ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ «РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ АЛТАЙСКОГО КРАЯ» НА 2021-2025 ГОДЫ И О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ В УКАЗ ГУБЕРНАТОРА АЛТАЙСКОГО КРАЯ ОТ 30.04.2019 № 72



ГУБЕРНАТОР АЛТАЙСКОГО КРАЯ

УКАЗ

29 апреля 2020 года № 69

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ «РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ АЛТАЙСКОГО КРАЯ» НА 2021-2025 ГОДЫ И О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ В УКАЗ ГУБЕРНАТОРА АЛТАЙСКОГО КРАЯ ОТ 30.04.2019 № 72

Во исполнение постановления Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» постановляю:

1. Утвердить схему и программу «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2021 – 2025 годы (приложение).

2. Внести в указ Губернатора Алтайского края от 30.04.2019 № 72 «Об утверждении схемы и программы «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2020–2024 годы» следующие изменения:

в cхеме и программе «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2020–2024 годы, утвержденных данным указом:

в разделе V:

в абзаце первом пункта 5.5 слова «в таблице 58» заменить словами «в таблице 56»;

в абзаце первом после таблицы 63 слова «в таблице 65» заменить словами «в таблице 63»;

в абзаце втором подпункта 11 пункта 5.12 слова «на 2015–2020 годы» и «на 2014–2020 годы» исключить;

пункты 5.15–5.27 считать пунктами 5.14–5.26 соответственно.

3. Указ Губернатора Алтайского края от 30.04.2019 № 72 «Об утверждении схемы и программы «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2020–2024 годы» признать утратившим силу.

4. Настоящий указ вступает в силу с 01.01.2021, за исключением пункта 2, который вступает в силу со дня его официального опубликования.

Губернатор Алтайского края

В.П. Томенко

ПРИЛОЖЕНИЕ

УТВЕРЖДЕНЫ              

указом Губернатора Алтайского края

от 29.04.2020№ 69

ТОМ I

СХЕМА И ПРОГРАММА «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2021 – 2025 годы

I. Введение

Основанием для разработки схемы и программы «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2021 – 2025 годы (далее – СиПР Алтайского края на 2021-2025 годы)являются:

Федеральный закон Российской Федерации от 31.03.1999 № 69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации»;

Федеральный закон Российской Федерации от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»;

Федеральный закон Российской Федерации от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»;

Федеральный закон Российской Федерации от 27.07.2010 № 190-ФЗ «О теплоснабжении»;

постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»;

постановление Правительства Российской Федерации от 15.05.2010 № 340 «О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности».

Схема и программа включают обоснование оптимальных направлений развития электрических сетей энергосистемы Республики Алтай и Алтайского края (в части Алтайского края) (далее – энергосистемы Алтайского края) для обеспечения гарантированного электроснабжения потребителей и эффективного функционирования электрических сетей на период до 2025 года с учетом динамики спроса на электрическую мощность, перспектив строительства электрогенерирующих мощностей энергосистемы, а также обоснование направлений развития генерирующих источников, в том числе источников когенерации.

Схема и программа сохраняют преемственность и взаимосвязь со следующими документами:

приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 28.02.2019 № 174 «Об утверждении Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2019 – 2025 годы»;

законом Алтайского края от 21.11.2012 № 86-ЗС «Об утверждении стратегии социально-экономического развития Алтайского края до 2025 года»;

постановлением Администрации Алтайского края от 10.11.2008 № 474 «Об энергетической стратегии Алтайского края на период до 2020 года»;

указом Губернатора Алтайского края от 30.04.2019 № 72 «Об утверждении схемы и программы «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2020– 2024 годы»;

схемой территориального планирования Алтайского края, утвержденной постановлением Администрации края от 30.11.2015 № 485;

схемой территориального планирования Барнаульской агломерации, утвержденной постановлением Администрации края от 26.11.2012 № 644;

документами территориального планирования муниципальных образований;

годовыми отчетами филиала АО «Системный оператор Единой энергетической системы» ОДУ Сибири за 2018– 2019 годы.

Схема и программа «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2021 – 2025 годы разработаны в соответствии с Методическими рекомендациями по разработке схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период, принятыми по итогам совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (федерального штаба) от 09.11.2010 № АШ – 369 пр., и проектом типового макета схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период, подготовленный Минэнерго России.

II. Общая характеристика региона

Алтайский край расположен на юго-востоке Западной Сибири в 3419 км от Москвы. Территория региона составляет 168 тыс. кв. км, по площади он занимает 21-е место в Российской Федерации и 8-е место в Сибирском федеральном округе.

Алтайский край граничит с 3 субъектами Российской Федерации: на севере - с Новосибирской областью, на северо-востоке – с Кемеровской областью, на юго-востоке – с Республикой Алтай. На юго-западе и западе Алтайского края проходит государственная граница между Российской Федерацией и Республикой Казахстан, протяженность которой составляет 843,6 км.

В структуре валового регионального продукта существенно преобладают доли промышленности, сельского хозяйства, торговли. Эти виды деятельности формируют около 52 % общего объема ВРП. Экономическому росту в крае способствуют благоприятный предпринимательский климат и повышение деловой активности бизнеса, развитие общественной, транспортной и инженерной инфраструктуры.

Современная структура промышленного комплекса характеризуется высокой долей обрабатывающих производств (свыше 80 % в объеме отгруженных товаров). Ведущими видами экономической деятельности в промышленности являются производство пищевых продуктов, машиностроительной продукции (вагоно-, котло-, дизелестроение, сельхозмашиностроение, производство электрооборудования), кокса, резиновых и пластмассовых изделий, легкая промышленность, деревообработка, а также химическое производство. Развитию промышленности способствует не только инвестиционная деятельность предприятий, но и поддержка оказываемая государством как напрямую бизнесу (субсидирование затрат, льготное налогообложение, механизмы лизинга, фонд развития Алтайского края), так и косвенно, через развитие инфраструктуры (газификация, строительство дорожной сети, модернизация энергетики). В течение последних лет темпы развития промышленности региона опережают общероссийские: объем производства за 2006 - 2018 годы возрос в 1,7 раза (по России - в 1,2 раза). По итогам 2019 года индекс промышленного производства в Алтайском крае составил 101,2 % (по России – 102,4 %).

Алтайский край является крупнейшим производителем экологически чистого продовольствия в России. В крае произведены около 30 % общероссийского объема крупы, в том числе более 50 % крупы гречневой, более 55 % крупы овсяной; около 30% крупы перловой и ячневой; более 20 % продуктов зерновых для завтрака; около 15 % сыворотки сухой; более 11 % муки из зерновых и других растительных культур; около 13 % сыров, свыше 9 % макаронных изделий; около 8 % масла сливочного. Существенную долю край занимает в производстве продукции функционального назначения.

Алтайский край входит в десятку крупнейших производителей сельскохозяйственной продукции в России, является лидером в стране по площади пашни, посевной площади зерновых и зернобобовых культур.

Несмотря на сложные природные климатические условия четвертый год подряд урожай зерновых в регионе составляет порядка 5 млн.тонн, сахарной свеклы – 1 млн. тонн.

По объему производства продуктов животноводства среди субъектов Российской Федерации Алтайский край традиционно занимает высокие позиции. Регион – один из крупнейших производителей качественной говядины в России, по объемам ее производства среди регионов он занимает третье место. В рейтинге субъектов Российской Федерации по поголовью крупного рогатого скота и коров во всех категориях хозяйств регион занимает по итогам 9 месяцев 2019 года четвертое место, по поголовью свиней – 16 место.

В структуре ВРП Алтайского края торговля формирует 14,1 % (по России - 16,9 %). По итогам января-ноября 2019 года оборот розничной торговли в крае составил 320,3 млрд. рублей - это 5 место среди регионов СФО.

Алтайский край находится на пересечении трансконтинентальных транзитных грузовых и пассажирских потоков, в непосредственной близости к крупным сырьевым и перерабатывающим регионам. По территории региона проходят автомагистрали, соединяющие Россию с Монголией, Казахстаном, железная дорога, связывающая Среднюю Азию с Транссибирской магистралью, международные авиалинии. По территории края проходят федеральные трассы Р256 и А322. Суммарная длина автомобильных дорог общего пользования составляет 54,8 тыс. км, по этому показателю регион занимает 1-е место в Российской Федерации. Выгодное географическое положение Алтайского края и его высокая транспортная доступность открывают широкие возможности для установления прочных экономических и торговых связей межрегионального и международного уровней. Пассажирский транспорт общего пользования (автобусный) обслуживает 82,2 % всех населенных пунктов Алтайского края. Электротранспорт работает в городах Барнауле, Бийске и Рубцовске.

Энергетика имеет важное значение для экономики региона. Для производства электрической энергии используются тепловые электростанции, работающие на углях Кузнецкого, Канско-Ачинского бассейнов, месторождений Хакасии. Котельные в Алтайском крае в качестве топлива используют уголь, мазут и газ. Также за последние годы несколько котельных переведено на альтернативные местные виды топлива, такие как щепа, пеллеты, лузга.

Регион имеет достаточно развитую сеть железных дорог. Эксплуатационная длина железнодорожных путей общего пользования на начало 2019 года составляла 1566 км. Преобладают магистрали федерального значения, использующиеся для межрегиональных и транзитных перевозок. Железнодорожное сообщение имеют более половины административных районов края.

В крае ОАО «РЖД» представлено Алтайским территориальным управлением Западно-Сибирской железной дороги. Основные железнодорожные магистрали: Новосибирск – Барнаул; Барнаул – Рубцовск – граница Республики Казахстан; граница Новосибирской области – Кулунда; граница Республики Казахстан – Кулунда – Барнаул; Барнаул – граница Кемеровской области, Барнаул – Бийск.

Среднесибирский ход (граница Новосибирской области – ст. Камень-на-Оби – ст. Среднесибирская) –стратегическое грузовое направления Западно-Сибирской железной дороги, которое играет ключевую роль в транзитной перевозке грузов по территории Западной Сибири. Самые крупные железнодорожные станции региона: Алейская, Алтайская, Барнаул, Бийск, Рубцовск. В целом Алтайский регион Западно-Сибирской железной дороги включает 67 станций, расположенных на территории Алтайского края. Крупнейшей железнодорожной станцией Алтайского региона является сортировочная станция Алтайская в г. Новоалтайске, перерабатывающая ежесуточно свыше 4500 вагонов различных направлений.

В административном центре г. Барнауле располагается международный аэропорт, из которого происходит воздушное сообщение с 10 городами в других субъектах Российской Федерации и по трем международным направлениям.

Жилищный фонд за последнее пятилетие интенсивно развивался. Общая площадь жилых помещений в регионе на начало 2019 года составила 56,64 млн. кв. м, в том числе 30,4 млн. кв. м - городской жилищный фонд.

Алтайский край обладает существенным рекреационным потенциалом и входит в десятку туристически привлекательных регионов России. Туристско-экскурсионный поток по региону составляет порядка 2 млн. туристов. Развитие туристической сферы оказывает мультипликативный эффект на развитие пищевой и перерабатывающей промышленности, транспорта, сервисных услуг.

Богатое историко-культурное наследие в сочетании с благоприятным климатом юга Западной Сибири предоставляют возможность для развития разнообразных видов туризма и спортивно-развлекательного отдыха. Регион также обладает уникальными природными лечебными ресурсами, необходимыми для строительства санаторно-курортных комплексов, и является одним из крупнейших в России центров индустрии здоровья. Сеть туристических объектов представлена в 64 из 69 муниципальных образованиях региона, причем более половины его городов и районов являются зонами активного развития туризма, в трети территорий края гостевые дома оказывают услуги сельского туризма.

Политика региона направлена на формирование максимально выгодных условий для привлечения инвестиций: совершенствование форм государственной поддержки бизнеса, развитие инфраструктуры (транспортной, энергетической), укрепление экономических позиций, обеспечение законных прав собственников, общественное обсуждение нормативных правовых актов в сфере инвестиций и предпринимательской деятельности.

Таким образом, существуют все предпосылки для развития электроэнергетики на перспективу 2021 – 2025 годов.

III. Анализ существующего состояния электроэнергетики Алтайского края за 2015 – 2019 годы

3.1.              Характеристика энергосистемы Алтайского края, в том числе информация по генерирующим, электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим централизованное электроснабжение потребителей на территории региона, а также децентрализованным генерирующим источникам на территории Алтайского края.

3.1.1. Характеристика энергорайонов энергосистемы Алтайского края

Энергосистема региона условно поделена на четыре энергорайона:

Барнаульский;

Бийский, включающий город Белокуриху и Республику Алтай (в настоящей работе территория Республики Алтай включена в состав Бийского энергетического района для целей выполнения расчетов электроэнергетических режимов);

Кулундинский;

Рубцовский.

Барнаульский энергорайон

Внешнее электроснабжение Барнаульского энергорайона осуществляется от ПС 500 кВ Барнаульская. По сети 500 кВ ПС 500 кВ Барнаульская имеет связи с переключательным пунктом ПС 1150 кВ Алтай, ПС 500 кВ Новокузнецкая, ПС 500 кВ Рубцовская:

ВЛ 500 кВ Алтай – Барнаульская № 1;

ВЛ 500 кВ Алтай – Барнаульская № 2;

ВЛ 500 кВ Барнаульская – Рубцовская;

ВЛ 500 кВ Новокузнецкая – Барнаульская.

На ПС 500 кВ Барнаульская установлены две группы однофазных АТ номинальным напряжением 500/230/11 кВ.

По сети 220 кВ ПС 500 кВ Барнаульская связана с основными системообразующими ПС 220 кВ Барнаульского энергорайона ПС 220 кВ Чесноковская, ПС 220 кВ Власиха и ПС 220 кВ Светлая.

Кулундинский энергорайон

Внешнее электроснабжение Кулундинского энергорайона осуществляется по протяженным транзитным линиям электропередачи 220 – 110 кВ, связывающим его с Барнаульским и Рубцовским энергорайонами. Основной опорной ПС Кулундинского энергорайона является ПС 220 кВ Урываево, которая обслуживается ОАО «РЖД».

Бийский энергорайон

Внешнее электроснабжение Бийского энергорайона осуществляется от ПС 500 кВ Барнаульская и ПС 220 кВ Чесноковская по ВЛ 220 кВ Барнаульская – Бийская (протяженность 167 км) и ВЛ 220 кВ Чесноковская - Троицкая (протяженность 76 км), ВЛ 220 кВ Троицкая – Бийская (ВЛ ТБ-234) (протяженность 60 км). ПС 220 кВ Бийская – основная ПС Бийского энергорайона.

Рубцовский энергорайон

Внешнее электроснабжение Рубцовского энергорайона осуществляется от ПС 500 кВ Рубцовская. По сети 500 кВ ПС 500 кВ Рубцовская имеет связи с ПС 500 кВ Барнаульская, энергообъектами Республики Казахстан – ПС 500 кВ Усть-Каменогорская и Аксуская ГРЭС (Ермаковская ГРЭС) АО «Евроазиатская энергетическая корпорация»:

ВЛ 500 кВ Барнаульская – Рубцовская;

ВЛ 500 кВ Рубцовская – Усть-Каменогорская;

ВЛ 500 кВ ЕЭК – Рубцовская.

На ПС установлены две группы однофазных АТ с номинальным напряжением 500/230/11 кВ.

В Рубцовском энергорайоне расположены две ПС 220 кВ – ПС 220 кВ Южная (А) и ПС 220 кВ Горняк, связанные двухцепными ВЛ 220 кВ с ПС 500 кВ Рубцовская:

ВЛ 220 кВ Рубцовская – Южная I цепь (ВЛ РЮ-221);

ВЛ 220 кВ Рубцовская – Южная II цепь (ВЛ РЮ-222);

ВЛ 220 кВ Рубцовская – Горняк I цепь;

ВЛ 220 кВ Рубцовская – Горняк II цепь (ВЛ РГ-206).

3.1.2. Генерирующие компании

Установленная мощность объектов генерации Алтайского края на конец 2019 года составляла 1556,509 МВт, а выработка электроэнергии – 61,7 % от общего потребления.

По состоянию на 31.12.2019 функционировали 22 крупных и средних предприятия по производству, передаче и распределению электроэнергии.

Основным производителем электрической и тепловой энергии в Алтайском крае является группа компаний управляемая ООО «Сибирская генерирующая компания» (далее – группа «СГК»), представленная следующими организациями: АО «Барнаульская генерация», АО «Барнаульская ТЭЦ – 3», АО «Барнаульская теплосетевая компания», АО «Барнаульская тепломагистральная компания», АО «Бийскэнерго», АО «Бийскэнерготеплотранзит», АО «Рубцовский теплоэнергетический комплекс». Суммарная установленная мощность объектов генерации этих обществ на 31.12.2019 составляла: электрическая – 1255,409 МВт, тепловая – 4427,3 Гкал/ч. Также группа «СГК» располагает генерирующими мощностями в Республиках Тыва и Хакасия, Красноярском крае, Кемеровской и Новосибирской областях.

В течение 2019 года, кроме группы «СГК» деятельность по производству электрической и тепловой энергии вели следующие предприятия: АО «Алтай-Кокс», МУП «Яровской теплоэлектрокомплекс» (далее – МУП «ЯТЭК»), ОАО «Кучуксульфат», АО «ГТ Энерго»,ОАО «Черемновский сахарный завод», ООО «ЭнергоПромКапитал».

АО «Барнаульская генерация» (группа «СГК»)

Организация находится в г. Барнауле. Основные виды деятельности:

производство электрической и тепловой энергии;

продажа и покупка электрической энергии и мощности, тепловой энергии;

передача и распределение тепловой энергии;

распределение воды.

Генерирующим активом организации является Барнаульская ТЭЦ-2, расположенная в Октябрьском районе г. Барнаула. Она снабжает электрической и тепловой энергией жилищно-коммунальный сектор и ряд промышленных предприятий города.

Установленная мощность Барнаульской ТЭЦ-2 на 31.12.2019 составляла: электрическая – 300,509 МВт, тепловая – 1148,0 Гкал/ч. В качестве основного топлива используется каменный уголь. В 2002 году на природный газ был переведен котлоагрегат № 9.

АО «Барнаульская ТЭЦ – 3» (группа «СГК»)

Организация находится в г. Барнауле. Основные виды деятельности:

производство электрической и тепловой энергии;

продажа и покупка электрической энергии и мощности, тепловой энергии;

распределение воды.

Генерирующим активом организации является Барнаульская ТЭЦ-3, находящаяся в Индустриальном районе г. Барнаула. ТЭЦ обеспечивает электрической и тепловой энергией предприятия Власихинского промышленного узла и жилищно-коммунальный сектор.

Установленная мощность Барнаульской ТЭЦ-3 на 31.12.2019 составляла: электрическая – 445,0 МВт, тепловая – 1450,0 Гкал/ч. Станция работает на буром угле. На газ переведены четыре из семи водогрейных котла.

АО «Барнаульская теплосетевая компания» (группа «СГК»)

Организация находится в г.Барнауле. Основные виды деятельности:

передача и распределение тепловой энергии;

реализация тепловой энергии;

распределение воды.

АО «Барнаульская тепломагистральная компания» (группа «СГК»)

Организация находится в г. Барнауле. Основные виды деятельности:

производство тепловой энергии;

передача и распределение тепловой энергии;

распределение воды.

Генерирующим активом организации является РВК, которая снабжает горячей водой жилищно-коммунальный сектор г. Барнаула.

Установленная тепловая мощность РВК на 31.12.2019 составляла 500,0 Гкал/ч. Основные виды топлива: природный газ, мазут.

АО «Бийскэнерго» (группа «СГК»)

Организация находится в г. Бийске. Основной вид деятельности – производство электроэнергии и тепловой энергии тепловыми электростанциями. Генерирующим активом компании является Бийская ТЭЦ-1, расположенная в г. Бийске. Установленная мощность ТЭЦ на 31.12.2019 составляла: электрическая – 509,9 МВт, тепловая – 1089,0 Гкал/ч. В качестве топлива используется каменный уголь. ТЭЦ обеспечивает теплом и электроэнергией население и промышленные предприятия г. Бийска.

АО «Бийскэнерготеплотранзит» (группа «СГК»)

Организация находится в г.Бийске. Основные виды деятельности:

производство тепловой энергии;

передача и распределение тепловой энергии;

распределение воды.

АО «Рубцовский теплоэнергетический комплекс» (группа «СГК»)

На основании постановления администрации г. Рубцовска от 10.08.2017 № 2506 АО «Рубцовский теплоэнергетический комплекс» присвоен статус единой теплоснабжающей организации. Организация находится в г. Рубцовске. Основной вид деятельности – производство тепловой и электрической энергии. Основным активом общества является Южная тепловая станция. . Дата ввода в эксплуатацию Южной тепловой станции 01.01.2020.Установленная тепловая мощность станции составляет: 301,3 Гкал/ч., установленная электрическая мощность составляет 6 МВт.

АО «Алтай-Кокс»

Организация находится в г. Заринске, производит кокс и химическую продукцию, располагает собственной ТЭЦ, обеспечивающей потребности в электроэнергии и тепле предприятия, а также энергопотребителей г. Заринска.

Установленная мощность станции на 31.12.2019 составляла: электрическая – 200,0 МВт, тепловая – 1321,0 Гкал/ч, в том числе турбо- агрегатов – 461,0 Гкал/ч. В качестве топлива используются газ горючий коксовый, горючая смесь, мазут топочный.

МУП «Яровской теплоэлектрокомплекс»

Организация находится в г. Яровое. Основным видом деятельности предприятия является производство на ТЭЦ электрической и тепловой энергии в режиме комбинированной выработки и обеспечением энергоресурсами потребителей г. Яровое. ТЭЦ является собственностью   ООО «ТПК Ресурс». МУП «ЯТЭК» эксплуатирует ТЭЦ на праве аренды.

Установленная мощность ТЭЦ на 31.12.2019 составляла: электрическая – 24,0 МВт, тепловая – 150,0 Гкал/ч. В качестве основного топлива на ТЭЦ используется каменный уголь Кузнецкого и Экибастузского бассейнов, в качестве растопочного топлива – мазут.

ОАО «Кучуксульфат»

Организация находится в р.п. Степное Озеро Благовещенского района. Она осуществляет производство химической продукции, в основном сульфата натрия, и располагает собственной ТЭЦ, которая обеспечивает потребности предприятия в электроэнергии и тепле, а потребности р.п. Степное Озеро только в части теплоснабжения.

Установленная мощность станции на 31.12.2019 составляла: электрическая – 18,0 МВт, тепловая – 201,0 Гкал/час. В качестве топлива на ТЭЦ используются уголь каменный, мазут топочный.

АО «ГТ Энерго»

Организация находится в г. Москве. Компания реализует проекты по строительству в Российской Федерации газотурбинных ТЭЦ. В г. Барнауле компания построила, и эксплуатирует ГТ ТЭЦ (далее – «Барнаульская ГТ ТЭЦ»). Установленная мощность станции на 31.12.2019 составляла: электрическая – 36,0 МВт, тепловая – 80,0 Гкал/ч. Основное топливо ТЭЦ - природный газ.

ОАО «Черемновский сахарный завод» (ДЗО ОАО «Южный Сахар – Холдинг», г. Краснодар)

Организация находится в с. Черемном Павловского района. Она осуществляет производство свекловичного сахарного песка, и располагает собственной ТЭЦ, которая обеспечивает электрической и тепловой энергией предприятие и потребителей с. Черемного.

Установленная мощность станции на 31.12.2019 составляла: электрическая – 7,5 МВт, тепловая – 78,0 Гкал/ч, в том числе турбоагрегатов – 56,0 Гкал/ч. Основное топливо ТЭЦ – природный газ.

ООО «ЭнергоПромКапитал»

Организация эксплуатирует Белокурихинскую ГП ТЭС, расположенную на территории ЗАО «Теплоцентраль Белокуриха».

Установленная мощность станции на 31.12.2019 составляла: электрическая – 15,6 МВт, тепловая – 0 Гкал/ч. Основное топливо – природный газ.

ЗАО «Теплоцентраль Белокуриха» (ДЗО ООО «Центргазсервис-опт», г. Москва - ДЗО ОАО «Росгазификация»)

Организация находится в г. Белокурихе. Основной вид деятельности - производство и сбыт тепловой энергии для обеспечения потребностей населения и организаций г. Белокурихи. В состав генерирующих мощностей компании входят две котельные - центральная котельная и котельная хозяйственной зоны. Установленная тепловая мощность на 31.12.2019 центральной котельной – 100,0 Гкал/ч, котельной хозяйственной зоны – 13,0 Гкал/ч. В качестве топлива используются уголь каменный, природный газ, дизельное топливо.

Кроме вышеперечисленных компаний генерирующими мощностями в Алтайском крае располагают: ЗАО «Бийский сахарный завод» (ТЭЦ с установленной электрической мощностью 2,5 МВт), ООО «Сибирский сахар» в г. Камне-на-Оби (ТЭЦ с установленной электрической мощностью 4,0 МВт). В настоящих схеме и программе генерирующие мощности этих организаций не рассматриваются и не учитываются.

3.1.3. Основные электросетевые компании

Основными электросетевыми компаниями, работающими в Алтайском крае, являются:

филиал ПАО «Федеральная сетевая компания единой энергетической системы» – «Западно-сибирское предприятие магистральных электрических сетей» (далее – ЗСП МЭС);

Филиал ПАО «МРСК Сибири» – «Алтайэнерго» (далее по тексту Алтайэнерго);

АО «Сетевая компания Алтайкрайэнерго» (далее – СК Алтайкрайэнерго);

ООО «Барнаульская сетевая компания» (далее – БСК).

ЗСП МЭС

В зону эксплуатационной ответственности филиала входят Алтайский край, Омская область и Новосибирской области. В регионе предприятие ведет деятельность по эксплуатации линий электропередач и ПС напряжением 110 – 1150 кВ, отнесенных к Единой национальной электрической сети России.

Основные технические характеристики ВЛ ЗСП МЭС по территории Алтайского края на 01.01.2020:

протяженность ЛЭП по цепям составляет 2901,4 км, в том числе ВЛ – 2886,2 км, включая:

ВЛ 1150 кВ – 504,4 км;

ВЛ 500 кВ – 829,6 км;

ВЛ 220 кВ – 1491,3 км;

ВЛ 110 кВ – 60,92 км;

ЛЭП 0,4-10 кВ – 15,2 км.

В эксплуатации ЗСП МЭС на территории Алтайского края находится 10 ПС 220 – 1150 кВ, в том числе:

7 ПС класса напряжения 220 кВ суммарной трансформаторной мощностью 2385,6 МВА;

2 ПС класса напряжения 500 кВ суммарной трансформаторной мощностью 2004,0 МВА;

1 ПС класса напряжения 1150 кВ суммарной трансформаторной мощностью 32,0 МВА.

Алтайэнерго

Филиал осуществляет деятельность по транспортировке и распределению электрической энергии потребителям. В состав филиала входят 7 производственных отделений:

Белокурихинские электрические сети (г. Белокуриха);

Восточные электрические сети (г. Бийск);

Западные электрические сети (г. Рубцовск);

Кулундинские электрические сети (р.п. Кулунда);

Северные электрические сети (г. Камень-на-Оби);

Северо-Восточные электрические сети (г. Новоалтайск);

Центральные электрические сети (г. Барнаул).

Основные технические характеристики Алтайэнерго на 01.01.2020:

протяженность ЛЭП по цепям составляет 55521,3 км, в том числе                    ВЛ (КВЛ) – 55213 км, КЛ – 308,3 км, включая:

ВЛ (КВЛ) 110 кВ – 7200,3 км;

ВЛ 35 кВ – 3823,7 км;

КЛ 35 кВ – 12,7 км;

ВЛ 0,4-10 кВ –44189,4 км;

КЛ 0,4-10 кВ – 295,2 км.

В эксплуатации Алтайэнерго находится 12129 ПС 0,4-110 кВ суммарной трансформаторной мощностью 6741,29 МВА, в том числе:

185 ПС 110 кВ суммарной трансформаторной мощностью 3944,5 МВА. По сравнению с 2018 годом произошло увеличение суммарной трансформаторной мощности на 10,1 МВА, это связано с изменением следующего оборудования: замена на ПС 110 кВ Николаевская Т-1 3,2 МВА на 2,5 МВА, замена наПС110 кВ Новоалтайская Т-1 25 МВА на 32 МВА, замена на ПС 110 кВ Новоромановская Т-1 2,5 МВА на 6,3 МВА;

138 ПС 35 кВ суммарной трансформаторной мощностью 845,4 МВА;

11806 ПС 0,4-10 кВ суммарной трансформаторной мощностью 1951,39 МВА.

СК Алтайкрайэнерго

Организация осуществляет свою деятельность в 9 городах и 88 населенных пунктах Алтайского края. В состав компании входят 9 филиалов:

Алейские МЭС (г. Алейск);

Белокурихинские МЭС (г. Белокуриха);

Бийские МЭС (г. Бийск);

Змеиногорские МЭС (г. Змеиногорск);

Каменские МЭС (г. Камень-на-Оби);

Кулундинские МЭС (с. Кулунда);

Новоалтайские МЭС (г. Новоалтайск);

Рубцовские МЭС (г. Рубцовск);

Славгородские МЭС (г. Славгород).

Основные технические характеристики СК Алтайкрайэнерго на 01.01.2020:

протяженность ЛЭП по цепям составляет 8908,6 км, в том числе:            ВЛ – 7434,7 км, КЛ – 1473,9 км, включая:

ВЛ 20-35 кВ – 59,8 км;

ВЛ 0,4-10 кВ – 7374,91 км;

КЛ 0,4-10 кВ – 1473,9 км.

В эксплуатации СК Алтайкрайэнерго находится 3342 ПС 0,4-110 кВ суммарной трансформаторной мощностью 1142,06 МВА, в том числе:

1 ПС 110 кВ трансформаторной мощностью 6,3 МВА;

5 ПС и 3 ТП-35 кВ суммарной трансформаторной мощностью 57,2 МВА;

3333 РП/ТП 0,4-20 кВ суммарной трансформаторной мощностью 1078,56 МВА.

БСК

Зона обслуживания организации – г. Барнаул и ряд пригородных поселков. В состав организации входят 3 сетевых района (1-й, 2-й и 3-й) и служба подстанций. Основные технические характеристики БСК на 01.01.2020:

протяженность ВЛ и КЛ напряжением 0,4 – 110 кВ по цепям составляет 3045,0 км, в том числе ВЛ 110 кВ – 2,5 км.

В эксплуатации находится оборудование общей трансформаторной мощностью 1084,3 МВА, в том числе:

3 ПС 110 кВ (ПС 110 кВ АТИ, ПС 110 кВ Строительная, ПС 110 кВ Кристалл) суммарной трансформаторной мощностью 188,0 МВА;

2 ПС 35 кВ (№ 10 «2-й подъем», № 61 «Затон») суммарной трансформаторной мощностью 40,8 МВА;

1149 комплектных трансформаторных ПС 0,4 – 6 – 10 кВ суммарной трансформаторной мощностью 855,7 МВА.

Также деятельность по передаче электрической энергии в Алтайском крае осуществляют: филиал ОАО «РЖД» – Западно-Сибирская дирекция по энергообеспечению «Трансэнерго», ООО «Заринская сетевая компания», ООО «Южно-Сибирская энергетическая компания», МУП «ЯТЭК».

филиал ОАО «РЖД» – Западно-Сибирская дирекция по энергообеспечению «Трансэнерго» эксплуатирует расположенные в Алтайском крае электросетевые объекты РЖД. Основные технические характеристики филиала на 01.01.2020:

протяженность ЛЭП по цепям составляет 2679,9 км, в том числе:                    ВЛ – 2573,1 км, КЛ – 106,8 км, включая:

ВЛ 35 кВ – 820,6 км;

ВЛ 0,4-10 кВ – 1752,5 км;

КЛ 0,4-10 кВ – 106,8 км.

В эксплуатации филиала ОАО «РЖД» – Западно-Сибирская дирекция по энергообеспечению «Трансэнерго» находится оборудование общей трансформаторной мощностью 895,0 МВА, в том числе:

7 ПС 220 кВ суммарной трансформаторной мощностью 606,0 МВА;

3 ПС 110 кВ суммарной трансформаторной мощностью 180,0 МВА;

2 ПС 35 кВ суммарной трансформаторной мощностью 25,7 МВА;

342 ПС 04-10 кВ суммарной трансформаторной мощностью 83,3 МВА.

ООО «Заринская сетевая компания» обслуживает г. Заринск, г. Яровое, поселки Кытманово, Тогул, Залесово, Тягун, Голуха, ст. Аламбай Заринского района, муниципальные сети г.Бийска, поселки Первомайского района и г.Новоалтайска. Основные технические характеристики ООО «Заринская сетевая компания» на 01.01.2020:

протяженность ЛЭП по цепям составляет 1099,7 км, в том числе:

ВЛ – 852,2 км, КЛ – 247,5 км, включая:

ВЛ 35 кВ – 3,3 км;

ВЛ 0,4-10 кВ – 848,9 км;

КЛ 0,4-10 кВ – 247,5 км.

В эксплуатации ООО «Заринская сетевая компания» находится оборудование общей трансформаторной мощностью 236,0 МВА, в том числе:

1 ПС 110 кВ суммарной трансформаторной мощностью 40,0 МВА;

3 ПС 35 кВ суммарной трансформаторной мощностью 54,0 МВА;

377 ПС 0,4-10 кВ суммарной трансформаторной мощностью 142,0 МВА.

ООО «Южно-Сибирская энергетическая компания» оказывает услуги по передаче электрической энергии на территории г.Барнаула, г.Славгорода, Немецкого и Павловского районов Алтайского края.

Основные технические характеристики ООО «Южно-Сибирская энергетическая компания» на 01.01.2020:

протяженность ЛЭП по цепям составляет 439,2 км, в том числе ВЛ – 433 км, КЛ – 6,8 км, включая:

ВЛ 110 кВ – 23,2 км;

ВЛ 35 кВ – 28,0 км;

ВЛ 0,4-10 кВ – 381,2 км;

КЛ 0,4-10 кВ – 6,8 км.

В эксплуатации ООО «Южно-Сибирская энергетическая компания» 169 ПС 0,4-110 кВ суммарной трансформаторной мощностью 367,2 МВА, в том числе:

4 ПС 110 кВ суммарной трансформаторной мощностью 279,8 МВА;

1 ПС 35 кВ суммарной трансформаторной мощностью 50,0 МВА;

164 ПС 0,4-10 кВ суммарной трансформаторной мощностью 37,4 МВА.

Кроме того, в крае эксплуатируют электрические сети другие организации различных форм собственности и ведомственной подчиненности:

филиал «Сибирский» ОАО «Оборонэнерго»;

МУМКП ЗАТО Сибирский;

ЗАО «Техническое обслуживание»;

ОАО «Бийское производственное объединение «Сибприбормаш»;

ООО «Энергия-Транзит»;

ООО «Регион-Энерго».

3.1.4. Сбытовые компании

В Алтайском крае на 01.01.2020 на оптовом и розничных рынках ведут деятельность 13 сбытовых компаний, 4 из которых являются гарантирующими поставщиками электрической энергии (далее – г/п), в том числе:

АО «Алтайэнергосбыт» – г/п;

АО «Барнаульская горэлектросеть» – г/п;

АО «Алтайкрайэнерго» – г/п;

ООО «Заринская городская электрическая сеть» – г/п;

ООО «Русэнергосбыт»;

АО «Система»;

ООО «МАРЭМ+»;

ООО «ЭСКК»;

АО «Мосэнергосбыт»;

ООО «ГлавЭнергоСбыт»;

ООО «МагнитЭнерго»;

ООО «РЭК»;

ООО «НОВИТЭН».

АО «Алтайэнергосбыт»

Предприятие обслуживает потребителей электроэнергии на территории Алтайского края и Республики Алтай, включает 8 межрайонных отделений,  1 филиал («Горно-Алтайский») и 76 участков.

Межрайонные отделения: Белокурихинское, Бийское, Змеиногорское, Каменское, Кулундинское, Новоалтайское, Рубцовское, Центральное.

Организация является субъектом ОРЭМ.

АО «Барнаульская горэлектросеть»

Предприятие обслуживает г.Барнаул и пригородные поселки в границах МО, является субъектом ОРЭМ.

АО «Алтайкрайэнерго»

Деятельность общества организована в 9 городах и 81 населенном пункте края. Организация имеет девять филиалов: Алейские МЭС, Белокурихинские МЭС, Бийские МЭС, Змеиногорские МЭС, Каменские МЭС, Кулундинские МЭС, Новоалтайские МЭС, Славгородские МЭС, Рубцовские МЭС.

Компания является субъектом ОРЭМ.

ООО «Заринская городская электрическая сеть»

Предприятие обслуживает потребителей г. Заринска, станции Голуха, Тягун и Аламбай Заринского района, а также районные центры Кытманово, Залесово и Тогул. Организация является субъектом ОРЭМ.

3.1.5. Диспетчерское управление

Функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Алтайского края осуществляет Филиал    АО «СО ЕЭС» Новосибирское РДУ.

3.2. Отчётная динамика потребления электроэнергии в Алтайском крае и структура электропотребления по основным группам потребителей за2015 – 2019 годы

Общий объем электропотребления за 2019 год уменьшился по сравнению с 2015 годом на 0,7 % и составил10067,8млн. кВтч.

По данным Алтайкрайстата в 2015 – 2019 годах доминировали две основные группы потребителей: население, доля которого в общем электропотреблении в 2019 году составила 26,15 %, и обрабатывающие производства, доля которых в общем электропотреблении – 19,81 %.

Доля собственного электропотребления энергокомпаниями в Алтайском крае в 2019 году составила 13,1%, а потери в электросетях общего пользования –3,22 %.

Таблица 1

Динамика электропотребления в Алтайском крае в 2015 – 2019 годах

Показатель

Годы

2015

2016

2017

2018

2019

Электропотребление, млн. кВтч

10139,5

10295,8

10222,7

10248,5

10067,8

Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВтч

-231,1

156,3

-73,1

25,8

-180,7

Среднегодовые темпы прироста, %

-2,2

1,5

-0,7

0,3

-1,8

3.3. Перечень и характеристика основных крупных потребителей электрической энергии в Алтайском крае

В 2019 году из 10067,8 млн. кВтч, потребленных в Алтайском крае конечными потребителями, 6973,29 млн. кВтч, то есть 69,3 %, было получено от трех энергосбытовых компаний, самая крупная из которых АО «Алтайэнергосбыт».

Таблица 2

Динамика покупки на ОРЭМ объемов электрической энергии и мощности в 2018 – 2019 годах энергосбытовыми компаниями, осуществляющими свою деятельность на территории Алтайского края (по данным энергосбытовых компаний)

Наименование

покупателя

Вид деятельности

Годовой объем электропотребления, млн. кВтч

Максимум потребления мощности,

МВт

2018 год

2019 год

2018 год

2019 год

1

2

3

4

5

6

АО «Алтайэнергосбыт»

покупка и реализация электроэнергии

3783,84

3704,04

674,50

655,79

АО «Алтайкрайэнерго»

покупка и реализация электроэнергии

1769,51

1689,85

343,39

312,07

АО «Барнаульская горэлектросеть»

покупка и реализация электроэнергии

1578,81

1579,40

269,13

259,54

ООО «Энергосбытовая компания Кузбасса»

покупка и реализация электроэнергии

186,99

нет данных

нет данных

нет данных

ООО «МАРЭМ+»

покупка и реализация электроэнергии

106,88

нет данных

нет данных

нет данных

ООО «Заринская горэлектросеть»

покупка и реализация электроэнергии

124,14

119,15

18,41

17,78

АО «Система»

покупка и реализация электроэнергии

164,02

нет данных

нет данных

нет данных

АО «Мосэнергосбыт»

покупка и реализация электроэнергии

3,56

нет данных

нет данных

нет данных

ООО «Русэнергосбыт»

покупка и реализация электроэнергии

878,74

нет данных

142,38

нет данных

ООО ГлавЭнергоСбыт»

покупка и реализация электроэнергии

10,69

нет данных

1,85

нет данных

ООО «МагнитЭнерго»

покупка и реализация электроэнергии

0,76

нет данных

0,19

нет данных

ООО «РЭК»

покупка и реализация электроэнергии

-

нет данных

-

нет данных

ООО «НОВИТЭН»

покупка и реализация электроэнергии

-

нет данных

-

нет данных

«-» - субъект отсутствовал на ОРЭМ

Среди конечных потребителей самым крупным потребителем электрической энергии в регионе является ЗСЖД – филиал ОАО «РЖД». К крупным потребителям электрической энергии относятся промышленные предприятия, имеющие собственные ТЭЦ, такие как АО «Алтай-Кокс», ОАО «Кучуксульфат», а также ряд других энергоемких предприятий, перечень которых указан в таблице 4.

Таблица 3

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Алтайском крае за последние 5 лет

(по данным компаний)

Наименование потребителя

Годовое электропотребление, млн. кВт∙ч

Максимум потребления мощности, МВт

2015

год

2016

год

2017

год

2018

год

2019 год

2015

год

2016

год

2017

год

2018

год

2019 год

Всего по Алтайскому краю

(по данным Новосибирского РДУ)

10139,5

10295,8

10222,7

10248,5

10067,8

1789,7

1780,3

1779,8

1808,2

1711,8

ЗСЖД – филиал ОАО «РЖД»

788,5

826,8

804,3

823,1

-

163,0

163,0

164,9

160,1

-

АО «Алтай-Кокс»

319,1

140,5

168,5

175,4

127,4

52,9

52,9

53,2

54,3

53,4

ОАО «Кучуксульфат»

53,2

61,4

58,2

58,7

33,9

7,1

7,0

6,6

6,7

6,5

ОАО ХК «Барнаульский станкостроительный завод»

37,6

17,2

15,3

13,9

-

11,2

3,5

4,1

3,9

-

ООО «Литейный завод»

9,3

9,9

9,8

9,8

-

1,5

1,6

1,6

1,6

-

ОАО «Авиапредприятие «Алтай»

5,6

4,6

5,1

5,0

-

1,3

0,6

0,6

0,6

-

ООО «Барнаульский водоканал»

27,5

21,7

21,7

22,8

20,96

2,3

2,7

2,0

2,8

2,8

МУП «Горэлектротранс» г. Барнаул

6,7

31,5

30,0

32,4

30,23

6,3

6,7

6,5

8,9

7,35

ОАО «Цемент»

46,5

35,4

22,3

19,3

-

5,2

8,7

8,6

7,4*

-

МУП «Водоканал» г. Бийск

19,5

18,4

19,1

19,7

18,75

1,3

1,3

2,3

2,3

2,3

Таблица 4

Перечень крупных потребителей электрической энергии в Алтайском крае в 2019 году (по данным компаний)

№ п/п

Наименование

потребителя

Годовой объем электропотребления,

млн. кВтч

Максимум потребления мощности(фактический),
МВт

1

2

3

4

1

ООО «РН-Энерго»

297,37

26,5

2

ФКП «Бийский олеумный завод»

55,48

7,61

3

ФГБУ «Центральное жилищно-коммунальное управление» Министерства обороны РФ

37,17

1,11

4

АО «Алтайский бройлер»

30,54

3,335

5

МУП «Горэлектротранс»г.Барнаула

30,23

7,35

6

ООО «Цемент Сибири»

29,3

8,114

7

АО «Рубцовский теплоэнергетический комплекс»

29,14

6,22

8

АО «Барнаульская тепломагистральная компания»

25,03

5,23

9

ОАО «Барнаульский пивоваренный завод»

24,44

3,46

10

ООО «Экодомстрой»

22,15

3,97

11

АО Барнаульский меланжевый комбинат «Меланжист Алтая»

21,82

3,55

12

ООО «Барнаульский водоканал»

20,96

2,769

13

ООО «Благо-Барнаул»

19,049

2,496

14

МУП г.Бийска «Водоканал»

18,75

2,289

15

АО «Бийское производственное объединение "Сибприбормаш»

18,49

3,61

16

ООО «Барнаульский завод автоформованных термостойких изделий»

18,36

3,36

17

АО «Вимм-Билль-Данн»

17,99

2,42

18

ООО «УК Светлова»

16,45

1,304

19

ОАО «Индустриальный»

16,11

6,59

20

ЗАО «Эвалар»

15,28

2,58

21

ООО ТК «Толмачевский»

14,406

4,885

22

АО «Барнаульский молочный комбинат»

14

1,88

23

АО «Алтайский завод агрегатов»

13,59

3,46

24

ООО «Алтайхолод»

13,233

2,418

25

АО «Бийскэнерго»

13,03

4,43

26

ОАО ХК «БСЗ»

12,946

3,756

27

ООО «ТехСтрой»

12,59

2,83

28

АО «Барнаульский вагоноремонтный завод»

12,45

2,84

29

МУП «Рубцовский водоканал»

12,13

0,554

30

Муниципальное унитарное многоотраслевое коммунальное предприятие

12,02

0

31

ООО «Сибэнергомаш-БКЗ»

11,11

3,44

32

АО "Федеральный научно-производственный центр «Алтай»

10,76

2,34

33

ООО «Рубцовский ЛДК»

10,72

1,88

34

ООО «Алтай-Форест»

10,26

1,41

35

АО «Литком ЛДВ»

10,08

2,46

36

ООО «Мегалит»

8,506

1,192

37

МУП «Каменские теплосети»

8,02

1,453

38

ООО «Милан»

7,452

0,79

39

ООО «ПО "Усть-Калманский элеватор»

7,24

1,75

40

ОАО «Комбинат "Русский хлеб»

7,206

1,153

41

МУП «Водоканал» г.Бийск

7,07

0,805

42

ООО «Первый»

6,401

1,016

43

ООО «УК «ЖЭУ-2»

6,27

0,346

44

МУП г.Новоалтайска «НТС»

6,27

0,731

45

ОАО «Алттранс»

5,786

1,343

46

ООО «Холод»

4,429

1,512

47

ООО «ЖБИ Сибири»

4,114

1,041

48

ООО «Малл Инвест»

3,911

0,681

49

ООО «Орбита»

1,671

1,568

Таблица 5

Перечень основных перспективных потребителей (10 МВт и выше) электрической энергии в Алтайском крае на 2 года (на основе утвержденных ТУ на ТП)(по данным заявителей)

№ п/п

Наименование объекта присоединения

Наименование центра питания

Наименование заявителя

Суммарная мощность, МВт

1

2

3

4

5

1.

ТП 10 кВ (объекты ТРТ «Бирюзовая Катунь»)

ПС 110 кВ Бирюзовая Катунь

ОАО «Особые экономические зоны»

25,000

2.

ТП 10 кВ (объекты игорной зоны)

ПС 110 кВ Сибирская монета

Управление Алтайского края по развитию туристско-рекреационного и санаторно-курортного комплексов

24,000

3.

ПС 110 кВ Белокуриха (для туристко-рекреацион-ного субкластера «Белокуриха-2»)

ПС 110 кВСмоленская

Администрация г. Белокуриха

10,000

4.

ПС 220 кВ Цемент

1. ПС 220 кВСмазнево;
2. ПС 220 кВБачатская

ОАО «Цемент»

23,000

5.

ТП 10 кВ (Теплицы №2, №3, №6)

ПС 110 кВСтроительная

ОАО «Индустриальный»

30,000

6.

Производственные здания

ПС 110 кВ (Алтайский Химпром)

ОАО «Алтайхимпром»

10,000

3.4. Динамика изменения максимума потребления мощности энергосистемы Алтайского края за 2015 – 2019 годы

Таблица 6

Динамика изменения собственного максимума потребления мощности Алтайского края за 2015 – 2019 годы

Показатель

Годы

2015

2016

2017

2018

2019

Максимум потребления мощности, МВт

1789,7

1780,3

1779,8

1808,2

1711,8

Абсолютный прирост/снижение, МВт

-81,8

-9,4

-0,5

28,4

-96,4

Среднегодовые темпы роста/снижения, %

-4,4

-0,5

0,0

1,6

-5,3

В 2015 – 2019 годах максимум потребления мощностиэнергосистемы Алтайского края изменялся циклично. В 2019 году он был равен 1711,8 МВт.

Покрытие максимума потребления обеспечивается мощностями действующих электростанций на территории энергосистемы и за счет сальдо перетоков мощности из смежных энергосистем.

Рисунок 1.

Изменение максимума потребления мощности энергосистемы Алтайского краяв 2015 – 2019 годах, МВт

3.5. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения Алтайского края, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей за последние 5 лет.

Таблица 7

Динамика потребления тепловой энергии по системе централизованного теплоснабжения Алтайского края в 2015– 2019 годах

(по данным генерирующих компаний и МО)

Показатель

Годы

2015

2016

2017

2018

2019

Выработано теплоэнергии, тыс. Гкал

11782,0

12104,1

10164,3

10626,1

9865,6

Потреблено теплоэнергии, тыс. Гкал

9657,0

9880,9

7852,0

7858,3

7873,0

Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал

-427,5

223,9

-2028,9

6,3

14,7

Среднегодовой темп прироста, %

-4,43

2,27

-20,5

0,08

-7,7

Потери теплоэнергии, тыс. Гкал

2125,0

2125,0

2312,3

2767,8

1992,6

Суммарная мощность источников теплоснабжения в регионе на конец 2018 года составляла 6252,01 Гкал/ч, на конец 2019 года осталась неизменной.

Количество источников теплоснабжения на конец 2019 года составило 2112 единиц, в том числе мощностью до 3 Гкал/ч – 1897 единиц, от 3 до 20 Гкал/ч – 192 единицы, от 20 до 100 Гкал/ч – 14 единиц, в том числе 6 ТЭЦ.

Таблица 8

Структура отпуска тепловой энергии электростанциями и котельными генерирующих компаний Алтайского края за 2019 год

(по данным генерирующих компаний)

Наименование энергоисточника

Отпуск теплоэнергии,

тыс. Гкал

Вид топлива

1

2

3

ТЭС энергокомпаний

Всего от ТЭС,  в том числе:

7609,8

Барнаульская ТЭЦ-2,

АО «Барнаульская генерация»

2106,3

уголь, мазут, газ

Барнаульская ТЭЦ-3,

АО «Барнаульская ТЭЦ-3»

2788,4

уголь бурый, мазут, газ

Бийская ТЭЦ-1, АО «Бийскэнерго»

1799,0

уголь, мазут

Барнаульская ГТ ТЭЦ,

АО «ГТ Энерго»

0,0

газ

Белокурихинская ГП ТЭС,

ООО «ЭнергоПромКапитал»

0,0

газ

ТЭЦ г. Яровое, МУП «ЯТЭК»

173,6

мазут, уголь

ЮТС «Руб ТЭК»

742,5

уголь

Котельные

Всего от котельных, в том числе:

984,2

котельные г. Барнаула, в том числе:

332,9

газ, уголь

Котельные единых теплоснабжающих организаций

162,1

газ, уголь

Муниципальные котельные

170,8

Котельные г. Алейска

39,3

уголь

Котельные г. Белокуриха, в том числе:

119,07

котельная АО «Теплоцентраль Белокуриха»

119,07

природный газ, дизельное топливо, уголь

Котельные г. Бийска, в том числе:

107,3

уголь, мазут

муниципальные котельные, арендуемые ООО «Теплоэнергогаз»

107,3

уголь, мазут

Котельные г. Заринска, в том числе

16,3

муниципальные котельные г.Заринска, арендуемые ООО «Жилищно-коммунальное управление»

11,2

уголь

ГУП ДХ АК «Северо-Восточное ДСУ» «филиал Заринский»

4,5

уголь

МУП «Коммунальное хозяйство»

0,6

уголь

Котельные г. Новоалтайска, в том числе

192,93

газ, уголь

муниципальные котельные, арендуемые МУП «Новоалтайские тепловые сети»

192,93

газ, уголь

Котельные г. Рубцовска

742,5

уголь, мазут

Котельные г. Славгорода

145,7

уголь

Котельные ООО «АТССлавгород»

145,7

уголь

Котельные ЗАТО Сибирский

70,0 

газ

Электростанции предприятий

Всего от электростанций, в том числе

1271,6

ТЭЦ АО «Алтай-Кокс»

840,2

газ коксовый, мазут, горючая смесь

ТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»

431,4

мазут, уголь

Таблица 9

Динамика потребления тепловой энергии по городам Алтайского края         (по данным администраций муниципальных образований)

тыс. Гкал

Показатель

Годы

2015

2016

2017

2018

2019

             

1

2

3

4

5

6

г. Барнаул

Потребление теплоэнергии 

5344,5

5344,5

5167,0

4181,0

4095,1

Источники тепловой энергии, в том числе

5344,5

5344,5

5167,0

4181,0

4095,1

ТЭЦ, в том числе

4912,6

4912,6

4753,8

3938,2

3858,8

энергокомпаний

4912,6

4912,6

4753,8

3938,2

3858,8

промышленных предприятий

0,0

0,0

0,0

0,0

0

муниципальные котельные

431,9

431,9

407,2

242,7

230,3

котельная генерирующей компании

6,0

6,0

6,0

6,0

6

г. Алейск

Потребление теплоэнергии

67,4

67,4

65,3

59,6

58,5

Источники тепловой энергии, в том числе

67,4

67,4

65,3

59,6

58,5

ТЭЦ, в том числе

энергокомпаний

0,0

0,0

0,0

0,0

0

промышленных предприятий

0,0

0,0

0,0

0,0

0

муниципальные котельные

52,4

52,4

50,3

44,6

43,5

прочие источники (ведомственные котельные)

15,0

15,0

15,0

15,0

15

г. Белокуриха

Потребление теплоэнергии

135,5

137,8

133,3

145,0

143,9

Источники тепловой энергии, в том числе

135,5

137,8

133,3

145,0

143,9

ТЭЦ, в том числе

0,0

0,0

0,0

0,0

0

энергокомпаний

0,0

0,0

0,0

0,0

0

промышленных предприятий

0,0

0,0

0,0

0,0

0

котельная

135,5

137,8

133,3

145,0

143,9

прочие источники (ведомственные котельные)

0,0

0,0

0,0

0,0

0

г. Бийск

Потребление теплоэнергии

1719,0

1719,0

1780,4

1844,4

1875,1

Источники тепловой энергии, в том числе

1719,0

1719,0

1780,4

1844,4

1875,1

ТЭЦ, в том числе

1611,7

1611,7

1696,7

1775,0

1817,5

энергокомпаний

1611,7

1611,7

1696,7

1775,0

1817,5

промышленных предприятий

0,0

0,0

0,0

0,0

0

муниципальные котельные

107,3

107,3

83,7

69,4

57,6

прочие источники (ведомственные котельные)

0,0

0,0

0,0

0,0

0

г. Заринск

Потребление теплоэнергии

322,1

322,1

316,3

316,0

313,0

Источники тепловой энергии, в том числе

322,1

322,1

316,3

316,0

313,0

ТЭЦ, в том числе

310,7

310,7

304,8

305,3

302,3

энергокомпаний

0,0

0,0

0,0

0,0

0

промышленных предприятий

310,7

310,7

304,8

305,3

302,3

муниципальные котельные

11,4

11,4

11,5

10,7

10,7

прочие источники (ведомственные котельные)

0,0

0,0

0,0

0,0

0

г. Камень-на-Оби

Потребление теплоэнергии

156,0

156,0

140,2

111,9

104,0

Источники тепловой энергии, в том числе

156,0

156,0

140,2

111,9

104,0

ТЭЦ, в том числе

энергокомпаний

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

промышленных предприятий

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

муниципальные котельные

156,0

156,0

140,2

111,9

104,0

прочие источники (ведомственные котельные)

г. Новоалтайск

Потребление теплоэнергии

268,0

268,0

254,3

268,0

258,1

Источники тепловой энергии, в том числе

268,0

268,0

254,3

268,0

258,1

ТЭЦ, в том числе

энергокомпаний

0,0

0,0

0,0

0,0

0

промышленных предприятий

0,0

0,0

0,0

0,0

0

муниципальные котельные

185,2

185,2

173,4

182,2

176,3

прочие источники (ведомственные котельные)

82,8

82,8

80,9

82,8

81,8

г. Рубцовск

Потребление теплоэнергии

568,7

568,7

565,9

593,46

592,9

Источники тепловой энергии, в том числе

568,7

568,7

565,9

593,46

592,9

ТЭЦ, в том числе

432,0

432,0

430,3

0,0

0

энергокомпаний

432,0

432,0

430,3

0,0

0

промышленных предприятий

0,0

0,0

0,0

0,0

0

муниципальные котельные, в т.ч.

20,8

20,8

19,2

20,8

20

тепловая станция

115,9

115,9

116,4

572,66

572,9

г. Славгород

Потребление теплоэнергии

120,6

120,6

107,8

109,5

103,1

Источники тепловой энергии, в том числе

120,6

120,6

107,8

109,5

103,1

ТЭЦ, в том числе

энергокомпаний

0,0

0,0

0,0

0,0

0

промышленных предприятий

0,0

0,0

0,0

0,0

0

котельные

120,6

120,6

107,8

78,9

72,5

г. Яровое

Потребление теплоэнергии

239,2

245,4

252,1

250,5

256,9

Источники тепловой энергии, в том числе

239,2

245,4

252,1

250,5

256,9

ТЭЦ, в том числе

239,2

245,4

252,1

250,5

256,9

энергокомпаний

239,2

245,4

252,1

250,5

256,9

промышленных предприятий

0,0

0,0

0,0

0,0

0

котельные

прочие источники (ведомственные котельные)

0,0

0,0

0,0

0,0

0

ЗАТО Сибирский

Потребление теплоэнергии

102,7

102,7

89,8

78,9

72,4

Источники тепловой энергии, в том числе

102,7

102,7

89,8

78,9

72,4

ТЭЦ, в том числе

энергокомпаний

0,0

0,0

0,0

0,0

0

промышленных предприятий

0,0

0,0

0,0

0,0

0

котельные

102,7

102,7

89,8

78,9

72,4

3.6. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Алтайском крае

Среди промышленных предприятий региона крупными потребителями, в силу специфики технологических процессов, являются АО «Алтай-Кокс», ОАО «Кучуксульфат», ФКП «Бийский олеумный завод» и ОАО «Черемновский сахарный завод».

