ГУБЕРНАТОР ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

РАСПОРЯЖЕНИЕ
от 18 августа 2015 г. № 264-р

О СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2016 - 2020 ГОДОВ

1. В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", в целях развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей на территории Томской области утвердить схему и программу развития электроэнергетики Томской области на период 2016 - 2020 годов согласно приложению к настоящему распоряжению.
2. Настоящее распоряжение вступает в силу с 1 января 2016 года.
3. Контроль за исполнением настоящего распоряжения возложить на заместителя Губернатора Томской области по промышленной политике.

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





СХЕМА И ПРОГРАММА
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ
НА ПЕРИОД 2016 - 2020 ГОДЫ

КНИГА 1. РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ АНАЛИЗ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ В 2010 - 2014 ГГ.
(329/143-ЭЭС)

1. Введение

Данный научно-технический отчет разработан в рамках выполнения работы "Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Томской области на период 2016 - 2020 годы" по государственному контракту от 23.09.2014 № 329 с Администрацией Томской области.
Целью работы является разработка комплексной программы развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей на территории Томской области на среднесрочный период с целью обеспечения потребителей электрической и тепловой энергией, а также в связи с необходимостью повышения безопасности, надежности, качества, энергетической и экономической эффективности электро- и теплоснабжения потребителей.
Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Томской области на период 2016 - 2020 годы разработана в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики (утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823).
Отчет состоит из трех книг:
- Ретроспективный анализ функционирования электроэнергетики Томской области в 2010 - 2014 гг.;
- Перспектива развития электроэнергетики Томской области на период 2016 - 2020 гг.:
пояснительная записка;
- Перспектива развития электроэнергетики Томской области на период 2016 - 2020 гг.:
графическая часть (не приводится).
Для достижения заявленной цели в рамках настоящей книги "Ретроспективный анализ функционирования электроэнергетики Томской области в 2010 - 2014 гг." выполнены:
- Анализ балансовой ситуации энергосистемы Томской области за 2010 - 2014 гг.
- Анализ существующего состояния систем централизованного теплоснабжения в Томской области.
- Анализ существующего состояния электросетевого комплекса 110 кВ и выше Томской области, включая следующие разделы:
- характеристика сети 110 кВ и выше Томской области;
- анализ технического состояния и возрастная структура линий электропередач и подстанций. Требуемые объемы технического перевооружения;
- динамика вводов, техперевооружения и реконструкции электросетевых объектов Томской области за 2010 - 2014 гг. Информация о строящихся электросетевых объектах;
- анализ режимов потокораспределения и уровней напряжения сети 110 кВ и выше Томской энергосистемы за 2010 - 2014 гг.;
- основные внешние электрические связи энергосистемы Томской области.
- Определение мест расположения резервов мощности - узлов энергосистемы, стоимость технологического присоединения в которых минимальна.
- Расчет единого топливно-энергетического баланса Томской области.
- Анализ динамики основных показателей энерго- и электроэффективности по Томской области.
Проведенный ретроспективный анализ позволил выявить основные особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики Томской области, требующие решения в ближайшие годы.
Предложения по ликвидации выявленных на данном этапе "узких мест" электросетевого комплекса Томской области, разработанные, в том числе, на основании расчетов электрических режимов, а также сроки и стоимость их реализации приведены в книге 2 "Перспектива развития электроэнергетики Томской области на период 2016 - 2020 гг.".

2. Общая характеристика Томской области

Томская область расположена на юго-востоке Западно-Сибирской равнины. Площадь территории составляет 314,4 тыс. кв. км. Протяженность области с севера на юг - около 600 км, с запада на восток - 780 км.
Значительная часть территории области труднодоступна, так как представляет собой тайгу, леса занимают 63% площади, болота - 28,9% (в частности, одно из крупнейших в мире Васюганское болото). В Томской области находится около 20% лесных ресурсов Западной Сибири. Площадь, покрытая лесом - 19249,4 тыс. га. Общий запас древесины составляет 2,8 млрд куб. м, в том числе хвойных - 1,6 млрд куб. м, из которых наиболее ценными являются сосна, кедр, ель, пихта. По общим запасам леса область занимает 3-е место среди регионов Сибирского федерального округа.
Томская область граничит на западе и севере с Тюменской областью и входящим в ее состав Ханты-Мансийским автономным округом, на юге - с Кемеровской и Новосибирской областями, на западе - с Омской областью, на востоке с Красноярским краем.
Томская область является субъектом Российской Федерации, входит в состав Западно-Сибирского экономического района и в Сибирский федеральный округ Российской Федерации.
Томская область делится на 4 городских округа (г. Томск, г. Кедровый, г. Стрежевой, ЗАТО г. Северск), 16 муниципальных районов, 3 городских (г. Колпашево, г. Асино, пгт Белый Яр) и 118 сельских поселений.
На рисунке 2.1 (не приводится) представлена административная карта Томской области.

Рисунок 2.1 - Административная карта Томской области

Рисунок не приводится.

Территория Томской области характеризуется невысокой плотностью населения (3,40 чел./кв. км - на 01.01.2014).
Административный центр области - город Томск с населением 557179 человек (по состоянию на 01.01.2014). Территория города 294,6 кв. км, плотность населения составляет 1891,31 чел./кв. км.
Численность постоянного населения Томской области на 01.01.2014 составила 1070128 чел., в том числе городское население 71,2%, сельское - 28,8%.
В настоящее время в Томской области функционируют автомобильный, железнодорожный, водный и воздушный транспорт. Внутриобластные перевозки грузов осуществляются, в основном, речным и автомобильным транспортом.
Протяженность внутренних судоходных путей - 5195 км. Судоходными являются реки Обь, Васюган, Кеть, Томь, Парабель, Чулым и Чая.
Протяженность автомобильных дорог общего пользования с твердым покрытием составляет 7156 км. Два райцентра (Александровское, Белый Яр) и два города (Стрежевой, Кедровый) не соединены с областным центром дорогами с твердым покрытием.
Эксплуатационная длина железных дорог невелика и составляет 346 км, основная магистраль Белый Яр - Томск - Тайга.
Удаленность Томской области от Транссибирской магистрали и дублирующих ее федеральных трасс приводит к низкому уровню транзитного потенциала региона.
Доставка пассажиров и грузов во многие населенные пункты производится только воздушным транспортом. В Томской области действуют три аэропорта - в Томске, Стрежевом и Колпашево, и 15 взлетно-посадочных полос. Ежегодный объем пассажирских перевозок составляет около 800 тыс. человек. Аэропорт Богашево в Томске в 2010 году получил статус международного.
Экономика Томской области характеризуется высокими значениями инвестиций в основной капитал при относительно умеренной активности иностранных инвесторов. Основными генераторами инвестиционной активности в регионе являются организации добывающего комплекса и энергетики, нефтехимической и химической промышленности, входящие в крупные российские холдинги (СИБУР, Газпром, Росатом и др.), а также в деревообрабатывающем комплексе, сфере производства радиоэлектроники и электрооборудования, машиностроении, пищевой промышленности и агропромышленном комплексе.
Основные отрасли промышленности: нефтегазовая, химическая и нефтехимическая, машиностроение, атомная, электроэнергетика, лесопромышленный комплекс и пищевая промышленность.
В Томской области производится 18% российского объема полипропилена, 16% - полиэтилена. ООО "Томскнефтехим" - один из крупнейших производителей полимеров, карбамидоформальдегидных смол, формалина, лидер нефтехимической отрасли России. Предприятие входит в состав ОАО "Сибур Холдинг".
В российском машиностроении на долю томских предприятий приходится около 50% цифровых радиорелейных систем связи, до 10% электродвигателей переменного тока, 19% ламп накаливания. Крупнейшими предприятиями отрасли являются:
- ОАО "Сибэлектромотор" - мощный промышленный комплекс с полным технологическим циклом производства асинхронных электродвигателей, чугунного литья и изделий из него;
- ОАО "Томский электромеханический завод им. В.В.Вахрушева" - специализируется на выпуске шахтных и общепромышленных вентиляторов, средств малой механизации для шахт, пневматического и гидравлического инструмента различного назначения и большого ассортимента ТНП;
- ЗАО "Сибкабель" - один из ведущих производителей кабельной продукции в России. Входит в ООО "УГМК-Холдинг";
- ОАО "Томский электроламповый завод" - предприятие по производству электрических ламп в г. Томске, единственный в азиатской части России производитель электроламп, входит в Международный светотехнический холдинг "В.А.В.С.".
Топливная промышленность занимает доминирующее положение в структуре промышленного производства. Томская область образует третий по значению центр нефтедобывающей промышленности Западной Сибири. Участки с доказанной нефтегазоносностью занимают почти 60% нефтеперспективных земель области. К настоящему времени открыто 106 месторождений, в том числе 87 нефтяных. В освоение и разработку вовлечены месторождения, расположенные и в северо-восточной части Томской области, их отличительной особенностью является разбросанность и нахождение в труднодоступных и неосвоенных местах. Эти месторождения с малыми запасами и ресурсами нефти требуют значительных затрат на подготовку инфраструктуры, а также на поиск новых подходов к их освоению. На территории области функционирует развитая система нефте- и газопроводов.
Крупнейшее нефтедобывающее предприятие - ОАО "Томскнефть" ВНК (на паритетных началах принадлежит ОАО "НК "Роснефть" и ОАО "Газпром нефть"). Также крупными нефтегазодобывающими компаниями Томской области являются ООО "Газпромнефть-Восток", ОАО "НК "Альянс" и ОАО "Томскгазпром". В нефтедобыче Томской области доля малых и средних компаний составляет около 30%. Также к крупным компаниям нефтяного комплекса области относятся: ООО "Томскбурнефтегаз" - современное нефтесервисное предприятие, имеющее богатый опыт работы по строительству различного типа скважин "под ключ"; ООО "Томсктрансгаз" - компания обеспечивает поставки газа потребителям в 13 регионах Сибири и Дальнего Востока (дочерняя структура ОАО "Газпром").
Лесоресурсный потенциал Томской области представляет собой реальную основу для полноценного функционирования и развития предприятий лесной и деревообрабатывающей промышленности. Предприятия лесопромышленного комплекса Томской области заняты преимущественно в лесозаготовке. Переработка древесины является некомплексной. Крупнейшими предприятиями отрасли являются:
- ОАО "Верхнекетский ЛПК" - крупное лесозаготовительное предприятие (г. Белый Яр);
- ООО ЛПО "Томлесдрев" - производитель плит на древесной основе;
- ООО "Томская спичечная фабрика" - одно из старейших предприятий г. Томска, выпускает спички и пиломатериалы.
Наиболее крупным промышленным предприятием Томской области является Сибирский химический комбинат. АО "СХК" - один из крупнейших в мире ядерных центров, крупнейшее в России и в мире предприятие ядерно-топливного цикла. С 2010 года АО "СХК" входит в Топливную компанию ТВЭЛ. В составе СХК - семь заводов, научно-исследовательский и конструкторский институт, ТЭЦ, 20 вспомогательных подразделений.
По объему ВРП на душу населения регион входит в тройку лидеров Сибирского федерального округа. В структуре ВРП Томской области наибольший удельный вес имеет сектор добычи полезных ископаемых (углеводородное сырье). Затем следуют обрабатывающие производства, транспорт и связь, торговля, сельское хозяйство, строительство.
По объему инвестиций в основной капитал на душу населения Томская область входит в число лидеров СФО и в десятку лучших регионов в целом по России.
Тенденции развития экономики Томской области последних лет - устойчивый рост доли наукоемкого производства в валовом региональном продукте и увеличение вклада в экономику научно-образовательного комплекса. Активно развиваются направления новой экономики: нанотехнологии, биотехнологии, информационные технологии и др.
Томская область - единственный регион Сибирского федерального округа, включенный по итогам рейтинга Национального Рейтингового Агентства (НРА) 2013 года в категорию "высокой инвестиционной привлекательности" (группа IC3, высокая инвестиционная привлекательность - третий уровень). По мнению аналитиков НРА, Томская область в настоящее время является динамично развивающимся регионом, экономический рост которого основан как на традиционных источниках роста (природные ресурсы и их переработка), так и на новых решениях (развитие инновационных производств, внедрение наукоемких технологий, совершенствование инвестиционного законодательства).

