Схема и программа перспективного развития электроэнергетики

2
Содержание
ВВЕДЕНИЕ ............................................................................................................................................. 4
1. Общая характеристика Калининградской области ......................................................................... 5
2 Анализ существующего состояния электроэнергетики Калининградской области ................... 11
2.1 Характеристика энергосистемы .................................................................................................... 11
2.2 Отчетная динамика потребления электроэнергии в Калининградской области и структура
электропотребления по основным группам потребителей .............................................................. 13
2.3 Режимы электропотребления ........................................................................................................ 18
2.3.1 Динамика изменения максимума нагрузки .............................................................................. 18
2.3.2 Исследование изменения мощности в суточном и сезонных разрезах .................................. 20
2.4 Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в регионе ...................... 22
2.5 Динамика и структура отпуска тепловой энергии в Калининградской области в 2009-2013 гг.
................................................................................................................................................................ 24
2.6 Перечень основных потребителей тепловой энергии в регионе ............................................... 26
2.7 Структура установленной электрической мощности на территории Калининградской
области .................................................................................................................................................. 28
2.8 Состав существующих электростанций и блок-станций ........................................................... 30
2.9 Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности .... 32
2.10 Характеристика балансов электрической энергии и мощности в Калининградской области
в целом и с территориальной дифференциацией за последние 5 лет ............................................. 34
2.11 Топливный баланс тепловых электростанций и котельных Калининградской области за
2009-2013 годы. .................................................................................................................................... 39
3 Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории
Калининградской области ................................................................................................................... 41
3.1 Характеристика электрических сетей напряжением 60 кВ и выше энергосистемы
Калининградской области. .................................................................................................................. 41
3.2 Перечень узких мест Калининградской энергосистемы ............................................................ 46
3.3 Существующие внешние электрические связи Калининградской энергосистемы ................. 47
3.4 Анализ выполнения инвестиционных программ электросетевых организаций. ..................... 49
4. Основные направления развития электроэнергетики Калининградской области ..................... 55
4.1 Прогноз потребления электроэнергии по Калининградской области на период до 2020 года
................................................................................................................................................................ 55
4.2 Прогноз динамики изменения перспективных максимальных электрических нагрузок. ...... 63
4.3 Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности на период до
2020 года по Калининградской области в целом и с территориальной дифференциацией.......... 66
4.4 Прогноз отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных ....................................... 76
5 Развитие генерации и источников тепловой энергии .................................................................... 78
5.1 Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую
энергию, предложения по вводам, реконструкции, модернизации и выводу из эксплуатации
генерирующего оборудования и их размещению ............................................................................. 78
5.2 Развитие генерирующих мощностей энергосистемы Калининградской области на период до
2020 года ............................................................................................................................................... 80
5.3 Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе .................... 85
6. Оценка ожидаемого воздействия электроэнергетики Калининградской области на
окружающую среду .............................................................................................................................. 87
7 Развитие электросетевых объектов ................................................................................................. 91
7.1 Анализ отчетного распределения потоков мощности в основной электрической сети и
перспективной загрузки центров питания напряжением 60 кВ и выше ......................................... 91
7.2 Электрические расчеты режимов основной электрической сети напряжением 60 кВ и выше
.............................................................................................................................................................. 102
3
7.2.1 Перечень сооружаемого электросетевого хозяйства в энергосистеме Калининградской
области на 2016-2020 гг. .................................................................................................................... 102
7.2.2 Предварительные схемы выдачи мощности предполагаемых к сооружению генерирующих
мощностей в Калининградской области .......................................................................................... 109
7.2.3 Анализ характерных ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов работы
электрических сетей 60 кВ и выше................................................................................................... 111
7.3 Анализ возможности обеспечения допустимых уровней напряжения на уровне 2016 г. и
2020 г. .................................................................................................................................................. 124
8. Основные направления развития электроэнергетики Калининградской области с учетом
проведения Чемпионата мира по футболу ФИФА в 2018 году ..................................................... 139
9. Оценка прогнозных объемов капитальных вложений в электросетевые объекты ................ 221
4
ВВЕДЕНИЕ
Работа «Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Калининградской
области на 2016-2020 годы» выполнена ОАО « Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ» в
соответствии с контрактом №4 от 05 февраля 2015 года.
Основной целью работы является:
 Формирование перечня по строительству (реконструкции) электросетевых и
генерирующих объектов на период до 2018 года с использованием нескольких
сценарных вариантов развития с учетом изменяющихся условий развития
экономики, направленное на обеспечение удовлетворения долгосрочного и
среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, надежное и
эффективное энергоснабжение потребителей, конкурентоспособность и
инвестиционную привлекательность Калининградской области, формирование
стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в
строительство объектов электроэнергетики Калининградской области.
Основными задачами работы является:
 Разработка предложений по скоординированному развитию объектов генерации
с учетом демонтажей и электросетевых объектов номинальным классом
напряжения 110кВ и выше по энергосистеме Калининградской области;
 Разработка предложений по развитию электрических сетей номинальным
классом напряжения 110 кВ и выше для обеспечения надежного
функционирования в долгосрочной перспективе с использованием нескольких
сценарных вариантов развития;
 Обеспечение
комплекса;
координации
планов
развития
топливно-энергетического
 Разработка (корректировка) мероприятий по обеспечению
электроснабжения объектов Чемпионата мира по футболу 2018 г.
надежного
В настоящей работе представлена общая характеристика региона, анализ
существующего состояния электроэнергетики Калининградской области, особенности и
проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Калининградской
области, прогноз развития генерации и источников тепловой энергии, а так же приведена
оценка воздействия проектируемых и существующих объектов генерации на окружающую
среду, произведены расчеты основных нормальных и послеаварийных схем на
период 2015-2020 г. На базе проведенных исследований сформированы предварительные
сетевые решения и произведена оценка необходимых капитальных вложений в развитие
электросетевого хозяйства региона.
5
1. Общая характеристика Калининградской области
Калининградская область является самым западным субъектом в составе Российской
Федерации. Площадь территории составляет 15,1 тыс. кв.км. (75 место в стране),
численность населения – 966 тыс. человек (54 место – на 01.01.2015 года).
Регион имеет сухопутную границу с Литвой и Польшей, к западу выходит в
Балтийское море. Изолированное положение Калининградской области по отношению к
остальным субъектам Российской Федерации является ограничивающим фактором для
развития экономики области.
Минерально-сырьевая
база
Калининградской
области
представлена
месторождениями нефти, янтаря, торфа, песчано-гравийного материала, песка, глины,
пресной и минеральной воды, лечебных грязей, калийной соли, каменной соли, бурых
углей (таблица 1.1).
Таблица 1.1. Полезные ископаемые Калининградской области
Полезные ископаемые
Углеводородное сырье – нефть (с учетом шельфа)
Бурый уголь
Торф
Разведанные геологические запасы и
прогнозные ресурсы
56 млн. тонн
50 – 70 млн. тонн
2500 – 3000 млн. м3
Калийно-магниевые соли
Соль каменная
4,8 млрд. тонн
1500 млрд. тонн
Минеральные воды
1897 тыс. м3/сут.
Глина кирпичная
51,4 млн. м3
Песчано – гравийные материалы
281,6 млн. м3
Янтарь
0,703 млн. тонн
Основным полезным ископаемым, относимым к топливно-энергетическому сырью,
является нефть. Нефти Калининградской области – малосернистые, парафинистые,
смолистые, часть месторождений на западе области характеризуется повышенным газовым
фактором.
Общие балансовые запасы нефти на суше и море по категориям (А+В+С1)
составляют около 49,2 млн. тонн. Извлекаемые запасы – около 11,7 млн. тонн.
По состоянию на 01.01.2010 года Государственным балансом запасов учтено 35
нефтяных месторождений, разведанных на суше, и 2 – на шельфе Балтийского моря.
В результате геологоразведочных работ на бурый уголь, проведенных в 80-х годах
ХХ века, разведано Грачевское месторождение, запасы которого составляют 27 млн. тонн,
имеется также перспективное Мамоновское углепроявление с прогнозными запасами 40
млн. тонн.
Однако разработка месторождений бурых углей считается нецелесообразной по
ряду экологических и технико-экономических причин, так как указанные месторождения
расположены в Приморской рекреационной зоне.
Торфяные месторождения в Калининградской области занимают более 4 %
территории. Общие запасы оцениваются в 2.5 – 3 млрд. м3 (более 310 млн. тонн). 2/3 этих
запасов сосредоточено на территории Полесского и Славского районов. Из более чем 300
разведанных и оцененных торфяных месторождений добыча ведется лишь на 10.
Калининградская область является практически единственным регионом не только в
России, но и в мире, где располагаются месторождения янтаря.
6
Для региона характерна высокая степень территориальной концентрации населения
– почти половина (46,6%) населения области проживает в г. Калининград. На 21 городское
поселение (без учета Калининграда) приходится 26,5% населения субъекта, наиболее
крупные из них – Советск (41,6 тыс. чел.), Черняховск (37,9 тыс. чел.), Балтийск (32,9 тыс.
чел.) (табл. 1.2).
Особенностью территориальной структуры хозяйства Калининградской области
является высокий уровень концентрации производственного потенциала в западной части
региона: г. Калининград и смежных с ним Гурьевском и Зеленоградском районах, где
сосредоточены крупнейшие предприятия промышленного сектора, а также отмечается
сравнительно высокий уровень развития сферы услуг.
Таблица 1.2 - Города Калининградской области с населением более 10 тыс. чел.
(число жителей – на 1.01.2014 года)
Город
Калининград
Советск
Черняховск
Балтийск
Гусев
Светлый
Зеленоградск
Гвардейск
Гурьевск
Неман
Пионерский
Светлогорск
Население, тыс. чел.
448,5
41,6
37,9
32,9
28,5
21,8
13,6
13,5
13,6
11,5
11,6
11,5
Удельный вес в общей
численности
населения области, %
46,6
4,3
3,9
3,4
3,0
2,3
1,4
1,4
1,4
1,2
1,2
1,2
Административно-территориальное
деление
области
муниципальными районами и 7 городскими округами (табл. 1.3).
формируется
15
Таблица 1.3 - Муниципальные районы и городские округа Калининградской области
Муниципальные районы
Багратионовский
Балтийский
Зеленоградский
Краснознаменский
Неманский
Нестеровский
Полесский
Правдинский
Светлогорский Славский
Черняховский
Городские округа
г. Калининград
Ладушкинский
Мамоновский
Пионерский
Светловский
Советский
Янтарный
Гвардейский
Гурьевский
Гусевский
Озёрский
Правдинский
Основные показатели социально-экономического развития по Калининградской
области за период 2010-2014 годов представлены в таблице 1.4.
7
Таблица 1.4. Основные
Калининградской области
Показатели
Численность населения,
тыс.чел.
Индекс
физического
объема
ВРП,
%
к
предыдущему году
Индекс
физического
объема промышленного
производства,
%
к
предыдущему году
в т.ч. по
обрабатывающим
производствам
Индекс
физического
объема
сельскохозяйственного
производства,
%
к
предыдущему году
Ввод жилья, тыс.м2
Оборот
розничной
торговли,
%
к
предыдущему году
показатели
социально-экономического
развития
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
Ср.год. прирост
за 2010-2014гг.*,
%
938
942
947
955
963
0,55
107,6
104,6
104,7
101,0
100,7
3,69
116
150,1
101,9
99,1
108,7
13,83
130,2
168,3
103,2
101,4
111,2
20,59
100,1
100,1
105,3
104
109,1
3,66
524,6
544,9
581,9
638,7
1122,5
13,05
101,0
103,0
104,8
101,4
102,5
2,53
Среднегодовые темпы прироста ВРП за период 2010-2014 годов составили 3,7%,
промышленного производства – 13,8% (в т.ч. в обрабатывающем секторе – 20,6%).
Следует отметить относительно высокие темпы прироста по показателю ввода жилья –
13,1% в среднем за отчетный период, причем в 2014 году в регионе введено более 1 млн.
кв.м., что на 40% превышает показатель 2013 года.
В структуре ВРП по видам экономической деятельности 50,2% составляет сфера
услуг (в Российской Федерации – 46,7%). Если в стране в целом удельный вес
добывающей промышленности – 10,8%, то в Калининградской области – 4,3%. При этом
доля обрабатывающего сектора в структуре ВРП по Калининградской области составляет
22,9% (рис.1.1), тогда как по России в целом – 17,4%.
8
5,5
4,3
22,9
50,2
3,3
8,1
5,7
Сфера услуг
Обрабатывающие производства
Строительство
Добыча полезных ископаемых
Транспорт и связь
Сельское хозяйство, рыболовство
и рыбоводство
Производство и распределение
электроэнергии, газа и воды
Рисунок 1.1 - Структура ВРП по ВЭД по Калининградской области, 2013 год, %
Отмечается незначительная дифференциация показателей, отражающих долю
обрабатывающего сектора промышленности в ВРП области (16,9%) и ВВП Российской
Федерации (17,7%).
В обрабатывающем секторе промышленности Калининградская область
специализируется на производстве автомобилей, приборостроении, а также продукции
пищевой промышленности (рис. 1.2).
2010 г.
2013 г.
13,9
12,3
8,0
16,2
42,5
22,9
56,8
27,4
Производство
транспортных средств и
оборудования
Производство пищевых
продуктов, включая
напитки, и табака
Производство
электрооборудования,
электронного и оптического
оборудования
Прочие производства
Рисунок 1.2 – Структура отгруженной продукции по секторам обрабатывающей
промышленности Калининградской области, 2013 год, %
9
За период 2010-2013 годов отмечается рост удельного веса транспортного
машиностроения в структуре отгруженной продукции обрабатывающей промышленности
с 42,5% до 56,8% при снижении доли пищевой промышленности и производства
электрооборудования, электронного и оптического оборудования (приборостроение).
Динамика производства по основным видам продукции представлена в таблице 1.3.
Таблица 1.3 - Выпуск основных видов продукции в натуральном выражении
Вид продукции
2010 г.
2013 г.
2013г.
в % к
2010г.
Мясо и субпродукты - всего, тыс. тонн
Изделия колбасные, тыс. тонн
Полуфабрикаты мясные (мясосодержащие) охлажденные,
подмороженные и замороженные тыс. тонн
Консервы мясные (мясосодержащие), млн. усл. банок
Рыба (кроме сельди) мороженая, печень, икра и молоки рыбы
мороженые, тыс. тонн
Сельдь всех видов обработки, тыс. тонн
Рыба (кроме сельди) копченая, тыс. тонн
Консервы рыбные всех видов, млн. усл. банок
Масло сливочное, тыс. тонн
Комбикорма, тыс. тонн
Хлеб и хлебобулочные изделия, тыс. тонн
Кондитерские изделия, тыс. тонн
Пиво, кроме отходов пивоварения, тыс. дкл
Воды минеральные и газированные неподслащенные и
неароматизированные, млн. полулитров
Ковры и изделия ковровые, млн. м2
Ящики из гофрированного картона (тара транспортная), млн. м2
Строительный кирпич, млн.усл.кирпичей
Конструкции и детали сборные железобетонные, тыс. м3
Бытовые микроволновые печи, тыс. штук
Бытовые пылесосы, тыс. штук
Аппаратура приемная телевизионная, в том числе видеомониторы
и видеопроекторы, тыс. штук
Автомобили легковые (новые), штук
20,4
32,6
33,8
118,5
165,7
363,5
43
65,8
153,0
132,7
222,1
167,4
143,6
185,5
129,2
51,1
1,2
232,9
1,4
74,7
56,3
42,3
2357,1
31,3
2,8
177,1
1,3
138,4
52,1
39
1895,8
61,3
233,3
76,0
92,9
185,3
92,5
92,2
80,4
73,1
116,6
159,5
12
8,7
29,4
136,7
1228,2
224,2
8,6
29
41,1
238,6
925,2
52,7
71,7
333,3
139,8
174,5
75,3
23,5
5597,1
5362,5
95,8
167541
242797
144,9
Одним из главных факторов, способствующих усилению специализации региона на
производстве продукции машиностроения, является функционирование особой
экономической зоны (ОЭЗ) в Калининградской области, стимулирующей приток
инвестиций в экономику региона. По состоянию на 1.01.2012 года резидентами ОЭЗ
являлись 93 организации, значительная часть которых осуществляет инвестиционные
проекты в обрабатывающих отраслях экономики, в транспортном секторе, а также в сфере
операций с недвижимым имуществом, аренды и других услуг. Общий объем заявленных
инвестиций составляет более 75 млрд. рублей.
Среди наиболее крупных реализуемых инвестиционных проектов следует отметить
создание автомобильного кластера ООО «Автотор Холдинг», в рамках которого
предполагается строительство комплекса технологически связанных предприятий по
сборке автомобилей и производству комплектующих деталей к ним. К 2018 году общий
10
объем производства на предприятиях кластера может вырасти с 240 (данные на 2013 год)
до 350 тысяч штук.
В числе других крупных предприятий региона в сфере машиностроения необходимо
выделить Прибалтийский судостроительный завод «Янтарь», выполняющий заказы для
военно-морского флота России (строительство и ремонт военных судов).
В пищевой промышленности выделяются предприятия ЗАО «Содружество Соя»,
ООО «Продукты питания АГРО», ООО «Вичюнай-Русь».
Сельское хозяйство Калининградской области отличается преобладанием продукции
растениеводства, при этом рост валового выпуска продукции животноводства в 2013 году
составил 107,7% к показателю предыдущего года, а в растениеводстве аналогичный
показатель составил 100,2%.
Регион относится к числу перспективных территорий Российской Федерации для
развития прибрежного рыболовства. В организациях и предприятиях, работающих на
местном сырье, работают 10,5 тысяч человек, годовой объем добычи биоресурсов
составляет около 23 тысяч тонн.
11
2 Анализ существующего состояния электроэнергетики Калининградской
области
2.1 Характеристика энергосистемы
Энергосистема Калининградской области входит в состав ОЭС Северо-Запада и
осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории
Калининградской области.
Энергосистема Калининградской области полностью отделена от остальной
территории страны сухопутными границами иностранных государств и международными
морскими водами.
В настоящее время на территории Калининградской области находится в
эксплуатации более двух тысяч километров воздушных линий напряжением 60 - 330 кВ. В
энергосистеме Калининградской области действуют электрические сети напряжением 330110-60-15-10-6 кВ.
Диспетчерское управление функционированием Калининградской энергосистемы (с
учетом совместной работы с энергосистемами иностранных государств), управление
режимами работы Калининградской ТЭЦ-2, линиями электропередачи напряжением 330
кВ, по которым осуществляется поставка/экспорт электроэнергии в Калининградскую
область, системообразующими линиями и линиями выдачи мощности Калининградской
ТЭЦ-2 напряжением 110 – 330 кВ осуществляется диспетчерскими центрами - филиалами
ОАО «СО ЕЭС» Балтийское РДУ и ОДУ Северо-Запада. Распределительные и тупиковые
линии напряжением 60 - 110 кВ, оборудование подстанций 60 - 110 - 330 кВ находятся в
оперативно-технологическом управлении Центра управления сетями ОАО «Янтарьэнерго»
(ЦУС ОАО «Янтарьэнерго»), входящее в состав ОАО «Российские сети».
Основным эксплуатантом электросетевого хозяйства напряжением 110-330 кВ
Калининградской области является ОАО «Янтарьэнерго».
В Калининградской области расположено более 60 подстанций 110 кВ. На текущий
момент около 40% подстанций ОАО «Янтарьэнерго» эксплуатируются с
трансформаторами, установленными 40 и более лет назад. Средний срок эксплуатации
трансформаторного оборудования других собственников не превышает 16 лет.
Зоной, дефицитной по наличию свободных трансформаторных мощностей, является
западная часть энергосистемы, включая г. Калининград. С целью надежного
электроснабжения, а также обеспечения недискриминационного доступа к услугам по
передаче электроэнергии необходимо проведение реконструкции закрытых центров
питания с увеличением трансформаторных мощностей, а также строительство новых
подстанций.
Электроснабжение потребителей на территории Калининградской области
осуществляется от электростанций ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация», ОАО
«Калининградская генерирующая компания», ОАО «Янтарьэнерго» и от электростанций
промышленных предприятий (электростанций различных ведомств и форм
собственности).
Установленная мощность электростанций энергосистемы Калининградской области
возросла за рассматриваемый ретроспективный период 2010-2014 годов на 373,2 МВт: с
553,1 МВт в 2009 году до 926,3 МВт в 2014 году. Изменение установленной мощности
электростанций за период 2010-2014 годов представлено в таблице 2.1.
12
Таблица 2.1 – Изменение установленной мощности электростанций энергосистемы
Калининградской области за период 2010–2014 годов, МВт
Электростанции
Установленная
мощность на
01.01.2010
Вводы
Всего
553,1
425,0
Изменение мощности
Вывод из
эксплуатации
(демонтаж,
Перемаркировка
длит.
консервация)
27,8
-
Прочие
изменения
(уточнения,
присоединение
и др.)
-24,0
Установленная
мощность на
01.01.2015
926,3
ГЭС
1,7
-
-
-
-
1,7
ТЭС
486,3
425,0
27,8
-
-
883,5
ВИЭ
5,1
-
-
-
-
5,1
Электростанции
промышленных
предприятий
60,0
-
-
-
-24,0
36,0
Заозерная ГЭС
0,1
-
-
-
-
0,1
Озерская ГЭС
0,5
-
-
-
-
0,5
Правдинская ГЭС
1,1
-
-
-
-
1,1
Калининградская ТЭЦ-2
450,0
425,0
-
-
-
875,0
ГРЭС-2
20,8
-
20,8
-
-
-
Гусевская ТЭЦ
15,5
-
7
-
-
8,5
Зеленоградская ВЭУ
5,1
-
-
-
-
5,1
12
-
-
-
-12,0
-
12
-
-
-
-12,0
-
36,0
-
-
-
-
36,0
ТЭЦ ЗАО «Цепрус» (ТЭЦ9)
МУП
«Теплоэлектроцентраль-8»
ТЭЦ-10 Советский ЦБЗ
В 2014 году в регионе осуществляли деятельность следующие электросбытовые
компании:
1.
ОАО «Янтарьэнергосбыт» - со статусом гарантирующего поставщика.
2.
ОАО «Региональная энергетическая компания» (100 % акций общества
находится в собственности Правительства Калининградской области) - сбыт
электрической энергии в границах балансовой принадлежности электрических сетей
компании.
3.
ООО «Западная энергетическая компания» - сбыт электрической энергии в
границах балансовой принадлежности электрических сетей компании.
4.
ОАО «Оборонэнергосбыт» осуществляет - сбыт электрической энергии в
границах балансовой принадлежности электрических сетей компании, со статусом
гарантирующего поставщика.
Калининградская энергосистема не имеет общих границ с остальной территорией
России и энергетически зависит от соседних государств. Непосредственно
Калининградская энергосистема связана с Литовской энергосистемой по трем ВЛ 330 кВ
(Советск Битенай (2 ВЛ) и Советск Круонио ГАЭС) и трем ВЛ 110 кВ (Нестеров Кибартай,
14,3 км, двухцепная ВЛ Советск Пагегяй, 10,2 км). Максимально допустимый переток
мощности в нормальном режиме составляет:
- не более 680 МВт в сторону ЭС Калининградской области;
- не более 600 МВт в сторону ЭС Литвы.
13
2.2 Отчетная динамика потребления электроэнергии в Калининградской
области и структура электропотребления по основным группам потребителей
За период с 2010 по 2014 год в энергосистеме Калининградской области наблюдался
устойчивый рост потребления электроэнергии со среднегодовыми темпами прироста за
отчетный период 2,7%.
За пятилетний период спрос на электроэнергию в Калининградской области
повысился на 14,3% - с 4,093 млрд.кВт.ч в 2010 году до 4,415 млрд.кВт.ч в 2014 году (рис.
2.2.1), что является самым высоким показателем в ОЭС Северо-Запада.
млрд. кВт.ч.
4,6
%
6,4
5,9
4,7
4,4
4,2
4,8
4,35
4,09
3,2
4,16
4,0
3,8
4,42
4,41
1,4
1,6
1,6
0,1
2010
2011
2012
2013
2014
0,0
годы
Потребление электроэнергии в
ЭС Калининградской обл., млрд. кВт.ч.
Темпы прироста электропотребления в
ЭС Калининградской обл., %
Рисунок 2.2.1 - Динамика электропотребления ЭС Калининградской области за
2010-2014 годы
Вследствие более высоких темпов роста спроса на электроэнергию в
Калининградской области по сравнению с другими регионами Северо-Запада, удельный
вес ЭС Калининградской области в суммарном потреблении электроэнергии в ОЭС
Северо-Запада за период 2010 – 2014 годов повысился с 4,4 до 4,9% (рис. 2.2.2).
14
Рисунок 2.2.2 –Территориальная структура электропотребления в ОЭС СевероЗапада
Относительно высокие темпы прироста электропотребления в Калининградской
области объясняются достаточно быстрым восстановлением экономики региона в 2010 –
2013 годы, главным образом, благодаря росту производства в обрабатывающем секторе
промышленности, ядром которого является транспортное машиностроение. В частности,
производство автомобилей в 2012 году увеличилось более чем в 4 раза по сравнению с
2009 (кризисным годом) – с 60 тыс. до 249 тыс. штук.
Снижение темпов роста потребления электроэнергии в 2013 – 2014 годы является
следствием замедления темпов роста экономики как в стране в целом, так и в
Калининградской области.
В 2013 году темпы роста производства в транспортном машиностроении несколько
снизились: автомобильное производство сократилось на 2,6% по сравнению с 2012 годом.
При этом наблюдался рост выпуска продукции на предприятиях пищевой
промышленности (ЗАО «Содружество Соя» ООО «Продукты питания АГРО» и др.) а
также в целлюлозно-бумажной промышленности, где прирост объемов производства
бумаги и картона за 2013 год составил 1,9%. Кроме этого, в сентябре 2013 года введено в
строй предприятие ЗАО «Газ-Ойл» по производству сжиженного природного газа
мощностью 23 тысяч тонн в год. В результате спрос на электроэнергию в 2013 году в
Калининградской области вырос на 1,4%, тогда как во всех остальных субъектах в ОЭС
Северо-Запада наблюдалось падение электропотребления.
Замедление темпов экономического роста в 2014 году в Калининградской области
определяется постепенным нарастанием кризисных явлений в целом по стране вследствие
снижения цен на нефть и введения внешних санкций. В результате спрос на
электроэнергию в 2014 году (4,415 млрд.кВт.ч) остался на уровне 2013 года (4,412
млрд.кВт.ч).
В структуре спроса на электроэнергию по видам экономической деятельности за
отчетный период наблюдается увеличение доли сферы услуг (с 21,7% до 23,2%) при
несущественном снижении доли домашних хозяйств (с 26,5% до 26,0%) в общем
электропотреблении в энергосистеме Калининградской области (рис.2.2.3).
15
2009 год
2,0
17,7
2013 год
2,3
1,7
18,9
2,5
2,5
4,5
21,7
24,3
16,9
23,2
4,9
26,5
4,0
2,1
13,8
20,1
26,0
3,6
1,4
Промышленное пр-во
Производственные нужды с/х
Добыча полезных ископаемых
Строительство
Обрабатывающие пр-ва
Транспорт и связь
Пр-во и распред. пара, газа и воды
Сфера услуг
Домашние хозяйства
С.н. электростанций
3,8
Потери в сетях
Рисунок 2.2.3 - Структура электропотребления в Калининградской области по видам
экономической деятельности, %.
Наблюдается рост удельного веса собственных нужд электростанций на
2,8 процентных пункта в общем потреблении электроэнергии за отчетный период, который
стал результатом ввода в эксплуатацию второго энергоблока на Калининградской ТЭЦ в
2010 году.
Электропотребление в обрабатывающей промышленности характеризуется в целом
положительной динамикой за отчетный период, что является результатом высоких темпов
восстановления производства в данном секторе в послекризисный период, причем
наиболее существенное влияние на рост электропотребления оказали такие виды
деятельности как машиностроение (ООО «Автотор Холдинг»), пищевая (ЗАО
«Содружество СОЯ») и химическая промышленность (ЗАО «Алко-Нафта»).
В таком энергоемком виде производства, как целлюлозно-бумажная
промышленность (основные предприятия в регионе - ООО «Атлас-Маркет» (Советский
ЦБЗ), ООО «Неманский ЦБК»), спрос на электроэнергию за отчетный период
характеризуется несущественной динамикой (рис.2.2.4). Удельный вес целлюлознобумажной промышленности и деревообработки в суммарном потреблении электроэнергии
в обрабатывающем секторе остается на уровне 15%.
Отмечается существенный рост электропотребления по виду деятельности
«Производство пищевых продуктов» в 2013 году, что объясняется увеличением объемов
производства ЗАО «Содружество СОЯ».
16
Рисунок 2.2.4 - Динамика электропотребления в основных видов деятельности
обрабатывающих производств, млн. кВт.ч.
Результатом более активного развития менее энергоемких видов деятельности в
обрабатывающем секторе на фоне стагнации целлюлозно-бумажной промышленности
стало снижение показателя электроемкости промышленной продукции: если в 2010 году
показатель составлял 4,3 кВт.ч/тыс.руб., то в 2013 году – 2,5 кВт.ч/тыс.руб. (в ценах 2012
года). Указанные значения существенно меньше показателей по Северо-Западу в целом.
Данный факт обусловлен преобладанием относительно менее электроемких видов
деятельности
в
промышленности
Калининградской
области
(транспортное
машиностроение, пищевая промышленность) в сравнении с другими субъектами СЗФО
(Архангельская область, Карелия, Мурманская область), где более развиты металлургия,
добывающая и целлюлозно-бумажная промышленность.
Показатели электроемкости ВРП за отчетный период характеризуются
несущественной динамикой и в целом незначительно меньше среднероссийских: в 2010
году электроемкость ВРП Калининградской области составила 16,9 кВт.ч/тыс.руб., в 2013
– 16,5 кВт.ч/тыс.руб. (в ценах 2012 года) (таблица 2.2.1).
Таблица 2.2.1 - Электроемкость
Калининградской области*
Наименование показателя
ВРП, млн.руб.
Потребление электроэнергии,
млн. кВт.ч
Электроемкость ВРП,
кВт.ч./тыс.руб.
Электроемкость промышленного
производства, кВт.ч./тыс.руб.
*в ценах 2012 года
ВРП
и
промышленного
производства
2010 г.
241627,9
2011 г.
252742,8
2012 г.
264621,7
2013 г.
267267,9
4093
4157
4352
4412
16,9
16,4
16,4
16,5
4,3
2,8
2,8
2,5
Наблюдается рост удельных показателей электропотребления в непроизводственной
сфере региона: за период 2010 – 2013 годов удельное потребление электроэнергии в
17
домашних хозяйствах выросло на 9,1% - с 1091 кВт.ч/чел. до 1192 кВт.ч/чел, превышая
показатели по Российской Федерации в целом (848 – 981 кВт.ч/чел. за тот же период).
18
2.3 Режимы электропотребления
2.3.1 Динамика изменения максимума нагрузки
Максимальная электрическая нагрузка Калининградской энергосистемы в 2014 году
зафиксирована 31 января в 12 часов (московское время) и составила 843 МВт при
температуре наружного воздуха -10,1 ºС. По сравнению с предыдущим годом максимум
нагрузки вырос на 44 МВт или на 5,5 % из-за резкого снижения температуры наружного
воздуха и неблагоприятных метеоусловий, выводом на полную мощность новых
предприятий пищевой промышленности. За рассматриваемый отчетный период 20102014 гг. значение максимальной электрической нагрузки энергосистемы выросло на 112
МВт или на 15 % при среднегодовом темпе прироста нагрузки – 2,9%. За период 2010-2013
гг. среднегодовой прирост меньше, на уровне 2,2%. В целом существенный рост нагрузки
обусловлен ростом потребления в сфере услуг и домашнем хозяйстве, пищевой и
автомобильной промышленностях.
Отчетные данные по основным показателям функционирования Калининградской
энергосистемы за 2010 – 2014 гг. представлены в таблице 2.3.1.1.
Таблица 2.3.1.1 – Отчетные показатели функционирования Калининградской
энергосистемы за период 2010-2014 гг.
№
1
2
3
4
5
Показатели
Единицы
измерения
Электропотребление
млрд. кВтч
Собственная максимальная
млн. кВт
нагрузка
Дата и время (мск)
чч.мм
прохождения собственного
час
максимума энергосистемы
Среднесуточная температура
наружного воздуха на день
ºС
прохождения собственного
максимума энергосистемы
Число часов использования
собственного максимума
час/год
нагрузки
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
4,093
4,157
4,352
4,412
4,415
784
723
807
799
843
22.12
19:00
21.02
20:00
06.02
12:00
22.01
20:00
31.01
12:00
-11,8
-11,6
-15,5
-12,8
-10,1
5221
5750
5393
5522
5237
Высокая доля домашнего хозяйства и сферы услуг в общем электропотреблении
региона определила «отзывчивость» энергосистемы на изменение метеорологических
условий в период прохождения максимальных годовых нагрузок. И одним из показателей,
на значение которого отражается степень этого влияния, является число часов
использования максимумам электрической нагрузки.
Как видно из таблицы 2.3.1.1 числа часов использования максимума нагрузки
являются достаточно низкими, но характерными для данной энергосистемы. Причем за
рассматриваемый период их величина изменялась скачкообразно в диапазоне 5220 – 5750
часов. На рисунке 2.3.1.1 представлены отчетные максимальные электрические нагрузки
Калининградской энергосистемы и числа часов их использования.
19
Рисунок
2.3.1.1
–
Отчетные
максимальные
электрические
нагрузки
Калининградской энергосистемы и числа часов их использования
В таблице 2.3.1.2 представлено потребление мощности по энергорайонам в отчетном
периоде в абсолютных единицах и в процентах от общего потребления мощности
Калининградской энергосистемы (с учетом собственных нужд электростанций и потерь в
сетях).
Таблица 2.3.1.2 – Совмещенные электрические нагрузки по энергорайонам на час
прохождения годового максимума Калининградской энергосистемы.
№
п
/п
1
2
3
4
5
Наименование
объединения
Калининградская
энергосистема,
в том числе
Центральный
Восточный
Западный
Южный
Единицы
измерения
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
МВт
784
723
807
799
843
МВт
МВт
МВт
МВт
400
172
103
109
402
130
99
92
427
151
121
108
444
150
110
95
474
146
121
102
На рисунке 2.3.1.2 представлена доля энергорайонов в максимуме нагрузки
Калининградской энергосистемы.
20
Рисунок 2.3.1.2 – Доля электрической нагрузки энергорайонов в максимуме
нагрузки Калининградской энергосистемы в 2010 и 2014 гг.
2.3.2 Исследование изменения мощности в суточном и сезонных разрезах
Годовые максимумы электрической нагрузки в отчетный период наблюдались в
декабре, январе, феврале и имели устойчивый вечерний пик, за исключением 2012 г., когда
максимум нагрузки был зафиксирован в утренние часы.
На рисунке 2.3.2.1 представлена конфигурация годовых графиков электрической
нагрузки Калининградской энергосистемы за 2010-2013 гг.
Р, %
100
90
80
70
60
50
40
1
2
3
2010 г.
4
5
6
2011 г.
7
8
2012 г.
9
10
11
2013 г.
12
месяц
Рисунок 2.4.2.1 – Отчетные годовые графики месячных максимумов
Калининградской энергосистемы
Как видно из рисунка 2.3.2.1 неравномерность годового графика месячных
максимумов Калининградской энергосистемы высокая: снижение нагрузки суточного
максимума в летний период в основном из-за большой доли домашнего хозяйства и сферы
услуг. В 2010 году снижение месячных максимумов нагрузки составило порядка 50% по
отношению к зимнему. В последующие годы это значение повысилось до 40%. Основной
причиной уплотнения годовых графиков электрической нагрузки явилось увеличение доли
21
промышленного производства в структуре электропотребления региона, связанное с
вводом новых промышленных мощностей.
Отчетные характерные конфигурации суточных графиков электрической нагрузки
Калининградской энергосистемы за зимние и летние рабочие сутки представлены на
рисунке 2.3.2.2. Конфигурации приведены на московское время.
Рисунок 2.3.2.2 - Конфигурации зимних и летних суточных графиков электрической
нагрузки за рабочие сутки Калининградской энергосистемы
Отчетные суточные графики электрической нагрузки Калининградской
энергосистемы носят достаточно разуплотненный характер. В 2010 году коэффициент
плотности зимних суточных графиков электрической нагрузки рабочего дня составил 0,89.
В последующие годы коэффициент плотности практически не изменился и составил 0,9.
Коэффициент неравномерности зимнего суточного графика электрической нагрузки
рабочего дня Калининградской энергосистемы в рассматриваемый отчетный период
находился в диапазоне 0,72 – 0,76.
Летние суточные графики электрической нагрузки рабочего дня к 2013 году имели
тенденцию к уплотнению. Так в 2010 году плотность летнего графика составляла 0,86 и к
2013 году возросла до 0,88. Неравномерность летнего суточного графика электрической
нагрузки уменьшилась с 0,6 до 0,65. Летний суточный максимум нагрузки рабочего дня в
рассматриваемый отчетный период имел устойчивый дневной пик.
22
2.4 Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в
регионе
В число крупнейших потребителей электроэнергии в Калининградской области
входят предприятия пищевой, целлюлозно-бумажной промышленности, машиностроения,
транспорта и сферы услуг (табл.2.4.1).
Таблица 2.4.1 - Основные крупные потребители электроэнергии в Калининградской
области*
Отчетный период
Наименование организации
Годовой объем электропотребления,
млн.кВт.ч
2012 г.
2013 г.
2014 г.
Балтийский филиал ОАО "НИАЭП"
3,04
4,40
1,93
Государственное унитарное предприятие
"Калининградский янтарный комбинат"
5,84
6,85
6,93
9,85
16,05
17,00
Закрытое акционерное общество "Алко-Нафта"
19,23
22,28
14,69
ЗАО "Тута Строй"
ЗАО с иностранными инвестициями "Цепрусс"
МУП КХ "Водоканал"
7,98
2,32
13,94
7,96
6,09
14,36
7,66
5,06
22,67
ОАО "Балтийский комбинат"
2,96
1,34
0,88
ОАО "Калининградский вагоностроительный
завод"
10,38
9,43
9,77
ОАО "Калининградский карьер"
ОАО "Калининградский морской торговый порт"
ОАО "Калининградский тарный комбинат"
ОАО "Кварц"
12,34
8,43
11,85
6,70
13,50
10,34
5,61
6,87
17,75
8,51
10,59
5,03
ОАО "Прибалтийский судостроительный завод
"Янтарь"
44,06
46,24
45,90
ОАО "Стройдормаш"
ОАО "Система"
ОАО "Молоко"
6,42
2,09
12,28
6,59
1,84
11,47
5,29
2,39
10,04
ОАО "Российские железные дороги" (ООО
"РУСЭНЕРГОСБЫТ ")
9,09
9,16
9,57
Общество с ограниченной ответственностью
"ПромХолдинг"
2,77
2,33
4,51
Общество с ограниченной ответственностью
"Продукты питания АГРО"
24,62
27,97
25,32
Общество с ограниченной ответственностью
"Сибирский деликатес Калининград"
1,78
8,79
7,09
ОАО "Судоремонт - Запад"
7,29
9,66
7,83
Общество с ограниченной ответственностью
"Автотор-Терминал"
18,33
9,68
13,36
ООО "Вичюнай-Русь"
ООО "БалтТехПром"
ООО "Гусевский индустриальный парк"
11,96
1,97
0,61
12,95
1,95
0,69
20,47
1,50
0,50
23
Отчетный период
Наименование организации
Объекты Министерства Обороны (ОАО
"Оборонэнергосбыт")
ООО "Атлас-Маркет"
ООО "Эмбер Лэнд Компани"
ООО "Объединённые Пивоварни Хейнекен "
ООО "Европа-Центр"
ООО "Лесобалт"
ООО "Политекс"
Федеральное государственное унитарное
предприятие "Российская телевизионная и
радиовещательная сеть"
ООО "Неманский целлюлозно-бумажный
комбинат"
ООО Торгово-птицеводческая компания
балтптицепром
ЗАО "Агропродукт" (ЗАО "Содружество-Соя")
*по данным Заказчика
Годовой объем электропотребления,
млн.кВт.ч
2012 г.
2013 г.
2014 г.
224,75
117,16
27,33
0,11
26,33
0,85
4,10
13,73
8,77
7,49
3,05
14,67
0,88
3,54
14,00
9,67
5,45
4,94
10,30
0,64
3,19
13,17
10,43
2,67
10,97
9,13
12,92
2,55
2,55
8,26
16,81
17,79
17,99
26,58
91,16
131,40
24
2.5 Динамика и структура отпуска тепловой энергии в Калининградской
области в 2009-2013 гг.
Централизованное теплоснабжение потребителей в регионе осуществляется от
тепловых электростанций ОАО «Калининградская генерирующая компания»
(Калининградская ТЭЦ-1, Гусевская ТЭЦ), ОАО «ИНТЕР РАО» (Калининградская ТЭЦ-2)
и от муниципальных и ведомственных теплоисточников. Промышленные предприятия, как
правило, покрывают свою технологическую нагрузку за счет собственных котельных, а
также обеспечивают нужды коммунально-бытового сектора.
Динамика производства тепловой энергии за 2009-2013 гг. представлена в таблице
2.5.1.
Таблица 2.5.1 - Динамика отпуска тепловой энергии в системах централизованного
теплоснабжения Калининградской области в 2009- 2013гг., тыс. Гкал
Годы
Отпуск
тепла всего
2009
2010
2011
2012
2013
4494,7
4510,9
4076,0
4075,9
3932,8
в том числе:
ТЭЦ-1
ГРЭС-2
Гусевская
ТЭЦ
458,3
412,2
259,5
245,6
286,1
131,7
139,0
154,5
139,1
128,9
82,8
89,9
86,1
94,5
92,6
ТЭЦ-2
64,0
162,8
152,6
277,5
ТЭЦ МУП
«Советскте
плосети»
232,7
255,7
238,1
248,9
258,7
Котельные
3589,2
3550,1
3175,0
3195,3
2889,0
Отпуск тепла за рассматриваемый период снизился с 4,5 млн. Гкал в 2009 году до
4,0 млн. Гкал в 2013 году (на 12%). Падение отпуска тепла от теплоисточников
энергосистемы Калининградской области обусловлено как климатическими факторами,
так и снижением производственной нагрузки.
Структура отпуска тепловой энергии за рассматриваемый период несколько
изменилась: доля котельных снизилась с 80% в 2009 году до 73% в 2013 году, доля ТЭЦ
соответственно выросла с 20% до 27%.
Основную часть всех источников теплоснабжения, работающих на территории
области, составляют мелкие, маломощные источники, установленная тепловая мощность
которых не превышает 3 Гкал/ч. В общем количестве источников теплоснабжения их доля
велика, однако объем производимой ими теплоэнергии не превышает 10%. Низкая
оснащенность этих котельных контрольно-измерительными приборами и автоматикой не
позволяет организовать надлежащий приборный учет расхода топлива и объемов
вырабатываемой тепловой энергии.
Генерирующее оборудование Калининградской ТЭЦ-1 демонтировано в 80-е годы, и
электростанция работает в котельном режиме, являясь источником централизованного
теплоснабжения потребителей городского округа «Город Калининград».
В настоящий момент централизованное теплоснабжение г.Светлый осуществляется
от районной тепловой станции «Центральная». Тепловая нагрузка ГРЭС-2 была
переведена на новую РТС в сентябре 2014 года.
Гусевская ТЭЦ работает фактически только в отопительный сезон и горячее
водоснабжение города Гусева в неотопительный период не осуществляет.
В октябре 2010 года от Калининградской ТЭЦ-2 была введена в эксплуатацию новая
тепловая магистраль. Предполагалось, что это позволит заместить большую часть
теплоисточников в южной части города, однако за последующие годы отпуск тепла от
ПГУ вырос незначительно. В результате отсутствия тепловых нагрузок электростанция
25
вынуждена работать в основном в конденсационном режиме, нерационально расходуя
природный газ.
Вследствие финансовой неустойчивости целлюлозно-бумажного предприятия в
городе Советске, в 2009 году оборудование ТЭЦ ОАО «Советский ЦБЗ» было передано в
аренду муниципальному предприятию «Советсктеплосети». С 2010 года ТЭЦ начала
обеспечивать город горячей водой в неотопительный период. Ранее ТЭЦ работала для
нужд жилищно-коммунального комплекса только в отопительный сезон.
Основным потребителем тепловой энергии на территории Калининградской области
является коммунально-бытовой сектор. Структура полезного отпуска тепловой энергии по
группам потребителей за 2009- 2013 годы представлена в таблице 2.5.2.
Таблица 2.5.2 - Отпуск тепловой энергии в Калининградской области по основным
группам потребителей, тыс. Гкал
Отпущено теплоэнергии — всего
из неё
Целлюлозно-бумажная промышленность
Производство пищевых продуктов
Химическая промышленность
Строительство
Прочие виды деятельности
Коммунально-бытовое потребление
Из общего объема
потери теплоэнергии в теплосетях
2009 г.
4494,7
2010 г.
4510,9
2011 г.
4076,0
2012 г.
4075,9
2013 г.
3932,8
121,0
138,4
0,2
17,6
6,1
4211,3
92,8
102,0
0,4
21,5
7,4
4286,7
111,1
105,2
1,1
12,1
6,1
3840,3
128,1
86,4
5,0
14,1
8,3
3833,9
117,5
83,2
9,6
13,8
8,1
3700,5
292,7
433,0
385,9
390,5
510,1
Динамика отпуска тепловой энергии от источников централизованного
теплоснабжения согласно статистическим данным «Сведения о работе тепловых сетей
Калининградской области» по муниципальным образованиям за 2009-2013 года
представлена в таблице 2.5.3.
Таблица 2.5.3 – Отпуск тепловой энергии по муниципальным образованиям
Калининградской области за 2009-2013 гг., тыс. Гкал
№
п/п
Наименование муниципальных
образований
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
ГО «Город Калининград»
Багратионовский MP
Балтийский MP
Гвардейский район
Гурьевский MP
Гусевский MP
Зеленоградский район
Краснознаменский MP
Неманский MP
Нестеровский район
Озёрский район
Полесский MP
Правдинский район
Светлогорский район
в т.ч. Янтарный ГО
2009 год
2871,0
41,3
113,7
34,1
94,1
152,9
58,8
17,1
175,8
15,4
12,1
20,8
8,2
66,6
14,2
2010 год
3035,4
38,4
140,4
37,9
70,2
167,0
61,4
15,2
116,0
15,3
12,9
22,5
8,3
85,5
26,4
2011год
2651,1
33,1
153,0
33,6
56,1
163,1
66,4
13,4
79,4
13,2
12,5
18,4
7,7
106,0
53,8
2012 год
2592,8
27,8
143,7
47,7
61,1
174,4
60,2
14,5
147,0
14,6
12,2
24,1
7,7
100,1
47,5
2013 год
2491,6
29,5
128,3
34,6
61,4
179,3
56,3
13,6
139,3
16,1
11,8
21,9
6,9
94,2
43,5
26
№
п/п
Наименование муниципальных
образований
15
16
17
18
19
20
21
Славский MP
Черняховский MP
Ладушкинский ГО
Мамоновский ГО
Пионерский ГО
Светловский ГО
Советский ГО
2009 год
2010 год
17,0
152,2
6,0
4,6
32,2
222,7
378,2
13,7
157,5
5,6
4,9
33,8
235,6
233,3
2011год
10,5
147,8
4,7
4,8
33,1
247,0
221,0
2012 год
11,0
141,1
4,7
3,1
33,3
228,4
226,4
2013 год
10,7
140,9
4,7
6,3
32,8
213,3
239,2
Основная доля потребления тепловой энергии приходится на город Калининград порядка 65%. Крупнейшим производителем и поставщиком тепловой энергии г.
Калининграда является муниципальное унитарное предприятие «Калининградтеплосеть».
2.6 Перечень основных потребителей тепловой энергии в регионе
К наиболее крупным потребителям тепловой энергии в Калининградской области
относятся системы централизованного теплоснабжения городов, а также предприятия
целлюлозно-бумажной отрасли в г.Неман и г.Советск, пищевой промышленности (ООО
"Вичюнай-Русь" в г.Советск, ООО "Черняховский мясокомбинат", ОАО «БАЛКО» в
г.Светлом), объекты ОАО «РЖД».
В основном, крупные потребители теплоэнергии сконцентрированы в пределах
города Калининград. Самым крупным потребителем тепловой энергии, отпускаемой
Калининградской
ТЭЦ-1,
является
муниципальное
унитарное
предприятие
«Калининградтеплосеть».
Основными потребителями тепловой энергии Калининградской ТЭЦ-2 являются
МУП «Калининградтеплосеть» и ГКУ КО «Региональное управление заказчика
капитального строительства».
Информация по потребителям теплоэнергии МУП «Калининградтеплосеть» с
подключенной нагрузкой более 2 Гкал/ч приведена в таблице 2.6.1.
Таблица 2.6.1 - Перечень крупных потребителей тепловой энергии г.Калининград с
указанием источников покрытия тепловой нагрузки
Наименование
МУП «Баня N 1»
ОАО «Янтарный сказ»
ООО «ЛУКОЙЛ -KMH»
ОАО «Автосервис»
ФГУП ОКБ «Факел»
ФГУП ОКБ «Факел»
ФГУП ОКБ «Факел»
ОАО
«Судореммашавтоматика»
ОАО «Стройдормаш»
ООО «Рембыттехника плюс К»
ЗАО «Металлическая
упаковка»
ЗАО «Тута Строй»
ООО «Европа – центр»
Адрес
Источник
Заявленная
нагрузка,
Гкал/ч
2,035
2,049
2,709
2,28
2,423
6,50925
6,97
Комсомольская ул., 91
Маркса К. ул., 18
Киевская ул., 23
Грига ул., 54
Московский пр-т, 181
Московский пр-т, 181
Московский пр-т, 181
РТС «Красная 119»
РТС «Красная 119»
ТЭЦ-2
РТС «Восточная»
РТС «Восточная»
РТС «Восточная»
РТС «Восточная»
Гаражная ул., 2
РТС «Северная»
2,495
Судостроительная ул., 75
Багратиона ул., 49
Заводская ул., 11/лит
АБВГД - ЕМ
Ленинский пр-т, 30
Театральная ул., 30
ТЭЦ-2
РТС «Дюнная»
котельная
пос.Прибрежный
ТЭЦ-1
ТЭЦ-1
2,635
2,49
3,828
3,689
5,911
27
Наименование
Филиал «Калининградский»
ООО «ПИК-Комфорт»
ООО «Баня № 5»
МУП «Чистота»
ГАУ Калининградской области
"Дворец спорта "Янтарный"
ОАО "Ростелеком"
ФГАОУВПО "Балтийский
федеральный университет
имени Иммануила Канта"
ГБУЗ "Областная клиническая
больница Калининградской
области"
МАОУ СОШ № 38
ФГБОУ ВПО "КГТУ"
ГБУЗ Калининградской
области "Центральная
городская клиническая
больница"
ГБУЗ Калининградской
области "Городская
клиническая больница скорой
медицинской помощи"
ООО "УК РСУ 25"
МАОУ СОШ № 56
ПУ ФСБ России по
Калининградской области
ООО "Базовый Элемент
Балтики"
ООО "ГРАНДЛИДЕР"
ООО "УКБР №4"
ОАО "ДОМ-СЕРВИС"
МАОУ гимназия № 40 им.
Ю.А. Гагарина
МАОУ лицей 35 им. Буткова
В.В.