Таблица 10

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в 2019 году

Наименование

потребителя, место расположения

Вид

деятельности

Источник

покрытия тепловой нагрузки

Параметры пара

Присоединенная нагрузка,  Гкал/ч

АО «БийскЭнергоТепло-Транзит», г. Бийск

оказание услуг по передаче тепловой энергии

Бийская ТЭЦ-1

-

510,83

АО «Алтай-Кокс»,

г. Заринск

производство кокса и химической продукции

собственная ТЭЦ

Po = 10 кгс/см2,

To = 250 0С

359,88

ОАО «Кучуксульфат»,

р. п. Степное озеро Благовещенского района

производство химической продукции

собственная ТЭЦ

Po = 40 кгс/см2,

To = 440 0С

15,70

Таблица 11

Характеристика систем централизованного теплоснабжения городов Алтайского края в 2019 году

Наименование города

Наименование теплоисточника

Присоединенная нагрузка,  Гкал/ч

1

2

3

г. Алейск

котельные

29,54

г. Барнаул

Барнаульская ТЭЦ-2

884,9

Барнаульская ТЭЦ-3

1033,3

РВК

119,4

Барнаульская ГТ ТЭЦ

0,0

котельные

76,74

г. Белокуриха

котельные

50,335

Белокурихинская ГП ТЭС

0,0

г. Бийск

Бийская ТЭЦ-1

631,9

котельные

48,59

г. Заринск

ТЭЦ АО «Алтай-Кокс»

375,7

котельные

5,015

г. Камень-на-Оби

котельные

69,58

г. Новоалтайск

котельные

96,2

г. Рубцовск

ЮТС АО «Рубцовский теплоэнергетический комплекс»

270,3

котельные

12,93

г. Славгород

котельные

77,56

ЗАТО Сибирский

котельная

32,47

г. Яровое

ТЭЦ г. Яровое МУП «ЯТЭК»

65,6

3.7. Структура установленной электрической мощности на территории Алтайского края

Особенность энергетической системы Алтайского края заключается в том, что выработка электроэнергии на территории региона осуществляется исключительно тепловыми электростанциями типа ТЭЦ.

Таблица 12

Структура установленной мощности на территории Алтайского края по состоянию на 31.12.2019

Наименование объекта

Установленная мощность, МВт

Структура,

%

ВСЕГО

1556,509

100,0

в том числе

АЭС

0,0

0,0

ТЭС

1556,509

100,0

в том числе

КЭС

0,0

0,0

из них ПГУ

0,0

0,0

ТЭЦ

1504,909

96,7

из них ПГУ и ГТ-ТЭЦ

51,6

3,3

ГЭС

0,0

0,0

Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии

0,0

0,0

в том числе

0,0

0,0

ветровые ЭС

0,0

0,0

мини-ГЭС

0,0

0,0

гео ТЭС

0,0

0,0

солнечные ЭС

0,0

0,0

Прочие

0,0

0,0

Суммарная установленная мощность электростанций Алтайского края по состоянию на 31.12.2019 в зоне централизованного электроснабжения составляла 1556,509 МВт.

Установленная электрическая мощность Барнаульской ТЭЦ-2 на 31.12.2018 составила 275 МВт. С 01.01.2018произведена перемаркировка ТГ-8 Бийской ТЭЦ-1 с увеличением на 4,9 МВт (установленная мощность ТГ-8 – 114,9 МВт).

С 2018 года в энергосистеме Алтайского края была выведена из эксплуатации Рубцовская ТЭЦ с полным составом котельного и генерирующего оборудования.

В 2019 году с 01.05.2019 произведена перемаркировка ТГ-7 Барнаульской ТЭЦ-2 с увеличением на 25,509 МВт. С 01.01.2020 введена Южная тепловая станция установленной мощностью 6 МВт
(ТГ-1 Р-6-1,3/0,12) и произведена перемаркировка ТГ-4 Бийской ТЭЦ-1 с увеличением установленной мощности на 10 МВт (установленная мощность ТГ-4 60 МВт).

Таблица 13

Структура установленной электрической мощности на 31.12.2019 на территории Алтайского края с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в 2019 году (по данным генерирующих компаний)

МВт

Наименование электростанции

Установлен-ная мощность

на 31.12.2019

Ввод мощности

в 2019 году

Реконструкция мощности

в 2019 году

Перемаркировка

в 2019 году

Демонтаж мощности

в 2019 году

Вывод мощности из консервации

в 2019 году

Ограниче-ние мощности на 31.12.2019

Располагаемая мощность

на 31.12.2019

Всего, в том числе

1556,509

0,0

0,0

25,509

0,0

0,0

0,509

1556,0

Барнаульская ТЭЦ-2

300,509

0,0

0,0

25,509

0,0

0,0

0,509

300,0

Барнаульская ТЭЦ-3

445,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

445,0

Бийская ТЭЦ-1

509,9

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

509,9

ТЭЦ АО «Алтай-Кокс»

200,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

200,0

Барнаульская ГТ ТЭЦ

36,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

36,0

ТЭЦ МУП «ЯТЭК»

24,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

24,0

ТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»

18,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

18,0

Белокурихинская ГП ТЭС

15,6

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

15,6

ТЭЦ ОАО «Черемновский сахарный завод»

7,5

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

7,5

3.8. Состав существующих электростанций Алтайского края

На конец 2019 года основной проблемой существующих электростанций оставалось старение энергетического оборудования. К 2019 году возраст 30 и более лет имеет оборудование суммарной установленной мощностью 886,0 МВт, что составляет 56,9 % от установленной мощности электростанций энергосистемы Алтайского края. На ТЭЦ Барнаульского и Бийского энергорайонов работает оборудование, произведенное еще в середине 20-го века.

Барнаульская ТЭЦ-2, Барнаульская ТЭЦ-3, Бийская ТЭЦ-1, Южная тепловая станция находятся под управлением ООО «СГК», их суммарная доля составляет 80,7 % от суммарной установленной мощности электрстанций функционирующих на территории Алтайского края. ТЭЦ АО «Алтай-Кокс» принадлежит ПАО «Новолипецкий металлургический комбинат» (ПАО «НЛМК»),ее доля от суммарной установленной мощности электрстанций функционирующих на территории Алтайского краясоставляет12,8 %. Доля ТЭЦ иных собственников и ТЭЦ промышленных предприятий составляет 6,5 %.

Рисунок 2. Структура установленной мощности по видам собственности

Таблица 14

Состав (перечень) электростанций мощностью 5 МВт и выше в Алтайском крае по состоянию на 31.12.2019 (по данным генерирующих компаний)

Наименование

(компания)

Номер агрегата

Тип

оборудования

Год ввода

Вид топлива

Место

расположения

Установленная мощность

МВт

Гкал/ч,

(т/ч)

1

2

3

4

5

6

7

8

1. Электростанции  

группы «СГК», всего

1255,409

4181,0

в том числе:

Барнаульская ТЭЦ-2

АО «Барнаульская генерация»

5 паровых турбин и 12 паровых котлов

каменный уголь марки Д, природный газ, растопочное топливо – мазут

г. Барнаул,

ул. Бриллиантовая, д. 2

300,509

1148,0

ТГ 05

паровая турбина

ПТ-60-120/13

1962

60,0

139,0

ТГ 06

паровая турбина

ПР-60-120/13

1963

60,0

139,0

ТГ 07

паровая турбина

Р-50-130-1

1967

50,509

165,0

ТГ 08

паровая турбина

Т 65-130-2М

2014

65,0

103,0

ТГ 09

паровая турбина

Т 65-130-2М

2014

65,0

103,0

КП 06

котел паровой БКЗ 210-140Ф

1961

уголь

-

126,0

КП 07

котел паровой БКЗ 210-140Ф

1962

уголь

-

126,0

КП 09

котел паровой БКЗ 210-140Ф

1964

газ

-

126,0

КП 10

котел паровой БКЗ 220-140Ф

1967

уголь

-

132,0

КП 11

котел паровой БКЗ 250-140Ф

1967

уголь

-

150,0

КП 12

котел паровой БКЗ 250-140Ф

1968

уголь

-

150,0

КП 13

котел паровой БКЗ 210-140Ф-4

1969

уголь

-

126,0

КП 14

котел паровой БКЗ 210-140Ф-4

1970

уголь

-

126,0

КП 15

котел паровой БКЗ 210-140Ф-4

1971

уголь

-

126,0

КП 16

котел паровой БКЗ 210-140Ф-4

1971

уголь

-

126,0

КП 17

котел паровой БКЗ 210-140-2

1972

уголь

-

126,0

КП 18

котел паровой БКЗ 210-140-2

1973

уголь

-

126,0

Барнаульская ТЭЦ-3 АО «Барнаульская ТЭЦ-3»

3 паровые турбины,

5 паровых котлов, 7 водогрейных котлов, 2 паровых котла вертикально-водотрубных

канско-ачинский уголь, природный газ, мазут

г. Барнаул,

ул. Трактовая,

д. 7

445,0

1450,0

ТА 1

паровая турбина

ПТ-80/100-130/13

1982

80,0

180,0

ТА 2

турбина

Т-175/210-130

1983

175,0

270,0

ТА 3

турбина

Т-190/220-130

1986

190,0

270,0

КА 1

паровой котел

БКЗ-420-140ПТ-2

1981

уголь

-

КА 2

паровой котел

БКЗ-420-140ПТ-2

1983

уголь

-

КА 3

паровой котел

БКЗ-420-140ПТ-2

1983

уголь

-

КА 4

паровой котел

БКЗ-420-140ПТ-2

1985

уголь

-

КА 5

паровой котел

БКЗ-420-140ПТ-2

1986

уголь

-

КВ 01

котел водогрейный

ПТВМ-100

1977

мазут

-

100,0

КВ 02

котел водогрейный

ПТВМ-100

1977

мазут

-

100,0

КВ 03

котел водогрейный

ПТВМ-100

1978

мазут

-

100,0

КВ 04

котел водогрейный

КВГМ-116,3-150

1987

газ

-

100,0

КВ 05

котел водогрейный

КВГМ-116,3-150

1989

газ

-

100,0

КВ 06

котел водогрейный

КВГМ-116,3-150

1992

газ

-

100,0

КВ 07

котел водогрейный

КВГМ-116,3-150

1994

газ

-

100,0

КП 08

паровой котел

ДЕ-25-14-225ГМ

1995

мазут

-

15,0

КП 09

паровой котел

ДЕ-25-14-225ГМ

1995

мазут

-

15,0

Районная водогрейная котельная АО «Барнаульская теплосетевая компания»

5 водогрейных котлов

природный газ, резервное топливо – мазут

г. Барнаул,

ул. Космонавтов,

д. 14 ж

500,0

ВК 1

котел водогрейный ПТВМ-100

1969

газ

-

100,0

ВК 2

котел водогрейный ПТВМ-100

1969

газ

-

100,0

ВК 3

котел водогрейный ПТВМ-100

1974

газ

-

100,0

ВК 4

котел водогрейный ПТВМ-100

1974

газ

-

100,0

ВК 5

котел водогрейный ПТВМ-100

1975

газ

-

100,0

Бийская ТЭЦ-1 АО «Бийскэнерго»

7 паровых турбин,

8 паровых котлов

каменный уголь марки Д, растопочное топливо – мазут

г. Бийск

509,9

1089,0

ТГ 1

паровая турбина

ПТ-25-90/10

1957

25,0

108,0

ТГ 3

паровая турбина

ПТ-50-130/13

1965

50,0

128,0

ТГ 4

паровая турбина

ПТ-50-130/13

1966

50,0

128,0

ТГ 5

турбина Т-50-130

1967

50,0

92,0

ТГ 6

турбина

Т-100/120-130-3

1974

110,0

175,0

ТГ 7

турбина

Т-110/120-130-4

1988

110,0

175,0

ТГ 8

турбина

Т-114,9/120-130

1990

114,9

175,0

КП 7

паровой котел

БКЗ-210-140Ф

1966

уголь

-

126,0

КП 10

паровой котел

БКЗ-210-140-7

1972

уголь

-

126,0

КП 11

паровой котел

БКЗ-210-140-7

1973

уголь

-

126,0

КП 12

паровой котел

БКЗ-210-140-7

1976

уголь

-

126,0

КП 13

паровой котел

БКЗ-210-140

1976

уголь

-

126,0

КП 14

паровой котел

ТПЕ-430-А

1988

уголь

-

300,0

КП 15

паровой котел

ТПЕ-430-А

1990

уголь

-

300,0

КП 16

паровой котел

ТПЕ-430-А

2002

уголь

-

300,0

2. Прочие производители электроэнергии и станции промышленных предприятий – всего

301,1

1844,7

ТЭЦ АО «Алтай-Кокс»

3 паровые турбины,

4 паровых котла

коксовый газ, мазут, горючая смесь

г. Заринск,

ул. Притаежная,

д. 2

200,0

1321,0

ТГ 1

паровая турбина

ПТ-60-130/13

1981

60,0

138,0

ТГ 2

паровая турбина

ПТ-60-130/13

1982

60,0

138,0

ТГ 3

паровая турбина

ПТ-80-130/13

1987

80,0

185,0

КА 1

паровой котел

БКЗ-320-140ГМ7

1981

коксовый газ, мазут, горючая смесь

-

285,0

КА 2

паровой котел

БКЗ-320-140ГМ7

1982

коксовый газ, мазут, горючая смесь

-

285,0

КА 3

паровой котел

БКЗ-420-140НГМ

1985

коксовый газ, мазут, горючая смесь

-

375,0

КА 4

паровой котел

БКЗ-420-140НГМ

1995

коксовый газ, мазут, горючая смесь

-

375,0

Барнаульская ГТ ТЭЦ 

4 газотурбинные установки

природный газ

г. Барнаул, 

ул. Ткацкая, д. 77г

36,0

80,0

1

ГТЭ-009

2007

газ

9,0

20,0

2

ГТЭ-009

2007

газ

9,0

20,0

3

ГТЭ-009

2007

газ

9,0

20,0

4

ГТЭ-009

2007

газ

9,0

20,0

ТЭЦ МУП «ЯТЭК»

2 паровые турбины и 5 паровых котлов

Кузнецкий уголь

г. Яровое,

пл. Предзаводская, д. 1

24,0

150,0

ТА 6

паровая турбина  ПТ-12-35/10М

2008

12,0

ТА 7

паровая турбина 

Р-12-35/5

2010

12,0

КА 7

паровой котел                  БКЗ-50-39ф

1963

-

39,5

КА 8

КА 9

КА 10

КА 11

паровой котел

БКЗ-75-39ф (4 шт.)

1986

1970

1970

1970

уголь

-

59,3

59,3

59,3

59,3

ТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»

3 турбогенератора и 6 котлоагрегатов

уголь, резервное топливо – мазут

Благовещенский район, р.п. Степное Озеро

18,0

201,5

ТГ 1

турбина П-6-35/5

1992

6,0

ТГ 4

турбина ПР-6-35/10/5

1976

6,0

ТГ 5

турбина ПР-6-35/10/5

1979

6,0

КА 1

КА 2

КА 3

паровой котел

ТП-35-У (3 шт.)

1962,

1963, 1964

уголь, мазут

27,9

27,9

27,9

24

24

24

КА 4

КА 5

КА 6

паровой котел

К-50-40  (3 шт.)

1976, 1982, 1983

уголь, мазут

39,9

39,9

39,9

34,3

34,3

34,3

Белокурихинская ГП ТЭС ООО «ЭнергоПромКапитал»

8 ГПА Caterpiller

15,6

16,2

ГПА 1

ГПА 2

ГПА 3

ГПА 4 ГПА 5 ГПА 6 ГПА 7 ГПА 8

газопоршневой агрегат Caterpiller

G3520 C

2009

природный газ

1,95

1,95

1,95

1,95

1,95

1,95

1,95

1,95

КУ 1

КУ 2

КУ 3

КУ 4

КУ 5

КУ 6

КУ 7

КУ 8

котел-утилизатор

№-25-750/4000-1H

2009

-

2,025

2,025

2,025

2,025

2,025

2,025

2,025

0,0

ТЭЦ ОАО «Черемновский сахарный завод»

3 паровые турбины, 5 паровых котлов

природный газ, мазут – резервное топливо

Павловский р-н,

с. Черемное, Станционный переулок, д. 1

7,5

76,0

2519

Турбина паровая  Р- 21/3*2,5

1993

2,5

2511

Турбина паровая  Р- 21/3*2,5

1992

2,5

6291

Турбина паровая  Р- 15/3*2,5

1998

2,5

17109

котел Е 50-24-380 ГМ

2017

газ, мазут

7,5

29,5

90587

котел ДЕ 25-24-380 ГМ

1990

газ, мазут

7,5

11,8

2505

котел ДЕ 25-24-380 ГМ

1992

газ, мазут

7,5

11,8

2509

котел ДЕ 25-24-380 ГМ

1993

газ, мазут

7,5

11,8

2300

котел ДЕ 16-24-380 ГМ

2002

газ, мазут

7,5

10,3

Итого

1556,509

6031,7

3.9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

В Алтайском крае электрическая энергия вырабатывается исключительно на тепловых электростанциях.

Таблица 15

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций в Алтайском крае за 2018 – 2019 годы (по данным генерирующих компаний)

Наименование объекта

Выработка электроэнергии в 2018 году,

млн. кВтч

Выработка электроэнергии в 2019 году,

млн. кВтч

Доля в

2019 году,

%

Изменение выработки к предыдущему году, %

1

2

3

4

5

Барнаульская ТЭЦ-2

1126,4

1171,5

18,84

4,00

Барнаульская ТЭЦ-3

2635,7

2177,3

35,02

-17,39

Бийская ТЭЦ-1

2021,3

1949,6

31,36

-3,55

ТЭЦ АО «Алтай-Кокс» 

945,7

764,1

12,29

-19,20

Барнаульская ГТ ТЭЦ

1,1

1,36

0,02

23,64

ТЭЦ МУП «ЯТЭК»

54,6

49,6

0,80

-9,16

ТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»

71,3

64,3

1,03

-9,82

Белокурихинская ГП ТЭС

15

14,6

0,23

-2,67

ТЭЦ ОАО «Черемновский сахарный завод»

25,8

24,3

0,39

-5,81

Итого,

в том числе:

6897

6216,6

100

-9,87

АЭС

0,0

0,0

0

0

ТЭС,

в том числе:

6897,0

6216,6

100

-9,87

КЭС,

в том числе:

0,0

0,0

0

0

ПГУ

0,0

0,0

0

0

ТЭЦ,

в том числе:

6897,0

6216,6

100

-9,87

ГЭС

0,0

0,0

0

0

нетрадиционные и возобновляемые источники энергии,

в том числе:

0,0

0,0

0

0

ветровые ЭС

0,0

0,0

0

0

мини-ГЭС

0,0

0,0

0

0

гео ТЭС

0,0

0,0

0

0

солнечные ЭС

0,0

0,0

0

0

прочие

0,0

0,0

0

0

Таблица 16

Структура производства электроэнергии в Алтайском крае по видам собственности по состоянию на 31.12.2019 (по данным генерирующих компаний)

Собственник

Наименование объекта

Установленная мощность, МВт

Производство электроэнергии,

млн. кВт·ч

Доля производ-ства,%

АО «Барнаульская генерация» (группа «СГК»)

Барнаульская ТЭЦ-2

300,509

1171,5

18,84

АО «Барнаульская ТЭЦ-3» (группа «СГК»)

Барнаульская ТЭЦ-3

445,0

2177,3

35,02

АО «Бийскэнерго»

(группа «СГК»)

Бийская ТЭЦ-1

509,9

1949,6

31,36

АО «Алтай-Кокс»

(ПАО «Новолипецкий металлургический комбинат» (ПАО «НЛМК»)

ТЭЦ АО «Алтай-Кокс»

200,0

764,1

12,29

АО «ГТ Энерго»

Барнаульская ГТ-ТЭЦ

36,0

1,36

0,02

ООО «ТПК «Ресурс»

МУП «ЯТЭК»

24,0

49,6

0,80

ОАО «Кучуксульфат»

ТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»

18,0

64,3

1,03

ООО «ЭнергоПромКапитал»

Белокурихинская ГП ТЭС

15,6

14,6

0,23

ОАО «Черемновский сахарный завод» (ДЗО ОАО «Южный Сахар - Холдинг»)

ТЭЦ ОАО «Черемновский сахарный завод»

7,5

24,3

0,39

Итого

1556,509

6216,6

100,0

В Алтайском крае к концу 2019 года было два основных собственника (группа «СГК», и ПАО «Новолипецкий металлургический комбинат» (ПАО «НЛМК»)), на долю которых приходилось большинство произведенной электроэнергии.

Рисунок 3. Структура выработки электроэнергии по видам собственности на территории Алтайского края в 2019 году

3.10. Анализ и характеристика балансов электрической энергии и мощности в энергосистеме Алтайского края за 2015 – 2019 годы.

Покрытие максимума потребления обеспечивается мощностями действующих электростанций на территории энергосистемы и за счет сальдо перетоков мощности из смежных энергосистем.

Таблица 17

Баланс мощностиэнергосистемы Алтайского краяна час максимума энергосистемы Алтайского края за 2015 – 2019 годы

тыс. кВт

Показатели

Годы

2015

2016

2017

2018

2019

1

2

3

4

5

6

Баланс мощности на час максимума энергосистемы Алтайского края

Дата максимума энергосистемы Алтайского края (время московское)

27.01.2015
08:00

22.11.2016

14:00

18.12.2017

6:00

26.01.2018

7:00

08.02.2019 06:00

Максимальное потребление мощности

1789,7

1780,3

1779,8

1808,2

1711,8

Нагрузка электростанций, всего,

в том числе

1290,8

1169,5

1034,7

1131,6

955,4

ТЭС,

в том числе

1138,5

1029,6

906,2

1051,6

851,8

Барнаульская ТЭЦ-2

275,7

208,5

213,3

237,6

184,3

Барнаульская ТЭЦ-3

423,2

388,6

395,6

395,1

389,1

Бийская ТЭЦ-1

426,3

427,1

290,4

408,9

268,7

Барнаульская ГТ ТЭЦ

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Белокурихинская ГП ТЭС

13,3

5,5

7,0

10,0

9,7

Электростанции промпредприятий,

в том числе

152,3

139,9

128,4

80,0

103,6

ТЭЦ АО «Алтай-Кокс»

120,3

111,9

101,3

53,6

83,7

МУП «Рубцовский тепловой комплекс»

-

-

-

-

-

ТЭЦ ООО «ИДК»

12,0

8,0

0,0

-

-

ТЭЦ МУП «ЯТЭК»

14,0

12,0

11,5

12,0

9,8

ТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»

6,0

8,0

10,4

9,0

9,3

ТЭЦ ОАО «Черемновский сахарный завод»

0,0

0,0

5,2

5,4

0,8

Сальдо перетоков

498,9

610,8

745,2

676,6

756,4

Электростанциями Алтайского края производится около 3/4, потребляемой регионом электроэнергии. В период 2015 – 2019 годов сложилась отрицательная тенденция увеличения доли собственной выработанной электроэнергии в общем объеме электропотребления. Так, если в 2015 году доля вырабатываемой в крае электроэнергии в общем объеме электропотребления составляла 73,8 %,то в 2019 году этот показатель равен 61,7 %.

Таблица 18

Баланс электрической энергии энергосистемы Алтайского края за 2015 – 2019 годы (по данным Системного оператора)

Показатели

Единица измерения

Годы

2015

2016

2017

2018

2019

1

2

3

4

5

6

7

Электропотребление по территории энергосистемы

млн. кВтч

10139,5

10295,8

10222,7

10248,5

10067,8

Выработка всего,

в том числе

млн. кВтч

7486,7

7713,6

7357,5

6897,0

6216,6

АЭС

млн. кВтч

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ГЭС

млн. кВтч

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ТЭС

млн. кВтч

7486,7

7713,6

7357,5

6897,0

6216,6

КЭС

млн. кВтч

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ТЭЦ

млн. кВтч

7486,7

7713,6

7357,5

6897,0

6216,6

ВИЭ

млн. кВтч

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Сальдированное получение электроэнергии Алтайским краем

млн. кВтч

2652,8

2582,2

2865,2

3351,5

3851,2

В период c 2015 по 2016 год выработка электроэнергии в Алтайском крае увеличивалась и в 2016 году достигла максимального значения. В 2019 году выработка электроэнергии снизилась до 6216,6 млн. кВтч. Потребность в электроэнергии на территории энергосистемы Алтайского края с 2015 по 2019 годы покрывалась, в том числе за счет перетоков электроэнергии из смежных энергосистем. Сальдированное получение электроэнергии увеличилось и в 2019 году составило 3851,2млн. кВтч в год.

Рисунок 4. Электропотребление и выработка электроэнергии в энергосистеме Алтайского края за 2015 –2019 годы

3.11. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 2015 – 2019 годы

Энергоемкость ВРП в Алтайском крае в период 2015 –2019 годов снизилась с 20,6 кг у.т. на 1000 рублей в 2015 году до 18,00 кг у.т. на 1000 рублей в 2019 году.

Потребление электроэнергии на душу населения в 2015 –2019 годах выросло. Вероятной причиной этого является улучшение уровня жизни, проживающих в регионе и рост жилищного строительства. В этой связи очевидна необходимость внедрения в повседневную жизнь энергосберегающих технологий.

Таблица 19

Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности Алтайского края в 2015 – 2019 годах

Наименование показателей,

единицы измерения

Годы

2015

2016

2017

2018

2019

Энергоемкость ВРП, кг у.т./1000 руб.

20,6

19,7

19,00

18,3

18,0

Электроемкость ВРП, тыс. кВтч/1000 руб. (или кВтч/руб.)

0,021

0,021

0,021

0,2

0,2

Потребление электроэнергии на душу населения, кВтч/чел.

1009,5

1123,2

1123,2

1123,2

1123,2

Электровооружен-ность труда в экономике, кВтч на одного занятого в экономике

9800,0

9800,0

9800,0

9800,0

9800,0

3.12. Основные характеристики электросетевого хозяйства Алтайского края классом напряжения 110 кВ и выше

Электрические сети классом напряжения 110 кВ и выше в Алтайском крае включают в себя (приложение № 2):

магистральные сети классов напряжения 220, 500, 1150 кВ и распределительные сети 110 кВ, находящиеся на балансе ЗСП МЭС;

распределительные сети класса напряжения 110 кВ, находящиеся на балансе Алтайэнерго;

распределительные сети класса напряжения 110 кВ, находящиеся на балансе БСК;

распределительные сети класса напряжения 110 кВ, находящиеся на балансе ОАО «РЖД».

ПС классом напряжения 110 кВ и выше в Алтайском крае включают в себя:

ПС 1150 кВ, ПС 500 кВ и 220 кВ ЗСП МЭС;

ПС 220 кВ ОАО «РЖД»;

ПС 110 кВ Алтайэнерго;

ПС 110 кВ СК Алтайкрайэнерго;

ПС 110 кВ БСК;

ПС 110 кВ ООО «Энергия-Транзит».

ПС 220 –1150 кВ энергосистемы Алтайского края: ПС 1150 кВ Алтай (подключена на напряжение 500 кВ и работает в качестве переключательного пункта), 2 ПС 500 кВ Барнаульская и Рубцовская, имеющие связь между собой по ВЛ 500 кВ, и 14 ПС 220 кВ Чесноковская, Власиха, Бийская, Южная, Светлая, Горняк, Урываево, Плотинная, Смазнево, Троицкая, Тягун, Шпагино, Световская и Ларичиха.

Перечень существующих ЛЭП и ПС, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ, приведен в приложениях № 1 и № 2.

Таблица 20

Сводные данные по ПС класса напряжения 110 кВ и выше

(по состоянию на 31.12.2019)

Показатель

Класс напряжения ПС, кВ

110

220

500

1150

Количество, шт.

192

14

2

1

3.13. Основные внешние электрические связи энергосистемы Алтайского края

Энергосистема Алтайского края связана с энергосистемами соседних субъектов Российской Федерации и с ОЭС Республики Казахстан. За счет этих связей осуществляется переток электрической энергии и мощности по межсистемным линиям электропередачи напряжением 110, 220 и 500 кВ для обеспечения потребности региона.

Таблица 21

Внешние электрические связи энергосистемы Республики Алтай и Алтайского края

№ п/п

Класс напряжения

Наименование ЛЭП

Протяженность по территории Алтайского края, км

1

              2             

3

4

на границе с Красноярской энергосистемой

1

500 кВ

ВЛ 500 кВ Алтай – Итатская

134,68

с Кузбасской энергосистемой

2

500 кВ

ВЛ 500 кВ Новокузнецкая – Барнаульская

163,5

3

220 кВ

ВЛ 220 кВ Смазнево – Артышта

54,7

4

220 кВ

ВЛ 220 кВ Бачатская – Тягун (ВЛ БТ-228)

17,7

5

110 кВ

ВЛ 110 кВ Бенжереп-2 – Ельцовская (ВЛ БЕ-26)

48,8

на границе с Новосибирской энергосистемой

6

500 кВ

ВЛ 500 кВ Заря – Алтай

51,8

7

220 кВ

ВЛ 220 кВ Ларичиха – Сузун

40,4

8

220 кВ

ВЛ 220 кВ Сузун – Светлая (ВЛ СС-211)

27,33

9

220 кВ

ВЛ 220 кВ Урываево – Зубково

28,9

10

220 кВ

ВЛ 220 кВ Световская – Краснозерская

83,01

11

220 кВ

ВЛ 220 кВ Барнаульская – Плотинная*

12

110 кВ

ВЛ 110 кВ Усть-Тальменская – Ново-Черепановская (Ю-13 Усть-Тальменская – Ново-Черепановская)

43,1

13

110 кВ

ВЛ 110 кВ Посевная – Усть-Тальменская с отпайками (Ю-14)

43,1

14

110 кВ

ВЛ 110 кВ Крутихинская – Кочки с отпайкой на ПС Волчнобурлинская (ВЛ КК-113)

68,6

на границе с ОЭС Республики Казахстан

15

500 кВ

ВЛ 500 кВ Экибастузская – Алтай (ВЛ-1104)

372,23

16

500 кВ

ВЛ 500 кВ ЕЭК – Рубцовская

163,4

17

500 кВ

ВЛ 500 кВ Рубцовская – Усть-Каменогорская

79,5

18

110 кВ

ВЛ 110 кВ Маралды – Кулунда (Л-125)

22,56

19

110 кВ

ВЛ 110 кВ Щербакты – Кулунда (Л-126/1)

22,56

20

110 кВ

ВЛ 110 кВ Павлодарская – Кулунда

21,6

21

110 кВ

ВЛ 110 кВ Горняк – Жезкент №1

8,4

22

110 кВ

ВЛ 110 кВ Горняк – Жезкент №2

8,4

*- участок ВЛ 220 кВ Барнаульская – Плотинная проходит по территории Новосибирской области

Энергосистема Республики Алтай и Алтайского края

Рисунок 5. Блок-схема внешних электрических связей энергосистемы Республики Алтай и Алтайского края

Таблица 22

Поступление и отпуск электрической энергии (мощности) на территории Алтайского края в смежные субъекты Российской Федерации (Республика Алтай, Новосибирская область, Кемеровская область) за 2015 – 2019 годы (по данным сетевых компаний)

тыс. кВт

№ п/п

Наименование ВЛ

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

поступле- ние

отпуск

поступление

отпуск

поступление

отпуск

поступление

отпуск

поступление

отпуск

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

ПС 110/10 №14 Майминская (ВЛ-110 ОМ-139) оп. № 103

706,372

166 934,896

550,260

165 940,552

95,650

161 933,748

94,345

159 426,369

156,637

155 780,688

2

ПС 110/10 № 14 Майминская (ВЛ-110 БМ-85) оп. № 103

560,105

144 719,007

2 208,124

141 066,021

513,387

132 236,890

12,032

131 669,150

1 450,983

127 193,050-

3

ПС 110/10 №12 Дмитриевка (ВЛ-110 ДН-86) оп. № 217

0,780

74 223,927

60,662

74 881,908

2,418

75 136,725

9,745

71 964,186

12,875

69 841,142

4

ПС 110/10 № 21 Чергинская (ВЛ-110 ПЧ-3) оп. № 144

1 239,691

164 271,629

1 018,686

159 867,122

389,487

151 295,411

475,519

151 862,203

608,160

144 919,591

5

ПС 110/10 № 48            Ч-Ануйская (ВЛ-110           СС-178) оп. № 90

0,000

2 332,760

0,000

2 350,173

0,000

1 962,268

0,000

2 419,403

0,000

2 349,760-

6

ПС 110/10 № 48           Ч-Ануйская (ВЛ-110           СС-179) оп. № 90

0,000

1 038,614

0,000

1 053,193

0,000

1 399,630

0,000

1 018,753

0,000

1 042,823

7

ВЛ 10 кВ 14-4 Ая  (перед с. Подгорное),

оп. № 457/31/44

8,250

0,000

20,517

122,285

26,527

-

36,310

0,000

36,682

0,000

8

ВЛ 10 кВ 14-4 Ая

оп. № 174

7 425,353

0,000

7 298,023

-

7 253,096

-

7 601,828

0,000

7 399,663

0,000

9

ВЛ 10 кВ 14-25 поселок Катунь  оп. № 174

4 332,632

-

4 487,717

-

4 521,885

-

5 039,684

0,000

5 143,910

0,000-

10

ВЛ 10 кВ 20-11 Соузга оп. № 117/12

615,424

-

624,177

-

581,324

-

692,153

0,000

704,998

0,000

11

ВЛ 10 кВ 20-14 Каянча оп. № 25

2 362,316

-

2 648,087

-

2 175,618

-

4 443,798

0,000

5 250,654

0,000

12

Бенжереп-Ельцовка ВЛ-110 кВ БЕ-26

518,627

145,063

21,722

179,375

20,316

8 771,868

28,860

3 882,763

1,234

49,658

13

ПС Усть-Тальменская ВЛ-110 кВ Ю-13

19 839,468

15 527,336

11 695,552

31 703,892

11 236,456

27 478,308

9 062,328

24 545,180

23 629,584

13 007,500

14

ПС Усть-Тальменская ВЛ-110 кВ Ю-14

28 970,392

18 512,428

18 674,436

39 896,956

16 542,988

33 646,492

11029,040

30 627,608

29 092,404

15 182,684

15

ПС-Кочки ВЛ-110 кВ КК-113

444,928

0,000

532,939

0,418

489,500

5,709

259,259

0,000

374,979

1,210

16

ПС Столбовская ввод

Т-1

1 647,485

-

1 986,105

-

1 582,240

-

815,451

-

942,326

-

17

ПС Столбовская ввод

Т-2

1 012,281

-

881,803

-

794,849

-

464,423

-

546,338

-

18

ПС Столбовская тсн-1

6,342

-

21,377

-

7,694

-

15,956

0,067

-

19

ПС Столбовская тсн-2

15,547

-

4,723

-

16,819

-

3,801

-

10,243

-

20

ПС В-Аллакская ввод

Т-1

673,541

-

432,025

-

410,677

-

273,793

-

364,050

-

21

ПС В-Аллакская ввод

Т-2

23,783

-

240,353

-

160,266

-

76,238

-

29,771

-

22

ПС В-Аллакская тсн-1

5,287

-

2,213

-

9,353

-

2,980

-

0,220

-

23

ПС В-Аллакская тсн-2

12,436

-

23,480

-

12,808

-

12,712

-

7,315

-

Итого по филиалу ПАО «МРСК Сибири» - «Алтайэнерго»

70 421,039

587 705,660

53 432,980

617 061,895

46 843,358

593 867,049

40450,255

577 415,615

75 763,075

529 368,106

24

ВЛ 220 кВ Бачатская-Тягун (ВЛ БТ-228)

449594,1

8280,6

510510,4

5022,0

431309,1

9021,0

397287,6

12618,07

402152,3

10245,5

25

ВЛ 220 кВ Артышта-

314742,0

13081,0

402600,3

6478,8

295532,3

12750,0

278698,9

16720,32

285254,4

14852,6

26

ВЛ 220 кВ Ларичиха-Сузун

1572,3

459577,3

1065,0

557493,8

1372,1

449094,8

2446,71

444302,78

2563,4

448523,4

27

ВЛ 220 кВ Сузун-Светлая (ВЛ СС-211)

377246,8

6876,1

458743,6

6809,1

352235,1

7862,6

347770,7

11932,07

354125,8

12548,2

28

ВЛ 220 кВ Световская-Красноозерская

14723,6

260478,2

4903,3

344594,6

8229,0

265757,4

8481,80

210262,74

8541,2

245125,1

29

ВЛ 220 кВ Урываево-Зубково

41838,6

194408,9

17909,7

296929,2

25967,3

175940,8

25406,7

153604,79

26254,2

169254,8

30

ВЛ 220 кВ Барнаульская-Плотинная

0,0

155466,6

474,0

799847,0

0,0

0,0

-

-

-

-

31

ВЛ 220 кВ Плотинная-Светлая (ВЛ ПС-212)

132920,4

63,5

683364,1

5336,3

0,0

0,0

-

-

-

-

32

ВЛ 500 кВ ЕЭК-Рубцовская (ВЛ-552)

669744,4

997785,7

242534,4

1795219,4

446 681,2

661682,3

640776,9

369239,66

634125,7

414586,2

33

ВЛ 500 кВ Рубцовская-Усть-Каменогорская (ВЛ-554)

1118461,9

676400,9

1657963,2

304972,6

993 720,9

256050,4

766770,3

574371,62

815264,2

509254,1

34

ВЛ 500 кВ Экибастузская-Алтай ВЛ-1104)

179570,5

1866198,9

92966,2

2601019,0

230 528,5

1355933,6

271306,6

1004159,7

295265,4

142356,7

35

ВЛ-1106 Алтай-Итатская

3047688

44746,65

3756241

45613,08

2977671

29930,84

3375766

21195,01

348258,7

24651,1

Итого по ПАО «ФСК ЕЭС» - ЗСП МЭС Алтайского края

8313548,84

5165235,51

9736138,9

6638532,2

7577633,4

4186172,36

8025056

4158828,6

7911805,3

4091398,7

36

ВЛ ДПР-2 Тягун-Артышта

-

5,9

-

0,0

-

-

-

0,0

-

0,0

Итого по Филиалу ОАО «РЖД» Трансэнерго

-

5,9

-

0,0

-

-

-

0,0

-

0,0

Объем поступления и отпуска электрической энергии (мощности) на территории Алтайского края в смежные субъекты Российской Федерации (Республика Алтай, Новосибирская область, Кемеровская область) за последние 5 лет изменялся циклично.

3.14. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Алтайского края в 2019 году

Основным видом топлива энергетики региона является уголь. На ТЭЦ в 2019 году в общем объеме использованного топлива доля угля составила 85,43  (в 2018 году – 86,3 ), доля природного газа – 1  (в 2018 году – 1,8 ), доля прочих видов топлива, включая мазут, – 13,64  (в 2018 году – 11,9 ).

Доля сжигаемого угля на котельных в 2019 году составила 77,95 от всего использованного котельными топлива. В последние годы стабильно увеличивается потребление природного газа котельными Алтайского края. Так, доля природного газа в общем потреблении топлива в 2019 году –38,24 , а в 2007 году аналогичный показатель был равен 27,7 . Доля потребления мазута в 2019 году – менее 1 .

Таблица 23

Потребление топлива электростанциями и котельными Алтайского края

в 2019 году

тыс. т у.т.

№

п/п

Показатель

Всего

В том числе

газ

уголь

нефте-

топливо

(мазут)

прочее топли-во

1

2

3

4

5

6

7

Годовой расход топлива, всего, в том числе

5229,1

147,62

4447,83

18,57

659,68

1

КЭС

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

2

ТЭЦ,

в том числе

4969,76

48,45

4245,68

17,95

659,68

2.1

Барнаульская ТЭЦ-2

928,74

0,0

928,9

0,84

0,0

2.2

Барнаульская ТЭЦ-3

1750,46

0,96

1746,6

2,9

0,0

2.3

Бийская ТЭЦ-1

1231,66

0,0

1230,3

1,36

0,0

2.4

ТЭЦ АО «Алтай-Кокс» 

663,67

0,0

0,0

3,99

659,68

2.5

Котельная  АО «РубТЭК»

141,41

0,0

134,0

7,41

0,0

2.6

ТЭЦ МУП «ЯТЭК»

78,36

0,0

77,37

0,99

0,0

2.7

ТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»

127,8

0,0

127,51

0,29

0,0

2.8

Белокурихинская ГП ТЭС

4,18

4,18

0,0

0,0

0,0

2.9

Барнаульская ГТ ТЭЦ

0,57

0,57

0,0

0,0

0,0

2.10

ТЭЦ ОАО «Черемновский сахарный завод»

42,91

42,74

0,0

0,17

0,0

2.11

прочие

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

3

Станции промышленных предприятий, всего

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

4

Котельные, всего,

в том числе

259,34

99,17

202,15

0,62

0,0

4.1

котельные генерирующих компаний

78,23

22,42

55,19

0,62

0,0

4.1.1

в том числе:

РВК (г. Барнаул)

1,03

0,92

0,0

0,11

0,0

4.1.2

ЮТС

54,91

0,0

54,4

0,51

0,0

4.1.3

котельная ЗАО «Теплоцентраль Белокуриха»

22,29

21,5

0,79

0,0

0,0

4.2

муниципальные, ведомственные и производственные котельные

181,11

76,75

146,96

0,0

0,0

4.2.1

в том числе

муниципальные котельные городов

181,11

76,75

104,36

0,0

0,0

4.2.1.1

в том числе

муниципальные котельные

г. Барнаула

43,56

27,74

15,82

0,0

0,0

4.2.1.2

муниципальные котельные

г. Бийска

35,01

11,37

23,64

0,0

0,0

4.2.1.3

муниципальные котельные

г. Рубцовска

9,42

0,0

9,42

0,0

0,0

4.2.1.4

муниципальные котельные

г. Новоалтайска

27,34

20,29

7,05

0,0

0,0

4.2.1.5

муниципальные котельные

г. Заринска

2,56

0,0

2,56

0,0

0,0

4.2.1.6

муниципальные котельные

г. Камень-на-Оби

35,95

0,0

35,95

0,0

0,0

4.2.1.7

муниципальные котельные

г.Алейска

9,92

0,0

9,92

0,0

0,0

4.2.1.8

муниципальные котельная

ЗАТО Сибирский

17,35

17,35

0,0

0,0

0,0

4.2.2

другие котельные

0,0

0,0

42,6

0,0

0,0

4.2.2.1

в том числе

котельные ООО «АТС Славгород»

0,0

0,0

42,6

0,0

0,0

Таким образом, в целом по энергосистеме Алтайского края доля угля в потреблении топлива электростанциями и котельными в 2019 году составила 85  (в 2018 году – 79,9 ), доля природного газа –2,82  (в 2018 году – 10,06 ), остальные доли в структуре топливного баланса Алтайского края занимают прочие виды топлива и мазут.

Рисунок 6. Структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Алтайского края в 2019 году, процентов

Таблица 24

УРУТ на отпуск электроэнергии и тепла по основным производителям тепла Алтайского края в 2019 году (факт)

Наименование объекта

УРУТ

на отпущенную электроэнер-гию,г/кВтч

на отпущенную теплоэнергию, кг/Гкал

общий

по электро-станции

по котельной

Барнаульская ТЭЦ-2

346,9

145,0

145,0

-

Барнаульская ТЭЦ-3

276,6

177,7

177,7

-

РВК АО «Барнаульская теплосетевая компания»

-

170,2

-

170,2

Бийская ТЭЦ-1

369,1

152,8

152,8

-

ТЭЦ АО «Алтай-Кокс» 

358,66

182,25

182,25

-

АО «РубТЭК»

-

179,1

-

179,1

ТЭЦ МУП «ЯТЭК»

770,7

225,0

225,0

-

ТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»

560,9

163,6

163,6

-

Белокурихинская ГП ТЭС

353,94

-

-

-

Барнаульская ГТ ТЭЦ

513,8

-

-

-

ТЭЦ ОАО «Черемновский сахарный завод»

193,48

141,1

141,1

-

Котельные ООО «АТССлавгород»

-

500,97

-

500,97

Муниципальные котельные:

г. Барнаула

-

193,1

-

193,1

г. Бийска

-

272,1

-

272,1

г. Рубцовска

-

286,26

-

286,26

г. Новоалтайска

-

197,8

-

197,8

г. Заринска

-

200,4

-

200,4

г. Алейска

-

303,5

-

303,5

ЗАТО Сибирский

-

157,9

-

157,9

г. Камень-на-Оби

-

269

-

269

С учетом того, что почти весь уголь, нефтепродукты и природный газ в Алтайский край поступают из других регионов Российской Федерации, можно сделать вывод о зависимости энергетической отрасли края от привозного топлива.

Таблица 25

Виды углей, используемых электростанциями и котельными генерирующих компаний за 2019 год

Вид угля

Годовой расход угля
(тыс. т у.т.)

Общий расхода угля,

Всего

4244,68

100,0

Местный уголь

0,0

0,0

Привозной уголь

4244,68

100,0

в том числе

ТЭЦ ОАО «Кучуксульфат»: уголь каменный кузнецкий, хакасский

127,51

3,00

Барнаульская ТЭЦ-2: уголь каменный

928,91

21,88

Барнаульская ТЭЦ-3: уголь бурый (2БР «Разрез Бородинский»)

1746,58

41,15

Бийская ТЭЦ-1: уголь каменный кузнецкий

1230,31

28,98

Котельная АО «РубТЭК»: уголь каменный

134,0

3,16

ТЭЦ МУП «ЯТЭК»: уголь каменный

77,37

1,82

3.15. ЕТЭБ Алтайского края за 2015 –2019 годы

ЕТЭБ Алтайского края за рассматриваемый период отражает использование всех видов ресурсов группами потребителей в соответствии с ОКВЭД.

Таблица 26

Единый топливно-энергетический баланс Алтайского края за 2015 – 2019 годы

тыс. т у.т.

Годы

Уголь

Сырая нефть

Нефтепродукты

Природный газ

Гидро-энергия и НВИЭ

Прочее топливо

Элек-тро-энер-гия

Тепло

Всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Производство

2015

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

192,5

797,2

1480,1

2469,8

2016

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

193,5

805,3

1489,6

2488,4

2017

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

193,5

786,3

1548,4

2528,2

2018

39,1

0,0

0,0

0,0

0,0

214,8

848,3

1518,9

2621,1

2019

43,8

0,0

0,0

0,0

0,0

254,0

763,8

1501,5

2563,1

Ввоз

2015

4538,1

0,0

74,1

797,5

0,0

0,0

803,1

0,0

6212,8

2016

4539,1

0,0

75,1

798,5

0,0

0,0

804,1

0,0

6216,8

2017

4539,1

0,0

75,1

798,5

0,0

0,0

804,1

0,0

6216,8

2018

4626,5

0,0

88,6

911,3

0,0

0,0

412,1

0,0

6038,5

2019

4544,1

0,0

90,8

915,0

0,0

0,0

473,7

0,0

6023,6

Вывоз

2015

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-318,0

0,0

-318,0

2016

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-319,0

0,0

-319,0

2017

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-319,0

0,0

-319,0

2018

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-421,8

0,0

-421,8

2019

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-429,2

0,0

-429,2

Изменение запасов

2015

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

2016

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

2017

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

2018

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

2019

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Потребление первичной энергии (израсходовано)

2015

4538,1

0,0

74,1

797,5

0,0

313,1

1125,1

1943,1

8791,3

2016

4539,1

0,0

75,1

798,5

0,0

314,1

1126,1

1944,1

8797,3

2017

4539,1

0,0

75,1

798,5

0,0

314,1

1126,1

1944,1

8797,3

2018

4663,4

0,0

88,6

911,3

0,0

449,8

1260,8

2158,5

9532,4

2019*

4544,1

0,0

90,8

915,0

0,0

438,5

1237,5

2084,6

9310,5

Производство электроэнергии электростанциями

2015

-2710,9

0,0

-13,7

-62,2

0,0

0,0

794,2

1228,0

-768,6

2016

-2711,9

0,0

-14,7

-63,2

0,0

0,0

795,2

1229,0

-773,6

2017

-2711,9

0,0

-14,7

-63,2

0,0

0,0

795,2

1229,0

-773,6

2018

-2845,2

0,0

-15,9

-74,5

0,0

0,0

848,3

1356,2

-731,07

2019*

-2817,2

0,0

-15,6

-73,7

0,0

0,0

763,8

1163,9

-978,8

Производство тепловой энергии котельными

2015

-907,2

0,0

-38,1

-509,4

0,0

0,0

0,0

989,8

-464,9

2016

-908,2

0,0

-39,1

-510,4

0,0

0,0

0,0

990,8

-466,9

2017

-908,2

0,0

-39,1

-510,4

0,0

0,0

0,0

990,8

-466,9

2018

-1151,2

0,0

-48,9

-614,2

0,0

0,0

0,0

1154,0

-660,3

2019*

-1117,2

0,0

-45,9

-625,3

0,0

0,0

0,0

1085,4

-703,0

Собственные нужды

2015

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-138,8

-4,8

-143,6

2016

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-139,8

-5,8

-145,6

2017

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-139,8

-5,8

-145,6

2018

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-145,2

-6,6

-151,8

2019*

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-142,1

-6,8

-148,9

Потери при распределении

2015

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-161,9

-475,1

-637,0

2016

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-162,9

-476,1

-639,0

2017

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-162,9

-476,1

-639,0

2018

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-138,7

-539,6

-678,2

2019*

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

-136,1

-330,3

-466,43

Потребление конечное энергии

2015

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

313,1

1053,3

2199,7

3566,1

2016

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

314,1

1054,3

2200,7

3569,1

2017

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

314,1

1054,3

2200,7

3569,1

2018

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

295,5

1038,7

2539,6

3973,7

2019*

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

254,0

1101,4

2170,8

3526,2

Раздел А. Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

2015

62,7

0,0

148,4

62,2

0,0

5,1

95,1

111,1

484,6

2016

63,7

0,0

149,4

63,2

0,0

6,1

96,1

112,1

490,6

2017

63,7

0,0

149,4

63,2

0,0

6,1

96,1

112,1

490,6

2018

75,4

0,0

154,3

62,2

0,0

5,8

102,5

113,2

513,4

2019*

75,4

0,0

152,3

60,8

0,0

5,6

105,8

119,6

519,5

Раздел C. Добыча полезных ископаемых

2015

11,1

0,0

20,9

0,0

0,0

0,0

29,5

6,5

68,0

2016

12,1

0,0

21,9

0,0

0,0

0,0

30,5

7,5

72,0

2017

12,1

0,0

21,9

0,0

0,0

0,0

30,5

7,5

72,0

2018

12,8

0,0

24,3

0,0

0,0

0,0

35,2

8,1

80,4

2019*

12,0

0,0

25,1

0,0

0,0

0,0

30,9

8,0

76,0

Раздел D. Обрабатывающие производства

2015

458,2

0,0

70,5

236,0

0,0

71,6

594,2

754,2

2184,7

2016

459,2

0,0

71,5

237,0

0,0

72,6

595,2

755,2

2190,7

2017

459,2

0,0

71,5

237,0

0,0

72,6

595,2

755,2

2190,7

2018

462,3

0,0

75,3

245,6

0,0

75,2

602,3

784,3

2245,0

2019*

460,5

0,0

72,5

236,5

0,0

78,9

608,4

762,3

2219,1

Раздел F. Строительство

2015

7,0

0,0

23,1

1,9

0,0

0,0

13,2

11,7

56,9

2016

8,0

0,0

24,1

2,9

0,0

0,0

14,2

12,7

61,9

2017

8,0

0,0

24,1

2,9

0,0

0,0

14,2

12,7

61,9

2018

9,1

0,5

26,8

3,5

0,0

0,0

15,4

16,2

71,5

2019*

9,8

0,9

28,7

3,4

0,0

0,0

14,8

17,4

75,0

Раздел I. Транспорт и связь

2015

24,2

0,0

127,2

5,2

0,0

0,0

297,5

30,7

484,8

2016

25,2

0,0

128,2

6,2

0,0

0,0

298,5

31,7

489,8

2017

25,2

0,0

128,2

6,2

0,0

0,0

298,5

31,7

489,8

2018

26,3

0,0

135,6

6,8

0,0

0,0

301,5

38,9

509,1

2019*

28,5

0,0

143,2

5,9

0,0

0,0

309,9

40,2

527,7

Раздел O. ЖКХ

2015

5,8

0,0

6,3

1,8

0,0

0,0

7,4

14,9

36,2

2016

6,8

0,0

7,3

2,8

0,0

0,0

8,4

15,9

41,2

2017

6,8

0,0

7,3

2,8

0,0

0,0

8,4

15,9

41,2

2018

8,6

0,9

7,8

3,4

0,0

0,0

9,3

18,4

48,4

2019*

9,2

0,9

7,7

3,5

0,0

0,0

8,9

17,2

47,4

Прочие потребители

2015

122,4

0,0

35,1

15,2

0,0

0,0

27,9

121,3

321,9

2016

123,4

0,0

36,1

16,2

0,0

0,0

28,9

122,3

326,9

2017

123,4

0,0

36,1

16,2

0,0

0,0

28,9

122,3

326,9

2018

141,3

0,1

34,8

17,4

0,0

0,0

29,7

133,2

356,5

2019*

156,2

0,1

45,2

18,3

0,0

0,0

28,7

140,1

388,6

* - оперативная информация

IV. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики Алтайского края.

4.1. Энергосистема Алтайского краяимеет следующие характерные особенности:

потребность в электрической мощности и электроэнергии Алтайской энергосистемы покрывается за счет собственного производства электроэнергии на ТЭЦ края (около 2/3) и сальдо перетоков с соседними энергосистемами;

неравномерная загрузка ТЭЦ из-за снижения тепловых нагрузок в летний период, в частности снижение нагрузки Барнаульских ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 с 575,0 МВт до 150,6 МВт (более чем в 3 раза) при общем снижении потребления Алтайского края с 1790 МВт до 1200 МВт (в 1,4 раза);

отсутствие концентрированной потребительской нагрузки – крупных потребителей, которые могли бы оказывать системные услуги по участию в противоаварийной разгрузке при внезапном дефиците мощности или энергии;

разветвленная и протяженная сеть класса напряжения 110 кВ и выше, а также длинные ЛЭП с большим количеством ПС;

зависимость режимов работы от величины и направления перетока Сибирь – Казахстан – Урал.

4.2. Проблемы текущего состояния энергетики на территории Алтайского края.

На начало 2020 года нормативный срок службы (более 30 лет) отработало генерирующее оборудование с суммарной мощностью 836,0 МВт (53,4 % установленной мощности всех электростанций энергосистемы Алтайского края).

Так как наиболее масштабные вводы генерирующих мощностей в Алтайском крае происходили в 1960-е и 1980-е годы, при их проектировании изначально закладывалась значительная выработка технологического пара для нужд промышленных предприятий. В связи со структурными изменениями в промышленном производстве эта составляющая тепловых нагрузок оказалась невостребованной, что привело, с одной стороны, к снижению технико-экономических показателей энергопредприятий, а с другой – к ограничениям в выработке электроэнергии.

Исходя из этого, основными проблемами функционирования генерирующих мощностей Алтайского края являются:

высокая степень физического износа основных фондов энергосистемы Алтайского края, которая достигает 70;

сокращение физических объемов капитального ремонта и модернизации основных фондов энергосистемы Алтайского края.

Далее в расчетах для перевода величин мощности принят cos φ=0,89, допустимая длительная перегрузка трансформаторов ПСфилиала Алтайэнерго определяется в соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 № 81 «Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и её поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» (далее – приказ № 81).

Барнаульский энергорайон

1) В г. Барнауле с увеличением строительства жилья и объектов административно-торгового и социально-бытового назначения увеличиваются коммунально-бытовые нагрузки. В частности, в настоящее время ведется активная застройка северо-западного планировочного района города, в том числе прилегающей к нему пригородной территории – п. Спутник, п. Авиатор, с. Власиха, п. Октябрьский, п. Лесной. Электроснабжение указанных населенных пунктов в настоящее время осуществляется от ПС 110 кВ КМК.

Таблица 27

Загрузка ПС 110 кВ КМК

Наименование ПС

Установленная мощность трансформаторов, МВА

Номинальная мощность трансформаторов ПС с учетом коэффициентов допустимой длительной перегрузки, МВА  зима/лето

Максимальная загрузка трансформаторов в режиме N-1 по контрольному замеру (20.12.2017), МВА

Т-1

Т-2

ПС 110 кВ КМК

15

15

17,625/13,65

22,28

На ПС 110 кВ КМК установлены:

Т-1 мощностью 15 МВА (ТДН-15000/110/10, год ввода в эксплуатацию – 1988, индекс технического состояния функциональных узлов - 88);

Т-2 мощностью 15 МВА (ТДН-15000/110/10, год ввода в эксплуатацию – 1990, индекс технического состояния функциональных узлов - 88).