3. Общая характеристика энергосистемы Томской области

Энергосистема Томской области входит в состав Объединенной энергосистемы Сибири (ОЭС Сибири).
В энергосистему Томской области входит 9 электростанций суммарной установленной мощностью 1119,9 МВт. Три из них (Томская ГРЭС-2, Томская ТЭЦ-1, Томская ТЭЦ-3) принадлежат АО "Томская генерация". ТЭЦ Сибирского химического комбината принадлежит Госкорпорации "Росатом". Остальные пять электростанций относятся к объектам малой генерации промышленных предприятий: Вспомогательная котельная принадлежит ООО "Томскнефтехим", ГТЭС Игольско-Талового нмр, ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр, ГТЭС Двуреченская принадлежат ОАО "Томскнефть" ВНК, Мыльджинская ГДЭС - ОАО "Томскгазпром".
Основными субъектами электроэнергетики, образующими региональную энергосистему Томской области, являются:
- АО "Томская генерация";
- Филиал ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" - Томское предприятие магистральных электрических сетей (далее - филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС);
- ОАО "Томская распределительная компания" (далее - ОАО "ТРК");
- ОАО "Томскнефть" восточной нефтяной компании (далее - ОАО "Томскнефть" ВНК);
- ООО "Энергонефть Томск";
- АО "Сибирский химический комбинат" (далее - АО "СХК");
- ООО "Электросети" ЗАТО Северск (далее - ООО "Электросети");
- Западно-Сибирская железная дорога - филиал ОАО "РЖД";
- ОАО "Томская энергосбытовая компания" (далее - ОАО "Томскэнергосбыт").
Функции диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Томской области осуществляет Филиал ОАО "СО ЕЭС" Томское РДУ.
АО "Томская генерация" осуществляет производство и поставку электрической и тепловой энергии в Томской области. В ведении компании находятся три энергоисточника: Томская ГРЭС-2, Томская ТЭЦ-3 и Томская ТЭЦ-1 с суммарной установленной электрической мощностью 485,7 МВт.
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС - предприятие, осуществляющее функции управления Единой национальной (общероссийской) электрической сетью на территории Томской области. В эксплуатации ПМЭС находятся ВЛ 220 - 500 кВ протяженностью 1175,38 км по трассе и 2124,78 км по цепям, 16 подстанций напряжением 220 - 500 кВ суммарной установленной трансформаторной мощностью 3978 МВА.
ОАО "ТРК" - региональная энергетическая компания, осуществляющая передачу и распределение электроэнергии по электрическим сетям 0,4 - 6(10) - 35 - 110 кВ на всей территории Томской области. ОАО "ТРК" с марта 2012 г. входит в группу компаний ОАО "Россети" и находится под управлением французской организации ООО "ЭДФ Сети Восток". В эксплуатации и обслуживании ОАО "ТРК" находятся линии 0,4 - 110 кВ протяженностью по трассе 18007,2 км, 135 подстанций напряжением 35 - 110 кВ общей мощностью 2863,9 МВА и 3165 трансформаторных и распределительных подстанций напряжением 6 - 10 кВ.
В компанию входят три территориальных дирекции: Центральные электрические сети (ЦЭС), Северные электрические сети (СЭС), Восточные электрические сети (ВЭС), в состав которых включены 19 районов электрических сетей и 2 производственных отделения: по информационным технологиям и телекоммуникациям и Центр управления сетями.
В зону обслуживания территориальной дирекции ЦЭС входят объекты электрических сетей 0,4 - 110 кВ на территории 8 районов электрических сетей (РЭС):
- Бакчарский РЭС;
- Богашевский РЭС;
- Кожевниковский РЭС;
- Кривошеинский РЭС;
- Молчановский РЭС;
- Рыбаловский РЭС;
- Центральный РЭС;
- Шегарский РЭС.
В зону обслуживания территориальной дирекции СЭС входят объекты электрических сетей 0,4 - 110 кВ на территории 6 районов электрических сетей (РЭС):
- Александровский РЭС;
- Каргасокский РЭС;
- Колпашевский РЭС;
- Парабельский РЭС;
- Стрежевской РЭС;
- Чаинский РЭС.
В зону обслуживания территориальной дирекции ВЭС входят объекты электрических сетей 0,4 - 110 кВ на территории 5 районов электрических сетей (РЭС):
- Асиновский РЭС;
- Белоярский РЭС;
- Зыряновский РЭС;
- Первомайский РЭС;
- Тегульдетский РЭС.
ОАО "Томскнефть" ВНК - в ведении предприятия находятся подстанции и воздушные линии напряжением 110 кВ, расположенные в районе Северо-Васюганских нефтяных месторождений, а также самые крупные в области автономные источники электроэнергии, газотурбинные электростанции (ГТЭС) на Игольско-Таловом, Западно-Полуденном и Двуреченском месторождениях. Эксплуатацию сети, принадлежащей ОАО "Томскнефть" ВНК, осуществляет ООО "Энергонефть Томск".
ООО "Энергонефть Томск" - предприятие занимается вводом и эксплуатацией сетевого электрооборудования, реконструкцией, ремонтом и техническим перевооружением сетевых энергетических объектов на всех месторождениях нефти и газа, разрабатываемых ОАО "Томскнефть" ВНК, и расположенных большей частью на севере Томской области, а также на территории ХМАО, входит в число крупнейших электросетевых компаний Томской области.
АО "СХК" - предприятие Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом". Основу АО "СХК" в настоящее время составляют пять заводов по обращению с ядерными материалами и ТЭЦ. Одно из основных направлений работы СХК - обеспечение потребностей атомных электростанций в уране для ядерного топлива, производство тепловой и электрической энергии. АО "СХК" - градообразующее предприятие ЗАТО Северск. В ведении АО "СХК" находятся ТЭЦ установленной мощностью 549 МВт, а также сетевое хозяйство 35 - 110 кВ.
ООО "Электросети" - предприятие создано 09.04.2012 и является дочерним обществом ОАО "ГЭС". ООО "Электросети" осуществляет эксплуатацию электрических сетей, являющихся муниципальной собственностью, на основании решения собственника с 01.07.2012. В состав электросетевого хозяйства ООО "Электросети" входят две трансформаторные подстанции напряжением 110 кВ. Электрических сетей напряжением 110 кВ и выше в ведении ООО "Электросети" нет.
ОАО "РЖД" - российская государственная компания, одна из крупнейших в мире транспортных компаний, владелец инфраструктуры, значительной части подвижного состава и важнейший оператор российской сети железных дорог. В состав электросетевого хозяйства ОАО "РЖД" на территории Томской области входят две трансформаторные подстанции напряжением 110 кВ.
Крупнейшей энергосбытовой компанией на всей территории Томской области является ОАО "Томскэнергосбыт", которая осуществляет покупку и реализацию конечным потребителям электрической энергии в качестве гарантирующего поставщика. Компания также предоставляет комплексное обслуживание средств измерения учета, оказывает услуги по реализации комплексного учета, осуществляет разработку, организацию и проведение энергосберегающих мероприятий.
Также на оптовом рынке электрической энергии Томской области действуют следующие независимые энергосбытовые компании:
- ООО "РН-Энерго";
- ОАО "Сибурэнергоменеджмент";
- ООО "Русэнергоресурс";
- ОАО "Межрегионэнергосбыт";
- ООО "Русэнергосбыт";
- ОАО "АРСТЭМ-ЭнергоТрейд";
- ЗАО "Энергопромышленная компания".

4. Анализ балансовой ситуации энергосистемы
Томской области за 2010 - 2014 гг.

4.1. Отчетная динамика потребления электроэнергии
в энергосистеме Томской области. Динамика максимума
нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки

Томская энергосистема (ЭС), обслуживающая потребителей Томской области, по уровню электропотребления занимает восьмое место из одиннадцати по ОЭС Сибири в целом и пятое место после Омской энергосистемы из пяти по западной части ОЭС Сибири.
Отчетная динамика электропотребления и среднегодовых темпов прироста электропотребления Томской энергосистемы за отчетный период 2010 - 2014 гг. представлена в таблице 4.1 и на рисунке 4.1 (рисунок не приводится).

Таблица 4.1 - Динамика электропотребления Томской
энергосистемы за отчетный период 2010 - 2014 гг.

Наименование
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2010 - 2014 гг.
Электропотребление, млн кВт x ч
9051
8860
9177
8900
8924
-
Абсолютный прирост электропотребления, млн кВт x ч
-
-191
317
-277
24
-127
Среднегодовые темпы прироста, %
-
-2,1
3,6
-3,0
0,3
-0,4

Рисунок 4.1 - Динамика максимальных нагрузок
и электропотребления Томской энергосистемы
за отчетный период 2010 - 2014 гг.

Рисунок не приводится.

В отчетном 2011 г. наблюдалось снижение уровня электропотребления Томской энергосистемы относительно 2010 г. Абсолютный прирост был отрицательным. Рост потребления электроэнергии в 2012 году обусловлен естественным приростом потребления, снижением среднегодовой температуры в сравнении с 2011 г. и ростом потребления на собственные нужды тепловых станций в связи с увеличением выработки. Также следует учитывать влияние на увеличение электропотребления дополнительного дня в связи с високосностью 2012 года.
В 2013 г. электропотребление снизилось на 3% до величины 8900 млн кВт x ч. Снижение потребления электроэнергии вызвано более теплой погодой: фактическая среднегодовая температура наружного воздуха в 2013 году на 1,3 °С превысила климатическую норму и на 0,7 °С - фактическую величину температуры 2012 года. Второй причиной стало уменьшение потребления на собственные нужды тепловых электростанций.
Электропотребление 2014 г. выросло на 0,3% относительно предыдущего года и составило 8924 млн кВт x ч.
Отчетная динамика максимальных электрических нагрузок Томской энергосистемы и среднегодовых темпов прироста за период 2010 - 2014 гг. представлена в таблице 4.2 и на рисунке 4.1.

Таблица 4.2 - Динамика максимальных электрических нагрузок
Томской энергосистемы за отчетный период 2010 - 2014 гг.

Наименование показателей
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2010 - 2014 гг.
Собственный максимум нагрузки, МВт
1436
1384
1420
1368
1363
-
Абсолютный прирост максимума нагрузки, МВт
-
-52
36
-52
-5
-73
Среднегодовые темпы прироста, %
-
-3,6
2,6
-3,7
-0,4
-1,3
Число часов использования максимума нагрузки
6303
6402
6463
6506
6501
-

Максимум нагрузки потребителей наблюдается в самый холодный период года. При этом величина максимума нагрузки зависит как от температуры наружного воздуха, так и от уровня электропотребления. В 2010 г. собственный максимум нагрузки Томской энергосистемы состоялся 19 января в 15-00 часов (мск) и составил 1436 МВт. В 2011 г. собственный максимум нагрузки Томской энергосистемы составил 1384 МВт и состоялся также в январе, 24.01.2011 в 08-00 часов (мск), снижение составило 52 МВт. В 2012 г. собственный максимум нагрузки Томской энергосистемы состоялся 21 декабря в 08-00 часов (мск) и составил 1420 МВт, что выше значения данного показателя за 2011 г. на 36 МВт. Увеличение максимума нагрузки было связано с аномально низкой температурой наружного воздуха в декабре 2012 г. В 2013 г. собственный максимум нагрузки Томской ЭС был зафиксирован 9 января в 15-00 часов (мск) и составил 1368 МВт. Среднесуточная температура наружного воздуха в день прохождения собственного максимума нагрузки в 2013 г. составила -25,6 °С, а в 2012 г. - -27,6 °С. Собственный максимум нагрузки Томской ЭС в 2014 г. был зафиксирован 3 февраля в 08-00 часов (мск) и составил 1363 МВт, что на 5 МВт меньше максимума 2013 г.
Динамика участия нагрузки крупных узлов Томской энергосистемы в максимуме нагрузки Томской энергосистемы за отчетный период 2010 - 2014 гг. представлена в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Динамика участия нагрузки крупных узлов
в максимуме нагрузки Томской энергосистемы
за отчетный период 2010 - 2014 гг.

