АДМИНИСТРАЦИЯ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

РАСПОРЯЖЕНИЕ
от 12 июля 2013 г. № 551-ра

О СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2014 - 2018 ГОДОВ

1. В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", в целях развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей на территории Томской области утвердить схему и программу развития электроэнергетики Томской области на период 2014 - 2018 годов согласно приложению к настоящему распоряжению.
2. Контроль за исполнением настоящего распоряжения возложить на заместителя Губернатора Томской области по промышленности и ТЭК Резникова Л.М.

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





Приложение
к распоряжению
Губернатора Томской области
от 12.07.2013 № 551-ра

СХЕМА И ПРОГРАММА
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ
НА ПЕРИОД 2014 - 2018 ГОДЫ

ПАСПОРТ ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ
НА 2014 - 2018 ГОДЫ


Наименование Схема и программа развития электроэнергетики
Программы Томской области на период 2014 - 2018 годы
(далее - Программа)

Основание для Постановление Правительства Российской Федерации от
разработки Программы 17 октября 2009 года № 823 "О схемах и программах
перспективного развития электроэнергетики"

Государственный Администрация Томской области
заказчик

Основные разработчики Департамент энергетики Администрации Томской
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;
обеспечение удовлетворения долгосрочного
и среднесрочного спроса на электрическую энергию и
мощность

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 ограничения
пропускной способности электрических сетей;
скоординированное планирование строительства и
ввода в эксплуатацию, а также вывода из
эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и
генерирующих мощностей (в т.ч. с учетом Соглашений
Администрации Томской области: с ОАО "ФСК ЕЭС", с
ОАО "МРСК Сибири", с ОАО "Российская топливная
компания");
обеспечение координации планов развития
топливно-энергетического комплекса области,
транспортной инфраструктуры, схем территориального
планирования области и схемы и программы
перспективного развития электроэнергетики области

Важнейшие оценочные - Увеличение доли производства тепловой энергии на
показатели Программы комбинированных источниках до 48,0 процентов от
общей величины выработки в 2018 году;
- снижение удельного расхода топлива на отпуск
электроэнергии на тепловых электростанциях до 318,1
г.у.т./кВт x ч в 2018 году;
- ликвидация 10 "узких" мест энергосистемы

Сроки и этапы 2014 - 2018 годы
реализации Программы

Исполнители основных Электросетевые и генерирующие компании Томской
мероприятий области (по согласованию);
Департамент энергетики Администрации Томской
области

Объемы и источники Финансирование программных мероприятий определено в
обеспечения Программы объеме 36057,044 млн рублей (прогноз), из них:
на 2013 год - 3249,638 млн рублей;
на 2014 год - 7890,736 млн рублей;
на 2015 год - 11888,243 млн рублей;
на 2016 год - 9221,692 млн рублей;
на 2017 год - 1902,921 млн рублей;
на 2018 год - 1903,813 млн рублей
Реализация Программы предусмотрена за счет
собственных средств предприятий (прогноз)

Ожидаемые конечные В ходе реализации программных мероприятий
результаты реализации запланировано:
Программы ввод трансформаторной мощности - 3189,2 МВА;
реконструкция и ввод электрических сетей (35 кВ и
выше) - 986,1 км

Система организации Контроль за исполнением Программы осуществляет
контроля за Департамент энергетики Администрации Томской
исполнением Программы области в соответствии с Постановлением
Правительства Российской Федерации от 17 октября
2009 года № 823 "О схемах и программах
перспективного развития электроэнергетики"


ВВЕДЕНИЕ

Работа "Схема и программа развития электроэнергетики Томской области на период 2014 - 2018 годы" выполняется в соответствии с техническим заданием.
Основной задачей работы являются:
- 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 2014 - 2018 гг." за отчетный принят период 2008 - 2012 гг., в качестве перспективного принят период 2014 - 2018 гг.
При выполнении настоящей "Схемы и программы развития электроэнергетики Томской области на период 2014 - 2018 гг." были использованы материалы:
1. "Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 года".
2. "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на период 2012 - 2018 годы".
3. Проект "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на период 2013 - 2019 годы".

4. "Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Томской области на период 2013 - 2017 годы", утвержденной распоряжением Губернатора Томской области от 18.05.2012 № 445-ра.
5. "Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года".
6. "Энергетическая стратегия Томской области на период до 2020 года".
7. "Долгосрочная целевая программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности на территории Томской области на 2010 - 2012 годы и на перспективу до 2020 года".
8. "Обоснование инвестиций в строительство Северской АЭС".
9. "Схема теплоснабжения городского округа Стрежевой на 2012 - 2030 гг.".
10. Утвержденных в установленном порядке в предшествующий период инвестиционных программ субъектов электроэнергетики Томской области, в уставных капиталах которых участвует государство, и сетевых организаций.
11. Проектных документаций по следующим титулам:
- "Комплексная реконструкция и техническое перевооружение ПС 220 кВ Восточная";
- "Комплексная реконструкция и техническое перевооружение ПС 220 кВ Советско-Соснинская";
- "ВЛ 500 кВ Томская - Парабель с расширением ПС 220 кВ Парабель (сооружение ОРУ-500 кВ)";
- "ВЛ 500 кВ Советско-Соснинская - Парабель";
- "ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская с переводом подстанции 220 кВ Советско-Соснинская на напряжение 500 кВ".

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.

Рис. 1.1. Географическое положение Томской
области на карте России

Рисунок не приводится.

Территория Томской области граничит:
на юге - с Кемеровской, Новосибирской областями;
на юго-западе - с Омской областью;
на западе, северо-западе и севере - с Ханты-Мансийским автономным округом - Югрой (ХМАО);
на северо-востоке и востоке - с Красноярским краем.
Томская область входит в состав Сибирского федерального округа Российской Федерации.
В состав области входят:
- 6 городов - Томск, Северск, Стрежевой, Асино, Колпашево, Кедровый;
- 16 муниципальных районов - Александровский, Асиновский, Бакчарский, Верхнекетский, Зырянский, Каргасокский, Кожевниковский, Колпашевский, Кривошеинский, Молчановский, Парабельский, Первомайский, Тегульдетский, Томский, Чаинский, Шегарский;
- 4 городских округа;
- 3 городских и 116 сельских поселений;
- 576 сельских населенных пунктов.
Административным центром является г. Томск, расположенный в южной части области на берегу реки Томи, правого притока Оби.
Численность населения Томской области на 01.01.2013 составила 1064,67 тыс. человек. Плотность населения по области составляет 3,4 чел./кв. км.

Рис. 1.2. Географическое положение Томской области

Рисунок не приводится.

Протяженность области с севера на юг составляет около 600 км, с запада на восток - 780 км. Площадь Томской области равна 314,4 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 северо-запад, деля область на две практически равные части. Возвышенное правобережье в меньшей степени заболочено и отличается лучшей заселенностью. Левобережье включает громадное Васюганское болото площадью 53000 кв. км. На долю речных долин приходится 1/5 всей территории области.
Томская область располагается в умеренных широтах северного полушария, в глубине материка Евразия, в непосредственной близости к географическому центру части света Азия. Это оказывает главное влияние на формирование ее климата, который определяется как переходный от умеренно-континентального к резко-континентальному.
Средняя годовая температура воздуха по всей области находится ниже нуля и изменяется от -0,6 °С на юге области (г. Томск) до -3,5 °С на северо-востоке (Ванжиль - Кынак). В области отчетливо выражен годовой ход температуры воздуха: максимум приходится на июль (+35 °С), минимум - на январь (-55 °С).
На территории Томской области в среднем за год выпадает от 400 до 600 мм осадков.
Всего на территории области насчитывается 573 реки, протяженность каждой из которых превышает 20 км. Общая протяженность учитываемых рек достигает 39,5 тыс. км.
Наиболее крупные притоки Оби - это Томь, Чулым, Чая, Кеть, Парабель, Васюган и Тым. Томская область по ресурсам речного стока занимает одно из первых мест в Западной Сибири.

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

Рисунок не приводится.

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

2. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ ЗА ПЕРИОД 2008 - 2012 ГГ.

2.1. Общая характеристика Томской энергосистемы

Формирование энергосистемы состоялось в шестидесятые годы прошлого столетия в основном в городе Томске и прилегающем районе. Наиболее активный процесс формирования энергосистемы состоялся в семидесятые - восьмидесятые годы. В этот период выстроена железная дорога Асино - Белый Яр и выполнено электроснабжение потребителей прилегающих к железной дороге, осуществлено электроснабжение сельскохозяйственных потребителей юго-восточных районов области и начато активное освоение северных нефтегазовых месторождений. В районе месторождений строятся новые города (Стрежевой, Кедровый), начинается освоение Лугинецкого, Игольского, Герасимовского и других нефтегазовых месторождений, для электроснабжения которых строятся подстанции и линии электропередачи. ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая - Игольская выстроена в габаритах 220 кВ с перспективой перевода указанных подстанций на напряжение 220 кВ. С конца 80-х годов в стране начинается "перестройка" и освоение месторождений замирает примерно до 2000 г. С появлением нового собственника ОАО "Томскнефть" ВНК вновь начинается активное освоение севера, в частности Северо-Васюганских нефтегазовых месторождений. Активно строятся сети 110 - 35 кВ, принадлежащие ОАО "Томскнефть" ВНК, при этом не учитывается износ магистральных линий и их ограниченная пропускная способность, которая препятствует дальнейшему росту нагрузок в этом районе.
Основными субъектами электроэнергетики, образующими региональную энергосистему Томской области, являются:
- Томский филиал ОАО "ТГК-11", в ведении которого находятся три энергоисточника: Томская ГРЭС-2 (Ру-331 МВт), Томская ТЭЦ-3 (Ру-140 МВт) и Томская ПРК (Ру - 14,7 МВт).
- ОАО "Сибирский химический комбинат", в ведении которого находятся ТЭЦ установленной мощностью 549 МВт, а также сетевое хозяйство 35-110 кВ;
- Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" Томское ПМЭС находится под управлением филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Сибири, которое входит в ОАО "ФСК ЕЭС". Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" Томское ПМЭС осуществляет эксплуатацию сетей 220 - 500 кВ. По сети 500 кВ энергосистема связана с объединенной энергосистемой Сибири, по сети 220 кВ с объединенной энергосистемой Урала. Негативной особенностью сформировавшейся системообразующей сети является ее протяженность (двухцепная ВЛ 220 кВ Томская - Парабель - Нижневартовская ГРЭС составляет 807 км), слабая связь с Тюменской энергосистемой, отсутствие резервирования;
- ОАО "Томская распределительная компания" находится под управлением ООО "ЭРДФ Восток". ОАО "ТРК" осуществляет эксплуатацию находящихся в собственности компании электрических сетей напряжением 35 - 110 кВ, по которым осуществляется распределение электрической энергии потребителям области. Распределительная сеть сформирована кольцевыми и радиальными связями. В состав ОАО "ТРК" входят районы электрических сетей, расположенные в основном в районных центрах области, и три территориальных дирекции: ТД "Центральные электрические сети", ТД "Восточные электрические сети" и ТД "Северные электрические сети";
- ОАО "Томскнефть" ВНК. Этому обществу принадлежат электрические сети напряжением 35 - 110 кВ, расположенные в районе Северо-Васюганских нефтяных месторождений, сети напряжением 35 кВ, расположенные в районе Советско-Соснинского, Вахского и Малореченского месторождений. Эксплуатацию сети, принадлежащей ОАО "Томскнефть" ВНК, осуществляет ООО "ЭнергоНефтьТомск".
Основными энергоисточниками энергосистемы Томской области являются электростанции Томская ГРЭС-2 (Ру-331 МВт) и Томская ТЭЦ-3 (Ру-140 МВт), Томская ПРК (Ру - 14,7 МВт), входящие в состав Томского филиала ОАО "ТГК-11", а также ТЭЦ СХК (549 МВт), принадлежащая ОАО "Сибирский химический комбинат". Остальные энергетические мощности представлены объектами малой генерации промышленных предприятий, как правило, газотурбинными и газопоршневыми электростанциями (станции промпредприятий) установленной мощностью 61,2 МВт. Энергосистема Томской области является дефицитной по мощности и электроэнергии, переток электроэнергии из соседних регионов, объединенных энергосистем Сибири и Урала в 2012 году составил 3,635 млрд кВт x ч, или 40 процентов годового потребления электроэнергии.
Прогнозы развития объединенных энергосистем Сибири и Урала показывают, что в настоящее время и на перспективу 5 - 10 лет эти энергосистемы будут избыточны (за исключением Тюменской области).
Электроэнергетическая система (ЭЭС) Томской области входит в состав объединенной энергосистемы (ОЭС) Сибири. На рисунке 2.1 (не приводится) показана сеть ЛЭП высокого напряжения (220 кВ - зеленые линии и 500 кВ - красные линии) части ОЭС Сибири. Достаточно "сильные" межсистемные электрические связи с энергосистемами Красноярской и Кемеровской областей позволят и впредь покрывать имеющийся дефицит мощности с учетом его роста за счет перетоков из соседних энергосистем.

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

Рисунок не приводится.

Однако дефицитность области по электроэнергии обуславливает поиск путей снижения ее зависимости от внешних поставщиков электроэнергии и повышения тем самым ее энергетической безопасности.
Наличие в области запасов природного газа и его добыча на уровне 4 - 4,2 млрд куб. м позволяют потенциально рассматривать возможность строительства новых газовых энергоблоков на Томской ТЭЦ-3, мини-ТЭЦ на базе газотурбинных или газодизельных энергоблоков небольшой мощности. В то же время прогнозируемая тенденция опережающего роста стоимости на природный газ по сравнению со стоимостью угля предопределяет целесообразность использования газа только на эффективном энергетическом оборудовании.
Альтернативой развития электроэнергетики на газе следует считать развитие атомной энергетики и электростанций с использованием угля.
Следует также учитывать, что значительная часть генерирующего оборудования электростанций Томской области отработала свой парковый ресурс, изношена и требует замены.
Распределение электроэнергии по территории области осуществляется по электрическим сетям напряжением от 0,4 кВ до 220 кВ. С соседними энергосистемами область связана по ВЛ 500 и 220 кВ:
- с Красноярской: ВЛ 500 кВ Итатская - Томская;
- с Кузбасской: ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская, ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная, ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная, ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново; ВЛ 35 кВ Заря - Вознесенка;
- с Новосибирской: ВЛ 110 кВ Боярская - Чилино с отпайкой на ПС Кандауровская.
Энергосистема имеет также связь с ОЭС Урала (Тюменская энергосистема) по двухцепной 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 104 подстанции 110 - 220 кВ с установленной мощностью трансформаторов 7669,3 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 является ПС 220 кВ Парабель, тем самым потребители Томской области севернее этой подстанции получают электроэнергию из Тюменской энергосистемы.
Таким образом, наряду с решением вопросов по ликвидации дефицита энергетических мощностей необходимо решение проблем по электросетевой части.

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

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

Таблица 2.2.1

Динамика электропотребления и среднегодовых темпов прироста
электропотребления в Томской энергосистеме
за период 2008 - 2012 гг.


Наименование 2008 2009 2010 2011 2012

Электропотребление, Э, млн кВт x ч 8890 8741 9051 8860 9177

Абсолютный прирост электропотребления, 68 -149 310 -191 317
млн кВт x ч

Среднегодовые темпы прироста, % 0,8 -1,7 3,6 -2,1 3,6


Рисунок 2.2. Динамика электропотребления и среднегодовых
темпов прироста электропотребления в Томской энергосистеме
за период 2008 - 2012 гг.

Рисунок не приводится.

Как видно из таблицы 2.2.1 и рисунка 2.2, в Томской области в период 2008 - 2012 гг. электропотребление изменялось разнонаправленно: снижение электропотребления в 2009 и 2011 годах на 1,7% и 2,1% соответственно, увеличение электропотребления в 2008, 2010 и 2012 годах на 0,8%, 3,6% и 3,6% соответственно. В 2012 году электропотребление в Томской энергосистеме увеличилось на 3,2% по отношению к 2008 году.
Спад потребления электрической энергии в 2009 году обусловлен общим спадом промышленного производства региона вследствие экономического кризиса в Российской Федерации.
Относительно большой прирост электропотребления в 2012 году относительно 2009 года отчасти обусловлен аномально низкой среднегодовой температурой окружающего воздуха (-1,2 °С), а также ростом электропотребления населением области.

Таблица 2.2.2

Структура электропотребления по основным группам
потребителей за 2008 - 2012 гг.


2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г.
Наименование
млн млн млн млн млн
кВт x ч кВт x ч кВт x ч кВт x ч кВт x ч

Промышленное производство 4887,9 4971,719 5029,808 4952,612 5061,8

В том числе:

ОАО "СХК" 1278,085 1409,094 1392,188 1351,408 1380,6

ООО "Томскнефтехим"

("Сибурэнергоменеджмент") 514,986 507,245 505,339 502,983 517,1

ООО "Русэнергоресурс"

(ОАО "Транснефть") 160,36 152,941 209,235 192,816 272,5

"РН-энерго" 1829,82 1863,771 1865,826 1852,812 1866,4

Межрегионэнергосбыт 228,85 251,855 309,154 282,678 232,6

Другие промышленные 875,799 786,813 748,066 769,915 792,6
производства

Производственные нужды 89,528 96,18 92,482 89,379 90,5

Строительство 25,2 21,224 20,922 20,356 20,3

Транспорт и связь 121,391 101,733 97,447 74,246 25,7

Сельское хозяйство 109,294 103,481 99,749 75,918 77,9

Непромышленные потребители 41,235 97,263 131,020 137,851 308,7

Бытовое потребление 277,999 248,006 218,195 255,597 264
(жилищно-коммунальный сектор)

Электроэнергия на компенсацию 640,337 638,582 729,876 796,517 804,2
потерь

ОПП без населения 617,732 648,396 614,153 471,753 420

Население 975,686 1035,267 1106,348 1125,63 1159,4

Потери в электрических сетях 256,179 258,419 238,012 210,655 214,7
ФСК

Собственные нужды 358,805 341,406 375,419 337,494 386,7
электростанций

Нагрузка, покрываемая 169,927 180,001 286,359 314,225 343,1
станциями промпредприятий

Небаланс 318,787 -0,677 11,21 -2,233 0

ВСЕГО 8571,213 8741,677 9039,790 8862,233 9177,1


Рисунок 2.3. Структура электропотребления в энергосистеме
Томской области 2008 - 2009 гг.

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.4. Структура электропотребления в энергосистеме
Томской области 2010 - 2012 гг.

Рисунок не приводится.

Анализ структуры электропотребления за 2008 - 2012 годы (рисунок 2.3, 2.4 - не приводятся) показал, что растущий или практически неизменный характер электропотребления наблюдается для большинства отраслей экономики. Так, например, объем электропотребления, приходящийся на долю промышленности в процентном отношении к общему объему электропотребления, вырос до 58% в 2009 году. С 2010 - 2012 гг. в этом секторе экономики наблюдается некоторый спад, 1 - 2%.
Исключение составляют транспорт и связь, в этих секторах наблюдается некоторый процент снижения от общего электропотребления (до 0,27% в 2012 году). Электропотребление, приходящееся на долю непромышленных потребителей, выросло до 3,36% в 2012 году. Кроме того, в период с 2008 по 2012 годы наблюдается неуклонный рост электропотребления населением. Так, если в 2008 году объем электропотребления, приходящийся на долю населения, в процентном отношении к общему объему электропотребления составлял 12%, то в 2012 году эта цифра составила уже 12,6%. В сельском хозяйстве с 2008 года зафиксировано снижение электропотребления с 1,1% в 2008 году до 0,85% в 2012 году от общего объема.
Такая динамика электропотребления связана с мировым финансово-экономическим кризисом, вследствие которого многие компании снизили свое производство, масштабы строительства значительно уменьшились, снизился уровень покупательной способности населения.
Самую большую долю в структуре общего электропотребления составляют потребители промышленного сектора экономики (порядка 58,0%). Самую низкую долю - потребители строительного сектора (порядка 0,22%).
Потери электроэнергии в электрических сетях с 11,14% от суммарного электропотребления в 2008 г. снизились до 9,68% в 2012 г. Производственные нужды составляют порядка 1,008 - 1,1% от общего электропотребления в энергосистеме Томской области. Расход электроэнергии на собственные нужды станций снижался с 15,9% в 2008 г. до 15,4% в 2012 г.

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 "Русэнергоресурс" - энергосбытовая компания, занимающаяся поставками электрической энергии на предприятия ОАО "Транснефть". На территории Томской области ООО "Русэнергоресурс" производит покупку электроэнергии и мощности на оптовом рынке электроэнергии и мощности для нужд ОАО "Магистральные нефтепроводы центральной Сибири" (ОАО "Центрсибнефтепровод").
ОАО "Сибурэнергоменеджмент" - энергосбытовая компания, занимающаяся поставками электрической энергии на предприятия ОАО "СИБУР Холдинг". СИБУР - лидер нефтехимии России и Восточной Европы с полным охватом отраслевого цикла. На территории Томской области ОАО "Сибурэнергоменеджмент" производил покупку электроэнергии и мощности для нужд ООО "Томскнефтехим" с 2008 г. С 1 января 2010 года покупку электроэнергии и мощности по группе точек поставки ООО "Томскнефтехим" ОАО "Сибурэнергоменеджмент" производит на оптовом рынке электроэнергии и мощности.
ОАО "Томская энергосбытовая компания" - крупнейшая на данный момент энергосбытовая компания Томской области, осуществляет деятельность в качестве гарантирующего поставщика, границы зоны деятельности которой определены по административным границам Томской области. Доля рынка ОАО "Томская энергосбытовая компания" составляет 87%. ОАО "Томская энергосбытовая компания" обслуживает более 200 тыс. потребителей электрической энергии.

Таблица 2.3.1

Перечень основных потребителей электрической энергии


Годовой
№ Наименование Место объем
пп потребителя расположения Вид деятельности электро-
(адрес) потребления,
млн кВт x ч

1 ООО "Русэнергоресурс" Почтовый Энергосбытовая компания, 192,816
адрес: 105066, занимающаяся поставками
г. Москва, ул. электрической энергии на
Ольховская, предприятия ОАО
дом 27, стр. "Транснефть"
3. Юридический
адрес: 117049,
г. Москва,
Ленинский
проспект, дом
4, стр. 1-а

2 ОАО Почтовый Энергосбытовая компания, 502,985
"Сибурэнергоменеджмент" адрес: 394029, занимающаяся поставками
г. Воронеж, электрической энергии на
Ленинский предприятия ОАО "СИБУР
проспект, дом Холдинг"
15, корпус 2,
офис 238.
Юридический
адрес: 394014,
г. Воронеж,
Ленинский
проспект, дом
2

3 ОАО "РЖД" Почтовый Грузовые и пассажирские 31,591
адрес: 107174, железнодорожные перевозки
Москва, ул.
Новая
Басманная ул.,
д. 2.
Юридический
адрес: 107174,
Москва, ул.
Новая
Басманная ул.,
д. 2

4 МУП "Томский Почтовый Деятельность по обеспечению 146,812
энергокомплекс" адрес: 634021, водоснабжения,
г. Томск, ул. водоотведения и канализации
Шевченко, 41а

5 ОАО "Сибэлектромотор" Почтовый Промышленный комплекс с 22,365
адрес: 634012, полным технологическим
г. Томск, пр. циклом производства
Кирова, 58 асинхронных
электродвигателей,
чугунного литья и изделий
из него

6 ЗАО "Сибкабель" Почтовый Производство 25,921
адрес: 634000, кабельно-проводниковой
г. Томск, ул. продукции
Пушкина, 46

7 ООО "Томское пиво" Почтовый Производство пивоваренной 17,231
адрес: 634028, продукции
Россия, г.
Томск,
Московский
тракт, 46

8 ЗАО "Сибирская аграрная Почтовый Компания представляет собой 25,897
группа" адрес: 634009, вертикально-интегрированный
г. Томск, пер. агропромышленный холдинг с
Кооперативный, полным
4 производственно-сбытовым
циклом, где все процессы
идут по замкнутой цепи - от
производства комбикормов до
производства мясной
продукции и ее реализации

ООО "Энергокомфорт" Почтовый Осуществляет реализацию
9 Сибирь" (ГК ООО адрес: 634034, конечным потребителям 440,708
"Энергострим") г. Томск, ул. электрической энергии на
Котовского, 19 территории города Томска и
частично - Томского района

ООО "РН-Энерго" Почтовый На территории Томской
10 адрес: 115419, области ООО "РН-Энерго" 1852,812
г. Москва, ул. приобретает электрическую
Малая энергию и мощность для нужд
Калужская, д. ОАО "Томскнефть" ВНК. ОАО
15, стр. 28 "Томскнефть" ВНК

ОАО Почтовый адрес Независимая энергосбытовая
"Межрегионэнергосбыт" 119526, г. компания, потребитель 282,678
11 (VIP-клиент ОАО Москва, пр-т электрической энергии,
"Томская энергосбытовая Вернадского, занимающаяся поставками
компания") д. 101, корп. электрической энергии на
3 предприятия ОАО "Газпром
трансгаз Томск"


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 2.5 (не приводится).

Таблица 2.4.1

Динамика изменения собственного максимума нагрузки
в энергосистеме Томской области за период 2008 - 2012 гг.


Наименование 2008 2009 2010 2011 2012

Собственный максимум нагрузки, МВт 1319 1373 1435 1384 1420

Абсолютный прирост максимума нагрузки, -16 54 63 -52 36
МВт

Среднегодовые темпы прироста, % -1,3 4,1 4,5 -3,6 2,6


Рисунок 2.5. Динамика изменения максимума нагрузки в Томской
энергосистеме за период 2008 - 2012 гг.

Рисунок не приводится.

С 2009 года наблюдается рост максимума нагрузки энергосистемы. Относительно большой рост максимума нагрузки в 2010 году относительно 2009 года отчасти обусловлен аномально низкой среднегодовой температурой окружающего воздуха (-1,2 °С), а также ростом электропотребления населением области.
К наиболее крупным узлам нагрузки энергосистемы Томской области относятся следующие подстанции:
- ПС 220/110/35/10 кВ Восточная. На подстанции установлены два автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА каждый (находятся в эксплуатации с 1975 - 1978 гг., срок службы 38 и 35 года), три трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА каждый (установлены в 1982, 1983, 2012 гг., в эксплуатации 31, 30 и 1 год). Загрузка каждого автотрансформатора в нормальном режиме работы сети составляет 42%, загрузка каждого трансформатора в нормальном режиме составляет 30%.
- ПС 220/110/10 кВ Зональная. На подстанции установлены два автотрансформатора 220/110/10 кВ АТ-1, АТ-2 мощностью 200 МВА каждый (находятся в эксплуатации с 1992 и 2012 гг., срок службы 21 и 1 год). Загрузка каждого автотрансформатора в нормальном режиме составляет по 30%;
- ПС 220/110/35/6 кВ Советско-Соснинская. На подстанции установлены три автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 63 МВА каждый (находятся в эксплуатации с 1980 - 1981 гг., срок службы 33 и 32 года), два трансформатора 110/35/6 кВ мощностью 63 МВА каждый (установлены в 1973 году, в эксплуатации 40 лет). Загрузка каждого автотрансформатора в нормальном режиме работы сети составляет 94%. При аварийном отключении одного из автотрансформаторов оставшиеся в работе перегружаются более чем на 45%. Загрузка трансформаторов в нормальном режиме составляет 68%. При аварийном отключении одного из трансформаторов оставшийся в работе трансформатор перегружается более чем на 40%;
- ПС 220/110/10 кВ Чапаевка. На подстанции установлены три автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 63 МВА каждый (находятся в эксплуатации с 1976 года, срок службы 37 лет). В работе находятся два автотрансформатора, один автотрансформатор - в резерве. Загрузка каждого автотрансформатора в нормальном режиме работы составляет 45%;
- ПС 220/110/10 кВ Парабель. На подстанции установлены три автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 63 МВА каждый (два автотрансформатора установлены в 1972 году, срок службы 41 год, один - в 1984 г., срок службы 29 лет). Загрузка каждого автотрансформатора в нормальном режиме работы составляет 63%. При аварийном отключении одного из автотрансформаторов оставшиеся в работе загружены на 94%.
Перечень основных крупных узлов нагрузки энергосистемы Томской области приведены в таблице 2.4.2.

Таблица 2.4.2

Перечень основных крупных узлов нагрузки
энергосистемы Томской области


Зимний замер максимума Резерв
№ Наименование энергоузла нагрузки, МВт мощности
пп центра
2008 2009 2010 2011 2012 питания, МВт

1 ПС 220 кВ Восточная

220 кВ 182 149,9 158 164 167

110 кВ 182 149,9 158 164 167 16

35 кВ 33 31,1 39,6 39 31,4 0

10 кВ 34 33,7 34,3 35 36,4 0

2 ПС 220 кВ Зональная

220 кВ 132 98,4 107,3 110 129

110 кВ 132 98,4 107,3 110 129 12

3 ПС 220 кВ Чапаевка

220 кВ 69,6 68,1 66,4 62,3 57

110 кВ 69 67,5 65,7 61,6 57 56,6

10 кВ 0,6 0,6 0,7 0,7 0,5 29,9

4 ПС 220 кВ Парабель

220 кВ 110 115,2 110 120,7 131

110 кВ 102 101,8 91,9 106,8 116 0

10 кВ 7,7 13,4 18,1 13,9 14,7 0

5 ПС 220 кВ
Советско-Соснинская

220 кВ 129 134,6 140,3 134 136,5

110 кВ 129 134,6 140,3 134 136,5 0

35 кВ 48,4 55,6 54,5 51 51,1 0

6 кВ 4 10,1 12,6 12,5 9,8 0

6 ПС 500 кВ Томская

500 кВ 346 274,2 273,1 277 378,4 нет данных

220 кВ 361 273,7 273,1 276,5 377,8

10 кВ 0,6 0,5 0,4 0,5 0,6


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

Основными источниками тепловой энергии, осуществляющими централизованное теплоснабжение на территории Томской области, являются:
1) город Томск:
Томский филиал ОАО "ТГК-11" в составе:
- Томской ГРЭС-2 установленной тепловой мощностью 815 Гкал/час;
- Томской ТЭЦ-3 установленной тепловой мощностью 780 Гкал/час;
- ПРК (пиковая резервная котельная) установленной тепловой мощностью 896 Гкал/час;
2) город Северск:
- ОАО "СХК" с ТЭЦ СХК установленной тепловой мощностью 780 Гкал/час;
3) город Стрежевой:
- ООО "Стрежевой теплоэнергоснабжение" установленной тепловой мощностью:
- Котельная № 3 150,0 Гкал/час;
- Котельная № 4 120,0 Гкал/час.
В теплоснабжении муниципальных образований Томской области участвуют более 500 источников суммарной мощностью 3993,4 Гкал/ч, обеспечивающих теплом население и бюджетофинансируемые 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. 2008 2009 2010 2011 2012
изм.

Потребление тепловой Тыс. 7043,51 7370,43 7340,39 7186,87 7627,64
энергии Гкал

Абсолютный прирост/спад Тыс. 295,05 326,92 -30,04 -153,52 440,77
теплопотребления Гкал

Среднегодовые темпы % 4,19 4,43 -4,09 -2,13 6,13
прироста/спада


Структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных генерирующих компаний Томской области за 2012 г. представлена в таблице 2.5.2.

Таблица 2.5.2

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


N№ Отпуск тепловой
пп Наименование энергоисточников энергии (2012
год), тыс. Гкал

Всего от ТЭС, в т. ч.: 7627,643

1 Структурные подразделения Томского филиала ОАО 4955,043
"ТГК-11", в т. ч.:
Томская ГРЭС-2 2269,590
Томская ТЭЦ-3 1897,323
Томская ПРК (ГТУ-16) 788,130

2 ОАО "СХК" 2672,600
ТЭЦ СХК

Всего от котельных, в т.ч.: 626,490

1 Муниципальные котельные, арендуемые Томским филиалом 35,640
ОАО "ТГК-11"

2 ООО "Стрежевой теплоэнергоснабжение" 590,850


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

Таблица 2.5.3

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


Наименование показателя Ед. 2008 2009 2010 2011 2012
изм.

Потребление тепловой Тыс. 7043,51 7370,43 7340,39 7186,87 7627,64
энергии, в том числе: Гкал

- население Тыс. 4598,59 4782,41 4747,07 4647,78 4942,71
Гкал

- бюджетные организации Тыс. 1050,61 1035,04 1027,39 1005,9 1052,61
Гкал

- промышленные и Тыс. 456,17 529,76 525,86 514,86 556,82
приравненные к ним Гкал
потребители

- прочие потребители Тыс. 938,14 1023,22 1040,07 1018,32 1075,50
Гкал


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


Годовой объем Источник Присоединенная
N№ Наименование потребителя теплопотребления, покрытия нагрузка
пп тыс. Гкал тепловой Гкал/час
нагрузки

1 Частный сектор 109956,64 ГРЭС-2; 36,64
ТЭЦ-3;
ПРК

2 ТСЖ 2651668,60 ГРЭС-2; 883,595
ТЭЦ-3;
ПРК

3 Административные учреждения 69113,03 ГРЭС-2; 23,03
(федеральные, региональные, ТЭЦ-3;
муниципальные) ПРК

4 Предприятия малого бизнеса, 1206281,96 ГРЭС-2; 401,96
сферы услуг ТЭЦ-3;
ПРК

5 Учебные заведения 294575,16 ГРЭС-2; 98,159
ТЭЦ-3;
ПРК

6 ГУП "ККП ТНЦ СО РАН" 202276,40 ГРЭС-2; 67,40

7 Детские и дошкольные 53057,68 ГРЭС-2; 17,68
заведения ТЭЦ-3;
ПРК

8 Медицинские учреждения 74334,77 ГРЭС-2; 24,77
ТЭЦ-3;
ПРК

9 Томский филиал ОАО "ТГК-11" 44804,93 ГРЭС-2; 14,93
(объекты теплоснабжения) ТЭЦ-3;
ПРК

10 УФСИН России 29349,78 ГРЭС-2; 9,78
ТЭЦ-3;
ПРК

11 Строительно-монтажные 21457,15 ГРЭС-2; 7,15
предприятия ТЭЦ-3;
ПРК

12 Промышленные предприятия: ГРЭС-2;
ТЭЦ-3;
ПРК

Мелкие 167095,68 55,68

Средние и крупные:

ОАО "Сибэлектромотор" 16842,00 5,61

ОАО "ТПО "Контур" 30100,03 10,03

ЗАО "Сибкабель" 11580,00 3,86

ООО "Горсети"; ОАО "ТРК" 25508,50 8,50

ЗАО "Сибэлектромонтаж" 20016,67 6,67

ОАО "Томскавтотранс" 18006,00 6,00

ООО "Сибирская карандашная 13894,63 4,63
фабрика"

ОАО "ТомскАгроИнвест" 12334,11 4,11

ОАО "Томскзеленстрой" 11823,94 3,94

ОАО "НИИПП" 7802,6 2,6

ОАО "Томскоблгаз" 8372,79 2,79

ОАО "НПЦ "ПОЛЮС" 8445,00 2,82

УМП "Спецавтохозяйство" 6632,21 2,21


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

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), а также три газотурбинные электростанции нефтегазодобывающей отрасли, котельная ООО "Томскнефтехим" и в 2012 году введена в эксплуатацию принадлежащая Томскому филиалу ОАО "ТГК-11" Томская ПРК. Основные показатели электростанций приведены в таблице 2.7.1.