С учётом срока ввода в эксплуатацию и индекса технического состояния перегрузочная способность трансформатора согласно приказу № 81 определяется с учетом коэффициента допустимой длительной перегрузки соответствующего нормальному режиму нагрузки (без возможного повышенного износа изоляции) согласно таблице 1 приложения к приказу (для зимнего периода составляет Кддоп=1,175, для летнего периода составляет Кддоп=0,91).

Максимальная зимняя загрузка трансформаторов 110 кВ ПС 110 кВ КМК за 2015-2019гг наблюдалась по данным зимнего контрольного замера 2017 года (20.12.2017) и составила 22,28 МВА (149% при отключении одного трансформатора, что превышает длительно допустимую нагрузку трансформаторов Т-1, Т-2 для зимнего периода (Кддоп=1,175)).

Максимальная летняя загрузка трансформаторов 110 кВ ПС 110 кВ КМК за 2015-2019гг наблюдалась по данным летнего контрольного замера 2018 года (20.06.2018) и составила 10,18 МВА (67,68% при отключении одного трансформатора), что не превышает длительно допустимую нагрузку трансформаторов для летнего периода (Кддоп =0.91)).

Установка трансформаторов большей мощности (более 2х15 МВА) требует комплексной реконструкции ПС 110 КМК: номинальный ток существующего оборудования вводных шкафов в КРУ-10 кВ и сборных шин 10 кВ составляет 1000 А. Максимальная токовая нагрузка в режиме N-1 с учетом увеличения установленной мощности трансформаторов на напряжении 10 кВ составит 1375 А. С учетом изложенного необходима замена существующих трансформаторов 2х15 МВА на трансформаторы мощностью 2х25 МВА с расщепленной обмоткой 10 кВ, установка выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов и дополнительной установке 3 и 4 секций КРУ-10 кВ с номинальным током 1000 А в дополнение к двум существующим, либо установку трансформаторов 2х25 МВА с одной обмоткой 10, установка выключателей 110 кВ в цепях трансформаторов кВ и полной заменой КРУ-10 кВ с установкой оборудования вводных шкафов и ошиновки с номинальным током не менее 1294 А.

Данный объем работ соответствует объему по строительству новой ПС 110 кВ.

Для обеспечения работы трансформатора в режиме «N-1» на ПС 110 кВ КМК с нагрузкой, не превышающей длительно допустимый перегруз, требуется ввод графиков аварийного отключенияв объеме до 4,655 МВА.

В связи с отсутствием возможности резервирования потребителей, запитанных с ПС 110 кВ КМК на период ее реконструкции в соответствии с письмомАлтайэнерго от 17.04.2020 №1.1/01/4089-исх(в районе размещения ПС, отсутствуют другие центры питания, на которые был бы возможен перевод части нагрузки), проведение работ на данной ПС в указанном объеме в существующих границах ПС невозможно. Расширение территории ПС 110 кВ КМК также невозможно.

В районе строительства ПС 110 кВ Ковыльная имеются действующие технические условия на присоединение к электическим сетям Алтайэнерго Модернизация систем отопления и горячего водоснабжения, в том числе установка автоматизированных индивидуальных тепловых пунктов, замена радиаторов отопления на энергоэффективные с терморегуляторами в объеме 13,447 МВт (письмо Алтайэнерго от 17.04.2020 №1.1/01/4089-исх). В число этих технических условий включены утвержденные ТУ на ТП объектов ОАО «Индустриальный» (тепличный комплекс по производству агропромышленной продукции) (№ 8000380843 от 24.04.2019) с максимальной мощностью 2,173 МВт (2,442 МВА) и объектов ООО «Контур» (деревообрабатывающее производство) (№ 8000380921 от 24.04.2019) с максимальной мощностью 3,827 МВт (4,3 МВА), которые предусматривают строительство ПС 110 кВ Ковыльнаяс мощностью трансформаторов 2х16 МВА. НагрузкиОАО «Индустриальный» и ООО «Контур» приняты с коэффициентом реализации 0,9. Остальные ТУ на ТП выданы потребителям с мощностью менее 670 кВт, в числе которых потребители с нагрузкой промышленного характера в объеме 2,196 МВт и коммунально-бытового характера в объеме 5,251 МВт.

Нагрузкановых потребителей с мощностью менее 670 кВт расчитана c учетом применения коэффициентов реализации ТУ на ТП для потребителей с промышленного характера равный 0,7, а для остальных потребителей с коэффициентом 0,2. Мощность новых потребителей с учетом коэффициентов реализации составит7,99 МВт (8,97МВА).

С учетом изложенного максимальная загрузка трансформатора в режиме «N-1» на ПС 110 кВ Ковыльная составит 13,63 МВА.

Коэффициент длительно допустимого перегруза для новых трансформаторов составляет 1,25.

Таким образом, к установке рекомендованы два трансформатора, мощностью по 16 МВА каждый. В таком случае максимальная загрузка трансформатора в режиме «N-1» составит: 85,19 %.

На основании изложенного предлагается выполнить строительство в пригородной части г. Барнаула новой ПС 110 кВ Ковыльная с установкой трансформаторов мощностью 2х16 МВА со сроком реализации 2021 год. Присоединение ПС планируется к проходящей рядом с участком для строительства ВЛ 110 кВ Власиха – Топчихинская (ВЛ ВТ – 111).

2) ПС 35 кВ Прудская, находящаяся в г. Барнаул.

На ПС 35 кВ Прудская установлены:

Т-1 мощностью 10 МВА (ТДНТ-10000/35/6, год ввода в эксплуатацию – 1960, индекс технического состояния функциональных узлов – 1);

Т-2 мощностью 10 МВА (ТДУ-10000/35/6, год ввода в эксплуатацию – 1962, индекс технического состояния функциональных узлов – 1).

За время эксплуатации оборудование и здание ПС выработало нормативный ресурс. По данным технического заключения по результатам обследования специализированной организации (ООО «СтройКом», г. Иваново, отчет от 2017 года, шифр: 00434/17/08-ТО) общее техническое состояние здания и помещений ПС на момент обследования оценивается как ограниченно-работоспособное, связанное, в том числе с регулярными подтоплениями грунтовыми и талыми водами. Для выноса объекта из зоны затопления, а также с учетом ее фактического состояния требуется строительство новой ПС 35 кВ Прудская.

Таблица 28

Загрузка ПС 35 кВ Прудская

Наименование ПС

Установленная мощность трансформаторов, МВА

Номинальная мощность трансформаторов ПС с учетом коэффициентов допустимой длительной перегрузки, МВА  зима/лето

Максимальная загрузка трансформаторов в режиме N-1 по контрольному замеру (20.12.2017), МВА

Т-1

Т-2

ПС 35 кВ Прудская

10

10

11,75/9,1

9,66

Действующие ТУ на ТП к ПС 35 кВ Прудская отсутствуют.

Максимальная зимняя загрузка трансформаторов 35 кВ ПС 35 кВ Прудская за 2015-2019гг наблюдалась по данным зимнего контрольного замера 2017 года (20.12.2017) и составила 9,66 МВА (96,6% при отключении одного трансформатора), что не превышает длительно допустимую нагрузку трансформаторов для зимнего периода (Кддоп=1,175). Разработка мероприятий на данном этапе не требуется.

Максимальная летняя загрузка трансформаторов 35 кВ ПС 35 кВ Прудская за 2015-2019гг наблюдалась по данным летнего контрольного замера 2017 года (21.06.2017) и составила 7,11 МВА (71,1% при отключении одного трансформатора), что не превышает длительно допустимую нагрузку трансформаторов для летнего периода (Кддоп=0.91)). Разработка мероприятий на данном этапе не требуется.

Увеличение мощности трансформаторов не требуется.

В рамках реализации данного решения необходимо строительство ПС 35 кВ с установкой двух трансформаторов с установленной электрической мощностью по 10 МВА каждый (при разработке проекта по ПС 35 кВ Прудская необходимо уточнить мощность планируемых к установке силовых трансформаторов с учетом действующих на тот момент ТУ на ТП).

На основании изложенного рекомендованный срок реализации реконструкции ПС 35 кВ Прудская – 2021 год.

Учитывая рекомендации п. 5.29 «Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем» возможность перевода ПС 35 кВПрудская на напряжение 110 кВ, вместо реконструкции ПС 35 кВПрудская может быть уточнена при условии роста фактической нагрузки или выдачи технических условий от ПС 110 кВ Подгорная и ПС 35 кВ Прудская и превышением с учетом этого длительно допустимой загрузки трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Подгорная.

3) В соответствии с программой ПАО «Россети» по «цифровизации» электросетевого комплекса на территории Алтайского края (Барнаульский энергорайон) Алтайэнерго запланирована реализация следующих мероприятий:

внедрение цифровых решений процессов информационного обмена с внешними системами управления работой ПС 35 кВ Прудская в цифровом виде на основе протоколов МЭК 61850.

создание цифровой сети на базе участка распределительной сети 0,4-10 кВ от ПС 110 кВ Павловская.

Реализация мероприятий комплексного проекта цифровизации участка Павловского РЭС позволит повысить наблюдаемость за распределительной сетью 0,4-10 кВ, повысить её управляемость, обеспечит её функционирование как в автоматическом, так и дистанционном режимах. Проект будет реализован в Алтайэнерго в 2025 году. В результате реализации мероприятий планируется снизить количество технологических нарушений в работе сетей в 5 раз, минимизировать количество отключенных потребителей при технологических нарушениях за счет автоматизации секционирования поврежденного участка и включения резерва, исключить временные затраты на отыскание мест повреждений и сократить затраты на привлечение техники и персонала при ликвидации технологических нарушений.

4) Постановлениями Правительства Российской Федерации от 16.03.2018 № 273 и № 279 городам Заринск и Новоалтайск присвоен статус территории опережающего социально-экономического развития.

Создание ТОСЭР «Заринск» и ТОСЭР «Новоалтайск» будет способствовать диверсификации экономики городов, снижению зависимости от градообразующего предприятия, повышению инвестиционной привлекательности городов, созданию новых рабочих мест, привлечению инвестиций. Для привлечения инвесторов требуется создать необходимую инженерную инфраструктуру.

ТОСЭР «Заринск»

В настоящее время электроснабжение ТОСЭР «Заринск» осуществляется от четырех питающих центров 110(35)/10 кВ Алтайэнерго и от шин ГРУ 6 кВ ТЭЦ «Алтай-Кокс».

ТОСЭР «Новоалтайск»

В настоящее время электроснабжение потребителей на ТОСЭР «Новоалтайск» обеспечивается от двух питающих центров ГПП «НЗЖБИ» 35/6 кВ, ГПП «Алтайкровля» 110/6 кВ, ПС 110 кВ Новоалтайская.

В связи с отсутствием перспективных потребителей ТОСЭР «Заринск» и ТОСЭР «Новоалтайск» (отсутствуют утвержденные ТУ на ТП) информация о электроснабжении ТОСЭР приведена справочно. Мероприятия, необходимые для обеспечения электроснабжения перспективных потребителей ТОСЭР, должны быть проработаны и определены в рамках отдельной проектной работы.

Бийский энергорайон

Электроснабжение Бийского энергорайона осуществляется по ВЛ 220 кВ Барнаульская – Бийская и ВЛ 220 кВ Троицкая – Бийская, входящих в контролируемое сечение ББУ-3, а также от Бийской ТЭЦ.

ПС 110 кВ Предгорная введена в эксплуатацию в 1987 г. От ПС осуществляется электроснабжение территории, на которой проживает 25,6 тыс. человек. На ПС 110 кВ Предгорная установлены:

Т-1 мощностью 6,3 МВА (ТМН-6300/110/10, год ввода в эксплуатацию - 1974, индекс технического состояния функциональных узлов - 90);

Т-2 мощностью 10 МВА (ТДТН-10000/110/35/10, год ввода в эксплуатацию - 1974, индекс технического состояния функциональных узлов - 89).

Таблица 29

Загрузка ПС 110 кВ Предгорная

Наименование ПС

Установленная мощность транс-форматоров, МВА

Номинальная мощность трансформаторов ПС с учетом коэффициентов допустимой длительной перегрузки, МВА зима/лето

Максимальная загрузка трансформаторов в режиме N-1 по данным контрольного замера, проведенного (20.12.2017), МВА

Т-1

Т-2

ПС 110 кВ Предгорная

6,3

10

7,4/5,73

8,69

С учётом срока ввода в эксплуатацию и индекса технического состояния перегрузочная способность трансформатора согласно приказу № 81 определяется с учетом коэффициента допустимой длительной перегрузки соответствующего нормальному режиму нагрузки (без возможного повышенного износа изоляции) согласно таблице 1 приложения к приказу (для зимнего периода составляет Кддоп=1,175, для летнего периода составляет Кддоп=0,91.).

Максимальная зимняя загрузка трансформаторов 110 кВ ПС 110 кВ Предгорная за 2015-2019гг. наблюдалась по данным зимнего контрольного замера 2017 года (20.12.2017) и составила 8,69 МВА (138%при отключении трансформатора Т-2, мощностью 10 МВА, что превышает длительно допустимую нагрузку трансформаторов для зимнего периода (Кддоп=1,175)).

Максимальная летняя загрузка трансформаторов 110 кВ ПС 110 кВ Предгорная за 2015-2019гг наблюдалась по данным летнего контрольного замера 2016 года (15.06.2016) и составила6,2 МВА (98,4% при отключении трансформатора Т-2, мощностью 10 МВА), что превышает длительно допустимую нагрузку трансформаторов для летнего периода (Кддоп=0.91)).

Перевод нагрузки на другие центры питания по сети 10 кВ невозможен(письмо Алтайэнерго от 17.04.2020 №1.1/01/4089-исх).

Ликвидация перегруза трансформатора Т-1 возможна только путем ввода графиков аварийного отключения в объеме до 1,29 МВА в зимнем режиме, 0,47 МВА в летнем режиме.

На основании вышеизложенного требуется замена трансформатора Т-1 мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА.В таком случае максимальная загрузка трансформатора в режиме «N-1» составит: 86,9 % зимой и 62 % летом, что не превышает значения длительно допустимого перегруза для трансформатора Т-2 (1974г.)(Кддоп=1,175/0,91).

В настоящее время имеются действующие ТУ на ТП с мощностью менее 670 кВт от ПС 110 кВ Предгорная (письмо Алтайэнерго от 17.04.2020 №1.1/01/4089-исх)в объеме 0,459 МВт.Мощность новых потребителей cучетом применения коэффициентов реализации ТУ на ТП (0,2) составит: 0,092 МВт (0,103 МВА).

Перспективная загрузка ПС 110 кВ Предгорная с учетом реализации ТУ на ТП не превышает допустимых значений в зимний (Кддоп=1,175) и летний (Кддоп=0,91) периодыв режиме «N-1» при отключении вновь устанавливаемого трансформатора.

На основании изложенного рекомендуемый срок реконструкции ПС 110 кВ Предгорная – 2021 год.

Рубцовский энергорайон

ПС 110 кВ Волчихинская введена в эксплуатацию в 1972 году. На ПС 110 кВ Волчихинская установлены:

Т-1 мощностью 6,3 МВА (ТМТН-6300/110/35/10, год ввода в эксплуатацию - 1972, индекс технического состояния функциональных узлов - 85);

Т-2 мощностью 10 МВА (ТДТН-10000/110/35/10, год ввода в эксплуатацию – 1983, индекс технического состояния функциональных узлов - 75).

Таблица 30

Загрузка ПС 110 кВ Волчихинская

Наименование ПС

Установленная мощность трансформаторов, МВА

Допустимая длительная загрузкатрансформаторов ПС, МВА* зима/лето

Максимальная загрузка трансформаторов в режиме N-1 по данным контрольного замера, проведенного (16.12.2015), МВА

Т-1

Т-2

ПС 110 кВ Волчихинская

6,3

10

7,4/5,73

8,61

* с учетом коэффициентов допустимой длительной перегрузки трансформаторов без ограничения длительности в соответствии с приказом Минэнерго России от 08.02.2019 №81 (письмо Алтайэнерго от 26.03.2020 № 1.1/01/3565 исх)

С учётом срока ввода в эксплуатацию и индекса технического состояния перегрузочная способность трансформатора согласно приказу № 81 определяется с учетомкоэффициента допустимой длительной перегрузкисоответствующего нормальному режиму нагрузки (без возможного повышенного износа изоляции) согласно таблице 1 приложения к приказу (для зимнего периода составляет Кддоп=1,175, для летнего периода составляет Кддоп=0,91).

Максимальная зимняя загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Волчихинская за 2015-2019гг наблюдалась по данным зимнего контрольного замера в 2015 году (16.12.2015) и составила 8,61 МВА (137% при отключении трансформатора Т-2, мощностью 10 МВА, что превышает длительно допустимую нагрузку трансформаторов для зимнего периода (Кддоп=1,175)).

Максимальная летняя загрузка трансформаторов 110 кВ ПС 110 кВ Волчихинскаяза 2015-2019 годы наблюдалась по данным летнего контрольного замера 2015года (17.06.2015) и составила 6,99 МВА (121,9% при отключении трансформатора Т-2, мощностью 10 МВА), что превышает длительно допустимую нагрузку трансформаторов для летнего периода (Кддоп=0.91)).

Перевод нагрузки на другие центры питания по сети 35, 10 кВ не возможен (письмо Алтайэнерго от 17.04.2020 №1.1/01/4089-исх).

Величина нагрузки, необходимая к отключению для исключения перегрузки оборудования составляет 1,21 МВА для зимнего периода, 1,26 МВА для летнего периода.

На основании вышеизложенного требуется замена трансформатора Т-1 мощностью 6,3 МВА на трансформатор мощностью 10 МВА.В таком случае максимальная загрузка трансформатора в режиме «N-1» составит: 86,1 %зимой и 69,9 % летом, что не превышает значения длительно допустимого перегруза для трансформатора Т-2 (1983г.)(Кддоп=1,175/0,91).

В настоящее время имеются действующие ТУ на ТП с мощностью менее 670 кВт от ПС 110 кВ Волчихинская (письмо Алтайэнерго от 17.04.2020 №1.1/01/4089-исх) в объеме 0,030 МВт. Мощность новых потребителей c учетом применения коэффициентов реализации ТУ на ТП (0,2) составит: 0,006 МВт (0,007 МВА).

Перспективная загрузка ПС 110 кВ Волчихинская с учетом реализации ТУ на ТП не превышает допустимых значений в зимний (Кддоп=1,175) и летний (Кддоп=0,91) периоды в режиме «N-1» при отключении вновь устанавливаемого трансформатора.

На основании изложенногорекомендуемый срок реконструкции ПС 110 кВ Волчихинская – 2021 год.

Кулундинский энергорайон

Электроснабжение Мамонтовского и Романовского районов осуществляется по тупиковому транзиту 110 кВ Корчинская – Мамонтовская – Романовская – Сидоровская (одноцепнаяВЛ 110 кВКорчино – Мамонтово (ВЛ КМ-110); одноцепная ВЛ 110 кВМамонтово – Романовская (ВЛ МР-20); одноцепная ВЛ 110 кВ Романовская – Сидоровская (ВЛ РС-50)). Общая численность населения этих районов составляет 38 тысяч человек. Суммарная нагрузка по ПС 110 кВ Мамонтовская, ПС 110 кВ Романовская, ПС 110 кВ Сидоровская составляет 11 МВт (по данным контрольного замера 18.12.2019).

Электроснабжение Бурлинского района осуществляется по тупиковому транзиту 110 кВСлавгородская – Бурлинская – Новосельская является тупиковым (одноцепнаяВЛ 110 кВСлавгородская – Бурлинская (ВЛ СБ-128); одноцепная ВЛ 110 кВБурлинская – Новосельская (ВЛ БН-2)). Протяженность транзита 74,07 км.Общая численность населения Бурлинского района составляет 11 тысяч человек. Суммарная нагрузка по ПС 110 кВ Бурлинская, ПС 110 кВ Бурсоль, ПС 110 кВ Новосельская, ПС 35 кВОреховская составляет 3 МВт (по данным контрольного замера 18.12.2019).

Электроснабжение всех потребителей на территории Мамонтовского, Романовского и Бурлинского районов осуществляется по третьей категории надежности.

Технические условия на технологическое присоединение объектов с первой и/или второй категории надежности электроснабжения, расположенных на территории Мамонтовского, Романовского и Бурлинского районов, в которые включены мероприятия по строительству новых             ВЛ 110 кВ в настоящее время отсутствуют.

С учетом изложенного, при проведении ремонтов ВЛ 110 кВ, обеспечивающих электроснабжение потребителей на территории Мамонтовского, Романовского и Бурлинского районов, Алтайэнерго необходимо выполнить разработку соответствующих технических и/или организационно-технических мероприятий.

4.3. Анализ по центрам питания (ПС) 35/110 кВ использования мощности (фактической нагрузки) за 2017-2019 годы.

На основании данных сетевых организаций проведен анализ использования мощности (фактической нагрузки) ПС 35/110 кВ.

ПС 35/110 кВ, фактическая нагрузка которых в 2017 году составляла менее 50 %, приведены в таблице 1 приложения 3.

ПС 35/110 кВ, фактическая нагрузка которых в 2018 году составляла менее 50 %, приведены в таблице 2 приложения 3.

ПС 35/110 кВ, фактическая нагрузка которых в 2019 году составляла менее 50 %, приведены в таблице 3 приложения 3.

Анализ по центрам питания (ПС) 35/110 кВ использования мощности (фактической нагрузки) за 2017-2019 годы показал, что количество ПС с фактической нагрузкой менее 50 % варьируется в паределах 213-217 шт ежегодно, что составляет примерно 65 % от общего количества ПС 35/110 кВ в Алтайском крае.

Возможность перевода загрузкис загруженных ПС на незагруженныес целью оптимизация загрузки ПСдолжна определяеться технико-экономическим обоснованием в каждом конкретном случае.

4.4. Анализ отключающей способности выключателей на соответствие уровням токам короткого замыкания.

На выключателях 110 кВ и выше, за исключением ШСВ-110 и ОВ-110 на ПС 110 кВ Подгорная, отключающая способность выключателей соответствует уровням токов короткого замыкания.

На ПС 110 кВ Подгорная в отдельных схемно-режимных ситуациях ток короткого замыкания превышает отключающую способность на шиносоединительном выключателе ШСВ-110 (20 кА) и обходном выключателе ОВ-110 (20 кА).

Так, при коротком замыкании, при опробовании 1 СШ 110 кВ или 2 СШ 110 кВ включением ШСВ-110 в режиме, когда все присоединения 110 кВ переведены на одну систему шин, токи короткого замыкания составляют 20,17/13,76 А (трехфазный/однофазный соответственно).

Для снижения уровней токов короткого замыкания опробование допускается без выполнения мероприятий при соблюдении одного из условий:

отключен любой генератор на Барнаульской ТЭЦ-2 или Барнаульской ТЭЦ-3;

отключены два любых генератора Барнаульской ГТ ТЭЦ;

отключение или радиальный режим любой ЛЭП отходящей от ПС 110 кВ Опорная.

При коротком замыкании, при опробовании ОСШ 110 кВ включением ОВ-110 в режиме, когда включены все турбогенераторы Барнаульской ТЭЦ-2 и Барнаульской ТЭЦ-3 токи короткого замыкания составляют 20,17/13,76 А (трехфазный/однофазный соответственно).

Для снижения уровней токов короткого замыкания опробование допускается без выполнения мероприятий при соблюдении одного из условий:

отключен любой генератор на Барнаульской ТЭЦ-2 или Барнаульской ТЭЦ-3;

отключены два любых генератора Барнаульской ГТ ТЭЦ;

отключение или радиальный режим любой ЛЭП отходящей от ПС 110 кВ Опорная.

V. Основные направления развития электроэнергетики Алтайского края на 2021 – 2025 годы

5.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Алтайского края

Одним из стратегических направлений Стратегии социально-экономического развития Алтайского края до 2025 года, утвержденной законом Алтайского края от 21.11.2012 № 86-ЗС, является создание инфраструктурной основы динамичного социально-экономического развития региона. Вместе с тем приведенный в Стратегии социально-экономического развития Алтайского края до 2025 года анализ относит к внутренним сдерживающим факторам (слабым сторонам) недостаточный уровень развития энергетической инфраструктуры и энергозависимость краевой экономики от поставок энергоносителей из других регионов страны.

Основной целью стратегического развития энергетики Алтайского края является обеспечение эффективности и сбалансированности ТЭК края, преодоление дефицитности по энергии и топливу, устойчивое развитие экономики и поступательного роста уровня жизни населения региона при безусловном соблюдении технологических стандартов и экологических норм.

В целях обеспечения потребностей экономики и социальной сферы Алтайского края в электроэнергии к числу стратегических задач развития энергетической системы Алтайского края отнесены:

повышение энергетической эффективности Алтайского края в части формирования рациональной структуры генерирующих мощностей края;

повышения использования установленной мощности электростанций;

сокращения потерь в электросетевом хозяйстве до уровня международной практики;

улучшения использования топливных ресурсов, в том числе путем использования собственных запасов угля при производстве тепловой и электрической энергии.

Согласно энергетической стратегии Алтайского края стратегическое развитие ТЭК Алтайского края должно исходить из реализации следующих стратегических целей:

повышение энергетической безопасности края;

повышение энергетической эффективности экономики края;

повышение бюджетной эффективности ТЭК края.

Согласно главной стратегической цели развития ТЭК Алтайского края, он должен стать высокоэффективным, сбалансированным инфраструктурным комплексом, способным обеспечить устойчивое развитие экономики и поступательный рост уровня жизни населения региона при безусловном соблюдении экологических норм и технологических стандартов.

Для выбора наиболее эффективных путей достижения поставленных целей энергетической стратегией Алтайского края рассматривается реализация шести стратегических направлений:

1) развитие газификации края;

2) энергосбережение и повышение энергетической эффективности;

3) наращивание генерирующих мощностей;

4) развитие электрических сетей;

5) создание собственной угледобывающей промышленности;

6) использование ВИЭ.

Стратегическое направление «Развитие газификации края» предусматривает повышение энергетической эффективности экономики и бюджетной эффективности ТЭК Алтайского края и связано с решением следующих стратегических задач:

повышение эффективности установок, использующих топливо;

снижение вредных выбросов от источников тепла и электроэнергии;

повышение качества жизни населения;

создание возможности для строительства высокоэффективных мини-ТЭЦ на природном газе;

создание возможности для перевода автотранспорта и сельхозтехники на более дешевый и экологически чистый вид моторного топлива.

Приоритетными мероприятиями для этого направления являются:

газификация южных районов Алтайского края в направлении месторасположения особой экономической зоны туристско-рекреационного типа «Бирюзовая Катунь» и игорной зоны;

газификация юго-западных районов Алтайского края в направлении Барнаул – Рубцовск;

газификация западных районов Алтайского края в направлении Барнаул – Славгород.

Стратегическое направление «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности» предусматривает повышение энергетической эффективности экономики и бюджетной эффективности ТЭК Алтайского края и связано с решением следующих стратегических задач:

снижение удельного потребления топлива источниками тепла и электроэнергии;

снижение потерь электрической и тепловой энергии в передающих сетях;

снижение потерь ТЭР у потребителей;

снижение энергоемкости ВРП;

снижение расхода ТЭР в бюджетной сфере.

Приоритетными мероприятиями для этого направления являются:

применение энергоэффективного оборудования и материалов;

внедрение контрольно-измерительной и регулирующей аппаратуры;

создание условий для массовой энергоэффективной реконструкции зданий с целью снижения показателя удельного расхода тепловой энергии;

внедрение стимулов энергосбережения.

К направлениям использования энергоэффективных технологий относятся:

внедрение усовершенствованных горелочных устройств;

внедрение энергосберегающей техники, повышение экономичности оборудования;

модернизация систем теплоснабжения с применением эффективных теплоизоляционных материалов и конструкций, с проведением режимных эксплуатационно-наладочных мероприятий;

внедрение АСКУЭ и систем управления энергией на объектах;

комплексная оптимизация режимов работы всех действующих на территории края теплоэлектрических станций.

Стратегическое направление «Наращивание генерирующих мощностей» предусматривает повышение энергетической безопасности Алтайского края и связано с решением ряда стратегических задач:

повышение надежности энергоснабжения производственных, коммунально-бытовых потребителей и населения;

снижение зависимости Алтайского края от поставок электроэнергии из соседних энергосистем;

гарантированное обеспечение растущего спроса на электроэнергию как со стороны действующих потребителей, так и со стороны вновь возникающих.

Одним из возможных мероприятий этого направления является строительство конденсационной электростанции на базе Мунайского буроугольного месторождения.

Стратегическое направление «Развитие электрических сетей» предусматривает повышение энергетической безопасности Алтайского края и связано с решением таких стратегических задач, как:

повышение надежности энергоснабжения производственных, коммунально-бытовых потребителей и населения;

гарантированное обеспечение спроса на электроэнергию как со стороны действующих потребителей, так и со стороны вновь присоединяемых;

обеспечение свободного доступа производителей и потребителей электроэнергии на рынки мощности и электроэнергии.

Приоритетными мероприятиями для этого направления являются:

организация внешнего электроснабжения объектов игорной зоны;

строительство и реконструкция линий электропередачи и ПС для подключения к сети новых потребителей электроэнергии.

Стратегическое направление «Создание собственной угледобывающей промышленности» предусматривает повышение энергетической безопасности и бюджетной эффективности ТЭК Алтайского края и связано с решением таких стратегических задач, как:

снижение зависимости электроэнергетики и теплового хозяйства Алтайского края от поставок угля из других регионов - Красноярского края, Кемеровской области, Республики Казахстан;

снижение себестоимости тепловой и электрической энергии за счет использования более дешевого местного угля;

создание возможности строительства собственной крупной электростанции.

Приоритетными мероприятиями для этого направления являются:

развитие мощностей Мунайского угольного разреза;

доразведка запасов бурых углей Мунайского и близлежащих месторождений с целью постановки на государственный баланс.

Стратегическое направление «Использование возобновляемых источников энергии» предусматривает повышение энергетической безопасности и бюджетной эффективности ТЭК Алтайского края, связано с решением следующих стратегических задач:

снижение зависимости Алтайского края от поставок ТЭР из соседних регионов;

повышение надежности энергоснабжения удаленных и изолированных потребителей энергии;

внедрение новых технологий;

развитие инновационной составляющей экономики края.

Учитывая природно-климатические условия Алтайского края и степень проработанности технологий использования ВИЭ, к основным мероприятиям на рассматриваемую перспективу можно отнести строительство СЭС, малых ГЭС, ВЭС, биогазовых установок.

5.2. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-ти летний период с выделением крупных потребителей, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований

Прогноз потребности в тепловой энергии выполнен на основании существующих прогнозов теплопотребления по промышленным предприятиям и зонам централизованного теплоснабжения городских округов Алтайского края, отнесенных к крупным потребителям тепловой энергии.

Таблица 31

Фактические и прогнозируемые показатели теплопотребления крупных потребителей и зон централизованного теплоснабжения городских округов Алтайского края на 2019 – 2025 годы (по данным администраций муниципальных образований)

тыс. Гкал

Наименование потребителя, источники покрытия

Годы

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

факт

прогноз

1

2

3

4

5

6

7

8

АО «Алтай-Кокс» (на собственные нужды)

486,0

547,5

497,7

497,7

497,7

497,7

497,7

ОАО «Кучуксульфат» (на собственные нужды)

421,2

457,8

475,0

475,0

475,0

475,0

475,0

г. Барнаул, централизо-ванное теплоснабжение

4181,0

3756,7

3717,6

3809,3

3888,3

3961,5

4043,9

покрытие:

Барнаульская ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3

3938,2

3514,0

3474,9

3566,6

3645,6

3718,8

3801,2

муниципальные котельные

242,7

242,7

242,7

242,7

242,7

242,7

242,7

г. Алейск, централизованное теплоснабжение

59,6

59,6

59,6

59,6

59,6

59,6

59,6

покрытие:

ООО «Алейская тепловая компания»

44,6

44,6

44,6

44,6

44,6

44,6

44,6

ведомственные котельные

15,0

15,0

15,0

15,0

15,0

15,0

15,0

г. Белокуриха, централизованное теплоснабжение

145,0

145,0

145,0

145,0

145,0

145,0

145,0

покрытие:

ГП ТЭЦ

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

котельная АО «Теплоцентраль Белокуриха»

145,0

145,0

145,0

145,0

145,0

145,0

145,0

г. Бийск, централизо-ванное теплоснабжение

1844,4

1774,0

1781,8

1802,0

1812,2

1828,8

1845,4

покрытие:

Бийская ТЭЦ-1

1775,0

1704,6

1712,4

1732,6

1742,8

1759,4

1776,0

муниципальные котельные

69,4

69,4

69,4

69,4

69,4

69,4

69,4

г. Заринск, централизованное теплоснабжение

316,0

316,0

316,0

316,0

316,0

316,0

316,0

покрытие:

ТЭЦ АО «Алтай-Кокс»

305,3

305,3

305,3

305,

305,3

305,3

305,0

муниципальные и ведомственные котельные

10,7

10,7

10,7

10,7

10,7

10,7

10,7

Зона централизованного теплоснабжения г. Камень-на-Оби

111,9

111,9

111,9

111,9

111,9

111,9

111,9

покрытие – муниципальные котельные

111,9

111,9

111,9

111,9

111,9

111,9

111,9

г. Новоалтайск, централи-зованное теплоснабжение

268,0

268,0

268,0

268,0

268,0

268,0

268,0

покрытие:

муниципальные котельные

182,2

182,2

182,2

182,2

182,2

182,2

182,2

ведомственные котельные

82,8

82,8

82,8

82,8

82,8

82,8

82,8

г. Рубцовск, централизованное теплоснабжение

593,46

593,46

593,46

593,46

593,46

593,46

593,46

покрытие:

ЮТС АО «Руб ТЭК»

572,66

572,66

572,66

572,66

572,66

572,66

572,66

муниципальные котельные

20,8

20,8

20,8

20,8

20,8

20,8

20,8

г. Славгород, централизованное теплоснабжение

109,5

109,5

109,5

109,5

109,5

109,5

109,5

покрытие: котельные ООО «АТС Славгород»

109,5

109,5

109,5

109,5

109,5

109,5

109,5

ЗАТО Сибирский, централизованное теплоснабжение

78,9

78,9

78,9

78,9

78,9

78,9

78,9

покрытие: муниципальные котельные

78,9

78,9

78,9

78,9

78,9

78,9

78,9

г. Яровое, централизованное теплоснабжение

250,5

241,2

241,2

241,2

241,2

241,2

241,2

покрытие: ТЭЦ

г. Яровое

250,5

241,2

241,2

241,2

241,2

241,2

241,2

Прогноз потребности в тепловой энергии выполнен на основании существующих прогнозов теплопотребления, анализа тенденций в потреблении тепловой энергии, с учетом взаимозаменяемости энергоносителей в сфере теплоснабжения, информации администраций муниципальных образований Алтайского края и потребителей теплоэнергии.

Таблица 32

Фактические и прогнозируемые показатели потребления тепловой энергии по городам Алтайского края (по данным администраций муниципальных образований)

Показатель

Годы

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

факт

прогноз

Потребление тепло-энергии, тыс. Гкал

7858,26

7863,26

7868,26

7873,26

7878,26

7883,26

7888,26

Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал

4,26

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

Среднегодовые темпы прироста,

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Таблица 33

Фактические и прогнозируемые показатели отпуска теплоэнергии по городам Алтайского края (по данным организаций)

тыс. Гкал

Отпуск теплоэнергии

Годы

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

факт

прогноз

От электростанций ТГК

7364,1

7380,0

7380,0

7380,0

7380,0

7380,0

7380,0

От котельных

1983,5

1950,0

1950,0

1950,0

1950,0

1950,0

1950,0

От станций промышлен-ных предприятий

1278,5

1327,8

1278,0

1278,0

1278,0

1278,0

1278,0

5.3. Прогноз потребления электрической энергии на 5-летний период по каждому году прогнозируемого периода.

Таблица 34

Прогноз электропотребления энергосистемы Алтайского края

Показатель,

единицы измерения

Годы

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Электропотребление, млрд. кВтч

10,305

10,342

10,356

10,367

10,397

10,405

Прогнозные темпы прироста,

2,4

0,4

0,1

0,1

0,3

0,07

Согласно прогнозу электропотребления, в энергосистеме Алтайского края, в соответствии с информацией, представленной Системным оператором на основании проекта СиПР ЕЭС 2020 – 2026 гг., его величина в период 2021 – 2025 годов практически не изменится. Ожидается, что прирост электропотребления в энергосистеме Алтайского края за последующие пять лет составит 63 млн.кВтч, или приблизительно 0,6% .

5.4. Прогноз максимума потребления мощности энергосистемы Алтайского края на 2021 – 2025 годы

Прогноз максимума потребления мощности энергосистемы Алтайского края принят в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2020 – 2026 для Алтайского края (таблица 35).

Согласно прогноза максимального потребления мощности в энергосистеме Алтайского края, величина максимального потребления мощности в период 2021 – 2025 годов практически не изменится. Ожидается, что прирост максимальногопотребления мощности в энергосистеме Алтайского края за последующие пять лет составит 12,0 МВт, или приблизительно 0,7% .

Таблица 35

Прогноз максимального потребления мощности энергосистемы Алтайского края на 2020– 2025 годы

Показатель

Годы

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Максимальное потребление мощности, МВт

1809,0

1 819,0

1 821,0

1 823,0

1 824,0

1 831,0

Прогнозные среднегодовые темпы прироста/снижения,

5,7

0,6

0,1

0,1

0,1

0,4

Детализация прогноза электропотребления и максимума потребления мощности по крупным потребителям энергосистемы Алтайского края представлена в таблице 36.

Таблица 36

Прогноз электропотребления и максимума нагрузки крупных потребителей Алтайского края на 2020 – 2025 годы

(по данным компаний)

Потребитель

Годовое электропотребление, млн. кВт∙ч

Максимальное потребление мощности, МВт

годы

годы

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Западно-Сибирская железная дорога – филиал ОАО «РЖД»

823,1

823,1

823,1

823,1

823,1

823,1

160,1

160,1

160,1

160,1

160,1

160,1

АО «Алтай-Кокс»,

г. Заринск

460,0

460,0

460,0

460,0

460,0

460,0

59,4

59,4

59,4

59,4

59,4

59,4

ОАО «Кучуксульфат», Благовещенский район

62,0

59,0

62,0

59,0

60,0

60,0

7,1

9,4

6,7

6,7

7,2

7,2

ОАО ХК «Барнаульский станкостроительный завод»,        г. Барнаул

13,9

13,9

13,9

13,9

13,9

13,9

3,9

3,9

3,9

3,9

3,9

3,9

ЗАО «Станко-Цепь»,

г. Барнаул

2,6

2,6

2,6

2,6

2,6

2,6

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

ООО «Литейный завод»

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

9,1

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

ОАО «Авиапредприятие Алтай», г. Барнаул

6,8

6,8

6,8

6,8

6,8

6,8

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

ООО «Барнаульский Водоканал», г. Барнаул

22,1

22,1

22,1

22,1

22,1

22,1

2,8

2,8

2,8

2,8

2,8

2,8

ООО «Алтайский комбинат химических волокон»

8,7

8,7

8,7

8,7

8,7

8,7

54,1

54,1

54,1

54,1

54,1

54,1

МУП «Горэлектротранс»,             г. Барнаул

32,4

32,4

32,4

32,4

32,4

32,4

8,9

8,9

8,9

8,9

8,9

8,9

ОАО «Цемент», Заринский район

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

8,3

8,3

8,3

8,3

8,3

8,3

МУП «Водоканал», г. Бийск

19,7

19,7

19,7

19,7

19,7

19,7

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

5.5. Перечень планируемых к вводу в эксплуатацию, выводу из эксплуатации, модернизируемых и реконструируемых генерирующих мощностей на электростанциях Алтайского края мощностью свыше 5 МВт на период 2021 – 2025 годы.

Перечень вводов/выводов котельного оборудования на электростанциях Алтайского края (по данным генерирующих компаний) представлены в таблице 37.

Таблица 37

Перечень вводов/выводов котельного оборудования на электростанциях Алтайского края (по данным генерирующих компаний)

Наименование электростанции

Оборудование

Изменение

Год

Вид топ-лива

Вводимая (+)/ Выводимая (-) мощность

Место располо-жения

МВт

Гкал/ч

ТЭЦ ОАО «ЧСЗ»

Котел ДЕ 25-24-380 ГМ

вывод

2021

газ

-7,5

-11,8

с. Черемное Павловский район

Котел ДЕ 16-24-380 ГМ

вывод

2023

газ

-7,5

-10,3

Котел ДЕ 25-24-380 ГМ

ввод

2021

газ

18,6

16

Котел ДЕ 16-24-380 ГМ

ввод

2023

газ

11,6

10

Изменение установленной мощности действующих и новых электростанций Алтайского края на 2021 – 2025 годы представлено в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2020 – 2026 для Алтайского края (таблица 38)

Таблица 38

Перечень генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации модернизации и перемаркировки оборудования для работы на оптовом рынке электроэнергии (в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2020 – 2026 годов)

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

Номер блока

Генерирующая компания

Вид топлива

Тип ввода

Вводимая мощность, МВт

Год ввода

Примечание

Славгородская СЭС

40 МВт (1 этап 20 МВт)

КодГТП – GVIE0676

-

ООО «Грин Энерджи Рус»

Нет топлива

Новое строительство

20

2021

Письмо от 10.02.20

№ 0433/01/исх-20

Курьинская СЭС

30 МВт (1 этап 15 МВт)

КодГТП – GVIE0678

-

ООО «Грин Энерджи Рус»

Нет топлива

Новое строительство

30

2021

Письмо от 10.02.20

№ 0433/01/исх-20

Курьинская СЭС

30 МВт (2 этап 15 МВт)

КодГТП – GVIE0677

-

ООО «Грин Энерджи Рус»

Нет топлива

Новое строительство

2021

Письмо от 10.02.20

№ 0433/01/исх-20

Славгородская СЭС

40 МВт (2 этап 20 МВт)

КодГТП – GVIE0688

-

ООО «Грин Энерджи Рус»

Нет топлива

Новое строительство

20

2022

Письмо от 10.02.20

№ 0433/01/исх-20

По информации потенциального инвестора строительства солнечных электростанций на территории Алтайского края в 2021 году планируется строительство солнечной электростанций «Курьинская СЭС» с установленной мощностью 30,0 МВт и первой очереди «Славгородская СЭС» с установленной мощностью 20,0 МВт, в 2022 годупланируется строительствовторой очереди «Славгородская СЭС» с установленной мощностью 20,0 МВт.

Таблица 39

Установленные мощности электростанций Алтайского края на период до 2025 года (по состоянию на конец года)

МВт

Электростанции

Прогнозный период, год

2020

2021

2022

2023

2024

2025

Всего, в том числе:

1572,509

1622,509

1642,509

1642,509

1642,509

1642,509

АЭС

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ГЭС и ГАЭС

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ТЭС, в том числе:

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

КЭС

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ТЭЦ

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

НВИЭ, в том числе:

0,0

50,0

70,0

70,0

70,0

70,0

солнечные ЭС

0,0

50,0

70,0

70,0

70,0

70,0

прочие

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Рисунок 7. Прогноз установленной мощности и потребления мощности энергосистемы Алтайского края в 2020–2025 годах

Таблица 40

Перспективные объемы потребления электрической энергии и мощности территориальной энергосистемы Республики Алтай и Алтайского края в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2020-2026 годы

Показатель

Единицы измерения

Прогнозируемый период

2020

2021

2022

2023

2024

2025

По энергосистеме Республики Алтай и Алтайского края

Потребление электроэнергии

млн.кВтч

10848,0

10886,0

10901,0

10914,0

10947,0

10955,0

Максимальная мощность

МВт

1913,0

1924,0

1926,0

1928,0

1929,0

1937,0

По энергосистеме Алтайского края

Потребление электроэнергии

млн.кВтч

10305,0

10342,0

10356,0

10367,0

10397,0

10405,0

Максимальная мощность

МВт

1809,0

1819,0

1821,0

1823,0

1824,0

1831,0

Величина максимального потребления мощности энергосистемы Республики Алтай и Алтайского края в период 2020 – 2025 годов практически не изменится. Ожидается, что прирост максимального потребления мощности энергосистемы Республики Алтай и Алтайского края составит 24 МВт, или приблизительно 1,25% . Прирост электропотребления энергосистемы Республики Алтай и Алтайского края за указанный период составит 107 млн.кВтч, или приблизительно 0,99%

Таблица 41

Перспективный баланс мощности энергосистемы Алтайского края на период

2020 – 2025 годов

МВт

Показатели

Прогнозный период, год

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1

2

3

4

5

6

7

Максимум потребления мощности

1809,0

1819,0

1821,0

1823,0

1824,0

1831,0

Установленная мощность,

1572,509

1622,509

1642,509

1642,509

1642,509

1642,509

АЭС

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ГЭС

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ТЭС, в том числе

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

КЭС

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ТЭЦ

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

ВИЭ

0,0

50,0

70,0

70,0

70,0

70,0

прочие

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Ограничения мощности на час максимума потребления мощности

0,609

50,609

70,609

70,609

70,609

70,609

ГЭС

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ТЭС

0,609

0,609

0,609

0,609

0,609

0,609

ВИЭ

0,0

50,0

70,0

70,0

70,0

70,0

Располагаемая мощность на час максимума потребления мощности

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

АЭС

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ГЭС

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ТЭС, в том числе

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

КЭС

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ТЭЦ

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

ВИЭ

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

прочие

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Избыток (+) / Дефицит (-)

-237,1

-247,1

-249,1

-251,1

-252,1

-259,1

Как следует из таблицы 41, баланс мощности энергосистемы Алтайского края складывается с приемом мощности из соседних энергосистем. На протяжении рассматриваемого прогнозного периода 2020-2025 гг. величина приема мощности возрастает, что обусловлено ростом потребления мощности потребителями энергосистемы Алтайского края (прирост на 22,0 МВт за рассматриваемый период) при отсутствии вводов генерирующих мощностей участвующих в покрытии максимального потребления на территории Алтайского края.

За основу перспективного баланса электроэнергии взят прогноз электропотребления энергосистемы Алтайского края (таблица 40), согласно данным проекта СиПР ЕЭС 2020-2026 годы.

Таблица 42

Перспективный баланс электроэнергии энергосистемы Алтайского края на период 2020 – 2025 года

млн. кВтч

Показатели

Прогнозный период, год

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1

2

3

4

5

6

7

Электропотребление

10305,0

10342,0

10356,0

10367,0

10397,0

10405,0

Выработка

7291,0

7063,3

7406,0

7593,0

7996,0

7985,0

АЭС

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ГЭС

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ТЭС

7291,0

7058,0

7313,0

7467,0

7870,0

7859,0

КЭС

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ВИЭ

0,0

5,3

93,0

126,0

126,0

126,0

прочие

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Сальдо перетоков электрической энергии*

3014,0

3278,7

2950,0

2774,0

2401,0

2420,0

*(-) – выдача электрической энергии, (+) – прием электрической энергии энергосистемой

Баланс электроэнергии энергосистемы Алтайского края в период 2020-2025 годы прогнозируется с приемом электроэнергии из соседних энергосистем. Прием электроэнергии в 2020 году ожидается на уровне 3014 млн кВт.ч. К 2025 году прогнозируется снижение приема электроэнергии относительно 2020 года на 594 млн кВт.ч до величины 2420 млн кВт.ч. За период 2020-2025 годы прогнозируется рост электропотребления энергосистемы Алтайского края на 100 млн кВт.ч, при этом, увеличение выработки электроэнергии за тот же период составит 694 млн кВт.ч.

Величина приема электроэнергии в 2020 году составит 29,2 % от суммарного электропотребления энергосистемы Алтайского края. В результате более низких темпов роста электропотребления по сравнению с темпами роста выработки электростанций, величина приема электроэнергии в 2025 году снизится до 23,3 % от суммарного электропотребления энергосистемы.

В виду того, что энергосистема Алтайского края входит в состав территориальной энергосистемы Республики Алтай и Алтайского края, включащей в себя два субъекта РФ (Алтайский край и Республика Алтай) ниже представлены перспективные балансы электрической энергии и мощности территориальной энергосистемы в целом.

Таблица 43

Перспективный баланс мощности энергосистемы Республики Алтай и Алтайского краяна период 2020 – 2025 годов

МВт

Показатели

Прогнозный период, год

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1

2

3

4

5

6

7

Максимум потребления мощности

1913

1924

1926

1928

1929

1937

Установленная мощность,

1692,509

1742,509

1762,509

1762,509

1762,509

1762,509

АЭС

0

0

0

0

0

0

ГЭС

0

0

0

0

0

0

ТЭС, в том числе

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

КЭС

0

0

0

0

0

0

ТЭЦ

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

1572,509

ВИЭ

120

170

190

190

190

190

прочие

0

0

0

0

0

0

Ограничения мощности на час максимума потребления мощности

120,609

170,609

190,609

190,609

190,609

190,609

ГЭС

0

0

0

0

0

0

ТЭС

0,609

0,609

0,609

0,609

0,609

0,609

ВИЭ

120

170

190

190

190

190

Располагаемая мощность на час максимума потребления мощности

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

АЭС

0

0

0

0

0

0

ГЭС

0

0

0

0

0

0

ТЭС, в том числе

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

КЭС

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ТЭЦ

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

1571,9

ВИЭ

0

0

0

0

0

0

прочие

0

0

0

0

0

0

Избыток (+) / Дефицит (-)

-341,1

-352,1

-354,1

-356,1

-357,1

-365,1

Таблица 44

Перспективный баланс электроэнергии энергосистемы Республики Алтай и Алтайского края на период 2020 – 2025 года

млн. кВтч

Показатели

Прогнозный период, год

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1

2

3

4

5

6

7

Электропотребление

10848

10886

10901

10914

10947

10955

Выработка

7418

7249

7592

7779

8182

8171

АЭС

0

0

0

0

0

0

ГЭС

0

0

0

0

0

0

ТЭС

7291

7058

7313

7467

7870

7859

КЭС

0

0

0

0

0

0

ВИЭ

128

191

279

312

312

312

прочие

0

0

0

0

0

0

Сальдо перетоков электрической энергии*

3430

3637

3309

3135

2765

2784

*(-) – выдача электрической энергии, (+) – прием электрической энергии энергосистемой

Исходя из данных приведенных в таблице 43 и таблице 44перспективные балансымощности и электроэнергии энергосистемы Республики Алтай и Алтайского края складывается с приемом мощности из соседних энергосистем.

5.6. Прогноз развития энергетики Алтайского края на основе ВИЭ и местных видов топлива

В настоящее время энергетика Алтайского края зависит от поставок угля из других регионов. Удаленность потребителей угля от угледобывающих предприятий предопределяет риски, связанные со своевременной доставкой необходимых объемов топлива, а также его относительно высокую стоимость за счет транспортной составляющей.

Развитие в крае Мунайского буроугольного месторождения в Солтонском районе способно обеспечить в ближайшие годы потребности в энергетическом угле районов восточной зоны Алтайского края, прилегающих к Солтонскому району (Бийского, Зонального, Смоленского, Советского, Солтонского, Тогульского и Целинного), а в перспективе - потребности новой Алтайской КЭС мощностью 700 МВт в Солтонском районе. Объем производства электроэнергии КЭС оценивается более 4,5 млрд. кВтч в год. В настоящее время ведутся поиски инвесторов для строительства.

В случае принятия решения о строительстве Алтайской КЭС необходимо дополнительно обеспечить строительство объектов  электросетевого хозяйства для выдачи мощности станции.Режимно-балансовая необходимость в строительстве электростанции отсутствует. Строительство Алтайской КЭС в проекте СиПР ЕЭС на 2020-2026 годы отсутствует, информация приведена справочно.

Алтайский край располагает существенным потенциалом возобновляемых источников энергии. Суммарные ресурсы ВИЭ, доступные потребителям в Алтайском крае, представлены в таблице 45.

Таблица 45

Ресурсы ВИЭ Алтайского края

Ресурсы

Валовый 
потенциал,
млн. т у.т./год

Технический
потенциал,
млн. т у.т./год

Экономический
потенциал, 
млн. т у.т./год

Малая гидроэнергетика     

5,2

1,7

0,9

Энергия биомассы          

0,8

0,3

0,2

Энергия ветра

1126,0

87,4

0,4

Энергия солнечной радиации

26038,3

26,0

0,2

Низкопотенциальное тепло

529,9

3,4

0,4

Итого

27700,2

118,9

2,1

Для Алтайского края перспективными направлениями использования ВИЭ являются освоение энергии солнечной радиации и гидро- ветроэнергетического потенциалов и местных видов топлива.

Наиболее благоприятными для размещения ветроэнергетических установок являются территории со среднегодовой скоростью ветра более 4 – 4,5 м/с. Этим условиям удовлетворяют города: Алейск, Барнаул, Белокуриха, Камень-на-Оби, Рубцовск, Славгород; районы: Волчихинский, Завьяловский, Ключевский, Кулундинский, Ребрихинский, Родинский, Романовский, Славгородский, Третьяковский, Угловский, Хабарский, Шипуновский.

Города и районы, на территории которых возможна реализация пилотных проектов по сооружению ветрогенерирующих установок малой мощности, приведены в таблице 46.

Таблица 46

Характеристики проектов по сооружению ВЭС на территории

Алтайского края

Город, район

Количество,

шт.

Установленная мощность,

МВт

Расчетная среднегодовая (потенциальная) выработ-ка электроэнергии в год,

млн кВтч

г. Алейск

6

1,8

5,67

г. Барнаул

2

1,0

3,15

г. Камень-на-Оби

4

2,0

6,30

г. Рубцовск

8

4,0

12,60

Завьяловский район

1

0,05

0,15

Кулундинский район

25

2,0

39,40

Ключевский район

5

2,5

7,88

Ребрихинский район

4

2,0

6,30

г. Славгород

50

2,0

78,80

Третьяковский район

3

1,5

4,73

Хабарский район

8

4,0

12,60

В соответствии с научно-исследовательской работой «Опыт внедрения мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности на территории Алтайского края» от 13.12.2013, гидроэнергетический потенциал рек Алтайского края способен в значительной степени уменьшить дефицит электроснабжения удаленных от существующей энергосистемы сельских районов, а также районов с одноцепными и радиальными физически изношенными линиями электропередачи 10 кВ.

Таблица 47

Основные характеристики малых ГЭС

Наименование малой ГЭС

Место расположения

Установленная электрическая мощность, МВт

Расчетная
выработка, млн. кВтч

1

2

3

4

Солонешенская МГЭС

р. Ануй, Солонешен-ский район

1,2

4,8

Гилевская МГЭС

Гилевское водохра-нилище, Локтевский район

2,4

8,3

Чарышская МГЭС

р. Чарыш, Чарышский район

15,0

51,8

Красногородская МГЭС

р. Песчаная, Смолен-ский район  

8,0

27,6

Сибирячихинская  МГЭС

р. Ануй, в 9 км выше пос. Сибирячиха Солонешенского района

5,0

20,0

Итого

31,6

112,5

Кроме указанных в таблице 47 потенциальных для строительства малых ГЭС, перечень перспективных малых ГЭС Алтайского края включает 26 потенциальных объектов суммарной установленной мощностью 404,0 МВт и расчетной годовой выработкой 1541 млн. кВтч.

Информация о месте размещения и мощности каждой из 26 малых ГЭС отсутствует.

Информация о потенциале развития в Алтайском крае малых ГЭС приведена справочно и не учитывается в балансах электрической энергии и мощности.

Перспективным направлением развития энергетики в Алтайском крае, где традиционно развито растениеводство и животноводство, может стать использование биотоплива. На территории предприятия ЗАО «Алтайский бройлер» возможно строительство биоэнергетической установки, работающей на энергии, полученной из органических отходов птицефабрики, и вырабатывающей тепловую и электрическую энергию, с одновременным производством экологически чистых минеральных удобрений.

5.7. Расчеты электрических режимов электрической сети напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Алтайского края, в том числе развивающихся районов города Барнаула.

5.7.1. Анализ энергоузла г.Барнаула

Электроснабжение городского округа – города Барнаула осуществляется от энергосистемы Алтайского края, входящей в состав объединённой энергетической системы Сибири. Опорными центрами питания города являются Барнаульская ТЭЦ-2,Барнаульская ТЭЦ-3 и ПС 220 кВВласиха, связанная по двухцепной ВЛ-220кВс ПС 550кВ Барнаульская (Первомайский район Алтайского края) и ПС 220кВ Чесноковская (г.Новоалтайск). Основными поставщиками электроэнергии в г.Барнауле являются АО «Барнаульская горэлектросеть», а также в наименьшей степени АО «Алтайэнергосбыт».