МАУ «Дворец спорта
"Юность»
МАУ «Дворец спорта
"Юность»
Филиал ОАО "Ремонтноэксплуатационное управление"
"Санкт-Петербургский"
Адрес
Источник
Заявленная
нагрузка,
Гкал/ч
Фермора В. ул., 3/ГП № 17
РТС «Горького 166»
2,427
Грига ул., 58
Мусоргского ул., 74
РТС «Восточная»
РТС «Северная»
2,23
5,324
Согласия ул., 39
РТС «Горького 166»
4,429
Ленинский пр-т, 32
ТЭЦ-1
2,437
Гайдара ул., 6
РТС «Северная»
2,573
Клиническая ул., 74
ТЭЦ-1
7,407
Зеленая ул., 18а
Советский пр-т, 1
РТС «Северная»
ТЭЦ-1
2,372
2,502
Летняя ул., З/Лит АБВГД
ТЭЦ-2
3,703
Невского А. ул., 90
Котельная ул.Невского А.,
90
2,809
РТС «Дюнная»
2,702
ТЭЦ-2
2,537
Суворова А. ул., 15
РТС «Балтийская»
2,668
Баранова Проф. ул., 40
ТЭЦ-1
2,146
Баранова Проф. ул., 30
Чаадаева ул., 13-15/19-39
Фрунзе ул., 6
ТЭЦ-1
РТС «Балтийская»
ТЭЦ-1
2,227
3,423
2,294
Маточкина Ю. ул., 4
РТС «Горького 166»
2,08
Баграмяна Маршала ул.,
34/Лит А
ТЭЦ-1
2,239
Баграмяна Маршала ул., 2
ТЭЦ-1
2,919
Баграмяна Маршала ул., 2
ТЭЦ-1
3,55
Рокоссовского ул., 20
РТС «Северная»
3,939
Карбышева Генерала наб.,
4-6
Карамзина ул., 6
28
2.7 Структура установленной электрической мощности на территории
Калининградской области
Вывод из эксплуатации устаревшего оборудования в период 2010-2014 годов
составил 27,8 МВт, в том числе: 7 МВт на Гусевской ТЭЦ и 20,8 МВт на ГРЭС-2. Вывод из
эксплуатации устаревшего оборудования на электростанциях в энергосистеме
Калининградской области в период 2010-2014 годов представлены в таблице 2.7.1.
Таблица 2.7.1 – Вывод из эксплуатации генерирующей мощности на
электростанциях энергосистемы Калининградской области в период 2010–2014 годов, МВт
Всего по энергосистеме
Калининградской области
ТЭС, всего
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
20102014 гг.
-
-
-
-
27,8
27,8
-
-
-
-
27,8
27,8
В т.ч. ГРЭС-2
20,8
20,8
Гусевская ТЭЦ
7,0
7,0
Ввод в эксплуатацию генерирующей мощности в рассматриваемый период в
энергосистеме Калининградской области составил 425 МВт (ввод второго энергоблока
ПГУ(Т)-450 МВт на Калининградской ТЭЦ-2 в 2010 году). Изменение установленной
мощности также связано с отсоединением генерирующего оборудования ТЭЦ ЗАО
«Цепрус» (ТЭЦ-9) мощностью 18 МВт и МУП «Теплоэлектроцентраль-8» мощностью
6 МВт в 2012 году.
Вводы генерирующей мощности в энергосистеме Калининградской области за
период 2010-2014 годов представлены в таблице 2.7.2.
Таблица 2.7.2 – Вводы генерирующей мощности в энергосистеме Калининградской
области за период 2010-2014 годов, МВт
Всего по энергосистеме
Калининградской области
ТЭС
В т.ч. Калининградская
ТЭЦ-2
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
20102014 гг.
425,0
-
-
-
-
425,0
425,0
-
-
-
-
425,0
425,0
-
-
-
-
425,0
Установленная
мощность
действующих
электростанций
энергосистемы
Калининградской области на 01.01.2015 составила 926,3 МВт, в том числе: ГЭС – 1,7 МВт
(0,2% от суммарной установленной мощности), ТЭС – 919,5 МВт (99,3%), ВИЭ – 5,1 МВт
(0,5%).
В таблице 2.7.3 представлена структура установленной мощности электростанций
энергосистемы Калининградской области.
29
Таблица 2.7.3 - Структура установленной мощности электростанций энергосистемы
Калининградской области в период 2010-2014 годов
Всего
ГЭС
ТЭС
ВИЭ
2010 г.
МВт
%
978,1
100,0
1,7
0,2
971,3
99,3
5,1
0,5
2011 г.
МВт
%
978,1
100,0
1,7
0,2
971,3
99,3
5,1
0,5
2012 г.
МВт
%
954,1
100,0
1,7
0,2
947,3
99,3
5,1
0,5
2013 г.
МВт
%
954,1
100,0
1,7
0,2
947,3
99,3
5,1
0,5
2014 г.
МВт
%
926,3
100,0
1,7
0,2
919,5
99,3
5,1
0,5
В структуре генерирующих мощностей в энергосистеме Калининградской области
доля электростанций АО «Интер РАО-Электрогенерация» составляет 94,4% (875 МВт),
ОАО «Янтарьэнерго» - 0,2% (1,7 МВт), ОАО «Калининградская генерирующая компания»
- 1,5% (13,6 МВт) и электростанций промышленных предприятий – 3,9% (36 МВт).
Структура
установленной
мощности
электростанций
энергосистемы
Калининградской области на 01.01.2015 по видам собственности представлена на рисунке
2.7.1
94,4%
3,9%
0,2%
1,5%
АО "Интер РАО - Электрогенерация"
ОАО "Янтарьэнерго"
ОАО "Калининградская генерирующая компания"
Электростанции промышленных предприятий
Рисунок 2.7.1 - Структура установленной мощности электростанций энергосистемы
Калининградской области на 01.01.2015 по видам собственности
30
2.8 Состав существующих электростанций и блок-станций
Наибольшую долю установленной мощности электростанций Калининградской
области (порядка 94,4%) составляет Калининградская ТЭЦ-2 с установленной мощностью
875 МВт.
Гидроэнергетика представлена тремя ГЭС: Правдинская ГЭС-3 мощностью
1,14 МВт, Озерская ГЭС – 0,5 МВт и Малая Заозерная ГЭС - 0,1 МВт.
Кроме того, в энергосистеме функционируют:
- тепловые электростанции: Гусевская ТЭЦ установленной мощностью 8,5 МВт
Данная электростанция работает только в отопительный сезон;
- ветроэлектростанция: Зеленоградская ВЭС установленной мощностью 5,1 МВт,
расположенная в поселке Куликово Зеленоградского района Калининградской области.
Также в энергосистеме функционирует электростанция промышленного
предприятия - ТЭЦ-10 МП «Советскитеплосети» установленной мощностью 36 МВт. ТЭЦ10 в основном используется для технологических нужд целлюлозно-бумажного завода, а в
отопительный сезон и для ЖКХ г. Советска.
Состав электростанций энергосистемы Калининградской области с указанием
установленной мощности, правового статуса, места расположения и используемого
топлива представлен в таблице 2.8.1.
Таблица 2.8.1 – Состав электростанций энергосистемы Калининградской области по
состоянию на 01.01.2015
Наименование
Гидроэлектростанции
Правдинская ГЭС-3
Озерская ГЭС
Малая Заозерная ГЭС*
Принадлежность и
правовой статус
Место
расположения
Установленная
мощность
(на 01.01.2015),
МВт
ОАО «Янтарьэнерго»
ОАО «Янтарьэнерго»
ОАО «Янтарьэнерго»
г. Правдинск
г. Озерск
п. Заозерье
1,1
0,5
0,1
г. Калининград
875
газ
г. Гусев
8,5
газ
нефтетопливо
г. Калининград
0,0
газ
п. Куликово
Зеленоградского
района
5,1
Тепловые электростанции генерирующих компаний
Филиал
«Калининградская ТЭЦКалининградская ТЭЦ-2
2» АО «Интер РАОЭлектрогенерация»
ОАО «Калининградская
Гусевская ТЭЦ
генерирующая
компания»
ОАО «Калининградская
Калининградская ТЭЦ-1
генерирующая
(котельная)
компания»
Возобновляющие источники энергии
ОАО «Калининградская
Зеленоградская ВЭС
генерирующая
компания»
Электростанции промышленных предприятий
ТЭЦ-10
МП «Советсктеплосети»
г. Советск
36,0
Всего
926,3
Примечание: *- в настоящее время Малая Заозерная ГЭС находится в консервации
Топливо
газ
31
В структуре топливного баланса тепловых электростанций энергосистемы
Калининградской области основным видом топлива является газ.
Структура установленной мощности ТЭС энергосистемы Калининградской области
на уровне 2014 года по типам установленного турбинного оборудования (ПСУ –
паросилового и ПГУ - парогазового) приведена в таблице 2.8.2.
Таблица 2.8.2 - Структура
Калининградской области
установленной
мощности
ТЭС
энергосистемы
Всего ТЭС
Теплофикационные
ПСУ
Теплофикационные
ПГУ
919,5 МВт
100%
44,5 МВт
4,8 %
875,0 МВт
95,2 %
Примечание: долевые значения в % приведены по отношению к суммарной установленной мощности ТЭС
Возрастная структура генерирующего оборудования электростанций энергосистемы
Калининградской области представлена в таблице 2.8.3.
Таблица 2.8.3 – Возрастная структура генерирующего оборудования энергосистемы
Калининградской области, МВт
Энергосистема
Калининградской
области
ГЭС
ТЭС
ВИЭ
%
Всего
до
1951
года
19511960
19611970
19711980
19811990
19912000
20012010
20112014
926,3
-
8,5
36
-
-
3,1
878,7
-
1,7
919,5
5,1
100
-
8,5
0,9
36
3,9
-
-
1,7
875
3,7
94,9
-
1,4
0,3
Из представленных данных видно, что доля генерирующего оборудования,
введённого до 1980 года и отработавшего 30 лет и более, составляет 44,5 МВт или 4,8% от
суммарной установленной мощности электростанций энергосистемы. Наибольшая доля
вводов генерирующих мощностей (94,9%) пришлась на 2001-2010 годы (ввод крупных
энергоблоков на Калининградской ТЭЦ-2 в 2005 году ПГУ-450 (установленной
мощностью 450 МВт) и в 2010 году ПГУ-450 (установленной мощностью 425 МВт)).
32
2.9 Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам
собственности
Производство электроэнергии на электростанциях энергосистемы Калининградской
области в период 2010-2014 годов увеличилось в 2 раза: с 3178,2 млн. кВт.ч в 2010 году до
6442,9 млн. кВт.ч в 2014 году.
В 2014 году выработка электроэнергии на электростанциях энергосистемы
Калининградской области увеличилась на 65,0 млн. кВт.ч (на ТЭС) или на 1,0% по
сравнению с 2013 годом и составила 6442,9 млн. кВт.ч; выработка на ГЭС не изменилась.
Структура выработки электроэнергии на электростанциях энергосистемы
Калининградской области представлена в таблице 2.9.1.
Таблица 2.9.1 – Структура выработки электроэнергии на электростанциях
энергосистемы Калининградской области в 2010-2014 годы
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
млн.
млн.
млн.
млн.
%
%
%
%
кВт.ч
кВт.ч
кВт.ч
кВт.ч
Всего
3178,2 100,0 6434,2 100,0 6827,1 100,0 6377,9 100,0
В т.ч. ГЭС и ВЭС
14,3
0,3
14,6
0,2
13,1
0,1
10,4
0,2
ТЭС
3163,9 99,7 6419,6 99,8 6814,0 99,9 6367,5 99,8
Примечание: значения производства электрической энергии приведены с округлением
2014 г.
млн.
%
кВт.ч
6442,9 100,0
10,6
0,2
6432,3 99,8
Структурное соотношение производства электроэнергии по типам электростанций в
энергосистеме Калининградской области в течение всего ретроспективного периода 20102014 годов оставалось стабильным и составляло 0,1-0,3% на ГЭС и 99,7-99,9% на ТЭС.
Значительное увеличение производства электроэнергии в 2011 году обусловлено
загрузкой второй ПГУ(Т)-450 на Калининградской ТЭЦ-2, введенной в эксплуатацию в
декабре 2010 года.
Основная доля производства электроэнергии приходилась на Калининградскую
ТЭЦ-2 – 96,9-98,6% от суммарного производства электроэнергии в энергосистеме
Калининградской области.
Структура выработки электроэнергии на электростанциях Калининградской области
с разбивкой по собственникам представлена в таблице 2.9.2.
Таблица 2.9.2 – Структура выработки электроэнергии на электростанциях
энергосистемы Калининградской области в 2010-2014 годы с разбивкой по собственникам
Наименование
Всего
ОАО «Янтарьэнерго»
Правдинская ГЭС-3
Озерская ГЭС
Малая Заозерная ГЭС
Филиал «Калининградская
ТЭЦ-2» АО «Интер РАОЭлектрогенерация»
Калининградская ТЭЦ-2
ОАО
«Калининградская
генерирующая компания»
ГРЭС-2
2010 г.
млн.
%
кВт.ч
Выработка электроэнергии
2011 г.
2012 г.
2013 г.
млн.
млн.
млн.
%
%
%
кВт.ч
кВт.ч
кВт.ч
2014 г.
млн.
%
кВт.ч
3178,2
10,7
9,0
1,7
-
100,0
0,4
0,3
0,1
-
6434,2
10,7
9,1
1,6
-
100,0
0,1
0,1
0,0
-
6827,1
10,0
8,3
1,7
-
100,0
0,1
0,1
0,0
-
6377,9
7,0
5,2
1,8
-
100,0
0,1
0,1
0,0
-
6442,9
8,3
7,5
0,8
-
100,0
0,13
0,12
0,01
-
3081,4
96,9
6327,9
98,4
6726,0
98,5
6282,0
98,5
6355,6
98,65
3081,4
96,9
6327,9
98,4
6726,0
98,5
6282,0
98,5
6355,6
98,65
44,1
1,4
55,3
0,9
50,8
0,8
40,4
0,6
25,2
0,39
27,2
0,9
38,3
0,6
33,7
0,5
27,9
0,4
19,2
0,29
33
Гусевская ТЭЦ
Зеленоградская ВЭС
Электростанции
промышленных
предприятий
ТЭЦ-10
МП
«Советсктеплосети»
ТЭЦ ЗАО «Цепрус» (ТЭЦ9)
МУП
«Теплоэлектроцентраль-8»
(ТЭЦ-8)
13,3
3,6
0,4
0,1
13,1
3,9
0,2
0,1
14,0
3,1
0,2
0,0
9,1
3,4
0,1
0,1
3,7
2,3
0,06
0,04
42,0
1,3
40,3
0,6
40,2
0,6
48,4
0,8
53,9
0,84
42,0
1,3
40,3
0,6
40,2
0,6
48,4
0,8
53,9
0,84
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Примечание: - долевые значения в % приведены по отношению к суммарной выработке электроэнергии
энергосистемы Калининградской области;
- значения производства электрической энергии приведены с округлением
34
2.10 Характеристика балансов электрической энергии и мощности в
Калининградской области в целом и с территориальной дифференциацией за
последние 5 лет
Собственный максимум потребления в 2010 году составил 783,8 МВт, в 2011 году –
722,7 МВт, в 2012 году – 807 МВт, в 2013 году – 799,3 МВт и в 2014 году – 842,8 МВт.
Фактический резерв мощности энергосистемы Калининградской области в 2010 году
на час прохождения собственного максимума потребления составил 7 МВт (0,9% от
максимума потребления), в 2011 году - 181 МВт (25%), в 2013 году – 0,4 МВт (0,1%). В
2012 и 2014 годах генерирующее оборудование на электростанциях Калининградской
области в резерв не выводилось. В период прохождения собственного максимума в 20102014 годы ремонты генерирующего оборудования не проводились.
Располагаемая мощность электростанций энергосистемы Калининградской области
на час прохождения собственного максимума потребления (с учетом перегруза) в
2010 году составила 484,6 МВт, в 2011 году – 903,1 МВт, в 2012 году – 930 МВт, в 2013
году – 929,9 МВт, в 2014 году – 931,6 МВт.
Разрыв между установленной и располагаемой мощностью обуславливается
недостаточной тепловой нагрузкой на тепловых электростанциях, ограниченностью
гидроресурсов, наличием конструктивных дефектов и износа оборудования, а также в
результате неиспользования мощности при вводе энергоблока после прохождения
максимума нагрузки в энергосистеме. Величина ограничений установленной мощности на
электростанциях энергосистемы Калининградской области в 2010 году составила 68 МВт
или порядка 12% от установленной мощности на час прохождения максимума и снизилась
к 2014 году до 22,5 МВт (или до 2%).
Баланс мощности энергосистемы Калининградской области в 2010 году сводился за
счет приема мощности из ЕЭС России транзитом через сети ОЭС Балтии. В покрытии
спроса на мощность доля собственных электростанций энергосистемы в 2010 году
составила 61,3%. Получение мощности (импорт) на час прохождения собственного
максимума потребления в 2010 году составило 306,2 МВт (38,7 % от спроса на мощность).
Ввод в эксплуатацию второго энергоблока ПГУ(Т)-450 (в декабре 2010 года) на
Калининградской ТЭЦ-2 снизил долю получения электроэнергии и мощности из ЕЭС
России. В результате, в 2011 году энергосистема Калининградской области на час
собственного максимума потребления практически самобалансировалась, а в другие часы
передавала в Литву избытки мощности. В 2012 году передача мощности из энергосистемы
Калининградской области в Литву составила 123 МВт (15,2 % от спроса на мощность)), в
2013 году – 130,2 МВт (16,3 %), в 2014 году – 88,8 МВт (10,5%).
Баланс мощности за отчетные 2010-2014 годы по энергосистеме Калининградской
области в целом приведен на час прохождения собственного максимума потребления
(таблица 2.10.1).
35
Таблица 2.10.1 – Баланс мощности энергосистемы Калининградской области на час
прохождения собственного максимума потребления
Показатели
I. СПРОС
Электропотребление
Число часов использования
максимума
Собственный максимум
Фактический резерв
Тоже в % от максимума
в т. ч. ремонт
ИТОГО спрос на мощность
II. ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на
конец года
Установленная мощность на час
прохождения максимума
Располагаемая мощность на час
максимума (с учетом перегруза)
в том числе: ГЭС
ТЭС
ВИЭ (ВЭС)
ИТОГО покрытие спроса
электростанциями
Калининградской энергосистемы
Дефицит (-); Избыток (+)
Получение из стран Балтии
(Литва)
Передача в страны Балтии (Литва)
Ед.
измерения
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
22.12.10
(19-00 ч)
21.02.11
(20-00 ч)
06.02.12
(12-00 ч)
22.01.13
(20-00 ч)
31,01.14
(12-00 ч)
млн. кВт.ч
4093,3
4157,1
4352,0
4412,3
4414,6
час
5222
5752
5393
5520
5238
тыс.кВт
тыс.кВт
%
тыс.кВт
тыс.кВт
783,8
7,0
0,9
790,8
722,7
181,0
25,0
903,7
807,0
807,0
799,3
0,4
0,1
799,7
842,8
842,8
тыс.кВт
978,1
978,1
954,1
954,1
926,3
тыс.кВт
553,1
978,1
978,1
954,1
954,1
тыс.кВт
484,6
903,1
930,0
929,9
931,6
тыс.кВт
тыс.кВт
тыс.кВт
1,3
483,0
0,3
1,3
901,5
0,3
1,4
928,3
0,3
1,4
928,2
0,3
1,3
930
0,3
тыс.кВт
484,6
903,1
930,0
929,9
931,6
тыс.кВт
-306,2
-0,6
123,0
130,2
88,8
тыс.кВт
306,2
0,6
-
-
-
тыс.кВт
-
-
123,0
130,2
88,8
Южный, Западный и Восточный энергорайоны энергосистемы Калининградской
области являются остродефицитными по мощности и электроэнергии. В 2010 году
дефицит мощности покрывался за счет получения мощности из ЕЭС России транзитом
через сети ОЭС Балтии. В период 2011-2014 годов дефицит покрывался из избыточного
Центрального энергорайона энергосистемы Калининградской области.
Ввод в эксплуатацию второго энергоблока ПГУ(Т)-450 в декабре 2010 года на
Калининградской ТЭЦ-2 позволил обеспечить не только спрос на мощность и
электроэнергию Центрального энергорайона, но и покрывать значительную величину
спроса дефицитных энергорайонов энергосистемы Калининградской области, а также
передавать избытки мощности в энергосистему Литвы.
Ретроспективный баланс мощности за отчетные 2010-2014 годы с территориальной
дифференциацией приведен на час прохождения собственного максимума потребления
энергосистемы Калининградской области (таблица 2.10.2).
36
Таблица 2.10.2 – Ретроспективный баланс мощности за отчетные 2010-2014 годы с
территориальной дифференциацией на час прохождения собственного максимума
потребления энергосистемы Калининградской области
Показатели
I. СПРОС
Собственный максимум
Фактический резерв
Тоже в % от максимума
в т. ч. ремонт
ИТОГО спрос на мощность
II. ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец
года
Установленная мощность на час
максимума
Располагаемая мощность на час
максимума (с учетом перегруза)
в том числе: ГЭС
ТЭС
ИТОГО покрытие спроса
Дефицит (-); Избыток (+)
I. СПРОС
Собственный максимум
Фактический резерв
Тоже в % от максимума
в т. ч. ремонт
ИТОГО спрос на мощность
II. ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец
года
Установленная мощность на час
максимума
Располагаемая мощность на час
максимума (с учетом перегруза)
в том числе: ГЭС
ТЭС
ИТОГО покрытие спроса
Дефицит (-); Избыток (+)
I. СПРОС
Собственный максимум
Фактический резерв
Тоже в % от максимума
в т. ч. ремонт
ИТОГО спрос на мощность
II. ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец
года
Ед.
измерения
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
109,0
109,0
92,0
92,0
108,0
108,0
95,0
95,0
102,0
102,0
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,0
тыс.кВт
1,1
1,1
тыс.кВт
тыс.кВт
1,1
1,1
тыс.кВт
-107,9
-90,9
Восточный энергорайон
1,1
1,1
-106,9
1,1
1,1
-93,9
1,0
1,0
-101,0
тыс.кВт
тыс.кВт
%
тыс.кВт
тыс.кВт
Южный энергорайон
тыс.кВт
тыс.кВт
%
тыс.кВт
тыс.кВт
тыс.кВт
тыс.кВт
тыс.кВт
172,0
7,0
4,1
179,0
130,0
130,0
151,0
151,0
150,0
150,0
146,0
146,0
52,0
52,0
52,0
52,0
45,0
52,0
52,0
52,0
52,0
52,0
21,5
15,5
18,5
16,5
16,4
тыс.кВт
0,5
0,5
тыс.кВт
21,0
15,0
тыс.кВт
21,5
15,5
тыс.кВт
-157,5
-114,5
Западный энергорайон
0,5
18,0
18,5
-132,5
0,5
16,0
16,5
-133,5
0,3
16,1
16,4
-129,6
тыс.кВт
тыс.кВт
%
тыс.кВт
тыс.кВт
тыс.кВт
тыс.кВт
тыс.кВт
тыс.кВт
103,0
103,0
99,0
99,0
121,0
121,0
110,0
110,0
121,0
121,0
25,9
25,9
25,9
25,9
5,1
37
Показатели
Установленная мощность на час
максимума
Располагаемая мощность на час
максимума (с учетом перегруза)
в том числе: ГЭС
ТЭС
ВЭС
ИТОГО покрытие спроса
Дефицит (-); Избыток (+)
I. СПРОС
Собственный максимум
Фактический резерв
Тоже в % от максимума
в т. ч. ремонт
ИТОГО спрос на мощность
II. ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец
года
Установленная мощность на час
максимума
Располагаемая мощность на час
максимума (с учетом перегруза)
в том числе: ГЭС
ТЭС
ИТОГО покрытие спроса
Дефицит (-); Избыток (+)
Ед.
измерения
тыс.кВт
тыс.кВт
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
25,9
25,9
25,9
25,9
25,9
12,0
11,0
9,0
10,0
11,4
9,0
0,3
9,0
-112,0
10,0
0,3
10,0
-100,0
11,1
0,3
11,4
-109,6
тыс.кВт
тыс.кВт
12,0
11,0
тыс.кВт
0,3
0,3
тыс.кВт
12,0
11,0
тыс.кВт
-91,0
-88,0
Центральный энергорайон
тыс.кВт
тыс.кВт
%
тыс.кВт
тыс.кВт
400,0
400,0
402,0
181,0
45,0
583,0
427,0
427,0
444,0
444,0
474,0
474,0
899,1
899,1
875,1
875,1
875,1
474,1
899,1
899,1
875,1
875,1
тыс.кВт
450,1
875,1
901,1
902,1
902,8
тыс.кВт
тыс.кВт
тыс.кВт
тыс.кВт
0,1
450,0
450,1
50,1
0,1
875,0
875,1
292,1
0,1
901,0
901,1
474,1
0,1
902,0
902,1
458,1
902,8
902,8
428,8
тыс.кВт
тыс.кВт
В 2010 году в энергосистеме Калининградской области собственное
электропотребление обеспечивалось с учетом получения электроэнергии, которое
составило 915,1 млн. кВт.ч или 22,4 % от электропотребления.
Производство электроэнергии на ТЭС обеспечивалось при числе часов
использования установленной мощности (принимаемой по состоянию на конец года) в
2010 году 3257 часов/год, что связано с вводом второго энергоблока ПГУ-450 на
Калининградской ТЭЦ-2.
С 2011 года энергобаланс сводился с превышением производства электроэнергии
над
собственным
потреблением.
Избыток
электроэнергии
энергосистемы
Калининградской области составил 2277,1 млн. кВт.ч (54,8% от потребности в
электроэнергии) в 2011 году, 2475,1 млн. кВт.ч (56,9%) в 2012 году, 1965,6 млн. кВт.ч
(44,5%) в 2013 году и 2028,3 млн. кВт.ч (45,9 %) в 2014 году. Годовое число часов
использования установленной мощности ТЭС составило в 2011 году 6609 часов/год, в 2012
году - 7193 часов/год, в 2013 году – 6722 часов/год и в 2014 году – 6995 часов/год.
Избыточная электроэнергия передавалась по внешним связям в энергосистему Литвы.
Баланс электроэнергии энергосистемы Калининградской области представлен в
таблице 2.10.3.
38
Таблица 2.10.3 - Баланс электроэнергии энергосистемы Калининградской области
Электропотребление
ПОТРЕБНОСТЬ
ПРОИЗВОДСТВО электроэнергии, всего
ГЭС
ТЭС
ВЭС
Дефицит (-); Избыток (+)
САЛЬДО-ПОЛУЧЕНИЕ электроэнергии
из Литвы
САЛЬДО-ПЕРЕДАЧА электроэнергии в
Литву
Единицы
измерения
млн.кВт.ч
млн.кВт.ч
2010 г.
2011 г. 2012 г.
2013 г.
2014 г.
4093,3
4093,3
4157,1
4157,1
4352,0
4352,0
4412,3
4412,3
4414,6
4414,6
млн.кВт.ч
млн.кВт.ч
млн.кВт.ч
млн.кВт.ч
млн.кВт.ч
3178,2
10,7
3163,9
3,6
-915,1
6434,2
10,7
6419,6
3,9
2277,1
6827,1
10,0
6814,0
3,1
2475,1
6377,9
7,0
6367,5
3,4
1965,6
6442,9
8,3
6432,3
2,3
2028,3
млн.кВт.ч
915,1
2277,1
2475,1
1965,6
2028,3
млн.кВт.ч
978,1
978,1
954,1
954,1
926,3
Установленная мощность - всего
МВт
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
ГЭС
МВт
971,3
971,3
947,3
947,3
919,5
ТЭС
МВт
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
ВЭС
МВт
Число часов использования
час/год
установленной мощности
3257
6609
7193
6722
6995
ТЭС
час/год
706
765
608
666
451
ВЭС
час/год
Примечание: значения электропотребления, производства электрической энергии и чисел часов
использования установленной мощности приведены с округлением
39
2.11 Топливный баланс тепловых
Калининградской области за 2009-2013 годы.
электростанций
и
котельных
Структура топливно-энергетического баланса региона характеризуется почти полной
зависимостью от поставок энергоносителей из-за пределов Калининградской области.
Стоит отметить, что работа генерирующих мощностей в зимнее время бывает ограничена
из-за регулируемых объемов поставки газа.
Природный газ является основным видом топлива для ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2. С 2009 года
полностью перешла на работу на газе ТЭЦ ОАО «Советский ЦБЗ». В 2010 и 2011 годах
осуществлены мероприятия по переводу на газовое топливо Гусевской ТЭЦ. Разработан
проект по переводу на сжигание природного газа Светловской ГРЭС-2 (в 2013 году
станция работала на топочном мазуте).
Всего на тепловых электростанциях Калининградской области в 2013 году
израсходовано 1700,8 тыс. т у.т. газа. Основная доля этого объема приходится на ТЭЦ-2 –
92%.
Расход и структура органического топлива ТЭС энергосистемы за 2009-2013 гг.
приведены в таблице 2.11.1.
Таблица 2.11.1 –Расход органического топлива ТЭС Калининградской области в
2009- 2013гг., т у.т.
Электростанция
Калининградская ТЭЦ-2
Светловская ГРЭС-2
Калининградская ТЭЦ-1
Гусевская ТЭЦ
ТЭЦ МУП «Советсктеплосети»
Годы
2009
2010
2011
2012
2013
2009
2010
2011
2012
2013
2009
2010
2011
2012
2013
2009
2010
2011
2012
2013
2009
2010
2011
2012
2013
Расход топлива
всего
640199
769634
1597144
1687625
1569021
28526
29603
32187
29558
27730
74077
64729
42540
43918
49657
19753
21361
19909
21100
19686
58060
58313
55285
55198
60936
в том числе:
Газ
Нефтетопливо
640199
769634
1597144
1687625
1569021
28526
29603
32187
29558
27730
74072
5
64701
28
42534
6
43908
10
49646
11
19753
21361
6597
13313
20922
178
19686
58060
58313
55285
55198
60936
Резкое увеличение расхода топлива на Калининградской ТЭЦ-2 вызвано вводом
второго блока ПГУ-450 в 2010 году.
40
Данные о расходе топлива на выработку электроэнергии и отпуск тепла от тепловых
электростанций за 2013 год представлены в таблице 2.11.2.
Таблица 2.11.2 - Структура расхода топлива на ТЭС Калининградской области в
2013 году
Расход топлива
всего, тыс. т у.т.
Электростанция
Калининградская ТЭЦ-2
Светловская ГРЭС-2
Калининградская ТЭЦ-1
Гусевская ТЭЦ
ТЭЦ МУП «Советсктеплосети»
1569,0
27,7
49,7
19,7
60,9
в т.ч. на
электроэнергию
тыс.
%
т у.т.
1537,8
98
8,0
29
0,0
0
3,9
20
10,4
17
на теплоэнергию
тыс.
т у.т.
31,2
19,8
49,7
15,8
50,6
%
2
71
100
80
83
Основная доля потребленного электростанциями топлива в сложившихся условиях
функционирования электроэнергетического комплекса Калининградской области
приходится на выработку электроэнергии.
Данные по расходу топлива на котельных Калининградской области за 2013 год
представлены в таблице 2.11.3.
Таблица 2.11.3 – Расход органического топлива на котельных Калининградской
области в 2013 году
Всего
в том числе:
газ
уголь
нефтетопливо
прочее
топливо
Расход условного
топлива, тыс. т у.т.
516,8
331,4
105,0
76,1
4,3
Структура расхода
топлива, %
100,0
64,1
20,3
14,7
0,8
В объёме органического топлива, используемого на котельных региона, преобладает
газ – 68%. Доля угольного топлива составляет 18%, нефтетоплива – 13%, прочих видов –
1% (торф, древесина и др.)
41
3 Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на
территории Калининградской области
Целью настоящего раздела является анализ существующего состояния
электрической сети 60 кВ и выше энергосистемы Калининградской области, включающей
сводную информацию о существующих ЛЭП подстанциях, класс напряжения которых
равен или превышает 60 кВ с указанием «узких мест» и межсистемных связей.
3.1 Характеристика электрических сетей напряжением 60 кВ и выше
энергосистемы Калининградской области.
Калининградская энергосистема не имеет общих границ с остальной территорией
России и энергетически зависит от соседних государств. Дефицит мощности
Калининградской энергосистемы покрывается от электростанций России из ОЭС СевероЗапада через сети стран Балтии, ОЭС Центра через сети Белоруссии и далее через сети
стран Балтии.
В настоящее время на территории Калининградской области находится в
эксплуатации более двух тысяч километров воздушных линий напряжением 60 - 330 кВ. В
энергосистеме Калининградской области действуют электрические сети напряжением 330110-60-15-10-6 кВ.
Основным эксплуатантом электросетевого хозяйства напряжением 110-330 кВ
Калининградской области является ОАО «Янтарьэнерго».
Электрические сети напряжением 330 кВ являются системообразующими и
обеспечивают связь с энергосистемами соседних стран и ОЭС Северо-Запада России. В
настоящее время на территории Калининградской области действуют 3 ПС 330 кВ – О-1
Центральная, Северная 330, Советск-330.
Электрические сети напряжением 110 кВ имеют системообразующие функции и
используются для выдачи мощности электростанций, питания крупных нагрузочных узлов
и отдельных потребителей.
Сеть 60 кВ функционирует только в западной части области и выполняет как
системообразующие, так и распределительные функции. На территории региона
действуют 4 подстанции 60 кВ и две воздушные линии электропередачи напряжением 60
кВ протяженностью  85 км (в габаритах 110 кВ). Трансформаторное оборудование
большинства подстанций 60 кВ эксплуатируется более 25 лет.
Cети напряжения 60-110 кВ энергосистемы Калининградской области выполнены
преимущественно по кольцевой схеме. Большинство подстанции 110 кВ имеют
двухстороннее питание по сетям высокого напряжения, а также резервирование по сетям
низкого напряжения.
На территории региона по данным службы по государственному регулированию цен
и тарифов присутствуют следующие электросетевые организации, имеющие на своем
балансе электросетевые объекты:
1. ГУП «Калининградский янтарный комбинат»
2. ООО «Балтстройиндустрия»
3. ЗАО «Калининградрыба»
4. ЗАО «Стройкомплект»
5. МУП «МКХ п. Колосовка»
6. МУП «Теплоэлектроцентраль-8»
7. ОАО «Балтийский комбинат»
8. ОАО «Калининградгеофизика»
9. ОАО «Кварц»
42
10. ОАО «Прибалтийский судостроительный завод «Янтарь»
11. ОАО «Региональная энергетическая компания»
12. ОАО «РЖД» (Октябрьская дирекция по энергообеспечению-СП
«Трансэнерго» -филиала ОАО «РЖД»)
13. ООО «Вальдау»
14. ООО «Западная энергетическая компания»
15. ООО «КПД-Калининград»
16. ООО « Макро-Макс»
17. ООО «Энергосеть»
18. ФГУП «Калининградский морской рыбный порт»
19. Филиал ООО «Газпром комплектация » в г. Калининграде
20. МКП «Калининград - Гор Транс»
21. Филиал «Калининградский» ОАО «Оборонэнерго»
22. ООО «Мегаполис»
23. ЗАО «Агропродукт»
24. ООО «Энерго Групп-Регион
25. ОАО «Янтарьэнерго»
26. ООО «Агроимпульс»
27. ЗАО «РК Кэмонт-Балтия»
В Калининградской области расположено более 60 подстанций 110 кВ. Балансовая
принадлежность подстанций региона приведена в таблице 3.1.1. На текущий момент около
40% подстанций ОАО «Янтарьэнерго» эксплуатируются с трансформаторами,
установленными 40 и более лет назад. Средний срок эксплуатации трансформаторного
оборудования других собственников не превышает 15 лет.
Зоной, дефицитной по наличию свободных трансформаторных мощностей, является
западная часть энергосистемы, включая г.Калининград. С целью надежного
электроснабжения, а так же обеспечения недискриминационного доступа к услугам по
передаче электроэнергии рекомендуется проведение реконструкции закрытых центров
питания с увеличением трансформаторных мощностей, а так же строительство новых
подстанций.
Таблица 3.1.1 – Сводные данные по подстанциям 330-60 кВ с указанием балансовой
принадлежности
№ п/п
1
2
3
Наименование ПС, место
расположения
Установленная
мощность, МВА
Напряжением 330 кВ
О-1 Центральная 330/110/15 кВ,
2х200
Гурьевский муниципальный район
Северная 330, Гурьевский
2х200
муниципальный район
Советск-330, г. Советск
ВСЕГО
2х200
Балансовая принадлежность
ОАО «Янтарьэнерго»
ОАО «Янтарьэнерго»
ОАО «ФСК ЕЭС»
1200
Напряжением 110 кВ
2х25
1
О-2 Янтарь, г. Калининград
ОАО «Янтарьэнерго»
2
О-3 Знаменск, г. Знаменск
2х10
ОАО «Янтарьэнерго»
3
О-4 Черняховск, г. Черняховск
Гусевское шоссе – 34
2х25
ОАО «Янтарьэнерго»
4
О-5 Советск, г. Советск
2х25
ОАО «Янтарьэнерго»
5
О-6 Неман, г. Неман
1х25 + 1х16
ОАО «Янтарьэнерго»
43
№ п/п
Наименование ПС, место
расположения
Установленная
мощность, МВА
Балансовая принадлежность
6
О-9 Светлогорск, г. Светлогорск
2x25
ОАО «Янтарьэнерго»
7
О-10 Зеленоградская, г.
Зеленоградск
1х16 + 1х25
ОАО «Янтарьэнерго»
2х25 + 1х40
ОАО «Янтарьэнерго»
2х40
ОАО «Янтарьэнерго»
8
9
О-11 Ленинградская, г.
Калининград, ул. Горького
О-12 Южная, г. Калининград ул.
Аллея Смелых
10
О-13 Енино, пос. Енино
2х10
ОАО «Янтарьэнерго»
11
О-14 Мамоново, г. Мамоново
2х10
ОАО «Янтарьэнерго»
12
О-15 Нестеров, г. Нестеров
1х16 + 1х10
ОАО «Янтарьэнерго»
13
О-16 Лужки, пос. Лужки
2х6,3
ОАО «Янтарьэнерго»
14
О-17 Рыбный порт, г.
Калининград, ул. Портовая
2х16
ОАО «Янтарьэнерго»
15
О-18 Озерки, пос. Озерки
2х6,3
ОАО «Янтарьэнерго»
16
О-19 Полесск, г. Полесск
2х10
ОАО «Янтарьэнерго»
17
О-20 Озёрск, г. Озерск
2х10
ОАО «Янтарьэнерго»
18
О-21 Красный Октябрь п.
Красный Октябрь Черняховского
муниципального района
1х6,3
ОАО «Янтарьэнерго»
2х6,3
ОАО «Янтарьэнерго»
1х6,3
ОАО «Янтарьэнерго»
2х25
ОАО «Янтарьэнерго»
2х6,3
ОАО «Янтарьэнерго»
2х25
ОАО «Янтарьэнерго»
2х10
ОАО «Янтарьэнерго»
2х16
Калининградская железная дорога –
филиал ОАО «РЖД»
2х63
ОАО «Янтарьэнерго»
2х10
ОАО «Янтарьэнерго»
2х16
ОАО «Янтарьэнерго»
2х6,3
ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть»
2х10
ОАО «Янтарьэнерго»
1х16 + 1х25
ОАО «Янтарьэнерго»
1х10 + 1х6,3
ОАО «Янтарьэнерго»
2х10
ОАО «Янтарьэнерго»
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
О-22 Краснознаменск, г.
Краснознаменск
О-23 Охотное, пос. Охотное
Славского муниципального
района
О-24 Гурьевск, г. Гурьевск
О-25 Вишнёвка, пос. Вишневка
Славского муниципального
района
О-26 Лесная, п. Десантное
Славского муниципального
района
О-27 Муромская п. Муромское
Зеленоградского района
О-29 Чкаловск, пос. Чкаловск
О-30 Московская, г. Калининград,
Московский пр-т
О-31 Багратионовск, г.
Багратионовск
О-32 Черняховск-2, г. Черняховск,
ул. Школьная
О-33 Красноборская, Гвардейский
ГО
О-34 Правдинск, г. Правдинск
О-35 Космодемьянская п. им. А.
Космодемьянского г. Калининград
О-37 Лунино, пос. Лунино
Неманского муниципального
района
О-38 Добровольск, пос.
Добровольск Краснознаменского
44
№ п/п
34
35
36
Наименование ПС, место
расположения
муниципального района
О-39 Ладушкин, г. Ладушкин
О-40 Чистые Пруды, п. Чистые
пруды Нестеровского района
О-41 Железнодорожная, п.
Железнодорожный Правдинского
района
Установленная
мощность, МВА
Балансовая принадлежность
2х10
ОАО «Янтарьэнерго»
2х6,3
ОАО «Янтарьэнерго»
2х6,3
ОАО «Янтарьэнерго»
37
О-42 Северная 110,
г. Калининград, ул. А. Невского
2х40
ОАО «Янтарьэнерго»
38
О-43 Ушаковская, Гурьевский
муниципальный район
2х6,3
ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть»
2х25
ОАО «Региональная энергетическая
компания»
2х25
ООО «БалтТехПром»
39
40
О-44 Промышленная, г.
Калининград
О-45 Жуковская, выезд с п. им. А.
Космодемьянского в сторону г.
Светлый
41
О-46 Славск, г. Славск
2х6,3
ОАО «Янтарьэнерго»
42
О-47 Борисово, пос. Борисово
2х25
ОАО «Янтарьэнерго»
43
О-48 Молокозаводская,
г. Калининград, ул. Камская
2х16
ОАО «Янтарьэнерго»
44
О-49 Люблино, пос. Люблино
Светлогорского района
2х10
ОАО «Янтарьэнерго»
45
О-50 Междуречье, пос.
Междуречье Черняховского
муниципального района
2х6,3
ОАО «Янтарьэнерго»
О-51 Гвардейская, г. Гвардейск
О-53 Правобережная,
г. Калининград
2х16
ОАО «Янтарьэнерго»
2х63
ОАО «Янтарьэнерго»
48
О-54 Гусев, г. Гусев
2х25
ОАО «Янтарьэнерго»
49
О-52 Светлый, г. Светлый
2х60 + 1х16+
+1х25 + 2х7,5
ОАО «Янтарьэнерго»
46
47
50
51
52
О-59 Прибрежная, п. Прибрежный
г. Калининград
О-60 Лесобалт, г. Калининград
О-61 Ижевская, п. Ижевское
Светловского городского округа
1х10
1х10
2х25
ООО «Западная энергетическая
компания»
ООО «Лесобалт»
ООО «Западная энергетическая
компания»
ООО «Западная энергетическая
компания»
53
О-62 Пионерская г. Пионерский
2х16
54
О-63 Университетская, г.
Калининград
2х16
ООО «Вальдау»
55
О-64 Васильково, пос. Васильково
Гурьевского муниципального
района
2х16
ООО «Макро-Макс»
56
О-65 Невская
2х16
57
О-66 Советск -2, г. Советск
2х16
ОАО «Региональная энергетическая
компания»
ОАО «Региональная энергетическая
компания»
45
№ п/п
Наименование ПС, место
расположения
Установленная
мощность, МВА
Балансовая принадлежность
58
ПС О-67 Родники, пос. Родники
Гурьевского муниципального
района
2х16
ОАО «Региональная энергетическая
компания»
59
ПС О-68 Соя, Светловский
городской округ
2х25
ЗАО "Содружество-СОЯ"
60
О-69 Дунаевка, пос. Дунаевка
Зеленоградского муниципального
района
2х6,3
Филиал Калининградский ОАО
«Оборонэнерго»
61
О-70 ТЭЦ-2, г. Калининград
2х10
ООО «Западная энергетическая
компания»
62
О-1 Центральная 330/110/15 кВ*
2х16
ОАО «Янтарьэнерго»
63
О-55 Восточная-1
2x40
ООО «Мегаполис»
ВСЕГО
2324,8
Напряжением 60 кВ
1
О-7 Приморск, пос. Приморск
Балтийского муниципального
района
2х10
ОАО «Янтарьэнерго»
2
О-8 Янтарное, п. Янтарное
2х10 + 1х60
ОАО «Янтарьэнерго»
3
О-28 Карьер, п. Янтарное
2х10
4
О-36 Балтийск, г. Балтийск
2х25
ВСЕГО
170
ФГУП «Калининградский янтарный
комбинат»
Филиал Калининградский ОАО
«Оборонэнерго»
46
3.2 Перечень узких мест Калининградской энергосистемы
Предварительный анализ Калининградской энергосистемы выявил следующий
перечень «узких мест»:
 связь энергосистемы Калининградской области с ЕЭС России осуществляется
через энергосистемы прибалтийских государств;
 единственный крупный генерирующий источник в региональной энергосистеме
– Калининградская ТЭЦ-2;
 недостаточная пропускная способность сети 110 кВ, шунтирующей ЛЭП 330 кВ,
ограничивающая выдачу мощности Калининградской ТЭЦ-2 при работе двумя
энергоблоками (в ремонтных схемах сети 330 кВ);
 зависимость самой крупной электростанции региона от внешних поставок газа;
 большой физический износ трансформаторного оборудования 60 кВ;
 потери электроэнергии при её передаче через сеть 60 кВ, связанные с
дополнительной ступенью трансформации;
 наличие ряда однотрансформаторных подстанций, а также ПС, величина
установленной трансформаторной мощности которых при условии N-1 исчерпана или
близка к исчерпанию;
 высокая
степень
износа
оборудования,
требующего
комплексной
реконструкции;
 связь энергосистемы Калининградской области с ЕЭС России по сетям 330 кВ
через энергосистемы прибалтийских государств сконцентрирована в одной точке – ПС 330
кВ Советск-330.
 высокая степень износа сетей напряжением 0,23 кВ и кабельных сетей 6 кВ,
введённых в эксплуатацию до 1945 года в г. Калининграде
47
3.3 Существующие
энергосистемы
внешние
электрические
связи
Калининградской
Калининградская область, отделена от основной территории России территориями
соседних стран, имеет непосредственные границы с Польшей и Литвой. Энергосистема
Польши, которая входит в состав Европейского электроэнергетического объединения
ENTSO-E. А так же с Литвой интеграция электросетевого хозяйства, которой в
объединение ENTSO-E на данный момент не завершено.
В целях интеграции энергосистемы Литвы в энергозону Евросоюза намечается:
- сооружение двух ВЛ 330 кВ Круонио ГАЭС – Алитус к 2020 году;
- строительство двухцепной ВЛ 400 кВ Алитус – Елк (Польша) со вставкой
постоянного тока (ВПТ) Алитус пропускной способностью до 1000 МВт: на первом этапе
предусматривается одна цепь в 2015 году с вставкой пропускной способностью 500 МВт ,
на втором этапе – вторая цепь в 2020 году с выходом вставки на проектную мощность;
- строительство к 2016 году кабельно-воздушной линии постоянного тока Литва –
Швеция пропускной способностью 700 МВт (из района Клайпеды).
Литовская энергосистема соединена с Калининградской энергосистемой по ВЛ
330 кВ: Круонио ГАЭС-Советск-330 и двум ВЛ Битенай – Советск-330, а также по трём
ВЛ 110 кВ. По информации ОАО «СО ЕЭС» максимально допустимый переток мощности
в Калининградскую энергосистему в нормальной схеме составляет 680 МВт, а в
направлении Литвы 600 МВт.
В будущем взаимодействие с объединением ENTSO-E может рассматриваться как с
точки зрения участия Калининградской энергосистемы в оптовом общеевропейском
рынке, так и экспорта электроэнергии в европейские страны при условии ее
конкурентоспособности.
Действующие межсистемные связи энергосистемы Калининградской области с
Польшей отсутствуют.
Карта-схема существующих внешних электрических связей приведена на рис. 3.3.1.
48
Рисунок 3.3.1 – Карта-схема существующих электрических связей энергосистемы Калининградской области
49
3.4 Анализ
организаций.
выполнения
инвестиционных
программ
электросетевых
В настоящее время на территории Калининградской области находится в
эксплуатации более двух тысяч километров воздушных линий напряжением 60 - 330 кВ
при этом основным владельцем электросетевого хозяйства напряжением 110-330 кВ
Калининградской области является ОАО «Янтарьэнерго».
В соответствии с приказом Минэнерго России № 645 от 25.09.2014 года были
внесены изменения в Инвестиционную программу ОАО «Янтарьэнерго» на 2013-2018
годы (утверждена приказом Минэнерго России № 300 от 14.06.2013 года), в части
основных характеристик инвестиционной программы ОАО «Янтарьэнерго» за 2014 год.
В соответствии с планом инвестиционная программа включает в себя следующие
мероприятия:
 важнейшие проекты, состоящие из технического перевооружения, реконструкции
и нового строительства объектов 35-330 кВ;
 программы особой важности, а именно федеральные программы, Чемпионат мира
по футболу, объекты жилищного строительства (Госстрой) и т.д.;
 программы;
 технологическое присоединение;
 распределительные сети и прочие объекты;
 автоматизация технологического управления (кроме АСКУЭ);
 средства учета и контроля электроэнергии;
 программы по обеспечению безопасности;
 приобретение электросетевых активов, земельных участков и прочих объектов;
 прочие программы и мероприятия.
Объем финансирования запланированный на 2014 год в соответствии с
инвестиционной программой составил 1603,352 млн. руб. с НДС, в том числе:
 тех. перевооружение и реконструкция (ТПиР) – 306,855 млн. руб.;
 новое строительство – 468,760 млн. руб.
Запланированное инвестирование по пунктам инвестиционной программы
составляет:
 важнейшие проекты – 103,193 млн. руб.;
 программы особой важности, а именно федеральные программы, Чемпионат мира
по футболу, объекты жилищного строительства (Госстрой) и т.д. – 133, 41 млн. руб., в том
числе объекты Чемпионата Мира ФИФА по футболу 2018 г. – 97,04 млн. руб.;
 программы – 38,95 млн. руб.;
 технологическое присоединение – 380,92 млн. руб.;
 распределительные сети и прочие объекты – 5,7 млн. руб.;
 автоматизация технологического управления (кроме АСКУЭ) – 59,73 млн. руб.;
 средства учета и контроля электроэнергии – 47,04 млн. руб.;
 программы по обеспечению безопасности – 16,21млн. руб.;
 приобретение электросетевых активов, земельных участков и прочих объектов –
770,82 млн. руб., в том числе консолидация электросетевых активов имущественного
комплекса ОАО «ФСК ЕЭС» - 767,6 млн. руб.;
 прочие программы и мероприятия – 47,37млн. руб.
50
В соответствии с прогнозом ввода/вывода объектов предполагалось ввести на баланс
сетевой организации основные средства в объеме 177, 4 км и 464,0 МВА. К выводу
предполагалось 20 МВА.
Фактический освоенный объем финансирования за 2014 год в рамках выполнения
инвестиционной программы ОАО «Янтарьэнерго» составил 863,177 млн. руб., то есть был
сокращен на 46%.
Одним из наиболее затратных пунктов инвестиционной программы является
приобретение электросетевых активов, земельных участков и прочих объектов, однако
основное мероприятие данного пункта - консолидация электросетевых активов
имущественного комплекса ОАО «ФСК ЕЭС», запланированное на 4 квартал 2014 года
выполнено не было. Что повлекло снижение инвестиций по программы в целом, а так же
отказ от ввода на баланс основных средств в объеме 400 МВА и 124,8 км.
Запланированное финансирование по новому строительству фактически по итогам
2014 года сократилось на 42,035 млн. руб. – на 9% от запланированных объемов
финансирования нового строительства. Одной из основных причин (18,018 млн. руб.)
снижения объемов финансирования нового строительства является уточнение стоимости
проектов по результатам закупочных процедур. Фактические инвестиции на техническое
перевооружение и реконструкцию объектов по отношению к плану выросли на 63,06 млн.
руб., что составляет 17% от запланированных инвестиций на данные мероприятия.
В рамках пункта инвестиционной программы «важнейшие проекты» факт объема
финансирования мероприятий по ТПиР превысил план на 39,084 млн. руб. (на 53% от
запланированной величины). Причина увеличения финансирования связана с
реконструкцией ВЛ 110 кВ, не запланированной инвестиционной программой, а так же с
увеличением стоимости расширения ПС 110/15 кВ «Борисово» по причине увеличения
сроков выполнения работ по договору подряда. План ввода/вывода объектов по данному
пункту выполнен полностью (выведено 10 МВА, введено 25МВА). Освоение
финансирования по новому строительству в рамках пункта «Важнейшие проекты»
сокращено на 66% (отклонение составляет 19,701 млн. руб.) относительно
запланированных инвестиций, которые составляли 30,029 млн. руб. Данное отклонение
вызвано приостановкой работ по строительству ПС 110/15 кВ «Приморск» из-за отсутсвия
оплаты по договору технологического присоединения и отказом (в 2014 году) от ввода в
эксплуатацию ВЛ 110 кВ ПС 330 кВ Северная – 330/110 кВ – ПС 110/15 кВ «Пионерская»,
из-за длительных сроков оформления имущественных прав на аренду земельных участков
с их собственниками. Невыполнение данного мероприятия привело к отсутствию
запланированного ввода 4,55 км ВЛ. Таким образом, суммарный объём финансирования по
важнейшим проектам вырос на 19% относительно плана и составил 122,576 млн. руб.
(отклонение составляет 19,383 млн. руб.).
В рамках пункта «программы особой важности (федеральные программы,
Чемпионат мира по футболу, объекты жилищного строительства (Госстрой) и т.д.)»
