Схема и программа развития электроэнергетики Томской

Схема и программа развития электроэнергетики
Томской области
на период 2015-2019 годов
Томск, 2014 г.
2
Приложение к распоряжению
Администрации Томской области
09.10.2014 № 700-ра
Схема и программа
развития электроэнергетики Томской области
на период 2015-2019 годов
Паспорт программы
развития электроэнергетики Томской области на период 2015-2019 годов
Наименование
Программы
Основание для разработки
Программы
Схема и программа развития электроэнергетики
Томской области на период 2015-2019 годов
(далее – Программа)
Постановление Правительства Российской Федерации
от
17
октября
2009
года
№ 823 «О схемах и программах перспективного
развития электроэнергетики»
Администрация Томской области
Государственный
заказчик
Основные разработ- Департамент энергетики Администрации Томской
чики Программы
области;
Филиал ОАО «СО ЕЭС» Томское РДУ;
Томский филиал ОАО «ТГК-11»;
Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Томское ПМЭС;
ОАО «Томская распределительная компания»;
ООО «Горсети»;
ООО «Томскэлектросетьпроект»
Цели Программы
Развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих
мощностей на территории Томской области на
среднесрочный период с целью обеспечения
потребителей электрической и тепловой энергией;
повышение безопасности, надежности, качества,
энергетической и экономической эффективности
электро- и теплоснабжения потребителей
Задачи Программы Обеспечение
надежного
функционирования
энергетической системы области;
обеспечение баланса между производством
и потреблением в энергетической системе области,
в том числе устранение дефицитов производства
электрической
энергии
и
мощности
и ограничений пропускной способности электрических сетей;
скоординированное планирование строительства
и ввода в эксплуатацию, а также вывода
из эксплуатации объектов сетевой инфраструкту-
3
ры и генерирующих мощностей (в т.ч. с учетом
Соглашений Администрации Томской области: с
ОАО «ФСК ЕЭС», с ОАО «МРСК Сибири», с
ОАО «Российская топливная компания»);
обеспечение координации планов развития
топливно-энергетического комплекса области,
транспортной инфраструктуры, схем территориального планирования области и схемы и программы
перспективного развития электроэнергетики области
2015-2019 годы
Сроки и этапы реализации
Программы
Исполнители основ- электросетевые и генерирующие компании Томской
ных мероприятий
области (по согласованию);
Департамент энергетики Администрации Томской
области
Система организаконтроль за исполнением Программы
ции контроля за ис- осуществляет Департамент энергетики Администраполнением
ции Томской области в соответствии с постановлеПрограммы
нием Правительства Российской Федерации от 17
октября 2009 года № 823 «О схемах и программах
перспективного развития электроэнергетики»
4
Наименование
Стр.
Введение
7
1. Общая характеристика Томской области
2. Анализ существующего состояния электроэнергетики
Томской области за период с 2009 по 2013 гг.
8
2.1. Общая характеристика Томской энергосистемы.
2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Томской
области и структура электропотребления.
2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической
энергии и мощности.
2.4. Динамика изменения максимума нагрузки за последние 5 лет
и наличие резерва мощности крупных узлов.
2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Томской области, структура
отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей.
2.6. Перечень основных групп потребителей тепловой энергии.
2.7. Структура установленной электрической мощности и её выработки на территории Томской области.
2.8. Перечень существующих электростанций, включая блокстанции, установленной мощностью выше 5 МВт.
2.9. Характеристика балансов электрической энергии и мощности на территории Томской области за период 2009-2013 гг.
2.10. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности по Томской области.
2.11. Основные характеристики электросетевого хозяйства
Томской области 110 кВ и выше.
2.12. Основные внешние электрические связи энергосистемы
Томской области.
2.13. Единый топливно-энергетический баланс Томской области.
3. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Томской области.
4. Основные направления развития электроэнергетики
Томской области.
4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Томской области.
4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на период
2015-2019 гг.
4.3. Прогноз потребления тепловой энергии на период
2015–2019 гг.
4.4. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих источников установленной мощностью более 5 МВт на территории Томской области на период 2015–2019
гг.
11
11
13
18
21
23
25
26
27
30
32
35
36
38
43
44
44
45
46
47
5
Наименование
4.5. Прогноз развития энергетики Томской области на основе возобновляемых источников энергии и местных видов топлива.
4.6. Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности на период 2015–2019 гг.
4.7. Определение развития электрической сети напряжением 110
кВ и выше по годам на период 2015–2019 гг.
4.8. Определение и уточнение перечня «узких мест» в электрической сети напряжением 110 кВ и выше.
4.9. Перечень рекомендуемых к вводу электросетевых объектов
напряжением 110 кВ и выше для ликвидации «узких мест».
4.9.1 Развитие электрических магистральных электрических
сетей 220 кВ и выше на период 2015-2019 гг.
4.9.2 Развитие распределительных электрических сетей 110 кВ
на период 2015-2019 гг.
4.10. Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 220 кВ и выше, а также 110 кВ и ниже на период 2015–
2019 гг.
4.11. Потребность электростанций и котельных генерирующих
компаний в топливе.
4.12. Разработка предложений по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований
Томской области.
Стр.
47
48
49
57
64
64
69
74
74
75
Выводы
77
Список принятых сокращений
80
Перечень нормативной и ссылочной документации
81
Таблица регистрации изменений
82
Приложение 1. Протяженность ВЛ и трансформаторная мощность подстанций электрических сетей. Вводы мощности и
потребность в инвестициях в сетевые объекты на
период 2015-2019 гг.
Приложение 2. Основные мероприятия и капитальные
вложения в развитие объектов теплоэнергетики и
электрических сетей, необходимые для реализации
Программы перспективного развития электроэнергетики
Томской области на период 2015-2019 годов.
Чертежи
Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Томской области
на 01.01.2014.
Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Томской области
на перспективу до 2019 года.
Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше, расположенных
на территории г. Томска на 01.01.2014.
83
124
6
Наименование
Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше, расположенных
на территории г. Томска на перспективу до 2019 года.
Принципиальная схема электрических соединений сетей напряжением 35-500 кВ Томской области на 01.01.2014.
Принципиальная схема электрических соединений сетей напряжением 35-500 кВ Томской области на период 2015-2019 гг.
Энергорайон «Север» (Сечение «ОЭС Урала - Томская
энергосистема»). 2013 г. Зимний максимум нагрузок.
- Нормальный режим.
- Послеаварийный режим. Аварийное отключение двухцепной
ВЛ 220 кВ Чажемто – Парабель.
Энергоузел «ПС 220 кВ Советско-Соснинская» 2013 г. Зимний
максимум нагрузок. Нормальный режим.
Энергоузел «ПС 220 кВ Советско-Соснинская» 2013 г. Зимний
максимум нагрузок. Послеаварийный режим. Отключение 1 СШ
110 кВ ПС 220 кВ Советско-Соснинская.
Энергоузел «ПС 220 кВ Парабель» 2013 г. Зимний максимум
нагрузок.
- Нормальный режим.
- Послеаварийный режим. Отключение 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ
Парабель.
Энергоузел «ПС 220 кВ Парабель» 2013 г. Зимний максимум
нагрузок. Послеаварийный режим. Отключение 1 СШ 220 кВ ПС
220 кВ Парабель с учетом ограничения нагрузки потребителей.
Энергорайон «Левобережье» (Сечение «Томск-Левобережье»).
2013 г. Зимний максимум. Нормальный режим.
Энергорайон «Левобережье» (Сечение «Томск-Левобережье»).
2013 г. Зимний максимум. Послеаварийный режим. Отключение
двухцепной ВЛ 220 кВ Томская – Володино с отпайкой на ПС
Орловка с учетом ограничения нагрузки потребителей.
Стр.
7
Введение
Работа «Схема и программа развития электроэнергетики Томской области на
период 2015-2019 годов» выполняется в соответствии с техническим заданием.
Основной задачей работы является:
- прогноз спроса на электрическую мощность и электроэнергию с учетом территориального размещения потребителей;
- прогноз электропотребления по энергосистеме и энергорайонам, электрических
нагрузок по энергосистеме;
- разработка технических мероприятий, обеспечивающих надежную работу
энергосистемы;
В «Схеме и программе развития электроэнергетики Томской области на период
2015-2019 гг.» за отчетный принят период 2009-2013 гг., в качестве перспективного принят период 2015-2019 гг.
При выполнении настоящей «Схемы и программы развития электроэнергетики
Томской области на период 2015-2019 г.г.» были использованы материалы:
1. «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 года».
2. «Схема и программа развития Единой энергетической системы России на
период 2013-2019 годов».
3. Проект «Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на период 2014-2020 годов».
4. «Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Томской
области на период 2014-2018 годов», утвержденной распоряжением Администрации
Томской области от 12.07.2013 № 551-ра.
5. «Энергетическая стратегия Томской области на период до 2020 года».
6. «Долгосрочная целевая программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности на территории Томской области на 2010-2012 годы и на перспективу до 2020 года».
7. Материалы утвержденных в установленном порядке в предшествующий период инвестиционных программ субъектов электроэнергетики Томской области, в
уставных капиталах которых участвует государство, и сетевых организаций.
8. Материалы проектных документаций по следующим титулам:
 «Комплексная реконструкция и техническое перевооружение ПС 220 кВ Восточная»;
 «Комплексная реконструкция и техническое перевооружение ПС 220 кВ СоветскоСоснинская»;
 «ВЛ 500 кВ Томская – Парабель с расширением ПС 220 кВ Парабель (сооружение
ОРУ-500 кВ)»;
 «ВЛ 500 кВ Советско-Соснинская – Парабель»;
 «ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС – Советско-Соснинская с переводом подстанции
220 кВ Советско-Соснинская на напряжение 500 кВ»;
 «Реконструкция ПС 220 кВ Советско-Соснинская (замена автотрансформаторов)»
8
1. Общая характеристика Томской области
Создание Томской области было определено Указом Верховного Совета
СССР от 13 августа 1944 года. Томская область расположена в географическом центре Сибири.
Рисунок 1.1. Географическое положение Томской области на карте России
Территория Томской области граничит:
на юге — с Кемеровской, Новосибирской областями;
на юго-западе — с Омской областью;
на западе, северо-западе и севере — с Ханты–Мансийским автономным
округом – Югрой (ХМАО);
на северо-востоке и востоке — с Красноярским краем.
Томская область входит в состав Сибирского федерального округа Российской Федерации.
В состав области входят:
9
- 6 городов - Томск, Северск, Стрежевой, Асино, Колпашево, Кедровый.
-16 муниципальных районов – Александровский, Асиновский, Бакчарский,
Верхнекетский, Зырянский, Каргасокский, Кожевниковский, Колпашевский, Кривошеинский, Молчановский, Парабельский, Первомайский, Тегульдетский,
Томский, Чаинский, Шегарский.
- 4 городских округа;
- 3 городских и 116 сельских поселений;
- 576 сельских населённых пунктов.
Административным центром является г. Томск, расположенный в южной
части области на берегу реки Томи, правого притока Оби.
Численность населения Томской области на 01.01.2014 г. составила 1 070,1
тыс. человек (71,6% - городское население).
Плотность
населения
по
области
составляет
3,4
чел./км².
750 ВД
610 СШ
560 СШ
890 ВД
Рисунок 1.2. Географическое положение Томской области
Протяжённость области с севера на юг составляет около 600 км, с запада на
восток – 780 км. Площадь Томской области равна 314,4 тысячам квадратных километров. Границы с соседними областями проходят по значительно заболоченной
и практически незаселенной равнине. Для экономических связей с соседними субъектами РФ доступны только южные границы, а именно с промышленными районами Кемеровской и Новосибирской областей.
Рельеф Томской области отличается исключительной равнинностью. На сотни километров тянутся плоские, сильно заболоченные равнины с отметками, не
превышающими 200 м над уровнем моря. Река Обь — самая большая река России,
в своем среднем течении пересекает Томскую область с юго-востока на северозапад, деля область на две практически равные части. Возвышенное правобережье
в меньшей степени заболочено и отличается лучшей заселенностью. Левобережье
10
включает громадное Васюганское болото площадью 53 000 кв. км. На долю речных
долин приходится 1/5 всей территории области.
Томская область располагается в умеренных широтах северного полушария,
в глубине материка Евразия, в непосредственной близости к географическому центру части света Азия. Это оказывает главное влияние на формирование ее климата,
который определяется как переходный от умеренно-континентального к резкоконтинентальному.
Средняя годовая температура воздуха по всей области находится ниже нуля и
изменяется от -0,60 С на юге области (г. Томск) до -3,5 0 С на северо-востоке (Ванжиль-Кынак). В области отчетливо выражен годовой ход температуры воздуха: максимум приходится на июль (+350 С), минимум – на январь (-550 С).
На территории Томской области в среднем за год выпадает от 400 до 600 мм
осадков.
Всего на территории области насчитывается 572 реки, протяженность каждой из которых превышает 20 км. Общая протяженность учитываемых рек достигает 39,5 тыс. км.
Наиболее крупные притоки Оби - Томь, Чулым, Чая, Кеть, Парабель, Васюган и Тым. Томская область по ресурсам речного стока занимает одно из первых
мест в Западной Сибири.
Рисунок 1.3. Климатические условия:
tcp – среднегодовая температура,0С; Dот – продолжительность отопительного периода,
сутки
Томская область богата природными ресурсами, такими как нефть (82
месторождения), природный газ, чёрные и цветные металлы, бурый уголь, торф и
подземные воды. В области находится Бакчарское железорудное месторождение,
являющееся одним из крупнейших в мире, предположительно здесь сосредоточено
до 57% всей железной руды России. На территории Томской области расположено
множество месторождений сырья для строительных материалов: глины, песка, известняков, глинистых сланцев, гравия.
11
Структура экономики области имеет ресурсную направленность с
преобладанием добычи и первичной переработки углеводородного сырья.
Промышленность занимает ведущее место в экономике области, в ней занято
почти четверть работающего населения области, создается свыше трети валового
регионального продукта.
Структура промышленного производства области носит многоотраслевой
характер. Основные отрасли промышленности: топливная, электроэнергетика,
цветная металлургия, химическая и нефтехимическая, машиностроение и
металлообработка, лесная, деревообрабатывающая и пищевая промышленность.
Доля энергетики в общем объеме промышленного производства Томской
области составляет около 6%.
Стратегия развития транспортной сети России отводит важную роль Томской
области в качестве моста между нефтегазовым Севером и быстро растущими
экономиками Юго-Восточной Азии. Через территорию Томской области с севера на
юг проложены магистральные нефте- и газопроводы, которым отводится заметное
место в реализации стратегического проекта строительства трубопровода «Восточная Сибирь - Тихий океан» и газопровода «Ямал - Китай». В ближайшие годы
предполагается модернизация трубопроводного транспорта в Томской области для
увеличения его пропускной способности.
Высокая концентрация сектора науки и образования, доходы которого
сегодня
сопоставимы
с
объемами
производства
крупных
отраслей
промышленности (нефтехимии, электроэнергетики, пищевой промышленности и
др.), является отличительной особенностью Томской области.
2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Томской
области за период 2009-2013 гг.
2.1. Общая характеристика Томской энергосистемы
Формирование энергосистемы состоялось в шестидесятые годы прошлого
столетия в основном в городе Томске и прилегающем районе. Наиболее активный
процесс формирования энергосистемы состоялся в семидесятые – восьмидесятые
годы. В этот период выстроена железная дорога Асино – Белый Яр и выполнено
электроснабжение потребителей, прилегающих к железной дороге, осуществлено
электроснабжение сельскохозяйственных потребителей юго-восточных районов
области и начато активное освоение северных нефтегазовых месторождений. В
районе месторождений строятся новые города (Стрежевой, Кедровый), начинается
освоение Лугинецкого, Игольского, Герасимовского и других нефтегазовых месторождений, для электроснабжения которых строятся подстанции и линии электропередачи. ВЛ 110 кВ Парабель – Лугинецкая – Игольская выстроена в габаритах
220 кВ с перспективой перевода указанных подстанций на напряжение 220 кВ. С
конца 80-х годов в стране начинается «перестройка» и освоение месторождений
замирает
примерно до 2000 г. С появлением нового собственника ОАО
«Томскнефть» ВНК вновь начинается активное освоение севера, в частности Северо-Васюганских нефтегазовых месторождений. Активно строятся сети 110–
35 кВ, принадлежащие ОАО «Томскнефть» ВНК, при этом не учитывается износ
магистральных линий и их ограниченная пропускная способность, которая препятствует дальнейшему росту нагрузок в этом районе.
Основными субъектами электроэнергетики, образующими региональную
энергосистему Томской области являются:
12
- Томский филиал ОАО «ТГК–11», в ведении которого находятся три
энергоисточника: Томская ГРЭС–2 (Ру–331 МВт), Томская ТЭЦ-3 (Ру–140 МВт) и
Томская ТЭЦ-1 (Ру - 14,7 МВт) (Томская ПРК переименована в соответствии с приказом ОАО «ТГК-11» от 29.12.2012 № 535 «О переименовании структурного подразделения «Пиковая резервная котельная» в структурное подразделение «ТЭЦ-1»
Томского филиала ОАО «ТГК–11»).
Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Томское ПМЭС находится под управлением
филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Сибири, которое входит в ОАО «ФСК ЕЭС».
Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Томское ПМЭС осуществляет эксплуатацию сетей
220–500 кВ. По сети 500 кВ энергосистема связана с объединённой энергосистемой
Сибири, по сети 220 кВ с объединённой энергосистемой Урала. Негативной особенностью сформировавшейся системообразующей сети является её протяжённость
(двухцепная ВЛ 220 кВ Томская – Парабель – Нижневартовская ГРЭС 807 км),
слабая связь с Тюменской энергосистемой, отсутствие резервирования;
ОАО «Томская распределительная компания» (ОАО «ТРК») находится
под управлением ООО «ЭРДФ Восток». ОАО «ТРК» осуществляет эксплуатацию
находящихся в собственности компании электрических сетей напряжением 35–110
кВ, по которым осуществляется распределение электрической энергии потребителям области. Распределительная сеть сформирована кольцевыми и радиальными
связями. В состав ОАО «ТРК» входят районы электрических сетей, расположенные
в основном в районных центрах области, и три территориальных дирекции: ТД
«Центральные электрические сети», ТД «Восточные электрические сети» и ТД «Северные электрические сети»;
ОАО «Томскнефть» ВНК. Этому обществу принадлежат электрические
сети напряжением 35–110 кВ, расположенные в районе Северо-Васюганских нефтяных месторождений, сети напряжением 35 кВ, расположенные в районе СоветскоСоснинского, Вахского и Малореченского месторождений. Эксплуатацию сети,
принадлежащей
ОАО
«Томскнефть»
ВНК,
осуществляет
ООО
«Энергонефть Томск».
Основными энергоисточниками энергосистемы Томской области являются
электростанции Томская ГРЭС-2 и Томская ТЭЦ-3, входящие в состав Томского филиала ОАО «ТГК–11», а также ТЭЦ, принадлежащая ОАО «Сибирский химический
комбинат». Остальные энергетические мощности представлены объектами малой
генерации промышленных предприятий, как правило, газотурбинными и газопоршневыми электростанциями (станции промпредприятий) установленной мощностью
99,9 МВт.
Прогнозы развития объединенных энергосистем Сибири и Урала показывают, что в настоящее время и на перспективу 5–10 лет эти энергосистемы будут избыточны (за исключением Тюменской области).
Электроэнергетическая система (ЭЭС) Томской области входит в состав
объединенной энергосистемы (ОЭС) Сибири. На рисунке 2.1 показана сеть ЛЭП
высокого напряжения (220 кВ – зеленые линии и 500 кВ – красные линии) части
ОЭС Сибири. Достаточно «сильные» межсистемные электрические связи ЭЭС
Томской области с энергосистемами Красноярской и Кемеровской областей позволят и впредь покрывать разницу между выработкой и потреблением мощности за
счет перетоков из соседних энергосистем.
13
Рисунок 2.1. Схема линий электропередач ОЭС Сибири
(часть, включающая энергосистему Томской области).
Наличие в области запасов природного газа и его добыча на уровне 4–4,2
млрд. м3 позволяют потенциально рассматривать возможность строительства новых
газовых энергоблоков на Томской ТЭЦ–3, мини–ТЭЦ на базе газотурбинных или
газодизельных энергоблоков небольшой мощности. В то же время прогнозируемая
тенденция опережающего роста стоимости на природный газ по сравнению со
стоимостью угля предопределяет целесообразность использования газа только на
эффективном энергетическом оборудовании.
Альтернативой развития электроэнергетики на газе следует считать развитие
атомной энергетики и электростанций с использованием угля.
Следует также учитывать, что значительная часть генерирующего оборудования электростанций Томской области отработала свой парковый ресурс, изношена
и требует замены.
Распределение электроэнергии по территории области осуществляется по
электрическим сетям напряжением от 0,4 кВ до 220 кВ. С соседними энергосистемами область связана по ВЛ 500 и 220 кВ:
- с Красноярской: ВЛ 500 кВ Итатская – Томская;
- с Кузбасской: ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская – Томская, ВЛ 220 кВ НовоАнжерская – Восточная, ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская – Зональная, ВЛ 110 кВ Яшкинская – Сураново; ВЛ 35 кВ Заря – Вознесенка;
- с Новосибирской: ВЛ 110 кВ Боярская – Чилино с отпайкой на ПС Кандауровская.
- c Тюменской: ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС – Советско-Соснинская.
Общая протяженность ВЛ 110 кВ и выше составляет 7619,5 км (в одноцепном исполнении). На территории области эксплуатируется одна ПС 500/220 кВ с
установленной мощностью автотрансформаторов 1002 МВА и 105 подстанций 110220 кВ с установленной мощностью трансформаторов 7888,3 МВА.
Основной системообразующей линией Томской энергосистемы является
двухцепная ВЛ 220 кВ Томск – Володино – Парабель – Советско-Соснинская
длиной более 770 км. Из-за большой протяженности и малой пропускной способности эта линия не может служить в качестве транзитной для параллельной работы
объединенной энергосистемы Сибири и объединенной энергосистемы Урала. В настоящее время точкой разделения электрических потоков этих энергосистем являются ПС 220 кВ Парабель и ПС 220 кВ Вертикос, тем самым потребители
Томской области севернее этих подстанций получают электроэнергию из
Тюменской энергосистемы.
14
Таким образом, наряду с решением вопросов по ликвидации дефицита
энергетических мощностей необходимо решение проблем по электросетевой части.
2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Томской области и
структура электропотребления по основным группам потребителей
Основными промышленными предприятиями, влияющими на изменение
потребления энергосистемы, являются предприятия нефтегазодобывающей, нефтеперерабатывающей, химической промышленности и газопроводный, нефтеперекачивающий транспорт.
Динамика электропотребления, среднегодовых темпов прироста/спада электропотребления Томской энергосистемы за отчетный период представлена в таблице 2.2.1 и на рисунке 2.2.
Таблица 2.2.1
Динамика электропотребления и среднегодовых темпов прироста/спада электропотребления в Томской энергосистеме за период 2009–2013 гг.
2009
2010
2011
2012
2013
Наименование
8741
9051
8860
9177
8900
Электропотребление, Э, млн. кВтч
Абсолютный прирост элек-149
310
-191
317
-277
тропотребления, млн. кВтч
-1,7
3,6
-2,1
3,6
-3,02
Среднегодовые темпы прироста, %
Рисунок 2.2. Динамика электропотребления и среднегодовых темпов прироста электропотребления в Томской энергосистеме за период 2009-2013 гг.
Как видно из таблицы 2.2.1 и рисунка 2.2, в Томской области в период 2009–
2013 гг. электропотребление изменялось разнонаправлено: снижение электропотребления в 2009, 2011, 2013 годах на 1,7%, 2,1%, 3,02% соответственно, увеличение электропотребления в 2010 и 2012 годах на 3,6%, 3,6% соответственно. В
2013 году электропотребление в Томской энергосистеме увеличилось на 1,8% по
отношению к 2009 году.
15
Относительно большой прирост электропотребления в 2010 году отчасти
обусловлен аномально низкой среднегодовой температурой окружающего воздуха
(-1,2 0С), а также ростом электропотребления населением области.
Спад электропотребления в 2011 году относительно 2010 года вызван наоборот аномально высокой среднегодовой температурой окружающего воздуха (+0,9
0
С) при стабилизации электропотребления населением области.
Прирост электропотребления в 2012 году относительно 2011 года обусловлен
увеличением расхода на собственные нужды ТЭС, которые в летний период были
загружены по причине низкой загрузки гидроэлектростанций Западной и Восточной Сибири, наличием дополнительного дня високосного года в феврале и возросшим потреблением на нефтяных месторождениях.
Спад электропотребления в 2013 году обусловлен снижением расхода на собственные нужды электростанций, загрузка которых была уменьшена из-за полной
ликвидации аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, запуска первой очереди Богучанской ГЭС и полным набором дебета воды по объектам гидроэлектростанций
Ангаро-Енисейского каскада, снижением электропотребления ОАО «Томскнефть»
ВНК; снижением электропотребления населением за счет теплой осени (среднемесячные температуры ноября и декабря 2013 года выше прошлогодних на 5,6 0С и
14,4 0С соответственно).
Таблица 2.2.2
Структура электропотребления по основным группам потребителей
за 2009-2013 гг.
Наименование
Промышленное производство
В том числе:
ОАО «СХК»
ООО «Томскнефтехим»
(«Сибурэнергоменеджмент»)
ООО «Русэнергоресурс»
(ОАО «Транснефть»)
ООО «РН-энерго»
ОАО «Межрегионэнергосбыт»
Другие промышленные производства
Производственные нужды
Строительство
Транспорт и связь
Сельское хозяйство
Непромышленные потребители
Бытовое потребление (жилищно-коммунальный сектор)
Электроэнергия на компенсацию потерь
ОПП без населения
Население
Потери в электрических сетях ФСК
2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г.
млн. кВтчмлн. кВтчмлн. кВтчмлн. кВтчмлн. кВтч
4971,7
5029,8
4952,6
5061,8
4731,7
1409,0
1392,1
1351,4
1380,6
1293,9
507,2
505,3
502,9
517,1
516,9
152,9
1863,7
251,8
786,8
96,1
21,2
101,7
103,4
97,2
209,2
1865,8
309,1
748,0
92,4
20,9
97,4
99,7
131,0
192,8
1852,8
282,6
769,9
89,3
20,3
74,2
75,9
137,8
272,5
1866,4
232,6
792,6
90,5
20,3
25,7
77,9
308,7
260,4
1744,2
107,8
808,5
90,7
27
66,2
78,7
400,6
248,0
218,1
255,5
264
258,7
638,5
648,3
1035,2
258,4
729,8
614,1
1106,3
238,0
796,5
471,7
1125,6
210,6
804,2
420
1159,4
214,7
710,5
415,7
1196,3
232,3
16
Собственные нужды электростанций
Нагрузка, покрываемая станциями
промпредприятий
Небаланс
ВСЕГО
2%
4%
341,4
375,4
337,4
386,7
351,2
180,0
286,3
314,2
343,1
341,0
-0,6
8741,6
11,2
9039,7
-2,2
8862,2
-3,5
9173,6
0,6
8900,6
2009 г.
3%
Промышленное производство
Производственные нужды
12%
Строительство
Транспорт и связь
Сельское хозяйство
7%
Непромышленные потребители
58%
7%
Бытовое потребление (жилищнокоммунальный сектор)
Электроэнергия на компенсацию потерь
ОПП без населения
Население
3%
Потери в электрических сетях ФСК
1%
Собственные нужды электростанций
1%
1%
Нагрузка, покрываемая блок-станциями
1%
0%
4%
3%
2010 г.
Промышленное производство
3%
Производственные нужды
Строительство
12%
Транспорт и связь
Сельское хозяйство
Непромышленные потребители
7%
57%
Бытовое потребление (жилищнокоммунальный сектор)
Электроэнергия на компенсацию потерь
ОПП без населения
8%
Население
2%
Потери в электрических сетях ФСК
1%
Собственные нужды электростанций
1%
1%
1%
0%
Нагрузка, покрываемая блок-станциями
17
4%
4%
2011 г.
Промышленное производство
2%
Производственные нужды
Строительство
13%
Транспорт и связь
Сельское хозяйство
Непромышленные потребители
5%
55%
9%
Бытовое потребление (жилищнокоммунальный сектор)
Электроэнергия на компенсацию потерь
ОПП без населения
Население
3%
Потери в электрических сетях ФСК
2%
Собственные нужды электростанций
1%
1%
1%
Нагрузка, покрываемая блок-станциями
0%
2012 г.
4%
4%
2%
Промышленное производство
Производственные нужды
13%
Строительство
Транспорт и связь
Сельское хозяйство
Непромышленные потребители
Бытовое потребление (жилищно-коммунальный сектор)
5%
55%
Электроэнергия на компенсацию потерь
ОПП без населения
Население
9%
Потери в электрических сетях ФСК
Собственные нужды электростанций
Нагрузка, покрываемая блок-станциями
3%
3%
0%
0%
1%
1%
18
4,1%
3,8%
2013 г.
Промышленное производство
2,6%
Производственные нужды
Строительство
13,4%
Транспорт и связь
Сельское хозяйство
Непромышленные потребители
4,7%
53,2%
Бытовое потребление (жилищнокоммунальный сектор)
Электроэнергия на компенсацию потерь
ОПП без населения
7,9%
Население
2,8%
Потери в электрических сетях ФСК
4,5%
Собственные нужды электростанций
1%
1%
1%
Нагрузка, покрываемая блок-станциями
0%
Рисунок 2.3. Структура электропотребления в энергосистеме Томской области
2009–2013 гг.
Анализ структуры электропотребления за 2009-2013 годы (рис. 2.3) показал, что растущий или практически неизменный характер электропотребления
наблюдается для большинства отраслей экономики. Кроме того, в период с 2009
по 2013 годы наблюдается неуклонный рост электропотребления населением. Так,
если в 2009 году объем электропотребления, приходящийся на долю населения в
процентном отношении к общему объему электропотребления составлял 12%, то
в 2013 году эта цифра составила уже 13,4%. Самую большую долю в структуре
общего электропотребления составляют потребители промышленного сектора
экономики. Самую низкую долю – потребители строительного сектора.
2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии и
мощности
Основными потребителями электроэнергии в Томской энергосистеме являются потребители топливно-энергетического комплекса. Они играют значительную роль в экономике Томской области.
Топливно-энергетический комплекс Томской области имеет в своем составе
нефте- и газодобывающие предприятия, объекты электро- и теплоэнергетики. Наибольший удельный вес в общем объеме топливно-энергетической продукции
области в настоящее время имеют нефтедобывающие предприятия.