Управляющей компанией Барнаульской ТЭЦ-2 и Барнаульской ТЭЦ-3 является ООО «Сибирская генерирующая компания».Барнаульская ТЭЦ-2 – одно из важнейших звеньев в работе огромной системы, отвечающей за тепло и комфорт в домах барнаульцев. Барнаульская ТЭЦ-2 имеет стратегическое значение для обеспечения краевого центра теплом и электроэнергией, на ее долю приходится около 45% от общего числа потребителей СГК в Барнауле. Установленная электрическая мощность станции составляет 300,509 МВт, тепловая – 1148 Гкал/ч.Она оборудована двенадцатью котлами и пятью турбинами. Мощность Барнаульской ТЭЦ-2 выдаётся по трём двухцепным ВЛ-110кВ.

Барнаульская ТЭЦ-3 – одна из самых больших и современных станцийв Алтайском края. Она обеспечивает половину краевого центра теплом и горячей водой, а также некоторые предприятия – промышленным паром.Установленная электрическая мощность станции составляет 445 МВт, тепловая – 1450 Гкал/ч. Она оборудована пятью энергетическим и семью водогрейными котлами, тремя турбогенераторами.Мощность Барнаульской ТЭЦ-3 выдаётся по шести двухцепным ВЛ-110 кВ.

ПС220 кВ Власиха–современный энергообъект который принадлежит ПАО «Федеральная сетевая компания единой энергетической системы» – «Западно-сибирское предприятие магистральных электрических сетей». Он не имеет аналогов среди себе подобных по уровню технологической оснащенности, надежности,безопасности и экологичности. Это первая в Алтайском крае подстанция закрытого типа, работающая на элегазовом оборудовании. Благодаря комплектным распределительным устройствам уменьшена площадь подстанции, увеличена ее экологичность и пожаробезопасность. Применение КРУЭ позволило также надежно защитить оборудование от воздействия окружающей среды и продлить срок его службы.ПС 220 кВ Власиха обеспечивает электроснабжение Барнаула, а также близлежащих районов края. Данная подстанция удовлетворяет растущий спрос потребителей электроэнергии и дает импульс дальнейшему развитию экономики города.

Источниками покрытия электрических нагрузок города являются 44 подстанции, в том числе:

ПС-220кВ – 1 шт.;

ПС-110/10кВ – 16 шт.;

ПС-110/6кВ – 16 шт.;

ПС-35/10кВ – 1 шт.;

ПС-35/6кВ – 10 шт.

В энергосистеме города Барнаула по состоянию на 01.01.2020находится 56 распределительный пункт (РП) 6-10кВ, собственником которых является БСК и7 распределительных пунктов (РП) 10 кВ, собственником которых является ООО «Энергия-Транзит».

Суммарная протяжённость питающих линий 6-10 кВ составляет490,775км (все кабельные) (БСК), 62,437 км (кабельные) и 2,004 км (кабельно-воздушные) (ООО «Энергия-Транзит»).

Общая протяжённость распределительных линий 6-10 кВ составляет 1032,945км (БСК), 55,963 км (ООО «Энергия-Транзит»)из них:

кабельных – 797,896 км (БСК), 55,963 км (ООО «Энергия-Транзит»);

воздушных – 235,049км (БСК).

Для повышения уровня эксплуатации электрических сетей 6-10 кВи сокращения затрат на обслуживание применяются при строительстве и реконструкции ПС, РП, а в отдельных случаях и ТП, камеры с вакуумными либо элегазовымии выключателями и микропроцессорной релейной защитой.

Для компенсации емкостных токов замыкания на землю,установлены заземляющие дугогасящие реакторы в соответствии с рекомендациями.

5.7.2. Расчет электроэнергетических режимов энергоузла г.Барнаула

Максимальное потребление мощности энергоузла г. Барнаула, принятое в расчетахэлектроэнергетических режимов составляет 620 МВт.

Расчетная модель, сформированная в программно-вычислительном комплексе RastrWin, включает в себя основную электрическую сеть 220 кВ и распределительные сети 110 кВ Алтайской энергосистемы, а также сети 35 кВ, расположенные на территории городского округа. В перспективной расчетной схеме были учтены вводы новых, техническое перевооружение и реконструкция существующих электросетевых объектов 110-35 кВ в пределах городского округа и в прилегающей сети на основании следующих документов:

Схема и программа «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2020 – 2024 годы;

документов и предложений энергокомпаний.

Согласно перечисленным выше документам и предложениям, в расчетной модели этапа 2021 года учтены следующие мероприятия в части нового строительства и реконструкции сетей 35-110 кВ:

строительство ПС 110 кВ Ковыльная (2х16 МВА) с переводом части нагрузки с ПС 110/10 кВ КМК №20, что позволит разгрузить трансформаторы данной подстанции. Для присоединения подстанции будет выполнена реконструкция ВЛ 110 кВ Власиха – Топчихинская с отпайками (ВТ-111) с разрезанием линии и строительством шлейфового захода на ПС 110 кВ Ковыльная с образованием новых ВЛ 110 кВ Власиха – Ковыльная и ВЛ 110 кВ Ковыльная» – Топчихинская;

реконструкция ПС 35/6 кВ Прудская с трансформаторной мощностью 2х10 МВА.

Режимы работы электрической сети 110 кВ городского округа – г. Барнаула рассмотрены по отдельным участкам – транзитам 110 кВ между опорными подстанциями, электростанциями:

транзит 110 кВВласиха – Арбузовская;

транзит 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-3 – Власиха;

транзит 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-3 – Подгорная – Опорная;

транзит 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-2 – Барнаульская ТЭЦ-3;

транзит 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-2 – Опорная;

транзит 110 кВОпорная – Чесноковская.

Располагаемые мощности электростанций по сезонам года (зима/лето) приведены ниже в таблице 48.

При выполнении расчётов деление по сети 35-110 кВ принято в соответствии с нормальной схемой электрических соединений.

Таблица 48

Участие электрических станций г. Барнаул в режимах

Наименование электростанции

Располагаемая мощность, МВт

Режим зимы

Режим лета

Барнаульская ТЭЦ-2

300

220

Барнаульская ТЭЦ-3

445

293

Барнаульская ГТ ТЭЦ

36

31,2

Расчеты электроэнергетических режимов проведены для температуры наружного воздуха, определенной в соответствии с требованиями ГОСТ Р 58670-2019 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования». Значения температуры приведены в таблице 51.

Расчет режимов в электрической сети 110 кВ г.Барнаула

По результатам расчетов выявлен перегруз по току элементов сети 110 кВ в следующих схемно-режимных ситуациях:

при отключении одной ВЛ 110 кВ на транзите Барнаульская ТЭЦ-2 – ПС Опорная выявлен перегруз по току оставшейся в работе ВЛ 110 кВ;

при одновременном отключении ВЛ 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-3 – Подгорная I цепь с отпайкой на ПС Кристалл и ВЛ 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-3 – Подгорная II цепь с отпайкой на ПС Кристалл выявлен перегруз по току ВЛ 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-2 – Опорная с отпайкой на ПС Трансмаш (ВЛ ТО-101).

Превышение допустимой токовой нагрузки на этих ВЛ в расчетных моделях обусловлено загрузкой Барнаульских ТЭЦ-2, ТЭЦ-3 и Барнаульской ГТ ТЭЦ до значений максимальной располагаемой мощности. При снижении генерации Барнаульской ТЭЦ-2, токовая загрузка ВЛ 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-2 – Опорная с отпайкой на ПС Трансмаш (ВЛ ТО-101) снижается до длительно допустимых значений. После ввода в работу АОПО ВЛ 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-2 – Опорная с отпайкой на ПС Трансмаш (ВЛ ТО-101) или ВЛ 110 кВ Барнаульская ТЭЦ-2 – Сибэнергомаш с отпайкой на ПС Трансмаш (ВЛ ТС-100) на Барнаульской ТЭЦ-2, ограничение станции осуществляется только в послеаварийном режиме действием противоаварийной автоматики.

Результаты расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения для данных режимов 2021 года сведены в таблицы 17-18 Приложения А и представлены в графическом виде на рисунках 154-159 Тома 2.

Место для строительства новой ПС 110 кВ Ковыльная территориально расположено в черте г. Барнаула, однако по топологии сети не относится к электрической сети 110 кВ г. Барнаула, поэтому результаты электрических расчетов по данному участку сети представлены в описании Барнаульского энергорайона в разделе 5.7.4

Расчеты режимов на 2022 – 2025 годы

В связи с тем, что на 2022-2025 годы выполнение мероприятий, влияющих на работу энергосистемы, не запланировано и потребление увеличивается не существенно, расчеты режимов на 2022-2025 годы не приведены в работе.

5.7.3 Рекомендации по развитию энергоузла г.Барнаула

Разработаны следующие мероприятия по развитию энергосистемы г.Барнаула:

строительство ПС 110/10 кВ Ковыльная. Проектная документация на ПС разработана ООО «ПМК Сибири» (г.Красноярск) в 2015 году. На данный момен ведется актуализация документации. Предусмотрен перевод части нагрузок с ПС 110 кВ КМК на ПС 110 кВ Ковыльная;

реконструкция ПС 35/6кВ Прудская с установкой двух трансформаторов с установленной электрической мощностью по 10 МВА каждый (при разработке проекта по ПС 35 кВ Прудская необходимо уточнить мощность планируемых к установке силовых трансформаторов с учетом действующих на этот момент ТУ на ТП).

В качестве рекомендаций администрации г.Барнаула совместно с электросетевыми компаниями необходимо проработать вопрос по:

энергоснабжению точечной застройки Центрального района г.Барнаула;

подключению новых потребителей в нагорной части г. Барнаула (жилой комплекс Хорошоево и прилегающие территории перспективной жилой застройки);

подключению новых потребителей в Индустриальном районе г. Барнаула (микрорайоны перспективной жилой застройки многоквартирных домов);

подключению новых потребителей в Октябрьском районе г.Барнаула (точечная застройка многоквартирных домов).

Также одной из основных задачь электросетевых предприятий в области энергосбережения является снижение потерь электроэнергии при её передаче и распределении.

Одним из основных направлений по снижению потерь электроэнергии является совершенствование коммерческого учёта на основе развития АИИС КУЭ, ликвидация безучётного потребления и случаев хищения.

Важнейшим направлением снижения технических потерь электроэнергии в электрических сетях среднего напряжения является оптимизация потокораспределения мощностей (в том числе, ликвидация встречных потоков по ЛЭП) и переход на более высокий класс напряжения сети.

В целях энергосбережения и повышения энергетической эффективности предусматриваются следующие решения:

оптимизации схемы распределительных сетей 6-10 кВ за счёт ликвидации встречных потоков мощностей – оптимизация точек деления сети;

увеличение, в отдельных случаях, сечений линий 6-10 кВ, с доведением их до номинальной загрузки;

применение защищённого провода, марки СИП-3, позволит снизить потери электроэнергии в сетях 6-10 кВ за счёт уменьшения реактивного сопротивления.

Достижение дополнительного экономического эффекта возможно при внедрении следующих мероприятий:

снижение перетоков реактивной мощности в линиях 6-10 кВ за счёт повышения коэффициента реактивной мощности;

компенсация реактивной мощности, а соответственно и снижение перетоков реактивной мощности по линиям 6-10 кВ, может быть достигнуто за счёт установки компенсирующих реактивную мощность устройств. Наиболее эффективна компенсация реактивной мощности непосредственно у потребителей электроэнергии вследствие их относительно незначительной мощности и низкой стоимости;

развитие автоматизированной системы коммерческого учёта электроэнергии с доведением случаев хищения до минимума;

совершенствование системы технического учёта с целью сокращение технических потерь электроэнергии (применение приборов учёта и других устройств в измерительных цепях повышенных классов точности).

Реализация вышеперечисленных решений позволит уменьшить объём используемых энергетических ресурсов при сохранении соответствующего полезного эффекта от их использования и, как следствие, сократить потери электроэнергии в электрических сетях.

5.7.4 Расчеты электрических режимов электрической сети напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Алтайского края

Расчеты электроэнергетических режимов для нормальных и послеаварийных ремонтных схем проведены для зимних и летних максимумов и минимумов нагрузки для каждого года планирования (2021 – 2025 год). В качестве исходных данных приняты данные зимнего контрольного замера и летнего контрольного замера 2019 года.

Прогнозная максимальная мощность Алтайского края соответствует данным приведенным в таблице 49.

Таблица 49

Потребление, МВт

Зима

Лето

макс

мин*

макс*

мин*

2021

1819

1228

1281

799

2022

1821

1229

1282

800

2023

1823

1230

1284

801

2024

1824

1231

1284

801

2025

1831

1236

1289

804

* - для расчета потребления летних максимумов нагрузки использован коэффициент сезонности, для определения зимних/летних минимумов нагрузки использованы коэффициенты неравномерности нагрузки в течение суток.

Увеличение нагрузки в соответствии с заключенными договорами на технологическое присоединение по данным, полученным от Алтайэнерго и БСК, учтено отдельно сверх среднестатистического роста.

Генерация станций, принятая в расчетных моделях приведена в таблице 50.

Таблица 50

Наименование станции

Генерация, МВт

Зима

Лето

максимум

минимум

максимум

минимум

Барнаульская ТЭЦ-2

300

300

220

220

Барнаульская ТЭЦ-3

445

445

293

293

Бийская ТЭЦ-1

519,9

519,9

505

505

Барнаульская ГТ ТЭЦ

0

0

0

0

Расчеты электроэнергетических режимов проведены для температуры наружного воздуха, определенной в соответствии с требованиями ГОСТ Р 58670-2019 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования». Значения температуры приведены в таблице 51.

Таблица 51

Зимние режимы максимальных и минимальных нагрузок

Летний режим максимальных нагрузок

Летний режим максимальных и минимальных нагрузок

температура воздуха наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0.92, °С

расчетная температура наружного воздуха, °С

температуры воздуха
для теплого периода года с обеспеченностью 0.98, °С

среднемесячные температуры
воздуха наиболее теплого летнего месяца, °С

-36

-5

30

20

При расчетах электрических режимов учтена реализация мероприятий по развитию Алтайской энергосистемы, приведенных в таблице 52.

Таблица 52

Наименование мероприятия

Примечание

Развитие электрических сетей

на 2021 год

Строительство ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Алтайская Долина (Республика Алтай)

Строительство ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Манжерокская (Республика Алтай)

Строительство ПС 110 кВ Ковыльная

Планируемая нагрузка на ПС 110 кВ Ковыльная на год ввода – 14,174 МВт

Реконструкция ПС 35 кВ Прудская

Развитие генерирующих мощностей

на 2021 год

Строительство Курьинской СЭС

Установленная мощность - 30 МВт

Строительство Славгородской СЭС (1 этап)

Установленная мощность - 20 МВт

на 2022 год

Строительство Славгородской СЭС (2 этап)

Установленная мощность - 20 МВт

В связи с незначительным увеличением установленной генерирующей мощности станций и прогнозируемым приростом нагрузки, не превышающем 0,4% в год, режимно-балансовая ситуация в целом на территории края существенно не изменится.

В работе приведены расчеты нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов, выполненные по энергорайонам.

Расчеты режимов на 2021 год

Бийский энергорайон

В Бийском энергорайоне введены в эксплуатацию новые подстанции 110 кВ: ПС 110 кВ Бирюзовая Катунь, ПС 110 кВ Сибирская монета. Планируется ввод в эксплуатацию ПС 110 кВ Алтайская долина (Республика Алтай). Строительство этих ПС обусловлено необходимостью электроснабжения объектов туристско-рекреационного типа особые экономические зоны «Бирюзовая Катунь» (Алтайский край), «Алтайская долина» (Республика Алтай), игорная зона «Сибирская монета» (Алтайский край). Увеличение потребления в районах расположения этих объектов приведет к превышению допустимой токовой нагрузки и снижению напряжения ниже аварийно допустимых значений, и, как следствие, отключению потребителей на территории Бийского энергорайона.

Для развития туристско рекреационного потенциала предгорных районов Алтайского края и Республики Алтай и обеспечения надежного электроснабжения потребителей предусмотрено строительство ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Алтайская долина и ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Манжерокская.

Параметры режима для всех вариантов расчета находятся в области допустимых значений: токовая загрузка элементов не превышает длительно допустимую, уровни напряжения в сети 110 кВ не ниже минимально допустимых (88,6 кВ).

Результаты расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения для нормальных и послеаварийных режимов для зимнего и летнего периодов 2021 года сведены в таблицы 1-8 Приложения А и представлены в графическом виде на рисунках 1-84 Тома 2.

Кулундинский энергорайон

В соответствии с выданными техническими условиями на технологическое присоединение электроустановок ОАО «Алтайский Химпром» планируется строительство новой ПС 110 кВ Алтайский Химпром в 2020 году. В технических условиях определены следующие точки присоединения к сети 110 кВ:

оп. № 5б ВЛ 110 кВ Кулунда – Славгородская I цепь с отпайками (ВЛ КС-115;

оп. № 5б ВЛ 110 кВ Кулунда – Славгородская II цепь с отпайками (ВЛ КС-116.

В рамках выполнения данной работы проведены расчеты режимов в Кулундинском энергорайоне с учетом ввода в эксплуатацию новой ПС.

По результатам расчётов электроэнергетических режимов потокораспределения мощности и уровней напряженияв различных схемно-режимных ситуациях токовые перегрузки не выявлены. Уровни напряжения не выходят за пределы допустимых значений.

Результаты расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения для нормальных и послеаварийных режимов для зимнего и летнего периодов 2021 года сведены в таблицы 9-12 Приложения А и представлены в графическом виде на рисунках 85-124 Тома 2.

Рубцовский энергорайон

В Рубцовском энергорайоне не запланированы изменения в конфигурации сети, технические условия на присоединение крупных потребителей электроэнергии отсутствуют. В связи с этим результаты расчетов электрических режимов в данной работе не представлены.

Барнаульский энергорайон

Строительство ПС 110 кВ Ковыльная

Присоединение ПС 110 кВ Ковыльная планируется к проходящей рядом с участком для строительства КВЛ 110 кВ Власихинская - Топчихинская (ВТ-111) путем ее разрезания и организации заходов на РУ-110 кВ проектируемой подстанции. При этом образуются две новых линии: КВЛ 110 кВ Власиха – Ковыльная и ВЛ 110 кВ Ковыльная – Топчихинская с отпайками.

По результатам расчётов электроэнергетических режимов потокораспределения мощности и уровней напряжения выявлено снижение уровня напряжения ниже аварийно допустимого значения при одновременном отключении КВЛ 110 кВ Власиха – Ковыльная и КВЛ 110 кВ Власиха – Приобская с отпайками в режиме зимнего максимума 2021 года. Однако выполнение схемно-режимных мероприятий (повышения напряжения на ПС 220 кВ Южная путем изменения коэффициентов трансформации автотрансформаторов) позволит повысить напряжение на ПС 110 кВ Ковыльная свыше аварийно допустимого значения (85 кВ).

Выполнение схемно-режимных мероприятий (повышения напряжения на ПС 220 кВ Южная и ПС 220 кВ Горняк путем изменения коэффициентов трансформации автотрансформаторов, увеличения выдачи реактивной мощности на Бийской ТЭЦ) позволило повысить напряжение на ПС 110 кВ Ковыльная до уровня 90,2 кВ.

При отключении КВЛ 110 кВ Власиха – Ковыльная токовая нагрузка КВЛ 110 кВ Власиха –Приобская с отпайками составит 335 А в начале линии и 284 А в конце линии. Длительно допустимый ток по данной ЛЭП составляет 330 А и ограничивается трансформатором тока на ПС 110 кВ Приобская. На ПС 220 кВ Власиха трансформатор тока имеет номинал 1000 А. Таким образом токовой перегрузки элементов сети 110 кВ не возникает.

Результаты расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения для нормальных и послеаварийных режимов для зимнего и летнего периодов 2021 года сведены в таблицы 13-16 Приложения А и представлены в графическом виде на рисунках 125-153 Тома 2.

Расчеты режимов на 2022 – 2025 годы

В связи с тем, что на 2022-2025 годы выполнение мероприятий, влияющих на работу энергосистемы, не запланировано и потребление Алтайского края увеличивается не существенно, расчеты режимов на 2022-2025 годы не приведены в работе.

Ввод в работу новых генерирующих объектов (СЭС).

В рамках выполнения работы отдельно рассмотрены электроэнергетические режим летних максимумов при максимальной выдаче мощности планируемых к вводу Курьинской и Славгородской СЭС.

2021 год. Строительство Курьинской СЭС

В соответствии с предоставленной информацией ООО «Грин Энерджи Рус» планируется строительство фотоэлектрических солнечных электростанций в районе села Курья Алтайского края установленной мощностью 30 МВт.

В качестве предварительной точки присоединения предлагается опора №292 ВЛ 110 кВ Дальняя – Курьинская (ВЛ ДК-63).

С целью выявления рисков нарушения допустимых параметров электроэнергетического режима при максимальнойгенерации мощности Курьинской СЭС, проведены расчеты и анализ установившихся электроэнергетических режимов потокораспределения мощности и уровней напряжения в электрической сети района размещения Курьинской СЭС.

Поскольку максимальнаягенерация мощности СЭС возможна только в дневное летнее время, электроэнергетические режимы рассчитаны на период летнего максимума 2021 года. Дополнительно, для оценки риска превышения наибольшего рабочего напряжения, рассмотрен режим летнего дневного минимума нагрузок.

Все послеаварийные установившиеся режимы работы сети рассматриваемого района характеризуются допустимой токовой загрузкой элементов сети и допустимыми уровнями напряжений.

Результаты расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения для нормальных и послеаварийных режимов сведены в таблице 19 Приложения А и представлены в графическом виде на рисунках 160-171 Тома 2.

2021-2022 годы.Строительство Славгородской СЭС

В соответствии с предоставленной информацией ООО «Грин Энерджи Рус» планируется строительство фотоэлектрических солнечных электростанций в районе города Славгород Алтайского края установленной мощностью 40 МВт (1 очередь 20 МВт в 2021 году, 2-я очередь 20 МВт в 2022 году).

В качестве предварительной точки присоединения предлагается опора №268 ВЛ 110 кВ Кулунда – Славгородская II цепь с отпайками (ВЛ КС-116).

С целью выявления рисков нарушения допустимых параметров электроэнергетического режима при максимальнойгенерации мощности Славгородской СЭС, проведены расчеты и анализ установившихся электроэнергетических режимов потокораспределения мощности и уровней напряжения в электрической сети района размещения Славгородской СЭС.

Поскольку максимальнаягенерация мощности СЭС возможна только в дневное летнее время, электроэнергетические режимы рассчитаны на период летнего максимума 2022 года.

Все послеаварийные установившиеся режимы работы сети рассматриваемого района характеризуются допустимой токовой загрузкой элементов сети и допустимыми уровнями напряжений.

Результаты расчетов потокораспределения мощности и уровней напряжения для нормальных и послеаварийных режимов сведены в таблицы 20 Приложения А и представлены в графическом виде на рисунках 172-179 Тома 2.

С учетом прогнозируемых режимных условий необходимость увеличения установленной мощности генерирующих объектов не территории Алтайского края не требуется.

5.8. Предложения по развитиюэлектрической сети.

5.8.1. Предложения по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше.

По каждому мероприятию, указанному в СиПР Алтайского края, проводится техническое обоснование реализации данного мероприятия с указанием рекомендуемого года реализации мероприятия.

В целях формирования единого документа по развитию электрических сетей 110 кВ и выше в Алтайском крае и реализации важнейших инвестиционных проектов сетевых организаций разработаны схема и программа, включающие перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения «узких мест».

При разработке СиПР Алтайского края учтены следующие материалы:

1) проект СиПР ЕЭС России на 2020 – 2026 годы;

2) предложения органов исполнительной власти Алтайского края;

3) предложения Новосибирского РДУ;

4) предложения электросетевых организаций;

5) договоры на технологическое присоединение к электрическим сетям;

6) результаты расчетов электроэнергетических режимов.

На территории Алтайского края в соответствии с договорами технологического присоединения планируется строительство и реконструкция объектов 110 кВ и выше.

Таблица 53

№

п/п

ПС

Собственник

Год ввода

1.

Строительство ПС 110 кВ и строительство отпаек от оп. № 5б ВЛ 110 кВ Кулунда – Славгородская I цепь с отпайками (ВЛ КС-115) и ВЛ 110 кВ Кулунда – Славгородская II цепь с отпайками (ВЛ КС-116) для электроснабжения ОАО «АЛТАЙСКИЙ ХИМПРОМ»

ОАО «АЛТАЙСКИЙ ХИМПРОМ»

2020

2.

Строительство ПС 220 кВ Цемент с отпайкой от ВЛ 220 кВ Смазнево – Артышта

ОАО «Цемент»

2020*

* - в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2020 – 2026 годы

Срок действия технических условий на технологическое присоединение заканчивается в 2020 году и мероприятие ОАО «АЛТАЙ-СКИЙ ХИМПРОМ» актуально при наличии действующих технических условий на технологическое присоединение данного заявителя, и может быть реализовано за рамками планируемого срока перечня мероприятий (2021 -2025 годы).

В связи с аннулированием ТУ на ТП строительства ПС 110 кВ Индустриальный парк, данное мероприятия исключено из перечня мероприятий, предусмотренных в СиПР Алтайского края на 2020– 2024 годы.

СиПР Алтайского края на 2020-2024 годы предусматривалась замена трансформатора 2,5 МВА на трансформатор 6,3 МВА на ПС 110 кВ Новоромановская со сроком реализации в2021 году. Алтайэнерго выполнило  замену трансформаторов в 2019 году в связи с необходимостью его аварийной замены. В настоящее время на ПС 110 кВ Новоромановская установлено два трансформатора по 6,3 МВА каждый, что соотвествует проектным решениям по данной подстанции.

5.8.2. Предложения по развитию электрической сети напряжением 6-10-35 кВ.

По данным, предоставленным Администрацией г. Барнаула в период до 2025 года планируется выполнить:

замену оборудования 6 кВ на ПС-110/6кВ АТИ с установкой вакуумных выключателей, замена оборудования на ПС 110 кВАТИ обусловлена неудовлетворительным техническим состоянием существующего оборудования;

реконструкцию РП-32, РП-42, РП-43, РП-46, РП-50, РП-51, РП-52, РП-53, РП-54, РП-55, РП-56, РП-57, РП-58, РП-59;

строительство электрических сетей для технологического присоединения новых потребителей;

монтаж интеллектуальных систем учета электрической энергии;

строительство распределительного пункта 6 кВ (РП-6 кВ) в районе ПС 110 кВ № 13 Подгорная с обеспечением питанием от ПС 110 кВ № 13 Подгорная для обеспечения надежного электроснабжения строящихся объектов жилого фондаЦентрального района г. Барнаула;

строительство распределительного пункта 6 кВ (РП-6 кВ) в районе пересечения улиц Советской Армии и Телефонная с обеспечением питанием от ПС 35 кВ №10 2-й Подъем для обеспечения надежного электроснабжения строящихся объектов жилого фонда в указанном районе, в том числе в границах улиц Советской Армии, Витебская, Минская;

Таблица 54

Перечень мероприятий по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики напряжением 110 кВ и выше на территории Алтайского края

№

п/п

Наименование объекта, класс напряжения, описание мероприятия

Собственник объекта

Основание включения в перечень

Рекомен-дуемые годы реализации

Отчетные характе-ристики

Проектные характеристики

Стоимость, строительства с НДС, млн. руб.

Планируемые капвложения по годам, (по данным субъектов электроэнергетики)

млн. руб., с НДС

2020 (за рамками планируемого перечня мероприятий)

2021

2022

2023

2024

2025

Итого 2021-2025

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1

Мероприятия, направленные на исключение риска выхода параметров энергетического режима в область допустимых значений

1.1

Обекты 500 кВ

1.1.1

Техническое перевооружение ВЛ 500 кВ ЕЭК – Рубцовская (ВЛ-552)

ЗСП МЭС

Проект СиПР ЕЭС на 2020-2026 гг.

2022

устранение негабарита в пролете опор №№481-482

1.2

Объекты 110 кВ

1.2.1

Строительство ПС 110/10 кВ Ковыльная с 2-мя трансформаторами 2х16 МВА

Алтайэнерго

Ликвидация ГАО

2021

-

2х16 МВА,

0,1 км

245,6

0,0

6,8

42,3

193,6

0,0

0,0

242,7

1.2.2

Реконструкция ПС 110 кВ Волчихинская с заменой трансформатора 6,3 МВА на 10 МВА

Алтайэнерго

Ликвидация ГАО

2021

6,3 МВА, 10 МВА

2х10 МВА

50,2

-

-

-

-

-

49,4

49,4

1.2.3

Реконструкция ПС 110 кВ Предгорная c заменой силового трансформатора 6,3 МВА на 10 МВА

Алтайэнерго

Ликвидация ГАО

2021

6,3 МВА, 10 МВА

2х10 МВА

60,6

-

-

-

-

-

60,3

60,3

2

Мероприятия необходимые для осуществления ТП новых потребителей

2.1

Объекты 220 кВ

2.1.1

Строительство ПС 220 кВ Цемент с отпайкой от ВЛ 220 кВ Смазнево - Артышта

ОАО «Цемент»

Проект СиПР ЕЭС на 2020-2026 гг.

2020

-

1х25 МВА,

6,5 км

400,0

400,0

-

-

-

-

-

400,0

2.2

Объекты 110 кВ

2.2.1

Строительство ПС 110/6 кВ, строительство ЛЭП 110 кВ отпайками от оп. № 5б ВЛ 110 кВ Кулунда – Славгородская I цепь с отпайками (ВЛ КС-115) и ВЛ 110 кВ Кулунда – Славгородская II цепь с отпайками (ВЛ КС-116)**

ОАО «АЛТАЙСКИЙ ХИМПРОМ»

ТУ на ТП

2020

-

2х16 MBA,

1 км

213,5

213,5

213,5

* срок действия технических условий на технологическое присоединение заканчивается в 2020 году и данное мероприятие актуально приналичии действующих технических условий на технологическое присоединение данного заявителя, и может быть реализовано за рамками планируемого срока перечня мероприятий (2021 -2025 годы).

Таблица 55

Плановые значения показателей надежности в отношении территориальных сетевых организаций или их обособленных подразделений, оказывающих услуги по передаче электрической энергии на территории Алтайского края, с учетом выполнения мероприятий, предусмотренных перечнем реализуемых и перспективных проектов

Наименование территориальной сетевой организации

Показатель средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии на точку поставки

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

Алтайэнерго

2,5390

2,5009

2,4634

2,4264

2,3816

2,3816

БСК

-

-

-

-

-

-

Показатель средней частоты прекращения передачи электрической энергии на точку поставки

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

Алтайэнерго

1,8647

1,8367

1,8092

1,7820

1,7590

1,7590

БСК

-

-

-

-

-

-

Оценка плановых значений показателя надежности оказываемых услуг в отношении Алтайэнерго, БСК, оказывающих услуги по передаче электрической энергии на территории Алтайского края показывает, что с учетом выполнения мероприятий, предусмотренных перечнем реализуемых и перспективных проектов программы развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше на территории Алтайского края на 2020 – 2025 годы показатели могут быть достигнуты.

5.9. Анализ баланса реактивной мощности

Анализ результатов расчетов показал, что в послеаварийном режиме с отключением ВЛ 110 Власиха – Приобская с отпайками (ВЛ ВП-52) и ВЛ 110 кВ Власиха – Ковыльная при полном наборе мощности ПС 110 кВ Ковыльная в соответствии с ТУ на ТП в режимах зимних максимумов нагрузок возможно снижение напряжения на ПС 110 кВ Ковыльная ниже минимально допустимых значений. Повышение напряжения на ПС 110 кВ Ковыльная возможно путем изменения положения РПН на ПС 220 кВ Южная и увеличения напряжения на шинах 110 кВ Бийской ТЭЦ.

Снижение напряжения ниже допустимых значений на других ПС энергосистемы Республики Алтай и Алтайского края (в части Алтайского края) не выявлено.

Проведенный анализ режимов минимальных нагрузок показал отсутствие превышения наибольших рабочих напряжений (126 кВ, 252 кВ, 525 кВ).

Необходимость разработки мероприятий по компенсации реактивной мощности отсутствует.

5.10. Сводные данные по развитию электрической сети края, класс напряжения которой ниже 110 кВ.

Таблица 56

Сводные данные по развитию электрической сети края, класс напряжения которой ниже 110 кВ

Наименование территориальной сетевой компании

Мероприятия

Ввод объектов инвестиционной деятельности (мощностей) в эксплуатацию

Наименование показателя

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

2024 год

2025 год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

АО «СК Алтайкрайэнерго

строительство и реконструкция электрических сетей и подстанций классом напряжения ниже 110 кВ

Мощность всего, МВА

3,14

1,05

2,71

1,89

0,81

Реконструкция, МВА

1,48

1,05

1,37

0,57

0,81

Новое строительство, МВА

1,16

0

1,34

1,32

0

Приобретение, МВА

0,5

0

0

0

0

Всего по линиям электропередачи, км

39,289

68,494

42,202

75,443

51,588

Реконструкция, км

32,42

65,234

26,751

53,026

33,666

Новое строительство, км

3,869

3,26

15,451

22,417

17,922

Приобретение, км

3

0

0

0

0

Алтайэнерго

строительство и реконструкция электрических сетей и подстанций классом напряжения ниже 110 кВ

Мощность всего, МВА

25,8

5,6

5,8

8,0

Реконструкция, МВА

21,6

1,6

1,5

2,8

Новое строительство, МВА

4,2

4,0

4,3

5,2

Приобретение

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Всего по линиям электропередачи, км

300,8

297,0

298,1

296,7

Реконструкция, км

239,3

233,0

230,9

224,7

Новое

61,5

64,0

67,2

72,0

строительство, км

Приобретение

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

БСК

строительство и реконструкция электрических сетей и подстанций классом напряжения ниже 110 кВ

Мощность всего, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Реконструкция, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Новое строительство, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Всего по линиям электропередачи, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Реконструкция, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Новое строительство, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ООО «Заринская сетевая компания»

строительство и реконструкция электрических сетей и подстанций классом напряжения ниже 110 кВ

Мощность всего, МВА

6,0

16,0

50,0

0,0

0,0

0,0

Реконструкция, МВА

6,0

16,0

50,0

0,0

0,0

0,0

Новое строительство, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Всего по линиям электропередачи, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Реконструкция, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Новое строительство, км

2,5

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

МУМКП ЗАТО Сибирский

строительство и реконструкция электрических сетей и подстанций классом напряжения ниже 110 кВ

Мощность всего, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Реконструкция, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Новое строительство, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Всего по линиям электропередачи, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Реконструкция, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Новое строительство, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

филиал «Сибирский» ОАО «Оборонэнерго»

строительство и реконструкция электрических сетей и подстанций классом напряжения ниже 110 кВ

Мощность всего, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Реконструкция, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Новое строительство, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Всего по линиям электропередачи, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Реконструкция, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Новое строительство, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ООО «Регион-Энерго»

строительство и реконструкция электрических сетей и подстанций классом напряжения ниже 110 кВ

Мощность всего, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Реконструкция, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Новое строительство, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Всего по линиям электропередачи, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Реконструкция, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Новое строительство, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ООО «Южно-Сибирская энергетическая компания»

строительство и реконструкция электрических сетей и подстанций классом напряжения ниже 110 кВ

Мощность всего, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Реконструкция, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Новое строительство, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Всего по линиям электропередачи, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Реконструкция, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Новое строительство, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

РЖД

строительство и реконструкция электрических сетей и подстанций классом напряжения ниже 110 кВ

Мощность всего, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Реконструкция, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Новое строительство, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Всего по линиям электропередачи, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Реконструкция, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Новое строительство, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ООО «Энергия-Транзит»

строительство и реконструкция электрических сетей и подстанций классом напряжения ниже 110 кВ

Мощность всего, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Реконструкция, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Новое строительство, МВА

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Всего по линиям электропередачи, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Реконструкция, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Новое строительство, км

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Таблица 57

Сводные данные по ПС класса 35 кВ и выше на 2019 – 2025 годы

Класс напряжения ПС, кВ

Показатель

Годы

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

35

Количество ПС

157

157

157

157

157

157

157

Суммарная трансформатор-ная мощность ПС, МВА

883,2

883,2

883,2

883,2

883,2

883,2

883,2

110

Количество ПС

195

196

196

196

196

196

196

Суммарная трансформатор-ная мощность ПС, МВА

4493,0

4509,0

4512,7

4512,7

4512,7

4512,7

4512,7

220

Количество ПС

14

15

15

15

15

15

15

Суммарная трансформатор-ная мощность ПС, МВА

2819,0

2844,0

2844,0

2844,0

2844,0

2844,0

2844,0

500

Количество ПС

2

2

2

2

2

2

2

Суммарная трансформатор-ная мощность ПС, МВА

2004,0

2004,0

2004,0

2004,0

2004,0

2004,0

2004,0

1150

Количество ПС

1

1

1

1

1

1

1

Суммарная трансформатор-ная мощность ПС, МВА

-

-

-

-

-

-

-

Таблица 58

Сводные данные по ЛЭП по цепям класса 20 кВ и выше на 2019 – 2025 годы

Класс напряжения ЛЭП (ВЛ и КЛ), кВ

Годы

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

20-35

3938,6

3938,6

3938,6

3938,6

3938,6

3938,6

3938,6

110

7638,7

7638,7

7638,7

7638,7

7638,7

7638,7

7638,7

220

2486,3

2486,3

2486,3

2486,3

2486,3

2486,3

2486,3

500

829,6

829,6

829,6

829,6

829,6

829,6

829,6

1150

504,4

504,4

504,4

504,4

504,4

504,4

504,4

5.11. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний Алтайского края в топливе.

Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний на перспективу до 2024 года определена исходя из прогнозируемых объемов выработки электрической и тепловой энергии с учетом удельных расходов топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию, а также с учетом демонтажа и ввода генерирующего оборудования в период 2020 – 2025 годов.

Таблица 59

Фактическая и плановая потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на период 2020 – 2025 годов

Год

Газ

Мазут

Уголь

Прочее

Итого

тыс.

т у.т.

тыс.

т у.т.

тыс.

т у.т.

тыс.

т у.т.

тыс.

т у.т.

2019

(факт)

457,31

10,0

38,31

0,84

3632,12

79,9

416,29

9,16

4544,03

100,0

2020

457,31

10,0

38,31

0,84

3632,12

79,9

416,29

9,16

4544,03

100,0

2021

457,31

10,0

38,31

0,84

3632,12

79,9

416,29

9,16

4544,03

100,0

2022

457,31

10,0

38,31

0,84

3632,12

79,9

416,29

9,16

4544,03

100,0

2023

457,31

10,0

38,31

0,84

3632,12

79,9

416,29

9,16

4544,03

100,0

2024

457,31

10,0

38,31

0,84

3632,12

79,9

416,29

9,16

4544,03

100,0

2025

457,31

10,0

38,31

0,84

3632,12

79,9

416,29

9,16

4544,03

100,0

             

Существенных изменений в пропорциях структуры использования топлива электростанциями и котельными генерирующих компаний Алтайского края в период до 2025 года не предполагается. Доминирующим видом топлива в энергетике края останется каменный уголь.

5.12. Анализ наличия разработанных схем теплоснабжения городов Алтайского края.

Обязательность наличия выполненных схем теплоснабжения МО субъектов Российской Федерации установлена Федеральным законом Российской Федерации от 27.07.2010 № 190-ФЗ «О теплоснабжении» (далее – «Федеральный закон № 190-ФЗ»).

Схемы теплоснабжения разработаны на основе документов территориального планирования поселений, городских округов, утвержденных в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности. Схемы теплоснабжения разработаны на срок не менее 15 лет и подлежат ежегодной актуализации.

Требования к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения схем теплоснабжения утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 № 154 (далее – постановление № 154).

Схема теплоснабжения г. Барнаула до 2029 года утверждается приказом Минэнерго России. Схемы теплоснабжения остальных муниципальных образований Алтайского края утверждаются органами местного самоуправления.

Объем требований к структуре и содержанию схем теплоснабжения зависит от численности населения в поселениях: до 10 тыс. человек; от 10 до 100 тыс. человек; свыше 100 тыс. человек.

В Алтайском крае численность свыше 100 тыс. человек имеет г. Барнаул (700,3 тыс. человек), г. Бийск (213,6 тыс. человек) и г. Рубцовск (146,4 тыс. человек).

Девятнадцать муниципальных образований Алтайского края имеют численность населения от 10 тыс. до 100 тыс. человек, в том числе:

г. Новоалтайск – 73,1 тыс. человек;

г. Заринск – 47,0 тыс. человек;

г. Камень-на-Оби – 42,5 тыс. человек;

г. Славгород – 40,6 тыс. человек;

г. Алейск – 28,5 тыс. человек;

г. Яровое – 18,1 тыс. человек;

г. Белокуриха – 15,1 тыс. человек;

ЗАТО Сибирский – 12,2 тыс. человек;

г. Змеиногорск – 10,7 тыс. человек;

г. Горняк – 13,0 тыс. человек;

сельское поселение Алтайский сельсовет Алтайского района – 14,2 тыс. человек;

городское поселение Благовещенский поссовет Благовещенского района – 11,6 тыс. человек;

сельское поселение Волчихинский сельсовет Волчихинского района – 10,3 тыс. человек;

сельское поселение Кулундинский сельсовет Кулундинского района – 14,5 тыс. человек;

сельское поселение Михайловский сельсовет Михайловского района – 10,8 тыс. человек;

сельское поселение Павловский сельсовет Павловского района – 14,8 тыс. человек;

сельское поселение Поспелихинский Центральный сельсовет Поспе-лихинского района – 11,9 тыс. человек;

городское поселение Тальменский поссовет Тальменского района – 19,0 тыс. человек;

сельское поселение Шипуновский сельсовет Шипуновского района – 13,5 тыс. человек.

В соответствии с постановлением № 154 для вышеуказанных поселений, кроме г. Барнаула, схемы теплоснабжения разработаны в соответствии со всеми требованиями указанного постановления кроме требований по разработке схемы теплоснабжения в части разработки Электронной модели системы теплоснабжения поселения, городского округа.

Схема теплоснабжения г. Барнаула разработана в соответствии с требованиями постановления № 154 и включает Электронную модель системы теплоснабжения городского округа.

Для поселений Алтайского края существует два варианта разработки схем теплоснабжения:

для поселений, в которых в соответствии с документами территориального планирования используется индивидуальное теплоснабжение потребителей тепловой энергией, соблюдение требований, касающихся структуры схемы теплоснабжения и содержания информации, утвержденных постановлением № 154, не является обязательным;

для поселений, в которых в соответствии с документами территориального планирования используется централизованное теплоснабжение потребителей тепловой энергией, соблюдение требований, касающихся структуры схемы теплоснабжения и содержания информации, утвержденных постановлением № 154, является обязательным.

При анализе наличия схем теплоснабжения городов Алтайского края установлено следующее.

1) В 2013 году администрацией г. Барнаула была разработана Схема теплоснабжения городского округа г. Барнаула (исполнитель – ООО Строительная компания «ИНМАР» (г. Москва). Актуализированная схема теплоснабжения г. Барнаула до 2033 года утверждена приказом Минэнерго России от 19.06.2018 № 468.

2) В 2013 году была разработана схема теплоснабжения г. Бийска до 2030 года. Актуализированная схема теплоснабжения г. Бийска до 2033 года утверждена постановлением Главы г. Бийска от 26.10.2018 № 1534. Схема теплоснабжения не включает новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных. Перечень котельных, запланированных к реконструкции и строительству, представлен в указанном постановлении.

3) Схема теплоснабжения г. Рубцовска Алтайского края на период до 2035 года утверждена постановлением администрации г. Рубцовска от 27.09.2018 № 2523.

4) Схема теплоснабжения г. Новоалтайска Алтайского края на период 2013 – 2028 годов разработана в 2014 году. Актуализированная схема теплоснабжения утверждена постановлением администрации г. Новоалтайска от 06.05.2016 № 743.

5)Схема теплоснабжения муниципального образования город Заринск Алтайского края разработана и утверждена постановлением администрации города Заринска Алтайского края от 13.04.2015 № 412. Актуализация схемы теплоснабжения была проведена 14.04.2016, 20.01.2017, 13.04.2018.

6) Схема теплоснабжения г. Камня-на-Оби Алтайского края до 2029 годы утверждена в 2014 году.

7) В 2016 году администрацией г. Славгорода была разработана и утверждена схема теплоснабжения городского округа Славгорода на период 2016 – 2031 годов и актуализирована в 2018 году.

8) Схема теплоснабжения г. Алейска на период до 2035 года утверждена в 2014 году.

9) Схема теплоснабжения г. Яровое на период до 2027 года разработана и утверждена администрацией города в 2013 году. Актуализированная схема теплоснабжения утверждена постановлением администрации г.Яровое от 13.04.2018 № 290. Новое строительство, расширение ТЭЦ и котельных не планируется.

10) Схема теплоснабжения муниципального образования города Белокуриха Алтайского края, утверждена постановлением администрации города от 09.12.2013 № 2385, в редакции постановлений администрации города от 31.03.2014 № 427, от 31.03.2015 № 447, от 15.06.2016 № 560, от 02.04.2018 № 31.

Схема теплоснабжения не предусматривает строительства новых и расширения существующих ТЭЦ и крупных котельных.

11) Схема теплоснабжения ЗАТО Сибирский Алтайского края утверждена решением Совета депутатов ЗАТО Сибирский от 22.04.2014 № 46/273 «Об утверждении схемы теплоснабжения городского округа закрытого административно-территориального образования Сибирский Алтайского края».

12) Схема теплоснабжения г. Змеиногорска утверждена постановлением администрации г. Змеиногорска от 29.04.2015 № 109.

13) Разработана и утверждена постановлением Администрации Локтевского района от 14.04.2017 № 185 схема теплоснабжения г. Горняк Локтевского района Алтайского края на 2012 – 2015 годы и на период до 2027 года.

5.13. Предложения по модернизации систем централизованного теплоснабжения.

В настоящее время внедрению комбинированного производства электрической энергии на базе ПГУ в Алтайском крае препятствуют следующие факторы:

ограниченное количество крупных узлов нагрузки;

наличие недозагруженных мощностей по производству тепла, вызванное снижением его потребления промышленными предприятиями;

относительная дороговизна строительства ПГУ-ТЭЦ в условиях ограниченных инвестиционных возможностей в Алтайском крае;

консолидация энергетических и угледобывающих активов, предопределяющая заинтересованность в использовании угля в качестве топлива.

Строительство в Алтайском крае ГТУ-надстроек для паросиловых блоков на существующих ТЭЦ и строительство ПГУ на их базе, строительство иных ТЭЦ с ПГУ и ГТ установками с одновременным выбытием котельных в 2019 – 2024 годах существующими схемами теплоснабжения муниципальных образований, а также планами генерирующих компаний не предусматриваетсяввиду отсутствия предпосылок для этого. Также в крае не предусматривается переоборудование котельных в источники комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.

Для модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований края, генерирующими и сетевыми компаниями в основном планируются мероприятия по следующим направлениям:

реконструкция тепловых сетей с увеличением их диаметра;

строительство новых магистральных, распределительных и внутриквартальных тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки;

реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса;

новое строительство тепловых сетей для обеспечения надежности;

строительство новых котельных в целях обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки;

реконструкция котельных с целью повышения энергетической эффективности работы источника тепловой энергии, увеличения установленной тепловой мощности, обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки, в том числе с расширением котельных и одновременным закрытием котельных с демонтажем старого оборудования;

обновление основного оборудования ТЭЦ.

Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников в 2019 – 2024 годах по городам Алтайского края на основании разработанных схем теплоснабжения (или программ развития коммунальной инфраструктуры – при отсутствии выполненной схемы теплоснабжения) включают следующие мероприятия:

1) Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Барнаула.

Администрацией г. Барнаула определены основные направления модернизации теплоснабжения города в отношении теплоисточников в целях обеспечения покрытия нагрузок новых потребителей:

модернизация оборудования Барнаульской ТЭЦ-2 (реконструкция турбины типа Р-50-130-1, турбина ст. № 7перемаркирована в 2019 году);

модернизация оборудования Барнаульской ТЭЦ-3;

реконструкция изношенного оборудования котельных, ЦТП;

перевод на газовое топливо муниципальных отопительных котельных.

В рамках развития систем теплоснабжения г. Барнаула планируется реализация следующих проектов по техническому перевооружению источников теплоснабжения:

В 2010 году ООО «ЭнергоФихтнер» выполнило предварительное ТЭО «Разработка обоснования инвестиций расширения Барнаульской ТЭЦ-3 энергоустановками общей мощностью 100 МВт», в котором было предложено 9 вариантов состава основного оборудования для расширения станции, в том числе вариант с пылеугольным теплофикационным энергоблоком, включающим:

один пылеугольный энергетический паровой котел типа Е-500;

одну паротурбинную установку типа Т-100.

В соответствии со схемой теплоснабжения городского округа – города Барнаула Алтайского края на период до 2033 года, АО «Барнаульская теплосетевая компания» мероприятие по переключению выполнено в 2019 году от котельной МУП «Энергетик» г.Барнаула по адресу: Лесной тракт, 75 на теплоисточник АО «Барнаульская ТЭЦ-3» со строительством тепловой сети от существующей тепломагистрали п.Новосиликатный вдоль просеки ВЛ 35кВ через п.Борзовая Заимка до котельной Лесной тракт, 75. Переключение потребителей котельной Лесной тракт, 75 на источники с комбинированной выработкой теплоэнергии и электроэнергии привело к снижению расхода топлива на выработку электроэнергии, сокращению затрат на оплату труда работников, сокращению платы за выбросы, затрат на топливо, цеховых и общехозяйственных расходов.

2) Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Бийска.

В 2017 – 2030 годах в г. Бийске предусмотрено строительство и реконструкция котельных:

№ 10, реконструкция и строительство (4,3 Гкал/ч – завершение в 2020 году, 10,32 Гкал/ч – завершение в 2025 г., 4,3 Гкал/ч – завершение в 2030 году);

№ 14, реконструкция и строительство (30,19 Гкал/ч, в том числе: 9,55 Гкал/ч – завершение в 2020 году, 10,32 Гкал/ч – завершение в 2025 году, 10,32 Гкал/ч – завершение в 2030 году);

№ 42, реконструкция (15,47 Гкал/ч, в т. ч.: 10,32 Гкал/ч – завершение в 2015 году, 5,15 Гкал/ч – завершение в 2020 году);

котельной микрорайона «Флора», строительство (34,4 Гкал/ч, в т. ч., 17,2 Гкал/ч – завершение в 2025 году, 17,2 Гкал/ч – завершение в 2030 году);

котельной промзоны, строительство (1,33 Гкал/ч, завершение в 2020 году).

В 2019 – 2022 годах планируется перевод схемы горячего водоснабжения по системе централизованного теплоснабжения от Бийской ТЭЦ-1 с открытой схемы на закрытую. Перевод открытой системы ГВС на закрытую позволяет обеспечить:

снижение расхода тепла на отопление и ГВС за счет перевода на качественно­количественное регулирование температуры теплоносителя в соответствии с температурным  графиком;

снижение внутренней коррозии трубопроводов и отложения солей;

снижение темпов износа оборудования тепловых станций и котельных;

кардинальное улучшение качества теплоснабжения потребителей, исчезновение перетопов во время положительных температур наружного воздуха в отопительный период;

снижение объемов работ по химводоподготовке подпиточной воды и, соответственно, затрат;             

снижение аварийности систем теплоснабжения.

Кроме того, для развития теплосетевого хозяйства г. Бийска необходима реконструкция магистральных тепловых сетей от ТЭЦ, замена насосного оборудования ПНС, ежегодная замена ветхих участков трубопроводов тепловых сетей протяжённостью не менее 7 км, что позволит улучшить эксплуатационные качества и надёжность теплоснабжения  потребителей тепловой энергии города, а так же возможность  присоединения новых потребителей без снижения качества теплоснабжения  подключённых потребителей.

3) Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Рубцовска.

В г. Рубцовске преобладает централизованное теплоснабжение (тепловая станция, котельные). Производство тепловой энергии для населения г. Рубцовска осуществляет единая теплоснабжающая организация – АО «Рубцовский теплоэнергетический комплекс» (тепловая станция и 13 котельных западного поселка).

Между администрацией г. Рубцовска и ООО «СГК» было подписано концессионное соглашение в отношении объектов коммунальной инфраструктуры на территории муниципального образования г. Рубцовск Алтайского края сроком до 2032 года, согласно которому вложения в систему теплоснабжения составлят порядка 2,0 млрд. рублей.

С февраля 2017 года в г. Рубцовске осуществляется масштабный проект техперевооружения тепловых сетей. Завершено строительство перемычки, соединяющей северный и южный контуры теплоснабжения. Стоимость строительства составила 360,0 млн. рублей. На ЮТС с целью увеличения имеющийся тепловой мощности, создания резерва надежности теплоснабжения города завершен монтаж двух котлоагрегатов мощность 30 Гкал/час каждый. Финансовые затраты на реализацию мероприятий инвестиционной программы АО «Рубцовский теплоэнергетический комплекс» составили более 1,0 млрд. рублей. По информации АО «Рубцовский теплоэнергетический комплекс» в 2019 году выполнены работы по монтажу турбогенератора мощностью 6 МВт на ЮТС. Необходимость ввода в работу данного турбоагрегата по режимно-балансовым условиям отсутствует. Работы по модернизации тепловых сетей города будут продолжаться до 2023 года.

4) Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Новоалтайска.

В соответствии с инвестиционной программой ООО «Новоалтайские тепловые сети» в городе ведутся работы по переводу открытой системы отопления для нужд горячего водоснабжения на закрытую систему.

За счет средств из федерального бюджета будет выполнена реконструкция котельной № 1.

В 2019 – 2021 годах МУП г.Новоалтайска «НТС» планируется выполнение инвестиционной программы по развитию, реконструкции, и модернизации системы теплоснабжения от теплового пункта №1 г. Новоалтайска собственными силами. Ориентировочная  стоимость мероприятий составит 33,0 млн. рублей.

5) Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Заринска.

Мероприятия по модернизации объектов теплоснабжения планируется проводить в рамках муниципальной программы «Комплексное развитие систем коммунальной инфраструктуры муниципального образования город Заринск Алтайского края» на 2018-2029 годы», утвержденной постановлением администрации города Заринска Алтайского края от 22.12.2017 № 1050 (в редакции постановлений: от 27.03.2018 № 226, от 20.06.2018 № 485, от 24.12.2018 № 960).

6) Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Камня-на-Оби.

Схема теплоснабжения г. Камня-на-Оби Алтайского края до 2029 годы утверждена в 2014 году. В целях повышения эффективности работы котельных и снижения тепловых потерь, связанных с длительной эксплуатацией, необходима замена котлов и оборудования в котельных г. Камня-на-Оби.

Таблица 60

Предложения по замене котлов источников тепловой энергии с целью повышения эффективности работы систем теплоснабжения

№

п/п

Котельная

Марка и тип рекомен-дуемого оборудования

Количество,

шт.

1

2

3

4

1

Котельная № 2, ул. Первомайская, д. 16а

котел КВа Богатырь 2-К

5

2

Котельная № 5, ул. Каменская, д. 130а

котел КВа Богатырь 4-К

5

3

Котельная № 8, ул. Каменская, д. 122а

котел КВа Богатырь 4-К

5

4

Котельная № 9, ул. Гоголя, д. 91а

котел КП 700

1

5

Котельная № 10, ул. Первомайская, д. 166

котел КВа Богатырь 3-К

3

6

Котельная № 19, ул. Толстого, д. 6

котел КВа Богатырь 4-К

5

7

Котельная № 21, ул. Куйбышева, д. 48а

котел КВа Богатырь 3-К

2

8

Котельная № 22, ул. Маяковского, д. 25а

котел КВа Богатырь 2-К

3

9

Котельная № 29, ул. Терешковой, д. 58

котел ДКВР10-13с

1

10

Котельная № 31, ул. Громова, д. 160а

котел КВа Богатырь 1-К

1

11

Котельная № 36, ул. Кондратюка, д. 36а

котел КВр-0,8

3

12

Котельная №39, ул. Северная, д. 60

котел КВа Богатырь 4-К

4

13

Котельная № 40, ул. Карасев Лог

котел КВа Богатырь 1-К

1

14

Котельная № 41, ул. Ворошилова, д. 63а

котел КВа Богатырь 2-К

2

15

Котельная № 43, ст. Плотинная

котел КВа Богатырь 3-К

3

16

Котельная № 44, ул. 598 км

котел ДКВР10-13с

1

17

Котельная № 46,

ул. Сельскохозяйственная

котел КВа Богатырь 2-К

2

18

Котельная № 50, ул. Ленина, д. 189

котел КВр-0,8 Богатырь

3-К

1

7) Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Славгорода.

Модернизация котельных и всего котельного оборудования технологически необходима в связи с тем, что их существенная часть была введена в эксплуатацию в 1980 – 1990-е годы. Износ котельного оборудования составляет порядка 85 .

Работы по реконструкции котельного оборудования городского округа Славгород будут проводиться в согласовании с запланированными мероприятиями по модернизации тепловых сетей и реконструкции котельных в период с 2017 – 2026 гг.

8) Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Алейска.

В соответствии со схемой теплоснабжения до 2035 года в г. Алейске предусмотрено новое строительство и реконструкция следующих котельных:

в связи с аварийным состоянием котельной № 1 мощностью 11,16 МВт, расположенной по адресу: пер.Ульяновский, 90 а, планируется капитальный ремонт до 2020 года.