инвестиционной программы по объектам чемпионата мира ФИФА по футболу 2018 г.
объем фактического финансирования был снижен на 50% относительно плана. Данное
снижение вызвано переносом финансирования по части проектов на следующие года, из-за
длительного согласования технических решений, а так же уменьшением затрат на
строительство ПС 110/15/10 кВ «Храброво» с заходами ВЛ 110 кВ в 2014 году по
результатам закупочных процедур, снижение финансирования по данной причине
составило 18,018 млн. руб. Запланированное на 2014 год финансирование мероприятий по
повышению надежности функционирования энергосистемы Калининградской области не
проводилось. Таким образом, суммарно по рассматриваемому пункту инвестиционной
51
программы фактический объем финансирования сократился на 63% относительно плана и
составил 48,872 млн. руб. (отклонение 84,541 млн. руб.)
Объем финансирования мероприятий по пункту инвестиционной программы
«Программы» запланированный на 2014 год, по факту составил 44,089 млн. руб., рост
относительно плана на 13%. Увеличение финансирования в основном вызвано погашением
кредиторских задолженностей и увеличением сроков выполнения работ подрядными
организациями из-за невозможности привлечения в 2013 году инвестиционного кредита.
Основной причиной послужило изменение экономической обстановки в стране:
замораживание темпа роста тарифа на услуги по передаче электрической энергии для
конечных потребителей при условии продления действующего тарифа до 1 июля 2015 года
и установления тарифа на последующие годы на уровне инфляции предыдущего года. С
учетом этого фактора часть
развернутых работ, не обеспеченных источником
финансирования, ОАО «Янтарьэнерго» было вынуждено приостановить, заключить
доп.соглашения по заключенным договорам подряда на продление сроков выполнения и
оплаты, и провести мероприятия по смещению вправо сроков начала работ. План
ввода/вывода основных средств по данному пункту выполнен на 100 % (введено 16 МВА,
выведено 10 МВА).
По пункту «технологическое присоединение» суммарный объем финансирования
вырос на 98,249 млн. руб. относительно запланированного и составил 479,171 млн. руб.
(отклонение на 26%). В том числе:
 объекты технологического присоединения мощностью
свыше 670 кВт –
снижение финансирования на 8,032 млн. руб. относительно плана, за счет длительного
согласования технических решений по новому строительству;
 объекты технологического присоединения мощностью от 150 до 670 кВт –
снижение финансирования на 40,058 млн. руб., за счет объектов нового строительства;
 объекты технологического присоединения мощностью от 15 до 150 кВт –
снижение объемов финансирования на 28,276 млн. руб., за счет нового строительства;
 объекты технологического присоединения мощностью до 15 кВт – увеличение
объемов финансирования на 170, 411 млн. рублей за счет ТПиР и нового строительства;
 генерация – увеличение объемов финансирования на 4,204 млн. руб. за счет
оплаты кредиторской задолженности по проекту схемы выдачи мощности двух мобильных
ГТЭС в г. Калининград.
В виду отсутствия в основных характеристиках инвестиционной программы
ОАО «Янтарьэнерго» на 2014 год конкретных мероприятий по технологическому
присоединению, оценить причины отклонения фактичекских объёмов финансирования от
запланированных не представляется возможным.
В таблице 3.4.1 представлены данные о плановых и фактических вводах/выводах
основных средств ОАО «Янтарьэнерго» за 2014 год по объектам технологического
присоединения.
52
Таблица 3.4.1 – Данные о вводах/выводах основных средств по объектам
технологического присоединения.
№
пп
1
2
3
4
5
Наименование
Технологическое
присоединение
в том числе:
Объекты технологического
присоединения мощностью
свыше 670 кВт, из них
ТПиР
НС
Объекты технологического
присоединения мощностью
от 150 до 670 кВт, из них:
ТПиР
НС
Объекты технологического
присоединения мощностью
от 15 до 150 кВт, из них:
ТПиР
НС
Объекты технологического
присоединения мощностью
до 15 кВт, из них:
ТПиР
НС
генерация
Вывод мощностей
план
факт
МВА
км
МВА
км
Ввод мощностей
план
факт
МВА
км
МВА
км
-
-
-
-
22,785
44,472
41,191
134,516
-
-
-
-
4
4,357
1,26
2,385
-
-
-
-
4
4,357
1,26
0,07
2,315
-
-
-
-
6,924
18,623
19,17
12,101
-
-
-
-
0,4
6,524
0,285
18,338
3,09
16,08
1,175
10,926
-
-
-
-
6,831
13,606
11,82
15,154
-
-
-
-
1,99
4,841
13,606
6,84
4,98
1,566
13,588
-
-
-
-
5,03
7,886
8,941
104,506
-
-
-
-
0,25
4,78
--
1,988
5,898
-
0,25
8,691
-
11,514
92,991
0,37
Из таблицы 3.4.1 следует, что по объектам технологического присоединения
фактический ввод основных средств для силового оборудования превысил
запланированный на 81%. Для ВЛ прирост фактических вводов, относительно
запланированных составляет 202,5%.
По пункту инвестиционной программы «распределительные сети» суммарный
объем финансирования снизился относительно планового на 7% и составил 5,319 млн. руб.
Фактически было введено на баланс 3,155 км линий, при запланированном вводе 1,810 км.
Выведено было 20,584 км, при плане в 0,610 км.
Планируемые объемы ввода мощностей не были достигнуты по объектам
технологического присоединения мощностью свыше 670 кВт, по которым планировалось
ввести 4 МВА и 4,357 км, а фактически было введено 1,26 МВА и 2,385 км.
Ввод участка ЛЭП от ПС «Северная» до ПС «Пионерская» протяженностью 4,5
км, строительство которого закончено в 2013 году, из-за длительных сроков по
оформлению имущественных отношений с собственниками земельных участков перенесен
на 1 кв. 2015 г.
В виду отзыва заявок потребителей на технологическое присоединение не
построены ПС 110 кВ «Новая» и ПС110 кВ « Гусев-2, а на ПС 60/15/6 «Янтарный» не
проведена реконструкция и техническое перевооружение. Особое внимание в 2014 году
было уделено технологическому присоединению льготных категорий заявителей до 15
кВт, поэтому существенно превышен план по объектам технологического присоединения
для этой категорий заявителей.
53
Таким образом, план ввода/вывода мощностей ОАО «Янтарьэнерго» в отношении
нового строительства и ТПиР перевыполнен. В рамках ТПиР планировалось ввести
основных средств по силовому оборудованию – 43,640 МВА, по факту было введено
51,180 МВА (прирост составляет 17,3%). По ВЛ планировалось ввести 4,083 км, было
введено 17,480 (прирост составляет 328%). В рамках нового строительства планировалось
к вводу основных средств по силовому оборудованию 20,145 МВА, введено 31,011 МВА
(прирост 54%). По ВЛ к вводу планировалось 46,749 км, введено 120,19 км (прирост 157,1
%).
В таблице 3.4.2 представлены данные о причинах снижения/роста затрат на
реализацию инвестиционной программы, а также отклонения в объемах финансирования.
№
пп
1
2
2.1
2.2
Таблица 3.4.2 - – Данные о проектах инвестиционной программы ОАО «Янтарьэнерго»
Отклонения,
Наименование
Причины отклонения
%
19
Важнейшие объекты
ТПиР объектов 35-330 кВ
53
ПС 110 кВ (ВН)
Увеличение сроков выполнение по договору
42
подряда (из-за невозможности привлечения
кредита в 2013г.)
Новое
строительство
- 66
объектов 35-330 кВ
Вл 110 кВ
Длительные
сроки
оформления
-26
имущественных
прав
собственниками
земельных участков
ПС кВ (ВН)
Отзыв
заявок
потребителей
на
-66
технологическое присоединение
Уточнения стоимости по результатам
Программы
особой
-63
закупочных процедур – 21%
важности
Уточнения стоимости по результатам
Объекты ЧМ ФИФА 2018
-50
закупочных процедур -38%
ТПиР объектов 35-330 кВ
Уменьшение сроков выполнения работ
9
подрядчиком
ВЛ 110 кВ
Уменьшение сроков выполнения работ
9
подрядчиком
Новое
строительство
Уточнения стоимости по результатам
-68
объектов 35-330 кВ
закупочных процедур – 35%
ПС 110 кВ (ВН)
Уточнения стоимости по результатам
закупочных процедур – 57%; длительное
-68
согласование технических решений СО,
устранение замечаний к ПДС
Мероприятия
по
повышению
надежности
-100
функционирования
энергосистемы
Калининградской области
ТПиР объектов 35-330 кВ
-100
КЛ до 1 кВ (НН)
Перенос сроков проведения торгов ввиду
-100
отсутствия заявок от участников закупочных
процедур
ПС 110 кВ (ВН)
Длительное
согласование
технических
-100
решений
Новое
строительство
-100
54
№
пп
3
4
Наименование
объектов 35-330 кВ
ПС 110 кВ (ВН)
Отклонения,
%
-100
Программы
ТПиР объектов 35-330 кВ
ВЛ 110-330 кВ (ВН)
13
13
ПС 110 кВ (ВН)
Технологическое
присоединение
Объекты технологического
присоединения мощностью
выше 670 кВт
Новое строительство
ВЛ 1-20 кВ (СН2)
14
12
26
Причины отклонения
Отсутствие
заявок
потребителей
технологическое присоединение
на
Увеличение сроков выполнение работ
подрядной организацией
Замена дефектного оборудования
Дополнительные заявки потребителей по
технологическому присоединению
-11
-11
-85
ТП (СН2)
-11
Дополнительные
заявки
потребителей;
длительное
согласование
технических
решений
Изменение
графика
финансирования;
несвоевременное
предоставление
документов; увеличение сроков подрядной
организацией; изменение объемов работ;
дополнительные заявки потребителей по
технологическому присоединению
Из таблицы 3.4.2 следует, что основными причинами снижения фактического
объема финансирования от планового являются: уточнение стоимости по результатам
проведения закупочных процедур, изменение количества заявок потребителей по
технологическому присоединению. Однако по части проектов, снижение финансирования
в 2014 году вызвано изменением сроков выполнение работ и несвоевременным
предоставлением необходимой документации, что привело к переносу данных объемов на
следующий год.
Причинами роста финансирования по ряду проектов является увеличение сроков
выполнения субподрядными организациями работ и увеличение числа заявок на
технологическое присоединение.
Таким образом из вышенаписанного можно сделать вывод, что план по
вводу/выводу мощностей ОАО «Янтарьэнерго» в части нового строительства и ТПиР
можно считать успешно осуществленным. Однако по пункту «консолидация
электросетевых активов имущественного комплекса ОАО «ФСК ЕЭС» мероприятия
выполнены не были, что повлекло за собой существенное снижение фактического объема
финансирования инвестиционной программы в 2014 году.
55
4. Основные направления развития электроэнергетики Калининградской
области
4.1 Прогноз потребления электроэнергии по Калининградской области на
период до 2020 года
Перспективная динамика спроса на электроэнергию в ЭС Калининградской области
будет определяться развитием экономики региона, реализацией крупных инвестиционных
проектов, ростом численности населения с сопутствующим увеличением объемов
жилищного строительства.
Основными программными документами, определяющими перспективы социальноэкономического развития Калининградской области, являются:
 Стратегия социально-экономического развития Калининградской области на
долгосрочную перспективу (Постановление Правительства Калининградской области
№583 от 2 августа 2012 года).
 Государственная программа Российской Федерации "Социально-экономическое
развитие Калининградской области до 2020 года" (Постановление Правительства РФ №311
от 15 апреля 2014 года).
 Федеральная целевая программа развития Калининградской области на период до
2020 года (Постановление Правительства РФ №526 от 7 июня 2014 года).
 Инвестиционная стратегия Калининградской области на период до 2020 года,
2013 год.
 Прогнозные показатели социально-экономического положения Калининградской
области на 2015 и на период до 2020 гг. (уточненные показатели, апрель 2015 года).
Вследствие наблюдаемых в экономике страны кризисных явлений, в 2015-2016 годы
ожидается снижение основных макроэкономических показателей в Калининградской
области (таблица 4.1.1). При этом прогнозируется устойчивый рост жилищного фонда в
регионе (на 3,3 - 4,6% в 2015-2016 годах).
Таблица 4.1.1 - Прогнозные показатели социально-экономического положения
Калининградской области на 2015 года и на период до 2020 гг.*
Показатели
Отчет
Прогноз
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
966,0
972,0
978,0
983,8
989,7
995,2
1000,1
100,7
100,62
100,62
100,59
100,60
100,56
100,49
749,9
754,27
759,91
765,40
769,99
775,26
780,08
100,8
100,58
100,75
100,72
100,60
100,68
100,62
216,1
217,73
218,09
218,40
219,71
219,94
220,02
100,4
100,75
100,17
100,14
100,60
100,10
100,04
100,7
95,7
99,8
103,2
104,8
104,0
104,0
Индекс промышленного
производства
108,7
96,6
99,4
102,2
100,9
104,0
104,6
Индекс производства Добыча полезных
ископаемых
91,8
91,6
97,1
97,0
93,5
93,5
93,3
Численность населения,
тыс. чел. на 01.01.2015г.
индексы, % к предыдущему
году
в т.ч. городское население,
тыс.чел.
индексы, % к предыдущему
году
сельское население, тыс.чел.
индексы, % к предыдущему
году
ВРП индексы в % к
предыдущему году (оценка)
56
Показатели
Отчет
Прогноз
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
Индекс производства 111,2
97,1
99,5
103,4
106,4
106,2
107,1
Обрабатывающие
производства
Индекс производства Производство и
100,5
100,1
100,6
100,9
72,5
102,0
101,8
распределение
электроэнергии, газа и воды,%
Продукция сельского
24785,0 28504,4 29866,8 32056,9 34106,0 36534,4 39135,6
хозяйства, млн.руб.
Индекс производства
продукции сельского
109,1
102,0
102,5
102,5
102,3
103,0
103,0
хозяйства,%
Объем работ, выполненных по
виду экономической
35000,6 35491,6 38831,3 43377,7 48363,6 51402,7 54632,9
деятельности
"Строительство", млн.руб.
Индекс производства по виду
деятельности
117,4
97,7
105,0
107,0
107,0
102,0
102,0
"Строительство",%
Оборот розничной торговли,
132114,4 149881,1 166518,0 185860,7 207758,6 225060,5 240680,3
млн.руб.
Оборот розничной торговли,
102,5
97,8
101,0
102,4
103,5
101,9
101,5
% к предыдущему году
Объем платных услуг
39053,3 42104,9 45574,4 49619,6 54286,4 58648,3 63360,7
населению, млн.руб.
Объем платных услуг
населению, % к предыдущему
102,4
102,0
102,5
103,2
103,8
102,5
102,5
году
Жилищный фонд, индексы
104,6
103,3
102,7
102,8
103,0
103,1
103,2
в % к предыдущему году
в среднем на одного жителя,
26,0
26,6
27,2
27,8
28,4
29,2
30,0
м2
* уточненные показатели, апрель 2015 года
С 2017 года ожидается восстановление роста валового регионального продукта и
промышленного производства. Также следует отметить прогнозируемый рост численности
населения в Калининградской области к 2020 году на 3,5% по сравнению с 2014 годом.
В рамках реализации Федеральной целевой программы развития Калининградской
области предполагается осуществление ряда крупных инвестиционных проектов в
производственном секторе, строительство и модернизация объектов социальной
инфраструктуры, развитие туристско-рекреационного сектора, включая объекты к
Чемпионату мира 2018 года.
Планируется развитие новых конкурентоспособных секторов экономики путем
создания отраслевых индустриальных кластеров, промышленных площадок и
технологических парков в сфере высоких технологий.
Развитие индустриальных кластеров включает в себя следующие инвестиционные
проекты:
- кластер автомобильных производств;
- судостроительный кластер;
- биохимический кластер.
В рамках кластера автомобильных производств ООО «Автотор-Холдинг»
предусмотрена реализация комплексного инвестиционного проекта по строительству
полнопрофильных автомобильных производств с высокой (более 50 процентов)
57
локализацией. Комплексный инвестиционный проект предусматривает строительство 21
завода по производству автомобилей и автокомпонентов в районе г. Калининград и его
пригородов, в т.ч. не менее 6 заводов по производству автомобилей, и не менее 15 заводов
по производству комплектующих изделий и автокомпонентов.
Первая очередь комплексного инвестиционного проекта предполагает запуск
сварочных, окрасочных и сборочных производств, локализацию изготовления
крупногабаритных изделий из пластмасс, систем выпуска, сидений и деталей шасси.
Вторая очередь комплексного инвестиционного проекта предполагает увеличение
мощностей по сварке и окраске кузовов, а также организацию производства изделий из
пластмасс, прессового, электромеханического и инструментального производства.
На базе созданной инфраструктуры автомобилестроительного кластера планируется
реализация комплексного инвестиционного проекта создания «ИT-парка «Калининград».
Основу судостроительного кластера составляют производственные мощности ОАО
«Прибалтийский судостроительный завод «Янтарь», осуществляющего строительство
гражданских и научных судов и выполняющего оборонные заказы по строительству
военных кораблей.
Биохимический
кластер
предусматривает
создание
6
инновационных
биохимических предприятий по производству пропиленгликоля из биоглицерина,
биоразлагаемых пластиков, насыщенных полиэфирных смол (полиолов), синтетического
аморфного кремния, поверхностно-активных веществ и др. Для обеспечения деятельности
биохимического кластера планируется строительство транспортно-логистического центра,
основой которого является универсальный портовый комплекс.
В целях развития промышленного сектора на территории Калининградской области,
формирования благоприятных условий для привлечения инвесторов в экономику региона,
а также стимулирования инновационной деятельности, планируется создание
индустриальных парков и промышленных зон «Храброво», «Константиновка»,
«Экобалтик», «Черняховск», «Технобалт», «Правдинская» и «Советск» под общим
курированием ОАО «Корпорация развития Калининградской области» (таблица 4.1.2).
Таблица 4.1.2 - Перспективные
Калининградской области»
Наименование
Индустриальный
парк "Храброво"
Месторасположение
в 14 км от
г. Калининграда в
непосредственной
близости от
международного
аэропорта
"Храброво"
в 7,5 км к востоку от
г. Калининграда на
Индустриальный
территории
парк
Гурьевского
"Константиновка"
муниципального
района.
Индустриальный
парк
г. Черняховск
"Черняховск"
проекты
ОАО
«Корпорация
развития
Специализация
малое
и
среднее
машиностроение
(производство комплектующих изделий в
рамках
автомобилестроительного
и
судостроительного кластеров), производство
ювелирной продукции и изделий из янтаря,
биофармацевтика
и
производство
лекарственных препаратов, создание и
развитие инновационных предприятий и
предприятий наноиндустрии
пищевая
промышленность
(включая
переработку, фасовку, упаковку и маркировку
произведенной продукции), производство
телевизионной и другой электронной бытовой
техники, а также производство строительных
материалов
транспорт
и
логистика,
производство
строительных материалов, малое и среднее
машиностроение,
а
также
стекольная
58
Наименование
Технологический
парк "Технобалт"
Месторасположение
на территории
Гурьевского
муниципального
района в
непосредственной
близости от г.
Калининграда
в 57 км от
Промышленная
г. Калининграда на
зона
территории
"Правдинская"
Правдинского
района
в 120 км от г.
Калининграда и в 5
км от пограничного
перехода с
Индустриальный
Литовской
парк "Советск"
Республикой на
территории
Советского
городского округа
г. Багратионовск
Калининградской
Индустриальный
области в 2 км от
парк «Экобалтик»
западной границы
России с Польшей
Специализация
промышленность.
материаловедение и наносистемы, создание
инновационных
материалов
для
использования в сфере машиностроения,
судостроения
и
автомобилестроения,
стратегические информационные технологии
и
программное
обеспечение,
энергоэффективность и энергосбережение, в
том числе альтернативные источники энергии
и
разработка
новых
видов
топлива,
биофармацевтические
и
медицинские
технологии;
планируется
строительство
инновационного-технологического
центра,
лабораторного и производственного корпусов,
в которых разместятся 114 современных
предприятий в сфере высоких технологий
производство
и
переработка
сельскохозяйственного сырья и продуктов
питания.
лесохимия
(производство
древесного
технического углерода и активированного
угля от отходов деревообрабатывающего
производства) и деревообработка.
Фармацевтическая
промышленность,
производство пищевых продуктов
Результатом реализации программных мероприятий может стать значительный рост
производства в промышленном секторе регионе к 2020 году по сравнению с 2014 годом:
- Рост производства в обрабатывающем секторе более чем в 2 раза, в т.ч.:
 «Производство машин и оборудования» - в 2,2 раза;
 «Производство транспортных средств и оборудования» - в 2,2 раза;
 «Химическое производство» - в 1,9 раза;
Инвестиционные проекты в сельскохозяйственном секторе включают создание
новых мощностей по переработке растениеводческой продукции (производство сахара и
др.) и животноводческих комплексов.
В рамках развития туристско-рекреационного комплекса, а также подготовки к
проведению Чемпионата мира по футболу 2018 года, планируется строительство ряда
гостиниц, торгово-развлекательных комплексов (Ритейл-парк «Приморское кольцо»),
59
объектов спортивного назначения (в т.ч. стадиона к Чемпионату мира), а также создание
международного пассажирского речного пункта пропуска, гостинично-рекреационного
комплекса и объектов гидротехнического назначения в пос. Рыбачий. Реализация ФЦП
развития Калининградской области до 2020 года предполагает рост численности туристов
в регионе более чем в 5 раз по сравнению с 2012 годом.
Необходимо также отметить проект создания в регионе игорной зоны «Янтарная»,
что стало возможным благодаря включению Калининградской области в реестр субъектов
федерации, где разрешается функционирование игорных зон. Локализация объектов зоны
предполагается в Зеленоградском муниципальном районе.
В социальной сфере ожидается существенный рост жилищного строительства, а
также рост государственных инвестиций в развитие объектов социальной инфраструктуры,
в т.ч.:
 строительство
11
общеобразовательных
учреждений
и
постройку
дополнительных корпусов к 7 существующим учреждениям с созданием более 5 тысяч
дополнительных мест;
 реконструкция и строительство новых медицинских учреждений;
 строительство 3 физкультурно-оздоровительных комплексов, 1 спортивного
центра и универсальных игровых площадок с синтетическим покрытием в муниципальных
образованиях Калининградской области.
Среди проектов по развитию и модернизации транспортной инфраструктуры
следует отметить планируемую реконструкцию аэропорта «Храброво», развитие портовой
инфраструктуры (в т.ч. проект по созданию глубоководного порта для обработки
контейнерных грузов), реконструкцию и строительство новых автомобильных дорог.
В рамках подготовки к проведению Чемпионата мира 2018 года по футболу
планируется строительство ряда спортивных объектов, включая стадион на 35 тысяч мест
(в том числе временные трибуны на 10 тысяч мест), а также гостиниц и объектов
транспортной инфраструктуры (таблица 4.1.3).
Таблица 4.1.3 – Объекты к Чемпионату мира 2018 года*
Объекты
МВт
Строительство стадиона для проведения матчей ЧМ на 35000
зрительских мест (в том числе временные трибуны на 10000
зрительских мест)
15,8
Строительство и реконструкция объектов спортивного назначения
4,5
Строительство и реконструкция учреждений гостиничного комплекса
5,5
Развитие транспортной инфраструктуры
1,5
Итого
27,3
*без учёта реконструкции аэровокзального комплекса и реконструкции грузового терминала
Совокупный объем максимальной заявленной мощности (включая инвестиционные
проекты) в период до 2020 года оценивается на уровне около 692,8 МВт (таблица 4.1.4).
60
№
п.п
Таблица 4.1.4 – Максимальная заявленная мощность
Наименование
МВт
1
Заявки ОАО "Янтарьэнерго" с запрашиваемой мощностью
ниже 670 кВт
296,0
2
Заявки ОАО "Янтарьэнерго" с запрашиваемой мощностью
выше 670 кВт*
264,5
3
Объекты и мероприятия по подготовке и проведению ЧМ по
футболу 2018 г., включая стадион
27,3
4
Автомобильный кластер ООО «Автотор-Холдинг»
34
5
Другие перспективные инвестиционные проекты
71
из них инвестиционные проекты, представленные ОАО
"Корпорация развития Калининградской области"
55
ИТОГО
692,8
*с учётом реконструкции аэровокзального комплекса и реконструкции грузового терминала
Прогноз спроса на электроэнергию по ЭС Калининградской области сформирован в
двух вариантах – базовом и региональном (утверждено Губернатором Калининградской
области Н.Н. Цукановым).
Показатели базового варианта прогноза электропотребления (таблица 4.1.5)
соответствуют прогнозу из проекта «Схемы и программы развития ЕЭС России на 20152021 гг.» с учетом актуальной информации по согласованным техническим условиям на
технологическое присоединение потребителей к электрической сети и складывающейся
динамики потребления.
Таблица 4.1.5 - Прогноз спроса на электроэнергию
Калининградской области на период до 2020 г., млрд.кВт.ч
по
энергосистеме
Ср.год.
прирост за
20152014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г.
2020 гг., %
Базовый вариант
Факт
ЭС
Калининградской
обл.
годовой темп
прироста, %
Прогноз
4,415
4,450
4,493
4,525
4,571
4,599
4,642
0,07
0,79
0,97
0,71
1,02
0,61
0,93
0,84
Региональный вариант
ЭС
Калининградской
обл.
годовой темп
прироста, %
4,415
4,477
4,516
4,557
4,750
4,847
4,933
0,07
1,40
0,87
0,91
4,24
2,04
1,77
1,87
В дополнение к приросту, заложенному в базовом варианте, в региональном
варианте прогноза по Калининградской области учитывается потенциальный прирост
электропотребления в результате осуществления инвестиционных проектов в регионе, в
т.ч. в рамках реализации Федеральной целевой программы развития Калининградской
61
области на период до 2020 года, а также Инвестиционной стратегии Калининградской
области на период до 2020 года.
В соответствии с базовым вариантом прогноза спрос на электроэнергию в ЭС
Калининградской области к 2020 году увеличится до 4,6 млрд.кВт.ч или на 5,1% по
сравнению с показателем 2014 года при среднегодовых темпах прироста 0,84%.
По региональному варианту прогноза потребление электроэнергии в ЭС
Калининградской области за прогнозный период увеличится на 11,8% до 4,9 млрд.кВт.ч.,
что соответствует среднегодовому темпу прироста 1,87% (рисунок 4.1.1).
Рисунок 4.1.1 – Прогнозная динамика электропотребления по ЭС Калининградской
области
Относительно высокий темп прироста электропотребления в 2018 году объясняется
предполагаемой реализацией в данный период крупных инвестиционных проектов в
производственном секторе (ООО «Автотор-Холдинг», проекты ОАО «Корпорация
развития Калининградской области).
Специфика структуры потенциального прироста мощности (рисунок 4.1.2)
определяет прогнозируемые уровни электропотребления по видам экономической
деятельности.
62
20,1
0,8
4,9
28,4
47,8
13,6
9,9
2,9
Промышленное пр-во, в т.ч.:
Домашние хозяйства
Автомобильный кластер
Сфера услуг
Проекты ОАО "Корпорация развития Калинингр. обл."
Производственные нужды с/х
Другие объекты промышленности
Транспорт и связь
Рисунок 4.1.2 – Структура прироста максимальной заявленной мощности, %
При росте спроса на электроэнергию по умеренно-оптимистичному варианту
прогноза, ожидается увеличение потребления электроэнергии в промышленном секторе на
16% за прогнозный период: с 0,9 до 1,0 млрд.кВт.ч. В сфере услуг потребление
электроэнергии к 2020 году может вырасти на 10%: с 1,0 до 1,1 млрд.кВт.ч. Около
половины прогнозируемого прироста максимальной заявленной мощности приходится на
бытовой сектор, в результате чего ожидается рост электропотребления в домашних
хозяйствах к 2020 году на более чем 20%: с 1,1 до 1,4 млрд.кВт.ч.
Потенциальные
изменения
в
территориальной
структуре
потребления
электроэнергии по ЭС Калининградской области определяются преимущественной
локализацией крупных инвестиционных проектов, а также объектов жилищного
строительства в г. о. Калининград и прилегающих районах (главным образом, в
Гурьевском и Зеленоградском муниципальном районах), что в совокупности может
привести к росту доли г. Калининграда и его агломерации в территориальной структуре
электропотребления в ЭС Калининградской области.
63
4.2 Прогноз динамики
электрических нагрузок.
изменения
перспективных
максимальных
С учетом тенденций изменения показателей отчетных режимов электропотребления
и на основе прогноза развития экономики Калининградской области разработаны
перспективные режимы электропотребления для двух вариантов.
В базовом варианте электропотребления максимальная электрическая нагрузка
Калининградской энергосистемы приняты в соответствии с данными Схемы и программы
развития Единой национальной (Общероссийской) электрической сети напряжением 220
кВ и выше на период 2015 – 2021 гг.
К 2020 году в базовом варианте максимум нагрузки прогнозируется на уровне 886
МВт при среднегодовом приросте нагрузки за период 2015 – 2020 гг. – 0,83%. Рост
максимальной нагрузки ожидается в основном за счет дальнейшем развития пищевой
промышленности и вводом новых жилищных комплексов, а также началом ввода новых
мощностей Автотора.
Исходными данными для разработки перспективных режимов электропотребления
регионального варианта являются материалы раздела по прогнозу спроса на
электроэнергию и предоставленные Министерством развития инфраструктуры
Калининградской области. В региональном варианте электропотребления к 2020 году
максимальная нагрузка может составить 1024 МВт при среднегодовом приросте нагрузки
за период 2015 – 2020 гг. – 3,3%. Режимы электропотребления для регионального варианта
определились с учётом развития новых предприятий Автотора, строительства технопарков
и других крупных промышленных объектов.
На рисунке 4.2.1 представлен ряд значений перспективных максимальных нагрузок
Калининградской энергосистемы на период 2015 – 2020 гг. для двух вариантов
электропотребления.
Р, МВт
1200
1100
1000
900
800
700
600
500
2014
2015
2016
базовый
2017
2018
2019
2020
годы
региональный
Рисунок 4.2.1. – Отчетные и перспективные максимальные электрические нагрузки
Калининградской энергосистемы
Основные показатели перспективных режимов электропотребления для двух
вариантов электропотребления приведены в таблице 4.2.1, без учёта с.н. новой генерации.
64
Таблица 4.2.1 – Основные показатели перспективных режимов электропотребления
Факт
Название показателя
Прогноз
2014 г. 2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
Базовый вариант
Электропотребление,
кВт.ч
млрд.
4,415
4,450
4,493
4,525
4,571
4,599
4,642
Максимальная электрическая
нагрузка, МВт
843
857
863
866
873
878
886
Число часов использования
максимальной электрической
нагрузки, час/год
5237
5193
5206
5225
5236
5238
5239
Региональный вариант
Электропотребление,
кВт.ч
млрд.
4,415
4,477
4,516
4,557
4,750
4,847
4,933
Максимальная электрическая
нагрузка, МВт
843
855
872
907
957
990
1024
Число часов использования
максимальной электрической
нагрузки, час/год
5237
5236
5179
5024
4963
4896
4817
мощности
по
В таблице 4.2.2 представлено потребление
Калининградской области на перспективный период.
энергорайонам
Таблица 4.2.2 – Перспективные совмещенные электрические нагрузки по
энергорайонам на час прохождения годового максимума Калининградской энергосистемы
№
п/п
1
2
3
4
5
1
2
3
4
5
Показатели
Калининградская
энергосистема,
в том числе
Центральный
Восточный
Западный
Южный
Калининградская
энергосистема,
в том числе
Центральный
Восточный
Западный
Южный
Единицы 2014 г.
2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г.
измерения факт
Базовый вариант
МВт
843
857
863
866
873
878
886
МВт
МВт
МВт
МВт
474
146
121
102
482
150
123
102
485
151
124
103
486
152
124
104
490
152
126
105
492
153
127
106
496
154
128
108
МВт
843
855
872
907
957
990
1024
МВт
МВт
МВт
МВт
474
146
121
102
480
148
125
102
489
150
130
103
513
153
136
105
559
154
137
106
575
156
143
116
586
158
151
129
Региональный вариант
Конфигурации перспективных суточных графиков электрической нагрузки
Калининградской энергосистемы на уровне 2020 г. для рабочих дней зимы и лета
представлены на рисунке 4.2.3.
65
Рисунок 4.2.3 - Конфигурации перспективных зимних и летних суточных графиков
электрической нагрузки за рабочие сутки Калининградской энергосистемы
Увеличение плотности перспективных суточных графиков электрической нагрузки
рабочих дней на 1-3 процентных пункта ожидается, в основном, за счет уменьшения
суточной неравномерности.
К 2019 году также ожидается повышение коэффициента годовой неравномерности
максимальных нагрузок энергосистемы на перспективу до 0,66 о.е. против 0,61 о.е. в
2013 г.
66
4.3 Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и
мощности на период до 2020 года по Калининградской области в целом и с
территориальной дифференциацией
В соответствии с прогнозируемыми уровнями спроса на мощность и
электроэнергию и заданным развитием генерирующих мощностей для базового и
регионального вариантов сформированы балансы мощности и электроэнергии по
энергосистеме Калининградской области.
Балансы мощности и электроэнергии составлены для следующих сценариев
развития:
Сценарий 1. – Базовый вариант с учетом синхронной работы со странами Балтии.
Сценарий 2. – Базовый вариант без возможного взаимодействия со странами Балтии
с 2018 года.
Сценарий 3. – Региональный вариант без возможного взаимодействия со странами
Балтии с 2018 года.
В балансе мощности энергосистемы Калининградской области спрос на мощность
определен на час прохождения собственного максимума потребления.
Используемая в балансе мощность принимается равной установленной мощности за
вычетом: ограничений мощности на действующих электростанциях в период зимнего
максимума потребления; мощности оборудования, введенного после прохождения
максимума нагрузки; мощности возобновляемых источников энергии (ветровые
электростанции) из-за ее не гарантированности в час максимума потребления.
Ограничения установленной мощности связаны с техническим состоянием
оборудования, его конструктивными дефектами, износом оборудования, снижением или
отсутствием тепловых нагрузок теплофикационных агрегатов (в основном на турбинах с
противодавлением) и др.
В региональном варианте прогнозные объемы вводов генерирующего оборудования
после прохождения зимнего максимума нагрузки в 2015-2020 годы составят от 36,6 МВт
до 809,9 МВт.
Располагаемая мощность ветровых электростанций в период прохождения
максимума потребления принимается равной нулю.
Мобильные ГТЭС планируется использовать в качестве резервного источника
питания на случай возникновения аварийных ситуаций; располагаемая мощность
Мобильных ГТЭС в период прохождения максимума принята равной нулю.
С целью минимизации негативных последствий при возможной аварийной ситуации
в случае отделения стран Балтии от ЕЭС России предусмотрен перевод двух ПГУ-450 МВт
Калининградской ТЭЦ-2 в режим работы «полублоком» (Распоряжение Правительства
Российской Федерации №1623-р от 25 августа 2014 года).
При прогнозируемых уровнях потребности в мощности и реализации намеченных
вводов генерирующих мощностей на весь рассматриваемых перспективных период
электростанции энергосистемы Калининградской области обеспечивают потребность
региона в мощности.
Балансы мощности энергосистемы Калининградской области для всех сценариев
развития генерирующих мощностей представлены в таблицах 4.3.1-4.3.3.
В базовом варианте (с учетом совместной работы со странами Балтии) балансы
Южного, Западного и Восточного энергорайонов энергосистемы Калининградской
области в период 2015-2020 годов складываются с дефицитом мощности, покрытие
67
которого будет обеспечиваться из избыточного Центрального энергорайона и за счет
получения из ЕЭС России.
В случае отключения межсистемных связей с Литвой в базовом и региональном
вариантах Южный энергорайон на весь рассматриваемый период остается дефицитными.
Восточный и Западный энергорайоны с 2018 года становятся избыточными с вводом
генерирующих мощностей на ТЭС-ГПА в г. Советске в период 2017-2020 годов и ТЭС в
г. Гусеве в 2017 году. Центральный энергорайон в течение всего периода является
энергопрофицитным. Избытки мощности могут быть использованы для обеспечения
надежного электроснабжения собственных потребителей и передачи в остродефицитные
энергорайоны энергосистемы Калининградской области.
Региональная структура перспективных балансов мощности на час прохождения
собственного максимума потребления энергосистемы Калининградской области (таблицы
4.3.4-4.3.6).
В балансах электроэнергии энергосистемы Калининградской области потребность в
электроэнергии определена внутренним электропотреблением и задана для двух вариантов
уровней электропотребления: базового и регионального.
Выработка электроэнергии на гидроэлектростанциях в перспективный период
учтена среднемноголетней величиной.
В 2015 году баланс электроэнергии складывается с избытком порядка 2,04 млрд.
кВт∙ч для базового варианта и 2,013 млрд. кВт.ч для регионального варианта, который
может быть передан в энергосистему Литвы. При этом годовое число часов использования
установленной мощности ТЭС оценивается 6875 часов/год для всех сценариев.
Сценарий 1 - Базовый вариант с учетом синхронной работы со странами
Балтии. В балансе электроэнергии энергосистемы Калининградской области для Сценария
1 в период 2016-2020 годов режим работы ТЭС условно рассмотрен для варианта
самообеспечения региона по электроэнергии. При этом число часов использования
установленной мощности ТЭС изменяется в диапазоне 4798-4958 часов/год.
Сценарий 2 – Базовый вариант без возможного взаимодействия со странами
Балтии с 2018 года. В балансе электроэнергии энергосистемы Калининградской области
для Сценария 2 в период 2016-2017 годов с учетом совместной работы самобаланс
достигается при числе часов использования установленной мощности ТЭС 2587-4798
часов/год.
В период 2018-2020 годов в условиях работы энергосистемы Калининградской
области без возможного взаимодействия со странами Балтии для варианта
самообеспечения региона число часов использования установленной мощности ТЭС
варьируется в диапазоне 2588-2638 часов/год
Сценарий 3 - Региональный вариант без возможного взаимодействия со
странами Балтии с 2018 года. В балансе электроэнергии энергосистемы
Калининградской области для Сценария 3 в период 2016-2017 годов с учетом совместной
работы самобаланс достигается при числе часов использования установленной мощности
ТЭС 2570-4761 часов/год.
В период 2018-2020 годов в условиях работы энергосистемы Калининградской
области без возможного взаимодействия со странами Балтии для варианта
самообеспечения региона число часов использования установленной мощности ТЭС
варьируется в диапазоне 2563-2606 часов/год
Число часов использования установленной мощности ВИЭ (ВЭС) на весь
перспективный период оценивается в диапазоне 780 часов/год для всех сценариев.
68
Балансы электроэнергии энергосистемы Калининградской области для базового и
регионального вариантов представлены в таблицах 4.3.7-4.3.9.
Таблица 4.3.1 – Баланс мощности энергосистемы Калининградской области на час
прохождения собственного максимума. Сценарий 1. Базовый вариант с учетом синхронной
работы с энергосистемой Литвы
СПРОС
Максимум собственный
Нормативный резерв мощности
Нормативный резерв в % к максимуму
ИТОГО спрос на мощность
ПОКРЫТИЕ
Устан. мощность на конец года
ГЭС
ТЭС
ВИЭ
Ограничения мощности на максимум нагрузки (в т. ч.
на ВЭС)
Вводы мощности после прохождения максимума
ИТОГО покрытие спроса
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)
Ед.
измер.
2015
год
2016
год
2017
год
2018
год
2019
год
2020
год
тыс.кВт
тыс.кВт
%
тыс.кВт
857
0,0
0,0
857,0
863
0,0
0,0
863,0
866
0,0
0,0
866,0
873
0,0
0,0
873,0
878
0,0
0,0
878,0
886
0,0
0,0
886,0
тыс.кВт
тыс.кВт
тыс.кВт
тыс.кВт
948,8
1,7
942,0
5,1
940,3
1,7
933,5
5,1
940,3
1,7
933,5
5,1
940,3
1,7
933,5
5,1
940,3
1,7
933,5
5,1
940,3
1,7
933,5
5,1
тыс.кВт
31,9
27,9
27,9
27,9
27,9
27,9
тыс.кВт
тыс.кВт
тыс.кВт
0,0
916,9
59,9
0,0
912,4
49,4
0,0
912,4
46,4
0,0
912,4
39,4
0,0
912,4
34,4
0,0
912,4
26,4
Таблица 4.3.2 – Баланс мощности энергосистемы Калининградской области на час
прохождения собственного максимума. Сценарий 2. Базовый вариант без возможного
взаимодействия с энергосистемой Литвы
СПРОС
Собственный максимум с учетом с.н. перспективных
ТЭС
Нормативный резерв мощности
Нормативный резерв в % к максимуму
ИТОГО спрос на мощность**
Ед.
измер.
2015
год
2016
год
2017
год
2018
год
2019
год
2020
год
тыс.кВт
857
863
866
913
918
926
тыс.кВт
%
тыс.кВт
0,0
0,0
857,0
0,0
0,0
863,0
0,0
0,0
866,0
450,0
49,3
1363,0
450,0
49,0
1368,0
450,0
48,6
1376,0
ПОКРЫТИЕ
тыс.кВт
948,8
940,3 1750,2 1836,9 1836,9 1836,9
Устан. мощность на конец года
тыс.кВт
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
ГЭС
тыс.кВт
942,0
933,5 1743,4 1830,1 1830,1 1830,1
ТЭС
тыс.кВт
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
ВИЭ
Ограничения мощности на максимум нагрузки (в т.
тыс.кВт
31,9
27,9
27,9
452,9
452,9
452,9
ч. на ВЭС)
тыс.кВт
0,0
0,0
809,9
0,0
0,0
0,0
Вводы мощности после прохождения максимума
тыс.кВт
916,9
912,4
912,5
1384,0
1384,0
1384,0
ИТОГО покрытие спроса
тыс.кВт
59,9
49,4
46,5
21,0
16,0
8,0
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)
*- с 2018 года максимальная нагрузка приведена с учетом собственных нужд перспективных ТЭС
**- величина «ИТОГО спрос на мощность» состоит из величины собственного максимума энергосистемы и
нормативного резерва мощности (раздел 5.1).
*** - с 2018 года предусмотрен перевод двух ПГУ-450 МВт Калининградской ТЭЦ-2 в режим работы «полублоком»
(2хПГУ-225)
69
Таблица 4.3.3 – Баланс мощности энергосистемы Калининградской области на час
прохождения собственного максимума. Сценарий 3. Региональный вариант без
возможного взаимодействия с энергосистемой Литвы
СПРОС
Собственный максимум с учетом с.н.
перспективных ТЭС
Нормативный резерв мощности
Нормативный резерв в % к максимуму
ИТОГО спрос на мощность*
Ед.
измер.
2015
год
2016
год
2017
год
2018
год
2019
год
2020
год
тыс.кВт
855
872
907
994
1030
1064
тыс.кВт
%
тыс.кВт
0
0
855
0
0
872
0
0
907
450
45,3
1444
450
43,8
1480
450
42,3
1514
ПОКРЫТИЕ
тыс.кВт
948,8
952,3
1774,2 1897,5 1970,8 1970,8
Устан. мощность на конец года
тыс.кВт
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
1,7
ГЭС
тыс.кВт
942,0
945,5
1767,4 1890,7 1964,0 1964,0
ТЭС
тыс.кВт
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
ВИЭ
Ограничения мощности на максимум нагрузки (в
тыс.кВт
31,9
27,9
27,9
452,9
452,9
452,9
т. ч. на ВЭС)
тыс.кВт
0,0
0,0
809,9
0,0
36,6
0,0
Вводы мощности после прохождения максимума
тыс.кВт
916,9
924,4
936,5
1444,6 1481,3 1517,9
ИТОГО покрытие спроса
тыс.кВт
61,9
52,4
29,5
0,6
1,3
3,9
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)
*- с 2018 года максимальная нагрузка приведена с учетом собственных нужд перспективных ТЭС
**- величина «ИТОГО спрос на мощность» состоит из величины собственного максимума энергосистемы и
нормативного резерва мощности (раздел 5.1).
*** - с 2018 года предусмотрен перевод двух ПГУ-450 МВт Калининградской ТЭЦ-2 в режим работы «полублоком»
(2хПГУ-225)
70
Таблица 4.3.4 – Региональная структура перспективных балансов мощности на час
прохождения собственного максимума потребления энергосистемы Калининградской
области. Сценарий 1. Базовый вариант (с учетом совместной работы со странами Балтии)
МВт
Показатели
2015 год
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
Южный энергорайон
Потребность (собственный максимум)
102
103
104
105
106
108
Покрытие (установленная мощность)
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
в том числе:
ГЭС
ТЭС
ВИЭ (ВЭС)
Восточный энергорайон
Потребность (собственный максимум)
150
151
152
152
153
154
Покрытие (установленная мощность)
45
36,5
36,5
36,5
36,5
36,5
ГЭС
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
ТЭС
44,5
36
36
36
36
36
в том числе:
ВИЭ (ВЭС)
Западный энергорайон
Потребность (собственный максимум)
123
124
124
126
127
128
Покрытие (установленная мощность)
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
в том числе:
ГЭС
ТЭС
ВИЭ (ВЭС)
Центральный энергорайон
Потребность (собственный максимум)
482
485
486
490
492
496
Покрытие (установленная мощность)
897,6
897,6
897,6
897,6
897,6
897,6
ГЭС
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
ТЭС
897,5
897,5
897,5
897,5
897,5
897,5
в том числе:
ВИЭ (ВЭС)
71
Таблица 4.3.5 – Региональная структура перспективных балансов мощности на час
прохождения собственного максимума потребления энергосистемы Калининградской
области. Сценарий 2. Базовый вариант (без возможного взаимодействия со странами
Балтии)
МВт
Показатели
Потребность (собственный максимум)
Покрытие (установленная мощность)
в том числе:
ГЭС
ТЭС
ВИЭ (ВЭС)
Потребность (собственный максимум)
Покрытие (установленная мощность)
в том числе:
ГЭС
ТЭС
ВИЭ (ВЭС)
Потребность (собственный максимум)
Покрытие (установленная мощность)
в том числе:
ГЭС
ТЭС
ВИЭ (ВЭС)
Потребность (собственный максимум)
Покрытие (установленная мощность)
в том числе:
ГЭС
ТЭС
ВИЭ (ВЭС)
2015
2016
год
год
Южный энергорайон
102
103
1,1
1,1
1,1
1,1
Восточный энергорайон
150
151
45
36,5
0,5
44,5
0,5
36
Западный энергорайон
123
124
5,1
5,1
2017
год
2018
год
2019
год
2020
год
104
1,1
105
1,1
106
1,1
108
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
152
306,4
172
343,1
174
343,1
175
343,1
0,5
305,9
0,5
342,6
0,5
342,6
0,5
342,6
124
5,1
130
5,1
131
5,1
132
5,1
100
5,1
150
5,1
150
5,1
150
5,1
505
1337,6
507
1337,6
511
1337,6
0,1
1337,5
0,1
1337,5
0,1
1337,5
5,1
5,1
Центральный энергорайон
482
485
486
897,6
897,6
1337,6
0,1
897,5
0,1
897,5
0,1
1337,5
72
Таблица 4.3.6 – Региональная структура перспективных балансов мощности на час
прохождения собственного максимума потребления энергосистемы Калининградской
области. Сценарий 3. Региональный вариант (без возможного взаимодействия со странами
Балтии)
МВт
Показатели
Потребность (собственный максимум)
Покрытие (установленная мощность)
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
ВИЭ (ВЭС)
Потребность (собственный максимум)
Покрытие (установленная мощность)
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
ВИЭ (ВЭС)
Потребность (собственный максимум)
Покрытие (установленная мощность)
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
ВИЭ (ВЭС)
Потребность (собственный максимум)
Покрытие (установленная мощность)
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС
ВИЭ (ВЭС)
2015
2016
год
год
Южный энергорайон
102
103
1,1
1,1
1,1
1,1
Восточный энергорайон
148
150
45
36,5
0,5
44,5
0,5
36
Западный энергорайон
125
130
5,1
5,1
0
5,1
0
5,1
2017
год
2018
год
2019
год
2020
год
105
1,1
106
1,1
116
1,1
129
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
153
306,4
173
379,7
177
453,0
181
453,0
0,5
305,9
0,5
379,2
0,5
452,5
0,5
452,5
136
105,1
141
155,1
147
155,1
154
155,1
100
5,1
150
5,1
150
5,1
150
5,1
574
1361,6
590
1361,6
600
1361,6
0,1
1361,5
0,1
1361,5
0,1
1361,5
Центральный энергорайон
480
489
513
897,6
909,6
1361,6
0,1
897,5
0,1
909,5
0,1
1361,5
73
Таблица 4.3.7 – Баланс электроэнергии энергосистемы Калининградской области.
Сценарий 1. - Базовый вариант с учетом синхронной работы с энергосистемой Литвы
4,415
4,415
2015 г
4,450
4,450
2016 г
4,493
4,493
ПРОГНОЗ
2017 г 2018 г
4,525
4,571
4,525
4,571
млрд.кВт.ч
6,443
6,490
4,493
4,525
4,571
4,599
4,642
млрд.кВт.ч
млрд.кВт.ч
млрд.кВт.ч
млрд.кВт.ч
0,008
6,433
0,0023
2,028
0,01
6,476
0,004
2,040
0,010
4,479
0,004
0,00
0,010
4,511
0,004
0,00
0,01
4,557
0,004
0
0,01
4,585
0,004
0
0,01
4,628
0,004
0
млрд.кВт.ч
2,028
2,040
-
-
-
-
-
МВт
926,3
948,8
940,3
940,3
940,3
940,3
940,3
МВт
МВт
МВт
1,7
919,5
5,1
1,7
942,0
5,1
1,7
933,5
5,1
1,7
933,5
5,1
1,7
933,5
5,1
1,7
933,5
5,1
1,7
933,5
5,1
6995
451
6875
784
4798
784
4832
784
4882
784
4912
784
4958
784
Единицы
измерения
2014г.
Факт
Электропотребление
Потребность
млрд.кВт.ч
млрд.кВт.ч
Производство
электроэнергии - всего
Наименование
ГЭС
ТЭС
ВИЭ
Избыток(+)/дефицит(-)
Возможная передача в
страны Балтии в пределах
существующей пропускной
способности
Установленная мощностьвсего
ГЭС
ТЭС
ВИЭ
Число часов использования
установленной мощности
час/год
ТЭС
ВИЭ
час/год
час/год
2019 г
4,599
4,599
2020 г
4,642
4,642
74
Таблица 4.3.8 – Баланс электроэнергии энергосистемы Калининградской области.
Сценарий 2 - Базовый вариант без возможного взаимодействия с энергосистемой Литвы
4,415
4,415
2015 г
4,450
4,450
2016 г
4,493
4,493
ПРОГНОЗ
2017 г 2018 г
4,525
4,751
4,525
4,751
млрд.кВт.ч
6,443
6,490
4,493
4,525
4,751
4,799
4,842
млрд.кВт.ч
млрд.кВт.ч
млрд.кВт.ч
млрд.кВт.ч
0,008
6,433
0,0023
2,028
0,01
6,476
0,004
2,04
0,010
4,479
0,004
0,00
0,010
4,511
0,004
0,00
0,01
4,737
0,004
0
0,01
4,785
0,004
0
0,01
4,828
0,004
0
млрд.кВт.ч
2,028
2,040
-
-
-
-
-
МВт
926,3
948,8
940,3
1750,2
1836,9
1836,9
1836,9
МВт
МВт
МВт
1,7
919,5
5,1
1,7
942,0
5,1
1,7
933,5
5,1
1,7
1743,4
5,1
1,7
1830,1
5,1
1,7
1830,1
5,1
1,7
1830,1
5,1
Наименование
Единицы
измерения
2014г.
Факт
Электропотребление*
Потребность
млрд.кВт.ч
млрд.кВт.ч
Производство
электроэнергии - всего
ГЭС
ТЭС
ВИЭ
Избыток(+)/дефицит(-)
Возможная передача в
страны Балтии в пределах
существующей пропускной
способности
Установленная мощностьвсего
ГЭС
ТЭС
ВИЭ
Число часов использования
установленной мощности
2019 г
4,799
4,799
2020 г
4,842
4,842
час/год
ТЭС
час/год
6995
6875
4798
2587
2588
2615
2638
ВИЭ
час/год
451
784
784
784
784
784
784
Примечание: *- с 2018 года в электропотреблении учтены собственные нужды перспективных ТЭС
75
Таблица 4.3.9 – Баланс электроэнергии энергосистемы Калининградской области.