Помимо предприятий нефтегазового комплекса на территории области
функционируют предприятия химической и нефтехимической отраслей, машиностроения и металлообработки, лесопромышленного и строительного секторов, а
также транспорта, сельского хозяйства и коммунально-бытового сектора.
На оптовом рынке электрической энергии Томской области действуют
несколько независимых энергосбытовых компаний. К ним прежде всего относятся:
ООО «Русэнергоресурс», ОАО «Сибурэнергоменеджмент», ОАО «Томская
энергосбытовая компания», ООО «РН-Энерго», ОАО «Межрегионэнергосбыт».
ООО «Русэнергоресурс» – энергосбытовая компания, занимающаяся поставками электрической энергии на предприятия ОАО «Транснефть». На территории Томской области ООО «Русэнергоресурс» производит покупку электроэнергии
19
и мощности на оптовом рынке электроэнергии и мощности для нужд ОАО
«Магистральные нефтепроводы центральной Сибири» (ОАО «Центрсибнефтепровод»).
ОАО «Сибурэнергоменеджмент» – энергосбытовая компания, занимающаяся поставками электрической энергии на предприятия ОАО «СИБУР Холдинг». СИБУР – лидер нефтехимии России и Восточной Европы с полным охватом отраслевого цикла. На территории Томской области ОАО «Сибурэнергоменеджмент»
производил покупку электроэнергии и мощности для нужд ООО «Томскнефтехим»
с 2008 г. С 1 января 2010 года покупку электроэнергии и мощности по группе точек
поставки ООО «Томскнефтехим» ОАО «Сибурэнергоменеджмент» производит на
оптовом рынке электроэнергии и мощности.
ОАО «Томская энергосбытовая компания» – крупнейшая на данный момент энергосбытовая компания Томской области, осуществляет деятельность в качестве гарантирующего поставщика, границы зоны деятельности которой определены по административным границам Томской области.
Компания также предоставляет комплексное обслуживание средств измерения учета, оказывает услуги по реализации комплексного учета, осуществляет разработку, организацию и проведение энергосберегающих мероприятий.
ООО «РН-Энерго» - крупнейшая независимая энергосбытовая компания,
осуществляющая поставки электроэнергии потребителям по всей территории Российской Федерации. В Томской области компания занимается поставками электрической энергии и мощности для нужд ОАО «Томскнефть» ВНК.
ОАО «Межрегионэнергосбыт» - было создано в 2006 году как дочернее
общество ООО «Межрегионгаз» и является одним из крупнейших энерготрейдеров
России. В настоящее время более 700 крупных и средних потребителей электроэнергии в 47 субъектах Российской Федерации являются абонентами ОАО
«Межрегионэнергосбыт». Среди них преимущественно дочерние и зависимые
общества ОАО «ГАЗПРОМ», ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ», ОАО «Сибур Холдинг».
На территории Томской области ОАО «Межрегионэнергосбыт» занимается поставками электрической энергии на предприятия ОАО «Газпром трансгаз Томск».
20
Таблица 2.3.1
Перечень основных потребителей электрической энергии
№
п/п
1.
2.
3.
4.
5.
Наименование
потребителя
Место
расположения (адрес)
Вид деятельности
Годовой объем электропотребления,
млн. кВтч
ООО «Русэнергоресурс»
Почтовый адрес: 105066,
г. Москва, ул. Ольховская, дом 27,
стр. 3. Юридический адрес: 117049,
г. Москва, Ленинский проспект, дом
4, стр. 1-а.
Энергосбытовая компания, занимающаяся
поставками электрической энергии на
предприятия ОАО «Транснефть».
260,4
ОАО «Сибурэнергоменеджмент»
Почтовый адрес: 394029,
г. Воронеж, Ленинский проспект,
дом 15, корпус 2, офис 238. Юридический адрес: 394014,
г. Воронеж, Ленинский проспект,
дом 2.
Энергосбытовая компания, занимающаяся
поставками электрической энергии на
предприятия ОАО «СИБУР Холдинг».
516,9
ООО «РН-Энерго»
Почтовый адрес: 119071,
г. Москва, ул. Малая Калужская, д.
19.
На территории Томской области ООО «РНЭнерго» приобретает электрическую
энергию и мощность для нужд
ОАО «Томскнефть» ВНК.
1 744,2
ОАО «Межрегионэнергосбыт»
Почтовый адрес: 119526,
г. Москва, пр-т Вернадского,
д. 101, корп. 3
Независимая энергосбытовая компания, занимающаяся поставками электрической
энергии на предприятия
ОАО «Газпром трансгаз Томск».
107,9
Почтовый адрес: 634034,
г. Томск, ул. Котовского, д. 19
Юридический адрес: 634034,
г. Томск, ул. Котовского, д. 19
Гарантирующий поставщик Томской
области. Осуществляет покупку и реализацию конечным потребителям электрической
энергии на территории региона. Компания
также предоставляет комплексное обслуживание средств измерения учета, оказывает услуги по реализации комплексного
учета, осуществляет разработку, организацию и проведение энергосберегающих мероприятий.
4 144,2
ОАО «Томская энергосбытовая
компания»
21
2.4. Динамика изменения максимума нагрузки за последние 5 лет и наличие
резерва мощности крупных узлов нагрузки
Динамика изменения собственного максимума нагрузки энергосистемы и
среднегодовых темпов прироста собственного максимума нагрузки энергосистемы
Томской области за отчетный период представлена в таблице 2.4.1 и на рисунке
2.4.
Таблица 2.4.1
Динамика изменения собственного максимума нагрузки в энергосистеме
Томской области за период 2009–2013 гг.
2009
2010
2011
2012
2013
Наименование
Собственный максимум нагрузки, МВт
1373
1436
1384
1420
1368
Абсолютный прирост максимума
нагрузки, МВт
54
63
-51
36
-52
Среднегодовые темпы прироста, %
4,1
4,5
-3,6
2,6
-3,7
48
Рисунок 2.4. Динамика изменения максимума нагрузки в Томской энергосистеме
за период 2009–2013 гг.
С 2009 года наблюдается рост максимума нагрузки энергосистемы. Относительно большой рост максимума нагрузки в 2010 году относительно 2009 года отчасти обусловлен аномально низкой среднегодовой температурой окружающего
воздуха (-1,20 С), а также ростом электропотребления населением области.
К наиболее крупным узлам нагрузки энергосистемы Томской области относятся следующие подстанции:
22
- ПС 500/220/10 кВ Томская. На подстанции установлены два
автотрансформатора 500/220/10 кВ мощностью 501 МВА каждый (срок службы 42
года).
- ПС 220/110/35/10 кВ Восточная. На подстанции установлены два
автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА каждый, (срок службы 39
и 36 лет), три трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА каждый (в
эксплуатации 32, 31 и 2 года).
- ПС 220/110/10 кВ Зональная. На подстанции установлены два
автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА каждый (срок службы 22
и 2 года).
- ПС 220/110/35/6 кВ Советско-Соснинская. На подстанции установлены два
автотрансформатора 220/110/10 кВ и один автотрансформатор 220/110/6 кВ
мощностью 63 МВА каждый (срок службы двух автотрансформаторов 34 года,
третьего – 33 года);
- ПС 220/110/10 кВ Чапаевка. На подстанции установлены три
автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 63 МВА каждый (срок службы 38
лет). В работе находятся два автотрансформатора, один автотрансформатор в
резерве;
- ПС 220/110/10 кВ Парабель. На подстанции установлены три автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 63 МВА каждый (срок службы двух
автотрансформаторов 42 года, третьего – 25 лет).
Перечень основных крупных узлов нагрузки энергосистемы Томской области
приведен в таблице 2.4.2.
48
23
Таблица 2.4.2
Перечень основных крупных узлов нагрузки энергосистемы Томской области
№
п/п
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Наименование
энергоузла
ПС 220 кВ Восточная
220 кВ
110 кВ
35 кВ
10 кВ
ПС 220 кВ Зональная
220 кВ
110 кВ
ПС 220 кВ Чапаевка
220 кВ
110 кВ
10 кВ
ПС 220 кВ Парабель
220 кВ
110 кВ
10 кВ
ПС 220 кВ
Советско-Соснинская
220 кВ
110 кВ
35 кВ
6 кВ
ПС 500 кВ Томская
500 кВ
220 кВ
Зимний замер максимума нагрузки, МВт
Резерв мощности
центра питания,
МВт
2009
2010
2011
2012
2013
149,9
149,9
31,1
33,7
158
158
39,6
34,3
164
164
39
35
167
167
31,4
36,4
160
160
37
35
40
25
15
98,4
98,4
107,3
107,3
110
110
129
129
110
110
50
68,1
67,5
0,6
66,4
65,7
0,7
62,3
61,6
0,7
57
57
0,5
55
55
0,5
56,6
29,9
115,2
101,8
13,4
110
91,9
18,1
120,7
106,8
13,9
131
116
14,7
118
102
12
0
0
134,6
134,6
55,6
10,1
140,3
140,3
54,5
12,6
134
134
51
12,5
136,5
136,5
51,1
9,8
144
144
54
12
0
0
0
274,2
273,7
273,1
273,1
277
276,5
378,4
377,8
297
297
нет данных
10 кВ
0,5
0,4
0,5
0,6
0,5
Основными источниками тепловой энергии, осуществляющими централизованное теплоснабжение на территории Томской области, являются:
1) город Томск:
Томский филиал ОАО «ТГК-11» в составе:
- Томской ГРЭС-2 установленной тепловой мощностью 815 Гкал/час;
- Томской ТЭЦ-3 установленной тепловой мощностью 780 Гкал/час;
- Томской ТЭЦ-1 установленной тепловой мощностью 815,47 Гкал/час;
2) город Северск:
- ОАО «СХК» с ТЭЦ установленной тепловой мощностью 1871,8 Гкал/час;
48
2.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного
теплоснабжения в Томской области, структура отпуска тепловой энергии от
электростанций и котельных основным группам потребителей
24
3) город Стрежевой:
- ООО «Стрежевой теплоэнергоснабжение» установленной тепловой
мощностью:
- Котельная №3
150,0 Гкал/час
- Котельная №4
120,0 Гкал/час
В теплоснабжении муниципальных образований Томской области участвуют
более 500 источников суммарной мощностью 3993,4 Гкал/ч, обеспечивающих теплом население и организации. Основную часть всех источников теплоснабжения,
работающих на территории области, составили мелкие, маломощные источники,
установленная мощность которых не превышает 3 Гкал/ч. В общем числе источников теплоснабжения их доля составила 80,9%, а в полном объеме производимой
теплоэнергии лишь 6,2%. Динамика потребления тепловой энергии за последние
пять лет приведена в таблице 2.5.1.
Таблица 2.5.1
Динамика потребления тепловой энергии за последние пять лет
Наименование показателя
Ед.
изм.
Потребление тепловой
энергии
Абсолютный прирост/спад
теплопотребления
Тыс.
7370,43 7340,39 7186,87 7627,64 6998,09
Гкал
Тыс.
326,92 -30,04 -153,52 440,77 -629,55
Гкал
Среднегодовые темпы
прироста/спада
%
2009
4,43
2010
-4,09
2011
-2,13
2012
6,13
2013
-8,25
Структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных генерирующих компаний Томской области за 2013 г. представлена в таблице 2.5.2.
Таблица 2.5.2
Структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных
генерирующих компаний Томской области
№№
п.п
Наименование энергоисточников
4 493,72
2 121,09
1 760,55
612,07
1 893,37
611,3
30,7
580,6
Потребление тепловой энергии по основным группам потребителей за последние пять лет представлено в таблице 2.5.3.
48
Всего от ТЭС, в т. ч.:
Структурные подразделения Томского филиала
ОАО «ТГК-11», в т. ч.:
1
Томская ГРЭС-2
Томская ТЭЦ-3
Томская ТЭЦ-1
ОАО «СХК»
2
ТЭЦ СХК
Всего от котельных, в т.ч.:
Муниципальные котельные, арендуемые
1
Томским филиалом ОАО «ТГК-11»
2
ООО «Стрежевой теплоэнергоснабжение»
Отпуск тепловой
энергии (2013 год),
тыс. Гкал
6 387,10
25
Таблица 2.5.3
Динамика потребления тепловой энергии за последние пять лет
по основным группам потребителей
Наименование показателя
Ед.
изм.
2009
Потребление тепловой
энергии, в том числе:
Тыс.
Гкал
7370,43
- население
Тыс.
Гкал
4782,41
4747,07
4647,78
4942,71
4548,76
- бюджетные
организации
Тыс.
Гкал
1035,04
1027,39
1005,9
1052,61
979,72
- промышленные и
приравненные к ним
потребители
Тыс.
Гкал
529,76
525,86
514,86
556,82
457,23
- прочие
потребители
Тыс.
Гкал
1023,22
1040,07 1018,32
1075,50
1012,38
2010
2011
7340,39 7186,87
2012
2013
7627,64
6998,09
2.6. Перечень основных групп потребителей тепловой энергии
Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии г. Томска представлен в таблице 2.6.1.
Таблица 2.6.1
Основные группы потребителей тепловой энергии
Наименование потребителя
1
Частный сектор
2
ТСЖ
3
4
5
Административные учреждения
(федеральные, региональные,
муниципальные)
Предприятия малого бизнеса, сферы
услуг
Учебные заведения
109 956,64
2 651 668,60
69 113,03
1 206 281,96
294 575,16
ПрисоИсточник поединенкрытия тепная
ловой нагрузнагрузка
ки
Гкал/час
ГРЭС-2;
36,64
ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
ГРЭС-2;
883,595
ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
ГРЭС-2;
ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
23,03
ГРЭС-2;
401,96
ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
ГРЭС-2;
98,159
ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
48
№№
п.п
Годовой
объем теплопотребления, тыс.
Гкал
26
№№
п.п
Наименование потребителя
Годовой
объем теплопотребления, тыс.
Гкал
20 2276,40
6
ГУП «ККП ТНЦ СО РАН»
7
Детские и дошкольные заведения
53 057,68
8
Медицинские учреждения
74 334,77
9
Томский филиал ОАО «ТГК-11»
(объекты теплоснабжения)
44 804,93
10
УФСИН России
29 349,78
11
Строительно-монтажные
предприятия
21 457,15
ПрисоИсточник поединенкрытия тепная
ловой нагрузнагрузка
ки
Гкал/час
ГРЭС-2
67,40
ГРЭС-2; ТЭЦ17,68
3; ТЭЦ-1
ГРЭС-2; ТЭЦ24,77
3; ТЭЦ-1
ГРЭС-2;
14,93
ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
ГРЭС-2;
9,78
ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
ГРЭС-2;
7,15
ТЭЦ-3; ТЭЦ-1
2.7. Структура установленной электрической мощности и выработки электрической энергии на территории Томской области
В Томской области в эксплуатации находятся три крупных источника генерации, два из которых входят в состав Томского филиала ОАО «ТГК-11» и один в
состав ОАО «СХК» (Росатом), а также 3 газотурбинные электростанции нефтегазодобывающей отрасли, котельная ООО «Томскнефтехим». Основные показатели
электростанций приведены в таблице 2.7.1.
Таблица 2.7.1
Основные показатели электростанций за 2013 год
Наименование
электростанций
Котельная ООО «Томскнефтехим»
Итого по области
485,7
Выработка эл.энергии,
млн. кВтч
2125,381
331
140
14,7
1297,683
799,617
28,08
549
43,5
17,7
1095,9
2060,184
238,402
102,631
4526,598
48
Структурные подразделения Томского
филиала ОАО «ТГК-11» в т.ч.:
Томская ГРЭС-2
Томская ТЭЦ-3
Томская ТЭЦ-1
ОАО «СХК»
ТЭЦ СХК
Нефтегазодобывающая отрасль ГТЭС
Установленная
мощность, МВт
27
2.8. Перечень существующих электростанций, включая блок-станции,
установленной мощностью выше 5 МВт
В Томской области в настоящее время в эксплуатации находятся три крупных источника генерации, два из которых входят в состав Томского филиала
ОАО «ТГК-11» и один в состав ОАО «СХК» (Росатом). Установленная мощность
основных электростанций приведена в таблице 2.8.1. Состав оборудования
энергоисточников представлен в таблице 2.8.2.
Таблица 2.8.1
Установленная мощность электростанций Томской области на 01.01.2014 г., МВт.
Электростанции
ВСЕГО
Томская ГРЭС-2
Томская ТЭЦ-3
Томская ТЭЦ-1
Дизельные и газодизельные электростанции
ТЭЦ СХК
Котельная ООО «Томскнефтехим»
Установленная мощность
1095,9
331
140
14,7
43,5
549
17,7
48
28
Таблица 2.8.2
Состав оборудования энергоисточников на 01.01.2014 г.
Ст.
№№
Наименование, тип
1
2
1
2
6
7
9
10
11
12
13
14
15
17
18
20
1
2
6
7
9
10
11
12
14
15
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
230
230
230
230
230
230
230
220
220
220
220
220
220
210
9,8
9,8
9,8
9,8
9,8
9,8
9,8
9,8
9,8
9,8
9,8
9,8
9,8
9,8
Год
ввода
6
510
510
510
510
510
510
510
540
540
540
540
540
540
540
1953
1953
1955
1956
1957
1959
1959
1959
1959
1960
1960
1961
1961
2000
25
8,8
500
25
8,8
500
50
8,8
500
25
8,8
500
12
8,8
500
100
8,8
500
100
8,8
535
100
8,8
535
100
8,8
535
12
8,8
535
Томский филиал ОАО «ТГК-11» Томская ГРЭС-2
1953
1953
1955
1956
1982
2008
1959
1959
1961
1988
Турбоагрегаты
Т-50/60-8,8
50
90
Т-43-90-2М
43
90
Т-43-90-2М
43
90
ПТ-25-90/10
25
90
ПТ-60-90/13
60
90
Т-118/125-130-8
110
130
Котлоагрегаты
БКЗ-220-100-4
220
100
ТП-230
230
100
ТП-230
230
100
ТП-230
230
100
ТП-230
230
100
ТП-230
230
100
БКЗ-220-100-4-ф
220
100
БКЗ-210-140-9
210
140
БКЗ-210-140-9
210
140
БКЗ-210-140-9
210
140
Томский филиал ОАО «ТГК-11» Томская ТЭЦ-3
Турбоагрегаты
500
500
500
500
535
555
2009
1953
1958
1959
1960
1997
510
510
510
510
510
510
540
560
560
560
1981
1953
1953
1958
1959
1960
1968
1986
1988
1994
48
2
3
5
6
7
8
Котлоагрегаты
ТП-230
ТП-230
ТП-230
ТП-230
ТП-230
ТП-230
ТП-230
ТП-10
ТП-10
ТП-10
ТП-10
ТП-10
ТП-12
БКЗ-210-140-9
Турбоагрегаты
ВТ-25-4
ВПТ-25-3
ВК-50-2М
ВПТ-25-3
Р-12-90/16М
Т-115-8.8
ВКТ-100М
ВКТ-100М
ВКТ-100М
Р-12-90/16М
ПаропроизводиПараметры пара
тельность, т/ч
Давление,
ТемператуМощность, МВт
МПа
ра, оС
3
4
5
ТЭЦ СХК
29
Ст.
№№
1
1
1
2
1
2
3
4
5
1
3
4
5
6
7
Наименование, тип
Паропроизводительность, т/ч
Мощность, МВт
3
140
Параметры пара
Давление,
ТемператуМПа
ра, оС
4
5
130
550
2
ПТ-140/165-130/15-3
Котлоагрегаты
БКЗ-500-140-1
500
140
БКЗ-500-140-1
500
140
ПВК
Котлоагрегаты
Е-160-24
160
24
Е-160-24
160
24
Е-160-24
160
24
Е-160-24
160
24
Е-160-24
160
24
Томский филиал ОАО «ТГК-11» ТЭЦ-1
Котлоагрегаты
КВ-ГМ-140-150н
120
ПТВМ-100
100
ПТВМ-180
180
ПТВМ-180
180
ПТВМ-180
180
ДЕ-25-14 ГМ
25
газотурбинная
14,7
установка
TITAN130
ООО «Стрежевой теплоэнергоснабжение»
Котлоагрегаты
ПТВМ-50
ПТВМ-50
ПТВМ-50
560
560
250
250
250
250
250
Год
ввода
6
1996
1996
2000
Окт.1988
Дек.1988
Мар.1989
Дек.1989
Дек.1991
Дек. 2007
Окт.1979
Дек.1980
Янв.1983
Дек.1983
Дек.1982
Дек. 2012
1976
1976
1976
Котлоагрегаты
ПТВМ-30М
ПТВМ-30М
ПТВМ-30М
ПТВМ-30М
ДЕ-25/14
ДЕ-25/14
1986
1986
1986
1992
1986
1986
48
Томская ГРЭС-2. На электростанции было установлено 6 турбогенераторов
суммарной электрической мощностью 296 МВт. В 2000 г. агрегаты № 2 и № 4 выведены из эксплуатации, а 2009 году введён на месте агрегата № 2 ТГ мощностью 50
МВт и мощность электростанции составила 331 МВт, располагаемая – 331 МВт.
Виды топлива – уголь, природный газ, мазут.
Томская ТЭЦ-3. Электростанция работает с 1996 г. Установлена турбина
ПТ-140/165-130. Располагаемая мощность станции 140 МВт. Станция запроектирована для работы на двух видах топлива: уголь и природный газ (однако в настоящее
время угольная топливоподача отсутствует). Вид топлива - газ.
Томская ТЭЦ-1. Введена ГТУ-16 в 2012 году мощностью 14,7 МВт.
ТЭЦ СХК. На электростанции в период 2006-2009 гг. проведена существенная
реконструкция по программе замещения выбывающих мощностей в связи с
остановкой реакторов. Суммарная установленная мощность станции до конца 2012
года составляла 699 МВт. На основании заключения Минэнерго России от
30
05.09.2012 № МК-8119/10 на ТЭЦ СХК с 01.01.2013 выведены из эксплуатации ТГ3, ТГ-4, ТГ-5. На сегодняшний день суммарная установленная мощность станции
составляет 549 МВт. Виды топлива - уголь, газ, мазут.
ООО «Стрежевой теплоэнергоснабжение». В котельной № 3, мощностью
150 Гкал/ч установлено три котла ПТВМ-50. Котельная была введена в эксплуатацию в 1976 году. В котельной № 4, мощностью 153 Гкал/ч (120 Гкал/ч по воде и 50
т/ч по пару) установлено четыре водогрейных котла ПТВМ-30М и два паровых
ДЕ-25/14, была введена в эксплуатацию в 1986 году. Суммарная установленная
мощность котельных составляет 303 Гкал/ч, из них: водогрейная часть - 270 Гкал/ч,
паровая – 33 Гкал/ч (50 т/ч).
Прочие электростанции. В нефтегазодобывающей отрасли эксплуатируются
на двух месторождениях газотурбинные электростанции суммарной мощностью
67,5 МВт, а также котельная ООО «Томскнефтехим» мощностью 17,7 МВт.
2.9. Характеристика балансов электрической энергии и мощности на территории Томской области за период 2009–2013 гг.
Томская энергосистема входит в состав Западной части ОЭС Сибири.
Энергоисточники Томской энергосистемы покрыли в отчетном (2013 году) 50,9%
(697 МВт) от общего максимума нагрузки по энергосистеме. Разница между
потреблением и выработкой в энергосистеме покрывается путем передачи мощности из ОЭС Сибири и ОЭС Урала.
Балансы мощности и электроэнергии сформированы в соответствии с уточненными данными отчетов Филиала ОАО «СО ЕЭС» Томское РДУ (далее - Томское
РДУ) по годам за период 2009–2013 гг. и приведены в таблицах 2.9.1., 2.9.2.
Таблица 2.9.1
Баланс электроэнергии энергосистемы Томской области
2010
млн.
кВтч
2011
млн.
кВтч
2012
млн.
кВтч
2013
млн.
кВтч
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление
ПОКРЫТИЕ
Выработка, в том числе:
8741
9051
8860
9177
8900
4426,3
5070,3
4820,5
5541,9
4526,6
1368,4
1606,0
1284,1
1730,0
1297,7
775,0
2103,0
870,3
2307,9
907,4
2315,0
916,6
2,6
2549,5
799,6
28,1
2060,2
163,8
16,1
165,8
15,5
45,0
153,0
15,6
88,6
130,7
15,6
92,3
131,5
14,6
-
104,8
100,4
107,9
102,6
4314,4
3980,7
4039,3
3635,2
4373,5
Томская ГРЭС-2
Томская ТЭЦ-3
Томская ТЭЦ-1
ТЭЦ СХК
ГТЭС 2х6 МВт
Игольско-Талового нмр
Игольская ГТЭС
Мыльджинская ГДЭС
Котельная ООО «Томскнефтехим»
Сальдо-перетоков из смежных
энергосистем, в том числе:
48
Год
2009
млн.
кВтч
31
Год
Красноярская ЭС
Кузбасская ЭС
Новосибирская ЭС
Тюменская ЭС
2009
млн.
кВтч
2097
477
3,4
1737
2010
млн.
кВтч
1615
557
3,7
1805
2011
млн.
кВтч
2166
123
4,3
1746
2012
млн.
кВтч
1810
137
1,717
1686
2013
млн.
кВтч
2476
229
1,5
1667
Таблица 2.9.2
Баланс мощности энергосистемы Томской области
Наименование показателей
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
8741
6366
1373
1373
9051
6303
1436
1436
8860
6402
1384
1384
9177
6464
1420
1420
8900
6480
1368
1368
1200,9
1170
331
140
1219,2
1170
331
140
1219,2
1170
331
140
699
30,9
24
699
49,2
24
699
49,2
24
1245,9
1184,7
331
140
14,7
699
61,2
24
1095,9
1034,7
331
140
14,7
549
61,2
24
12
12
6,9
7,5
17,7
7,5
17,7
7,5
17,7
7,5
17,7
1054
1092
1092
1094,7
1069,7
1028
331
140
1028
331
140
1028
331
140
557*
26
24
557*
40
24
557*
40
24
1042,7
331
140
14,7
557*
52
24
1017,7
331
140
14,7
532
52
24
12
12
2
2
14
2
14
2
14
2
14
1373
1436
1384
1420
1368
778
275
138
345
20
926
281
138
468
39
839
302
140
358
39
808,4
326,5
138,9
307,3
35,7
697
262
134
258
43
595
510
545
611,6
671
0
0
0
273
319
48
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление, млн. кВтч
Число часов использования, Nmax
Максимум нагрузки, МВт
Итого потребность, МВт
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность, МВт,
в т.ч.:
ТЭС в том числе:
Томская ГРЭС-2
Томская ТЭЦ-3
Томская ТЭЦ-1
ТЭЦ СХК
Прочие источники генерации
Игольская ГТЭС
ГТЭС 2х6 МВт
Игольско-Талового нмр
Мыльджинская ГДЭС
Котельная ООО «Томскнефтехим»
Располагаемая мощность, МВт
в т.ч.
ТЭС, в том числе:
Томская ГРЭС-2
Томская ТЭЦ-3
Томская ТЭЦ-1
ТЭЦ СХК
Прочие источники генерации
Игольская ГТЭС
ГТЭС 2х6 МВт
Игольско-Талового нмр
Мыльджинская ГДЭС
Котельная ТНХК
Используемая в балансе мощность, МВт
в т.ч.
ТЭС, в том числе:
Томская ГРЭС-2
Томская ТЭЦ-3
ТЭЦ СХК
Прочие источники генерации
Сальдо-перетоков из смежных
энергосистем, в т.ч.:
Красноярская ЭС
2009 г.
32
Наименование показателей
Кузбасская ЭС
Новосибирская ЭС
Тюменская ЭС
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
360
1
234
275
1
234
289
0
256
115
0
223,6
128
0
224
* Располагаемая мощность указана с учетом сетевых ограничений на выдачу мощности в сечении
«СХК – Томская энергосистема» на зимний период.
Анализ балансов электроэнергии и мощности энергосистемы Томской
области показал, что максимум нагрузки в энергосистеме Томской области покрывается за счет собственной генерации и перетоков из смежных энергосистем.
Сальдо-переток мощности на час максимума в 2013 году составил 671 МВт.
Таблица 2.11.1
Основные показатели энергоэффективности по Томской области
48
2.10. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности по
Томской области
В условиях недостатка генерирующих мощностей в Томской области и постоянного роста стоимости энергетических ресурсов особенно важным становится
обеспечение экономии и эффективного использования энергетических ресурсов во
всех сферах экономики Томской области. Сдерживающими факторами в решении
этих задач являются:
 высокий износ энергетического оборудования, несбалансированность
имеющихся и требуемых мощностей электросетевой и теплосетевой инфраструктуры;
 недостаточно эффективное использование имеющихся мощностей по
производству тепловой и электрической энергии, значительные потери энергоресурсов в процессе их производства и транспортировки до потребителя;
 низкая вовлеченность в хозяйственный оборот местных, возобновляемых
и нетрадиционных топливо-энергетических ресурсов;
 недостаточная мотивация производителей и потребителей энергоресурсов
к внедрению энергосберегающих технологий;
 недостаточное оборудование зданий, строений и сооружений приборами
учета энергетических ресурсов.
Все, вышеперечисленные факторы, и обуславливают высокий уровень
энергоемкости валового регионального продукта (ВРП). Динамика изменения ВРП
в период с 2009 по 2013 гг. приведена в таблице 2.11.1.
Населением Томской области в 2013 году потреблено 1196,3 млн. кВтч. Это,
прежде всего, вызвано увеличением электропотребления на душу населения, которое также все эти годы неуклонно росло (таблица 2.11.1).
33
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
20
Доля объемов природного
газа, оплачиваемого по
приборам учета
Доля энергоресурсов,
производимых с помощью возобновляемых источников энергии и вторичных энергоресурсов
Доля транспортных
средств в муниципальном
хозяйстве с высоким
классом энергоэффективности
Объем внебюджетных
средств, используемых
для мероприятий по
энергосбережению
Экономия тепловой
энергии
21
Экономия электрической
энергии
22
Экономия природного
газа
23
Экономия угля
2009 г.
Значение целевых показателей
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
тыс. чел.
1036,3
1037,2
1038,1
1061,3
1070,1
% к пред. году
% к пред. году
92,2
96,5
104,5
104,7
104,3
104,3
103,4
102,8
101,3
100,6
тыс.тонн у.т.
8190
8501
9791
10926
10413
кг.у.т./тыс.руб.
46
33,75
49
48
45
тыс.тонн у.т.
321
322
323
398
323
тыс.тонн у.т.