в период до 2020 года планируется капитальный ремонт котельной, расположенной по адресу: пер.Ульяновский, 5, с переключением нагрузок от пяти котельных, подлежащих закрытию (№ 2, № 7, № 9, № 13, № 16).

9) Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Яровое.

Схемой теплоснабжения г.Яровое предусмотрены мероприятия по модернизации котельного оборудования ТЭЦ для обеспечения перехода на использование непроектных (более дешевых) марок угля.

Мероприятия по повышению надежности эксплуатации ТЭЦ и магистральных тепловых сетей разрабатываются и реализуются в рамках инвестиционных программ МУП «ЯТЭК» в сфере теплоснабжения.

10) Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников г. Белокурихе.

В 2017 – 2032 годах в г.Белокурихе не предусмотрено закрытие котельных.

В целях модернизации теплоснабжения города Белокуриха ЗАО «Теплоцентраль Белокуриха» предполагает перевод угольной котельной хозяйственной зоны на блочно-модульную газовую котельную с установкой двух газовых котлов типа КВ-ГМ-20-150. В Центральной котельной предполагается замена двух угольных котлов типа КВТСВ-20-150 на котлы типа КВГМ-35-150.

11) Мероприятия по изменению состояния и структуры теплоисточников ЗАТО Сибирский.

Существующая котельная располагает достаточной мощностью для покрытия перспективных нагрузок.

Кроме мероприятий, запланированных схемами теплоснабжения муниципального образования в Алтайском крае реализуются мероприятия подпрограммы «Газификация Алтайского края на 2015 – 2020 годы» государственной программы Алтайского края «Обеспечение населения Алтайского края жилищно-коммунальными услугами» на 2014 – 2020 годы. Одним из программных мероприятий является перевод котельных на природный газ. Ожидаемый результат от реализации мероприятий - увеличение количества котельных, работающих на природном газе.

Таблица 61

Динамика изменения целевого показателя эффективности реализации подпрограммы «Газификация Алтайского края на 2015 – 2020 годы» государственной программы Алтайского края «Обеспечение населения Алтайского края жилищно-коммунальными услугами»

на 2014 – 2020 годы

Наименование показателя

Единица измерения

Значение показателя по годам

2019

2020

2021

2022

Количество котельных переведенных на природный газ

ед.

20

20

20

20

             

5.14. Разработка предложений по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих ТЭЦ

Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих ТЭЦ (Барнаульская ТЭЦ-2, Барнаульская ТЭЦ-3, Бийская ТЭЦ-1, ТЭЦ АО «Алтай-Кокс», ТЭЦ г. Яровое, ТЭЦ ОАО «Кучуксульфат», ТЭЦ ОАО «Черемновский сахарный завод») отсутствуют. Также инвестиционными планами собственников ТЭЦ в 2021 – 2025 годах не предусмотрено начало проектно-изыскательских работ или иных работ по переводу ТЭЦ на парогазовый цикл, в том числе строительству газотурбинных надстроек для паросиловых блоков или строительству ПГУ на базе существующих ТЭЦ.

5.15. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Алтайского края на период 2021 – 2025 годов.

              Изменение ключевых показателей развития теплосетевого хозяйства на территории Алтайского края на период 2021 – 2025 годов планируется в том числе Энергетической стратегией Алтайского края на период до 2023 года с достижением уровня к 2023 году следующих показателей:

снижение уровня износа оборудования с 85  до 50  (в том числе оборудование котельных);

рост доли средств внебюджетных источников для модернизации коммунальной инфраструктуры с 12  до 65  (в том числе теплоисточников);

снижение непроизводственных потерь в коммунальных сетях до 14 ;

снижение аварийности в коммунальных сетях до 0,5 аварий на 1 км.

Также Энергетической стратегией Алтайского края предусмотрена перекладка 780 км сетей теплоснабжения.

Развитие теплосетевого хозяйства по муниципальным образованиям Алтайского края планируется схемами теплоснабжения, муниципальными программами по развитию систем коммунальной инфраструктуры и генеральными планами.

Мероприятия по развитию тепловых сетей

1) Мероприятия по развитию тепловых сетей г. Барнаула:

а) мероприятия по строительству и реконструкции тепловых сетей для обеспечения перераспределения тепловой нагрузки из зон с дефицитом тепловой мощности в зоны с избытком тепловой мощности:

б) мероприятия по строительству тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки комплексной застройки в зоне действия ОАО «Барнаульская тепломагистральная компания»:

строительство новых сетей для подключения перспективных потребителей в зоне действия ТЭЦ-2 в период 2013 – 2027 годов;

строительство новых сетей для подключения перспективных потребителей в зоне действия ТЭЦ-3 в период 2013 – 2027 годов.

в) мероприятия по строительству тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки комплексной застройки в зоне действия котельных МУП «Энергетик», предусматривающие строительство новых сетей для подключения перспективных потребителей в зоне котельных:

по ул. Интернациональной, д. 121;

по ул. Павловский тракт, д. 49/1;

по ул. Первомайская, д. 50б;

по ул. 6-ая Нагорная, д. 15;

по ул. Лесной тракт, д. 75;

по ул. Пушкина, д. 30.

г) мероприятия по строительству тепловых сетей для переключения на ТЭЦ нагрузок пяти котельных, имеющих высокий удельный расход условного топлива и находящихся в зоне действия ТЭЦ или расположенных в непосредственной близости от нее:

прокладка нового участка сети от распределительных квартальных сетей Барнаульской ТЭЦ-3 от тепловой камеры 1-02-ТК.ТП-6а до котельной по ул. Власихинская, д. 29, закрытие котельной, перевод абонентов на Барнаульскую ТЭЦ-3;

прокладка нового участка от распределительных сетей от Барнаульской ТЭЦ-3 до котельной по ул. Павловский тракт, д. 54/1, закрытие котельной, перевод абонентов на Барнаульскую ТЭЦ-3;

прокладка нового участка от распределительных сетей Барнаульской ТЭЦ-2 до котельной по ул. Чкалова, д. 1б, закрытие котельной, перевод абонентов на Барнаульскую ТЭЦ-2 (длина участка – 240 метров, диаметр – 50 мм);

прокладка нового участка от распределительных сетей Барнаульской ТЭЦ-3 до котельной по ул. Новосибирская, д. 44а (пос. Пригородный, Индустриальный район), закрытие котельной, перевод абонентов на Барнаульскую ТЭЦ-3 (длина участка – 400 метров, диаметр – 175 мм);

прокладка нового участка от распределительных сетей Барнаульской ТЭЦ-3 до котельной по ул. Чкалова, д. 194, закрытие котельной, перевод абонентов на Барнаульскую ТЭЦ-3 (длина участка – 350 метров, диаметр – 50 мм);

д) перечень участков существующих тепловых сетей, требующих реконструкции по причине исчерпания эксплуатационного ресурса, не приводится.

2) Мероприятия по развитию тепловых сетей г. Бийска

Предложения по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению тепловых сетей, насосных станций сформированы в составе групп:

а) новое строительство магистральных, распределительных и внутриквартальных тепловых сетей, в том числе:

предложения по новому строительству магистральных и распределительных тепловых сетей включают:

в 2016 – 2020 годах – строительство 5140 м тепловых сетей;

в 2021 – 2025 годах – строительство 6770 м тепловых сетей;

в 2026 – 2030 годах–строительство 6055 м тепловых сетей;

предложения по новому строительству внутриквартальных тепловых сетей включают:

в 2016 – 2020 годах – строительство 49616 м тепловых сетей;

в 2021 – 2025 годах – строительство 19931 м тепловых сетей;

в 2026 – 2030 годах–строительство 12649 м тепловых сетей.

б) реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра теплопроводов для обеспечения присоединения потребителей до 2030 года, в том числе:

предложения по реконструкции тепловых сетей с увеличением диаметра трубопроводов для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки включают:

реконструкция 6386 м тепловых сетей;

строительство тепловых сетей для обеспечения надежности теплоснабжения: 3440 метров.

в) реконструкция тепловых сетей без увеличения диаметра для обеспечения надежности теплоснабжения;

г) строительство и реконструкция насосных станций.

3) В г. Рубцовске в период 2020 – 2021годов для снижения уровня износа и достижения плановых показателей надежности и энергетической эффективности системы теплоснабжения будет проведена реконструкция (модернизация) существующих 33,7 км трасс тепловых сетей и сетей горячего водоснабжения.

4) В г. Новоалтайске в 2020– 2021 годах не планируются мероприятия по модернизации и новому строительству сетей теплоснабжения.

5) В г. Заринске в 2020 году в составе мероприятий по модернизации объектов теплоснабжения планируются ремонт и реконструкция тепловых сетей.

6) Схемой теплоснабжения г. Камня-на-Оби планируется проведение полной реконструкции тепловых сетей до 2021 года с перекладкой трубопроводов в объеме 79 км.

7) В г. Славгороде модернизацию системы теплоснабжения до 2026 года предполагается провести в рамках реализации мероприятий по переключению тепловых нагрузок и реконструкции котельных.

8) В г. Алейске для обеспечения до 2035 года перспективных приростов тепловой нагрузки в осваиваемых районах под жилищную, комплексную или производственную застройку предусмотрено строительство тепловых сетей общей протяженностью более 15,5 км.

9) В г. Яровое планируется проведение реконструкции (капитального ремонта) тепловых сетей в рамках инвестиционной программы МУП «ЯТЭК», а также строительство тепловых сетей в районах интенсивной индивидуальной застройки и к участкам инвестиционных площадок, созданных в рамках программы развития моногородов.

10) В г. Белокурихе в рамках модернизации системы теплоснабжения для повышения эффективности функционирования системы теплоснабжения, обеспечения нормативной надежности теплоснабжения в период до 2032 года предполагается перекладка участков тепловых сетей общей протяженностью 1,1 км.

При дальнейшем развитии города и обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки необходимо выполнить перекладку теплотрасс суммарной протяженностью 256 м в двухтрубном исчислении, а также выполнить строительство повысительной насосной станции.

11) В ЗАТО Сибирский в период до 2027 года мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства не предусмотрены.

5.16. Карта - схема электрических сетей напряжением 110 кВ и выше Алтайского края на 2021-2025 год

5.17. Принципиальная схема электрических сетей напряжением 110 кВ и выше Алтайского края на 2021-2025 год

Список принятых сокращений

1) АЛАР

автоматическая ликвидация асинхронного режима;

2) АПБЭ

агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике;

3) АПНУ

4) АСКУЭ

автоматика предотвращения нарушения устойчивости;

автоматизированная система контроля учета электроэнергии;

5) АТ

автотрансформатор;

6) АЧР

автомат частотной разгрузки;

7) АШК

Алтайский шинный комбинат;

8) АЭС

атомная электростанция;

9) био ЭС

биогазовая электростанция;

10) БЭК

биоэнергетический комплекс;

11) ВГТ

выключатель элегазовый;

12) ВИЭ

возобновляемые источники энергии;

13) ВЛ

воздушная линия;

14) ВРП

15) ВЭС

валовый региональный продукт;

ветровая электростанция;

16) ГАО

график аварийного отключения;

17) г. Барнаул

городской округ - город Барнаул Алтайского края;

18) г. Алейск

муниципальное образование город Алейск Алтайского края;

19) г. Бийск

городской округ город Бийск;

20) г. Рубцовск

муниципальное образование город Рубцовск Алтайского края;

21) г. Новоал-тайск

муниципальное образование городской округ город Новоалтайск Алтайского края;

22) г. Заринск

муниципальное образование город Заринск Алтайского края;

23) г. Камень-на-Оби

муниципальное образование город Камень-на-Оби Алтайского края;

24) г. Слав-город

муниципальное образование город Славгород Алтайского края;

25) г. Яровое

муниципальное образование город Яровое Алтайского края;

26) г. Белоку-риха

муниципальное образование город Белокуриха Алтайского края;

27) ЗАТО Сибирский

муниципальное образование городской округ ЗАТО Сибирский Алтайского края;

28) г. Змеино-горск

муниципальное образование город Змеиногорск Змеиногорского района Алтайского края;

29) г. Горняк

муниципальное образование Город Горняк Локтевского района Алтайского края;

30) ГАЭС

гидроаккумулирующая электростанция;

31) гвс

горячее водоснабжение;

32) гео ТЭС

геотермальная электростанция;

33) Гкал

гигакалория;

34) Гкал/ч

гигакалорий в час;

35) ГО

городской округ;

36) ГПП

главная понизительная подстанция

37) г/п

гарантирующий поставщик;

38) ГРЭС

гидро-реактивная электростанция;

39) ГТ-ТЭЦ

газотурбинная теплоэлектроцентраль;

40) ГТУ-ТЭЦ

газотурбинная установка – теплоэлектроцентраль;

41) ГП ТЭС

газопоршневая теплоэлектростанция;

42) ГЭС

гидроэлектростанция;

43) ДЗШ

дифференциальная защита шин;

44) ДЗО

дочернее зависимое общество;

45) ДФЗ

дифференциально-фазная защита;

46) ЕТЭБ

единый топливно-энергетический баланс;

47) ЕЭС

единая энергетическая система;

48) ЖКУ

жилищно-коммунальные услуги

49) ЗРУ

закрытое распределительное устройство;

50) ЗСЖД

Западно-Сибирская железная дорога;

51) ЗСП

Западно-Сибирское предприятие;

52) ИТП

индивидуальный тепловой пункт;

53) ИП

инвестиционная программа;

54) ИРМ

источник реактивной мощности;

55) КВ

котел водогрейный;

56) КЛ

кабельная линия;

57) КП

котел паровой;

58) КПД

коэффициент полезного действия;

59) КРУ

комплектное распределительное устройство;

60) КРУЭ

комплектноераспределительноеустройство с элегазовой изоляцией;

61) КРУН

комплектное распределительное устройство наружной установки;

62) КТПБ

комплектная трансформаторная подстанция блочная;

63) КТПР

комплексное техническое перевооружение и реконструкция;

64) КЭС

конденсационная электростанция;

65) ЛДК

лесопильно-деревообрабатывающий комбинат;

66) ЛЭП

линия электропередачи;

67) МВА

мегавольт-ампер;

68) МВАр

мегавольт-ампер реактивный;

69) МВт

мегаватт;

70) МГЭС

малая гидроэлектростанция;

71) МДП

максимально допустимый переток;

72) МК

металлургический комбинат;

73) МО

муниципальное образование;

74) МРСК

межрегиональная распределительная сетевая компания;

75) МУМКП

муниципальное унитарное многоотраслевое коммуналь-ное предприятие;

76) МЭС

межрайонные электрические сети;

77) НВИЭ

нетрадиционные и возобновляемые источники энергии;

78) ОДУ

оперативное диспетчерское управление;

79) ОВ

обходной выключатель;

80) ОКВЭД

общероссийский классификатор видов экономической деятельности;

81) ОСШ

обходная система шин;

82) ОРЭМ

оптовый рынок электрической энергии и мощности;

83) ОРУ

открытое распределительное устройство;

84) ОЭС

объединенная энергетическая система;

85) ПА

противоаварийная автоматика;

86) ПГУ

парогазовая установка;

87) ПМЭС

предприятие магистральных электрических сетей;

88) ПНС

перекачивающая насосная станция;

89) ПО

производственное объединение;

90) ПС

подстанция;

91) ПТП

промежуточная тяговая подстанция;

92) РЗ

релейная защита;

93) РЗА

релейная защита и автоматика;

94) РВК

районная водогрейная котельная;

95) РДУ

региональное диспетчерское управление;

96) РЖД

ОАО «Российские железные дороги»;

97) РПП

распределительно-переключательный пункт;

98) РТК

Рубцовский тепловой комплекс;

99) РУ

распределительное устройство;

100) РЭС

распределительные электрические сети / район электрических сетей;

101) САОН

специальная автоматика отключения нагрузки;

102) СВМ

схема выдачи мощности;

103) СИБЭКО

ОА «Сибирская энергетическая компания»;

104) СиПР ЕЭС

Схема и программа развития Единой энергетической системы России;

105) СМР

строительно-монтажные работы;

106) СН

система собственных нужд;

107) СО

системный оператор;

108) СОПТ

система оперативного постоянного тока;

109) Схема и программа

схема и программа «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2017 – 2021 годы;

110) СЭС

солнечная электростанция;

111) СШ

система шин;

112) ТП

турбина паровая;

113) ТПиР

техническое перевооружение и реконструкция;

114) т у.т.

тонна условного топлива;

115) т/ч

тонн пара в час;

116) ТУ

технические условия;

117) ТЭК

топливно-энергетический комплекс;

118) ТЭО

технико-экономическое обоснование;

119) ТЭР

топливно-энергетические ресурсы;

120) ТЭС

тепловая электростанция;

121) ТЭЦ

теплоэлектроцентраль;

122) УК

управляющая компания;

123) УРОВ

устройство резервирования при отказе выключателя;

124) УРУТ

удельный расход условного топлива;

125) УШР

управляемый шунтирующий реактор;

126) ФСК

Федеральная сетевая компания;

127) ЦП

цифровой преобразователь;

128) ЦТП

центральный тепловой пункт;

129) ЧДА

частотная делительная автоматика;

130) ЮТС

Южная тепловая станция;

131) ЯТЭК

Яровской теплоэлектрокомплекс;

132) ЭС

электростанция.

Приложение 1

Перечень ПС 110 кВ и выше принадлежащих сетевым компаниям, находящихся на территории Алтайского края

№ п/п

Наименование ПС 35 кВ и выше

Установленная мощность трансформаторов, МВА

Т-1

Т-2

Т-3

Т-4

МВА

МВА

МВА

МВА

1

2

3

4

5

6

Алтайэнерго

1

ПС 110 кВ Шелаболихинская

10

6,3

2

ПС 110 кВ Бирюзовая Катунь

25

25

3

ПС 110 кВ Солнечная поляна

40

40

4

ПС 110 кВ Благовещенская

16

16

5

ПС 110 кВ Верх-Суетская

10

6,3

6

ПС 110 кВ Гляденьская

6,3

7

ПС 110 кВ Леньковская

6,3

2,5

8

ПС 110 кВ Ново-Кулундинская

2,5

2,5

9

ПС 110 кВ Бурлинская

6,3

16

10

ПС 110 кВ Новосельская

2,5

11

ПС 110 кВ Васильчуковская

2,5

12

ПС 110 кВ Зелено Полянская

2,5

13

ПС 110 кВ Каипская

6,3

2,5

14

ПС 110 кВ Ключевская

10

15

15

ПС 110 кВ Ново-Полтавская

2,5

2,5

16

ПС 110 кВ Северская

2,5

2,5

17

ПС 110 кВ Златополинская

2,5

2,5

18

ПС 110 кВ Кулундинская

16

10

19

ПС 110 кВ Мышкинская

10

10

20

ПС 110 кВ Серебропольская

16

10

21

ПС 110 кВ Табунская

10

6,3

22

ПС 110 кВ Новотроцкая (НС-4)

10

23

ПС 110 кВ Родинская

10

16

24

ПС 110 кВ Гальбштадская

25

16

25

ПС 110 кВ Гришковская

6,3

6,3

26

ПС 110 кВ Орловская

10

10

27

ПС 110 кВ Славгородская

25

25

28

ПС 110 кВ Зятьково Реченская

2,5

2,5

29

ПС 110 кВ Коротоякская

10

6,3

30

ПС 110 кВ Новоильинская

2,5

2,5

31

ПС 110 кВ Хабарская

10

10

32

ПС 110 кВ Куяганская

2,5

2,5

33

ПС 110 кВ Предгорная

6,3

10

34

ПС 110 кВ Быстроистокская

6,3

6,3

35

ПС 110 кВ Верх-Ануйская

6,3

36

ПС 110 кВ Красноорловская

2,5

2,5

37

ПС 110 кВ Петропавловская

6,3

6,3

38

ПС 110 кВ Курортная

16

16

39

ПС 110 кВ Линевская

2,5

2,5

40

ПС 110 кВ Мостовая

6,3

41

ПС 110 кВ Новотырышенская

6,3

6,3

42

ПС 110 кВ Смоленская

10

10

43

ПС 110 кВ Усть-Катунская

2,5

2,5

44

ПС 110 кВ Советская

10

10

45

ПС 110 кВ Шульгинская

10

10

46

ПС 110 кВ Сибирячихинская

2,5

47

ПС 110 кВ Совхозная

2,5

2,5

48

ПС 110 кВ Солонешенская

6,3

2,5

49

ПС 110 кВ Бехтемировская

2,5

6,3

50

ПС 110 кВ Катунь

2,5

2,5

51

ПС 110 кВ Лесная

2,5

2,5

52

ПС 110 кВ Сростинская

6,3

6,3

53

ПС 110 кВ Угреневская

2,5

2,5

54

ПС 110 кВ ГПП-4

40

40

55

ПС 110 кВ Заречная

10

10

56

ПС 110 кВ Заречная

16

16

57

ПС 110 кВ Зеленый Клин

16

16

58

ПС 110 кВ Новая

25

25

59

ПС 110 кВ Северо-Западная

40

40

60

ПС 110 кВ Ельцовская

6,3

6,3

61

ПС 110 кВ Быстрянка

2,5

2,5

62

ПС 110 кВ Красногорская

6,3

6,3

63

ПС 110 кВ Ненинская

10

64

ПС 110 кВ Солтонская

6,3

6,3

65

ПС 110 кВ Тогульская

6,3

6,3

66

ПС 110 кВ Воеводская

10

10

67

ПС 110 кВ Поповичихинская

2,5

68

ПС 110 кВ Целинная

10

10

69

ПС 110 кВ Бор-Форпост

6,3

70

ПС 110 кВ Волчихинская

6,3

10

71

ПС 110 кВ Алей

25

10

72

ПС 110 кВ АСМ

20

20

73

ПС 110 кВ Набережная

25

25

74

ПС 110 кВ Приозерная

25

25

75

ПС 110 кВ РМЗ

15

40

76

ПС 110 кВ Северная

20

25

77

ПС 110 кВ Шубинская

6,3

6,3

78

ПС 110 кВ МЗХР

10

10

79

ПС 110 кВ Михайловская

10

10

80

ПС 110 кВ Николаевская

2,5

2,5

81

ПС 110 кВ Новичихинская

6,3

6,3

82

ПС 110 кВ Клепечихинская

2,5

2,5

83

ПС 110 кВ Поспелихинская

25

25

84

ПС 110 кВ Безрукавская

6,3

85

ПС 110 кВ Дальняя

10

10

86

ПС 110 кВ Мирная

10

10

87

ПС 110 кВ Новониколаевская

2,5

2,5

88

ПС 110 кВ Тишинская

10

6,3

89

ПС 110 кВ Озерно-Кузнецовская

6,3

6,3

90

ПС 110 кВ Угловская

6,3

10

91

ПС 110 кВ Хлопуновская

6,3

6,3

92

ПС 110 кВ Шипуновская

25

25

93

ПС 110 кВ Второкаменская

6,3

6,3

94

ПС 110 кВ Гилевская

2,5

95

ПС 110 кВ Горняцкая

15

10

96

ПС 110 кВ Золотушинская

6,3

97

ПС 110 кВ Змеиногорская

25

15

10

98

ПС 110 кВ Третьяковская

10

99

ПС 110 кВ Краснощековская

6,3

6,3

100

ПС 110 кВ Новошипуновская

10

6,3

101

ПС 110 кВ Курьинская

16

10

102

ПС 110 кВ Новобурановская

6,3

103

ПС 110 кВ Огневская

6,3

104

ПС 110 кВ Усть-Калманская

6,3

6,3

105

ПС 110 кВ Чарышская

2,5

4

6,3

106

ПС 110 кВ Баевская

6,3

10

107

ПС 110 кВ Верхчуманская

2,5

2,5

108

ПС 110 кВ Глубоковская

6,3

6,3

109

ПС 110 кВ Гоноховская

2,5

2,5

110

ПС 110 кВ Завьяловская

6,3

6,3

111

ПС 110 кВ Буяновская

6,3

6,3

112

ПС 110 кВ Волчнобурлинская

6,3

6,3

113

ПС 110 кВ Каменская

15

16

114

ПС 110 кВ Каменская-2

10

10

115

ПС 110 кВ Крутихинская

6,3

6,3

116

ПС 110 кВ Насосная-1 БОС

16

117

ПС 110 кВ Насосная-2 БОС

16

118

ПС 110 кВ Обская

6,3

6,3

119

ПС 110 кВ Рыбинская

10

10

120

ПС 110 кВ Корчинская

6,3

6,3

121

ПС 110 кВ Мамонтовская

10

10

122

ПС 110 кВ Велижановская

6,3

6,3

123

ПС 110 кВ Зятьковская

2,5

2,5

124

ПС 110 кВ Панкрушихинская

6,3

6,3

125

ПС 110 кВ Романовская

6,3

6,3

126

ПС 110 кВ Сидоровская

6,3

127

ПС 110 кВ Вылковская

2,5

2,5

128

ПС 110 кВ Тюменцевская

6,3

10

129

ПС 110 кВ Чапаевская

2,5

130

ПС 110 кВ Шарчинская

2,5

131

ПС 110 кВ Городская

16

16

132

ПС 110 кВ Камышенская

10

10

133

ПС 110 кВ Кокс

25

25

134

ПС 110 кВ Косихинская

10

10

135

ПС 110 кВ Дмитротитовская

2,5

2,5

136

ПС 110 кВ Кытмановская

6,3

6,3

137

ПС 110 кВ Октябрьская

6,3

6,3

138

ПС 110 кВ Молодежная

2,5

2,5

139

ПС 110 кВ Новоалтайская

25

32

140

ПС 110 кВ Первомайская

10

10

141

ПС 110 кВ Пригородная

16

16

142

ПС 110 кВ Химпром

10

10

143

ПС 110 кВ Анисимовская

16

144

ПС 110 кВ Новоеловская

10

6,3

145

ПС 110 кВ Озерская

6,3

6,3

146

ПС 110 кВ Тракторная

16

16

147

ПС 110 кВ Алейская

40

40

148

ПС 110 кВ Кашино

6,3

6,3

149

ПС 110 кВ Осколково

2,5

6,3

150

ПС 110 кВ Береговая

15

16

151

ПС 110 кВ БМК

25

25

152

ПС 110 кВ Восточная

25

25

153

ПС 110 кВ Городская

20

20

154

ПС 110 кВ Западная

30

30

155

ПС 110 кВ Опорная

40

40

156

ПС 110 кВ Подгорная

40

40

157

ПС 110 кВ Ползуново

40

40

158

ПС 110 кВ Сиреневая

40

40

159

ПС 110 кВ Центральная

40

40

160

ПС 110 кВ Юго-Западная

40

40

161

ПС 110 кВ Калманская

6,3

162

ПС 110 кВ Ново-Романово

6,3

6,3

163

ПС 110 кВ Приобская

10

10

164

ПС 110 кВ Арбузовская

6,3

6,3

165

ПС 110 кВ Весенняя

6,3

166

ПС 110 кВ Комсомольская

6,3

10

167

ПС 110 кВ Павловская

16

16

168

ПС 110 кВ Рогозихинская

6,3

6,3

169

ПС 110 кВ Гоньба

25

25

170

ПС 110 кВ КМК

15

15

171

ПС 110 кВ Лебяжье

25

25

172

ПС 110 кВ Шахи

6,3

10

173

ПС 110 кВ Белово

6,3

6,3

174

ПС 110 кВ Ребриха

6,3

6,3

175

ПС 110 кВ Усть-Мосиха

2,5

2,5

176

ПС 110 кВ Парфеново

2,5

2,5

177

ПС 110 кВ Победим

2,5

2,5

178

ПС 110 кВ Раздолье

2,5

6,3

179

ПС 110 кВ Топчихинская

6,3

10

180

ПС 110 кВ Чистюньская

2,5

2,5

181

ПС 110 кВ Коробейниково

3,2

2,5

182

ПС 110 кВ Отрадное

6,3

183

ПС 110 кВ Усть-Пристань

6,3

6,3

184

ПС 110 кВ Гидроузел

10

10

БСК

185

ПС 110 кВ АТИ

31,5

31,5

186

ПС 110 кВ Кристалл

25,0

25,0

25,0

187

ПС 110 кВ Строительная

16,0

16,0

188

ПС 110 кВ Бурсоль

РЖД

189

ПС 110 кВ Усть-Тальменская

40,0

40,0

190

ПС 110 Локомотивная

16,0

16,0

191

ПС 110 кВ Алтайская

40,0

40,0

192

ПС 220 кВ Тягун

40,0

40,0

193

ПС 220 кВ Смазнево

40,0

40,0

194

ПС 220 кВ Шпагино

40,0

40,0

195

ПС 220 кВ Ларичиха

40,0

40,0

196

ПС 220 кВ Плотинная

40,0

40,0

197

ПС 220 кВ Световская

40,0

40,0

198

ПС 220 кВ Урываево

40,0

40,0

ЗСП МЭС

199

КТПБ-110/10 ПС 1150 кВ Алтай

16,0

16,0

200

ПС 220 кВ Бийская

200,0

200,0

201

ПС 220 кВ Троицкая

25,0

25,0

202

ПС 220 кВ Чесноковская

200,0

200,0

203

ПС 220 кВ Власиха, 4Т-80МВА

200,0

200,0

80,00

40,0

204

ПС 220 кВ Светлая

125,0

125,0

205

ПС 220 кВ Южная

125,0

200,0

200,0

206

ПС 220 кВ Горняк

63,0

125,0

207

ПС 500 кВ Барнаульская

501,0

501,0

208

ПС 500кВ Рубцовская

501,0

501,0

209

ПС 1150 кВ Алтай

-

-

Приложение 2

Перечень ЛЭП класса напряжения 110 кВ и выше на территории Алтайского края

№ п/п

Тип (ВЛ/КЛ) и наименование ЛЭП (ПС1-ПС2)

Класс напряжения ЛЭП, кВ

Год ввода ЛЭП

Протяжен-ность ЛЭП, км

Тип и сечение кабеля (провода), мм2

1

2

3

4

5

6

Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - ЗСП МЭС

1

ВЛ 500 кВ Экибастузская – Алтай

500 (1150)

1988

372,23

АС-330/43,
АС-500/336

2

ВЛ 500 кВ Итатская – Алтай

500 (1150)

1998

134,68

АС-400/51,
АС-330/43

3

ВЛ 500 кВ Заря - Алтай

500

1978

51,80

АС-330/43

4

ВЛ 500 кВ Новокузнецкая - Барнаульская

500

1986

163,50

АС-330/43

5

ВЛ 500 кВ Барнаульская - Рубцовская

500

1977

353,40

АСО-330,
АСУС-300

6

ВЛ 500 кВ ЕЭК - Рубцовская

500

1972

163,40

АСО-330

7

ВЛ 500 кВ Рубцовская - Усть-Каменогорск

500

1976

79,50

АСО-330

8

ВЛ 500 кВ Барнаульская - Алтай № 1

500

1988

6,60

АС-330/43

9

ВЛ 500 кВ Барнаульская - Алтай № 2

500

1996

8,84

АС-330/43

10

ВЛ 220 кВ Барнаульская - Ларичиха

220

1979

92,30

АС-400/51,
АС-330/39

11

ВЛ 220 кВ Барнаульская - Плотинная

220

1979

196,8/
81,10*

АС-400/51,
АС-330/39

12

ВЛ 220 кВ Ларичиха - Сузун

220

1979

122,6/
40,40*

АС-400/51,
ПС-300/39

13

ВЛ 220 кВ Ларичиха - Сузун

220

1980

94,1/
27,33*

АС-240/32,
АС-300/204

14

ВЛ 220 кВ Плотинная - Светлая (ПС-212)

220

1980

31,03/
27,33*

АС-240/32,
АС-300/204

15

ВЛ 220 кВ Светлая - Световская

220

1980

50,11

АС-240/32

16

ВЛ 220 кВ Светлая - Урываево

220

1980

103,48

АС-240/32

17

ВЛ 220 кВ Световская - Краснозерская

220

1980

98,01/
83,01*

АС-240/32

18

ВЛ 220 кВ Урываево - Зубково

220

1980

85,7/
28,90*

АС-240/32

19

ВЛ 220 кВ Рубцовская - Горняк (РГ-206)

220

1976

85,7/
28,90*

АС-330/39

20

ВЛ 220 кВ Рубцовская - Горняк

220

1976

50,20

АС-330/39

21

ВЛ 220 кВ Рубцовская - Южная (РЮ-221)

220

1972

20,90

АС-400/51

22

ВЛ 220 кВ Рубцовская - Южная (РЮ-222)

220

1972

20,90

АС-400/51

23

ВЛ 220 кВ Бачатская - Тягун (БТ-228)

220

1979-1981

17,70

АС-400/27

24

ВЛ 220 кВ Смазнево - Артышта

220

1981

54,70

АС-400/27

25

ВЛ 220 кВ Тягун - Смазнево (ТС-230)

220

1963

41,00

АС-400/27

26

ВЛ 220 кВ Смазнево - ТЭЦ АКХЗ (СК-231)

220

1963

30,90

АС-400/51

27

ВЛ 220 кВ Смазнево - Чесноковская

220

1963

101,70

АС-400/51

28

ВЛ 220 кВ Чесноковская - Троицкая

220

1964

75,76

АС-330/39,
АС-240/32

29

ВЛ 220 кВ Троицкая - Бийская РПП (ТБ-234)

220

1965

30,14

АС-330/39,
АС-240/32

30

ВЛ 220 кВ Барнаульская - Бийская

220

1988

167,45

АС-330/39

31

ВЛ 220 кВ Чесноковская - Власиха

220

1973

33,50

ПС-400/51,
ПС-400/64

32

ВЛ 220 кВ Барнаульская - Власиха (ВЛ-237)

220

1977

70,10

ПС-400/51,
ПС-400/64

33

ВЛ 220 кВ Барнаульская - Чесноковская

220

1977

36,60

ПС-400/51

34

ВЛ 220 кВ Чесноковская - ТЭЦ АКХЗ (ЧК-239)

220

1963

82,70

ПС-400/51

35

ВЛ 220 кВ Бийская РПП - Бийская ТЭЦ (БТ-242)

220

1989

16,96

ПС-400/51

36

ВЛ 110 кВ Алтай - Чесноковская (АЧ-8)

110

1988

7,90

АС-185/29

37

ВЛ 110 кВ Тальменская - Алтай (ТА-402)

110

1988

7,90

АС-185/29

38

ВЛ 110 кВ Павлодарская - Кулунда (ПК-240)

110

1983

21,60

АС-300/39

39

ВЛ 110 кВ Маралды - Кулунда (Л-125)

110

22,56

АС-150/19

40

ВЛ 110 кВ Щербакты - Кулунда (Л-126/1)

110

22,56

АС-150/19

Филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Алтайэнерго"

41

Южная-Потеряевская (ВЛ ЮГ-153)

110

1979

30,18097

АС 120/19;
АС 120/27;
АС 150/19;
АС 240/32

42

Предгорная-Чергинская (ВЛ ПЧ-3)

110

1976

40,763

АС 150/24

43

Линёвская-Быстроистокская (ВЛ ЛБ-192)

110

1978

38,451

АС 120/19

44

Петропавловская-Красноорловская ПО-177

110

1977

18,278

АС 120/19

45

Смоленская-Линёвская (ВЛ СЛ-191)

110

1978

13,598

АС 120/19

46

Смоленская-Советская (ВЛ СС-76)

110

1984

24,433

АС 95/16

47

Солонешенская-Совхозная (ВЛ СС-179)

110

1977

50,419

АС 70/11

48

Сростинская-Быстрянка (ВЛ СБ-138)

110

1975

20,734

АС 120/19

49

Бийская-Сосна (ВЛ БС-57)

110

1984

14,151

АС 150/19;
АС 300/39;
АСО-300

50

Бийская-Северо-Западная (ВЛ БС-60)

110

1980

6,009

АС 150/19

51

Бийская-Бийская ТЭЦ (ВЛ БТ-417)

110

1989

17,202

АС 400/51

52

Бенжереп-Ельцовка (ВЛ БЕ-26)

110

1969

49,758

АС 120/19

53

Быстрянка-Майминская (ВЛ БМ-85)

110

1974

24,28712

3хАПС120/19

54

Солтонская-Ненинская (ВЛ СН-156)

110

1974

67,561

АС 120/19

55

Воеводская-Целинная (ВЛ ВЦ-75)

110

1984

33,857

АПС-12

56

Южная-АСМ (ВЛ ЮС-145)

110

1962

6,832

АС 120/19;
АС 240/32

57

Южная-Северная (ВЛ ЮТ-150)

110

1962

21,278

АС 240/32

58

Михайловская-Николаевская (ВЛ МН-22)

110

1979

30,676

АС 150/19

59

Клепичихинская-Новичихинская (ВЛ КН-70)

110

1981

25,696

АС 120/19

60

Поспелихинская-Клепичихинская (ВЛ ПК-69)

110

1981

20,8

АС 120/19

61

Потеряевская-Дальняя (ВЛ ПД-71)

110

1983

15,918

АС 120/19

62

Южная-Безрукавская (ВЛ ЮБ-163)

110

1965

22,199

АС 150/19

63

Поспелихинская-Кашино (ВЛ ПК-67)

110

1971

75,461

АС 150/19;
АС 150/24

64

Благовещенская-Леньковская (ВЛ БЛ-123)

110

1972

39,88

АС 150/24

65

Бурлинская-Новосельская (ВЛ БН-2)

110

1977

23,898

АС 70/11

66

Зелено Полянская-Каипская (ВЛ ЗК-426)

110

1991

20,659

АС 120/19

67

Северская-Ключевская (ВЛ СК-401)

110

1979

16,769

АС 150/19;
АС 150/24

68

Смоленская-Предгорная (ВЛ СП-189)

110

1974

69,992

АС 150/19;
АС 185/24;
АС 70/11

69

Кулундинская-Мышкинская (ВЛ КМ-430)

110

1967

6,838

АС 120/19

70

Смоленская-Петропавловская (ВЛ СП-109)

110

1965

92,418

АС 70/11

71

Мышкинская-Серебропольская (ВЛ МС-431)

110

1967

37,768

АС 120/19

72

Быстроистокская-Красноорловская БО-199

110

1988

31,662

АС 120/19

73

Петропавловская-Солонешенская (ВЛ ПС-134

110

1970

64,353

АС 70/11;
АС 95/16

74

Гришковская-Гальбштадтская (ВЛ ГГ-97)

110

1970

17,855

АС 120/19

75

Петропавловская-Коробейниково (ВЛ ПК-132

110

1971

35,83

АС 70/11

76

Сосна-Смоленская (ВЛ СС-107)

110

1976

48,822

АС 185/24;
АС 70/11;
АС 95/16

77

Орловская-Хабарская (ВЛ ОХ-32)

110

1972

51,077

АС 120/19;
АС 70/11

78

Смоленская-Курортная (ВЛ СК-168)

110

1978

92,414

АС 120/19;
АС 70/11

79

Смоленская-Советская (ВЛ СС-77)

110

1984

24,427

АС 95/16

80

Хабарская-Зятьково Реченская (ВЛ ХР-29)

110

1979

40,096

АС 150/24

81

Сосна-Смоленская (ВЛ СС-108)

110

1968

35,048

АС 120/19;
АС 185/24;
АС 70/11

82

Заречная-Майминская (ВЛ ЗО-137)

110

1974

113,8941

АПС-12;
АС 120/19;
АС 70/11

83

Леньковская-Завьяловская (ВЛ ЛЗ-197)

110

1972

43,01

АС 120/19;
АС 150/19;
АС 150/24

84

Солонешенская-Совхозная (ВЛ СС-178)

110

1977

50,423

АС 70/11

85

Бийская-Заречная (ВЛ БЗ-165)

110

1975

23,758

АС 70/11;
АСО-240

86

Крутихинская-Кочки (ВЛ КК-113)

110

1969

73,945

АС 120/19;
АС 70/11

87

Заречная-Сростинская (ВЛ ЗС-136)

110

1974

50,223

АС 120/19;
АС 70/11

88

Бийская-Сосна (ВЛ БС-58)

110

1984

14,193

АС 150/19;
АС 300/39;
АСО-300

89

Светлая-Крутихинская (ВЛ СК-17)

110

1969

27,443

АЖ 120;
АС 120/19

90

Бийская-Заречная (ВЛ БЗ-166)

110

1975

23,626

АС 70/11;
АСО-240

91

Бийская-Бийская ТЭЦ (ВЛ БТ-105)

110

1964

15,164

АСО-300

92

Светлая-Обская (ВЛ СО-49)

110

1975

19,65

АЖ 120;
АС 70/11

93

Бийская-Северо-Западная (ВЛ БС-59)

110

1980

5,95

АС 150/19

94

Бийская ТЭЦ-Сосна (ВЛ ТС-169)

110

1976

4,351

АСО-300

95

Светлая-Корчинская (ВЛ СК-187)

110

1972

158,261

АЖ 120;
АС 120/19;
АС 70/11

96

Бийская-Бийская ТЭЦ (ВЛ БТ-106)

110

1964

15,204

АСО-300

97

Ельцовская-Кытмановская (ВЛ ЕК-130)

110

1968

75,594

АС 70/11

98

Панкрушихинская-Велижановская (ВЛ ПВ-4)

110

1977

28,127

АС 150/19;
АС 150/24

99

Бийская ТЭЦ-Сосна (ВЛ ТС-170)

110

1976

4,345

АСО-300

100

Бехтемировская-Ненинска (ВЛ БН-16)

110

1976

27,097

АС 120/19

101

Романовская-Сидоровская (ВЛ РС-50)

110

1981

40,25

АЖ 120

102

Ельцовска-Солтонская (ВЛ ЕС-131)

110

1972

55,371

АС 70/11

103

Бийская-Воеводская (ВЛ БВ-13)

110

1976

48,421

АС 120/19

104

АКХЗ-Городская (ВЛ АГ-88)

110

1979

11,554

АС 120/19;
АСО-400

105

Южная-Волчихинская (ВЛ ЮВ-151)

110

1973

154,745

АС 120/19;
АС 150/19;
АС 70/11

106

АКХЗ-Косиха (ВЛ АК-78)

110

1986

50,46

АЖ 120;
АС 120/19

107

Воеводская-Бехтемировская (ВЛ ВБ-80)

110

1976

18,875

АС 120/19

108

Южная-АСМ (ВЛ ЮС-146)

110

1962

6,821

АС 120/19;
АС 240/32

109

Кытмановская-Дмитротитовская (ВЛ КД-12)

110

1976

22,738

АС 70/11

110

Южная-Гидроузел (ВЛ ЮГ-154)

110

1981

12,37707

АС 120/19;
АС 240/32

111

Южная-Бор-Форпост (ВЛ ЮБ-152)

110

1973

103,328

АС 150/19;
АС 70/11

112

Химпром-Чесноковская (ВЛ ХЧ-9)

110

1962

28,38

АС 120/27;
АС 185/29

113

Южная-Северная (ВЛ ЮТ-149)

110

1962

21,588

АС 240/32;
АСО-240

114

Михайловская-МЗХР (ВЛ МХ-89)

110

1973

19,822

АС 70/11;
АСКС 70/11

115

Чесноковская-Первомайская (ВЛ ЧП-159)

110

1974

49,971

АС 70/11;
АС 95/16

116

Бор-Форпост-Михайловская (ВЛ БМ-99)

110

1973

33,654

АС 150/19

117

Новичихинская-Селиверстово (ВЛ С-110)

110

1985

15,745

АЖ 120

118

Тальменская-Алтай (ВЛ ТА-1402)

110

1962

34,163

АС 185/29;
АС 95/16

119

Михайловская-МЗХР (ВЛ МХ-90)

110

1985

21,405

АСКС 70/11

120

Тишинская-Поспелихинская (ВЛ ТП-68)

110

1985

47,477

АЖ 120;
АС 150/24

121

Тальменская-Тракторная (ВЛ ТТ-1412)

110

1985

5,994

АС 95/16

122

Мирная-Поспелихинская (ВЛ МП-65)

110

1971

44,759

АС 150/24

123

Приозерная-Насосная (ВЛ ПН-61)

110

1981

6,434

АЖ 120

124

Кашино-Алейская  (ВЛ КА-421)

110

1971

20,259

АС 150/19

125

Безрукавская-Мирная (ВЛ БМ-64)

110

1971

33,071

АС 150/19;
АС 150/34

126

Южная-Горняцкая (ВЛ ЮГ-148)

110

1952

82,497

АС 150/19;
АС 70/11

127

Опорная-Подгорная (ВЛ ОП-93)

110

1961

9,355

AERO-Z;
АС 150/24

128

Приозерная-Тишинская (ВЛ ПТ-62)

110

1982

39,772

АЖ 120;
АС 150/19

129

Благовещенская-Гляденьская (ВЛ БГ-56)

110

1985

30,36

АС 120/19

130

Опорная-Чесноковская (ВЛ ОЧ-92)

110

1960

14,464

АС 240/32;
АС 300/32

131

Поспелихинская-Шипуновская (ВЛ ПК-66)

110

1982

44,78

АС 150/24

132

Благовещенская-Верх-Суетская (ВЛ БС-127)

110

1971

73,214

АС 150/24;
АС 70/11

133

Подгорная-Центральная (ВЛ ПЦ-39)

110

1984

4,878

АС 240/32

134

Благовещенская-Завьяловская (ВЛ БЗ-124)

110

1972

79,553

АС 120/19;
АС 150/19;
АС 150/24

135

Славгородская-Бурлинская (ВЛ СБ-128)

110

1973

55,171

АС 120/19;
АС 150/24

136

ТЭЦ-3-Власиха (ВЛ ТВ-175)

110

1965

3,225

АСО-300

137

Верх-Суетская-Зятьково Реченская СР-1

110

1975

23,033

АС 150/24

138

Кулундинская-Ключевская (ВЛ КК-114)

110

1969

75,853

АС 150/24;
АС 70/11;
АС 95/16

139

ТЭЦ-3-Власиха (ВЛ ТВ-44)

110

1973

6,434

АС 300/32

140

Николаевская-Северская (ВЛ НС-21)

110

1979

45,487

АС 150/19;
АС 150/24

141

Кулундинская-Благовещенская  (ВЛ КБ-117)

110

1967

71,197

АС 150/24;
АС 70/11

142

ТЭЦ-3-Подгорная (ВЛ ТП-46)

110

1973

14,124

АС 150/19;
АСО-300

143

Ново-Полтавская-Зелено Полянская НЗ-96

110

1986

22,442

АС 120/19

144

Кулундинская-Славгородская (ВЛ КС-115)

110

1968

67,883

АС 120/19;
АС 150/24

145

ТЭЦ-2-ТЭЦ-3 (ВЛ ТТ-122)

110

1965

17,165

АПвПнг(А)2г 1х500/120-64/110;
АС 120/19;
АС 185/24;
АСО-300

146

Кулундинская-Благовещенская  (ВЛ КБ-118)

110

1967

71,031

АС 150/24;
АС 70/11

147

Благовещенская-Родинская (ВЛ БР-144)

110

1972

43,603

АС 120/19

148

Власиха-Приобская (ВЛ ВП-52)

110

1979

72,191

АС 150/19;
АС 150/24;
АС 300/32

149

Кулундинская-Славгородская (ВЛ КС-116)

110

1968

67,915

АС 120/19;
АС 150/24

150

Гальбштадтская-Орловская (ВЛ ГО-129)

110

1972

19,778

АС 120/19

151

Арбузовская-Павловская (ВЛАП-55)

110

1981

38,241

АЖ 120;
АС 150/19

152

Волчихинская-Родинская (ВЛ ВР-98)

110

1985

78,135

АС 120/19

153

Урываево-Коротоякская (ВЛ УК-15)

110

1978

12,82

АЖ 120;
АС 120/19

154

Власиха-Арбузовская (ВЛ ВА-167)

110

1976

73,565

АС 120/19;
АС 150/19;
АС 300/32;
АС 70/11

155

Славгородская-Гришковская (ВЛ СГ-119)

110

1970

22,439

АС 120/19

156

Баевская-Верхчуманская (ВЛ БЧ-35)

110

1978

26,372

АС 150/19

157

Арбузовская-Корчинская (ВЛ АК-18)

110

1978

106,24

АС 150/19;
АС 95/16

158

Хабарская-Коротоякская (ВЛ ХК-196)

110

1973

22,461

АС 120/19

159

Корчинская-Завьяловская (ВЛ КЗ-193)

110

1973

71,32

АС 70/11

160

Топчихинская-Алейская (ВЛ ТА-182)

110

1967

59,626

АЖ 120;
АС 120/19;
АС 150/19;
АС 70/11

161

Завьяловская-Баевская (ВЛ ЗБ-198)

110

1973

52,599

АС 150/34

162

Крутихинская-Насосная-1 БОС (ВЛ КН-25)

110

1984

8,57

АЖ 120

163

Осколково-Усть-Пристань (ВЛ ОП-423)

110

1971

37,934

АС 120/19

164

Корчинская-Завьяловская (ВЛ КЗ-194)

110

1973

71,272

АС 150/19;
АС 70/72

165

Светлая-Каменская (ВЛ СК-47)

110

1975

4,619

АЖ 120;
АС 70/11

166

Гоняк-Змеиногорская (ВЛ ГЗ-143)

110

1978

94,725

АЖ 120;
АС 120/19;
АС 150/19

167

Светлая-Буяновская (ВЛ СБ-427)

110

1993

22,779

АС 150/19

168

Корчинская-Мамонтовская (ВЛ КМ-110)

110

1969

43,947

АС 70/11

169

Змеиногрская-Саввушинская (ВЛ ЗС-31)

110

1977

31,78

АС 120/19

170

Светлая-Каменская (ВЛ СК-48)

110

1972

4,486

АЖ 120;
АС 120/19

171

Велижановская-Урываево (ВЛ ВУ-14)

110

1977

27,141

АЖ 120;
АС 120/19

172

Курьинская-Краснощековская (ВЛ КК-27)

110

1971

40,513

АС 120/19

173

Корчинская-Тюменцевская (ВЛ КТ-186)

110

1972

72,39

АС 120/19;
АС 70/11

174

Верхчуманская-Зятьковская (ВЛ ЧЗ-36)

110

1974

30,644

АС 150/19

175

Коробейниково-Устькалманская (ВЛ КК-133)

110

1971

30,762

АС 70/11

176

Зятьковская-Панкрушихинская (ВЛ ЗП-195)

110

1974

29,213

АС 150/19

177

Светлая-Тюменцевская (ВЛ СТ-188)

110

1972

77,544

АЖ 120;
АС 120/19

178

Петропавловская-Огневская (ВЛ ПО-141)

110

1973

47,612

АС 70/11

179

Мамонтовская- Романовская (ВЛ МР-20)

110

1970

27,981

АС 70/11

180

АКХЗ-Городская (ВЛ АГ-87)

110

1979

11,569

АС 120/19;
АСО-400

181

АКХЗ-Камышенская (ВЛ АК-79)

110

1986

42,008

АЖ 120;
АС 120/19

182

Алтай-Чесноковская (ВЛ АЧ-8)

110

1963

37,275

АС 120/27;
АС 185/29

183

Косихинская-Октябрьская (ВЛ КО-1420)

110

1989

56,895

АЖ 120;
АС 120/19

184

Чесноковская-Новоалтайская (ВЛ ЧН-23)

110

1979

4,652

АС 240/32

185

Первомайская-Анисимовская (ВЛ ПА-53)

110

1980

55,468

АС 70/11

186

Чесноковская-Первомайская (ВЛ ЧП-30)

110

1978

50,008

АС 70/11;
АС 95/16

187

Чесноковская-Новоалтайская (ВЛ ЧН-24)

110

1979

4,657

АС 240/32

188

Тальменская-Новоеловская (ВЛ ТН-160)

110

1973

18,08

АС 70/72

189

Первомайская-Анисимовская (ВЛ ПА-54)

110

1980

55,502

АС 70/11

190

Тальменская-Химпром (ВЛ ТХ-7)

110

1962

42,885

АС 185/24;
АС 70/11

191

Тальменская-Тракторная (ВЛ ТТ-1411)

110

1985

5,981

АС 95/16

192

Рогозихинская-Шелаболихинская (ВЛ РШ-438

110

1974

24,49

АС 70/11

193

Алейская-Осколково (ВЛ АО-155)

110

1971

37,398

АС 120/19

194

Опорная-Подгорная (ВЛ ОП-94)

110

1961

9,325

AERO-Z;
АС 150/24

195

Шелаболихинская-Павловская (ВЛ ШП-440)

110

1993

24,83

АС 120/19

196

Подгорная-АЗА (ВЛ ПА-171)

110

1974

0,345

АС 120/19

197

Опорная-Чесноковская (ВЛ ОЧ-91)

110

1960

14,515

АС 240/32;
АС 300/32

198

Подгорная-Центральная (ВЛ ПЦ-40)

110

1984

4,875

АС 120/19

199

Подгорная-АЗА (ВЛ ПА-172)

110

1974

0,336

АС 120/19

200

ТЭЦ-3-Власиха (ВЛ ТВ-176)

110

1965

3,182

АСО-300

201

Сибэнергомаш-Опорная (ВЛ СО-102)

110

1960

1,188

АС 300/32

202

Опорная-ТЭЦ-2 (ВЛ ТО-101)

110

1960

3,7

АС 300/32

203

ТЭЦ-3-Власиха (ВЛ ТВ-43)

110

1973

6,318

АС 240/32;
АС 300/32

204

ТЭЦ-2-Сибэнергомаш (ВЛ ТС-100)

110

1960

2,497

АС 300/48

205

ТЭЦ-3-Подгорная (ВЛ ТП-45)

110

1973

14,041

АС 150/19;
АСО-300

206

ТЭЦ-2-БШЗ (ВЛ ТШ-103)

110

1964

8,021

АС 120/19;
АС 150/19;
АС 300/48

207

ТЭЦ-2-ТЭЦ-3 (ВЛ ТТ-121)

110

1965

17,21

АПвПнг(А)2г 1х500/120-64/110;
АС 120/19;
АС 185/24;
АС 300/32

208

Власиха-Топчихинская (ВЛ ВТ-111)

110

1967

99,644

АС 150/19;
АС 150/24;
АС 70/11

209

ТЭЦ-2-БШЗ (ВЛ ТШ-104)

110

1964

7,882

АС 120/19;
АС 300/48

210

Арбузовская-Рогозихинская (ВЛ АР-437)

110

1974

32,106

АС 150/19;
АС 70/11

211

Топчихинская-Приобская (ВЛ ТП-28)

110

1971

37,108

АС 150/19

212

ТЭЦ-3-Гоньба (ВЛ ТГ-41)

110

1979

15,56

АС 150/19;
АС 70/11

213

Власиха-Арбузовская (ВЛ ВА-112)

110

1966

71,55

АС 120/19;
АС 150/19;
АС 70/11

214

Арбузовская-Корчинская (ВЛ АК-19)

110

1978

106,52

АС 150/19

215

ТЭЦ-3-Гоньба (ВЛ ТГ-42)

110

1979

15,505

АС 150/19;
АС 70/11

216

Топчихинская-Парфеново (ВЛ ТП-184)

110

1970

26,11

АС 70/11

217

Топчихинская-Алейская (ВЛ ТА-51)

110

1983

83,85

АС 120/19;
АС 150/19;
АС 70/11

218

Усть-Пристань-Отрадное (ВЛ ПО-424)

110

1991

30,901

АС 120/19

219

Топчихинская-Раздолье (ВЛ ТР-183)

110

1970

45,848

АС 70/11

220

Горняцкая-Золотушинская (ВЛ ГЗ-95)

110

1952

29,06

АС 150/19

221

Горняк-Змеиногорская (ВЛ ГЗ-142)

110

1953

94,568

АЖ 120;
АС 120/19;
АС 150/19

222

Краснощековская-Новошипуновская КН-408

110

1973

60,536

АС 120/19

223

Николаевка-Золотушинская (ВЛ НЗ-141)

110

1986

5,95

АС 150/19

224

Саввушинская-Курьинская (ВЛ СК-72)

110

1977

30,761

АС 120/19

225

Дальняя-Курьинская (ВЛ ДК-63)

110

1998

56,271

АС 120/19

226

Новошипуновская-Огневская (ВЛ НО-140)

110

1973

31,559

АС 70/11

227

Устькалманка-Новобурановская (ВЛ КБ-135)

110

1985

38,658

АС 120/19

228

Новошипуновская-Чарышская (ВЛНЧ-439)

110

1991

55,206

АС 120/19

229

Отрадное-Устькалманская (ВЛ ОК-425)

110

2001

20,141

АС 120/19

230

Бийская ТЭЦ - Бирюзовая Катунь (ТК-1)

110

2015

106,532

АС 120/19

231

Бийская ТЭЦ - Бирюзовая Катунь (ТК-2)