Сценарий 3. Региональный вариант без возможного взаимодействия с энергосистемой
Литвы
4,415
4,415
2015 г
4,477
4,477
2016 г
4,516
4,516
ПРОГНОЗ
2017 г 2018 г
4,557
4,930
4,557
4,930
млрд.кВт.ч
6,443
6,490
4,516
4,557
4,930
5,047
5,133
млрд.кВт.ч
млрд.кВт.ч
млрд.кВт.ч
млрд.кВт.ч
0,008
6,433
0,0023
2,028
0,01
6,476
0,004
2,013
0,010
4,502
0,004
0,00
0,010
4,543
0,004
0,00
0,01
4,916
0,004
0
0,01
5,033
0,004
0
0,01
5,119
0,004
0
млрд.кВт.ч
2,028
2,013
-
-
-
-
-
МВт
926,3
948,8
952,3
1774,2
1897,5
1970,8
1970,8
МВт
МВт
МВт
1,7
919,5
5,1
1,7
942,0
5,1
1,7
945,5
5,1
1,7
1767,4
5,1
1,7
1890,7
5,1
1,7
1964,0
5,1
1,7
1964,0
5,1
Наименование
Единицы
измерения
2014г.
Факт
Электропотребление*
Потребность
млрд.кВт.ч
млрд.кВт.ч
Производство
электроэнергии - всего
ГЭС
ТЭС
ВИЭ
Избыток(+)/дефицит(-)
Возможная передача в
страны Балтии в пределах
существующей пропускной
способности
Установленная мощностьвсего
ГЭС
ТЭС
ВИЭ
Число часов использования
установленной мощности
2019 г
5,047
5,047
2020 г
5,133
5,133
час/год
ТЭС
час/год
6996
6874
4761
2570
2600
2563
2606
ВИЭ
час/год
451
784
784
784
784
784
784
Примечание: *- с 2018 года в электропотреблении учтены собственные нужды перспективных ТЭС
76
4.4 Прогноз отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных
Теплоснабжение потребителей в регионе в настоящее время осуществляется от
тепловых электростанций ОАО «Калининградская генерирующая компания»
(Калининградская ТЭЦ-1, Гусевская ТЭЦ), АО «Интер РАО - Электрогенерация»
(Калининградская ТЭЦ-2) и от муниципальных и ведомственных теплоисточников.
Крупнейшим производителем и поставщиком тепловой энергии г. Калининграда является
муниципальное унитарное предприятие «Калининградтеплосеть».
Отпуск тепла потребителям Калининградской области в 2013 году составил 3933
тыс. Гкал, в том числе 1044 тыс. Гкал от тепловых электростанций (включая
Калининградскую ТЭЦ-1, которая в данное время работает в режиме котельной).
Прогноз отпуска тепла на перспективный период производился с учетом
информации, полученной от администрации Калининградской области о существующем
состоянии отпуска энергии от теплоисточников в муниципальных образованиях и
прогнозируемом потреблении энергии в 2015-2020 годах в городах, где рассматривается
строительство новых генерирующих мощностей: Калининград, Советск, Светлый и Гусев.
Также предусмотрен перевод части тепловых нагрузок с котельных и демонтируемых ТЭЦ
на вновь сооружаемые электростанции. Ежегодный рост отпуска тепла не учитывает
возможного колебания среднегодовых температур и мероприятий по энергосбережению.
Для всех рассматриваемых сценариев развития энергосистемы Калининградской
области используется единый прогноз отпуска тепловой энергии от централизованных
источников теплоснабжения на перспективу до 2020 года.
В таблицах 4.4.1-4.4.3 приведен отпуск тепла от теплоисточников Калининградской
области для рассматриваемых сценариев развития Калининградской энергосистемы.
Таблица 4.4.1 – Отпуск тепла от ТЭС и котельных Калининградской области в 20152020 гг., тыс.Гкал. Сценарий 1
Отпуск тепла, всего
в т.ч. от котельных
от ТЭЦ
Калининградская ТЭЦ-2
Калининградская ТЭЦ-1
Гусевская ТЭЦ
ТЭЦ МУП «Советсктеплосети»
2015г.
4000
3000
1000
390
270
90
250
2016г.
4040
3025
1015
из них:
405
270
90
250
2017г.
4080
3095
985
2018г.
4120
3210
910
2019г.
4160
3230
930
2020г.
4200
3240
960
425
270
90
200
450
270
90
100
470
270
90
100
500
270
90
100
Таблица 4.4.2 – Отпуск тепла от ТЭС и котельных Калининградской области в 2015-2020
гг., тыс.Гкал. Сценарий 2
2015г.
2016г.
2017г.
2018г.
2019г.
2020г.
Отпуск тепла, всего
4000
4040
4080
4120
4160
4200
в т.ч. от котельных
3000
3025
3095
3110
3130
3140
от ТЭЦ
1000
1015
985
1010
1030
1060
из них:
390
405
425
450
470
500
Калининградская ТЭЦ-2
270
270
270
270
270
270
Калининградская ТЭЦ-1
100
100
100
ТЭС г.Калининград
90
90
90
Гусевская ТЭЦ
90
90
90
ТЭС г.Гусев
250
250
200
100
100
100
ТЭЦ МУП «Советсктеплосети»
77
Таблица 4.4.3 – Отпуск тепла от ТЭС и котельных Калининградской области в 20152020 гг., тыс.Гкал. Сценарий 3
Отпуск тепла, всего
в т.ч. от котельных
от ТЭЦ
Калининградская ТЭЦ-2
Калининградская ТЭЦ-1
ТЭС г.Калининград
Гусевская ТЭЦ
ТЭС г.Гусев
ТЭЦ МУП «Советсктеплосети»
2015г.
4000
3000
1000
2017г.
4080
3015
1065
2018г.
4120
3030
1090
2019г.
4160
3050
1110
2020г.
4200
3060
1140
390
270
2016г.
4040
2995
1045
из них:
405
300
425
350
90
90
90
450
350
100
470
350
100
500
350
100
250
250
200
90
100
90
100
90
100
В сценариях 2 и 3 рассматривается сооружение новой тепловой электростанции в
городе Калининграде и предусмотрен перевод тепловых нагрузок с РТС «Цепрусс»,
осуществляющей теплоснабжение потребителей в районе планируемого строительства, на
новый источник теплоэнергии. По данным администрации Калининградской области
перспективная тепловая нагрузка района предполагаемого сооружения новой ТЭС не
превысит 30 Гкал/ч. Увеличение отпуска тепла от Калининградской ТЭЦ-1 в сценарии 3
связано с вводом на электростанции теплофикационного оборудования.
В сценариях 2 и 3 прогнозируется демонтаж существующего оборудования
Гусевской ТЭЦ и ввод парогазового оборудования на вновь сооружаемой электростанции.
Предполагается, что покрытие существующих тепловых нагрузок Гусевской ТЭЦ, будет
осуществляться от нового оборудования.
В целях бесперебойного обеспечения теплом потребителей муниципального
образования «Советский городской округ», администрация разработала проект газовой
котельной «Западная», строительство которой предполагается выполнить в период 20152016 гг. В связи с этим, в работе принят перевод части тепловых нагрузок с ТЭЦ МУП
«Советсктеплосети» на новый теплоисточник.
С сентября 2014 года централизованное теплоснабжение города Светлый
осуществляется от районной тепловой станции «Центральная». Подключенная тепловая
нагрузка РТС составляет 46 Гкал/ч. В настоящее время в городе реализуется перевод части
потребителей на индивидуальное теплоснабжение с отключением от системы
централизованного теплоснабжения. Предполагается, что после проведения этих
мероприятий нагрузка РТС «Центральная» снизиться на 10 Гкал/ч.
В сценариях 2 и 3 в г. Светлый рассматривается сооружение новой тепловой
электростанции суммарной установленной мощностью 150 МВт. При этом подключение
тепловых нагрузок к новой ТЭС не предполагается. В связи с этим необходимо
проработать вопрос целесообразности ввода на электростанции турбин с
теплофикационным отбором.
78
5 Развитие генерации и источников тепловой энергии
5.1 Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса
на электрическую энергию, предложения по вводам, реконструкции,
модернизации и выводу из эксплуатации генерирующего оборудования и их
размещению
Величина перспективной потребности в установленной мощности электростанций
определяется с учетом прогнозируемых на рассматриваемый период максимумов
потребления и нормативного резерва.
Прогноз максимума потребления по энергосистеме Калининградской области на
период до 2020 года выполнен для двух вариантов: базового и регионального.
Потребность в установленной мощности электростанций сформирована для
следующих сценариев развития:
Сценарий 1. – Базовый вариант с учетом синхронной работы со странами Балтии.
Сценарий 2. – Базовый вариант без возможного взаимодействия со странами Балтии
с 2018 года.
Сценарий 3. – Региональный вариант без возможного взаимодействия со странами
Балтии с 2018 года.
При оценке потребности в мощности энергосистемы Калининградской области
учитывается собственный максимум потребления.
Значительное влияние на потребность в мощности оказывает величина
нормативного расчетного резерва мощности, необходимого по условиям обеспечения
надежности функционирования энергосистемы.
При совместной работе со странами Балтии резерв мощности энергосистемы
Калининградской области может быть обеспечен из ЕЭС России.
В условиях работы энергосистемы Калининградской области без возможности
взаимодействия с энергосистемой Литвы резерв мощности принимается исходя из
необходимости покрывать нагрузку двух самых крупных блоков. С целью минимизации
негативных последствий при возможной аварийной ситуации в случае отделения стран
Балтии от ЕЭС России предусмотрен перевод двух ПГУ-450 МВт Калининградской ТЭЦ-2
в режим работы «полублоком» (2хПГУ-225). В связи с этим в период 2018-2020 годов при
отключении межсистемных связей с Литвой нормативный резерв мощности составит 450
МВт.
При прогнозируемом собственном максимуме потребления и величине
нормативного расчетного резерва мощности спрос на мощность энергосистемы
Калининградской области в 2020 году в базовом варианте оценивается 886 МВт в условиях
синхронной работы со странами Балтии и 1376 МВт при условии отключения
межсистемных связей с Литвой; в региональном варианте при условии отключения
межсистемных связей с Литвой - 1514 МВт.
Спрос на мощность энергосистемы Калининградской области представлен в
таблицах 5.1.1-5.1.3.
79
Таблица 5.1.1 - Спрос на мощность энергосистемы Калининградской области. Сценарий 1 Базовый вариант (при совместной работе со странами Балтии), МВт
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
857
863
866
873
878
886
Нормативный резерв
-
-
-
-
-
-
Спрос на мощность
857
863
866
873
878
886
Максимум потребления
Таблица 5.1.2 - Спрос на мощность энергосистемы Калининградской области. Сценарий 2 Базовый вариант (при отключении межсистемных связей с Литвой), МВт
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
857
863
866
913
918
926
Нормативный резерв
-
-
-
450
450
450
Спрос на мощность
857
863
866
1363
1368
1376
Максимум потребления с
учетом
собственных
нужд
перспективных
ТЭС
Таблица 5.1.3 - Спрос на мощность энергосистемы Калининградской области. Сценарий 3 Региональный вариант (при отключении межсистемных связей с Литвой), МВт
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
855
872
907
994
1030
1064
Нормативный резерв
-
-
-
450
450
450
Спрос на мощность
855
872
907
1444
1480
1514
Максимум потребления с
учетом
собственных
нужд
перспективных
ТЭС
80
5.2 Развитие генерирующих мощностей энергосистемы Калининградской
области на период до 2020 года
Прогноз развития генерирующих мощностей энергосистемы Калининградской
области в период до 2020 года для базового варианта с учетом совместной работы
энергосистемы Калининградской области со странами Балтии сформирован на основе
материалов актуальной Схемы и программы развития Единой энергетической системы
России на семилетний период с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации,
модернизации, реконструкции и перемаркировке генерирующего оборудования с высокой
вероятностью реализации.
Для базового и регионального вариантов (при условии отключения межсистемных
связей с Литвой) прогноз развития генерирующих мощностей региона сформирован в
соответствии с балансовой необходимостью, а также с учетом:
- предложений генерирующих компаний из списка дополнительных вводов и
мероприятий по выводу из эксплуатации генерирующего оборудования в рамках
актуальной Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на
семилетний период;
- плана мероприятий («дорожная карта») «Об обеспечении энергоснабжения
Калининградской области и объединенной энергетической системы Северо-Запада
России».
На действующих электростанциях энергосистемы Калининградской области в
период 2015-2020 годов по предложениям генерирующей компании ОАО
«Калининградская генерирующая компания» планируется вывод из эксплуатации
устаревшего генерирующего оборудования в размере 8,5 МВт на Гусевской ТЭЦ в 2016
году, который принят одинаково для двух вариантов развития генерирующих мощностей.
Объемы вывода из эксплуатации мощности на электростанциях энергосистемы
Калининградской области для двух вариантов приведены в таблице 5.2.1.
Таблица 5.2.1 – Вывод из эксплуатации генерирующей мощности энергосистемы
Калининградской области в период 2015-2020 годов, МВт
Энергосистема
Калининградской
всего
в т.ч.: ТЭС
из них Гусевская ТЭЦ
области,
2015г.
2016г.
2017г.
2018г.
2019г.
2020г.
Всего за
период
2015-2020гг.
-
8,5
-
-
-
-
8,5
-
-
-
-
-
-
-
-
8,5
-
-
-
-
8,5
В 2015 году в энергосистеме Калининградской области планируется ввод в
эксплуатацию мобильной газотурбинной электрической станции (МГТЭС) установленной
мощностью 22,5 МВт на территории ТЭЦ-1 в г. Калининграде, которая может быть
использована в качестве резервного источника питания на случай возникновения
аварийных ситуаций. Ввод генерирующей мощности на МГТЭС установленной
мощностью 22,5 МВт принято одинаково для двух вариантов развития генерирующих
мощностей энергосистемы Калининградской области.
Стратегия развития генерирующих мощностей в базовом и региональном вариантах
в условиях работы энергосистемы Калининградской области без возможности
взаимодействия с энергосистемой Литвы с 2018 года предусматривает сооружение новых
тепловых электростанций на газе (с вводом высокоэкономичных парогазовых установок и
81
газопоршневых агрегатов), а также включает диверсификацию топливного баланса с
сооружением угольной электростанции.
Региональный вариант (без возможности взаимодействия с энергосистемой Литвы с
2018 года)
В соответствии с планом ОАО «Калининградской генерирующей компании» по
восстановлению электрической мощности на Калининградской ТЭЦ-1 в период 2015-2016
годов планируется ввод генерирующей мощности в объеме 24 МВт (ввод агрегатов Р-12-29
и ГТ-12 в период 2016-2017 годов).
Для покрытия прогнозируемого роста нагрузок и обеспечения надежной работы
энергосистемы Калининградской области в условиях невозможности взаимодействия с
энергосистемой Литвы ввод генерирующих мощностей в период до 2020 года
предусматривается в объеме 1006,5 МВт, из них:
- для покрытия прогнозируемого роста нагрузки, связанного с развитием
автомобильного кластера ООО «АВТОТОР Холдинг», и тепловых нагрузок
г. Калининграда намечается строительство тепловой электростанции в районе
г. Калининграда (п. Космодемьянск) суммарной установленной мощностью 440 МВт
(4хПГУ-110 МВт) в 2017 году (ввод мощности планируется в 4 квартале 2017 года);
- в связи с планируемым сооружением технопарков (индустриальный парк
«Советск») и соответствующим ростом нагрузки в г. Советске предусматривается
строительство тепловой электростанции установленной мощностью 256,5 МВт (14хГПА18,32 МВт) в период 2017-2020 годов (на базе газопоршневых агрегатов и с независимой
поставкой топлива) для покрытия пиковых электрических нагрузок, регулирования
графика нагрузки и использования в случае аварийной ситуации;
- с целью повышения надежности энергоснабжения потребителей Западного
энергорайона энергосистемы Калининградской области, а также для покрытия дефицита
мощности необходимо сооружение ТЭС на угле в г. Светлом установленной мощностью
150 МВт (3хТ-50-130 МВт) в период 2017-2018 годов;
- для покрытия роста нагрузки Восточного энергорайона энергосистемы
Калининградской области, связанного с развитием технопарков, улучшения режимнобалансовой ситуации к 2018 году рассматривается сооружение ТЭС в г. Гусеве (2хПГУ80 МВт) установленной мощностью 160 МВт (ввод мощности планируется в 4 квартале
2017 года).
В результате в рассматриваемый перспективный период 2015-2020 годов в
региональном варианте вводы генерирующих мощностей предусматриваются в объеме
1053 МВт на ТЭС.
Базовый вариант (без возможности взаимодействия с энергосистемой Литвы с 2018
года)
Для покрытия возросшего спроса на мощность и обеспечения надежной работы
энергосистемы Калининградской области при условии отключения межсистемных связей с
Литвой в период до 2020 года потребуется ввод генерирующей мощности в объеме 896,6
МВт, из них:
- ТЭС г. Калининграда установленной мощностью 440 МВт МВт (4хПГУ-110) в
2017 году (ввод мощности планируется в 4 квартале 2017 года);
- ТЭС г. Гусев с вводом двух энергоблоков ПГУ-80 в 2017 году (ввод мощности
планируется в 4 квартале 2017 года);
- ТЭС в г. Светлом установленной мощностью 150 МВт (3хТ-50-130) в период 20172018 гг.;
82
- ТЭС г. Советске установленной мощностью 146,6 МВт (8хГПА-18,32 МВт) в
период 2017-2018 годов с возможным расширением до 256,5 МВт после 2020 года.
В результате в рассматриваемый перспективный период 2015-2020 годов в базовом
варианте при условии отключения межсистемных связей с Литвой вводы генерирующих
мощностей предусматриваются в объеме 919,1 МВт на ТЭС.
Необходимо отметить, что в настоящее время ведутся проработки по возможному
изменению типа и единичной мощности вводимого генерирующего оборудования на ТЭС
в г. Гусеве, ТЭС в г. Советске и ТЭС в г. Светлом, а также возможно частичное изменение
площадок размещения планируемых ТЭС.
Прорабатываются также вопросы по возможному восстановлению электрической
мощности на существующей Гусевской ТЭЦ с вводом генерирующего оборудования
мощностью 17,5 МВт в период 2016-2017 годов.
Перечень электростанций, сооружаемых в период 2015-2020 годов в энергосистеме
Калининградской области, для базового и регионального вариантов представлены в
таблице 5.2.2 - 5.2.4.
Таблица 5.2.2 – Вводы генерирующей мощности в энергосистеме Калининградской
области в период 2015-2020 годов для базового варианта с учетом совместной работы со
странами Балтии (прогноз ОАО «СО ЕЭС»), МВт
Всего по энергосистеме
Калининградской области
Калининградская
ТЭЦ-1
(МГТЭС)
2015г.
2016г.
2017г.
2018г.
2019г.
2020г.
Всего за
период
2015-2020гг.
22,5
-
-
-
-
-
22,5
22,5
-
-
-
-
-
22,5
Таблица 5.2.3 – Вводы генерирующей мощности в энергосистеме Калининградской
области в период 2015-2020 гг. для базового варианта при условии отключения
межсистемных связей с Литвой, МВт
Всего по энергосистеме
Калининградской области
Калининградская ТЭЦ-1
(МГТЭС)
ТЭС г. Калининград
ТЭС-ГПА г. Советск
ТЭС г. Гусев
ТЭС г. Светлый
2015г.
2016г.
2017г.
2018г.
2019г.
2020г.
Всего за
период
2015-2020гг.
22,5
-
809,92
86,64
-
-
919,1
22,5
-
-
-
-
-
22,5
-
-
440,0
109,92
160,0
100,0
36,64
50,0
-
-
440,0
146,6
160,0
150,0
Таблица 5.2.4 – Вводы генерирующей мощности в энергосистеме Калининградской
области в период 2015-2020 гг. для регионального варианта при условии отключения
межсистемных связей с Литвой, МВт
Всего по энергосистеме
Калининградской области
Калининградская
ТЭЦ-1
(котельная)
Калининградская
ТЭЦ-1
2015г.
2016г.
2017г.
2018г.
2019г.
22,5
12,0
821,9
123,3
73,3
-
12,0
12,0
-
-
22,5
-
2020г.
Всего за
период
2015-2020гг.
1053,0
-
24,0
22,5
83
(МГТЭС)
ТЭС г. Калининград
ТЭС-ГПА г. Советск
ТЭС г. Гусев
ТЭС г. Светлый
-
-
440,0
109,9
160,0
100,0
73,3
50,0
73,3
-
440,0
256,5
160,0
150,0
При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей
установленная мощность электростанций энергосистемы Калининградской области в
базовом варианте (с учетом совместной работы со странами Балтии) возрастет с 926,3 МВт
в отчетном 2014 году до 940,3 МВт на уровне 2020 года, в том числе мощность ГЭС
составит 1,7 МВт, ТЭС – 933,5 МВт, ВИЭ – 5,1 МВт.
В случае отключения межсистемных связей с Литвой с 2018 года и при реализации
запланированной программы развития генерирующих мощностей установленная
мощность электростанций энергосистемы Калининградской области в базовом варианте
возрастет с 926,3 МВт в отчетном 2014 году до 1836,9 МВт на уровне 2020 года, из них на
ГЭС – 1,7 МВт, ТЭС – 1830,1 МВт и ВИЭ – 5,1 МВт; в региональном варианте,
соответственно, до 1970,8 МВт на уровне 2020 года (из них на ГЭС – 1,7 МВт, ТЭС –
1964 МВт и ВИЭ – 5,1 МВт).
Структура
установленной
мощности
электростанций
энергосистемы
Калининградской области по вариантам представлена в таблице 5.2.5.
Таблица 5.2.5 – Структура установленной мощности электростанций энергосистемы
Калининградской области на период до 2020 года
2014 г. факт
2017 г.
2020 г.
МВт
%
МВт
%
МВт
Базовый вариант (прогноз ОАО «СО ЕЭС»)
Всего
926,3
100,0
940,3
100,0
940,3
ГЭС
1,7
0,2
1,7
0,2
1,7
ТЭС
919,5
99,3
933,5
99,3
933,5
из них на газе
919,5
99,3
911,0
96,9
911,0
на угле
на нефтетопливе
прочее
22,5
2,4
22,5
ВИЭ
5,1
0,5
5,1
0,5
5,1
Базовый вариант (при условии отключения межсистемных связей с Литвой)
Всего
926,3
100,0
1750,2
100,0
1836,9
ГЭС
1,7
0,2
1,7
0,1
1,7
ТЭС
919,5
99,3
1743,4
99,6
1830,1
из них на газе
919,5
99,3
1620,9
92,6
1657,6
на угле
100,0
5,7
150,0
на нефтетопливе
прочее
22,5
1,3
22,5
ВИЭ
5,1
0,5
5,1
0,3
5,1
Региональный вариант (при условии отключения межсистемных связей с Литвой)
Всего
926,3
100,0
1774,2
100,0
1970,8
ГЭС
1,7
0,2
1,7
0,1
1,7
ТЭС
919,5
99,3
1767,4
99,6
1964
из них на газе
919,5
99,3
1644,9
92,7
1791,5
на угле
100,0
5,6
150,0
на нефтетопливе
прочее
22,5
1,3
22,5
ВИЭ
5,1
0,5
5,1
0,3
5,1
%
100,0
0,2
99,3
96,9
2,4
0,5
100,0
0,1
99,6
90,2
8,2
1,2
0,3
100,0
0,1
99,6
90,9
7,6
1,1
0,3
84
Из представленных данных видно, что структура установленной мощности
энергосистемы Калининградской области в базовом варианте (с учетом совместной работы
со странами Балтии) на уровне 2020 года сохраняется на отчетном уровне 2014 года: на
ТЭС – 99,3%, на ГЭС - 0,2% и на ВИЭ (ВЭС)-0,5%.
В базовом и региональном вариантах (при условии отключения межсистемных
связей с Литвой) изменение структуры незначительно: доля ТЭС увеличивается с 99,3% в
2014 году до 99,6% в 2020 году; доля ГЭС снижается с 0,2% в 2014 году до 0,1% в 2020
году; доля ВИЭ (ВЭС) - с 0,5% в 2014 году до 0,3% в 2020 году.
85
5.3 Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в
топливе
Потребность в топливе существующих и вновь сооружаемых тепловых
электростанций Калининградской области на перспективу до 2020 года определялась на
основе балансов электроэнергии (гл. 4.3), а также с учетом прогнозируемого отпуска тепла
от ТЭС и котельных в системы централизованного теплоснабжения (гл. 4.4).
Базовый уровень электропотребления рассмотрен в двух сценариях – при
совместной работе Калининградской энергосистемы с энергосистемами стран Балтии
(Сценарий 1) и при условии отключения межсистемных связей с 2018 года (Сценарий 2).
Для регионального уровня электропотребления (Сценарий 3) в 2016-2017гг.
предполагается совместная работа Калининградской энергосистемы со странами Балтии,
но режим работы энергосистемы условно принят самобалансирующимся, т.е. без
перетоков электроэнергии. С 2018 года работа энергосистемы рассчитывается при условии
отключения межсистемных связей.
Потребность в топливе муниципальных и ведомственных теплоисточников
определялся, в основном, исходя из сохранения существующей структуры топливного
баланса котельных.
В таблицах 5.3.1 – 5.3.3 приведены результаты расчетов, полученные для каждого из
рассматриваемых сценариев развития генерирующих мощностей и уровней потребления
электроэнергии.
Таблица 5.3.1 – Потребность ТЭС Калининградской области в органическом топливе
для базового уровня электропотребления при совместной работе (Сценарий 1)
Данные
Расход топлива на
тыс.тут
в т.ч. газ
Расход топлива на
котельных, тыс.тут
в т.ч. газ
нефтетопливо
уголь
прочее топливо
Всего
ТЭС,
2015
2016
2017
Годы
2018
2019
2020
1736
1247
1248
1245
1254
1267
1736
1247
1248
1245
1254
1267
519
523
535
555
559
561
384
47
83
5
2255
387
47
84
5
1770
396
48
86
5
1783
428
39
83
6
1800
430
39
84
6
1812
432
39
84
6
1827
В сценарии 1 работа тепловых электростанций на период 2016-2020гг. рассмотрена
для самообеспечения региона по электроэнергии. Основным топливом для ТЭС и
котельных является природный газ, потребность в котором составит порядка 1,7 млн.тут к
2020 году т.е. 93% от общей потребности в органическом топливе.
86
Таблица 5.3.2 – Потребность ТЭС Калининградской области в органическом топливе
для базового уровня электропотребления при условии отключения межсистемных связей
(Сценарий 2)
Данные
Расход топлива на
тыс.тут
в т.ч. газ
нефтетопливо
уголь
Расход топлива на
котельных, тыс.тут
в т.ч. газ
нефтетопливо
уголь
прочее топливо
Всего
ТЭС,
2015
2016
2017
Годы
2018
2019
2020
1736
1247
1248
1375
1394
1408
1736
0
0
1247
0
0
1248
0
0
1242
7
126
1245
7
141
1260
7
141
519
523
535
538
541
543
384
47
83
5
2255
387
47
84
5
1770
396
48
86
5
1783
414
38
81
5
1913
417
38
81
5
1935
418
38
81
5
1951
При условии работы Калининградской энергосистемы с отключением
межсистемных связей с 2018 года рассматривается возможность сооружения новых
тепловых электростанций, работающих как на газовом, так и на угольном топливе. При
этом потребность ТЭС в газе на уровне 2020 года составит 1,3 млн. тут, в угле –
0,14 млн. тут. Предполагается, что для растопки и поддержания горения пылеугольного
факела дополнительно потребуется нефтетопливо.
Таблица 5.3.3 – Потребность ТЭС Калининградской области в органическом топливе
для регионального уровня электропотребления (Сценарий 3)
Данные
Расход топлива на
тыс.тут
в т.ч. газ
нефтетопливо
уголь
Расход топлива на
котельных, тыс.тут
в т.ч. газ
нефтетопливо
уголь
прочее топливо
Всего
ТЭС,
2015
2016
2017
Годы
2018
2019
2020
1736
1259
1272
1438
1477
1503
1736
0
0
1259
0
0
1272
0
0
1305
7
126
1328
7
141
1355
7
141
519
518
522
524
528
529
384
47
83
5
2255
383
47
83
5
1777
386
47
83
5
1794
404
37
79
5
1962
406
37
79
5
2004
408
37
79
5
2033
Для сценария 3 рассматривается возможность развития как угольной, так и газовой
генерации. Газ будет сжигаться на существующих электростанциях и вновь вводимом
парогазовом и газопоршневом оборудовании. Потребность в газе при этом составит
1,4 млн. тут к 2020 году.
На новом паросиловом оборудовании (г.Светлый) предлагается использовать уголь.
В данном случае потребность ТЭС в твердом топливе составит порядка 0,14 млн. тут на
уровне 2020 года. Предполагается, что для растопки и поддержания горения
пылеугольного факела дополнительно потребуется нефтетопливо.
87
6. Оценка ожидаемого воздействия электроэнергетики Калининградской
области на окружающую среду
Оценка ожидаемого воздействия электроэнергетики на окружающую среду
производилась с использованием методик регионального уровня и укрупненных
нормативов удельных значений экологических параметров на единицу продукции для
регионального варианта электропотребления (изолированная работа).
Объемы ожидаемых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу зависят от
количества и качества сжигаемого топлива, экологических параметров энергетического
оборудования, а также от эффективности природоохранных мероприятий.
Позитивной оценкой развития энергетики региона служит уменьшение ожидаемых
валовых вредных выбросов относительно отчетных или их более медленный рост по
сравнению с ростом произведенной энергии.
В настоящее время Калининградская область экспортирует электроэнергию в
страны Балтии.
Предлагаемая в работе структура генерирующих мощностей определила объем
сжигаемого топлива и его структуру, в которой приоритетным направлением является
использование газа и строительство угольной электростанции.
Исходной информацией для оценки ожидаемых объемов выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу является производство электроэнергии и перспективный топливный
баланс, структуры которых представлены в таблицах 6.1 и 6.2.
Таблица 6.1 – Производство энергии ТЭС Калининградской области
Наименование энергии
Электрическая
Тепловая, приведенная к
единицам электрической
Приведенная энергия
6420
млн. кВт.ч
6814
6476
4916
5119
2020 г.
2012 г.
о.е.
0,80
1047
1024
1163
1268
1326
1,27
7467
7838
7639
6184
6445
0,86
2011 г.
2012 г.
2015 г.
2018 г.
2020г.
Тепловые
электростанции
Калининградской
области
работают
по
комбинированному циклу, вырабатывая электроэнергию и тепло. Удельные выбросы
вредных веществ в атмосферу получены путем отнесения их валовых выбросов к
приведенной выработке электроэнергии, т.е. выработке, учитывающей отпуск
электростанциями тепловой энергии, который приведен к электрической энергии.
Таблица 6.2 – Ретроспективная и перспективная структура топливного баланса ТЭС
Калининградской области
2020 г.
2012 г. 2015 г. 2018 г. 2020 г.
Наименование 2012 г. 2015 г. 2018 г. 2020 г.
2012 г.
топлива
тыс. т у.т
о. е.
%
Уголь
126
141
141
8,7
9,4
Нефтетопливо
30
0
7
7
0,23
1,6
0,5
0,5
(топочный мазут)
Газ
1807 1736 1305 1355 0,75
98,4
100
90,8
90,1
Итого топлива
1837 1736 1438 1503 0,82 100,0 100,0 100,0 100,0
Согласно данным таблиц 6.1. и 6.2 в период 2015 – 2020 гг. при намечаемом
уменьшении количества топлива, сжигаемого на тепловых электростанциях
Калининградской области на 18% количество использования газа уменьшится на 25%,
88
мазута - почти в 4 раза и предполагается ввести золо– и серосодержащее топливо - уголь,
абсолютное количество которого к 2020 году составит почти 10% от общего расхода
топлива.
Результаты оценки ожидаемых объемов выбросов загрязняющих веществ в
атмосферу тепловыми электростанциями Калининградской области, а также эмиссии
диоксида углерода на перспективу до 2020 г. приведены в таблице 6 3.
Эмиссия диоксида углерода получена расчетным путем с применением
национальных значений коэффициентов эмиссии диоксида углерода (тонн CO2./т у.т.) для
различных видов топлива, причем наименьшее значение этого коэффициента имеет газ.
Таблица 6.3 – Современные и ожидаемые объемы* выбросов загрязняющих веществ
и парниковых газов в атмосферу тепловыми электростанциями Калининградской области
(с округлением)
т /год; диоксид углерода – тыс.т/год
Годы
2020 г.
2012 г.
Ингредиенты
2012
2015
2018
2020
о. е.
Твердые частицы (мазутная и
2
271
303
151,5
летучая зола)
Диоксид серы (SO2)
982
0
1170
1302
1,33
Оксиды азота (NOx)
2902
2339
3116
3260
1,12
Валовый выброс загрязняющих
3886
2339
4557
4866
1,25
веществ
Диоксид углерода (CO2)
2996
2811
2478
2600
0,87
*) – с округлением
За период 2015 – 2020 гг. ожидаемые валовые выбросы загрязняющих веществ от
ТЭС Калининградской области увеличатся в 1,25 раза при соответствующем уменьшении
используемого топлива на 18% и планируемой приведенной энергии – в 14%, т.е. валовые
выбросы будут расти при общем снижении вырабатываемой энергии и сжигаемого
топлива, что является следствием принятого соотношения видов топлива в структуре
перспективного топливного баланса. Таким образом, динамика валовых выбросов
загрязняющих веществ тепловыми электростанциями Калининградской области не
является позитивной из-за ввода в структуру топлива угля. Снижение объемов парниковых
газов (диоксида углерода) определилось снижением общего количества используемого
топлива на 18%.
Количественной характеристикой прогресса в охране атмосферного воздуха от
загрязнения является динамика удельных выбросов в атмосферу загрязняющих веществ
тепловых электростанций (в кг/т у.т.), которая приведена в таблице 6.4. показана на
рисунке 6.1.
89
Таблица 6.4. –Динамика удельных выбросов загрязняющих веществ и парниковых
газов в атмосферу тепловыми электростанциями Калининградской области
кг/т у.т.
Годы
Ингредиенты
2020 г.
2012
2015
2018
2020
2012 г., %
Твердые частицы (мазутная и летучая
0,07
0
2,04
2,05
2929
зола)
Диоксид серы (SO2)
33,06
0
8,8
8,80
27
Оксиды азота (NOx)
1,58
1,35
2,17
2,17
137
Диоксид углерода (CO2)
1631
1620
1723
1730
106
Согласно данным таблицы 6.4 в период 2015 – 2020 гг. ожидается сокращение
удельных выбросов в атмосферу оксидов серы на 73% за счет снижения в топливном
балансе электростанций Калининградской области доли мазута
в 3 раза
и
предполагаемого улучшения его качества, а также применения на вновь вводимом
оборудовании на новой угольной электростанции современных сероочистных технологий.
Более высокие значения удельных оксидов азота к концу рассматриваемого
перспективного периода связаны с введением в топливной баланс угля, удельный выброс
азота от которых значительно выше, чем от газа, даже при их использовании на вновь
вводимом экологически чистом оборудовании.
Для электроэнергетики не менее важным является и показатель удельных выбросов
в атмосферу загрязняющих веществ электростанциями на единицу выработанной энергии
(г/кВт.ч), который представлен в таблице 6.5.
Таблица 6.5.– Динамика удельных выбросов вредных веществ и парниковых газов в
атмосферу тепловыми электростанциями Калининградской области на единицу
выработанной энергии
г/кВт.ч
Годы
Ингредиенты
2020 г.
2012
2015
2018
2020
2012 г., %
Твердые частицы (летучая зола)
0
0
0,044
0,047
Диоксид серы (SO2)
0,125
0
0,189
0,202
162
Оксиды азота (NOx)
0,370
0,306
0,504
0,506
137
Диоксид углерода (CO2)
382
368
401
403
105
Динамика удельных выбросов твердых частиц на единицу выработанной энергии
(г/кВт.ч) не позитивна.
Как увеличение значений удельных выбросов оксидов азота на единицу
используемого топлива ( кг/т у.т), так и увеличение значений удельных выбросов
загрязняющих веществ на единицу выработанной энергии (г/кВт.ч) свидетельствуют о не
рациональной перспективной структуре топлива, предлагаемой к использованию на
тепловых электростанциях Калининградской энергосистемы.
На рисунке 6.1 представлены ожидаемые удельные выбросы нормируемых
загрязняющих веществ в атмосферу электростанциями Калининградской области на
перспективу (на единицу выработки электроэнергии и единицу топлива).
90
Рисунок 6.1 – Ожидаемые удельные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу
электростанциями Калининградской области
Таким образом, при изолированной работе энергосистемы с предлагаемой в работе
структурой топлива не ожидается позитивной динамики в охране окружающей среды от
воздействия тепловых электростанций.
Для снижения ожидаемого негативного воздействия электроэнергетики
Калининградской области на качество атмосферного воздуха можно порекомендовать
следующее:
– применение самых прогрессивных технологий подавления оксидов азота и
дорогостоящих сероочистных технологий с высокой степенью эффективности
или
– изменение перспективной структуры генерирующих мощностей в сторону
увеличения генерации на газе с соответствующим изменением структуры перспективного
топливного баланса
или
– изменение перспективной структуры генерирующих мощностей с вводом
мощности на ядерном топливе и нетрадиционных источниках энергии.
91
7 Развитие электросетевых объектов
7.1 Анализ отчетного распределения потоков мощности в основной
электрической сети и перспективной загрузки центров питания напряжением 60
кВ и выше
В настоящее время на территории Калининградской области находится в
эксплуатации более двух тысяч километров воздушных линий напряжением 60 - 330 кВ.
Энергосистема Калининградской области не имеет общих границ с остальной
территорией России и энергетически зависит от соседних государств. Блок-схема внешних
электрических связей энергосистемы Калининградской области представлена на рисунке
7.1.1. Непосредственно Калининградская энергосистема связана с Литовской
энергосистемой по трем ВЛ 330 кВ (Советск-330-Битенай (2 ВЛ) и Советск-330-Круонио
ГАЭС) и трем ВЛ 110 кВ (Нестеров-Кибартай, 14,3 км, двухцепная ВЛ Советск-Пагегяй,
10,2 км), пропускная способность которых в нормальных режимах составляет:
 не более 680 МВт в сторону ЭС Калининградской области;
 не более 600 МВт в сторону ЭС Литвы.
ЭС Литвы
Калининградская ЭС
Битенай
Советск
Круонио
Пагегяй
Нестеров
3 ВЛ 330 кВ
3 ВЛ 110 кВ
Кибартай
Рисунок 7.1.1 - Блок-схема внешних электрических связей энергосистемы
Калининградской области
Максимальные потоки по ВЛ 330 и 110 кВ по данным контрольных замеров в 2014
году были зафиксированы:
По данным зимнего контрольного замера в 04:00 17.12.2014, потоки были
направлены в сторону Литвы и составляли:
- ВЛ 330 кВ Советск-330-Битенай (1 цепь): 116,9 МВт (125 МВА)
- ВЛ 330 кВ Советск-330-Битенай (2 цепь): 125,9 МВт (135 МВА)
- ВЛ 330 кВ Советск-330-Круонио ГАЭС: 171,8 МВт (173 МВА)
- ВЛ 110 кВ Нестеров-Кибартай: 6,0 МВт (9 МВА)
- ВЛ 110 кВ Советск-Пагегяй (2 цепи): 1,4 МВт (2 МВА)
Общий переток в сторону ЭС Литвы составлял 422,0 МВт или 70,3% от Pдоп.
Генерация в этом режиме составляла 901 МВт, потребление 477 МВт.
По данным летнего контрольного замера в 04:00 18.06.2014, потоки были
направлены в сторону Литвы и составляли:
- ВЛ 330 кВ Советск-330-Битенай (1 цепь): 56,0 МВт (67 МВА)
- ВЛ 330 кВ Советск-330-Битенай (2 цепь): 66,0 МВт (77 МВА)
- ВЛ 330 кВ Советск-330-Круонио ГАЭС: 142,3 МВт (153 МВА)
- ВЛ 110 кВ Нестеров-Кибартай: 12,5 МВт (18,1 МВА)
- ВЛ 110 кВ Советск-Пагегяй (2 цепи): 14,4 МВт (15,4 МВА)
92
Общий переток в сторону ЭС Литвы составлял 291 МВт или 48,5% от Pдоп.
Генерация в этом режиме составляла 622 МВт, потребление 338 МВт.
В соответствии с контрольными замерами за 2014 г. в 18:00 17.12.2014 г., был
зафиксирован переток мощности, направленный с территории Литвы в Калининградскую
ЭС по ВЛ 110 кВ Советск-Пагегяй, который составил 16 МВт (16 МВА) и по ВЛ
Нестеров-Кибартай (5 МВА). При этом по ВЛ 330 кВ перетоки были направлены в сторону
Литвы и составляли:
- ВЛ 330 кВ Советск-Битенай (1 цепь): 91,0 МВт (103 МВА)
- ВЛ 330 кВ Советск-Битенай (2 цепь): 101,9 МВт (115 МВА)
- ВЛ 330 кВ Советск-Круонио ГАЭС: 17,6 МВт (31 МВА)
Общий переток в сторону ЭС Литвы составлял 194,5 МВт или 32,4% от Pдоп.
Генерация в этом режиме составляла 889 МВт, потребление 695 МВт.
В 2011 и 2013 годах в энергосистеме Калининградской области произошли
ненормируемые аварийные ситуации, приведшие к останову Калининградской ТЭЦ-2 и
погашению большей части потребителей региона. Для скорейшей ликвидации последствий
аварии необходимая мощность была направлена по межсистемным линиям энергосистемы
Литвы.
По данным контрольных замеров 2014 г. максимальный переток мощности в
сторону Литвы составил 422 МВт (04:00 17.12.2014), минимальный – 187 МВт (10:00
18.06.2014).
Максимальная генерация района по данным контрольных замеров за 2014 г. была
зафиксирована в 04:00 17.12.2014 и составила 901 МВт, из которых 892 МВт (99%)
пришлось на долю Калининградской ТЭЦ-2. Максимальное потребление района по
данным контрольных замеров было зафиксировано в 18:00 17.12.2014 и составила 695
МВт.
Как видно из результатов данных замеров, Калининградская энергосистема является
профицитной в плане мощности, избытки которой передаются в энергосистему Литвы.
Однако этот избыток мощности обеспечивается только одной крупной электростанцией
(Калининградской ТЭЦ-2), чья загрузка в максимумы потребления района приближается к
предельной.
Сводный перечень подстанций Калининградской ЭС и загрузки трансформаторов на
них в дни зимнего и летнего максимумов нагрузки представлен в таблице 7.1.1
93
Таблица 7.1.1 – Загрузка трансформаторов в дни зимнего и летнего максимумов нагрузки Калининградской ЭС по данным
контрольных замеров Филиала ОАО «СО ЕЭС» Балтийского РДУ
Существующая загрузка на 17.12.2014 18.00
Питающий центр
Uном, кВ
ПС О-53
Правобережная
110
Озерки (О-18)
110
Северная 330
110
Центральная (О-1)
110
Гурьевск (О-24)
110
Московская (О-30)
110
Полесск (О-19)
110
Рыбный порт (О-17)
110
Южная (О-12)
110
Ленинградская (О-11)
110
Янтарь (О-2)
110
Красноборская (О-33)
110
Мощность
трансформаторов,
МВА
63
63
6,3
6,3
40
40
16
16
2х25
63
63
10
10
16
16
40
40
2x25
40
25
25
6,3
6,3
S,
МВА
49,42
4,36
0,45
14,41
21,34
52,74
13,27
14,09
28,86
39,37
18,63
4,12
Процентная
загрузка
трансформаторов
39,22
39,22
34,58
34,58
0,56
0,34
45,02
45,02
42,68
41,86
41,86
66,37
66,37
44,04
44,04
36,08
36,08
39,37
39,37
37,26
37,26
32,72
32,72
Существующая загрузка на 18.06.2014 10.00
Процентная
загрузка
трансформаторов
(в режиме N-1)
S,
МВА
78,44
34,04
69,15
3,55
1,12
0,20
90,04
9,75
85,35
10,46
83,72
34,88
132,74
6,85
88,09
5,33
72,15
21,22
78,75
23,86
74,52
9,82
65,45
2,85
Процентная
загрузка
трансформаторов
27,01
27,01
28,15
28,15
0,25
0,34
30,47
30,47
20,92
27,68
27,68
34,24
34,24
16,66
16,66
26,52
26,52
24,86
19,88
19,65
19,65
22,59
22,59
Процентная
загрузка
трансформаторов
(в режиме N-1)
54,03
56,30
0,50
60,94
41,85
55,36
68,48
33,32
53,05
47,72
39,29
45,18
94
Существующая загрузка на 17.12.2014 18.00
Питающий центр
Uном, кВ
ПС О-67 Родники
110
ПС О-55 Восточная-1
110
Космодемьянская (О35)
110
ЭСТЭЦ-2 (О-70)
110
Чкаловск (О-29)
110
Северная 110 (О-42)
110
Люблино (О-49)
110
Борисово (О-47)
110
Молокозаводская (О48)
110
Промышленная (О-44)
110
Лесобалт (О-60)
110
Жуковская (О-45)
110
Ижевская (О-61)
110
Соя (О-68)
110
Мощность
трансформаторов,
МВА
16
16
40
40
1x16+1x25
10
10
2x16
40
40
10
10
25
25
16
16
25
25
10
25
25
25
25
25
S,
МВА
1,00
0,41
18,42
8,90
15,04
14,76
7,95
11,01
14,06
19,25
1,52
2,72
0,58
13,74
Процентная
загрузка
трансформаторов
3,13
3,13
0,52
0,52
36,83
44,50
44,50
47,01
18,45
18,45
39,74
39,74
22,03
22,03
43,95
43,95
38,50
38,50
15,23
5,44
5,44
1,17
1,17
27,48
Существующая загрузка на 18.06.2014 10.00
Процентная
загрузка
трансформаторов
(в режиме N-1)
S,
МВА
6,25
1,08
1,03
0,00
73,67
10,91
89,01
3,42
94,01
8,90
36,91
7,02
79,48
4,03
44,05
7,72
87,89
6,45
77,01
12,46
-
1,84
10,88
2,75
2,33
0,14
54,95
17,54
Процентная
загрузка
трансформаторов
3,38
3,38
0,00
0,00
21,82
17,12
17,12
27,82
8,78
8,78
20,16
20,16
38,59
38,59
20,17
20,17
24,92
24,92
9,19
5,49
5,49
0,28
0,28
35,08
Процентная
загрузка
трансформаторов
(в режиме N-1)
6,76
0,00
43,63
34,23
55,64
17,55
40,31
77,18
40,34
49,85
10,98
0,57
70,15
95
Существующая загрузка на 17.12.2014 18.00
Питающий центр
Uном, кВ
Университетская (О-63)
110
Васильково (О-64)
110
Невская (О-65)
110
Зеленоградск (О-10)
110
Муромская (О-27)
Светлогорск (О-9)
110
110
Пионерская (О-62)
110
Янтарное-110 (О-8)
Янтарное-60 (О-8)
110
60
Приморск (О-7)
60
Балтийск (О-36)
60
Карьер (О-28)
60
Дунаевка (О-69)
110
Советск-2 (О-66)
110
Мощность
трансформаторов,
МВА
25
16
16
16
16
16
16
16
25
2x10
2x25
16
16
2x10
60
10
10
25
25
10
10
6,3
6,3
16
16
S,
МВА
2,40
1,68
5,68
11,91
12,62
20,40
1,39
0,00
9,97
4,39
19,98
1,53
0,45
1,91
Процентная
загрузка
трансформаторов
27,48
7,51
7,51
5,24
5,24
17,76
17,76
23,81
23,81
63,11
40,79
4,34
4,34
16,61
21,97
21,97
39,97
39,97
7,65
7,65
3,55
3,55
5,97
5,97
Существующая загрузка на 18.06.2014 10.00
Процентная
загрузка
трансформаторов
(в режиме N-1)
S,
МВА
15,03
2,21
10,48
0,72
35,52
4,55
47,62
5,41
126,21
81,59
6,80
11,99
8,68
1,30
-
0,00
4,59
43,93
2,19
79,94
13,16
15,30
0,82
7,10
0,94
11,94
1,70
Процентная
загрузка
трансформаторов
35,08
6,90
6,90
2,25
2,25
14,21
14,21
10,03
15,67
34,01
23,97
1,30
1,30
3,82
10,97
10,97
26,32
26,32
4,12
4,12
7,49
7,49
1,70
1,70
Процентная
загрузка
трансформаторов
(в режиме N-1)
13,81
4,51
28,43
21,63
68,03
47,94
2,61
21,93
52,63
8,25
14,97
3,40
96
Существующая загрузка на 17.12.2014 18.00
Питающий центр
Uном, кВ
Советск-330
10
Советск (О-5)
110
Неман (О-6)
110
Гусев (О-54)
110
Вишневка (О-25)
Нестеров (О-15)
Озерск (О-20)
Краснознаменск (О-22)
110
110
110
110
Знаменск (О-3)
110
Лесная (О-26)
Охотное(О-23)
Добровольск (О-38)
Лунино (О-37)
Славск (О-46)
Чистые пруды (О-40)
110
110
110
110
110
110
Гвардейская (О-51)
110
Ушаковская (О-43)
110
Черняховск (О-4)
110
Мощность
трансформаторов,
МВА
16
16
25
25
1x25+1x16
25
25
2x6,3
1x16+1x10
2x10
2x6,3
10
10
2x25
6,3
2x10
1x10+1x6,3
2x6,3
2x6,3
16
16
6,3
6,3
25
25
S,
МВА
0,00
30,24
8,58
22,30
1,71
11,36
6,77
5,26
4,70
0,64
5,10
1,49
5,11
6,96
3,98
11,16
8,20
20,41
Процентная
загрузка
трансформаторов
0,00
0,00
60,48
60,48
17,16
44,60
44,60
13,56
35,50
33,84
41,77
23,48
23,48
1,28
81,01
7,43
25,54
55,27
31,63
34,88
34,88
65,07
65,07
40,81
40,81
Существующая загрузка на 18.06.2014 10.00
Процентная
загрузка
трансформаторов
(в режиме N-1)
S,
МВА
0,00
0,28
120,97
18,35
34,32
3,68
89,21
12,11
27,12
71,00
67,68
83,54
1,48
4,91
3,40
2,72
46,96
2,60
2,56
14,87
51,08
110,54
63,25
2,69
2,88
2,15
2,44
4,25
1,58
69,76
7,38
130,14
5,63
81,63
23,12
Процентная
загрузка
трансформаторов
0,88
0,88
36,70
36,70
7,35
24,22
24,22
11,72
15,34
17,01
21,59
13,00
13,00
5,39
22,89
10,77
12,18
33,77
12,55
36,90
36,90
44,68
44,68
46,24
46,24
Процентная
загрузка
трансформаторов
(в режиме N-1)
1,77
73,39
14,71
48,43
23,44
30,68
34,01
43,18
26,00
10,77
21,54
24,35
67,53
25,10
73,79
89,37
92,49
97
Существующая загрузка на 17.12.2014 18.00
Питающий центр
Красный Октябрь (О21)
Лужки (О-16)
Существующая загрузка на 18.06.2014 10.00
Uном, кВ
Мощность
трансформаторов,
МВА
S,
МВА
Процентная
загрузка
трансформаторов
Процентная
загрузка
трансформаторов
(в режиме N-1)
S,
МВА
Процентная
загрузка
трансформаторов
Процентная
загрузка
трансформаторов
(в режиме N-1)
110
6,3
0,14
2,24
-
1,12
559,02
-
110
2,15
34,08
0,94
81,27
2,91
113,46
4,57
65,34
7,49
72,53
-
3,09
5,73
84,65
5,51
32,45
47,54
3,49
2,59
7,49
14,53
14,53
22,83
23,42
23,42
24,50
28,64
27,54
27,54
17,46
12,97
14,97
3,24
4,75
17,04
40,64
40,64
56,73
32,67
32,67
36,27
57,25
42,32
42,32
16,22
23,77
Правдинск (О-34)
110
Багратионовск (О-31)
110
Черняховск-2 (О-32)
110
Междуречье (О-50)
Прибрежная (О-59)
110
110
Ладушкин (О-39)
110
Мамоново (О-14)
Енино (О-13)
Железнодорожная (О41)
110
110
2x6,3
10
10
2x10
16
16
2x6,3
10
10
10
2x10
2x10
110
2x6,3
3,44
27,33
54,66
1,70
13,52
27,03
Светлый (О-52)
110
16
25
16,87
35,17
45,01
105,47
67,52
12,57
31,42
30,17
78,56
50,28
8,13
11,35
10,45
4,57
5,72
8,46
29,07
45,65
46,84
49,00
55,07
34,93
25,94
98
В соответствии с данными ОАО «Янтарьэнерго», представленными в таблице 7.1.2,
рекомендуется замена силовых трансформаторов с увеличением трансформаторной
мощности, либо сооружение новых центров питания с последующим перераспределением
нагрузок. При этом в таблице 7.1.3 представлен перечень ПС, трансформаторные
мощности которых по прогнозу на 2020 г. будут исчерпаны.