Таблица 2.7.1

Основные показатели электростанций за 2012 год


Наименование Установленная Располагаемая Выработка эл.
электростанций мощность, МВт мощность <*>, энергии <**>,
МВт млн кВт x ч

Структурные 485,7 485,7 2649,357
подразделения Томского
филиала ОАО "ТГК-11" в
т.ч.:
Томская ГРЭС-2 331 331 1730,037

Томская ТЭЦ-3 140 140 916,629

Томская ПРК (ГТУ-16) 14,7 14,7 2,691

ОАО "СХК"

ТЭЦ СХК 699 557 <***> 2549,557

Нефтегазодобывающая 43,5 26 235,053
отрасль ГТЭС

Котельная ООО 17,7 14 107,998
"Томскнефтехим"

Итого по области 1245,9 1108,7 5541,965


--------------------------------
<*> Располагаемая мощность указана на месяц максимального потребления Томской энергосистемы.
<**> Выработка электроэнергии указана за 2012 г.
<***> Располагаемая мощность указана с учетом сетевых ограничений на выдачу мощности в сечении "СХК - Томская энергосистема" на зимний период.

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 01.01.2013, МВт


Электростанции Установленная мощность

ВСЕГО 1095,9

Томская ГРЭС-2 331

Томская ТЭЦ-3 140

Томская ПРК ГТУ-16 14,7

Дизельные и газодизельные электростанции 43,5

ТЭЦ СХК 549 <*>

Котельная ООО "Томскнефтехим" 17,7


--------------------------------
<*> - вывод из эксплуатации с 01.01.2013 ТГ-3, ТГ-4, ТГ-5 ТЭЦ СХК на основании заключения Минэнерго России от 05.09.2012 № МК-8119/10.

Таблица 2.8.2

Состав оборудования энергоисточников на 01.01.2013


Паропроизводи- Параметры пара
Ст. Наименование, тип тельность, т/ч Год
N№ Мощность, МВт Давление, Температура, ввода
МПа °С

1 2 3 4 5 6

ТЭЦ СХК

Котлоагрегаты

1 ТП-230 230 9,8 510 1953

2 ТП-230 230 9,8 510 1953

6 ТП-230 230 9,8 510 1955

7 ТП-230 230 9,8 510 1956

9 ТП-230 230 9,8 510 1957

10 ТП-230 230 9,8 510 1959

11 ТП-230 230 9,8 510 1959

12 ТП-10 220 9,8 540 1959

13 ТП-10 220 9,8 540 1959

14 ТП-10 220 9,8 540 1960

15 ТП-10 220 9,8 540 1960

17 ТП-10 220 9,8 540 1961

18 ТП-12 220 9,8 540 1961

20 БКЗ-210 210 9,8 540 2000

Турбоагрегаты

1 ВТ-25-4 25 8,8 500 1953

2 ВПТ-25-3 25 8,8 500 1953

6 ВК-50-2М 50 8,8 500 1955

7 ВПТ-25-3 25 8,8 500 1956

9 Р-12-90/16М 12 8,8 500 1982

10 Т-115-8.8 100 8,8 500 2008

11 ВКТ-100М 100 8,8 535 1959

12 ВКТ-100М 100 8,8 535 1959

14 ВКТ-100М 100 8,8 535 1961

15 Р-12-90/16М 12 8,8 535 1988

Томский филиал ОАО "ТГК-11" Томская ГРЭС-2

Турбоагрегаты

2 Т-50/60-8,8 50 90 500 2009

3 Т-43-90-2М 43 90 500 1953

5 Т-43-90-2М 43 90 500 1958

6 ПТ-25-90/10 25 90 500 1959

7 ПТ-60-90/13 60 90 535 1960

8 Т-118/125-130-8 110 130 555 1997

Котлоагрегаты

3 БКЗ-220-100-4 220 100 510 1981

4 ТП-230 230 100 510 1953

5 ТП-230 230 100 510 1953

6 ТП-230 230 100 510 1958

7 ТП-230 230 100 510 1959

8 ТП-230 230 100 510 1960

9 БКЗ-220-100-4-ф 220 100 540 1968

10 БКЗ-210-140 210 140 560 1986

11 БКЗ-210-140 210 140 560 1988

12 БКЗ-210-140 210 140 560 1994

Томский филиал ОАО "ТГК-11" Томская ТЭЦ-3

Турбоагрегаты

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

Котлоагрегаты

1 БКЗ-500-140-1 500 140 560 1996

2 БКЗ-500-140-1 500 140 560 2000

ПВК

Котлоагрегаты

1 Е-160-24 160 24 250 Окт.
1988

2 Е-160-24 160 24 250 Дек.
1988

3 Е-160-24 160 24 250 Мар.
1989

4 Е-160-24 160 24 250 Дек.
1989

5 Е-160-24 160 24 250 Дек.
1991

Томский филиал ОАО "ТГК-11" ПРК

Котлоагрегаты

1 КВ-ГМ-140-150н 120 Дек.
2007

3 ПТВМ-100 100 Окт.
1979

4 ПТВМ-180 180 Дек.
1980

5 ПТВМ-180 180 Янв.
1983

6 ПТВМ-180 180 Дек.
1983

7 ДЕ-25-14 ГМ 25 Дек.
1982

газотурбинная установка 14,7 Дек.
TITAN-130 2012

ООО "Стрежевой теплоэнергоснабжение"

Котлоагрегаты
ПТВМ-50 1976
ПТВМ-50 1976
ПТВМ-50 1976

Турбоагрегат ТГ - Выработка электроэнергии 3240 кВт x ч Март
3,5АСМ/10,5Р1,3/0,15У4. 2012
На базе котельной № 4

Котлоагрегаты
ПТВМ-30М 1986
ПТВМ-30М 1986
ПТВМ-30М 1986
ПТВМ-30М 1992
ДЕ-25/14 1986
ДЕ-25/14 1986


Томская ГРЭС-2. На электростанции было установлено 6 турбогенераторов суммарной электрической мощностью 296 МВт. В 2000 г. агрегаты № 2 и № 4 выведены из эксплуатации, а 2009 году введен на месте агрегата № 2 ТГ мощностью 50 МВт и мощность электростанции составила 331 МВт, располагаемая - 331 МВт. Виды топлива - уголь, мазут, природный газ. Структура топлива за 2012 г.: мазут - 0,00%, газ - 76%, уголь - 24%.
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 ПРК. Введена ГТУ-16 в 2012 году мощностью 14,7 МВт.
ТЭЦ СХК. На электростанции в период 2006 - 2009 гг. проведена существенная реконструкция по программе замещения выбывающих мощностей в связи с остановкой реакторов. Суммарная установленная мощность станции до конца 2012 года составляла 699 МВт. На основании заключения Минэнерго России от 05.09.2012 № МК-8119/10 на ТЭЦ СХК с 01.01.2013 выведены из эксплуатации ТГ-3, ТГ-4, ТГ-5. На сегодняшний день суммарная установленная мощность станции составляет 549 МВт. Вид топлива - уголь, газ.
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 43,5 МВт, а также котельная ООО "Томскнефтехим" мощностью 17,7 МВт.

2.9. Характеристика балансов электрической энергии и
мощности на территории Томской области
за период 2008 - 2012 гг.

Томская энергосистема входит в состав Западной части ОЭС Сибири и является дефицитной энергосистемой. Энергоисточники Томской энергосистемы покрыли в отчетном (2012 году) 56,9% (808,4 МВт) от общего максимума нагрузки по энергосистеме. Весь дефицит мощности в системе 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 2008 - 2012 гг. и приведены в таблицах 2.9.1, 2.9.2.

Таблица 2.9.1

Баланс электроэнергии энергосистемы Томской области


2008 2009 2010 2011 2012
Год
млн млн млн млн млн
кВт x ч кВт x ч кВт x ч кВт x ч кВт x ч

ПОТРЕБНОСТЬ

Электропотребление 8890 8741 9051 8860 9177

ПОКРЫТИЕ

Выработка, в том числе: 5025,3 4700,313 4426,521 5070,657 4820,94

Томская ГРЭС-2 1474,806 1368,422 1606,019 1284,141 1730,037

Томская ТЭЦ-3 888,915 775,023 870,34 907,47 916,629

Томская ПРК ГТУ-16 - - - - 2,691

АЭС СХК 458,021 - - - -

ТЭЦ СХК 1708,644 2103,075 2307,938 2315,084 2549,557

ГТЭС 2 x 6 МВт - - - 45,047 88,633
Игольско-Талового нмр <*>

Игольская ГТЭС 154,113 163,894 165,889 153,034 130,737

Мыльджинская ГДЭС 15,814 16,107 15,588 15,687 15,683

Котельная ООО - - 104,883 100,477 107,998
"Томскнефтехим"

Сальдо-переток из смежных 4219,7 4314,4 3980,7 4039,3 3635,2
энергосистем, в том числе:

Красноярская ЭС 2318 2097 1615 2166 1810

Кузбасская ЭС 226 477 557 123 137

Новосибирская ЭС 1,7 3,4 3,7 4,3 1,717

Тюменская ЭС 1674 1737 1805 1746 1686


Таблица 2.9.2

Баланс мощности энергосистемы Томской области


Наименование показателей 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г.

ПОТРЕБНОСТЬ

Электропотребление, млн кВт x ч 8890 8741 9051 8860 9177

Число часов использования, № max 6400 6366 6303 6402 6464

Максимум нагрузки, МВт 1389 1373 1436 1384 1420

Итого потребность, МВт 1389 1373 1436 1384 1420

ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность, МВт, в 1231,2 1245,9
т.ч.:

ТЭС в том числе: 1170 1187,7

Томская ГРЭС-2 331 331

Томская ТЭЦ-3 140 140

Томская ПРК ГТУ-16 14,7

ТЭЦ СХК 699 699

АЭС, в том числе: 0 0

ЭС-2 СХК 0 0

Прочие источники генерации 61,2 61,2

Игольская ГТЭС 36 36

Мыльджинская ГДЭС 7,5 7,5

Котельная ООО "Томскнефтехим" 17,7 17,7

Располагаемая мощность, МВт в 1064 1101,9
т.ч.

ТЭС, в том числе: 1026 1040,7

Томская ГРЭС-2 331 331

Томская ТЭЦ-3 140 140

Томская ПРК ГТУ-16 14,7

ТЭЦ СХК 557 <*> 557 <*>

АЭС, в том числе: 0 0

ЭС-2 СХК 0 0

Прочие источники генерации 38 61,2

Игольская ГТЭС 24 36

Мыльджинская ГДЭС 2 7,5

Котельная ТНХК 14 17,7

Используемая в балансе мощность, 1389 1373 1436 1384 1420
МВт, в т.ч.:

ТЭС, в том числе: 878 778 926 839 808,4

Томская ГРЭС-2 270 275 281 302 326,5

Томская ТЭЦ-3 140 138 138 140 138,9

ТЭЦ СХК 448 345 468 358 307,3

АЭС, в том числе:

ЭС-2 150 0 0 0 0

Прочие источники генерации 20 20 39 39 35,7

Сальдо-переток из смежных 511 595 510 545 611,6
энергосистем, в т.ч.:

Красноярская ЭС 0 0 0 0 273

Кузбасская ЭС 328 360 275 289 115

Новосибирская ЭС 0 1 1 0 0

Тюменская ЭС 219 234 234 256 223,6


--------------------------------
<*> 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 энергосистема Томской области является дефицитной по мощности и электроэнергии. Дефицит мощности на час максимума в 2012 году составил 611,6 МВт.

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

В условиях энергодефицитности 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 выше перечисленные факторы и обуславливают высокий уровень энергоемкости валового регионального продукта (ВРП). Динамика изменения ВРП в период с 2008 по 2012 гг. приведена в таблице 2.11.1. Как видно из таблицы 2.11.1, энергоемкость ВРП в Томской области только увеличивалась, что обусловлено, в первую очередь, общим старением основных фондов предприятий и высоким уровнем износа производственной инфраструктуры.
Населением Томской области в 2012 году потреблено 1159,4 млн кВт x ч. Это, прежде всего, вызвано увеличением электропотребления на душу населения, которое также все эти годы неуклонно росло (таблица 2.11.1).

Таблица 2.11.1

Основные показатели энергоэффективности по Томской области


№ Наименование Значение целевых показателей
пп индикатора Ед. изм.
2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г.

1 Численность тыс. чел. 1035,4 1036,3 1037,2 1038,1 1061,3
постоянного
населения

2 ВРП Россия % к пред. 104,1 92,2 104,5 104,3 103,4
году

3 ВРП в Томской % к пред. 104,2 96,5 104,7 104,3 102,8
области году

4 Потребление ТЭР тыс.тонн 8250 8190 8501 9791 10926
отраслевыми у.т.
комплексами

5 Энергоемкость кг.у.т./тыс. 50 46 33,75 49 48
ВРП <*> руб.

6 Потребление ЭЭ тыс. тонн 320 321 322 323 398
населением у.т.

7 Потребление ТЭ тыс. тонн 818 816 815 816 850,15
населением у.т.

8 Удельное кг.у.т./чел. 310 312 313 314 315
потребление ЭЭ
на душу
населения

9 Удельное кг.у.т./чел. 794 793 793 794 795
потребление ТЭ
на душу
населения

10 Потребление ТЭР тыс. тонн 1700 1720 1756 1808 1974
населением у.т.

11 Удельное кг.у.т./чел. 1597 1645 1693 1741 1810
потребление ТЭР
на душу
населения

12 Энергоемкость кг.у.т./тыс. 42 38 36 36 36
ВРП с учетом руб.
потенциала ЭСБ

13 Доля % 80 85 90 95 98
электрической
энергии,
оплачиваемой по
приборам учета

14 Доля тепловой % 15 25 40 70 90
энергии,
оплачиваемой по
приборам учета

15 Доля холодной и % 40 50 65 80 90
горячей воды,
оплачиваемой по
приборам учета

16 Доля объемов % 100 100 100 100 100
природного газа,
оплачиваемого по
приборам учета

17 Доля % 0 0 0,8 0,8 0,8
энергоресурсов,
производимых с
помощью
возобновляемых
источников
энергии и
вторичных
энергоресурсов

18 Доля % 8 9 10 12 13
транспортных
средств в
муниципальном
хозяйстве с
высоким классом
энергоэффек-
тивности

19 Объем тыс. руб. - 643000 602000 636000 1600000
внебюджетных
средств,
используемых для
мероприятий по
энергосбережению

20 Экономия тыс. Гкал. 17,1087 15,4793 14,6646 14,6646 35,02
тепловой энергии
тыс. руб. 8400,37 7600,34 7200,32 7200,32 23742,85
<**>

21 Экономия тыс. кВт x ч 5185,37 4691,52 4444,6 4444,6 4539,777
электрической
энергии тыс. руб. 6585,42 5958,23 5644,64 5644,64 5811,540
<**>

22 Экономия тыс. куб. м 6312,72 5711,5 5410,9 5410,9 1094
природного газа
тыс. руб. 8143,408 7367,84 6980,06 6980,06 15242,93
<**>

23 Экономия угля тонн 928,2855 839,877 795,673 795,673 795,673

тыс. руб. 742,6284 671,901 636,538 636,538 636,538
<**>


Динамика изменения ВРП в период с 2013 по 2017 гг. приведена в таблице 2.11.2.

Таблица 2.11.2

Основные показатели энергоэффективности по Томской области


№ Наименование Значение целевых показателей
пп индикатора Ед. изм.
2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г.

1 Численность тыс. чел. 1038,9 1039,5 1040 1040,8 1041
постоянного
населения

2 ВРП на душу тыс. руб. 527 573 620 666 713
населения

3 ВРП в Томской млрд руб. 536 583 629 676 723
области

4 Потребление ТЭР тыс. тонн 10413 10724 11035 11346 11657
отраслевыми у.т.
комплексами

5 Энергоемкость кг.у.т./тыс. 45 43 42 40 39
ВРП <*> руб.

6 Потребление ЭЭ тыс. тонн 323 321 320 318 317
населением у.т.

7 Потребление ТЭ тыс. тонн 814 813 812 811 811
населением у.т.

8 Удельное кг.у.т./чел. 311 309 307 306 304
потребление ЭЭ
на душу
населения

9 Удельное кг.у.т./чел. 784 782 781 780 779
потребление ТЭ
на душу
населения

10 Потребление ТЭР тыс. тонн 1909 1961 2012 2063 2114
населением у.т.

11 Удельное кг.у.т./чел. 1838 1886 1934 1983 2031
потребление ТЭР
на душу
населения

12 Энергоемкость кг.у.т./тыс. 33 32 31 30 29
ВРП с учетом руб.
потенциала ЭСБ

13 Доля % 100 100 100 100 100
электрической
энергии,
оплачиваемой по
приборам учета

14 Доля тепловой % 100 100 100 100 100
энергии,
оплачиваемой по
приборам учета

15 Доля холодной и % 100 100 100 100 100
горячей воды,
оплачиваемой по
приборам учета

16 Доля объемов % 100 100 100 100 100
природного газа,
оплачиваемого по
приборам учета

17 Доля
энергоресурсов,
производимых с % 1 1 1 1 2,5
помощью
возобновляемых
источников
энергии и
вторичных
энергоресурсов

18 Доля
транспортных % 16 18 20 22 24
средств в
муниципальном
хозяйстве с
высоким классом
энергоэффек-
тивности

19 Объем
внебюджетных тыс. руб. 660000 660000 670000 670000 670000
средств,
используемых для
мероприятий по
энергосбережению

20 Экономия тыс. Гкал. 13,4425 13,0352 12,627 12,22 11,81
тепловой энергии
тыс. руб. 6600,29 6400,28 6200,2 6000,2 5800,2
<**>

21 Экономия тыс. кВт x ч 4074,22 3950,75 3827,2 3703,8 3580,3
электрической
энергии тыс. руб. 5174,25 5017,46 4860,6 4703,8 4547
<**>

22 Экономия тыс. куб. м 4959,99 4809,69 4659,3 4509 4358,7
природного газа
тыс. руб. 6398,39 6204,5 6010,6 5816,7 5622,8
<**>

23 Экономия угля тонн 729,367 707,265 685,16 663,06 640,95

тыс. руб. 583,493 565,812 548,13 530,44 512,76
<**>


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

На территории Томской области действуют несколько сетевых компаний, занимающихся транспортом электрической энергии, а также промышленных предприятий, в ведении которых находятся электрические сети напряжением 110 кВ и выше. К ним относятся:
- Томское предприятие магистральных электрических сетей (далее - Томское ПМЭС). Томское ПМЭС является Томским 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. Сводные данные электросетевого хозяйства, находящегося в ведении Томского ПМЭС, приведены в приложении 2, таблицы П.2.1 и П.2.2;
- ОАО "Томская распределительная компания" (ОАО "ТРК") находится под управлением ООО "ЭРДФ Восток". В состав ОАО "ТРК" входят три территориальных дирекции: "Центральные электрические сети", "Восточные электрические сети" и "Северные электрические сети". ОАО "ТРК" осуществляет эксплуатацию находящихся в собственности компании электрических сетей напряжением 110 кВ и ниже, по которым осуществляется распределение электрической энергии потребителям области.
Объем передачи электроэнергии, осуществляемой энергокомпанией, достигает 5000 млн кВт x ч в год. Общая протяженность воздушных линий электропередачи - 15869,3 км. На балансе ОАО "ТРК" находятся 125 подстанций напряжением 35 - 110 кВ общей мощностью 2634,9 МВА и 1948 трансформаторных и распределительных подстанций напряжением 6 - 10 кВ, максимальная нагрузка сетей - 1050 МВА. Сводные данные электросетевого хозяйства, находящегося в ведении ОАО "ТРК", приведены в приложении 2, таблицы П.2.3 и П.2.4;
- ОАО "Сибирский химический комбинат" (ОАО "СХК"). В ведении ОАО "СХК" находятся несколько линий электропередачи напряжением 220 кВ. Сводные данные электросетевого хозяйства, находящегося в ведении ОАО "СХК", приведены в приложении 2, таблица П.2.5;
- ОАО "Городские электрические сети" ЗАТО Северск (ОАО "ГЭС"). 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 ОАО "ГЭС" нет;
- ОАО "Томскнефть" ВНК является владельцем 24 лицензий на добычу нефти и газа на месторождениях Томской области, 7 лицензий на право пользования недрами в ХМАО, 7 лицензий на геологическое изучение с дальнейшей добычей углеводородного сырья. Кроме того, ОАО "Томскнефть" ВНК является агентом на разработку двух лицензионных участков ОАО "НК "Роснефть". Остаточные извлекаемые запасы предприятия составляют более 300 млн тонн.
В ведении предприятия находятся подстанции и воздушные линии напряжением 110 кВ энергосистемы предприятия, а также самые крупные в области автономные источники электроэнергии, газотурбинные электростанции (ГТЭС) на Игольско-Таловом и Западно-Полуденном месторождениях. Сводные данные по электросетевому оборудованию ОАО "Томскнефть" ВНК приведены в приложении 2, таблицах П.2.7, П.2.8.
За отчетный период на территории Томской области было введено четыре подстанции напряжением 110 кВ. Новых электросетевых объектов напряжением 220 - 500 кВ в энергосистеме Томской области не вводилось. Вводы новых электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше за последние 5 лет с разбивкой по классу напряжения и принадлежности к компаниям представлены в таблице 2.12.1.

Таблица 2.12.1

Вводы ВЛ (КЛ) и трансформаторной мощности на ПС напряжением
110 кВ и выше за период 2008 - 2012 гг.
на территории Томской области


№ Класс Наименование Принадлежность Протяженность/
пп напряжения объекта к компании Год ввода мощность
(км/МВА)

1 110 ПС Научная ОАО "ТРК" 2009 8,8/80

2 110 ПС ОАО "Томскнефть" 2010 0,4/32
Григорьевская ВНК

3 110 ПС ЛПК ЗАО ЛПК 2010 4,8/50
"Партнер-Томск" "Партнер-Томск"

4 110 ПС Московский ОАО "ТРК" 2012 0,06/50
тракт



Карта-схема электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Томской области, карта-схема электрических сетей напряжением 110 кВ и выше, расположенных на территории г. Томска, а также схема электрических сетей энергосистемы Томской области напряжением 35 - 500 кВ приведены в приложении 3, рисунок П.3.1, П.3.2 и П.3.3 соответственно.
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.
Сводные данные по электросетевому оборудованию ООО "Горсети" г. Томск приведены в приложении 2, таблицах П.2.9, П.2.10. Вводы мощности и потребность в инвестициях в сетевые объекты приведены в приложении 2, таблица П.2.11. Данные о максимальных объемах электропотребления по узловым ПС приведены в приложение 2, таблице П.2.12. Заявки потребителей на присоединение к электрической сети за период 2009 - 2012 приведены в приложении 2, таблица П.2.13.

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 2.6.


Томская ЭЭС



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



Тюменская Новосибирская Кузбасская Красноярская
ЭЭС ЭЭС ЭЭС ЭЭС


Рисунок 2.6. 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 2.13.1.

Таблица 2.13.1

Внешние электрические связи энергосистемы Томской области


№ Класс Наименование объекта Протяженность
пп напряжения <*>, 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

4 110 кВ ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново 38,9

5 35 кВ ВЛ 35 кВ Заря - Вознесенка 22,8

С Новосибирской энергосистемой

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

с Тюменской энергосистемой

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


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

2.13. Единый топливно-энергетический баланс Томской области

Сводный топливно-энергетический баланс Томской области на 2008 - 2012 годы составлен на основе данных, представленных Томскстатом.
При составлении сводного ТЭБ всех энергоресурсов в тоннах условного топлива применялись следующие пересчетные коэффициенты:
Газ (на 1000 куб. м) - 1,189 т у.т.
Нефть сырая (на 1 тонну) - 1,43 т у.т.
Уголь (на 1 тонну) - 0,796 т у.т.
Нефтепродукты (на 1 тонну) - 1,451 т у.т.
Дрова (на 1 пл. куб. м) - 0,35 т у.т.
Теплоэнергия (на 1 Гкал) - 0,172 т у.т.
Электроэнергия (на 1 кВт x ч) - 0,00032 т у.т.


Таблица 2.13.1

Сводный топливно-энергетический баланс Томской области
в тыс. тонн у.т. (2008 год)


Топливно-энергетические ресурсы
N№
пп Строка баланса НП; ДТ; Прочие
ЭЭ ТЭ Уголь Газ мазут, Нефть Дрова ТЭР Всего
бензин

1 Производство, 1595 2009 0 5360 256 14939 600 1800 26560
добыча

2 Отправлено на 50 0 0 0 100 14839 0 0 14989
сторону

3 Получено со 2359 0 587 0 560 0 0 0 3506
стороны

4 Остаток на 0 0 422 10 73 3 11 0 519
складе с
прошлого
отчетного
периода

5 Электростанции, 1595 1250 0 0 0 0 0 0 2845
всего

6 В т.ч. Томский 1595 1250 0 0 0 0 0 0 2845
филиал ОАО
"ТГК-11"

7 ДЭС; ГТС 0 0 0 0 0 0 0 0 0

8 Котельные 0 600 0 0 0 0 0 0 600

9 Располагаемый 3904 2009 1009 5371 789 103 611 1800 15595
ресурс

10 Собственные 80 0 0 0 0 0 0 0 80
нужды

11 Отпуск в сеть 3824 2009 0 0 0 0 0 0 5833

12 Потери в сети 471 296 0 0 0 0 0 0 783

13 Потребление 3353 1697 1009 5371 789 103 611 1800 14733

14 Расход ТЭР на 0 0 86 1850 125 36 15 1800 4922
выработку
электрической и
тепловой энергии

15 Статическое 0 -3 0 0 0 0 0 0 0
расхождение

16 Конечное 3353 1700 923 3521 664 67 596 0 9814
потребление

17 Промышленность 1952 489 1135 3094 99 36 11 0 6816

18 Строительство 24 17 9 3 0 1 0 0 55

19 Сельское 45 48 304 198 26 18 10 0 649
хозяйство, охота
и лесное
хозяйство

20 Транспорт и 160 44 8 62 280 2 0 0 556
связь

21 Прочие виды 199 169 21 19 18 2 5 0 434
деятельности

22 Население 344 791 2 17 65 0 550 0 1770

23 Фактическое 2725 1566 1480 3393 488 59 576 0 10287
потребление по
ВЭД и населением


Таблица 2.13.2

Сводный топливно-энергетический баланс Томской области
в тыс. тонн у.т. (2009 год)


Топливно-энергетические ресурсы
N№
пп Строка баланса НП; ДТ; Прочие
ЭЭ ТЭ Уголь Газ мазут, Нефть Дрова ТЭР Всего
бензин

1 Производство, 1499 2005 0 5118 333 15100 600 1800 26455
добыча

2 Отправлено на 49 0 0 0 200 15100 01 0 15259
сторону

3 Получено со 1636 0 923 0 504 0 0 0 3062
стороны

4 Остаток на 0 0 375 17 68 8 9 0 477
складе с
прошлого
отчетного
периода

5 Электростанции, 1499 1250 0 0 0 0 0 0 2749
всего

6 В т.ч. Томский 1499 1250 0 0 0 0 0 0 2749
филиал ОАО
"ТГК-11"

7 ДЭС; ГТС 0 0 0 0 0 0 0 0 0

8 Котельные 0 600 0 0 0 0 0 0 600

9 Располагаемый 3086 2005 12998 5135 704 98 609 1800 14735
ресурс

10 Собственные 75 0 0 0 0 0 0 0 75
нужды

11 Отпуск в сеть 3011 2005 0 0 0 0 0 0 5016

12 Потери в сети 331 315 0 0 0 0 0 0 646

13 Потребление 2679 1690 1298 5135 704 98 609 1800 14013

14 Расход ТЭР на 0 0 1414 1830 90 29 9 1800 5172
выработку
электрической и
тепловой энергии

15 Статическое 0 -10 0 0 0 0 0 0 0
расхождение

16 Конечное 2679 1700 -116 3305 614 69 600 0 8851
потребление

17 Промышленность 1742 481 1432 2656 100 36 11 0 6459

18 Строительство 14 17 13 2 0 1 0 0 48

19 Сельское 43 45 380 184 26 18 8 0 704
хозяйство, охота
и лесное
хозяйство

20 Транспорт и 165 46 8 30 0 2 0 0 251
связь

21 Прочие виды 114 162 17 20 18 2 5 0 338
деятельности

22 Население 369 823 2 20 67 0 550 0 1831

23 Фактическое 2448 1581 1853 2913 211 58 574 0 9638
потребление по
ВЭД и населением

24 Статическое 232 119 -1969 392 403 11 26 0 -
расхождение


Таблица 2.13.3

Сводный топливно-энергетический баланс Томской области
в тыс. тонн у.т. (2010 год)


Топливно-энергетические ресурсы
N№
пп Строка баланса НП; ДТ; Прочие
ЭЭ ТЭ Уголь Газ мазут, Нефть Дрова ТЭР Всего
бензин

1 Производство, 1530 2010 0 5109 342 15264 600 1800 26655
добыча

2 Отправлено на 49 0 0 0 210 15173 0 0 15432
сторону

3 Получено со 1624 0 930 0 520 0 0 0 3074
стороны

4 Остаток на 0 0 362 14 71 6 3 0 456
складе с
прошлого
отчетного
периода

5 Электростанции, 1530 1250 0 0 0 0 0 0 2780
всего

6 В т.ч. Томский 1530 1250 0 0 0 0 0 0 2780
филиал ОАО
"ТГК-11"

7 ДЭС; ГТС 0 0 0 0 0 0 0 0 0

8 Котельные 0 605 0 0 0 0 0 0 605

9 Располагаемый 3105 2010 1292 5123 723 97 603 1800 14753
ресурс

10 Собственные 75 0 0 0 0 0 0 0 75
нужды

11 Отпуск в сеть 3030 2010 0 0 0 0 0 0 5040

12 Потери в сети 334 316 0 0 0 0 0 0 650

13 Потребление 2696 1694 1292 5123 723 97 603 1800 14028

14 Расход ТЭР на 0 0 1408 1826 92 27 9 1800 5162
выработку
электрической и
тепловой энергии

15 Статическое 0 -5 0 0 0 0 0 0 0
расхождение

16 Конечное 2696 1699 -116 3297 631 70 594 0 8871
потребление

17 Промышленность 1753 480 1433 2559 103 36 12 0 6376

18 Строительство 14 16 12 2 0 1 0 0 45

19 Сельское 44 43 387 184 22 15 6 0 701
хозяйство, охота
и лесное
хозяйство

20 Транспорт и 167 42 8 30 0 2 0 0 249
связь

21 Прочие виды 115 161 17 20 19 1 0 0 333
деятельности

22 Население 371 823 2 20 68 0 560 0 1844

23 Фактическое 2464 1565 1859 2815 212 55 578 0 9548
потребление по
ВЭД и населением

24 Статическое 232 134 1975 482 419 15 16 0 -
расхождение


Таблица 2.13.4

Сводный топливно-энергетический баланс Томской области
в тыс. тонн у.т. (2011 год)


Топливно-энергетические ресурсы

N№ Строка баланса НП;
пп ЭЭ ТЭ Уголь Газ ДТ; Нефть Дрова Прочие Всего
мазут, ТЭР
бензин

1 Производство, 1542,7 1262 0 5109 342 15264 631 1800 25950,7
добыча

2 Отправлено на 0 0 0 0 210 15031 0 0 15241
сторону

3 Получено со 1292,8 0 2984 0 520 0 0 0 4796,8
стороны

4 Остаток на 0 0 362 14 71 6 3 0 456
складе с
прошлого
отчетного
периода

5 Электростанции 1542,7 1033 0 0 0 0 0 0 2575,7
всего

6 Котельные 0 229 0 0 0 0 0 0 229

7 Располагаемый 2835,5 1262 3346 5123 723 239 634 1800 15962,5
ресурс

8 Собственные 85 30 0 0 0 0 0 0 115
нужды

9 Отпуск в сеть 2750,5 1232 0 0 0 0 0 0 3982,5

10 Потери в сети 275,05 98,56 0 0 0 0 0 0 373,61

11 Потребление 2475,45 1133,44 3346 5123 723 239 634 1800 15473,89

12 Расход ТЭР на 0 0 1498 1878 89 122 44 1800 5431
выработку
электрической
и тепловой
энергии

13 Статическое 0 0 0 0 0 0 0 0 0
расхождение

14 Конечное 2556 1121 1848 3245 634 117 590 0 10111
потребление

15 Промышленность 1770 480 1438 2559 103 36 12 0 6398

16 Строительство 15 16 13 2 0 1 0 0 47

17 Сельское 45 43 390 184 22 15 6 0 705
хозяйство,
охота и лесное
хозяйство

18 Транспорт и 160 42 9 33 0 2 0 0 246
связь

19 Прочие виды 110 161 16 21 19 1 0 0 328
деятельности

20 Население 391 823 3 21 68 0 560 0 1866

21 Фактическое 2491 1565 1869 2820 212 55 578 0 9590
потребление по
ВЭД и
населением

22 Статическое 65 -444 -21 425 422 62 12 0 -
расхождение


Таблица 2.13.5

Сводный топливно-энергетический баланс Томской области
в тыс. тонн у.т. (2012 год)


Топливно-энергетические ресурсы

N№ Строка баланса НП;
пп ЭЭ ТЭ Уголь Газ ДТ; Нефть Дрова Прочие Всего
мазут, ТЭР
бензин

1 Производство, 1773,43 1311,95 0 5869 350 17592 620 1820 26251
добыча

2 Отправлено на 0 0 0 0 210 17031 0 0 17241
сторону

3 Получено со 1163,3 0 3012 0 520 0 0 0 4695,3
стороны

4 Остаток на 0 0 360 12 82 6 2 0 462
складе с
прошлого
отчетного
периода

5 Электростанции 1773,43 1090,95 0 0 0 0 0 0 13326,8
всего

6 Котельные 0 221 0 0 0 0 0 0 221

7 Располагаемый 2936,73 1311,95 3372 5881 812 561 622 1820 17316,68
ресурс

8 Собственные 83 32 0 0 0 0 0 0 115
нужды

9 Отпуск в сеть 2853,3 1183 0 0 0 0 0 0 1036,3

10 Потери в сети 284,04 96,95 0 0 0 0 0 0 380,99

11 Потребление 2569,69 1086,05 3372 5881 812 561 622 1820 16723,74

12 Расход ТЭР на 0 0 1598 2507,85 92 131 42 1820 6190,85
выработку
электрической
и тепловой
энергии

13 Статическое 0 0 0 0 0 0 0 0 0
расхождение

14 Конечное 2936,7 1113 1774 3373,15 720 430 580 0 10926,85
потребление

15 Промышленность 1778 95,77 1452 2205,21 105 41 12 0 5688,98

16 Строительство 15 16 14 2 0 1 0 0 48

17 Сельское 48 44 398 192 25 16 6 0 729
хозяйство,
охота и лесное
хозяйство

18 Транспорт и 165 41 11 34 0 3 0 0 254
связь

19 Прочие виды 114 184,99 18 25 26 1 0 0 368,99
деятельности

20 Население 398 850,15 3 75,19 73 0 575 0 1974,34

21 Фактическое 2518 1231 1896 2533,4 229 62 593 0 9062,4
потребление по
ВЭД и
населением

22 Статическое 418,7 -118 -122 839,75 491 368 -13 0 -
расхождение


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.
Основной производитель электрической и тепловой энергии - Томский филиал ОАО "ТГК-11" (Томская ГРЭС-2, Томская ТЭЦ-3 и ПРК), а также ТЭЦ ОАО "СХК".

3. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ НА ТЕРРИТОРИИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

Энергосистема Томской области является дефицитной по мощности и электрической энергии. С учетом того, что уровень электропотребления в Томской области постоянно увеличивается в основном за счет роста электропотребления населением, дефицит мощности и электроэнергии будет только увеличиваться.
Основу генерации Томской области составляют тепловые электростанции, вырабатывающие лишь 60% от общей потребности области в электрической энергии. Дефицит электроэнергии покрывается за счет перетоков из соседних энергосистем, входящих в ОЭС Сибири и ОЭС Урала.
Прогнозы развития объединенных энергосистем Сибири и Урала показывают, что в настоящее время и на перспективу 5 - 10 лет эти энергосистемы будут избыточны. Это обстоятельство за счет наличия в энергосистеме Томской области достаточно "сильных" межсистемных связей с энергосистемами Красноярской и Кемеровской областей позволят в краткосрочной перспективе покрывать имеющийся дефицит мощности с учетом его 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.
Дефицитность области по электроэнергии обуславливает поиск путей снижения ее зависимости от внешних поставщиков электроэнергии и повышения тем самым ее энергетической безопасности.
Наличие в области запасов природного газа и его добыча на уровне 4 - 4,2 млрд куб. м позволяют потенциально рассматривать возможность строительства новых газовых энергоблоков на ТЭЦ-3, мини-ТЭЦ на базе газотурбинных или газодизельных энергоблоков небольшой мощности. В то же время прогнозируемая тенденция опережающего роста стоимости на природный газ по сравнению со стоимостью угля предопределяет целесообразность использования газа только на эффективном энергетическом оборудовании.
Альтернативой развития электроэнергетики на газе следует считать развитие атомной энергетики и электростанций с использованием угля.
Распределение электроэнергии по территории области осуществляется по электрическим сетям напряжением от 0,4 кВ до 220 кВ. С соседними энергосистемами область связана по ВЛ 500, 220, 110 и 35 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 7870,3 МВА.
Основной системообразующей линией Томской энергосистемы является двухцепная ВЛ 220 кВ Томск - Володино - Парабель - Советско-Соснинская длиной более 770 км. Из-за большой протяженности и малой пропускной способности эта линия не может служить в качестве транзитной для параллельной работы ОЭС Сибири и ОЭС Урала. В настоящее время точкой разделения электрических потоков этих энергосистем является ПС 220 кВ Парабель, тем самым потребители Томской области севернее этой подстанции 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. Подробно этот вопрос освещен в разделе 4.8. 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 дефицита энергетических мощностей необходимо решение проблем по электросетевой части.

4. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

4.1. Цели и задачи развития
электроэнергетики Томской области

Данная программа является инструментом реализации Энергетической стратегии развития Томской области на период до 2020 года, одобренной постановлением Государственной Думы Томской области от 28.02.2008 № 1008, на основе Программы социально-экономического развития Томской области на 2006 - 2010 годы и на период до 2012 года (в редакции Закона Томской области от 29.01.2010 № 341-ОЗ).
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 2014 - 2018 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 дефицита и зависимости области от поставок электроэнергии извне;
- применение альтернативных источников энергии и возобновляемых энергетических ресурсов;
- использование потенциала энергосбережения в различных отраслях экономики.
Учитывая дефицитность энергосистемы области по электроэнергии и 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 2013 - 2018 гг.

Прогноз потребления электроэнергии и мощности на период 2013 - 2018 гг. разработан ОАО "СО ЕЭС" на основании имеющейся у ОАО "СО ЕЭС" фактической и прогнозной информации о производственно-хозяйственной деятельности субъектов электроэнергетики, утвержденных программ социально-экономического развития региона, а также сведений о заключенных договорах на технологическое присоединение.
Прогноз потребления электроэнергии приведен в таблице 4.2.1 и на рисунке 2.7 (не приводится), прогноз потребления мощности приведен в таблице 4.2.2 и на рисунке 2.8 (не приводится).

Таблица 4.2.1

Прогноз электропотребления в энергосистеме
Томской области, млн кВт x ч


Показатель 2013 2014 2015 2016 2017 2018
(прогноз) (прогноз) (прогноз) (прогноз) (прогноз) (прогноз)

Электро- 9266 9344 9421 9531 9609 9688
потребление,
млн кВт x ч

Средне- 1,0 0,8 0,8 1,2 0,8 0,8
годовые темпы
прироста, %


Рисунок 2.7. Прогноз электропотребления
в энергосистеме Томской области

Рисунок не приводится.

Таблица 4.2.2

Динамика изменения максимума нагрузки
энергосистемы Томской области, МВт


Показатель 2013 2014 2015 2016 2017 2018
(прогноз) (прогноз) (прогноз) (прогноз) (прогноз) (прогноз)

Максимум 1436 1446 1465 1475 1490 1500
нагрузки, МВт

Среднегодовые 1,1 0,7 1,3 0,7 1,0 0,7
темпы
прироста, %


Рисунок 2.8. Динамика изменения максимума
нагрузки энергосистемы Томской области

Рисунок не приводится.

4.3. Прогноз потребления тепловой энергии
на период 2014 - 2018 гг.

Прогноз теплопотребления крупных потребителей Томской области приведен в таблице 4.3.1

Таблица 4.3.1

Теплопотребление крупных потребителей Томской области


2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г.

Потребление тепла, тыс. Гкал 8044,60 8166,94 8196,92 8232,54 8258,39

Производство тепла:

ТЭЦ 7004,60 7111,94 7131,92 7152,54 7163,39

Томский филиал ОАО "ТГК-11": 4804,60 4890,94 4901,92 4912,54 4923,39

Томская ГРЭС-2 2198,06 2362,32 2367,53 2372,76 2378,00
Томская ТЭЦ-3 1806,85 1723,56 1729,13 1734,72 1740,33
ПРК 799,69 805,06 805,06 805,06 805,06

ОАО "СХК": 2200 2220 2230 2240 2240

ТЭЦ СХК 2200 2220 2230 2240 2240

Котельные 960 970 975 980 985

ТУУ и прочие 80 85 90 100 110


4.4. Перечень планируемых к строительству и выводу
из эксплуатации генерирующих источников установленной
мощностью более 5 МВт на территории Томской
области на период 2013 - 2018 гг.

Значительная часть генерирующего оборудования электростанций Томской области отработала свой парковый ресурс, изношена и требует замены. Учитывая дефицитность энергосистемы области по электроэнергии и требования обеспечения энергетической безопасности области, во всех вариантах предусматривается минимальный демонтаж изношенного оборудования, соответствующий продлению срока службы действующих агрегатов тепловых электростанций до 50 - 60 лет.
Томский филиал ОАО "ТГК-11". Учитывая наработку ТГ-5, ТГ-6 Томской ГРЭС-2 (на 1 января 2013 года: 367401 час. и 356971 час. соответственно), превышающую нормативный парковый ресурс (270000 час.), необходимо предусмотреть выполнение подготовительных работ по реконструкции ТГ-5, ТГ-6 с заменой базовых узлов (реконструкция ТГ-3, ТГ-7 выполнена в 1992 - 1993 гг.).
Для сокращения фактических ограничений установленной мощности Томской ГРЭС-2 в летний период предусмотреть реконструкцию градирен № 1, 3, 4 (реконструкция градирни № 2 выполнена в 2011 г.).
В 2012 году осуществили ввод ГТУ мощностью 14,7 МВт на ПРК Томского филиала ОАО "ТГК-11". В 2013 году запланирован ввод Двуреченской ГТЭС 4 x 6 МВт (ОАО "Томскнефть" ВНК). Таким образом, прирост установленной мощности в Томской энергосистеме к 2014 году составит 24 МВт.
ООО "Стрежевой теплоэнергоснабжение". Для использования паровой мощности на выработку электроэнергии в объеме собственных нужд котельной принято решение об установке нового технологического оборудования - турбогенераторной установки типа ТГ-3,5 АСМ/10,5Р1,3/0,15У4. Данный тип паровых турбогенераторов используется в энергосберегающих технологиях путем встраивания его в имеющиеся технологические схемы и предназначен для выработки электрической энергии и использования отработанного пара для нужд теплофикации.
Основным аргументом в пользу внедрения технологии когенерации служит то, что не используются полностью установленные мощности котельной № 4: установленная мощность паровой части котельной - 50 т/час, не используется (резерв) 38,5 т/час (25,438 Гкал/час). Реализация проекта по "Реконструкции котельной № 4 с установкой мини-ТЭЦ", завершена в конце марта 2012 г. Это позволило получать дополнительно тепловую энергию порядка 30 Гкал/час и выработку собственной электроэнергии 3240 кВт x ч.
С вводом в эксплуатацию турбогенератора производительность котельной № 4 по водогрейной части увеличилась на 30 Гкал/час и составила 150 Гкал/час, в связи с тем, что перспективная нагрузка к 2030 году составит 68,523 Гкал/час, необходимо разработать мероприятия по консервации водогрейного котла ПТВМ-30М.

Северская АЭС

В соответствии с одобренным 03.06.2010 Правительством Российской Федерации проектом Генеральной схемы размещения мощностей электроэнергетики России до 2020 года и на перспективу до 2030 года ввод в эксплуатацию Северской АЭС предусмотрен в период 2020 - 2025 годы.
В настоящее время выполнены следующие работы:
- Получены лицензии на размещение энергоблоков № 1 и № 2.
- Оформлен акт выбора земельного участка для строительства АЭС.
- Утвержден ОБИН ОАО "Концерн Росэнергоатом", земельный участок переведен в земли промышленности и поставлен на кадастровый учет.
- Выполнена работа по выбору вариантов Схемы выдачи мощности (I этап - проработаны варианты выдачи мощности Северской АЭС с оценкой стоимости электросетевого строительства).
- Оформлен акт выбора земельного участка для строительства автодороги д. Чернильщиково - площадка Северской АЭС.
- Оформлены акты выбора земельных участков для строительства подъездного железнодорожного пути к площадке Северской АЭС.
- Оформлен акт выбора земельного участка для строительства береговой насосной станции и водоводов технического водоснабжения Северской АЭС.
- Выполнены инженерные изыскания для разработки проектной документации строительства:
- автодороги д. Чернильщиково - площадка Северской АЭС;
- подъездного железнодорожного пути к площадке Северской АЭС;
- береговой насосной станции и водоводов технического водоснабжения Северской АЭС;
- выполнены комплексные инженерные изыскания площадки (260 га) строительства Северской АЭС;
- выполнено технико-экономическое исследование вариантов перегрузки крупногабаритного тяжеловесного оборудования (КТО), доставляемого водным путем и доставки его на площадку строительства Северской АЭС;
- выполнен анализ сценарных условий реализации инвестиционного проекта строительства АЭС в Томской области и подготовка рекомендаций по параметрам проекта, обеспечивающим его окупаемость.

Выполнено работ, млн рублей без НДС


Год 2008 2009 2010 2011 Всего
Исполнитель

Все 323,1 179,9 60,4 236,02 799,42

в т.ч. ОАО "АЭП" 66,0 145,0 30,0 185,0 426,0


- В настоящее время по заказу ОАО "ФСК ЕЭС" разрабатывается проектная документация строительства ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС (ОЭС Урала) - ПС Советско-Соснинская - ПС Парабель - ПС Томская (ОЭС Сибири).
В работе "Анализ сценарных условий реализации инвестиционного проекта строительства АЭС в Томской области и подготовка рекомендаций по параметрам проекта, обеспечивающим его окупаемость" отмечается, что в случае реализации всей электроэнергии в ОЭС Сибири (II ценовая зона) 100% финансировании капитальных вложений за счет средств ОАО "Концерн Росэнергоатом" и ставке дисконтирования не выше 6,7% проект становится однозначно окупаемым при отпускной цене на электроэнергию (с учетом мощности) не ниже 896 рублей за МВт x ч.
Северская АЭС будет состоять из двух энергоблоков с реакторными установками (РУ) типа ВВЭР-1200 (модификация В-392М). Тепловая мощность реактора - 3200 МВт (т). Гарантийная мощность на клеммах генератора (при отсутствии отборов тепла турбины на собственные нужды АЭС и на теплоснабжение внешних потребителей) по заводским данным составляет 1198 МВт (э). Гарантийная мощность АЭС в целом - 2 x 1198 = 2396 МВт (э). К данной мощности отнесены рассчитанные в работе проектные удельные технико-экономические показатели (капиталовложения, штатный коэффициент и др.).
Кроме электрической энергии от блоков Северской АЭС будет отпускаться тепловая энергия (в виде горячего водоснабжения). По техническим характеристикам турбины максимально возможный отбор тепла для теплоснабжения внешних потребителей составляет 258 Гкал/ч на один энергоблок. Реально от турбины одного энергоблока АЭС (на один энергоблок) предусмотрен отбор тепла для теплоснабжения внешних потребителей (г. Томск) мощностью 146,13 Гкал/ч. В среднелетнем режиме полная мощность отбора (на один энергоблок) для теплоснабжения внешних потребителей оценена в размере 19,6 Гкал/ч. Среднегодовая длительность отопительного периода в Томской области составляет 6072 ч/год.
Так как значительное развитие г. Томск не предусматривается, то прирост отопительных нагрузок в будущем не ожидается.
В этих условиях электрическая мощность одного энергоблока АЭС (на клеммах генератора) по расчетной экспертной оценке составляет:
- в среднезимнем режиме - 1181,0 МВт (э);
- в среднелетнем режиме - 1197,6 МВт (э).
Соответствующий показатель АЭС в целом будет следующим:
- в среднезимнем режиме - 2362,0 МВт (э);
- в среднелетнем режиме - 2395,2 МВт (э).
Основной режим эксплуатации обоих энергоблоков Северской АЭС - базовый. При этом проектный коэффициент технического использования энергоблока во времени (коэффициент готовности) составляет 0,92, то есть по своим техническим возможностям энергоблок (реакторная установка) работает 8059 ч/год. В то же время проектное значение коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) на Северской АЭС принято равным 0,9 (то есть, несколько меньше коэффициента технического использования во времени, что обусловлено условиями работы энергоблоков в энергосистеме), что соответствует 7884 часам работы каждого энергоблока Северской АЭС на номинальной мощности реакторной установки 3200 МВт (т). Реальное проектное среднегодовое число часов работы каждого энергоблока составляет 8060 ч/год при среднегодовой мощности реакторной установки 97,8% от номинальной.

Таблица 4.4.2

Основные проектные технико-экономические показатели
Северской АЭС с РУ В-392М (стоимостные показатели приведены
в постоянных ценах 1 квартала 2009 г. без учета НДС)


Наименование показателя, ед. изм. Значение

1. Установленная тепловая мощность реактора, МВт (т) 3200

2. Электрическая мощность энергоблока на клеммах генератора 1198
в чисто конденсационном режиме при температуре охлаждающей
воды 20 °С, МВт (э)

3. Мощность энергоблока:

- электрическая (с учетом отбора тепла согласно заводским 1145
характеристикам турбины), МВт (э)

- по отпуску тепла согласно заводским характеристикам 300
турбины, МВт (т)

4. Мощность энергоблока по отпуску тепла внешним
потребителям в режиме:

- среднезимнем, Гкал/ч 146,13

- среднелетнем, Гкал/ч 19,6

5. Мощность энергоблока на клеммах генератора (с учетом
отборов тепла на собственные нужды АЭС, теплоснабжение
промплощадки и внешних потребителей), МВт (э), в режиме:

- среднезимнем 1181,0

- среднелетнем 1197,6

6. Среднегодовая проектная мощность на клеммах генератора 1184,8
(установленная) с учетом отборов тепла на собственные нужды
АЭС, теплоснабжение промплощадки и внешних потребителей, МВт
(э)

7. Число энергоблоков, шт. 2

8. Мощность АЭС:

- электрическая (гарантийная) на клеммах генераторов, МВт 2396
(э)

- среднегодовая проектная мощность на клеммах генераторов 2369,6
(установленная) с учетом отборов тепла, МВт (э)

- по отпуску тепла потребителям:

1) в среднезимнем режиме, Гкал/ч 292,26

2) в среднелетнем режиме, Гкал/ч 39,2

9. Состав основного оборудования:

- реактор В-392М, шт. 2

- турбина К-1200-6,8/50, шт. 2

- генератор ТЗВ-1200-2УЗ, шт. 2

10. Среднее обогащение стационарной перегрузки ядерного 4,79
топлива, % урана-235

11. Средняя глубина выгорания (стационарный цикл), 55800
МВт - сут/т урана

12. Срок службы энергоблока, лет 50

13. Коэффициент использования установленной мощности 90
энергоблока (КИУМ) за срок службы, %

14. Годовое число часов использования установленной мощности 7884
энергоблока, ч/год

15. Годовая выработка электроэнергии, млн кВт x ч 18682

16. Расход электроэнергии на собственные нужды станции, % от 7,0
выработки

17. Годовой отпуск:

- электроэнергии (с шин АЭС), млн кВт x ч 17374

- тепла (внешним потребителям), тыс. Гкал 1846

18. КПД АЭС (энергоблока) в конденсационном режиме работы:

- брутто, % 37,44

- нетто, % 34,82

19. Отпускной тариф на электроэнергию, коп./(кВт x ч) 73,70

20. Тариф на тепловую энергию, отпускаемую внешним 491,02
потребителям, руб./Гкал

21. Стоимость ежегодной товарной продукции (электроэнергии и 13711061
тепла), тыс. руб./год

22. Капиталовложения в промстроительство станции в ценах 43874887,30
начала 2000 г., тыс. руб.

в том числе сметная стоимость:

- строительных работ, тыс. руб. 8741426,71

- монтажных работ, тыс. руб. 4918589,63

- оборудования и инвентаря, тыс. руб. 24129671,37

- прочих работ, тыс. руб. 6085199,59

23. Удельные капиталовложения в промстроительство станции в 18515,74
ценах начала 2000 г., руб./кВт <1>)

в том числе удельная стоимость:

- строительных работ, руб./кВт <1>) 3688,99

- монтажных работ, руб./кВт <1>) 2075,71

- оборудования и инвентаря, руб./кВт <1>) 10183,01

- прочих работ, руб./кВт <1>) 2568,03

24. Капиталовложения в промстроительство станции в ценах 1 176803750,95
квартала 2009 г., тыс. руб.

в том числе сметная стоимость:

- строительных работ, тыс. руб. 49389060,90

- монтажных работ, тыс. руб. 27790031,41

- оборудования и инвентаря, тыс. руб. 70458640,40

- прочих работ, тыс. руб. 29166018,24

25. Удельные капиталовложения в промстроительство станции в 74613,33
ценах 1 квартала 2009 г., руб./кВт <1>)

в том числе удельная стоимость:

- строительных работ, руб./кВт <1>) 20842,78

- монтажных работ, руб./кВт <1>) 11727,73

- оборудования и инвентаря, руб./кВт <1>) 29734,4

- прочих работ, руб./кВт <1>) 12308,42

26. Стоимость основных производственных фондов АЭС в ценах 1 169873381,48
квартала 2009 г. (без учета НДС), тыс. руб.

27. Стоимость основных производственных фондов АЭС в ценах 1 200049887,15
квартала 2009 г. (с учетом НДС), тыс. руб.

28. Срок строительства АЭС, лет 8,25

29. Пусковой период (от заливки первого бетона до пуска 5,0
первого блока), лет

30. Численность промышленно-производственного персонала:

- полная, чел. 995

- удельная (штатный коэффициент), чел./МВт <1>) 0,42

31. Уровень годовой выработки на одного занятого в 17,46
производстве, млн кВт x ч/чел.

32. Затраты в оборотные фонды (стоимость первой загрузки 2057000
реактора) на один энергоблок, млн руб.

33. Полные среднегодовые издержки производства (без учета 8171777
резерва на развитие АЭС), тыс. руб./год


Продолжение таблицы 4.4.2


Значение при
Наименование показателя количестве
энергоблоков АЭС

2 4

34. Себестоимость отпускаемых: 44,99 42,74
электроэнергии, коп./(кВт x ч):

- в т. ч. топливная составляющая (свежее ядерное 7,66 7,66
топливо), коп./ (кВт x ч)

- тепла, руб. /Гкал 192,1 182,5

35. Среднегодовая балансовая прибыль, тыс. 5539284 11898430
руб./год

<1> Показатель отнесен к среднегодовой проектной мощности АЭС на клеммах
генераторов. Удельные показатели могут быть рассчитаны с использованием
электрической (гарантийной) мощности на клеммах генераторов (при
отсутствии отборов тепла турбины на собственные нужды АЭС, на
теплоснабжение промплощадки и внешних потребителей), что соответствует
корректировке приведенных в работе удельных значений на коэффициент,
равный отношению 1184,8 МВт (э) к 1198,0 МВт (э), то есть уменьшению
удельных значений на 1,102%.
<2> Действительное значение расхода электроэнергии на собственные нужды
четырехблочной АЭС будет несколько ниже за счет учета доли
общестанционных зданий и сооружений, однако на стадии обоснования
инвестиций данная дельта идет в запас прочности расчетов. Точное значение
будет приведено в рамках проекта Северской АЭС


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

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

4.6. Оценка перспективной балансовой ситуации
по электроэнергии и мощности на период 2014 - 2018 гг.

Балансы мощности и электроэнергии сформированы в соответствии с данными, предоставленными Томским РДУ, по годам на перспективу 2014 - 2018 гг. и приведены в таблицах 4.6.1, 4.6.2.

Таблица 4.6.1

Прогнозный баланс электроэнергии энергосистемы Томской
области в период 2014 - 2018 гг.


2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г.

Год млн млн млн млн млн
кВт x ч кВт x ч кВт x ч кВт x ч кВт x ч

ПОТРЕБНОСТЬ

Электропотребление 9344 9421 9531 9609 9688

ПОКРЫТИЕ

Выработка 4594 4028 4101 4237 4321

Сальдо-переток из 4750 5393 5430 5372 5367
смежных энергосистем


Таблица 4.6.2

Прогнозный баланс мощности Томской энергосистемы
в период 2014 - 2018 гг.


Мощность, Год
№ МВт
2014 2015 2016 2017 2018

1 Установленная мощность 1119,9 1119,9 1119,9 1119,9 1119,9
<*> <**> <**> <**> <**>

ТЭС 1119,9 1119,9 1119,9 1119,9 1119,9
<*> <**> <**> <**> <**>

2 Ограничения мощности (+)/технически 17 17 17 17 17
возможное превышение над
установленной мощностью (-)

ТЭС 17 17 17 17 17

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

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


--------------------------------
<*> - вывод из эксплуатации с 01.01.2013 ТГ-3, ТГ-4, ТГ-5 ТЭЦ СХК на основании заключения Минэнерго России от 05.09.2012 № МК-8119/10;
<**> - не учтен возможный вывод из эксплуатации с 08.06.2014 ТГ-3 Томской ГРЭС-2 на основании заключения Минэнерго России от 29.05.2012 № АШ-4767/10; возможный вывод из эксплуатации вывод из эксплуатации с 01.01.2015 ТГ-5 Томской ГРЭС-2 на основании заключения Минэнерго России от 05.09.2012 № МК-8131/10, с 01.01.2015 ТГ-1, ТГ-2, ТГ-6, ТГ-7 ТЭЦ СХК на основании заключения Минэнерго России от 05.09.2012 № МК-8119/10, возможный вывод из эксплуатации с 01.04.2015 ТГ-9, ТГ-10, ТГ-11, ТГ-12, ТГ-14, ТГ-15 на основании заключения Минэнерго России от 26.12.2012 № МК-12048/10.

Ежегодный прогнозируемый рост потребления в период с 2014 по 2018 гг. составляет в среднем 1 - 1,5%.
Доля собственной генерации в энергосистеме Томской области в период с 2014 по 2018 гг. остается практически на одном уровне, несмотря на ввод ГТУ-16 ПРК в 2012 году и планируемый ввод Двуреченской ГТЭС 4 x 6 МВт (ОАО "Томскнефть" ВНК) в 2013 году.
На период до 2018 года энергосистема Томской области по прежнему сохранит дефицитное состояние, а с учетом возможного вывода из работы генераторов, не прошедших КОМ, ситуация ухудшится.

4.7. Определение развития электрической сети напряжением
110 кВ и выше по годам на период 2014 - 2018 гг.

Предложения по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на период 2014 - 2018 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 2014 - 2018 гг.


Сроки Сроки сооружения
№ предла- и наличие в СиПР Обоснование,
пп Мероприятие гаемые и ИП субъектов технический эффект
Томским РДУ электроэнергетики

1 Строительство ВЛ 2016 г. (с 2016 г. (с Питание энергорайона
500 кВ выделением выделением "Север" осуществляется
Нижневартовская пускового пускового по ВЛ 220 кВ
ГРЭС - Советско- комплекса - комплекса - Нижневартовская ГРЭС -
Соснинская с ПС включение включение ВЛ на Советско-Соснинская I
500/220 кВ ВЛ на напряжение 220 кВ цепь, II цепь (НСС-1,
Советско- напряжение в 2014 г.) в СиПР НСС-2) (далее - ВЛ 220
Соснинская 220 кВ в электроэнергетики кВ НСС-1, НСС-2),
2014 г.) Томской области входящих в
на период 2013 - контролируемое сечение
2017 гг. и "ОЭС Урала - Томская
проекте СиПР ЕЭС энергосистема". МДП в
на период 2013 - указанном сечении в
2019 гг. В ИП ОАО ремонтной схеме
"ФСК ЕЭС" на назначен из условия
2013 - 2017 гг. непревышения длительно
предусмотрено допустимой токовой
выполнение ПИР нагрузки оборудования
2011 - 2015 гг. ВЛ на ПС 220 кВ
Советско-Соснинская и
участка провода ВЛ,
находящегося на
балансе МЭС Западной
Сибири (11,6 км). Для
обеспечения
непревышения МДП в
зимних максимальных
режимах при аварийном
отключении одной из ВЛ
220 кВ НСС-1 или НСС-2
может потребоваться
ограничение нагрузки
потребителей. Для
снятия сетевых
ограничений необходимо
строительство ВЛ 500
кВ Нижневартовская
ГРЭС -
Советско-Соснинская с
ПС 500/220 кВ
Советско-Соснинская с
включением ВЛ на
напряжение 220 кВ в
2014 г., что позволит
увеличить МДП в
сечении "ОЭС Урала -
Томская энергосистема"
на 200 МВт в
нормальной и ремонтной
схемах

2 Строительство ВЛ 2016 г. с 2016 г. (с Питание энергорайона
500 кВ Томская - выделением выделением "Левобережье"
Парабель с ПС 500 пускового первого пускового осуществляется по ВЛ
кВ Парабель с комплекса - комплекса - 220 кВ Томская -
выделением включение включение участка Володино с отпайками
пускового участка ВЛ ВЛ Томская - на ПС Орловка I цепь,
комплекса - Томская - Володино на II цепь (ТВ-231,
включение участка Володино на напряжение 220 кВ ТВ-221) (далее - ВЛ
ВЛ Томская - напряжение в 2014 г.) в СиПР 220 кВ ТВ-221, ТВ-231)
Володино на 220 кВ в электроэнергетики и по ВЛ 110 кВ
напряжение 220 кВ 2014 г. Томской области Зональная -
на период 2013 - Левобережная с
2017 гг. и отпайками I цепь, II
проекте СиПР ЕЭС цепь (С-83, С-82),
на период 2013 - входящих в
2019 гг. В ИП ОАО контролируемое сечение
"ФСК ЕЭС" на "Томск - Левобережье".
2013 - 2017 гг. В нормальной схеме в
предусмотрено сечении "Томск -
выполнение ПИР Левобережье"
2011 - 2017 гг. осуществляется
контроль уровней
напряжения. МДП в
ремонтной схеме (вывод
в ремонт ВЛ 220 кВ
ТВ-221 или ТВ-231)
назначен по условию
непревышения
аварийно допустимой
токовой перегрузки
оборудования в
послеаварийном режиме
(отключение второй
цепи ВЛ 220 кВ ТВ-231
или ТВ-221).
Для обеспечения
непревышения МДП в
зимних максимальных
режимах при аварийном
отключении одной из ВЛ
220 кВ ТВ-221 или
ТВ-231 может
потребоваться
ограничение нагрузки
потребителей. Для
снятия сетевых
ограничений необходимо
строительство ВЛ 500
кВ Томская - Парабель
с ПС 500/220 кВ
Парабель с включением
ВЛ на напряжение 220
кВ в 2014 г., что
позволит увеличить МДП
в сечении "Томск -
Левобережье" в
ремонтной схеме
(отключение одной из
ВЛ 220 кВ ТВ-221
(ТВ-231)) на величину
до 150 МВт

3 Строительство ВЛ 2016 г. с 20 6 г. (с В существующей схеме
500 кВ Томская - выделением выделением при выводе в ремонт
Парабель с ПС 500 пускового второго пускового одной из ВЛ 220 кВ
кВ Парабель с комплекса - комплекса - Володино - Чажемто I
выделением включение включение участка цепь (ВЧ-232) или II
пускового на ВЛ Володино - цепь (ВЧ-222)
комплекса - напряжение Парабель на необходимо выполнять
включение на 220 кВ ВЛ напряжение 220 кВ деление сети на ПС 220
напряжение 220 кВ Володино - в 2015 г.) в СиПР кВ Чажемто для
ВЛ Володино - Парабель в электроэнергетики исключения
Парабель 2015 г. Томской области недопустимого
на период 2013 - перегруза оборудования
2017 гг. и транзита 110 кВ
проекте СиПР ЕЭС Володино - Чажемто в
на период 2013 - случае разрыва связи
2019 гг. В ИП ОАО 220 кВ Володино -
"ФСК ЕЭС" на Чажемто. Питание ПС
2013 - 2017 гг. 220 кВ Парабель в
предусмотрено таком режиме
выполнение ПИР осуществляется по
2011 - 2017 гг. одной цепи 220 кВ, что
снижает надежность
электроснабжения
потребителей ПС 220 кВ
Парабель.
Строительство ВЛ 500
кВ Томская - Парабель
с ПС 500/220 кВ
Парабель с включением
участка ВЛ Володино -
Парабель на напряжение
220 кВ позволит
избежать деления сети
в сечении "Володино -
Чажемто" в ремонтной
схеме и повысит
надежность
электроснабжения
потребителей ПС 220 кВ
Парабель

4 Строительство ВЛ 2018 г. 2016 г. в СиПР Пропускная способность
500 кВ Советско- электроэнергетики транзита 220 кВ
Соснинская - Томской области исчерпана, что
Парабель на период 2013 - является причиной
2017 гг. 2018 г. сдерживания развития
в проекте СиПР существующих
ЕЭС на период нефтегазовых
2013 - 2019 гг. В месторождений, а также
ИП ОАО "ФСК ЕЭС" освоения новых.
на 2013 - 2017 Параллельная работа
гг. предусмотрено южной и северной части
выполнение ПИР Томской энергосистемы
2011 - 2017 гг. значительно повысит
надежность
электроснабжения ее
потребителей, особенно
в ремонтных и
послеаварийных схемах
транзита 220 кВ
Нижневартовская ГРЭС -
Томская

5 Реконструкция ПС 2013 - 2015 2013, 2014 гг. в В настоящее время на
220 кВ Советско- гг. СиПР ПС 220 кВ
Соснинская с (с заменой электроэнергетики Советско-Соснинская в
заменой АТ АТ Томской области работе находятся:
мощностью 3 x 63 мощностью 3 на период 2013 - - два
МВА на АТ x 63 МВА на 2017 гг. 2014, автотрансформатора
мощностью 3 x 125 АТ 2015 гг. в 220/110/10 кВ и один
МВА мощностью проекте СиПР ЕЭС автотрансформатор
3х125 МВА в на период 2013 - 220/110/6 кВ мощностью
2013 - 2014 2019 гг. 63 МВА каждый (далее -
гг.) 2011 - 2015 гг. в АТ);
ИП ОАО "ФСК ЕЭС" - два трансформатора
на 2013 - 2017 110/35/6 кВ мощностью
гг. 63 МВА каждый;
- автоматика
ограничения перегруза
оборудования АТ-3,
АТ-4, АТ-5,
действующая на
отключение нагрузки ПС
220 кВ
Советско-Соснинская
(далее - АОПО).
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. Для снятия
сетевых ограничений
необходима
реконструкция ПС 220
кВ Советско-Соснинская
по замене существующих
АТ мощностью 3 x 63
МВА на АТ мощностью 3
x 125 МВА. Отключение
одного из
трансформаторов
110/35/6 кВ приводит к
перегрузу оставшегося
в работе
трансформатора на 16%
в летний период. Для
разгрузки существующих
трансформаторов
110/35/6 кВ в проекте
по титулу
"Реконструкция ПС 220
кВ Советско-Соснинская
(замена
автотрансформаторов)"
предусмотрено питание
шин 35 кВ от вновь
устанавливаемых
автотрансформаторов
АТ-3, АТ-4, питание
шин 6 кВ остается от
трансформаторов
(резерв от АТ-5). Для
регулирования
напряжения на шинах 35
кВ проектом
предусмотрена
установка двух БСК
мощностью 17,3 Мвар
каждая