Наименование энергоузла
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
Томский энергоузел





Участие в максимуме нагрузки, МВт
645
613
633
604
602
То же, в о.е.
0,45
0,44
0,45
0,44
0,44
Северный энергоузел





Участие в максимуме нагрузки, МВт
418
411
419
417
415
То же, в о.е.
0,29
0,30
0,30
0,30
0,30
Энергоузел СХК





Участие в максимуме нагрузки, МВт
189
181
186
168
167
То же, в о.е.
0,13
0,13
0,13
0,12
0,12
Энергоузел Володино - Мельниково - Орловка





Участие в максимуме нагрузки, МВт
116
113
114
113
113
То же, в о.е.
0,08
0,08
0,08
0,08
0,08
Энергоузел Асино





Участие в максимуме нагрузки, МВт
68
66
68
66
66
То же, в о.е.
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
Всего Томская ЭС





Максимум нагрузки, МВт
1436
1384
1420
1368
1363

Наибольшую долю в максимуме нагрузки Томской энергосистемы занимает Томский энергоузел (44 - 45%), наименьшую долю - энергоузел Асино (порядка 5%). Существенных изменений в территориальной структуре потребления мощности Томской энергосистемы за период 2010 - 2014 гг. не наблюдалось.
В таблице 4.4 приведен резерв мощности по крупным узловым подстанциям 220 кВ и выше Томской энергосистемы с детализацией по классам напряжения.

Таблица 4.4 - Резерв мощности крупных
узловых подстанций Томской энергосистемы <*>

МВА
Наименование центра питания
Количество и мощность тр-ров
Фактическая мощность по ВН <**>
Фактическая мощность по СН <**>
Резерв по СН
Фактическая мощность по НН <**>
Резерв по НН
ПС 500/220/10 кВ Томская
2x501
404,5
403,0
97,7
0,3
149
ПС 220/110/10 кВ Асино
2x125
50,8
69,6
75
2,4
13,6
ПС 220/110/10 кВ Володино
2x63
47,1
39,7
16,9
6,4
23,6
ПС 220/110/10 кВ Восточная
2x200, 3x63
187,2
223,4
102,6
40,1
29,5
ПС 220/110/10 кВ ГПП-220
2x125
66,6
62
62,4
0,6
10,2
ПС 220/110/10 кВ Зональная
2x200
161,8
131,8
61,9
0
17,3
ПС 220/110/10 кВ Парабель
3x63
138,0
118,5
0,0
13,5
16,5
ПС 220/110/35/6 кВ Советско-Соснинская
1x125, 2x63, 2x63
228,2
146,0
0,0
15,3
0,0
ПС 220/110/10 кВ Чапаевка
3x63
65,9
64,5
60,8
0,6
29,4
<*> - данные приведены на основании информации, размещенной на сайте ОАО "ФСК ЕЭС" в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 21.01.2004 № 24 и актуальны по состоянию на IV квартал 2014 г.;
<**> - ВН - высокое напряжение, СН - среднее напряжение, НН - низкое напряжение

4.2. Структура электропотребления и перечень основных
крупных потребителей электрической энергии

Томская область входит в десятку российских регионов, ведущих интенсивную добычу нефти и газа. В структуре ВРП Томской области наибольший удельный вес имеет сектор добычи полезных ископаемых (углеводородное сырье), соответственно, значительную долю суммарного электропотребления Томской энергосистемы занимают предприятия по добыче нефти и газа.
На территории области работают дочерние предприятия ОАО "Газпром", ОАО "НК "Роснефть", ОАО "АК "Транснефть", ОАО НК "Альянс" и других российских и зарубежных компаний.
Самая крупная в регионе нефтяная компания - ОАО "Томскнефть" ВНК, которая является владельцем 24 лицензий на добычу нефти и газа на месторождениях Томской области. Ежегодно предприятие добывает около 7 млн тонн нефти в год, что составляет более 60% от общего объема добычи нефти в Томской области.
Компания ОАО "Газпром нефть" представлена на территории Томской области филиалом ООО "Газпромнефть-Восток". Предприятие занимается разработкой Шингинского, Урманского, Арчинского, Западно-Лугинецкого и Нижнелугинецкого месторождений и ежегодно добывает около 1,6 млн тонн нефти.
Транспортировку добываемой на территории Томской области нефти обеспечивает компания ОАО "АК "Транснефть".
Компания ОАО "Газпром" представлена на территории Томской области двумя предприятиями - ООО "Газпром трансгаз Томск", обеспечивающее поставки газа потребителям, и ОАО "Востокгазпром" (добывающий актив компании - ОАО "Томскгазпром"). ОАО "Томскгазпром" добывает более 1 млн тонн нефти ежегодно.
Также на территории области функционирует интегрированная нефтяная компания "Альянс" (ОАО НК "Альянс"), представленная в регионе двумя филиалами - ООО "ВТК" и ООО "СН-Газдобыча".
ООО "ВТК" ведет разработку Средненюрольского, Пуглалымского, Ключевского и Хвойного нефтяных месторождений. Электроснабжение производственных объектов месторождений осуществляется от собственных источников электрической энергии ООО "ВТК" - 17 электрических станций по 1,03 МВт. В период до 2020 г. не планируется подключение собственных источников ООО "ВТК" к внешней системе электроснабжения.
ООО "СН-Газдобыча" владеет лицензиями на разработку газовых месторождений Усть-Сильгинское и Каргасокское-2, добыча газа на которых началась в 2013 г. Электроснабжение производственных объектов месторождений осуществляется от собственных источников электрической энергии ООО "СН-Газдобыча" - 3 электрических станций по 1,16 МВт. В период до 2020 г. не планируется подключение собственных источников ООО "СН-Газдобыча" к внешней системе электроснабжения.
Помимо предприятий нефтегазового комплекса, на территории области функционируют предприятия химической, нефтехимической, атомной отраслей, машиностроения, лесопромышленного и строительного секторов, а также транспорта, сельского хозяйства и коммунально-бытового сектора.
В регионе работает одно из ведущих предприятий ГК "Росатом" - ОАО "Сибирский химический комбинат". Производственное ядро АО "СХК" составляют пять заводов по обращению с ядерными материалами: завод разделения изотопов, сублиматный завод, радиохимический завод, химико-металлургический завод и завод "Гидроэнергоснабжения". Одно из основных направлений работы СХК - обеспечение потребностей атомных электростанций в уране для ядерного топлива.
Крупнейшими предприятиями нефтехимической промышленности, функционирующими на территории Томской области, являются ООО "Томскнефтехим" и ООО "Сибирская метанольная химическая компания".
ООО "Томскнефтехим" (входит в состав ОАО "Сибур Холдинг") - лидер нефтехимической отрасли России. ООО "Томскнефтехим" занимает первое место в России по производству полипропилена, второе место - по производству полиэтилена высокого давления.
ООО "Сибирская метанольная химическая компания" входит в состав ОАО "Востокгазпром", является одним из самых крупных в мире предприятий по производству метанола.
Потребление электроэнергии и мощности крупных потребителей Томской области за 2010 - 2014 гг. представлено в таблице 4.5.

Таблица 4.5 - Потребление электроэнергии и мощности
основными крупными потребителями Томской области

Наименование организации
Вид деятельности
Наименование показателя
Отчет
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
ОАО "Томскнефть" ВНК
Добыча нефти и газа
ЭП, млн кВт x ч
1868
1869
1872
1813
1790
Pmax, МВт
255
272
254
260
244
АО "СХК"
Производство урана; переработка, транспортировка и хранение ядерных материалов
ЭП, млн кВт x ч
1392
1351
1381
1294
1294
Pmax, МВт
189
181
186
168
168
ООО "Томскнефтехим"
Выпуск полимерной продукции
ЭП, млн кВт x ч
545
542
555
550
570
Pmax, МВт
80
81
80
80
79
ОАО "РЖД"
Грузовые и пассажирские перевозки
ЭП, млн кВт x ч
31
30
32
31
30
Pmax, МВт
9
7
9
7
7
ОАО "Томское пиво"
Производство напитков
ЭП, млн кВт x ч
20
20
22
21
22
Pmax, МВт
3
3
3
3
3
ОАО "Томскгазпром"
Добыча нефти и газа
ЭП, млн кВт x ч
18
18
18
17
17
Pmax, МВт
2
2
2
2
3
Филиал ФГУП "НПО "Микроген" Минздрава России в г. Томск "НПО "Вирион"
Производство фармацевтических продуктов и изделий медицинского назначения
ЭП, млн кВт x ч
7
7
8
9
10
Pmax, МВт
2
2
2
2
2
ОАО "Фармстандарт-Томскхимфарм"
Производство медикаментов
ЭП, млн кВт x ч
4
3
4
4
4
Pmax, МВт
2
1
1
1
1

В таблице 4.6 и рисунках 4.2 - 4.5 (не приводятся) приведена структура электропотребления Томской области по основным группам потребителей за 2010 - 2013 гг. на основе данных территориального органа Федеральной службы государственной статистики по Томской области.

Таблица 4.6 - Структура электропотребления
Томской области по основным группам потребителей

млн кВт x ч
Наименование групп потребителей
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Потреблено электроэнергии
9189,0
9222,9
9418,3
9186,6
в том числе:




потери электрической энергии
952,3
898,0
1025,1
1008,9
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
136,5
123,7
126,6
124,3
добыча полезных ископаемых
2096,3
2133,3
2120,5
2120,3
обрабатывающие производства
2204,9
1920,4
1573,9
1610,1
производство и распределение электроэнергии, газа и воды
890,0
851,2
1017,1
898,1
строительство
36,1
47,5
46,0
58,6
транспорт и связь
505,8
570,1
564,4
580,8
оптовая и розничная торговля
-
-
0,4
1,7
предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг
37,4
41,0
78,9
242,7
прочие виды
1085,6
1378,3
1568,5
1211,4
потреблено населением
1244,2
1259,4
1296,9
1329,7

Рисунок 4.2 - Структура электропотребления Томской области
по основным группам потребителей за 2010 г.

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.3 - Структура электропотребления Томской области
по основным группам потребителей за 2011 г.

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.4 - Структура электропотребления Томской области
по основным группам потребителей за 2012 г.

Рисунок не приводится.

Рисунок 4.5 - Структура электропотребления Томской области
по основным группам потребителей за 2013 г.

Рисунок не приводится.

Как видно из таблицы 4.6 и рисунков 4.2 - 4.5, наибольшую долю в электропотреблении Томской энергосистемы занимает сектор по добыче полезных ископаемых, причем, доля его в 2013 г. значительно увеличилась по сравнению с 2010 г. (с 22,8% до 23,1%). При этом доля обрабатывающего производства, которое в 2010 году являлось первым по объему электропотребления, снизилась к 2013 году с 24% до 17,5%, таким образом, данная группа потребителей заняла вторую строчку по объему электропотребления. Это указывает на то, что экономика региона смещается в сторону ресурсодобывающей направленности.
Значительную долю в электропотреблении Томской области составляет потребление населением и прочими видами экономической деятельности. Следует отметить, что потребление электроэнергии прочими видами экономической деятельности имело положительную динамику в 2013 г. по сравнению с 2010 г.
Следующими по величине являются потери в электрических сетях, которые выросли с 9,4% в 2010 г. до 11% в 2013 г.
Также высокую долю электропотребления имеет группа потребителей "производство и распределение электроэнергии, газа и воды", которая показала небольшой рост в 2013 г. по сравнению с 2010 г.
Самую низкую долю потребления в структуре занимают сфера услуг и строительство, имеющие при этом положительную динамику на рассматриваемом периоде с 2010 - 2013 гг.