99
Таблица 7.1.2 – Трансформаторы, рекомендуемые к замене по данным ОАО «Янтарьэнерго»
Информационные данные
Максимальная
допустимая
нагрузка
питающего
центра в режиме
n-1 и с учетом
резерва по
электросетям 6-15
кВ (МВА)
Максимальная
суммарная
нагрузка
трансформатор
ов питающего
центра до
31.12.2013 г.
(МВА)
за последние
пять лет
Мощность по
действующим
договорам
технологическо
го
присоединения
и поданным
заявкам свыше
670 кВт (МВА)
Дефицит
мощности
ЦП (МВА)
Акт
закрытия
центра
питания
(для
"закрытых
" центров
питания
2х40
(или новая ПС
Тильзит)
26,25
34,12
5,08
-12,95
№ О-5 от
17.03.2014
2х10
2х16
10,50
12,68
4,50
-6,68
О-27
2х10
2х25
10,50
12,10
13,17
-14,77
О-31
2х10
2х25
10,50
12,83
3,62
-5,95
16,80
19,47
17,14
-19,81
№
п/п
Наименование питающего
центра, класс напряжения
Обозначение
питающего
центра
Установленная
мощность
трансформаторов
(МВА)
Мероприятия по
реконструкции
замена
трансформаторов
(или новая ПС)
1
ПС 110/15/6 кВ Советск
О-5
2х25
2
ПС 110/15 кВ Полесск
О-19
3
ПС 110/15/10 кВ Муромская
4
ПС 110/15 кВ Багратионовск
5
ПС 110/15/10 кВ
Космодемьянская
О-35
1х16 и 1х25
2х25
(или новая ПС
Менделеевская
)
6
ПС 110/15 кВ Славск
О-46
2х6,3
2х16
6,60
7,79
8,42
-9,61
7
ПС 110/15 кВ Нестеров
О-15
1х10 и 1х16
2х16
10,50
11,40
2,79
-3,69
8
ПС 110/15 кВ Озерки
О-18
2х6,3
2х10
6,60
6,80
6,34*
-6,54
9
ПС 110/15/6 кВ Неман
О-6
1х25 и 1х16
2х25
16,80
16,91
1,31
-1,42
10
ПС 110/15/10 кВ
Светлогорск
О-9
2х25
2х40
26,25
24,67
25,72
-24,14
№ О-19 от
17.03.2014
№ О-27 от
17.03.2014
№ О-31 от
17.03.2014
№ О-35 от
17.03.2014
№ О-46 от
17.03.2014
№ О-15 от
17.03.2014
№ О-18 от
17.03.2014
№ О-6 от
17.03.2014
100
Информационные данные
№
п/п
Наименование питающего
центра, класс напряжения
Обозначение
питающего
центра
Установленная
мощность
трансформаторов
(МВА)
Мероприятия по
реконструкции
замена
трансформаторов
(или новая ПС)
Максимальная
допустимая
нагрузка
питающего
центра в режиме
n-1 и с учетом
резерва по
электросетям 6-15
кВ (МВА)
Максимальная
суммарная
нагрузка
трансформатор
ов питающего
центра до
31.12.2013 г.
(МВА)
за последние
пять лет
Мощность по
действующим
договорам
технологическо
го
присоединения
и поданным
заявкам свыше
670 кВт (МВА)
Дефицит
мощности
ЦП (МВА)
26,25
22,30
37,34
-33,39
11
ПС 110/15 кВ Гурьевск
О-24
2х25
2х40
(или новая ПС
Гурьевск-2)
12
ПС 110/15/6 кВ Правдинск
О-34
2х10
2х16
10,50
8,04
10,30
-7,84
13
ПС 110/10 кВ
Молокозаводская
О-48
2х16
2х25 (40)
16,80
15,60
8,66
-7,46
14
ПС 110/15 кВ Зеленоградск
О-10
1х16 и 1х25
2х25 (40)
16,80
14,50
16,94
-14,64
15
ПС 110/15 кВ Ладушкин
О-39
2х10
2х16
10,50
9,30
5,66
-4,46
16
ПС 60/15/6 кВ Янтарное
О-8
2х10
2х16 (25)
10,50
9,20
5,36
-4,06
17
ПС 110/15/10 кВ Люблино
О-49
2х10
2х16
10,50
8,00
4,20
-1,70
Акт
закрытия
центра
питания
(для
"закрытых
" центров
питания
ПС 110/15 кВ Охотное **
реконструкция
№ О-23 от
(предложение по Лесной с
О-23
1х6,3
0,00
5,80
1,28
-7,08
17.03.2014
ПС
Лесная
установкой тр-ов связи)
* в т. ч. по заявкам № 513/14 Царева А. Ф. с Р=2000 МВт; № 320/14 Бекиш И. Ф. с Р=2000 МВт подготовлены оферты ДТП и направлены на рассмотрение
** альтернативно взамен реконструкции ПС Охотное предусмотреть реконструкцию ПС Лесная (2х25 110/10 кВ 3% загрузка) с установкой трансформаторов
связи 10/15 кВ и ЗРУ 15 кВ
18
101
Таблица 7.1.3. – Перечень ПС, трансформаторные мощности, которых по прогнозу
на 2020 г. будут исчерпаны.
Питающий центр
Uном,
кВ
Озерки (О-18)
Центральная (О-1)
Гурьевск (О-24)
Полесск (О-19)
110
110
110
110
Мощн
ость
трансф
ормато
ров,
МВА
Существую
щая загрузка
на
17.12.2014
18.00, МВА
Существующа
я процентная
загрузка
трансформато
ров (в режиме
N-1)
Прогнозируе
мая
процентная
загрузка
трансформато
ров (в режиме
N-1)*
102,9
109,94
116,7
163,5
Рекомендуемая
мощность
трансформатор
ов с учетом
реконструкции
к 2020 г. (не
менее)**, МВА
2х10
2х25
2х40
2х16
2х6,3
4,36
69,15
2х16
14,41
90,04
2х25
21,34
85,35
2х10
13,27
132,74
1x16+
Космодемьянская (О-35) 110
17,42
73,67
140,44
2х25
1x25
Молокозаводская (О-48) 110
2х16
14,06
87,89
106,9
2х25
Муромская (О-27)
110
2x10
12,62
126,21
195,2
2х25
Светлогорск (О-9)
110
2x25
20,40
81,59
132,6
2х40
Советск (О-5)
110
2х25
30,24
120,97
142,2
2х40
Славск (О-46)
110
2x6,3
6,96
110,54
174,3
2х10
Ушаковская (О-43)
110
2х6,3
8,20
130,14
159,1
2х16
Правдинск (О-34)
110
2х10
8,13
81,27
148,7
2х25
Багратионовск (О-31)
110
2x10
11,35
113,46
158,3
2х16
Ладушкин (О-39)
110
2х10
8,46
84,65
114,3
2х16
1x16+
Светлый (О-52)
110
16,87
105,47
128,4
2x25
1x25
1x10+
Нестеров (О-15)
110
11,36
113,6
135,1
2х16
1x16
Гусев (О-54)
110
2x25
22,30
89,21
116,4
2х40
1x16+
Зеленоградск (О-10)
110
11,91
74,41
120,13
2х25
1x25
Черняховск (О-4)
110
2x25
20,41
81,63
110,24
2x40
Московская (О-30)
110
2x63
52,74
83,72
102,24
2x80
Правобережная (О-53)
110
2x63
49,92
78,44
131,99
2x125
Рыбный Порт (О-17)
110
2x16
14,09
88,09
107,94
2x25
Чкаловск (О-29)
110
2x16
15,04
94,01
114,63
2x25
Промышленная (О-44)
110
2x25
19,25
77,01
130,4
2x40
Балтийск (О-36)
110
2x25
19,98
79,94
146,12
2x40
ТЭЦ-2 (О-70)
110
2x10
8,9
89,1
109,1
2x16
Янтарное (О-8)
110
2x10
9,97
99,69
154,26
2x16
* рассчитано с учетом нагрузок регионального варианта развития Калининградской области на 2020 г.;
** в случае сооружения вблизи перегруженных подстанций новых центров питания возможно
перераспределение нагрузок и отказ от проведения реконструкции.
Окончательное решение о необходимости проведения реконструкции на
подстанциях, а так же мощности устанавливаемого трансформаторного оборудовании
должно приниматься на последующих стадиях разработки внестадийной и проектной
документации.
102
7.2 Электрические расчеты
напряжением 60 кВ и выше
режимов
основной
электрической
сети
Для оценки надежности электроснабжения потребителей Калининградской области
проведены расчеты нормальных и послеаварийных режимов работы электрической сети
Калининградской энергосистемы для зимнего и летнего максимума нагрузок рабочего дня,
летнего минимума нагрузок выходного дня с учетом поэтапного ввода электроустановок,
присоединяемой мощности.
Цель расчетов – проверка достаточности пропускной способности существующих и
намечаемых к сооружению электрических сетей, выбор их параметров и определение
условий обеспечения необходимых уровней напряжения в послеаварийных режимах.
В проведённых расчетах режимов учтены планируемые электросетевые объекты,
сооружаемые с целью повышения надежности электроснабжения и создания
технологической возможности присоединения новых потребителей. Предварительные
решения по схемам выдачи мощности для предполагаемых к сооружению электростанций
Регионального варианта развития до 2021 г.
7.2.1 Перечень сооружаемого электросетевого хозяйства в энергосистеме
Калининградской области на 2016-2020 гг.
Перечень сооружаемых подстанций составлен на основании полученных
предложений электросетевых организаций и Министерства развития инфраструктуры
Калининградской области, а также информации о наличии заявок на технологическое
присоединение и планируемых к реализации перспективных инвестиционных проектов.
В таблице 7.2.1 представлен сводный перечень вводимых подстанций в период 20152021гг.
Перечень наиболее вероятных подстанций напряжением 110 кВ и выше
планируемых к сооружению до 2020 года:
- ПС 110 кВ Куликово с установкой трансформаторов мощностью 2х16 МВА.
Подстанция строится в посёлке Куликово Зеленоградского района Калининградской
области с целью создания технической возможности присоединения к электрическим
сетям энергопринимающих устройств комплекса объектов недвижимости на территории
игорной зоны «Янтарная».
Для присоединения подстанций к энергосистеме предусматривается строительство
новой КВЛ 110 кВ от ПС О-62 Пионерская суммарной протяжённостью 2х6 км и
установка двух ячеек 110 кВ на ПС О-62 Пионерская.
Период ввода в эксплуатацию: 2015-2017 гг.
- ПС 110 кВ Новая с установкой трансформаторов мощностью 2х16 МВА в
Гурьевском районе для возможности осуществления технологического присоединения
вводимых объектов промышленной зоны «Гурьевская», а также электроснабжения прочих
новых потребителей (в частности, жилых домов).
Присоединение ПС 110 кВ Новая к энергосистеме осуществляется отпайками от
двух цепной существующей ВЛ 110 кВ №№ 149/165 ПС О-1 Центральная – ПС О-52
Светлый с отпайками, протяжённостью 2х0,1 км, проводом марки АС – 120.
Период ввода в эксплуатацию: 2017-2019 гг.
- ПС 110 кВ Береговая с установкой трансформаторов мощностью 2х25 МВА для
возможности электроснабжения строящегося стадиона на 35000 зрительских мест по
103
адресу Солнечный бульвар, задействованного при проведении Чемпионата мира по
футболу в 2018 году в г. Калининграде.
Присоединение ПС 110 кВ Береговая к энергосистеме предусмотрено
строительством заходов от существующей ВЛ 110 кВ №115 ПС О-1 Центральная – ПС О30 Московская, в кабельном исполнение с сечением жилы 300 мм² протяжённостью 2х1,3
км и кабельными заходами от существующей ВЛ 110 кВ №116 ПС О-1 Центральная – ПС
Северная 330 с отпайками, протяженностью 2х1,7 км, сечением жилы 300 мм².
Период ввода в эксплуатацию: 2014-2017 гг.
- ПС 110 кВ Храброво с установкой трансформаторов мощностью 2х40 и 2х10 МВА.
Трансформаторная мощность 2х10 МВА рассчитана исходя из нагрузок
реконструируемого аэропорта Храброво, в связи с увеличением его мощности.
Трансформаторная мощность 2х40 МВА рассчитана в соответствии с утвержденными
техническими условиями на технологическое присоединение к ПС 110 кВ Храброво
энергопринимающих устройств индустриального парка Храброво, заявленная мощность
которого составляет 40 МВт.
Подключение ПС 110 кВ Храброво к энергосистеме предусматривается заходами от
существующей ВЛ 110 кВ №119 ПС Северная 330 – ПС О-27 Муромская, протяжённостью
2х8 км, проводом марки АС – 150.
Период ввода в эксплуатацию: 2014-2017 гг.
- ПС 110 кВ Окружная (Южная-2) с установкой трансформаторов мощностью 2х25
МВА для возможности подключения новых потребителей г. Калининград.
Присоединение ПС 110 кВ Окружная (Южная-2) к энергосистеме
предусматривается строительством новой двух цепной воздушной линией 110 кВ от ПС О70 ТЭЦ-2 протяжённостью 2х9 км, проводом марки АС – 185.
В случае отказа от сооружения ПС Окружная (Южная-2) необходимо предусмотреть
до 2018 года проведение реконструкции существующей ПС 110кВ Южная с увеличением
мощности силовых трансформаторов.
Период ввода в эксплуатацию: 2015-2017 гг.
- ПС 110 кВ Юго-Восточная-2 с установкой трансформаторов мощностью 2х25
МВА для возможности присоединения новых потребителей.
Присоединение ПС 110 кВ Юго-Восточная-2 к энергосистеме предусматривается
строительством новой двухцепной КВЛ 110 кВ от ПС О-70 ТЭЦ-2 протяжённостью 2х2
км.
Период ввода в эксплуатацию: 2015 г.
- ПС 110 кВ Преголь с установкой трансформаторов мощностью 2х16 МВА для
возможности подключения новых потребителей.
Присоединение ПС 110 кВ Преголь к энергосистеме осуществляется отпайками от
двухцепной ВЛ 110 кВ ПС О-70 ТЭЦ-2 – ПС Юго-Восточная-2 протяжённостью 2х8,6 км.
Период ввода в эксплуатацию: 2018-2020 гг.
- ПС 110 кВ Приморск с установкой трансформаторов мощностью 2х10 МВА для
подключения существующих потребителей (60 кВ) и новых потребителей.
104
Присоединение ПС 110 кВ Приморск к энергосистеме может быть осуществлено
путем перезавода существующих ВЛ 60-17 и 60-19 О-52 Светлый – О-8 Янтарное с
последующим переходом данных ВЛ на номинальное напряжение 110 кВ.
Период ввода в эксплуатацию: 2015-2018 гг.
- ПС 110 кВ Флотская с установкой трансформаторов мощностью 2х25 МВА для
подключения существующих и новых потребителей.
Присоединение ПС 110 кВ Флотская к энергосистеме предусматривается
строительство новой ВЛ 110 кВ от ПС О-7 Приморск, протяженностью 13 км, проводом
марки АС – 185 и новой ВЛ 110 кВ от ПС О-36 Балтийск протяженностью 3 км, проводом
марки АС – 185.
Период ввода в эксплуатацию: 2015-2017 гг.
- ПС 110 кВ Чкаловская-2 с установкой трансформаторов мощностью 2х25 МВА для
подключения существующих и новых потребителей.
Присоединение ПС 110 кВ Чкаловск-2 к энергосистеме предусматривается отпайкой
от существующей ВЛ 110 кВ №148 ПС О-11 Ленинградская – ПС О-35 Космодемьянская,
протяженностью 1,5 км и отпайкой от существующей ВЛ 110 кВ № 125 ПС О-11
Ленинградская – ПС О-29 Чкаловск, протяженностью 1,5 км.
Период ввода в эксплуатацию: 2012-2016 г.
- ПС 110 кВ Нивенская с установкой трансформаторов мощностью 2х16 МВА для
подключения существующих и новых потребителей.
Присоединение ПС 110 кВ Нивенская к энергосистеме предусматривается
двухцепной ВЛ 110 кВ от ПС О-1 Центральная, протяженностью 2х10 км, проводом марки
АС – 240.
Период ввода в эксплуатацию: 2014-2016 г.
Также до 2020 года планируется сооружение следующих подстанций напряжением
110 кВ:
- ПС 110 кВ Автотор с установкой трансформаторов мощностью 2х25 МВА на
северо-западе г. Калининград для создания возможности технологического присоединения
нагрузок ООО «АВТОТОР-ХОЛДИНГ» (в соответствии с Федеральной целевой
программой развития Калининградской области до 2020 года и проекта (2012 г.)
планировки с проектами межевания пос. Зеленое и пос. Менделеево), а также других
объектов в северо-западной части области.
Присоединение ПС 110 кВ Автотор к энергосистеме предусматривается
строительством заходов от существующей ВЛ 110 кВ №148 ПС О-35 Космодемьянская –
ПС О-1 Центральная, в кабельном исполнение с сечением жилы 300 мм² протяжённостью
5,9 км.
Период ввода в эксплуатацию: 2015-2017 гг.
- ПС 110 кВ Вороново (Ушаково) с установкой трансформаторов мощностью 2х16
МВА в Гурьевском районе г. Калининграда для возможности технологического
присоединяя электроустановок технологического парка «Янтарь» в п. Ушаково, а также
прочих потребителей.
Присоединение ПС 110 кВ Вороново (Ушаково) к энергосистеме предусматривается
заходами от существующей ВЛ 110 кВ №139 ПС О-1 Центральная - ПС О-39 Ладушкин с
105
отпайкой на ПС О-59 Прибрежная, протяжённостью 2х0,5 км, проводом марки АС – 120.
Также рассматривается возможность подключения подстанции отпайками от
существующей ВЛ №139 ПС О-1 Центральная - ПС О-39 Ладушкин с отпайкой на ПС О59 Прибрежная, проводом марки АС-120.
Период ввода в эксплуатацию: 2020-2021 гг.
- ПС 110 кВ Гумбинен с установкой трансформаторов мощностью 2х16 МВА в
пригороде г. Гусева для возможности технологического присоединения электроустановок
имущественного комплекса производственного назначения.
Присоединение ПС 110 кВ Гумбинен к энергосистеме предусматривается заходами
от существующей ВЛ 110 кВ №107 ПС О-4 Черняховск –ПС О-54 Гусев протяжённостью
2х1 км, проводом марки АС – 240.
Период ввода в эксплуатацию: 2016-2019 гг.
- ПС 110 кВ Индустриальная с установкой трансформаторов мощностью 2х40 МВА
для технологического присоединения вводимых объектов индустриального парка
«Черняховск».
Присоединение ПС 110 кВ Индустриальная к энергосистеме предусматривается
заходами от существующей ВЛ 110 кВ №114 ПС О-4 Черняховск – ПС О-50 Междуречье с
отпайками, протяжённостью 2х4 км, проводом марки АС – 240. Также рассматривается
возможность подключения подстанции отпайкой от существующей ВЛ 110 кВ №133 ПС
О-4 Черняховск - ПС О-16 Лужки, проводом марки АС – 240 и отпайкой от существующей
ВЛ 110 кВ №114 ПС О-4 Черняховск – ПС О-50 Междуречье, проводом марки АС – 240.
Период ввода в эксплуатацию: 2015-2017 гг.
- ПС 110 кВ Константиновка с установкой трансформаторов мощностью 2х16 МВА
в Гурьевском районе для возможности технологического присоединения электроустановок
индустриального парка «Константиновка».
Присоединение ПС 110 кВ Константиновка к энергосистеме предусматривается
отпайками от существующей ВЛ 110 кВ № 154 ПС Северная 330 – ПС О-42 Северная 110,
протяжённостью 2 км, проводом марки АС – 150 и от существующей ВЛ 110 кВ №142 ПС
О-24 Гурьевск – ПС О-19 Полесск, протяжённостью 2 км, проводом марки АС – 150.
Период ввода в эксплуатацию: 2020-2021 гг.
- ПС 110 кВ Майская с установкой трансформаторов мощностью 2х16 МВА в
посёлке Майское для создания возможности технологического присоединения
инвестиционного проекта по строительству индюшиной фермы, а также других объектов в
Гусевском районе в том числе.
Присоединение ПС 110 кВ Майская к энергосистеме предусматривается заходами от
существующей ВЛ 110 кВ №102 ПС О-54 Гусев - ПС О-37 Лунино протяжённостью 2х1
км, проводом марки АС – 150.
Период ввода в эксплуатацию: 2016-2017 гг.
- ПС 110 кВ Менделеевская с установкой трансформаторов мощностью 2х16(40)
МВА на северо-западе г. Калининград для создания возможности технологического
присоединения нагрузок ООО «АВТОТОР-ХОЛДИНГ» (в соответствии с Федеральной
целевой программой развития Калининградской области до 2020 года), а также других
объектов в северо-западной части города.
106
Присоединение ПС 110 кВ Менделеевская к энергосистеме предусматривается
заходами от существующей ВЛ 110 кВ №117 ПС О-29 Чкаловск – ПС О-1 Центральная с
отпайками, протяжённостью 6,6 км, проводом марки АС – 240 и заходами от
существующей ВЛ 110 кВ №118 ПС О-35 Космодемьянская – ПС О-1 Центральная с
отпайками, протяжённостью 12,5 км, проводом марки АС – 240. А так же строительством
новой ВЛ 110 кВ ПС Менделеевская – ПС О-53 Правобережная, протяжённостью 9,3 км,
проводом марки АС – 240 и строительством новой ВЛ 110 кВ ПС Менделеевская – ПС
Северная 330 протяжённостью 8,5 км, проводом марки АС – 240.
Период ввода в эксплуатацию: 2019-2021 гг.
- ПС 110 кВ Рыбачий с установкой трансформаторов мощностью 2х6,3 МВА для
подключения существующих и новых потребителей на Куршской косе и повышения
надежности электроснабжения.
Для присоединения подстанций к энергосистеме предусматривается строительство
новой КЛ 110 кВ от ПС О-10 Зеленоградск суммарной протяжённостью 2х36 км и
установка двух ячеек 110 кВ на ПС О-10 Зеленоградск.
Так же рассматривается возможность сооружения ПС 35 кВ Рыбачий
электроснабжения потребителей Куршской косы на напряжении 35кВ. Окончательное
решение о схеме (и напряжении) электроснабжения потребителей расположенных на
Куршской косе должно быть принято после разработки предварительного техникоэкономического обоснования и проведения проектных изысканий.
Период ввода в эксплуатацию: 2018-2020 гг.
- ПС 110 кВ Сельма с установкой трансформаторов мощностью 2х25 МВА в черте г.
Калининграда для электроснабжения существующих потребителей и новых объектов по
заявкам об осуществлении технологического присоединения.
Присоединение ПС 110 кВ Сельма к энергосистеме предусматривается кабельновоздушными ответвлениями (отпайками) от существующей двухцепной ВЛ 110 кВ №
152/153 ПС Северная 330 –ПС О-11 Ленинградская, протяжённостью 2х0,3 км, с сечением
жилы 240 мм².
Период ввода в эксплуатацию: 2017-2019 гг.
- ПС 110 кВ Форт с установкой трансформаторов мощностью 2х10 МВА в черте г.
Калининграда для электроснабжения существующих потребителей Ленинградского района
и новых объектов по заявкам об осуществлении технологического присоединения.
Присоединение ПС 110 кВ Форт к энергосистеме предусматривается отпайками от
существующей двух цепной ВЛ 110 кВ № 167/168 ПС Северная 330 –ПС О-62 Пионерская,
протяжённостью 2х1 км, проводом марки АС – 150.
Период ввода в эксплуатацию: 2018-2020 гг.
- ПС 110 кВ Черняховск-город с установкой трансформаторов мощностью 2х10
МВА в г. Черняховск для возможности технологического присоединения новых объектов
г. Черняховск.
Присоединение ПС 110 кВ Черняховск-город к энергосистеме предусматривается
отпайкой от существующей ВЛ 110 кВ №133 ПС О-4 Черняховск - ПС О-16 Лужки,
протяжённостью 6 км, проводом марки АС – 240 и отпайкой от существующей ВЛ 110 кВ
№114 ПС О-4 Черняховск – ПС О-50 Междуречье с отпайками, протяжённостью 4 км,
проводом марки АС – 240.
107
Период ввода в эксплуатацию: 2018-2020 гг.
- РП Северный для возможности подключения новых потребителей ООО «Интер
Плюс». Основание: заключен Договор технологического присоединения между ОАО
«ФСК ЕЭС» и ООО «ИНТЕР ПЛЮС».
Присоединение РП Северный к энергосистеме предусматривается заходами от ВЛ
110 кВ ПС Северная-330 - – Калининградская ТЭЦ-2.
Период ввода в эксплуатацию: до 2021 г.
- РП Центральный для возможности подключения новых потребителей ООО «Интер
Плюс». Основание: заключен Договор технологического присоединения между ОАО
«ФСК ЕЭС» и ООО «ИНТЕР ПЛЮС».
Присоединение РП Центральный к энергосистеме предусматривается заходами от
ВЛ 110 кВ ПС Центральная - Калининградская ТЭЦ-2.
Период ввода в эксплуатацию: до 2021 г.
Таблица 7.2.1 – Сводная таблица вводимых подстанций в период 2015-2021 гг.
N п/п
1.
2.
3.
4.
Наименование подстанции
110 кВ, мощность
трансформаторов
Автотор,
2 x 25
Менделеевская,
2 х 16 (40)
Майская,
2 х 16
Куликово,
2 х 16
Период
реализации,
гг.
2015-2017
2019-2021
2016-2017
2015-2017
5.
Новая,
2 х 16
2017-2019
6.
Гумбинен,
2 х 16
2016-2019
7.
Индустриальная
(индустриальный парк
«Черняховск»),
2 х 40
2015-2017
8.
Форт,
2 х 10 (16)
2018-2020
9.
Сельма,
2 х 25
2017-2019
Обоснование*
Федеральная целевая программа развития
Калининградской области до 2020 г.
Федеральная целевая программа развития
Калининградской области до 2020 года и
проект (2012 г.) планировки с проектами
межевания в их составе пос. Менделеево
Инвестиционный проект по строительству
индюшиной фермы
Заявки
на
тех.
присоединение,
разрабатываются ТУ
Заявки и договоры на технологическое
присоединение (с ТУ) к ПС 110/15кВ О-1
Центральная
Заявки и договоры на технологическое
присоединение (с ТУ) к ПС 110/15кВ О-54
Гусев
Федеральная целевая программа развития
Калининградской области до 2020 г.
Исполнение заключенных
договоров технологического присоединения
(с ТУ) к ПС
110/10
кВ
О-11
Ленинградская
и
присоединения
новых
объектов,
предусмотренных проектом (2012 г.)
планировки с проектом межевания в
их составе в границах ул. Украинская Горького - Лукашева - Б. Окружная
Исполнение
заключенных
договоров
технологического присоединения
108
N п/п
10.
11.
12.
13.
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
Наименование подстанции
110 кВ, мощность
трансформаторов
Константиновка,
2 х 16
Береговая,
2 х 25
Храброво,
2 х 10;
2 х 40
Окружная
(Южная-2),
2 х 25
Юго-Восточная-2,
2 х 25
Преголь,
2 х 16
Рыбачий,
2 х 6,3
Флотская,
2 х 25
Приморск,
2 х 10
Чкаловская -2,
2 х 25
Нивенская,
2 х 10
Вороново
(Ушаково),
2 х 16
Черняховск-город,
2 х 10
Период
реализации,
гг.
Обоснование*
(с ТУ) к ПС 110/10 кВ 0-11 Ленинградская и
присоединения
новых
объектов,
предусмотренных проектом (2014 г.)
планировки с проектом межевания в их
составе
в
границах
ул.
НевскогоАртиллерийская
2020-2021
Федеральная целевая программа развития
Калининградской области до 2020 г.
2014-2017
Заявка и договор на тех. присоединение
2014-2017
Заявка и договор на тех. присоединение
2015-2017
Заявки
на
тех.
разрабатываются ТУ
присоединение,
Заявки
на
тех.
разрабатываются ТУ
Заявка
на
тех.
разрабатываются ТУ
присоединение,
2015
2018-2020
2018-2020
2015-2017
2015-2018
присоединение,
Заявка на тех. присоединение
Заявка
на
тех.
присоединение,
разрабатываются ТУ
Заявка на тех. присоединение, перевод сети
60 кВ на 110 кВ
2012-2016
Заявка на тех. присоединение, ТУ выданы
2014-2016
Заявка и договор на тех. присоединение
2020-2021
Федеральная целевая программа развития
Калининградской области до 2020 г.
2018-2020
Заявки и договоры на технологическое
присоединение (с ТУ) к ПС 110/15/6 кВ O-4
«Черняховск» и ПС 110/6 0 -32 «Черняховск2»
*обоснования приняты в соответствии с протоколом совещания по рассмотрению вопросов по
разработке схемы и программы развития электроэнергетики Калининградской области 2016-2020гг. №07/6ТЭК от 09.04.2015 г.
109
Согласно данным заявителя ООО «Западная Энергетическая Компания» будет
осуществлено технологическое присоединение двухцепной ВЛ 110 кВ «Калининградская
ТЭЦ-2 – ПС О-70» длинной около 760 метров с установкой двух ячеек к ОРУ 110 кВ
Калининградской ТЭЦ-2.
После завершения работ по присоединению к ОРУ 110 кВ Калининградской ТЭЦ-2
новой двухцепной ВЛ 110 кВ «Калининградская ТЭЦ-2 – ПС О-70 ТЭЦ-2» и
реконструкции ПС О-70 ТЭЦ-2 будет произведено отсоединение существующих отпаек
110 кВ к ПС О-70 ТЭЦ-2 от ВЛ 110 кВ №173/151 Калининградская ТЭЦ-2 – ПС О-51
Гвардейская, ВЛ 110 кВ №174/158 Калининградская ТЭЦ-2 – ПС О-51 Гвардейская.
С целью снижение потерь в электросетях, повышения надежности
электроснабжения потребителей Земландского полуострова и возможности присоединения
новых объектов с обеспечением напряжения в пределах установленных норм
рекомендуется перевод на номинальное напряжение 110 кВ следующих электросетевых
объектов напряжением 60 кВ:
- ПС 60/15/6 кВ Янтарное с заменой двух трансформаторов 60/15/6 кВ мощностью
10 МВА на трансформаторы 110/15/6 кВ по 16 МВА.
- ПС 60/10/6 кВ Карьер с заменой двух трансформаторов 60/10/6 кВ мощностью 10
МВА на трансформаторы 110/10/6 кВ по 10 МВА.
- ПС 60/15/10 кВ Балтийск с заменой двух трансформаторов 60/15/10 кВ мощностью
25 МВА на трансформаторы 110/15/10 кВ по 40 МВА.
- Перевод ЛЭП 60-17, 60-19 на напряжение 110 кВ.
Для
повышения
надежности
электроснабжения
Южного
энергорайона
Калининградской области, а также для поддержания нормированных уровней напряжения
на ПС 110 кВ Мамоново (О-14), Енино (О-13), Багратионовск (О-31) в случае наложения
аварии в период ремонта ВЛ, рекомендуется предусмотреть строительство новой
одноцепной воздушной линии 110 кВ от ПС 110 кВ Нивенская – Правдинск (О-34)
протяженностью ≈ 41 км.
Окончательные решения о технических характеристиках и схемах подключения
электросетевых объектов должны быть определены на стадиях разработки внестадийной и
проектной документации.
7.2.2 Предварительные схемы выдачи мощности предполагаемых
сооружению генерирующих мощностей в Калининградской области
к
В региональном и базовом (при условии не возможности взаимодействия с
энергосистемой стран Балтии) вариантах предусмотрены вводы генерирующих мощностей
в период до 2021 года, в том числе:
1)
ТЭС в г. Советске - установленная мощность электростанции на 2019 год
составляет 256,2 МВт. На электростанции устанавливается 14 энергоблоков мощностью
18,3 МВт.
Предварительно мощность ТЭС в г. Советске может выдаваться при сооружении
воздушной линии 110 кВ ПС Советск-330 - ТЭС в г. Советске, протяженностью 2×5 км,
проводом марки АС – 240 и сооружении ВЛ 110 кВ ТЭС в г. Советске – ПС 110 кВ
Советск (О-5), протяженностью 2×7 км, проводом марки АС – 240, а также при
сооружении заходов существующей воздушной линии 110 кВ №112 ПС Советск-330 – ПС
О-3 Знаменск с отпайками, протяженностью 2×5 км, проводом марки АС – 240.
110
2)
Новая Калининградская ТЭС (ТЭС в г. Калининграде) - установленная
мощность электростанции на 2018 год составляет 440 МВт. На электростанции
устанавливается 4 энергоблока мощностью 110 МВт .
Предварительно, мощность ТЭС в г. Калининграде может выдаваться при
сооружении двух врезок в ВЛ 110 кВ №150 и 165 ПС О-1 Центральная – ПС О-52 Светлый
с отпайками, протяженностью 2×4,5 км и 2×5 км, проводом марки АС – 240 и сооружении
заходов существующей воздушной линии 110 кВ №118 ПС О-35 Космодемьянская – ПС
О-1 Центральная с отпайками, протяженностью 2×4 км, проводом марки АС – 240, а также
сооружении воздушной линии 110 кВ ТЭС в г. Калининграде – ПС Северная 330,
протяженностью 2×17 км, проводом марки АС – 240. Также необходимо сооружение ВЛ
330 кВ ПС О-1 Центральная - ТЭС в г. Калининграде, протяженностью 18 км, проводом
марки 2АС–300 и сооружение ВЛ 330 кВ ПС Северная 330 - ТЭС в г. Калининграде,
протяженностью 35 км, проводом марки 2АС–300.
При этом необходимо провести реконструкцию воздушной линии 110 кВ №118 ПС
О-35 Космодемьянская – ПС О-1 Центральная с заменой провода на АС-240, длинной 4 км.
3)
ТЭС в г. Светлом - установленная мощность электростанции на 2018 год
составляет 150 МВт. На электростанции устанавливается 3 энергоблока мощностью 50
МВт.
Предварительно рассматривается возможность использования для сооружения
новой теплоэлектростанции площадку существующей Светловской ГРЭС-2 (планируется
вывод из эксплуатации) с последующей реконструкцией ОРУ 110 кВ и сохранением
существующих связей ВЛ 110 кВ, а так же реконструкцией ВЛ 60 кВ №17 и 19 ПС О-52
Светлый – ПС О-8 Янтарное с отпайками, переводом на номинальное напряжение 110 кВ.
4)
ТЭС в г. Гусеве - установленная мощность электростанции на 2018 год
составит 160 МВт. На электростанции устанавливается 2 энергоблока мощностью 80 МВт.
Предварительно мощность ТЭС в г. Гусеве может выдаваться при сооружении
воздушной линии 110 кВ ПС О-54 Гусев - ТЭС в г. Гусеве, протяженностью 3 км,
проводом марки АС – 240 и сооружении ВЛ 110 кВ ТЭС в г. Гусеве - ПС О-4 Черняховск,
протяженностью 21 км, проводом марки АС – 240, а так же сооружении заходов
существующей воздушной линии 110 кВ №107 ПС О-4 Черняховск – ПС О-54 Гусев,
протяженностью 2х2 км, проводом марки АС – 240.
При этом необходимо провести замену трансформаторов тока на ПС О-54 Гусев, ПС
О-37 Лунино и ПС О-4 Черняховск, для снятия ограничений для СВМ ТЭС в г. Гусев.
Необходимо отметить, что в настоящее время ведутся проработки по возможному
изменению типа и единичной мощности вводимого генерирующего оборудования на ТЭС
в г. Гусеве(2хГТУ суммарной мощностью 140 МВт), ТЭС в г. Советске (2хПГУ суммарной
мощностью 229 МВт) и ТЭС в г. Светлом, а также возможно частичное изменение
площадок размещения планируемых ТЭС.
При изменении площадки размещения и/или единичных и суммарных мощностей
генерирующих мощностей, предлагаемые варианты СВМ должны быть скорректированы.
Все предложенные выше схемные решения должны быть уточнены и
скорректированы в ходе выполнения отдельных внестадийных работ по разработке схем
выдачи мощности электростанций.
Карта-схема электрических соединений базового и регионального варианта развития
на 2020 г., с учетом предложенных СВМ станций приведена на рисунках 7.2.1-7.2.8.
На рисунке 7.2.9 приведена принципиальная схема электрических соединений
регионального варианта развития Калининградской области на 2020 г.
111
7.2.3 Анализ характерных ремонтных, аварийных и послеаварийных
режимов работы электрических сетей 60 кВ и выше
Расчеты режимов работы сети 60 кВ и выше выполнялись исходя из следующих
основных условий:
- расчетные реактивные нагрузки на шинах подстанций 110 кВ принимались на
основе анализа отчетных данных;
- величины межсистемных перетоков мощности коррелируют с балансом мощности
ОЭС Северо-Запада и расчетами по основной сети ОЭС Северо-Запада и энергосистемы
Калининградской области;
- температура наружного воздуха для зимних и летних режимов принята в
соответствии с рекомендациями ПУЭ, в которых указано, что температуры воздуха
должны определяться по строительным нормам и правилам с округлением до значений,
кратных пяти. Таким образом, для зимних режимов расчетная температура принята равной
+5°C, для летних режимов - +25°C.
Были проведены расчет нормальных режимов для базового и регионального
вариантов развития энергосистемы Калининградской области для зимнего и летнего
максимума нагрузок, а также летнего минимума.
В таблицах 7.2.2 – 7.2.5 приведен анализ аварийных отключений, которые приводят
к максимальной загрузке элементов энергосистемы в режимах зимнего максимума
нагрузок.
Анализ послеаварийных режимов показал, что наибольшая загрузка в
Калининградской ЭС выявлена на ВЛ 110 кВ Багратионовск – Енино и составляет 93,2%
от Iдоп. при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Советск - Северная и ремонте ВЛ 330 кВ
Центральная – Советск на уровне 2016 года в региональном варианте. Анализ других
послеаварийных режимов не выявил превышений токовой загрузки в Калининградской
энергосистеме.
Расчеты послеаварийных режимов для базового и регионального варианта развития
региона на уровне 2020 г. показали, что ввод новых центров питания, строительство
электросетевых объектов, ввод новых генерирующих мощностей и последующее
изменение схемы электрических соединений Калининградской области позволили
перераспределить потоки мощности в системе, что привело к снижению общего уровня
загрузки существующих ВЛ.
112
Таблица 7.2.2 – Загрузка ВЛ в послеаварийных режимах зимнего максимума
нагрузок 2016 года
№
п/п
1
Аварийное отключение
ВЛ 110 кВ Советск – Черняховск
(О-4)
Линия
Загрузка зима
макс, %
Загрузка лето
макс, %
ВЛ 110 кВ Неман (0-6) Лунино (0-37) 2сш
86
48,9
ВЛ 110 кВ Лунино (0-37) Гусев (0-54) 2сш
76,9
45,1
2
ВЛ 110 кВ Советск 1 СШ - Неман
(0-6) 2сш
ВЛ 110 кВ Советск Черняховск
82,6
51,6
3
ВЛ 110 кВ Багратионовск (0-31) Енино (0-13) 2сш
ВЛ 110 кВ Советск Черняховск
84,8
51,7
4
ВЛ 110 кВ Северная-110 1сш Московская
ВЛ 110 кВ Центральная 110
2сш (0-2) - Московская
72,5
52,4
5
ВЛ 60 кВ О-52 Светлый - О-8
Янтарное с отпайками (Л-60-17)
ВЛ 110 кВ Светлогорск (0-9) Пионерская (0-62) 2сш
84,5
58
6
ВЛ 60 кВ О-52 Светлый - О-8
Янтарное с отпайками (Л-60-19)
ВЛ 110 кВ Светлогорск (0-9) Пионерская (0-62) 2сш
84,5
60,2
7
ВЛ 110 кВ Светлогорск (0-9) Пионерская (0-62) 2сш
ВЛ 60 кВ Приморск (0-7) ГРЭС-2
94,4
59
года
№
п/п
1
Таблица 7.2.3 – Загрузка ВЛ в послеаварийных режимах базового варианта 2020
Аварийное отключение
Линия
Загрузка
зима макс, %
Загрузка
лето макс, %
ВЛ 110 кВ Неман (0-6) - Лунино (037) 2сш
57,2
33,9
ВЛ 110 кВ Лунино (0-37) - Гусев (054) 2сш (с заходами ПС Майская)
48,2
28,8
ВЛ 110 кВ Советск –
Черняховск (О-4)
2
ВЛ 110 кВ Советск 1 СШ Неман (0-6) 2сш
ВЛ 110 кВ Советск - Черняховск
64,2
36,1
3
ВЛ 110 кВ Багратионовск (0-31)
- Енино (0-13) 2сш
ВЛ 110 кВ Советск - Черняховск
52,6
29,7
113
№
п/п
Аварийное отключение
Линия
Загрузка
зима макс, %
Загрузка
лето макс, %
4
ВЛ 110 кВ Северная 330 –
Московская (О-30)
ВЛ 110 кВ Центральная (О-1) –
Московская (О-30) (с заходом на ПС
Береговая)
74,7
43,6
5
ВЛ 110 кВ О-52 Светлый - О-8
Янтарное с отпайками (Л-6017)
ВЛ 110 кВ Светлогорск (0-9) Пионерская (0-62) 2сш
77,7
45
6
ВЛ 110 кВ О-52 Светлый - О-8
Янтарное с отпайками (Л-6019)
ВЛ 110 кВ Светлогорск (0-9) Пионерская (0-62) 2сш
81
46,7
7
ВЛ 110 кВ Светлогорск (0-9) Пионерская (0-62) 2сш
ВЛ 110 кВ Приморск (0-7) Светлый (0-52)
39,7
22,5
Таблица 7.2.4 – Загрузка ВЛ в послеаварийных режимах регионального варианта
2016 года
№
п/п
1
Аварийное отключение
ВЛ 110 кВ Советск – Черняховск (О-4)
Линия
Зима,
макс,
загрузка,
%
Лето
макс,
загрузка,
%
ВЛ 110 кВ Неман (0-6) - Лунино
(0-37) 2сш
87,1
51,5
ВЛ 110 кВ Лунино (0-37) - Гусев
(0-54) 2сш
77,9
47,6
2
ВЛ 110 кВ Советск 1 СШ - Неман (06) 2сш
ВЛ 110 кВ Советск - Черняховск
83,8
52,2
3
ВЛ 110 кВ Багратионовск (0-31) Енино (0-13) 2сш
ВЛ 110 кВ Советск - Черняховск
85,9
52,2
4
ВЛ 110 кВ Северная-110 1сш Московская
ВЛ 110 кВ Центральная 110 2сш
(0-2) - Московская
80,5
52,9
5
ВЛ 60 кВ О-52 Светлый - О-8
Янтарное с отпайками (Л-60-17)
ВЛ 110 кВ Светлогорск (0-9) Пионерская (0-62) 2сш
85,7
58,5
6
ВЛ 60 кВ О-52 Светлый - О-8
Янтарное с отпайками (Л-60-19)
ВЛ 110 кВ Светлогорск (0-9) Пионерская (0-62) 2сш
85,7
60,7
7
ВЛ 110 кВ Светлогорск (0-9) Пионерская (0-62) 2сш
ВЛ 60 кВ Приморск (0-7) ГРЭС-2
96,4
59,9
114
Таблица 7.2.5 – Загрузка ВЛ и трансформаторов тока в послеаварийных режимах
регионального варианта 2020 г
№
п/п
1
Аварийное отключение
ВЛ 110 кВ Советск – Черняховск
(О-4)
Линия
Зима,
макс,
загрузка,
%
Лето
макс,
загрузка,
%
ВЛ 110 кВ Неман (0-6) - Лунино (0-37)
2сш
32,1
12,5
ВЛ 110 кВ Лунино (0-37) - Гусев (0-54)
2сш (с заходами ПС Майская)
24,4
7,4
2
ВЛ 110 кВ Советск 1 СШ - Неман
(0-6) 2сш
ВЛ 110 кВ Советск - Черняховск
40,9
18,3
3
ВЛ 110 кВ Багратионовск (0-31) Енино (0-13) 2сш
ВЛ 110 кВ Советск - Черняховск
34,9
15,5
4
ВЛ 110 кВ Северная-110 1сш Московская
ВЛ 110 кВ Центральная (О-1) –
Московская (О-30) (с заходом на ПС
Береговая)
47
21,2
5
ВЛ 110 кВ О-52 Светлый - О-8
Янтарное с отпайками (Л-60-17)
ВЛ 110 кВ Светлогорск (0-9) Пионерская (0-62) 2сш
48,6
28,9
6
ВЛ 110 кВ О-52 Светлый - О-8
Янтарное с отпайками (Л-60-19)
ВЛ 110 кВ Светлогорск (0-9) Пионерская (0-62) 2сш
49,7
29,5
7
ВЛ 110 кВ Светлогорск (0-9) Пионерская (0-62) 2сш
ВЛ 110 кВ Приморск (0-7) - Светлый
(0-52)
39,9
23,7
115
Рисунок 7.2.1 – Карта-схема электрических соединений базового варианта развития Калининградской области на 2018 г
116
Рисунок 7.2.2 – Карта-схема электрических соединений регионального варианта развития Калининградской области на 2018 г
117
Рисунок 7.2.3 – Карта-схема электрических соединений базового варианта развития Калининградской области на 2020 г
118
Рисунок 7.2.4 – Карта-схема электрических соединений регионального варианта развития Калининградской области на 2020 г
119
Рисунок 7.2.5 – Карта-схема электрических соединений базового варианта развития г. Калининграда на 2018 г
120
Рисунок 7.2.6 – Карта-схема электрических соединений регионального варианта развития г. Калининграда на 2018 г
121
Рисунок 7.2.7 – Карта-схема электрических соединений базового варианта развития г. Калининграда на 2020 г
122
Рисунок 7.2.8 – Карта-схема электрических соединений регионального варианта развития г. Калининграда на 2020 г
123
Рисунок 7.2.9 – Проект принципиальной схемы электрических соединений развития Калининградской области на 2020 г.
124
7.3 Анализ возможности обеспечения допустимых уровней напряжения на
уровне 2016 г. и 2020 г.
7.3.1 Общие положения
В настоящем разделе рассматриваются вопросы анализа баланса реактивной
мощности и выбора средств компенсации реактивной мощности (СКРМ) в сети 110 кВ
и выше Калининградской энергосистемы на уровне 2016 и 2020 гг.
В качестве исходных данных рассматриваются режимы зимних и летних
максимальных и минимальных нагрузок 2016 и 2020 гг. для «базового» и
«регионального» вариантов при параллельной работе с энергосистемой Литвы.
Исследования проведены в полной схеме в нормальных и послеаварийных режимах в
соответствии с «Методическими указаниями по устойчивости энергосистем» (Москва,
Минэнерго, 2003 г).
В таблице 7.4.1 приведены СКРМ, установленные на ПС 110 кВ и выше
Калининградской энергосистемы и учтенные в рассматриваемых режимах на уровне 2016
и 2020 гг.
Таблица 7.3.1 - СКРМ, установленные в сети 110 кВ и выше Калининградской ЭС и
учтенные в расчетах на уровне 2016 и 2020 гг.
Установленные
ИРМ, МВА
Подстанция
Qуст.,
СКРМ
Мвар
Советск
ШР
32
Советск
ШР
32
Советск
УШР
63
Советск
БСК
52
Северная
БСК
52
2016 г.
Зим.
Макс
52
-
Лет.
Макс
63
-
2020 г.
Лет.
Мин.
63
-
Зим.
Макс
52
-
Лет.
Макс
63
-
Лет.
Мин.
63
-
Согласно «Методическим указаниям по проектированию развития энергосистем»
(Москва, Минэнерго, 2003 г) (п. 5.33) в установившихся режимах приняты:

наибольшие расчетные напряжения в сети 500 кВ и выше на 1%, а в сети
330 кВ и ниже на 2,5 % меньше наибольшего рабочего напряжения (соответственно 355 и
124 кВ),

напряжения на шинах генераторов электростанций не выше 1.1 от
номинального,

напряжения на шинах низкого напряжения подстанций, являющихся
центрами питания сетей, в режиме максимума нагрузок не ниже 1,05 от номинального и
1,0 от номинального соответственно в нормальном и послеаварийном режиме.
Согласно «Руководящим указаниям по выбору средств компенсации реактивной
мощности и регулируемых трансформаторов в электрических сетях 110 – 1150 кВ (Москва,
РАО «ЕЭС России», 1997г» (п.2.2.)) расчеты нормальных режимов по выбору СКРМ
должны
выполняться
при
номинальных
коэффициентах
трансформации
у
трансформаторов. Учет регулируемых трансформаторов может
применяться для
нормализации напряжения в послеаварийных режимах и в ремонтных схемах. В
соответствии с «Методическими указаниями по проектированию развития энергосистем
(Москва, Минэнерго, 2003 г)» (п.5.34) регулирование напряжения осуществляется путем
изменения коэффициентов трансформации, изменения режима генераторов и управляемых
125
СКРМ по реактивной мощности и напряжению, коммутации неуправляемых СКРМ.
Поэтому в работе расчеты выполнены при номинальных коэффициентах трансформации
автотрансформаторов связи и уставках по напряжению на генераторах, равными
номинальному напряжению. Для режимов, в которых
напряжения выходили за
допустимые пределы, производилась оптимизация режима по напряжению и реактивной
мощности. Оптимизация производилась за счет изменения уставок по напряжению на
генераторах электростанций и коэффициентов трансформации автотрансформаторов связи
330/110 кВ в Калининградской ЭС.
7.3.2
Результаты расчетов для уровня 2016 г.
В таблицах 7.4.2-7.4.3 представлен баланс реактивной мощности Калининградской
энергосистемы в характерных режимах 2016 года.
В таблице 7.4.2-7.4.3 приведены следующие составляющие баланса:
генерация реактивной мощности генераторами электростанций (п.1),
генерация реактивной мощности ЛЭП (п.2),
генерация реактивной мощности нерегулируемыми СКРМ (БСК) (п.3),
переток реактивной мощности из внешней сети (п.4),
суммарная генерация реактивной мощности (п.5),
реактивная мощность нагрузки (п.6),
потери реактивной мощности в ЛЭП (п.7),
потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах связи (п.8),
потребление реактивной мощности нерегулируемыми СКРМ (ШР) (п.9),
суммарное потребление реактивной мощности (п.10),
генерация реактивной мощности ЛЭП при номинальном напряжении (п.11),
генерация реактивной мощности ЛЭП, связывающими рассматриваемый район и
внешнюю сеть (п.12),
генерация реактивной мощности БСК при номинальном напряжении (п.13),
потребление реактивной мощности ШР при номинальном напряжении (п.14),
минимальная и максимальная генерация реактивной мощности генераторами
электростанций и регулируемыми ИРМ (п.15, 16),
регулировочный диапазон генераторов электростанций и регулируемых ИРМ по
реактивной мощности (п.17),
резерв (дефицит) на потребление и выдачу реактивной мощности без учета перетока
реактивной
мощности
из
внешней
сети
(п.18,
19).
126
Таблица 7.3.2 - Баланс реактивной мощности Калининградской энергосистемы в
характерных режимах 2016 г. Базовый вариант.
Мвар
П.п Составляющие баланса
Генерация
1
Станции
2
ЛЭП
3
БСК
4
Внеш. Сеть
5
Итого:
Потребление
6
Нагрузка
7
Потери в ЛЭП
8
Потери в ТР и АТ
9
ШР
10
Итого:
11
Генерация ЛЭП ном
12
Генерация ЛЭП внешней сети
13
Генерация БСК ном
14
Потребление Q ШР ном
15
Qг min
16
Qг max
17
Регулировочный диапазон
Резерв (дефицит) на потребление
18
Q без учета вс
Резерв (дефицит) на выдачу Q без
19
учета вс
Зим. макс.
Лет. макс.
Лет. мин.
272
171
59
15
517
171
173
0
42
386
91
177
0
29
297
373
51
93
0
517
160
63
52
0
-192
699
891
235
29
53
69
386
160
63
0
63
-223
584
807
145
34
48
70
297
160
64
0
63
-223
584
807
479
436
343
412
371
464
127
Таблица 7.3.3 - Баланс реактивной мощности Калининградской энергосистемы в
характерных режимах 2016 г. Региональный вариант.