6 Строительство ВЛ 2015 г. 2015 г. в СиПР В существующей схеме
220 кВ ЭС-1 СХК - электроэнергетики питание энергорайона
ЭС-2 СХК с Томской области ОАО "СХК"
установкой АТ на период 2013 - осуществляется по ВЛ
220/110 кВ 2017 гг. В 220 кВ Восточная - ТЭЦ
мощностью 240 МВА проекте СиПР ЕЭС СХК (Т-201), ВЛ 220 кВ
на ПС 110 кВ ЭС-1 на период 2013 - ЭС-1 СХК - ЭС-2 СХК
СХК 2019 не (Л-3) (далее - ВЛ 220
предусмотрено кВ Т-201, ВЛ 220 кВ
Л-3), входящих в
контролируемое сечение
"СХК - Томская
энергосистема". В
ремонтных схемах
(вывод в ремонт ВЛ 220
Л-3 или ВЛ 220 кВ
Т-201) связь Томской
энергосистемы с
энергорайоном ОАО
"СХК" осуществляется
по одной из ВЛ 220 кВ
Т-201 или ВЛ 220 кВ
Л-3. При отключении
оставшейся ВЛ 220 кВ
Т-201 (ВЛ 220 кВ Л-3)
энергорайон ОАО "СХК"
(объекты потребителя
Росатом и город
Северск) выделяется на
изолированную работу.
Строительство ВЛ 220
кВ ЭС-1 СХК - ЭС-2 СХК
с установкой АТ
220/110 кВ мощностью
240 МВА на ЭС-1 СХК
позволит снять сетевые
ограничения схемы
выдачи мощности ТЭЦ
СХК в зимнем периоде,
снизит объем
ограничений в летнем
(в ремонтной схеме) и
обеспечит надежное
электроснабжение
населения города
Северск и объектов
потребителя Росатом

7 Строительство ВЛ 2014 г. 2014 г. в СиПР В существующей схеме
220 кВ Парабель - электроэнергетики электроснабжения
Лугинецкая с Томской области нагрузок
надстройкой ОРУ на период 2013 - нефтегазодобывающего
220 кВ на ПС 2017 гг. В комплекса питающихся
Лугинецкая проекте СиПР ЕЭС от ПС 220 кВ Парабель
на период 2013 - аварийное отключение
2019 гг. не или вывод в ремонт
предусмотрено любой из ВЛ 110кВ
транзита Парабель -
Двуреченская, БСК-110
кВ и УШР-110 кВ на ПС
110 кВ Игольская или
ПС 110 кВ
Двуреченская, останов
агрегатов ГТЭС
Игольская может
привести к снижению
напряжения на транзите
110 кВ Парабель -
Двуреченская и
отключению двигателей
потребителей
нефтегазодобывающего
комплекса действием
защит минимального
напряжения (ЗМН).
Строительство ВЛ 220
кВ Парабель -
Лугинецкая с
надстройкой ОРУ 220 кВ
на ПС Лугинецкая
повысит устойчивость
работы нагрузок и
позволит избежать
отключение нагрузки
действием АОПО ПС 220
кВ Парабель в
ремонтных и
послеаварийных режимах

8 Реконструкция 2015 г. 2013 г. в СиПР Для увеличения МДП в
АРРП - 500 ПС 500 электроэнергетики сечении "Красноярск,
кВ Томская с Томской области Кузбасс - Томск" в
организацией на период 2013 - ремонтных схемах на ПС
контроля перетока 2017 гг. 500 кВ Томская
мощности по ВЛ 2015 - 2017 гг. в установлена локальная
220 кВ ИП ОАО "ФСК ЕЭС" автоматика
Ново-Анжерская - на 2013 - 2017 предотвращения
Зональная гг. нарушения устойчивости
(АТ-215), ВЛ 220 ПС 500 кВ Томская
кВ Ново-Анжерская (ЛАПНУ), включающая в
- Восточная себя:
(АТ-216), - автоматику разгрузки
входящие в при разрыве
сечение электропередачи 500 кВ
"Красноярск, (АРРП-500);
Кузбасс - Томск" - устройство контроля
и их мощности
эксплуатационного предшествующего режима
состояния (УКПР);
- устройство
отключения нагрузки
(УОН);
- устройство фиксации
отключения линий 500
кВ (ФОЛ) и
автотрансформаторов
(ФОТ).
Существующие УКПР
контролируют суммарный
переток только по ВЛ
500 кВ, при этом
переток в сечении
"Красноярск, Кузбасс -
Томск" контролируется
по ВЛ 500 кВ и двум ВЛ
220 кВ. Реконструкция
ЛАПНУ ПС 500 кВ
Томская с организацией
контроля перетока
мощности по ВЛ 220 кВ,
входящих в сечение
(АТ-215, АТ-216), и их
эксплуатационного
состояния позволит
увеличить МДП в
сечении "Красноярск,
Кузбасс - Томск" на
100 МВт в ремонтной
схеме (отключены ВЛ
500 кВ Ново-Анжерская
- Томская и ВЛ 500 кВ
Итатская - Томская).
Данное мероприятие в
период высоких
температур и при
отсутствии возможности
загрузки тепловых
станций позволит
сократить объем
возможных ограничений

9 Реконструкция ПС 2013 - 2018 2012 - 2018 гг. в В ОТР ПД по титулу
220 кВ Советско- гг. "СиПР "Комплексная
Соснинская электроэнергетики реконструкция ПС 220
Томской области кВ
на период 2013 - Советско-Соснинская"
2017 гг." предусматривается
В проекте "СиПР замена всего
ЕЭС на период оборудования, которое
2013 - 2019 гг." морально устарело и
не предусмотрено. выработало свой ресурс
В ИП ОАО "ФСК (за исключением нового
ЕЭС" на 2013 - оборудования,
2017 гг. устанавливаемого в
предусмотрено рамках титула по
выполнение ПИР в "Реконструкция ПС 220
2012 - 2024 гг. кВ Советско-Соснинская
(замена
автотрансформаторов)"

10 Комплексная 2013 - 2018 2017 гг. в "СиПР В ОТР ПД по титулу
реконструкция ПС гг. электроэнергетики "Комплексная
220 кВ Восточная Томской области реконструкция и
на период 2013 - техническое
2017 гг." перевооружение ПС 220
2018 г. в проекте кВ Восточная"
"СиПР ЕЭС на определена
период 2013 - необходимость
2019 гг." реконструкции и
В ИП ОАО "ФСК технического
ЕЭС" на 2013 - перевооружения ПС 220
2017 гг. кВ Восточная, которая
предусмотрено обусловлена следующими
выполнение ПИР в факторами:
2008 - 2024 гг. - физическим
состоянием
оборудования
подстанции,
находящимся в
эксплуатации более 35
лет;
- пропускной
способностью
трансформаторов
110/35/10 кВ (Т-1,
Т-2) и
автотрансформаторов
220/110 кВ (АТ-3,
АТ-4).
В ОТР указанной ПД
предусмотрена замена
всего оборудования ПС
220 кВ Восточная, в
том числе существующих
АТ-3, АТ-4 на
автотрансформаторы
мощностью 2 x 250 МВА

11 Установка на 2015 г. 2015 г. в "СиПР Для обеспечения
АТ-1, АТ-2 ПС 220 электроэнергетики дальнего
кВ Володино и Томской области резервирования защит
АТ-1, АТ-2 ПС 220 на период 2013 - ВЛ 220, 110 кВ.
кВ Чажемто 2017 гг." Возможно работа ВЛ на
дистанционных В ИП ОАО "ФСК неустранившееся КЗ при
защит на сторонах ЕЭС" на 2013 - отказе защиты ВЛ
220, 110 кВ 2017 гг. не
предусмотрено

12 Выполнение схемы 2014 г. 2013-2014 гг. в Установленная на ПС
передачи команд "СиПР 110 кВ Левобережная
ПА разгрузки ВЛ электроэнергетики АОПО по факту
110 кВ Зональная Томской области превышения
- Левобережная с на период 2013 - аварийно допустимого
отпайками II 2017 гг." тока по ВЛ 110 кВ
цепь, I цепь В ИП ОАО "ФСК Зональная -
(С-82, С-83) ПС ЕЭС" на 2013 - Левобережная с
220 кВ Мельниково 2017 гг. не отпайками II цепь, I
- ПС 220 кВ предусмотрено цепь (С-82, С-83)
Володино - ПС 220 действует на
кВ Чажемто - ПС отключение ВЛ 110 кВ
220 кВ Парабель Мельниково-110 -
Мельниково I цепь, II
цепь (СВ-1, СВ-2) на
ПС 110 кВ
Мельниково-110.
В период максимальных
нагрузок при
аварийном отключении
ВЛ 220 кВ Томская -
Володино с отпайкой на
ПС Орловка I цепь
(ТВ-231) и II цепь
(ТВ-221) действием
указанной автоматики
отключается более 150
МВт. Такой объем
отключений является
излишним для снижения
тока по ВЛ 110 кВ
Зональная -
Левобережная с
отпайками II цепь, I
цепь (С-82, С-83).
Данное мероприятие
позволит выполнить
действие автоматики на
меньший объем
отключаемых нагрузок

13 Установка ШОН и 2016 г. 2016 г. в "СиПР Для переноса точки
колонок электроэнергетики раздела транзита 220
синхронизации на Томской области кВ Томск -
ПС 220 кВ на период 2013 - Нижневартовск без
Раскино, ПС 220 2017 гг." погашения потребителей
кВ Вертикос В ИП ОАО "ФСК
ЕЭС" на 2013 -
2017 гг. не
предусмотрено

14 Установить шкафы 2014 г. 2013 - 2014 гг. в ПУЭ п. 3.3.10
отбора напряжения "СиПР Исключение излишних
(ШОН) для целей электроэнергетики включений выключателей
требуемого режима Томской области ВЛ на КЗ, что
работы АПВ на период 2013 - обеспечивает повышение
следующих ВЛ: 2017 гг." устойчивости работы
- ВЛ 220 кВ В ИП ОАО "ФСК нагрузок сети,
Чажемто - ЕЭС" на 2013 - повышается ресурс
Парабель I, II 2017 гг. не работы выключателей
цепи (ЧП-233, предусмотрено
ЧП-223) со
стороны ПС 220 кВ
Парабель и ПС 220
кВ Чажемто;
- ВЛ 220 кВ
Раскино -
Чапаевка I, II
цепи (РЧ-235,
РЧ-225) со
стороны ПС 220 кВ
Раскино и ПС 220
кВ Чапаевка

15 Установить ВЧ 2014 - 2016 В "СиПР ПУЭ п. 3.2.4
защиты на ВЛ 220 гг. электроэнергетики Обеспечение
кВ транзита Томской области устойчивости работы
Советско- на период 2013 - нагрузок
Соснинская - 2017 гг." не нефтегазодобычи, НПС,
Чапаевка - предусмотрено. ГКС
Раскино - В ИП ОАО "ФСК
Вертикос - ЕЭС" на 2013 -
Парабель - 2017 гг. не
Чажемто - предусмотрено
Володино

16 Установка на 2015 г. 2015 г. в "СиПР Для обеспечения
ОВ-220 кВ ПС 220 электроэнергетики ближнего
кВ Чапаевка, ПС Томской области резервирования защит и
220 кВ Советско- на период 2013 - возможности
Соснинская, ПС 2017 гг." оперативного изменения
220 кВ Раскино, В ИП ОАО "ФСК уставок защит
ПС 220 кВ ЕЭС" на 2013 - ОВ-220кВ. В аварийных
Восточная, ПС 500 2017 гг. не ситуациях возможны
кВ Томская вторых предусмотрено длительные перерывы
(МП) комплектов электроснабжения из-за
защит отсутствия возможности
перевода поврежденного
оборудования за ОВ с
требуемыми уставками

17 Установка вторых 2016 - 2017 2016 - 2017 гг. в Отсутствие дальнего
комплектов защит гг. "СиПР резервирования при
для выполнения электроэнергетики включении ремонтной
ближнего Томской области перемычки 110 кВ ПС
резервирования на период 2013 - 110 кВ Молчановская
защит ВЛ 110 кВ 2017 гг." НПС.
Володино - В ИП ОАО "ФСК Возможно работа ВЛ на
Молчановская НПС ЕЭС" на 2013 - неустранившееся КЗ при
(С-33) на ПС 220 2017 гг. не отказе защиты ВЛ
Володино предусмотрено

18 Установка вторых 2015 г. 2015 г. в "СиПР Для обеспечения
комплектов защит электроэнергетики ближнего
на ПС 220 кВ Томской области резервирования защит
Асино на ВЛ 110 на период 2013 - ВЛ 110 кВ и
кВ Асино - 2017 гг." резервирования защит
Первомайская В ИП ОАО "ФСК трансформаторов
(С-51), ВЛ 110 кВ ЕЭС" на 2013 - приемных ПС. Возможно
Асино - 2017 гг. не работа ВЛ на
Комсомольская с предусмотрено неустранившееся КЗ при
отпайкой на ПС отказе защиты ВЛ
Первомайская
(С-52)

19 Разделение 2014 г. 2014 гг. в "СиПР В существующей схеме
существующей электроэнергетики питание энергоузла "ПС
БСК-110 кВ Томской области 110 кВ Колпашево"
мощностью 26 МВАр на период 2013 - осуществляется по ВЛ
на ПС 110 кВ 2017 гг." 110 кВ Чажемто -
Колпашево на две 2014 г. в ИП ОАО Колпашево с отпайкой
БСК-110 кВ "ТРК" на 2012 - на ПС Новоильинская
мощностью 13 МВАр 2017 гг. (С-40). На ПС 110 кВ
с подключением Колпашево установлена
через отдельные БСК-110 кВ мощностью
выключатели 26 Мвар (далее - БСК).
В настоящее время в
период весна-осень
отсутствует
возможность
использования БСК в
режимах питания ПС 110
кВ Колпашево со
стороны ПС 220 кВ
Асино в ремонтных и
послеаварийных режимах
(отключение ВЛ 110 кВ
Чажемто - Колпашево с
отпайкой на ПС
Новоильинская (С-40)).
Напряжение на шинах
110 кВ ПС 110 кВ
Колпашево в часы
максимума нагрузки в
режимах весна-осень
(нагрузка ПС 110 кВ
Колпашево 12-16 МВт)
составляет без БСК
87-94 кВ, с БСК
125-130 кВ. В течение
суток происходит
изменение нагрузки ПС
110 кВ Колпашево что
приводит к
значительным
изменениям напряжения.
В связи с отсутствием
средств плавного
регулирования
напряжения в
энергоузле "ПС 110 кВ
Колпашево"
использование БСК в
указанных режимах
затруднительно.
Разделение
существующей БСК на
две БСК-110 кВ
мощностью 13 МВАр с
подключением через
отдельные выключатели
позволит поддерживать
нормальный уровень
напряжения в сети 110
кВ транзита ПС 220 кВ
Асино - ПС 110 кВ
Колпашево в ремонтных
и послеаварийных
режимах, связанных с
отключением ВЛ 110 кВ
С-40

20 Установка второго 2014 г. 2014 г. в "СиПР Отсутствие дальнего
комплекта защит электроэнергетики резервирования
на ПС 110 кВ Томской области защитами ВЛ 110 кВ
Асино-110 для на период 2013 - Асино - Асино-110 I
выполнения 2017 гг." цепь, II цепь (С-68,
ближнего В ИП ОАО "ТРК" на С-69) со стороны ПС
резервирования 2012 - 2017 гг. 220 кВ Асино. При КЗ
защит ВЛ 110 кВ не предусмотрено на ВЛ и отказе защиты,
Итатка - ВЛ будет работать на
Асино-110 (С-7А) не устранившееся КЗ,
что приведет к
повреждению ВЛ,
оборудования

21 Установка вторых 2015 - 2016 2015 - 2016 гг. в По ПУЭ п. 3.2.15
комплектов защит гг. "СиПР должны
для выполнения электроэнергетики предусматриваться меры
ближнего Томской области по обеспечению
резервирования на период 2013 - ближнего
защит следующих 2017 гг." резервирования, если
ВЛ: В ИП ОАО "ТРК" на дальнее резервирование
- ВЛ 110 кВ 2012 - 2017 гг. при КЗ на этой линии
Мельниково-110 - не предусмотрено не обеспечивается.
Маркелово (С-41) - на ПС110 кВ
на ПС 110 кВ Мельниково-110 не
Мельниково-110; обеспечивается дальнее
- ВЛ 110 кВ резервирование ВЛ 110
Тунгусово - кВ Мельниково-110 -
Коломинские Гривы Маркелово (С-41) в
(С-35) и ВЛ 110 режиме вывода в ремонт
кВ Коломинские СВ-110 на ПС 110 кВ
Гривы - Подгорная Маркелово и включении
(С-27) на ПС 110 ремонтной перемычки
кВ Коломинские 110 кВ. Точка раздела
Гривы 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;
- 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 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

22 Установка 2014 г. 2014 г. в "СиПР Для обеспечения
выносных ТТ 110 электроэнергетики надежного
кВ в ремонтную Томской области электроснабжения г.
перемычку 110 кВ на период 2013 - Колпашево в ремонтном
ПС 110 кВ Типсино 2017 гг.". режиме (отключение
для ввода в В ИП ОАО "ТРК" на СВ-110 кВ ПС 110 кВ
работу защит ВЛ 2012 - 2017 Типсино и включении
110 кВ Типсино - гг. предусмотрено ремонтной перемычки
Колпашево (С-57К) выполнение ПИР в 110 кВ)
2017 - 2018 гг.

23 Реконструкция РЗА 2014 г. 2016 г. в "СиПР Обеспечение
Т-23, Т-25 электроэнергетики устойчивости работы
Томской ГРЭС-2 Томской области станции. Обеспечение
на период 2013 - селективности действия
2017 гг." и уменьшения времени
В ИП ОАО "ТГК-11" действия резервных
не предусмотрено защит трансформаторов
с защитами ВЛ 35, 110
кВ. Из-за отказа защит
при КЗ возможно
повреждение
оборудования,
частичный или полный
останов оборудования
станции (аппаратура
РЗА находится в
эксплуатации 60 лет)

24 Замена защит 2017 г. 2013 - 2014 гг. в Обеспечение
генераторов ТГ-5, "СиПР устойчивости работы
ТГ-6 Томской электроэнергетики станции. Уменьшение
ГРЭС-2 Томской области объемов повреждения
на период 2013 - оборудования.
2017 гг." Обеспечение
В ИП ОАО "ТГК-11" селективности действия
отсутствует и уменьшения времени
действия резервных
защит трансформаторов
с защитами ВЛ 35, 110
кВ. В соответствии с
"Протоколом
совместного решения по
обеспечению надежности
работы защит
оборудования главной
схемы ГРЭС-2 -
трансформаторов связи
Т-22, Т-23, Т-25,
РОТ-1, трансформаторов
блока Т-27 и шин 110,
35 кВ в связи с
включением Т-22 80 МВА
и ТГ-2 50 МВт" от
23.09.2009.
Из-за отказа защит при
КЗ возможно
повреждение
оборудования,
частичный или полный
останов оборудования
станции (аппаратура
РЗА находится в
эксплуатации 60 лет)

25 Замена защиты шин 2015 г. В "СиПР Физический износ
110 кВ Томской электроэнергетики аппаратуры (срок
ГРЭС-2 Томской области эксплуатации 60 лет).
на период 2013 - Отсутствие дальнего
2017 гг." не резервирования защит
предусмотрено
В ИП ОАО "ТГК-11"
не предусмотрено

26 Установка на 2014 - 2016 В "СиПР Отсутствие
ОРУ-110 кВ гг. электроэнергетики выключателей в цепях
подстанций Томской области линий на подстанциях
Тайгинской на период 2013 - 110 кВ Тайгинской
дистанции 2017 гг." 2015 г. дистанции
электроснабжения В ИП ОАО "РЖД" не электроснабжения
(ПС 110 кВ предусмотрено. (Из-за ненадежной
Предтеченск, ПС Вошло в сводный работы ОД, КЗ
110 кВ перечень установленных на
Межениновка, ПС замечаний ОАО "СО трансформаторах
110 кВ Сураново) ЕЭС" для возможно повреждение
выключателей в включения в ИП оборудования ошиновки
цепях линий и ОАО "РЖД" и 10 кВ и силовых
ремонтной сводный перечень трансформаторов при
перемычкой со мероприятий, коротких замыканиях в
стороны линий предлагаемых ОАО трансформаторах или
"СО ЕЭС" для ошиновке и отказе ОД,
включения в КЗ, так как
целевые программы резервирование защит
ОАО "РЖД" (письмо трансформаторов
ОДУ Сибири от защитами питающих
31.01.2013 № линий 110 кВ не
О4-б3-II-19-533) обеспечивается)

------------------------------------------------------------------
--> примечание.
В официальном тексте документа, видимо, допущена опечатка: раздел 3
имеет название "Гидротехнические сооружения и водное хозяйство
электростанций, гидротурбинные установки", а не "Защита и автоматика".
------------------------------------------------------------------
27 Выполнение 2014 - 2016 В "СиПР Раздел 3. "Защита и
ближнего гг. электроэнергетики автоматика" Правил
резервирования Томской области технической
защит (установка на период 2013 - эксплуатации
двух независимых 2017 гг." 2016 г. электрических станций
комплектов защит) В ИП ОАО "РЖД" не и сетей РФ п. 6.11.2
на следующих предусмотрено. (утв. Приказом
подстанциях Вошло в сводный Минэнерго РФ от 19
Тайгинской перечень июня 2003 г. № 229).
дистанции замечаний ОАО "СО Отсутствие дальнего
электроснабжения: ЕЭС" для резервирования защит
- ПС 110 кВ включения в ИП ВЛ 110 кВ Тайгинской
Предтеченск на ВЛ ОАО "РЖД" дистанции
110 кВ Зональная; электроснабжения (не
- Предтеченск обеспечивается дальнее
(С-86) и ВЛ 110 резервирование защит
кВ Предтеченск - ВЛ 110 кВ защитами
Межениновка смежных ВЛ в режимах
(С-11); вывода в ремонт
- ПС 110 кВ линейного
Межениновка на ВЛ (секционного)
110 кВ выключателя на
Предтеченск - подстанциях Тайгинской
Межениновка дистанции
(С-11) и ВЛ 110 электроснабжения и
кВ Межениновка - включении ремонтной
Сураново (С-12); перемычки 110 кВ. В
- ПС 110 кВ таких режимах при КЗ
Сураново на ВЛ на ВЛ 110 кВ в зоне
110 кВ действия третьих
Межениновка - ступеней защит ВЛ и их
Сураново (С-12) и отказе (или отказе
ВЛ 110 кВ выключателя) линия
Яшкинская - будет работать на не
Сураново (А-27) устранившееся КЗ.
Работа с разомкнутым
транзитом 110 кВ не
обеспечивает
требования по
надежности
электроснабжения для
данной категории
потребителей)


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

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

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

Рисунок 2.9. Схема основного транзита
220 кВ Томск - Нижневартовск

Рисунок не приводится.

Из-за большой протяженности и недостаточной пропускной способности эта линия не может служить в качестве транзитной между ОЭС Сибири и ОЭС Урала.
Точка раздела электрических потоков мощности транзита 220 кВ Томск - Нижневартовск является 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) (чертеж № 497373-СХ.1 листы 108-109).
2. Сечение ОЭС Урала - Томская энергосистема.
Фактический переток в указанном сечении достигает максимально допустимых значений (255 МВт) (чертеж № 497373-СХ.1 лист 110).
Вывод в ремонт ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская может потребовать оперативных мер по снижению перетока в сечении и ограничению потребителей (чертеж № 497373-СХ.1 листы 111-112).

Рисунок 2.10. Схема сечения Нижневартовская
ГРЭС - ПС Советско-Соснинская

Рисунок не приводится.

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.
Подключение новых потребителей в северной части Томской энергосистемы без сетевого строительства невозможно.
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.
Максимально допустимый переток (МДП) с ПА в сечении Томск - Левобережье в ремонтной схеме (ремонт одной цепи ВЛ 220 кВ Томская - Володино) составляет 275 МВт зимой. В зимних режимах, в полной схеме переток в указанном сечении достигает 293 МВт (чертеж № 497373-СХ.1 листы 113-114).
Таким образом, вывод в ремонт одной цепи ВЛ 220 кВ Томская - Володино требует оперативных мер по снижению перетока в указанном сечении и ограничению потребителей.

Рисунок 2.11. Схема сечения Томск - Левобережье

Рисунок не приводится.

Подключение дополнительных 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).
4. Сечение СХК - Томская энергосистема.
В состав сечения входят следующие линии:
- ВЛ-220 кВ ЭС-1 СХК - ЭС-2 СХК (Л-3);
- ВЛ-220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК (Т-201).

Рисунок 2.12. Схема сечения СХК - Томская энергосистема

Рисунок не приводится.

Максимально допустимый переток в сечении СХК - Томская энергосистема в послеаварийной (ремонтной) схеме (отключена ВЛ 220 кВ Т-201 или АТ-ВЛ Т-201) при введенной противоаварийной автоматике составляет 185 МВт, что не позволяет работать ТЭЦ СХК с установленной мощностью (чертеж № 497373-СХ.1 листы 115 - 117).
При выводе в ремонт одной из двух ВЛ 220 кВ в сечении СХК - Томская энергосистема и аварийном отключении оставшейся ТЭЦ СХК выделится на изолированную работу (чертеж № 497373-СХ.1 лист 118).
5. Транзит 110 кВ ПС Парабель - ПС Двуреченская - ПС Чапаевка.
Длина транзита 110 кВ Парабель - Двуреченская составляет 757 км.
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая и ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская выполнены в габаритах 220 кВ.
Вывод в ремонт любой из ВЛ 110 кВ транзита Парабель - Двуреченская, отключение БСК 110 кВ и УШР 110 кВ, остановка агрегатов ГТЭС Игольская невозможны без ограничений потребителей нефтегазодобывающего комплекса (чертеж № 497373-СХ.1 листы 119-123).
Существующая схема электроснабжения нагрузок нефтегазодобывающего комплекса не позволяет подключать потребителей к транзиту 110 кВ.
Устойчивость работы нагрузок потребителей транзита ограничивается по условию обеспечения допустимых уровней напряжения.
Увеличение мощности БСК 110 кВ не позволит дополнительно подключать нагрузки, так как по реактивной мощности этот энергорайон избыточный.

Рисунок 2.13. Схема транзита 110 кВ
ПС Парабель - ПС Двуреченская - ПС Чапаевка

Рисунок не приводится.

6. ПС 220 кВ Советско-Соснинская.
В настоящее время на ПС 220 кВ Советско-Соснинская в работе находятся 3 АТ 220/110/6 кВ по 63 МВА, существующая нагрузка зимой составляет 176 МВА (чертеж № 497373-СХ.1 лист 126). От данной подстанции питается нефтегазодобывающий комплекс и г. Стрежевой. При отключении одного из АТ в максимум нагрузок перегруз оставшихся в работе АТ составляет более 40% (чертеж № 497373-СХ.1 лист 127). При отключении одного из трансформаторов мощностью 63 МВА в максимум нагрузок перегруз оставшегося в работе трансформатора составляет более 40% (чертеж № 497373-СХ.1 лист 128). 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 3 x 63 МВА на автотрансформаторы 3 x 125 МВА и замена трансформаторов 110/35/6 кВ 2 x 63 МВА на трансформаторы 3 x 63 МВА. Замена автотрансформаторов предусмотрена в рамках титула "Реконструкция ПС 220 кВ Советско-Соснинская (замена автотрансформаторов)". Замена трансформаторов предусмотрена в рамках титула "Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Советско-Соснинская".

Рисунок 2.14. Принципиальная схема
ПС 220 кВ Советско-Соснинская

Рисунок не приводится.

7. 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 (чертеж № 497373-СХ.1 лист 129).
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 (чертеж № 497373-СХ.1 лист 130). Для ввода режима в допустимую область требуется ограничение нагрузок (чертеж № 497373-СХ.1 лист 131).

Рисунок 2.15. Принципиальная схема
ПС 220 кВ Советско-Соснинская

Рисунок не приводится.

8. ПС 220 кВ Восточная.
Узловая ПС 220 кВ Восточная, расположенная в черте г. Томска, связывает энергосистему Томской области с ОЭС Сибири и питает как крупных промышленных потребителей, так и часть объектов жизнеобеспечения г. Томска (ПНС). В настоящее время на ПС 220 кВ Восточная в работе находятся 3 трансформатора 110/35/10 кВ по 63 МВА, суммарная нагрузка по которым зимой составляет 100 МВА.

Рисунок 2.16. Принципиальная схема ПС 220 кВ Восточная

Рисунок не приводится.

Моральный и физический износ оборудования требует проведения комплексной реконструкции ПС 220 кВ Восточная.
9. ПС 220 кВ Парабель.
Вывод в ремонт одной ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка (ТВ-221) и аварийное отключение второй ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка (ТВ-231) приводит к тому, что напряжение на транзите 220 кВ Томская - Парабель достигает наибольшего рабочего напряжения (чертеж № 497373-СХ.1 листы 132 - 133).

Рисунок 2.17. Схема размещения средств компенсации
в южной части Томской энергосистемы

Рисунок не приводится.

Включение существующего ШР-110 кВ на ПС 220 кВ Парабель приводит к снижению напряжения ниже минимально допустимого и нарушению устойчивости работы нагрузок нефтегазодобывающего комплекса.
Существующие средства регулирования напряжения не обеспечивают плавного регулирования напряжения, так как величина необходимого управляющего воздействия зависит от уровня нагрузок энергосистемы в момент аварийной ситуации.
При отключении одного автотрансформатора мощностью 63 МВА на ПС 220 кВ Парабель, оставшиеся в работе автотрансформаторы загружены на 94% (чертеж № 497373-СХ.1 лист 124).
При погашении первой секции шин 110 кВ на ПС 220 кВ Парабель, оставшийся в работе автотрансформатор перегружается по мощности выше допустимых значений. Для обеспечения допустимой загрузки оставшегося в работе автотрансформатора мощностью 63 МВА требуется отключение нагрузки (ОН) на ПС Лугинецкая и ПС Крапивинская на 30,9 МВт действием АОПО автотрансформаторов ПС 220 кВ Парабель (чертеж № 497373-СХ.1 лист 125). 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 строительство ВЛ 220 кВ Парабель - Лугинецкая с надстройкой ОРУ 220 кВ на ПС Лугинецкая.
10. Транзит 110 кВ ПС Асино - ПС Колпашево.
Длина транзита 110 кВ ПС Асино - ПС Колпашево составляет 336 км.

Рисунок 2.18. Схема транзита 110 кВ ПС Асино - ПС Колпашево

Рисунок не приводится.

Применение существующей БСК-110 кВ мощностью 26 МВАр на ПС 110 кВ Колпашево возможно только в часы зимнего максимума нагрузки при питании ПС Колпашево по ВЛ 110 кВ Типсино - Колпашево.
Поддержание нормальных уровней напряжения в сети 110 кВ транзита ПС 220 кВ Асино - ПС 110 кВ Колпашево в ремонтных и послеаварийных режимах, связанных с отключением ВЛ 110 кВ Чажемто - Колпашево (С-40).
11. ПС 220 кВ Асино.
Отсутствие возможности регулирования напряжения в электрической сети 10 кВ в ремонтной или послеаварийной схемах, связанных с выводом в ремонт или аварийном отключении АТ-2.

Рисунок 2.19. Принципиальная схема ПС 220 кВ Асино

Рисунок не приводится.

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

Выбор перечня рекомендуемых к вводу электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше продиктован необходимостью решения следующих задач:
- электроснабжение новых потребителей жилищно-коммунального сектора и соцкультбыта г. Томска;
- ликвидация "узких мест" сетей 110 кВ и выше;
- увеличение сечения линий;
- строительство кабельных линий в центральной части города взамен физически изношенных ВЛ;
- реконструкция и техперевооружение подстанций, отработавших нормативный срок;
- повышение надежности электроснабжения потребителей.
Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше г. Томска на 01.01.2013 приведена на чертеже № 497373-СХ.1 лист 103, карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Томской области на 01.01.2013 приведена на чертеже № 497373-СХ.1 лист 102, принципиальная схема электрических соединений сетей 35 кВ и выше Томской области по состоянию на 01.01.2013 приведена на чертеже № 497373-СХ.1 лист 104.
Карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше г. Томска на период 2014 - 2018 гг. приведена на чертеже № 497373-СХ.1 лист 106, карта-схема электрических сетей 35 кВ и выше Томской области на период 2014 - 2018 гг. приведена на чертеже № 497373-СХ.1 лист 105, принципиальная схема электрических соединений сетей 35 кВ и выше Томской области на период 2014 - 2018 гг. приведена на чертеже № 497373-СХ.1 лист 107.
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 кв. мм.

4.9.1. Развитие электрических магистральных сетей 220 кВ
и выше на период 2014 - 2018 гг.

В период 2014 - 2018 гг. на территории Томской области рекомендуется осуществить ввод и реконструкцию целого ряда объектов магистральных электрических сетей, что позволит ликвидировать "узкие места" в сети 220 кВ и выше Томской энергосистемы и в целом повысить надежность работы магистральных электрических сетей.
Перечень рекомендуемых к вводу и подлежащих реконструкции электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше энергосистемы Томской области приведен в таблице 4.9.1.

Таблица 4.9.1

Перечень рекомендуемых к вводу и подлежащих реконструкции
электросетевых объектов 220 кВ и выше на территории Томской
области на период 2014 - 2018 гг.


