148,534
98,4 км, 4,8 МВА
554,9

Реконструкция ВЛ 10/04 от ТП П-1-8 с заменой провода на СИП, установкой выносного учета
-
-
-
-
-
-
4,2 км
5,4
-
-
4,2 км
5,4

Реконструкция ВЛ-10кВ ф. Л-17 с установкой реклоузера, с заменой голого провода на СИП 3-СИП 1х95
-
-
-
-
-
-
1,3 км
3,5
-
-
1,3 км
3,5

Реконструкция ВЛ-10 кВ ПО-4 с заменой голого провода на СИП 3-СИП 1х70
-
-
-
-
3,1 км
5,2
-
-
-
-
3,1 км
5,2

Реконструкция ВЛ-10кВ ф. Л-15 с установкой реклоузера
-
-
-
3,5
-
-
-
-
-
-
-
3,5

Реконструкция ВЛ-10 кВ МК-5 с заменой голого провода на СИП 3-СИП 1х95
-
-
-
-
7 км
11,7
-
-
-
-
7 км
11,7

Реконструкция ВЛ-10 кВ ф. Л-13 с установкой реклоузера, с заменой голого провода на СИП 3-СИП 1х70
-
-
-
-
2 км
4,6
-
-
-
-
2 км
4,6

Реконструкция ВЛ 10/04 от ТП К-18-8 с заменой провода на СИП, установкой выносного учета по зоне ВЭС
-
-
-
-
-
-
0,2 км
3,5
-
-
0,2 км
3,5

Реконструкция ЗТП А-27-8 с заменой масляных выключателей на вакуумные
-
-
-
4,1
-
-
-
-
-
-
-
4,1

Реконструкция сети 0,4 кВ от ТП А-21-6 с заменой кабельной сети на СИП
-
-
-
-
-
-
-
2,8
-
-
-
2,8

Реконструкция сети 0,4 кВ от ТП А-30-2 с заменой кабельной сети на СИП
-
-
-
-
-
-
1,6 км
2,6
-
-
1,6 км
2,6

Реконструкция ВЛ-0,4 кВ для обеспечения качества электроэнергии у потребителей по зоне ЦЭС
-
7,4
-
5,2
-
6,3
-
6,3
-
8,000
-
33,2

Реконструкция ВЛ-35 кВ 3518 ПС "Лоскутово" - ПС "Вершинино" с заменой деревянных опор на ж/б, провода АС-70, изоляторов
-
-
-
-
4 км
9,8
-
-
-
-
4 км
9,8

Реконструкция ВЛ-35 кВ 3540 ПС "Турунтаево" - ПС "Заря"
9 км
9,3
-
-
-
-
-
-
-
-
9 км
9,3

Реконструкция ВЛ-10 кВ ф. ПР-1020, СЭС (установка реклоузера)
-
-
-
-
-
9,3
-
-
-
-
-
9,3

Реконструкция ВЛ-0,4 кВ по зоне ЦЭС, СЭС, ВЭС с заменой опор, провода на СИП и КТП
9 км; 0,8 МВА
30,9
9 км; 0,8 МВА
34,0
9 км; 0,8 МВА
31,0
9 км; 0,8 МВА
31,0
9 км; 0,8 МВА
31,000
45 км, 4 МВА
157,9

Реконструкция ВЛ-0,4 кВ с заменой провода на СИП и установкой КТП с. Тимирязевское
-
-
-
-
-
3,6
-
-
-
-
-
3,6

Реконструкция ВЛ 0,4 кВ с. Апрель Томского р-на
-
-
-
-
3 км
3,6
-
-
-
-
3 км
3,6

Реконструкция ВЛ-0,4 кВ от ТП К-3-5, Зырянский РЭС. Замена опор, провода на СИП и КТП-10/0,4 кВ
-
-
-
-
-
-
2,5 км; 0,3 МВА
3,6
-
-
2,5 км; 0,3 МВА
3,6

Реконструкция ВЛ-0,4 кВ от ТП ПО-1-3 Рыбаловский РЭС, Томский район с заменой провода на СИП и КТП 10/0,4 кВ
-
-
-
-
-
-
2,3 км; 0,4 МВА
2,7
-
-
2,3 км; 0,4 МВА
2,7