4.3. Структура установленной электрогенерирующей
мощности на территории Томской области

По состоянию на 31 декабря 2014 года суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы Томской области единичной мощностью 5 МВт и выше, работающих параллельно на общую сеть составила 1119,9 МВт.
Централизованное электроснабжение потребителей Томской области осуществляется девятью электростанциями, три из которых находятся в ведении АО "Томская генерация":
- Томская ГРЭС-2, установленной мощностью 331 МВт;
- Томская ТЭЦ-3, установленной мощностью 140 МВт;
- Томская ТЭЦ-1, установленной мощностью 14,7 МВт.
Суммарная установленная мощность электростанций АО "Томская генерация" составляет 485,7 МВт (43,37% от суммарной установленной мощности энергосистемы).
В городе Северске на параллельной работе с энергосистемой функционирует ТЭЦ АО "СХК", установленной мощностью 549,0 МВт (49,02% от суммарной установленной мощности энергосистемы), принадлежащая Госкорпорации "Росатом". В городе Томске функционирует Вспомогательная котельная ООО "Томскнефтехим" установленной мощностью 17,7 МВт (1,58% от суммарной установленной мощности энергосистемы).
Оставшиеся четыре электростанции являются электростанциями предприятий нефтегазодобывающей отрасли, три из которых принадлежат ОАО "Томскнефть" ВНК, суммарной установленной мощностью 60,0 МВт (5,36% от суммарной установленной мощности энергосистемы), одна принадлежит ОАО "Томскгазпром", установленной мощностью 7,5 МВт (0,67% от суммарной установленной мощности энергосистемы).
Перечень существующих электростанций единичной мощностью 5 МВт и выше, осуществляющих централизованное электроснабжение потребителей Томской области приведен в таблице 4.7.
Структура установленной мощности электростанций по принадлежности к энергокомпаниям показана на рисунке 4.6 (не приводится).
Структура установленной электрической мощности станций единичной мощностью 5 МВт и выше, осуществляющих централизованное электроснабжение потребителей Томской области, с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в 2014 году приведена в таблице 4.8.

Таблица 4.7 - Состав существующих электростанций
Томской области единичной мощностью 5 МВт и выше

Наименование электростанции
Установленная мощность на 31.12.2014, МВт
% от суммарной мощности
Томская ГРЭС-2 (АО "Томская генерация")
331,0
29,6%
Томская ТЭЦ-3 (АО "Томская генерация")
140,0
12,5%
Томская ТЭЦ-1 (АО "Томская генерация")
14,7
1,3%
ИТОГО по станциям АО "Томская генерация"
485,7
43,4%
ТЭЦ АО "СХК" (Госкорпорация "Росатом")
549,0
49,0%
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
12,0
1,1%
ГТЭС Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
24,0
2,1%
ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
24,0
2,1%
Итого по станциям ОАО "Томскнефть" ВНК
60,0
5,4%
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
7,5
0,7%
Вспомогательная котельная (ООО "Томскнефтехим")
17,7
1,6%
Итого по энергосистеме Томской области
1119,9
100,0%

Рисунок 4.6 - Структура установленных мощностей
электростанций Томской области по принадлежности
к энергокомпаниям

Рисунок не приводится.

Таблица 4.8 - Структура установленной электрической
мощности Томской области с выделением информации
по вводам, демонтажам и другим действиям
с электроэнергетическими объектами в 2014 году

МВт
Наименование электростанции
Установленная мощность на 31.12.2013
Установленная мощность на 31.12.2014
Томская ГРЭС-2 (АО "Томская генерация")
331,0
331,0
Томская ТЭЦ-3 (АО "Томская генерация")
140,0
140,0
Томская ТЭЦ-1 (АО "Томская генерация")
14,7
14,7
ИТОГО по станциям АО "Томская генерация"
485,7
485,7
ТЭЦ АО "СХК" (Госкорпорация "Росатом")
549,0
549,0
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
12,0
12,0
ГТЭС Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
24,0
24,0
ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
0,0
24,0
Итого по станциям ОАО "Томскнефть" ВНК
36,0
60,0
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
7,5
7,5
Вспомогательная котельная (ООО "Томскнефтехим")
17,7
17,7
Итого по энергосистеме Томской области
1095,9
1119,9
Ввод мощности, всего

24,0
в том числе:


ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
0,0
24,0

В 2014 году установленная мощность электростанций увеличилась на 24,0 МВт (2,2%) и составила 1119,9 МВт. Изменение установленной мощности связано с вводом ГТЭС "Двуреченская" (ОАО "Томскнефть" ВНК) суммарной установленной мощностью 24 МВт в составе 4-х агрегатов мощностью 6 МВт каждый.
На конец рассматриваемого периода доля наиболее крупных электростанций Томской области установленной мощностью свыше 100 МВт (Томская ГРЭС-2, Томская ТЭЦ-1, ТЭЦ АО "СХК") составила 91,1% от суммарной установленной мощности электростанций.
Структура выработки электроэнергии электростанциями единичной мощностью 5 МВт и выше, осуществляющими централизованное электроснабжение потребителей Томской области, с разбивкой по типам электростанций и видам собственности приведена в таблице 4.9.

Таблица 4.9 - Структура выработки электроэнергии
по типам электростанций и видам собственности

Наименование электростанции
Выработка электроэнергии за 2014 г., млн кВт x ч
% от суммарной выработки
Выработка электроэнергии по энергосистеме Томской области, всего
4734,0
100,0%
В том числе ТЭС:
4734,0
100,0%
из них:


- станциями АО "Томская генерация":
2347,5
49,6%
Томская ГРЭС-2 (АО "Томская генерация")
1518,5
32,1%
Томская ТЭЦ-3 (АО "Томская генерация")
779,2
16,5%
Томская ТЭЦ-1 (АО "Томская генерация")
49,8
1,0%
- станциями промышленных предприятий:
2386,5
50,4%
ТЭЦ АО "СХК" (Госкорпорация "Росатом")
1937,00
40,9%
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
89,7
1,9%
ГТЭС Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
136,0
2,9%
ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
118,7
2,5%
Итого по станциям ОАО "Томскнефть" ВНК
344,4
7,3%
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
0,5
0,01%
Вспомогательная котельная (ООО "Томскнефтехим")
104,6
2,2%

Суммарная выработка электроэнергии электростанциями энергосистемы Томской области единичной мощностью 5 МВт и выше, осуществляющих централизованное электроснабжение потребителей в 2014 году составила 4734,0,6 млн кВт x ч., что на 207,4 млн кВт x ч (4,6%) выше уровня факта 2013 года.
Структура выработки электростанций Томской области по принадлежности к энергокомпаниям показана на рисунке 4.7 (не приводится).

Рисунок 4.7 - Структура выработки электростанций
Томской области по принадлежности к энергокомпаниям

Рисунок не приводится.

В таблице 4.10 приведен состав электрогенерирующего оборудования электростанций энергосистемы Томской области.

Таблица 4.10 - Состав электрогенерирующего оборудования
электростанций энергосистемы Томской области

Ст. N
Тип (марка турбины), станционный номер
Завод-изготовитель
Год ввода
Установ. электрич. мощность, МВт
Тепловая мощность Гкал/ч

Томская ГРЭС-2


331
650
2
Т-50/60-8.8
Турбомоторный завод (ОАО), г. Екатеринбург
2009
50,0
81,3
3
Т-43(50)-90-2М
Ленинградский металлический завод, Силовые машины (ОАО), г. Санкт-Петербург
1953
43,0
81,0
5
Т-43(50)-90-2М
Ленинградский металлический завод, Силовые машины (ОАО), г. Санкт-Петербург
1958
43,0
81,0
6
ПТ-25-90/10
Турбомоторный завод (ОАО), г. Екатеринбург
1959
25,0
88,6
7
ПТ-60-90/13
Ленинградский металлический завод, Силовые машины (ОАО), г. Санкт-Петербург
1960
60,0
143,0
8
Т-110/125-130-8
Турбомоторный завод (ОАО), г. Екатеринбург
1997
110,0
175,0

Томская ТЭЦ-3


140
310
1
ПТ-140/165-130/15-3
Турбомоторный завод (ОАО), г. Екатеринбург
1996
140,0
310,0

Томская ТЭЦ-1


14,7

1
T 130 GS
Turbomach
2012
14,7
-

ТЭЦ АО "СХК"


549
1179
1
ВТ-25-4
ЛМЗ
1953
25
76
2
ВПТ-25-3
ЛМЗ
1953
25
91,5
6
ВК-50-2М
ЛМЗ
1955
50
110
7
ВПТ-25-3
ЛМЗ
1956
25
91,5
9
Р-12-90/16М
КТЗ
1982
12
90
10
Т-115-8.8
ЛМЗ
2008
100
156
11
ВКТ-100М
ХТГЗ
1959
100
158
12
ВКТ-100М
ХТГЗ
1959
100
158
14
ВКТ-100М
ХТГЗ
1961
100
158
15
Р-12-90/16М
КТЗ
1988
12
90

ГТЭС Игольско-Талового нмр


24

1
ГТЭ-6,3/МС
АО "Мотор Сич"
2004
6

2
ГТЭ-6,3/МС
АО "Мотор Сич"
2004
6

3
ГТЭ-6,3/МС
АО "Мотор Сич"
2004
6

4
ГТЭ-6,3/МС
АО "Мотор Сич"
2004
6


ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр


12

1
ГТД-6/РМ
ОАО "Сатурн - Газовые турбины"
2011
6

2
ГТД-6/РМ
ОАО "Сатурн - Газовые турбины"
2011
6


ГТЭС Двуреченская


24

1
ГТД-6/РМ
ОАО "Сатурн - Газовые турбины"
2014
6

2
ГТД-6/РМ
ОАО "Сатурн - Газовые турбины"
2014
6

3
ГТД-6/РМ
ОАО "Сатурн - Газовые турбины"
2014
6

4
ГТД-6/РМ
ОАО "Сатурн - Газовые турбины"
2014
6


Вспомогательная котельная


17,7

1
FG-H120/135-50
Fuji Electric Co.Ltd
1989
17,7


4.4. Характеристика балансов электрической
энергии и мощности

Балансы мощности на собственный максимум нагрузки Томской энергосистемы за отчетный период 2010 - 2014 гг. приведены в таблице 4.11.

Таблица 4.11 - Балансы мощности Томской энергосистемы
на собственный максимум нагрузки за отчетный
период 2010 - 2014 гг.