816
815
816
850,15
814
кг.у.т./чел.
312
313
314
315
311
кг.у.т./чел.
793
793
794
795
784
тыс.тонн у.т.
1720
1756
1808
1974
1909
кг.у.т./чел.
1645
1693
1741
1810
1838
кг.у.т./тыс.руб.
38
36
36
36
33
%
85
90
95
98
100
%
25
40
70
90
100
%
50
65
80
90
100
%
100
100
100
100
100
%
0
0,8
0,8
0,8
1
%
9
10
12
13
16
тыс. руб.
643000
602000
636000
1600000
660000
тыс. Гкал.
тыс. руб.
тыс. кВт ч
тыс. руб.
тыс. м3
тыс. руб.
тонн
тыс. руб.
15,4793
7600,34
4691,52
5958,23
5711,5
7367,84
839,877
671,901
14,6646
7200,32
4444,6
5644,64
5410,9
6980,06
795,673
636,538
14,6646
7200,32
4444,6
5644,64
5410,9
6980,06
795,673
636,538
35,02
23742,85
4539,777
5811,540
1094
15242,93
795,673
636,538
13,4425
6600,29
4074,22
5174,25
4959,99
6398,39
729,367
583,493
Ед.изм.
48
19
Наименование индикатора
Численность постоянного
населения
ВРП Россия
ВРП в Томской области
Потребление ТЭР отраслевыми комплексами
Энергоемкость ВРП
Потребление ЭЭ населением
Потребление ТЭ населением
Удельное потребление ЭЭ
на душу населения
Удельное потребление ТЭ
на душу населения
Потребление ТЭР населением
Удельное потребление
ТЭР на душу населения
Энергоемкость ВРП с
учетом потенциала ЭСБ
Доля электрической
энергии, оплачиваемой по
приборам учета
Доля тепловой энергии,
оплачиваемой по приборам учета
Доля холодной и горячей
воды, оплачиваемой по
приборам учета
Динамика изменения ВРП в период с 2014 по 2018 гг. приведена в таблице
2.11.2.
Таблица 2.11.2
34
Основные показатели энергоэффективности по Томской области
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
Наименование индикатора
Численность постоянного населения
ВРП на душу населения
ВРП в Томской области
Потребление ТЭР отраслевыми
комплексами
Энергоемкость ВРП
Потребление ЭЭ населением
Потребление ТЭ населением
Удельное потребление ЭЭ на душу
населения
Удельное потребление ТЭ на душу
населения
Потребление ТЭР населением
Удельное потребление ТЭР на душу
населения
Энергоемкость ВРП с учетом
потенциала ЭСБ
Доля электрической энергии, оплачиваемой по приборам учета
Доля тепловой энергии, оплачиваемой по приборам учета
Доля холодной и горячей воды,
оплачиваемой по приборам учета
Доля объемов природного газа,
оплачиваемого по приборам учета
Доля энергоресурсов, производимых с помощью возобновляемых
источников энергии и вторичных
энергоресурсов
Доля транспортных средств в муниципальном хозяйстве с высоким
классом энергоэффективности
Объем внебюджетных средств, используемых для мероприятий по
энергосбережению
Экономия тепловой энергии
21
Экономия электрической энергии
22
Экономия природного газа
23
Экономия угля
2014 г.
Значение целевых показателей
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
тыс.чел.
1039,5
1040
1040,8
1041
1041,2
тыс.руб.
млрд.руб.
573
583
620
629
666
676
713
723
760
752
тыс. тонн у.т.
10724
11035
11346
11657
11956
кг.у.т./тыс.руб.
тыс.тонн у.т.
тыс.тонн у.т.
43
321
813
42
320
812
40
318
811
39
317
811
39
317
811
кг.у.т./чел.
309
307
306
304
303
кг.у.т./чел.
782
781
780
779
776
тыс.тонн у.т.
1961
2012
2063
2114
2154
кг.у.т./чел.
1886
1934
1983
2031
2080
кг.у.т./тыс.руб.
32
31
30
29
28
%
100
100
100
100
100
%
100
100
100
100
100
%
100
100
100
100
100
%
100
100
100
100
100
%
1
1
1
2,5
3
%
18
20
22
24
25
тыс. руб.
660000
670000
670000
670000
670000
тыс. Гкал.
тыс. руб.
тыс. кВтч
тыс. руб.
тыс. м3
тыс. руб.
тонн
тыс. руб.
13,0352
6400,28
3950,75
5017,46
4809,69
6204,5
707,265
565,812
12,627
6200,2
3827,2
4860,6
4659,3
6010,6
685,16
548,13
12,22
6000,2
3703,8
4703,8
4509
5816,7
663,06
530,44
11,81
5800,2
3580,3
4547
4358,7
5622,8
640,95
512,76
11,39
5600
3463
4301
4214
5437
619
495
2.11. Основные характеристики электросетевого хозяйства Томской
области 110 кВ и выше
На территории Томской области действуют несколько сетевых компаний занимающихся транспортом электрической энергии, а также промышленных
48
20
Ед.изм.
35
Таблица 2.12.1
Вводы ВЛ (КЛ) и трансформаторной мощности на ПС напряжением 110 кВ
и выше за период 2009 – 2013 гг. на территории Томской области
48
предприятий, в ведении которых находятся электрические сети напряжением 110
кВ и выше. К ним относятся:
- Томское предприятие магистральных электрических сетей (далее – Томское
ПМЭС). Томское ПМЭС является филиалом открытого акционерного общества
«Федеральная сетевая компания единой энергетической системы» (ОАО «ФСК
ЕЭС»). Томское ПМЭС осуществляет эксплуатацию сетей 220–500 кВ. В эксплуатации Томского ПМЭС находятся 2149,78 км линий электропередачи напряжением
220–500 кВ, 16 подстанций напряжением 220-500 кВ общей трансформаторной
мощностью 3916 МВА.
- ОАО «Томская распределительная компания» (ОАО «ТРК»), находится под
управлением ООО «ЭРДФ Восток». В состав ОАО «ТРК» входят три территориальных дирекции: «Центральные электрические сети», «Восточные электрические
сети» и «Северные электрические сети». ОАО «ТРК» осуществляет эксплуатацию
находящихся в собственности компании электрических сетей напряжением 110 кВ
и ниже, по которым осуществляется распределение электрической энергии потребителям области.
Объем передачи электроэнергии, осуществляемой энергокомпанией, достигает 5000 млн. кВтч в год. Общая протяженность воздушных линий электропередачи
0,4-110 кВ по трассе – 18007,2 км. На балансе ОАО «ТРК» находятся 135 подстанций напряжением 35–110 кВ общей мощностью 2863,9,9 МВА и 3165 трансформаторных и распределительных подстанций напряжением 6-10 кВ, максимальная нагрузка сетей - 1050 МВА.
- ООО «Электросети» ЗАТО Северск. В состав электросетевого хозяйства
ЗАТО Северск входят две трансформаторные подстанции напряжением 110 кВ,
сводные данные по которым приведены в приложении 2, таблица П.2.6. Электрических сетей напряжением 110 кВ и выше в ведении ООО «Электросети» нет;
- ОАО «Томскнефть» ВНК - в ведении предприятия находятся подстанции и
воздушные линии напряжением 110 кВ, а также самые крупные в области автономные источники электроэнергии, газотурбинные электростанции (ГТЭС) на
Игольско-Таловом, Западно-Полуденном и Двуреченском месторождениях.
За отчетный период на территории Томской области было введено четыре
подстанции напряжением 110 кВ. Новых электросетевых объектов напряжением
220–500 кВ в энергосистеме Томской области не вводилось. Вводы новых электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше за последние 5 лет с разбивкой по
классу напряжения и принадлежности к компаниям представлены в таблице 2.12.1.
36
№
п/п
Класс напряжения
Наименование
объекта
Принадлежность к компании
Год
ввода
Протяженность
/мощность
(км/МВА)
1
110
ПС Научная
ОАО «ТРК»
2009
8,8/80
2
110
ПС Григорьевская
ОАО «Томскнефть» ВНК
2010
0,4/32
3
110
ПС ЛПК
«Партнер-Томск»
ЗАО ЛПК
«ПартнерТомск»
2010
4,8/50
4
110
ПС Московский
тракт
ОАО «ТРК»
2012
0,06/50
ООО «Горсети» г. Томск несет ответственность за передачу, распределение и
эксплуатацию электрических сетей напряжением 10, 6, 0,4 кВ. Потребителями
электроэнергии от городских электрических сетей являются промышленные
предприятия, жилые дома, объекты социально-культурного назначения города,
коммерческие организации.
48
2.12. Основные внешние электрические связи энергосистемы
Томской области
Энергосистема Томской области имеет внешние межсистемные электрические
связи с ОЭС Сибири на юге области и ОЭС Урала на севере.
Основу межсистемных связей энергосистемы Томской области с соседними
энергосистемами составляют воздушные линии электропередачи напряжением
220–500 кВ.
Томская энергосистема связана межсистемными воздушными линиями электропередачи со следующими энергосистемами Сибири:
- с Красноярской энергосистемой по ВЛ 500 кВ Итатская – Томская;
- с Кузбасской энергосистемой по ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская – Томская, ВЛ
220 кВ Ново-Анжерская – Восточная, ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская – Зональная, ВЛ
110 кВ Яшкинская – Сураново; ВЛ 35 кВ Заря – Вознесенка;
- с Новосибирской энергосистемой по ВЛ 110 кВ Боярская – Чилино с отпайкой на ПС Кандауровская;
- с Тюменской энергосистемой по двухцепной ВЛ 220 кВ Нижневартовская
ГРЭС – Советско-Соснинская.
Блок-схема, иллюстрирующая внешние межсистемные электрические связи
энергосистемы Томской области с энергосистемами соседних регионов, приведена
на рисунке 2.12.
37
Томская ЭЭС
2*220 кВ
Тюменская
ЭЭС
1*110 кВ
1*500 кВ
2*220 кВ
1*110 кВ
1*35 кВ
Новосибирская
ЭЭС
Кузбасская ЭЭС
1*500 кВ
Красноярская
ЭЭС
Рисунок 2.12. Блок-схема внешних электрических связей энергосистемы Томской области .
Перечень ВЛ напряжением 35 кВ и выше, обеспечивающих внешние межсистемные связи энергосистемы Томской области с энергосистемами соседних регионов, представлен в таблице 2.12.1.
Таблица 2.12.1
Внешние электрические связи энергосистемы Томской области
№ п/п Класс напряжения
Наименование объекта
Протяженность*,
км
с Красноярской энергосистемой
1
500 кВ
ВЛ 500 кВ Итатская – Томская
45,64
с Кузбасской энергосистемой
1
500 кВ
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская – Томская
45,54
2
220 кВ
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская – Восточная
44,1
3
220 кВ
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская – Зональная
38,1
5
35 кВ
ВЛ 35 кВ Заря – Вознесенка
22,8
С Новосибирской энергосистемой
110 кВ
ВЛ 110 кВ Боярская – Чилино с отпайкой
на ПС Кандауровская
33
с Тюменской энергосистемой
1
220 кВ
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС –
Советско-Соснинская
21,6
* - указаны участки ВЛ до границы зон эксплуатационной ответственности субъектов Томской
энергосистемы.
2.13. Единый топливно-энергетический баланс Томской области
48
1
38
Сводный топливно-энергетический баланс (ТЭБ) Томской области на 20092012 годы составлен на основе данных, предоставленных Томскстатом. В части
2013 года ТЭБ составляется Томскстатом в декабре 2014 года.
При составлении сводного ТЭБ всех энергоресурсов в тоннах условного
топлива применялись следующие пересчетные коэффициенты:
Газ (на 1000 м3) - 1,189 т у.т.
Нефть сырая (на 1 тонну) - 1,43 т у.т.
Уголь (на 1 тонну) - 0,796 т у.т.
Нефтепродукты (на 1 тонну) - 1,451 т у.т.
Дрова (на 1 пл. куб. м) - 0,35 т у.т.
Теплоэнергия (на 1 Гкал) - 0,172 т у.т.
Электроэнергия (на 1 кВт∙ч) - 0,00032 т у.т.
48
0
2679
1742
14
43
165
114
369
2448
232
Статическое расхождение
Конечное потребление
Промышленность
Строительство
Сельское
хозяйствохозяйство, охота и лесное
Транспорт и связь
Прочие виды деятельности
Население
населением
Фактическое потребление по ВЭД и
Статическое расхождение
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
2679
Потребление
13
0
1499
1499
0
0
3086
75
3011
331
Электростанции всего
Вт.ч. Томский филиал ОАО «ТГК-11»
ДЭС; ГТС
Котельные
Располагаемый ресурс
Собственные нужды
Отпуск в сеть
Потери в сети
5
6
7
8
9
10
11
12
48
электрической
14
и тепловой
Расход
энергии
ТЭР на выработку
1499
49
1636
0
ЭЭ
Производство, добыча
Отправлено на сторону
Получено со стороны
отчетного
Остаток
периода
на складе с прошлого
Строка баланса
1
2
3
4
п/п№№
119
162
823
1581
46
45
17
481
1700
-10
0
1690
1250
1250
0
600
2005
0
2005
315
2005
0
0
0
ТЭ
-1969
17
2
1853
8
380
13
1432
-116
0
1414
1298
0
0
0
0
1298
0
0
0
0
0
923
375
392
20
20
2913
30
184
2
2656
3305
0
1830
5135
0
0
0
0
5135
0
0
0
5118
0
0
17
403
18
67
211
0
26
0
100
614
0
90
704
0
0
0
0
704
0
0
0
333
200
504
68
11
2
0
58
2
18
1
36
69
0
29
98
0
0
0
0
98
0
0
0
15100
15100
0
8
26
5
550
574
0
8
0
11
600
0
9
609
0
0
0
0
609
0
0
0
600
0
0
9
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1800
1800
0
0
0
0
1800
0
0
0
1800
0
0
0
-
9638
251
338
1831
704
48
6459
8851
0
5172
14013
2749
2749
0
600
14735
75
5016
646
477
26455
15259
3062
Таблица 2.13.1
Сводный топливно-энергетический баланс Томской области в тыс. тонн у.т. (2009 год)
Топливно-энергетические ресурсы
НП; ДТ;
Уголь
Газ бензин
Нефть
Дрова
Прочие ТЭР
Всего
мазут;
39
0
2696
1753
14
44
167
115
371
2464
232
Статическое расхождение
Конечное потребление
Промышленность
Строительство
Сельское
хозяйствохозяйство, охота и лесное
Транспорт и связь
Прочие виды деятельности
Население
населением
Фактическое потребление по ВЭД и
Статическое расхождение
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
2696
Потребление
13
0
1530
1530
0
0
3105
75
3030
334
Электростанции всего
Вт.ч. Томский филиал ОАО «ТГК-11»
ДЭС; ГТС
Котельные
Располагаемый ресурс
Собственные нужды
Отпуск в сеть
Потери в сети
5
6
7
8
9
10
11
12
48
электрической
14
и тепловой
Расход
энергии
ТЭР на выработку
1530
49
1624
0
ЭЭ
Производство, добыча
Отправлено на сторону
Получено со стороны
отчетного
Остаток
периода
на складе с прошлого
Строка баланса
1
2
3
4
п/п№№
134
161
823
1565
42
43
16
480
1699
-5
0
1694
1250
1250
0
605
2010
0
2010
316
2010
0
0
0
ТЭ
1975
17
2
1859
8
387
12
1433
-116
0
1408
1292
0
0
0
0
1292
0
0
0
0
0
930
362
482
20
20
2815
30
184
2
2559
3297
0
1826
5123
0
0
0
0
5123
0
0
0
5109
0
0
14
419
19
68
212
0
22
0
103
631
0
92
723
0
0
0
0
723
0
0
0
342
210
520
71
15
1
0
55
2
15
1
36
70
0
27
97
0
0
0
0
97
0
0
0
15264
15173
0
6
16
0
560
578
0
6
0
12
594
0
9
603
0
0
0
0
603
0
0
0
600
0
0
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1800
1800
0
0
0
0
1800
0
0
0
1800
0
0
0
-
9548
249
333
1844
701
45
6376
8871
0
5162
14028
2780
2780
0
605
14753
75
5040
650
456
26655
15432
3074
Таблица 2.13.2
Сводный топливно-энергетический баланс Томской области в тыс. тонн у.т. (2010 год)
Топливно-энергетические ресурсы
НП; ДТ;
Уголь
Газ бензин
Нефть
Дрова
Прочие ТЭР
Всего
мазут;
40
0
2556
1770
15
45
160
110
391
2491
65
Статическое расхождение
Конечное потребление
Промышленность
Строительство
Сельское
хозяйствохозяйство, охота и лесное
Транспорт и связь
Прочие виды деятельности
Население
населением
Фактическое потребление по ВЭД и
Статическое расхождение
14
15
16
17
18
19
20
21
22
48
13
-444
1565
823
161
42
43
16
480
1121
0
1033
229
1262
30
1232
98,56
1133,44
0
ТЭ
5
Электростанции всего 1542,7
6
Котельные
0
7
Располагаемый ресурс
2835,5
8
Собственные нужды
85
9
Отпуск в сеть 2750,5
10
Потери в сети 275,05
11
Потребление 2475,45
электрической
12
и тепловой
Расход
энергии
ТЭР на выработку
0
ЭЭ
1262
0
0
0
Производство, добыча
Отправлено на сторону
Получено со стороны
отчетного
Остаток
периода
на складе с прошлого
Строка баланса
1542,7
0
1292,8
0
1
2
3
4
п/п№№
-21
1869
3
16
9
390
13
1438
1848
0
0
0
3346
0
0
0
3346
1498
0
0
2984
362
425
2820
21
21
33
184
2
2559
3245
0
0
0
5123
0
0
0
5123
1878
5109
0
0
14
422
212
68
19
0
22
0
103
634
0
0
0
723
0
0
0
723
89
342
210
520
71
62
55
0
1
2
15
1
36
117
0
0
0
239
0
0
0
239
122
15264
15031
0
6
12
578
560
0
0
6
0
12
590
0
0
0
634
0
0
0
634
44
631
0
0
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1800
0
0
0
1800
1800
1800
0
0
0
-
9590
1866
328
246
705
47
6398
10111
0
2575,7
229
15962,5
115
3982,5
373,61
15473,89
5431
456
25950,7
15241
4796,8
Таблица 2.13.3
Сводный топливно-энергетический баланс Томской области в тыс. тонн у.т. (2011 год)
Топливно-энергетические ресурсы
НП; ДТ;
Уголь
Газ бензин
Нефть
Дрова
Прочие ТЭР
Всего
мазут;
41
0
2936,7
1778
15
48
165
114
398
2518
418,7
Статическое расхождение
Конечное потребление
Промышленность
Строительство
Сельское
хозяйствохозяйство, охота и лесное
Транспорт и связь
Прочие виды деятельности
Население
населением
Фактическое потребление по ВЭД и
Статическое расхождение
14
15
16
17
18
19
20
21
22
48
13
1
2
3
4
-118
1231
850,15
184,99
41
44
16
95,77
1113
0
1090,95
221
1311,95
32
1183
96,95
1086,05
0
ТЭ
5
Электростанции всего 1773,43
6
Котельные
0
7
Располагаемый ресурс
2936,73
8
Собственные нужды
83
9
Отпуск в сеть 2853,3
10
Потери в сети 284,04
11
Потребление 2569,69
электрической
12
и тепловой
Расход
энергии
ТЭР на выработку
0
ЭЭ
1311,95
0
0
0
Строка баланса
1773,43
Производство, добыча
0
Отправлено на сторону
Получено со стороны 1163,3
отчетного
Остаток
периода
на складе с прошлого
0
п/п№№
-122
1896
3
18
11
398
14
1452
1774
0
0
0
3372
0
0
0
3372
1598
0
0
3012
360
839,75
2533,4
75,19
25
34
192
2
2205,21
3373,15
0
0
0
5881
0
0
0
5881
2507,85
5869
0
0
12
491
229
73
26
0
25
0
105
720
0
0
0
812
0
0
0
812
92
350
210
520
82
368
62
0
1
3
16
1
41
430
0
0
0
561
0
0
0
561
131
17592
17031
0
6
-13
593
575
0
0
6
0
12
580
0
0
0
622
0
0
0
622
42
620
0
0
2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1820
0
0
0
1820
1820
1820
0
0
0
-
9062,4
1974,34
368,99
254
729
48
5688,98
10926,85
0
13326,8
221
17316,68
115
1036,3
380,99
16723,74
6190,85
462
26251
17241
4695,3
Таблица 2.13.4
Сводный топливно-энергетический баланс Томской области в тыс. тонн у.т. (2012 год)
Топливно-энергетические ресурсы
НП; ДТ;
Уголь
Газ бензин
Нефть
Дрова
Прочие ТЭР
Всего
мазут;
42
43
Основу топливно-энергетических балансов Томской области по строке
«производство» составляют нефть и газ, а по строке «потребление» - газ и электроэнергия.
Собственная добыча ТЭР превышает практически в 3 раза фактическое
потребление, а вывоз ТЭР (преимущественно углеводородов) в 5 раз больше ввоза
ТЭР в область (электрическая энергия, уголь, нефтепродукты).
Основные потребители – обрабатывающие, добывающие отрасли промышленности, производство и распределение электрической энергии, газа и воды и население.
48
3. Особенности и проблемы функционирования энергосистемы на территории Томской области
Основу генерации Томской области составляют тепловые электростанции,
вырабатывающие около 60% от общей потребности области в электрической
энергии. Разница между выработкой и потреблением покрывается за счет перетоков
из объединенных энергосистем Сибири и Урала.
Прогнозы развития объединенных энергосистем Сибири и Урала показывают, что в настоящее время и на перспективу 5-10 лет эти энергосистемы будут
избыточны. Наличие в энергосистеме Томской области достаточно «сильных» межсистемных связей с энергосистемами Красноярской и Кемеровской областей позволит в краткосрочной перспективе покрывать разницу между выработкой и
потреблением, с учетом роста, за счет перетоков из соседних энергосистем, однако
не снимает остроты проблемы.
Следует также учитывать, что значительная часть генерирующего оборудования электростанций Томской области отработала свой парковый ресурс, изношена
и требует замены.
Наличие в области запасов природного газа и его добыча на уровне 4 – 4,2
млрд.м3 позволяют потенциально рассматривать возможность строительства новых
газовых энергоблоков на ТЭЦ-3, мини-ТЭЦ на базе газотурбинных или газодизельных энергоблоков небольшой мощности. В то же время прогнозируемая тенденция
опережающего роста стоимости на природный газ по сравнению со стоимостью
угля предопределяет целесообразность использования газа только на эффективном
энергетическом оборудовании.
Альтернативой развития электроэнергетики на газе следует считать развитие
атомной энергетики и электростанций с использованием угля.
Распределение электроэнергии по территории области осуществляется по
электрическим сетям напряжением от 0,4 кВ до 220 кВ. Общая протяженность ВЛ
110 кВ и выше составляет 7619,5 км (в одноцепном исполнении). На территории
области эксплуатируется одна ПС 500/220 кВ с установленной мощностью
автотрансформаторов 1002 МВА и 105 подстанции 110-220 кВ с установленной
мощностью трансформаторов 7888,3 МВА.
Основной системообразующей линией Томской энергосистемы является
двухцепная ВЛ 220 кВ Томск – Володино – Парабель – Советско-Соснинская
длиной более 770 км. Из-за большой протяженности и малой пропускной способности эта линия не может служить в качестве транзитной для параллельной работы
ОЭС Сибири и ОЭС Урала. В настоящее время точкой разделения электрических
44
потоков этих энергосистем являются ПС 220 кВ Парабель и ПС 220 кВ Вертикос,
тем самым потребители Томской области севернее этих подстанций получают электроэнергию из Тюменской энергосистемы.
Еще одной особенностью энергосистемы Томской области является то, что
основные источники генерации сосредоточены на юге области, а значительная доля
потребителей электрической энергии, главным образом предприятий нефтегазового
комплекса, расположены на севере региона. Транспорт электрической энергии с
юга на север осуществляется по длинным линиям напряжением 110–220 кВ,
имеющим на сегодняшний день очень высокую загрузку, приводящую к тому, что в
послеаварийных и ремонтных режимах этих ВЛ требуется ограничение нагрузки
потребителей. Такая ситуация характерна для большинства воздушных линий
напряжением 110–220 кВ. На многих подстанциях энергосистемы также остро
стоит вопрос о дефиците резервов трансформаторной мощности. Эти обстоятельства приводят к тому, что в некоторых узлах энергосистемы практически исчерпана возможность подключения новых потребителей к электрической сети.
Таким образом, наряду с решением вопросов по ликвидации недостатка
энергетических мощностей необходимо решение проблем по электросетевой части.
4. Основные направления развития электроэнергетики Томской области
4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Томской области
48
Данная программа является инструментом реализации Энергетической
стратегии развития Томской области на период до 2020 года, одобренной постановлением Государственной Думы Томской области от 28.02.2008 № 1008, на основе
Программы социально-экономического развития Томской области на 2006-2010
годы и на период до 2012 года.
Основными целями энергетической стратегии развития Томской области являются:
 повышение энергетической эффективности экономики области;
 инновационное развитие отрасли;
 энергонезависимость и гарантированное энергоснабжение потребителей
области;
 обеспечение энергетической безопасности области.
Реализация «Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Томской области на период 2015–2019 годов» является необходимым условием достижения поставленных целей энергетической стратегии и направлена на повышение конкурентоспособности региональной экономики.
Для достижения поставленных энергетической стратегией целей в среднесрочной перспективе необходимо решить следующие основные задачи:
 разработка и реализация проектов технического перевооружения теплофикационных станций;
 усиление электрических связей с соседними энергосистемами;
 снижение зависимости области от поставок электроэнергии извне;
 применение альтернативных источников энергии и возобновляемых
энергетических ресурсов;
 использование потенциала энергосбережения в различных отраслях
экономики.
45
Учитывая требования обеспечения энергетической безопасности области,
предусматривается минимальный демонтаж изношенного оборудования, соответствующий продлению срока службы действующих агрегатов тепловых электростанций.
4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на период 2014–2019 гг.
Прогноз потребления электроэнергии и мощности на период 2014-2019 гг.,
разработан ОАО «СО ЕЭС» в рамках консервативного (базовый вариант) сценария
долгосрочного социально-экономического развития России с учетом изменения
макроэкономических показателей за январь – ноябрь 2013 года.
Прогноз потребления электроэнергии приведен в таблице 4.2.1 и на рисунке
4.2.1, прогноз потребления мощности приведен в таблице 4.2.2 и на рисунке 4.2.2.
Таблица 4.2.1
Прогноз электропотребления в энергосистеме Томской области, млн. кВтч
Показатель
2014 2015 2016 2017 2018 2019
Электропотребление,
млн. кВтч
8861
8885
8886
8868
8907
8922
Среднегодовые темпы прироста, %
-0,44
0,27
0,01
-0,2
0,44
0,17
48
Рисунок 4.2.1. Прогноз электропотребления в энергосистеме Томской области
Таблица 4.2.2.
Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Томской области, МВт
Показатель
2014 2015 2016 2017 2018 2019
Максимум нагрузки, МВт
Среднегодовые темпы прироста, %
1415
1420
1418
1417
1423
1427
3,3
0,3
0,1
-0,1
0,4
0,3
46
Рисунок 4.2.2. Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Томской области
4.3. Прогноз потребления тепловой энергии на период 2015-2019 гг.
Прогноз теплопотребления крупных потребителей Томской области приведен
в таблице 4.3.1
Таблица 4.3.1
Прогноз теплопотребления крупных потребителей Томской области
2015
2016
2017
2018
2019
Потребление тепла, тыс. Гкал
7012
7043
7089
7125
7151
Производство тепла:
ТЭЦ
5957
5978
6009
6030
6051
Томский филиал ОАО «ТГК-11»:
3917
3928
3939
3950
3961
ТЭЦ СХК
2040
2050
2070
2080
2090
Котельные
970
975
980
985
990
ТУУ и прочие
85
90
100
110
110
48
47
4.4. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих источников, установленной мощностью более 5 МВт на территории
Томской области на период 2014-2019 гг.
В соответствие с приложением 3 схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014-2020 годы, строительство, вывод из эксплуатации
генерирующих источников, установленной мощностью более 5 МВт, на территории Томской области в период 2014-2019 годы не планируется. Структура установленной мощности энергоисточников Томской энергосистемы останется неизменной.
4.5. Прогноз развития энергетики Томской области на основе возобновляемых
источников энергии и местных видов топлива
48
Возможность использования на территории Томской области таких альтернативных источников, как энергия ветра, солнца, термальных вод, микроГЭС ограничивается суровыми климатическими условиями, их малым потенциалом, и как
следствие – высокой себестоимостью выработки 1 кВтч электрической энергии.
Анализ ветроэнергетического потенциала Томской области позволяет отнести
ее к территориям с умеренными ветроэнергетическими ресурсами. Целесообразность использования ветроэнергетических установок относится к станциям малой
мощности, в первую очередь, автономных, обеспечивающих электропитание отдаленных потребителей.
Использование гидроэнергии в значительной степени определяется реализуемым напором воды, который, прежде всего, зависит от рельефа местности, определяющего продольные уклоны рек на разных участках. Наиболее благоприятным
для использования гидроэнергии является теплый период года, особенно весеннелетнее половодье, когда возможности выработки электроэнергии максимальны.
Зимой из-за ледовых явлений и минимальных расходов воды эксплуатация гидроэнергетических установок весьма затруднительна. Вероятно, в большинстве
случаев, гидроэнергию следует рассматривать в качестве сезонного источника
энергии.
Солнечная энергия, как и ветровая, присутствует в любой точке поверхности
Земли. Работа солнечных энергоустановок в северной и центральной частях
Томской области до широты 58о возможна с апреля по август. В более южных районах период их работы увеличивается с марта по сентябрь. В остальные месяцы изза малой высоты солнца над горизонтом и ослабления солнечного излучения атмосферой эффективность использования гелиоприемников сократится в 4-5 раз.
Таким образом, Томская область характеризуется довольно широкими возможностями для применения солнечных энергоустановок сезонного типа, особенно в
сельской местности.
Геотермальные воды Томской области по своим энергетическим характеристикам относятся к низкопотенциальным и среднепотенциальным и могут широко использоваться в различных, в том числе и энергетических целях. Наиболее перспективным районом является центральная часть Томской области, на которой расположены многие населенные пункты: Колпашево, Белый Яр, Подгорное, Парабель,
Каргасок, Чажемто, Инкино, Нарым, Большая Грива, Назино, Лукашкин Яр и др.