Реконструкция ВЛ-0,4 кВ от КТП П-1016-13. Замена провода на СИП, КТП-160 кВА Чаинский район, с. Варгатер
0,8 км
1,0
-
-
-
-
-
-
-
-
0,8 км
1,0

Реконструкция ВЛ-0,4 кВ от ТП БЯ-2-2 с установкой выносного коммерческого учета в п. Палочка Верхнекетского района. Замена опор, провода на СИП
-
-
-
-
2,2 км; 0,2 МВА
2,3
-
-
-
-
2,2 км; 0,2 МВА
2,3

Реконструкция ВЛ-10 кВ ПО-9. Замена голого провода на СИП 3-СИП 1х70
-
-
-
-
-
-
-
-
4 км
6,643
4 км
6,6

Реконструкция ВЛ 10/04 от ТП К-18-4 с заменой провода на СИП, установкой выносного учета
-
-
-
-
-
-
-
-
2,4 км
3,465
2,4 км
3,5

Реконструкция ВЛ 10/04 от ТП П-10-15 с заменой провода на СИП, установкой выносного учета
-
-
-
-
-
-
-
-
1,7 км
2,896
1,7 км
2,9

Реконструкция ВЛ 10/0,4кВ от ТП Г-8-8 с заменой провода на СИП, установкой выносного учета
-
-
-
-
-
-
-
-
2,1 км
3,472
2,1 км
3,5

Реконструкция ВЛ-35 кВ по зоне ЦЭС (3517, 3519, 3533, 3573)
-
1,3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1,3

Реконструкция ВЛ-35 кВ по зоне ВЭС (Ц-4, Ц-13, Ц-14, Ц-17)
-
22,8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
22,8

Реконструкция ВЛ-35 кВ по зоне СЭС (ПР-1016)
-
7,3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
7,3

Реконструкция ВЛ-10 кВ по зоне ЦЭС (ПБ-6, МЛ-10, ГС-17, МЛ-12, Б-7, Б-6)
-
5,8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5,8

Реконструкция ВЛ-10 кВ по зоне ЦЭС (МЛ-12, Б-20, АП-6, ЮЛ-2/17/9/13, ПД-12,ЧЛ-8/6, ВР-5, РБ-11/12/5, МК-5, КНД-6, Г-7, Л-13/17, ПО-1/6/4, КО-4, СМ-4/7, П-7/8/12, АР-16/18, П-1,3 Р-1, МС-2, БА-2, БТ-1, КГ-4/3, Б-10, ЛК-2/7, МИ-2, АК-2/15, АП-4)
-
-
-
29,6
-
-
-
-
-
-
-
29,6

Реконструкция ВЛ-10 кВ по зоне ЦЭС (БР-9/10/14, ВР-7, ЧЛ-9, КР-11/13/4, ВД-1/7/2/4, ТГ-16/12/14/18/17, МЧ-1/12, МН-13, МГ-9, ЗЛ-8, КФ-9, КИ-7, КНД-8/10, НК-12/2, З-05, СВ-8/15/11/20/13/14/16/17, ПТФ-14, М-21/14, АР-13, ПБ-5/3/4, МЛ-4/14, МБ-6, ГС-9/11, МР-6/5/8, БТ-7, МЛ-15, М-15)
-
-
-
-
-
24,5
-
-
-
-
-
24,5

Реконструкция ВЛ-10 кВ по зоне ВЭС (А-22, Н-7, Н-8, В-40, К-8, К-9, Д-3, Д-11, Д-13, П-12, П-14, НМ-2, НМ-3, НМ-5, КУ-1, КУ-5, КУ-9, СГ-4, СГ-8, Л-16, У-4, У-6)
-
-
-
-
-
21,7
-
-
-
-
-
21,7

Реконструкция ВЛ-10кВ по зоне ЦЭС (БР-16, БР-17, БР-19, БГ-12, ПВ-3, ПВ-11, ВЯ-5, ВЯ-16, БР-11, Б-12, ЛК-13, В-6, В-7, ЧЛ-7, КД-15, УР-8, КЖ-4, КЖ-20, КР-7, МЧ-9, МН-11, МН-20, КИ-16, БН-22, ВО-5, СВ-18, ПТФ-15, ПТФ-18, ПТ-9, АР-17, МБ-10, МС-1, МР-11, МС-2)
-
-
-
-
-
-
-
12,0
-
-
-
12,0