Наименование Предлагаемые Протяженность Обоснование
№ объекта, сроки /мощность, необходимости
пп класс сооружения км/МВА/Мвар строительства
напряжения объектов

1 Строительство ВЛ 2016 г. с 35 1. Фактический переток
500 кВ выделением в указанном сечении
Нижневартовская пускового достигает максимально
ГРЭС - комплекса - допустимых значений
Советско-Соснинская включение ВЛ (255 МВт).
с выделением на 2. Вывод в ремонт ВЛ
пускового напряжение 220 кВ Нижневартовская
комплекса - 220 кВ в ГРЭС -
включение ВЛ на 2014 г. Советско-Соснинская
напряжение 220 кВ; 501 может потребовать
с ПС 500/220 кВ оперативных мер по
Советско-Соснинская снижению перетока в
сечении и ограничению
потребителей (МДП в
зимний период - 240
МВт).
3. В аварийных
ситуациях
электроснабжение
потребителей северной
части Томской
энергосистемы со
стороны ПС 500 кВ
Томская невозможно в
полном объеме по
условию допустимой
токовой загрузки линий
и подстанционного
оборудования транзита
220 кВ Томск -
Нижневартовск и
обеспечения статической
устойчивости нагрузок.
4. Подключение новых
потребителей в северной
части Томской
энергосистемы без
сетевого строительства
невозможно.
5. Питание потребителей
нефтегазодобывающего
комплекса


Продолжение таблицы 4.9.1


Наименование Предлагаемые Протяженность Обоснование
№ объекта, класс сроки /мощность, необходимости
пп напряжения сооружения км/МВА/ строительства
объектов Мвар

2 Строительство ВЛ 2016 г. с 110 - 1 пк 1. Фактический переток в
500 кВ Томская - выделением указанном сечении в
Парабель с пускового полной схеме достигает
выделением пусковых комплекса - зимой - 289 МВт, летом -
комплексов - включение 230 МВт.
включение ВЛ на участка ВЛ 2. Вывод в ремонт одной
напряжение 220 кВ Томская - цепи ВЛ 220 кВ Томская -
Володино на Володино может
напряжение потребовать оперативных
220 кВ в мер по снижению
2014 г. перетока в сечении Томск
с ПС 500/220 кВ 2016 г. с 501 + 167 - Левобережье и
Парабель выделением ограничению
пускового потребителей.
комплекса - 3. Подключение новых и
включение на увеличение нагрузки
напряжение существующих
220 кВ ВЛ потребителей становится
Володино - 260 - 2 пк затруднительным, в
Парабель в связи с увеличением
2015 г. 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.
5. Повышение надежности
и устойчивости работы
нагрузок
нефтегазодобывающего
комплекса

3 Строительство ВЛ 2018 г. 340 1. Пропускная
500 кВ Советско- способность транзита 220
Соснинская - кВ исчерпана, что
Парабель является причиной
сдерживания развития
существующих
нефтегазовых
месторождений, а также
освоения новых.
2. Параллельная работа
южной и северной части
Томской энергосистемы
значительно повысит
надежность
электроснабжения ее
потребителей, особенно в
ремонтных и
послеаварийных схемах.
3. Строительство
транзита 500 кВ Сибирь -
Урал через Томскую
область и строительство
Северской АЭС позволят
обеспечить надежное
электроснабжение
нагрузок севера Томской
области

4 Комплексная 2012 - 2018 125 1. Отключение одного из
реконструкция ПС гг. с АТ приводит к перегрузу
220 кВ Советско- заменой АТ оставшихся в работе АТ
Соснинская с мощностью 3 более чем на 25%.
выделением x 63 МВА на 2. Отключение 1 СШ 220
пускового комплекса АТ мощностью или 110 кВ приводит к
по установке АТ 3 x 125 МВА отключению двух АТ и
мощностью 125 МВА в 2013 - перегрузу оставшегося в
2014 гг. 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 снижению перетока
и ограничению
потребителей.
5. Надежность
электроснабжения
нагрузок города
Стрежевой и
нефтегазодобывающего
комплекса.
6. Моральный и
физический износ
оборудования подстанции

5 Строительство ВЛ 2015 г. 2,7 1. Снижение величины
220 кВ ЭС-1 СХК - "запертой" мощности ТЭЦ
ЭС-2 СХК с АТ СХК.
220/110 кВ 2. Увеличение
мощностью 240 МВА 240 максимально допустимого
на ЭС-1 СХК перетока в сечении СХК -
Томская
энергосистема, особенно
актуальное при вводе
новых генерирующих
мощностей, а также
реконструкции ТЭЦ СХК.
3. Снижение дефицита
электрической мощности
Томской энергосистемы.
4. Надежное
электроснабжение
населения города
Северск, а также
объектов потребителя
Росатом (ОАО "СХК")

6 Установка УШР 220 2015 г. 100 1. Существующие средства
кВ мощностью 100 регулирования напряжения
Мвар на ПС 220 кВ не обеспечивают плавного
Парабель регулирования
напряжения, так как
величина необходимого
управляющего воздействия
зависит от уровня
нагрузок энергосистемы в
момент аварийной
ситуации.
2. Установка УШР 220 кВ
на ПС 220 кВ Парабель
обеспечит плавное
регулирование напряжения
на транзите 220 кВ
Томская - Парабель при
любых схемно-режимных
ситуациях.
3. Регулирование
напряжения при вводе
пусковых комплексов ВЛ
500 кВ Томская -
Парабель

7 Комплексная 2018 г. 2 x 200 + 2 x 1. Надежность
реконструкция ПС 63 + 2 x 52 электроснабжения
220 кВ Восточная нагрузок города Томска и
социально значимых
нагрузок.
2. Моральный и
физический износ
оборудования подстанции

8 Установка ВДТ на 2014 г. 1. Отсутствие
АТ-1 ПС 220 кВ возможности
Асино регулирования напряжения
в электрической сети 10
кВ в ремонтной или
послеаварийной схемах,
связанных с выводом в
ремонт или аварийном
отключении АТ-2.
2. Возможность
электроснабжения
потребителей,
питающихся от шин 10 кВ
ПС 220 кВ Асино через
АТ-1

9 Строительство 2016 г. 67 1. Повышение надежности
второй ВЛ 220 кВ электроснабжения г.
Томская - Асино Асино и Асиновского
района

10 Строительство 2014 г. 177,0 Отключение двигателей
двухцепной ВЛ 220 потребителей
кВ Парабель - нефтегазодобывающего
Лугинецкая. комплекса действием
Сооружение крыла 2 x 63 защит минимального
220 кВ на ПС напряжения (ЗМН) в
Лугинецкая режимах аварийного
отключения или вывода в
ремонт следующих
элементов сети транзита
110 кВ Парабель -
Двуреченская:
- любой из ВЛ 110 кВ
транзита;
- БСК-110 кВ и УШР-110
кВ на ПС 110 кВ
Игольская или ПС 110 кВ
Двуреченская;
- останов агрегатов ГТЭС
Игольская


4.9.2 Развитие распределительных электрических
сетей 110 кВ на период 2014 - 2018 гг.

В период до 2018 года в городе Томске намечается строительство следующих подстанций 110 кВ:
ПС 110/35/10 кВ ОЭЗ предназначается для электроснабжения особой технико-внедренческой зоны (ОАО "ОЭЗ" южная площадка), расположенной в районе микрорайона "Академический". Ввод подстанции намечается осуществить в 2013 году.
Подключение подстанции к сетям энергосистемы предполагается осуществить по тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ Зональная - ОЭЗ протяженностью 5,27 км проводом АС-240.
ОРУ 110 кВ подстанции ОЭЗ выполняется по схеме № 110-9, ОРУ 35 кВ выполняется по схеме № 35-9 (одна рабочая, секционированная выключателем, система шин). РУ 10 кВ - одна секционированная система шин.
На подстанции предполагается установить два трехобмоточных трансформатора мощностью 63 МВА каждый.
ПС 110/10 кВ ОЭЗ-2 предназначается для электроснабжения особой технико-внедренческой зоны (ОАО "ОЭЗ" северная площадка), расположенной в районе Кузовлевского тракта. Ввод подстанции намечается осуществить в 2013 году.
Подключение подстанции к сетям энергосистемы предполагается осуществить по тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ ГПП-220 - ОЭЗ-2 протяженностью 4,5 км проводом АС-120 с расширением ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ ГПП-220 на две линейные ячейки.
ОРУ 110 кВ подстанции ОЭЗ-2 выполняется по схеме № 110-5Н, РУ 10 кВ - одна секционированная система шин.
На подстанции устанавливаются два двухобмоточных трансформатора мощностью 25 МВА каждый.
Реконструкция действующих подстанций решается в двух направлениях:
- первое - строительство новых подстанций закрытого типа в центральной части города вместо существующих ПС, отработавших срок;
- второе - частичная замена оборудования, установка выключателей вместо отделителей, замена выключателей снятых с производства, реконструкция релейной защиты и пр.
Реконструкции с заменой трансформаторов и коммутационного оборудования всех ступеней напряжения подлежат следующие подстанции, отработавшие срок:
ПС 110/35/10 кВ Октябрьская находится в эксплуатации 49 лет, трансформаторы подстанции загружены на 70,7% в нормальном режиме, в аварийном (ремонтном) режиме - на 141,4%. Так как подстанция располагается в развивающемся районе города, предлагается при реконструкции ПС установить трансформаторы большей мощности - два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА каждый. Питание подстанции сохраняется по существующей тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ ПС 220/110 кВ Зональная - ПС 110 кВ Октябрьская.
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, находится в эксплуатации 48 лет. Поселок Тимирязево в настоящее время включен в границы г. Томска. В Тимирязево начинается многоэтажная застройка территории.
В настоящее время загрузка трансформаторов (2 x 25 МВА) в нормальном режиме составляет 40%, в послеаварийном - 80%. Так как подстанция располагается на развивающейся территории города, при реконструкции рекомендуется рассмотреть возможность установки трансформаторов мощностью 63 МВА каждый. Схемы распределительных устройств 110 - 35 - 10 кВ не изменяются.
ПС 110/10 кВ Итатка эксплуатируется 46 лет, трансформаторы - 48 лет. В связи с тем, что подстанция отработала нормативный срок и строительством в п. Итатка ЛПК рекомендуется выполнить реконструкцию подстанции. На подстанции установить два трансформатора мощностью 10 МВА каждый. К сетям энергосистемы подстанция подключается заходом ВЛ 110 кВ ПС Малиновка - ПС Асино.
ОРУ 110 кВ реконструировать в схему № 110-5АН (мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий).
ПС 110/35/10 кВ Кожевниково находится в эксплуатации 46 лет. На подстанции установлены выключатели 110 - 35 кВ, снятые с производства. Рекомендуется выполнить реконструкцию подстанции с полной заменой оборудования. Схемы распределительных устройств подстанции на напряжении 110 - 35 - 10 кВ не изменяются.
ПС 110/35/10 кВ Мельниково находится в эксплуатации 46 лет. 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 находится в эксплуатации 46 год. 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 находится в эксплуатации 47 лет (трансформаторы 36, 55 лет), предназначена для электроснабжения потребителей микрорайона "Каштак". На подстанции установлены два трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 40 МВА и 40,5 МВА. Подстанция выполнена без сооружения ОРУ 35 кВ. Необходима реконструкция подстанции с заменой силового и коммутационного оборудования. К сети энергосистемы ПС подключается отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ ПС Восточная - ПС Каштак - ПС Западная - ПС ДОК.
На подстанции предлагается установить два трансформатора мощностью 63 МВА каждый с учетом предполагаемого развития города в северном направлении (в направлении г. Северск).
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 110/35/10 кВ Западная находится в эксплуатации 47 лет (трансформаторы 36, 49 лет), предназначена для электроснабжения потребителей северо-западной части города (район Каштак, новое строительства в районе ул. Б. Подгорная, ул. Кольцевой проезд).
На подстанции рекомендуется реконструкция с заменой силового, коммутационного оборудования и изменения схемы подключения ПС к сетям энергосистемы.
На подстанции рекомендуется установка двух трансформаторов мощностью 63 МВА каждый.
ОРУ 110 кВ ПС Западная предлагается выполнить по схеме - одна секционированная система шин на четыре линейных ячейки с установкой элегазовых выключателей. Четыре ячейки предназначены для захода на подстанцию действующей ВЛ 110 кВ ПС Восточная - ПС Каштак - ПС Западная - ПС ДОК.
ПС 110/10 кВ Володино (с) находится в эксплуатации 49 лет (трансформатор 50 лет), предназначена для электроснабжения поселков (Володино, Н. Николаевка, Петровка, Егорово, Чагино и др.) и сельскохозяйственных потребителей. Рекомендуется реконструкция 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 110/10 кВ Вороново находится в эксплуатации 48 лет (трансформаторы 49, 42 года), предназначена для электроснабжения поселков (Вороново, Малиновка, Еловка, Екимово и др.) и сельскохозяйственных потребителей. Рекомендуется реконструкция подстанции с заменой силового и коммутационного оборудования.
ПС 110/10 кВ Молчаново (с) находится в эксплуатации 46 лет (трансформатор 46 лет), предназначена для электроснабжения поселка и сельскохозяйственных потребителей. Рекомендуется реконструкция подстанции с заменой отслужившего нормативный срок трансформатора и установкой второго.
ОРУ 110 кВ рекомендуется выполнить по схеме № 110-5АН (мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов).
ПС 110/10 кВ Чилино находится в эксплуатации 47 лет (трансформаторы по 37 лет), предназначена для электроснабжения поселков (Чилино, Базой, Батурино) и сельскохозяйственных потребителей. На подстанции установлены трансформаторы мощностью 10 МВА каждый. Загрузка трансформаторов в нормальном режиме работы 2,23%, в аварийном - 4,47%. Рекомендуется замена установленных трансформаторов (2 x 10) на трансформаторы меньшей мощности (уточняется проектом).
ПС 110/35/10 кВ Песочно-Дубровка находится в эксплуатации 41 год (трансформаторы 44 и 45 лет), предназначена для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. На подстанции установлены трансформаторы мощностью 16 МВА каждый, трансформаторы в нормальном режиме загружены на 7,81%. Большого роста нагрузок на подстанции в рассматриваемый период не ожидается, рекомендуется замена существующих трансформаторов на трансформаторы меньшей мощности (уточняется проектом).
ОРУ 110 кВ выполняется по схеме № 110-5АН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов). Схемы ОРУ 35 и РУ 10 кВ не изменяются.
ПС 110/35/10 кВ Бройлерная находится в эксплуатации 38 лет (трансформаторы 38 и 38 лет), предназначена для электроснабжения сельскохозяйственных комплексов и потребителей сельского хозяйства, расположенных в пригородном районе г. Томска. Рекомендуется реконструкция с заменой силового и коммутационного оборудования.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме - одна секционированная система шин на четыре линейные ячейки с установкой элегазовых выключателей
На подстанции, учитывая ее местоположение в пригороде города Томска и категорийность потребителей, рекомендуется установка двух трансформаторов мощностью 40 МВА каждый. Загрузка рекомендуемых к установке трансформаторов в нормальном режиме составит 25,5%, в послеаварийном (ремонтном) - 50,95%.
ОРУ 35 кВ - по схеме 35-9 - одна секционированная система шин, РУ 10 - одна секционированная система шин.
Нормативного срока эксплуатации в этот период достигают трансформаторы, установленные на следующих подстанциях 110 кВ: Бакчар (42 и 51 год), Плотниково (44 года), Поротниково (40 лет). На подстанции Плотниково установлены трансформаторы мощностью 6,3 МВА и 2,5 МВА, на ПС Поротниково установлены трансформаторы мощностью 10 МВА. Установленные трансформаторы загружены на весь рассматриваемый период меньше 10%, рекомендуется замена на трансформаторы меньшей мощности.
На ПС 110 кВ Солнечная необходимо заменить выключатели 110 кВ (ВМТ), снятые с производства. На ПС 110 кВ Коммунальная установлены два трансформатора мощностью 40 и 40,5 МВА, которые находятся в эксплуатации 50 лет и подлежат замене.
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 - 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.
На расчетный период по номинальной мощности загружена ВЛ 110 кВ ПС Восточная - ПС Каштак - ПС Западная, необходимо предусмотреть усиление сети.
ПС 110/35/10 кВ Зырянская находится в эксплуатации 45 лет (трансформаторы 46 и 42 года), 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 находится в эксплуатации 46 лет, 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 находится в эксплуатации 37 лет, на подстанции на напряжении 110 кВ установлены отделители, на напряжении 35 кВ установлены выключатели, которые сняты с производства. Трансформаторы также выработали свой ресурс. Рекомендуется выполнить реконструкцию подстанции с заменой устаревшего оборудования.
ОРУ 110 кВ подстанции выполнить по схеме № 110-4Н (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий). ОРУ 35 кВ выполнить по схеме 35-9 (одна секционированная система шин). РУ 10 кВ - одна секционированная система шин.
ПС 110/10 кВ Сайга находится в эксплуатации 35 лет (трансформаторы 44 и 35 лет). ПС предназначена для электроснабжения потребителей поселка, лесопромышленного хозяйства, железной дороги. На подстанции установлены два трансформатора мощностью 2,5 МВА каждый, один без РПН, в цепях трансформаторов установлены отделители. Рекомендуется реконструкция подстанции с заменой силового, коммутационного оборудования и изменением схемы ОРУ 110 кВ. На подстанции установить два трансформатора мощностью 2,5 МВА каждый.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме № 110-5АН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов). РУ 10 кВ - одна секционированная система шин.
ПС 110/35/10 кВ Асино находится в эксплуатации 51 год (трансформаторы 38 и 37 лет). ПС 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 находится в эксплуатации 38 лет (трансформаторы 39 и 33 года). ПС предназначена для электроснабжения потребителей поселков, лесного хозяйства.
На подстанции установлены два трансформатора мощностью 10 МВА каждый, один - без РПН. В цепях трансформаторов установлены отделители. Рекомендуется реконструкция подстанции с заменой силового и коммутационного оборудования. На подстанции заменить один трансформатор мощностью 10 МВА на трансформатор такой же мощности.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме - одна секционированная система шин с элегазовыми выключателями. РУ 10 кВ - одна секционированная система шин.
ПС 110/10 кВ Чердаты находится в эксплуатации 38 лет (трансформаторы 39 и 32 года). ПС предназначена для электроснабжения потребителей поселков (Чердаты, Кучуково, Черный Яр, Иловка, Прущинское) и сельского хозяйства. На подстанции установлено четыре трансформатора: два трансформатора 110/10 кВ мощностью 6,3 МВА каждый и два трансформатора 10/35 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 Ягодное находится в эксплуатации 36 лет (трансформатор 36 лет). ПС предназначена для электроснабжения потребителей поселка. На подстанции установлен один трансформатор мощностью 6,3 МВА, загружен на 5%. Рекомендуется установить на подстанции два трансформатора мощностью 2,5 МВА каждый (уточнить проектом).
ПС 110/10 кВ Ново-Николаевская находится в эксплуатации 36 лет (трансформаторы по 36 лет). ПС предназначена для электроснабжения потребителей поселков (Н. Николаевка, Минаевка, Митрофановка, Караколь и др.) и сельского хозяйства. На подстанции установлены два трансформатора мощностью 6,3 МВА каждый, загружены в нормальном режиме на 6%, в аварийном - 12%. ОРУ 110 кВ выполнено по схеме № 110-13 (две рабочие и обходная системы шин).
Рекомендуется установить на подстанции два трансформатора мощностью 2,5 МВА каждый (уточнить проектом).
Подключение подстанции к сетям энергосистемы сохранить по существующей схеме.
ОРУ 110 кВ выполнить по схеме - одна секционированная система шин с элегазовыми выключателями. ОРУ 35 кВ по схеме № 35-9 - одна секционированная система шин. РУ 10 кВ - одна секционированная система шин.
ПС 110/10 кВ Тегульдет находится в эксплуатации 36 лет (трансформаторы 35 и 33 года). ПС предназначена для электроснабжения потребителей поселков (Тегульдет, Байгалы, Покровский Яр и др.) и сельского хозяйства. На подстанции установлены два трансформатора мощностью 10 МВА каждый, загружены в нормальном режиме на 6%, в аварийном 12%.
Рекомендуется осуществить на подстанции замену трансформаторов на трансформаторы меньшей мощности (уточнить проектом).
В период 2014 - 2018 гг. необходимо выполнить техперевооружение следующих подстанций:
- замена отделителей 110 кВ на выключатели на подстанциях Белый Яр, Н. Николаевка, Тегульдет, Чердаты, 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 находится в эксплуатации 40 лет, трансформаторы - 41 год. Подстанция подключена отпайкой к транзитным линиям ПС Советско-Соснинская - ПС Вахская (двухцепная и одноцепная ВЛ 110 кВ). Двухцепная ВЛ, выполненная проводом АЖ 120, находится в эксплуатации 41 год, одноцепная ВЛ 110 кВ, выполненная проводом АС 150, - 24 года, протяженность обеих ВЛ по трассе 106 км. Обе линии электропередачи проходят в труднодоступных, болотистых местах. В настоящее время загрузка одноцепной ВЛ 110 кВ составляет 33,3% (чертеж № 497373-СХ.1 лист 123) от длительно допустимого тока для провода марки АС-150, при отключении двухцепной ВЛ 110 кВ одноцепная линия перегружается по току, 510 А (чертеж № 497373-СХ.1 лист 124). При этом уровни напряжений на ПС Вахская и ПС Григорьевская становятся ниже допустимых значений, необходимо ограничение нагрузок примерно на 20 МВт (чертеж № 497373-СХ.1 лист 125).
Для обеспечения надежного электроснабжения г. Стрежевого и нефтедобывающих месторождений, а также разгрузки существующих ВЛ 110 кВ рекомендуется строительство одноцепной ВЛ 110 кВ ПС Советско-Соснинская - ПС Стрежевская с расширением ОРУ 110 кВ ПС 220/110 кВ Советско-Соснинская на одну линейную ячейку. Протяженность рекомендуемой ВЛ - 29 км, провод сечением АС 150.
На подстанции рекомендуется установить два трансформатора мощностью 40 МВА каждый.
ОРУ 110 кВ выполняется по схеме № 110-5Н (мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий) с элегазовыми выключателями, ОРУ 35 кВ по схеме № 35-9 (одна секционированная выключателем система шин), РУ 10 кВ по схеме - одна секционированная система шин.
ПС 110/35/6 кВ Вахская находится в эксплуатации 33 года (Т1 - 7 лет, Т2 - 5 лет, Т3 - 35 лет), подлежит реконструкции. По сроку эксплуатации необходима замена трансформатора Т3 мощностью 25 МВА на трансформатор такой же мощности. Мощность предлагаемых к установке при реконструкции подстанции трансформаторов уточняется в проекте.
В настоящее время в связи с ростом электрических нагрузок в районе размещения подстанции действующая схема не обеспечивает надежное и качественное электроснабжение потребителей.
Для обеспечения допустимых уровней напряжений и перетоков мощности по ВЛ ПС Советско-Соснинская - ПС Вахская в послеаварийных режимах в районе необходимо выполнить следующее строительство:
- одноцепной ВЛ 110 кВ ПС Советско-Соснинская - ПС Стрежевская протяженностью примерно 29 км для обеспечения потребителей г. Стрежевого, расположенного в крайне тяжелых климатических условиях;
- реконструкцию ОРУ 110 кВ;
- установка компенсирующего устройства (КУ) на ПС Вахская.
ПС 110/35/10 кВ Останинская находится в эксплуатации 28 лет (трансформаторы - 31 лет). 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 находится в эксплуатации 34 года (трансформаторы - 35 и 36 лет). 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 находится в эксплуатации 27 лет (трансформаторы - 27 и 38 лет). 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) находится в эксплуатации 43 года. 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 находится в эксплуатации 31 год (трансформатор - 32 года). Реконструкция подстанции рекомендуется для обеспечения более надежного электроснабжения потребителей правого берега р. Обь. Исполнение ОРУ 110 кВ подстанции Н. Ильинка по схеме "мостик" позволяет секционировать ВЛ 110 кВ Чажемто - Колпашево в аварийных ситуациях. На подстанции установлен один трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 6,3 МВА, ОРУ 35 кВ отсутствует. Предлагается реконструкция подстанции с установкой второго трансформатора мощностью 2,5 МВА (в соответствии с электрической нагрузкой ПС).
ОРУ 110 кВ подстанции выполняется по схеме № 110-5АН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов). РУ 10 кВ - одна секционированная система шин.
В период 2014 - 2018 гг. необходимо выполнить техперевооружение следующих подстанций:
- замена отделителя 110 кВ на выключатель на подстанции Чажемто (с);
- замена выключателей, снятых с производства, на подстанциях: Вахская, Колпашево, Коломинские Гривы, Лугинецкая, Малореченская, Останинская, Усть-Бакчар, Тогур;
- замена трансформатора на ПС 110/10 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 2018 года большой объем сетевого строительства связан с реконструкцией электросетевых объектов, отработавших нормативный срок.
Реконструкция (техперевооружение), выполняемая в настоящее время в распределительных сетях, в основном заключается в обновлении системы учета электроэнергии, замене фарфоровой изоляции на подстанциях, модернизации средств связи и телемеханики и на некоторых ПС модернизации релейной защиты.
На подстанциях 110 кВ Александровская, Ломовая, Первомайская, Типсино осуществить замену выключателей.

4.10. Сводные данные по развитию электрических сетей
напряжением 220 кВ и выше, а также 110 кВ и ниже
по годам на период 2014 - 2018 гг.

Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 220 кВ и выше, принадлежащих филиалу ОАО "ФСК ЕЭС" Томское ПМЭС, приведены в приложении 2, таблица П. 2.11.
Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 35 - 110 кВ принадлежащих ОАО "Томская распределительная компания" приведены в приложении 2, таблица П. 2.12.
Сводные данные по развитию электрических сетей 10 - 0,4 кВ, принадлежащих ООО "Горсети" г. Томск, приведены в приложении 2, таблица П. 2.13.

4.11. Потребность электростанций и котельных генерирующих
компаний в топливе на период 2014 - 2018 гг.

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 на отопительный период 2014 - 2018 годы с учетом топлива, потребляемого населением приведена в таблице 4.11.1.

Таблица 4.11.1

Общая потребность в топливе


Виды топлива 2010 г. 2011 г. 2018 г.
факт факт прогноз

Расход топлива на энергоисточниках: 3831044 3633238 3820029
природный газ 2062773 1878367 2193343
уголь 1512009 1498339 1382300
мазут 89205 89175 80082
нефть, конденсат, дизтопливо 122512 122512 117304

дрова и прочие 44545 44845 47000

Томский филиал ОАО "ТГК-11": 1380375 1193264 1334311
Томская ГРЭС-2: 788660 628403 758576
газ, включая мазут 506867 338280 465891
уголь 281793 290123 292685
Томская ТЭЦ-3: 475199 454911 435320
газ, включая мазут 475199 454911 435320
ПРК: 116516 109950 140415
газ 116441 109905 140302
мазут 75 45 113

ОАО "СХК": 1432195 1416195 1337355
ТЭЦ 1170431 1150431 1031388
уголь 1115421 1095421 982913
мазут 55010 55010 48475
газ 261764 265764 305967

Каргасокская и Мыльджинская ГДЭС 19564 19564 19564

ГТУ ТЭЦ в Томске 0 0 91437,5
ГТУ ТЭЦ в Томском районе 21860,55 21860,55 21860,55
ГТУ ТЭЦ в районах 0 0 0
ГТУ "ЮКОС" 175341,6 179346,6 204565,2

Котельные различных ведомств: 801708 802908 810937
газ 505300 508300 528000
уголь 114795 112795 106702
мазут 34120 34120 31494
нефть, конденсат, дизтопливо 102948 102948 97740
дрова и прочие 44545 44845 47000


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

В настоящее время отсутствуют разработанные схемы теплоснабжения для городов Томской области (кроме г. Стрежевой).
Исходя из чего, предложения по модернизация систем централизованного теплоснабжения представлены на основании разработанных программ энергетических компаний.
Модернизация систем централизованного теплоснабжения, а также их реконструкция направлена на дальнейшее ее развитие с целью подключения новых потребителей, а также для повышения надежности и эффективности. С целью подключения новых потребителей в Томске предусматриваются следующие особо значимые мероприятия:
- разработка проекта и реализация реконструкции тепловыводов ПРК, для чего в 2013 предусмотрена разработка ТЭО реконструкции и обследование схемы сетевой воды ПРК;
- разработка и реализация проекта реконструкции ТРУ "Томской ГРЭС 2".
Кроме того, разработаны и внедряются программы:
- по повышению надежности трубопроводов тепловых сетей (реконструкция тепловых сетей со сроком эксплуатации более 25 лет). Это мероприятия по восстановлению тепловых магистралей N№ 1, 2, 2а, 2г, 3, 4, 5, 6, 6г, 7, 7а, 7б, 8, 8а, 8б, 8в, 9, 11, 11Л, 12а, ТИСИ;
- по снижению тепловых потерь (реконструкция тепловой изоляции тепломагистралей, находящихся в эксплуатации более 20 лет). Это мероприятия по замене тепловой изоляции, имеющей необратимый износ, на современные материалы. Замена позволит существенно снизить тепловые потери и обеспечить качественную подачу теплоносителя потребителям;
- по реконструкции участков сетей с повышенной повреждаемостью. Программа предусматривает выполнение мероприятий по замене участков трубопроводов с повышенной повреждаемостью до наступления критической ситуации.
Капитальные вложения по мероприятиям реконструкции представлены в приложении 1, таблица П.1.1.
В г. Северске для подключения новых потребителей необходимо разработать и реализовать проект по увеличению головного участка тепломагистрали от ТЭЦ "СХК".
Для более полного анализа системы теплоснабжения городов Томск и Северск необходимо разработать схемы теплоснабжения.
Для г. Стрежевой предложения по модернизации представлены в приложении 1, таблица П.1.2.

4.13. Разработка предложений по переводу на парогазовый цикл
с увеличением мощности действующих электростанций

Основным моментом внедрения парогазового цикла является проект строительства ГТУ-16 МВт с водогрейным котлом на Томской ПРК.
Данный инвестиционный проект включен в перечень генерирующих объектов, с использованием которых будет осуществляться поставка мощности по договорам о предоставлении мощности, утвержденный Распоряжением Правительства РФ от 11 августа 2010 г. № 1334-р.
Строительство объекта начато в 2010 году. ГТУ-16 ПРК введена в эксплуатацию в 2012 году.
Реализация этого проекта на территории Томской области явилось социально значимым проектом, так как развитие энергетических мощностей определяет развитие промышленности, создает предпосылки для строительства жилищного сектора, развития инфраструктуры в целом на территории г. Томска и Томской области.

ВЫВОДЫ

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

Электросетевой комплекс

1. Балансы мощности и электроэнергии на период 2014 - 2018 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 2014 по 2018 гг. составляет в среднем 1%.
Доля собственной генерации в энергосистеме Томской области на 01.01.2014 с учетом ввода в 2012 году ГТУ-16 ПРК установленной мощностью 14,7 МВт (Томского филиала ОАО "ТГК-11"), а также ввода четырех агрегатов 4 x 6 МВт в 2013 году Двуреченской ГТЭС и вывода с 01.01.2013 на ТЭЦ СХК ТГ-3,4,5 суммарной установленной мощностью 150 МВт составит 1119,9 МВт.
Величина установленной мощности электростанций Томской энергосистемы к 2018 году с учетом возможного вывода из эксплуатации агрегатов электростанций Томской ГРЭС-2 Томского филиала ОАО "ТГК-11" ТГ-3, ТГ-5 суммарной установленной мощностью 86 МВт, турбоагрегатов ТЭЦ СХК суммарной мощностью 549 МВт по заключению Минэнерго, а также Мыльджинской ГДЭС суммарной мощностью 7,5 МВт составит 477,4 МВт. Дефицит мощности составит 1022,6 МВт.
Снижение генерирующей мощности повлечет за собой увеличение перетоков по межсистемным связям, а также снижению напряжения в южном энергетическом районе Томской энергосистемы в послеаварийных режимах, что в свою очередь потребует значительного ограничения нагрузок в энергосистеме Томской области.
Вывод из работы агрегатов, не прошедших КОМ, значительным образом снижает энергетическую безопасность региона.

(на конец года)


Год 2013 2014 2015 2016 2017 2018
(прогноз) (прогноз) (прогноз) (прогноз) (прогноз) (прогноз)

Электро- 9266 9344 9421 9531 9609 9688
потребление,
млн кВт x ч

Максимум 1436 1446 1465 1475 1490 1500
потребления,
МВт,
в т.ч.:

южный 1206 1216 1225 1245 1260 1270
энергорайон

Располагаемая 1102,9 1102,9/ 1102,9/ 1102,9/ 1102,9/ 1102,9/
мощность 1069,4 477,4 477,4 477,4 477,4
электро-
станций, МВт

Максимально 650 650 650 650 650 650
допустимый
переток в
после-
аварийной
схеме в
сечении
Красноярск -
Кузбасс -
Томск, МВт

Расчетный 87,1 113,1/ 122,1/ 142,1/ 157,1/ 167,1/
сальдо- 163,6 747,6 767,6 782,6 792,6
переток, МВт

Дефицит 333,1 343,1/ 352,1/ 362,1/ 377,1/ 387,1/
мощности по 376,6 987,6 997,6 1012,6 1022,6
энерго-
системе, МВт


без учета/с учетом возможного вывода из эксплуатации оборудования:
- на ТЭЦ СХК ТГ-1, ТГ-2, ТГ-6, ТГ-7 с 01.01.2015 (заключение Минэнерго России от 05.09.2012 № МК-8119/10), а также ТГ-9, ТГ-10, ТГ-11, ТГ-12, ТГ-14, ТГ-15 с 01.04.2015.
(заключение Минэнерго России от 26.12.2012 № МК-12048/10);
- учтен вывод из эксплуатации с 01.01.2013 ТГ-3, ТГ-4, ТГ-5 ТЭЦ СХК (заключение Минэнерго России от 05.09.2012 № МК-8119/10), а также ввод в эксплуатацию с 01.08.2013.
ГТЭС Двуреченская установленной мощностью 24 МВт.
- на Томской ГРЭС-2 учтен вывод из эксплуатации ТГ-3 с 08.06.2014 (заключение Минэнерго России от 29.05.2012 № АШ-4767/10);
- на Томской ГРЭС-2 учтен вывод из эксплуатации ТГ-5 с 01.01.2015 (заключение Минэнерго России от 05.09.2012 № МК-8131/10);
- на Мыльджинской ГДЭС 7,5 МВт с 01.01.2014 (заявка собственника).
Для обеспечения энергетической безопасности Томской области необходимо осуществить мероприятия по вводу замещающих генерирующих мощностей либо реконструкцию агрегатов, не прошедших КОМ (с заменой базовых узлов).
2. Предложения по развитию электрических сетей, приведенные в настоящей "Схеме и программе развития электроэнергетики Томской области на период 2014 - 2018 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 следующей таблице:

Магистральные электрические сети. Новое строительство


№ Наименование объекта Сроки Ввод, км, МВА,
пп сооружения <**> МВар

1 Строительство ВЛ 500 кВ 2016 г. с выделением 35 км
Нижневартовская ГРЭС - пускового комплекса -
Советско-Соснинская с включение ВЛ на напряжение
ПС 500/220 кВ 220 кВ в 2014 г. 501 + 167 МВА
Советско-Соснинская <*>

2 Строительство ВЛ 500 кВ 2016 г. с выделением 110 км - 1 пк
Томская - Парабель <*> пускового комплекса -
включение участка ВЛ
Томская - Володино на
напряжение 220 кВ в 2014
г.