Мвар
П.п Составляющие баланса
Генерация
1
Станции
2
ЛЭП
3
БСК
4
Внеш. Сеть
5
Итого:
Потребление
6
Нагрузка
7
Потери в ЛЭП
8
Потери в ТР и АТ
9
ШР
10
Итого:
11
Генерация ЛЭП ном
12
Генерация ЛЭП внешней сети
13
Генерация БСК ном
14
Потребление Q ШР ном
15
Qг min
16
Qг max
17
Регулировочный диапазон
Резерв (дефицит) на потребление
18
Q без учета вс
Резерв (дефицит) на выдачу Q без
19
учета вс
Зим. макс.
Лет. макс.
Лет. мин.
277
171
59
15
522
174
173
0
42
389
91
177
0
29
297
377
51
94
0
522
160
63
52
0
-192
699
891
237
29
54
69
389
160
63
0
63
-223
584
807
145
34
48
70
297
160
64
0
63
-223
584
807
484
439
343
406
368
464
Из таблиц 7.3.2-7.3.3 видно следующее:
Основная доля реактивной мощности в Калининградской ЭС потребляется
нагрузкой (49 – 72 %). Соответственно доля потерь реактивной мощности в ЛЭП,
двухобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах связи составляет 14 – 18 % от
суммарного потребления реактивной мощности.
Источники генерации реактивной мощности в Калининградской ЭС
представлены ЛЭП, генераторами электростанций и БСК, а их доля в суммарной
генерации реактивной мощности составляет соответственно 32 – 60 % (ЛЭП), 30 – 53 %
(генераторы), до 11 % (БСК).
Потери реактивной мощности в ЛЭП существенно меньше генерации
реактивной мощности ЛЭП (29 – 51 Мвар против 171 – 177 Мвар). Этот факт
свидетельствует о том, что перетоки активной мощности по ЛЭП Калининградской ЭС
существенно меньше натуральной мощности.
Избыточная реактивная мощность в летних режимах потребляется УШР на
ПС 330 кВ Советск, на долю которого приходится до 24% потребления реактивной
мощности.
Генераторы электростанций в целом работают с выдачей реактивной
мощности во всех характерных режимах.
128
Во всех режимах собственные источники реактивной мощности
Калининградской ЭС (ЛЭП, БСК и генераторы) полностью покрывают потребность в ней:
резерв реактивной мощности на выдачу составляет 406 – 464 Мвар.
Резерв реактивной мощности на потребление составляет 343 – 484 Мвар.
Региональный и базовый вариант развития сети на период 2016 года с точки
зрения баланса реактивной мощности различаются незначительно.
В таблицах 7.4.3-7.4.4 приведены результаты расчетов нормальных режимов 2016
года: диапазон напряжений в Калининградской ЭС.
Таблица 7.3.4 - Диапазоны напряжений в сети 110-330 кВ Калининградской ЭС в
характерных режимах 2016 года. Базовый вариант.
Сеть
Минимум
Среднее
Максимум
Минимум
Среднее
Максимум
Зимний максимум
Летний максимум
Сеть 110 кВ
107.9
114.5
118.4
Сеть 330 кВ
340.6
341.3
342.5
Летний минимум
110.0
116.2
119.2
112.3
118.0
120.3
340.2
342.5
343.9
342.2
345.2
346.8
Таблица 7.3.5 - Диапазоны напряжений в сети 110-330 кВ Калининградской ЭС в
характерных режимах 2016 года. Региональный вариант.
Сеть
Минимум
Среднее
Максимум
Минимум
Среднее
Максимум
Зимний максимум
Летний максимум
Сеть 110 кВ
107.8
114.4
118.3
Сеть 330 кВ
340.6
341.2
342.5
Летний минимум
110.0
116.1
119.2
112.3
118.0
120.3
340.2
342.4
343.9
342.2
345.2
346.8
Как следует из таблиц 7.3.4-7.3.5, региональный и базовый вариант по уровням
напряжения различаются незначительно. В режиме зимнего максимума нагрузок в
некоторых точках сети 110 кВ напряжение может опускаться ниже номинального
значения. В связи с этим, для указанных режимов была произведена оптимизация уставок
по напряжению на генераторах электростанций (в диапазоне ±2% от номинального
значения) и коэффициентов трансформации автотрансформаторов 330/110 кВ (в диапазоне
±10%).
При анализе послеаварийных режимов были использованы описанные выше
оптимизированные режимы зимнего максимума нагрузок.
129
Анализ послеаварийных режимов в нормальной схеме электрической сети.
В режиме зимнего максимума нагрузки были рассмотрены отключения следующих
элементов сети:
1) ВЛ 330 кВ Центральная - Калининградская ТЭЦ-2;
2) ВЛ 330 кВ Северная - Калининградская ТЭЦ-2;
3) ВЛ 330 кВ Советск – Северная;
4) ВЛ 330 кВ Советск – Центральная;
5) ВЛ 330 кВ Советск – Круонио ГАЭС.
Результаты расчетов указанных режимов приведены в таблице 7.3.6-7.3.7.
Таблица 7.3.6 - Напряжение на шинах ПС 330 кВ и диапазоны напряжений в
Калининградской ЭС в послеаварийных режимах зимнего максимума
нагрузки 2016 года. Базовый вариант.
ТЭЦ-2
Сеть 110
кВ, мин.
Сеть 110
кВ, макс.
Сеть 330
кВ, мин.
Сеть 330
кВ, макс.
341.4
342.3
342.1
344.6
109.9
121.4
341.4
344.6
339.1
332.7
342.4
346.9
109
120.9
332.7
346.9
339.8
340.0
342.5
341.4
336.3
340.9
345.6
343.8
109.3
109.4
121.1
121.2
336.3
340
345.6
343.8
339.8
341
341.1
343.7
109.3
121.2
339.8
343.7
341.1
342.1
341.9
344.5
109.8
121.3
341.1
344.5
Новая
ТЭЦ
Северная
Без отключений
ВЛ 330 кВ Центральная Калининградская ТЭЦ-2
ВЛ 330 кВ Северная Калининградская ТЭЦ-2
ВЛ 330 кВ Советск - Северная
ВЛ 330 кВ Советск Центральная
ВЛ 330 кВ Советск – Круонио
ГАЭС
Централь
ная
Отключаемый элемент
Советск
U, кВ
Таблица 7.3.7 - Напряжение на шинах ПС 330 кВ и диапазоны напряжений в
Калининградской ЭС в послеаварийных режимах зимнего максимума
нагрузки 2016 года. Региональный вариант.
ТЭЦ-2
Сеть 110
кВ, мин.
Сеть 110
кВ, макс.
Сеть 330
кВ, мин.
Сеть 330
кВ, макс.
339.0
338.0
338.0
340.2
110.0
121.0
338.0
340.2
336.8
328.9
338.2
342.3
109.1
120.5
328.9
342.3
337.5
338.1
338.0
336.9
332.8
336.1
340.9
339.1
109.4
109.6
120.7
120.8
332.8
336.1
340.9
339.1
337.9
336.1
336.8
338.9
109.5
120.7
336.1
338.9
338.2
337.6
337.6
339.9
109.8
120.9
337.6
339.9
Новая
ТЭЦ
Северная
Без отключений
ВЛ 330 кВ Центральная Калининградская ТЭЦ-2
ВЛ 330 кВ Северная Калининградская ТЭЦ-2
ВЛ 330 кВ Советск - Северная
ВЛ 330 кВ Советск Центральная
ВЛ 330 кВ Советск – Круонио
ГАЭС
Централь
ная
Отключаемый элемент
Советск
U, кВ
130
Из таблиц 7.3.6-7.3.7 видно, что в послеаварийных режимах зимнего максимума
напряжения в сети снижаются незначительно и остаются в допустимых пределах.
Анализ послеаварийных режимов в ремонтных схемах электрической сети.
В режиме летнего максимума нагрузки были рассмотрены отключения следующих
элементов сети:
1) ВЛ 330 кВ Советск – Северная и ВЛ 330 кВ Советск - Центральная;
2) ВЛ 330 кВ Советск – Северная и ВЛ 330 кВ Советск – Круонио ГАЭС;
3) ВЛ 330 кВ Советск – Центральная и ВЛ 330 кВ Советск – Круонио ГАЭС;
4) ВЛ 330 кВ Советск – Центральная и ВЛ 330 кВ Центральная – КТЭЦ-2;
5) ВЛ 330 кВ Центральная – КТЭЦ-2 и ВЛ 330 кВ Советск – Северная;
6) ВЛ 330 кВ Северная – КТЭЦ-2 и ВЛ 330 кВ Советск - Центральная.
Результаты расчетов указанных режимов приведены в таблице 7.3.8-7.3.9.
131
Таблица 7.3.8 - Напряжение на шинах ПС 330 кВ и диапазоны напряжений в
Калининградской ЭС
в послеаварийных режимах летнего максимума
нагрузки 2016 года. Базовый вариант.
Централь
ная
Северная
ТЭЦ-2
Сеть 110
кВ, мин.
Сеть 110
кВ, макс.
Сеть 330
кВ, мин.
Сеть 330
кВ, макс.
Без отключений
ВЛ 330 кВ Советск – Северная
и ВЛ 330 кВ Советск Центральная
ВЛ 330 кВ Советск – Северная
и ВЛ 330 кВ Советск – Круонио
ГАЭС
ВЛ 330 кВ Советск –
Центральная и ВЛ 330 кВ
Советск – Круонио ГАЭС
ВЛ 330 кВ Советск –
Центральная и ВЛ 330 кВ
Центральная – КТЭЦ-2
ВЛ 330 кВ Центральная –
КТЭЦ-2 и ВЛ 330 кВ Советск –
Северная
ВЛ 330 кВ Северная – КТЭЦ-2
и ВЛ 330 кВ Советск Центральная
340.5
343.1
342.8
344.0
110.1
119.3
340.5
344.0
336.0
343.0
342.8
344.0
108.2
119.5
336
344.0
338.4
342.4
342.3
343.5
109.7
119.2
338.4
343.5
338.3
342.3
341.8
343.3
109.7
119.2
338.3
343.3
338.9
334.6
342.2
344.4
109.7
118.8
334.6
344.4
338.9
342.6
336.1
343.9
109.7
118.9
336.1
343.9
338.3
342.7
339.1
344.0
109.7
119.2
338.3
344.0
Новая
ТЭЦ
Отключаемый элемент
Советск
U, кВ
Таблица 7.3.9 - Напряжение на шинах ПС 330 кВ и диапазоны напряжений в
Калининградской ЭС
в послеаварийных режимах летнего максимума
нагрузки 2016 года. Региональный вариант.
Централь
ная
Северная
ТЭЦ-2
Сеть 110
кВ, мин.
Сеть 110
кВ, макс.
Сеть 330
кВ, мин.
Сеть 330
кВ, макс.
Без отключений
ВЛ 330 кВ Советск – Северная
и ВЛ 330 кВ Советск Центральная
ВЛ 330 кВ Советск – Северная
и ВЛ 330 кВ Советск – Круонио
ГАЭС
ВЛ 330 кВ Советск –
Центральная и ВЛ 330 кВ
Советск – Круонио ГАЭС
ВЛ 330 кВ Советск –
Центральная и ВЛ 330 кВ
Центральная – КТЭЦ-2
ВЛ 330 кВ Центральная –
КТЭЦ-2 и ВЛ 330 кВ Советск –
Северная
ВЛ 330 кВ Северная – КТЭЦ-2
и ВЛ 330 кВ Советск -
340.4
343.0
342.7
343.9
110.1
119.3
340.4
343.9
336.1
342.9
342.7
343.9
108.2
119.5
336.1
343.9
338.4
342.3
342.2
343.4
109.7
119.2
338.4
343.4
338.3
342.2
341.8
343.2
109.7
119.2
338.3
343.2
338.9
334.4
342.1
344.3
109.6
118.8
334.4
344.3
338.9
342.5
335.9
343.8
109.7
118.9
335.9
343.8
338.3
342.6
339.0
343.9
109.6
119.1
338.3
343.9
Новая
ТЭЦ
Отключаемый элемент
Советск
U, кВ
132
Центральная
Из таблиц 7.3.8-7.3.9 видно, что в послеаварийных режимах летнего максимума
напряжения в сети снижаются незначительно и остаются в допустимых пределах.
Таким образом, результаты расчетов показали, что как в базовом, так и в
региональном вариантах развития Калининградской ЭС для уровня 2016 года по условию
обеспечения допустимых уровней напряжения в нормальных и послеаварийных режимах
установка дополнительных СКРМ не требуется.
7.3.3
Результаты расчетов для уровня 2020 г.
В
таблицах
7.3.10-7.3.11
представлен
баланс
реактивной
Калининградской энергосистемы в характерных режимах 2020 года.
мощности
Таблица 7.3.10 - Баланс реактивной мощности Калининградской энергосистемы в
характерных режимах 2020 г. Базовый вариант.
Мвар
П.п Составляющие баланса
Генерация
1
Станции
2
ЛЭП
3
БСК
4
Внеш. Сеть
5
Итого:
Потребление
6
Нагрузка
7
Потери в ЛЭП
8
Потери в ТР и АТ
9
ШР
10
Итого:
11
Генерация ЛЭП ном
12
Генерация ЛЭП внешней сети
13
Генерация БСК ном
14
Потребление Q ШР ном
15
Qг min
16
Qг max
17
Регулировочный диапазон
Резерв (дефицит) на потребление
18
Q без учета вс
Резерв (дефицит) на выдачу Q без
19
учета вс
Зим. макс.
Лет. макс.
Лет. мин.
213
243
60
-13
503
105
249
0
10
364
20
255
0
4
279
363
46
93
0
503
220
64
52
0
-192
717
909
217
27
50
70
364
220
64
0
63
-223
602
825
127
35
47
71
279
220
64
0
63
-223
602
825
392
338
247
517
487
578
133
Таблица 7.3.11 - Баланс реактивной мощности Калининградской энергосистемы в
характерных режимах 2020 г. Региональный вариант.
Мвар
П.п Составляющие баланса
Генерация
1
Станции
2
ЛЭП
3
БСК
4
Внеш. Сеть
5
Итого:
Потребление
6
Нагрузка
7
Потери в ЛЭП
8
Потери в ТР и АТ
9
ШР
10
Итого:
11
Генерация ЛЭП ном
12
Генерация ЛЭП внешней сети
13
Генерация БСК ном
14
Потребление Q ШР ном
15
Qг min
16
Qг max
17
Регулировочный диапазон
Резерв (дефицит) на потребление
18
Q без учета вс
Резерв (дефицит) на выдачу Q без
19
учета вс
Зим. макс.
Лет. макс.
Лет. мин.
294
270
61
-63
562
157
270
0
-21
406
52
279
0
-65
266
455
23
84
0
562
241
65
52
0
-128
1080
1208
277
11
47
71
406
241
64
0
63
-127
674
801
166
6
21
72
266
241
65
0
63
-127
533
660
359
263
114
848
538
546
Из таблиц 7.3.10 - 7.3.11 видно следующее.
Также как и на этапе 2016 г основная доля реактивной мощности в
Калининградской ЭС потребляется нагрузкой (63 – 81 %). Соответственно доля потерь
реактивной мощности в ЛЭП, двухобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах
связи составляет 10 – 20 % от суммарного потребления реактивной мощности, до 30%
реактивной мощности потребляется УШР на ПС 330 кВ Советск.
Источники генерации реактивной мощности в Калининградской ЭС
представлены ЛЭП и генераторами электростанций, а их доля в суммарной генерации
реактивной мощности составляет соответственно 48 – 105 % (ЛЭП), 19 – 52 %
(генераторы). До 10% реактивной мощности вырабатывается БСК.
Потери реактивной мощности в ЛЭП существенно меньше генерации
реактивной мощности ЛЭП (35-46 Мвар против 243-255 Мвар в базовом варианте и 6 – 23
Мвар против 270 – 279 Мвар в региональном варианте). Этот факт свидетельствует о том,
что перетоки активной мощности по ЛЭП Калининградской ЭС существенно меньше
натуральной мощности.
Во всех режимах собственные источники реактивной мощности
Калининградской ЭС (ЛЭП, БСК и генераторы) полностью покрывают потребность в ней:
резерв реактивной мощности на выдачу составляет 487-578 Мвар в базовом варианте и
546-848 Мвар в региональном варианте.
Резерв реактивной мощности на потребление составляет 247-392 Мвар в
базовом варианте и 114-359 Мвар в региональном варианте.
134
В таблицах 7.3.12-7.3.13 приведены результаты расчетов нормальных режимов 2020
года: диапазон напряжений в Калининградской ЭС.
Таблица 7.3.12 - Диапазоны напряжений в сети 110-330 кВ Калининградской ЭС в
характерных режимах 2020 года. Базовый вариант.
Сеть
Минимум
Среднее
Максимум
Минимум
Среднее
Максимум
Зимний максимум
Летний максимум
Сеть 110 кВ
109.0
115.9
119.0
Сеть 330 кВ
342.2
343.0
344.2
Летний минимум
110.8
117.7
121.6
113.2
119.6
124.1
341.9
344.5
345.8
343.5
347.3
348.8
Таблица 7.3.13 - Диапазоны напряжений в сети 110-330 кВ Калининградской ЭС в
характерных режимах 2020 года. Региональный вариант.
Сеть
Минимум
Среднее
Максимум
Минимум
Среднее
Максимум
Зимний максимум
Летний максимум
Сеть 110 кВ
114.6
117.7
119.4
Сеть 330 кВ
344.2
344.8
345.2
Летний минимум
115.6
117.9
120.3
116.3
120.1
123.6
342.5
343.4
344.2
344.9
347.7
348.5
Как следует из таблиц 7.3.12 -7.3.13, региональный вариант отличается от базового
более высокими уровнями напряжений, что объясняется увеличенной установленной
мощностью станций в этом варианте. В режиме зимнего максимума нагрузок в некоторых
точках сети 110 кВ в базовом варианте напряжение может опускаться ниже номинального
значения. В связи с этим, для указанного режима была произведена оптимизация уставок
по напряжению на генераторах электростанций (в диапазоне ±2% от номинального
значения) и коэффициентов трансформации автотрансформаторов 330/110 кВ (в диапазоне
±10%).
При анализе послеаварийных режимов были использованы описанные выше
оптимизированные режимы зимнего максимума нагрузок.
Анализ послеаварийных режимов в нормальной схеме электрической сети.
В режиме зимнего максимума нагрузки были рассмотрены отключения следующих
элементов сети:
1) ВЛ 330 кВ Центральная - Калининградская ТЭЦ-2;
2) ВЛ 330 кВ Северная - Калининградская ТЭЦ-2;
3) ВЛ 330 кВ Советск – Северная;
4) ВЛ 330 кВ Советск – Центральная;
5) ВЛ 330 кВ Советск – Круонио ГАЭС.
135
Для регионального варианта дополнительно рассматривается отключение ВЛ 330 кВ
Центральная – Новая Калининградская ТЭЦ
Результаты расчетов указанных режимов приведены в таблице 7.3.14-7.3.15.
Таблица 7.3.14 - Напряжение на шинах ПС 330 кВ и диапазоны напряжений в
Калининградской ЭС в послеаварийных режимах зимнего максимума
нагрузки 2020 года. Базовый вариант.
ТЭЦ-2
Сеть 110
кВ, мин.
Сеть 110
кВ, макс.
Сеть 330
кВ, мин.
Сеть 330
кВ, макс.
338.9
339.3
339.6
341.4
110.0
121.0
338.9
341.4
336.8
331.1
339.7
343.2
109.1
120.5
331.1
343.2
337.6
337.5
339.1
338.5
335.3
338.4
341.8
340.6
109.5
109.5
120.7
120.8
335.3
337.5
341.8
340.6
337.5
338.0
338.5
340.3
109.5
120.8
337.5
340.3
338.1
339.0
339.2
341.1
109.7
120.9
338.1
341.1
Новая
ТЭЦ
Северная
Без отключений
ВЛ 330 кВ Центральная Калининградская ТЭЦ-2
ВЛ 330 кВ Северная Калининградская ТЭЦ-2
ВЛ 330 кВ Советск - Северная
ВЛ 330 кВ Советск Центральная
ВЛ 330 кВ Советск – Круонио
ГАЭС
Централь
ная
Отключаемый элемент
Советск
U, кВ
Таблица 7.3.15 - Напряжение на шинах ПС 330 кВ и диапазоны напряжений в
Калининградской ЭС в послеаварийных режимах зимнего максимума
нагрузки 2020 года. Региональный вариант.
Сеть 110
кВ, макс.
Сеть 330
кВ, мин.
Сеть 330
кВ, макс.
344.1
343.3
344.3
114
118.9
342.8
344.3
342.4 342.2
343.4
343.3
344.9
113.9
118.8
342.2
344.9
342.4 343.4
341.6 342.8
343.6
343.4
341.9
342.4
344.4
343.5
113.9
113.8
118.8
118.7
341.9
341.6
344.4
343.5
341.4 342.6
343.3
342.4
343.4
113.7
118.7
341.4
343.4
342.6 343.5
344.1
343.2
344.2
113.9
118.9
342.6
344.2
342.6
344.5
343.1
343.9
113.9
118.8
342.6
344.5
343
Сеть 110
кВ, мин.
ТЭЦ-2
342.8 343.6
Новая
ТЭЦ
Северная
Без отключений
ВЛ 330 кВ Центральная Калининградская ТЭЦ-2
ВЛ 330 кВ Северная Калининградская ТЭЦ-2
ВЛ 330 кВ Советск - Северная
ВЛ 330 кВ Советск Центральная
ВЛ 330 кВ Советск – Круонио
ГАЭС
ВЛ 330 кВ Центральная –
Новая ТЭЦ
Советск
Отключаемый элемент
Централь
ная
U, кВ
Из таблиц 7.3.14-7.3.15 видно, что в послеаварийных режимах зимнего максимума
напряжения в сети снижаются незначительно и остаются в допустимых пределах.
136
Анализ послеаварийных режимов в ремонтных схемах электрической сети.
В режиме летнего максимума нагрузки были рассмотрены отключения следующих
элементов сети:
1) ВЛ 330 кВ Советск – Северная и ВЛ 330 кВ Советск - Центральная;
2) ВЛ 330 кВ Советск – Северная и ВЛ 330 кВ Советск – Круонио ГАЭС;
3) ВЛ 330 кВ Советск – Центральная и ВЛ 330 кВ Советск – Круонио ГАЭС;
4) ВЛ 330 кВ Советск – Центральная и ВЛ 330 кВ Центральная – КТЭЦ-2;
5) ВЛ 330 кВ Центральная – КТЭЦ-2 и ВЛ 330 кВ Советск – Северная;
6) ВЛ 330 кВ Северная – КТЭЦ-2 и ВЛ 330 кВ Советск - Центральная.
Для регионального варианта дополнительно рассмотрены отключения следующих
элементов сети:
1) ВЛ 330 кВ Северная – Новая ТЭЦ и ВЛ 330 кВ Центральная – Новая ТЭЦ;
2) ВЛ 330 кВ Центральная – Новая ТЭЦ и ВЛ 330 кВ Советск – Центральная;
3) ВЛ 330 кВ Центральная – Новая ТЭЦ и ВЛ 330 кВ Центральная – КТЭЦ-2;
4) ВЛ 330 кВ Северная – Новая ТЭЦ и ВЛ 330 кВ Советск – Центральная;
5) ВЛ 330 кВ Центральная – Новая ТЭЦ и ВЛ 330 кВ Советск – Северная.
Результаты расчетов указанных режимов приведены в таблице 7.3.16-7.3.17.
Таблица 7.3.16 - Напряжение на шинах ПС 330 кВ и диапазоны напряжений в
Калининградской ЭС
в послеаварийных режимах летнего максимума
нагрузки 2020 года. Базовый вариант.
Централь
ная
Северная
ТЭЦ-2
Сеть 110
кВ, мин.
Сеть 110
кВ, макс.
Сеть 330
кВ, мин.
Сеть 330
кВ, макс.
Без отключений
ВЛ 330 кВ Советск – Северная
и ВЛ 330 кВ Советск Центральная
ВЛ 330 кВ Советск – Северная
и ВЛ 330 кВ Советск – Круонио
ГАЭС
ВЛ 330 кВ Советск –
Центральная и ВЛ 330 кВ
Советск – Круонио ГАЭС
ВЛ 330 кВ Советск –
Центральная и ВЛ 330 кВ
Центральная – КТЭЦ-2
ВЛ 330 кВ Центральная –
КТЭЦ-2 и ВЛ 330 кВ Советск –
Северная
ВЛ 330 кВ Северная – КТЭЦ-2
и ВЛ 330 кВ Советск Центральная
342.0
345.3
345.1
346
110.9
121.6
342
346
337.8
346.1
346.0
346.7
109.6
122.2
337.8
346.7
339.4
344.6
344.8
345.5
110.2
121.5
339.4
345.5
339.4
344.6
344.0
345.3
110.2
121.3
339.4
345.3
339.9
339.2
344.2
346
110.2
120.9
339.2
346.0
339.9
344.5
340.7
345.6
110.3
120.8
339.9
345.6
338.9
344.7
341.3
345.7
109.9
120.7
338.9
345.7
Новая
ТЭЦ
Отключаемый элемент
Советск
U, кВ
137
Таблица 7.3.17 - Напряжение на шинах ПС 330 кВ и диапазоны напряжений в
Калининградской ЭС
в послеаварийных режимах летнего максимума
нагрузки 2020 года. Региональный вариант.
Новая
ТЭЦ
Северная
ТЭЦ-2
Сеть 110
кВ, мин.
Сеть 110
кВ, макс.
Сеть 330
кВ, мин.
Сеть 330
кВ, макс.
Без отключений
ВЛ 330 кВ Советск – Северная и
ВЛ
330
кВ
Советск
Центральная
ВЛ 330 кВ Советск – Северная и
ВЛ 330 кВ Советск – Круонио
ГАЭС
ВЛ
330
кВ
Советск
–
Центральная и ВЛ 330 кВ
Советск – Круонио ГАЭС
ВЛ 330 кВ Северная – Новая
ТЭЦ и ВЛ 330 кВ Центральная –
Новая ТЭЦ
ВЛ 330 кВ Центральная – Новая
ТЭЦ и ВЛ 330 кВ Советск –
Центральная
ВЛ 330 кВ Центральная – Новая
ТЭЦ и ВЛ 330 кВ Центральная –
КТЭЦ-2
ВЛ
330
кВ
Советск
–
Центральная и ВЛ 330 кВ
Центральная – КТЭЦ-2
ВЛ 330 кВ Центральная – КТЭЦ2 и ВЛ 330 кВ Советск –
Северная
ВЛ 330 кВ Северная – Новая
ТЭЦ и ВЛ 330 кВ Советск –
Центральная;
ВЛ 330 кВ Центральная – Новая
ТЭЦ и ВЛ 330 кВ Советск –
Северная.
ВЛ 330 кВ Северная – КТЭЦ-2 и
ВЛ
330
кВ
Советск
Центральная
342.7 343.7
343.6
343.6
344.3
115.7
120.4
342.7
344.3
339.7 340.6
340.5
340.5
341.5
115.2
119.2
339.7
341.5
340.8 342.2
342.1
342
343
115.4
119.9
340.8
343
340.7
341.9
341.9
342.8
115.3
119.8
340.7
342.8
340.7
342.9
343.7
115.6
120.1
340.7
343.7
341.9
341.6
341.9
342.8
115.4
119.8
341
342.8
341.9 340.8
342.8
343.3
344.7
115.5
120.1
340.8
344.7
340.8
339
339.8
341.4
343.2
115.3
119.4
339
343.2
341
341.6
340.9
339.6
342.7
115.3
119.4
339.6
342.7
340.9 341.6
341.4
341.6
342.5
115.4
119.7
340.9
342.5
341.2 342.2
341.6
341.8
342.9
115.4
119.8
341.2
342.9
340.6 341.8
341.3
340.7
342.9
115.3
119.6
340.6
342.9
Советск
Отключаемый элемент
Централь
ная
U, кВ
342
342.3 343.1
341
Из таблиц 7.3.16-7.3.17 видно, что в послеаварийных режимах летнего максимума
напряжения в сети снижаются незначительно и остаются в допустимых пределах.
Таким образом, результаты расчетов показали, что как в базовом, так и в
региональном вариантах развития Калининградской ЭС для уровня 2020 года (в случае
ввода запланированного объема генерирующих и электросетевых объектов) по условию
обеспечения допустимых уровней напряжения в нормальных и послеаварийных режимах
установка дополнительных СКРМ не требуется.
Расчеты и анализ баланса реактивной мощности показали, что по условию
обеспечения допустимых уровней напряжения в нормальных и послеаварийных режимах в
138
нормальной схеме сети на период 2016 – 2020 гг. при базовом и региональном варианте
развития Калининградской ЭС установка дополнительных СКРМ не требуется.
139
8. Основные направления развития электроэнергетики Калининградской
области с учетом проведения Чемпионата мира по футболу ФИФА в 2018 году
В 2013 году в рамках подготовки к проведению в Российской Федерации
Чемпионата мира по футболу в 2018 г. (далее – Чемпионат) было принято постановление
Правительства РФ № 518 от 20.06.2013 г. «О Программе подготовки к проведению в 2018
году в Российской Федерации чемпионата мира по футболу» (далее – Программа).
Программа включает в себя перечень мероприятий по строительству и
реконструкции объектов городской, транспортной и спортивной инфраструктуры,
реализация которых предусмотрена к Чемпионату. В список городов, которые примут
матчи чемпионата мира, в соответствии с утвержденной Программой, включены
одиннадцать городов России, в том числе и город Калининград.
С целью определения необходимого электросетевого строительства в г.
Калининград с учетом требований ФИФА к обеспечению надежности электроснабжения
спортивных объектов, а также с учетом предусмотренных в Программе мероприятий, был
проведен сбор, анализ и систематизация информации, относящейся к проведению
Чемпионата, в том числе заявок на технологическое присоединение к электрическим сетям
объектов, реконструируемых и сооружаемых в рамках Чемпионата.
Постановлением Правительства РФ № 148 от 20.02.2015 были внесены изменения в
утвержденную Программу, в том числе в части мероприятий, предусмотренных в городе
Калининграде для проведения Чемпионата, а именно:
 изменено наименование стадиона проведения матчей (пункт 4);
 исключена реконструкция тренировочной площадки на стадионе «Красная Звезда»
(пункт 26).
По поручению Минэнерго России (протокол заседания оперативного штаба по
подготовке объектов электроэнергетики, задействованных при проведении чемпионата
мира по футболу 2018 года под председательством заместителя Министра энергетики
Российской Федерации А.В. Черезова № ЧА-459пр от 21 октября 2013 г.) был подготовлен
Реестр электрических нагрузок объектов, задействованных в проведении Чемпионата,
согласно утвержденной Программе.
Данный Реестр был актуализирован для города Калининграда. Фрагмент Реестра с
указанием общей заявленной мощности по каждому объекту Чемпионата представлен в
таблице 8.1.
Однако, в настоящее время Агентство по подготовке к Чемпионату мира по футболу
2018 года в Калининградской области проводит работу с Министерством спорта
Российской Федерации по внесению изменений в Постановление Правительства РФ № 518
от 20.06.2013 г. «О Программе подготовки к проведению в 2018 году в Российской
Федерации чемпионата мира по футболу» в части количества и месторасположения
тренировочных площадок и баз команд, объектов гостиничной, транспортной
инфраструктуры и прочих объектов, задействованных при проведении Чемпионата мира.
После принятия всех изменений и внесения соответствующих поправок в
Программу подготовки к проведению в 2018 году в Российской Федерации чемпионата
мира по футболу Реестр будет актуализирован.
140
Таблица 8.1 - Фрагмент Реестра заявленных электрических нагрузок объектов, задействованных в проведении Чемпионата,
согласно постановлению Правительства РФ №518 от 20 февраля 2015 г. (в ред. ПП РФ №148 от 20.02.2015)
Существующая
мощность по
объектам,
задействованным
в проведении ЧМ2018г., МВт
Прирост
на 2018 г.,
МВт
Ответственный
исполнитель
Основание (заявка
ТП/письмо о
намерениях)
Сведение о
дате
подачи/коррект
ировки заявки
Точка
присоединения
(ПС)
Общая
заявленная
максимальная
мощность,
МВт
4
Строительство стадиона на 35000
зрительских мест (в том числе
временные трибуны на 10000
зрительских мест), г. Калининград,
Солнечный бульвар, в том числе:
проектно-изыскательские работы,
строительно-монтажные работы
Правительство
Калининградской
области;
федеральное
государственное
унитарное
предприятие
"СпортИнжиниринг"
Заявка ГКУ КО
"РУЗКП" № 1207 от
26.07.2013 и письмо
№ ЯЭ/ЦОК/8748 от
26.12.13
Письмо от
26.12.13 г. №
ЯЭ/ЦОК/8748,
№ЯЭ/ЦОК/143
13 от
17.12.2014
ПС «Береговая»
15,83
0,00
15,8310
2
25
Реконструкция тренировочной площадки на стадионе "Локомотив", г.
Калининград, ул. Аллея Смелых,
д.22/а
Правительство
Калининградской
области
Заявка ГКУ КО
"РУЗКП" № 2090 от
05.12.2013 и письмо
№ ЯЭ/ЦОК/8748 от
26.12.13
Письмо от
26.12.13 г. №
ЯЭ/ЦОК/8748,
ТУ №Я-1/14
ПС «Южная»
0,548*
0,046
0,5015
3
27
Реконструкция тренировочной площадки на стадионе "Пионер", г. Калининград, просп. Мира, д.134
Правительство
Калининградской
области
Письмо № и КАиС11513 от 21.11.2013
Заявка 05.12.13
г. № 2085, ТУ
№Я-2/14
ПС
«Промышленная»
0,415
0,01
0,4050
28
Реконструкция тренировочной площадки на стадионе "Балтика", г.
Калининград, ул. Дмитрия Донского,
д.2
Правительство
Калининградской
области
Письмо № и-КАиС11513 от 21.11.2013
Заявка
06.12.2013 №
2093, ТУ №Я71/13
ПС
«Правобережная»
0,750
0,345
0,4080
№
п/п
1
4
№ по
ПП
РФ
№518
от
20.06
.13 г.
Наименование объекта по ПП РФ
№518 от 20.06.13 г. (в ред. ПП РФ
№148 от 20.02.2015)
Согласно
основанию
141
Существующая
мощность по
объектам,
задействованным
в проведении ЧМ2018г., МВт
Прирост
на 2018 г.,
МВт
Ответственный
исполнитель
Основание (заявка
ТП/письмо о
намерениях)
Сведение о
дате
подачи/коррект
ировки заявки
Точка
присоединения
(ПС)
Общая
заявленная
максимальная
мощность,
МВт
68
Строительство тренировочной
площадки, Калининградской обл., г.
Светлогорск, ул. Балтийская, д.31
Правительство
Калининградской
области
Письмо № ЧМ 342/01 от 18.11.2013
ПС «Светлогорск»
1,08
0,00
1,0750
6
102
Строительство временных
сооружений на территории стадиона в
г. Калининграде, Солнечный бульвар,
в том числе проектно-изыскательские
работы и СМР
Заявка от
01.04.14 г. №
412/14, ТУ
№Я-25/14
Минспорт России,
Правительство
Калининградской
области
Заявка ГКУ КО
«РУЗКП» № 970/04
от 31.03.2015 г.
ПС «Береговая»
2,142
0,00
2,142
7
119
Строительство гостиницы, категория
"пять звезд", г. Калининград, ул.
Гвардейская/Московский проспект
Правительство
Калининградской
области, инвестор
Заявка №730/14 от
31.05.2014 г., ТУ
№Я-41/14
ПС
«Правобережная»
1,00
1,0000
8
120
Строительство гостиницы, категория
"четыре звезды", ул. Клиническая
1,00
1,0000
121
Строительство гостиницы, категория
"четыре звезды", Калининградская
область, г. Пионерский, ул. Парковая
Заявка №731/14 от
31.05.2014 г., ТУ
№Я-37/14
Письмо №092015/3067 ЕД от
16.03.2015
ПС «Московская»
9
ПС «Светлогорск»
0,34
0,3400
10
122
Строительство гостиницы, категория
"три-четыре звезды", г. Калининград,
ул. Пролетарская, проезд Озерный
Правительство
Калининградской
области, инвестор
Правительство
Калининградской
области, инвестор
Правительство
Калининградской
области, инвестор
ООО "Никинвест"
ПС «Московская»,
ПС
«Правобережная»
0,29
№
п/п
5
№ по
ПП
РФ
№518
от
20.06
.13 г.
Наименование объекта по ПП РФ
№518 от 20.06.13 г. (в ред. ПП РФ
№148 от 20.02.2015)
заявка от 24.02.12 №
285, ТУ №263/12
инвестор не
определен
0,00
Согласно
основанию
0,2900
142
№
п/п
№ по
ПП
РФ
№518
от
20.06
.13 г.
Наименование объекта по ПП РФ
№518 от 20.06.13 г. (в ред. ПП РФ
№148 от 20.02.2015)
Ответственный
исполнитель
Основание (заявка
ТП/письмо о
намерениях)
Правительство
Калининградской
области, ООО
"Ластадие"
Заявка от 17.02.12 г.
№ 252/12
Сведение о
дате
подачи/коррект
ировки заявки
Точка
присоединения
(ПС)
Общая
заявленная
максимальная
мощность,
МВт
Существующая
мощность по
объектам,
задействованным
в проведении ЧМ2018г., МВт
ПС
«Правобережная»,
ПС «Рыбный
порт»
0,66
0,00
Прирост
на 2018 г.,
МВт
Согласно
основанию
11
123
Строительство многофункционального комплекса с
гостиницами, категория "три-четыре
звезды", г. Калининград, ул. В.Гюго,
проспект Московский
12
140
Реконструкция гостиницы, категория
"четыре звезды", г. Калининград, ул.
Литовский вал
Правительство
Калининградской
области, инвестор
Письмо №092015/3067 ЕД от
16.03.2015
инвестор не
определен
0,5000
0,5000
13
141
Реконструкция гостиницы, категория
"четыре звезды", г. Калининград, ул.
Калинина, д.2
Правительство
Калининградской
области, инвестор
Письмо №092015/3067 ЕД от
16.03.2015
инвестор не
определен
0,5000
0,5000
Правительство
Калининградской
области, инвестор
заявка 25.04.08 №
547, ТУ №Я-24/13
ООО
"Калининградинве
ст"
Письмо № 13631/12 от 27.03.2014 г.
14
147
15
148
Строительство гостиничного
комплекса, г. Калининград, в границах
улиц Горького, Ракитная,
Партизанская
Строительство гостиницы, г.
Калининград, ул. В.Гюго-проспект
Московский
ту № 512/11
0,6600
ПС «Северная»
1,193
0,00
1,1930
ПС «Правобережная», ПС
«Рыбный порт»
0,54
0,54
0,0000
143
№
п/п
16
№ по
ПП
РФ
№518
от
20.06
.13 г.
Наименование объекта по ПП РФ
№518 от 20.06.13 г. (в ред. ПП РФ
№148 от 20.02.2015)
176
Вторая очередь реконструкции и
развития аэропорта Храброво, г.
Калининград, Калининградская
область, в том числе: разработка
проектной документации,
реконструкция взлетно-посадочной
полосы с удлинением, оснащение
взлетно-посадочной волосы радиотехническими средствами посадки,
светосигнальным и
метеооборудованием, реконструкция
перроона, строительство 10 МС под
расчетный тип ВС, реконструкция
(строительство) водосточно-дренажной сети, строительство очистных сооружений поверхностного стока,
стартовой аварийно-спасательной
станции, реконструкция периметрового ограждения аэродрома в
соответствии с требованиями
авиационной безопасности, а также
реконструкция (строительство)
патрульной дороги, реконструкция
системы электроснабжения аэродрома
Ответственный
исполнитель
Основание (заявка
ТП/письмо о
намерениях)
Сведение о
дате
подачи/коррект
ировки заявки
Точка
присоединения
(ПС)
Общая
заявленная
максимальная
мощность,
МВт
Росавиация
Заявка ФГУП
Администрация
гражданских
аэропортов
(аэровокзалов) №
1244
31.07.13 г.
ПС «Храброво»
3,25*
Существующая
мощность по
объектам,
задействованным
в проведении ЧМ2018г., МВт
1,745
Прирост
на 2018 г.,
МВт
Согласно
основанию
1,5000
144
№
п/п
№ по
ПП
РФ
№518
от
20.06
.13 г.
Основание (заявка
ТП/письмо о
намерениях)
Сведение о
дате
подачи/коррект
ировки заявки
Точка
присоединения
(ПС)
16.08.13 г.
ПС «Храброво»
5,00
0,0
5,00
ПС «Мамоново»
0,0
0,0
0,0000
Согласно
основанию
Инвестор
Заявка ЗАО аэр-т
"Храброво" № 1325
от 16.08.13, ТУ №Я46/13
Правительство
Калининградской
области
Письмо №092015/3067 ЕД от
16.03.2015
Правительство
Калининградской
области
Письмо ГКУ КО
"РУЗКП" № 2855/04
от 21.11.2013
21.11.13 г.
ПС «Береговая»
0,00
0,00
0,0000
210
Текущий ремонт помещений государственного бюджетного учреждения
Калининградской области "Городская
клиническая больница скорой
медецинской помощи", г. Калининград, ул. А. Невского, д.90
Правительство
Калининградской
области
Письмо №2279ЕД/1-24 от
21.03.2014
21.11.13 г.
ПС «Северная»
110 кВ
1,13
1,130
0,00
211
Капитальный ремонт
государственного бюджетного учреждения здравоохранения
Калининградской области "Центральная городская клиническая больница", г. Калининград, ул. Летняя, д.35
Правительство
Калининградской
области
Письмо №2279ЕД/1-24 от
21.03.2014
21.11.13 г.
ПС
«Молокозаводская
», «Южная»
1,55
1,552
0,0000
176
18
191
19
192
21
Ответственный
исполнитель
Общая
заявленная
максимальная
мощность,
МВт
Реконструкция аэровокзального комплекса и грузового терминала,
Калининградская обл., пос. Храброво,
Зеленоградский район
Реконструкция автомобильной дороги
"Калининград - Мамоново II (пос.
Новоселово) - граница Республики
Польша", Калининградская область
Строительство улично-дорожной сети
на территории острова, обеспечивающей подъезд к стадиону, г. Калининград
17
20
Наименование объекта по ПП РФ
№518 от 20.06.13 г. (в ред. ПП РФ
№148 от 20.02.2015)
Существующая
мощность по
объектам,
задействованным
в проведении ЧМ2018г., МВт
Прирост
на 2018 г.,
МВт
145
№
п/п
22
23
№ по
ПП
РФ
№518
от
20.06
.13 г.
Наименование объекта по ПП РФ
№518 от 20.06.13 г. (в ред. ПП РФ
№148 от 20.02.2015)
Ответственный
исполнитель
252
Подстанция (110 кВ) "Береговая", г.
Калининград, Солнечный бульвар
(проектные и изыскательские работы,
строительство)
Открытое
акционерное
общество
"Российские сети"
253
Две линии электропередачи (110 кВ)
(ТЭЦ-2 - подстанция "Береговая") и
две ячейки 110 кВ с установкой в
открытое распределительное
устройство (110 кВ) ТЭЦ-2, г.
Калининград, Московский район
(проектные и изыскательские работы,
строительство)**
Открытое
акционерное
общество
"Российские сети"
ИТОГО прирост по всем объектам, МВт, из них:
за счет спортивных объектов
за счет гостиничного хозяйства
Основание (заявка
ТП/письмо о
намерениях)
Сведение о
дате
подачи/коррект
ировки заявки
Точка
присоединения
(ПС)
Общая
заявленная
максимальная
мощность,
МВт
Существующая
мощность по
объектам,
задействованным
в проведении ЧМ2018г., МВт
Прирост
на 2018 г.,
МВт
Согласно
основанию
Калининградская
ТЭЦ-2
32,35
20,37
5,48
*- в настоящее время заявленная мощность по объекту уточняется, ранее направленная заявка аннулирована, мощность объекта будет
актуализирована после подачи новой заявки.
** - схема подключения ПС 110 кВ Береговая изменена, ведется работа по внесению соответствующих корректировок в ПП РФ №518.
146
Предусмотренные Программой мероприятия по подготовке к Чемпионату
(строительство и реконструкция стадионов и тренировочных площадок, мест размещения
и объектов транспортной инфраструктуры) носят межотраслевой характер и будут
способствовать развитию строительного комплекса, гостиничного бизнеса, созданию
современной инфраструктуры, в том числе расширению и модернизации дорожного
хозяйства, строительству высокоскоростных магистралей, модернизации аэропортовых
комплексов.
Структура распределения прироста общей электрической нагрузки, связанной с
проведением Чемпионата, по видам деятельности по г. Калининград показана на рисунке
8.1.
Рис. 8.1 - Структура распределения прироста общей электрической нагрузки, связанной с
проведением Чемпионата, по видам деятельности по г. Калининград, МВт.
Появление новых потребителей электроэнергии, обеспечивающих подготовку и
проведение Чемпионата, станет дополнительным фактором увеличения спроса на
электроэнергию и мощность в энергосистеме Калининградской области.
Рассматриваются два варианта прогноза спроса на электроэнергию по
Калининградской области до 2021 года: базовый, соответствующий прогнозу из Схемы и
программы развития (СиПр) ЕЭС России на 2015 – 2021 гг. и максимальный
(региональный). Оба варианта предусматривают потенциальный рост спроса на
электроэнергию с учетом строительства и реконструкции объектов к Чемпионату мира по
футболу 2018 года, в том числе строительство и реконструкция объектов спортивной
инфраструктуры (стадиона и тренировочных площадок), гостиничной, транспортной
инфраструктуры и др.
Максимальный вариант на фоне высокого роста нагрузки по энергосистеме
Калининградской области предполагает помимо развития электросетевого комплекса
дополнительно сооружение генерирующих источников на территории Калининградской
области.
147
В случае развития энергосистемы Калининградской области по максимальному
варианту при сооружении генерирующих источников дополнительного электросетевого
строительства, помимо предусмотренного как в базовом, так и в максимальном вариантах,
не потребуется.
Мероприятия, необходимые для надежного электроснабжения объектов,
задействованных при проведении чемпионата мира по футболу в 2018 году рассмотрены в
рамках как базового варианта развития энергосистемы Калининградской области, так и
максимального.
Согласно утвержденной Постановлением Правительства РФ от 20 февраля 2015 г.
№518 Программе подготовки к проведению в 2018 году в Российской Федерации
чемпионата мира по футболу в г. Калининграде (в ред. ПП РФ №148 от 20.02.2015) для
проведения матчей чемпионата мира по футболу в 2018 году предусмотрено строительство
стадиона на 35000 зрительских мест (в том числе временные трибуны на 10000
зрительских мест), Солнечный бульвар (п. 4 ПП № 518) с учетом строительства временных
сооружений на территории стадиона (п. 102 ПП № 518). Заявленная мощность
потребления стадиона составляет 15,83 МВт. Кроме того, предусматривается сооружение
временных объектов, необходимых для проведения матчей чемпионата мира по футболу,
Необходимая для обеспечения работы дополнительной инфраструктуры АНО
«Оргкомитет «Россия-2018» мощность составить 2,142 МВт. Таким образом, суммарная
необходимая мощность для обеспечения электроснабжения стадиона и его временной
инфраструктуры, по имеющейся на сегодняшний день информации, составит порядка 18
МВт.
Для электроснабжения стадиона предусматривается строительство ПС 110/10 кВ
Береговая с установкой силовых трансформаторов 2х25 МВА. Трансформаторная
мощность 2х25 МВА рассчитана исходя из имеющихся данных по нагрузкам объектов,
задействованных при проведении чемпионата мира по футболу в 2018 году.
Присоединение ПС 110 кВ Береговая к энергосистеме предусматривается в рассечку
воздушных линий 110 кВ: «0-1 Центральная – 0-30 Московская (ВЛ 115)» и «0-1
Центральная – Северная 330 (ВЛ 116)». Таким образом, образуются заходы 2 КВЛ от ПС
110 кВ Береговая на вторую цепь ВЛ 110 кВ Центральная – Северная и 2 КВЛ от ПС 110
кВ Береговая на первую цепь ВЛ 110 кВ Центральная – Северная.
По информации АНО «Оргкомитет «Россия 2018», представленной официальными
письмами (№1816-ЛОК-02 от 19.03.2014 и №2621-ЛОК-02 от 13.02.2015), согласно
требованиям ФИФА к надежности, электроснабжение стадионов должно осуществляться
от двух независимых территориально разнесенных источников питания или, в случае, если
две независимые подстанции 110 кВ недоступны, то для выполнения принципа
резервирования n-1 при электроснабжении от одной подстанции необходимо выполнение
ряда условий:
- два независимых источника 110 кВ должны быть постоянно подключены к
подстанции;
- схема подключения источников 110 кВ должна строго следовать принципу n-1 в
плане использования защитных реле, переключения, эксплуатации, назначения
шинопроводов;
- в случае использования распределительных устройств с газовой изоляцией
необходимо использовать устройства, стойкие к возникновению дугового разряда;
- 2 трансформатора 110/10кВ должны быть установлены в пожарозащищённых
кожухах;
148
- схема подключения 10 кВ должна строго следовать принципу n-1 в плане
использования защитных реле, переключения, эксплуатации, назначения шинопроводов;
- резервированные линии питания стадиона должны быть подключены к разным
трансформаторам в нормальном режиме работы;
- линии питания стадиона должны быть подключены исключительно к одной
подстанции к одной точке подключения и проходить по независимым траншеям;
- точка подключения и распределительный щит подстанции 110 кВ должны быть
оборудованы средствами удалённого управления и мониторинга;
- усреднённая нагрузка на каждый сегмент преобразования 110 кВ в 10 кВ не
должна превышать 50% в нормальных условиях.
Проектирование и сооружение ПС 110 кВ Береговая, предназначенной для
электроснабжения стадиона проведения матчей Чемпионата мира по футболу в 2018 году,
должно быть выполнено с учетом вышеперечисленных требований.
Кроме того, согласно требованиям ФИФА, для надежного электроснабжения особых
категорий потребителей (таких как диспетчерская стадиона, прожекторное освещение,
аппаратная видеонаблюдения и прочие), помимо электроснабжения от основной
электрической сети, необходима установка ДГУ мощности, достаточной для
электроснабжения данных потребителей.
Для электроснабжения реконструируемого аэропорта Храброво, в связи с
увеличением его мощности, необходимо предусмотреть строительство ПС 110 кВ
Храброво с трансформаторами мощностью 2х10 МВА и сооружением ЛЭП и ТП до
аэропорта. Подключение ПС 110 кВ Храброво к энергосистеме предусматривается
заходами 2 ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Храброво на ВЛ 110 кВ Северная – Муромская
(№119).
В соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое
присоединение к ПС 110 кВ Храброво энергопринимающих устройств индустриального
парка Храброво заявленная мощность парка составляет 40 МВт. В случае подключения
энергопринимающих устройств индустриального парка Храброво в размере 40 МВт на ПС
110 кВ Храброво потребуется установка дополнительно трансформаторов 2х40 МВА.
Однако, в рамках мероприятий, необходимых для надежного электроснабжения объектов,
задействованных при проведении Чемпионата мира по футболу в 2018 году, на ПС 110 кВ
Храброво будет достаточно трансформаторной мощности 2х10 МВА для возможности
обеспечения электроснабжением нагрузок второй очереди аэропорта Храброво.
В целях обеспечения надежного электроснабжения строящейся тренировочной
площадки в г. Светлогорск, а также реконструируемой тренировочной площадки на
стадионе «Локомотив» потребуется реконструкция ПС 110 кВ Светлогорск и ПС 110 кВ
Южная с увеличением трансформаторной мощности, так как с учетом всех заключенных
договоров и заявок на технологическое присоединение к данным подстанциям при
отключении одного трансформатора (критерий N-1) на подстанциях наблюдается перегруз
оставшегося в работе трансформатора.
Остальные центры питания, обеспечивающие электроснабжением объекты,
задействованные при проведении чемпионата мира по футболу в 2018 году и вошедшие в
Программу, с учетом существующей информации по перспективной загрузке центров
питания не требуют реконструкции.
Для оценки надежности электроснабжения объектов, задействованных при
проведении чемпионата мира по футболу в 2018 году, проведены расчеты нормальных и
послеаварийных режимов работы электрической сети в зоне проведения ЧМФ-2018 в г.
149
Калининграде для зимнего и летнего максимума нагрузок, а также летнего минимума
нагрузок.