Реконструкция ВЛ-10 кВ по зоне ВЭС (КР-2, КР-13, А-4, НВ-3, А-17, БЯ-2, БЯ-18, БЯ-6, ЯГ-13, КУ-11, Т-1, Т-7, Т-12, Т-16, КГ-6, Т-7 отпайка Центр Полигон)
-
-
-
-
-
-
-
13,6
-
-
-
13,6

Реконструкция ВЛ-10 кВ по зоне СЭС (Ч-1001, Ч-1002, Ч-1003, Ч-1009, Ч-1010, ЧКС-1014, ЧП-1014, ЧП-1013, Н-1006, ТМ-1004, КС-1020, КС-1034, К-1020, К-1002, Т-1015, ТС-1003, ТС-1004, УБ-1010, УБ-1020, П-1009, П-1016, П-1012)
-
-
-
-
-
-
-
23,8
-
-
-
23,8

Реконструкция ВЛ-10 кВ по зоне ЦЭС (ПВ-16, ПЛ-9, ВЯ-3, ВЯ-10, ВЯ-14, ЛК-12, ЛК-6, ПР-4, АП-1, ВР-16, ВР-14, ВР-9, КД-17, КЖ-8, КР-6, РБ-16, ВО-8, ВО-1, СТ-18, СВ-21, СВ-22, П-1, П-3, П-5, Кир-6, Кир-4, БА-15, БТ-11, КГ-8)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
27,971
-
28,0

Реконструкция ВЛ-10 кВ по зоне ВЭС (КР-3, НВ-9, А-32, БД-6, А-3, А-16, Г-5, А-47, А-42, А-48, Т-16 отпайка)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3,581
-
3,6

Реконструкция ВЛ-10 кВ по зоне СЭС (ПР (1012, 1024), А (1006, 1010, 1018, 1020, 1022), ВР (1014, 1021), ЗВ (1014, 1002), КР (1016, 1009, 1007, 1006), К1032, Фидеры (2-17, 2-19,6-6, 6-8, 6-21,7-12, 7-14), УБ (1014, 1012, 1016, 1018, 1003), КГ (1012, 1008, 1004, 1014, 1002), ПД (1008, 1009, 1010))
-
-
-
-
-
-
-
-
-
61,504
-
61,5
2.2.
Всего замена по ПС 110-0,4 кВ
-
142,3
4 МВА
128,4
-
101,6
-
110,9
-
195,238
4 МВА
678,5
2.2.1
Замена по ПС 110 кВ
-
13,3
-
37,2
-
100,0
-
108,5
-
189,888
-
448,8

Реконструкция ПС 110 кВ "Чажемто" с заменой ЩСН, устройством дуговой защиты, замена кабельного хозяйства, восстановление ОБР, установка регистратора аварийных событий
-
-
-
-
-
-
-
3,9
-
-
-
3,9

Реконструкция ПС 110 кВ "Левобережная", замена ОПУ с модернизацией устройств РЗА и заменой разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
-
-
25,4
-
-
-
25,4

Реконструкция ПС 110 кВ "Усть-Бакчар", замена ЩСН, СОПТ с установкой АУОТ М с АБ и 2 УКП, устройство дуговой защиты, замена кабельного хозяйства, ОБР, установка регистратора аварийных событий, замена защит СВ-110 кВ, силовых трансформаторов
-
-
-
-
-
-
-
4,6
-
-
-
4,6

Реконструкция ПС Коломинские Гривы с заменой устройств РЗА ВЛ-110 кВ С-35, С-27, С-26 на современные РЗА с обеспечением функций ближнего резервирования защит, восстановление ОБР, замена ОСИ на полимерные, замена ТН-110 кВ и кабельных связей
-
-
-
-
-
-
-
15,2
-
-
-
15,2

Реконструкция ПС 110/10 кВ "Молчаново". Реконструкция ОРУ с заменой ОД-КЗ-110 Т-1 на вакуумный выключатель типа ВБП-110 и с заменой трансформатора тока на С-26, замена ОСИ 110 кВ на полимерные, замена разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
-
-
4,7
-
-
-
4,7

Реконструкция ПС Игольская, реконструкция оперативной блокировки на разъединителях
-
-
-
-
-
-
-
0,8
-
-
-
0,8