МВт
Наименование показателей
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
ПОТРЕБНОСТЬ





Максимум нагрузки
1436
1384
1420
1368
1363
ПОКРЫТИЕ





Установленная мощность, в т.ч.:
1219,2
1219,2
1245,9
1095,9
1095,9
ТЭС в т.ч.:
1170
1170
1184,7
1034,7
1034,7
Томская ГРЭС-2
331
331
331
331
331
Томская ТЭЦ-3
140
140
140
140
140
Томская ТЭЦ-1
-
-
14,7
14,7
14,7
ТЭЦ АО "СХК"
699
699
699
549
549
Электростанции промышленных предприятий, в т.ч.:
49,2
49,2
61,2
61,2
61,2
ГТЭС Игольско-Талового нмр
24
24
24
24
24
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр
-
-
12
12
12
Мыльджинская ГДЭС
7,5
7,5
7,5
7,5
7,5
Вспомогательная котельная ООО "Томскнефтехим"
17,7
17,7
17,7
17,7
17,7
Располагаемая мощность, в т.ч.:
1068,5
1068,5
1094,7
1069,7
1057,2
ТЭС в т.ч.:
1028
1028
1042,7
1017,7
1018,7
Томская ГРЭС-2
331
331
331
331
331
Томская ТЭЦ-3
140
140
140
140
140
Томская ТЭЦ-1
-
-
14,7
14,7
14,7
ТЭЦ АО "СХК"
557 <*>
557 <*>
557 <*>
532
533
Электростанции промышленных предприятий, в т.ч.:
40,5
40,5
52,5
52,5
38,5
ГТЭС Игольско-Талового нмр
24
24
24
24
14,5
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр
-
-
12
12
10
Мыльджинская ГДЭС
2,5
2,5
2,5
2,5
0
Вспомогательная котельная
14
14
14
14
14
Используемая в балансе мощность
1068,5
1068,5
1094,7
1069,7
1057,2
Мощность участия в максимуме нагрузки, в т.ч.:
926
839
808
697
777
Томская ГРЭС-2
281
302
327
262
282
Томская ТЭЦ-3
138
140
139
134
135
Томская ТЭЦ-1
-
-
0
0
0
ТЭЦ АО "СХК"
468
358
307
258
313
Электростанции промышленных предприятий
39
39
36
43
47
Сальдо перетоков из смежных энергосистем, в т.ч.:
510
545
612
671
586
Красноярская ЭС
0
0
273
319
385
Кузбасская ЭС
275
289
115
128
-16
Новосибирская ЭС
1
0
0
0
0
Тюменская ЭС
234
256
224
224
217
Дефицит (-), избыток (+) собственный
-367,5
-315,5
-325,3
-298,3
-305,8
<*> - располагаемая мощность указана с учетом сетевых ограничений на выдачу мощности в сечении" СХК - Томская энергосистема" на зимний период

Баланс мощности Томской энергосистемы в отчетный период 2010 - 2014 гг. складывался дефицитно. В период 2010 - 2014 гг. дефицит мощности колебался в диапазоне 298 - 368 МВт.
В 2011 г. дефицит мощности снизился на 52 МВт относительно 2010 г. и составил 316 МВт. После этого в 2012 г. возрос на 9 МВт и составил 325 МВт. В 2013 г. и 2014 г. дефицит мощности только снижался и составил 298 и 297 МВт, соответственно. Такая динамика дефицита обусловлена изменением собственного максимума нагрузки Томской энергосистемы. В свою очередь на динамику максимума нагрузки оказывал влияние температурный фактор. В 2012 г. среднесуточная температура наружного воздуха по Томской энергосистеме на день собственного максимума нагрузки составила -27,6 °С, что на 2,3 °С ниже, чем на день собственного максимума 2011 г. Снижение собственного максимума нагрузки в 2013 г. на 52 МВт относительно 2012 г. связано с более высокой среднесуточной температурой наружного воздуха в день максимума, составившей -25,6 °С.
Величина располагаемой мощности томских электростанций за рассматриваемый период изменялась не значительно и находилась в диапазоне 1057 - 1095 МВт. Изменение располагаемой мощности Томской энергосистемы в период 2010 - 2014 гг. связано с вводом в эксплуатацию генерирующего оборудования на Томской ТЭЦ-1, ГТЭС Игольско-Талового нмр и ГТЭС Двуреченская, а также с выводом из эксплуатации 3 агрегатов на ТЭЦ АО "СХК" суммарной мощностью 150 МВт.
Необходимо отметить, что величина дефицита мощности Томской ЭС составляет 22 - 26% от собственного максимума нагрузки. При этом покрытие максимума нагрузки от собственных генерирующих источников в период 2010 - 2013 гг. ежегодно снижалось с 64% от максимума нагрузки в 2010 году до 51% от максимума нагрузки в 2013 году. Только в 2014 г. участие собственных генерирующих источников возросло до 57% от максимума нагрузки. Оставшаяся часть нагрузки покрывалась за счет перетоков мощности из ОЭС Сибири и ОЭС Урала. Балансы электроэнергии Томской энергосистемы за отчетный период 2010 - 2014 гг. приведены в таблице 4.12.

Таблица 4.12 - Баланс электрической энергии Томской
энергосистемы за отчетный период 2010 - 2014 гг.

млн кВт x ч
Наименование показателя
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
ПОТРЕБНОСТЬ





Электропотребление
9051,1
8859,9
9177,2
8900,4
8923,6
ПОКРЫТИЕ





Выработка, в т.ч.:
5070,7
4821,0
5542,0
4526,6
4734,0
Томская ГРЭС-2
1606,0
1284,1
1730,0
1297,7
1518,5
Томская ТЭЦ-3
870,3
907,5
916,6
799,6
779,2
Томская ТЭЦ-1
-
-
2,7
28,1
49,8
ТЭЦ АО "СХК"
2307,9
2315,1
2549,6
2060,2
1937,0
ГТЭС Игольско-Талового нмр
165,9
153,1
130,7
131,5
136,0
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр
-
45,0
88,6
92,3
89,7
Мыльджинская ГДЭС
15,6
15,7
15,7
14,6
0,5
Вспомогательная котельная
104,9
100,5
108,0
102,6
104,6
ГТЭС "Двуреченская"
-
-
-
-
118,7
Сальдо-перетоков из смежных энергосистем, в том числе:
3980,4
4038,9
3635,2
4373,8
4189,6
Красноярская ЭС
1615,3
2166,4
1810,3
2475,7
2213,0
Кузбасская ЭС
556,9
122,5
137,3
229,1
278,3
Новосибирская ЭС
3,7
4,3
1,7
1,5
2,2
Тюменская ЭС
1804,5
1745,7
1685,9
1667,5
1696,1
Число часов использования установленной мощности ТЭС, в т.ч.
4159
3954
4448
4130
4320
Томская ГРЭС-2
4852
3880
5227
3920
4588
Томская ТЭЦ-3
6217
6482
6547
5712
5566
Томская ТЭЦ-1
-
-
183
1910
3388
ТЭЦ АО "СХК"
3302
3312
3647
3753
3528
Электростанции промышленных предприятий
5820
6387
5605
5572
6431

Анализ балансов электроэнергии показывает, что за весь рассматриваемый период Томская энергосистема являлась дефицитной. В период 2010 - 2014 гг. дефицит электроэнергии Томской энергосистемы находился в диапазоне 3635 - 4374 млн кВт x ч и покрывался перетоками электроэнергии из смежных энергосистем ОЭС Сибири и ОЭС Урала.
Необходимо отметить, что ТЭЦ АО "Томская генерация" в г. Томске расположены в зоне свободного перетока электроэнергии, где отсутствуют сетевые ограничения на поставку электроэнергии от более эффективных производителей из соседних областей (тепловые и гидроэлектростанции Красноярского края, Кемеровской и Новосибирской областей). Высокая себестоимость ТЭЦ АО "Томская генерация", работающих на природном газе, существенно ограничивает конкурентоспособность данных станций на оптовом рынке электроэнергии и мощности. В результате томские ГРЭС-2 и ТЭЦ-3 большую часть времени производили электрическую энергию исходя из технологического минимума, необходимого для обеспечения выполнения графика тепловых нагрузок.
Режим работы остальных электростанций Томской энергосистемы в целом определялся технологической потребностью в электро- и теплоэнергии собственника предприятия, на базе которого функционировала электростанция. Выдача электроэнергии в общую сеть происходила по остаточному принципу.
В 2011 г. произошло снижение электропотребления региона на 191 млн кВт x ч относительно показателя 2010 г., вследствие более высоких температур наружного воздуха в период отопительного сезона 2011 г. Также произошло снижение выработки электроэнергии электростанциями АО "Томская генерация", что обусловлено минимизацией выработки электроэнергии по конденсационному циклу в условиях снижения отпуска теплоэнергии при более высоких температурах наружного воздуха. В результате в 2011 г. произошло увеличение дефицита электроэнергии на 59 млн кВт x ч, которое покрывалось увеличением перетоков электроэнергии из смежных энергосистем.
В 2012 г. электропотребление Томской области возросло на 317 млн кВт x ч и составило 9177 млн кВт x ч, а выработка электроэнергии тепловыми электростанциями увеличилась, что связано с маловодной обстановкой на водохранилищах ГЭС в операционной зоне ОЭС Сибири. В результате дефицит электроэнергии снизился на 404 млн кВт x ч и составил 3635 млн кВт x ч. Увеличение электропотребления региона обусловлено уменьшением среднегодовой температуры наружного воздуха и увеличением потребления на собственные нужды тепловых станций в связи с увеличением выработки.
В 2013 г. снизилась выработка электроэнергии на ТЭЦ АО "СХК" в связи с демонтажем генерирующего оборудования. На станциях АО "Томская генерация" также произошло значительное снижение выработки электроэнергии, обусловленное замещением выработки электроэнергии ТЭС выработкой ГЭС, вследствие высокой водности сибирских рек, а также началом вводов агрегатов Богучанской ГЭС и вводов восстановленных после аварии агрегатов Саяно-Шушенской ГЭС. В результате в 2013 г. величина покрытия дефицита Томской ЭС перетоками из смежных энергосистем явилась максимальной за рассматриваемый период и составила 4374 млн кВт x ч.
В 2014 г. произошло снижение дефицита электроэнергии Томской ЭС на 184,2 млн кВт x ч в основном за счет роста выработки Томской ГРЭС-2 относительно 2013 г.

5. Динамика потребления тепловой энергии в системах
централизованного теплоснабжения в Томской области.
Структура отпуска тепловой энергии. Перечень основных
групп потребителей тепловой энергии в регионе

Анализ существующего состояния систем централизованного теплоснабжения в Томской области, приведенный в данной главе, сформирован на основе:
- информации, полученной от теплоснабжающих организаций городов Томск, Северск, Стрежевой, Асино;
- статистических форм (6-ТП, 1-ТЕП);
- информации, подлежащей раскрытию в СМИ в соответствии с действующим законодательством о стандартах раскрытия информации в сфере теплоснабжения и размещенной на официальных сайтах организаций и на сайте Департамента Тарифного регулирования Томской области (http://rec.tomsk.gov.ru/);
- материалов схем теплоснабжения г. Томска, г. Стрежевой, г. Северск.
Основные источники тепловой энергии, осуществляющие централизованное теплоснабжение на территории Томской области:
- г. Томск.
Теплоснабжение в городе Томске осуществляется от трех крупных источников комбинированной выработки энергии, принадлежащих АО "Томская генерация" - ГРЭС-2, ТЭЦ-1 (ПРК) и ТЭЦ-3, 23 локальных котельных, арендованных АО "ТомскРТС", а также локальных котельных прочих собственников с преобладанием централизованного теплоснабжения.
На начало 2014 г. на территории города работало 34 котельных, в том числе 14 котельных средней мощности и 20 котельных мощностью не более 3 Гкал/ч.
Структурно централизованное теплоснабжение города Томска представляет собой производство тепловой энергии и ее транспортировку до потребителя. Особенностью организации централизованного теплоснабжения в г. Томске является то, что процесс передачи тепловой энергии от энергоисточника до потребителя осуществляется одним юридическим лицом - АО "ТомскРТС". Установленные мощности источников тепловой энергии по г. Томску представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Установленные мощности источников
централизованного теплоснабжения в г. Томске (в части
структурных подразделений АО "Томская генерация")

Гкал/час
Наименование источника теплоснабжения
Установленная тепловая мощность источника
Структурные подразделения АО "Томская генерация", в том числе:
2410,47
Томская ГРЭС-2
815
Томская ТЭЦ-3
780
Томская ТЭЦ-1:

- площадка на Угрюмова, 2
795,47
- площадка на Беленца, 2
20
Локальные котельные, находящиеся в аренде АО "ТомскРТС", в том числе:
169,564
Котельная, переулок Басандайский, 1, 5е
0,86
Котельные БМК
1,118
Котельная, ул. Ленина, 32/6
0,516
Котельные, с. Тимирязевское, с. Дзержинское
13,85
Котельная ТОКПБ
12,9
Угольные котельные г. Томска
8,32
Котельная по ул. Водяная, 80
87,0
Пос. Зональная Станция
45,0