Цель расчетов – проверка достаточности пропускной способности существующих и
намечаемых к сооружению электрических сетей, выбор их параметров и определение
условий обеспечения необходимых уровней напряжения в послеаварийных режимах.
Расчеты проводились для двух вариантов развития энергосистемы Калининградской
области – базового и максимального (регионального).
Режимы работы сети 110 кВ и выше энергосистемы Калининградской области
выставлены, рассчитаны и проанализированы с учетом перспективы развития
энергосистемы Калининградской области при работе в составе ЕЭС, а также проведены
расчеты режимов работы электрической сети в зоне проведения ЧМФ-2018 в г.
Калининграде для летних максимальных нагрузок на уровне 2018 года при условии
перехода энергосистемы Калининградской области на изолированный режим работы к
2018 году.
Расчеты режимов работы сети 110 кВ и выше выполнялись исходя из следующих
основных условий:
- расчетные реактивные нагрузки на шинах подстанций 110 кВ принимались на
основе анализа отчетных данных;
- величины межсистемных перетоков мощности увязаны с балансом мощности ОЭС
Северо-Запада и расчетами по основной сети ОЭС Северо-Запада и энергосистемы
Калининградской области;
- температура наружного воздуха для зимних и летних режимов принята в
соответствии с рекомендациями ПУЭ, в которых указано, что температуры воздуха
должны определяться по строительным нормам и правилам с округлением до значений,
кратных пяти. Таким образом, для зимних режимов расчетная температура принята равной
+5°C, для летних режимов - +25°C;
- наибольшие допустимые температуры проводов при нагревании длительной
токовой нагрузкой приняты в соответствии с ПУЭ.
- нагрузка на ПС 110 кВ Береговая в 2018 году учтена с общей заявленной
мощностью стадиона и временных сооружений на территории стадиона без учета
коэффициента совмещения для проверки достаточности пропускной способности сети на
максимум нагрузки.
- нагрузка на ПС 110 кВ Храброво в 2018 году для регионального варианта учтена с
общей заявленной мощностью аэропорта Храброво, а также Индустриального парка
Храброво без учета коэффициента совмещения для проверки достаточности пропускной
способности сети на максимум нагрузки.
Расчеты выполнялись с учетом предложений Правительства Калининградской
области, а также ОАО «Янтарьэнерго» по строительству и реконструкции сети,
необходимому для надежного электроснабжения объектов чемпионата мира по футболу в
2018 году.
Расчёты режимов работы сети 110 кВ и выше в зоне проведения ЧМФ-2018 в г.
Калининграде выполнены и проанализированы для нормального и послеаварийных
режимов.
Для оценки достаточности электроснабжения объектов, задействованных при
проведении Чемпионата мира по футболу в 2018 года в г. Калининграде, расчеты
послеаварийных режимов проведены с отключением одного элемента сети (критерий
системной надежности N-1) согласно требованиям FIFA к надежности энергоснабжения
объектов, задействованных при проведении чемпионата мира по футболу.
150
На основании выполненных расчетов выявлено следующее:
- В связи с развитием энергосистемы Калининградской области и увеличением
нагрузки потребителей ПС О-10 Зеленоградск и ПС О-27 Муромская, а также реализацией
проекта сооружения индустриального парка Храброво (в соответствии с ТУ на ТП), в
случае существенного увеличения нагрузок в данном районе до проведения Чемпионата
мира по футболу 2018 года, для поддержания надежного электроснабжения аэропорта
Храброво необходимо будет произвести реконструкцию ВЛ 110 кВ № 119, № 120, ВЛ 110
кВ Зеленоградск - Пионерская с увеличением сечения в связи с перегрузом данных ВЛ при
заданных нагрузках, а также реконструкцию ПС 110 кВ Муромская с заменой
трансформаторов тока.
По остальным элементам сети 110 кВ и выше, с учетом критерия системной
надежности n-1 в послеаварийных режимах летнего максимума нагрузки по элементам
сети 110 кВ в зоне проведения чемпионата мира по футболу в городе Калининграде в 2018
году протекают токи, не превышающие предельно допустимые.
При этом, согласно разработанным основным техническим решениям по
строительству ПС 110 кВ Береговая и по проработкам, проведенным ЗАО ГК «ЭнТерра»
по присоединению ПС 110 кВ Береговая к энергосистеме, необходимо выполнить
мероприятия по реконструкции участков двухцепной ВЛ 110 кВ 115/116 с увеличением
сечения. Реконструкция данной ЛЭП поможет повысить надежность электроснабжения
потребителей, получающих питание от подстанций данного транзита ВЛ 110 кВ
Центральная – Северная в ремонтных и послеаварийных режимах, в том числе, стадиона
для проведения матчей Чемпионата мира в г. Калининграде, который будет получать
питание от ПС 110 кВ Береговая и тренировочной площадки на стадионе «Локомотив»,
получающей питание от ПС 110 кВ Южная.
Перечень мероприятий электросетевого строительства и реконструкции
напряжением 110 кВ и выше, необходимых для надежного электроснабжения объектов,
задействованных при проведении Чемпионата мира по футболу в 2018 году приведен в
таблице 8.3.
Таблица 8.3 - Перечень мероприятий электросетевого строительства и реконструкции
напряжением 110 кВ и выше, необходимых для надежного электроснабжения объектов,
задействованных при проведении Чемпионата мира по футболу в 2018 году
Мероприятие
Строительство ПС
110/10 кВ Береговая с
установкой силовых
трансформаторов
2х25 МВА,
выполненная
согласно требованиям
ФИФА к надежности
электроснабжения
Заходы 2 КЛ 110 кВ
от ПС 110 кВ
Береговая на вторую
цепь ВЛ 110 кВ
Центральная –
Северная, а также 2
Назначение
(Пункт Программы)
(п. 4.) Строительство стадиона на
35000 зрительских мест (в том числе
временные трибуны на 10000
зрительских мест), Солнечный
бульвар;
(п. 102.) Строительство временных
сооружений на территории стадиона
(п. 4.) Строительство стадиона на
35000 зрительских мест (в том числе
временные трибуны на 10000
зрительских мест), Солнечный
бульвар;
(п. 102.) Строительство временных
Обоснование
Необходимость
строительства нового
источника
электроснабжения в связи
с расположением
стадиона на вновь
осваиваемом острове
Для подключения ПС 110
кВ Береговая к
энергосистеме, а также
для подключения
стадиона
151
Мероприятие
КЛ 110 кВ от ПС 110
кВ Береговая на
первую цепь ВЛ 110
кВ Центральная –
Северная.
Установка ДГУ
мощности, требуемой
для резервного
электроснабжения
особых категорий
потребителей в
составе стадиона
Назначение
(Пункт Программы)
сооружений на территории стадиона
(п. 4.) Строительство стадиона на
35000 зрительских мест (в том числе
временные трибуны на 10000
зрительских мест), Солнечный
бульвар
Строительство ПС
110 кВ Храброво с
трансформаторами
2х10 МВА
(п. 176) Вторая очередь
реконструкции и развития аэропорта
Храброво
Строительство 2 ВЛ
110 кВ от ПС 110 кВ
Храброво на ВЛ 110
кВ Северная –
Муромская (№119)
Реконструкция ВЛ
110 кВ № 119, ВЛ 110
кВ № 120, ВЛ 110 кВ
Зеленоградск Пионерская с
увеличением сечения,
а также ПС
Муромская с заменой
трансформаторов
тока
Реконструкция
ПС
110 кВ Светлогорск с
увеличением
трансформаторной
мощности.
(п. 176) Вторая очередь
реконструкции и развития аэропорта
Храброво
Реконструкция
ПС
110 кВ Южная с
увеличением
трансформаторной
мощности.
(п. 25) Реконструкция тренировочной
площадки на стадионе "Локомотив",
г. Калининград, ул. Аллея Смелых,
д.22/а
Обоснование
В целях обеспечения
выполнения требований
FIFA к надежности
энергоснабжения
объектов,
задействованных при
проведении чемпионата
мира по футболу
Для электроснабжения
реконструируемого
аэропорта Храброво, в
связи с увеличением его
мощности
Для присоединения ПС
110 кВ Храброво к
энергосистеме
(п. 176) Вторая очередь
реконструкции и развития аэропорта
Храброво
В связи с перегрузом
данных ВЛ в случае
подключения нагрузок
индустриального парка
Храброво и нагрузок по
ТУ на ПС 110 кВ
Зеленоградск и
Муромская до 2018 года.
(п. 68) Строительство тренировочной
площадки, Калининградской обл., г.
Светлогорск, ул. Балтийская, д.31
Отсутствие свободной
трансформаторной
мощности с учетом
договоров на
технологическое
присоединение
Отсутствие свободной
трансформаторной
мощности с учетом
договоров на
технологическое
присоединение
152
Мероприятие
Реконструкция
участков
двухцепной ВЛ 110
кВ 115/116 с
увеличением
сечения
Назначение
(Пункт Программы)
(п. 4.) Строительство стадиона на
35000 зрительских мест, Солнечный
бульвар;
(п. 102.) Строительство временных
сооружений на территории стадиона;
(п. 176) Вторая очередь
реконструкции и развития аэропорта
Храброво;
(п. 25) Реконструкция тренировочной
площадки на стадионе "Локомотив",
г. Калининград, ул. Аллея Смелых,
д.22/а
Обоснование
В связи с перегрузом
участков данной ВЛ, для
повышения надежности.
Карта-схема перспективных электрических сетей 110 кВ и выше в зоне проведения
Чемпионата мира по футболу в 2018 году в г. Калининграде с учетом необходимых
мероприятий по строительству и реконструкции электросетевых объектов, необходимых
для надежного электроснабжения объектов Чемпионата мира по футболу, представлена на
рисунке 8.2.
Кроме того, в рамках утвержденного Постановлением Правительства РФ № 518 от
20.06.2013 г. перечня объектов инфраструктуры, задействованных при проведениии
Чемпионата мира по футболу в 2018 году, предполагался следующий перечень
мероприятиях по строительству и реконструкции объектов электроэнергетики классом
напряжения ниже 110 кВ:
- Строительство РП 10 кВ (2 шт.), ТП 10/0,4 кВ (для электроснабжения стадиона
проведения матчей Чемпионата мира по футболу в 2018 году);
- Строительство КЛ 10 кВ от ЗРУ 10 кВ ПС Береговая до РП 10 кВ, ТП 10/0,4 кВ, от
РП-1(2) 10 кВ до РП XXIII, РП XXXIII (для электроснабжения стадиона проведения
матчей Чемпионата мира по футболу в 2018 году);
- Строительство РП 10 кВ, ТП 10/0,4 кВ (для электроснабжения аэропорта
Храброво);
- Строительство КЛ 10 кВ от ЗРУ 10 кВ ПС Храброво до РП 10 кВ, ТП 10/0,4 кВ
(для электроснабжения аэропорта Храброво);
- Строительство ТП 15/0,4 кВ, ЛЭП 15 кВ от РП (В 54) до новой ТП тренировочной
базы в г. Светлогорске Калининградской области;
- Строительство ТП 10/0,4 кВ, КЛ 10 кВ в районе ул. Аллея Смелых г. Калининграда
для реконструируемого стадиона «Локомотив»;
- Строительство ТП 10/0,4 кВ, КЛ 10 кВ в районе проспекта Мира г. Калининграда
для реконструируемого стадиона «Пионер»;
- Строительство РТП 10/0,4 кВ, КЛ 10 кВ в районе ул. Донского – проспект Мира г.
Калининграда для реконструируемого стадиона «Балтика».
Схемные решения ОАО «Янтарьэнерго» по технологическому присоединению к
электрическим сетям энергопринимающих устройств объектов, задействованных при
проведении Чемпионата мира по футболу в 2018 году, представлены на рисунках 8.3 – 8.8.
В настоящий момент, в связи с проводимой работой по внесению изменений в
Постановление Правительства РФ № 518 от 20.06.2013 г. «О Программе подготовки к
проведению в 2018 году в Российской Федерации чемпионата мира по футболу» в части
количества и месторасположения тренировочных площадок и баз команд, объектов
153
гостиничной, транспортной инфраструктуры и прочих объектов, задействованных при
проведении Чемпионата мира, уточняются также и необходимые мероприятия по
строительству и реконструкции объектов электроэнергетики классом напряжения ниже
110 кВ.
Кроме того, все схемные решения ОАО «Янтарьэнерго» по технологическому
присоединению к электрическим сетям энергопринимающих устройств объектов 110 кВ и
ниже, задействованных при проведении Чемпионата мира по футболу в 2018 году, должны
быть уточнены и скорректированы в ходе выполнения отдельных внестадийных работ по
разработке схем внешнего электроснабжения.
Откорректированный перечень объектов инфраструктуры, реализация которых
осуществляется в рамках подготовки Чемпионата мира по футболу 2018 года в
Калининградской области, в соответствии с данными, представленными Агентством по
подготовке к Чемпионату мира представлен в таблице 8.4.
Таблица 8.4 – Перечень объектов инфраструктуры, реализация которых осуществляется в
рамках подготовки Чемпионата мира по футболу 2018 года в Калининградской области, в
соответствии с данными, представленными Агентством по подготовке к Чемпионату мира
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Наименование объекта
Строительство стадиона на 35 000 зрительских
мест (в том числе временные трибуны на 10 000
зрительских мест), г. Калининград, Солнечный
бульвар
Строительство временных сооружений на
территории стадиона в г. Калининграде,
Солнечный бульвар
Организация и проведение Международного
фестиваля болельщиков на Центральной
площади (Дом Советов) в г. Калининграде
Реконструкция тренировочной площадки на
стадионе «Локомотив», г. Калининград, ул.
Аллея Смелых, д.22/а
Реконструкция тренировочной площадки на
стадионе «Пионер», г. Калининград, просп.
Мира, д. 134
Реконструкция тренировочной площадки на
стадионе «Сельма», г. Калининград, ул.
Согласия, д.41
Строительство тренировочной площадки,
Калининградская обл., г. Светлогорск, ул.
Балтийская, д. 31
Реконструкция стадиона «Поселковый»,
Калининградская область, Багратионовский
район, пос.Новоселово
Реконструкция стадиона имени «Остренко» по
ул. Советская, 40, пгт. Янтарный,
Калининградская область
Строительство гостиницы, категория «четыре
звезд», г. Калининград, ул. Гвардейская /
Московский проспект
Исполнитель
ГКУ КО «РУЗКС»
АНО «Арена-2018»
АНО «Дирекция Калининград
2018»
Администрация городского округа
«Город Калининград»
Администрация городского округа
«Город Калининград»
ГКУ КО «РУЗКС»
МО "Светлогорский район "
МО "Багратионовский
муниципальный район "
МО "Янтарный городской округ "
Министерство по туризму КО
154
№
п/п
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
Наименование объекта
Строительство гостиницы "Лангендорф",
категория «четыре звезды», Калининградская
область, Гвардейский район, пос. Сокольники
Строительство гостиницы, категория «четыре
звезды», г. Калининград, ул. Пролетарская,
проезд Озерный
Гостиница, категория «три звезды», г.
Калининград, ул. В. Гюго, проспект
Московский
Строительство гостиницы, категория «четыре
звезды» по ул. Октябрьская
Строительство гостиничного комплекса, г.
Калининград, в границах улиц Горького,
Ракитной, Партизанской
Реконструкция моста «Высокий» через
р.Преголя по ул.Октябрьской (мост №4) в
г.Калининграде
Реконструкция моста «Деревянный» через
р.Преголя по ул.Октябрьской (мост №1) в
г.Калининграде
Строительство эстакады "Восточная» от
Московского проспекта до развязки на острове
"Октябрьский"
Реконструкция мостового перехода через реку
Старая и Новая преголя на строительстве
"Южного обхода г.Калининграда" (II очередь)
Реконструкция II очереди Кольцевого
маршрута в районе Приморской рекреационной
зоны (Северный обход г. Калининграда) (I-й
этап)
Строительство берегоукрепительных
сооружений на о. Октябрьском от мостового
перехода до пешеходного моста наб. Генерала
Карбышева в г. Калининграде
"Стадион Чемпионата мира ФИФА в г.
Калининграде". 1 этап. Строительство
берегоукрепительных сооружений и Парадной
набережной о. Октябрьский в г. Калининграде
"Стадион Чемпионата мира ФИФА в г.
Калининграде". 1 этап. Строительство
инженерных сетей на о. Октябрьский в г.
Калининграде
Реконструкция главного канализационного
коллектора в г.Калининграде
Санация водовода от ЮВС-2 до ЦВС в
г.Калининграде
Строительство разгрузочного коллектора
бытовой канализации по ул.Стекольной -Грига
в Ленинградском районе г.Калининграда
Исполнитель
Министерство по туризму КО
Министерство по туризму КО
Министерство по туризму КО
Министерство по туризму КО
Министерство по туризму КО
Администрация городского округа
«Город Калининград»
Администрация городского округа
«Город Калининград»
ГКУ «УДХ КО»
ГКУ «УДХ КО»
ГКУ «УДХ КО»
Администрация городского округа
«Город Калининград»
ГКУ КО «РУЗКС»
ГКУ КО «РУЗКС»
Администрация городского округа
«Город Калининград»
Администрация городского округа
«Город Калининград»
Администрация городского округа
«Город Калининград»
155
№
п/п
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
Наименование объекта
Исполнитель
Реконструкция ул. 9 Апреля и строительство
транспортной развязки (улица А.Невского улица Черняховского - улица Литовский вал) в
г.Калининграде
Строительство мостового перехода через реки
Старая и Новая Преголя в г. Калининграде,
Калининградская область (2 очередь строительство съездов с мостового перехода
через реки Старая и Новая Преголя и
транспортной развязки в районе бульвара
Солнечный)
Капитальный ремонт ул.Дзержинского в
г.Калининграде
Строительство надземного пешеходного
перехода через Московский проспект,
соединяющий ул.Зарайскую, наб.Ген.Трибуца,
наб.Ген.Карбышева в г.Калининграде
Строительство парковок в районе
ул.Суздальская – ул.Молодой Гвардии в
г.Калининграде
Строительство улично-дорожной сети на
территории о.Октябрьский, обеспечивающей
подъезд к стадиону
Реконструкция и новое строительство бульвара
Солнечного в г.Калининграде
Строительство парковок вблизи стадиона на о.
Октябрьский
Реконструкция автомобильной дороги
"Калининград-Мамоново II (пос. Новосёлово) граница Республики Польша" км 25,0-км38,8 и
устройство мостового перехода км 22,6 (II этап)
Вторая очередь реконструкции и развития
аэропорта Храброво, г. Калининград,
Калининградская область, в том числе:
разработка проектной документации,
реконструкция взлетно-посадочной полосы с
удлинением, оснащение взлетно-посадочной
волосы радиотехническими средствами
посадки, светосигнальным и
метеооборудованием, реконструкция перроона,
строительство 10 МС под расчетный тип ВС,
реконструкция (строительство) водосточнодренажной сети, строительство очистных
сооружений поверхностного стока, стартовой
аварийно-спасательной станции, реконструкция
периметрового ограждения аэродрома в
соответствии с требованиями авиационной
безопасности, а также реконструкция
(строительство) патрульной дороги,
Администрация городского округа
«Город Калининград»
Администрация городского округа
«Город Калининград»
Администрация городского округа
«Город Калининград»
Администрация городского округа
«Город Калининград»
Администрация городского округа
«Город Калининград»
ГКУ «УДХ КО»
ГКУ «УДХ КО»
ГКУ «УДХ КО»
ГКУ «УДХ КО»
ФГУП "АДМИНИСТРАЦИЯ
ГРАЖДАНСКИХ АЭРОПОРТОВ"
156
№
п/п
37
Наименование объекта
реконструкция системы электроснабжения
аэродрома (п. 176 ПП518)
Реконструкция аэровокзального комплекса и
грузового терминала (п. 176 ПП518)
Исполнитель
ЗАО "АЭРОПОРТ "ХРАБРОВО"
Были выполнены расчеты режимов работы электрической сети в зоне проведения
ЧМФ-2018 в г. Калининграде для базового варианта с учетом параллельной работы с
энергосистемой Литвы.
Токовая загрузка элементов электрической сети в районе проведения Чемпионата
мира по футболу в 2018 году для полной и послеаварийной схем базового варианта с
учетом параллельной работы с энергосистемой Литвы представлена в таблице 8.5.
Токовая загрузка элементов электрической сети в районе проведения Чемпионата
мира по футболу в 2018 году для полной и послеаварийной схем регионального варианта с
учетом параллельной работы с энергосистемой Литвы представлена в таблице 8.6.
Также были выполнены расчеты режимов работы электрической сети в зоне
проведения ЧМФ-2018 в г. Калининграде для базового варианта с учетом перехода на
изолированный режим работы энергосистемы Калининградской области.
Токовая загрузка элементов электрической сети в районе проведения Чемпионата
мира по футболу в 2018 году для полной и послеаварийной схем базового варианта с
учетом перехода на изолированный режим работы энергосистемы Калининградской
области представлена в таблице 8.7.
Токовая загрузка элементов электрической сети в районе проведения Чемпионата
мира по футболу в 2018 году для полной и послеаварийной схем регионального варианта с
учетом перехода на изолированный режим работы энергосистемы Калининградской
области представлена в таблице 8.8.
157
Рис. 8.2 - Карта-схема перспективных электрических сетей 110 кВ и выше в зоне проведения Чемпионата мира по футболу в 2018 году в г. Калининграде с учетом
необходимых мероприятий по строительству и реконструкции электросетевых объектов, необходимых для надежного электроснабжения объектов Чемпионата мира по футболу.
158
Таблица 8.5 - Токовая загрузка элементов электрической сети в районе проведения Чемпионата мира по футболу в 2018 году для полной и послеаварийной схем базового варианта с
учетом параллельной работы с энергосистемой Литвы
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
СХЕМА №1 НОРМАЛЬНАЯ СХЕМА
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
121
20
84
16
63
12
АС-185
510
612
510
510
0
201
33
133
26
93
18
АС-120
371
445,2
371
371
0
60
13
49
13
43
12
АС-120
371
445,2
371
371
0
37
8
38
10
38
10
АС-120
371
445,2
371
371
0
146
33
82
22
46
12
АС-185
501
601,2
501
501
0
180
30
108
22
65
13
АС-185
501
601,2
501
501
0
195
32
116
23
70
14
АС-185
501
601,2
501
501
0
205
34
122
24
74
15
АС-240
610
732
610
610
0
239
33
141
23
85
14
АС-120
371
445,2
371
371
0
148
33
90
24
57
15
АСК-120
371
445,2
371
371
0
145
33
88
24
54
15
АС-185
510
612
510
510
0
145
24
87
17
54
11
АС-240
610
732
610
610
0
145
20
87
14
54
9
АС-120
375
450
375
375
0
183
41
115
31
77
21
АС-120
375
450
375
375
320
320
320
147
46
81
25
43
13
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
АСК-120
375
450
375
375
320
320
320
51
16
26
8
13
4
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
АСК-120
371
445,2
371
371
0
46
10
30
8
22
6
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
АСК-150
441
529,2
441
441
0
138
26
80
18
47
11
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
АСК-150
441
529,2
441
441
0
138
26
80
18
47
11
АС-240
615
738
615
615
0
221
30
125
20
69
11
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
159
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
АС-240
ДДТН, А
(t=+25°C)
615
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
738
615
615
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
0
221
30
125
20
69
11
СХЕМА №2 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая, 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
0
0
0
0
0
0
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
288
47
192
38
136
27
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
0
0
0
0
0
0
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
61
14
61
16
60
16
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
129
29
70
19
36
10
АС-185
501
601,2
501
501
0
0
0
197
33
120
24
75
15
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
601,2
501
501
0
0
0
212
35
129
26
80
16
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
601,2
501
501
0
0
0
222
37
134
27
84
17
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
256
35
154
25
95
16
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
167
38
104
28
68
18
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
165
37
102
27
65
18
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
164
27
101
20
65
13
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
164
22
101
17
65
11
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
183
146
50
46
137
137
215
215
41
46
16
10
26
26
29
29
115
80
26
31
79
79
121
121
31
25
8
8
18
18
20
20
77
43
13
22
46
46
66
66
21
13
4
6
10
10
11
11
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №3 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая, 2 цепь
160
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
229
37
156
31
116
23
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
0
0
0
0
0
0
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
54
12
55
15
58
16
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
0
0
0
0
0
0
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
126
28
67
18
34
9
АС-185
501
601,2
501
501
0
0
0
201
33
123
25
77
15
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
601,2
501
501
0
0
0
216
36
132
26
82
16
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
601,2
501
501
0
0
0
226
38
137
27
85
17
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
260
36
157
26
96
16
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
172
39
108
29
70
19
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
169
38
105
28
67
18
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
169
28
105
21
66
13
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
169
23
105
17
66
11
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
183
146
50
46
137
137
214
214
41
46
16
10
26
26
29
29
115
80
26
31
79
79
120
120
31
25
8
8
18
18
20
20
77
43
13
22
46
46
64
64
21
13
4
6
10
10
10
10
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №4 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная- Московская
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
176
29
116
23
79
15
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
265
43
170
33
112
22
161
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-120
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
371
445,2
371
371
0
0
0
114
26
81
22
59
16
371
445,2
371
371
0
0
0
100
22
75
20
57
15
371
445,2
371
371
0
0
0
328
74
191
51
111
30
501
601,2
501
501
0
0
0
0
0
0
0
0
0
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
501
601,2
501
501
0
0
0
0
0
0
0
0
0
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
0
0
0
0
0
0
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
0
0
0
0
0
0
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
213
48
129
35
87
23
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
225
51
135
36
85
23
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
235
38
140
27
84
16
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
269
37
160
26
84
14
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
185
149
52
44
142
142
240
240
41
47
16
10
27
27
33
33
117
82
27
29
82
82
136
136
31
26
8
8
19
19
22
22
78
44
14
21
48
48
77
77
21
14
4
6
11
11
13
13
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
АС-120
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-120
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №5 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Береговая
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
163
27
109
21
78
15
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
250
41
162
32
112
22
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
102
23
74
20
59
16
162
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
АС-120
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-120
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
371
445,2
371
371
0
0
0
85
19
67
18
57
15
371
445,2
371
371
0
0
0
88
20
47
13
23
6
501
601,2
501
501
0
0
0
239
40
143
29
88
18
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
501
601,2
501
501
0
0
0
254
42
152
30
93
19
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
264
44
158
32
96
19
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
298
41
177
29
107
18
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
0
0
0
0
0
0
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
0
0
0
0
0
0
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
0
0
0
0
0
0
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
0
0
0
0
0
0
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
185
148
52
44
141
141
235
235
41
46
16
10
27
27
32
32
116
82
27
30
82
82
134
134
31
26
8
8
19
19
22
22
78
44
14
21
48
48
75
75
21
14
4
6
11
11
12
12
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №6 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
115
19
80
16
60
12
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
194
32
128
25
90
18
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
54
12
45
12
40
11
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
29
7
33
9
35
9
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
140
31
78
21
43
12
163
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
501
601,2
501
501
0
0
0
187
31
112
22
68
14
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
501
601,2
501
501
0
0
0
201
33
120
24
73
15
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
211
35
126
25
76
15
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
245
33
145
24
88
14
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
155
35
95
26
60
16
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
153
34
92
25
57
15
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
152
25
92
18
57
11
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
152
21
92
15
57
9
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
39
144
240
214
214
225
225
0
12
45
54
40
40
30
30
0
36
96
150
126
126
128
128
0
11
30
40
29
29
21
21
0
35
70
100
77
77
71
71
0
11
22
27
17
17
12
12
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №7 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Пионерская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
123
20
85
17
64
13
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
204
33
134
26
94
18
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
62
14
51
14
44
12
371
445,2
371
371
0
0
0
39
9
39
11
40
11
371
445,2
371
371
0
0
0
148
33
84
23
46
12
501
601,2
501
501
0
0
0
178
30
106
21
65
13
501
601,2
501
501
0
0
0
193
32
115
23
69
14
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
АС-120
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-120
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
164
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
203
34
121
24
73
15
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
237
32
140
23
84
14
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
145
33
89
24
56
15
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
143
32
86
23
53
14
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
143
23
86
17
53
10
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
143
20
86
14
53
9
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
231
194
95
0
121
121
219
219
51
61
30
0
23
23
30
30
147
112
54
0
69
69
124
124
39
35
17
0
16
16
20
20
99
64
31
0
39
39
69
69
26
20
10
0
9
9
11
11
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №8 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
115
19
81
16
61
12
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
194
32
129
25
91
18
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
54
12
46
12
41
11
371
445,2
371
371
0
0
0
30
7
34
9
36
10
371
445,2
371
371
0
0
0
140
31
79
21
44
12
501
601,2
501
501
0
0
0
186
31
111
22
67
13
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
501
601,2
501
501
0
0
0
201
33
119
24
72
14
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
211
35
125
25
76
15
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
АС-120
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-120
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
165
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
245
33
145
24
87
14
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
155
35
94
25
59
16
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
152
34
92
25
56
15
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
152
25
91
18
56
11
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
152
21
91
15
56
9
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
217
181
83
14
0
206
225
225
48
57
26
3
0
39
30
30
135
100
44
13
0
119
127
127
36
31
14
4
0
27
21
21
88
54
23
12
0
70
71
71
23
17
7
3
0
16
12
12
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №9 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1, 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
97
16
70
14
55
11
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
173
28
117
23
84
16
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
35
8
35
9
35
9
371
445,2
371
371
0
0
0
8
2
22
6
29
8
371
445,2
371
371
0
0
0
121
27
68
18
38
10
501
601,2
501
501
0
0
0
205
34
122
24
73
15
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
501
601,2
501
501
0
0
0
220
37
130
26
78
16
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
230
38
136
27
82
16
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
264
36
156
26
93
15
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
АС-120
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-120
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
166
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
176
40
106
29
66
18
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
174
39
104
28
63
17
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
174
28
103
20
63
12
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
174
24
103
17
63
10
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
316
279
179
82
0
0
238
238
70
87
56
18
0
0
32
32
190
155
98
44
0
0
135
135
51
48
31
12
0
0
22
22
120
86
54
22
0
0
75
75
32
27
17
6
0
0
12
12
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №10 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
111
18
78
15
60
12
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
190
31
126
25
90
18
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
50
11
44
12
40
11
371
445,2
371
371
0
0
0
25
6
31
8
35
9
371
445,2
371
371
0
0
0
136
31
77
21
42
11
501
601,2
501
501
0
0
0
190
32
113
23
68
14
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
501
601,2
501
501
0
0
0
205
34
122
24
73
15
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
215
36
128
26
77
15
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
249
34
147
24
88
14
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
371
445,2
371
371
0
0
0
159
36
96
26
60
16
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
АС-120
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-120
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
АС-120
167
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
157
35
94
25
58
16
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
156
25
94
18
57
11
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
156
21
93
15
57
9
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
184
147
51
45
139
139
0
391
41
46
16
10
26
26
0
53
116
81
27
30
81
81
0
221
31
25
8
8
18
18
0
36
77
43
14
22
47
47
0
122
21
13
4
6
11
11
0
20
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №11 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1, 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
31
5
34
7
35
7
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
97
16
75
15
61
12
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
31
7
4
1
16
4
371
445,2
371
371
0
0
0
69
15
22
6
9
2
371
445,2
371
371
0
0
0
56
13
33
9
19
5
501
601,2
501
501
0
0
0
271
45
158
32
93
19
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
501
601,2
501
501
0
0
0
286
48
167
33
98
20
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
296
49
172
34
101
20
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
330
45
192
31
112
18
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
252
57
148
40
88
24
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
250
56
146
39
86
23
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
249
41
145
28
85
17
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
АС-120
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-120
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
168
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
249
34
145
24
85
14
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
189
152
56
40
150
150
0
0
42
48
18
9
28
28
0
0
119
84
29
27
86
86
0
0
32
26
9
7
20
20
0
0
79
45
15
20
50
50
0
0
21
14
5
5
11
11
0
0
169
Таблица 8.6 - Токовая загрузка элементов электрической сети в районе проведения Чемпионата мира по футболу в 2018 году для полной и послеаварийной схем
регионального варианта с учетом параллельной работы с энергосистемой Литвы
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
СХЕМА №1 НОРМАЛЬНАЯ СХЕМА
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
177
29
128
25
94
18
АС-185
510
612
510
510
0
264
43
184
36
131
26
АС-120
371
445,2
371
371
0
114
26
90
24
72
19
АС-120
371
445,2
371
371
0
101
23
85
23
72
19
АС-120
371
445,2
371
371
0
205
46
129
35
80
22
АС-185
501
601,2
501
501
0
115
19
67
13
39
8
АС-185
501
601,2
501
501
0
143
24
84
17
49
10
АС-185
501
601,2
501
501
0
153
25
90
18
53
11
АС-240
610
732
610
610
0
187
26
111
18
65
11
АС-120
371
445,2
371
371
0
86
19
50
13
30
8
АСК-120
371
445,2
371
371
0
84
19
47
13
27
7
АС-185
510
612
510
510
0
83
14
47
9
26
5
АС-240
610
732
610
610
0
83
11
47
8
26
4
АС-120
375
450
375
375
0
334
74
298
79
254
68
АС-120
375
450
375
375
320
320
320
75
23
42
13
10
3
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
АСК-120
375
450
375
375
320
320
320
31
10
37
12
44
14
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
АСК-120
371
445,2
371
371
0
121
27
104
28
85
23
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
АСК-150
441
529,2
441
441
0
114
22
92
21
65
15
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
АСК-150
441
529,2
441
441
0
114
22
92
21
65
15
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
АС-240
615
738
615
615
0
129
17
70
11
45
7
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
АС-240
615
738
615
615
0
129
17
70
11
45
7
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
170
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
СХЕМА №2 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая, 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
0
0
0
0
0
0
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
383
63
269
53
193
38
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
0
0
0
0
0
0
371
445,2
371
371
0
0
0
155
35
130
35
109
29
371
445,2
371
371
0
0
0
177
40
108
29
64
17
501
601,2
501
501
0
0
0
143
24
88
18
55
11
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
501
601,2
501
501
0
0
0
171
28
105
21
65
13
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
181
30
111
22
69
14
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
215
29
132
22
81
13
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
118
27
74
20
48
13
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
116
26
71
19
45
12
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
115
19
71
14
44
9
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
115
16
71
12
44
7
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
334
75
32
122
113
113
123
123
74
23
10
27
21
21
17
17
298
42
37
105
91
91
66
66
79
13
12
28
21
21
11
11
254
10
44
85
65
65
42
42
68
3
14
23
15
15
7
7
0
318
52
227
45
166
33
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
АС-120
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-120
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №3 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая, 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
171
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
0
0
0
0
0
0
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
141
32
119
32
101
27
371
445,2
371
371
0
0
0
0
0
0
0
0
0
371
445,2
371
371
0
0
0
171
38
103
28
60
16
501
601,2
501
501
0
0
0
150
25
93
19
59
12
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
501
601,2
501
501
0
0
0
178
30
111
22
69
14
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
189
31
117
23
73
15
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
222
30
137
22
85
14
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
126
28
80
22
53
14
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
124
28
77
21
50
13
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
123
20
77
15
49
10
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
123
17
77
13
49
8
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
334
75
32
122
113
113
121
121
74
23
10
27
21
21
16
16
298
42
37
105
91
91
65
65
79
13
12
28
21
21
11
11
254
10
44
86
65
65
41
41
68
3
14
23
15
15
7
7
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
АС-120
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-120
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №4 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная- Московская
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
218
36
152
30
108
21
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
313
51
212
42
148
29
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
156
35
114
31
86
23
172
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
АС-120
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-120
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
371
445,2
371
371
0
0
0
149
33
113
30
88
24
371
445,2
371
371
0
0
0
321
72
196
53
119
32
501
601,2
501
501
0
0
0
0
0
0
0
0
0
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
501
601,2
501
501
0
0
0
0
0
0
0
0
0
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
0
0
0
0
0
0
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
0
0
0
0
0
0
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
113
25
65
18
38
10
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
138
31
79
21
45
12
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
147
24
85
17
48
9
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
181
25
105
17
61
10
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
335
76
31
121
115
115
138
138
74
24
10
27
22
22
19
19
298
42
36
104
93
93
76
76
79
13
11
28
21
21
12
12
254
10
44
85
66
66
49
49
68
3
14
23
15
15
8
8
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №5 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Береговая
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
202
33
142
28
103
20
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
293
48
201
39
141
28
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
139
31
104
28
80
22
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
130
29
101
27
81
22
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
174
39
111
30
70
19
173
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
501
601,2
501
501
0
0
0
147
24
85
17
50
10
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
501
601,2
501
501
0
0
0
175
29
102
20
60
12
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
185
31
109
22
64
13
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
219
30
129
21
76
12
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
0
0
0
0
0
0
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
0
0
0
0
0
0
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
0
0
0
0
0
0
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
0
0
0
0
0
0
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
334
76
31
121
115
115
134
134
74
24
10
27
22
22
18
18
298
42
36
104
92
92
73
74
79
13
11
28
21
21
12
12
254
10
44
85
65
65
47
47
68
3
14
23
15
15
8
8
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №6 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
173
28
124
24
91
18
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
260
42
180
35
127
25
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
111
25
87
23
69
19
371
445,2
371
371
0
0
0
97
22
81
22
68
18
371
445,2
371
371
0
0
0
202
45
126
34
77
21
501
601,2
501
501
0
0
0
118
20
70
14
42
8
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
АС-120
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-120
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
174
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
501
601,2
501
501
0
0
0
146
24
87
17
52
10
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
156
26
94
19
56
11
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
190
26
114
19
68
11
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
90
20
54
15
33
9
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
87
20
51
14
30
8
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
87
14
51
10
30
6
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
87
12
50
8
30
5
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
303
415
518
265
265
133
133
0
95
130
116
50
50
18
18
0
294
376
451
224
224
75
75
0
92
118
122
51
51
12
12
0
279
328
373
174
174
50
49
0
87
103
101
39
39
8
8
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №7 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Пионерская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
180
29
130
25
96
19
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
268
44
187
37
134
26
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
117
26
93
25
74
20
371
445,2
371
371
0
0
0
104
23
88
24
74
20
371
445,2
371
371
0
0
0
208
47
132
36
82
22
501
601,2
501
501
0
0
0
112
19
64
13
37
7
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
501
601,2
501
501
0
0
0
140
23
81
16
47
9
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
150
25
88
18
51
10
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
АС-120
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-120
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
175
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
183
25
108
18
63
10
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
83
19
47
13
28
8
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
80
18
44
12
24
6
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
79
13
44
9
24
5
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
79
11
44
7
24
4
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
465
200
100
0
68
68
126
126
103
63
31
0
13
13
17
17
409
148
73
0
53
53
68
68
109
46
23
0
12
12
11
11
343
90
44
0
33
33
43
44
91
28
14
0
7
7
7
7
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №8 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
174
28
126
25
93
18
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
261
43
182
36
130
25
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
112
25
88
24
71
19
371
445,2
371
371
0
0
0
98
22
82
22
70
19
371
445,2
371
371
0
0
0
203
46
127
34
79
21
501
601,2
501
501
0
0
0
117
19
69
14
40
8
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
501
601,2
501
501
0
0
0
145
24
86
17
51
10
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
156
26
92
18
54
11
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
189
26
113
19
66
11
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
АС-120
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-120
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
176
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
89
20
52
14
31
8
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
86
19
49
13
28
8
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
86
14
49
10
28
5
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
86
12
49
8
28
5
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
362
102
22
96
0
169
131
131
80
32
7
22
0
32
18
18
320
64
21
83
0
136
72
72
85
20
7
22
0
31
12
12
270
22
30
70
0
97
47
47
72
7
9
19
0
22
8
8
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №9 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1, 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
166
27
119
23
88
17
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
252
41
175
34
124
24
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
104
23
82
22
66
18
371
445,2
371
371
0
0
0
89
20
75
20
65
18
371
445,2
371
371
0
0
0
195
44
121
33
74
20
501
601,2
501
501
0
0
0
125
21
75
15
45
9
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
501
601,2
501
501
0
0
0
153
25
92
18
55
11
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
163
27
98
20
59
12
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
196
27
119
20
71
12
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
98
22
59
16
36
10
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
95
21
56
15
33
9
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
АС-120
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-120
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
177
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
95
16
56
11
33
6
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
95
13
56
9
33
5
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
440
179
81
28
0
0
138
138
98
56
25
6
0
0
19
19
383
124
53
27
0
0
78
78
102
39
17
7
0
0
13
13
314
63
23
30
0
0
51
51
84
20
7
8
0
0
8
8
СХЕМА №10 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
173
28
125
25
93
18
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
259
42
182
36
130
25
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
110
25
88
24
71
19
371
445,2
371
371
0
0
0
96
22
82
22
70
19
371
445,2
371
371
0
0
0
201
45
127
34
79
21
501
601,2
501
501
0
0
0
119
20
69
14
40
8
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
501
601,2
501
501
0
0
0
147
24
86
17
51
10
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
157
26
92
18
54
11
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
191
26
113
19
66
11
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
91
20
53
14
31
8
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
88
20
50
13
28
8
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
88
14
49
10
28
5
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
88
12
49
8
28
5
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
АС-120
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-120
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
178
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
ДДТН, А
(t=+25°C)
375
375
375
371
441
441
615
615
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
450
450
450
445,2
529,2
529,2
738
738
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
0
320
320
0
0
0
0
0
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
334
75
31
121
114
114
0
224
74
23
10
27
22
22
0
30
298
42
36
104
92
92
0
122
79
13
11
28
21
21
0
20
254
10
44
85
65
65
0
79
68
3
14
23
15
15
0
13
СХЕМА №11 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1, 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
145
24
111
22
84
16
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
228
37
164
32
119
23
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
83
19
73
20
61
16
371
445,2
371
371
0
0
0
64
14
65
18
59
16
371
445,2
371
371
0
0
0
173
39
112
30
69
19
501
601,2
501
501
0
0
0
146
24
84
17
49
10
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Университетская до ПС Васильково)
501
601,2
501
501
0
0
0
174
29
101
20
60
12
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Васильково до ПС Невская)
501
601,2
501
501
0
0
0
185
31
107
21
63
13
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-240
Невская до ПС Северная)
610
732
610
610
0
0
0
218
30
128
21
75
12
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
445,2
371
371
0
0
0
122
27
69
19
41
11
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
445,2
371
371
0
0
0
119
27
67
18
39
11
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
612
510
510
0
0
0
119
19
66
13
38
7
АС-240
610
732
610
610
0
0
0
119
16
66
11
38
6
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
375
375
375
371
450
450
450
445,2
375
375
375
371
375
375
375
371
0
320
320
0
0
320
320
0
0
320
320
0
336
77
30
119
75
24
9
27
299
43
36
103
80
13
11
28
255
11
43
84
68
3
13
23
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
ПС Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от
АС-120
ПС Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-120
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
АС-185
Московская до ПС Университетская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
179
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
Сечение
ЛЭП мм2
/
S Т (АТ)
МВА
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
ДДТН, А
(t=+25°C)
441
441
615
615
Длительно-допустимая токовая
нагрузка (ДДТН), А
Ограничивающий элемент
Зимний
Летний
Летний
Зимний
Летний
Летний
максимум максимум минимум максимум максимум минимум
529,2
529,2
738
738
441
441
615
615
441
441
615
615
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Зимний максимум
рабочего дня
Летний максимум
рабочего дня
Летний минимум
выходного дня
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
А
% от
ДДТН
118
118
0
0
22
22
0
0
94
94
0
0
21
21
0
0
67
67
0
0
15
15
0
0
180
Таблица 8.7 - Токовая загрузка элементов электрической сети в районе проведения Чемпионата мира по футболу в 2018
году для полной и послеаварийной схем базового варианта с учетом перехода на изолированный режим работы
энергосистемы Калининградской области
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
СХЕМА №1 НОРМАЛЬНАЯ СХЕМА
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-185
510
510
100
20
АС-185
510
510
150
29
АС-120
371
371
66
18
АС-120
371
371
57
15
АС-120
371
371
98
26
АС-185
501
501
88
18
АС-185
501
501
96
19
АС-185
501
501
102
20
АС-240
610
610
121
20
АС-120
371
371
69
19
181
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
АСК-120
371
371
66
18
АС-185
510
510
65
13
АС-240
610
610
65
11
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
АС-120
375
375
102
27
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
АС-120
375
375
320
68
21
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
АСК-120
375
375
320
15
5
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
АСК-120
371
371
40
11
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
АСК-150
441
441
56
13
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
АСК-150
441
441
56
13
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
АС-240
615
615
67
11
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
АС-240
615
615
67
11
СХЕМА №2 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая, 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
510
0
0
0
АС-185
510
510
0
217
43
182
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
АС-120
371
371
0
0
0
АС-120
371
371
0
89
24
АС-120
371
371
0
82
22
АС-185
501
501
0
104
21
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
112
22
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
118
24
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
137
22
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
87
23
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
84
23
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
510
0
83
16
АС-240
610
610
0
83
14
АС-120
АС-120
375
375
375
375
0
320
102
68
27
21
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
183
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
ДДТН, А
(t=+25°C)
375
371
441
441
615
615
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
375
320
371
0
441
0
441
0
615
0
615
0
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
15
40
55
55
64
64
5
11
12
12
10
10
СХЕМА №3 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая, 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
510
0
180
35
АС-185
510
510
0
0
0
АС-120
371
371
0
82
22
АС-120
371
371
0
0
0
АС-120
371
371
0
79
21
АС-185
501
501
0
108
22
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
116
23
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
122
24
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
184
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
141
23
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
92
25
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
89
24
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
510
0
88
17
АС-240
610
610
0
88
14
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
102
68
15
40
55
55
63
63
27
21
5
11
12
12
10
10
128
25
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №4 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная- Московская
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
АС-185
510
510
0
185
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
510
0
182
36
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-120
371
371
0
94
25
АС-120
371
371
0
90
24
АС-120
371
371
0
186
50
АС-185
501
501
0
0
0
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
0
0
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
0
0
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
0
0
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
97
26
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
102
27
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
510
0
107
21
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
126
21
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
186
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
ДДТН, А
(t=+25°C)
375
375
375
371
441
441
615
615
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
375
0
375
320
375
320
371
0
441
0
441
0
615
0
615
0
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
102
69
16
39
57
57
73
73
27
22
5
11
13
13
12
12
СХЕМА №5 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Береговая
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
510
510
0
119
23
АС-185
510
510
0
173
34
АС-120
371
371
0
85
23
АС-120
371
371
0
80
22
АС-120
371
371
0
74
20
АС-185
501
501
0
113
23
АС-185
501
501
0
121
24
187
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
127
25
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
146
24
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
0
0
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
0
0
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
510
0
0
0
АС-240
610
610
0
0
0
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
102
68
15
40
57
57
71
71
27
21
5
11
13
13
12
12
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №6 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
188
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
АС-185
510
510
0
98
19
АС-185
510
510
0
148
29
АС-120
371
371
0
64
17
АС-120
371
371
0
55
15
АС-120
371
371
0
97
26
АС-185
501
501
0
89
18
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
98
20
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
104
21
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
123
20
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
71
19
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
68
18
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
510
0
67
13
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
189
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
АС-240
610
610
0
67
11
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
35
93
145
96
96
69
68
0
11
29
39
22
22
11
11
СХЕМА №7 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Пионерская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
АС-185
510
510
0
101
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
АС-185
510
510
0
151
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
20
30
АС-120
371
371
0
67
18
АС-120
371
371
0
59
16
АС-120
371
371
0
99
27
АС-185
501
501
0
87
17
190
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
95
19
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
101
20
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
120
20
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
68
18
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
65
18
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
510
0
64
13
АС-240
610
610
0
64
10
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
143
109
53
0
41
41
66
66
38
34
17
0
9
9
11
11
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
191
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
СХЕМА №8 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
510
0
99
19
АС-185
510
510
0
148
29
АС-120
371
371
0
65
18
АС-120
371
371
0
56
15
АС-120
371
371
0
97
26
АС-185
501
501
0
89
18
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
97
19
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
103
21
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
122
20
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
70
19
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
67
18
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
192
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
АС-185
510
510
0
66
13
АС-240
610
610
0
66
11
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
115
81
27
27
0
83
68
68
31
25
8
7
0
19
11
11
СХЕМА №9 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1, 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
АС-185
510
510
0
95
19
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
510
0
144
28
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-120
371
371
0
61
16
АС-120
371
371
0
52
14
АС-120
371
371
0
93
25
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
193
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
АС-185
501
501
0
93
19
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
101
20
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
107
21
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
126
21
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
74
20
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
71
19
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
510
0
71
14
АС-240
610
610
0
71
12
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
375
375
375
371
441
441
615
0
320
320
0
0
0
0
152
118
62
9
0
0
71
41
37
19
2
0
0
12
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
194
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
АС-240
ДДТН, А
(t=+25°C)
615
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
615
0
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
71
12
СХЕМА №10 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
АС-185
510
510
0
98
19
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
510
0
147
29
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-120
371
371
0
64
17
АС-120
371
371
0
55
15
АС-120
371
371
0
96
26
АС-185
501
501
0
90
18
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
98
20
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
104
21
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
123
20
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
71
19
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
195
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
68
18
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
510
0
68
13
АС-240
610
610
0
67
11
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
102
68
15
40
56
56
0
116
27
21
5
11
13
13
0
19
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №11 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1, 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
510
0
84
16
АС-185
510
510
0
132
26
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-120
371
371
0
51
14
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
АС-120
371
371
0
40
11
196
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
ДДТН, А
(t=+25°C)
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
371
0
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
82
22
АС-120
371
АС-185
501
501
0
104
21
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
112
22
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
118
24
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
137
22
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
87
23
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
84
23
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
510
0
84
16
АС-240
610
610
0
83
14
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
375
375
375
371
441
441
375
375
375
371
441
441
0
320
320
0
0
0
103
69
16
39
58
58
27
22
5
11
13
13
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
197
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
АС-240
АС-240
ДДТН, А
(t=+25°C)
615
615
Длительнодопустимая
Ограничивающий
токовая нагрузка
элемент
(ДДТН), А
Летний максимум
615
0
615
0
Летний максимум
рабочего дня
А
% от
ДДТН
0
0
0
0
198
Таблица 8.8 - Токовая загрузка элементов электрической сети в районе проведения Чемпионата мира по футболу в 2018
году для полной и послеаварийной схем регионального варианта с учетом перехода на изолированный режим работы
энергосистемы Калининградской области
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
Ограничивающий
элемент
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
% от
А
ДДТН
ДДТН, А
(t=+25°C)
ДДТН, А
Летний
максимум
АС-185
510
510
127
25
АС-185
510
510
183
36
АС-120
371
371
90
24
АС-120
371
371
85
23
АС-120
371
371
129
35
АС-185
501
501
65
13
АС-185
501
501
82
16
АС-185
501
501
88
18
АС-240
610
610
108
18
АС-120
371
371
49
13
СХЕМА №1 НОРМАЛЬНАЯ СХЕМА
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
199
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
Летний
максимум
АСК-120
371
371
45
12
АС-185
510
510
44
9
АС-240
610
610
44
7
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
АС-120
375
375
294
78
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
АС-120
375
375
320
42
13
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
АСК-120
375
375
320
35
11
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
АСК-120
371
371
102
27
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
АСК-150
441
441
91
21
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
АСК-150
441
441
91
21
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
АС-240
615
615
70
11
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
АС-240
615
615
70
11
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
Ограничивающий
элемент
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
% от
А
ДДТН
ДДТН, А
(t=+25°C)
СХЕМА №2 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая, 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-185
510
510
0
0
0
АС-185
510
510
0
268
53
АС-120
371
371
0
0
0
200
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
Летний максимум
рабочего дня
% от
А
ДДТН
ДДТН, А
(t=+25°C)
ДДТН, А
Летний
максимум
Ограничивающий
элемент
Летний максимум
АС-120
371
371
0
131
35
АС-120
371
371
0
108
29
АС-185
501
501
0
86
17
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
103
21
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
109
22
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
129
21
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
72
19
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
69
19
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
510
0
68
13
АС-240
610
610
0
68
11
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
375
375
375
371
441
375
375
375
371
441
0
320
320
0
0
294
41
35
102
91
78
13
11
27
21
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
201
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
АСК-150
АС-240
АС-240
ДДТН, А
(t=+25°C)
ДДТН, А
Летний
максимум
Ограничивающий
элемент
Летний максимум
441
615
615
441
615
615
0
0
0
Летний максимум
рабочего дня
% от
А
ДДТН
91
21
66
11
66
11
СХЕМА №3 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая, 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
510
0
230
45
АС-185
510
510
0
0
0
АС-120
371
371
0
124
33
АС-120
371
371
0
0
0
АС-120
371
371
0
105
28
АС-185
501
501
0
90
18
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
107
21
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
113
23
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
133
22
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
77
21
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
202
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
ДДТН, А
Летний
максимум
Ограничивающий
элемент
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
% от
А
ДДТН
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
73
20
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
510
0
73
14
АС-240
610
610
0
73
12
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
294
41
35
103
90
90
63
63
78
13
11
28
20
20
10
10
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
СХЕМА №4 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная- Московская
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
510
0
143
28
АС-185
510
510
0
201
39
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-120
371
371
0
106
29
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
АС-120
371
371
0
103
28
203
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
АС-120
Летний максимум
рабочего дня
% от
А
ДДТН
194
52
ДДТН, А
(t=+25°C)
ДДТН, А
Летний
максимум
Ограничивающий
элемент
Летний максимум
371
371
0
АС-185
501
501
0
0
0
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
0
0
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
0
0
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
0
0
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
80
22
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
76
20
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
510
0
76
15
АС-240
610
610
0
76
12
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
375
375
375
371
441
441
615
0
320
320
0
0
0
0
294
42
34
101
92
92
76
78
13
11
27
21
21
12
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
204
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
АС-240
ДДТН, А
(t=+25°C)
ДДТН, А
Летний
максимум
Ограничивающий
элемент
Летний максимум
615
615
0
Летний максимум
рабочего дня
% от
А
ДДТН
76
12
СХЕМА №5 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Береговая
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
510
0
141
28
АС-185
510
510
0
199
39
АС-120
371
371
0
104
28
АС-120
371
371
0
101
27
АС-120
371
371
0
112
30
АС-185
501
501
0
83
17
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
100
20
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
106
21
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
126
21
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
0
0
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
0
0
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
205
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
Летний максимум
рабочего дня
% от
А
ДДТН
ДДТН, А
(t=+25°C)
ДДТН, А
Летний
максимум
Ограничивающий
элемент
Летний максимум
АС-185
510
510
0
0
0
АС-240
610
610
0
0
0
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
295
42
35
102
92
92
73
73
79
13
11
27
21
21
12
12
СХЕМА №6 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-185
510
510
0
124
24
АС-185
510
510
0
180
35
АС-120
371
371
0
87
23
АС-120
371
371
0
82
22
АС-120
371
371
0
126
34
206
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
ДДТН, А
Летний
максимум
Ограничивающий
элемент
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
% от
А
ДДТН
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
АС-185
501
501
0
68
14
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
85
17
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
91
18
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
111
18
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
52
14
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
49
13
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
510
0
48
9
АС-240
610
610
0
48
8
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
0
289
369
443
221
221
74
74
0
90
115
119
50
50
12
12
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
207
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
ДДТН, А
Летний
максимум
Ограничивающий
элемент
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
% от
А
ДДТН
СХЕМА №7 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Пионерская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
510
0
130
25
АС-185
510
510
0
187
37
АС-120
371
371
0
93
25
АС-120
371
371
0
89
24
АС-120
371
371
0
132
36
АС-185
501
501
0
62
12
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
79
16
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
85
17
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
105
17
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
46
12
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
42
11
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
208
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
Летний максимум
рабочего дня
% от
А
ДДТН
ДДТН, А
(t=+25°C)
ДДТН, А
Летний
максимум
Ограничивающий
элемент
Летний максимум
АС-185
510
510
0
42
8
АС-240
610
610
0
41
7
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
403
146
72
0
53
53
68
68
107
46
23
0
12
12
11
11
СХЕМА №8 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
АС-185
510
510
0
126
25
АС-185
510
510
0
181
35
АС-120
371
371
0
88
24
АС-120
371
371
0
83
22
АС-120
371
371
0
127
34
209
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
ДДТН, А
Летний
максимум
Ограничивающий
элемент
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
% от
А
ДДТН
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
АС-185
501
501
0
67
13
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
84
17
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
90
18
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
110
18
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
51
14
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
47
13
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
510
0
47
9
АС-240
610
610
0
47
8
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
317
63
19
81
0
135
72
72
85
20
6
22
0
31
12
12
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
210
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
ДДТН, А
Летний
максимум
Ограничивающий
элемент
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
% от
А
ДДТН
СХЕМА №9 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1, 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
АС-185
510
510
0
119
23
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
510
0
174
34
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-120
371
371
0
82
22
АС-120
371
371
0
76
20
АС-120
371
371
0
121
33
АС-185
501
501
0
73
15
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
90
18
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
96
19
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
116
19
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
57
15
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
54
15
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
211
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
Летний максимум
рабочего дня
% от
А
ДДТН
ДДТН, А
(t=+25°C)
ДДТН, А
Летний
максимум
Ограничивающий
элемент
Летний максимум
АС-185
510
510
0
54
11
АС-240
610
610
0
54
9
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
379
124
53
24
0
0
78
78
101
39
17
6
0
0
13
13
СХЕМА №10 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
АС-185
510
510
0
125
25
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
510
0
181
35
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
АС-120
371
371
0
88
24
АС-120
371
371
0
83
22
АС-120
371
371
0
127
34
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
212
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
ДДТН, А
Летний
максимум
Ограничивающий
элемент
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
% от
А
ДДТН
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
АС-185
501
501
0
67
13
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
84
17
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
90
18
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
110
18
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
51
14
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
48
13
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
510
510
0
47
9
АС-240
610
610
0
47
8
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
294
42
35
102
92
92
0
121
78
13
11
27
21
21
0
20
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
213
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ДДТН, А
(t=+25°C)
ДДТН, А
Летний
максимум
Ограничивающий
элемент
Летний максимум
Летний максимум
рабочего дня
% от
А
ДДТН
СХЕМА №11 РЕМОНТНАЯ ИЛИ ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ – Отключение ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1, 2 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Центральная до ПС Южная) 2 цепь
АС-185
510
510
0
111
22
АС-185
510
510
0
164
32
АС-120
371
371
0
74
20
АС-120
371
371
0
66
18
АС-120
371
371
0
112
30
АС-185
501
501
0
82
16
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АС-185
501
501
0
99
20
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
АС-185
501
501
0
105
21
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
АС-240
610
610
0
125
20
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Береговая до ПС Университетская)
АС-120
371
371
0
67
18
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Университетская до ПС Васильково)
АСК-120
371
371
0
64
17
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 1 цепь
ВЛ 110 кВ Центральная - Береговая (уч-к от ПС
Южная до ПС Береговая) 2 цепь
ВЛ 110 кВ Береговая - Московская
ВЛ 110 кВ Московская - Северная (уч-к от ПС
Московская до ПС Университетская)
214
Сечение
ЛЭП мм2 /
S Т (АТ)
МВА
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Васильково до ПС Невская)
ВЛ 110 кВ Береговая - Северная (уч-к от ПС
Невская до ПС Северная)
ВЛ 110 кВ Северная - Храброво
ВЛ 110 кВ Храброво - Муромская
ВЛ 110 кВ Муромская - Зеленоградск
ВЛ 110 кВ Зеленоградск - Пионерская
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Пионерская 2 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 1 цепь
ВЛ 110 кВ Северная - Ленинградская 2 цепь
Летний максимум
рабочего дня
% от
А
ДДТН
ДДТН, А
(t=+25°C)
ДДТН, А
Летний
максимум
Ограничивающий
элемент
Летний максимум
АС-185
510
510
0
64
13
АС-240
610
610
0
64
10
АС-120
АС-120
АСК-120
АСК-120
АСК-150
АСК-150
АС-240
АС-240
375
375
375
371
441
441
615
615
375
375
375
371
441
441
615
615
0
320
320
0
0
0
0
0
295
43
34
101
94
94
0
0
79
13
11
27
21
21
0
0
215
Рис. 8.3 – Принципиальная однолинейная схема присоединения к электрическим сетям стадиона Чемпионата мира
ФИФА – распределительные сети 10 кВ от ПС Береговая
216
Рис. 8.4 – Принципиальная однолинейная схема присоединения к электрическим
сетям тренировочной площадки на стадионе «Балтика»
217
Рис. 8.5 – Принципиальная однолинейная схема присоединения к электрическим
сетям тренировочной площадки на стадионе «Локомотив»
218
Рис. 8.6 – Принципиальная однолинейная схема присоединения к электрическим сетям тренировочной площадки на
стадионе «Пионер»
219
Рис. 8.7 – Принципиальная однолинейная схема присоединения к электрическим
сетям аэропорта Храброво
220
Рис. 8.8 – Принципиальная однолинейная схема присоединения к электрическим сетям тренировочной базы в г.