3 Строительство ВЛ 500 кВ 2016 г. с выделением 260 км - 2 пк;
Томская - Парабель с пускового комплекса -
включение на напряжение
220 кВ ВЛ
ПС 500 кВ Парабель <*> Володино - Парабель в 501 + 167 МВА
2015 г. 360 МВар

4 Строительство ВЛ 500 кВ 2016 г. 340 км
Советско-Соснинская -
Парабель <*>

5 Строительство ВЛ 220 кВ ЭС-1 2015 г. 2,7 км
СХК - ЭС-2 СХК с установкой
АТ 220/110 кВ мощностью 240
МВА на ПС 110 кВ ЭС-1 СХК 240 МВА

6 Строительство ВЛ 220 кВ 2014 г. 177 км
Парабель - Лугинецкая с 2 x 63 МВА
надстройкой ОРУ 220 кВ на ПС
Лугинецкая

7 Строительство ВЛ 220 кВ 2016 г. 67 км
Томская - Асино <*>

8 Установка УШР 220 кВ 2015 г. 100 МВар
мощностью 100 Мвар на ПС 220
кВ Парабель


Магистральные электрические сети.
Реконструкция и техперевооружение


№ Сроки Ввод,
пп Наименование объекта реконструкции км, МВА, МВар
<***>

1 Комплексная реконструкция ПС 220 кВ 2012 - 2018 гг. 5 x 63 МВА
Советско-Соснинская <*>

2 ПС 220 кВ Советско-Соснинская 2011 - 2014 гг. 3 x 125 МВА
(замена существующих АТ 3 x 63 МВА
на АТ мощностью 3 x 125 МВА) <*>

3 Комплексная реконструкция ПС 220 кВ 2008 - 2017 г. 2 x 200 МВА + 2 x
Восточная <*> 63 МВА + 2 x 52
Мвар


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 Схеме и программе развития ЕЭС 2012 - 2018 гг.
<***> - сроки соответствуют инвестиционной программе ОАО "ФСК ЕЭС" на период 2013 - 2017 гг.

Анализ утвержденной инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на период 2013 - 2017 гг. показал ее несоответствие по срокам и мероприятиям с Соглашением о сотрудничестве по вопросам развития Единой национальной электрической сети между ОАО "ФСК ЕЭС" и Администрацией Томской области.
Перенос сроков электросетевого строительства магистральных электрических сетей приведет к ухудшению режимной обстановки в энергосистеме и особенно в "узких местах", а также в целом к снижению надежности электроснабжения потребителей Томской области.
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 2018 года большой объем сетевого строительства связан с реконструкцией и техперевооружением электросетевых объектов, отработавших нормативный срок.
Реконструкция (техперевооружение), выполняемая в настоящее время в распределительных сетях, в основном заключается в обновлении системы учета электроэнергии, замене фарфоровой изоляции на подстанциях, модернизации средств связи и телемеханики и модернизация 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 2014 - 2018 гг." рекомендовано выполнить: реконструкцию 15 подстанций 110 кВ до 2015 года и реконструкцию 14 подстанций 110 кВ до 2018 года, а также даны рекомендации по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше (глава 4.7) и по техперевооружению энергетических объектов распределительной сети 110 кВ (пункт 4.9.2).

Теплосетевой комплекс

3. Основными источниками централизованного теплоснабжения на территории Томской области являются:
г. Томск: Томская ГРЭС-2, Томская ТЭЦ-3 и пиковая резервная котельная (ПРК) суммарной мощностью 2491 Гкал/ч;
г. Северск: ТЭЦ СХК - 780 Гкал/ч;
г. Стрежевой: котельные N№ 3, 4 - 270 Гкал/ч.
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 сводных показателей потребления тепловой энергии на перспективу с учетом планов развития города показывает, что по сравнению с 2012 годом теплопотребление к 2017 году вырастет на 11 - 12% и составит 8258 тыс. Гкал.
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 разработки Схемы теплоснабжения г. Томска, а также смогут комплексно решиться вопросы, связанные с реконструкцией и строительством новых сетей.
В представленной программе в связи с отсутствием Схемы предусмотрены предложения энергетических компаний по модернизации системы централизованного теплоснабжения, касающиеся, в основном, реконструкции и восстановления тепловых магистралей для обеспечения надежности теплоснабжения городов области.
В постановлении Государственной Думы Томской области от 28.02.2008 № 1008 "Об энергетической стратегии Томской области на период до 2020 г." (далее - Стратегия) указано: "Анализ энергетической безопасности Томской области в части обеспечения потребителей теплом, электроэнергией и требуемыми видами топлива показал, что в настоящее время топливно-энергетический комплекс региона находится в предкризисном состоянии".
Среди основных индикаторов такого состояния было отмечено: дефицит электроэнергии, высокая доля природного газа в топливно-энергетическом комплексе региона, зависимость региона от условий ввоза угля и моторного топлива и другие показатели (надежность тепло- и топливоснабжения).
Следует также учитывать, что значительная часть генерирующего оборудования электростанций Томской области отработала свой парковый ресурс, изношена и требует замены. Нормативный срок службы (30 лет) отработали к настоящему времени агрегаты суммарной установленной мощностью более 740 МВт, что составляет около 60% общей суммарной установленной мощности электростанций области.
Несмотря на то, что за прошедшие со времени разработки Стратегии годы была введена теплофикационная турбина на ТЭЦ СХК мощностью 100 МВт и турбина мощностью 50 МВт на Томской ГРЭС-2, ГТУ-16 на ПРК, сохраняются проблемы старения оборудования и дефицита мощности и электроэнергии.
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);
- увеличение суммарной установленной мощности электрогенерирующих мощностей на территории области вследствие наблюдаемого сегодня и ожидаемого в перспективе до 2020 года роста потребления электроэнергии;
- совершенствование систем теплоснабжения, т.к. в ближайшие годы должен появиться дефицит теплогенерирующих мощностей;
- 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.
Наличие в области запасов природного газа и его добыча на уровне 4 - 4,2 млрд куб. м позволяют потенциально для ликвидации дефицита мощности 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.
Строительство угольных блоков на Томской ТЭЦ-3 определено одобренной распоряжением Правительства Российской Федерации № 215-р от 22.02.2008 Генеральной схемой размещения объектов энергетики до 2020 г., в соответствии с которой предусматривался ввод на Томской ТЭЦ-3 двух угольных блоков мощностью 185/215 МВт на уровне 2016 - 2020 года. Проектным топливом для Томской ТЭЦ-3 являлись березовские бурые угли Канско-Ачинского угольного бассейна. Это малосернистое топливо с относительно невысоким содержанием золы обеспечивает приемлемые экологические характеристики электростанции мощностью до 1000 МВт при установке серийно освоенного котельного и газоочистного оборудования. Безусловно, строительство энергоблоков на твердом топливе потребует серьезной реконструкции транспортной инфраструктуры области и в первую очередь строительства второго ж/д пути на ветке Тайга - Томск и реконструкции ряда сортировочных станций. Однако такая необходимость для города очевидна и без расширения Томской ТЭЦ-3.
В качестве альтернативного варианта возможно строительство газовых энергоблоков, включая блоки с использованием парогазового цикла (ПГУ).
Ввод новых энергоблоков суммарной мощностью 400 - 450 МВт на Томской ТЭЦ-3 со строительством необходимых сетевых объектов позволит области снизить энергодефицитность и в значительной степени повысить надежность энергоснабжения региона.
Вопрос о типе блоков, их единичной мощности для установки на станции должен решаться с учетом решений, которые также должны быть приняты в Схеме теплоснабжения г. Томска

Список принятых сокращений

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

Перечень нормативной и ссылочной документации

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

Таблица регистрации изменений


Таблица регистрации изменений

Номера листов (страниц) всего листов
Изм. (страниц) в номер
измененных замененных новых аннули- док. док. подп. дата
рованных




































Приложение 1

МЕРОПРИЯТИЯ
ПО РАЗВИТИЮ ОБЪЕКТОВ ТЕПЛОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА

Таблица П.1.1

Мероприятия по развитию Томского филиала ОАО "ТГК-11"
до 2018 г. (млн руб. с учетом НДС)


Всего
освоено на 2013 Всего освоение за 5 2014 2015 2016 2017 2018
01.01.2013 лет
№ Наименование г.
пп показателя
источник
факт план финанси- план план план план план план
рования

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

1 Техперевооружение 139804 446885 0 2222438 384794 403637 458223 472214 503570
и реконструкция

1.1 Проекты по 135917 417695 0 2029231 350038 378038 418519 379066 503570
повышению
надежности и
поддержанию
технического
состояния
оборудования

Томская ГРЭС-2 83724 139936 0 807606 117355 183808 168062 115419 222962

1 Реконструкция 0 14601 Амортизация 0 0 0 0 0 0
дымовой трубы № 1
на Томской ГРЭС-2

2 Реконструкция 19920 33056 Амортизация 96757 46535 50222 0 0 0
системы
газоснабжения
котлов ст. № 10,
11, 12 на Томской
ГРЭС-2

3 Модернизация 0 4165 Амортизация 5564 2344 3220 0 0 0
системы
управления КА ст.
N№ 4, 6, 8, 9
(реконструкция
блока управления
пылепитателями)
на Томской ГРЭС-2

4 Реконструкция 5100 9172 Амортизация 50698 24505 26193 0 0 0
главного корпуса
Томской ГРЭС-2

5 Реконструкция 699 Амортизация 14849 0 14849 0 0 0
градирен N№ 1, 2, 0
3, 4 на Томской
ГРЭС-2
(реконструкция
камер
переключения)

6 Монтаж 6950 0 Амортизация 66000 0 7000 19000 40000 0
автоматизи-
рованной системы
воднохимического
контроля,
оснащение
приборным парком
на Томской ГРЭС-2

7 Реконструкция 0 1342 Амортизация 9107 9107 0 0 0 0
двухблочных
дробильных
устройств СМ-170
ст. № 2А и 2Б (в
тракте
топливоподачи) на
Томской ГРЭС-2

8 Реконструкция 0 4044 Амортизация 24423 0 3564 6088 7890 6881
автоматических
установок
пожарной защиты
зданий и
сооружений на
Томской ГРЭС-2

9 Реконструкция 0 968 Амортизация 6615 1490 1593 1714 1818 0
производственного
противопожарного
водопровода
(реконструкция
водовода с
применением
полиэтиленовых
труб) на Томской
ГРЭС-2

10 Реконструкция 0 1958 Амортизация 0 0 0 0 0 0
котлоагрегата ст.
№ 9
(реконструкция
шумоглушителя на
ГПК) на Томской
ГРЭС-2

11 Реконструкция 0 8882 Амортизация 0 0 0 0 0 0
Северного
аккумуляторного
бака № 2 на
Томской ГРЭС-2

12 Реконструкция 0 2105 Амортизация 0 0 0 0 0 0
ленточного
конвейера 2-го
подъема А и Б
(реконструкция
конвейерных весов
тракта
топливоподачи) на
Томской ГРЭС-2

13 Реконструкция 692 7802 Амортизация 0 0 0 0 0 0
подъездной
эстакады для
разгрузки
вагонов
(реконструкция
верхнего строения
эстакады) на
Томской ГРЭС-2

14 Реконструкция 0 39698 Амортизация 0 0 0 0 0 0
золошлакопровода
ГЗУ Томской
ГРЭС-2

15 Реконструкция 41249 0 Амортизация 0 0 0 0 0 0
системы
газоснабжения
котла ст. № 5 на
Томской ГРЭС-2
(оплата
кредиторской
задолженности)

16 Реконструкция 0 11444 Амортизация 0 0 0 0 0 0
здания ХВО
(реконструкция
стенового
ограждения и
кровли в осях 11
- 25) на Томской
ГРЭС-2

17 Реконструкция 0 0 Амортизация 15580 1350 14230 0 0 0
деаэрационной
установки
подпиточной воды
котлов (с
заменой
атмосферного
деаэратора ст. №
2, 3) на Томской
ГРЭС-2

18 Модернизация 0 0 Амортизация 13741 0 0 13741 0 0
системы
коммерческого
учета тепловой
энергии т/м N№ 1
- 4, 2, 3, 5 на
Томской ГРЭС-2

19 Реконструкция 0 0 Амортизация 10407 2490 2490 2577 2850 0
шумоглушителей и
главных
предохранительных
клапанов на
котлоагрегатах
ст. N№ 4, 5, 6, 7
на
Томской ГРЭС-2

20 Монтаж ограждения 0 0 Амортизация 589 589 0 0 0 0
Южных
аккумуляторных
баков N№ 1, 2 от
разлива на
Томской ГРЭС-2

21 Реконструкция 1907 0 Амортизация 10119 10119 0 0 0 0
схемы возврата и
повторного
использования
технологических и
промливневых вод
на Томской ГРЭС-2

22 Реконструкция 4985 0 Амортизация 76988 18826 58162 0 0 0
размораживающего
устройства
(тепляк) на
Томской ГРЭС-2

23 Реконструкция 0 0 Амортизация 122758 0 2285 120473 0 0
трансформатора
Т-23
на Томской ГРЭС-2

24 Реконструкция 0 0 Амортизация 14479 0 0 2472 12007 0
питательных
трубопроводов в
пределах котлов
ст. N№ 4, 5 на
Томской ГРЭС-2

25 Реконструкция 0 0 Амортизация 18948 0 0 1997 16951 0
баков
коагулированной
воды N№ 1 - 5 на
предочистке на
Томской ГРЭС-2

26 Реконструкция 1 0 0 Амортизация 33903 0 0 0 33903 0
секции РУСН 3,15
кВ с переводом на
напряжение 6 кВ
на Томской ГРЭС-2
(выполнение ПИР)

27 Монтаж модуля по 2921 0 Амортизация 216081 0 0 0 0 216081
подготовке
обессоленной воды
Амберпак ADI на
Томской ГРЭС-2

Томская ТЭЦ-3 38627 38299 0 199684 15524 23710 36199 52023 72228

28 Реконструкция 0 523 Амортизация 2918 507 542 583 619 667
открытого
распредели-
тельного
устройства
ОРУ-110
(реконструкция
антикоррозийного
покрытия
кабельных
коробов) на
Томской ТЭЦ-3

29 Реконструкция 0 0 Амортизация 7828 3641 0 4187 0 0
технологических
трубопроводов
химического цеха
с применением
трубопроводов из
поливинилхлорида
на Томской ТЭЦ-3

30 Монтаж пожарной 500 2783 Амортизация 0 0 0 0 0 0
сигнализации
КНС-1, 2, 3, 4 и
ИЛК
Томской ТЭЦ-3
(оповещение людей
о пожаре в
производственных
помещениях)

31 Реконструкция 0 511 Амортизация 3597 1788 638 686 485 0
установки
химводоочистки
(реконструкция
разгрузочной
рампы и ячеек
соли
реагентного
отделения) на
Томской ТЭЦ-3

32 Реконструкция 1425 3622 Амортизация 5436 5436 0 0 0 0
локальной
вычислительной
сети на Томской
ТЭЦ-3

33 Реконструкция 0 1397 Амортизация 1524 0 1524 0 0 0
главного корпуса,
помещения
РУСН-0,4 - 0,6 кВ
(реконструкция
противопожарных
перегородок
кабельных трасс)
на Томской ТЭЦ-3

34 Реконструкция 4239 0 Амортизация 5995 0 5995 0 0 0
внутриплощадочных
подземных
трубопроводов
Томской ТЭЦ-3 с
применением
трубопроводов из
полиэтилена
высокого давления

35 Реконструкция 0 904 Амортизация 0 0 0 0 0 0
главного корпуса
и помещения
РУСН-0,4 - 0,6
кВт (покрытие
огнезащитными
составами несущих
конструкций)
Томской ТЭЦ-3

36 Реконструкция 2500 28559 Амортизация 0 0 0 0 0 0
аккумуляторной
батареи БВС-220
Томской ТЭЦ-3

37 Реконструкция 0 0 Амортизация 5287 1569 0 1804 1914 0
дренажно-
распределительных
устройств
Nа-катионитовых
фильтров ВПУ ПТС
ХЦ Томской ТЭЦ-3

38 Реконструкции 0 0 Амортизация 16084 2583 6503 6998 0 0
защит
трансформаторов
АТ-1, АТ-2, Т-1,
Т-2 на Томской
ТЭЦ-3

39 Реконструкция 0 0 Амортизация 4143 0 4143 0 0 0
шламопровода
Томской ТЭЦ-3

40 Модернизация 0 0 Амортизация 4365 0 4365 0 0 0
системы
коммерческого
учета тепловой
энергии т/м № 12
на Томской ТЭЦ-3

41 Реконструкция 0 0 Амортизация 52976 0 0 21941 31035 0
масляных
выключателей
У-220-2000/40У1
на Томской ТЭЦ-3

42 Реконструкция 0 0 Амортизация 13220 0 0 0 13220 0
трубных пучков
подогревателей
ПСВ-500 на
Томской ТЭЦ-3
(трубные
пучки с
профилированными
трубками)

43 Реконструкция 0 0 Амортизация 2250 0 0 0 2250 0
антикоррозийного
покрытия каркаса
котла ПВК ст. № 3
Томской ТЭЦ-3

44 Реконструкция 0 0 Амортизация 2500 0 0 0 2500 0
электролизной
установки с
рессиверным
хозяйством 2 x
СЭУ-10 на Томской
ТЭЦ-3

45 Реконструкция 0 0 Амортизация 7800 0 0 0 0 7800
масло-мазутного
хозяйства (замена
теплоизоляции
мазутных баков на
современные
материалы) на
Томской ТЭЦ-3

46 Реконструкция 0 0 Амортизация 999 0 0 0 0 999
здания бытового
корпуса со
столовой строение
18 (реконструкция
дренажной системы
ЗСГО) на Томской
ТЭЦ-3

47 Реконструкция 0 0 Амортизация 28349 0 0 0 0 28349
трубопроводов
сетевой воды от
пароводогрейной
котельной до
теплотрассы
распредели-
тельного
устройства
(замена
теплоизоляции
прямого и
обратного
наружного
трубопровода
сетевой воды
ТРУ-ПВК) на
Томской ТЭЦ-3

48 Монтаж системы 29963 0 Амортизация 34413 0 0 0 0 34413
химико-
технологического
мониторинга
воднохимического
режима
энергоблока, ВПУ
на Томской ТЭЦ-3

Томская Пиковая 13498 58576 0 141666 51305 19078 35948 26504 8831
резервная
котельная

49 Реконструкция 7658 48031 Амортизация 0 0 0 0 0 0
котлоагрегата
ПТВМ-180 ст. № 5
(реконструкция
системы
газоснабжения
котла) на
Томской ПРК

50 Реконструкция 2800 0 Амортизация 47874 47874 0 0 0 0
системы
газоснабжения
котла ПТВМ-180
ст. № 6 на
Томской ПРК

51 Реконструкция 450 0 Амортизация 5919 0 5919 0 0 0
кровли ИБК на
Томской ПРК

52 Реконструкция 190 0 Амортизация 1034 0 1034 0 0 0
кровли здания
насосной
пожаротушения на
Томской ПРК

53 Реконструкция 2400 10545 Амортизация 0 0 0 0 0 0
котла ст. № 1 на
Томской ПРК

54 Монтаж локальных 0 0 Амортизация 3431 3431 0 0 0 0
очистных
сооружений
ливневых стоков
на Томской ПРК

55 Реконструкция 0 0 Амортизация 8491 0 481 8010 0 0
кровли гл.
корпуса ПРК в
осях А - Б (16 -
31), Б - В (6 -
31) с целью
повышения
пожарной
безопасности

56 Реконструкция 0 0 Амортизация 10422 0 975 9447 0 0
мазутных
подогревателей
типа ПМ 10-120
ст. № 1, 3 на
ПМР-13-120 на
Томской ПРК

57 Реконструкция 0 0 Амортизация 9815 0 755 9060 0 0
ОРУ-35кВ п/с
"ПРК"

58 Реконструкция 0 0 Амортизация 3839 0 312 3527 0 0
ОРУ-35кВ п/с
"ТЭЦ-1"

59 Реконструкция 0 0 Амортизация 4490 0 403 4087 0 0
ОРУ-110кВ п/с
"ТЭЦ-1"

60 Реконструкция ЗРУ 0 0 Амортизация 8212 0 8212 0 0 0
- 6 кВ и РУСН -
0,4 кВ ПНС-3

61 Монтаж 0 0 Амортизация 987 0 987 0 0 0
принудительной
вытяжной
вентиляции:
мастерская СЭХ на
ПРК, мастерская
СЭХ ТЭЦ-1,
слесарная
мастерская ОКЦ на
ПРК, лаборатория
телемеханики
ОСДТУ

62 Реконструкция 0 0 Амортизация 12974 0 0 826 12148 0
кровли ОВК в осях
А - Д, 1 - 22 с
целью повышения
пожарной
безопасности

63 Модернизация 0 0 Амортизация 991 0 0 991 0 0
автоматической
системы
пожаротушения в
кабельных
туннелях МНС
Томской ПРК

64 Модернизация 0 0 Амортизация 14356 0 0 0 14356 0
системы
коммерческого
учета тепловой
энергии т/м N№ 6,
7, 8, 11 на
Томской ПРК

65 Монтаж 0 0 Амортизация 451 0 0 0 0 451
приточно-вытяжной
вентиляции
токарного цеха в
здании РЭБ на
Томской ПРК

66 Реконструкция 0 0 Амортизация 8380 0 0 0 0 8380
хозяйственно-
противопожарного
водопровода на
Томской ПРК

Тепловые сети 68 180884 0 880275 165854 151442 178310 185120 199549
Томского филиала

67 Реконструкция 0 4836 Прочие 0 0 0 0 0 0
схемы сетевой собственные
воды на Томской источники
ПРК (разработка
ТЭО)

68 Реконструкция т/м 0 59925 Прочие 0 0 0 0 0 0
5. собственные
Участок от Новой источники
Коллекторной до
ТК-509

69 Реконструкция т/м 0 12390 Прочие 0 0 0 0 0 0
6. собственные
Участок от Уп-7 источники
(У-610) до Уп7б
(У-611)

70 Реконструкция т/м 0 4420 Прочие 0 0 0 0 0 0
6. собственные
Участок от Уп10 источники
до У-617

71 Реконструкция т/м 0 0 Прочие 9610 9610 0 0 0 0
3. собственные
Участок от ТК-305 источники
до ТК-306а
(170,0м)

72 Реконструкция т/м 0 0 Прочие 72920 72920 0 0 0 0
3. собственные
Участок от ТРУ источники
ГРЭС-2 до ТК-305
на 2Ду 1000 мм (в
т.ч. 74 м
подземной
прокладки)

73 Реконструкция 0 0 Прочие 32079 32079 0 0 0 0
трубопроводов от собственные
ГРЭС-2 до новой источники
коллекторной (т/м
№ 1, № 4, № 5) -
1 этап

74 Реконструкция т/м 68 0 Прочие 14820 0 14820 0 0 0
1. собственные
Участок от Новой источники
коллекторной до
Н.О.1 - 100 м

75 Реконструкция т/м 0 0 Прочие 22083 0 22083 0 0 0
2. собственные
Участок от источники
ТК-2Г-2
до Уп 4 (переход
Д) (280,0 м)

76 Реконструкция т/м 0 0 Прочие 60663 0 60663 0 0 0
6. собственные
Участок от КСЗ-21 источники
до Н.О.3

77 Разработка ТЭО 0 0 Прочие 6325 0 6325 0 0 0
реконструкции и собственные
обследование источники
схемы сетевой
воды ГРЭС-2

78 Реконструкция 0 0 Прочие 133197 0 0 133197 0 0
трубопроводов от собственные
ГРЭС-2 до новой источники
коллекторной (т/м
№ 1, № 4, № 5) -
2 этап

79 Реконструкция т/м 0 0 Прочие 69140 0 0 0 69140 0
2. собственные
Участок от источники
ТК-11-47 до
Н.О.-94 и далее
84,0 м (420,0 м)

80 Реконструкция т/м 0 0 Прочие 67763 0 0 0 67763 0
5. собственные
Участок от ТК-509 источники
до ТК-525, 2Ду500
мм на 2Ду700 мм

81 Реконструкция т/м 0 0 Прочие 40516 0 0 0 0 40516
4. собственные
Участок от Новой источники
Коллекторной до
Уп-4

82 Реконструкция т/м 0 0 Прочие 74525 0 0 0 0 74525
2А. собственные
Участок от источники
ТК-2А-04 до
ТК-2А-07

83 Реконструкция т/м 0 50330 Амортизация 0 0 0 0 0 0
1.
Участок от
ТК-116А до ПНС-1

84 Реконструкция т/м 0 20998 Амортизация 0 0 0 0 0 0
2.
Участок от ТК-241
до УП-17

85 Реконструкция т/м 0 11002 Амортизация 0 0 0 0 0 0
2.
Участок от НО-22
до ТК-227

86 Реконструкция т/м 0 16983 Амортизация 0 0 0 0 0 0
2А.
Участок от НО-2
до ТК-2А-4

87 Реконструкция т/м 0 0 Амортизация 48547 48547 0 0 0 0
1.
Участок от ТК-125
до ТК-132

88 Модернизация 0 0 Амортизация 2698 2698 0 0 0 0
системы
коммерческого
учета тепловой
энергии тепловых
магистралей
Томского филиала
(выполнение ПИР)

89 Реконструкция т/м 0 0 Амортизация 21788 0 21788 0 0 0
2.
Участок от
ТК-225Б до КСЗ-18

90 Реконструкция 0 0 Амортизация 25763 0 25763 0 0 0
т/м 6(2).
Участок от ТК-623
до НО-25

91 Реконструкция 0 0 Амортизация 12781 0 0 12781 0 0
т/м 6(2).
Участок от ТК-605
до ТК-607

92 Реконструкция т/м 0 0 Амортизация 14328 0 0 14328 0 0
11Л.
Участок от
ТК-11Л-09 до
ТК-11Л-10

93 Реконструкция т/м 0 0 Амортизация 18004 0 0 18004 0 0
2Г.
Участок от
ТК-2Г-6 до
ТК-2Г-9

94 Реконструкция т/м 0 0 Амортизация 31210 0 0 0 31210 0
4.
Участок от
ТК-404А до ТК-406

95 Реконструкция т/м 0 0 Амортизация 17007 0 0 0 17007 0
7.
Участок от
ТК-761 до ТК-765

96 Реконструкция т/м 0 0 Амортизация 22894 0 0 0 0 22894
5.
Участок от
ТК-533 до ТК-537

97 Реконструкция т/м 0 0 Амортизация 33712 0 0 0 0 33712
2Г.
Участок от ПНС-12
до ТК-2Г-21

98 Реконструкция т/м 0 0 Амортизация 27902 0 0 0 0 27902
6.
Участок от
ТК-607 до ТК-609

1.2 Программа 3887 29190 0 193207 34756 25599 39704 93148 0
экономии ТЭР

Томская ГРЭС-2 1835 23969 0 128811 7673 0 27990 93148 0

99 Монтаж гидромуфты 1190 0 Амортизация 27990 0 0 27990 0 0
на ЭПН-7 на
Томской ГРЭС-2

100 Реконструкция
котлоагрегатов 0 893 Амортизация 0 0 0 0 0 0
ст. № 4, 5, 6, 7,
8, 9
(реконструкция
электроприводов и
асинхронных
эл. двигателей
ПСУ) на
Томской ГРЭС-2

101 Реконструкция 645 20640 Амортизация 0 0 0 0 0 0
питательного
электронасоса
ЭПН-13 типа
ПЭ-270 x 150 x 3
на Томской
ГРЭС-2 (с
установкой
гидромуфты)

102 Реконструкция 0 2436 Амортизация 7673 7673 0 0 0 0
РУСН
(реконструкция
системы учета
электроэнергии
механизмов
собственных и
хозяйственных
нужд с заменой
счетчиков) на
Томской ГРЭС-2

103 Реконструкция 0 0 Амортизация 93148 0 0 0 93148 0
градирни № 4 на
Томской ГРЭС-2

Томская ТЭЦ-3 2052 4534 0 50570 26180 24390 0 0 0

104 Реконструкция 0 3812 Амортизация 0 0 0 0 0 0
котлоагрегатов
ст. № 1А, 1Б
(реконструкция
тяго-дутьевых
устройств) на
Томской ТЭЦ-3

105 Реконструкция 0 643 Амортизация 3200 3200 0 0 0 0
РУСН
(реконструкция
системы учета
электроэнергии
хозяйственных
нужд) на
Томской ТЭЦ-3

106 Реконструкция ТГ 0 79 Амортизация 1036 1036 0 0 0 0
ст. № 1
(реконструкция
системы
электропривода
насосов с
переменной
нагрузкой 0,4 кВ,
СнПНД) на Томской
ТЭЦ-3

107 Монтаж установки 1407 0 Амортизация 21944 21944 0 0 0 0
по осушке дымовых
газов к/а 1Б
на Томской ТЭЦ-3

108 Монтаж гидромуфты 645 0 Амортизация 24390 0 24390 0 0 0
на питательный
насос ПЭ-580 на
Томской ТЭЦ-3

Томская Пиковая 0 687 0 13826 903 1209 11714 0 0
резервная
котельная

109 Реконструкция 0 687 Амортизация 903 903 0 0 0 0
главного корпуса
(реконструкция
системы освещения
административных
и
производственных
помещений) на
Томской ПРК

110 Реконструкция 0 0 Амортизация 12923 0 1209 11714 0 0
насоса подпитки
теплосети № 1 (с
заменой на насос
меньшей мощности
с регулированием
от ПЧ) на Томской
ПРК

2 Новое 0 0 0 0 0 0 0 0 0
строительство и
расширение

3 Прочие инвестиции 5320 265735 0 872553 146296 316358 127938 121811 160149
в форме
капитальных
вложений

3.1 Инвестиции и 5320 158488 0 622856 84872 264540 84499 65332 123613
оборудование, не
входящие в сметы
строек
производственного
назначения

3.2 Инвестиции в 0 49673 0 168908 46460 34551 27845 29294 30758
объекты
непроизводствен-
ного назначения и
социальной сферы

111 Содержание службы 0 29884 Амортизация 99852 24819 12918 19752 21725 20638
заказчика,
относимые на
объекты ТПРиИ в
Томском филиале

112 Содержание службы 0 0 Банковские 17520 4040 7525 1812 961 3182
заказчика, кредиты
относимые на
объекты КС в
Томском филиале

113 Содержание службы 0 19789 Амортизация 42144 15137 8915 5753 6328 6011
заказчика ИАУ
(относимые на
Томский филиал),
относимые на
объекты ТПРиИ

114 Содержание службы 0 0 Банковские 9392 2464 5193 528 280 927
заказчика ИАУ кредиты
(относимые на
Томский филиал),
относимые на
объекты КС

3.3 Прочие инвестиции 0 57574 0 80789 14964 17267 15594 27185 5778
(ОС, НМА, объекты
автоматизации
хозяйственного
назначения,
НИОКР)

115 Приобретение 0 7000 Амортизация 32007 7364 7784 8212 8647 0
оборудования, не
требующего
монтажа и не
входящего в
сметы строек,
производственного
назначения
(приобретение
оргтехники для
нужд Томского
филиала)

116 Резерв на 0 31795 Амортизация 728 0 728 0 0 0
непредвиденные
расходы
(Томский филиал)

117 Модернизация 0 11319 Амортизация 0 0 0 0 0 0
системы
телемеханики и
связи в части
ТЭЦ-3 (с
прокладкой ВОЛС
от ТЭЦ-3 до ПРК)
Томского филиала

118 Модернизация 0 0 Амортизация 19181 1756 1773 2290 13362 0
системы АСДКУ
тепловых сетей
Томского филиала
с организацией
телеуправления
насосами ПНС

119 Монтаж системы 0 0 Амортизация 1136 1136 0 0 0 0
резервирования и
архивации данных
в Томском филиале
ОАО "ТГК-11"

120 Монтаж 0 0 Амортизация 780 0 780 0 0 0
программного
комплекса
"Информационная
система для
объединения
технологических
данных Тепловых
сетей Томского
филиала"

121 Оплата услуг по 0 7460 Аморти- 26957 4708 6202 5092 5176 5778
проведению торгов зация;
ООО "ИНТЕР РАО - Банковские
Центр управления кредиты;
закупками" Прочие
(Томский филиал) собственные
источники

4 Прочие работы 0 0 0 0 0 0 0 0 0
капитального
характера

5 Финансовые 0 0 0 0 0 0 0 0 0
вложения

6 ИТОГО ПО 145124 712620 0 3094991 531090 719995 586161 594025 663719
ИНВЕСТИЦИОННОЙ
ПРОГРАММЕ


Таблица П.1.2

Перечень мероприятий по модернизации и развитию систем
теплоснабжения городского округа Стрежевой


Наименование Ед. В том числе по годам: Затраты
мероприятий и изм. Кол-во всего
объектов 2013 2014 2015 2016 2017

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

1 Разработка и об. 5000 5000
внедрение
проекта по
созданию
Автоматизи-
рованной
системы
приема,
обработки и
создания базы
данных
приборов учета
энергетических
ресурсов в
целом по МО

2 Техническое об. 6 19208,5 17958,873 16204,0 9604,8 62976,2
обновление ЦТП
с заменой
тепломехани-
ческого
оборудования,
полной
автоматизацией
и учетом
отпуска тепла
и горячего
водоснаб-я:
2011 - ЦТП-12;
2013 - ЦТП-15;
2015 - ЦТП-1;
2016 - ЦТП-13;
2017 - ЦТП-9;
2018 - ЦТП-14

3 Установка
пароперегре- шт. 2 2500 2500 5000
вателей на
котлы ДЕ (2
шт.) на
котельной № 4

4 Замена ветхих км 1,53 0,11 0,20 0,00 0,20 0,20 0,71
трубопроводов
ТВС частной тыс. 948 2060 0 2271 2407 7686,19
застройки руб.
микрорайона
"Новый"

5 Замена ветхих км 3,82 0,30 0,55 0,20 0,20 0,75 2,00
магистральных
трубопроводов тыс. 3585 7268 7825 7825 15391 41894,00
тепловых сетей руб.