Реконструкция ПС 110 кВ "ДОК". Замена щита собственных нужд, замена ОСИ 110 кВ на полимерные, замена разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
-
-
2,5
-
-
-
2,5

Реконструкция ПС "Асино-110" с установкой дугогасящих реакторов, РЗА ВЛ-110 кВ С-7А и панели центральной сигнализации
-
-
-
-
-
-
-
6,7
-
-
-
6,7

Реконструкция ПС 110 кВ "Коммунальная". Замена ОД-110 кВ на элегазовые выключатели, замена разрядников на ОПН, реконструкция РЗА трансформаторов, устройств РЗА ВЛ-110 кВ С-9, замена масляных выключателей на вакуумные, замена ОСИ 110 кВ на полимерные
-
-
-
22,2
-
-
-
-
-
-
-
22,2

Реконструкция ПС 110 кВ "Лугинецкая". Реконструкция ОРУ-110 кВ, 35 кВ с заменой разъединителей, разрядников на ОПН, ЗРУ-6 кВ с заменой масляных выключателей 110,35 кВ на элегазовые, установка дополнительных ТТ 110/35 кВ, реконструкция РЗА
-
-
-
-
-
40,7
-
-
-
-
-
40,7

Реконструкция ПС "Северо-Восточная" с заменой ячеек, ОСИ, разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
4,8
-
-
-
-
-
4,8

Реконструкция ПС 110 кВ Парабель КС. Модернизация РЗА трансформаторов Т1, Т2, замена ОСИ 110 кВ на полимерные
-
-
-
-
-
-
-
3,7
-
-
-
3,7

Реконструкция ПС 110 кВ Западная, ПС 110 кВ Коммунальная, ПС 110 кВ Октябрьская с заменой устройств РЗА 35 кВ
-
6,5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
6,5

Реконструкция ПС 110 кВ "Останинская". Замена масляных выключателей на вакуумные, установка дуговой защиты, замена ВМТ на ВГТ-110 кВ
-
-
-
-
-
12,5
-
-
-
-
-
12,5

Реконструкция ПС 110 кВ Александровская. Установка АУОТ М ч АБ и 2 УКП, замена ОСИ 110 кВ на полимерные
-
-
-
-
-
3,6
-
-
-
-
-
3,6

Реконструкция ПС 110 кВ "Асино". Замена масляных выключателей на вакуумные, замена ОСИ 110 кВ на полимерные, замена разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
-
-
2,4
-
-
-
2,4

Реконструкция ПС 110 кВ "Кандинка". Замена ОД-КЗ 35 - 110 кВ на вакуумные выключатели с комплектом РЗА, замена ОСИ 110 кВ на полимерные
-
-
-
-
-
18,8
-
-
-
-
-
18,8

Реконструкция ПС 110 кВ "Западная". Замена масляных выключателей 10 кВ на вакуумные
-
-
-
-
-
-
-
-
-
19,855
-
19,9

Реконструкция ПС 110 кВ "Каштак". Замена масляных выключателей 10 кВ на вакуумные
-
-
-
-
-
-
-
-
-
19,855
-
19,9

Реконструкция ПС 110 кВ "Вахская". Замена МКП-110, ВМТ-110 на элегазовые
-
-
-
-
-
-
-
-
-
21,778
-
21,8

Реконструкция ПС 110 кВ "Подгорное" с заменой основного и вспомогательного оборудования
-
-
-
-
-
-
-
-
-
14,290
-
14,3

Реконструкция ПС Типсино с установкой трансформаторов тока 110 кВ, замена ОСИ 110 кВ на полимерные, замена разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
-
-
-
-
9,209
-
9,2

Реконструкция ПС 110 кВ "Бройлерная". Замена масляных выключателей на вакуумные, установка дуговой защиты, реконструкция устройств РЗА ВЛ-110 кВ С7, С107, С108, замена ОСИ 110 кВ на полимерные, замена разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
-
-
14,0
-
10,478
-
24,5

Реконструкция ПС 110 кВ "Чердаты". Модернизация РЗА с установкой дуговой защиты ОВОД-МД с ВОД, замена ОСИ 110 кВ на полимерные, замена маслонаполненных вводов 110 кВ на трансформаторе Т-2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
12,180
-
12,2