На этой территории пробурено значительное количество нефтепоисковых скважин,
выводивших на поверхность термальные воды с температурой на устье до 66 оС.
Вопрос о прогнозе развития энергетики региона на основе возобновляемых источников энергии и местных видов топлива находится на стадии проработки.
48
4.6. Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности на период 2015–2019 гг.
Балансы мощности и электроэнергии сформированы в соответствии с данными, предоставленными Томским РДУ, по годам на перспективу 2015-2019 гг. и
приведены в таблицах 4.6.1, 4.6.2.
Таблица 4.6.1
Прогнозный баланс электроэнергии энергосистемы Томской области в период 2015-2019 гг.
Год
2015
млн.
кВтч
2016
млн.
кВтч
2017
млн.
кВтч
2018
млн.
кВтч
2019
млн.
кВтч
8885
8886
8868
8907
8922
4046
3942
4019
4117
4155
4839
4944
4849
4790
4767
ПОТРЕБНОСТЬ
Электропотребление
ПОКРЫТИЕ
Выработка
Сальдо-перетоков из
смежных энергосистем
Таблица 4.6.2
Прогноз располагаемой мощности Томской энергосистемы в период 2015-2019 гг.
Год
Мощность,
МВт
2015
2016
2017
2018
2019
Установленная мощ1
1119,9*
1119,9*
1119,9*
1119,9*
1119,9*
ность
ТЭС
1119,9*
1119,9*
1119,9*
1119,9*
1119,9*
Ограничения мощности (+)/технически
2 возможное превыше17
17
17
17
17
ние над установленной мощностью (-)
ТЭС
17
17
17
17
17
Располагаемая мощ3
1102,9
1102,9
1102,9
1102,9
1102,9
ность (1-2)
ТЭС
1102,9
1102,9
1102,9
1102,9
1102,9
* - не учтен возможный вывод из эксплуатации с 01.01.2015 г. ТГ-5 Томской ГРЭС-2 на
основании заключения Минэнерго России от 05.09.2012 № МК-8131/10, с 01.01.2015 г. ТГ1, ТГ-2, ТГ-6, ТГ-7 ТЭЦ СХК на основании заключения Минэнерго России от 05.09.2012 №
МК-8119/10, с 01.04.2015 ТГ-9, ТГ-10, ТГ-11, ТГ-12, ТГ-14, ТГ-15 на основании заключения
Минэнерго России от 26.12.2012 № МК-12048/10.
№
48
Ежегодный прогнозируемый рост потребления в период с 2015 по 2019 гг.
составляет в среднем 0,2-0,4%.
Доля собственной генерации в энергосистеме Томской области в период с
2015 по 2019 гг. остается практически на одном уровне. На период до 2019 года разница между выработкой и потреблением в энергосистеме Томской области попрежнему будет покрываться за счет перетоков из смежных энергосистем.
49
4.7. Определение развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на период 2015–2019 гг.
Предложения по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на период 2015 –2019 гг. приведены в
таблице 4.7.1.
Таблица 4.7.1
Предложения по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на период 2015-2019 гг.
№
пп
1
2
Мероприятие
Строительство ВЛ 500 кВ
Нижневартовская ГРЭС –
Советско-Соснинская с ПС
500/220 кВ СоветскоСоснинская.
Строительство ВЛ 500 кВ
Томская - Парабель с ПС
500 кВ Парабель с выделением пускового комплекса
– включение участка ВЛ
Томская – Володино на
напряжение 220 кВ(первый пусковой комплекс).
Сроки, предлагаемые
Томским РДУ
2020 г. (с выделением пускового
комплекса –
включение ВЛ на
напряжение 220
кВ в 2017 г.)
2020 г. с выделением первого
пускового
комплекса –
включение
участка ВЛ
Томская – Володино на напряжение 220 кВ в
2017 г.
Сроки сооружения и наличие в СиПР и ИП субъектов электроэнергетики
2016 г. (с выделением пускового комплекса - включение ВЛ на напряжение 220
кВ в 2014 г.) в СиПР электроэнергетики Томской
области на период 20142018 гг. (далее – СиПР ТО)
2020 г. в проекте СиПР
ЕЭС России на период
2014-2020 гг. (далее –
СиПР ЕЭС)
В ИП ОАО «ФСК ЕЭС» на
2014-2018 гг. предусмотрено финансирование в
объеме ПИР 2011-2020 гг.
(далее – ИП ФСК)
2016 г. (с выделением пускового комплекса – включение ВЛ на напряжение
220 кВ в 2014 г.) в СиПР
ТО.
2020 г. в СиПР ЕЭС.
В ИП ФСК предусмотрено
финансирование в объеме
Обоснование, технический эффект
Питание энергорайона «Север» осуществляется по ВЛ 220 кВ
Нижневартовская ГРЭС – Советско-Соснинская I цепь, II цепь
(НСС-1, НСС-2) (далее – ВЛ 220 кВ НСС-1, НСС-2), входящих в
контролируемое сечение «ОЭС Урала – Томская энергосистема». В
настоящее время в ремонтной схеме (ремонт одной из ВЛ 220 кВ
НСС-1 (НСС-2)) аварийное отключение ВЛ 220 кВ НСС-2 (НСС1) может привести к погашению нагрузки потребителей ПС 220 кВ
Советско-Соснинская, ПС 220 кВ Чапаевка, ПС 220 кВ Каргасок,
ПС 220 кВ Вертикос, ПС 220 кВ Завьялово, ПС 220 кВ Раскино в
объеме до 185 МВт – летом. При этом перенос точки раздела позволит запитать со стороны ОЭС Сибири только 100 МВт отключенной нагрузки. Реализация предлагаемого мероприятия позволит исключить погашение нагрузки потребителей.
Питание энергорайона «Левобережье» осуществляется по ВЛ 220
кВ Томская – Володино с отпайкой на ПС Орловка I цепь, II цепь
(ТВ-231, ТВ-221) (далее – ВЛ 220 кВ ТВ-221, ТВ-231) и по ВЛ 110
кВ Зональная – Левобережная с отпайками I цепь, II цепь (С-83, С82), входящих в контролируемое сечение «Томск – Левобережье».
В существующей схеме в режимах максимальных летних нагрузок
при выводе в ремонт одной ВЛ 220 кВ ТВ-221 (ТВ-231) необходимо выполнять деление сети 110 кВ и 220 кВ на ПС 220 кВ Володино, ПС 220 кВ Чажемто, ПС 220 кВ Мельниково для исключения недопустимого перегруза оборудования транзита 110 кВ Зо-
50
№
пп
Мероприятие
Сроки, предлагаемые
Томским РДУ
Сроки сооружения и наличие в СиПР и ИП субъектов электроэнергетики
ПИР 2011- 2020 гг.
3
Строительство ВЛ 500 кВ
Томская – Парабель с ПС
500 кВ Парабель с выделением пускового комплекса
– включение на напряжение 220 кВ ВЛ Володино –
Парабель (второй пусковой
комплекс).
2016 г. (с выделением пускового комплекса – вклю2020 г. с выделечение ВЛ на напряжение
нием пускового
220 кВ в 2015 г.)
комплекса – вклюв СиПР ТО.
чение на напряжение 220 кВ ВЛ Во2020 г. в СиПР ЕЭС.
лодино – Парабель
в 2018 г.
В ИП ФСК предусмотрено
финансирование в объеме
ПИР 2011- 2020 гг.
Обоснование, технический эффект
нальная – Мельниково в случае разрыва связи 220 кВ Томская –
Володино. При этом отключение второй ВЛ 220 кВ ТВ-231 (ТВ221) приведет к погашению нагрузки потребителей ПС 220 кВ Парабель и ПС 220 кВ Чажемто в объеме до 158 МВт– летом. Перенос точки раздела позволит запитать со стороны ОЭС Урала только
15 МВт отключенной нагрузки. Реализация предлагаемого мероприятия позволит исключить погашение нагрузки потребителей.
В существующей схеме при выводе в ремонт одной из ВЛ 220 кВ
Володино – Чажемто I цепь, II цепь (ВЧ-232, ВЧ-222) (далее – ВЛ
220 кВ ВЧ-222, ВЧ-232) необходимо выполнять деление сети на
ПС 220 кВ Чажемто для исключения недопустимого перегруза
оборудования транзита 110 кВ Володино – Чажемто в случае разрыва связи 220 кВ Володино – Чажемто. При этом отключение второй ВЛ 220 кВ Володино – Чажемто приведет к погашению
нагрузки потребителей ПС 220 кВ Парабель в объеме до 141 МВт
– летом. Перенос точки раздела позволит запитать со стороны ОЭС
Урала только 15 МВт отключенной нагрузки. Реализация предлагаемого мероприятия позволит исключить погашение нагрузки
потребителей.
2018 г. в СиПР ТО.
4
5
Строительство ВЛ 500 кВ
Советско-Соснинская –
Парабель.
Реконструкция ПС 220 кВ
Советско – Соснинская с
заменой АТ мощностью
3х63 МВА на АТ мощностью 3х125 МВА
2020 г. в СиПР ЕЭС.
2020 г.
В ИП ФСК предусмотрено
финансирование в объеме
ПИР 2011- 2020 гг.
2013-2015 гг. в СиПР ТО.
2014, 2015 гг.
2014, 2015 гг. в СиПР ЕЭС.
2011-2016 гг. в ИП ФСК.
ВЛ 500 кВ Советско-Соснинская – Парабель является частью
проектируемого транзита 500 кВ Нижневартовская ГРЭС –
Томская, который свяжет ОЭС Сибири и ОЭС Урала.
В настоящее время на ПС 220 кВ Советско-Соснинская в работе находятся:
 два автотрансформатора 220/110/10 кВ и один автотрансформатор 220/110/6 кВ мощностью 63 МВА каждый (далее – АТ);
 два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 63 МВА каждый;
 автоматика ограничения перегруза оборудования (АОПО) АТ-3,
АТ-4, АТ-5, действующая на отключение нагрузки ПС 220 кВ
Советстко-Соснинская.
51
№
пп
6
Мероприятие
Установка АОПО ВЛ 220
кВ Ново-Анжерская –
Восточная (АТ-216) и ВЛ
220 кВ Ново-Анжерская –
Зональная (АТ-215)
Сроки, предлагаемые
Томским РДУ
2017 г.
Сроки сооружения и наличие в СиПР и ИП субъектов электроэнергетики
Обоснование, технический эффект
Отключение одного из АТ может привести к перегрузу
оставшихся в работе АТ более чем на 25 % в зимний период и на
11% в летний период.
Отключение 1 СШ-220 кВ приводит к отключению двух АТ.
После отключения двух АТ оставшийся в работе АТ-4 перегружен
на 210% в зимний период и на 165% в летний период.
Отключение одного из трансформаторов 110/35/6 кВ приводит
к перегрузу оставшегося в работе трансформатора на 23% в летний период.
Для ликвидации токового перегруза вышеуказанного оборудования предусмотрена реконструкция
ПС 220 кВ СоветскоСоснинская с заменой существующих АТ мощностью 3*63 МВА
на АТ мощностью 3*125 МВА.
В соответствии с проектом по титулу «Реконструкция ПС
220 кВ Советско-Соснинская (замена автотрансформаторов)»
предусмотрены следующие мероприятия:
 для недопущения перегруза АТ-4 при отключении 1СШ110 кВ или 1СШ-220 кВ АТ-5 включается через развилку выключателей по стороне 110, 220 кВ;
 для разгрузки существующих трансформаторов 110/35/6
кВ питание шин 35 кВ обеспечивается от вновь устанавливаемых
автотрансформаторов АТ-3, АТ-4, питание шин 6 кВ остается от
трансформаторов (резерв шин 6 кВ от АТ-5);
для регулирования напряжения на шинах 35 кВ устанавливаются
две БСК по 17,3 МВАр каждая.
Выполнение указанной АОПО позволит исключить излишнее
отключение нагрузки потребителей Томской энергосистемы и увеВ СиПР ТО не предусмот- личить максимально допустимый переток (МДП) в сечении
рено.
«Красноярск, Кузбасс – Томск» на величину не менее 100 МВт в
следующих ремонтных (послеаварийных) схемах:
В ИП ФСК предусмотрены
 отключены ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская – Томская и ВЛ 500
мероприятия
по
рекВ Итатская – Томская;
конструкции ПА ПС 500
 отключены ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская – Томская или ВЛ
кВ Томская 2015-2017 гг.
500 кВ Итатская – Томская и ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская –
Восточная (АТ-216) или ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская – Зональная
52
№
пп
Мероприятие
7
Установка на сторонах 110,
220 кВ АТ-1, АТ-2 ПС 220
кВ Володино дистанционных защит
8
Организация каналов передачи сигналов ПА
(установка УПАСК) на
участке от ПС 220 кВ
Мельниково до ПС 220 кВ
Володино с выполнением
схемы передачи команд ПА
разгрузки ВЛ 110 кВ Зональная – Левобережная с
отпайками (С-82, С-83) с
ПС 220 кВ Мельниково на
ПС 220 кВ Володино и ПС
220 кВ
Чажемто
9
Установить ВЧ защиты на
ВЛ 220 кВ транзита Советско-Соснинская –Чапаевка
– Раскино –Вертикос – Парабель – Чажемто – Володино
10
Установка на ОВ-220 кВ
ПС 220 кВ Чапаевка, ПС
Сроки, предлагаемые
Томским РДУ
Сроки сооружения и наличие в СиПР и ИП субъектов электроэнергетики
2015 г. в СиПР ТО.
2019 г.
В ИП ФСК не предусмотрено.
2014г. СиПР ТО.
2017 г.
В ИП ФСК предусмотрены
мероприятия по реконструкции УПАСК ПС
220 кВ Мельниково в 20142017 гг.
2014-2016 гг. в СиПР ТО.
2015-2017 гг.
2019 г.
В ИП ФСК не предусмотрено.
2015 г. в СиПР ТО.
Обоснование, технический эффект
(АТ-215);
 отключены АТ-1 или АТ-2 ПС 500 кВ Томская и ВЛ 220 кВ
Ново-Анжерская – Восточная (АТ-216) или ВЛ 220 кВ НовоАнжерская – Зональная (АТ-215).
ПУЭ п.3.2.15
Обеспечение дальнего резервирования защит присоединений 110,
220 кВ. Низкая чувствительность приставки от симметричных КЗ,
отстроенной от тока нагрузки, к повреждениям на отходящих ВЛ
110 кВ
Установленная на ПС 110 кВ Левобережная АОПО по факту превышения аварийно допустимого тока по ВЛ 110 кВ Зональная –
Левобережная с отпайками II цепь, I цепь (С-82, С-83) (далее – ВЛ
110 кВ С-82, С-83) действует на отключение ВЛ 110 кВ Мельниково-110 – Мельниково I цепь, II цепь (СВ-1, СВ-2) на ПС 110 кВ
Мельниково-110. В период максимальных зимних нагрузок, при
аварийном отключении ВЛ 220 кВ ТВ-231 и ТВ-221 действием
указанной автоматики отключается до 220 МВт нагрузки потребителей. Такой объем отключений является излишним для снижения
тока по ВЛ 110 кВ С-82, С-83. Предлагаемое мероприятие позволит уменьшить объем отключаемой нагрузки на 170 МВт.
По п.3.2.4. ПУЭ Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы
(устойчивая работа электрической системы и электроустановок
потребителей, обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР, самозапуска
электродвигателей, втягивания в синхронизм и пр.) и ограничения
области и степени повреждения элемента.
Указанное мероприятие повысит устойчивость работы нагрузок
нефтегазодобычи, НПС, ГКС.
Для обеспечения ближнего резервирования защит и возможности
оперативного изменения уставок защит ОВ-220кВ. В аварийных
53
№
пп
11
12
Мероприятие
220 кВ СоветскоСоснинская, ПС 220 кВ
Раскино, ПС 220 кВ
Восточная, ПС 500 кВ
Томская вторых (МП)
комплектов защит.
Установка вторых комплектов защит на ВЛ 110 кВ
Асино – Комсомольская с
отпайкой на ПС Первомайская (С-52) на ПС 220 кВ
Асино.
Установка вторых комплектов защит для выполнения
ближнего резервирования
защит следующих ВЛ:
 ВЛ 110 кВ Мельниково110 – Маркелово (С-41) на
ПС 110 кВ Мельниково110;
 ВЛ 110 кВ Тунгусово –
Коломинские Гривы (С-35)
и ВЛ 110 кВ Коломинские
Гривы – Подгорная (С-27)
на ПС 110 кВ Коломинские
Гривы.
Сроки, предлагаемые
Томским РДУ
Сроки сооружения и наличие в СиПР и ИП субъектов электроэнергетики
В ИП ФСК не предусмотрено.
2015 г. в СиПР ТО.
2016 г.
В ИП ФСК не предусмотрено.
2015-2016 гг. в СиПР ТО.
2019 г.
В ИП ОАО «ТРК» на 20142018 гг. (далее – ИП ТРК)
не предусмотрено.
Обоснование, технический эффект
ситуациях возможны длительные перерывы электроснабжения изза отсутствия возможности перевода повреждённого оборудования
за ОВ с требуемыми уставками.
Для обеспечения ближнего резервирования защит ВЛ 110 кВ и резервирования защит трансформаторов приёмных ПС. Возможна
работа ВЛ на неустранившееся КЗ при отказе защиты ВЛ.
По ПУЭ п. 3.2.15. должны предусматриваться меры по обеспечению ближнего резервирования, если дальнее резервирование при
КЗ на этой линии не обеспечивается.
- на ПС 110 кВ Мельниково-110 не обеспечивается дальнее резервирование ВЛ 110 кВ Мельниково-110 – Маркелово (С-41) в
режиме вывода в ремонт СВ-110 на ПС 110 кВ Маркелово и включении ремонтной перемычки 110 кВ. Точка раздела по транзиту
110 кВ Мельниково – Бакчар (при выводе в ремонт СВ-110 на ПС
110 кВ Маркелово) переносится на ПС 110 кВ Маркелово. В
режиме ремонт плюс отключение (КЗ на любом участке транзита)
отсутствует возможность запитки нагрузок (семь ПС 110 кВ) со
стороны ПС 110 кВ Мельниково-110 в объеме – 5 МВт;
- отсутствие дальнего резервирования в режимах вывода в ремонт
СВ-110 ПС 110 кВ Молчановская НПС и включении ремонтной перемычки отсутствует дальнее резервирование транзита 110 кВ Коломинские Гривы – Володино. Отсутствие возможности запитки
нагрузок указанного транзита в режиме ремонт плюс отключение в
объеме – 6 МВт;
- отсутствие дальнего резервирования при включении ремонтной
перемычки 110 кВ транзита 110 кВ Коломинские Гривы – Высокий
Яр (на ПС 110 кВ Подгорная или ПС 110 кВ Усть-Бакчар). Отсутствие возможности запитки нагрузок указанного транзита в
режиме ремонт плюс отключение в объеме – 5 МВт.
54
№
пп
Мероприятие
Сроки, предлагаемые
Томским РДУ
Сроки сооружения и наличие в СиПР и ИП субъектов электроэнергетики
Обоснование, технический эффект
2014 г. в СиПР ТО.
13
14
15
Установка выносных ТТ
110 кВ в ремонтную перемычку 110 кВ ПС 110 кВ
Типсино для ввода в работу защит ВЛ 110 кВ Типсино – Колпашево (С-57К)
Модернизация АОПО ВЛ
110 кВ Зональная – Левобережная с отпайками I
цепь (С-83), II цепь (С-82)
на ПС 110 кВ Левобережная и АОПО ВЛ 110 кВ Левобережная – Мельниково110 с отпайкой на ПС Рыбалово I цепь (С-15), II
цепь (С-16) на ПС 110 кВ
Мельниково-110 с организацией первой ступени с
действием на сигнал и
ступенчатой разгрузки с
действием на ОН
Реконструкция ПС 110 кВ
Молчаново с установкой
выключателя и защиты ВЛ
110 кВ Кривошеино – Молчаново (С-25), а также защиты ВЛ 110 кВ Молчаново – Коломинские
Гривы (С-26)
2019 г.
В ИП ТРК предусмотрено
выполнение ПИР «Реконструкция ПС Типсино с
установкой трансформаторов тока 110 кВ, замена
ОСИ 110 кВ на полимерные, замена разрядников
на ОПН» в 2018-2019 гг.
В СиПР ТО не предусмотрено.
2017 г.
В ИП ТРК не предусмотрено.
В СиПР ТО не предусмотрено.
2018 г.
В ИП ТРК предусмотрены
мероприятия по реконструкции ПС 110 кВ
Молчаново.
Для обеспечения надежного электроснабжения г. Колпашево в ремонтном режиме (отключение СВ-110 кВ ПС 110 кВ Типсино и
включении ремонтной перемычки 110 кВ)
Установленная на ПС 110 кВ Левобережная АОПО по факту превышения аварийно допустимого тока по ВЛ 110 кВ Зональная –
Левобережная с отпайками II цепь, I цепь (С-82, С-83) (далее – ВЛ
110 кВ С-82, С-83) действует на отключение ВЛ 110 кВ Мельниково-110 – Мельниково I цепь, II цепь (СВ-1, СВ-2) на ПС 110 кВ
Мельниково-110. В период максимальных зимних нагрузок, при
аварийном отключении ВЛ 220 кВ ТВ-231 и ТВ-221 действием
указанной автоматики отключается до 220 МВт нагрузки потребителей. Такой объем отключений является излишним для снижения
тока по ВЛ 110 кВ С-82, С-83. Предлагаемое мероприятие позволит уменьшить объем отключаемой нагрузки на 170 МВт.
Для предотвращения излишнего отключения электропитания
потребителей ПС 110 кВ Молчаново и обеспечения селективного
отключения КЗ на ВЛ 110 кВ Молчаново-Коломинские Гривы (С26), ВЛ 110 кВ Кривошеино – Молчаново (С-25).
55
№
пп
Мероприятие
Сроки, предлагаемые
Томским РДУ
Сроки сооружения и наличие в СиПР и ИП субъектов электроэнергетики
Обоснование, технический эффект
2014-2016 гг. в СиПР ТО.
16
Установка на ОРУ-110 кВ
подстанций Тайгинской
дистанции электроснабжения (ПС 110 кВ Предтеченск, ПС 110 кВ Межениновка, ПС 110 кВ Сураново) выключателей в
цепях линий и ремонтной
перемычкой со стороны
линий
17
Установка второго
комплекта защит на следующих подстанциях Тайгинской дистанции электроснабжения:
 ПС 110 кВ Предтеченск
на ВЛ 110 кВ Зональная –
Предтеченск (С-86) и ВЛ
110 кВ Предтеченск –
Межениновка (С-11);
 ПС 110 кВ Межениновка на ВЛ 110 кВ Предтеченск –Межениновка (С11) и ВЛ 110 кВ Межениновка-Сураново (С-12);
 ПС 110 кВ Сураново на
ВЛ 110 кВ МежениновкаСураново (С-12) и ВЛ 110
кВ Яшкинская – Сураново
В ИП ОАО «РЖД» не
предусмотрено.
2015-2017 гг.
Вошло в сводный перечень
замечаний ОАО «СО ЕЭС»
для включения в ИП ОАО
«РЖД» и сводный перечень мероприятий,
предлагаемых ОАО «СО
ЕЭС» для включения в целевые программы ОАО
«РЖД» (письмо ОДУ Сибири от 31.01.2013 № О4б3-II-19-533).
Отсутствие выключателей в цепях линий на подстанциях 110 кВ
Тайгинской дистанции электроснабжения (Из-за ненадёжной работы ОД, КЗ установленных на трансформаторах возможно повреждение оборудования ошиновки 10 кВ и силовых трансформаторов при коротких замыканиях в трансформаторах или ошиновке и
отказе ОД, КЗ, так как резервирование защит трансформаторов защитами питающих линий 110 кВ не обеспечивается).
2014-2016 гг. в СиПР ТО.
В ИП ОАО «РЖД» не
предусмотрено.
2015-2017 гг.
Вошло в сводный перечень
замечаний ОАО «СО ЕЭС»
для включения в ИП ОАО
«РЖД» и сводный перечень мероприятий,
предлагаемых ОАО «СО
ЕЭС» для включения в целевые программы ОАО
«РЖД» (письмо ОДУ Сибири от 31.01.2013 № О4б3-II-19-533).
Раздел 3. «Защита и автоматика» Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ п.6.11.2 (утв. Приказом
Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. № 229).
Отсутствие дальнего резервирования защит ВЛ 110 кВ Тайгинской
дистанции электроснабжения (не обеспечивается дальнее резервирование защит ВЛ 110 кВ защитами смежных ВЛ в режимах вывода в ремонт секционного выключателя на подстанциях Тайгинской дистанции электроснабжения и включении ремонтной перемычки 110 кВ). В таких режимах при КЗ на ВЛ 110 кВ в зоне
действия третьих ступеней защит ВЛ и их отказе (или отказе выключателя) линия будет работать на не устранившееся КЗ.
Работа с разомкнутым транзитом 110 кВ не обеспечивает требования по надёжности электроснабжения для данной категории потребителей.
56
№
пп
Мероприятие
(А-27).
Сроки, предлагаемые
Томским РДУ
Сроки сооружения и наличие в СиПР и ИП субъектов электроэнергетики
Обоснование, технический эффект
57
Развитие электрической сети напряжением 110 кВ и выше в энергосистеме
Томской области определяет главным образом строительство основного транзита
500 кВ ПС Томская – Нижневартовская ГРЭС. Введение данного объекта позволит
значительно усилить электрическую сеть и позволит включить на параллельную
работу на территории Томской области энергосистемы ОЭС Сибири и ОЭС Урала.
Все остальные мероприятия по развитию электрической сети направлены
главным образом на реконструкцию существующих электросетевых объектов с целью замены устаревшего оборудования и устранения «узких мест» в энергосистеме.
4.8. Определение и уточнение перечня «узких мест» в электрической сети
напряжением 110 кВ и выше
Анализ существующего состояния системы электроснабжения Томской
области позволяет выделить следующие «узкие места» и проблемы:
4.8.1. Основной системообразующий транзит 220 кВ Томск – Нижневартовск.
Основной системообразующей линией Томской энергосистемы является
транзит 220 кВ Томск – Нижневартовск (Томская – Володино – Чажемто – Парабель
– Вертикос – Раскино – Чапаевка – Советско-Соснинская – Нижневартовская ГРЭС)
протяженностью около 800 км.
65
Рисунок 4.8.1. Схема основного транзита 220 кВ Томск – Нижневартовск
Из-за большой протяженности и недостаточной пропускной способности эта
линия не может служить в качестве транзитной между ОЭС Сибири и ОЭС Урала.
Точкой раздела электрических потоков мощности транзита 220 кВ Томск –
Нижневартовск являются ПС 220 кВ Парабель и ПС 220 кВ Вертикос, тем самым
часть потребителей Томской области, питающихся от подстанций 220 кВ Каргасок,
Завьялово, Вертикос, Раскино, Чапаевка, Советско-Соснинская, получают электроэнергию из Тюменской энергосистемы (северная часть Томской энергосистемы).
4.8.2.
Сечение ОЭС Урала – Томская энергосистема.
58
Фактический переток в сечении «ОЭС Урала – Томская энергосистема» (далее
– КС Урал – Томск) может превысить максимально допустимые значения в следующих схемно-режимных ситуациях:
- аварийное отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Чажемто – Парабель в летний
и зимний периоды;
- наложение на ремонт одной из ВЛ 220 кВ Чажемто – Парабель и аварийного
отключения второй ВЛ 220 кВ Чажемто – Парабель в летний период.
В указанных послеаварийных режимах действием АВР ВЛ 220 кВ Парабель –
Вертикос на ПС 220 кВ Парабель осуществляется перевод питания нагрузки потребителей ПС 220 кВ Парабель на питание со стороны энергорайона «Север».
Величина перетока в КС Урал – Томск в зимний период составит 339 МВт, что
превышает величину МДП в указанном сечении (265 МВт) и потребует ограничение нагрузки 74 МВт.
Рисунок 4.8.2. Зимний максимум. Послеаварийная схема: аварийное отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Чажемто – Парабель I цепь, II цепь.
Вывод в ремонт одной из ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС – СоветскоСоснинская и отключение второй ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС – СоветскоСоснинская может привести к погашению нагрузки потребителей ПС 220 кВ
Советско-Соснинская, ПС 220 кВ Чапаевка, ПС 220 кВ Каргасок, ПС 220 кВ Вертикос, ПС 220 кВ Завьялово, ПС 220 кВ Раскино в объеме до 185 МВт – в летний
период. При этом перенос точки раздела позволит запитать со стороны ОЭС Сибири только 100 МВт отключенной нагрузки.
65
4.8.3. Сечение Томск – Левобережье.
В состав сечения входят следующие линии:
- ВЛ 220 кВ Томская – Володино с отпайкой на ПС Орловка;
- ВЛ 110 кВ Зональная – Левобережная с отпайками.
В КС Томск – Левобережье ток по ВЛ 110 кВ Зональная – Левобережная превышает длительно допустимые значения в следующих схемно-режимных ситуациях:
- отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Томская – Володино с отпайкой на ПС
Орловка в летний и зимний период;
- наложение на ремонт одной из ВЛ 220 кВ Томская – Володино с отпайкой
на ПС Орловка и аварийного отключения другой ВЛ 220 кВ Томская – Володино с
отпайкой на ПС Орловка или секции 220 кВ ПС 500 кВ Томская в летний период.
Для недопущения перегрузки ВЛ 110 кВ Зональная – Левобережная требуется
ограничение нагрузки 38 МВт (лист № 133).
59
Подключение дополнительных нагрузок или увеличение нагрузки существующих потребителей нефтегазодобывающей отрасли, питающихся с ПС 220 кВ Парабель, становится затруднительным. Для снятия сетевых ограничений необходимо
строительство ВЛ 500 кВ Томская – Парабель с ПС 500/220 кВ Парабель с включением участка ВЛ Томская – Володино на напряжение 220 кВ (первый пусковой
комплекс).
Рисунок 4.8.3. Схема сечения Томск-Левобережье
4.8.4. ПС 220 кВ Советско-Соснинская.
В настоящее время на ПС 220 кВ Советско-Соснинская в работе находятся два
АТ 220/110/10 кВ и один АТ 220/110/6 кВ мощностью 63 МВА каждый. От данной
подстанции осуществляется электроснабжение нагрузок потребителей нефтегазодобывающего комплекса и г. Стрежевой.