6 Приведение км 1,97 0,20 0,20 0,20 0,20 0,20 1,00
изоляции
надземных тыс. 521 558 597 638 683 2996,65
трубопроводов руб.
тепловых сетей
в соответствии
с правилами

7 Устройство 360 1265 1625,00
подкачивающей
насосной
станции на
базе ЦТП-5 п.
Дорожник

8 Строительство км 0,97 16097 16097 32193,00
магистральных
сетей от 13
мкр. до
станции
техосмотра
ГИБДД
(протяженность
трассы ТВС -
970 м, 2 нитки
трубы
диаметром 530
мм с
понижением
диаметра)

9 Замена сетевых шт. 9 2500 2500,00
насосов в
котельных

10 Замена шт. 6 318,6 318,60
выкатных
элементов с
вакуумными
выключателями
в РУ котельной
№ 3 (2011 - 2;
2013 - 2; 2015
- 2)

11 Приведение шт. 9 600 2063 2063 4726,00
газового
оборудования
котлов ПТВМ-50
в соответствие
с Правилами:
покотловой
учет газа;
установка
дублирующих
предохрани-
тельно-
запорных
устройств;
монтаж
трубопроводов
безопасности с
автомати-
ческими
отключающими
устройствами

12 Модернизация
кирпичной шт. 1 14000 13500 27500,00
дымовой трубы
котельной № 3,
с установкой
внутреннего
самонесущего
ствола с
наружной
тепловой
изоляцией

13 Замена шт. 4 320 320,00
подпиточных
насосов
котельных на
насосы с ЧРП
эл. двигателей

ИТОГО по 47859 43162 41745 29320 32649 194736
системе
"Теплоснаб-
жения":






Приложение 2

ПРОТЯЖЕННОСТЬ
ВЛ И ТРАНСФОРМАТОРНАЯ МОЩНОСТЬ ПОДСТАНЦИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СЕТЕЙ НА ОТЧЕТНЫЙ ПЕРИОД. ВВОДЫ МОЩНОСТИ И ПОТРЕБНОСТЬ
В ИНВЕСТИЦИЯХ В СЕТЕВЫЕ ОБЪЕКТЫ НА ПЕРИОД 2014 - 2018 ГГ.

Таблица П.2.1

Протяженность ВЛ по классам напряжения на конец отчетного
периода (ТП МЭС ОАО "ФСК ЕЭС")


Протяженность,
Участок км
№ Наименование ВЛ ВЛ/ВЛ Год Число
пп ввода цепей по по
трассе цепям

1 2 3 4 5 6 7

1 Протяженность ВЛ 500 кВ - всего, в т.ч.: 91,18 91,18

1.1 ВЛ 500 кВ Итатская - Томская (№ Участок 1986 1 45,64 45,64
526) ВЛ

1.2 ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Участок 1980 1 45,54 45,54
Томская (№ 527) ВЛ

2. Протяженность ВЛ 220 кВ всего, в т.ч.: 1085,37 2058,6

2.1 ВЛ 220 кВ Томская - Восточная ВЛ 1975 2 28,35 56,70
(Т-203/204)

2.2 ВЛ 220 кВ Томская - СХК (Т-205 Участок 1980 1 22,10 22,10
(Т-214)) ВЛ

2.3 ВЛ 220 кВ Томская - ТЭЦ-3 ВЛ 1976 2 14,20 28,40
(Т-210)
1987 1 8,90 8,90

2.4 ВЛ 220 кВ ТЭЦ-3 - ГПП-220 ВЛ 1986 2 1,80 3,60
(Т-211-212)

2.5 ВЛ 220 кВ Томская - ГПП-2 ВЛ 1979 1 23,00 23,00
(Т-213)

2.6 ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Участок 1961 2 33,20 66,40
Восточная - Зональная ВЛ/ВЛ
(АТ-215/АТ-216)

2.7 ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Участок 1961 2 10,77 21,54
Восточная - Зональная ВЛ/ВЛ
(АТ-216/Т-208)

2.8 Заходы на ПС Зональную ВЛ-220 кВ Участок 1990 2 4,95 9,90
(АТ-215/Т-208) ВЛ/ВЛ

2.9 ВЛ 220 кВ Томская - Асино ВЛ 1975 1 58,10 58,10
(Т-218)
ВЛ 1989 2 8,80 17,60

2.10 ВЛ 220 кВ Володино - Мельниково ВЛ 1990 2 68,70 137,40
(Т-219/Т-220)

2.11 ВЛ 220 кВ Томская - Володино (с Участок 1987 2 15,90 31,80
отпайкой) (ТВ 221/ТВ231) ВЛ/ВЛ

Участок 1975 2 92,97 185,90
ВЛ/ВЛ

Участок 1975 2 2,13 4,26
ВЛ/ВЛ

2.12 ВЛ 220 кВ отпайка на ПС Орловка Участок 1979 2 2,30 4,60
(ТВ-221/ТВ-231) ВЛ/ВЛ

2.13 ВЛ 220 кВ Володино - Чажемто ВЛ 1972 2 146,20 292,40
(ВЧ-222/ВЧ-232)

2.14 ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель ВЛ 1972 2 123,30 246,60
(ЧП-223/ЧП-233)

2.15 ВЛ 220 кВ Парабель - Вертикос с ВЛ 1979 2 142,01 284,02
отпайками на ПС Каргасок и на ПС
Завьялово (ПВ-224/ПВ-234)

2.16 ВЛ 220 кВ Отпайка на ПС Каргасок Участок 1978 2 4,70 9,40
(ПВ-224/ПВ-234) ВЛ

2.17 ВЛ 220 кВ Отпайка на ПС Участок 1980 2 0,69 1,38
Завьялово (ПВ-224/ПВ-234) ВЛ

2.18 ВЛ 220 кВ Вертикос - Раскино ВЛ 1979 2 45,70 91,40
(ВР-227/ВР-237)

2.19 ВЛ 220 кВ Раскино - Чапаевка ВЛ 1979 2 88,00 176,00
(РЧ-225/РЧ-235)

2.20 ВЛ 220 кВ Чапаевка - ВЛ 1981 2 115,71 231,42
Советско-Соснинская
(ЧС-226/ЧС-236) Участок 2 1,29 2,58
ВЛ

2.21 ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Участок 1971 2 21,60 43,20
Советско-Соснинская ВЛ
(НСС-1/НСС-2)


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

Таблица П.2.2


№ Наименование Год постройки/ Мощность ПС,
пп подстанции реконструкции Напряжение, кВ МВА


1 Трансформаторная мощность ПС 500 кВ всего, в т.ч.: 1002

1.1 ПС Томская-500 1972/2004 500/220/10 1002

2 Трансформаторная мощность ПС 220 кВ всего, в т.ч.: 2914

2.1 ПС Восточная 1963/2010 220/110/35/10 589

2.2 ПС Зональная 1992/ 220/110/10 400

2.3 ПС ГПП-220 1988/ 220/110/10 250

2.4 ПС Орловка - 220 1979/ 220/35/10 50

2.5 ПС Мельниково - 220 1990/ 220/110/10 126

2.6 ПС Володино - 220 1975/ 220/110/10 126

2.7 ПС Асино - 220 1989/ 220/110/10 250

2.8 ПС Чажемто 1981/ 220/110/10 126

2.9 ПС Парабель 1972/ 220/110/10 189

2.10 ПС Каргасок 1982/ 220/10 50

2.11 ПС Завьялово 1983/ 220/10 64

2.12 ПС Вертикос 1983/ 220/10 126

2.13 ПС Раскино 1976/ 220/10 64

2.14 ПС Чапаевка 1974/ 220/110/10 189

2.15 ПС Сов.-Соснинская 1972/ 220/110/35/6,3 315


Таблица П.2.3

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


Протяженность,
№ Дисп. км Число Год ввода в
пп наимен. Наименование конечных ВЛ цепей эксплуатацию
по по
трассе цепям

ЦЕНТРАЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ

110 кВ

1 С-1/2 ГРЭС-2 - ПС Восточная 0,75 1,5 2 1964

5,4 10,8 2 1964

2 С-3/4 ГРЭС-2 - ПС Зональная 7,5 15 2 1965

3 С-5/6 ПС-Восточная - ПС 5,7 11,4 2 1969
Западная

4 Отпайка от ВЛ С-5/6 - на 0,15 0,3 2 1969
ПС Каштак

5 С-7 ПС-Восточная - ПС 2,3 2,3 1 1995
Бройлерная

6,4 6,4 1 1995

6 Отпайка ВЛ С-7 на ПС 4,5 4,5 1 1989
Северо-Восточная

7 С-7Б ПС Бройлерная - ПС 3 3 1 1995
Малиновка

24,8 24,8 1 1995

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

1,3 1,3 1 1985

9 Т-2 ПС СХК-ПС ГПП-220 4,2 4,2 1 1980

10 Т-4 ПС Восточная - ПС 2,8 2,8 1 1964
Пиковая

11 Т-4А ПС Пиковая - ПС-ГПП-220 13,3 13,3 1 1964

12 С-8 ПС Восточная - ПС 29,7 29,7 1 1974
Малиновка

4,3 4,3 1 1974

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

6,7 6,7 1 1970

14 Отпайка ВЛ С-10 на ПС 0,12 0,12 1 1989
Северо-Восточная

15 С-10 ПС Восточная - ПС 7,6 7,6 1 1970
Солнечная

4,1 4,1 1 1970

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

0,4 0,4 1 1970

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

2,1 2,1 1 1970

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

19,3 38,6 2 1981

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

0,6 1,2 2 1971

39,5 79 2 1971

20 Отпайка ВЛ С-15/16 на ПС 1,6 3,2 2 1984
Рыбалово

21 С-75/76 ПС Малиновка - ПС 34,8 69,6 2 1981
Турунтаево

22 С-75А/76А Отпайка ВЛ С-75/76 на ПС 6,2 12,4 2 1984
Семилужки

23 С-80/81 ПС Зональная - ПС 7,6 15,2 2 1991
Октябрьская

24 С-82/83 ПС Зональная - ПС 7,2 14,4 2 1965
Левобережная

7,8 15,6 2 1965

0,8 1,6 2 1965

25 С-82А/С-83А Отпайка от ВЛ С-82/83 на 3,9 7,8 2 1986
ТЭЦ-1

26 С-84 ПС Зональная - 6,5 6,5 1 1981
Коммунальная

6,7 6,7 1 1981

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

4,1 4,1 1 1987

28 С-86 ПС Зональная - ПС 71 км 3 6 2 1970

3,4 3,4 1 1970

29 С-107/108 ПС Восточная - ПС 8,4 16,8 2 1975
Бройлерная

30 С-18 ПС Мельниково-110 - ПС 45,8 45,8 1 1974
Кожевниково

31 С-19 ПС Кожевниково - ПС 16,2 16,2 1 1980
Уртам

32 С-19А ПС Уртам - ПС Вороново 17,9 17,9 1 1980

33 С-20 ПС Вороново - ПС Чилино 25,8 25,8 1 1979

34 С-21 ПС Чилино - ПС 33 33 1 1972
Кандаурово

35 С-22 ПС Мельниково-220 - ПС 68,3 68,3 1 1967
Володино-220

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

37 Отпайка от ВЛ С-22 на ПС 3,6 3,6 1 1975
Гусево

38 С-23 ПС Володино-220 - ПС 2,4 2,4 1 1967
Володино-110

2,7 2,7 1 1967

39 С-24 ПС Володино-110 - ПС 28,6 28,6 1 1967
Кривошеино

40 С-25 ПС Кривошеино - ПС 25,2 25,2 1 1967
Молчаново

1 1 1 1967

41 С-26 ПС Молчаново - ПС К. 25,7 25,7 1 1969
Гривы

42 С-32 ПС Мельниково-220 - ПС 65,2 65,2 1 1972
Володино-220

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

44 Отпайка от ВЛ С-32 на ПС 6 6 1 1975
Гусево

45 С-33 ПС Володино-220 - ПС 68,9 68,9 1 1972
Молчановская НПС

4,7 4,7 1 1972

46 С-34 ПС Молчановская НПС - ПС 16 16 1 1972
Тунгусово

2 2 1 1972

47 С-35 ПС Тунгусово - ПС К. 10,6 10,6 1 1972
Гривы

48 С-71/72 ПС Мельниково - ПС П. 48,2 2 1975
Дубровка

49 С-41 ПС Мельниково-110 - ПС 39,5 39,5 1 1970
Маркелово

50 С-42 ПС Маркелово - ПС 39 39 1 1971
Плотниково

51 С-43 ПС Плотниково - ПС 54,8 54,8 1 1973
Поротниково

52 С-44 ПС Поротниково - ПС 18,5 18,5 1 1973
Бакчар

53 С-45 ПС Бакчар - ПС В. Яр 35 35 1 1974

54 С-46 ПС В. Яр - ПС 18,13 18,13 1 1974
Усть-Бакчар

ИТОГО по 110 кВ 1116,55 1341,35

35 кВ

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

1,2 2,4 2 1952

2 Отпайка от ВЛ 3501 3,3 3,3 1 1960
(опора № 16) -
ПС ТЭЦ-1

3 3503 ГРЭС-2 - ПС Северная 3,8 3,8 1 1955

0,6 0,6 1 1955

4 3504 ГРЭС-2 - ПС Коммунальная 1,1 1,1 1 1966

3,5 3,5 1 1966

5 3504Б ПС Коммунальная - ПС 2,4 2,4 1 1957
Северная

6 3505 ГРЭС-2 - ПС ТИЗ 3,1 3,1 1 1958

0,4 0,4 1 1958

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

1,5 1,5 1 1958

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

0,4 0,4 1 1959

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

1,5 1,5 1 1960

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

1,5 1,5 1 1974

11 3511 ПС Северная - ПС 3,4 3,4 1 1957
Правобережная

12 3515/3516 ПС Западная - ПС 1,2 2,4 2 1970
Правобережная

0,2 0,4 2 1970

13 3517 ПС Богашево - ПС 17 17 1 1973
Межениновка

14 3518 ПС Лоскутово - ПС 18,4 18,4 1 1993
Вершинино

3 3 1 1993

15 3519 ПС Лоскутово - ПС 9,4 9,4 1 1998
Аэропорт

16 3520 ПС Заводская - ПС Мирный 6,8 6,8 1 1997

4,6 4,6 1 1997

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

4,6 4,6 1 1977

18 3521/3522 ПС Восточная - ПС 6,5 13 2 1961
Заводская

19 3525/3526 ПС Восточная - ПС ПРК 2,43 4,86 2 1982

20 3527/3528 ПС Восточная - ПС 6 12 2 1964
Спутник

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

22 Отпайка от ВЛ 3528 на ПС 3,4 3,4 1 1976
Кузовлево

23 3533 ПС Нелюбино - ПС 5,9 5,9 1 1985
Рыбалово

24 3535 ПС Левобережная - ПС 8,6 8,6 1 1971
Петрово

25 3535А ПС Петрово - ПС 10,6 10,6 1 1971
Водозабор

26 3535Б ПС Водозабор - ПС 10 10 1 1971
Моряковка

27 3538 ПС Малиновка - ПС Н. 41,5 41,5 1 1971
Архангельская

28 3542/3513 ПС Малиновка - ПС 2,4 4,8 2 1971
Томская ПТФ

29 3543/3544 ПС Бройлерная - ПС 9,3 18,6 2 1977
Корнилово

30 3543А Отпайка от ВЛ 3543 на ПС 11 11 1 1985
Воронино

31 3545 ПС Бройлерная - ПС 6,2 6,2 1 1978
Свинокомплекс

32 3546 ПС Бройлерная - ПС 6,2 6,2 1 1978
Свинокомплекс

33 3547/3548 ПС Бройлерная - ПС 4 8 2 1975
Копылово

34 3549/3550 ПС Орловка - ПС Самусь 13,4 26,8 2 1981

35 3558 ПС Нелюбино - ПС 22 22 1 1981
Моряковка

36 3559 ПС Малиновка - ПС 30,7 30,7 1 1983
Наумовка

37 3563/3564 ПС Орловка - ПС К. Яр 35 70 2 1985

38 3571/3572 ПС Левобережная - ПС 10,2 20,4 2 1979
Кисловка

39 3573 ПС Кандинка-110 - ПС 5,1 5,1 1 1974
Калтай

40 3578 ПС Рыбалово - ПС 18,5 18,5 1 1985
Водозабор

41 3580/3581 ПС Октябрьская - ПС 14,9 29,8 2 1978
Богашево

42 Отпайка от ВЛ 3580/3581 0,6 1,2 2 1984
на ПС Лоскутово

43 3582/3583 ПС Свинокомплекс - ПС 3,9 7,8 2 1979
Туганская ПТФ

44 3584 ПС Бройлерная - ПС 8,2 8,2 1 1985
Воронино

45 3594/3595 ПС ПРК - ПС Пиковая 1,6 3,2 2 1995

46 3552 ПС Кожевниково - ПС 30,5 30,5 1 1973
Кудиновка

47 3552А ПС Кудиновка - ПС Ювала 28,5 28,5 1 1973

48 3553 ПС Ювала - ПС П. 14 14 1 1974
Дубровка

49 3566 ПС П. Дубровка - ПС 12 12 1 1991
Ювала

50 3554 ПС П. Дубровка - ПС 19,9 19,9 1 1974
Бабарыкино

51 3555 ПС Бабарыкино - ПС 16,1 16,1 1 1974
Баткат

52 3556 ПС Баткат - ПС 16,2 16,2 1 1974
Мельниково-110

53 3565 ПС Гусево - ПС 19,6 19,6 1 1973
Монастырка

54 3568 ПС Мельниково - 110-ПС 41,4 41,4 1 1974
Малобрагино

55 3569 ПС Малобрагино - ПС 8,5 8,5 1 1987
Бушуево

56 3570 ПС Гусево - ПС Бушуево 18,2 18,2 1 1987

57 3560 ПС В. Яр - ПС Парбиг 40 40 1 1974

58 3561 ПС В. Яр - ПС Парбиг 34,7 34,7 1 1980

59 3562 ПС Парбиг - ПС Н. Бурка 47,6 47,6 1 1979

60 3587 ПС Бакчар - ПС 33,6 33,6 1 1986
Богатыревка

61 3588 ПС Бакчар - Б. Галка - 23,3 23,3 1 1988
ПС Богатыревка

62 3529 ПС Рыбалово - ПС 33,6 33,6 1 1972
Кандинка-110

63 3531 ПС Кисловка - ПС 8 8 1 1974
Кафтанчиково

64 3532 ПС Левобережная - ПС 11 11 1 1964
Зоркальцево

65 3532А ПС Зоркальцево - ПС 24,9 24,9 1 1964
Рыбалово

66 3574 ПС Кандинка-110 - ПС 10,2 10,2 1 1974
Кафтанчиково

67 3576 ПС Рыбалово - ПС Победа 24,5 24,5 1 1981

68 3539 ПС Н. Архангельская - ПС 10,4 10,4 1 1971
Турунтаево

69 3540 ПС Турунтаево - ПС Заря 4 4 1 1969

16 16 1 1969

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

17,3 17,3 1 1964

71 3590/3591 ПС Турунтаево - ПС 11,8 23,6 2 1981
Мазалово

72 3567/3577 ПС Тунгусово - ПС 10,4 20,8 2 1981
Могочино

1,1 2,2 2 1981

73 3575 ПС Рыбалово - ПС 16,95 33,9 2 2011
Киреевск

ИТОГО по 35 кВ 1024,67 1178,65

ИТОГО по ЦЭС 2124,27 2486,1

СЕВЕРНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ

110 кВ

1 СС-4, СС-3 ПС С. Соснинская - ПС 28,3 56,6 2 1971
Вахская

78,7 157,4 2 1978

2 СС-4 Отпайка на ПС Стрежевое 0,01 0,01 1 1971

3 СВ-5 ПС С. Соснинская - ПС 106,2 106,2 1 1988
Вахская

4 СВ-5 Отпайка на ПС Стрежевое 6,89 6,89 1 1988

5 С-91/92 ПС Чапаевка - ПС 183,63 367,26 2 1979
Катыльга

6 С-91П/92П ПС Катыльгинская - ПС 25,8 51,6 2 1981
Первомайская

7 С-93 ПС Чапаевка - ПС 16 16 1 1980
Раздольное

8 С-94 ПС Чапаевка - ПС 16 16 1 1980
Раздольное

9 С-95/96 ПС Раздольное - ПС 19,15 38,3 2 1981
Александровская

10 С-101 ПС Парабель - ПС 2,59 2,59 1 1980
Парабель КС

11 С-102 ПС Парабель - ПС 2,62 2,62 1 1980
Парабель КС

12 С-103/104 ПС Парабель - ПС 177 354 2 1982
Лугинецкая

13 С-103/104 Отпайка на ПС Тарская 1,15 2,3 2 1982

14 С-109 ПС Лугинецкая - ПС 163,5 163,5 1 1990
Игольская

15 С-110 ПС Лугинецкая - ПС 163,5 163,5 1 1992
Игольская

16 С-105/106 ПС Лугинецкая - ПС 86,2 172,4 2 1984
Калиновая

17 С-105/106 отпайка на ПС 2,13 4,26 2 1984
Останинская

18 С-29/39 ПС Чажемто220 - ПС 2,74 5,48 2 1970
Чажемто110

19 ПС Чажемто - ПС 14,5 14,5 1 1987
С-111 Первомайская (консерв.)

20 ПС Чажемто - ПС 14,5 14,5 1 1987
С-112 Первомайская (консерв.)

21 С-40 ПС Чажемто - ПС 63,23 63,23 1 1972
Колпашево

22 С-40 Отпайка на ПС Н. Ильинка 2,09 4,18 2 1983

23 С-57 ПС Белый Яр - ПС 77 77 1 1982
Колпашево

24 С-57 Отпайка на ПС Типсино 1,1 2,2 2 1982

25 С-28/38 ПС Чажемто - ПС 31,42 62,84 2 1970
Коломинские Гривы

26 С-35 ПС Коломинские Гривы - 25 25 1 1970
ПС Тунгусово

27 С-26 ПС Коломинские Гривы - 25 25 1 1970
ПС Молчаново

28 С-27 ПС Коломинские Гривы - 36,5 36,5 1 1970
ПС Подгорное

29 С-47 ПС Подгорное - ПС 24,33 24,33 1 1975
Усть-Бакчар

30 С-46 ПС Усть-Бакчар - ПС 31,57 31,57 1 1975
Высокий Яр

31 С-95М, С-96М Заход на ПС 0,865 1,73 2 1988
Малореченская

ИТОГО по 110 кВ 1429,215 2069,49

35 кВ

1 КТ-3501/ 4,5 9 2 1977
3502 ПС Колпашево - ПС Тогур

2 КТ-3503 ПС Колпашево - ПС 3,49 3,49 1 1987
Колпашевская ПТФ

3 КТ-3501П отп ПС Колпашевская ПТФ 1,75 1,75 1 1987

4 КП-3504/3505 ПС Калиновая - ПС Пудино 43 86 2 1986

5 ПР-1016 ПС Парабель - ПС Инкино 46,46 46,46 1 1976

ИТОГО по 35 кВ 99,2 146,7

ИТОГО по СЭС 1528,415 2216,19

ВОСТОЧНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ

110 кВ

1 С-68, 69 Асино 110 - Асино 220 4,76 9,52 2 1989

2 С-7а Итатка - Асино110 32,6 32,6 1 1985

3 С-51 Асино110 - Первомайская 22,19 22,19 1 1988

4 С-52 Асино110 - Комсомольская 52,2 52,2 1 1972

5 С-52 отпайка на Первомайскую 6,4 6,4 1 1972

6 С-53 Комсомольская - Улу-Юл 45 45 1 1973

7 С-54 Улу-Юл - Сайга 43,8 43,8 1 1974

8 С-60 Асино 220 - Н. 60,1 60,1 1 1973
Николаевка

9 С-67 Асино 220 - Н. 47,8 47,8 1 1988
Николаевка

10 С-61, 62 Асино110 - Зырянка 40,7 81,4 2 1977

11 С-61, 62 Зырянка - Чердаты 30,8 61,6 2 1976

12 С-63, 64 Чердаты - Тегульдет 87,3 174,6 2 1979

13 С-73, 74 Н. Никол. - Батурино 72,4 144,8 2 1993

14 С-55 Сайга - Ягодное 30 30 1 1976

15 С-56 Ягодное - Белый Яр 28,2 28,2 1 1976

16 С-57 Белый Яр - Колпашево 63,12 63,12 1 1982

17 С-58, 59 Белый Яр - Клюквинка 54,3 108,6 2 1988

18 С-65 Асино-110 - ДОК 2,6 2,6 1

ИТОГО по 110 кВ 724,27 1014,53

35 кВ

1 Ц-8 Асино - Б. Дорохово 10,3 10,3 1 1974

2 Ц-10, 11 Асино - Новиковка 16,3 32,6 2 1975

3 Ц-20 Б. Дорохово - Кировская 14,7 14,7 1 1977

4 Ц-1 Зырянка - Михайловка 24,2 24,2 1 1973

5 Ц-2 Зырянка - Михайловка 22,8 22,8 1 1985

6 Ц-3 Зырянка - Дубровка 14,5 14,5 1 1975

7 Ц-6 Дубровка - Громышовка 20,6 20,6 1 1977

8 Ц-18, 19 Михайловка - Высокое 15,4 30,8 2 1991

9 Ц-22, 23 Чердаты - Кр. Горка 30,8 61,6 2 1985

10 Ц-4 Первомайская - Ежи 13,3 13,3 1 1976

11 Ц-12 Первомайская - Куяново 23,3 23,3 1 1977

12 Ц-13 Куяново - Березовка 20,4 20,4 1 1982

13 Ц-14 Березовка - Н. Мариинка 28,8 28,8 1 1983

14 Ц-15 Первомайская - Н. 18,1 18,1 1 1979
Мариинка

15 Ц-16 Ежи - Сергеево 13 13 1 1980

17 Ц-17 Сергеево - Комсомольск 17,6 17,6 1 1980

ИТОГО по 35 кВ 304,1 366,6

ИТОГО по ВЭС 1028,37 1381,13

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

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

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

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

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


Таблица П.2.4

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


№ Наименование Кол-во и установл.
пп подстанции Год постройки Напряжение, кВ мощность тр-ров,
ед./МВА

Центральные электрические сети 143/1568,5

1. Трансформаторная мощность ПС 110 кВ - всего, в 64/1040,5
т.ч.:

1.1 ПС Бакчар 1973 110/35/10 2/12,6

1.2 ПС Бройлерная 1979 110/35/10 2/50

1.3 ПС Высокий ЯР 1983 110/35/10 2/20

1.4 ПС Гусево 1976 110/35/10 2/12,6

1.5 ПС Западная 1969 110/35/10 2/80,5

1.6 ПС Кандинка-110 1980 110/35/10 2/32

1.7 ПС Кожевниково 1966 110/35/10 2/20

1.8 ПС Коммунальная 1982 110/35/10 2/80

1.9 ПС Левобережная 1964 110/35/10 2/50

1.10 ПС Малиновка 1966 110/35/10 2/25

1.11 ПС Мельниково 1966 110/35/10 2/26

1.12 ПС Октябрьская 1964 110/35/10 2/80,5

1.13 ПС П-Дубровка 1975 110/35/10 2/32

1.14 ПС Пиковая 1995 110/35/6 2/32

1.15 ПС Рыбалово 1986 110/35/10 2/32

1.16 ПС Тунгусово 1972 110/35/10 2/12,6

1.17 ПС Турунтаево 1983 110/35/10 2/45

1.18 ПС Володино-110 1967 110/10 1/6,3

1.19 ПС Вороново 1968 110/35/10 2/16,3
110/10

1.20 ПС Итатка 1966 110/35/10 2/16,3
110/10

1.21 ПС Каргала 1987 110/35/10 2/20

1.22 ПС Каштак 1969 110/35/10 2/80,5

1.23 ПС Кривошеино 1987 110/10 2/32

1.24 ПС Маркелово 1971 110/10 2/12,6

1.25 ПС Молчаново 1970 110/10 1/6,3

1.26 ПС Молчановская 1974 110/35/10 2/50
НПС

1.27 ПС Плотниково 1971 110/10 2/8,8

1.28 ПС Поротниково 1975 110/10 2/20

1.29 ПС С-Восточная 1989 110/10 2/32

1.30 ПС Семилужки 1985 110/10 2/32

1.31 ПС Солнечная 1987 110/10 2/32

1.32 ПС Уртам 1992 110/10 2/12,6

1.33 ПС Чилино 1968 110/35/10 2/20

2. Трансформаторная мощность ПС 35 кВ - всего, в 79/528
т.ч.:

2.1 ПС Аэропорт 1974 35/10 1/5,6

2.2 ПС Бабарыкино 1977 35/10 2/4,3

2.3 ПС Баткат 1978 35/10 1/3,2

2.4 ПС Богатыревка 1988 35/10 2/3,2

2.5 ПС Богашево 1958 35/10 2/15

2.5 ПС Бушуево 1987 35/10 2/3,2

2.7 ПС Вершинино 1993 35/10 2/12,6

2.8 ПС Водозабор 1983 35/10 2/12,6

2.9 ПС Воронино 1985 35/10 2/5

2.10 ПС Заводская 1964 35/10 2/20

2.11 ПС Заря 1970 35/10 2/8

2.12 ПС Зоркальцево 1969 35/10 2/8

2.13 ПС Калтай 1988 35/10 2/8

2.14 ПС Кафтанчиково 1971 35/10 1/4

2.15 ПС Кисловка 1978 35/10 2/10,3

2.16 ПС Копылово 1961 35/10 2/16,3

2.17 ПС Корнилово 1977 35/10 2/5

2.18 ПС Красный Яр 1987 35/10 2/5

2.19 ПС Кудиновка 1980 35/10 1/6,3

2.20 ПС Кузовлево 1976 35/10 2/12,6

2.21 ПС Лоскутово 1984 35/10 2/8,8

2.22 ПС Мазалово 1986 35/10 1/10

2.23 ПС Малобрагино 1988 35/10 1/2,5

2.24 ПС Мирный 1977 35/10 2/3,2

2.25 ПС Могочино 1987 35/10 2/8

2.26 ПС Монастырка 1975 35/10 1/2,5

2.27 ПС Моряковка 1971 35/10 2/12,6

2.28 ПС 1972 35/10 2/13,2
Н-Архангельская

2.29 ПС Наумовка 1983 35/10 2/4,1

2.30 ПС Нелюбино 1966 35/10 2/4,1

2.31 ПС Новая Бурка 1980 35/10 1/2,5

2.32 ПС Парбиг 1974 35/10 2/5

2.33 ПС Петрово 1983 35/10 2/5

2.34 ПС Победа 1983 35/10 1/4

2.35 ПС Правобережная 1955 35/6 2/32

2.36 ПС Самусь 1952 35/6 2/13,2

2.37 ПС Свинокомплекс 1978 35/10 2/20

2.38 ПС Северная 1962 35/6 2/50

2.39 ПС ТИЗ 1968 35/6 2/50

2.40 ПС Томская ПТФ 1980 35/10 2/8

2.41 ПС Туганская ПТФ 1971 35/10 2/6,5

2.42 ПС Центральная 1960 35/6 2/32

2.43 ПС Ювала 1968 35/10 2/12,6

2.44 ПС Южная 1954 35/6 2/50

2.45 ПС Киреевск 2011 35/6 1/6,3

Северные электрические сети 51/814,6

1. Трансформаторная мощность ПС 110 кВ - всего, в 41/742,9
т.ч.:

1.1 ПС Александрово 1982 2/32

1.2 ПС Вахская 1979 3/66

1.3 ПС Игольская 1990 2/50

1.4 ПС Калиновая 1987 2/50

1.5 ПС Катыльга 1977

1.6 ПС Колпашево 1972 2/80

1.7 ПС Лугинецкая 1984 2/50

1.8 ПС Малореченская 1988 2/41

1.9 ПС Останино 1987 2/32

1.10 ПС Первомайское 1984 2/50
М/Р

1.11 ПС Стрежевская 1972 2/50

1.12 ПС Кол. Гривы 1970 2/12,6

1.13 ПС Ломовая 1986 2/12,6

1.14 ПС Новоильинка 1984 1/6,3

1.15 ПС Парабель КС 1980 2/50

1.16 ПС Первомайская 1987 2/50
НПС

1.17 ПС Подгорное 1971 2/16,3

1.18 ПС Раздольное 1981 2/50

1.19 ПС Тарск 1984 2/12,6

1.20 ПС Типсино 1991 2/12,6

1.21 ПС Усть-Бакчар 1976 2/12,6

1.22 ПС Чажемто-110 1972 1/6,3

2. Трансформаторная мощность ПС 35 кВ - всего, в 10/71,7
т.ч.:

2.1 ПС Аэропорт 1988 2/6,5

2.2 ПС Пром. зона 1992 2/20

2.3 ПС ПТФ 1991 2/12,6

2.4 ПС Пудино 1983 2/12,6

2.5 ПС Тогур 1977 2/20

Восточные электрические сети 50/336,9

1. Трансформаторная мощность ПС 110 кВ - всего, в 27/276
т.ч.:

1.1 ПС Асино-110 1964 110/10 2/80

1.2 ПС Зырянка 1967 110/10 2/30

1.3 ПС Комсомольская 1971 110/10 1/10

1.4 ПС Первомайская 1975 110/10 2/20

1.5 ПС Чердаты 1977 110/10 4/16,2
35/10

1.6 ПС Батурино 1993 110/10 2/8,8

1.7 ПС Белый Яр 1977 110/10 2/20

1.8 ПС ДОК 1980 110/10 2/28,2

1.9 ПС Клюквинка 1988 110/10 2/12,6

1.10 ПС Н-Николаевка 1979 110/10 2/12,6

1.11 ПС Сайга 1977 110/10 2/5

1.12 ПС Тегульдет 1979 110/10 2/20

1.13 ПС Улу-Юл 1972 110/10 1/6,3

1.14 ПС Ягодное 1979 110/10 1/6,3

2. Трансформаторная мощность ПС 35 кВ - всего, в 25/65,1
т.ч.:

2.1 ПС Березовка 1988 35/10 2/2,6

2.2 ПС Б.-Дорохово 1974 35/10 2/5

2.3 ПС Высокое 1990 35/10 2/5

2.4 ПС Громышовка 1977 35/10 1/1,6

2.5 ПС Дубровка 1975 35/10 1/2,5

2.6 ПС Ежи 1976 35/10 1/6,3

2.7 ПС Кировская 1986 35/10 2/5

2.8 ПС Кр. Горка 1996 35/10 2/2

2.9 ПС Куяново 1978 35/10 2/6,5

2.10 ПС Михайловка 1973 35/10 2/6,5

2.11 ПС Новиковка 1978 35/10 2/8,8

2.12 ПС Новомариинка 1981 35/10 2/5

2.13 ПС Сергеево 1980 35/10 2/2,6

2.14 ПС Чулым <*> 35/10 2/8


Таблица П.2.5

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


Наименование ВЛ Напряжение, кВ Длина, км Количество Год ввода в
цепей эксплуатацию