- ЗАТО Северск.
Централизованное теплоснабжение на территории закрытого административно-территориального образования Северск осуществляется в городе Северске, поселке Самусь и поселке Орловка. В деревне Кижирово централизованное теплоснабжение отсутствует.
В городе Северске теплоснабжение жилищного фонда и объектов социально-бытового и культурного назначения, а также некоторых промышленных объектов производится от Теплоэлектроцентрали ОАО "Сибирский химический комбинат" (далее - ТЭЦ АО "СХК") по тепловым сетям, обслуживаемым ОАО "Тепловые сети" (далее - ОАО "ТС"). Наряду с этим ТЭЦ АО "СХК" обеспечивает тепловой энергией промышленные объекты АО "СХК".
В поселке Самусь и поселке Орловка производство и транспортировка тепловой энергии осуществляется ООО "Тепло" и ООО "Сети".
ТЭЦ АО "СХК" - промышленная электростанция с набором основного установленного оборудования, позволяющего удовлетворять весь комплекс разнородных тепловых нагрузок (отопление, вентиляция и горячее водоснабжение) с комбинированной выработкой тепла и электроэнергии. Теплоснабжение объектов городской инфраструктуры производится через бойлерную установку № 1 (БУ-1). Теплоснабжение производственных объектов АО "СХК" осуществляется через бойлерную установку № 2 (БУ-2), а также напрямую по паропроводам.
Установленные мощности источников тепловой энергии в ЗАТО Северск представлены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Установленные мощности источников
централизованного теплоснабжения в ЗАТО Северск

Гкал/час
Наименование источника теплоснабжения
Установленная тепловая мощность источника
г. Северск

ТЭЦ АО "СХК"
1871,8 (в т.ч. по турбоагрегатам - 1179)
пос. Самусь, пос. Орловка

ЦОК пос. Самусь (ООО "Тепло")
25,28
Котельная РММ пос. Самусь (ООО "Сети")
2,24
Котельная пос. Орловка (ООО "Тепло")
3,26

- г. Стрежевой.
Теплоснабжение города Стрежевой осуществляется централизованно от двух котельных - № 3 и № 4 (ООО "Стрежевой теплоэнергоснабжение", далее - ООО "СТЭС"), работающих на единую тепловую сеть.
Основным потребителем тепловой энергии котельных № 3 и № 4 является жилищно-коммунальный сектор, потребляющий порядка 49% всего отпущенного тепла. Тепловая энергия также подается на нужды объектов социально-бытового назначения, аэропорта и промышленных баз г. Стрежевой.
Установленные мощности источников тепловой энергии в г. Стрежевой представлены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Установленные мощности источников
централизованного теплоснабжения в г. Стрежевой

Гкал/час
Наименование источника теплоснабжения
Установленная тепловая мощность источника
ООО "СТЭС", в том числе:
333
Котельная № 3
150
Котельная № 4
183 (по горячей воде - 150, по пару - 33)

В апреле 2012 года в рамках проекта "Реконструкция котельной № 4 с установкой мини-ТЭЦ" введен в эксплуатацию блочный турбогенератор типа ТГ-3,5АСМ/10,5 Р1,3/0,15У4 - производительность 3,5 МВт.
В настоящий момент на территории Томской области действуют 487 источников тепловой энергии суммарной мощностью 5745,6 Гкал/час (в том числе ТЭЦ АО "СХК" с установленной тепловой мощностью 1871,8 Гкал/час). Доля мелких источников теплоснабжения (мощностью до 3 Гкал/час) составляет 81,9% от общего числа, при этом выработанная ими тепловая энергия не превышает 6,2% производства тепловой энергии в области.
Структура производства тепловой энергии электростанциями и котельными Томской области, осуществляющими централизованное теплоснабжение, за 2013 г. и 2014 г. (ожидаемое) представлена в таблице 5.4.

Таблица 5.4 - Структура производства тепловой
энергии электростанциями и котельными генерирующих
компаний Томской области

тыс. Гкал
N
пп
Наименование источника теплоснабжения
Выработка тепловой энергии,
2013 г.
2014 г. (ожид.)
1
Произведено тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения области за год, в том числе:
6781,8
6950,9
1.1
Тепловыми источниками мощностью более 100 Гкал/час, в том числе:
5144,5
5280,2
1.1.1
АО "Томская генерация" (г. Томск):
4493,7
4660,3
- Томская ГРЭС-2
2121,1
2198,43
- Томская ТЭЦ-3
1760,55
1755,45
- Томская ТЭЦ-1
612,08
706,39
1.1.2
ООО "СТЭС", г. Стрежевой
(котельные № 3 и № 4)
650,8
619,9
1.2
Тепловыми источниками мощностью менее 100 Гкал/час, в том числе:
1637,3
1670,7
1.2.1
Локальные котельные, находящиеся в аренде АО "ТомскРТС"
252,1
285,5
2
Кроме того, получено со стороны для целей централизованного теплоснабжения потребителей области, в том числе:
1624,3
1713,0
2.1
ОАО "Тепловые сети", г. Северск
(от БУ-1 ТЭЦ ОАО "СКХ" для нужд теплоснабжения потребителей городской инфраструктуры)
1512,3
1601,0
3
Объем тепловой энергии для нужд централизованного теплоснабжения - всего
8406,1
8663,9

Ожидаемый прирост производства тепловой энергии для нужд централизованного теплоснабжения в 2014 году составляет 3% по отношению к 2013 году.
Структура потребления тепловой энергии по основным группам потребителей за 2010 - 2014 гг. представлена в таблице 5.5.

Таблица 5.5 - Динамика потребления тепловой энергии
по основным группам потребителей Томской области
за 2010 - 2014 гг.

тыс. Гкал
N
пп
Наименование показателя
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г. (ожид.)
1
Отпущено тепловой энергии своим потребителям
7452,88
6743,89
7013,64
6517,06
6740,22

в том числе:





1.1
населению
4923,68
4390,05
4623,16
4302,01
4489,72
1.2
бюджетофинансируемым организациям
1030,46
986,75
1002,30
949,75
926,40
1.3
предприятиям на производственные нужды
446,50
336,24
328,85
268,81
271,78
1.4
прочим организациям
1052,24
1030,85
1059,33
996,50
1052,32
2
Отпущено другому предприятию (перепродавцу)
77,06
62,42
142,45
60,39
40,10
Отпущено тепловой энергии - всего
7529,94
6806,30
7156,09
6577,45
6780,32
Прирост теплопотребления
-
-10%
5%
-8%
3%

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии Томской области представлен в таблице 5.6.

Таблица 5.6 - Перечень основных крупных потребителей
тепловой энергии Томской области на 01.01.2015

N
пп
Наименование крупного потребителя
Нагрузка, Гкал/ч
Годовое теплопотребление, Гкал
Источник теплоснабжения
1
ФГУП "ККП ТНЦ СО РАН"
67,94
65343
АО "Томская генерация", ГРЭС-2
2
Томский государственный университет (ТГУ)
29,38
56780
АО "Томская генерация" ГРЭС-2, ТЭЦ-1
3
Томский политехнический университет
34,45
54240
АО "Томская генерация" ГРЭС-2, ТЭЦ-3
4
ТГАСУ
8,77
23832
АО "Томская генерация" ТЭЦ-1
5
ТУСУР
11,45
21686
АО "Томская генерация" ГРЭС-2
6
ГБОУ ВПО СибГМУ Минздрава России
7,81
20992
АО "Томская генерация" ГРЭС-2, ТЭЦ-1
7
Областное государственное автономное учреждение здравоохранения "Томская областная клиническая больница"
10,98
14864
АО "Томская генерация" ТЭЦ-1
8
Закрытое акционерное общество "Строительное управление Томской домостроительной компании"
2,88
14544
АО "Томская генерация" ТЭЦ-1
9
ТГПУ
8,21
13353
АО "Томская генерация" ГРЭС-2, ТЭЦ-1
10
Закрытое акционерное общество "Сибкабель"
10,15
12667
АО "Томская генерация" ГРЭС-2
11
Открытое акционерное общество "Российские железные дороги"
6,08
11785
АО "Томская генерация" ТЭЦ-1
12
ОАО Томскнефть "ВНК"
6,17
17309
ООО "СТЭС" котельная № 3, котельная № 4
13
ООО "УТТ-2"
3,38
9966
ООО "СТЭС" котельная № 4
14
ООО "СГК-Бурение"
3,18
8858
ООО "СТЭС" котельная № 4
15
ООО "Нефтепромремонт"
2,18
6166
ООО "СТЭС" котельная № 4
16
ООО "Новомет-Стрежевой"
3,56
9943
ООО "СТЭС" котельная № 4
17
ООО "МНУ"
1,39
3933
ООО "СТЭС" котельная № 4

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

6.1. Характеристика сети 110 кВ и выше Томской области

Системообразующие сети 220 - 500 кВ

Энергосистема Томской области входит в состав Объединенной энергосистемы Сибири (ОЭС Сибири) и расположена в северо-западной ее части. Схема основной электрической сети на территории Томской области сформирована на напряжении 220 - 500 кВ, распределительной - на напряжении 35 - 110 кВ.
Протяженность ВЛ 220 - 500 кВ и трансформаторная мощность ПС 220 - 500 кВ на 01.10.14 приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Суммарная протяженность линий 220 - 500 кВ
и трансформаторная мощность подстанций 220 - 500 кВ

Класс напряжения
Протяженность ВЛ и КЛ
(в одноцепном исполнении), км
Трансформаторная мощность ПС, МВА
500 кВ
91
1002
220 кВ
2818
3391

Внешние связи Томской ЭС с соседними энергосистемами приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Внешние электрические связи Томской ЭС

N
пп
Класс напряжения
Наименование внешних связей Томской ЭС
Протяженность, км <*>
С Кузбасской энергосистемой
1
500 кВ
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская
81,6 (45,54)
2
220 кВ
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
85,8 (38.1)
3
220 кВ
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-215)
91,8 (44,1)
4
110 кВ
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
(38,9)
С Красноярской энергосистемой
1
500 кВ
ВЛ 500 кВ Итатская - Томская
315,64 (45,64)
С Новосибирской энергосистемой
1
110 кВ
ВЛ 110 кВ Боярская - Чилино с отпайкой на ПС Кандауровская (С-21)
63
С Тюменской энергосистемой
1
220 кВ
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь (НСС-1)
33,2 (21,6)
2
220 кВ
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская II цепь (НСС-2)
33,2 (21,6)
<*> - в скобках указаны участки ВЛ в зоне эксплуатационной ответственности субъектов Томской энергосистемы