110

2015

106,501

АС 120/19

Приложение 3

Таблица 1

ПС 35/110 кВ, фактическая нагрузка которых в 2017 году составляла менее 50 %

№ п/п

Наименование ПС

Уровни напряжения ПС 35-110 кВ

Установ-ленная мощность Т-1, МВт

Установ-ленная мощность Т-2, МВт

Фактичес-кая нагрузка, МВт

Фактичес-кая нагрузка, %

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС 1 Подъем

35/6

10,00

10,00

3,78

40,68

2

ПС Акутихинская

35/10

2,50

0,00

0,28

12,13

3

ПС Алексеевская

35/10

1,60

0,00

0,56

37,82

4

ПС Анисимовская

35/10

2,50

0,00

0,00

0,00

5

ПС Анисимовская

110/10

16,00

0,00

0,60

4,24

6

ПС Арбузовская

110/35/10

6,30

6,30

2,62

46,71

7

ПС Ащегульская

35/10

1,60

0,00

0,00

0,00

8

ПС База Рубцовского РЭС

35/10

1,60

0,00

0,11

7,48

9

ПС Безрукавская

110/10

6,30

0,00

2,41

43,02

10

ПС Белово

110/35/10

6,30

6,30

2,18

38,86

11

ПС Белоглазовская

35/10

3,20

3,20

0,90

30,18

12

ПС Березовская

35/10

2,50

2,50

0,82

35,44

13

ПС Большевик

35/10

2,50

0,00

0,56

24,02

14

ПС Боровлянская

35/10

1,60

0,00

0,49

33,21

15

ПС Боровская

35/10

1,60

0,00

0,24

16,43

16

ПС Бор-Форпост

110/10

6,30

0,00

0,53

9,39

17

ПС Буяновская

110/10

6,30

6,30

0,16

2,80

18

ПС Быстроистокская

110/10

6,30

6,30

1,59

28,29

19

ПС Васильчуковская

110/10

2,50

0,00

0,33

14,82

20

ПС Велижановская

110/10

6,30

6,30

0,78

13,89

21

ПС Верхаллакская

35/10

1,60

1,60

0,15

9,76

22

ПС Верх-Ануйская

110/10

6,30

0,00

1,65

29,41

23

ПС Верхпайвинская

35/10

2,50

0,00

0,19

8,37

24

ПС Верх-Суетская

110/35/10

10,00

6,30

2,46

43,94

25

ПС Верхчуманская

110/10

2,50

2,50

0,60

27,11

26

ПС Весенняя

110/10

6,30

0,00

1,73

30,86

27

ПС Водстрой

35/6

2,50

2,50

0,34

14,42

28

ПС Волчнобурлинская

110/10

6,30

6,30

0,77

13,80

29

ПС Востровская

35/10

2,50

2,50

0,71

30,60

30

ПС Второкаменская

110/10

6,30

6,30

1,50

26,77

31

ПС Гидроузел

110/6

10,00

10,00

2,40

26,99

32

ПС Гилевская

110/10

2,50

0,00

0,00

0,00

33

ПС Глубоковская

110/10

6,30

6,30

2,08

37,07

34

ПС Гляденьская

110/35/10

6,30

0,00

1,12

19,92

35

ПС Гоньба

110/10/6

25,00

25,00

5,07

22,77

36

ПС Гришковская

110/35/10

6,30

6,30

1,71

30,55

37

ПС Дальняя

110/35/10

10,00

10,00

1,91

21,50

38

ПС Дмитротитовская

110/10

2,50

2,50

0,57

25,75

39

ПС Долинская

35/10

1,60

0,00

0,23

15,63

40

ПС Жилинская

35/10

2,50

2,50

0,46

19,96

41

ПС Заборная

35/10

4,00

0,00

0,14

3,72

42

ПС Загайновская

35/10

2,50

2,50

0,72

31,17

43

ПС Зайцевская

35/10

2,50

2,50

0,90

38,53

44

ПС Заречная

110/35/20/10

10,00

10,00

10,12

31,59

1

2

3

4

5

6

7

45

ПС Заря

35/10

4,00

4,00

0,95

25,61

46

ПС Зелено Полянская

110/10

2,50

0,00

0,24

10,94

47

ПС Зеленый Клин

110/10

16,00

16,00

6,22

43,67

48

ПС Зеркалы

35/10

2,50

0,00

0,31

13,54

49

ПС Зерновская

35/10

1,80

0,00

0,03

2,00

50

ПС Зимино

35/10

3,20

1,80

0,29

17,56

51

ПС Златополинская

110/10

2,50

2,50

0,89

40,04

52

ПС Змеиногорская

110/35/10

25,00

15,00

11,02

49,54

53

ПС Знаменская

35/10

1,60

1,60

0,55

36,96

54

ПС Золотушинская

110/10

6,30

0,00

0,40

7,12

55

ПС ЗЯБ

35/6

10,00

10,00

4,41

47,37

56

ПС Зятьковская

110/10

2,50

2,50

0,41

18,40

57

ПС Ивановская

35/10

1,60

2,50

0,46

31,12

58

ПС Калманская

110/10

6,30

0,00

0,65

11,54

59

ПС Каменская-2

110/10

10,00

10,00

3,56

40,04

60

ПС Камышенская

110/10

10,00

10,00

0,86

9,72

61

ПС Катунь

110/10

2,50

2,50

1,05

46,99

62

ПС Кашино

110/35/10

6,30

6,30

1,86

33,21

63

ПС Клепечихинская

110/10

2,50

2,50

0,70

31,67

64

ПС Ключевская

110/10

0,00

15,00

6,39

47,90

65

ПС Кокс

110/10

25,00

25,00

2,55

11,46

66

ПС Колыванская

35/10

1,60

0,00

0,58

38,68

67

ПС Комарихинская

35/10

1,80

1,80

0,53

31,44

68

ПС Коминтерновская

35/10

2,50

0,00

0,84

36,19

69

ПС Коммунальная

35/6

10,00

6,30

1,42

24,29

70

ПС Контошинская

35/10

2,50

0,00

0,69

29,79

71

ПС Корниловская

35/10

4,00

2,50

0,43

18,39

72

ПС Коробейниково

110/10

3,20

2,50

0,96

42,99

ПС Корчинская

110/10

6,30

6,30

1,93

34,44

73

ПС Косихинская

110/35/10

10,00

10,00

4,07

45,67

74

ПС Костинлоговская

35/10

2,50

2,50

0,50

21,40

75

ПС Кочкинская

35/10

1,60

1,60

0,34

22,62

76

ПС Красноалтайская

35/10

2,50

0,00

0,39

16,73

77

ПС Красноорловская

110/10

2,50

2,50

0,86

38,81

78

ПС Краснояровская

35/10

3,20

0,00

0,35

11,61

79

ПС Крестьянская

35/10

2,50

0,00

0,94

40,49

80

ПС Кругловская

35/10

1,80

0,00

0,34

20,42

81

ПС Крутихинская

110/10

6,30

6,30

2,59

46,22

82

ПС Кузьминская

35/10

1,60

0,00

0,25

16,88

83

ПС Куяганская

110/10

2,50

2,50

0,48

21,65

84

ПС Кытмановская

110/10

6,30

6,30

2,40

42,89

85

ПС Лаптев-Логовская

35/10

1,60

2,50

0,25

16,61

86

ПС Лебяжье

110/35/10

25,00

25,00

4,05

18,20

87

ПС Линевская

110/10

2,50

2,50

0,61

27,60

88

ПС Локтевская

35/10

4,00

0,00

0,91

24,55

89

ПС Лосихинская

35/10

2,50

2,50

0,24

10,36

90

ПС Луговская

35/10

2,50

0,00

0,47

20,33

91

ПС Майская

35/10

10,00

10,00

2,15

23,10

92

ПС Малый Бащелак

35/10

1,00

0,00

0,32

34,70

93

ПС Метелёвская

35/10

4,00

4,00

0,74

19,94

94

ПС МЗХР

110/6

10,00

10,00

1,49

16,75

95

ПС Мирная

110/35/10

10,00

10,00

1,65

18,57

96

ПС Мичуринская

35/10

2,50

0,00

0,89

38,38

1

2

3

4

5

6

7

97

ПС Молодежная

110/10

2,50

2,50

0,91

40,92

98

ПС Мостовая

110/6

6,30

0,00

0,50

8,94

99

ПС Моховская

35/10

2,50

2,50

0,76

32,66

100

ПС Мышкинская

110/10

10,00

10,00

0,42

4,77

101

ПС Набережная

35/10

2,50

2,50

0,86

37,15

102

ПС Нагорная

35/10

2,50

2,50

1,15

49,42

103

ПС Насосная-1 БОС

110/6

16,00

0,00

0,01

0,05

104

ПС Насосная-2 БОС

110/6

16,00

0,00

0,00

0,00

105

ПС Ненинская

110/35/10

10,00

0,00

3,63

40,74

106

ПС Нижнечуманская

35/10

2,50

4,00

0,48

20,77

107

ПС Николаевская

110/10

3,20

2,50

0,39

17,39

108

ПС Новоалтайская

110/10

25,00

32,00

7,85

35,28

109

ПС Новобурановская

110/35/10

6,30

0,00

1,05

18,76

110

ПС Нововознесенская

35/10

4,00

4,00

0,36

9,66

111

ПС Новоильинская

110/10

2,50

2,50

0,60

26,91

112

ПС Ново-Кулундинская

110/10

2,50

2,50

1,00

45,08

113

ПС Новониколаевская

110/10

2,50

2,50

0,63

28,23

114

ПС Ново-Полтавская

110/10

2,50

2,50

0,86

38,78

115

ПС Новосельская

110/10

2,50

0,00

0,27

11,99

116

ПС Новотроицкая (НС-3)

35/6

4,00

0,00

0,46

12,28

117

ПС Новотроицкая (НС-5)

35/6

4,00

0,00

0,01

0,36

118

ПС Новотроцкая (НС-4)

110/35/6

10,00

0,00

0,51

5,76

119

ПС Новотырышенская

110/35/10/6

6,30

6,30

2,73

48,61

120

ПС Новоярковская

35/10

4,00

4,00

0,92

24,68

121

ПС НС-4П

35/10

4,00

0,00

0,30

7,94

122

ПС Обская

110/6

6,30

6,30

0,31

5,58

123

ПС ОБЬ

35/6

10,00

10,00

3,01

32,35

124

ПС Овсянниковская

35/10

2,50

0,00

0,18

7,94

125

ПС Овчинниковская

35/10

6,30

6,30

2,39

40,80

126

ПС Огневская

110/10

6,30

0,00

0,99

17,72

127

ПС Озерновская

35/10

2,50

2,50

1,13

48,49

128

ПС Озерно-Кузнецовская

110/10

6,30

6,30

0,50

8,98

129

ПС Октябрьская

35/10

1,60

0,00

0,49

32,80

130

ПС Октябрьская

35/10

2,50

2,50

0,29

12,50

131

ПС Октябрьская

110/10

6,30

6,30

0,77

13,74

132

ПС Опорная

110/6

40,00

40,00

13,32

37,41

133

ПС Ореховская

35/10

2,50

2,50

0,90

38,62

134

ПС Орловская

110/35/10

10,00

10,00

1,86

20,92

135

ПС Оросительная-3

35/10

1,60

0,00

0,67

45,27

136

ПС Орошение

35/10

4,00

0,00

0,71

19,16

137

ПС Осколково

110/10

2,50

6,30

0,83

37,43

138

ПС Отрадное

110/10

6,30

0,00

0,46

8,27

139

ПС Панкрушихинская

110/35/10

6,30

6,30

2,73

48,61

140

ПС Парфеново

110/10

2,50

2,50

0,80

35,88

141

ПС Первомайская

110/35/10

10,00

10,00

3,61

40,59

142

ПС Петровская

35/10

4,00

4,00

1,59

42,74

143

ПС Плотниковская

35/6

4,00

4,00

0,01

0,35

144

ПС Победа

35/10

1,60

0,00

0,30

20,22

145

ПС Победим

110/10

2,50

2,50

0,71

32,13

146

ПС Повалихинская

35/10

4,00

4,00

1,81

48,76

147

ПС Подборная

35/10

1,60

2,50

0,39

26,15

148

ПС Подсосновская

35/10

6,30

4,00

1,34

35,95

149

ПС Покровская

35/10

4,00

4,00

0,28

7,46

1

2

3

4

5

6

7

150

ПС Полевая

35/6

4,00

0,00

0,61

16,28

151

ПС Ползуново

110/10/6

40,00

40,00

6,64

18,66

152

ПС Полуямки

35/10

2,50

1,80

0,83

49,43

153

ПС Поповичихинская

110/10

2,50

0,00

0,14

6,49

154

ПС Поспелихинская

110/35/10

25,00

25,00

10,31

46,36

155

ПС Пресс

110/6

63,00

63,00

23,93

42,68

156

ПС Приобская

110/35/10

10,00

10,00

2,48

27,83

157

ПС Раздолье

110/10

2,50

6,30

0,71

31,96

158

ПС Разумовская

35/10

1,60

2,50

0,39

26,18

159

ПС Ракитовская

35/10

1,80

2,50

0,70

41,67

160

ПС Рассвет

35/10

4,00

4,00

1,33

35,67

161

ПС Ремовская

35/10

5,60

4,00

1,70

45,77

162

ПС Рогозихинская

110/10

6,30

6,30

0,99

17,58

163

ПС РПБ ЗЭС

35/10

1,60

2,50

0,60

40,09

164

ПС Рыбинская

110/35/10

10,00

10,00

3,33

37,44

165

ПС Саввушинская

35/10

1,60

0,00

0,07

4,69

166

ПС Свердловская

35/10

1,60

1,60

0,54

36,06

167

ПС Северная

110/35/6

20,00

25,00

5,59

31,38

168

ПС Северская

110/10

2,50

2,50

0,86

38,48

169

ПС Серебропольская

110/35/10

16,00

10,00

0,89

9,97

170

ПС Сибирячихинская

110/10

2,50

0,00

0,44

19,95

171

ПС Сидоровская

110/10

6,30

0,00

1,03

18,42

172

ПС Симоновская

35/10

1,80

0,00

0,21

12,39

173

ПС Ситниковская

35/10

1,60

1,60

0,36

23,88

174

ПС Смазнево

35/10

4,00

0,00

0,00

0,00

175

ПС Совхозная

110/10

2,50

2,50

0,52

23,22

176

ПС Солнечная

35/10

6,30

0,00

0,67

11,51

177

ПС Солоновская

35/10

2,50

0,00

0,62

26,74

178

ПС Солтонская

110/35/10

6,30

6,30

1,74

31,05

179

ПС Соусканиха

35/10

1,60

0,00

0,24

16,18

180

ПС Степновская

35/10

1,60

1,60

0,60

40,07

181

ПС Столбовская

35/10

2,50

2,50

0,60

25,88

182

ПС Суетка

35/10

1,00

0,00

0,30

32,41

183

ПС Сунгайская

35/10

2,50

1,60

0,72

48,71

184

ПС Сычевская

35/10

4,00

4,00

1,23

32,96

185

ПС Таловская

35/10

2,50

4,00

0,85

36,75

186

ПС Тишинская

110/35/10

10,00

6,30

1,46

26,12

187

ПС Тогульская

110/35/10

6,30

6,30

2,00

35,74

188

ПС Топольная

35/10

2,50

0,00

0,24

10,27

189

ПС Тракторная

110/10

16,00

16,00

1,86

13,06

190

ПС Трансмаш

110/6

40,00

40,00

9,85

27,67

191

ПС Трофимовская

35/6

25,00

25,00

8,05

34,63

192

ПС Тугозвоновская

35/10

1,60

0,00

0,53

35,71

193

ПС Угловская

110/35/10

6,30

10,00

2,03

36,23

194

ПС Урлаповская

35/10

2,50

0,00

0,46

19,82

195

ПС Усть-Кажа

35/10

1,60

0,00

0,38

25,54

196

ПС Усть-Мосиха

110/10

2,50

2,50

0,76

34,13

197

ПС Усть-Пристань

110/10

6,30

6,30

2,69

48,05

198

ПС Хабарская

110/10

10,00

10,00

3,23

36,34

199

ПС Химпром

110/10

10,00

10,00

3,66

41,10

200

ПС Хлопуновская

110/10

6,30

6,30

0,96

17,16

201

ПС Хмелевская

35/10

6,30

0,00

0,99

16,95

202

ПС Цаплинская

35/10

4,00

4,00

1,28

34,41

1

2

3

4

5

6

7

203

ПС Целинная

110/35/10

10,00

10,00

2,94

33,01

204

ПС Чапаевская

110/10

2,50

0,00

0,10

4,44

205

ПС Черемушкинская

35/10

4,00

0,00

0,70

18,78

206

ПС Черемшанская

35/10

4,00

4,00

0,89

23,95

207

ПС Чинетинская

35/10

1,00

1,00

0,22

23,88

208

ПС Чумышская

35/10

4,00

4,00

1,29

34,66

209

ПС Шадрухинская

35/10

2,50

0,00

0,14

5,91

210

ПС Шарчинская

110/10

2,50

0,00

0,60

27,14

211

ПС Шипунихинская

35/10

2,50

0,00

0,73

31,48

212

ПС Шпагино

35/10

4,00

0,00

0,68

18,23

213

ПС Шубинская

110/10

6,30

6,30

0,33

5,94

214

ПС Шульгинская

110/6

10,00

10,00

2,73

30,69

215

ПС Шумановская

35/10

4,00

4,00

0,63

17,02

216

ПС Южаковская

35/10

1,60

0,00

0,12

8,34

217

ПС Саввушинская

110/10

2,50

2,50

0,00

0,00

Таблица 2

ПС 35/110 кВ, фактическая нагрузка которых в 2018 году составляла менее 50 %

№ п/п

Наименование ПС

Уровни напряжения ПС 35-110 кВ

Установ-ленная мощность Т-1, МВт

Установ-ленная мощность Т-2, МВт

Фактичес-кая нагрузка, МВт

Фактичес-кая нагрузка, %

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС Акутихинская

35/10

2,50

0,00

0,29

12,49

2

ПС Алексеевская

35/10

1,60

0,00

0,60

40,34

3

ПС Анисимовская

35/10

2,50

0,00

0,00

0,00

4

ПС Анисимовская

110/10

16,00

0,00

0,45

3,18

5

ПС Арбузовская

110/35/10

6,30

6,30

2,68

47,86

6

ПС База Рубцовского РЭС

35/10

1,60

0,00

0,13

8,60

7

ПС Безрукавская

110/10

6,30

0,00

2,37

42,34

8

ПС Белово

110/35/10

6,30

6,30

1,96

35,04

9

ПС Белоглазовская

35/10

3,20

3,20

0,94

31,66

10

ПС Березовская

35/10

2,50

2,50

0,73

31,47

11

ПС Большевик

35/10

2,50

0,00

0,57

24,69

12

ПС Боровлянская

35/10

1,60

0,00

0,54

36,16

13

ПС Боровская

35/10

1,60

0,00

0,32

21,19

14

ПС Бор-Форпост

110/10

6,30

0,00

0,50

9,00

15

ПС Буяновская

110/10

6,30

6,30

0,15

2,67

16

ПС Васильчуковская

110/10

2,50

0,00

0,33

14,82

17

ПС Велижановская

110/10

6,30

6,30

0,69

12,36

18

ПС Верхаллакская

35/10

1,60

1,60

0,15

9,76

19

ПС Верхпайвинская

35/10

2,50

0,00

0,19

8,04

20

ПС Верхчуманская

110/10

2,50

2,50

0,60

27,11

21

ПС Весенняя

110/10

6,30

0,00

1,80

32,05

22

ПС Водстрой

35/6

2,50

2,50

0,22

9,41

23

ПС Волчнобурлинская

110/10

6,30

6,30

0,79

14,12

24

ПС Востровская

35/10

2,50

2,50

0,74

31,62

25

ПС Второкаменская

110/10

6,30

6,30

1,40

24,99

26

ПС Гидроузел

110/6

10,00

10,00

3,27

36,75

27

ПС Гилевская

110/10

2,50

0,00

0,00

0,00

28

ПС Глубоковская

110/10

6,30

6,30

1,97

35,21

29

ПС Гляденьская

110/35/10

6,30

0,00

1,08

19,20

30

ПС Гоньба

110/10/6

25,00

25,00

5,46

24,53

31

ПС Гришковская

110/35/10

6,30

6,30

1,71

30,55

32

ПС Дальняя

110/35/10

10,00

10,00

1,82

20,46

33

ПС Дмитротитовская

110/10

2,50

2,50

0,60

27,14

34

ПС Долинская

35/10

1,60

0,00

0,25

16,94

35

ПС Ельцовская

110/35/10

6,30

6,30

2,68

47,81

36

ПС Жилинская

35/10

2,50

2,50

0,40

17,19

37

ПС Заборная

35/10

4,00

0,00

0,13

3,58

38

ПС Загайновская

35/10

2,50

2,50

0,75

32,37

39

ПС Зайцевская

35/10

2,50

2,50

0,91

39,03

40

ПС Заречная

110/35/20/10

10,00

10,00

11,42

35,64

41

ПС Заря

35/10

4,00

4,00

0,81

21,87

42

ПС Зелено Полянская

110/10

2,50

0,00

0,25

11,02

43

ПС Зеленый Клин

110/10

16,00

16,00

6,37

44,75

44

ПС Зеркалы

35/10

2,50

0,00

0,33

14,01

45

ПС Зерновская

35/10

1,80

0,00

0,03

1,93

46

ПС Зимино

35/10

3,20

1,80

0,28

16,48

47

ПС Златополинская

110/10

2,50

2,50

1,01

45,17

48

ПС Знаменская

35/10

1,60

1,60

0,50

33,85

49

ПС Золотушинская

110/10

6,30

0,00

0,36

6,48

50

ПС ЗЯБ

35/6

10,00

10,00

4,14

44,56

51

ПС Зятьковская

110/10

2,50

2,50

0,38

16,94

52

ПС Ивановская

35/10

1,60

2,50

0,37

25,06

53

ПС Каипская

110/35/10

6,30

2,50

0,48

21,60

54

ПС Калманская

110/10

6,30

0,00

2,08

37,11

55

ПС Каменская-2

110/10

10,00

10,00

3,92

44,09

56

ПС Камышенская

110/10

10,00

10,00

0,94

10,57

57

ПС Кашино

110/35/10

6,30

6,30

1,74

30,96

58

ПС Клепечихинская

110/10

2,50

2,50

0,64

28,67

59

ПС Кокс

110/10

25,00

25,00

2,73

12,28

60

ПС Колыванская

35/10

1,60

0,00

0,63

42,04

61

ПС Комарихинская

35/10

1,80

1,80

0,52

30,78

62

ПС Коминтерновская

35/10

2,50

0,00

0,73

31,43

63

ПС Коммунальная

35/6

10,00

6,30

1,62

27,70

64

ПС Контошинская

35/10

2,50

0,00

0,94

40,63

65

ПС Корниловская

35/10

4,00

2,50

0,41

17,79

66

ПС Коробейниково

110/10

3,20

2,50

0,88

39,55

67

ПС Корчинская

110/10

6,30

6,30

1,95

34,80

68

ПС Костинлоговская

35/10

2,50

2,50

0,49

21,13

69

ПС Кочкинская

35/10

1,60

1,60

0,46

31,22

70

ПС Красноалтайская

35/10

2,50

0,00

0,41

17,44

71

ПС Краснояровская

35/10

3,20

0,00

0,38

12,87

72

ПС Крестьянская

35/10

2,50

0,00

0,94

40,27

73

ПС Кругловская

35/10

1,80

0,00

0,33

19,52

74

ПС Крутихинская

110/10

6,30

6,30

2,27

40,47

75

ПС Кузьминская

35/10

1,60

0,00

0,23

15,66

76

ПС Лаптев-Логовская

35/10

1,60

2,50

0,24

15,90

77

ПС Лебяжье

110/35/10

25,00

25,00

4,38

19,68

78

ПС Локтевская

35/10

4,00

0,00

0,96

25,82

79

ПС Лосихинская

35/10

2,50

2,50

0,23

9,88

80

ПС Луговская

35/10

2,50

0,00

0,48

20,43

81

ПС Майская

35/10

10,00

10,00

2,18

23,42

82

ПС Малый Бащелак

35/10

1,00

0,00

0,33

35,61

83

ПС Мартыновская

35/10

2,50

4,00

1,14

49,05

84

ПС Мельниковская

35/10

2,50

2,50

1,15

49,54

85

ПС Метелёвская

35/10

4,00

4,00

0,73

19,72

86

ПС МЗХР

110/6

10,00

10,00

2,03

22,84

87

ПС Мирная

110/35/10

10,00

10,00

1,45

16,25

88

ПС Мичуринская

35/10

2,50

0,00

0,99

42,73

89

ПС Молодежная

110/10

2,50

2,50

0,89

39,93

90

ПС Моховская

35/10

2,50

2,50

0,72

31,09

91

ПС Мышкинская

110/10

10,00

10,00

0,39

4,38

92

ПС Набережная

35/10

2,50

2,50

0,86

37,15

93

ПС Нагорная

35/10

2,50

2,50

1,08

46,51

94

ПС Насосная-1 БОС

110/6

16,00

0,00

0,02

0,17

95

ПС Насосная-2 БОС

110/6

16,00

0,00

0,00

0,00

96

ПС Ненинская

110/35/10

10,00

0,00

3,63

40,74

97

ПС Нижнечуманская

35/10

2,50

4,00

0,40

17,20

98

ПС Николаевская

110/10

3,20

2,50

0,42

18,70

99

ПС Новоалтайская

110/10

25,00

32,00

8,09

36,37

100

ПС Новобурановская

110/35/10

6,30

0,00

1,05

18,76

101

ПС Нововознесенская

35/10

4,00

4,00

0,35

9,28

102

ПС Новоильинская

110/10

2,50

2,50

0,60

27,14

103

ПС Ново-Кулундинская

110/10

2,50

2,50

0,97

43,79

104

ПС Новониколаевская

110/10

2,50

2,50

0,57

25,65

105

ПС Ново-Полтавская

110/10

2,50

2,50

0,90

40,67

106

ПС Новосельская

110/10

2,50

0,00

0,27

12,08

107

ПС Новотроицкая (НС-3)

35/6

4,00

0,00

0,08

2,25

108

ПС Новотроицкая (НС-5)

35/6

4,00

0,00

0,01

0,33

109

ПС Новотроцкая (НС-4)

110/35/6

10,00

0,00

0,17

1,97

110

ПС Новоярковская

35/10

4,00

4,00

0,91

24,51

111

ПС НС-4П

35/10

4,00

0,00

0,16

4,19

112

ПС Обская

110/6

6,30

6,30

0,32

5,76

113

ПС ОБЬ

35/6

10,00

10,00

2,62

28,18

114

ПС Овсянниковская

35/10

2,50

0,00

0,22

9,25

115

ПС Овчинниковская

35/10

6,30

6,30

2,57

43,79

116

ПС Огневская

110/10

6,30

0,00

0,95

17,02

117

ПС Озерновская

35/10

2,50

2,50

1,03

44,34

118

ПС Озерно-Кузнецовская

110/10

6,30

6,30

0,45

7,94

119

ПС Октябрьская

35/10

1,60

0,00

0,45

29,93

120

ПС Октябрьская

35/10

2,50

2,50

0,29

12,50

121

ПС Октябрьская

110/10

6,30

6,30

0,72

12,83

122

ПС Опорная

110/6

40,00

40,00

13,90

39,03

123

ПС Ореховская

35/10

2,50

2,50

0,69

29,80

124

ПС Орловская

110/35/10

10,00

10,00

1,61

18,04

125

ПС Оросительная-3

35/10

1,60

0,00

0,67

45,27

126

ПС Орошение

35/10

4,00

0,00

1,30

34,82

127

ПС Осколково

110/10

2,50

6,30

0,86

38,85

128

ПС Отрадное

110/10

6,30

0,00

0,45

8,08

129

ПС Панкрушихинская

110/35/10

6,30

6,30

2,41

42,98

130

ПС Парфеново

110/10

2,50

2,50

0,75

33,52

131

ПС Первомайская

110/35/10

10,00

10,00

3,77

42,32

132

ПС Петровская

35/10

4,00

4,00

1,61

43,36

133

ПС Плотниковская

35/6

4,00

4,00

0,02

0,47

134

ПС Победа

35/10

1,60

0,00

0,28

18,74

135

ПС Победим

110/10

2,50

2,50

0,74

33,35

136

ПС Подборная

35/10

1,60

2,50

0,30

20,38

137

ПС Подсосновская

35/10

6,30

4,00

1,44

38,70

138

ПС Покровская

35/10

4,00

4,00

0,22

5,98

139

ПС Полевая

35/6

4,00

0,00

0,47

12,71

140

ПС Ползуново

110/10/6

40,00

40,00

7,69

21,59

141

ПС Полуямки

35/10

2,50

1,80

0,78

46,57

142

ПС Поповичихинская

110/10

2,50

0,00

0,16

7,03

143

ПС Поспелихинская

110/35/10

25,00

25,00

9,74

43,78

144

ПС Пресс

110/6

63,00

63,00

16,64

29,67

145

ПС Приобская

110/35/10

10,00

10,00

2,53

28,39

146

ПС Приозерная

110/35/10

25,00

25,00

8,18

36,76

147

ПС Раздолье

110/10

2,50

6,30

0,73

32,71

148

ПС Разумовская

35/10

1,60

2,50

0,37

24,89

149

ПС Ракитовская

35/10

1,80

2,50

0,67

40,30

150

ПС Рассвет

35/10

4,00

4,00

1,28

34,42

151

ПС Ремовская

35/10

5,60

4,00

1,70

45,72

152

ПС РМЗ

110/6

15,00

40,00

5,02

37,63

153

ПС Рогозихинская

110/10

6,30

6,30

1,26

22,42

154

ПС РПБ ЗЭС

35/10

1,60

2,50

0,60

40,09

155

ПС Рыбинская

110/35/10

10,00

10,00

3,45

38,77

156

ПС Саввушинская

35/10

1,60

0,00

0,04

2,97

157

ПС Свердловская

35/10

1,60

1,60

0,69

46,65

158

ПС Северная

110/35/6

20,00

25,00

5,34

30,02

159

ПС Северская

110/10

2,50

2,50

0,89

39,84

160

ПС Серебропольская

110/35/10

16,00

10,00

0,90

10,07

161

ПС Сидоровская

110/10

6,30

0,00

1,07

19,00

162

ПС Симоновская

35/10

1,80

0,00

0,19

11,48

163

ПС Ситниковская

35/10

1,60

1,60

0,45

30,58

164

ПС Смазнево

35/10

4,00

0,00

1,60

42,96

165

ПС Солнечная поляна

110/10

40,00

40,00

17,06

47,92

166

ПС Солнечная

35/10

6,30

0,00

0,60

10,23

167

ПС Солоновская

35/10

2,50

0,00

0,55

23,55

168

ПС Солтонская

110/35/10

6,30

6,30

1,64

29,33

169

ПС Соусканиха

35/10

1,60

0,00

0,24

16,40

170

ПС Степновская

35/10

1,60

1,60

0,56

37,92

171

ПС Столбовская

35/10

2,50

2,50

0,66

28,26

172

ПС Суетка

35/10

1,00

0,00

0,28

30,49

173

ПС Таловская

35/10

2,50

4,00

0,89

38,41

174

ПС Тишинская

110/35/10

10,00

6,30

0,85

15,20

175

ПС Тогульская

110/35/10

6,30

6,30

2,58

46,07

176

ПС Топольная

35/10

2,50

0,00

0,24

10,38

177

ПС Тракторная

110/10

16,00

16,00

1,75

12,32

178

ПС Трансмаш

110/6

40,00

40,00

9,85

27,67

179

ПС Третьяковская

110/35/10

10,00

0,00

4,02

45,22

180

ПС Трофимовская

35/6

25,00

25,00

9,63

41,41

181

ПС Тугозвоновская

35/10

1,60

0,00

0,59

39,43

182

ПС Угловская

110/35/10

6,30

10,00

2,18

38,83

183

ПС Урлаповская

35/10

2,50

0,00

0,44

19,12

184

ПС Усть-Кажа

35/10

1,60

0,00

0,37

24,66

185

ПС Усть-Мосиха

110/10

2,50

2,50

0,78

35,05

186

ПС Усть-Пристань

110/10

6,30

6,30

2,55

45,47

187

ПС Устьянская

35/10

2,50

2,50

1,09

47,04

188

ПС Хабарская

110/10

10,00

10,00

3,12

35,05

189

ПС Химпром

110/10

10,00

10,00

3,75

42,13

190

ПС Хлопуновская

110/10

6,30

6,30

0,94

16,81

191

ПС Хмелевская

35/10

6,30

0,00

0,88

14,96

192

ПС Цаплинская

35/10

4,00

4,00

1,30

35,03

193

ПС Целинная

110/35/10

10,00

10,00

3,16

35,53

194

ПС Чапаевская

110/10

2,50

0,00

0,23

10,40

195

ПС Черемушкинская

35/10

4,00

0,00

0,73

19,63

196

ПС Черемшанская

35/10

4,00

4,00

1,00

26,91

197

ПС Чинетинская

35/10

1,00

1,00

0,18

19,03

198

ПС Чумышская

35/10

4,00

4,00

1,47

39,51

199

ПС Шадрухинская

35/10

2,50

0,00

0,14

5,91

200

ПС Шарчинская

110/10

2,50

0,00

0,71

31,74

201

ПС Шипунихинская

35/10

2,50

0,00

0,82

35,13

202

ПС Шпагино

35/10

4,00

0,00

0,59

15,78

203

ПС Шубинская

110/10

6,30

6,30

0,27

4,89

204

ПС Шумановская

35/10

4,00

4,00

0,64

17,25

205

ПС Южаковская

35/10

1,60

0,00

0,11

7,19

206

ПС Саввушинская

110/10

2,50

2,50

0,71

32,01

207

ПС 110 кВ Быстроистокская

110/10

6,30

6,30

1,73

30,90

208

ПС 110 кВ Верх-Ануйская

110/10

6,30

0,00

1,04

18,53

209

ПС 110 кВ Красноорловская

110/10

2,50

2,50

1,05

46,97

210

ПС 110 кВ Куяганская

110/10

2,50

2,50

0,57

25,49

211

ПС 110 кВ Линевская

110/10

2,50

2,50

0,60

26,81

212

ПС 110 кВ Мостовая

110/6

6,30

0,00

0,50

8,94

213

ПС 110 кВ Сибирячихинская

110/10

2,50

0,00

0,47

20,99

214

ПС 110 кВ Совхозная

110/10

2,50

2,50

0,57

25,54

215

ПС 110 кВ Шульгинская

110/6

10,00

10,00

2,73

30,69

216

ПС 35 кВ Сычевская

35/10

4,00

4,00

1,24

33,25

Таблица 3

ПС 35/110 кВ, фактическая нагрузка которых в 2019 году составляла менее 50 %

№ п/п

Наименование ПС

Уровни напряжения ПС 35-110 кВ

Установ-ленная мощность Т-1, МВт

Установ-ленная мощность Т-2, МВт

Фактичес-кая нагрузка, МВт

Фактичес-кая нагрузка, %

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС Акутихинская

35/10

2,5

0

0,31

12,49

2

ПС Алексеевская

35/10

1,6

0

0,65

40,34

3

ПС Анисимовская

35/10

2,5

0

0,00

0,00

4

ПС Анисимовская

110/10

16

0

0,68

4,24

5

ПС Арбузовская

110/35/10

6,3

6,3

3,02

47,86

6

ПС База Рубцовского РЭС

35/10

1,6

0

0,14

8,60

7

ПС Безрукавская

110/10

6,3

0

2,42

42,34

8

ПС Белово

110/35/10

6,3

6,3

2,45

38,86

9

ПС Белоглазовская

35/10

3,2

3,2

1,01

31,66

10

ПС Белокурихинская

110/10

10

10

0,00

0,00

11

ПС Березовская

35/10

2,5

2,5

0,89

35,44

12

ПС Бирюзовая Катунь

110/10

25

25

0,00

0,00

13

ПС Большевик

35/10

2,5

0

0,62

24,69

14

ПС Боровлянская

35/10

1,6

0

0,58

36,16

15

ПС Боровская

35/10

1,6

0

0,34

21,19

16

ПС Бор-Форпост

110/10

6,3

0

0,59

9,39

17

ПС Буяновская

110/10

6,3

6,3

0,18

2,80

18

ПС Быстроистокская

110/10

6,3

6,3

1,95

30,90

19

ПС Васильчуковская

110/10

2,5

0

0,33

14,82

20

ПС Велижановская

110/10

6,3

6,3

0,87

13,89

21

ПС Верхаллакская

35/10

1,6

1,6

0,16

11,03

22

ПС Верх-Ануйская

110/10

6,3

0

1,85

29,41

23

ПС Верхпайвинская

35/10

2,5

0

0,21

8,37

24

ПС Верхчуманская

110/10

2,5

2,5

0,42

27,11

25

ПС Весенняя

110/10

6,3

0

2,09

33,11

26

ПС Водстрой

35/6

2,5

2,5

0,36

14,42

27

ПС Волчнобурлинская

110/10

6,3

6,3

0,89

14,12

28

ПС Востровская

35/10

2,5

2,5

0,79

31,62

29

ПС Второкаменская

110/10

6,3

6,3

1,69

26,77

30

ПС Гидроузел

110/6

10

10

3,68

36,75

31

ПС Гилевская

110/10

2,5

0

0,00

0,00

32

ПС Глубоковская

110/10

6,3

6,3

2,34

37,07

33

ПС Гляденьская

110/35/10

6,3

0

1,25

19,92

34

ПС Гоньба

110/10/6

25

25

6,13

24,53

35

ПС Гришковская

110/35/10

6,3

6,3

1,53

30,68

36

ПС Дальняя

110/35/10

10

10

2,48

24,80

37

ПС Дмитротитовская

110/10

2,5

2,5

0,84

33,43

38

ПС Долинская

35/10

1,6

0

0,30

18,80

39

ПС Жилинская

35/10

2,5

2,5

0,50

19,96

40

ПС Заборная

35/10

4

0

0,14

3,76

41

ПС Загайновская

35/10

2,5

2,5

0,81

32,37

42

ПС Зайцевская

35/10

2,5

2,5

0,98

39,03

43

ПС Заречная

110/35/20/10

10

10

12,83

35,64

44

ПС Заря

35/10

4

4

1,02

25,61

45

ПС Зелено Полянская

110/10

2,5

0

0,27

11,02

46

ПС Зеленый Клин

110/10

16

16

7,16

44,75

47

ПС Зеркалы

35/10

2,5

0

0,35

14,01

48

ПС Зерновская

35/10

1,8

0

0,04

2,18

49

ПС Зимино

35/10

3,2

1,8

0,32

17,56

50

ПС Златополинская

110/10

2,5

2,5

1,13

45,17

51

ПС Знаменская

35/10

1,6

1,6

0,59

36,96

52

ПС Золотушинская

110/10

6,3

0

0,45

7,12

53

ПС ЗЯБ

35/6

10

10

4,74

47,37

54

ПС Зятьковская

110/10

2,5

2,5

0,46

18,40

55

ПС Ивановская

35/10

1,6

2,5

0,50

31,12

56

ПС Калманская

110/10

6,3

0

2,34

37,11

57

ПС Каменская-2

110/10

10

10

4,41

44,09

58

ПС Камышенская

110/10

10

10

1,06

10,60

59

ПС Кашино

110/35/10

6,3

6,3

2,09

33,21

60

ПС Клепечихинская

110/10

2,5

2,5

0,79

31,67

61

ПС Кокс

110/10

25

25

3,07

12,28

62

ПС Колыванская

35/10

1,6

0

0,67

42,04

63

ПС Комарихинская

35/10

1,8

1,8

0,57

31,44

64

ПС Коминтерновская

35/10

2,5

0

0,90

36,19

65

ПС Коммунальная

35/6

10

6,3

1,75

27,70

66

ПС Контошинская

35/10

2,5

0

1,02

40,63

67

ПС Корниловская

35/10

4

2,5

0,46

18,39

68

ПС Коробейниково

110/10

2,5

2,5

1,07

42,99

69

ПС Корчинская

110/10

6,3

6,3

2,19

34,80

70

ПС Костинлоговская

35/10

2,5

2,5

0,55

22,01

71

ПС Кочкинская

35/10

1,6

1,6

0,50

31,22

72

ПС Красноалтайская

35/10

2,5

0

0,44

17,44

73

ПС Красноорловская

110/10

2,5

2,5

1,17

46,97

74

ПС Краснояровская

35/10

3,2

0

0,41

12,87

75

ПС Крестьянская

35/10

2,5

0

1,01

40,49

76

ПС Кругловская

35/10

1,8

0

0,38

20,97

77

ПС Крутихинская

110/10

6,3

6,3

2,91

46,22

78

ПС Крутишка

35/10

2,5

2,5

1,20

48,17

79

ПС Кузьминская

35/10

1,6

0

0,27

16,88

80

ПС Куяганская

110/10

2,5

2,5

0,65

26,12

81

ПС Лаптев-Логовская

35/10

1,6

2,5

0,27

16,61

82

ПС Лебяжье

110/35/10

25

25

4,92

19,68

83

ПС Линевская

110/10

2,5

2,5

0,69

27,60

84

ПС Локтевская

35/10

4

0

1,03

25,82

85

ПС Лосихинская

35/10

2,5

2,5

0,26

10,36

86

ПС Луговская

35/10

2,5

0

0,51

20,43

87

ПС Майская

35/10

10

10

2,34

23,42

88

ПС Малый Бащелак

35/10

1

0

0,36

35,61

89

ПС Метелёвская

35/10

4

4

0,80

19,94

90

ПС МЗХР

110/6

10

10

2,28

22,84

91

ПС Мирная

110/35/10

10

10

1,86

18,57

92

ПС Мичуринская

35/10

2,5

0

1,07

42,73

93

ПС Молодежная

110/10

2,5

2,5

1,02

40,92

94

ПС Мостовая

110/6

6,3

0

0,43

8,94

95

ПС Моховская

35/10

2,5

2,5

0,82

32,66

96

ПС Мышкинская

110/10

10

10

0,48

4,77

97

ПС Набережная

35/10

2,5

2,5

0,86

37,15

98

ПС Нагорная

35/10

2,5

2,5

1,24

49,42

99

ПС Насосная-1 БОС

110/6

0

0

0,01

0,00

100

ПС Насосная-2 БОС

110/6

16

0

0,01

0,04

101

ПС Ненинская

110/35/10

10

0

1,39

40,74

102

ПС Нижнечуманская

35/10

2,5

4

0,52

20,77

103

ПС Николаевская

110/10

2,5

2,5

0,47

18,70

104

ПС Новоалтайская

110/10

32

0

9,09

28,41

105

ПС Новобурановская

110/35/10

6,3

0

1,15

18,76

106

ПС Нововознесенская

35/10

4

4

0,39

9,66

107

ПС Новоильинская

110/10

2,5

2,5

0,68

27,14

108

ПС Ново-Кулундинская

110/10

2,5

2,5

1,13

45,08

109

ПС Новониколаевская

110/10

2,5

2,5

0,71

28,23

110

ПС Ново-Полтавская

110/10

2,5

2,5

1,02

40,67

111

ПС Ново-Романово

110/10

6,3

6,3

3,11

49,40

112

ПС Новосельская

110/10

2,5

0

0,30

12,08

113

ПС Новотроицкая (НС-3)

35/6

4

0

0,01

10,67

114

ПС Новотроицкая (НС-5)

35/6

4

0

0,01

0,36

115

ПС Новотроцкая (НС-4)

110/35/6

10

0

0,14

7,35

116

ПС Новоярковская

35/10

4

4

0,99

24,68

117

ПС НС-4П

35/10

4

0

0,17

4,24

118

ПС Обская

110/6

6,3

6,3

0,37

5,86

119

ПС ОБЬ

35/6

10

10

2,82

28,18

120

ПС Овсянниковская

35/10

2,5

0

0,24

9,55

121

ПС Овчинниковская

35/10

6,3

6,3

2,76

43,79

122

ПС Огневская

110/10

6,3

0

1,12

17,72

123

ПС Озерновская

35/10

2,5

2,5

1,21

48,49

124

ПС Озерно-Кузнецовская

110/10

6,3

6,3

0,57

8,98

125

ПС Октябрьская

35/10

1,6

0

0,52

32,80

126

ПС Октябрьская

35/10

2,5

2,5

0,31

12,50

127

ПС Октябрьская

110/10

6,3

6,3

0,87

13,74

128

ПС Опорная

110/6

40

40

16,20

40,49

129

ПС Ореховская

35/10

2,5

2,5

0,97

38,62

130

ПС Орловская

110/35/10

10

10

2,09

20,92

131

ПС Оросительная-3

35/10

1,6

0

0,27

45,27

132

ПС Орошение

35/10

4

0

1,39

34,82

133

ПС Осколково

110/10

2,5

6,3

1,06

42,46

134

ПС Отрадное

110/10

6,3

0

0,52

8,27

135

ПС Панкрушихинская

110/35/10

6,3

6,3

3,06

48,61

136

ПС Парфеново

110/10

2,5

2,5

0,90

35,88

137

ПС Первомайская

110/35/10

10

10

4,23

42,32

138

ПС Петровская

35/10

4

4

1,73

43,36

139

ПС Плотниковская

35/6

4

4

0,02

0,47

140

ПС Победа

35/10

1,6

0

0,32

20,22

141

ПС Победим

110/10

2,5

2,5

0,83

33,35

142

ПС Подборная

35/10

1,6

2,5

0,31

20,38

143

ПС Подсосновская

35/10

6,3

4

1,55

38,70

144

ПС Покровская

35/10

4

4

0,30

7,46

145

ПС Полевая

35/6

4

0

0,48

12,71

146

ПС Ползуново

110/10/6

40

40

8,64

21,59

147

ПС Полуямки

35/10

2,5

1,8

0,89

49,43

148

ПС Поповичихинская

110/10

2,5

0

0,18

7,03

149

ПС Поспелихинская

110/35/10

25

25

11,59

46,36

150

ПС Пресс

110/6

63

63

26,89

42,68

151

ПС Приобская

110/35/10

10

10

2,84

28,39

152

ПС Раздолье

110/10

2,5

6,3

0,82

32,71

153

ПС Разумовская

35/10

1,6

2,5

0,45

27,94

154

ПС Ракитовская

35/10

1,8

2,5

0,75

41,67

155

ПС Рассвет

35/10

4

4

1,43

35,67

156

ПС Ремовская

35/10

5,6

4

1,83

45,77

157

ПС Рогозихинская

110/10

6,3

6,3

1,39

22,42

158

ПС РПБ ЗЭС

35/10

1,6

2,5

0,68

42,53

159

ПС Рыбинская

110/35/10

10

10

3,88

38,77

160

ПС Саввушинская

35/10

1,6

0

0,07

4,69

161

ПС Свердловская

35/10

1,6

1,6

0,62

46,65

162

ПС Северная

110/35/6

20

25

5,56

30,02

163

ПС Северная(новая)

16

16

0,00

0,00

164

ПС Северская

110/10

2,5

2,5

1,00

39,84

165

ПС Серебропольская

110/35/10

10

16

1,01

10,07

166

ПС Сибирская монета

110/10

25

25

0,00

0,00

167

ПС Сибирячихинская

110/10

2,5

0

0,52

20,99

168

ПС Сидоровская

110/10

6,3

0

1,20

19,00

169

ПС Симоновская

35/10

1,8

0

0,21

11,48

170

ПС Ситниковская

35/10

1,6

1,6

0,49

30,58

171

ПС Смазнево

35/10

4

0

1,91

47,78

172

ПС Совхозная

110/10

2,5

2,5

0,64

25,54

173

ПС Солнечная

35/10

6,3

0

0,73

11,51

174

ПС Солоновская

35/10

2,5

0

0,67

26,74

175

ПС Солтонская

110/35/10

6,3

6,3

1,96

31,05

176

ПС Соусканиха

35/10

1,6

0

0,26

16,40

177

ПС Степновская

35/10

1,6

1,6

0,64

40,07

178

ПС Столбовская

35/10

2,5

2,5

0,65

28,26

179

ПС Суетка

35/10

1

0

0,32

32,41

180

ПС Сычевская

35/10

4

4

1,33

33,25

181

ПС Таловская

35/10

2,5

4

1,13

45,01

182

ПС Титовская

35/10

2,5

0

0,94

37,69

183

ПС Тишинская

110/35/10

10

6,3

1,65

26,12

184

ПС Тогульская

110/35/10

6,3

6,3

2,90

46,07

185

ПС Топольная

35/10

2,5

0

0,26

10,38

186

ПС Тракторная

110/10

16

16

2,03

12,69

187

ПС Трансмаш

110/6

40

40

10,34

27,67

188

ПС Трофимовская

35/6

25

25

10,35

41,41

189

ПС Угловская

110/35/10

6,3

10

2,45

38,83

190

ПС Урлаповская

35/10

2,5

0

0,50

19,82

191

ПС Усть-Кажа

35/10

1,6

0

0,41

25,54

192

ПС Усть-Мосиха

110/10

2,5

2,5

0,92

37,00

193

ПС Усть-Пристань

110/10

6,3

6,3

3,03

48,05

194

ПС Хабарская

110/10

10

10

3,63

36,34

195

ПС Химпром

110/10

10

10

4,21

42,13

196

ПС Хлопуновская

110/10

6,3

6,3

1,08

17,16

197

ПС Хмелевская

35/10

6,3

0

1,07

16,95

198

ПС Цаплинская

35/10

4

4

1,40

35,36

199

ПС Целинная

110/35/10

10

10

3,55

35,53

200

ПС Чапаевская

110/10

2,5

0

0,22

10,40

201

ПС Черемушкинская

35/10

4

0

0,79

19,63

202

ПС Черемшанская

35/10

4

4

1,08

26,91

203

ПС Чинетинская

35/10

1

1

0,24

23,88

204

ПС Чумышская

35/10

4

4

1,58

39,51

205

ПС Шадрухинская

35/10

2,5

0

0,10

5,91

206

ПС Шарчинская

110/10

2,5

0

0,79

31,74

207

ПС Шипунихинская

35/10

2,5

0

0,88

35,13

208

ПС Шпагино

35/10

4

0

0,73

18,23

209

ПС Шубинская

110/10

6,3

6,3

0,23

5,35

210

ПС Шульгинская

110/6

10

10

1,79

30,69

211

ПС Шумановская

35/10

4

4

0,69

17,25

212

ПС Южаковская

35/10

1,6

0

0,13

8,34

213

ПС Саввушинская

110/10

2,5

2,5

0,80

32,01

Приложение А

Таблица 1

Наименование ПС

Место замера

Единицы измерения

Зимний максимум 2021 года

Нормальный режим

Отключение одной ВЛ 110 кВ

ТК-1

БВ-13

ДН-86

ЕС-131

БЗ-165

БМ-86

ПЧ-3

СП-189

Сиб.монета-А.долина

Сиб.монета-Манжерок

Бийская ТЭЦ

Шины 110

U (кВ)

119,4

119,4

119,5

119,4

119,5

119,4

119,4

119,4

119,3

119,5

119,5

ВЛ ТК-1

Р (МВт)

-24,6

-

-26,3

-27,1

-25,2

-26,9

-28,4

-28,2

-29,7

-5,3

-29,6

I ( А)

122

-

130

133

124

133

139

139

146

28

146

Iдд/Iад (A)

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

ВЛ ТК-2

Р (МВт)

-29,7

-37,2

-31

-31,6

-30,1

-31,5

-32,6

-37,2

-40,1

-33,6

-5,3

I ( А)

145

184

152

154

147

154

159

182

198

165

28

Iдд/Iад (A)

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

ПС 220 кВ Бийская

Шины 110

U (кВ)

118,7

118,6

118,8

118,7

118,8

118,7

118,7

118,6

118,6

118,7

118,7

ВЛ БВ-13

Р (МВт)

-16,2

-17,8

-

-7,7

-23,9

-16,9

-17,4

-17,2

-17,7

-17,7

-17,7

I (А)

84

92

-

58

116

88

90

89

92

92

92

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

ВЛ БЗ-165

Р (МВт)

-36,5

-42,4

-38,7

-39,5

-37,2

-

-31,6

-40,6

-42,4

-42,2

-42,1

I (А)

180

208

191

193

183

-

157

199

208

207

207

Iдд/Iад (A)

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

ВЛ БЗ-166

Р (МВт)

-37,1

-43

-39,3

-40,1

-37,8

-67,4

-32,2

-41,2

-43

-42,8

-42,8

I (А)

183

211

194

196

186

333

160

202

211

210

210

Iдд/Iад (A)

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

ПС 110 кВ Смоленская

Шины 110

U (кВ)

116,9

116,7

116,9

116,9

117

116,9

116,9

117,1

117,3

116,9

116,7

ВЛ СП-189

Р (МВт)

-37,5

-41,1

-38,4

-38,7

-37,9

-38,6

-39,3

-18,1

-

-40

-44,1

I (А)

185

203

190

191

187

191

194

93

-

197

218

Iдд/Iад (A)

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

ВЛ СК-168

Р (МВт)

-5,3

-5,3

-5,3

-5,3

-5,3

-5,3

-5,3

-5,3

-15,1

-5,3

-5,3

I (А)

26

26

26

26

26

26

26

26

76

26

26

Iдд/Iад (A)

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

ПС 110 кВ Предгорная

Шины 110

U (кВ)

113,5

112,9

113,4

113,4

113,6

113,4

113,4

114,7

104,3

113,2

112,4

ВЛ ПЧ- 3

Р (МВт)

-18,7

-22,1

-19,5

-19,8

-19

-19,7

-20,4

-

7,7

-21

-24,8

I (А)

97

115

101

103

99

103

106

-

43

109

129

Iдд/Iад (A)

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

ПС 110 кВ Ненинская

Шины 110

U (кВ)

115,4

115

107,6

116

115,5

115,3

115,2

115,2

115

115,1

115,1

ВЛ ДН-86

Р (МВт)

-11

-13,1

-2,9

-

-8,4

-12

-12,6

-12,5

-13,1

-13

-13

I (А)

56

67

34

-

42

61

65

64

67

66

66

Iдд/Iад (A)

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

ПС Сибирская Монета

Шины 110

U (кВ)

115

113,2

114,7

114,8

115,1

114,8

114,7

113,8

112,6

114,4

114,6

ВЛ Сиб. Монета – А-Долина

Р (МВт)

-18,9

-5,4

-20,4

-21,2

-19,4

-21

-22,5

-22,2

-23,6

-

-23,6

I ( А)

95

29

104

107

98

106

113

112

120

-

120

ВЛ Сиб. Монета - Манжерок

Р (МВт)

-23,6

-20,2

-24,9

-25,5

-24,1

-25,3

-26,4

-30,7

-33,4

-27,4

-

I ( А)

119

103

126

128

121

128

133

156

172

139

-

ПС 110 кВ Быстрянка

Шины 110

U (кВ)

114,9

114

114,5

114,7

115

114,2

116

114,4

114

114,1

114,1

ВЛ БМ-85

Р (МВт)

-15,7

-21,2

-17,8

-18,4

-16,3

-12,7

-

-19,5

-21,2

-21

21

I (А)

80

108

90

95

83

66

-

100

109

107

107

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

Отп. на

ПС 110 кВ Красногорская

Шины 110

U (кВ)

115

114,1

114,6

114,8

115

114,3

114,6

114,5

114

114,2

114,2

ВЛ ОМ-139

Р (МВт)

-18,3

-23,9

-20,4

-21,1

-19

-15,3

-24,4

-22,2

-23,9

-23,7

-23,7

I (А)

92

121

103

106

95

77

123

112

121

120

120

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

Таблица 2

Наименование ПС

Место замера

Единицы измерения

Зимний максимум 2021 года

Отключение двух ВЛ 110 кВ

БВ-13 и СП-189

ДН-86 и СП-189

БЗ-165 и СП-189

БМ-85 и СП-189

БЗ-165 и БЗ-166

БЗ-165 и Сиб.Монета-А.Долина

СП-189 и ТК-1

ТК-1 и ТК-2

ТК-1 и Сиб.монета-А.Долина

Сиб.монета-А.Долина и Сиб.монета-Манжерок

Бийская ТЭЦ

Шины 110

U (кВ)

119,3

119,2

119,3

119,2

119,1

119,4

119,1

119,3

119,4

119,4

ВЛ ТК-1

Р (МВт)

-31,6

-32,9

-32,5

-35,2

-50,4

-5,3

-

-

-

-5,3

I ( А)

157

162

160

174

255

28

-

-

-

28

Iдд/Iад (A)

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

ВЛ ТК-2

Р (МВт)

-41,8

-42,9

-42,6

-45

-50,1

-36,3

-48,9

-

-35,8

-5,3

I ( А)

208

212

211

223

250

178

246

-

177

28

Iдд/Iад (A)

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

ПС 220 кВ Бийская

Шины 110

U (кВ)

118,6

118,5

118,5

118,5

118,6

118,9

118,3

118,4

118,6

118,5

ВЛ БВ-13

Р (МВт)

-

-7,5

-18,6

-19,6

-25,6

-18,8

-20,1

-21,1

-17,9

-20

I (А)

-

58

96

100

130

97

104

108

93

103

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

ВЛ БЗ-165

Р (МВт)

-45

-46,3

-

-36

-

-

-51,2

-54,6

-43,1

-50,7

I (А)

222

227

-

179

-

-

253

269

212

250

Iдд/Iад (A)

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

ВЛ БЗ-166

Р (МВт)

-45,6

-46,9

-78,7

-36,7

-

-79,3

-51,8

-55,2

-43,7

-51,3

I (А)

225

230

388

182

-

391

256

272

215

253

Iдд/Iад (A)

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

ПС 110 кВ Смоленская

Шины 110

U (кВ)

117,3

117,3

117,3

117,2

116,2

116,8

117,1

116,3

116,7

116,5

ВЛ СП-189

Р (МВт)

-

-

-

-

-50,9

-41,6

-

-50,3

-40,9

-48,6

I (А)