ТЭЦ СХК - ПС Восточная 220 23,832 2 1963
(Т-201)

ПС ЭС-2 - ПС Восточная 220 20,288 2 1963
(Т-202)

ПС ЭС-2 - ПС Томская 220 14,847 2 1994
(Т-205)

ПС ЭС-2 - ГПП-220 220 14,847 2 1994
(Т-214)

ПС ЭС-1 - ПС ЭС-2 (Л-3) 220 2,66 1; 2 1967


Таблица П.2.6

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


Наименование ПС Год Напряжение, кВ Количество и мощность
ввода трансформаторов, МВА

ГПП-701 1964 110/10 2/15

ГПП-702 1976 110/10 2/16


Таблица П.2.7

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


Наименование ВЛ Напряжение, кВ Длина Количество Год ввода в
по трассе, км цепей эксплуатацию

ПС Игольская - ПС 110 96,6 2 2003
Двуреченская
(С-140, С-141)

ПС Двуреченская - ПС 110 136,2 2 2003
Катыльгинская
(С-97, С-98)


Таблица П.2.8

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


Наименование ПС Год ввода Напряжение, кВ Количество и мощность
трансформаторов, МВА

ПС Игольская 2002 110/35/6 2/25

ПС Западно-Моисеевская 2003 110/35/6 2/25

ПС Крапивинская 2002 110/35/6 2/25

ПС Двуреченская 2003 110/35/6 2/25

ПС Катыльгинская 1979 110/35/6 2/25

ПС Новый Васюган 2008 110/10 2/6,3

ПС Григорьевская 2010 110/35/6 2/16


Таблица П.2.9

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


Объекты электросетевого Общая протяженность линий электропередачи, км
хозяйства

КВЛ 6/10 кВ 994,998

КВЛ 0,4 кВ 1153,342

Суммарная протяженность 2148,340
линий электропередачи


Таблица П.2.10

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


Объекты электросетевого хозяйства Существующие технологические показатели

Трансформаторная мощность 947,60
подстанции, МВА

Суммарная установленная мощность, 947,60
МВт


Таблица П.2.11

Вводы мощности и потребность в инвестициях в сетевые объекты
на период 2013 - 2018 гг. (ОАО "ФСК ЕЭС")


Ввод, 2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. Всего, Примечание
Наименование км/МВА/МВАр Инвест., Инвест., Инвест., Инвест., Инвест., Инвест., Инвест., млн руб. (назначение
млн руб. млн руб. млн руб. млн руб. млн руб. млн руб. млн руб. объекта)

Объекты нового 745/2738/464 197,15 372,42 6967,14 10851,81 8264,98 924,70 922,80 28501,00
строительства и
реконструкции, в
т.ч.:

Объекты нового 745/1336/360 167,45 182,14 6165,50 9577,66 7344,98 - - 23437,73
строительства

ВЛ 500 кВ 35 км 7,79 57,78 2232,68 2232,68 - - - 4530,93 Необходимость
Нижневартовская 501 + 167 реализации
ГРЭС - Советско- МВА данного
Соснинская с ОРУ мероприятия:
500 кВ Советско- 1. Создание
Соснинская прямой
межсистемной
связи ОЭС Сибири
с ОЭС Урала.
2. Фактический
переток в
указанном
сечении
достигает
максимально
допустимых
значений (255
МВт), в связи с
чем вывод в
ремонт ВЛ 220 кВ
Нижневартовская
ГРЭС - Советско-
Соснинская может
потребовать
оперативных мер
по снижению
перетока в
сечении и
ограничению
потребителей
(МДП в зимний
период - 240
МВт).
3. В аварийных
ситуациях
электроснабжение
потребителей
северной части
Томской
энергосистемы со
стороны ПС 500
кВ Томская
невозможно в
полном объеме по
условию
допустимой
токовой загрузки
линий и
подстанционного
оборудования
транзита 220 кВ
Томск -
Нижневартовск и
обеспечения
статической
устойчивости
нагрузок.
Подключение
новых
потребителей в
северной части
Томской
энергосистемы
без сетевого
строительства
невозможно

ВЛ 500 кВ 340 км 85,87 78,00 100,97 3513,13 3513,13 - - 7291,1 Необходимость
Советско- реализации
Соснинская - данного
Парабель мероприятия:
1. Создание
прямой
межсистемной
связи ОЭС Сибири
с ОЭС Урала.
2. Пропускная
способность
транзита 220 кВ
исчерпана, что
является
причиной
сдерживания
развития
существующих
нефтегазовых
месторождений, а
также освоения
новых

ВЛ 500 кВ 370 км 73,79 46,36 3831,85 3831,85 3831,85 - - 11615,7 Необходимость
Томская - 501 + 167 реализации
Парабель с ОРУ МВА ШР 180 данного
500 кВ Парабель МВАр мероприятия:
УШР 180 МВАр 1. Создание
прямой
межсистемной
связи ОЭС Сибири
с ОЭС Урала.
2. Фактический
переток в
указанном
сечении в полной
схеме достигает
зимой - 289 МВт,
летом - 230 МВт,
в связи с чем
вывод в ремонт
одной цепи ВЛ
220 кВ Томская -
Володино может
потребовать
оперативных мер
по снижению
перетока в
сечении Томск -
Левобережье и
ограничению
потребителей.
Подключение
новых и
увеличение
нагрузки
существующих
потребителей
становится
затруднительным,
в связи с
увеличением
перетока в
указанном
сечении

Замена 0/1402/ 29,7 190,28 801,64 1274,15 920,00 924,70 922,80 5063,27
оборудования 104
(реконструкция и
техническое
перевооружение),
в т.ч.

ПС 220 кВ 2 x 200 + 2,58 - 157,60 290,0 290,0 290,30 290,60 1321,08 Необходимость
Восточная 2 x 63 МВА + реализации
2 x 52 МВАр данного
мероприятия:
1. Реконструкция
и техническое
перевооружение
оборудования
ОРУ-220, 110, 35
кВ, ЗРУ-10 кВ,
зданий и
сооружений в
связи с
сверхнормативным
сроком
эксплуатации и
ухудшенным
техническим
состоянием.
Надежность
электроснабжения
коммунально-
бытовой нагрузки
города Томска,
крупных
промышленных
потребителей, а
также части
объектов
жизнеобеспечения
северной части
г. Томска (ПНС,
ПРК)

ПС 220 кВ 3 x 125 + 4,24 73,05 350,0 630,0 630,0 634,4 632,2 2953,89 Необходимость
Советско- 2 x 63 МВА реализации
Соснинская данного
мероприятия:
2. Реконструкция
и техническое
перевооружение
оборудования
ОРУ-220, 110, 35
кВ, ЗРУ-6 кВ,
зданий и
сооружений в
связи с
сверхнормативным
сроком
эксплуатации и
ухудшенным
техническим
состоянием.
3. Замена двух
трансформаторов
63 МВА на новые
той же мощностью
в связи с
сверхнормативным
сроком
эксплуатации и
ухудшенным
техническим
состоянием.
4. Надежность
электроснабжения
нагрузок города
Стрежевой и
нефтегазо-
добывающего
комплекса

ПС 220 кВ 375 МВА 22,88 117,23 294,04 354,15 - - - 788,30 Необходимость
Советско- реализации
Соснинская данного
(замена мероприятия:
существующих АТ) 1. Отключение
одного из АТ
приводит к
перегрузу
оставшихся в
работе АТ более
чем на 25%.
Отключение 1 СШ
220 или 110 кВ
приводит к
отключению двух
АТ и перегрузу
оставшегося в
работе АТ более
чем на 200%.
Вывод в ремонт
одного из АТ
может
потребовать
оперативных мер
по снижению
перетока и
ограничению
потребителей.
В связи с
сверхнормативным
сроком
эксплуатации и
ухудшенным
техническим
состоянием
существующих АТ


Таблица П.2.12

Вводы мощности (новые/замена), включая технологическое
присоединение и потребность в инвестициях в сетевые объекты
ОАО "ТРК" на 2014 - 2018 гг.


2013 2014 2015 2016 2017 2018 Всего 2014 -
2018
№
пп Наименование ввод инвес- инвес- ввод инвес- ввод инвес- ввод инвес- ввод инвес- ввод инвес-
км, тиции, ввод тиции, км, тиции, км, тиции, км, тиции, км, тиции, км, тиции,
МВА млн км, МВА млн МВА млн МВА млн МВА млн МВА млн МВА млн руб.
руб. руб. руб. руб. руб. руб.

А Б 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

1 Новое строительство 0 км; 1,336 23 км, 62,215 0 км; - 0 км; - 0 км; - 0; 0 118,398 33 180,613
0 МВА 1,4 МВА 0 МВА 0 МВА 0 МВА МВА км,
14
МВА

1.1 Всего вводы по ВЛ 0 км; 1,336 23 км, 62,215 0 км; - 0 км; - 0 км; - 0; 0 - 23 62,215
0,4 - 110 кВ 0 МВА 1,4 МВА 0 МВА 0 МВА 0 МВА МВА км,
1,4
МВА

1.1.1 Вводы по ВЛ 110 кВ - - - - - - - - - - - - - -

1.1.2 Вводы по ВЛ 35 - 0,4 0; 0 1,336 23 км, 62,215 0; 0 0; 0 0; 0 0; 0 23 62,215
кВ МВА 1,4 МВА МВА МВА МВА МВА км,
1,4
МВА

Строительство ВЛ - 1,336 -
0,4 кВ с установкой
КТП в п. Победа

Строительство ВЛ - - - 9 км, 23,120 - - - - - - - 6,6 23,120
10/0,4 кВ в п. 0,5 МВА км,
Светлый 0,5
МВА

Строительство ВЛ - - - 6,6 км, 19,562 - - - - - - - 6,6 19,562
10/0,4 кВ в с. 0,5 МВА км,
Дзержинское 0,5
МВА

Строительство ВЛ - - - 7,4 км, 19,533 - - - - - - - 7,4 19,533
10/0,4 кВ в д. 0,4 МВА км,
Киргизка 0,4
МВА

1.2 Всего вводы по ПС - - - - - - - - - - 10 118,398 10 118,398
0,4 - 110 кВ км, км,
12,6 12,6
МВА МВА

1.2.1 Вводы ПС 110 кВ - - - - - - - - - - 10 118,398 10 118,398
км, км,
12,6 12,6
МВА МВА

Строительство ПС - - - - - - - - - - 10 118,398 10 118,398
35/10 кВ "Родник" 2 км, км,
x 6,3 МВА с заходами 12,6 12,6
ВЛ 3580, 3581 МВА МВА

1.2.2 Вводы по ПС 0,4 - 35 - - - - - - - - - - - - 0,000
кВ

2 Реконструкция и 10,2 317,439 24,7 232,752 31,2 218,899 11,9 273,012 36,8 286,657 4,3 101,357 108,9 1112,677
техническое км, км, км, км, км, км км,
перевооружение 52,1 16,8 1,4 8,8 1,1 28
(замена МВА МВА МВА МВА МВА МВА
оборудования)

2.1 Всего замена по ВЛ 10,2 34,024 24,7 71,800 31,2 112,392 11,9 88,473 36,8 131,926 4,3 61,914 108,9 466,505
110 - 0,4 кВ км, км, 0,8 км, км, км, км км, 4
2,1 МВА 1,4 0,8 1,1 МВА
МВА МВА МВА МВА

2.1.1 Замена по ВЛ 110 кВ - 4,322 2,7 км 3,800 - - - - - 4,280 - 5,136 2,7 13,216
км

Реконструкция ВЛ 110 - - - - - - - - - 4,280 - - 4,280
кВ С-52 "Асино
220-Комсомольская" с
заменой фундаментов
металлических опор

Реконструкция - 4,322 - - - - - - - - - - -
грозозащиты ВЛ-110
кВ С-91/92
"Чапаевка -
Катыльга"

Реконструкция ВЛ 110 5,136 5,136
кВ С-54 "Улу-Юл -
Сайга" с заменой
фундаментов
металлических опор

Реконструкция ВЛ - - - 2,7 км 3,800 - - - - - - - 3,800
110 кВ С-61/62
"Асино - Чердаты" с
заменой провода

2.1.2 Замена по ВЛ 35 - 10,2 29,702 22 км, 68,000 31,2 112,392 11,9 88,473 36,8 127,646 4,3 56,778 106,2 453,289
0,4 кВ км, 0,8 МВА км, км, км, км км, 4
2,1 1,4 0,8 1,1 МВА
МВА МВА МВА МВА

Реконструкция ВЛ 7,490 - 7,490
10/04 от ТП П-1-8 с
заменой провода на
СИП, установкой
выносного учета

Реконструкция ВЛ - 2,1 4,788 4,788
10 кВ ф. Л-17 с км
установкой
реклоузера с заменой
голого провода на
СИП 3-СИП 1 x 95

Реконструкция ВЛ - 4,2 7,082 - 7,082
10 кВ ПО-4 Замена км
голого провода на
СИП 3-СИП 1 x 70

Реконструкция ВЛ - 4,415 - - 4,415
10 кВ ф. Л-15 с
установкой
реклоузера

Реконструкция ВЛ - - 9,6 16,078 - 16,078
10 кВ МК-5 Замена км
голого провода на
СИП 3-СИП 1 x 95

Реконструкция ВЛ - - 1,926 - 1,926
10 кВ ф. А-31, ВЭС
(установка
реклоузера)

Реконструкция ВЛ - - 3 км 6,367 - 6,367
10 кВ ф. Л-13 с
установкой
реклоузера, с
заменой
голого провода на
СИП 3-СИП 1 x 70

Реконструкция ВЛ 2,9 4,815 - - 4,815
10/04 от км
ТП К-18-8 с заменой
провода на СИП,
установкой
выносного учета по
зоне ВЭС

Реконструкция ЗТП - 5,243 - - 5,243
А-27-8 с заменой
масляных
выключателей на
вакуумные

Реконструкция сети 3,852 3,852
0,4 кВ от ТП А-21-6
с заменой кабельной
сети на СИП

Реконструкция сети 2,2 3,638 3,638
0,4 кВ от ТП А-30-2 км
с заменой кабельной
сети на СИП

Реконструкция ВЛ - - - - - 8,000 - 10,000 12,000 14,000 - 44,000
0,4 кВ для
обеспечения качества
электроэнергии у
потребителей по зоне
ЦЭС

Реконструкция ВЛ - 1,7 3,497 - - - - - - - - - -
0,4 кВ с заменой км,
провода на СИП и 1,2
установкой КТП д. МВА
Кисловка, д.
Барабинка, с.
Дзержинское

Реконструкция ВЛ - - - - - - - - - 4 км 13,600 - - 13,600
35 кВ 3518 ПС
"Лоскутово" - ПС
"Вершинино" с
заменой деревянных
опор на ж/б, провода
АС-70, изоляторов

Реконструкция ВЛ - - - - - 9 км 14,500 - - - - - - 14,500
35 кВ 3540 ПС
"Турунтаево" - ПС
"Заря"

Реконструкция ВЛ - - - - - - - - - - - - - -
10 кВ ф. А-22, ВЭС
(установка
реклоузера)

Реконструкция ВЛ - - - 13 км - - - - - - 12,904 - - 12,904
10 кВ ф. ПР-1020,
СЭС (установка
реклоузера)

Реконструкция ВЛ - - - - 23,000 - - - - - - - - 23,000
10 кВ с. Чажемто
СЭС, установка
реклоузеров

Реконструкция ВЛ - 7 км, 23,027 9 км, 45,000 9 км, 63,000 9 км, 64,000 9 км, 45,000 30,500 43 247,500
0,4 кВ по зоне ЦЭС, 0,5 0,8 МВА 0,8 0,8 0,8 км,
СЭС, ВЭС с заменой МВА МВА МВА МВА 3,7
опор, провода на СИП МВА
и КТП

Реконструкция ВЛ - 1,5 3,178 - - - - - - - - - 1,5 -
0,4 кВ с заменой КТП км, км,
по зоне ЦЭС, СЭС 0,4 0,4
МВА МВА

Реконструкция ВЛ - - - - - - 5,204 - - - - - - 5,204
0,4 кВ с заменой
провода на СИП и
установкой КТП с.
Тимирязевское

Реконструкция ВЛ 0,4 - - - - 3 км 5,659 - - - - - 3 км 5,659
кВ с. Апрель
Томского р-на

Реконструкция ВЛ - - - - - - - - - 2,5 5,200 - 2,5 5,200
0,4 кВ. От ТП К-3-5, км, км,
Зырянский РЭС. 0,3 0,3
Замена опор, провода МВА МВА
на СИП и КТП-10/0,4
кВ

Реконструкция ВЛ - - - - - 2,3 3,578 - - - - - 2,3 3,578
0,4 кВ от ТП ПО-1-3 км, км,
Рыбаловский РЭС, 0,4 0,4
Томский район с МВА МВА
заменой провода на
СИП и КТП 10/0,4 кВ

Реконструкция ВЛ - - - - - 0,8 1,985 - - - - - 0,8 1,985
0,4 кВ от КТП км МВА
П-1016-13 замена
провода на СИП,
КТП-160 кВа
Чаинский район, с.
Варгатер

Реконструкция ВЛ - - - - - - - - - - - - - -
0,4 кВ от ТП П-6-9,
П-6-10, в с. Ежи
Первомайского
района. Замена опор,
провода на СИП

Реконструкция ВЛ - - - - - 2,2 3,856 - - - - - 2,2 3,856
0,4 кВ от ТП БЯ-2-2, км, км,
с установкой 0,2 0,2
выносного МВА МВА
коммерческого учета
в п. Палочка
Верхнекетского
района.
Замена опор, провода
на СИП

Реконструкция ВЛ - - - - - 4,9 6,610 - - - - - 4,9 6,610
0,4 кВ с заменой км км
провода на СИП с.
Батурино

2.2 Всего замена по ПС 50 283,415 16 МВА 160,952 - 106,507 8 МВА 184,539 - 154,731 - 39,443 24 646,172
110 - 0,4 кВ МВА МВА

2.2.1 Замена по ПС 110 кВ 50 195,317 - 52,061 - 33,107 - 68,689 - 149,033 - 39,443 - 342,333
МВА

Реконструкция ПС 110 5,350 5,350
кВ "Чажемто" с
заменой ЩСН,
устройством дуговой
защиты, замена
кабельного
хозяйства,
восстановление ОБР,
установка
регистратора
аварийных событий

Реконструкция ПС 110 6,420 6,420
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 21,161 21,161
Коломинские Гривы с
заменой устройств
РЗА ВЛ - 110 кВ
С-35, С-27, С-26 на
современные РЗА с
обеспечением функций
ближнего
резервирования
защит,
восстановление ОБР,
замена ОСИ на
полимерные, замена
ТН - 110 кВ и
кабельных связей

Реконструкция ПС 6,512 6,512
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 ОСИ
110 кВ на
полимерные, замена
разрядников на ОПН

Реконструкция ПС 0,597 0,597
110/35/10кВ
Стрежевская.
Замена ТН - 35 кВ
НТМИ на НАМИ

Реконструкция ПС 12,999 12,999
110/35/6 кВ
"Игольская"

Реконструкция ПС-110 - 9,273 - - - 9,273
ДОК. Замена масляных
выключателей 6кВ на
вакуумные с
комплектом РЗА на
микропроцессорной
основе

Реконструкция ПС 110 15,172 - - - - - -
кВ Первомайская НПС

Реконструкция ПС 110 18,063 - 18,063
кВ "Первомайская
НПС". Замена
основного и
вспомогательного
оборудования

Реконструкция ПС 110 - -
кВ "Первомайская
НПС". Замена
разрядников на ОПН

Реконструкция ПС - - - - - - - 4,570 - - - - 4,570
Игольская,
реконструкция
оперативной
блокировки на
разъединителях

Реконструкция ПС 110 - - - - - - - 5,528 - - - - 5,528
кВ "ДОК". Замена
щита собственных
нужд, замена ОСИ 110
кВ на полимерные,
замена разрядников
на ОПН

Реконструкция ПС 110 - 1,906 - - - - - - - - - - -
кВ "Рыбалово".
Замена масляного
выключателя 110 кВ
на вакуумный

Реконструкция ПС - 50,763 - - - - - - - - - - -
110/35/10кВ
Западная.
Реконструкция
основного и
вспомогательного
оборудования ОРУ -
110 кВ и РУ - 10 кВ
с заменой
трансформаторных
маслонаполненных
вводов 110 кВ на
ввода с твердой
изоляцией,
разрядников на ОПН

Реконструкция ПС 50 97,214 - - - - - - - - - - -
110/10 кВ МВА
"Солнечная"

Реконструкция ПС - - - 9,395 - - - - - - - - 9,395
"Асино-110" с
установкой
дугогасящих
реакторов, РЗА ВЛ -
110 кВ С-7А и панели
центральной
сигнализации

Реконструкция ПС - 23,281 - - - - - - - - - - -
110/35/6 кВ
"Вахская".
Реконструкция
устройств РЗА ПС
Вахская с установкой
дифференциальной
защиты шин 35 кВ

Реконструкция ПС 110 - - - - - - - 29,815 - - - - 29,815
кВ "Коммунальная".
Замена ОД-110 кВ на
элегазовые
выключатели, замена
разрядников на ОПН,
реконструкция РЗА
трансформаторов,
устройств РЗА ВЛ -
110 кВ С9, замена
масляных
выключателей на
вакуумные, замена
ОСИ 110 кВ на
полимерные

Реконструкция РЗА ПС 35,310 - 35,310
110 кВ
"Левобережная",
замена разрядников
на ОПН

Реконструкция ПС - 6,247 - - - - - - - - - - -
"Левобережная" с
заменой аппаратуры
центральной
сигнализации и
зарядно-подзарядных
агрегатов ЩПТ

Реконструкция ПС - - - - - - - - - 6,585 - - 6,585
"Северо-Восточная" с
заменой ячеек, ОСИ,
разрядников на ОПН

Реконструкция ПС - - - - - 5,109 - - - - - - 5,109
110кВ Парабель КС.
Модернизация
РЗА трансформаторов
Т1, Т2, замена ОСИ
110 кВ на полимерные

Реконструкция ПС 110 - - - - - 6,455 - - - - - - 6,455
кВ Западная, ПС 110
кВ Коммунальная, ПС
110 кВ Октябрьская с
заменой устройств
РЗА 35 кВ

Реконструкция ПС 110 17,394 - 17,394
кВ "Останинская".
Замена масляных
выключателей на
вакуумные, установка
дуговой защиты,
замена разрядников
на ОПН

Реконструкция ПС 110 - - - - - - - - - 5,963 - - 5,963
кВ Александровская.
Установка АУОТ М ч
АБ и 2 УКП, замена
ОСИ 110 кВ на
полимерные

Реконструкция ПС 110 - - - 3,257 - - - - - - - - 3,257
кВ "Асино". Замена
масляных
выключателей на
вакуумные, замена
ОСИ 110 кВ на
полимерные, замена
разрядников на ОПН

Реконструкция ПС 110 - 0,734 - - - - - - - - - - -
кВ "Игольская".
Замена ОСИ 110 кВ на
полимерные

Реконструкция ПС 110 - - - - - - - - - 25,912 - - 25,912
кВ "Кандинка".
Замена ОД-КЗ 35 -
110 кВ на вакуумные
выключатели с
комплектом РЗА,
замена ОСИ 110 кВ на
полимерные

Реконструкция ПС 110 16,540 - 16,540
кВ "Колпашево".
Разделение БСК на 2
батареи с установкой
оборудования ячейки
110 кВ и шкафа РЗА
секции БСК

Реконструкция ПС 110 - - - - - - - 18,876 - - - - 18,876
кВ "Колпашево".
Замена масляных
выключателей на
вакуумные с МП РЗА,
установка дуговой
защиты

Реконструкция ПС 110 13,421 - 13,421
кВ "Ломовая". Замена
масляных
выключателей на
вакуумные, замена
ОСИ 110 кВ на
полимерные

Реконструкция ПС 110 8,775 - 8,775
кВ "Малиновка".
Замена ОСИ 110 кВ на
полимерные, замена
разрядников на ОПН

Реконструкция ПС 110 - - - - - 8,122 - - - - - - 8,122
кВ
"Новониколаевская" с
заменой панели ДЗШ и
установкой РАС,
реконструкция РЗА,
замена ОСИ 110 кВ на
полимерные

Реконструкция ПС 110 - - - - - - - - - 5,434 - - 5,434
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 - - - - - - - - - 12,806 - - 12,806
кВ "Гусево". Замена
ОД-КЗ 35 - 110 кВ на
вакуумные
выключатели с
комплектом РЗА,
замена ОСИ 110 кВ на
полимерные

Реконструкция ПС 110 - - - - - - - - - 12,791 - - 12,791
кВ "Семилужки".
Замена ОД-КЗ 35 -
110 кВ на вакуумные
выключатели с
комплектом РЗА,
замена ОСИ 110 кВ на
полимерные

Реконструкция ПС 110 - - - - - - - 9,900 - - - - 9,900
кВ "Стрежевская" с
установкой
дугогасящих
реакторов и дуговой
защиты

2.2.2 Замена по ПС 35 - - 88,098 16 МВА 108,891 - 73,400 8 МВА 115,850 - 5,698 - - 24 303,839
0,4 кВ МВА

Реконструкция ПС 35 8 МВА 68,900 8 МВА 68,900
кВ Аэропорт с
заменой
трансформаторов (с
установкой второго
трансформатора),
реконструкция ОРУ
35, КРУ 10.
Организация
телеуправления
оборудования
подстанции

Перемещение 4,459 - 4,459
трансформаторов
35/10 кВ ПС 35/10 кВ
"Петрово" и ПС 35 кВ
"Корнилово"

Реконструкция ПС 35 86,449 - - - -
кВ Правобережная

Реконструкция ПС 35 - - - 19,051 - 61,730 - - - - - 80,781
кВ Северная (с
организацией
телесигнализации и
телеуправления, с
созданием каналов
связи)

Реконструкция ПС 35 - 1,649 - - - - - - - - - -
кВ "Центральная".
Замена вводных ячеек
6 кВ

Реконструкция ПС 35 - - 16 МВА 85,381 - - - - - - - 16 85,381
кВ Правобережная с МВА
заменой
трансформаторов 2 x
16 на 3 x 16

Реконструкция ПС 35 - - - - - - - 46,950 - - - 46,950
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 - - - - - 11,670 - - - - - 11,670
кВ "Водозабор".
Замена масляных
выключателей 10 кВ
на вакуумные с МП
РЗА и переводом
питания на
постоянный
оперативный ток,
замена разрядников
на ОПН

Реконструкция ПС 35 - - - - - - - - - 0,250 - 0,250
кВ "Высокое". Замена
разрядников на ОПН

Реконструкция ПС 35 - - - - - - - - - 3,300 - 3,300
кВ "Большедорохово".
Замена ОД-КЗ 35 -
110 кВ на вакуумные
выключатели с
комплектом РЗА

Реконструкция ПС 35 -
кВ "Тогур". Замена
разрядников на ОПН

Реконструкция ПС 35 - - - - - - - - - 0,250 - 0,250
кВ "Новомариинская".
Замена разрядников
на ОПН

Реконструкция ПС 35 - - - - - - - - - 0,250 - 0,250
кВ "Красная горка".
Замена разрядников
на ОПН

Реконструкция ПС 35 - - - - - - - - - 0,250 - 0,250
кВ
"Новоархангельская".
Замена разрядников
на ОПН

Реконструкция ПС 35 - - - - - - - - - 0,250 - 0,250
кВ "Туганская ПТФ".
Замена разрядников
на ОПН

Реконструкция ПС 35 - - - - - - - - - 0,250 - 0,250
кВ "Богашево".
Замена разрядников
на ОПН

Реконструкция ПС 35 - - - - - - - - - 0,250 - 0,250
кВ "Вершинино".
Замена разрядников
на ОПН

Реконструкция ПС 35 - - - - - - - - - 0,324 - 0,324
кВ "Мирный". Замена
разрядников на ОПН

Реконструкция ПС 35 - - - - - - - - - 0,324 - 0,324
кВ "Лоскутово".
Замена разрядников
на ОПН

3 СУММАРНЫЕ ВВОДЫ по 10,2 318,775 47,7 294,967 31,2 218,899 11,9 273,012 36,8 286,657 14,3 219,755 141,9 1293,290
ПС и ВЛ, всего км; км; км; км; км; км; км;
(п. 1 + п. 2) 52,1 18,2 1,4 8,8 1,1 12,6 42
МВА МВА МВА МВА МВА МВА МВА

4 Объем средств, 94 311,0 - 356,2 - 417,3 - 415,7 - 397,4 - 346,8 94 1933,4
включенных в км; км;
инвестиционную 14,7 14,7
программу, на МВА МВА
исполнение
мероприятий, не
вошедших в п. 1,
п. 2 и потребность в
инвестициях в
сетевые объекты
(прогноз до 2018 г.)

5 ИТОГО 104,2 629,7 47,7 651,2 31,2 636,2 11,9 688,7 36,8 684,0 14,3 566,6 141,9 3226,7
км; км; км; км; км; км; км,
66,7 18,2 1,4 8,8 1,1 12,6 42
МВА МВА МВА МВА МВА МВА МВА


Таблица П.2.13

Вводы мощности (новые/замена), включая технологическое
присоединение и потребность в инвестициях в сетевые объекты
ООО "Горсети" (отчет 2012 г., прогноз ИПР до 2018 г.)


2012 год 2013 год 2014 год 2015 год 2016 год 2017 год 2018 год Всего 2013 -
(факт) 2018 гг.
№
пп Наименование ввод инвес- ввод инвес- ввод инвес- ввод инвес- ввод инвес- ввод инвес- ввод инвес- ввод, инвес-
км, тиции, км, тиции, км, тиции, км, тиции, км, тиции, км, тиции, км, тиции, км, тиции
МВА млн МВА млн МВА млн МВА млн МВА млн МВА млн МВА млн МВА млн
руб. руб. руб. руб. руб. руб. руб. руб.

А Б 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

1 Новые вводы 5,783 96,351 7,67 95,823 5,36 97,539 5,36 97,539 5,36 97,539 5,36 97,539 5,36 97,539 34,47 583,518
(новое
строительство
и
расширение),
в т.ч.

1.1 Вводы по ВЛ 50,06 39,352 37,62 41,545 40,116 42,875 40,116 42,875 40,116 42,875 40,116 42,875 40,116 42,875 238,2 255,92
35 - 0,4 кВ
(суммарные
вводы)

1.2 Всего вводы 50,06 39,352 37,62 41,545 40,116 42,875 40,116 42,875 40,116 42,875 40,116 42,875 40,116 42,875 238,2 255,92
по ВЛ
(п. 1.1 +
п. 1.2)

1.3 Вводы по ПС 5,783 7,899 7,67 9,866 5,36 9,612 5,36 9,612 5,36 9,612 5,36 9,612 5,36 9,612 34,47 57,926
0,4 - 35 кВ
(суммарные
вводы)

1.4 Всего вводы 5,783 7,899 7,67 9,866 5,36 9,612 5,36 9,612 5,36 9,612 5,36 9,612 5,36 9,612 34,47 57,926
по ПС
(п. 1.4 +
п. 1.5)

1.5 Установка 49,1 44,412 45,052 45,052 45,052 45,052 45,052 269,672
приборов
учета и
оборудования
в трансфор-
маторных
подстанциях

2 Суммарные 96,351 95,823 97,539 97,539 97,539 97,539 97,539 583,518
капвложения
на новое
строительство
и замену
сетей, всего
(п. 1 + п. 2)






Приложение 3

ОСНОВНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
И КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ В РАЗВИТИЕ ОБЪЕКТОВ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ
И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОГРАММЫ
ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ
НА ПЕРИОД 2013 - 2018 ГОДОВ

Таблица П.3.1


Кол-во, шт. Всего
№ Наименование ед. изм. 2013 2014 2015 2016 2017 2018 (2014 -
пп показателя км/МВА/МВАр 2018),
млн руб.

1 2 3 5 6 7 8 9 10 11

Объекты
теплоэнергетики

1 Томский филиал 712,620 531,090 719,995 586,161 594,025 663,719 3094,991
ОАО "ТГК-11"

1.1 Проекты по 417,695 350,038 378,038 418,519 379,066 503,570 2029,231
повышению
надежности и
поддержанию
технического
состояния
оборудования:

Томская ГРЭС-2 139,936 117,355 183,808 168,062 115,419 222,962 807,606

Томская ТЭЦ-3 38,299 15,524 23,710 36,199 52,023 72,228 199,684

Томская Пиковая 58,576 51,305 19,078 35,948 26,504 8,831 141,666
резервная
котельная

Тепловые сети 180,884 165,854 151,442 178,310 185,120 199,549 880,275
Томского
филиала

1.2 Программа 29,190 34,756 25,599 39,704 93,148 - 193,207
экономии ТЭР

1.3 Прочие 265,735 146,296 316,358 127,938 121,811 160,149 872,553
инвестиции в
форме
капитальных
вложений

2 ТЭЦ СХК 450,00

2.1 Реконструкция 240,00 - - - - - -
котла № 3

2.2 Реконструкция 210,00 - - - - - -
топливоподачи

3 ОАО 1300,00
"Томскнефть"

3.2 ГТЭС 1300,00 - - - - - -
"Двуреченская"
24 МВт

Электрические
сети Томской
ЭЭС

4 Сети 220 кВ и 745/2738/464 372,42 6967,14 10851,81 8264,98 924,70 922,80 27931,43
выше (Филиал
ОАО "ФСК ЕЭС"
ТПМЭС)

4.1 Новое 745/1336/360 182,14 6165,50 9577,66 7344,98 - - 23088,14
строительство
электрических
сетей

4.2 Замена 0/1402/104 190,28 801,64 1274,15 920,00 924,70 922,80 4843,29
оборудования
(реконструкция
и техническое
перевооружение)

5 Сети до 110 кВ 141,9/42 318,775 294,967 218,899 273,012 286,657 219,755 1293,29
(ОАО "ТРК")

5.1 Новые вводы 33/14 1,336 62,215 - - - 118,398 180,613
(новое
строительство и
расширение)

5.2 Замена 108,9/28 317,439 232,752 218,899 273,012 286,657 101,357 1112,677
оборудования
(реконструкция
и техническое
перевооружение)

6 Сети до 10/0,4 200,580/26,800 95,823 97,539 97,539 97,539 97,539 97,539 487,695
кВ (ООО
"Горсети")

6.1 Суммарные 200,580/26,800 95,823 97,539 97,539 97,539 97,539 97,539 487,695
капитальные
вложения в
реконструкцию и
замену сетей



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