Энергосистема дефицитна. Дефицит покрывается от центральных избыточных энергосистем ОЭС Сибири и ОЭС Урала. В Томской ЭС одна приемная подстанция 500 кВ: ПС 500 кВ Томская с двумя АТ-501 МВА и РФ-167 МВА. С сетями г. Томска ПС 500 кВ Томская связана ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь (Т-204, 203), ВЛ 220 кВ Томская - ЭС-2 СХК (Т-205), ВЛ 220 кВ Томская ТЭЦ-3 - Томская (Т-210) и ВЛ 220 кВ Томская - ГПП-220 (Т-213); с сетями области - по ВЛ 220 кВ Томская - Асино (Т-218) (восточное направление) и ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь (ТВ-231, 221) (северо-западное направление). Кольцевая сеть, охватывающая город Томск не сформирована. В г. Томске работает несколько малых колец, связывающих ПС 220 кВ ЭС-2 СХК, ПС 220 кВ Восточная, ПС 220 кВ ГПП-220 и ОРУ-220 Томской ТЭЦ-3 с ПС 500 кВ Томская. ПС 220 кВ Восточная и ПС 220 кВ Зональная, питающие распределительную сеть г. Томска, работают в транзите через Кузбасскую энергосистему (ПС 500 кВ Ново-Анжерская). Электрические связи отражают транспортную доступность населенных пунктов области.
По территории Томской области проходит транзит 220 кВ Томская - Володино - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС (ОЭС Урала) протяженностью 797,3 км (в том числе по территории ОЭС Сибири - 785,7 км).
По указанному транзиту 220 кВ обеспечивается электроснабжение потребителей нефтедобывающей отрасли, а по ВЛ 220 кВ Володино - Мельниково I, II цепь (Т-219, 220) и ПС 220 кВ Мельниково - территорий, приближенных к г. Томску в левобережной зоне.
По режимным условиям параллельная работа двух объединений по связи Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС не осуществляется. Часть нагрузок севера Томской энергосистемы обеспечивается от ОЭС Урала с делением сети 220 кВ Томской энергосистемы на ПС 220 кВ Вертикос (в сторону ОЭС Сибири) и ПС 220 кВ Парабель (в сторону ОЭС Урала). В балансе ОЭС Сибири заложено получение мощности из ОЭС Урала в объеме 200 МВт до 2020 г.
Надежность электроснабжения потребителей нефтедобывающей отрасли северных районов Томской области снижена из-за отсутствия двухстороннего питания, отсутствия управляемости сети. Пропускная способность сети северного транзита напряжением 220 кВ исчерпана, действуют ограничения на присоединение новых потребителей.
На территории Томской области расположено предприятие АО "СХК", электростанции которого работают параллельно с сетью Объединения по четырем ВЛ 220 кВ.
Вдоль транзита 220 кВ проложен нефтепровод, электроснабжение газокомпрессорных и нефтеперекачивающих станций которого осуществляется от ПС 220 кВ транзита. Подстанции, питающие НПС и ГКС и являющиеся основой для формирования сети напряжением 110 кВ вдоль транзита:
- ПС 220 кВ Володино, 2x63 МВА;
- ПС 220 кВ Чажемто, 2x63 МВА;
- ПС 220 кВ Парабель, 3x63 МВА;
- ПС 220 кВ Чапаевка, 3x63 МВА;
- ПС 220 кВ Советско-Соснинская, 2x63 МВА и 1x125 МВА.
Подстанции нефтеперекачивающих и газокомпрессорных станций:
- ПС 220 кВ Орловка, 2x25 МВА;
- ПС 220 кВ Каргасок, 2x25 МВА;
- ПС 220 кВ Завьялово, 2x32 МВА;
- ПС 220 кВ Вертикос, 2x63 МВА;
- ПС 220 кВ Раскино, 2x32 МВА.
Транзит ВЛ 220 кВ секционирован по обеим цепям на ПС 220 кВ Володино, ПС 220 кВ Чажемто, ПС 220 кВ Парабель, ПС 220 кВ Вертикос, ПС 220 кВ Раскино, ПС 220 кВ Чапаевка, ПС 220 кВ Советско-Соснинская.
За отчетный период ввода электросетевых объектов напряжением 220 - 500 кВ в Томской энергосистеме не было. В соответствии с Инвестиционной программы филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Сибири проводилась реконструкция и техперевооружение ряда электросетевых объектов с заменой или увеличением трансформаторной мощности, заменой трансформаторов тока, ограничителей перенапряжений, выключателей и другого оборудования. Так, на ПС 220 кВ Советско-Соснинская заменен один АТ-63 МВА на АТ-125 МВА и до 2016 г. планируется замена двух других АТ, что обеспечит возможность присоединения новых мощностей нефтедобычи. На ПС 220 кВ Зональная заменен АТ-112 МВА напряжением 220/110 кВ на АТ-200 МВА, на ПС 220 кВ Восточная установлен третий трансформатор мощностью 63 МВА напряжением 110/35/10 кВ. Эти мероприятия повысили надежность электроснабжения г. Томска и позволяют обеспечить присоединение новых потребителей, в том числе Особой экономической зоны. Динамика вводов за отчетный период приведена в главе 6.3.
Для регулирования напряжения в основной сети установлены шунтирующие реакторы неуправляемый ШР-180 Мвар и управляемый УШР-180 Мвар на ПС 500 кВ Томская, БСК-2х52 Мвар на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Восточная, БСК-2x17.3 Мвар на напряжении 35 кВ ПС 220 кВ Советско-Соснинская, ШР 100 Мвар на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Володино, ПС 220 кВ Парабель, ПС 220 кВ Чапаевка.
В таблице 6.3 представлены существующие СКРМ Томской энергосистемы на ПС 110 - 500 кВ по состоянию на 01.10.2014.

Таблица 6.3 - Перечень СКРМ, установленных
в Томской ЭС, по состоянию на 01.10.2014

Наименование энергообъекта
Место установки
СКРМ, шт. x Мвар
УШР
ШР
БСК
ПС 500 кВ Томская
Шины 500 кВ
3x60
3x60

ПС 220 кВ Восточная
Шины 110 кВ


2x52
ПС 220 кВ Володино
Шины 110 кВ

3x33,3

ПС 220 кВ Парабель
Шины 110 кВ

3x33,3

ПС 220 кВ Чапаевка
Шины 110 кВ

3x33,3

ПС 220 кВ Советско-Соснинская
Шины 35 кВ


2x17,3
ПС 110 кВ Колпашево
Шины 110 кВ


26
ПС 110 кВ Двуреченская
Шины 110 кВ
25

25
ПС 110 кВ Игольская
Шины 110 кВ
25

25
ПС 110 кВ Катыльгинская
Шины 110 кВ
25

25
Итого, Мвар

255
480
239,6

Распределительные сети напряжением 110 кВ

Распределительные сети г. Томска напряжением 110 кВ представлены в основном радиальными линиями, а также малыми кольцами: в зоне действия Томской ТЭЦ-3 и ПС 220 кВ ГПП-220 (промышленная территория), по кольцевым связям выполняется деление на ПС 110 кВ ГПП-3 и ПС 110 кВ ГПП-16. ПС 220 кВ Зональная и ПС 220 кВ Восточная связаны между собой одноцепными линиями через ПС 110 кВ Коммунальная и ПС 110 кВ Солнечная, также по двухцепным линиям 110 кВ имеют связи с ОРУ 110 кВ Томской ГРЭС-2. ПС 220 кВ Восточная связана с ПС 220 кВ ГПП-220 по одноцепной ВЛ 110 кВ, проходящей через ПС 110 кВ Пиковая и двухцепной - через ПС 110 кВ Западная и ПС 110 кВ ГПП-14. Режим работы сети раздельный. Деление выполняется на ПС 110 кВ Пиковая и ПС 110 кВ ГПП-14 соответственно. По распределительной сети города обеспечивается электроснабжение пригородной зоны. Так, от ПС 220 кВ Восточная осуществляется электроснабжение восточных территорий через опорные центры питания последовательно: ПС 110 кВ Бройлерная (по трем ВЛ), ПС 110 кВ Малиновка (по двум ВЛ), ПС 110 кВ Асино-110 (по одной ВЛ). Второе питание сеть имеет от ПС 220 кВ Асино по ВЛ 110 кВ Асино - Асино-110 I, II цепь (С-68, С-69). Все ВЛ выполнены проводом АС-185.
От ПС 220 кВ Зональная осуществляется электроснабжение юго-западных левобережных районов области по ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь (С-83, С-82) и ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь (С-15, С-16), выполненных проводом АС-185.
Транзит 220 кВ Томская - Нижневартовская ГРЭС является основой для формирования разветвленной сети 110 кВ в юго-западные и северные районы области, питающие потребителей нефтедобывающей промышленности, удаленных от источников питания. Существующее развитие сети не в состоянии в достаточной мере обеспечить потребности в электроэнергии месторождений нефти в северных и северо-западных районах Томской области.
Транзит 220 кВ Парабель - Чапаевка протяженностью 276 км, зашунтирован двухцепным транзитом 110 кВ Парабель - Лугинецкая - Игольская - Двуреченская - Катыльгинская - Чапаевка протяженностью по трассе 758,3 км. Сеть 110 кВ построена для электроснабжения потребителей нефтедобычи. На протяженном транзите в режимах осуществляется деление сети на участке ПС 110 кВ Двуреченская - ПС 110 кВ Катыльгинская. Регулирование напряжения в протяженной сети 110 кВ осуществляется группами БСК и УР, установленными на ПС 110 кВ:
- ПС 110 кВ Катыльгинская - БСК-25 Мвар, УР-25 Мвар;
- ПС 110 кВ Двуреченская - БСК-25 Мвар, УР-25 Мвар;
- ПС 110 кВ Игольская - БСК-25 Мвар, УР-25 Мвар.
Двухцепная ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь (С-104, С-103) и две одноцепные ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская I, II цепь (С-110, С-109) выполнены в габаритах 220 кВ с проводом АС-240. Далее линии 110 кВ от ПС 110 кВ Игольская до ПС 220 кВ Чапаевка выполнены в габаритах 110 кВ с проводом АС-120.
От ПС 220 кВ Советско-Соснинская развита сеть 110 кВ для электроснабжения наиболее крупных месторождений нефти. От шин 110 кВ ПС 220 кВ Советско-Соснинская построены три одноцепные ВЛ 110 кВ к объектам нефтедобычи на ПС 110 кВ Стрежевская, ПС 110 кВ Григорьевская, ПС 110 кВ Вахская. Средств компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ нет (исключая установленные в 2013 г. БСК-2x17,3 Мвар на ПС 220 кВ Советско-Соснинская).
Электроснабжение потребителей узла ПС 220 кВ Советско-Соснинская от Томской энергосистемы по протяженной неуправляемой сети без ограничения потребителей невозможно. Без усиления основной сети транзита невозможно обеспечение прогнозируемого роста нагрузок севера Томской области и узла ПС 220 кВ Советско-Соснинская без ее комплексной реконструкции и увеличения автотрансформаторной мощности.
Между подстанциями ПС 220 кВ Володино и ПС 220 кВ Чажемто сформирована шунтирующая сеть 110 кВ одноцепными линиями с проводом АС-185 до ПС 110 кВ Коломенские Гривы и далее двухцепная линия на ПС 220 кВ Чажемто. Протяженность сети по одной ВЛ составляет 116 км, по второй - 158,6 км.
ПС 220 кВ Мельниково имеет связи по двухцепным ВЛ 110 кВ с ПС 220 кВ Зональная и ПС 220 кВ Володино. С ПС 220 кВ Володино выполняется деление сети по ВЛ 110 кВ Мельниково - Володино с отпайками № 1 (С-32) и № 2 (С-22) со стороны ПС 220 кВ Мельниково.
Более протяженная, шунтирующая транзит связь 110 кВ сформирована одноцепным транзитом 110 кВ Мельниково - Бакчар - Коломенские Гривы протяженностью 297,5 км, к которому присоединяются по схеме "мостика" семь подстанций (из них ПС 110 кВ Высокий Яр без выключателя в перемычке). На головном участке от ПС 110 кВ Мельниково на кольцевой ВЛ применен провод АС-185, на ВЛ 110 кВ Бакчар - Высокий Яр - провод АС-150, далее до ПС 110 кВ Коломенские Гривы - провод АС-95. Деление сети выполняется на ПС 110 кВ Бакчар. Эти шунтирующие связи расположены юго-западнее транзита.
В северо-восточной зоне между ПС 220 кВ Асино и ПС 220 кВ Чажемто вдоль транзита 220 кВ работает шунтирующий транзит 110 кВ Асино - Белый Яр - Колпашево - Чажемто. На транзите 110 кВ применены провода АС-185 (головные участки), АС-150 и АС-120. Протяженность линий 110 кВ составляет около 400 км. На ПС 110 кВ Колпашево установлена БСК-26 Мвар. Загрузка шунтирующей сети 110 кВ слабая. Транзит 110 кВ Асино - Чажемто работает в разомкнутом режиме. Деление осуществляется на ПС 110 кВ Колпашево по ВЛ 110 кВ Типсино - Колпашево (С-57К).
Карты-схемы электрических сетей 110 кВ и выше Томской энергосистемы и г. Томска на 01.01.2015 приведены на чертеже № 329/143-ЭЭС.02 и № 329/143-ЭЭС.03 соответственно.
Схема электрических соединений сети 110 кВ и выше Томской энергосистемы на 01.01.2015 приведена на чертеже № 329/143-ЭЭС.04.