Светлогорске
221
9. Оценка
прогнозных
электросетевые объекты
объемов капитальных
вложений в
На основе представленных ранее балансовых и электрических расчетов был
сформирован предварительный перечень необходимых к сооружению и
реконструкции до 2020 года электросетевых объектов, включающий в себя
объекты, необходимы для выдачи мощности вновь водимых электростанций,
объекты необходимые для отказа от эксплуатации сети напряжением 60 кВ,
объекты необходимые для безаварийной работы Калининградской энергосистемы.
На основе данного перечня были оценены капитальные вложения, необходимые
для развития электросетевого хозяйства региона.
Оценка капиталовложений в электросетевые объекты выполнена по
сборнику укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции)
подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО "Холдинг МРСК". Сборник
утвержден приказом ОАО "Холдинг МРСК» № 488 от 20.09.2012 г. Расчет
выполнен в базовых ценах 2000 года с последующим переводам в цены на I
квартал 2015 г.
Капитальные вложения в сооружение объектов напряжением 330 кВ
оценены по сборнику «Укрупненные стоимостные показатели линий
электропередачи и подстанций напряжением 35-750 кВ» для электросетевых
объектов ОАО "ФСК ЕЭС". Сборник утвержден приказом ОАО «ФСК ЕЭС» № 477
от 21.10.2014 г., в базовых ценах 2000 года с последующим переводам в цены на I
квартал 2015 г.
Для перевода цен в данной работе были использованы рекомендованные
строительства и жилищно-коммунального хозяйства РФ к применению в I
квартале 2015 года индексы изменения сметной стоимости строительномонтажных работ, индексы изменения сметной стоимости проектных и
изыскательских работ, индексы изменения сметной стоимости прочих работ и
затрат, а так же индексы изменения сметной стоимости оборудования
опубликованные письмами Минстрой России № 30004-ЛС/08 от 06.02.2015 года и
№3691-ЛС/08 от 12.02.2015 года.
При расчёте капитальных вложений приняты следующие индексы пересчёта
составляющих стоимости:
 Строительно-монтажные работы (СМР) – 6,96;
 Проектно-изыскательские работы (ПИР) – 4,44;
 Оборудование – 4,04;
 Прочие – 7,94.
Все расчеты капитальных вложений, выпаленные в данной работе, являются
предварительными и должны уточняться на последующих стадиях
проектирования.
222
С целью повышения надежности электроснабжения потребителей
(трансформаторное оборудование большинство подстанций 60 кВ эксплуатируется
более 25 лет) в данной работе предусмотрен перевод сети 60 кВ на номинальное
напряжение 110 кВ, подразумевающий следующий перечень мероприятий:
Строительство новой ПС 110/15/10 кВ Приморск.
Сооружение новой ПС 110 кВ Приморск с установкой трансформаторов
мощностью 10 МВА и перезаводом ЛЭП 60-17, 60-19 переведенных на 110 кВ.
Реконструкция ПС 60/15/6 кВ Янтарное.
Замена двух трансформаторов 60/15/6 кВ мощностью 10 МВА на
трансформаторы 110/15/6 кВ по 16 МВА для повышения надежности
электроснабжения существующих потребителей Земландского полуострова и
присоединение новых объектов.
Реконструкция ПС 60/10/6 кВ Карьер.
Замена двух трансформаторов 60/10/6 кВ мощностью 10 МВА на
трансформаторы 110/10/6 кВ по 10 МВА для повышения надежности
электроснабжения существующих потребителей Земландского полуострова и
присоединение новых объектов.
Реконструкция ПС 60/15/10 кВ Балтийск.
Замена двух трансформаторов 60/15/10 кВ мощностью 25 МВА на
трансформаторы 110/15/10 кВ по 40 МВА для повышения надежности
электроснабжения существующих потребителей Земландского полуострова и
присоединение новых объектов.
Окончательные решения об устанавливаемом оборудовании должно
приниматься на стадии разработки проектной документации.
Прогнозная оценка объемов капитальных вложений в объекты,
обеспечивающие возможность отказа от эксплуатации сети напряжением 60 кВ
представлены в таблице 9.1.
223
Таблица 9.1 Капиталовложения в электросетевые объекты,
обеспечивающие возможность отказа от эксплуатации сети напряжением 60 кВ.
Наименование
объекта
Тип
оборуд
ования
Количествен
ная
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г.
млн. руб.
1
42,88
1,36
58,36
297,63
2
0,01
1,35
0,04
0,20
2
3,42
1,35
9,25
47,20
0,2
16,48
1,35
4,46
22,74
13,75
70,14
ПЕРЕВОД НА 110 кВ
1
2
3
4
Строительство
новой ПС 110/10 кВ
Приморск. С
установкой 2х
трансформаторов 10
МВА
2х10
Реконструкция ПС 110/15/10
кВ Янтарное
демонтаж двух
трансформаторов по
2х16
10 МВА
установка двух
трансформаторов на
2х16
2х16 МВА
Постоянная часть
затрат
ИТОГО ПС Янтарное
Реконструкция ПС 110/15/10
кВ Карьер
демонтаж 2х
трансформаторов 10
2х10
МВА
установка 2х
трансформаторов 10
2х10
МВА
Постоянная часть
затрат
ИТОГО ПС Карьер
Реконструкция ПС 110/15/10
кВ Балтийск
демонтаж 2х
трансформаторов 10
2х10
МВА
установка 2х
трансформаторов 40
2х40
МВА
Постоянная часть
затрат
ИТОГО ПС Балтийск
ИТОГО Перевод на 110
19,91
2
0,01
1,35
0,04
0,20
2
2,96
1,35
8,01
40,85
0,2
16,48
1,35
4,46
22,74
63,79
2
0,01
1,35
0,04
0,20
2
7,90
1,35
21,37
109,00
0,2
16,48
1,35
4,46
22,74
131,94
563,49
Суммарные затрат в электросетевые объекты, обеспечивающие возможность отказа
от эксплуатации сети напряжением 60 кВ составляют 0,56 млрд. руб.
224
Объемы электросетевого строительства и капитальные вложения в
сооружения новых электросетевых объектов, необходимых для качественного и
бесперебойного электроснабжения региона объектов представлены в таблице 9.2
Таблица 9.2 - Капиталовложения в необходимое новое строительство
электросетевых объектов.
Наименование
объекта
1
2
3
Тип
оборуд
ования
Сооружение ВЛ 110
кВ ПС Нивенская АС ПС Правдинск, АС 240
240
ПС 110/15 кВ Автотор
Сооружения ПС
110/15 кВ Автотор с
установлением 2 х
2х25
трансформаторов
мощностью по 25
МВА
Сооружение
заходов от ВЛ 110
кВ №148 ПС О-35
КЛ Космодемьянская –
300
ПС О-1
Центральная, КЛ300
Итого ПС Автотор
ПС 110/15/10 кВ
Менделеевская
Сооружения ПС
110/15/10 кВ
Менделеевская с
установлением 2 х
2х40
трансформаторов
мощностью по 40
МВА.
Сооружение
заходов от ВЛ 110
кВ №117 ПС О-29
АС Чкаловск – ПС О-1
240
Центральная, АС240
Количествен
ная
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г.
млн. руб.
41
0,91
1,2798
47,52
327,6
1
47,38
1,36
64,47
328,45
5,9
4,09
1,29
31,02
205,92
95,49
534,37
51,47
1
111,62
1,36
151,89
773,79
6,6
0,91
1,28
7,65
52,74
225
Наименование
объекта
4
5
6
Тип
оборуд
ования
Сооружение ВЛ 110
кВ ПС
Менделеевская –
АС ПС О-53
240
Правобережная,
АС-240
Сооружение ВЛ 110
кВ ПС
Менделеевская –
АС ПС Северная 330
240
протяжённостью,
АС-240
Итого ПС
Менделеевская
ПС 110/10 кВ Майская
Сооружения ПС
110/10 кВ Майская с
установкой 2 х
2х16
трансформаторов
мощностью по 16
МВА.
Сооружение 2 х
заходов ВЛ 110 кВ
АС ПС Лунино –ПС
150
Гусев, АС - 150
Итого ПС Майская
ПС 110/15 кВ Черняховскгород
Сооружения ПС
110/15 кВ
Черняховск-город с
установкой 2 х
2х10
трансформаторов
мощностью по 10
МВА.
Сооружение
отпайки от ВЛ 110
АС кВ №133 ПС О-4
240
Черняховск - ПС О16 Лужки, АС - 240
Сооружение
отпайки от ВЛ 110
кВ №114 ПС О-4
АС Черняховск – ПС О240
50 Междуречье,
АС- 240
Итого ПС
Черняховск-город
ПС 110/10 кВ Новая
Сооружения ПС
110/10 кВ Новая с
2х16
установлением 2 х
трансформаторов
Продолжение таблицы 9.2
Количествен
ная
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г.
млн. руб.
9,3
0,91
1,28
10,78
74,31
8,5
0,91
1,28
9,85
67,92
194,66
1068,63
115,24
1
43,80
1,36
59,61
303,68
2
0,81
1,28
2,08
14,31
61,68
317,98
44,62
1
42,88
1,36
58,36
297,30
6
0,91
1,28
6,95
47,94
4
0,91
1,28
4,64
31,96
69,95
377,20
56,71
288,89
44,70
1
41,67
1,36
226
7
8
Наименование
объекта
Тип
оборуд
ования
Количествен
ная
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
мощностью по 16
МВА.
Сооружение отпаек
от двух цепной
существующей ВЛ
110 кВ №№ 149/165
ПС О-1
Центральная – ПС
О-52 Светлый, АС 120
Итого ПС Новая
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
АС 120
0,2
0,81
ПС 110/15 кВ Флотская
Сооружения ПС
110/15 кВ Флотская
с установлением 2 х
2х25
трансформаторов
мощностью по 25
МВА.
СВЛ 110 кВ от ПС
АС О-7 Приморск, АС 185
185
Сооружение ячейки
элегазо
комплекта
вый
выключателя 110 кВ
выклю
на ПС Приморск (Очатель
7)
Постоянная часть
затрат на ПС
Приморск (О-7)
Сооружение ВЛ 110
АС кВ от ПС О-36
185
Балтийск, АС - 185
Сооружение ячейки
элегазо
комплекта
вый
выключателя 110 кВ
выклю
на ПС Балтийск (Очатель
36)
Постоянная часть
затрат на ПС
Балтийск (О-36)
Итого ПС
Флотская
Сооружения ПС 110/10 кВ
Гумбинен
Сооружения ПС
110/15 кВ Гумбинен
с установлением 2 х
2х16
трансформаторов
мощностью по16
МВА
Продолжение таблицы 9.2
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г.
млн. руб.
1,28
0,21
1,43
56,91
290,33
42,48
1
47,38
1,36
64,47
328,45
13
0,91
1,28
15,07
103,87
1
6,79
1,36
9,24
47,07
0,2
16,48
1,36
4,48
22,85
3
0,91
1,28
3,48
23,97
1
6,79
1,36
9,24
47,07
0,2
16,48
1,36
4,48
22,85
110,47
596,13
56,71
288,9
95,73
1
41,67
1,3608
227
9
10
11
Наименование
объекта
Тип
оборуд
ования
Количествен
ная
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Сооружение
заходов от ВЛ 110
кВ №107 ПС О-4
Черняховск –ПС О54 Гусев, АС - 240
АС 240
2
0,91
Итого ПС Гумбинен
Сооружения ПС 110/15 кВ
Куликово
Сооружения ПС
110/15 кВ Куликово
с установлением 2 х
2х16
трансформаторов
мощностью по 16
МВА.
Сооружение КВЛ
АС 110 кВ от ПС О-62
120
Пионерская, АС-120
Сооружение ячейки элегазо
комплекта
вый
выключателя 110 кВ выклю
на ПС Пионерская
чатель
Постаянная часть
затрат на ПС
Пионерская
Итого ПС Куликово
ПС 110/10/6 кВ
Индустриальная
Сооружения ПС
110/10/6 кВ
Индустриальная
установлением 2 х
2х40
трансформаторов
мощностью по 40
МВА.
Сооружение
заходов от ВЛ 110
кВ №114 ПС О-4
АС Черняховск – ПС О240
50 Междуречье, АС
- 240
Итого ПС
Индустриальная
ПС 110/10 кВ Форт
Сооружения ПС
110/10 кВ Форт с
установлением 2 х
2х10
трансформаторов
мощностью по 10
МВА.
Продолжение таблицы 9.2
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г.
млн. руб.
1,2798
2,32
16,0
59,03
304,9
42,58
1
41,67
1,3608
56,71
288,9
2х6
0,81
1,28
12,46
85,86
1
6,79
1,36
9,24
47,07
0,2
16,48
1,36
4,48
22,85
82,89
444,7
65,75
1
111,62
1,36
151,89
773,79
8
0,91
1,28
9,27
63,92
161,16
837,7
58,36
297,30
112,52
1
42,88
1,36
228
Наименование
объекта
12
13
14
Тип
оборуд
ования
Сооружение отпаек
от двух цепной ВЛ
110 кВ № 167/168
АСПС Северная 330 –
150
ПС О-62
Пионерская, АС-150
Итого ПС Форт
ПС 110/10 кВ Вороново
(Ушаково)
Сооружения ПС
110/10 кВ Вороново
с установлением 2 х
2х16
трансформаторов
мощностью по 16
МВА.
Сооружение
заходов от ВЛ 110
кВ №139 ПС О-1
Центральная - ПС
АС О-39 Ладушкин с
120
отпайкой на ПС О59 Прибрежная, АС120
Итого ПС Вороново
10/15 кВ Константиновка
Сооружения ПС
110/15 кВ
Константиновка с
установлением 2 х
2х16
трансформаторов
мощностью по 16
МВА.
Сооружение
отпайки от ВЛ 110
кВ № 154 ПС
Северная 330 – ПС
АС О-42 Северная 110 и
150
от ВЛ 110 кВ №142
ПС О-24 Гурьевск –
ПС О-19 Полесск,
АС - 150
Итого ПС
Константиновка
Сооружения ПС 110/10 кВ
Чкаловская - 2
Сооружения ПС
110/10 кВ
Чкаловская-2 с
установлением 2 х
2х25
трансформаторов
мощностью по 25
МВА.
Продолжение таблицы 9.2
Количествен
ная
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г.
млн. руб.
2
0,81
1,28
2,08
14,31
60,43
311,61
43,70
1
41,67
1,36
56,71
288,89
1
0,81
1,28
1,04
7,15
57,75
296,05
42,48
1
41,67
1,36
56,71
288,89
4
0,81
1,28
4,15
28,62
60,86
317,51
64,47
321,05
42,48
1
47,38
1,36
229
Наименование
объекта
15
16
Тип
оборуд
ования
Сооружение
отпайки от ВЛ 110
кВ №148 ПС О-11
КЛ Ленинградская – ПС
240
О-35
Космодемьянская,
КЛ-240
Сооружение
отпайки от ВЛ 110
кВ № 125 ПС О-11
КЛЛенинградская – ПС
240
О-29 Чкаловск, КЛ240
Итого ПС
Чкаловская - 2
ПС 110/10 кВ Береговая
Сооружения ПС
110/10 кВ
Береговая
установлением 2 х
2х25
трансформаторов
мощностью по
25МВА.
Сооружение
заходов от ВЛ 110
кВ №115 ПС О-1
КЛ-300
Центральная – ПС
О-30 Московская,
КЛ - 300
Сооружение
заходов от ВЛ 110
кВ №116 ПС О-1
КЛ-300
Центральная – ПС
Северная 330, КЛ 300
Итого ПС
Береговая
Сооружения ПС 110/10 кВ
Окружная (Южная - 2)
Сооружения ПС
110/10 кВ Южная-2
с установлением 2 х
2х25
трансформаторов
мощностью по 25
МВА.
Сооружение двух
цепной ВЛ 110 кВ
АС от ПС О-70 ТЭЦ-2,
185
АС - 185
Сооружение двух
элегазо
ячеек комплекта
вый
выключателя 110 кВ выклю
на ПС ТЭЦ-2 (О-70) чатель
Продолжение таблицы 9.2
Количествен
ная
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г.
млн. руб.
1,5
4,09
1,29
7,88
52,31
1,5
4,09
1,29
7,88
52,31
80,23
425,68
55,55
1
47,38
1,36
64,47
328,45
2,6
4,09
1,29
13,66
90,68
3,4
4,09
1,29
17,86
118,58
95,99
537,71
55,55
1
47,38
1,36
64,47
328,45
18
0,91
1,28
20,86
143,82
2
6,79
1,36
18,48
94,14
230
Наименование
объекта
Тип
оборуд
ования
Постоянная часть
затрат на ПС ТЭЦ-2
(О-70)
Количествен
ная
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г.
млн. руб.
0,2
16,48
1,36
4,48
22,85
108,30
589,27
Итого ПС Окружная
(Южная - 2)
17
18
19
Сооружения ПС 110/10 кВ
Юго-Восточная-2
Сооружения ПС
110/10 кВ ЮгоВосточная-2 с
установлением 2 х
2х25
трансформаторов
мощностью по 25
МВА.
Сооружение двух
цепной КЛ 110 кВ
КЛ-500
от ПС О-70 ТЭЦ-2,
КЛ-500
Сооружение двух
элегазо
ячеек комплекта
вый
выключателя 110 кВ выклю
на ПС ТЭЦ-2 (О-70) чатель
Постоянная часть
затрат на ПС ТЭЦ-2
(О-70)
Итого ПС ЮгоВосточная-2
Сооружения ПС 110/10 кВ
Преголь
Сооружения ПС
110/10 кВ Преголь
с установлением 2 х
2х16
трансформаторов
мощностью по 16
МВА.
Сооружение отпаек
от двух цепной ВЛ
110 кВ ПС О-70
АС ТЭЦ-2 – ПС Юго240
Восточная-2 , АС 240
Итого ПС Преголь
ПС 110/15 кВ Нивенская
Сооружения ПС
110/15 кВ
Нивенская с
установлением 2 х
2х16
трансформаторов
мощностью по 16
МВА
Продолжение таблицы 9.2
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
71,55
1
47,38
1,36
64,47
328,45
4
5,01
1,29
25,76
171,02
2
6,79
1,36
18,48
94,14
0,2
16,48
1,36
4,48
22,85
113,20
616,46
75,66
1
41,67
1,36
56,71
288,89
8,6
0,91
1,28
9,97
68,72
66,68
357,61
56,71
288,89
42,58
1
41,67
1,36
231
Наименование
объекта
20
21
22
Тип
оборуд
ования
Сооружение двух
цепной ВЛ 110 кВ
АСот ПС О-1
240
Центральная, АС240
Сооружение двух
элегазо
ячеек комплекта
вый
выключателя 110 кВ выклю
на ПС Центральная
чатель
Постоянная часть
затрат на ПС
Центральная
Итого ПС
Нивенская
ПС 110/10 кВ Рыбачий
Сооружения ПС
110/10 кВ Рыбачий
с установкой 2 х
2х6,3
трансформаторов
мощностью по 6,3
МВА.
Строительство КЛ
110 кВ ПС
Зеленоградск - ПС
КЛ-240
Рыбачий (Куршская
коса), КЛ-240
Сооружение двух
элегазо
ячеек комплекта
вый
выключателя 110 кВ выклю
на ПС Зеленоградск
чатель
Постоянная часть
затрат наПС
Зеленоградск
Итого ПС Рыбачий
ПС 110/15/10 кВ Храброво
Сооружения ПС
110/15/10 кВ
Храброво, с
2х40
установкой
2х10
трансформаторов
мощностью 2х40 и
2х10 МВА
Строительство
заходов от ВЛ 110
кВ №119 ПС
АС Северная 330 – ПС
185
О-27 Муромская,
АС-185
Итого ПС Храброво
Сооружения ПС 110/10 кВ
Сельма
Продолжение таблицы 9.2
Количествен
ная
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г.
млн. руб.
20
0,91
1,28
23,18
159,80
2
6,79
1,36
18,48
94,14
0,2
57,34
1,36
15,61
79,50
113,97
622,35
106,71
1
42,56
1,36
57,92
295,08
72
4,09
1,29
378,27
2511,09
2
6,79
1,36
18,48
94,14
0,2
16,48
1,36
4,48
22,85
459,16
2923,16
69,92
1
145,27
1,36
197,68
1007,08
16
0,91
1,28
18,55
127,84
216,23
1134,93
146,17
232
Наименование
объекта
Сооружения ПС
110/10 кВ Сельма, с
установкой
трансформаторов
мощностью 2х25
МВА
Строительство
отпаек от двух
цепной ВЛ 110 кВ
№ 152/153 ПС
Северная 330 –ПС
О-11
Ленинградская, КЛ240
Итого ПС Сельма
Продолжение таблицы 9.2
Тип
оборуд
ования
Количествен
ная
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
2х25
1
47,38
1,36
64,47
321,05
КЛ 240
0,6
4,09
1,29
3,15
20,93
67,62
341,98
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г.
млн. руб.
51,46
13196,6
Суммарные затрат в новое строительство
электросетевых объектов
составляют 13,19 млрд. руб.
Капитальные вложения в мероприятия по реконструкции электросетевого
хозяйства Калининградской области представлены в таблице 9.3
объекты
Таблица 9.3 - Капиталовложения в реконструируемые электросетевые
Наименование
объекта
1
2
Тип
оборуд
ования
Количествен
ная
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Реконструкция существующих ПС и ВЛ
Реконструкция на ПС110/15/10 кВ Советск
(О-5)
Демонтаж
2х25
трансформаторов
2
МВА
МВА
трансформатор 40
2х40
2
МВА
МВА
Постоянная часть
0,2
затрат
Итого реконструкция ПС Советск (О-5)
Реконструкция ПС 110/15 кВ Полесск (0-19)
Демонтаж
2х10
трансформаторов 10
2
МВА
МВА
трансформатор 16
2х16
2
МВА
МВА
Постоянная часть
0,2
затрат
Итого реконструкция ПС Полесск (0-19)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г. млн. руб.
0,025
1,35
0,068
0,35
8,39
1,35
22,7
115,7
16,48
1,35
4,5
22,5
138,5
0,01415
1,35
0,04
0,2
3,42
1,35
9,3
47,1
16,478
1,35
4,5
22,5
69,9
233
Продолжение таблицы 9.3
Наименование
объекта
3
4
Тип
оборуд
ования
Количественн
ая
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Реконструкция ПС 110/15/10 кВ Муромская
(О-27)
Демонтаж
2х10
трансформаторов 10
2
МВА
МВА
Демонтаж двух
ячеек комплектов
2
выключателей
трансформатор 25
2х25
2
МВА
МВА
Ячейка комплекта
элегазо
2
выключателя
вый
Постоянная часть
0,4
затрат
Итого реконструкция ПС Муромская (О-27)
Реконструкция на ПС 110/15 кВ
Багратионовск (О-31)
Демонтаж
2х10
трансформаторов 10
1
МВА
МВА
Демонтаж двух
ячеек комплектов
2
выключателей
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г. млн. руб.
0,014
1,35
0,04
0,20
0,007
1,35
0,02
0,10
7,176
1,35
14,4
73,1
6,79
1,35
13,6
69,2
16,478
1,35
8,9
45,0
187,6
0,014
1,35
0,02
0,1
0,007
1,35
0,02
0,10
2х25
МВА
2
6,273
1,35
12,5
63,9
Ячейка комплекта
выключателя
элегазо
вый
2
6,79
1,35
13,6
69,2
16,478
1,35
8,9
45,0
Реконструкция ПС 110/15/10 кВ
Космодемьянская (О-35)
Демонтаж
1х16
трансформатора
1
МВА
1х16 МВА
Демонтаж
1х25
трансформатора
1
МВА
1х25 МВА
трансформатор 25
2х25
2
МВА
МВА
Постоянная часть
затрат
0,2
Итого реконструкция ПС Космодемьянская
(О-35)
6
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
трансформатор 25
МВА
Постоянная часть
0,4
затрат
Итого реконструкция ПС Багратионовск (О31)
5
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Реконструкция ПС 110/15 кВ Славск (О-46)
178,3
0,014
1,35
0,02
0,1
0,025
1,35
0,03
0,2
7,176
1,35
19,42
98,9
16,478
1,35
4,5
22,5
121,7
234
Продолжение таблицы 9.3
Наименование
объекта
Тип
оборуд
ования
Количественн
ая
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г. млн. руб.
2х6,3
2
0,01415
1,35
0,04
0,2
2
0,007
1,35
0,0
0,10
Демонтаж
трансформаторов
6,3 МВА
Демонтаж двух
ячеек комплектов
выключателей
трансформатор 16
МВА
2х16
МВА
2
3,42
1,35
6,8
34,8
Ячейка комплекта
выключателя
элегазо
вый
2
6,79
1,35
13,6
69,2
0,4
16,478
1,35
8,9
45,0
Постоянная часть
затрат
Итого реконструкция ПС 110 Славск (О-46)
7
149,3
Реконструкция ПС 110/15 кВ Нестеров (О-15)
Демонтаж
трансформаторов
1х10 МВА и 1х16
МВА
трансформатор 16
МВА
1х10
МВА
1х16М
ВА
2х16
МВА
Постоянная часть
затрат
2
0,014
1,35
0,04
0,2
2
3,42
1,35
9,3
47,1
0,2
16,48
1,35
4,5
22,5
Итого реконструкция ПС Нестеров (О-15
8
69,9
Реконструкция ПС 110/15 кВ Озерки (О-18)
Демонтаж
трансформаторов
6,3 МВА
трансформатор 10
МВА
2х6,3
2
0,014
1,35
0,04
0,2
2х10
МВА
2
2,96
1,35
8,0
40,8
0,2
16,48
1,35
4,5
22,5
Постоянная часть
затрат
Итого реконструкция ПС 110 Озерки (О-18)
9
63,5
Реконструкция на ПС110/15/6 кВ Неман (О-6)
Демонтаж
трансформатора 16
МВА
Демонтаж
трансформатора 25
МВА
трансформатор 25
МВА
2х16М
ВА
1
0,014
1,35
0,02
0,1
2х25
МВА
1
0,025
1,35
0,03
0,2
2х25
МВА
2
7,176
1,35
19,4
98,9
235
Продолжение таблицы 9.3
Наименование
объекта
Постоянная часть
затрат
Тип
оборуд
ования
Количественн
ая
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г. млн. руб.
0,2
16,48
1,35
4,5
22,5
Итого реконструкция ПС Неман (О-6)
10
Реконструкция ПС 110/15/10 кВ Светлогорск
(0-9)
Демонтаж
2х25
трансформаторов 25
2
МВА
МВА
трансформатор 40
2х40
2
МВА
МВА
Постоянная часть
затрат
0,2
121,7
0,025
1,35
0,1
0,3
8,391
1,35
22,7
115,7
16,48
1,35
4,5
22,5
Итого реконструкция ПС Светлогорск (0-9)
11
Реконструкция на ПС 110/15 кВ Гурьевская
(О-24)
Демонтаж
2х25
трансформаторов 25
2
МВА
МВА
трансформатор 40
2х40
2
МВА
МВА
Постоянная часть
затрат
0,2
138,5
0,025
1,35
0,1
0,3
7,898
1,35
21,4
108,9
16,48
1,35
4,5
22,5
Итого реконструкция ПС Гурьевская (0-24)
12
Реконструкция ПС 110/15/6 кВ Правдинск (О34)
Демонтаж
2х10М
трансформаторов
2
ВА
2х10 МВА
трансформатор 16
2х16
2
МВА
МВА
Постоянная часть
затрат
0,2
131,7
0,014
1,35
0,04
0,2
6,473
1,35
17,52
89,2
16,48
1,35
4,5
22,5
Итого реконструкция ПС Правдинск (О-34)
13
Реконструкция ПС 110/10 кВ
Молокозаводская (О-48)
Демонтаж
2х16
трансформатора 16
1
МВА
МВА
трансформатор 25
2х25
2
МВА
МВА
Постоянная часть
затрат
0,2
111,9
0,014
1,35
0,02
0,1
6,273
1,35
16,97
86,5
16,48
1,35
4,5
22,5
236
Продолжение таблицы 9.3
Наименование
объекта
Тип
оборуд
ования
Количественн
ая
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Итого реконструкция ПС Молокозаводская
(О-48)
14
Реконструкция ПС 110/15 кВ Зеленоградск
(О-10)
Демонтаж
2х16М
трансформатора 16
1
ВА
МВА
Демонтаж
2х25
трансформатора 25
1
МВА
МВА
трансформатор 25
2х25
2
МВА
МВА
Постоянная часть
затрат
0,2
109,1
0,014
1,35
0,02
0,1
0,025
1,35
0,03
0,2
6,273
1,35
16,97
86,5
16,48
1,35
4,5
22,5
Итого реконструкция ПС Зеленоградск (О-10)
15
109,3
Реконструкция ПС 110/15 кВ Ладушкин (О39)
Демонтаж
2х10
трансформаторов
2
МВА
10МВА
трансформатор 16
2х16
2
МВА
МВА
0,014
1,35
0,04
0,2
3,42
1,35
9,3
47,1
Постоянная часть
затрат
16,48
1,35
4,5
22,5
0,2
Итого реконструкция ПС Ладушкин (О-39)
16
69,9
Реконструкция ПС 110/15/6 кВ Люблино (О49)
Демонтаж
2х10М
трансформаторов
2
ВА
2х10 МВА
трансформатор 16
2х16
2
МВА
МВА
0,014
1,35
0,04
0,2
6,473
1,35
17,52
89,2
Постоянная часть
затрат
16,48
1,35
4,5
22,5
0,2
Итого реконструкция ПС Люблино (О-49)
17
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г. млн. руб.
Реконструкция ПС Лесная ( альтернатива
реконструкции ПС Охотное)
Установка двух
2х10М
трансформаторов
2
ВА
15/10 кВ
Ячейка комплекта
элегазо
2
выключателя 15 кВ
вый
111,9
2,473
1,35
6,69
34,1
0,998
1,35
2,70
13,8
237
Продолжение таблицы 9.3
Наименование
объекта
18
19
20
21
22
Тип
оборуд
ования
Количественн
ая
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Ячейка комплекта
элегазо
2
выключателя 10 кВ
вый
Постоянная часть
0,4
затрат
Итого реконструкция ПС Лесная
Реконструкция ПС 110/10 кВ Центральная (О1)
Демонтаж
2х16
трансформатора 16
1
МВА
МВА
трансформатор 25
2х25
2
МВА
МВА
Постоянная часть
0,2
затрат
Итого реконструкция ПС Центральная (О-1)
Реконструкция на ПС Ушаковская (О-43)
Демонтаж
трансформаторов
2х6,3
2
6,3 МВА
Демонтаж двух
ячеек комплектов
2
выключателей
трансформатор 16
2х16
2
МВА
МВА
Ячейка комплекта
элегазо
2
выключателя
вый
Постоянная часть
0,4
затрат
Итого реконструкция ПС Ушаковская (О-43)
Реконструкция ПС Светлый (О-52)
Демонтаж
2х16М
трансформатора 16
1
ВА
МВА
Демонтаж
2х25
трансформатора 25
1
МВА
МВА
трансформатор 25
2х25
2
МВА
МВА
Постоянная часть
0,2
затрат
Итого реконструкция ПС Светлый (О-52)
Реконструкция на ПС Гусев (О-54)
Демонтаж
2х25
трансформаторов 25
2
МВА
МВА
трансформатор 40
2х40
2
МВА
МВА
Постоянная часть
0,2
затрат
Итого реконструкция ПС Гусев (О-54)
Реконструкция на ПС Черняховск (О-4)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г. млн. руб.
0,300
1,35
0,81
4,1
16,48
1,35
8,9
45,0
97,0
0,014
1,35
0,02
0,1
6,273
1,35
16,97
86,5
16,48
1,35
4,5
22,5
109,1
0,01415
1,35
0,04
0,2
0,007
1,35
0,0
0,10
3,42
1,35
6,8
34,8
6,79
1,35
13,6
69,2
16,478
1,35
8,9
45,0
149,3
0,014
1,35
0,02
0,1
0,025
1,35
0,03
0,2
6,273
1,35
16,97
86,5
16,48
1,35
4,5
22,5
109,3
0,025
1,35
0,1
0,3
7,898
1,35
21,4
108,9
16,48
1,35
4,5
22,5
131,7
238
Продолжение таблицы 9.3
Наименование
объекта
Демонтаж
трансформаторов 25
МВА
трансформатор 40
МВА
Постоянная часть
затрат
Итого реконструкция
23
24
25
26
27
Тип
оборуд
ования
Количественн
ая
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г. млн. руб.
2х25
МВА
2
0,025
1,35
0,1
0,3
2х40
МВА
2
7,898
1,35
21,4
108,9
0,2
16,48
1,35
4,5
22,5
ПС Черняховск (О-4)
Реконструкция на ПС Московская (О-30)
Демонтаж
2х63
трансформаторов 25
2
МВА
МВА
трансформатор 80
2х80М
2
МВА
ВА
Постоянная часть
0,2
затрат
Итого реконструкция ПС Московская (О-30)
Реконструкция на ПС Правобережная (О-53)
Демонтаж
2х63
трансформаторов 25
2
МВА
МВА
Демонтаж двух
ячеек комплектов
2
выключателей
трансформатор 125
2х125
2
МВА
МВА
Ячейка комплекта
элегазо
2
выключателя
вый
Постоянная часть
0,4
затрат
Итого реконструкция ПС Правобережная
(О-53)
Реконструкция ПС Рыбный порт (О-17)
Демонтаж
2х16
трансформатора 16
1
МВА
МВА
трансформатор 25
2х25
2
МВА
МВА
Постоянная часть
0,2
затрат
Итого реконструкция ПС Рыбный порт (О-17)
Реконструкция ПС Чкаловск (О-29)
Демонтаж
2х16
трансформатора 16
1
МВА
МВА
трансформатор 25
2х25
2
МВА
МВА
Постоянная часть
0,2
затрат
Итого реконструкция ПС Чкаловск (О-29)
Реконструкция на ПС Промышленная (О-44)
131,7
0,025
1,35
0,1
0,3
11,532
1,35
31,2
159,0
16,48
1,35
4,5
22,5
181,8
0,025
1,35
0,1
0,3
0,007
1,35
0,0
0,10
16,712
1,35
33,4
170,3
6,79
1,35
13,6
69,2
16,478
1,35
8,9
45,0
284,9
0,014
1,35
0,02
0,1
6,273
1,35
16,97
86,5
16,48
1,35
4,5
22,5
109,1
0,014
1,35
0,02
0,1
6,273
1,35
16,97
86,5
16,48
1,35
4,5
22,5
109,1
239
Продолжение таблицы 9.3
Наименование
объекта
28
29
30
31
32
Тип
оборуд
ования
Количественн
ая
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Демонтаж
2х25
трансформаторов 25
2
МВА
МВА
трансформатор 40
2х40
2
МВА
МВА
Постоянная часть
0,2
затрат
Итого реконструкция ПС Промышленная (О44)
Реконструкция на ПС Балтийск (О-36)
Демонтаж
2х25
трансформаторов 25
2
МВА
МВА
трансформатор 40
2х40
2
МВА
МВА
Постоянная часть
0,2
затрат
Итого реконструкция ПС Балтийск (О-36)
Реконструкция ПС ТЭЦ-2 (О-70)
Демонтаж
2х10
трансформаторов
2
МВА
2х10 МВА
трансформатор 16
2х16
2
МВА
МВА
Постоянная часть
0,2
затрат
Итого реконструкция ПС ТЭЦ-2 (О-70)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г. млн. руб.
0,025
1,35
0,1
0,3
7,898
1,35
21,4
108,9
16,48
1,35
4,5
22,5
131,7
0,025
1,35
0,1
0,3
7,898
1,35
21,4
108,9
16,48
1,35
4,5
22,5
131,7
0,014
1,35
0,04
0,2
3,42
1,35
9,3
47,1
16,48
1,35
4,5
22,5
69,9
Реконструкция ВЛ 110 Северная - Храброво.
Замена провода на провод большего сечения
демонтаж провода
9
Замена провода ВЛ
АС9
110 кВ
240
Итого реконструкция ВЛ 110 Северная Храброво. Замена провода на провод большего
сечения
Реконструкция ВЛ 110 Пионерская (О-62) Зеленоградская (О-10). Замена провода на
провод большего сечения
демонтаж провода
21
Замена провода ВЛ
АС21
110 кВ
240
Итого реконструкция ВЛ 110 Пионерская (О62) - Зеленоградская (О-10). Замена провода на
провод большего сечения
Реконструкция ВЛ 110 Муромская (О-27) Храброво. Замена провода на провод большего
сечения
демонтаж провода
7,5
Замена провода ВЛ
АС7,5
110 кВ
240
0,01
1,2798
0,05
0,4
0,31
1,2798
2,8
19,2
19,6
0,01
1,2798
0,12
0,8
0,31
1,2798
6,5
44,9
45,7
0,01
1,2798
0,04
0,3
0,31
1,2798
2,3
16,0
240
Продолжение таблицы 9.3
Наименование
объекта
33
34
Тип
оборуд
ования
Количественн
ая
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Итого реконструкция ВЛ 110 Муромская (О27) - Храброво. Замена провода на провод
большего сечения
Реконструкция ВЛ 110 Муромская (О-27) Зеленоградская (О-10). Замена провода на
провод большего сечения
демонтаж провода
11
Замена провода ВЛ
АС11
110 кВ
240
Итого реконструкция ВЛ 110 Муромская (О27) - Зеленоградская (О-10). Замена провода на
провод большего сечения
Реконструкция участков двухцепной ВЛ 110
кВ №115/116 с заменой провода на АС-240
демонтаж провода
19,92
Замена провода ВЛ
АС19,92
110 кВ
240
Итого реконструкция участков двухцепной
ВЛ 110 кВ №115/116 с заменой провода на
АС-240
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015 г. млн. руб.
16,3
0,01
1,2798
0,06
0,4
0,31
1,2798
3,4
23,5
23,9
0,01
1,2798
0,12
0,8
0,31
1,2798
6,2
42,6
43,4
3778,1
руб.
Суммарные инвестиции в реконструируемые объекты составляют 3,78 млрд.
Капитальные вложение, необходимые для выдачи мощности вновь водимых
электростанций представлены в таблице 9.4
Таблица 9.4 - Капитальные вложения в электросетевые объекты СВМ
Наименование
объекта
Тип
оборуд
ования
Количествен
ная
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015г. млн. руб.
14
0,91
1,2798
16,23
111,9
2
6,79
1,3608
18,48
94,1
СВМ
1
СВМ ТЭС в г. Советск
Сооружение 2-х ВЛ
110 кВ ТЭС в г.
АС Советск - ПС 110 кВ
240
О-5 Советск, АС240
Сооружение двух
элегазо
ячеек комплекта
вый
выключателя 110 кВ
выклю
на ПС 110 кВ О-5
чатель
Советск
241
Наименование
объекта
2
Тип
оборуд
ования
Сооружение ВЛ
110 кВ ПС 330 кВ
АС Советская - ТЭС в г.
240
Советск, АС -240
Сооружение двух
элегазо
ячеек комплекта
вый
выключателя 110 кВ
выклю
на ПС 330 кВ
чатель
Советская
Постоянная часть
затрат на ПС 330 кВ
Советская
Итого СВМ ТЭС в
г. Советск
СВМ Новой ТЭС в г
Калининград
Сооружение ВЛ 330
ПС Центральная 2хАС ТЭС в г.
300
Калининград, 2хАС
-300
Сооружение ячейки
комплекта
элегазо
выключателя 330 кВ
вый
на ПС 330 кВ
выклю
Центральная
чатель
(реконструкция РУ)
Постоянная часть
затрат на С 330 кВ
Центральная
Сооружение ВЛ 330
ПС 330 кВ Северная
2хАС - ТЭС в г.
300
Калининград, 2хАС
-300
Сооружение ячейки
комплекта
элегазо
выключателя 330 кВ
вый
на ПС 330 кВ
выклю
Северная
чатель
(реконструкция РУ)
Постоянная часть
затрат на ПС 330 кВ
Северная
Сооружение
заходов от ВЛ 110
№118 ПС О-35
АС Космодемьянская –
240
ПС О-1
Центральная,
двухцепная, АС 240
Продолжение таблицы 9.4
Количествен
ная
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015г. млн. руб.
10
0,91
1,2798
11,59
79,9
2
6,79
1,3608
18,48
94,1
0,2
57,34
1,3608
15,61
79,5
84,87
482,4
89,21
18
1,69
1,2248
37,28
257,0
4
22,19
1,2418
110,24
561,6
0,2
46,57
1,2418
11,57
58,9
35
1,69
1,2248
72,49
499,7
4
22,19
1,2418
110,24
561,6
0,2
46,57
1,2418
11,57
58,9
8
0,91
1,2798
9,27
63,9
242
Продолжение таблицы 9.4
Тип
оборуд
ования
Количествен
ная
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Сооружение
заходов от ВЛ 110
кВ №150 и 165 ПС
О-1 Центральная –
ПС О-52 Светлый,
АС-240
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
АС 240
19
0,91
1,2798
22,02
151,8
Сооружение 2-х ВЛ
110 110 кВ ТЭС в г.
Калининграде – ПС
Северная 330, АС
240
АС 240
34
0,91
1,2798
39,41
271,7
6,79
1,3608
18,48
94,1
16,48
1,3608
4,48
22,8
0,01
1,2798
0,02
0,2
0,31
1,2798
1,2
8,5
Наименование
объекта
Сооружение двух
элегазо
ячеек комплекта
вый
2
выключателя 110 кВ выклю
на ПС Северная
чатель
Постоянная часть
затрат на ПС
0,2
Северная
Реконструкция ВЛ 110 кВ №118 ПС О-35
Космодемьянская – ПС О-1 Центральная, на
АС - 240
демонтаж провода
4
Замена провода ВЛ
АС4
110 кВ
240
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015г. млн. руб.
Итого реконструкция ВЛ 110 кВ №118 ПС О35 Космодемьянская – ПС О-1 Центральная
3
Итого СВМ Новой
ТЭС в г.
Калининград
СВМ Новой ТЭС в г Гусев
ВЛ 110 кВ ПС Гусев
АС - ТЭС в г. Гусев,
240
АС-240
Сооружение ячейки элегазо
комплекта
вый
выключателя 110 кВ выклю
на ПС Гусев
чатель
166,90
447,05
2610,8
3
0,91
1,2798
3,48
24,0
1
6,79
1,3608
9,24
47,1
0,2
16,48
1,3608
4,48
22,9
АС 240
21
0,91
1,2798
24,34
168,2
элегазо
вый
выклю
чатель
1
6,79
1,3608
9,24
47,1
0,2
16,48
1,3608
4,48
22,9
Постоянная часть
затрат на ПС Гусев
ВЛ 110 кВ ТЭС в
г.Гусев - ПС
Черняховск, АС-240
Сооружение ячейки
комплекта
выключателя 110 кВ
на ПС Черняховск
Постоянная часть
затрат на ПС
Черняховск
8,7
243
Наименование
объекта
Сооружение
заходов ВЛ 110 кВ
№107 ПС
Черняховск - ПС
Гусев, АС-240
Замена
трансформаторов
тока на ПС Гусев
(О-54) и ПС
Черняховск (О-4) и
ПС Лунино, для
снятия ограничений
СВМ Гусевской
ТЭС.
Итого СВМ ТЭС в
г. Гусев
Продолжение таблицы 9.4
Тип
оборуд
ования
Количествен
ная
характеристи
ка (км, МВА,
%, шт.)
Удельная
стоимость ед.
оборудования в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
АС 240
4
0,91
1,2798
4,64
32,0
ТТ
4
2,716
1,353
14,70
74,9
74,60
439,1
Итого СВМ
51,97
Коэфф.
сопутств
ующих
затрат
Стоимость
объекта в
ценах на
01.01.2000 г.
млн. руб.
Стоимость
объекта в ценах
на 1 квартал
2015г. млн. руб.
3532,4
Суммарные капитальные вложения в объекты схем выдачи мощности вновь
сооружаемых станций составляют 3,53 млрд. руб.
Суммарные
капитальные
вложения
в
вновь
сооружаемые
и
реконструируемые электросетевые объекты составляют 21,06 млрд. руб. в ценах на
1 квартал 2015 года.
Из них на новое строительство приходится – 64,05 %, на объекты СВМ –
16,8%, на реконструкцию – 19,15%.