При отключении одного из АТ в максимум нагрузок перегруз оставшихся в работе АТ составляет более 40%. При отключении 1 СШ 220 или 110 кВ перегруз
оставшегося в работе АТ составит более 200%. Вывод в ремонт АТ 220/110/6 кВ в
летний период также затруднен. Для обеспечения надежного электроснабжения
потребителей необходима замена автотрансформаторов 220/110/6 кВ 3х63 МВА на
автотрансформаторы 3х125 МВА.
2 СШ
1 СШ
АТ-3/
63
АТ-4/
63
АТ-5/
63
65
2 СШ
1 СШ
Т-1/
63
Т-2/
63
НПС
Рисунок 4.8.4. Принципиальная схема ПС 220 кВ Советско-Соснинская.
60
Замена автотрансформаторов предусмотрена в рамках титула «Реконструкция
ПС 220 кВ Советско-Соснинская (замена автотрансформаторов)». Для разгрузки существующих трансформаторов 110/35/6 кВ указанным проектом предусматривается питание шин 35 кВ от вновь устанавливаемых автотрансформаторов АТ-3, АТ-4,
питание шин 6 кВ остается от трансформаторов (резерв от АТ-5).
Рисунок 4.8.5. Принципиальная схема ПС 220 кВ Советско-Соснинская после реконструкции с заменой АТ мощностью 3*63 МВА на АТ мощностью 3*125 МВА.
65
4.8.5. ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская – Вахская.
В нормальном режиме загрузка одноцепной ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская –
Вахская (СВ-5) и двухцепной ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская – Вахская (СС-3 или
СС-4), находится в допустимых пределах.
При ремонте одной цепи ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская – Вахская (СС-3) и
аварийном отключении второй цепи ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская – Вахская
(СС-4) помимо недопустимого снижения напряжения на ПС 110 кВ Вахская, ВЛ
110 кВ Советско-Соснинская – Вахская (СВ-5) перегружается по току выше длительно-допустимого значения. Для ввода режима в допустимую область требуется
ограничение нагрузок.
61
65
Рисунок 4.8.6. Границы энергоузла «ПС 220 кВ Советско-Соснинская»
4.8.6. ПС 220 кВ Парабель.
Вывод в ремонт одной ВЛ 220 кВ Томская – Володино с отпайкой на ПС Орловка и аварийное отключение второй ВЛ 220 кВ Томская – Володино с отпайкой
на ПС Орловка приводит к тому, что напряжение на транзите 220 кВ Томская – Парабель достигает наибольшего рабочего напряжения.
62
ПС Володино
ТВ- 231
Т-218
ШР 3*33 МВАр
УШР
3*60 МВАр
на ТЭЦ - 3
ПС Асино
ПС Колпашево
ПС Мыльджино
ПС Игольская
ШР
3*60 МВАр
на ПС Восточная
на ПС
ЭС - 2 СХК
ПС ГПП-220
С-110
С-109
С-114
на ПС Раскино
С-113
ПС Лугинецкая
Т-210
ШР- 110 кВ
3*33 МВАр
С-40
С-104
С-103
ВР-237
ВР-227
УШР-22 0 кВ
3*60 МВАр
В Красноярскую
энергосистему
526
ПС Орловка
ПС Томская
ПС Парабель
ПС Вертикос
В Кузбасскую
энергосистему
ТВ- 221
ВЧ- 232
Т-204
ВЧ- 222
527
ПС Чажемто
ЧП- 233
ПВ-234
ПВ-224
ЧП- 223
Т-205
Т-203
ПС Каргасок
Т-213
ПС Завьялово
БСК
26 МВАр
ТГ-1-4
С-141
С-140
ТГ-1-3
УШР
25 МВАр
БСК
26 МВАр
ПС Крапивинская
ПС З. Моисеевская
С-97
С-98
на ПС Катыльгинская
ПС Двуреченская
БСК
32 МВАр
УШР
25МВАр
Рисунок 4.8.7. Схема размещения средств компенсации в южной части
Томской энергосистемы
65
Включение существующего ШР-110 кВ на ПС 220 кВ Парабель приводит к
снижению напряжения ниже минимально допустимого и нарушению устойчивости
работы нагрузок нефтегазодобывающего комплекса.
Существующие средства регулирования напряжения не обеспечивают плавного регулирования напряжения, так как величина необходимого управляющего
воздействия зависит от уровня нагрузок энергосистемы в момент аварийной ситуации.
При отключении одного автотрансформатора мощностью 63 МВА на ПС 220
кВ Парабель оставшиеся в работе автотрансформаторы загружены на 94%.
При погашении первой секции шин 110 кВ на ПС 220 кВ Парабель
оставшийся в работе автотрансформатор перегружается выше допустимых значений.
63
Рисунок 4.8.8. Принципиальная схема ПС 220 кВ Парабель.
Для обеспечения допустимой загрузки оставшегося в работе автотрансформатора требуется отключение нагрузки (ОН) на подстанциях транзита 110 кВ
Парабель - Двуреченская на 30 МВт действием АОПО автотрансформаторов ПС
220 кВ Парабель. Для реализации управляющих воздействий указанной АОПО
требуется установка УПАСК на ПС 220 кВ Парабель и на подстанциях транзита
110 кВ Парабель – Двуреченская. Для недопущения отключения нагрузки потребителей транзита 110 кВ Парабель – Двуреченская необходимо замена автотрансформаторов ПС 220 кВ Парабель мощностью 3*63 МВА на автотрансформаторы
мощностью 3*200 МВА.
65
Рисунок 4.8.9. Принципиальная схема ПС 220 кВ Парабель после реконструкции с
заменой АТ мощностью 3*63 МВА на АТ мощностью 2*200 МВА.
64
4.9. Перечень рекомендуемых к вводу электросетевых объектов напряжением
110 кВ и выше для ликвидации «узких мест»
4.9.1. Развитие электрических магистральных сетей 220 кВ и выше
на период 2015-2019 гг.
В период 2015-2019 гг. на территории Томской области рекомендуется осуществить ввод и реконструкцию целого ряда объектов магистральных электриче-
65
Выбор перечня рекомендуемых к вводу электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше продиктован необходимостью решения следующих задач:
 электроснабжение новых потребителей жилищно-коммунального сектора
и соцкультбыта г. Томска;
 ликвидация «узких мест» сетей 110 кВ и выше;
 строительство кабельных линий в центральной части города взамен физически изношенных ВЛ;
 реконструкция и техперевооружение подстанций, отработавших нормативный срок;
 повышение надежности электроснабжения потребителей.
Основные положения формирования перспективной схемы электрической
сети базируются на основных направлениях, принятых в Стратегии развития сети
ЕЭС России на 10 лет.
Схема электрической сети должна обеспечивать:
 надежное электроснабжение потребителей;
 повышение эффективности работы и развития энергосистемы;
Основные стратегические направления:
 реализация научно-технической политики и внедрение новых прогрессивных видов техники и технологий;
 формирование достаточно гибкой сети, обеспечивающей ее поэтапное
развитие, учитывающее рост нагрузки, развитие электростанций, изменение величины и направления перетоков мощности;
 оптимальное потокораспределение между линиями различного класса
напряжения;
 регулирование напряжения (реактивной мощности) в сетях в широких пределах.
Развитие, реконструкция, техническое перевооружение электрических сетей
необходимо проводить с учетом выше изложенных требований, и базироваться они
должны на применении новых электросетевых технологий и современного оборудования:
 более надежные и экономичные Т и АТ с АРПН, со сниженными показателями потерь холостого хода, элегазовые выключатели, разъединители с улучшенной
кинематикой и электродвигательными приводами, средства связи, релейной защиты
и противоаварийной автоматики на базе микропроцессорной и цифровой техники,
применение КРУЭ внутренней и наружной установки, АСУ ТП, позволяющее эксплуатировать ПС без постоянного обслуживающего персонала; применение
полимерной изоляции на ВЛ;
 строительство в городе, в основном, закрытых подстанций, в застроенной
части города внедрение кабельных линий, на магистральных и кольцевых линиях
применение провода сечением не менее 240 мм2.
65
ских сетей, что позволит ликвидировать «узкие места» в сети 220 кВ и выше
Томской энергосистемы и в целом повысить надежность работы магистральных
электрических сетей.
Перечень рекомендуемых к вводу и подлежащих реконструкции электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше энергосистемы Томской области приведен в таблице 4.9.1.
65
66
Таблица 4.9.1
Перечень рекомендуемых к вводу и подлежащих реконструкции электросетевых объектов 220 кВ и выше на территории Томской
области на период 2015–2019 гг.
№
п/п
Наименование
объекта, класс
напряжения
Строительство
ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС –
Советско-Соснинская
(с ПС 500/220 кВ
Советско –
Соснинская)
с выделением пускового комплекса –
включение ВЛ на
напряжение
220 кВ
1.
Предлагаемые
сроки
сооружения
объектов
Протяженность
/мощность,
км/МВА/
Мвар
2020 г.
с выделением пускового комплекса –
включение ВЛ на
напряжение 220 кВ
в 2017 г.
35 км /501 МВА
Обоснование необходимости строительства
1. Фактический переток в КС Урал – Томск может превысить максимально допустимые значения в следующих схемно-режимных
ситуациях:
- аварийное отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Чажемто – Парабель в летний и зимний периоды;
- наложение на ремонт одной из ВЛ 220 кВ Чажемто – Парабель
и аварийного отключения второй ВЛ 220 кВ Чажемто – Парабель в
летний период.
В указанных послеаварийных режимах действием АВР ВЛ 220 кВ
Парабель – Вертикос на ПС 220 кВ Парабель осуществляется перевод питания нагрузки потребителей ПС 220 кВ Парабель на питание
со стороны энергорайона «Север».. Величина перетока в КС Урал –
Томск в зимний период составит 339 МВт, что превышает величину
МДП в указанном сечении (265 МВт) и потребует ограничение
нагрузки 74 МВт.
2. Вывод в ремонт одной из ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС –
Советско-Соснинская и аварийное отключение второй может привести к погашению нагрузки потребителей ПС 220 кВ СоветскоСоснинская, ПС 220 кВ Чапаевка, ПС 220 кВ Каргасок, ПС 220 кВ
Вертикос, ПС 220 кВ Завьялово, ПС 220 кВ Раскино в объеме до 185
МВт – в летний период.
3. В аварийных ситуациях электроснабжение потребителей северной части Томской энергосистемы со стороны ПС 500 кВ Томская
невозможно в полном объеме по условию допустимой токовой
загрузки линий и подстанционного оборудования транзита 220 кВ
Томск – Нижневартовск и обеспечения статической устойчивости
67
нагрузок. При этом перенос точки раздела позволит запитать со стороны ОЭС Сибири только 100 МВт отключенной нагрузки.
4. Подключение новых потребителей в северной части Томской
энергосистемы без сетевого строительства невозможно.
2.
Строительство
2020 г.
ВЛ 500 кВ Томская –
с выделением:
Парабель (с ПС
- I пускового
500/220 кВ
комплекса – вклюПарабель) с выделе- чение ВЛ Томская –
нием пусковых
Володино на напрякомплексов – включежение 220 кВ в
ние ВЛ на напряжение
2017 г.;
220 кВ
- II пускового
комплекса – включение ВЛ ВолодиноПарабель на напряжение 220 кВ в
2018 г.
110 км - 1 пк
501 МВА+167
МВА
260 км - 2 пк
Строительство
ВЛ 500 кВ СоветскоСоснинская –
Парабель
3.
2020 г.
340 км
1. В КС Томск – Левобережье ток по ВЛ 110 кВ Зональная – Левобережная превышает длительно допустимые значения в следующих
схемно-режимных ситуациях:
- отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Томская – Володино с отпайкой на ПС Орловка в летний и зимний период;
- наложение на ремонт одной из ВЛ 220 кВ Томская – Володино с
отпайкой на ПС Орловка и аварийного отключения другой ВЛ 220
кВ Томская – Володино с отпайкой на ПС Орловка или секции 220
кВ ПС 500 кВ Томская в летний период.
2. Для недопущения перегрузки ВЛ 110 кВ Зональная – Левобережная требуется ограничение нагрузки 38 МВт.
3. Подключение новых и увеличение нагрузки существующих
потребителей становится затруднительным, в связи с увеличением
перетока в указанном сечении.
4. Возможность питания нагрузок нефтегазодобывающего
комплекса ПС 220 кВ Чапаевка, ПС 220 кВ Раскино, ПС 220 кВ Вертикос от ОЭС Сибири (перенос точки раздела транзита 220 кВ
Томск – Нижневартовск на ПС 220 кВ Чапаевка), что позволит снизить потребление Томской энергосистемы от дефицитной
Тюменской энергосистемы.
1. Пропускная способность транзита 220 кВ исчерпана, что является
причиной сдерживания развития существующих нефтегазовых
месторождений, а также освоения новых.
2. Параллельная работа южной и северной части Томской энергосистемы значительно повысит надежность электроснабжения ее
потребителей, особенно в ремонтных и послеаварийных схемах.
3. Строительство транзита 500 кВ Сибирь – Урал через Томскую
область и строительство Северской АЭС позволят обеспечить надежное электроснабжение нагрузок севера Томской области.
68
4.
5.
Комплексная реконструкция ПС 220
кВ Советско –
Соснинская с выполнением 1 пускового
комплекса (1 ПК) замена АТ мощностью
3х63 МВА на АТ мощностью 3х125 МВА
Комплексная реконструкция ПС 220
кВ
Восточная
1 ПК - 2014-2015
гг.;
полное развитие 2015-2024 гг.
2018 г.
1 ПК - 3х125
МВА;
полное развитие
- 2х63 МВА
1. Отключение одного из АТ приводит к перегрузу оставшихся в работе АТ более чем на 25%.
2. Отключение 1 СШ 220 или 110 кВ приводит к отключению двух
АТ и перегрузу оставшегося в работе АТ более чем на 200%.
3. Отключение одного из трансформаторов 110 кВ приводит к перегрузу оставшегося в работе трансформатора более чем на 20%.
4. Вывод в ремонт одного из АТ или Т может потребовать оперативных мер по ограничению потребителей г. Стрежевой и нефтегазодобывающего комплекса.
5. Надежность электроснабжения нагрузок города Стрежевой и
нефтегазодобывающего комплекса.
6. Моральный и физический износ оборудования подстанции. Оборудование ПС находится в эксплуатации более 35 лет (нормативный
срок службы оборудования в соответствии с заводскими инструкциями по эксплуатации предусмотрен не более 25-30 лет).
2х200 МВА +
2х63 МВА +
1х52 Мвар
1. Надежность электроснабжения нагрузок города Томска и социально значимых нагрузок.
2. Моральный и физический износ оборудования подстанции Оборудование ПС находится в эксплуатации более 39 лет (нормативный
срок службы оборудования в соответствии с заводскими инструкциями по эксплуатации предусмотрен не более 25-30 лет).
69
4.9.2. Развитие распределительных электрических сетей 110 кВ на период 2015-2019 гг.
Реконструкция действующих подстанций осуществляется в двух направлениях:
82
 первое – строительство новых подстанций закрытого типа в центральной
части города вместо существующих ПС, отработавших срок;
 второе – частичная замена оборудования, установка выключателей вместо
отделителей, замена выключателей, снятых с производства, реконструкция релейной защиты и пр.
Проведение реконструкции с заменой коммутационного оборудования,
устройств РЗА запланировано на следующих подстанциях:
ПС 110/35/10 кВ Октябрьская. Трансформаторы подстанции загружены на
50,7% в нормальном режиме, в аварийном (ремонтном) режиме на 102%. Учитывая
отсутствие ТУ на технологическое присоединение замена трансформаторов не
требуется.
ОРУ 110 кВ подстанции рекомендуется реконструировать в схему №110-4Н
(два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий).
ОРУ 35 кВ выполняется по схеме №35-9 (одна рабочая, секционированная выключателем, система шин) на 4 линейные ячейки, используемые для подключения действующих ВЛ 35 кВ. РУ 10 кВ одна секционированная система шин.
ПС 110/35/10 кВ Левобережная расположена в п. Тимирязево.
В настоящее время загрузка трансформаторов (2х25 МВА) в нормальном
режиме составляет 40%, в послеаварийном 80%. Учитывая отсутствие ТУ на технологическое присоединение, замена трансформаторов не требуется.
Схемы распределительных устройств 110-35-10 кВ не изменяются.
ПС 110/35/10 кВ Мельниково. На подстанции установлено шесть выключателей 110 кВ (ВМТ), снятых с производства. Трансформаторы, установленные на
подстанции, отработали нормативный срок (39-40 лет). Рекомендуется реконструкция подстанции с заменой силового и коммутационного оборудования. На
подстанции рекомендуется иметь два трансформатора мощностью 16 МВА каждый.
ОРУ 110 кВ подстанции рекомендуется реконструировать в схему – секционированная система шин с установкой элегазовых выключателей. ОРУ 35 – по
схеме 35-9 (одна секционированная система шин), РУ-10 кВ одна секционированная система шин.
ПС 110/35/10 кВ Малиновка. Трансформаторы, установленные на подстанции, отработали нормативный срок (50-51 год). Рекомендуется реконструкция
подстанции с заменой силового и коммутационного оборудования. На подстанции
рекомендуется установить два трансформатора мощность 16 МВА каждый.
ОРУ 110 кВ подстанции рекомендуется реконструировать в схему - одна
секционированная система шин с элегазовыми выключателями, ОРУ 35 кВ по
схеме 35-9, РУ 10 кВ одна секционированная система шин.
ПС 110/10 кВ Каштак предназначена для электроснабжения потребителей
микрорайона «Каштак». На подстанции установлены два трансформатора
110/35/10 кВ мощностью 40 МВА и 40,5 МВА. Трансформаторы подстанции
загружены в аварийном (ремонтном) режиме на 70,5%.
К сети энергосистемы ПС подключается отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ
ПС Восточная – ПС Каштак – ПС Западная – ПС ДОК. Подстанция выполнена без
70
82
сооружения ОРУ 35 кВ. Необходима реконструкция подстанции с заменой коммутационного оборудования.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме № 110-5АН – мостик с выключателями в
цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов к
сетям энергосистемы подключается врезкой в одну цепь ВЛ 110 кВ ПС Восточная –
ПС Каштак – ПС Западная. РУ 10 кВ – две секционированные системы шин.
ПС 110/10 кВ Молчаново (с) предназначена для электроснабжения посёлка
и сельскохозяйственных потребителей. Рекомендуется реконструкция подстанции с
заменой отслужившего нормативный срок трансформатора и установкой второго.
ОРУ 110 кВ рекомендуется выполнить по схеме № 110-5АН (мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны
трансформаторов).
ПС 110/35/10 кВ Бройлерная предназначена для электроснабжения
сельскохозяйственных комплексов и потребителей сельского хозяйства, расположенных в пригородном районе г. Томска. Рекомендуется реконструкция с заменой
коммутационного оборудования.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме одна секционированная система шин на четыре линейные ячейки с установкой элегазовых выключателей
ОРУ 35 кВ – по схеме 35-9 одна секционированная система шин, РУ 10 –
одна секционированная система шин.
В соответствии с нормами технологического проектирования подстанций
(СТО 56947007-29.240.10.028-2009) отделители, установленные на подстанциях,
должны быть заменены на выключатели:
ПС 110 кВ – Коммунальная, Бакчар, Гусево, Вороново, Высокий Яр, Кандинка, Каргала, Кривошеино, Молчановская НПС, Плотниково, Поротниково,
Семилужки, Тунгусово, Чилино.
На ПС 110/35/10 кВ Турунтаево и ПС 110/35/10 кВ Тунгусово установлены
трансформаторы, находящиеся в эксплуатации 53 и 50 лет соответственно,
подлежат замене.
ПС 110/35/10 кВ Зырянская - на подстанции на стороне 110 кВ в цепях
трансформаторов установлены отделители, рекомендуется выполнить реконструкцию подстанции с заменой силового и коммутационного оборудования.
ОРУ 110 кВ подстанции выполнить по схеме № 110-4Н (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий). ОРУ 35 кВ выполнить по схеме 35-9 (одна секционированная система шин). РУ 10 кВ одна секционированная система шин.
ПС 110/35/10 кВ Комсомольская на подстанции установлен один трансформатор, находящийся в эксплуатации 48 лет. Подстанция подлежит реконструкции.
В соответствии с намечаемым развитием на подстанции рекомендуется
установить два трансформатора мощностью 6,3 МВА каждый.
ОРУ 110 кВ подстанции выполнить по схеме № 110-5Н. ОРУ 35 кВ выполнить по схеме 35-9 (одна секционированная система шин). РУ 10 кВ одна секционированная система шин.
ПС 110/35/10 кВ Первомайская - на подстанции на напряжении 110 кВ
установлены отделители, на напряжении 35 кВ установлены выключатели, которые
71
82
сняты с производства. Трансформаторы также выработали свой ресурс. Рекомендуется выполнить реконструкцию подстанции с заменой устаревшего оборудования.
ОРУ 110 кВ подстанции выполнить по схеме № 110-4Н (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий). ОРУ 35 кВ выполнить по схеме 35-9 (одна секционированная система шин). РУ 10 кВ одна секционированная система шин.
ПС 110/10 кВ Сайга предназначена для электроснабжения потребителей
посёлка, лесопромышленного хозяйства, железной дороги. На подстанции установлены два трансформатора мощностью 2,5 МВА каждый, один без РПН, в цепях
трансформаторов установлены отделители. Рекомендуется реконструкция подстанции с заменой силового, коммутационного оборудования и изменением схемы
ОРУ 110 кВ. На подстанции установить два трансформатора мощностью 2,5 МВА
каждый.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме № 110-5АН (мостик с выключателями в
цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов).
РУ 10 кВ – одна секционированная система шин
ПС 110/35/10 кВ Асино предназначена для электроснабжения потребителей
г. Асино, близлежащих деревень и сельского хозяйства. Рекомендуется реконструкция подстанции с заменой силового и коммутационного оборудования. На
подстанции установить два трансформатора мощностью 40 МВА каждый.
ОРУ 110 кВ выполняется по схеме одна секционированная система шин с
установкой элегазовых выключателей. ОРУ 35 кВ и РУ 10 кВ подстанции выполнено по схеме - одна секционированная система шин.
ПС 110/10 кВ Белый Яр предназначена для электроснабжения потребителей
посёлков, лесного хозяйства.
На подстанции установлены два трансформатора мощностью 10 МВА каждый, один без РПН. В цепях трансформаторов установлены отделители. Рекомендуется реконструкция подстанции с заменой силового и коммутационного оборудования. На подстанции заменить один трансформатор мощностью 10 МВА на трансформатор такой же мощности.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме – одна секционированная система шин с
элегазовыми выключателями. РУ 10 кВ – одна секционированная система шин.
ПС 110/10 кВ Чердаты предназначена для электроснабжения потребителей
посёлков (Чердаты, Кучуково, Черный Яр, Иловка, Прушинское) и сельского хозяйства. На подстанции установлено четыре трансформатора: два трансформатора
110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый и два трансформатора 110/35 кВ мощностью 1,8 МВА каждый. ОРУ 110 кВ выполнено по схеме №110-13 (две рабочие и
обходная системы шин). Рекомендуется реконструкция подстанции с заменой силового, коммутационного оборудования и изменением схемы ОРУ 110 кВ. На подстанции устанавливаются два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА
каждый, трансформаторы 10/35 кВ подлежат демонтажу.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме – одна секционированная система шин с
элегазовыми выключателями. ОРУ 35 кВ оставить по схеме мостика, так как новых
потребителей в рассматриваемый период не появляется. РУ 10 кВ – одна секционированная система шин.
ПС 110/10 кВ Ново-Николаевская предназначена для электроснабжения
потребителей посёлков (Н.Николаевка, Минаевка, Митрофановка, Караколь и др.) и
72
82
сельского хозяйства. На подстанции установлены два трансформатора мощностью
6,3 МВА каждый, загружены в нормальном режиме на 6%, в аварийном 12%. ОРУ
110 кВ выполнено по схеме №110-13 (две рабочие и обходная системы шин).
Рекомендуется установить на подстанции два трансформатора мощностью
2,5 МВА каждый (уточнить проектом).
Подключение подстанции к сетям энергосистемы сохранить по существующей схеме.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме – одна секционированная система шин с
элегазовыми выключателями. ОРУ 35 кВ по схеме №35-9 одна секционированная
система шин. РУ 10 кВ – одна секционированная система шин.
ПС 110/10 кВ Тегульдет предназначена для электроснабжения потребителей
посёлков (Тегульдет, Байгалы, Покровский Яр и др.) и сельского хозяйства. На подстанции установлены два трансформатора мощностью 10 МВА каждый, загружены
в нормальном режиме на 6%, в аварийном 12%.
Рекомендуется осуществить на подстанции замену трансформаторов на
трансформаторы меньшей мощности.
В период 2015-2019 гг. необходимо выполнить техпереворужение следующих
подстанций:
 замена отделителей 110 кВ на выключатели на подстанциях Белый Яр, Н.
Николаевка, Тегульдет, Чердаты, Улу-Юл, Ягодное;
 замена выключателей, снятых с производства, на подстанциях Белый Яр,
Батурино, Н. Николаевка;
 замена трансформатора мощностью 2,5 МВА (срок эксплуатации 46 лет)
на подстанции 110/10 кВ Батурино на трансформатор такой же мощности.
ПС 110/35/10 кВ Стрежевская подключена отпайкой к транзитным линиям
ПС Советско-Соснинская – ПС Вахская (двухцепная и одноцепная ВЛ 110 кВ).
Двухцепная ВЛ, выполненная проводом АЖ-120, находится в эксплуатации 41 год,
одноцепная ВЛ 110 кВ, выполненная проводом АС 150 - 24 года, протяжённость
обеих ВЛ по трассе 106 км. Обе линии электропередачи проходят в труднодоступных, болотистых местах. В настоящее время загрузка одноцепной ВЛ 110 кВ
составляет 33,3% от длительно-допустимого тока для провода марки АС-150, при
отключении двухцепной ВЛ 110 кВ одноцепная линия перегружается по току. При
этом уровни напряжений на ПС Вахская и ПС Григорьевская становятся ниже допустимых значений, необходимо ограничение нагрузок примерно на 20 МВт.
Для обеспечения надёжного электроснабжения г. Стрежевого и нефтедобывающих месторождений, а также разгрузки существующих ВЛ 110 кВ рекомендуется строительство одноцепной ВЛ 110 кВ ПС Советско-Соснинская – ПС Стрежевская с расширением ОРУ 110 кВ ПС 220/110 кВ Советско-Соснинская на одну линейную ячейку. Протяжённость рекомендуемой ВЛ - 29 км, провод сечением АС
150.
На подстанции рекомендуется установить два трансформатора мощностью
40 МВА каждый.
ОРУ 110 кВ выполняется по схеме № 110-5Н (мостик с выключателями в
цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий) с элегазовыми выключателями, ОРУ 35 кВ по схеме №35-9 (одна секционированная выключателем система шин), РУ 10 кВ по схеме одна секционированная система шин.
73
82
ПС 110/35/6 кВ Вахская. По сроку эксплуатации необходима замена трансформатора Т3 мощностью 25 МВА на трансформатор такой же мощности. В настоящее время, в связи с ростом электрических нагрузок в районе размещения подстанции, действующая схема не обеспечивает надёжное и качественное электроснабжение потребителей.
Для обеспечения допустимых уровней напряжений и перетоков мощности по
ВЛ ПС Советско-Соснинская - ПС Вахская в послеаварийных режимах в районе необходимо выполнить следующее строительство:
 одноцепной ВЛ 110 кВ ПС Советско-Соснинская – ПС Стрежевская протяжённостью примерно 29 км для обеспечения потребителей г. Стрежевого, расположенного в крайне тяжёлых климатических условиях;
 реконструкцию ОРУ 110 кВ;
 установка компенсирующего устройства (КУ) на ПС Вахская.
ПС 110/35/10 кВ Останинская. В соответствии с намечаемым развитием
района: освоение Урманского и Арчинского месторождений нефти на подстанции
рекомендуется реконструкция ОРУ 110 кВ.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме - одна секционированная система шин с
элегазовыми выключателями.
ПС 110/10 кВ Раздольное. На подстанции установлены трансформаторы
мощностью 25 МВА. Загрузка установленных трансформаторов в нормальном
режиме работы 8%, в аварийном 16%, предлагается замена на трансформаторы
мощностью 10 МВА каждый, загрузка трансформаторов составит 20% и 40% соответственно.
На ОРУ 110 кВ установлены выключатели снятые с производства, необходима замена.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме - одна секционированная система шин с
элегазовыми выключателями.
ПС 110/35/10 кВ Малореченская. На подстанции установлены трансформаторы мощностью 25 МВА (38 лет) и 16 МВА (27 лет) оба подлежат замене:
25 МВА по нормативному сроку, 16 МВА по пропускной способности.
ПС 110/10 кВ Чажемто (с). На подстанции установлен один трансформатор
мощностью 6,3 МВА, находится в эксплуатации 39 лет. Подстанция подключена по
тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ к шинам 110 кВ ПС 220/110 кВ Чажемто. При реконструкции на подстанции рекомендуется установить два трансформатора мощностью 6,3 МВА.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме №110-4Н (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий). РУ 10 кВ одна секционированная
система шин.
ПС 110/10 кВ Новоильинская. Реконструкция подстанции рекомендуется
для обеспечения более надёжного электроснабжения потребителей правого берега
р. Обь. Исполнение ОРУ 110 кВ подстанции Н.Ильинка по схеме «мостик» позволяет секционировать ВЛ 110 кВ Чажемто – Колпашево в аварийных ситуациях. На
подстанции установлен один трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА,
ОРУ 35 кВ отсутствует. Предлагается реконструкция подстанции с установкой второго трансформатора мощностью 2,5 МВА (в соответствии с электрической нагрузкой ПС).
74
ОРУ 110 кВ подстанции выполняется по схеме № 110-5АН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов). РУ 10 кВ – одна секционированная система шин.
В период 2015-2019 гг. необходимо выполнить техпереворужение следующих
подстанций:
 замена отделителя 110 кВ на выключатель на подстанции Чажемто (с).
 замена выключателей, снятых с производства, на подстанциях: Вахская,
Колпашево, Коломинские Гривы, Лугинецкая, Малореченская, Останинская, УстьБакчар, Тогур.
 замена трансформатора на ПС 35/10 кВ Тогур мощностью 10 МВА, находящегося в эксплуатации 35 лет, на ПС 110/10 кВ Подгорное мощностью 6,3 МВА,
находящегося в эксплуатации 43 года.
До 2019 года большой объем сетевого строительства связан с реконструкцией электросетевых объектов, отработавших нормативный срок.