-

-

-

-

253

206

-

250

202

241

Iдд/Iад (A)

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

ВЛ СК-168

Р (МВт)

-15,1

-15,1

-15,1

-15,1

-5,3

-5,3

-15,1

-5,3

-5,3

-5,3

I (А)

76

76

76

76

26

26

76

26

26

26

Iдд/Iад (A)

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

ПС 110 кВ Предгорная

Шины 110

U (кВ)

103,5

103,8

103,8

103,2

110,8

113

101

110,9

112,9

111,4

ВЛ ПЧ- 3

Р (МВт)

7,6

7,7

7,7

7,6

-31,2

-22,5

7,5

-30,6

-21,8

-29,1

I (А)

43

43

43

43

163

117

44

160

113

151

Iдд/Iад (A)

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

ПС 110 кВ Ненинская

Шины 110

U (кВ)

106,5

115,9

114,8

114,6

113

114,8

114

113,9

114,9

114,3

ВЛ ДН-86

Р (МВт)

-4,2

-

-14,4

-15,6

-22,8

-14,5

-16,3

-17,5

-13,3

-16,1

I (А)

39

-

73

79

116

74

83

89

68

82

Iдд/Iад (A)

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

ПС Сибирская Монета

Шины 110

U (кВ)

112

112,3

112,2

111,8

109,2

114

109,8

108,4

113,5

118,8

ВЛ Сиб. Монета – А-Долина

Р (МВт)

-25,4

-26,7

-26,3

-28,9

-42,7

-

-1,1

12,2

-

-

I ( А)

130

135

134

147

228

-

8

65

-

-

ВЛ Сиб. Монета - Манжерок

Р (МВт)

-35

-36

-35,7

-37,9

-42,5

-29,8

-35,2

-2,3

-24,3

-

I ( А)

181

185

184

196

224

151

186

12

124

-

ПС 110 кВ Быстрянка

Шины 110

U (кВ)

113,4

113,6

113,1

115,7

102,7

113,2

112

111,6

113,8

112,4

ВЛ БМ-85

Р (МВт)

-23,6

-24,8

-17,9

-

17,4

-18,2

-29,3

-32,3

-21,8

-28,8

I (А)

121

128

93

-

103

94

152

168

112

148

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

Отп. на

ПС 110 кВ Красногорская

Шины 110

U (кВ)

113,5

113,7

113,2

113,3

102,8

113,2

112

111,7

113,9

112,4

ВЛ ОМ-139

Р (МВт)

-26,4

-27,6

-20,6

-32,8

15,6

-20,9

-32,2

-35,2

-24,6

-31,6

I (А)

134

140

105

167

90

106

165

181

124

162

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

Таблица 3

Наименование ПС

Место замера

Единицы измерения

Зимний минимум 2021 года

Нормальный режим

Отключение одной ВЛ 110 кВ

ТК-1

БВ-13

ДН-86

ЕС-131

БЗ-165

БМ-86

ПЧ-3

СП-189

Сиб.монета-А.долина

Сиб.монета-Манжерок

Бийская ТЭЦ

Шины 110

U (кВ)

119,8

119,7

119,8

119,7

119,8

119,8

119,7

119,7

119,7

119,8

119,8

ВЛ ТК-1

Р (МВт)

-17,5

-

-19

-18,7

-17,5

-18,9

-19,6

-19,7

-20,6

-3,7

-21

I ( А)

85

-

92

90

85

92

95

95

100

19

102

Iдд/Iад (A)

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

ВЛ ТК-2

Р (МВт)

-21,1

-26,5

-22,4

-22,1

-21,2

-22,2

-22,8

-26,1

-27,9

-23,9

-3,7

I ( А)

102

128

108

106

102

107

110

125

134

115

19

Iдд/Iад (A)

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

ПС 220 кВ Бийская

Шины 110

U (кВ)

119,1

119

119,1

119

119,1

119,1

119

119

119

119,1

119,1

ВЛ БВ-13

Р (МВт)

-14,9

-16

-

-10,8

-15,5

-15,3

-15,5

-15,5

-15,7

-15,9

-15,9

I (А)

73

78

-

57

76

75

76

76

77

78

78

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

ВЛ БЗ-165

Р (МВт)

-22,3

-26,4

-24,2

-23,7

-22,4

-

-19,5

-24,8

-25,8

-26,3

-26,3

I (А)

110

129

119

116

110

-

98

121

126

129

128

Iдд/Iад (A)

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

ВЛ БЗ-166

Р (МВт)

-22,7

-26,8

-24,7

-24,1

-22,8

-41,3

-19,9

-25,2

-26,2

-26,7

-26,7

I (А)

112

131

121

118

112

203

100

123

128

131

130

Iдд/Iад (A)

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

ПС 110 кВ Смоленская

Шины 110

U (кВ)

118,2

118

118,1

118,1

118,2

118,1

118,1

118

118,2

118,1

118

ВЛ СП-189

Р (МВт)

-23,2

-25,7

-23,9

-23,7

-23,2

-23,9

-24,2

-11

-

-24,9

-27,9

I (А)

114

126

118

117

114

117

119

59

-

122

137

Iдд/Iад (A)

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

ВЛ СК-168

Р (МВт)

-8,4

-8,4

-8,4

-8,4

-8,4

-8,4

-8,4

-8,4

-14,5

-8,4

-8,4

I (А)

42

42

42

42

42

42

42

42

74

42

42

Iдд/Iад (A)

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

ПС 110 кВ Предгорная

Шины 110

U (кВ)

116,8

116,4

116,7

116,8

116,8

116,8

116,8

116,3

113,9

116,6

116,2

ВЛ ПЧ- 3

Р (МВт)

-11,8

-14,2

-12,5

-12,3

-11,8

-12,4

-12,7

-

4,8

-13,4

-16,3

I (А)

66

77

69

68

66

69

71

-

25

73

87

Iдд/Iад (A)

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

ПС 110 кВ Ненинская

Шины 110

U (кВ)

117,2

116,9

111,9

117,1

117

117,1

117,1

117,1

117

117

117

ВЛ ДН-86

Р (МВт)

-5,3

-6,7

1,9

-

-5

-5,9

-6,1

-6,1

-6,5

-6,7

-6,7

I (А)

26

34

16

-

25

29

31

31

33

34

34

Iдд/Iад (A)

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

ПС Сибирская Монета

Шины 110

U (кВ)

117,6

116,3

117,3

117,5

117,6

117,4

117,5

117,4

116,8

117,2

117,1

ВЛ Сиб. Монета – А-Долина

Р (МВт)

-13,5

-4

15

-14,7

-13,6

-14,9

-15,6

-15,7

-16,5

-

-17

I ( А)

67

23

75

73

67

74

77

77

82

-

84

ВЛ Сиб. Монета - Манжерок

Р (МВт)

-17,1

-14,6

-18,2

-17,9

-17,1

-18,1

-18,6

-21,8

-23,5

-19,7

-

I ( А)

94

73

90

88

84

89

92

107

116

97

-

ПС 110 кВ Быстрянка

Шины 110

U (кВ)

116,8

116,2

116,5

116,7

116,8

116,3

116,8

116,7

116,5

116,2

116,3

ВЛ БМ-85

Р (МВт)

-8,8

-12,7

-10,7

-10,1

-8,9

-7

-

-11,2

-12,2

-12,6

-12,6

I (А)

46

66

55

53

47

38

-

59

64

65

65

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

Отп. на

ПС 110 кВ Красногорская

Шины 110

U (кВ)

117,1

116,5

116,8

117

117,1

116,6

116,9

117

116,8

116,6

116,6

ВЛ ОМ-139

Р (МВт)

-11,2

-15,2

-13,1

-12,6

-11,3

-9,3

-14,5

-13,6

-14,6

-15,1

-15,1

I (А)

55

75

65

62

56

46

73

68

73

75

75

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

Таблица 4

Наименование ПС

Место замера

Единицы измерения

Зимний минимум 2021 года

Отключение двух ВЛ 110 кВ

БВ-13 и СП-189

ДН-86 и СП-189

БЗ-165 и СП-189

БМ-85 и СП-189

БЗ-165 и БЗ-166

БЗ-165 и Сиб.Монета-А.Долина

СП-189 и ТК-1

ТК-1 и ТК-2

ТК-1 и Сиб.монета-А.Долина

Сиб.монета-А.Долина и Сиб.монета-Манжерок

Бийская ТЭЦ

Шины 110

U (кВ)

119,7

119,7

119,7

119,6

119,8

119,8

119,6

119,7

119,7

119,8

ВЛ ТК-1

Р (МВт)

-22,4

-22,1

-22,4

-23,9

-33,7

-3,7

-

-

-

-3,7

I ( А)

108

107

108

115

163

19

-

-

-

19

Iдд/Iад (A)

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

ВЛ ТК-2

Р (МВт)

-29,5

-29,3

-29,4

-30,8

-33,9

-25,6

-34,3

-

-25,5

-3,7

I ( А)

142

141

142

148

163

123

166

-

123

19

Iдд/Iад (A)

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

503/503

ПС 220 кВ Бийская

Шины 110

U (кВ)

119

119

119

119

119,2

119,1

118,9

119

119

119

ВЛ БВ-13

Р (МВт)

-

-10,7

-16,3

-16,8

-20,5

-16,6

-17,4

-18,3

-16,1

-17,6

I (А)

-

56

80

82

100

81

85

89

79

86

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

ВЛ БЗ-165

Р (МВт)

-28

-27,7

-

-22,2

-

-

-31,9

-35,1

-26,9

-32,3

I (А)

137

135

-

110

-

-

155

171

132

158

Iдд/Iад (A)

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

ВЛ БЗ-166

Р (МВт)

-28,5

-28,1

-48

-22,6

-

-49,4

-32,3

-35,6

-27,3

-32,8

I (А)

139

137

235

112

-

242

157

173

134

160

Iдд/Iад (A)

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

ПС 110 кВ Смоленская

Шины 110

U (кВ)

118,2

118,1

118,2

118,1

118

118,1

118,1

117,9

118

118

ВЛ СП-189

Р (МВт)

-

-

-

-

-31,2

-25,9

-

-32,3

-25,5

-31,1

I (А)

-

-

-

-

153

127

-

159

125

153

Iдд/Iад (A)

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

581/581

ВЛ СК-168

Р (МВт)

-14,5

-14,5

-14,5

-14,5

-8,4

-8,4

-14,5

-8,4

-8,4

-8,4

I (А)

74

74

74

74

42

42

74

42

42

42

Iдд/Iад (A)

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

ПС 110 кВ Предгорная

Шины 110

U (кВ)

113,5

113,7

113,7

113,7

116

116,5

112,5

115,6

116,4

115,7

ВЛ ПЧ- 3

Р (МВт)

4,8

4,8

4,8

4,8

-19,5

-14,4

4,8

-20,6

-14,1

-19,4

I (А)

25

25

25

25

103

78

25

108

76

102

Iдд/Iад (A)

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

ПС 110 кВ Ненинская

Шины 110

U (кВ)

111,5

117,1

116,9

116,9

116,4

116,9

116,7

116,5

116,8

116,7

ВЛ ДН-86

Р (МВт)

1

-

-7,3

-7,9

-12,4

-7,6

-8,8

-9,9

-6,9

-8,9

I (А)

15

-

37

40

63

38

44

50

35

45

Iдд/Iад (A)

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

ПС Сибирская Монета

Шины 110

U (кВ)

116,5

116,7

116,7

116,7

115,4

119,7

115,4

114,3

116,6

119,7

ВЛ Сиб. Монета – А-Долина

Р (МВт)

-18,2

-18,1

-18,2

-19,7

-29

-

-1,4

8,9

-

-

I ( А)

90

89

90

97

145

-

14

47

-

-

ВЛ Сиб. Монета - Манжерок

Р (МВт)

-25

-24,8

-25

-26,2

-29,2

-21,3

-24,6

-1,7

-17,6

-

I ( А)

124

123

124

130

145

105

124

9

87

-

ПС 110 кВ Быстрянка

Шины 110

U (кВ)

116,2

116,3

116

116,7

111,3

115,7

115,7

115,4

116,1

115,6

ВЛ БМ-85

Р (МВт)

-14,3

-14

-10,2

-

11,9

-10,9

-17,9

-20,9

-13,2

-18,3

I (А)

74

73

55

-

68

57

93

108

68

94

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

Отп. на

ПС 110 кВ Красногорская

Шины 110

U (кВ)

116,5

116,6

116,3

116,6

111,7

116

116

115,7

116,4

115,9

ВЛ ОМ-139

Р (МВт)

-16,8

-16,5

-12,6

-19,6

10

-13,3

-20,5

-23,6

-15,7

-20,9

I (А)

84

82

63

99

54

66

103

118

78

104

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

Таблица 5

Наименование ПС

Место замера

Единицы измерения

Летний максимум 2021 года

Нормальный режим

Отключение одной ВЛ 110 кВ

ТК-1

БВ-13

ДН-86

ЕС-131

БЗ-165

БМ-86

ПЧ-3

СП-189

Сиб.монета-А.долина

Сиб.монета-Манжерок

Бийская ТЭЦ

Шины 110

U (кВ)

121

120,9

120,9

121

120,9

121

121

120,9

120,9

121

121

ВЛ ТК-1

Р (МВт)

-18,5

-

-21,1

-18,9

-17,9

-19,9

-20,9

-21

-22

-3,9

-22,1

I ( А)

90

-

102

92

87

96

101

101

106

20

107

Iдд/Iад (A)

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

ВЛ ТК-2

Р (МВт)

-21,6

-27,4

-23,6

-21,9

-21,1

-22,7

-23,5

-27,1

-29,1

-24,5

-3,9

I ( А)

103

132

113

105

101

109

112

129

139

117

20

Iдд/Iад (A)

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

ПС 220 кВ Бийская

Шины 110

U (кВ)

120

120

120

119,9

119,9

120

120

119,9

119,9

120

120

ВЛ БВ-13

Р (МВт)

-25,1

-26,2

-

-23,3

-17,8

-25,5

-25,9

-25,8

-26,1

-26,2

-26,2

I (А)

120

126

-

112

87

123

124

124

125

126

126

Iдд/Iад (A)

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

ВЛ БЗ-165

Р (МВт)

-22,9

-27,1

-26,1

-23,5

-22,3

-

-19,7

-25,7

-26,9

-27,1

-26,9

I (А)

112

132

127

115

109

-

98

125

131

132

131

Iдд/Iад (A)

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

ВЛ БЗ-166

Р (МВт)

-23,3

-27,5

-26,5

-23,8

-22,6

-42,3

-20,1

-26,1

-27,3

-27,5

-27,3

I (А)

114

134

129

117

111

207

100

126

132

134

133

Iдд/Iад (A)

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

ПС 110 кВ Смоленская

Шины 110

U (кВ)

119,3

119,1

119,2

119,2

119,2

119,2

119,2

119,2

119,4

119,2

119,1

ВЛ СП-189

Р (МВт)

-22,9

-25,6

-24,1

-23,1

-22,5

-23,6

-24

-9,1

-

-24,7

-27,6

I (А)

111

124

117

113

110

115

117

49

-

120

137

Iдд/Iад (A)

423/423

423/423

423/423

423/423

423/423

423/423

423/423

423/423

423/423

423/423

423/423

ВЛ СК-168

Р (МВт)

-8,2

-8,2

-8,2

-8,2

-8,2

-8,2

-8,2

-8,2

-11,7

-8,2

-8,2

I (А)

41

41

41

41

41

41

41

41

60

41

41

Iдд/Iад (A)

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

ПС 110 кВ Предгорная

Шины 110

U (кВ)

117,9

117,4

117,7

117,8

117,8

117,8

117,8

117,6

113,6

117,6

117,1

ВЛ ПЧ- 3

Р (МВт)

-13,3

-16

-14,5

-13,6

-13

-14

-14,4

-

5,5

-15,1

-17,9

I (А)

71

83

77

72

70

75

77

-

29

80

93

Iдд/Iад (A)

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

ПС 110 кВ Ненинская

Шины 110

U (кВ)

116,8

116,5

109,9

116,5

116,9

116,7

116,7

116,7

116,6

116,6

116,6

ВЛ ДН-86

Р (МВт)

-2,1

-3,6

9,1

-

-4,5

-2,7

-3,1

-3,1

-3,6

-3,7

-3,6

I (А)

10

18

48

-

23

14

16

16

18

18

18

Iдд/Iад (A)

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

ПС Сибирская Монета

Шины 110

U (кВ)

118,3

117

117,9

118,3

118,3

118,2

118,1

118,1

117,4

118

117,8

ВЛ Сиб. Монета – А-Долина

Р (МВт)

-14,3

-5,2

-16,9

-14,8

-13,8

-15,7

-16,7

-16,8

-17,7

-

-17,8

I ( А)

71

30

84

74

69

78

82

83

88

-

88

ВЛ Сиб. Монета - Манжерок

Р (МВт)

-17,3

-13,9

-19,3

-17,7

-16,9

-18,4

-19,2

-22,6

-24,5

-20,2

-

I ( А)

85

69

95

86

83

90

93

111

121

99

-

ПС 110 кВ Быстрянка

Шины 110

U (кВ)

117,6

117

117,2

117,5

117,5

117,2

118,1

117,5

117,2

117

117,1

ВЛ БМ-85

Р (МВт)

-10,2

-14,2

-13,3

-10,8

-9,6

-8,3

-

-12,9

-14

-14,2

-14

I (А)

51

71

67

54

48

43

-

65

71

71

70

Iдд/Iад (A)

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

Отп. на

ПС 110 кВ Красногорская

Шины 110

U (кВ)

117,6

117

117,2

117,5

117,5

117,1

117,4

117,5

117,2

117

117,1

ВЛ ОМ-139

Р (МВт)

-11,5

-15,6

-14,7

-12,1

-10,9

-9,6

-15,4

-14,2

-15,4

-15,6

-15,4

I (А)

57

77

72

59

54

47

76

70

76

77

76

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

Таблица 6

Наименование ПС

Место замера

Единицы измерения

Летний максимум 2021 года

Отключение двух ВЛ 110 кВ

БВ-13 и СП-189

ДН-86 и СП-189

БЗ-165 и СП-189

БМ-85 и СП-189

БЗ-165 и БЗ-166

БЗ-165 и Сиб.Монета-А.Долина

СП-189 и ТК-1

ТК-1 и ТК-2

ТК-1 и Сиб.монета-А.Долина

Сиб.монета-А.Долина и Сиб.монета-Манжерок

Бийская ТЭЦ

Шины 110

U (кВ)

120,9

120,9

120,9

120,9

121

121

120,9

120,9

120,9

121

ВЛ ТК-1

Р (МВт)

-24,9

-22,9

-23,8

-25,7

-35,1

-3,9

-

-

-

-3,9

I ( А)

120

110

115

123

169

20

-

-

-

20

Iдд/Iад (A)

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

ВЛ ТК-2

Р (МВт)

-31,7

-29,9

-30,7

-32,4

-34,7

-26,2

-36,2

-

-26,1

-3,9

I ( А)

152

143

147

155

166

126

174

-

126

20

Iдд/Iад (A)

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

367/367

ПС 220 кВ Бийская

Шины 110

U (кВ)

119,9

119,9

119,9

119,9

120,2

120

119,8

119,9

119,9

120

ВЛ БВ-13

Р (МВт)

-

-23,2

-26,7

-27,3

-30,9

-26,9

-27,8

-28,6

-26,4

-27,9

I (А)

-

112

128

131

148

129

134

138

127

134

Iдд/Iад (A)

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

ВЛ БЗ-165

Р (МВт)

-30,5

-27,9

-

-22,7

-

-

-33,3

-36,1

-27,7

-33,3

I (А)

148

135

-

112

-

-

161

175

135

162

Iдд/Iад (A)

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

ВЛ БЗ-166

Р (МВт)

-30,9

-28,3

-49,9

-23,1

-

-50,9

-33,7

-36,4

-28,1

-33,7

I (А)

150

137

243

113

-

249

163

177

137

163

Iдд/Iад (A)

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

573/573

ПС 110 кВ Смоленская

Шины 110

U (кВ)

119,3

119,4

119,4

119,4

119,2

119,2

119,3

119

119,1

119,1

ВЛ СП-189

Р (МВт)

-

-

-

-

-31,1

-25,7

-

-32,4

-25,3

-31

I (А)

-

-

-

-

152

125

-

158

123

151

Iдд/Iад (A)

423/423

423/423

423/423

423/423

423/423

423/423

423/423

423/423

423/423

423/423

ВЛ СК-168

Р (МВт)

-11,7

-11,7

-11,7

-11,7

-8,2

-8,2

-11,7

-8,2

-8,2

-8,2

I (А)

60

60

60

60

41

41

60

41

41

41

Iдд/Iад (A)

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

ПС 110 кВ Предгорная

Шины 110

U (кВ)

113,1

113,5

113,4

113,3

117

117,5

112

116,6

117,4

116,7

ВЛ ПЧ- 3

Р (МВт)

5,5

5,5

5,5

5,5

-21,3

-16,1

5,5

-22,5

-15,7

-21,2

I (А)

29

29

29

29

110

85

29

116

82

109

Iдд/Iад (A)

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

ПС 110 кВ Ненинская

Шины 110

U (кВ)

109,5

116,5

116,5

116,5

116

116,5

116,2

116,1

116,5

116,3

ВЛ ДН-86

Р (МВт)

8,2

-

-4,4

-5,1

-9,4

-4,6

-5,9

-6,9

-3,9

-5,9

I (А)

43

-

22

26

47

23

29

34

19

29

Iдд/Iад (A)

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

357/357

ПС Сибирская Монета

Шины 110

U (кВ)

117

117,3

117,3

117,2

116

117,8

115,8

114,7

117,4

120,9

ВЛ Сиб. Монета – А-Долина

Р (МВт)

-20,5

-18,6

-19,5

-21,3

-30,2

-

-2,3

8,1

-

-

I ( А)

102

92

96

105

151

-

18

43

-

-

ВЛ Сиб. Монета - Манжерок

Р (МВт)

-27

-25,3

-26,1

-27,7

-29,8

-21,8

-25,2

-0,6

-17,9

-

I ( А)

133

124

128

136

147

107

126

3

88

-

ПС 110 кВ Быстрянка

Шины 110

U (кВ)

116,8

117,1

116,7

118

111,9

116,5

116,4

116,1

116,8

116,3

ВЛ БМ-85

Р (МВт)

-17,5

-15

-11,9

-

11,2

-12,4

-20,1

-22,7

-14,8

-20,1

I (А)

88

76

61

-

63

63

101

115

74

101

Iдд/Iад (A)

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

300/357

Отп. на

ПС 110 кВ Красногорская

Шины 110

U (кВ)

116,8

117,1

116,7

116,9

111,9

116,4

116,4

116,1

116,9

116,3

ВЛ ОМ-139

Р (МВт)

-18,9

-16,4

-13,3

-21,2

10,3

-13,8

-21,5

-24,2

-16,2

-21,5

I (А)

94

81

66

106

56

68

107

121

80

107

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

Таблица 7

Наименование ПС

Место замера

Единицы измерения

Летний минимум 2021 года

Нормальный режим

Отключение одной ВЛ 110 кВ

ТК-1

БВ-13

ДН-86

ЕС-131

БЗ-165

БМ-86

ПЧ-3

СП-189

Сиб.монета-А.долина

Сиб.монета-Манжерок

Бийская ТЭЦ

Шины 110

U (кВ)

121,6

121

121,5

121,6

121,5

121,6

121,6

121,6

121,6

121,6

121,6

ВЛ ТК-1

Р (МВт)

-12,4

-

-14,5

-12

-11,5

-13,1

-13,4

-13,4

-13,8

-2,5

-14,6

I ( А)

59

-

69

57

55

62

64

64

66

12

70

Iдд/Iад (A)

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

ВЛ ТК-2

Р (МВт)

-13,9

-17,9

-15,6

-13,6

-13,2

-14,4

-14,7

-16,2

-17,1

-15,9

-2,5

I ( А)

65

85

73

64

63

68

69

76

80

75

12

Iдд/Iад (A)

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

ПС 220 кВ Бийская

Шины 110

U (кВ)

120,7

120,6

120,6

120,7

120,6

120,7

120,7

120,7

120,7

120,7

120,7

ВЛ БВ-13

Р (МВт)

-20,3

-21

-

-21,4

-9,4

-20,5

-20,6

-20,6

-20,7

-21,1

-21

I (А)

98

102

-

103

45

99

100

100

100

102

102

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

ВЛ БЗ-165

Р (МВт)

-11,4

-14,1

-14

-10,9

-10,4

-

-10

-12,5

-13

-14,2

-13,9

I (А)

55

68

68

54

51

-

51

60

63

69

67

Iдд/Iад (A)

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

ВЛ БЗ-166

Р (МВт)

-11,6

-14,2

-14,2

-11,1

-10,6

-21

-10,2

-12,6

-13,2

-14,4

-14,1

I (А)

56

69

69

54

52

103

52

61

64

70

68

Iдд/Iад (A)

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

ПС 110 кВ Смоленская

Шины 110

U (кВ)

120,6

120,5

120,5

120,6

120,5

120,6

120,6

120,4

120,5

120,6

120,5

ВЛ СП-189

Р (МВт)

-10

-11,8

-11

-9,8

-9,5

-10,4

-10,5

-4,4

-

-11,2

-13

I (А)

49

58

54

49

47

51

52

26

-

55

64

Iдд/Iад (A)

473/473

473/473

473/473

473/473

473/473

473/473

473/473

473/473

473/473

473/473

473/473

ВЛ СК-168

Р (МВт)

-6,8

-6,8

-6,8

-6,8

-6,8

-6,8

-6,8

-6,8

-8,6

-6,8

-6,8

I (А)

34

34

34

34

34

34

34

34

45

34

34

Iдд/Iад (A)

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

ПС 110 кВ Предгорная

Шины 110

U (кВ)

120,4

119,9

120,1

120,3

120,2

120,3

120,3

119,5

119,3

120,1

119,9

ВЛ ПЧ- 3

Р (МВт)

-5,5

-7,4

-6,5

-5,4

-5,1

-5,9

-6

-

2,6

-6,7

-6,5

I (А)

32

39

37

31

30

34

35

-

13

37

45

Iдд/Iад (A)

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

ПС 110 кВ Ненинская

Шины 110

U (кВ)

119,5

119,2

115,5

118,7

119,8

119,4

119,4

119,4

119,4

119,2

119,3

ВЛ ДН-86

Р (МВт)

1,7

0,7

10,9

-

-2

1,3

1,2

1,3

1,1

0,6

0,7

I (А)

9

4

56

-

11

7

6

6

6

5

5

Iдд/Iад (A)

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

ПС Сибирская Монета

Шины 110

U (кВ)

120,5

119,6

120,1

120,5

120,4

120,4

120,5

120,6

120,4

120,4

120,1

ВЛ Сиб. Монета – А-Долина

Р (МВт)

-9,8

-4,3

-11,9

-9,4

-9

-10,5

-10,8

-10,8

-11,2

-

-12

I ( А)

48

25

58

46

44

51

52

52

54

-

58

ВЛ Сиб. Монета - Манжерок

Р (МВт)

-11,2

-8,4

-12,9

-10,9

-10,6

-11,8

-12

-13,5

-14,3

-13,1

-

I ( А)

54

41

62

52

51

56

57

65

69

63

-

ПС 110 кВ Быстрянка

Шины 110

U (кВ)

119,6

119,1

119,2

119,6

119,5

119,3

119,1

119,6

119,5

119

119,2

ВЛ БМ-85

Р (МВт)

-4,3

-6,9

-6,8

-3,8

-3,4

-3,3

-

-5,3

-5,8

-7

-6,7

I (А)

24

36

36

22

20

21

-

31

32

36

35

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

Отп. на

ПС 110 кВ Красногорская

Шины 110

U (кВ)

119,9

119,4

119,6

119,9

119,8

119,7

119,9

120

119,8

119,4

119,5

ВЛ ОМ-139

Р (МВт)

-5,7

-8,3

-8,3

-5,2

-4,7

-4,7

-7,2

-6,7

-7,3

-8,4

-8,2

I (А)

27

40

40

25

23

23

36

33

35

41

39

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

Таблица 8

Наименование ПС

Место замера

Единицы измерения

Летний минимум 2021 года

Отключение двух ВЛ 110 кВ

БВ-13 и СП-189

ДН-86 и СП-189

БЗ-165 и СП-189

БМ-85 и СП-189

БЗ-165 и БЗ-166

БЗ-165 и Сиб.Монета-А.Долина

СП-189 и ТК-1

ТК-1 и ТК-2

ТК-1 и Сиб.монета-А.Долина

Сиб.монета-А.Долина и Сиб.монета-Манжерок

Бийская ТЭЦ

Шины 110

U (кВ)

121,5

121,6

121,6

121,6

121,6

121,6

121,5

121,5

121,5

121,6

ВЛ ТК-1

Р (МВт)

-16,2

-13,6

-14,7

-15,4

-20,3

-2,5

-

-

-

-2,5

I ( А)

77

64

70

73

98

12

-

-

-

12

Iдд/Iад (A)

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

ВЛ ТК-2

Р (МВт)

-19,2

-16,8

-17,9

-18,5

-20,2

-16,7

-21,8

-

-16,8

-2,5

I ( А)

91

79

84

87

96

79

104

-

80

12

Iдд/Iад (A)

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

410/410

ПС 220 кВ Бийская

Шины 110

U (кВ)

120,5

120,6

120,6

120,6

120,7

120,6

120,5

120,5

120,6

120,6

ВЛ БВ-13

Р (МВт)

-

-21,3

-21

-21,2

-23,2

-21,4

-21,7

-22,6

-21,2

-22,1

I (А)

-

103

102

103

112

104

105

109

102

107

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

ВЛ БЗ-165

Р (МВт)

-15,9

-12,7

-

-11,2

-

-

-16,8

-19,8

-14,6

-18

I (А)

76

61

-

56

-

-

81

95

71

88

Iдд/Iад (A)

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

ВЛ БЗ-166

Р (МВт)

-16,1

-12,9

-24,1

-11,4

-

-26,6

-17

-20

-14,8

-18,2

I (А)

77

62

117

57

-

130

82

96

72

89

Iдд/Iад (A)

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

600/600

ПС 110 кВ Смоленская

Шины 110

U (кВ)

120,4

120,5

120,5

120,5

120,5

120,5

120,4

120,3

120,4

120,4

ВЛ СП-189

Р (МВт)

-

-

-

-

-14,1

-11,8

-

-16,3

-11,7

-15,3

I (А)

-

-

-

-

68

58

-

79

57

74

Iдд/Iад (A)

473/473

473/473

473/473

473/473

473/473

473/473

473/473

473/473

473/473

473/473

ВЛ СК-168

Р (МВт)

-8,6

-8,6

-8,6

-8,6

-6,8

-6,8

-8,6

-6,8

-6,8

-6,8

I (А)

45

45

45

45

34

34

45

34

34

34

Iдд/Iад (A)

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

200/200

ПС 110 кВ Предгорная

Шины 110

U (кВ)

118,8

119,3

119,1

119,3

119,7

120

118,1

119,5

119,9

119,4

ВЛ ПЧ- 3

Р (МВт)

2,5

2,6

2,6

2,6

-9,6

-7,3

2,5

-11,7

-7,2

-10,7

I (А)

13

13

13

13

49

39

12

60

38

54

Iдд/Iад (A)

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

ПС 110 кВ Ненинская

Шины 110

U (кВ)

115,4

118,7

119,3

119,3

118,9

119,1

119,1

119

119,1

119

ВЛ ДН-86

Р (МВт)

10,4

-

0,7

0,4

-2,1

0,1

-0,3

-1,5

0,4

-0,9

I (А)

54

-

4

2

11

4

2

7

5

6

Iдд/Iад (A)

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

399/399

ПС Сибирская Монета

Шины 110

U (кВ)

120

120,4

120,2

120,4

118,8

120,2

119,2

118,3

119,9

121,9

ВЛ Сиб. Монета – А-Долина

Р (МВт)

-13,5

-10,9

-12

-12,7

-17,5

-

-3

4,5

-

-

I ( А)

65

53

58

61

87

-

21

30

-

-

ВЛ Сиб. Монета - Манжерок

Р (МВт)

-16,4

-14,1

-15,1

-15,7

-17,3

-13,9

-13,6

0,3

-11,7

-

I ( А)

79

68

72

75

84

67

66

3

56

-

ПС 110 кВ Быстрянка

Шины 110

U (кВ)

119,1

119,5

119,2

119,1

115,9

118,6

118,8

118,5

118,8

118,4

ВЛ БМ-85

Р (МВт)

-8,6

-5,5

-4,8

-

6,5

-6

-9,5

-12,4

-7,4

-10,7

I (А)

45

31

28

-

38

31

49

63

37

53

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

Отп. на

ПС 110 кВ Красногорская

Шины 110

U (кВ)

119,4

119,8

119,5

119,7

116,2

119

119,2

118,8

119,2

118,7

ВЛ ОМ-139

Р (МВт)

-10,1

-7

-6,2

-9,6

5,3

-7,5

-11

-14

-8,8

-12,2

I (А)

49

34

30

48

28

36

53

68

43

59

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

Таблица 9

Наимено-вание объекта

Наимено-вание 
ВЛ 110 кВ

Единицы    измерения

Зимний максимум 2021 года

Нормаль-ный режим

Режимы в ремонтной схеме

(отключение одной ВЛ 110 кВ)

Аварийные режимы в ремонтной схеме (отключение двух ВЛ 110 кВ)

УК-15

ОХ-32

КС-115

КС-116

ХР-29

УК-15, БС-127

КС-115, КС-116

КБ-117, КБ-118

УК-15, СГ-119

ПС 110 кВ Хабарская

СШ110 кВ

U (кВ)

115,9

101,8

117,9

115,6

115,6

117,0

97,2

116,0

115,8

99,4

ХК-196

Р (МВт)

34,5

-1,5

22,2

35,3

35,5

31,2

-1,4

41,0

40,9

-1,5

Q(МВАР)

12,3

-0,2

9,8

12,8

12,8

9,6

-0,2

9,0

9,9

-0,2

I /Iдоп (A)

181/300

10/300

117/300

186/300

196/300

160/300

10/300

208/300

209/300

10/300

ХР-29

Р (МВт)

-6,3

12,3

-18,3

-5,3

5,3

0

-3,4

1,0

4,1

16,7

Q(МВАР)

-4,9

1,4

-8,3

-5,1

5,1

0

-0,1

-6,5

-6,4

5,3

I /Iдоп (A)

44/300

70/300

102/300

42/300

42/300

0/300

21/300

40/300

44/300

100/300

ОХ-32

Р (МВт)

-24,1

-7,3

0

-25,9

-25,9

-27,1

8,3

-37,6

-40,6

-11,6

Q(МВАР)

-6,2

-0,5

0

-6,5

-6,5

-8,3

1,1

-0,9

-1,6

-4,3

I /Iдоп (A)

125/300

41/300

0/300

134/300

134/300

141/300

50/300

190/300

205/300

72/300

ПС 110 кВ Славгородская

СШ110 кВ

U (кВ)

110,2

101,7

104,5

109,4

109,4

109,9

101,9

109,9

108,7

106,1

СГ-119

Р (МВт)

11,1

-4,5

-11,4

12,8

12,8

13,8

-20,4

23,6

26,3

0

Q(МВАР)

1,5

-3,1

-4,2

1,6

1,6

3,2

-5,5

-5,6

-5,3

0

I /Iдоп (A)

58/300

33/300

69/300

68/300

68/300

74/300

121/300

128/300

143/300

0/300

КС-115

Р (МВт)

6,3

13,5

17,1

0

10,6

4,9

21,6

0

-1,3

11,7

Q(МВАР)

-0,9

0,8

1,5

0

-2,1

-1,8

-2,6

0

-2,2

-5,1

I /Iдоп (A)

33/300

77/300

95/300

0/300

57/300

28/300

124/300

0/300

16/300

70/300

КС-116

Р (МВт)

6,2

13,4

17

10,6

0

4,7

21,5

0

-1,4

11,5

Q(МВАР)

-0,9

0,7

1,5

-2,1

0

-1,8

-2,7

0

-2,3

-5,1

I /Iдоп (A)

33/300

76/300

94/300

57/300

0/300

28/300

123/300

0/300

16/300

70/300

ПС 110 кВ  Кулунда

СШ110 кВ

U (кВ)

110,8

103,6

107,0

110,5

110,5

110,1

103,9

112,3

108,0

106,2

КС-115

Р (МВт)

-7,9

-15

-18,9

0

15,1

-6,5

-23,5

0

-0,2

-13,3

Q(МВАР)

1,7

-0,1

-1,2

0

-1,0

2,7

2,5

0

3,2

5,7

I /Iдоп (A)

41/300

84/300

102/300

0/300

79/300

35/300

131/300

0/300

121/300

77/300

КС-116

Р (МВт)

-9,1

-16,1

-20

-15,1

0

-7,6

-24,6

0

-1,4

-4,4

Q(МВАР)

1,2

-0,7

-1,7

1,0

0

2,1

2,0

0

2,7

5,2

I /Iдоп (A)

47/300

90/300

109/300

79/300

0/300

41/300

137/300

0/300

121/300

82/300

КБ-117

Р (МВт)

13,1

17,1

22,1

12,4

12,4

11,6

24,6

6,4

0

15,5

Q(МВАР)

-0,2

0,3

1,9

0,5

0,5

-1,4

-1,7

1,1

0

-4,4

I /Iдоп (A)

69/300

95/300

119/300

65/300

65/300

62/300

137/300

33/300

0/300

88/300

КБ-118

Р (МВт)

13,1

17,1

22,1

12,4

12,4

11,6

24,6

6,4

0

15,5

Q(МВАР)

-0,2

0,3

1,9

0,5

0,5

-1,4

-1,7

1,1

0

-4,4

I /Iдоп (A)

69/300

95/300

119/300

65/300

65/300

62/300

137/300

33/300

0/300

88/300

КК-114

Р (МВт)

2,3

8,1

6,0

2

2,0

2,4

10

-1,0

12,9

8,1

Q(МВАР)

0,7

3,2

2,1

1,1

1,1

1,1

1,9

1,0

-2,9

0,8

I /Iдоп (A)

12/300

47/300

33/300

10/300

10/300

13/300

56/300

6/300

72/300

44/300

ПС 110 кВ Благовещенская

СШ110 кВ

U (кВ)

112,2

105,9

110,3

112,1

112,1

111,0

106,7

113,2

113,8

106,9

КБ-117

Р (МВт)

-13,5

-17,5

-22,6

-12,7

-12,7

-12

-25,1

-6,7

0

-15,9

Q(МВАР)

0,5

-0,1

-1,9

-0,2

-0,2

1,7

1,5

-0,7

0

4,6

I /Iдоп (A)

71/300

97/300

121/300

67/300

67/300

65/300

139/300

35/300

0/300

92/300

КБ-118

Р (МВт)

-13,5

-17,5

-22,6

-12,7

-12,7

-12

-25,1

-6,7

0

-15,9

Q(МВАР)

0,5

-0,1

-1,9

-0,2

-0,2

1,7

1,5

-0,7

0

4,6

I /Iдоп (A)

71/300

97/300

121/300

67/300

67/300

65/300

139/300

35/300

0/300

92/300

БЛ-123

Р (МВт)

15,4

25,9

18,5

15,1

15,1

16,5

25,6

12,8

10,5

26,4

Q(МВАР)

-3,6

-0,6

-2,5

-3,2

-3,2

-2,4

-1,5

-3,4

-2,9

-2,4

I /Iдоп (A)

83/300

141/300

99/300

81/300

81/300

88/300

139/300

70/300

57/300

144/300

БЗ-124

Р (МВт)

18,1

29,6

21,4

17,8

17,8

19,2

29,3

15,2

12,7

30,2

Q(МВАР)

-5,1

-0,3

-3,4

-4,7

-4,7

-3,6

-1,3

-5,1

-4,7

-2,1

I /Iдоп (A)

92/300

155/300

110/300

91/300

91/300

98/300

152/300

78/300

65/300

157/300

БС-127

Р (МВт)

1,4

-17,3

12,9

0,5

0,5

-4,7

0

-5,9

-9,1

-22,1

Q(МВАР)

7,6

-0,2

9,9

7,8

7,8

1,4

0

9,2

8,9

-5,1

I /Iдоп (A)

34/300

95/300

82/300

35/300

35/300

24/300

0/300

51/300

61/300

124/300

БР-144

Р (МВт)

1,2

6,3

2,0

1,1

1,1

1,9

5,5

0,1

-5,4

6,8

Q(МВАР)

-1,7

1,4

-0,6

-1,4

-1,4

-0,7

0,9

-1,9

-0,8

0,4

I /Iдоп (A)

17/300

34/300

14/300

16/300

16/300

15/300

30/300

17/300

30/300

37/300

Таблица 10

Наименование объекта

Наименование 
ВЛ 110 кВ

Единицы измерения

Зимний минимум 2021 года

Нормаль-ный режим

Режимы в ремонтной схеме

(отключение одной ВЛ 110 кВ)

Аварийные режимы в ремонтной схеме (отключение двух ВЛ 110 кВ)

УК-15

ОХ-32

КС-115

КС-116

ХР-29

УК-15, БС-127

КС-115, КС-116

КБ-117, КБ-118

УК-15, СГ-119

ПС 110 кВ Хабарская

СШ110 кВ

U (кВ)

118,4

110,6

120,3

118,1

118,1

119,1

106,5

117,9

117,9

106,9

ХК-196

Р (МВт)

15

-1,2

9

15,6

15,6

14,7

-1,2

20,2

18,5

-1,2

Q(МВАР)

14,4

-0,1

9,6

15,2

15,2

11,6

-0,1

14,3

14,7

-0,1

I /Iдоп (A)

98/300

8/300

60/300

104/300

104/300

88/300

8/300

119/300

113/300

8/300

ХР-29

Р (МВт)

-0,9

7,5

-6,9

-0,3

-0,3

0

-2,4

4,3

5,4

10,8

Q(МВАР)

-5

1,5

-8,0

-5,1

-5,1

0

-0,8

-5,0

-5,7

5,9

I /Iдоп (A)

32/300

39/300

57/300

32/300

32/300

0/300

17/300

38/300

44/300

64/300

ОХ-32

Р (МВт)

-11,9

-4,3

0

-13,1

-13,1

-12,5

5,6

-22,2

-21,7

-7,7

Q(МВАР)

-8,4

-0,7

0

-9,2

-9,2

-10,6

1,6

-8,1

-7,8

-5,0

I /Iдоп (A)

70/300

22/300

0/300

77/300

77/300

78/300

32/300

116/300

113/300

48/300

ПС 110 кВ Славгородская

СШ110 кВ

U (кВ)

114,3

110,9

111,5

113,4

113,4

114,1

110,0

111,7

112,0

111,3

СГ-119

Р (МВт)

3,7

-3,6

-7,5

4,9

4,9

4,2

-13,5

13,7

13,1

0

Q(МВАР)

3,3

-3,8

-5,0

4,1

4,1

5,4

-6,3

2,5

2,3

0

I /Iдоп (A)

23/300

30/300

49/300

30/300

30/300

32/300

80/300

71/300

68/300

0/300

КС-115

Р (МВт)

5,1

8,6

10,6

0

8,9

4,8

13,6

0

0,3

6,8

Q(МВАР)

1,1

1,4

3,2

0

1,3

0

0,9

0

0,6

0,3

I /Iдоп (A)

26/300

45/300

57/300

0/300

46/300

24/300

71/300

0/300

2/300

35/300

КС-116

Р (МВт)

5,1

8,6

10,6

8,9

0

4,8

13,6

0

0,3

6,8

Q(МВАР)

1,1

1,4

3,2

1,3

0

0

0,9

0

0,6

0,3

I /Iдоп (A)

26/300

45/300

57/300

46/300

0/300

24/300

71/300

0/300

2/300

35/300

ПС 110 кВ  Кулунда

СШ110 кВ

U (кВ)

115,0

112

113,3

114,7

114,7

114,5

111,6

116,3

112,0

112,0

КС-115

Р (МВт)

-5,7

-9,1

-11,2

0

0

-5,4

-14,2

0

-0,7

-7,3

Q(МВАР)

-0,4

-0,6

-2,6

0

0

0,7

-0,3

0

0,3

0,5

I /Iдоп (A)

29/300

48/300

60/300

0/300

0/300

27/300

74/300

0/300

5/300

38/300

КС-116

Р (МВт)

-5,7

-9,1

-11,2

-10,0

-10,0

-5,4

-14,2

0

-0,7

-7,3

Q(МВАР)

-0,4

-0,6

-2,6

-2,2

-2,2

07

-0,3

0

0,3

0,5

I /Iдоп (A)

29/300

48/300

60/300

53/300

53/300

27/300

74/300

0/300

5/300

38/300

КБ-117

Р (МВт)

8,3

10,3

12,8

7,7

7,7

8,0

14,9

3,7

0

8,7

Q(МВАР)

0,6

0,2

2,4

1,1

1,1

-0,7

-0,1

0,4

0

-1,0

I /Iдоп (A)

41/300

53/300

66/300

39/300

39/300

41/300

77/300

18/300

0/300

46/300

КБ-118

Р (МВт)

8,3

10,3

12,8

7,7

7,7

8,0

14,9

3,7

0

8,7

Q(МВАР)

0,6

0,2

2,4

1,1

1,1

-0,7

-0,1

0,4

0

-1,0

I /Iдоп (A)

41/300

53/300

66/300

39/300

39/300

41/300

77/300

18/300

0/300

46/300

КК-114

Р (МВт)

2,0

4,7

3,8

1,8

1,8

1,9

5,7

-0,1

8,5

4,3

Q(МВАР)

1,8

3,1

2,6

2,2

2,2

2,2

3,0

1,6

1,6

3,3

I /Iдоп (A)

11/300

27/300

22/300

12/300

12/300

12/300

32/300

4/300

44/300

26/300

ПС 110 кВ Благовещенская

СШ110 кВ

U (кВ)

115,9

113,1

115,3

115,7

115,7

115,1

113,3

116,6

116,6

112,6

КБ-117

Р (МВт)

-8,6

-10,7

-13,2

-8,1

-8,1

-8,3

-15,2

-4,0

0

-9,1

Q(МВАР)

-0,2

0,2

-2,0

-0,7

-0,7

1,1

0,4

0,1

0

1,4

I /Iдоп (A)

44/300

56/300

67/300

41/300

41/300

44/300

79/300

22/300

0/300

49/300

КБ-118

Р (МВт)

-8,6

-10,7

-13,2

-8,1

-8,1

-8,3

-15,2

-4,0

0

-9,1

Q(МВАР)

-0,2

0,2

-2,0

-0,7

-0,7

1,1

0,4

0,1

0

1,4

I /Iдоп (A)

44/300

56/300

67/300

41/300

41/300

44/300

79/300

22/300

0/300

49/300

БЛ-123

Р (МВт)

11,1

16,1

1,27

10,9

10,9

11,2

15,7

9,5

7,9

16,1

Q(МВАР)

-3,3

-1,1

-2,9

-3,0

-3,0

-2,0

-1,1

-3,5

-2,5

-0,3

I /Iдоп (A)

60/300

83/300

67/300

59/300

59/300

59/300

81/300

53/300

44/300

83/300

БЗ-124

Р (МВт)

12,8

18,2

14,5

12,6

12,6

12,9

17,8

11,1

9,4

18,2

Q(МВАР)

-5,3

-2,6

-4,7

-5,0

-5,0

-3,9

-2,6

-5,6

-4,7

-1,7

I /Iдоп (A)

64/300

91/300

72/300

63/300

63/300

64/300

89/300

56/300

47/300

91/300

БС-127

Р (МВт)

-2,3

10,7

3,5

-2,9

-2,9

-3,1

0

-7,6

-8,7

-14,2

Q(МВАР)

7,1

-0,1

9,8

7,1

7,1

0,7

0

6,9

7,5

-4,8

I /Iдоп (A)

32/300

55/300

47/300

33/300

33/300

16/300

0/300

47/300

54/300

79/300

БР-144

Р (МВт)

0,4

2,7

0,7

0,4

0,4

0,5

2,1

-0,1

-3,7

2,9

Q(МВАР)

-1,9

-0,2

-1,6

-1,7

-1,7

-0,9

-0,1

-2,2

-1,2

0,4

I /Iдоп (A)

17/300

16/300

16/300

16/300

16/300

13/300

13/300

19/300

23/300

16/300

Таблица 11

Наименование объекта

Наименование 
ВЛ 110 кВ

Единицы измерения

Летний максимум 2021 года

Нормаль-ный режим

Режимы в ремонтной схеме

(отключение одной ВЛ 110 кВ)

Аварийные режимы в ремонтной схеме (отключение двух ВЛ 110 кВ)

УК-15

ОХ-32

КС-115

КС-116

ХР-29

УК-15, БС-127

КС-115, КС-116

КБ-117, КБ-118

УК-15, СГ-119

ПС 110 кВ Хабарская

СШ110 кВ

U (кВ)

117,1

105,0

118,8

116,7

116,7

117,1

103,8

116,3

116,2

103,8

ХК-196

Р (МВт)

19,5

-3,3

11,9

20,4

20,4

18,4

-3,3

22,2

23,0

-3,3

Q(МВАР)

13,3

-2,5

9,4

14,1

14,1

11,1

-2,5

15,0

15,0

-2,5

I /Iдоп (A)

114/300

25/300

71/300

120/300

120/300

103/300

25/300

131/300

134/300

25/300

ХР-29

Р (МВт)

-2,3

9,6

-9,7

-1,4

-1,4

0

-2,1

3,2

4,0

13,1

Q(МВАР)

-3,9

4,4

-7,7

-4,0

-4,0

0

0,2

-2,7

-3,4

7,8

I /Iдоп (A)

29/249

55/249

65/249

28/249

28/249

0/249

13/249

26/249

31/249

82/249

ОХ-32

Р (МВт)

-14,9

-4,2

0

-16,6

-16,6

-16,1

7,5

-23,0

-24,5

-7,7

Q(МВАР)

-8,2

-1,0

0

-9,0

-9,0

-9,9

3,2

-10,9

-10,2

-4,4

I /Iдоп (A)

83/300

23/300

0/300

93/300

93/300

92/300

46/300

127/300

133/300

48/300

ПС 110 кВ Славгородская

СШ110 кВ

U (кВ)

112,2

105,0

107,5

111,2

111,2

112,0

108,4

108,7

108,5

110,0

СГ-119

Р (МВт)

6,5

-3,6

-7,5

8,1

8,1

7,5

-15,6

14,2

15,7

0

Q(МВАР)

3,6

-2,8

-4,5

4,3

4,3

5,2

-7,6

5,7

4,9

0

I /Iдоп (A)

36/300

28/300

49/300

46/300

46/300

45/300

94/300

80/300

86/300

0/300

КС-115

Р (МВт)

4,0

8,7

10,8

0

6,3

3,5

15,1

0

-0,8

7,3

Q(МВАР)

1,3

4,1

5,0

0

1,8

0,5

-1,8

0

0,4

-2,4

I /Iдоп (A)

21/300

52/300

63/300

0/300

33/300

18/300

81/300

0/300

4/300

41/300

КС-116

Р (МВт)

4,0

8,7

10,8

6,3

0

3,5

15,1

0

-0,8

7,3

Q(МВАР)

1,3

4,1

5,0

1,8

0

0,5

-1,8

0

0,4

-2,4

I /Iдоп (A)

21/300

52/300

63/300

33/300

0/300

18/300

81/300

0/300

4/300

41/300

ПС 110 кВ  Кулунда

СШ110 кВ

U (кВ)

113,2

107,3

110,2

113,0

113,0

112,7

110,0

115,2

108,7

110,4

КС-115

Р (МВт)

-8,4

-13,0

-15,2

0

-15,0

7,8

-19,6

0

-3,4

-11,6

Q(МВАР)

-0,6

-3,5

-4,6

0

-2,6

-0,3

1,9

0

0,5

3,1

I /Iдоп (A)

43/300

74/300

85/300

0/300

79/300

40/300

103/300

0/300

18/300

62/300

КС-116

Р (МВт)

-8,4

-13,0

-15,2

-15,0

0

7,8

-19,6

0

-3,4

-11,6

Q(МВАР)

-0,6

-3,5

-4,6

-2,6

0

-0,3

1,9

0

0,5

3,1

I /Iдоп (A)

43/300

74/300

85/300

79/300

0/300

40/300

103/300

0/300

18/300

62/300

КБ-117

Р (МВт)

8,1

10,9

13,8

7,4

7,4

7,5

16,7

1,6

0

9,5

Q(МВАР)

1,8

3,0

4,9

2,3

2,3

0,7

-0,7

1,2

0

-2,0

I /Iдоп (A)

42/300

60/300

75/300

38/300

38/300

39/300

88/300

8/300

0/300

52/300

КБ-118

Р (МВт)

8,1

10,9

13,8

7,4

7,4

7,5

16,7

1,6

0

9,5

Q(МВАР)

1,8

3,0

4,9

2,3

2,3

0,7

-0,7

1,2

0

-2,0

I /Iдоп (A)

42/300

60/300

75/300

38/300

38/300

39/300

88/300

8/300

0/300

52/300

КК-114

Р (МВт)

7,6

11,0

9,7

7,3

7,3

7,6

12,7

4,0

13,7

11,1

Q(МВАР)

0,5

3,6

2,2

0,9

0,9

0,9

0,3

0,5

1,8

0,7

I /Iдоп (A)

39/300

61/300

52/300

37/300

37/300

39/300

67/300

20/300

73/300

58/300

ПС 110 кВ Благовещенская

СШ110 кВ

U (кВ)

114,4

109,4

113,0

114,2

114,2

113,6

111,8

115,5

115,2

110,9

КБ-117

Р (МВт)

-8,4

-11,2

-14,2

-7,7

-7,7

-7,9

-17,1

-1,9

0

-9,9

Q(МВАР)

-1,2

-2,6

-4,5

-1,7

-1,7

-0,2

1,0

-0,6

0

2,5

I /Iдоп (A)

43/300

60/300

75/300

39/300

39/300

41/300

90/300

11/300

0/300

56/300

КБ-118

Р (МВт)

-8,4

-11,2

-14,2

-7,7

-7,7

-7,9

-17,1

-1,9

0

-9,9

Q(МВАР)

-1,2

-2,6

-4,5

-1,7

-1,7

-0,2

1,0

-0,6

0

2,5

I /Iдоп (A)

43/300

60/300

75/300

39/300

39/300

41/300

90/300

11/300

0/300

56/300

БЛ-123

Р (МВт)

8,9

15,9

10,9

8,6

8,6

9,3

15,9

6,0

5,7

16,3

Q(МВАР)

0,4

4,5

1,6

0,7

0,7

1,5

1,3

0,3

0,9

2,2

I /Iдоп (A)

45/300

86/300

55/300

44/300

44/300

47/300

82/300

31/300

29/300

85/300

БЗ-124

Р (МВт)

10,3

17,8

12,4

10,0

10,0

10,7

17,8

7,2

6,9

18,2

Q(МВАР)

-1,7

3,4

-0,2

-1,3

-1,3

-0,5

-0,1

-1,9

-1,3

0,9

I /Iдоп (A)

51/300

96/300

113/300

50/300

50/300

55/300

90/300

36/300

35/300

94/300

БС-127

Р (МВт)

-0,7

-12,6

6,5

-1,5

-1,5

-2,9

0

-6,2

-7,0

-16,5

Q(МВАР)

7,1

-2,2

10,3

7,1

7,1

1,7

0

5,8

6,5

-6,3

I /Iдоп (A)

30/300

69/300

58/300

31/300

31/300

15/300

0/300

39/300

44/300

94/300

БР-144

Р (МВт)

7,5

10,4

7,8

7,4

7,4

7,7

10,0

5,8

3,5

10,8

Q(МВАР)

-2,5

0,7

-1,5

-2,2

-2,2

-1,6

-1,4

-2,3

-2,1

-0,7

I /Iдоп (A)

43/300

55/300

43/300

42/300

42/300

42/300

54/300

35/300

25/300

57/300

Таблица 12

Наименование объекта

Наименование 
ВЛ 110 кВ

Единицы измерения

Летний минимум 2021 года

Нормаль-ный режим

Режимы в ремонтной схеме

(отключение одной ВЛ 110 кВ)

Аварийные режимы в ремонтной схеме (отключение двух ВЛ 110 кВ)

УК-15

ОХ-32

КС-115

КС-116

ХР-29

УК-15, БС-127

КС-115, КС-116

КБ-117, КБ-118

УК-15, СГ-119

ПС 110 кВ Хабарская

СШ110 кВ

U (кВ)

120,6

114,1

121,7

120,3

120,3

120,9

109,6

120,1

120,1

111,6

ХК-196

Р (МВт)

10,6

-2,4

6,4

10,8

10,8

9,9

-2,3

11,5

12,9

-2,3

Q(МВАР)

8,3

-1,5

5,9

9,3

9,3

7,3

-1,4

9,9

9,2

-1,4

I /Iдоп (A)

62/300

17/300

39/300

66/300

66/300

56/300

16/300

70/300

74/300

16/300

ХР-29

Р (МВт)

-1,3

5,6

-5,2

-0,9

-0,9

0

-1,3

0,9

3,1

7,7

Q(МВАР)

-2,0

3,1

-4,2

-2,0

-2,0

0

0

-0,9

-3,1

6,6

I /Iдоп (A)