Реконструкция ПС 110 кВ "Зырянская". Замена маслонаполненных вводов 110 кВ на трансформаторе Т-1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
6,138
-
6,1

Реконструкция ПС 110 кВ "Улу-Юл". Замена маслонаполненных вводов 110 кВ на трансформаторе Т-1, замена ОД-КЗ 35 - 110 кВ на вакуумные выключатели
-
-
-
-
-
-
-
-
-
18,051
-
18,1

Реконструкция ПС 110 кВ "Асино-110" с заменой устройств РЗА ВЛ-110 кВ и щита собственных нужд
-
-
-
-
-
-
-
-
-
19,096
-
19,1

Реконструкция ПС 110 кВ "Батурино". Замена масляных выключателей на вакуумные, замена ОСИ 110 кВ на полимерные
-
-
-
-
-
-
-
-
-
20,939
-
20,9

Реконструкция ПС 110 кВ "Колпашево". Замена аккумуляторной батареи
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5,456
-
5,5

Реконструкция ПС 110 кВ "Первомайское МР" с заменой ЩСН, устройством дуговой защиты, замена кабельного хозяйства, восстановление ОБР, установка регистратора аварийных событий, замена защит ВЛ-35 кВ на современные
-
-
-
-
-
-
-
-
-
10,912
-
10,9

Реконструкция ПС 110 кВ "Кривошеино". Замена трансформаторов тока СВ-110 на ТТ с большим коэффициентом. Замена ОСИ 110 кВ на полимерные, замена разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1,650
-
1,7

Реконструкция ПС 110 кВ "Колпашево". Замена масляных выключателей на вакуумные с МП РЗА, установка дуговой защиты
-
-
-
15,0
-
-
-
-
-
-
-
15,0

Реконструкция ПС 110 кВ "Ломовая". Замена масляных выключателей на вакуумные, замена ОСИ 110 кВ на полимерные, замена ВМТ на ВГТ-110 кВ
-
-
-
-
-
-
-
8,2
-
-
-
8,2

Реконструкция ПС 110 кВ "Малиновка". Замена ОСИ 110 кВ на полимерные, замена разрядников на ОПН, реконструкция устройств РЗА ВЛ-110 кВ С-8
-
-
-
-
-
6,2
-
-
-
-
-
6,2

Реконструкция ПС 110 кВ "Новониколаевская" с заменой панели ДЗШ и установкой РАС, реконструкция РЗА, замена ОСИ 110 кВ на полимерные
-
6,8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
6,8

Реконструкция ПС 110 кВ "Чажемто". Замена ОД-КЗ 35 - 110 кВ на вакуумные выключатели с комплектом РЗА, замена ОСИ 110 кВ на полимерные, замена разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
3,9
-
-
-
-
-
3,9

Реконструкция ПС 110 кВ "Гусево". Замена ОД-КЗ 35 - 110 кВ на вакуумные выключатели с комплектом РЗА, замена ОСИ 110 кВ на полимерные
-
-
-
-
-
9,3
-
-
-
-
-
9,3

Реконструкция ПС 110 кВ "Семилужки". Замена ОД-КЗ 35 - 110 кВ на вакуумные выключатели с комплектом РЗА, замена ОСИ 110 кВ на полимерные
-
-
-
-
-
-
-
9,3
-
-
-
9,3

Реконструкция ПС 110 кВ "Стрежевская" с установкой дугогасящих реакторов и дуговой защиты
-
-
-
-
-
-
-
7,2
-
-
-
7,2
2.2.2
Замена по ПС 35 - 0,4 кВ
-
129,1
4 МВА
91,1
-
1,7
-
2,4
-
5,350
4 МВА
229,6

Реконструкция ПС 35 кВ Аэропорт с заменой трансформаторов (с установкой второго трансформатора), реконструкция ОРУ 35, КРУ 10. Организация телеуправления оборудования подстанции
-
-
4 МВА
54,3
-
-
-
-
-
-
4 МВА
54,3

Перемещение трансформаторов 35/10 кВ ПС 35/10 кВ "Петрово" и ПС 35 кВ "Корнилово"
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-

Реконструкция ПС 35 кВ Правобережная
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-

Реконструкция ПС 35 кВ Северная (с организацией телесигнализации и телеуправления, с созданием каналов связи)
-
119,5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
119,5