Реконструкция (техперевооружение), выполняемая в настоящее время в распределительных сетях, в основном заключается в обновлении системы учёта электроэнергии, замене фарфоровой изоляции на подстанциях, модернизации средств
связи и телемеханики и на некоторых ПС модернизации релейной защиты.
На подстанциях 110 кВ Александровская, Ломовая, Первомайская, Типсино
осуществить замену выключателей.
4.10. Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 220 кВ
и выше, а также 110 кВ и ниже на период 2015–2019 гг.
Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 220 кВ и
выше, принадлежащих филиалу ОАО «ФСК ЕЭС» Томское ПМЭС, приведены в
приложении 1 таблица П.1.11.
Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 35-110 кВ
принадлежащих ОАО «ТРК», приведены в приложении 1 таблица П.1.12.
4.11. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в
топливе
Виды топлива
Расход топлива на энергоисточниках:
природный газ
уголь:
мазут
нефть, конденсат, дизтопливо
дрова и прочие
2010 г.
факт
2011 г.
факт
3831044
2062773
1512009
89205
122512
44545
3633238
1878367
1498339
89175
122512
44845
2018 г.
прогноз
3820029
2193343
1382300
80082
117304
47000
82
Из существующих источников теплоснабжения на территории Томской
области основную часть составили источники, работающие на твердом топливе и
природном газе. Источники, работающие на жидком топливе - 5,5%.
Общая потребность Томской области в топливных ресурсах с учетом топлива,
потребляемого населением, приведена в таблице 4.11.1.
Таблица 4.11.1
Общая потребность в топливе
75
2010 г.
факт
2011 г.
факт
1380375
788660
506867
281793
475199
475199
116516
116441
75
1432195
1170431
1193264
628403
338280
290123
454911
454911
109950
109905
45
1416195
1150431
1334311
758576
465891
292685
435320
435320
140415
140302
113
1337355
1031388
уголь
мазут
газ
1115421
55010
261764
19564
0
21860,55
801708
1095421
55010
265764
19564
0
21860,55
802908
982913
48475
305967
19564
91437,5
21860,55
810937
газ
уголь
мазут
нефть, конденсат, дизтопливо
дрова и прочие
505300
114795
34120
102948
44545
508300
112795
34120
102948
44845
528000
106702
31494
97740
47000
Виды топлива
Томский филиал ОАО «ТГК-11»:
Томская ГРЭС-2:
газ, включая мазут
уголь
Томская ТЭЦ-3:
газ, включая мазут
Томская ТЭЦ-1:
газ
мазут
ОАО «СХК»:
ТЭЦ
Каргасокская и Мыльджинская ГДЭС
ГТУ ТЭЦ в Томске
ГТУ ТЭЦ в Томском районе
Котельные различных ведомств:
2018 г.
прогноз
4.12. Разработка предложений по модернизации системы централизованного
теплоснабжения муниципальных образований Томской области
82
Ситуация по схемам теплоснабжения в настоящее время складывается следующим образом
ЗАТО Северск:
Схема теплоснабжения разработана и утверждена постановлением Администрации ЗАТО Северск от 14.02.2013 № 403 «Об утверждении схемы теплоснабжения ЗАТО Северск на 2013 год и на перспективу до 2035 года».
В связи с перспективными планами выбывающей тепловой мощности ТЭЦ
ОАО «СХК» и строительством городской котельной возникла необходимость актуализации схемы теплоснабжения г. Северска, кроме того, актуализация схемы обусловлена необходимостью перевода системы теплоснабжения на закрытый контур.
В настоящий момент теплопотребление г. Северск от ТЭЦ ОАО «СХК» характеризуется значительной неэффективностью. Так при температуре наружного воздуха -250С и менее температура обратной сетевой воды, поступающей из городских
теплосетей, превышает 1000С. Такой режим потребления тепловой энергии диктует
неэффективную загрузку генерирующей мощности - теплоэнергия отпускается через РОУ. Расчеты показали, что расход топлива в годовом исчислении превышает
расход топлива в более эффективном режиме (со сниженным объемом отпуска сетевой воды от ТЭЦ) на 21 тыс. т.у.т. Таким образом, с целью снижения тарифной
76
нагрузки на население, необходимо провести актуализацию электронной модели
схемы теплоснабжения г. Северск, на основании модели провести расчеты мероприятий по приведению фактического температурного графика теплосети к
расчётному.
г. Томск:
Проект схемы теплоснабжения города Томска до 2030 года с протоколом публичных слушаний направлен 03.12.2013 в Минэнерго РФ. В настоящее время
проект находится на рассмотрении.
При разработке схемы теплоснабжения города Томска утверждены следующие
направления реализации технической политики развития систем теплоснабжения
города.
1. Развитие основного оборудования ТФ ОАО «ТГК-11» устанавливается в соответствие со следующими направлениями:
ТЭЦ-1:
Строительство водогрейного котла КВГМ-150 (120 Гкал/час);
ГРЭС-2:
Для турбоагрегатов (ст. №№ 5-7) – в период 2015-2020 гг. работа в статусе вынужденного поставщика на КОМ, в дальнейшем поэтапный вывод из эксплуатации
низкоэффективного генерирующего оборудования (турбоагрегаты ст. №№ 5, 6, 7 и
котлоагрегаты ст. №№ 6, 7, 8, 9).
ТЭЦ-3:
Рассматривается варианты по строительству турбоагрегата Т-60-130.
В иных муниципальных образованиях Томской области работа по разработке и
утверждению схем теплоснабжения ведется органами местного самоуправления.
82
77
Выводы
Энергосистема Томской области включает в себя южный и северный энергетический районы. В южном энергетическом районе сосредоточена основная генерация и сконцентрирована большая часть нагрузки Томской энергосистемы. Питание
южного энергетического района осуществляется от ОЭС Сибири по двум ВЛ 500
кВ, двум ВЛ 220 кВ и одной ВЛ 110 кВ (сечение Красноярск – Кузбасс – Томск).
Северный энергетический район испытывает дефицит генерирующих мощностей и
получает электрическую энергию для покрытия нагрузки потребителей по транзиту
220 кВ Нижневартовская ГРЭС – Парабель от ОЭС Урала.
Основные электросетевые объекты Томской энергосистемы принадлежат филиалу ОАО «ФСК ЕЭС» Томское ПМЭС и ОАО «ТРК».
Основной источник энергоснабжения – Томская ГРЭС-2 – электрической
установленной мощностью 331 МВт. Объектами крупной генерации также являются Томская ТЭЦ-3 – установленной мощностью 140 МВт и ТЭЦ СХК – установленной мощностью 549 МВт. Остальные энергетические мощности энергосистемы
Томской области представлены объектами малой генерации – ГТЭС, ГТУ.
Потребители южного энергетического района энергосистемы Томской области
представлены нагрузкой промышленного, сельскохозяйственного, коммунального,
транспортного, строительного секторов и др. Потребители северного энергетического района представлены в основном нагрузкой нефтегазового комплекса и
коммунального сектора.
Магистральные электрические сети. Новое строительство
Таблица 1.
№
п.п
.
1
2
Наименование объекта
Строительство ВЛ 500 кВ Нижневартовская
ГРЭС – Советско-Соснинская с
ПС 500/220 кВ Советско-Соснинская*
Строительство ВЛ 500 кВ Томская – Парабель с
Сроки
сооружения, год
**
2020
Ввод,
км, МВА,
Мвар
35 км
2020
501+167
МВА
370 км
82
Электросетевой комплекс
1. Балансы мощности и электроэнергии на период 2015-2019 гг. сформированы в соответствии с намеченной нагрузкой потребителей и прогнозируемым сбалансированным составом вводов генерирующих мощностей на электростанциях
энергосистемы Томской области на рассматриваемый период.
Ежегодный прогнозируемый рост потребления в период с 2015 по 2019 гг. не
превышает 0,5%.
2. Предложения по развитию электрических сетей, приведенные в настоящей
«Схеме и программе развития электроэнергетики Томской области на период 2015
– 2019 гг.», касаются устранения «узких мест» энергосистемы, приведенных в
пункте 4.8.
2.1. Основные мероприятия по развитию магистральных электрических
сетей, необходимые для ликвидации «узких мест» энергосистемы Томской области,
приведены в Таблицах 1, 2:
78
№
п.п
.
Сроки
сооружения, год
**
Наименование объекта
Ввод,
км, МВА,
Мвар
ПС 500 кВ Парабель*
501+167
МВА
360 Мвар
3
4
Строительство ВЛ 500 кВ Советско-Соснинская
–
Парабель*
Строительство ВЛ 220 кВ Томская – Асино*
2020
340 км
2019
67 км
Магистральные электрические сети. Реконструкция и техперевооружение
Таблица 2.
№
п.п
.
1
Наименование объекта
Сроки
реконструкции, год
***
2011-2015 гг.
Ввод,
км, МВА, Мвар
Реконструкция ПС 220 кВ Советско –
3х125 МВА
Соснинская (замена существующих АТ 3х63
МВА на АТ мощностью 3х125 МВА)*
Примечания:
* - мероприятия определены в соответствии с Соглашением о сотрудничестве по
вопросам развития Единой национальной электрической сети между ОАО «ФСК ЕЭС» и
Администрацией Томской области.
** - сроки соответствуют проекту Схемы и программы развития ЕЭС 2014-2020 гг.
*** - сроки соответствуют инвестиционной программе ОАО «ФСК ЕЭС» на период
2013-2017 гг.
82
2.2. Весь объем реконструкции распределительных сетей энергосистемы
Томской области продиктован необходимостью замены электросетевого оборудования, полностью отработавшего свой ресурс, и оборудования, срок службы которого подходит к предельному. В энергосистеме Томской области доля таких объектов составляет более 70%.
До 2019 года большой объем сетевого строительства связан с реконструкцией и техперевооружением электросетевых объектов, отработавших нормативный
срок.
Реконструкция (техперевооружение), выполняемая в настоящее время в распределительных сетях, в основном заключается в обновлении системы учёта электроэнергии, замене фарфоровой изоляции на подстанциях, модернизации средств
связи и телемеханики и модернизации релейной защиты на некоторых ПС.
В объемах реконструкции, приведенных в инвестиционных программах сетевых компаний, практически не учитывается замена силового и коммутационного
оборудования.
Настоящей «Схемой и программой развития электроэнергетики
Томской области на период 2015 – 2019 гг.» рекомендовано выполнить: реконструкцию 24 подстанций 110 кВ, а также даны рекомендации по развитию
электрической сети напряжением 110 кВ и выше (глава 4.7) и по техперевооружению энергетических объектов распределительной сети 110 кВ (пункт
4.9.2).
79
Теплосетевой комплекс
82
3. Основными источниками централизованного теплоснабжения на территории Томской области являются:
г. Томск: Томская ГРЭС-2, Томская ТЭЦ-3 и Томская ТЭЦ-1;
г. Северск: ТЭЦ ОАО «СХК»;
г. Стрежевой: котельные №№ 3, 4.
Кроме того, в теплоснабжении муниципальных образований Томской
области участвуют более 500 источников суммарной мощностью 3993 Гкал/ч.
Основную часть составляют источники, мощность которых не превышает 3 Гкал/ч.
Анализ балансов располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на ближайшую перспективу показал, что к 2020 году на источники с
комбинированной выработкой тепловой и электрической мощности будет приходиться 88,1% всей расчетной тепловой нагрузки, 11,9% будет приходиться на котельные. Суммарный резерв располагаемой тепловой мощности составит 346,05
Гкал/час, причем на источниках с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергией в объеме 19,08 Гкал/час (5,5% от общего резерва тепловой
мощности источников г. Томска).
Особенностью системы централизованного теплоснабжения г. Томска, созданной на базе крупных теплоисточников, является то, что технологическая основа системы теплоснабжения не позволяет разделить ее на самостоятельные, действующие изолированно друг от друга системы.
Ряд периферийных районов г. Томска являются дефицитными. Присоединение этих районов к централизованной системе теплоснабжения весьма проблематично из-за сложных гидравлических режимов в магистралях, прокладываемых в
условиях значительных перепадов отметок территории города и высоких уровней
грунтовых вод.
Учитывая реалии развития города, целесообразно строительство автономных
источников теплоснабжения. Окончательное место размещения и мощность теплоисточников может определиться только после утверждения Схемы теплоснабжения
г. Томска, а также смогут комплексно решиться вопросы, связанные с реконструкцией и строительством новых сетей.
Для вывода энергетического хозяйства Томской области из предкризисного
состояния необходимо:
 обновление основных производственных фондов в электроэнергетике и в
системах теплоснабжения, в т.ч. реконструкция оборудования электростанций (с
заменой базовых узлов);
 решение проблемы резервного и вспомогательного топлива в отопительный период из-за слишком высокой степени сезонной неравномерности потребления газа (доминирующего вида потребляемых топливно-энергетических ресурсов в
Томской области);
 комплексное решение вопросов энергосбережения.
80
Список принятых сокращений
ВЛ – воздушная линия электропередачи
ГКМ – газоконденсатное месторождение
ГРЭС – государственная районная электростанция
ГТУ – газотурбинная установка
ДЭС – дизельная электростанция
КЗ – короткое замыкание
ОАО – открытое акционерное общество
ОРУ – открытое распределительное устройство
ОЭС – объединенная энергетическая система
ПС – подстанция
ТЭС – теплоэлектростанция
ТЭЦ – теплоэлектроцентраль
ФСК ЕЭС – Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы
82
81
Перечень нормативной и ссылочной документации
1. Правила устройства электроустановок, 7-е издание.
2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской
Федерации, утв. Приказом Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. № 229.
3. Основные требования ОАО «ФСК ЕЭС» к проектным организациям, утв. Первым заместителем Председателя Правления Чистяковым А.Н. 21 марта 2006 г.
4. Общие технические требования к подстанциям 35-750 кВ нового поколения,
утв. заместителем Председателя Правления ОАО «ФСК ЕЭС» Васильевым В.А.
08.01.2004 г.
5. СТО 56947007-29.240.10.028-2009. Нормы технологического проектирования
подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. Утверждены
приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 13.04.2009 № 136.
6. Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утв.
Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 г. № 281.
7. Методические указания по устойчивости энергосистем, утв. приказом
Минэнерго России от 30.06.2003 г. № 277.
8. СТО 56947007-29.240.55.016-2008. Нормы технологического проектирования
воздушных линий электропередач напряжением 35-750 кВ». Утверждены приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 24.10.2008 г. № 460.
9. СТО 56947007-29.240.30.010-2008. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. Утверждены приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 20.12.2007 г. № 441.
10. Порядок расчета значений соотношения потребления активной и реактивной
мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для
определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче
электрической энергии (договоры энергоснабжения). Утвержден приказом Минпромэнерго России от 22.02.07 № 49.
82
82
Таблица регистрации изменений
Изм.
Таблица регистрации изменений
Номера листов (страниц)
Всего
листов
измезамеаннулиновых
(страниц)
ненных
ненных
рованных
в док.
Номер
док.
Подп.
Дата
82
83
Приложение 1. Протяженность ВЛ и трансформаторная мощность подстанций электрических сетей.
Вводы мощности и потребность в инвестициях в сетевые объекты на период 2015 – 2019 гг.
Таблица П.1.1
Протяженность ВЛ по классам напряжения на конец отчетного периода (Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Томское ПМЭС)
№
п/п
Наименование ВЛ
1
2
1
1.1
1.2
2.
2.1
2.2
Протяженность ВЛ 500 кВ – всего, в т.ч.:
ВЛ 500 кВ Итатская – Томская
(№ 526)
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская – Томская
(№ 527)
Протяженность ВЛ 220 кВ всего, в т.ч.:
ВЛ 220 кВ Томская – Восточная
(Т-203/204)
ВЛ 220 кВ Томская – СХК
(Т-205(Т-214))
2.3
ВЛ 220 кВ Томская – ТЭЦ-3
(Т-210)
ВЛ
2.4
2.5
ВЛ 220 кВ ТЭЦ-3 – ГПП-220
(Т-211-212)
ВЛ 220 кВ Томская – ГПП-2
(Т-213)
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская – Восточная – Зональная
(АТ-215/АТ-216)
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская – Восточная – Зональная
(АТ-216/Т-208)
2.8
Заходы на ПС Зональную ВЛ-220 кВ (АТ-215/Т-208)
2.9
ВЛ 220 кВ Томская – Асино
2.10
ВЛ 220 кВ Володино – Мельниково
2.11
ВЛ 220 кВ Томская – Володино (с отпайкой )
(ТВ 221/ТВ231)
2.6
2.7
Год ввода
Участок ВЛ/ВЛ
3
(Т-218)
(Т-219/Т-220)
4
Протяженность, км
Число
цепей
По трассе
По цепям
5
6
7
91,18
45,64
45,54
2058,6
56,70
22,10
28,40
8,90
3,60
23,00
1986
1980
1
1
ВЛ
ВЛ
1975
1980
1976
1987
1986
1979
2
1
2
1
2
1
91,18
45,64
45,54
1085,37
28,35
22,10
14,20
8,90
1,80
23,00
Участок ВЛ/ВЛ
1961
2
33,20
66,40
Участок ВЛ/ВЛ
1961
2
10,77
21,54
Участок ВЛ/ВЛ
1990
2
4,95
9,90
ВЛ
1975
1
58,10
58,10
ВЛ
1989
2
8,80
17,60
ВЛ
1990
2
68,70
137,40
Участок ВЛ/ВЛ
1987
2
15,90
31,80
Участок ВЛ/ВЛ
Участок ВЛ/ВЛ
1975
1975
2
2
92,97
2,13
185,90
4,26
Участок ВЛ
2
1
Участок ВЛ
21
1
2
ВЛ
Участок ВЛ
84
2.12
ВЛ 220 кВ отпайка на ПС Орловка (ТВ-221/ТВ-231)
2.13
ВЛ 220 кВ Володино – Чажемто
2.14
2.15
2.16
Участок ВЛ/ВЛ
1979
2
2,30
4,60
(ВЧ-222/ВЧ-232)
ВЛ
1972
2
146,20
292,40
ВЛ 220 кВ Чажемто – Парабель
(ЧП-223/ЧП-233)
ВЛ 220 кВ Парабель – Вертикос с отпайками на ПС
Каргасок и на ПС Завъялово
(ПВ-224/ПВ-234)
ВЛ
1972
2
123,30
246,6
ВЛ
1979
2
142,01
284,02
ВЛ 220 кВ Отпайка на ПС Каргасок (ПВ-224/ПВ-234)
Участок ВЛ
1978
2
4,70
9,40
Участок ВЛ
1980
2
0,69
1,38
ВЛ
1979
2
45,70
91,40
1979
2
88,00
176,00
2
115,71
231,42
2
1,29
2,58
2
21,60
43,20
2.18
ВЛ 220 кВ Отпайка на ПС Завъялово
(ПВ-224/ПВ-234)
ВЛ 220 кВ Вертикос – Раскино
(ВР-227/ВР-237)
2.19
ВЛ 220 кВ Раскино – Чапаевка
(РЧ-225/РЧ-235)
ВЛ
2.20
ВЛ 220 кВ Чапаевка – Советско-Соснинская
(ЧС-226/ЧС-236)
ВЛ
2.21
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС –
Советско-Соснинская
(НСС-1/НСС-2)
2.17
Участок ВЛ
Участок ВЛ
1981
1971
85
Таблица П.1.2
Трансформаторная мощность подстанций по классам напряжения на конец отчетного периода (Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» Томское ПМЭС)
№
п/п
1
1.1
2
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
2.10
2.11
2.12
2.13
2.14
2.15
Наименование подстанции
Год постройки /
реконструкции
Напряжение, кВ
Трансформаторная мощность ПС 500 кВ всего, в т.ч.:
ПС Томская-500
1972 / 2004
500/220/10
Мощность ПС,
МВА
1002
1002
Трансформаторная мощность ПС 220 кВ всего, в т.ч.:
2914
ПС Восточная
ПС Зональная
ПС ГПП-220
ПС Орловка - 220
ПС Мельниково 220
ПС Володино - 220
ПС Асино - 220
ПС Чажемто
ПС Парабель
ПС Каргасок
ПС Завьялово
ПС Вертикос
ПС Раскино
ПС Чапаевка
ПС Сов. Соснинская
1963 / 2012
1992 /2012
1988 /
1979 /
220/110/35/10
220/110/10
220/110/10
220/35/10
589
400
250
50
1990 /
220/110/10
126
1975 /
1989 /
1981 /
1972 /
1982 /
1983 /
1983 /
1976 /
1974 /
1972 /
220/110/10
220/110/10
220/110/10
220/110/10
220/10
220/10
220/10
220/10
220/110/10
220/110/35/6,3
126
250
126
189
50
64
126
64
189
315
85
86
Таблица П.1.3
Протяженность ВЛ по классам напряжения на конец отчетного периода (ОАО «ТРК»)
№
п/п
Дисп.
наимен.
1 С-1/2
2 С-3/4
3 С-5/6
4
5 С-7
6
7 С-7Б
8 С-7М
9
10
11
12
Т-2
Т-4
Т-4А
С-8
13 С-9
14
15 С-10
16 С-11
17 С-12
18 С-13/14
Протяжённость, км
Наименование конечных ВЛ
По
По
Трассе
цепям
ЦЕНТРАЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
110 кВ
ГРЭС-2 – ПС Восточная
0,75
1,5
5,4
10,8
ГРЭС-2 – ПС Зональная
7,5
15
ПС-Восточная – ПС Западная
5,7
11,4
Отпайка от ВЛ С-5/6 - на ПС Каштак
0,15
0,3
ПС-Восточная – ПС Бройлерная
2,3
2,3
6,4
6,4
отпайка ВЛ С-7 на ПС Северо-Восточная
4,5
4,5
ПС Бройлерная – ПС Малиновка
3
3
24,8
24,8
ПС Малиновка – ПС Итатка
17,9
17,9
1,3
1,3
ПС СХК-ПС ГПП-220
4,2
4,2
ПС Восточная – ПС Пиковая
2,8
2,8
ПС Пиковая – ПС-ГПП-220
13,3
13,3
ПС Восточная – ПС Малиновка
29,7
29,7
4,3
4,3
ПС Восточная – ПС Коммунальная
7,6
7,6
6,7
6,7
отпайка ВЛ С-10 на ПС Северо-Восточная
0,12
0,12
ПС Восточная – ПС Солнечная
7,6
7,6
4,1
4,1
ПС 71 км – ПС Межениновка
27,3
27,3
0,4
0,4
ПС Межениновка – ПС Сураново
18,9
18,9
2,1
2,1
ПС Левобережная – ПС Кандинка-110
5,2
10,4
Число
цепей
Год ввода в
эксплуатацию
2
2
2
2
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
1964
1964
1965
1969
1969
1995
1995
1989
1995
1995
1985
1985
1980
1964
1964
1974
1974
1970
1970
1989
1970
1970
1970
1970
1970
1970
1981
87
№
п/п
Дисп.
наимен.
Наименование конечных ВЛ
19 С-15/16
ПС Левобережная – ПС Мельниково-110
20
21
22
23
24
Отпайка ВЛ С-15/16 на ПС Рыбалово
ПС Малиновка – ПС Турунтаево
Отпайка ВЛ С-75/76 на ПС Семилужки
ПС Зональная – ПС Октябрьская
ПС Зональная – ПС Левобережная
С-75/76
С-75А/76А
С-80/81
С-82/83
25 С-82А/C-83А отпайка от ВЛ С-82/83 на ТЭЦ-1
26 С-84
ПС Зональная – Коммунальная
27 С-85
ПС Зональная – ПС Солнечная
28 С-86
ПС Зональная – ПС 71 км
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
ПС Восточная – ПС Бройлерная
ПС Мельниково-110 – ПС Кожевниково
ПС Кожевниково – ПС Уртам
ПС Уртам – ПС Вороново
ПС Вороново – ПС Чилино
ПС Чилино – ПС Кандаурово
ПС Мельниково-220 – ПС Володино-220
Отпайка от ВЛ С-22 на ПС Каргала
Отпайка от ВЛ С-22 на ПС Гусево
ПС Володино-220 – ПС Володино-110
С-107/108
С-18
С-19
С-19А
С-20
С-21
С-22
С-23
39 С-24
40 С-25
ПС Володино-110 – ПС Кривошеино
ПС Кривошеино – ПС Молчаново
Протяжённость, км
По
По
Трассе
цепям
19,3
38,6
11,2
22,4
0,6
1,2
39,5
79
1,6
3,2
34,8
69,6
6,2
12,4
7,6
15,2
7,2
14,4
7,8
15,6
0,8
1,6
3,9
7,8
6,5
6,5
6,7
6,7
6,5
6,5
4,1
4,1
3
6
3,4
3,4
8,4
16,8
45,8
45,8
16,2
16,2
17,9
17,9
25,8
25,8
33
33
68,3
68,3
0,6
0,6
3,6
3,6
2,4
2,4
2,7
2,7
28,6
28,6
25,2
25,2
1
1
Число
цепей
Год ввода в
эксплуатацию
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
1
1
1
1
2
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1981
1971
1971
1971
1984
1981
1984
1991
1965
1965
1965
1986
1981
1981
1987
1987
1970
1970
1975
1974
1980
1980
1979
1972
1967
1987
1975
1967
1967
1967
1967
1967
88
№
п/п
Дисп.
наимен.
41 С-26
42 С-32
43
44
45 С-33
ПС Молчаново – ПС К. Гривы
ПС Мельниково-220 – ПС Володино-220
Отпайка от ВЛ С-32 на ПС Каргала
Отпайка от ВЛ С-32 на ПС Гусево
ПС Володино-220 – ПС Молчановская НПС
46 С-34
ПС Молчановская НПС – ПС Тунгусово
47
48
49
50
51
52
53
54
Протяжённость, км
По
По
Трассе
цепям
25,7
25,7
65,2
65,2
0,1
0,1
6
6
68,9
68,9
4,7
4,7
16
16
2
2
10,6
10,6
48,2
39,5
39,5
39
39
54,8
54,8
18,5
18,5
35
35
18,13
18,13
1116,55
1341,35
Наименование конечных ВЛ
С-35
ПС Тунгусово – ПС К. Гривы
С- 71/72
ПС Мельниково – ПС П. Дубровка
С-41
ПС Мельниково-110 – ПС Маркелово
С-42
ПС Маркелово – ПС Плотниково
С-43
ПС Плотниково – ПС Поротниково
С-44
ПС Поротниково – ПС Бакчар
С-45
ПС Бакчар – ПС В. Яр
С-46
ПС В.Яр – ПС Усть Бакчар
ИТОГО по 110 кВ
Число
цепей
Год ввода в
эксплуатацию
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1969
1972
1987
1975
1972
1972
1972
1972
1972
1975
1970
1971
1973
1973
1974
1974
35 кВ
1 3501/3508
ГРЭС-2 – ПС Центральная
2
3 3503
Отпайка от ВЛ 3501 (опора № 16) –
ПС ТЭЦ-1
ГРЭС-2 – ПС Северная
4 3504
ГРЭС-2 – ПС Коммунальная
5 3504Б
6 3505
ПС Коммунальная – ПС Северная
ГРЭС-2 – ПС ТИЗ
7 3506
ГРЭС-2 – ПС Южная
8 3507
ПС Октябрьская – ПС ТИЗ
0,9
1,2
1,8
2,4
2
2
1952
1952
3,3
3,8
0,6
1,1
3,5
2,4
3,1
0,4
3,1
1,5
1,5
3,3
3,8
0,6
1,1
3,5
2,4
3,1
0,4
3,1
1,5
1,5
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1960
1955
1955
1966
1966
1957
1958
1958
1958
1958
1959
89
№
п/п
Дисп.
наимен.
Наименование конечных ВЛ
9 3509
ПС Октябрьская – ПС Южная
10 3510
ПС Кандинка-110 – ПС Калтай
11 3511
12 3515/3516
ПС Северная – ПС Правобережная
ПС Западная – ПС Правобережная
13 3517
14 3518
ПС Богашево – ПС Межениновка
ПС Лоскутово – ПС Вершинино
15 3519
16 3520
ПС Лоскутово – ПС Аэропорт
ПС Заводская – ПС Мирный
17 3520А
ПС Мирный – ПС Аэропорт
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
ПС Восточная – ПС Заводская
ПС Восточная – ПС ПРК
ПС Восточная – ПС Спутник
Отпайка от ВЛ 3527 на ПС Кузовлево
Отпайка от ВЛ 3528 на ПС Кузовлево
ПС Нелюбино – ПС Рыбалово
ПС Левобережная – ПС Петрово
ПС Петрово – ПС Водозабор
ПС Водозабор – ПС Моряковка
ПС Малиновка – ПС Н.Архангельская
ПС Малиновка – ПС Томская ПТФ
ПС Бройлерная – ПС Корнилово
Отпайка от ВЛ 3543 на ПС Воронино
ПС Бройлерная – ПС Свинокомплекс
ПС Бройлерная – ПС Свинокомплекс
ПС Бройлерная – ПС Копылово
3521/3522
3525/3526
3527/3528
3533
3535
3535А
3535Б
3538
3542/3513
3543/3544
3543А
3545
3546
3547/3548
Протяжённость, км
По
По
Трассе
цепям
0,4
0,4
1,5
1,5
1,5
1,5
5,69
5,69
1,5
1,5
3,4
3,4
1,2
2,4
0,2
0,4
17
17
18,4
18,4
3
3
9,4
9,4
6,8
6,8
4,6
4,6
7,8
7,8
4,6
4,6
6,5
13
2,43
4,86
6
12
3,4
3,4
3,4
3,4
5,9
5,9
8,6
8,6
10,6
10,6
10
10
41,5
41,5
2,4
4,8
9,3
18,6
11
11
6,2
6,2
6,2
6,2
4
8
Число
цепей
Год ввода в
эксплуатацию
1
1
1
1
1
1
2
2
1
1
1
1
1
1
1
1
2
2
2
1
1
1
1
1
1
1
2
2
1
1
1
2
1959
1959
1960
1974
1974
1957
1970
1970
1973
1993
1993
1998
1997
1997
1977
1977
1961
1982
1964
1976
1976
1985
1971
1971
1971
1971
1971
1977
1985
1978
1978
1975
90
№
п/п
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
Дисп.
наимен.