18/278

30/278

37/278

18/278

18/278

0/278

10/278

12/278

27/278

48/278

ОХ-32

Р (МВт)

-8,1

-2,1

0

-8,7

-8,7

-8,7

4,8

-11,1

-14,7

-4,2

Q(МВАР)

-5,3

-0,8

0

-6,3

-6,3

6,3

2,1

-8,0

-5,0

-4,4

I /Iдоп (A)

45/300

11/300

0/300

50/300

50/300

49/300

29/300

64/300

74/300

29/300

ПС 110 кВ Славгородская

СШ110 кВ

U (кВ)

118,1

114,3

115,4

117,2

117,2

117,9

112,5

115,9

116,2

115,0

СГ-119

Р (МВт)

3,6

-2,2

-4,0

4,2

4,2

4,2

-9,1

6,6

10,1

0

Q(МВАР)

1,0

-3,0

-4,4

2,1

2,1

2,0

-6,0

3,8

0,6

0

I /Iдоп (A)

18/300

22/300

33/300

22/300

22/300

21/300

58/300

36/300

50/300

0/300

КС-115

Р (МВт)

1,5

4,4

5,3

0

2,4

1,2

7,8

0

-1,8

3,3

Q(МВАР)

1,5

3,3

4,1

0

1,8

1,0

4,7

0

1,6

1,8

I /Iдоп (A)

9/300

26/300

32/300

0/300

14/300

7/300

45/300

0/300

10/300

18/300

КС-116

Р (МВт)

1,5

4,4

5,3

2,4

0

1,2

7,8

0

-1,8

3,3

Q(МВАР)

1,5

3,3

4,1

1,8

0

1,0

4,7

0

1,6

1,8

I /Iдоп (A)

9/300

26/300

32/300

14/300

0/300

7/300

45/300

0/300

10/300

18/300

ПС 110 кВ  Кулунда

СШ110 кВ

U (кВ)

118,7

115,6

117,0

118,4

118,4

118,3

114,5

119,6

116,4

115,8

КС-115

Р (МВт)

-3,3

-6,1

-7,1

0

-5,9

-3,0

-9,5

0

0

-5,0

Q(МВАР)

-1,0

-2,7

-3,6

0

-3,2

-0,5

-4,2

0

-1,0

-1,3

I /Iдоп (A)

19/300

36/300

42/300

0/300

36/300

17/300

55/300

0/300

10/300

27/300

КС-116

Р (МВт)

-3,3

-6,1

-7,1

-5,9

0

-3,0

-9,5

0

0

-5,0

Q(МВАР)

-1,0

-2,7

-3,6

-3,2

0

-0,5

-4,2

0

-1,0

-1,3

I /Iдоп (A)

19/300

36/300

42/300

36/300

0/300

17/300

55/300

0/300

10/300

27/300

КБ-117

Р (МВт)

5,7

7,3

8,8

5,4

5,4

5,4

10,4

3,1

0

6,4

Q(МВАР)

0,1

0,9

2,1

0,5

0,5

-0,6

2,0

-0,7

0

-0,5

I /Iдоп (A)

28/300

37/300

44/300

26/300

26/300

27/300

53/300

17/300

0/300

32/300

КБ-118

Р (МВт)

5,7

7,3

8,8

5,4

5,4

5,4

10,4

3,1

0

6,4

Q(МВАР)

0,1

0,9

2,1

0,5

0,5

-0,6

2,0

-0,7

0

-0,5

I /Iдоп (A)

28/300

37/300

44/300

26/300

26/300

27/300

53/300

17/300

0/300

32/300

КК-114

Р (МВт)

-1,8

0,4

-0,5

-1,9

-1,9

-1,8

1,1

-3,3

2,9

0,2

Q(МВАР)

3,6

5,4

4,7

4,0

4,0

3,9

6,2

3,3

3,8

5,2

I /Iдоп (A)

16/300

23/300

19/300

18/300

18/300

17/300

28/300

20/300

21/300

22/300

ПС 110 кВ Благовещенская

СШ110 кВ

U (кВ)

119,1

116,5

118,3

118,9

118,9

118,5

116,1

119,5

119,0

116,2

КБ-117

Р (МВт)

-5,8

-7,5

-8,9

-5,5

-5,5

-5,5

-10,6

-3,2

0

-6,5

Q(МВАР)

0,5

-0,3

-1,5

0,1

0,1

1,2

-1,5

-1,3

0

1,1

I /Iдоп (A)

30/300

38/300

44/300

28/300

28/300

30/300

53/300

22/300

0/300

35/300

КБ-118

Р (МВт)

-5,8

-7,5

-8,9

-5,5

-5,5

-5,5

-10,6

-3,2

0

-6,5

Q(МВАР)

0,5

-0,3

-1,5

0,1

0,1

1,2

-1,5

-1,3

0

1,1

I /Iдоп (A)

30/300

38/300

44/300

28/300

28/300

30/300

53/300

22/300

0/300

35/300

БЛ-123

Р (МВт)

9,3

13,3

10,3

9,2

9,2

9,5

12,9

8,2

7,1

13,3

Q(МВАР)

-3,3

-0,8

-2,5

-3,0

-3,0

-2,6

-0,1

-3,5

-2,1

-0,5

I /Iдоп (A)

51/300

67/300

54/300

50/300

50/300

50/300

65/300

46/300

39/300

67/300

БЗ-124

Р (МВт)

10,4

14,6

11,4

10,2

10,2

10,6

14,2

9,2

8,0

14,6

Q(МВАР)

-5,7

-2,8

-4,8

-5,3

-5,3

-4,8

-2,0

-5,9

-4,5

-2,4

I /Iдоп (A)

52/300

71/300

56/300

51/300

51/300

52/300

70/300

46/300

39/300

72/300

БС-127

Р (МВт)

0,5

-7,4

3,4

-0,9

-0,9

-1,7

0

-2,6

-4,9

-9,6

Q(МВАР)

-5,2

-0,4

7,2

5,1

5,1

1,6

0

4,0

6,1

-4,2

I /Iдоп (A)

19/300

37/300

34/300

19/300

19/300

9/300

0/300

18/300

33/300

54/300

БР-144

Р (МВт)

3,7

-1,8

-3,5

-3,7

-3,7

-3,5

-2,2

-4,4

-6,5

-1,6

Q(МВАР)

-0,9

2,7

1,4

1,1

1,1

1,4

3,2

0,8

1,9

3,0

I /Iдоп (A)

18/300

10/300

17/300

18/300

18/300

17/300

14/300

22/300

31/300

11/300

Таблица 13

Наименование объекта

Наименование 
ВЛ110 кВ

Единицы    измерения

Зимний максимум 2021 года

Нормаль-ный режим

Режимы в ремонтной схеме

(отключение одной ВЛ 110 кВ)

Аварийные режимы в ремонтной схеме (отключение двух ВЛ 110 кВ)

Власиха - Ковыльная

ВП-52

АО-155

КА-421

АО-155, КА-421

Власиха-Ковыльная, ВП-52

Власиха-Ковыльная, ВП-52, с применением схемно-режимных мероприятий

ПС 220 кВ

Власиха

СШ110 кВ

U (кВ)

117,0

117,0

117,0

117,0

116,9

116,9

117,2

117,2

Власиха -Ковыльная

Р (МВт)

-49,9

0

-70,6

-51,2

-39,2

-38,3

0

0

Q(МВАР)

-8,8

0

-12,6

-8,6

-13,0

-14,4

0

0

I /Iдоп (A)

250/400

0/400

354/400

256/400

204/400

203/400

0/400

0/400

ВП-52

Р (МВт)

-38,8

-66,5

0

-39,8

-29,7

-29,0

0

0

Q(МВАР)

-4,7

-13,7

0

-4,5

-8,3

-9,4

0

0

I /Iдоп (A)

193/330

335/330

0/330

198/330

153/330

151/330

0/330

0/330

ПС 110 кВ Ковыльная

СШ110 кВ

U (кВ)

116,5

100,3

116,2

116,4

116,4

116,3

74,1

90,2

Власиха - Ковыльная

Р (МВт)

49,9

0

70,6

51,2

39,2

38,3

0

0

Q(МВАР)

8,8

0

12,6

8,6

13,0

14,4

0

0

I /Iдоп (A)

250/400

0/400

354/400

256/400

204/400

203/400

0/400

0/400

Ковыльная - Топчихинская

Р (МВт)

-36,7

11,9

-57,2

-37,9

-25,9

-25,1

10,6

11,3

Q(МВАР)

-1,4

5,8

-4,9

-1,2

-5,8

-7,2

5,4

5,5

I /Iдоп (A)

182/400

75/400

285/400

188/400

133/400

131/400

91/400

80/400

ПС 110 кВ Топчихинская

СШ110 кВ

U (кВ)

111,7

104,8

108,8

111,7

111,6

111,2

80,8

95,1

ТП-28

Р (МВт)

25,1

50,4

-2,8

26,1

16,5

15,8

-2,4

-2,6

Q(МВАР)

-0,9

2,8

-1,0

-1,2

3,6

4,8

-0,9

-0,9

I /Iдоп (A)

128/330

269/330

15/330

133/330

88/330

87/330

17/330

16/330

Ковыльная - Топчихинская

Р (МВт)

31,2

-16,5

47,2

32,4

20,8

20,0

-17,8

-15,7

Q(МВАР)

-1,3

-7,2

-1,1

-1,7

3,8

5,2

-8,4

-7,1

I /Iдоп (A)

158/400

99/400

243/400

164/400

109/400

107/400

145/400

105/400

ТА-182

Р (МВт)

-22,1

-10,6

-16,0

-23,2

-12,8

-12,1

15,2

14,5

Q(МВАР)

3,0

5,1

3,5

3,5

-2,4

-3,7

6,7

5,3

I /Iдоп (A)

115/300

63/300

86/300

121/300

68/300

67/300

118/300

93/300

ТА-51

Р (МВт)

-23,1

-11,7

-17,0

-24,2

-13,9

-13,2

14,1

13,3

Q(МВАР)

3,0

5,0

3,5

3,4

-2,4

-3,7

6,4

5,2

I /Iдоп (A)

120/300

70/300

92/300

126/300

73/300

71/300

111/300

86/300

ПС 110 кВ Алейская

СШ110 кВ

U (кВ)

110,3

104,8

108,0

110,3

119,9

109,4

84,5

97,8

ТА-182

Р (МВт)

21,1

9,8

15,0

22,1

12,0

11,2

-16,2

-15,4

Q(МВАР)

-3,1

-4,9

-3,4

-3,5

2,6

3,9

-7,0

-5,4

I /Iдоп (A)

110/300

58/300

81/300

116/300

65/300

64/300

122/300

96/300

ТА-51

Р (МВт)

20,5

9,4

14,6

21,6

11,5

10,8

-16,3

-15,6

Q(МВАР)

-3,3

-5,1

-3,6

-3,8

2,3

3,6

-7,2

-5,6

I /Iдоп (A)

107/300

57/300

79/300

113/300

62/300

61/300

124/300

98/300

КА-421

Р (МВт)

-22,5

-7,6

-14,5

-21,2

0

0

27,8

27,3

Q(МВАР)

15,9

18,9

16,7

15,6

0

0

24,2

25,4

I /Iдоп (A)

142/300

109/300

116/300

136/300

0/300

0/300

250/300

218/300

АО-155

Р (МВт)

3,3

10,0

6,9

0

-1,3

0

24,5

24,5

Q(МВАР)

-1,4

-1,7

-2,1

0

2,7

0

-2,3

-7,2

I /Iдоп (A)

              22              /300

57/300

41/300

0/300

11/300

0/300

168/300

152/300

Таблица 14

Наименование объекта

Наименование ВЛ 110 кВ

Единицы    измерения

Зимний минимум 2021 года

Нормаль-ный режим

Режимы в ремонтной схеме

(отключение одной ВЛ 110 кВ)

Аварийные режимы в ремонтной схеме (отключение двух ВЛ 110 кВ)

Власиха - Ковыльная

ВП-52

АО-155

КА-421

АО-155, КА-421

Власиха-Ковыльная,

ВП-52

ПС 220 кВ

Власиха

СШ110 кВ

U (кВ)

117,8

117,8

117,8

117,9

117,7

117,7

117,9

Власиха -Ковыльная

Р (МВт)

-37,6

0

-53,8

-40,2

-25,9

-25,9

0

Q(МВАР)

-5,2

0

-7,8

-4,7

-9,6

-9,6

0

I /Iдоп (A)

186/400

0/400

267/400

198/400

136/400

136/400

0/400

ВП-52

Р (МВт)

-29,9

-50,8

0

-32,1

-20,1

-20,1

0

Q(МВАР)

-3,1

-8,0

0

-2,7

-6,8

-6,8

0

I /Iдоп (A)

147/330

252/330

0/330

158/330

104/330

104/330

0/330

ПС 110 кВ Ковыльная

СШ110 кВ

U (кВ)

117,4

106,2

117,2

117,4

117,3

117,3

91,6

Власиха - Ковыльная

Р (МВт)

37,6

0

53,8

40,2

25,9

25,9

0

Q(МВАР)

5,2

0

7,8

4,7

9,6

9,6

0

I /Iдоп (A)

186/400

0/400

267/400

198/400

136/400

136/400

0/400

Ковыльная - Топчихинская

Р (МВт)

-28,6

8,3

-44,8

-31,2

-17,0

-17,0

7,7

Q(МВАР)

-0,3

4,1

-2,7

0,3

-4,8

-4,8

3,7

I /Iдоп (A)

141/400

49/400

221/400

153/400

88/400

88/400

53/400

ПС 110 кВ  Топчихинская

СШ110 кВ

U (кВ)

113,8

109,1

111,6

113,7

113,8

113,8

95,5

ТП-28

Р (МВт)

20,1

39,7

-1,9

22,1

10,6

10,6

-1,7

Q(МВАР)

-1,1

0,8

-1,0

-1,8

3,3

3,3

-0,9

I /Iдоп (A)

101/330

205/330

10/330

111/330

58/330

58/330

10/330

Ковыльная - Топчихинская

Р (МВт)

25,0

-11,3

37,7

27,5

13,7

13,7

-13,2

Q(МВАР)

-1,4

-5,0

-1,5

-2,2

3,6

3,6

-5,8

I /Iдоп (A)

125/400

64/400

190/400

138/400

73/400

73/400

87/400

ТА-182

Р (МВт)

-17,8

-9,3

-13,1

-20,1

-7,6

-7,6

11,6

Q(МВАР)

3,1

4,3

3,4

3,9

-2,1

-2,1

4,8

I /Iдоп (A)

91/300

53/300

69/300

103/300

42/300

42/300

75/300

ТА-51

Р (МВт)

-18,5

-10,1

-13,8

-20,8

-8,4

-8,4

10,7

Q(МВАР)

2,5

3,7

2,8

3,3

-2,7

-2,7

4,2

I /Iдоп (A)

95/300

57/300

73/300

107/300

45/300

45/300

70/300

ПС 110 кВ Алейская

СШ110 кВ

U (кВ)

112,8

109,0

111,0

112,6

112,6

112,6

97,7

ТА-182

Р (МВт)

17,2

8,8

12,5

19,4

7,1

7,1

-12,2

Q(МВАР)

-2,8

-4,0

-3,1

-3,8

2,6

2,6

-4,6

I /Iдоп (A)

88/300

49/300

66/300

100/300

40/300

40/300

77/300

ТА-51

Р (МВт)

16,7

8,4

12,1

18,9

6,7

6,7

-12,3

Q(МВАР)

-3,6

-4,7

-3,8

-4,5

1,8

1,8

-5,2

I /Iдоп (A)

86/300

49/300

64/300

98/300

37/300

37/300

79/300

КА-421

Р (МВт)

-25,1

-13,7

-18,7

-22,4

0

0

15,4

Q(МВАР)

15,5

17,6

16,2

14,9

0

0

20,9

I /Iдоп (A)

149/300

115/300

127/300

136/300

0/300

0/300

151/300

АО-155

Р (МВт)

7,0

11,9

9,8

0

1,9

0

23,7

Q(МВАР)

-2,6

-3,2

-3,3

0

1,7

0

-5,4

I /Iдоп (A)

41              /300

67/300

56/300

0/300

10/300

0/300

145/300

Таблица 15

Наименование объекта

Наименование 
ВЛ 110 кВ

Единицы    измерения

Летний максимум 2021 года

Нормаль-ный режим

Режимы в ремонтной схеме

(отключение одной ВЛ 110 кВ)

Аварийные режимы в ремонтной схеме (отключение двух ВЛ 110 кВ)

Власиха - Ковыльная

ВП-52

АО-155

КА-421

АО-155, КА-421

Власиха-Ковыльная,

ВП-52

ПС 220 кВ

Власиха

СШ110 кВ

U (кВ)

116,7

116,8

116,7

116,7

116,6

116,6

117,0

Власиха -Ковыльная

Р (МВт)

-28,6

0

-36,7

-32,3

-24,7

-29,5

0

Q(МВАР)

-9,0

0

-11,0

-7,8

-13,1

-12,6

0

I /Iдоп (A)

149/400

0/400

190/400

164/400

139/400

159/400

0/400

ВП-52

Р (МВт)

-18,0

-34,1

0

-21,1

-14,7

-18,8

0

Q(МВАР)

-4,0

-10,4

0

-3,0

-7,5

-7,1

0

I /Iдоп (A)

91/310

176/310

0/310

106/310

82/310

99/310

0/310

ПС 110 кВ Ковыльная

СШ110 кВ

U (кВ)

116,4

104,8

116,3

116,4

116,2

116,2

92,5

Власиха - Ковыльная

Р (МВт)

28,6

0

36,7

32,3

24,7

29,5

0

Q(МВАР)

9,0

0

11,0

7,8

13,1

12,6

0

I /Iдоп (A)

149/400

0/400

190/400

164/400

139/400

159/400

0/400

Ковыльная - Топчихинская

Р (МВт)

-19,3

8,6

-27,4

-23,0

-15,4

-20,2

8,1

Q(МВАР)

-4,0

4,2

-5,9

-2,7

-8,1

-7,6

3,9

I /Iдоп (A)

99/400

52/400

140/400

115/400

88/400

108/400

55/400

ПС 110 кВ  Топчихинская

СШ110 кВ

U (кВ)

113,8

109,0

112,1

113,7

113,0

112,4

96,9

ТП-28

Р (МВт)

11,1

26,5

-2,0

14,1

7,8

11,8

-1,9

Q(МВАР)

1,0

5,9

-1,4

-0,2

4,6

4,0

-1,2

I /Iдоп (A)

57/310

142/310

11/310

71/310

50/310

66/310

11/310

Ковыльная - Топчихинская

Р (МВт)

11,9

-15,6

19,8

15,5

8,1

12,8

-14,6

Q(МВАР)

-0,4

-8,0

1,2

-1,8

3,9

3,2

-7,5

I /Iдоп (A)

60/400

92/400

101/400

78/400

49/400

69/400

98/400

ТА-182

Р (МВт)

-8,3

-1,9

-5,5

-11,4

-4,7

-9,0

11,4

Q(МВАР)

-0,1

1,9

0,4

1,3

-4,1

-3,3

4,9

I /Iдоп (A)

42/300

12/300

29/300

58/300

35/300

51/300

73/300

ТА-51

Р (МВт)

-8,9

-2,7

-6,2

-12,1

-5,4

-9,7

10,6

Q(МВАР)

0

2,0

0,6

1,4

-3,9

-3,1

5,0

I /Iдоп (A)

45/300

17/300

32/300

62/300

34/300

52/300

70/300

ПС 110 кВ Алейская

СШ110 кВ

U (кВ)

113,0

109,1

111,6

112,9

111,7

110,9

99,1

ТА-182

Р (МВт)

7,7

1,5

5,1

11,0

4,2

8,5

-11,9

Q(МВАР)

0,4

-1,6

-0,1

-1,0

4,4

3,6

-4,9

I /Iдоп (A)

40/300

9/300

27/300

56/300

35/300

50/300

74/300

ТА-51

Р (МВт)

7,5

1,3

4,8

10,7

4,0

8,2

-12,0

Q(МВАР)

0,3

-1,7

-0,3

-1,2

4,2

3,4

-5,0

I /Iдоп (A)

38/300

8/300

25/300

54/300

34/300

48/300

75/300

КА-421

Р (МВт)

-8,4

-0,2

-4,9

-4,6

0

0

17,8

Q(МВАР)

11,0

13,9

11,9

9,5

0

0

19,4

I /Iдоп (A)

68/300

70/300

63/300

51/300

0/300

0/300

151/300

АО-155

Р (МВт)

10,2

13,9

11,8

0

8,6

0

21,8

Q(МВАР)

-4,5

-4,0

-4,5

0

-1,6

0

-3,0

I /Iдоп (A)

60/300

78/300

68/300

0/300

47/300

0/300

129/300

Таблица 16

Наименование объекта

Наименование
ВЛ 110 кВ

Единицы    измерения

Летний минимум 2021 года

Нормаль-ный режим

Режимы в ремонтной схеме

(отключение одной ВЛ 110 кВ)

Аварийные режимы в ремонтной схеме (отключение двух ВЛ 110 кВ)

Власиха - Ковыльная

ВП-52

АО-155

КА-421

АО-155, КА-421

Власиха-Ковыльная,

ВП-52

ПС 220 кВ

Власиха

СШ110 кВ

U (кВ)

118,9

118,9

118,9

118,9

118,8

118,8

118,9

Власиха -Ковыльная

Р (МВт)

-26,3

0

-35,8

-31,0

-13,9

-18,0

0

Q(МВАР)

-3,0

0

-3,4

-1,0

-8,0

-7,1

0

I /Iдоп (A)

128/400

0/400

175/400

151/400

78/400

94/400

0/400

ВП-52

Р (МВт)

-18,5

-33,3

0

-22,5

-8,1

-11,6

0

Q(МВАР)

0

-2,5

0

1,7

-4,3

-3,4

0

I /Iдоп (A)

90/330

162/330

0/330

110/330

78/330

59/330

0/330

ПС 110 кВ Ковыльная

СШ110 кВ

U (кВ)

118,6

111,1

118,5

118,7

118,5

118,5

103,8

Власиха - Ковыльная

Р (МВт)

26,3

0

35,8

31,0

13,9

18,0

0

Q(МВАР)

3,0

0

3,4

1,0

8,0

7,1

0

I /Iдоп (A)

128/400

0/400

175/400

151/400

78/400

94/400

0/400

Ковыльная - Топчихинская

Р (МВт)

-20,4

5,6

-29,9

-25,1

-8,0

-12,2

5,3

Q(МВАР)

0,2

2,9

-0,1

2,3

-4,9

-3,9

2,6

I /Iдоп (A)

99/400

31/400

146/400

122/400

48/400

63/400

32/400

ПС 110 кВ  Топчихинская

СШ110 кВ

U (кВ)

116,6

113,5

115,2

116,7

116,6

116,3

106,2

ТП-28

Р (МВт)

14,2

28,4

-1,2

18,1

4,0

7,4

-1,2

Q(МВАР)

-1,6

-0,4

-1,3

-3,6

3,1

2,2

-1,2

I /Iдоп (A)

70/330

142/330

6/330

89/330

30/330

41/330

6/330

Ковыльная - Топчихинская

Р (МВт)

16,6

-9,1

25,9

21,2

4,4

8,5

-8,7

Q(МВАР)

-2,7

-4,8

-2,9

-5,0

2,8

1,7

-4,4

I /Iдоп (A)

82/400

50/400

128/400

105/400

31/400

45/400

51/400

ТА-182

Р (МВт)

-13,1

-7,2

-9,9

-17,2

-2,0

-5,7

7,1

Q(МВАР)

2,3

3,1

2,4

4,7

-3,1

-2,0

2,8

I /Iдоп (A)

65/300

39/300

50/300

87/300

22/300

32/300

40/300

ТА-51

Р (МВт)

-13,5

-7,6

-10,3

17,6

-2,4

-6,2

6,6

Q(МВАР)

2,3

3,1

2,4

-4,7

-3,0

-2,0

2,8

I /Iдоп (A)

68/300

42/300

53/300

90/300

19/300

32/300

39/300

ПС 110 кВ Алейская

СШ110 кВ

U (кВ)

115,8

113,3

114,7

116,0

115,7

115,3

107,3

ТА-182

Р (МВт)

12,8

7,0

9,7

16,9

1,8

5,5

-7,3

Q(МВАР)

-1,9

-2,6

-2,0

-4,4

3,6

2,5

-2,5

I /Iдоп (A)

64/300

37/300

49/300

86/300

24/300

33/300

41/300

ТА-51

Р (МВт)

12,6

6,8

9,5

16,6

1,6

5,3

-7,4

Q(МВАР)

-2,1

-2,8

-2,2

-4,5

3,4

2,3

-2,6

I /Iдоп (A)

63/300

36/300

48/300

84/300

23/300

31/300

41/300

КА-421

Р (МВт)

-27,4

-19,3

-23,0

-22,5

0

0

1,1

Q(МВАР)

16,2

17,7

16,6

-14,3

0

0

19,4

I /Iдоп (A)

157/300

131/300

141/300

131/300

0/300

0/300

101/300

АО-155

Р (МВт)

12,9

16,2

14,7

0

7,5

0

24,0

Q(МВАР)

-7,1

-7,5

-7,6

0

-2,1

0

-9,9

I /Iдоп (A)

77/300

94/300

86/300

0/300

41/300

0/300

142/300

Таблица 17

Наименование объекта

Наименование двухцепных 
ВЛ 110 кВ

Единицы    измерения

Зимний максимум 2021 года

Отключение одной ВЛ 110 кВ

Отключение двух ВЛ 110 кВ

ТС-100

ТО-101

ТП-45, ТП-46

ПС 110 кВ Подгорная

Шины 110 кВ

U(кВ)

115,4

115,4

113,5

ТП-45

Р (МВт)

30.5

35,4

0

Q(МВАР)

27,4

27,2

0

I /Iдоп (A)

204/ 600

223/ 600

0/ 600

ТП-46

Р (МВт)

26,2

31,2

0

Q(МВАР)

25,6

25,5

0

I /Iдоп (A)

183/ 600

201/ 600

0/ 600

ОП-93

Р (МВт)

14,2

9,2

42,3

Q(МВАР)

-10,7

-10,5

15,7

I /Iдоп (A)

89/ 600

70/ 600

229/ 600

ОП-94

Р (МВт)

14,2

9,2

42,3

Q(МВАР)

-10,7

-10,5

15,7

I /Iдоп (A)

89/ 600

70/ 600

229/ 600

Барнаульская ТЭЦ-3

Шины 110 кВ

U(кВ)

117,1

117,1

117,7

ТП-45

Р (МВт)

-42,8

-47,8

0

Q(МВАР)

-30,8

-30,8

0

I /Iдоп (A)

261/ 890

281/ 890

0/ 890

ТП-46

Р (МВт)

-44,9

-49,9

0

Q(МВАР)

-31,8

-31,8

0

I /Iдоп (A)

272/ 890

292/ 890

0/ 890

ТТ-121

Р (МВт)

-30,6

-23,9

-58,8

Q(МВАР)

-40,9

-41,5

-54,8

I /Iдоп (A)

252/ 890

236/ 890

396/ 890

ТТ-122

Р (МВт)

-23,1

-16,3

-51,3

Q(МВАР)

-38,7

-39,3

-52,6

I /Iдоп (A)

223/ 890

210/ 890

362/ 890

ПС 110 кВ Опорная

Шины 110 кВ

U(кВ)

115,6

115,5

114,9

ОП-93

Р (МВт)

-50,2

-45,5

-78,7

Q(МВАР)

-2,2

-2,2

-29,1

I /Iдоп (A)

252/ 600

228/ 600

422/600

ОП-94

Р (МВт)

-50,2

-45,5

-78,7

Q(МВАР)

-2,2

-2,2

-29,1

I /Iдоп (A)

252/ 600

228/ 600

422/600

ТО-101

Р (МВт)

118,2

0

118,2

Q(МВАР)

-1,3

0

24,9

I /Iдоп (A)

590/ 600

0/ 600

609/ 600

СО-102

Р (МВт)

27,2

131,8

83,0

Q(МВАР)

-2,1

-3,6

14,5

I /Iдоп (A)

136/ 600

658/ 600

423/ 600

Барнаульская ТЭЦ-2

Шины 110 кВ

U(кВ)

115,9

116,0

115,5

ТТ-121

Р (МВт)

-33

-39,7

-4,9

Q(МВАР)

13,6

14,0

27,2

I /Iдоп (A)

177/ 890

210/ 890

138/890

ТТ-122

Р (МВт)

-30,9

-37,7

-2,8

Q(МВАР)

14,2

14,7

27,8

I /Iдоп (A)

169/ 890

201/ 890

140//890

ТО-101

Р (МВт)

-127,6

0

-123,5

Q(МВАР)

-7,5

0

-29,7

I /Iдоп (A)

637/ 600

0/ 600

635/ 600

ТС-100

Р (МВт)

0

-114,0

-60,5

Q(МВАР)

0

-7,3

-18,7

I /Iдоп (A)

0/ 630

569/ 630

316/ 630

Таблица 18

Наименование объекта

Наименование двухцепных 
ВЛ 110 кВ

Единицы    измерения

Зимний минимум 2021 года

Отключение одной ВЛ 110 кВ

Отключение двух ВЛ 110 кВ

ТС-100

ТО-101

ТП-45, ТП-46

ПС 110 кВ Подгорная

Шины 110 кВ

U(кВ)

116,8

116,7

115,6

ТП-45

Р (МВт)

19,9

26,1

0

Q(МВАР)

15,7

15,0

0

I /Iдоп (A)

124/ 600

148/ 600

0/ 600

ТП-46

Р (МВт)

19,9

26,1

0

Q(МВАР)

15,7

15,0

0

I /Iдоп (A)

124/ 600

148/ 600

0/ 600

ОП-93

Р (МВт)

5,4

-0,8

25,2

Q(МВАР)

-4,9

-4,2

10,7

I /Iдоп (A)

36/ 600

22/ 600

136/ 600

ОП-94

Р (МВт)

5,4

-0,8

25,2

Q(МВАР)

-4,9

-4,2

10,7

I /Iдоп (A)

36/ 600

22/ 600

136/ 600

Барнаульская ТЭЦ-3

Шины 110 кВ

U(кВ)

117,9

117,9

118,1

ТП-45

Р (МВт)

-27,6

-33,8

0

Q(МВАР)

-18,9

-18,4

0

I /Iдоп (A)

165/ 890

189/ 890

0/ 890

ТП-46

Р (МВт)

-27,6

-33,8

0

Q(МВАР)

-18,9

-18,4

0

I /Iдоп (A)

165/ 890

189/ 890

0/ 890

ТТ-121

Р (МВт)

-9,0

-0,5

-28,3

Q(МВАР)

-27,3

-28,4

-35,2

I /Iдоп (A)

141/ 890

139/ 890

221/ 890

ТТ-122

Р (МВт)

-4,2

4,3

-23,5

Q(МВАР)

-24,9

-26,1

-32,8

I /Iдоп (A)

123/ 890

129/ 890

198/ 890

ПС 110 кВ Опорная

Шины 110 кВ

U(кВ)

116,9

116,8

116,4

ОП-93

Р (МВт)

-24,9

-18,7

-44,8

Q(МВАР)

-3,7

-4,3

-19,5

I /Iдоп (A)

124/ 600

95/ 600

242/600

ОП-94

Р (МВт)

-24,9

-18,7

-44,8

Q(МВАР)

-3,7

-4,3

-19,5

I /Iдоп (A)

124/ 600

95/ 600

242/600

ТО-101

Р (МВт)

151,9

0

129,9

Q(МВАР)

-11,5

0

6,9

I /Iдоп (A)

752/ 600

0/ 600

645/ 600

СО-102

Р (МВт)

30,8

165,8

91,5

Q(МВАР)

-6,0

-16,1

1,6

I /Iдоп (A)

155/ 600

822/600

453/ 600

Барнаульская ТЭЦ-2

Шины 110 кВ

U(кВ)

117,2

117,3

116,9

ТТ-121

Р (МВт)

-28,0

-36,5

-8,6

Q(МВАР)

7,1

8,1

15,0

I /Iдоп (A)

142/ 890

184/ 890

85//890

ТТ-122

Р (МВт)

-26,6

-35,1

-7,3

Q(МВАР)

7,7

8,8

15,7

I /Iдоп (A)

136/ 890

178/ 890

85//890

ТО-101

Р (МВт)

-156,5

0

-132,3

Q(МВАР)

5,6

0

-10,1

I /Iдоп (A)

771/ 600

0/ 600

655/ 600

ТС-100

Р (МВт)

0

-139,5

-62,8

Q(МВАР)

0

4,4

-8,9

I /Iдоп (A)

0/ 630

687/ 630

313/ 630

Таблица 19

Наименование ПС

Место замера

Единицы измерения

Летний максимум 2021 года

Нормальный режим

Отключение ВЛ (АТ)

ГЗ-142

ЮГ-153

ПО-141

ПД-71

ГЗ-142 и ГЗ-143

ПД-71 и СК-72

ПД-71 и СК-72*

ПО-141 и ЗС-31

ПО-141 и ЗС-31*

АТ-1 и АТ-2 ПС 220 кВ Горняк

РЮ-221 и РЮ-222

ПС 110 кВ Дальняя

Шины 110

U (кВ)

119,4

119,1

114,5

119,9

118,4

118,3

122,1

123,5

120,4

121,4

119,4

101

ПД-71

Р (МВт)

-15,5

-15,3

-5,2

-9,3

-

-15,5

-

-

-14,7

-16

-12,5

-34,1

I ( А)

93

95

35

54

-

114

-

-

75

78

79

198

Iдд/Iад (A)

300/300

300/300

300/300

300/300

300/300

300/300

300/300

300/300

300/300

300/300

300/300

300/300

ДК-63

Р (МВт)

17

16,7

6,6

10,7

1,4

17

1,4

1,4

16,1

17,4

14

35,9

I ( А)

101

103

38

62

8

121

8

8

82

86

87

204

Iдд/Iад (A)

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

300/360

ПС 110 кВ Курьинская

Шины 110

U (кВ)

118,9

118,3

116

119,6

118,2

116,6

121,9

123,3

121

122,4

118,7

106,5

ДК-63

Р (МВт)

12,4

12,7

23,1

18,9

28,4

12,2

28,4

28,4

13,4

12,1

15,5

-7,6

I ( А)

73

78

120

93

139

93

134

133

65

58

85

58

Iдд/Iад (A)

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

КК-27

Р (МВт)

2,6

2,7

-0,1

-8,9

-1,7

2,6

-24,3

-24,6

-9

-8,1

3,6

9,1

I ( А)

52

50

22

44

30

40

116

116

44

39

57

54

Iдд/Iад (A)

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

СК-72

Р (МВт)

-10,9

-11,3

-18,7

-5,9

-22,2

10,8

-

-

-0,3

-0,3

-14,9

2,3

I ( А)

56

57

115

29

121

59

-

-

7

7

78

72

Iдд/Iад (A)

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

ПС 220 кВ Горняк

Шины 110

U (кВ)

118,5

118,4

118

118,9

118,2

118,9

118,8

119,2

118,6

119,1

118,1

113,5

ГЗ-143

Р (МВт)

-2,4

-4,8

1

-4,6

2,5

-

-7,2

-6,5

-7,1

-6,3

-0,6

-8,1

I ( А)

19

42

38

25

33

-

36

32

36

32

18

58

Iдд/Iад (A)

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

ГЗ-142

Р (МВт)

-2,9

-

1,2

-5,7

3,1

-

-8,9

-8

-8,7

-7,8

-0,7

-10

I ( А)

22

-

46

28

40

-

45

39

45

40

22

68

Iдд/Iад (A)

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

400/480

ПС 110 кВ Змеиногорская

Шины 110

U (кВ)

117,7

116,6

116,5

118,2

117,2

112,8

117,7

118,3

117,4

118

117,3

110,9

ГЗ-143

Р (МВт)

0

-0,2

-3,6

2,3

-5,2

-

5,1

4,6

4,9

4,4

-1,9

6,1

I ( А)

21

36

49

17

46

-

29

26

30

27

27

55

Iдд/Iад (A)

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

ГЗ-142

Р (МВт)

0,2

-

-3,7

2,8

-5,6

-

6

5,3

5,8

5,2

-1,9

7

I ( А)

23

-

53

19

50

-

33

29

34

31

28

61

Iдд/Iад (A)

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

ЗС-31

Р (МВт)

10,4

10,9

18

5,6

21,4

10,4

-0,3

-0,3

-

-

14,4

-2,7

I ( А)

53

54

111

28

117

60

2

2

-

-

74

67

Iдд/Iад (A)

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

ПС 220 кВ Южная

Шины 110

U (кВ)

120,5

120,4

120,9

120,8

120,7

120,4

120,9

121,5

120,8

121,5

120,7

98,6

ЮГ-153

Р (МВт)

-1,3

-1,5

-

-5,5

12

-1,4

-12

-10,8

-1,8

0,4

-3,4

13,2

I ( А)

71

74

-

58

66

92

66

59

50

42

69

82

Iдд/Iад (A)

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

ПС 110 кВ Петропавловская

Шины 110

U (кВ)

117,4

117,3

116,8

117,2

117,3

116,9

117,6

118

117,2

117,3

117,3

113,2

ПО-141

Р (МВт)

-12

-12,2

-8,9

-

-7,3

-11,9

13,8

15

-

-

-13,2

-18,7

I ( А)

70

69

45

-

40

64

79

81

-

-

76

95

Iдд/Iад (A)

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

200/240

* - для оценки риска превышения наибольшего рабочего напряжения рассмотрен режим летнего дневного минимума нагрузок.

Таблица 20

Наименование объекта

Наименование 
ВЛ 110 кВ

Единицы    измерения

Летний максимум 2022 года

Нормальный режим

Режимы в ремонтной схеме

(отключение одной ВЛ 110 кВ)

Аварийные режимы в ремонтной схеме (отключение двух ВЛ 110 кВ)

УК-15

ОХ-32

КС-115

ХР-29

УК-15,

БС-127

КБ-117,

КБ-118

УК-15,

СГ-119

ПС 110 кВ Хабарская

СШ110 кВ

U (кВ)

118,2

109,1

119,5

117,9

118,7

103,4

117,6

,6

104,7

ХК-196

Р (МВт)

4,1

-3,4

3,7

3,6

3,6

-3,3

3,3

-3,3

Q(МВАР)

15,6

-2,7

10,3

16,7

13,6

-2,5

17,9

-2,5

I /Iдоп (A)

75/300

25/300

49/300

80/300

65/300

25/300

85/300

25/300

ХР-29

Р (МВт)

-1,2

2,5

-1,5

-1,6

0

-2,1

-2,1

13,2

Q(МВАР)

-3,6

6,1

-8,5

-3,4

0

0,1

-2,2

7,9

I /Iдоп (A)

26/249

29/249

49/249

25/249

0/249

13/249

21/249

82/249

ОХ-32

Р (МВт)

-0,7

3,0

0

0,3

-1,3

7,5

1,2

-7,8

Q(МВАР)

-10,9

-2,5

0

-12,2

-12,5

3,2

-14,6

-4,5

I /Iдоп (A)

50/300

19/300

0/300

57/300

58/300

46/300

69/300

48/300

ПС 110 кВ Славгородская

СШ110 кВ

U (кВ)

115,5

110,2

112,2

114,9

115,2

108

113,9

111,2

СГ-119

Р (МВт)

-7,8

-11,1

-7,7

-8,8

-7,3

-15,6

-9,7

0

Q(МВАР)

6,3

-1,6

-4,7

7,5

7,9

-7,6

9,8

0

I /Iдоп (A)

48/300

59/300

49/300

56/300

51/300

94/300

67/300

0/300

КС-115

Р (МВт)

-1,5

0

-1,7

0

-1,7

2,1

-0,6

-5,6

Q(МВАР)

1,9

5,6

-7,2

0

1,1

8,5

0,1

4,8

I /Iдоп (A)

10/300

27/300

36/300

0/300

9/300

45/300

3/300

37/300

КС-116

Р (МВт)

24,1

25,5

23,9

23,6

23,8

27,6

25

20

Q(МВАР)

-1,5

1,9

3,7

0,9

-2,3

4,7

-3,4

1,2

I /Iдоп (A)

121/300

134/300

124/300

118/300

120/300

150/300

128/300

104/300

ПС 110 кВ  Кулунда

СШ110 кВ

U (кВ)

115,5

111,3

113,5

115,1

115,1

110,1

113,6

111,5

КС-115

Р (МВт)

4

2,7

4,2

0

4,3

0,6

3,2

8,2

Q(МВАР)

-2

-5,7

-7,4

0

-1,2

-8,7

-0,1

-5,1

I /Iдоп (A)

25/300

38/300

48/300

0/300

24/300

51/300

17/300

53/300

КС-116

Р (МВт)

4,3

3

4,5

7,3

4,6

0,9

3,4

8,4

Q(МВАР)

-2,1

-5,8

-7,5

-5,1

-1,2

-8,8

-0,2

-5,1

I /Iдоп (A)

26/300

38/300

49/300

48/300

26/300

51/300

19/300

54/300

КБ-117

Р (МВт)

-1,6

-0,7

-1,7

-1,2

-1,8

1,3

0

-5,6

Q(МВАР)

3,4

5,2

7,6

3,7

2,4

7,7

0

4,5

I /Iдоп (A)

15/300

23/300

36/300

16/300

12/300

37/300

0/300

35/300

КБ-118

Р (МВт)

-1,6

-0,7

-1,7

-1,2

-1,8

1,3

0

-5,6

Q(МВАР)

3,4

5,2

7,6

3,7

2,4

7,7

0

4,5

I /Iдоп (A)

15/300

23/300

36/300

16/300

12/300

37/300

0/300

35/300

КК-114

Р (МВт)

2,0

2,7

1,7

2,1

11

1,9

2,9

0,5

1,5

Q(МВАР)

0,3

3,8

2,5

0,7

0,7

4,9

3,2

4,1

I /Iдоп (A)

10/300

21/300

12/300

11/300

10/300

27/300

13/300

19/300

ПС 110 кВ Благовещенская

СШ110 кВ

U (кВ)

115,9

112,4

115,1

115,6

115,2

112

115,8

111,8

КБ-117

Р (МВт)

1,2

0,4

1,3

0,8

1,5

-1,6

0

5,2

Q(МВАР)

-2,8

-4,7

-7,1

-3,1

-1,8

-7,2

0

-4

I /Iдоп (A)

8/300

16/300

28/300

8/300

7/300

30/300

0/300

30/300

КБ-118

Р (МВт)

1,2

0,4

1,3

0,8

1,5

-1,6

0

5,2

Q(МВАР)

-2,8

-4,7

-7,1

-3,1

-1,8

-7,2

0

-4

I /Iдоп (A)

8/300

16/300

28/300

8/300

7/300

30/300

0/300

30/300

БЛ-123

Р (МВт)

1,4

3,5

1,2

1,5

1,6

3,0

1,8

3,9

Q(МВАР)

2,5

7,4

4

2,8

3,5

8,1

2,3

8

I /Iдоп (A)

9/300

31/300

15/300

10/300

13/300

38/300

10/300

40/300

БЗ-124

Р (МВт)

2,3

4,7

2,2

2,5

2,6

4,2

2,8

5,1

Q(МВАР)

-0,1

4,8

3

0,4

0,9

6,1

0,1

5,5

I /Iдоп (A)

19/300

48/300

26/300

21/300

24/300

50/300

20/300

52/300

БС-127

Р (МВт)

1,8

-5,4

-1,6

-1,4

-2,9

0

-0,8

-16,6

Q(МВАР)

-6,8

-3,2

11,5

6,6

1,8

0

5,5

-6,3

I /Iдоп (A)

30/300

26/300

52/300

28/300

15/300

0/300

22/300

94/300

БР-144

Р (МВт)

4,7

5,4

4,5

4,8

4,8

4,9

5,3

6

Q(МВАР)

-3,4

-0,1

-2,6

-3,2

-2,6

-0,3

-4,0

-0,3

I /Iдоп (A)

34/300

27/300

31/300

34/300

32/300

26/300

38/300

32/300

ТОМ II

СХЕМА И ПРОГРАММА «Развитие электроэнергетики Алтайского края» на 2021 – 2025 годы

Рисунок 1 – Зимний максимум 2021 года. Нормальная схема

Рисунок 2 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ТК-1.

Рисунок 3 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ БВ-13

Рисунок 4 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ДН-86

Рисунок 5 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ЕС-131

Рисунок 6 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ БЗ-165

Рисунок 7 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ БМ-85

Рисунок 8 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ПЧ-3

Рисунок 9 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ СП-189

Рисунок 10 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Алтайская долина

Рисунок 11 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Манжерокская

Рисунок 12 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ БВ-13 и ВЛ СП-189

Рисунок 13 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ДН-86 и ВЛ СП-189

Рисунок 14 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ БЗ-165 и ВЛ СП-189

Рисунок 15 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ БМ-85 и ВЛ СП-189

Рисунок 16 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ БЗ-165 и ВЛ БЗ-166

Рисунок 17 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ БЗ-165 и ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Алтайская долина

Рисунок 18 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ СП-189 и ВЛ ТК-1

Рисунок 19 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ТК-1 и В ТК-2 на Бийской ТЭЦ

Рисунок 20 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ТК-1 и ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Алтайская долина

Рисунок 21 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ  Сибирская монета – Алтайская долина и ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Манжерокская

Рисунок 22 – Зимний минимум 2021 года. Нормальная схема

Рисунок 23 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ТК-1

Рисунок 24 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ БВ-13

Рисунок 25 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ДН-86

Рисунок 26 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ЕС-131

Рисунок 27 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ БЗ-165

Рисунок 28 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ БМ-85

Рисунок 29 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ПЧ-3

Рисунок 30 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ СП-189

Рисунок 31 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Алтайская долина

Рисунок 32 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Манжерокская

Рисунок 33 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ БВ-13 и ВЛ СП-189

Рисунок 34 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ДН-86 и ВЛ СП-189

Рисунок 35 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ БЗ-165 и ВЛ СП-189

Рисунок 36 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ БМ-85 и ВЛ СП-189

Рисунок 37 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ БЗ-165 и ВЛ БЗ-166

Рисунок 38 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ БЗ-165 и ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Алтайская долина

Рисунок 39 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ СП-189 и ВЛ ТК-1

Рисунок 40 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ТК-1 и В ТК-2 на Бийской ТЭЦ

Рисунок 41 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ТК-1 и ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Алтайская долина

Рисунок 42 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ  Сибирская монета – Алтайская долина и ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Манжерокская

Рисунок 43 – Летний максимум 2021 года. Нормальная схема

Рисунок 44 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ТК-1

Рисунок 45 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ БВ-13

Рисунок 46 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ДН-86

Рисунок 47 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ЕС-131

Рисунок 48 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ БЗ-165

Рисунок 49 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ БМ-85

Рисунок 50 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ПЧ-3

Рисунок 51 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ СП-189

Рисунок 52 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Алтайская долина

Рисунок 53 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Манжерокская

Рисунок 54 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ БВ-13 и ВЛ СП-189

Рисунок 55 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ДН-86 и ВЛ СП-189

Рисунок 56 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ БЗ-165 и ВЛ СП-189

Рисунок 57 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ БМ-85 и ВЛ СП-189

Рисунок 58 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ БЗ-165 и ВЛ БЗ-166

Рисунок 59 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ БЗ-165 и ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Алтайская долина

Рисунок 60 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ СП-189 и ВЛ ТК-1

Рисунок 61 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ТК-1 и В ТК-2 на Бийской ТЭЦ

Рисунок 62 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ТК-1 и ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Алтайская долина

Рисунок 63 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ  Сибирская монета – Алтайская долина и ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Манжерокская

Рисунок 64 – Летний минимум 2021 года. Нормальная схема

Рисунок 65 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ТК-1

Рисунок 66 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ БВ-13

Рисунок 67 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ДН-86

Рисунок 68 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ЕС-131

Рисунок 69 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ БЗ-165

Рисунок 70 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ БМ-85

Рисунок 71 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ПЧ-3

Рисунок 72 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ СП-189

Рисунок 73 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Алтайская долина

Рисунок 74 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Манжерокская

Рисунок 75 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ БВ-13 и ВЛ СП-189

Рисунок 76 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ДН-86 и ВЛ СП-189

Рисунок 77 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ БЗ-165 и ВЛ СП-189

Рисунок 78 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ БМ-85 и ВЛ СП-189

Рисунок 79 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ БЗ-165 и ВЛ БЗ-166

Рисунок 80 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ БЗ-165 и ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Алтайская долина

Рисунок 81 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ СП-189 и ВЛ ТК-1

Рисунок 82 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ТК-1 и В ТК-2 на Бийской ТЭЦ

Рисунок 83 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ТК-1 и ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Алтайская долина

Рисунок 84 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ  Сибирская монета – Алтайская долина и ВЛ 110 кВ Сибирская монета – Манжерокская

Рисунок 85 - Зимний максимум 2021 года.Нормальный режим

Рисунок 86 - Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ УК-15

Рисунок 87 - Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ОХ-32

Рисунок 88 - Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ КС-115

Рисунок 89 - Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ КС-116

Рисунок 90 - Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ХР-29

Рисунок 91 - Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ УК-15 и ВЛ БС-127

Рисунок 92 - Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ КС-115 и ВЛ КС-116

Рисунок 93 - Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ КБ-117 и ВЛ КБ-118

Рисунок 94 - Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ УК-15 и ВЛ СГ-119

Рисунок 95 - Зимний минимум 2021 года.Нормальный режим

Рисунок 96 - Зимний минимум 2021 года.Отключение ВЛ УК-15

Рисунок 97 - Зимний минимум 2021 года.Отключение ВЛ ОХ-32

Рисунок 98 - Зимний минимум 2021 года.Отключение ВЛ КС-115

Рисунок 99 - Зимний минимум 2021 года.Отключение ВЛ КС-116

Рисунок 100 - Зимний минимум 2021 года.Отключение ВЛ ХР-29

Рисунок 101 - Зимний минимум 2021 года.Отключение ВЛ УК-15 и ВЛ БС-127

Рисунок 102 - Зимний минимум 2021 года.Отключение ВЛ КС-115 и ВЛ КС-116

Рисунок 103 - Зимний минимум 2021 года.Отключение ВЛ КБ-117 и ВЛ КБ-118

Рисунок 104 - Зимний минимум 2021 года.Отключение ВЛ УК-15 и ВЛ СГ-119

Рисунок 105 - Летний максимум 2021 года.Нормальный режим

Рисунок 106 - Летний максимум 2021 года.Отключение ВЛ УК-15

Рисунок 107 - Летний максимум 2021 года.Отключение ВЛ ОХ-32

Рисунок 108 - Летний максимум 2021 года.Отключение ВЛ КС-115

Рисунок 109 - Летний максимум 2021 года.Отключение ВЛ КС-116

Рисунок 110 - Летний максимум 2021 года.Отключение ВЛ ХР-29

Рисунок 111 - Летний максимум 2021 года.Отключение ВЛ УК-15 и ВЛ БС-127

Рисунок 112 - Летний максимум 2021 года.Отключение ВЛ КС-115 и ВЛ КС-116

Рисунок 113 - Летний максимум 2021 года.Отключение ВЛ КБ-117 и ВЛ КБ-118

Рисунок 114 - Летний максимум 2021 года.Отключение ВЛ УК-15 и ВЛ СГ-119

Рисунок 115 - Летний минимум 2021 года.Нормальный режим

Рисунок 116 - Летний минимум 2021 года.Отключение ВЛ УК-15

Рисунок 117 - Летний минимум 2021 года.Отключение ВЛ ОХ-32

Рисунок 118 - Летний минимум 2021 года.Отключение ВЛ КС-115

Рисунок 119 - Летний минимум 2021 года.Отключение ВЛ КС-116

Рисунок 120 - Летний минимум 2021 года.Отключение ВЛ ХР-29

Рисунок 121 - Летний минимум 2021 года.Отключение ВЛ УК-15 и ВЛ БС-127

Рисунок 122 - Летний минимум 2021 года.Отключение ВЛ КС-115 и ВЛ КС-116

Рисунок 123 - Летний минимум 2021 года.Отключение ВЛ  КБ-117 и ВЛ  КБ-118

Рисунок 124 - Летний минимум 2021 года.Отключение ВЛ УК-15 и ВЛ  СГ-119

Рисунок 125 – Зимний максимум 2021 года. Нормальный режим

Рисунок 126 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ Власиха - Ковыльная

Рисунок 127 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ  ВП-52

Рисунок 128 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ АО-155

Рисунок 129 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ КА-421

Рисунок 130 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ АО-155 и ВЛ КА-421

Рисунок 131 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ Власиха – Ковыльная и ВЛ ВП-52

Рисунок 132 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ Власиха – Ковыльная и ВЛ ВП-52 с применением схемно-режимных мероприятий

Рисунок 133 – Зимний минимум 2021 года. Нормальный режим

Рисунок 134 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ Власиха - Ковыльная

Рисунок 135 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ВП-52

Рисунок 136 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ АО-155

Рисунок 137 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ КА-421

Рисунок 138 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ АО-155 и ВЛ КА-421

Рисунок 139 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ  Власиха – Ковыльная и ВЛ ВП-52

Рисунок 140 – Летний максимум 2021 года. Нормальный режим

Рисунок 141 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ Власиха - Ковыльная

Рисунок 142 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ВП-52

Рисунок 143 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ АО-155

Рисунок 144 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ КА-421

Рисунок 145 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ АО-155 и ВЛ КА-421

Рисунок 146 – Летний максимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ Власиха – Ковыльная и ВЛ ВП-52

Рисунок 147 – Летний минимум 2021 года. Нормальный режим

Рисунок 148 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ Власиха - Ковыльная

Рисунок 149 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ВП-52

Рисунок 150 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ АО-155

Рисунок 151 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ КА-421

Рисунок 152 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ АО-155 и ВЛ КА-421

Рисунок 153 – Летний минимум 2021 года. Отключение ВЛ 110 кВ Власиха – Ковыльная и ВЛ ВП-52

Рисунок 154 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ТС-100

Рисунок 155 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛТО-101

Рисунок 156 – Зимний максимум 2021 года. Отключение ВЛ ТП-45 и ВЛ ТП-46

Рисунок 157 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛТС-100

Рисунок 158 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ТО-101

Рисунок 159 – Зимний минимум 2021 года. Отключение ВЛ ТП-45 и ВЛ ТП-46

Рисунок 160 – Летний максимум 2021 года. Генерация Курьинской СЭС 30 МВт. Нормальная схема

Рисунок 161 – Летний максимум 2021 года. Генерация Курьинской СЭС 30 МВт. Отключение ВЛ ГЗ-142

Рисунок 162 – Летний максимум 2021 года. Генерация Курьинской СЭС 30 МВт. Отключение ВЛ ЮГ-153

Рисунок 163 – Летний максимум 2021 года. Генерация Курьинской СЭС 30 МВт. Отключение ВЛ ПО-141

Рисунок 164 – Летний максимум 2021 года. Генерация Курьинской СЭС 30 МВт. Отключение ВЛПД-71

Рисунок 165 – Летний максимум 2021 года. Генерация Курьинской СЭС 30 МВт. Отключение ВЛ ГЗ-142 и ГЗ-143

Рисунок 166 – Летний максимум 2021 года. Генерация Курьинской СЭС 30 МВт. Отключение ВЛПД-71 и СК-72

Рисунок 167 – Летний дневной минимум 2021 года. Генерация Курьинской СЭС 30 МВт. Отключение ВЛПД-71 и СК-72

Рисунок 168 – Летний максимум 2021 года. Генерация Курьинской СЭС 30 МВт. Отключение ВЛ ЗС-31 и ПО-141

Рисунок 169 – Летний дневной минимум 2021 года. Генерация Курьинской СЭС 30 МВт. Отключение ВЛ ЗС-31 и ПО-141

Рисунок 170 – Летний максимум 2021 года. Генерация Курьинской СЭС 30 МВт. Отключение АТ-1 и АТ-2 ПС 220 кВ Горняк

Рисунок 171 – Летний максимум 2021 года. Генерация Курьинской СЭС 30 МВт. Отключение ВЛ РЮ-221 и РЮ-222

Рисунок 172 - Летний максимум 2022 года.Генерация Славгородской СЭС 40 МВт. Нормальный режим

Рисунок 173 - Летний максимум 2022 года.Генерация Славгородской СЭС 40 МВт. Отключение ВЛ УК-15

Рисунок 174 - Летний максимум 2022 года.Генерация Славгородской СЭС 40 МВт. Отключение ВЛ ОХ-32

Рисунок 175 - Летний максимум 2022 года.Генерация Славгородской СЭС 40 МВт. Отключение ВЛ КС-115

Рисунок 176 - Летний максимум 2022 года.Генерация Славгородской СЭС 40 МВт. Отключение ВЛ ХР-29

Рисунок 177 - Летний максимум 2022 года.Генерация Славгородской СЭС 40 МВт. Отключение ВЛ УК-15 и ВЛ БС-127

Рисунок 178 - Летний максимум 2022 года.Генерация Славгородской СЭС 40 МВт. Отключение ВЛ КБ-117 и ВЛ КБ-118

Рисунок 179 - Летний максимум 2022 года.Генерация Славгородской СЭС 40 МВт. Отключение ВЛ УК-15 и ВЛ СГ-119