Реконструкция ПС 35 кВ "Центральная". Замена вводных ячеек 6 кВ
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-

Реконструкция ПС 35 кВ "Южная". Реконструкция щита постоянного тока с заменой зарядно-подзарядных агрегатов, ЩСН, ЩПТ, замена АБ на необслуживаемую, модернизация РЗА трансформаторов, замена ячеек на вакуумные (38 ячеек), установка дуговой защиты
-
-
-
36,9
-
-
-
-
-
-
-
36,9

Реконструкция ПС 35 кВ Водозабор. Замена масляных выключателей 10 кВ на вакуумные
-
9,5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
9,5

Реконструкция ПС 35 кВ "Высокое". Замена разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2

Реконструкция ПС 35 кВ "Большедорохово". Замена ОД-КЗ 35 - 110 кВ на вакуумные выключатели с комплектом РЗА
-
-
-
-
-
-
-
2,4
-
-
-
2,4

Реконструкция ПС 35 кВ "Пудино" с заменой защит трансформатора Т1, Т2, СВ-35, ЗРУ 10 кВ и устройством дуговой защиты, ЩСН, оперативный ток, замена кабельного хозяйства
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5,350
-
5,4

Реконструкция ПС 35 кВ "Новомариинская". Замена разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2

Реконструкция ПС 35 кВ "Красная горка". Замена разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2

Реконструкция ПС 35 кВ "Новоархангельская". Замена разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2

Реконструкция ПС 35 кВ "Туганская ПТФ". Замена разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2

Реконструкция ПС 35 кВ "Кузовлево". Замена разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2

Реконструкция ПС 35 кВ "Вершинино". Замена разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2

Реконструкция ПС 35 кВ "Мирный". Замена разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2

Реконструкция ПС 35 кВ "Лоскутово". Замена разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2
3
СУММАРНЫЕ ВВОДЫ по ПС, ВЛ и КЛ, всего (п. 1 + п. 2)
28,8 км; 2,7 МВА
290,7
15,7 км; 9,2 МВА
264,4
39,7 км; 7,3 МВА
303,1
28,1 км; 5,9 МВА
273,3
19,2 км; 0,8 МВА
346,340
131,4 км; 25,8 МВА
1 477,7
4
Объем средств, включенных в инвестиционную программу, на исполнение мероприятий, не вошедших в п. 1, п. 2, и потребность в инвестициях в сетевые объекты (прогноз до 2019 г.)

256,3

249,6

286,8

285,9

281,852

1360,3
5
ИТОГО
28,8 км; 2,7 МВА
546,9
15,7 км; 9,2 МВА
513,9
39,7 км; 7,3 МВА
589,8
28,1 км; 5,9 МВА
559,1
19,2 км; 0,8 МВА
628,192
131,4 км; 25,8 МВА
2838,0





Приложение 2

ОСНОВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
И КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ В РАЗВИТИЕ ОБЪЕКТОВ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ
И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОГРАММЫ
ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ
НА ПЕРИОД 2015 - 2019 ГОДОВ

Таблица П.2.1

N
пп
Наименование показателя
Кол-во, шт. ед. изм. км/МВА/МВАр
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Всего (2014 - 2019) млн руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10

Объекты теплоэнергетики








1
Томский филиал ОАО "ТГК-11"

565
623
698
685
н.д.
н.д.
2571

Электрические сети Томской ЭЭС








2
Сети 220 кВ и выше (Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" ТПМЭС)
745/2738/464
288,71
3044,73
3917,73
5943,98
1717,15
н.д.
14912,25
2.1
Новое строительство электрических сетей
745/1336/360
127,3
2822
3774,68
5943,98
1717,15
н.д.
14385,06
2.2
Замена оборудования (реконструкция и техническое перевооружение)
0/1402/104
161,41
222,73
143,05
0
0
0
527,19
3
Сети до 110 кВ (ОАО "ТРК")
131,4/25,8
493,5
546,9
513,9
589,8
559,1
628,2
3331,2
3.1
Новые вводы (новое строительство и расширение)
33/17
-
60
46
64,8
48
0
218,8
3.2
Замена оборудования (реконструкция и техническое перевооружение)
98,4/8,8
-
486,9
467,9
525
511,1
628,2
2619,1


------------------------------------------------------------------