3549/3550
3558
3559
3563/3564
3571/3572
3573
3578
3580/3581
3582/3583
3584
3594/3595
3552
3552А
3553
3566
3554
3555
3556
3565
3568
3569
3570
3560
3561
3562
3587
3588
3529
3531
3532
3532А
Наименование конечных ВЛ
ПС Орловка – ПС Самусь
ПС Нелюбино – ПС Моряковка
ПС Малиновка – ПС Наумовка
ПС Орловка – ПС К. Яр
ПС Левобережная – ПС Кисловка
ПС Кандинка-110 – ПС Калтай
ПС Рыбалово – ПС Водозабор
ПС Октябрьская – ПС Богашево
Отпайка от ВЛ 3580/3581 на ПС Лоскутово
ПС Свинокомплекс – ПС Туганская ПТФ
ПС Бройлерная – ПС Воронино
ПС ПРК – ПС Пиковая
ПС Кожевниково – ПС Кудиновка
ПС Кудиновка – ПС Ювала
ПС Ювала – ПС П. Дубровка
ПС П. Дубровка – ПС Ювала
ПС П. Дубровка – ПС Бабарыкино
ПС Бабарыкино – ПС Баткат
ПС Баткат – ПС Мельниково-110
ПС Гусево – ПС Монастырка
ПС Мельниково – 110-ПС Малобрагино
ПС Малобрагино – ПС Бушуево
ПС Гусево – ПС Бушуево
ПС В. Яр – ПС Парбиг
ПС В. Яр – ПС Парбиг
ПС Парбиг – ПС Н. Бурка
ПС Бакчар – ПС Богатыревка
ПС Бакчар – Б. Галка – ПС Богатыревка
ПС Рыбалово – ПС Кандинка-110
ПС Кисловка – ПС Кафтанчиково
ПС Левобережная – ПС Зоркальцево
ПС Зоркальцево – ПС Рыбалово
Протяжённость, км
По
По
Трассе
цепям
13,4
26,8
22
22
30,7
30,7
35
70
10,2
20,4
5,1
5,1
18,5
18,5
14,9
29,8
0,6
1,2
3,9
7,8
8,2
8,2
1,6
3,2
30,5
30,5
28,5
28,5
14
14
12
12
19,9
19,9
16,1
16,1
16,2
16,2
19,6
19,6
41,4
41,4
8,5
8,5
18,2
18,2
40
40
34,7
34,7
47,6
47,6
33,6
33,6
23,3
23,3
33,6
33,6
8
8
11
11
24,9
24,9
Число
цепей
Год ввода в
эксплуатацию
2
1
1
2
2
1
1
2
2
2
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1981
1981
1983
1985
1979
1974
1985
1978
1984
1979
1985
1995
1973
1973
1974
1991
1974
1974
1974
1973
1974
1987
1987
1974
1980
1979
1986
1988
1972
1974
1964
1964
91
№
п/п
66
67
68
69
70
71
72
73
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Протяжённость, км
По
По
Трассе
цепям
3574
ПС Кандинка-110 – ПС Кафтанчиково
10,2
10,2
3576
ПС Рыбалово – ПС Победа
24,5
24,5
3539
ПС Н. Архангельская – ПС Турунтаево
10,4
10,4
3540
ПС Турунтаево – ПС Заря
4
4
16
16
35-АТ
ПС Заря – ПС Вознесенская
5,5
5,5
17,3
17,3
3590/3591
ПС Турунтаево – ПС Мазалово
11,8
23,6
3567/3577
ПС Тунгусово – ПС Могочино
10,4
20,8
1,1
2,2
3575
ПС Рыбалово – ПС Киреевск
16,95
33,9
ИТОГО по 35 кВ
1024,67
1178,65
ИТОГО по ЦЭС
2124,27
2486,1
СЕВЕРНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
110 кВ
СС-4, СС-3
ПС С. Соснинская – ПС Вахская
28,3
56,6
78,7
157,4
СС-4
отпайка на ПС Стрежевое
0,01
0,01
СВ-5
ПС С. Соснинская – ПС Вахская
106,2
106,2
СВ-5
отпайка на ПС Стрежевое
6,89
6,89
С-91/92
ПС Чапаевка – ПС Катыльга
183,63
367,26
С-91П/92П
ПС Катыльгинская – ПС Первомайская
25,8
51,6
С-93
ПС Чапаевка – ПС Раздольное
16
16
С-94
ПС Чапаевка – ПС Раздольное
16
16
С-95/96
ПС Раздольное – ПС Александровская
19,15
38,3
С-101
ПС Парабель – ПС Парабель КС
2,59
2,59
С-102
ПС Парабель – ПС Парабель КС
2,62
2,62
С-103/104
ПС Парабель – ПС Лугинецкая
177
354
С-103/104
отпайка на ПС Тарская
1,15
2,3
С-109
ПС Лугинецкая – ПС Игольская
163,5
163,5
С-110
ПС Лугинецкая – ПС Игольская
163,5
163,5
С-105/106
ПС Лугинецкая – ПС Калиновая
86,2
172,4
Дисп.
наимен.
Наименование конечных ВЛ
Число
цепей
Год ввода в
эксплуатацию
1
1
1
1
1
1
1
2
2
2
2
1974
1981
1971
1969
1969
1964
1964
1981
1981
1981
2011
2
2
1
1
1
2
2
1
1
2
1
1
2
2
1
1
2
1971
1978
1971
1988
1988
1979
1981
1980
1980
1981
1980
1980
1982
1982
1990
1992
1984
92
№
п/п
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
Дисп.
наимен.
Наименование конечных ВЛ
С-105/106
отпайка на ПС Останинская
С-29/39
ПС Чажемто220 – ПС Чажемто110
С-111
ПС Чажемто – ПС Первомайская (консерв)
С-112
ПС Чажемто – ПС Первомайская (консерв)
С-40
ПС Чажемто – ПС Колпашево
С-40
отпайка на ПС Н. Ильинка
С-57
ПС Белый Яр – ПС Колпашево
C-57
отпайка на ПС Типсино
С-28/38
ПС Чажемто – ПС Коломинские Гривы
С-35
ПС Коломинские Гривы – ПС Тунгусово
С-26
ПС Коломинские Гривы – ПС Молчаново
С-27
ПС Коломинские Гривы – ПС Подгорное
С-47
ПС Подгорное – ПС Усть-Бакчар
С-46
ПС Усть-Бакчар – ПС Высокий Яр
С-95М,
31 С-96М
Заход на ПС Малореченская
ИТОГО по 110 кВ
Протяжённость, км
По
По
Трассе
цепям
2,13
4,26
2,74
5,48
14,5
14,5
14,5
14,5
63,23
63,23
2,09
4,18
77
77
1,1
2,2
31,42
62,84
25
25
25
25
36,5
36,5
24,33
24,33
31,57
31,57
0,865
1429,215
35 кВ
1,73
2069,49
КТ-3501/
1 3502
ПС Колпашево – ПС Тогур
4,5
9
2 КТ-3503
ПС Колпашево – ПС Колпашевская ПТФ
3,49
3,49
3 КТ-3501П
отп ПС Колпашевская ПТФ
1,75
1,75
КП-3504/
4 3505
ПС Калиновая – ПС Пудино
43
86
5 ПР-1016
ПС Парабель – ПС Инкино
46,46
46,46
ИТОГО по 35 кВ
99,2
146,7
ИТОГО по СЭС
1528,415
2216,19
ВОСТОЧНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
110 кВ
1 С-68,69
Асино 110 – Асино 220
4,76
9,52
2 С-7а
Итатка – Асино110
32,6
32,6
3 С-51
Асино110 – Первомайская
22,19
22,19
Число
цепей
Год ввода в
эксплуатацию
2
2
1
1
1
2
1
2
2
1
1
1
1
1
1984
1970
1987
1987
1972
1983
1982
1982
1970
1970
1970
1970
1975
1975
2
1988
2
1
1
1977
1987
1987
2
1
1986
1976
2
1
1
1989
1985
1988
93
№
п/п
Дисп.
наимен.
Протяжённость, км
По
По
Трассе
цепям
52,2
52,2
6,4
6,4
45
45
43,8
43,8
60,1
60,1
47,8
47,8
40,7
81,4
30,8
61,6
87,3
174,6
72,4
144,8
30
30
28,2
28,2
63,12
63,12
54,3
108,6
2,6
2,6
724,27
1014,53
Наименование конечных ВЛ
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
С-52
Асино110 – Комсомольская
С-52
отпайка на Первомайскую
С-53
Комсомольская – Улу-Юл
С-54
Улу-Юл – Сайга
С-60
Асино 220 – Н .Николаевка
С-67
Асино 220 – Н. Николаевка
С-61,62
Асино110 – Зырянка
С-61,62
Зырянка – Чердаты
С-63,64
Чердаты – Тегульдет
С-73,74
Н. Никол. – Батурино
С-55
Сайга – Ягодное
С-56
Ягодное – Белый Яр
С-57
Белый Яр – Колпашево
С-58,59
Белый Яр – Клюквинка
С-65
Асино-110 – ДОК
ИТОГО по 110 кВ
1
2
3
4
Ц-8
Ц-10,11
Ц-20
Ц-1
Асино – Б. Дорохово
Асино – Новиковка
Б.Дорохово – Кировская
Зырянка – Михайловка
10,3
16,3
14,7
24,2
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
Ц-2
Ц-3
Ц-6
Ц-18,19
Ц-22,23
Ц-4
Ц-12
Ц-13
Ц-14
Ц-15
Зырянка – Михайловка
Зырянка – Дубровка
Дубровка – Громышовка
Михайловка – Высокое
Чердаты – Кр.Горка
Первомайская – Ежи
Первомайская – Куяново
Куяново – Берёзовка
Берёзовка – Н. Мариинка
Первомайская – Н. Мариинка
22,8
14,5
20,6
15,4
30,8
13,3
23,3
20,4
28,8
18,1
Число
цепей
Год ввода в
эксплуатацию
1
1
1
1
1
1
2
2
2
2
1
1
1
2
1
1972
1972
1973
1974
1973
1988
1977
1976
1979
1993
1976
1976
1982
1988
10,3
32,6
14,7
24,2
1
2
1
1
1974
1975
1977
1973
22,8
14,5
20,6
30,8
61,6
13,3
23,3
20,4
28,8
18,1
1
1
1
2
2
1
1
1
1
1
1985
1975
1977
1991
1985
1976
1977
1982
1983
1979
35 кВ
94
№
п/п
Дисп.
наимен.
Наименование конечных ВЛ
15 Ц-16
Ежи – Сергеево
17 Ц-17
Сергеево – Комсомольск
ИТОГО по 35 кВ
ИТОГО по ВЭС
Общая протяженность ВЛ 110-35 кВ ОАО «ТРК»
Общая протяженность ВЛ 10 (6) кВ ОАО «ТРК»
Общая протяженность КЛ 10 (6) кВ ОАО «ТРК»
Общая протяженность ВЛ 0,4 кВ ОАО «ТРК»
Общая протяженность КЛ 0,4 кВ ОАО «ТРК»
Протяжённость, км
По
По
Трассе
цепям
13
17,6
304,1
1028,37
4681,055
7005,2
70,5
3434
84,2
13
17,6
366,6
1381,13
6083,42
-
Число
цепей
Год ввода в
эксплуатацию
1
1
1980
1980
51
95
Таблица П.1.4
Трансформаторная мощность подстанций по классам напряжения на конец отчетного периода (ОАО «ТРК»)
№
п/п
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.8
1.9
1.10
1.11
1.12
1.13
1.14
1.15
1.16
1.17
1.18
1.19
1.20
1.26
1.27
1.28
1.29
1.30
1.31
1.32
1.33
1.34
2.1
2.2
Год постройки
Напряжение, кВ
Центральные электрические сети
143/1636,5
1.Трансформаторная мощность ПС 110 кВ – всего, в т.ч.:
ПС Бакчар
1973
110/35/10
ПС Бройлерная
1979
110/35/10
ПС Высокий Яр
1983
110/35/10
ПС Гусево
1976
110/35/10
ПС Западная
1969
110/35/10
ПС Кандинка-110
1980
110/35/10
ПС Кожевниково
1966
110/35/10
ПС Коммунальная
1982
110/35/10
ПС Левобережная
1964
110/35/10
ПС Малиновка
1966
110/35/10
ПС Мельниково
1966
110/35/10
ПС Октябрьская
1964
110/35/10
ПС П-Дубровка
1975
110/35/10
ПС Пиковая
1995
110/35/6
ПС Рыбалово
1986
110/35/10
ПС Тунгусово
1972
110/35/10
ПС Турунтаево
1983
110/35/10
ПС Володино-110
1967
110/10
110/35/10
ПС Вороново
1968
110/10
110/35/10
ПС Итатка
1966
110/10
ПС Каргала
1987
110/35/10
ПС Каштак
1969
110/35/10
ПС Кривошеино
1987
110/10
ПС Маркелово
1971
110/10
ПС Молчаново
1970
110/10
ПС Молчановская
1974
110/35/10
НПС
ПС Плотниково
1971
110/10
ПС Поротниково
1975
110/10
ПС С-Восточная
1989
110/10
ПС Семилужки
1985
110/10
ПС Солнечная
1987
110/10
ПС Уртам
1992
110/10
ПС Чилино
1968
110/35/10
ПС Московский тракт
2012
110/6
2. Трансформаторная мощность ПС 35 кВ – всего, в т.ч.:
ПС Аэропорт
1974
35/10
ПС Бабарыкино
1977
35/10
66/1108,5
2/12,6
2/50
2/20
2/12,6
2/80,5
2/32
2/20
2/80
2/50
2/25
2/26
2/80,5
2/32
2/32
2/32
2/12,6
2/45
1/6,3
2/16,3
2/16,3
2/20
2/80,5
2/32
2/12,6
1/6,3
2/50
2/8,8
2/20
2/32
2/32
2/50
2/12,6
2/20
2/50
79/528
1/5,6
2/4,3
99
1.21
1.22
1.23
1.24
1.25
Наименование
подстанции
Кол-во и
установл. мощность тр-ров,
ед./МВА
96
№
п/п
Год постройки
Напряжение, кВ
ПС Баткат
1978
35/10
ПС Богатырёвка
1988
35/10
ПС Богашево
1958
35/10
ПС Бушуево
1987
35/10
ПС Вершинино
1993
35/10
ПС Водозабор
1983
35/10
ПС Воронино
1985
35/10
ПС Заводская
1964
35/10
ПС Заря
1970
35/10
ПС Зоркальцево
1969
35/10
ПС Калтай
1988
35/10
ПС Кафтанчиково
1971
35/10
ПС Кисловка
1978
35/10
ПС Копылово
1961
35/10
ПС Корнилово
1977
35/10
ПС Красный Яр
1987
35/10
ПС Кудиновка
1980
35/10
ПС Кузовлево
1976
35/10
ПС Лоскутово
1984
35/10
ПС Мазалово
1986
35/10
ПС Малобрагино
1988
35/10
ПС Мирный
1977
35/10
ПС Могочино
1987
35/10
ПС Монастырка
1975
35/10
ПС Моряковка
1971
35/10
ПС Н-Архангельская
1972
35/10
ПС Наумовка
1983
35/10
ПС Нелюбино
1966
35/10
ПС Новая Бурка
1980
35/10
ПС Парбиг
1974
35/10
ПС Петрово
1983
35/10
ПС Победа
1983
35/10
ПС Правобережная
1955
35/6
ПС Самусь
1952
35/6
ПС Свинокомплекс
1978
35/10
ПС Северная
1962
35/6
ПС ТИЗ
1968
35/6
ПС Томская ПТФ
1980
35/10
ПС Туганская ПТФ
1971
35/10
ПС Центральная
1960
35/6
ПС Ювала
1968
35/10
ПС Южная
1954
35/6
ПС Киреевск
2011
35/6
Северные электрические сети
1. Трансформаторная мощность ПС 110 кВ – всего, в т.ч.:
1.1 ПС Александрово
1982
1.2 ПС Вахская
1979
1.3 ПС Игольская
1990
99
2.3
2.4
2.5
2.5
2.7
2.8
2.9
2.10
2.11
2.12
2.13
2.14
2.15
2.16
2.17
2.18
2.19
2.20
2.21
2.22
2.23
2.24
2.25
2.26
2.27
2.28
2.29
2.30
2.31
2.32
2.33
2.34
2.35
2.36
2.37
2.38
2.39
2.40
2.41
2.42
2.43
2.44
2.45
Наименование
подстанции
Кол-во и
установл. мощность тр-ров,
ед./МВА
1/3,2
2/3,2
2/15
2/3,2
2/12,6
2/12,6
2/5
2/20
2/8
2/8
2/8
1/4
2/10,3
2/16,3
2/5
2/5
1/6,3
2/12,6
2/8,8
1/10
1/2,5
2/3,2
2/8
1/2,5
2/12,6
2/13,2
2/4,1
2/4,1
1/2,5
2/5
2/5
1/4
2/32
2/13,2
2/20
2/50
2/50
2/8
2/6,5
2/32
2/12,6
2/50
1/6,3
51/814,6
41/742,9
2/32
3/66
2/50
97
№
п/п
1.4
1.5
1.6
1.7
1.8
1.9
1.10
1.11
1.12
1.13
1.14
1.15
1.16
1.17
1.18
1.19
1.20
1.21
1.22
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
1.5
1.6
1.7
1.8
1.9
1.10
1.11
1.12
1.13
1.14
2.1
2.2
2.3
Год постройки
Напряжение, кВ
ПС Калиновая
1987
ПС Катыльга
1977
ПС Колпашево
1972
ПС Лугинецкая
1984
ПС Малореченская
1988
ПС Останино
1987
ПС Первомайское
1984
М/Р
ПС Стрежевская
1972
ПС Кол. Гривы
1970
ПС Ломовая
1986
ПС Новоильинка
1984
ПС Парабель КС
1980
ПС Первомайская
1987
НПС
ПС Подгорное
1971
ПС Раздольное
1981
ПС Тарск
1984
ПС Типсино
1991
ПС Усть-Бакчар
1976
ПС Чажемто-110
1972
2. Трансформаторная мощность ПС 35 кВ – всего, в т.ч.:
ПС Аэропорт
1988
ПС Пром. зона
1992
ПС ПТФ
1991
ПС Пудино
1983
ПС Тогур
1977
Восточные электрические сети
1. Трансформаторная мощность ПС 110 кВ – всего, в т.ч.:
ПС Асино-110
1964
110/10
ПС Зырянка
1967
110/10
ПС Комсомольская
1971
110/10
ПС Первомайская
1975
110/10
110/10
ПС Чердаты
1977
35/10
ПС Батурино
1993
110/10
ПС Белый Яр
1977
110/10
ПС ДОК
1980
110/10
ПС Клюквинка
1988
110/10
ПС Н-Николаевка
1979
110/10
ПС Сайга
1977
110/10
ПС Тегульдет
1979
110/10
ПС Улу-Юл
1972
110/10
ПС Ягодное
1979
110/10
2. Трансформаторная мощность ПС 35 кВ – всего, в т.ч.:
ПС Березовка
1988
35/10
ПС Б.-Дорохово
1974
35/10
ПС Высокое
1990
35/10
2/80
2/50
2/41
2/32
2/50
2/50
2/12,6
2/12,6
1/6,3
2/50
2/50
2/16,3
2/50
2/12,6
2/12,6
2/12,6
1/6,3
10/71,7
2/6,5
2/20
2/12,6
2/12,6
2/20
50/336,9
27/276
2/80
2/30
1/10
2/20
4/16,2
2/8,8
2/20
2/28,2
2/12,6
2/12,6
2/5
2/20
1/6,3
1/6,3
25/65,1
2/2,6
2/5
2/5
99
1.1
1.2
1.3
1.4
Наименование
подстанции
Кол-во и
установл. мощность тр-ров,
ед./МВА
2/50
51
98
№
п/п
Наименование
подстанции
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
2.10
2.11
2.12
2.13
2.14
ПС Громышовка
ПС Дубровка
ПС Ежи
ПС Кировская
ПС Кр. Горка
ПС Куяново
ПС Михайловка
ПС Новиковка
ПС Новомариинка
ПС Сергеево
ПС Чулым
Год постройки
Напряжение, кВ
1977
1975
1976
1986
1996
1978
1973
1978
1981
1980
*
35/10
35/10
35/10
35/10
35/10
35/10
35/10
35/10
35/10
35/10
35/10
Кол-во и
установл. мощность тр-ров,
ед./МВА
1/1,6
1/2,5
1/6,3
2/5
2/2
2/6,5
2/6,5
2/8,8
2/5
2/2,6
2/8
Таблица П.1.5
Протяженность ВЛ по классам напряжения на конец отчетного периода
(ОАО «СХК»)
Наименование ВЛ
ТЭЦ СХК – ПС Восточная
(Т-201)
ПС ЭС-2 – ПС Восточная
(Т-202)
ПС ЭС-2 – ПС Томская
(Т-205)
ПС ЭС-2 – ГПП-220 (Т-214)
ПС ЭС-1 – ПС ЭС-2 (Л-3)
Напряжение,
кВ
220
Длина, км
23,832
Количество
цепей
2
Год ввода в эксплуатацию
1963
220
20,288
2
1963
220
14,847
2
1994
220
220
14,847
2,66
2
1;2
1994
1967
Таблица П.1.6
Трансформаторная мощность подстанций классом напряжения 110 кВ на конец отчетного периода (ОАО «Электросети» г. Северск)
Наименование ПС
Напряжение,
кВ
110/10
110/10
Количество и мощность трансформаторов, МВА
2/15
2/16
Таблица П.1.7
Протяженность ВЛ по классам напряжения на конец отчетного периода
(ОАО «Томскнефть» ВНК)
Наименование ВЛ
ПС Игольская – ПС Двуреченская (С-140, С-141)
ПС Двуреченская – ПС Катыльгинская (С-97, С-98)
Напряжение,
кВ
Длина
по трассе,
км
Количество
цепей
Год ввода в эксплуатацию
110
96,6
2
2003
110
136,2
2
2003
99
ГПП-701
ГПП-702
Год
ввода
1964
1976
51
99
Таблица П.1.8
Трансформаторная мощность подстанций классом напряжения 110 кВ на конец отчетного периода (ОАО «Томскнефть» ВНК)
Наименование ПС
ПС Игольская
ПС Западно-Моисеевская
ПС Крапивинская
ПС Двуреченская
ПС Катыльгинская
ПС Новый Васюган
ПС Григорьевская
Год
ввода
2002
2003
Напряжение,
кВ
110/35/6
110/35/6
Количество и мощность трансформаторов, МВА
2/25
2/25
2002
2003
1979
2008
2010
110/35/6
110/35/6
110/35/6
110/10
110/35/6
2/25
2/25
2/25
2/6,3
2/16
Таблица П.1.9
Протяженность ВЛ по классам напряжения на конец отчетного периода
(ООО «Горсети», г. Томск)
Объекты электросетевого
хозяйства
КВЛ 6/10 кВ
КВЛ 0,4 кВ
Суммарная протяженность линий электропередачи
Общая протяженность линий электропередачи, км
994,998
1153,342
2148,340
Таблица П.1.10
Трансформаторная мощность подстанций на конец отчетного периода
(ООО «Горсети», г. Томск)
Объекты электросетевого
хозяйства
947,60
99
Трансформаторная мощность
подстанции, МВА
Суммарная установленная
мощность, МВт
Существующие технологические показатели
947,60
100
Таблица П.1.11
Вводы мощности и потребность в инвестициях в сетевые объекты на период 2015 – 2019 гг.
(ОАО «ФСК ЕЭС»)
Наименование
Объекты нового
строительства и реконструкции, в т.ч.:
Объекты нового
строительства
Ввод,
км/
МВА/
Мвар
2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г.
2019 г.
Инвест., Инвест., Инвест., Инвест., Инвест.,
млн.
млн.
млн.
млн.
млн.
руб.
руб.
руб.
руб.
руб
Всего,
млн. руб
Примечание
(назначение объекта)
745/2738/
3044,73
464
3917,73
5943,98
1717,15
0
14623,59
745/1336/
2822,00
360
3774,68
5943,98
1717,15
0
14257,76
0
Необходимость реализации
данного мероприятия:
1. Создание прямой межсистемной связи ОЭС Сибири с
ОЭС Урала.
2. Фактический переток в сечении КС Урал – Томск
может превысить максимально допустимые значения в
следующих схемно-режимных ситуациях:
- аварийное отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Чажемто – Парабель в летний и зимний периоды;
- наложение на ремонт одной из ВЛ 220 кВ Чажемто
– Парабель и аварийного отключения второй ВЛ 220 кВ
Чажемто – Парабель в летний период.
2 266,14 В указанных послеаварийных режимах действием АВР
ВЛ 220 кВ Парабель – Вертикос на ПС 220 кВ Парабель
осуществляется перевод питания нагрузки потребителей
ПС 220 кВ Парабель на питание со стороны энергорайона «Север». Величина перетока в КС Урал – Томск в
зимний период составит 339 МВт, что превышает величину МДП в указанном сечении (265 МВт) и потребует
ограничение нагрузки 74 МВт.
3. Вывод в ремонт одной из ВЛ 220 кВ Нижневартовская
ГРЭС – Советско-Соснинская и аварийное отключение
второй может привести к погашению нагрузки потребителей ПС 220 кВ Советско-Соснинская, ПС 220 кВ
Чапаевка, ПС 220 кВ Каргасок, ПС 220 кВ Вертикос, ПС
ВЛ 500 кВ
Нижневартовская
35 км
ГРЭС – Советско501+167
Соснинская с
МВА
ОРУ 500 кВ СоветскоСоснинская
369,95
464,42
1 039,89
391,88
101
Наименование
ВЛ 500 кВ
Советско-Соснинская
–
Парабель
Ввод,
км/
МВА/
Мвар
340 км
2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г.
2019 г.
Инвест., Инвест., Инвест., Инвест., Инвест.,
млн.
млн.
млн.
млн.
млн.
руб.
руб.
руб.
руб.
руб
963,8
1 301,13 1 927,59 1 325,22
370 км
501+167
ВЛ 500 кВ
МВА
Томская –
ШР 180 1 488,25 2 009,13 2 976,50
Парабель с ОРУ 500
Мвар
кВ Парабель
УШР 180
Мвар
0
0
0
Всего,
млн. руб
Примечание
(назначение объекта)
220 кВ Завьялово, ПС 220 кВ Раскино в объеме до 185
МВт – в летний период.
4. В аварийных ситуациях электроснабжение потребителей северной части Томской энергосистемы со стороны ПС 500 кВ Томская невозможно в полном объеме по
условию допустимой токовой загрузки линий и подстанционного оборудования транзита 220 кВ Томск –
Нижневартовск и обеспечения статической устойчивости нагрузок. При этом перенос точки раздела позволит
запитать со стороны ОЭС Сибири только 100 МВт отключенной нагрузки.
5. Подключение новых потребителей в северной части
Томской энергосистемы без сетевого строительства не
возможно.
Необходимость реализации
данного мероприятия:
1. Создание прямой межсистемной связи ОЭС Сибири
с ОЭС Урала.
5 517,74
2. Пропускная способность транзита 220 кВ исчерпана, что является причиной сдерживания развития существующих нефтегазовых месторождений, а
также освоения новых.
Необходимость реализации
данного мероприятия:
1. Создание прямой межсистемной связи ОЭС Сибири
с ОЭС Урала.
2. В КС Томск – Левобережье ток по ВЛ 110 кВ Зо6 473,88 нальная – Левобережная превышает длительно допустимые значения в следующих схемно-режимных
ситуациях:
- отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Томская –
Володино с отпайкой на ПС Орловка в летний и
зимний период;
102
Наименование
Ввод,
км/
МВА/
Мвар
2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г.
2019 г.
Инвест., Инвест., Инвест., Инвест., Инвест.,
млн.
млн.
млн.
млн.
млн.
руб.
руб.
руб.
руб.
руб
Всего,
млн. руб
Примечание
(назначение объекта)
- наложение на ремонт одной из ВЛ 220 кВ
Томская – Володино с отпайкой на ПС Орловка и
аварийного отключения другой ВЛ 220 кВ Томская
– Володино с отпайкой на ПС Орловка или секции
220 кВ ПС 500 кВ Томская в летний период.
3. Для недопущения перегрузки ВЛ 110 кВ Зональная – Левобережная требуется ограничение нагрузки 38 МВт.
4. Подключение новых и увеличение нагрузки существующих потребителей становится затруднительным,
в связи с увеличением перетока в указанном сечении.
Замена
оборудования
(реконструкция
и техническое
перевооружение),
в т.ч.
0/1402/
104
ПС 220 кВ
Восточная
2х200
+
2х63
МВА
+1х52
Мвар
ПС 220 кВ
Советско-Соснинская
3х125+
2х63
МВА
222,73
143,05
-
-
-
365,78
Необходимость реализации
данного мероприятия:
1. Реконструкция и техническое перевооружение оборудования ОРУ-220, 110, 35 кВ, ЗРУ-10 кВ, зданий и
сооружений в связи со сверхнормативным сроком эксплуатации (51 год) и ухудшенным техническим состоянием.
2. Надежность электроснабжения коммунальнобытовой нагрузки города Томска, крупных промышленных потребителей, а также части объектов жизнеобеспечения северной части г. Томска.
Необходимость реализации
данного мероприятия:
1. Реконструкция и техническое перевооружение оборудования ОРУ-220, 110, 35 кВ, ЗРУ-6 кВ, зданий и
103
Наименование
ПС 220 кВ СоветскоСоснинская.
(Замена существующих АТ)
Ввод,
км/
МВА/
Мвар
3х125
МВА +
2х17,3
Мвар
2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г.
2019 г.
Инвест., Инвест., Инвест., Инвест., Инвест.,
млн.
млн.
млн.
млн.
млн.
руб.
руб.
руб.
руб.
руб
222,73
143,05
-
-
-
Всего,
млн. руб
365,78
Примечание
(назначение объекта)
сооружений в связи со сверхнормативным сроком эксплуатации (32 года) и ухудшенным техническим
состоянием.
2. Замена двух трансформаторов 63 МВА на новые
той же мощностью в связи с сверхнормативным
сроком эксплуатации (32 года) и ухудшенным техническим состоянием.
Надежность электроснабжения нагрузок города Стрежевой и нефтегазодобывающего комплекса
Необходимость реализации
данного мероприятия:
1. Отключение одного из АТ приводит к перегрузу
оставшихся в работе АТ более чем на 25%.
2. Отключение 1 СШ 220 или 110 кВ приводит к отключению двух АТ и перегрузу оставшегося в работе АТ более чем на 200%.
3. Отключение одного из трансформаторов 110 кВ
приводит к перегрузу оставшегося в работе трансформатора более чем на 20%.
4. Вывод в ремонт одного из АТ или Т может потребовать оперативных мер по ограничению потребителей г. Стрежевой и нефтегазодобывающего
комплекса.
104
Таблица П.1.12
Вводы мощности (новые/замена), включая технологическое присоединение и потребность в инвестициях в сетевые объекты
ОАО «ТРК» на 2015-2019 гг.
2015
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
№
п/п
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
1
2
3
4
5
6
7
9,4
км;
6,3
МВА
8
9
7
км;
4,4
МВА
10
11
12
13
33
км,
17
МВА
1.
1.1.
Новое строительство
Всего вводы по ВЛ 0,4110 кВ
1.1.1.
Вводы по ВЛ 110 кВ
1.1.2.
Вводы по ВЛ 35-0,4 кВ
1.2.
1.2.1.
1.2.2.
1.3.
Всего вводы по КЛ 0,4110 кВ
10 км;
1,9
МВА
-
-
2
18,8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
10 км;
1,9
МВА
-
10 км;
1,9
МВА
Вводы по ПС 0,4-35 кВ
48
,0
-
Строительство КЛ 10/0,4
кВ мкр. Южный, п. Зональный
1.3.2.
6
4,8
-
10 км;
1,9
МВА
Вводы ПС 110 кВ
46
,0
-
Вводы по КЛ 35-0,4 кВ
1.3.1.
,0
6,7 км;
4,4
МВА
14
-
Вводы по КЛ 110 кВ
Всего вводы по ПС 0,4110 кВ
60
инвестиции,
млн руб.
60
,0
-
60
,0
6
0,0
6,7 км;
4,4
МВА
6,7 км;
4,4
МВА
6,7 км;
4,4
МВА
46
,0
-
46
,0
4
6,0
9,4
км;
6,3
МВА
9,4
км;
6,3
МВА
9,4
км;
6,3
МВА
6
4,8
-
6
4,8
6
4,8
7
км;
4,4
МВА
7
км;
4,4
МВА
7
км;
4,4
МВА
48
-
,0
-
48
-
,0
4
-
8,0
-
-
-
33
км,
17
МВА
33
км,
17
МВА
33
км,
17
МВА
2
18,8
2
18,8
2
18,8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
105
2015
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
№
п/п
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
1
2
3
4
5
6
7
8
10
Реконструкция и техническое перевооружение
(замена оборудования)
18,8
км, 0,8
МВА
2.1.
Всего замена по ВЛ 1100,4 кВ
18,8
км, 0,8
МВА
11
19,2
км
0,8
МВА
19,2
км
0,8
МВА
12
2.
9
21,1
км
1,5
МВА
21,1
км
1,5
МВА
13
98,4
км,
8,8
МВА
98,4
км,
4,8
МВА
2.1.1.
Замена по ВЛ 110 кВ
Реконструкция ВЛ 110
кВ С-52 "Асино 220Комсомольская" с заменой фундаментов металлических опор
Реконструкция ВЛ 110
кВ С-54 "Улу-Юл Сайга" с заменой
фундаментов металлических опор
Реконструкция ВЛ 110
кВ С-53 "Комсомольская
- Улу-Юл" с заменой
фундаментов металлических опор
Реконструкция ВЛ-110
кВ по зоне СЭС
(С-103/С-104, С-28/С38)
Реконструкция ВЛ-110
кВ по зоне ЦЭС (С-33, С3/4, С-15/16, С-7"М", С11, С-82/83, С-84/85, С86, С-107/108)
Реконструкция ВЛ-110
кВ по зоне СЭС (С-91/С-
230
,7
88
,3
9 км,
4,8
МВА
9 км,
0,8
МВА
218,
4
90
,0
2
30,3
км, 1
МВА
30,3
км, 1
МВА
238
,2
136
,6
225
,2
114
,4
346,34
0
151,10
2
13
инвестиции,
млн руб.
14
125
8,9
5
80,4
2,5
-
,6
-
,6
-
3,1
-
3,7
-
68
-
25,5
-
-
-
-
-
3,1
-
-
-
-
-
3,1
-
-
-
-
-
-
-
3,7
-
-
-
3,7
-
-
-
-
-
-
-
-
-
68
-
2,6
-
2,6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2,6
-
-
-
9,7
-
-
-
-
-
-
-
9,7
-
-
-
4,0
-
-
-
-
-
-
-
4,0
2,5
106
2015
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
№
п/п
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
Замена по ВЛ 35-0,4 кВ
18,8
км, 0,8
МВА
92)
2.1.2.
Реконструкция ВЛ 10/04
от ТП П-1-8 с заменой
провода на СИП,
установкой выносного
учета.
Реконструкция ВЛ-10кВ
ф. Л-17 с установкой реклоузера, с заменой голого провода на СИП 3СИП 1х95
Реконструкция ВЛ-10 кВ
ПО-4 с заменой голого
провода на СИП 3-СИП
1х70
Реконструкция ВЛ-10кВ
ф. Л-15 с установкой реклоузера
Реконструкция ВЛ-10 кВ
МК-5 с заменой голого
провода на СИП 3-СИП
1х95
Реконструкция ВЛ-10кВ
ф. Л-13 с установкой реклоузера, с заменой голого провода на СИП 3СИП 1х70
-
-
-
-
-
-
85
,8
-
-
-
-
-
-
9 км,
0,8
МВА
-
-
-
-
-
-
76
,4
-
-
-
3,5
-
-
30,3
км, 1
МВА
-
-
3,1
км
-
7 км
2 км
133
,5
21,1
км
1,5
МВА
110
,7
-
4,2
км
5,4
-
1,3
км
3,5
-
5,2
-
1
1,7
4,6
-
-
-
-
-
-
19,2
км
0,8
МВА
-
-
-
-
-
-
148,53
4
98,4
км,
4,8
МВА
5
54,9
-
4,2
км
5,4
-
1,3
км
3,5
-
3,1
км
5,2
-
-
3,5
-
-
7 км
2 км
11,7
4,6
107
2015
№
п/п
1
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
2
Реконструкция ВЛ 10/04
от ТП К-18-8 с заменой
провода на СИП,
установкой выносного
учета по зоне ВЭС
Реконструкция ЗТП А27-8 с заменой масляных
выключателей на вакумные
Реконструкция сети 0,4
кВ от ТП А-21-6 с заменой кабельной сети на
СИП
Реконструкция сети 0,4
кВ от ТП А-30-2 с заменой кабельной сети на
СИП
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ
для обеспечения качества
электроэнергии у потребителей по зоне ЦЭС
Реконструкция ВЛ-35кВ
3518 ПС "Лоскутово"
-ПС "Вершинино" с
заменой деревянных
опор на ж/б, провода АС70, изоляторов
Реконструкция ВЛ-35 кВ
3540 ПС "Турунтаево" ПС "Заря"
Реконструкция ВЛ-10 кВ
ф. ПР-1020, СЭС
(установка реклоузера)
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
-
0,2
км
3,5
-
-
4,1
-
-
2,8
-
1,6
км
2,6
-
33,2
-
-
-
-
-
-
9 км
-
-
-
-
-
7,4
-
9,3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4,1
-
-
5,2
-
-
-
-
-
-
-
4 км
-
-
-
-
-
6,3
9,8
9,3
0,2
км
-
-
1,6
км
-
-
-
3,5
-
2,8
2,6
6,3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
8,0
00
-
-
4 км
9 км
-
9,8
9,3
9,3
108
2015
№
п/п
1
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
2
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ
по зоне ЦЭС, СЭС, ВЭС
с заменой опор, провода
на СИП и КТП
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ
с заменой провода на
СИП и установкой КТП
с. Тимирязевское
3
4
5
6
7
9
км;
0,8
МВА
8
9
9
км;
0,8
МВА
10
11
9
км;
0,8
МВА
12
13
14
Реконструкция ВЛ 0,4 кВ
с. Апрель Томского р-на
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ
от ТП К-3-5, Зырянский
РЭС. Замена опор, провода на СИП и КТП10/0,4 кВ
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ
от ТП ПО-1-3 Рыбаловский РЭС, Томский район с заменой провода на
СИП и КТП 10/0,4 кВ
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ
от КТП П-1016-13. Замена провода на СИП,
КТП-160 кВа Чаинский
район, с. Варгатер
Реконструкция ВЛ-0,4 кВ
от ТП БЯ-2-2, с установкой выносного коммерческого учета в п. Палочка
Верхнекетского района.
Замена опор, провода на
СИП
Реконструкция ВЛ-10 кВ
ПО-9. Замена голого про-
9 км;
0,8
МВА
-
-
-
-
0,8 км
-
-
3
0,9
-
-
-
-
1,0
-
-
9 км;
0,8
МВА
-
-
-
-
-
-
-
3
4,0
-
-
-
-
-
-
-
-
3 км
-
-
-
2,2
км;
0,2
МВА
-
3
1,0
3,6
3,6
-
-
-
2,3
-
-
2,5
км;
0,3
МВА
2,3
км;
0,4
МВА
-
-
-
3
1,0
-
-
3,6
2,7
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4 км
31,0
00
-
3 км
-
2,5
км;
0,3
МВА
-
2,3
км;
0,4
МВА
-
0,8
км
-
2,2
км;
0,2
МВА
-
6,6
43
45
км, 4
МВА
4 км
1
57,9
3,6
3,6
3,6
2,7
1,0
2,3
6,6
109
2015
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
№
п/п
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
2,4
км
3,5
1,7
км
2,9
2,1
км
3,5
вода на СИП 3-СИП 1х70
Реконструкция ВЛ 10/04
от ТП К-18-4 с заменой
провода на СИП,
установкой выносного
учета.
Реконструкция ВЛ 10/04
от ТП П-10-15 с заменой
провода на СИП,
установкой выносного
учета.
Реконструкция ВЛ
10/0,4кВ от ТП Г-8-8 с
заменой провода на
СИП, установкой
выносного учета.
Реконструкция ВЛ-35 кВ
по зоне ЦЭС (3517, 3519,
3533, 3573)
Реконструкция ВЛ-35 кВ
по зоне ВЭС (Ц-4, Ц-13,
Ц-14, Ц-17)
Реконструкция ВЛ-35 кВ
по зоне СЭС (ПР-1016)
Реконструкция ВЛ-10 кВ
по зоне ЦЭС (ПБ-6, МЛ10, ГС-17, МЛ-12, Б-7, Б6)
Реконструкция ВЛ-10 кВ
по зоне ЦЭС (МЛ-12, Б20, АП-6, ЮЛ-2/17/9/13,
ПД-12,ЧЛ-8/6, ВР-5, РБ11/12/5, МК-5, КНД-6, Г-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1,3
2
2,8
7,3
5,8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2
9,6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2,4
км
65
-
1,7
км
96
-
2,1
км
72
-
-
-
-
-
-
3,4
2,8
3,4
-
-
-
-
-
-
1,3
22,8
7,3
5,8
29,6
110
2015
№
п/п
1
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
2
7, Л-13/17, ПО-1/6/4, КО4, СМ-4/7, П-7/8/12, АР16/18, П-1,ЗР-1, МС-2,
БА-2, БТ-1, КГ-4/3, Б-10,
ЛК-2/7, МИ-2, АК-2/15,
АП-4)
Реконструкция ВЛ-10 кВ
по зоне ЦЭС (БР-9/10/14,
ВР-7, ЧЛ-9, КР-11/13/4,
ВД-1/7/2/4, ТГ16/12/14/18/17, МЧ-1/12,
МН-13, МГ-9,ЗЛ-8, КФ-9,
КИ-7, КНД-8/10, НК12/2,З-05, СВ8/15/11/20/13/14/16/17,
ПТФ-14,М-21/14, АР-13,
ПБ-5/3/4, МЛ-4/14, МБ-6,
ГС-9/11, МР-6/5/8, БТ-7,
МЛ-15, М-15)
Реконструкция ВЛ-10 кВ
по зоне ВЭС (А-22, Н-7,
Н-8, В-40, К-8, К-9, Д-3,
Д-11, Д-13, П-12, П-14,
НМ-2, НМ-3, НМ-5, КУ1, КУ-5, КУ-9, СГ-4, СГ8, Л-16, У-4, У-6)
Реконструкция ВЛ-10кВ
по зоне ЦЭС (БР-16,БР17,БР-19,БГ-12,ПВ-3,ПВ11,ВЯ-5,ВЯ-16,БР-11,Б12,ЛК-13,В-6,В-7,ЧЛ7,КД-15,УР-8,КЖ-4,КЖ20,КР-7,МЧ-9,МН11,МН-20,КИ-16,БН22,ВО-5,СВ-18,ПТФ-
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2
4,5
2
1,7
-
-
-
-
-
-
-
-
1
2,0
-
-
-
-
-
-
-
24,5
21,7
12,0
111
2015
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
№
п/п
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15,ПТФ-18,ПТ-9,АР17,МБ-10,МС-1,МР11,МС-2)
Реконструкция ВЛ-10 кВ
по зоне ВЭС (КР-2, КР13, А-4, НВ-3, А-17, БЯ2, БЯ-18, БЯ-6, ЯГ-13,
КУ-11, Т-1, Т-7, Т-12, Т16, КГ-6, Т-7 отпайка
Центр Полигон)
Реконструкция ВЛ-10 кВ
по зоне СЭС (Ч-1001, Ч1002, Ч-1003, Ч-1009, Ч1010, ЧКС-1014, ЧП1014, ЧП-1013, Н-1006,
ТМ-1004, КС-1020, КС1034, К-1020, К-1002, Т1015, ТС-1003, ТС-1004,
УБ-1010, УБ-1020, П1009, П-1016, П-1012)
Реконструкция ВЛ-10 кВ
по зоне ЦЭС (ПВ-16,
ПЛ-9, ВЯ-3, ВЯ-10, ВЯ14, ЛК-12, ЛК-6, ПР-4,
АП-1, ВР-16, ВР-14, ВР9, КД-17, КЖ-8, КР-6,
РБ-16, ВО-8, ВО-1, СТ18, СВ-21, СВ-22, П-1, П3, П-5, Кир-6, Кир-4, БА15, БТ-11, КГ-8)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1
3,6
2
3,8
-
-
-
-
-
-
-
-
27,9
71
-
13,6
23,8
28,0
112
2015
№
п/п
1
2.2.
2.2.1.
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
2
Реконструкция ВЛ-10 кВ
по зоне ВЭС (КР-3, НВ9, А-32, БД-6, А-3, А-16,
Г-5, А-47, А-42, А-48,
Т-16 отпайка)
Реконструкция ВЛ-10 кВ
по зоне СЭС (ПР (1012,
1024), А(1006, 1010,
1018, 1020, 1022), ВР
(1014, 1021), ЗВ (1014,
1002), КР (1016, 1009,
1007, 1006), К1032,
Фидеры (2-17, 2-19,6-6,
6-8, 6-21 ,7-12, 7-14), УБ
(1014, 1012, 1016, 1018,
1003), КГ (1012, 1008,
1004, 1014, 1002), ПД
(1008, 1009, 1010))
Всего замена по ПС 1100,4 кВ
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
Замена по ПС 110 кВ
Реконструкция ПС 110
кВ "Чажемто" с заменой
ЩСН, устройством дуговой защиты, замена
кабельного хозяйства,
восстановление ОБР,
установка регистратора
аварийных событий.
Реконструкция ПС 110
кВ "Левобережная",
замена ОПУ с модернизацией устройств РЗА и
заменой разрядников на
-
-
-
-
-
-
142
4 МВА
-
,3
-
,3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
,6
,2
-
-
-
-
-
-
-
3,5
,9
,0
61,5
-
-
-
-
-
-
04
195,23
3,6
61,5
4
МВА
78,5
8
-
48,8
-
-
-
3,9
-
-
-
25,4
-
8
,5
-
-
3,9
-
5,4
100
-
81
110
-
37
-
-
101
-
13
-
-
128,
4
-
-
108
6
189,88
4
2
113
2015
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
№
п/п
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
ОПН
Реконструкция ПС 110
кВ "Усть-Бакчар", замена
ЩСН, СОПТ с установкой АУОТ М с АБ и 2
УКП, устройство дуговой защиты, замена
кабельного хозяйства,
ОБР, установка регистратора аварийных событий,
замена защит СВ-110 кВ,
силовых трансформаторов.
Реконструкция ПС Коломинские Гривы с заменой устройств РЗА ВЛ110 кВ С-35, С-27, С-26
на современные РЗА с
обеспечением функций
ближнего резервирования защит, восстановление ОБР, замена ОСИ на
полимерные, замена ТН110 кВ и кабельных связей.
Реконструкция ПС
110/10кВ «Молчаново».
Реконструкция ОРУ с
заменой ОД-КЗ-110 Т-1
на вакуумный выключатель типа ВБП-110, и с
заменой трансформатора
тока на С-26, замена
-
-
-
-
-
-
-
4,6
-
-
-
4,6
-
-
-
-
-
-
-
5,2
-
-
-
15,2
-
-
-
-
-
-
-
4,7
-
-
-
4,7
1
114
2015
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
№
п/п
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
ОСИ 110 кВ на
полимерные, замена разрядников на ОПН
Реконструкция ПС
Игольская, реконструкция оперативной блокировки на
разъединителях
Реконструкция ПС 110
кВ "ДОК". Замена щита
собственных нужд, замена ОСИ 110 кВ на
полимерные, замена разрядников на ОПН
Реконструкция ПС
"Асино-110" с установкой дугогасящих реакторов, РЗА ВЛ-110 кВ С7А и панели центральной
сигнализации
Реконструкция ПС 110
кВ "Коммунальная".
Замена ОД-110 кВ на
элегазовые выключатели,
замена разрядников на
ОПН, реконструкция
РЗА трансформаторов,
устройств РЗА ВЛ-110
кВ С-9, замена масляных
выключателей на вакуумные, замена ОСИ 110
кВ на полимерные
-
-
-
-
-
-
-
0,8
-
-
-
0,8
-
-
-
-
-
-
-
2,5
-
-
-
2,5
-
-
-
-
-
-
-
6,7
-
-
-
6,7
-
-
-
2,2
-
-
-
-
-
-
-
22,2
2
115
2015
№
п/п
1
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
2
Реконструкция ПС 110
кВ "Лугинецкая". Реконструкция ОРУ-110
кВ, 35 кВ с заменой
разъединителей, разрядников на ОПН, ЗРУ-6 кВ
с заменой масляных выключателей 110,35 кВ на
элегазовые, установка
дополнительных ТТ
110/35 кВ, реконструкция РЗА
Реконструкция ПС "Северо-Восточная" с заменой ячеек, ОСИ, разрядников на ОПН
Реконструкция ПС 110
кВ Парабель КС. Модернизация РЗА трансформаторов Т1, Т2, замена ОСИ 110 кВ на
полимерные
Реконструкция ПС 110
кВ Западная, ПС 110 кВ
Коммунальная, ПС 110
кВ Октябрьская с заменой устройств РЗА 35 кВ
Реконструкция ПС 110
кВ "Останинская". Замена масляных выключателей на вакуумные,
установка дуговой защиты, замена ВМТ на
ВГТ-110 кВ.
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
4
-
-
-
-
-
0,7
-
-
-
-
-
40,7
-
-
-
-
-
4,8
-
-
-
-
-
4,8
-
-
-
-
-
-
-
3,7
-
-
-
3,7
-
6,5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
6,5
-
-
-
-
-
2,5
-
-
-
-
-
12,5
1
116
2015
№
п/п
1
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
2
Реконструкция ПС 110
кВ Александровская.
Установка АУОТ М ч АБ
и 2 УКП, замена ОСИ
110 кВ на полимерные
Реконструкция ПС 110
кВ "Асино". Замена масляных выключателей на
вакуумные, замена ОСИ
110 кВ на полимерные,
замена разрядников на
ОПН
Реконструкция ПС 110
кВ "Кандинка". Замена
ОД-КЗ 35-110 кВ на вакуумные выключатели с
комплектом РЗА, замена
ОСИ 110 кВ на полимерные
Реконструкция ПС 110
кВ "Западная". Замена
масляных выключателей
10 кВ на вакуумные
Реконструкция ПС 110
кВ "Каштак". Замена
масляных выключателей
10 кВ на вакуумные
Реконструкция ПС 110
кВ "Вахская". Замена
МКП-110, ВМТ-110 на
элегазовые.
Реконструкция ПС 110
кВ "Подгорное" с заменой основного и
вспомогательного обору-
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
-
-
-
-
-
3,6
-
-
-
-
-
3,6
-
-
-
-
-
-
-
2,4
-
-
-
2,4
-
-
-
-
-
8,8
-
-
-
-
-
18,8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
55
-
19,9
-
-
-
-
-
-
-
-
-
55
-
19,9
-
-
-
-
-
-
-
-
-
78
-
21,8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
90
-
14,3
1
19,8
19,8
21,7
14,2
117
2015
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
№
п/п
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
дования
Реконструкция ПС Типсино с установкой трансформаторов тока 110 кВ,
замена ОСИ 110 кВ на
полимерные, замена разрядников на ОПН
Реконструкция ПС 110
кВ "Бройлерная". Замена
масляных выключателей
на вакуумные, установка
дуговой защиты, реконструкция устройств
РЗА ВЛ-110 кВ С7, С107,
С108, замена ОСИ 110
кВ на полимерные, замена разрядников на ОПН
Реконструкция ПС 110
кВ "Чердаты". Модернизация РЗА с установкой
дуговой защиты ОВОДМД с ВОД, замена ОСИ
110 кВ на полимерные,
замена маслонаполненных вводов 110 кВ на
трансформаторе Т-2
Реконструкция ПС 110
кВ "Зырянская". Замена
маслонаполненных
вводов 110 кВ на трансформаторе Т-1
9,2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
09
-
-
-
-
-
-
-
4,0
-
78
-
-
-
-
-
-
-
-
-
80
-
-
-
-
-
-
-
-
-
38
1
-
9,2
-
24,5
-
12,2
-
6,1
10,4
12,1
6,1
118
2015
№
п/п
1
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
2
Реконструкция ПС 110
кВ "Улу-Юл". Замена
маслонаполненных
вводов 110 кВ на трансформаторе Т-1, замена
ОД-КЗ 35-110 кВ на вакуумные выключатели
Реконструкция ПС 110
кВ "Асино-110" с заменой устройств РЗА ВЛ110 кВ и щита собственных нужд
Реконструкция ПС 110
кВ "Батурино". Замена
масляных выключателей
на вакуумные, замена
ОСИ 110 кВ на полимерные
Реконструкция ПС 110
кВ "Колпашево". Замена
аккумуляторной батареи.
Реконструкция ПС 110
кВ "Первомайское МР" с
заменой ЩСН,
устройством дуговой
защиты, замена кабельного хозяйства,
восстановление ОБР,
установка регистратора
аварийных событий,
замена защит ВЛ-35 кВ
на современные
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
18,0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
51
-
-
-
-
-
-
-
-
-
96
-
-
-
-
-
-
-
-
-
39
-
-
-
-
-
-
-
-
-
56
-
-
-
-
-
-
-
-
-
12
-
18,1
-
19,1
-
20,9
-
5,5
-
10,9
19,0
20,9
5,4
10,9
119
2015
№
п/п
1
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
2
Реконструкция ПС 110
кВ "Кривошеино". Замена трансформаторов тока
СВ-110 на ТТ с большим
коэффициентом. Замена
ОСИ 110 кВ на
полимерные, замена разрядников на ОПН
Реконструкция ПС 110
кВ "Колпашево". Замена
масляных выключателей
на вакуумные с МП РЗА,
установка дуговой защиты
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
Реконструкция ПС 110
кВ "Ломовая". Замена
масляных выключателей
на вакуумные, замена
ОСИ 110 кВ на
полимерные, замена
ВМТ на ВГТ-110кВ
Реконструкция ПС 110
кВ "Малиновка". Замена
ОСИ 110 кВ на
полимерные, замена разрядников на ОПН, реконструкция устройств
РЗА ВЛ-110 кВ С-8
Реконструкция ПС 110
кВ "Новониколаевская" с
заменой панели ДЗШ и
установкой РАС, реконструкция РЗА, замена
ОСИ 110 кВ на полимерные
1,6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
50
-
1,7
-
-
-
5,0
-
-
-
-
-
-
-
15,0
-
-
-
-
-
-
-
8,2
-
-
-
8,2
-
-
-
-
-
6,2
-
-
-
-
-
6,2
-
6,8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
6,8
1
120
2015
№
п/п
1
2.2.2.
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
2
Реконструкция ПС 110
кВ "Чажемто". Замена
ОД-КЗ 35-110 кВ на вакуумные выключатели с
комплектом РЗА, замена
ОСИ 110 кВ на
полимерные, замена разрядников на ОПН
Реконструкция ПС 110
кВ "Гусево". Замена ОДКЗ 35-110 кВ на вакуумные выключатели с
комплектом РЗА, замена
ОСИ 110 кВ на полимерные
Реконструкция ПС 110
кВ "Семилужки". Замена
ОД-КЗ 35-110 кВ на вакуумные выключатели с
комплектом РЗА, замена
ОСИ 110 кВ на полимерные
Реконструкция ПС 110
кВ "Стрежевская" с
установкой дугогасящих
реакторов и дуговой защиты
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
Замена по ПС 35-0,4 кВ
Реконструкция ПС 35 кВ
Аэропорт с заменой
трансформаторов (с
установкой второго
трансформатора), реконструкция ОРУ 35,
-
-
-
-
-
3,9
-
-
-
-
-
3,9
-
-
-
-
-
9,3
-
-
-
-
-
9,3
-
-
-
-
-
-
-
9,3
-
-
-
9,3
-
-
-
-
-
-
-
7,2
-
-
-
7,2
-
,1
-
1,7
-
2,4
-
50
4
МВА
29,6
-
-
-
-
-
-
-
-
4
МВА
54,3
129
4 МВА
4 МВА
91
,1
5,3
5
4,3
2
121
2015
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
№
п/п
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
КРУ 10. Организация
телеуправления оборудования подстанции
Перемещение трансформаторов 35/10 кВ ПС
35/10 кВ «Петрово» и ПС
35 кВ «Корнилово»
Реконструкция ПС 35кВ
Правобережная
Реконструкция ПС 35кВ
Северная (с организацией телесигнализации и
телеуправления, с созданием каналов связи)
Реконструкция ПС 35 кВ
«Центральная». Замена
вводных ячеек 6 кВ
Реконструкция ПС 35 кВ
"Южная". Реконструкция
щита постоянного тока с
заменой зарядно-подзарядных агрегатов, ЩСН,
ЩПТ, замена АБ на необслуживаемую, модернизация РЗА трансформаторов, замена ячеек на вакуумные (38
ячеек), установка дуговой защиты.
Реконструкция ПС 35 кВ
Водозабор. Замена масляных выключателей
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
9,5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
6,9
-
-
-
-
-
-
-
36,9
-
9,5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
9,5
11
1
19,5
-
3
122
2015
2016
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
№
п/п
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
10кВ на вакуумные
Реконструкция ПС 35 кВ
"Высокое". Замена разрядников на ОПН
Реконструкция ПС 35 кВ
"Большедорохово". Замена ОД-КЗ 35-110 кВ на
вакуумные выключатели
с комплектом РЗА
Реконструкция ПС 35 кВ
"Пудино" с заменой защит трансформатора Т1,
Т2, СВ-35, ЗРУ 10 кВ и
устройством дуговой
защиты, ЩСН, оперативный ток, замена кабельного хозяйства.
Реконструкция ПС 35 кВ
"Новомариинская". Замена разрядников на ОПН
Реконструкция ПС 35 кВ
"Красная горка". Замена
разрядников на ОПН
Реконструкция ПС 35 кВ
"Новоархангельская".
Замена разрядников на
ОПН
Реконструкция ПС 35 кВ
"Туганская ПТФ". Замена
разрядников на ОПН
Реконструкция ПС 35 кВ
"Кузовлево". Замена разрядников на ОПН
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
-
-
2,4
-
-
-
2,4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
50
-
5,4
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2
5,3
123
2015
№
п/п
1
2017
2018
2019
Всего 2015-2019
Наименование
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА,
Мвар
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции, млн
руб.
ввод
км,
МВА
инвестиции,
млн руб.
2
Реконструкция ПС 35 кВ
"Вершинино". Замена
разрядников на ОПН
Реконструкция ПС 35 кВ
"Мирный". Замена разрядников на ОПН
Реконструкция ПС 35 кВ
"Лоскутово". Замена разрядников на ОПН
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
3.
СУММАРНЫЕ
ВВОДЫ по ПС, ВЛ и
КЛ, всего (п.1+п.2)
4.
Объем средств, включенных в инве-стиционную программу, на
исполнение мероприятий, не вошедших в п.
1, п. 2, и потребность в
инвестициях в сетевые
объекты (прогноз до
2019 г.)
5.
2016
ИТОГО
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2
-
-
-
-
-
0,2
28,8
км; 2,7
МВА
290
,7
15,7
км; 9,2
МВА
264,
4
256
,1
15,7
км; 9,2
МВА
273
,3
39,7
км;
7,3
МВА
346,34
0
28,1
км;
5,9
МВА
1 477,7
136
2
559
,1
131,4
км;
25,8
МВА
281,85
,9
589
,8
19,2
км;
0,8
МВА
285
,8
513,
9
28,1
км;
5,9
МВА
286
6
546
,9
303
249,
,3
28,8
км; 2,7
МВА
39,7
км;
7,3
МВА
19,2
км;
0,8
МВА
0,3
628,19
2
131,
4
км;
25,8
МВА
283
8,0
124
Приложение 2. Основные мероприятия и капитальные вложения в развитие объектов теплоэнергетики и
электрических сетей, необходимые для реализации Программы перспективного развития электроэнергетики
Томской области на период 2015-2019 годов.
Таблица П.2.1
№
п/п
Наименование показателя
1
2
1
2
Объекты теплоэнергетики
Томский филиал ОАО «ТГК-11»
Электрические сети Томской ЭЭС
Сети 220 кВ и выше (Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» ТПМЭС)
2.1 Новое строительство электрических сетей
2.2 Замена оборудования (реконструкция и техническое перевооружение)
3 Сети до 110 кВ (ОАО «ТРК»)
3.1 Новые вводы (новое строительство и расширение)
3.2 Замена оборудования (реконструкция и техническое перевооружение)
Кол-во, шт.
ед.изм.
км/МВА/
МВАр
3
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Всего
(2014-2019)
млн. руб.
4
5
6
7
8
9
10
565
623
698
685
н.д.
н.д.
2571
288,71
3044,73
3917,73
5943,98
1717,15
н.д.
14912,25
127,3
2822
3774,68
5943,98
1717,15
н.д.
14385,06
161,41
222,73
143,05
0
0
0
527,19
131,4/25,8
33/17
493,5
-
546,9
60
513,9
46
589,8
64,8
559,1
48
628,2
0
3331,2
218,8
98,4/8,8
-
486,9
467,9
525
511,1
628,2
2619,1
745/2738/
464
745/1336/360
0/1402/104