6.2. Анализ технического состояния и возрастная
структура линий электропередачи и подстанций.
Требуемые объемы технического перевооружения

Для оценки технического состояния оборудования ПС и ВЛ основным показателем служит возрастная структура электрических сетей. Этот показатель определяет выработку ресурса электротехнического оборудования и может быть положен в основу программы техперевооружения и реконструкции электросетевых объектов. Для анализа возрастной структуры электросетевых объектов в соответствии с технической политикой ОАО "ФСК ЕЭС" принято разделение оборудования на группы по сроку эксплуатации:


ПС
ВЛ
I группа
до 25 лет
до 25 лет
II группа
26 - 35 лет
26 - 40 лет
III группа
свыше 35 лет
свыше 40 лет

Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС.
Протяженность ВЛ 500, 220 кВ, количество и суммарная мощность ПС 500, 220 кВ филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭ на 01.01.2015 составили:

Класс напряжения, кВ
Протяженность действующих ВЛ (в одноцепном исчислении), км
Количество и суммарная мощность ПС, шт./МВА
500
91,18
1 / 1002
220
2033,6
15 / 2661
110
-
0 / 315

На рисунках 6.1 и 6.2 (не приводятся) приведена возрастная характеристика линий электропередачи и подстанций филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС с разбивкой по классам напряжения на 01.01.2015.
Анализ технического состояния электросетевых объектов напряжением 500 кВ показал:
- ПС 500 кВ Томская эксплуатируется 36 лет. Автотрансформаторы АТ-1 и АТ-2 отработали 32 и 35 лет соответственно;
- по сроку эксплуатации линии электропередачи протяженностью 91,18 км в одноцепном исчислении входят во II группу.
Анализ технического состояния электросетевых объектов напряжением 220 кВ показал:
- 8 подстанций (53,3% от общего числа ПС 220 кВ) отработали более 35 лет;
- 1106 МВА трансформаторной мощности (41,6% от общей трансформаторной мощности 220 кВ) отработали более 35 лет;
- линии электропередачи протяженностью 692,5 км в одноцепном исчислении (34,1% от общей протяженности ЛЭП 220 кВ) отработали более 40 лет.

Рисунок 6.1 - Возрастная характеристика ВЛ и ПС 220 кВ
филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС на 01.01.2015

Рисунок не приводится.

Анализ технического состояния электросетевых объектов напряжением 110 кВ показал, что Т-1 мощностью 63 МВА на ПС 220 кВ Советско-Соснинская отработал более 35 лет.

Рисунок 6.2 - Возрастная характеристика трансформаторов
110 кВ филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС на 01.01.2015

Рисунок не приводится.

В приложениях А и Б представлены списки подстанций и линий Томского ПМЭС, отражающие возрастную структуру, количество и установленную мощность трансформаторов, протяженность ВЛ, количество цепей ВЛ с разбивкой по классам напряжения 500, 220 кВ.
ОАО "ТРК".
Протяженность ВЛ 110 кВ, количество и суммарная мощность ПС 110 кВ ОАО "ТРК" на 01.01.2015 составили:

Класс напряжения, кВ
Протяженность действующих ВЛ (в одноцепном исчислении), км
Количество и суммарная мощность ПС, шт./МВА
110
4503,96
70 / 2168,1

На рисунке 6.3 (не приводится) приведена возрастная структура линий электропередачи, подстанций и трансформаторов ОАО "ТРК" с разбивкой по классам напряжения на 01.01.2015.
Анализ технического состояния электросетевых объектов напряжением 110 кВ показал:
- 38 подстанций (54,3% от общего числа ПС 110 кВ) отработали более 35 лет;
- 1174,5 МВА трансформаторной мощности (54,2% от общей трансформаторной мощности 110 кВ) отработало более 35 лет;
- наиболее продолжительное время эксплуатируются подстанции 110 кВ: ПС 110 кВ Левобережная, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ Асино-110 - 51 год, ПС 110 кВ Мельниково-110, ПС 110 кВ Гусево, ПС 110 кВ Кожевниково, ПС 110 кВ Малиновка, ПС 110 кВ Итатка - 49 лет;
- линии электропередачи протяженностью 1358,2 км в одноцепном исчислении (30,2% от общей протяженности ЛЭП 110 кВ) отработали более 40 лет;
- наиболее продолжительное время эксплуатируются линии 110 кВ: ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь, ВЛ 110 кВ Восточная - Бройлерная с отпайкой на ПС Северо-Восточная, ВЛ 110 кВ Восточная - Пиковая, ВЛ 110 кВ ГПП-220 - Пиковая - 51 год, ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь, ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь - 50 лет.

Рисунок 6.3 - Возрастная характеристика
ВЛ и ПС 110 кВ ОАО "ТРК" на 01.01.2015

Рисунок не приводится.

В приложениях В и Г представлены списки подстанций и линий ОАО "ТРК", отражающие возрастную структуру электросетевых объектов, количество и установленную мощность трансформаторов, протяженность и количество цепей ВЛ.
ОАО "РЖД".
По территории Томской области проходит тяговый транзит ОАО "РЖД" Западно-Сибирская железная дорога. В состав железной дороги входит Тайгинская дистанция электроснабжения.
Тяговый транзит Томской области имеет выход на юге в Кемеровскую область. В состав тягового транзита Томской области входят следующие основные участки: ВЛ 110 кВ Зональная - Предтеченск - Межениновка - Сураново - Яшкинская (Кузбасская ЭС).
Количество и суммарная мощность подстанций 110 кВ ОАО "РЖД" на территории Томской области на 01.01.2015 составили:

Класс напряжения, кВ
Количество и суммарная мощность ПС, шт./МВА
110
2 / 52

Анализ технического состояния электросетевых объектов напряжением 110 кВ показал:
ПС 110 кВ ЭЧЭ-319 Межениновка и ПС 110 кВ ЭЧЭ-320 Предтеченск эксплуатируются с 1969 г. - 46 лет. Трансформаторы, установленные на подстанциях, отработали более 35 лет.
В приложении Д представлены списки подстанций, находящихся на балансе ОАО "РЖД", отражающие техническое состояние и возрастную структуру трансформаторного оборудования.
Прочие сетевые компании и крупные потребители.
Протяженность ВЛ 35, 110, 220 кВ, количество и суммарная мощность подстанций 35, 110 кВ, находящихся на балансе прочих сетевых компаний и крупных потребителей по предоставленным данным, на 01.01.2015 приведены ниже.
ООО "Томскнефтехим" (ОАО "СИБУР Холдинг") принадлежат пять ПС 110 кВ.
Из них 171 МВА трансформаторной мощности (31,1% от общей трансформаторной мощности 110 кВ) отработали более 35 лет.
На рисунке 6.4 (не приводится) приведена возрастная структура трансформаторов 110 кВ ООО "Томскнефтехим" на 01.01.2015.

Рисунок 6.4 - Возрастная характеристика
ПС 110 кВ ООО "Томскнефтехим" на 01.01.2015

Рисунок не приводится.

ОАО "Томскнефть" ВНК принадлежат 7 ПС 110 кВ. Перечисленные энергообъекты отработали менее 25 лет.
На рисунке 6.5 (не приводится) приведена возрастная структура линий электропередачи 110 кВ ОАО "Томскнефть" ВНК на 01.01.2015.

Рисунок 6.5 - Возрастная характеристика
ВЛ 110 кВ ОАО "Томскнефть" ВНК на 01.01.2015

Рисунок не приводится.

ЗАО "Сибкабель" принадлежат две ПС 35 кВ.
Анализ технического состояния электросетевых объектов напряжением 35 кВ показал, что 10 МВА трансформаторной мощности (25% от общей трансформаторной мощности 35 кВ) отработали более 35 лет.
В ведении ОАО "Особая экономическая зона технико-внедренческого типа "Томск" (далее - ОАО "ОЭЗ ТВТ "Томск") находится ПС 35 кВ ОЭЗ-3. Подстанция отработала менее 25 лет.
В приложениях Д и Е представлены списки подстанций и линий, находящихся на балансе прочих сетевых компаний и крупных потребителей, отражающие возрастную структуру электросетевых объектов, количество и установленную мощность трансформаторов, протяженность и количество цепей ВЛ.
Данные по АО "СХК" и ООО "Электросети" приведены ниже в таблицах 6.4 и 6.5.
АО "СХК".

Таблица 6.4 - Характеристика ВЛ 220 кВ АО "СХК"
на 01.01.2015

Наименование ВЛ
Длина, км
Количество цепей
Год ввода в эксплуатацию
Срок службы на 01.01.2015
ВЛ 220 кВ ТЭЦ СХК - Восточная (Т-201)
23,832
2
1963
52
ВЛ 220 кВ ЭС-2 - Восточная (Т-202)
20,288
2
1963
52
ВЛ 220 кВ ЭС-2 - Томская (Т-205)
14,847
2
1994
21
ВЛ 220 кВ ЭС-2 - ГПП-220 (Т-214)
14,847
2
1994
21
ВЛ 220 кВ ЭС-1 - ЭС-2 (Л-3)
2,66
1;2
1967
48

ООО "Электросети".

Таблица 6.5 - Характеристика подстанций
110 кВ ООО "Электросети" на 01.01.2015

Наименование ПС
Год ввода
Напряжение, кВ
Количество и мощность трансформаторов, МВА
Срок службы на 01.01.2015
ПС 110 кВ ГПП-701
1964
110/10
2/15
51
ПС 110 кВ ГПП-702
1976
110/10
2/16
39

6.3. Динамика вводов, техперевооружения и реконструкции
электросетевых объектов Томской области за 2010 - 2014 гг.
Информация о строящихся электросетевых объектах

В данной главе описываются вводы и реконструкция объектов энергетики, линий электропередачи и электрооборудования на территории Томской области, выполненные в период 2010 - 2013 гг., а также указаны проекты, завершение которых намечено на 2014 год.

Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС

В рамках инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС в период 2010 - 2011 гг. на ПС 220 кВ Парабель заменил устаревший масляный выключатель современным элегазовым аналогом, три трансформатора тока и оборудование релейной защиты и автоматики. Благодаря техническому переоснащению повышена надежность электроснабжения потребителей села Парабель, а также объектов нефтедобывающей компании ООО "Энергонефть Томск".
В соответствии с инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" в 2012 г. филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС ввел в работу новый третий трансформатор 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА на ПС 220 кВ Восточная. В результате мощность подстанции увеличилась с 526 МВА до 589 МВА. Также с новым трансформатором установлены элегазовые выключатели 35 - 110 кВ, смонтировано новое оборудование релейной защиты и противоаварийной автоматики.
Установка нового трансформатора обеспечила возможность подключения новых потребителей, а также существенно повысила надежность электроснабжения существующих потребителей города Томска, в том числе пиковой резервной котельной, завода ЗАО "Сибкабель", шарикоподшипникового завода.
В 2012 году на ПС 220 кВ Зональная филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС заменил автотрансформатор АТ-2 мощностью 112 МВА на автотрансформатор мощностью 200 МВА, благодаря чему установленная мощность подстанции увеличилась с 312 МВА до 400 МВА.
В 2012 году на ПС 220 кВ Зональная произведено техническое перевооружение с заменой основного оборудования двух резервных ячеек 110 кВ В-110 С-87 и В-110 С-88 на ОРУ 110 кВ - установлены элегазовые выключатели ВГТ-110, трансформатор тока, разъединители, ограничители перенапряжения, что обеспечило технологическое присоединение южной площадки Особой экономической зоны технико-внедренческого типа г. Томска.
В 2013 году филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС ввел в работу новое оборудование на ПС 220 кВ Зональная: выключатели, разъединители, трансформаторы тока и ограничители перенапряжения, установленные на ОРУ 110 кВ и 220 кВ. Это повысило надежность энергоснабжения потребителей пригородов города Томска и Особой экономической зоны технико-внедренческого типа "ТОМСК" (ОЭЗ ТВТ "ТОМСК").
В соответствии с инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" (далее - ИП ОАО "ФСК ЕЭС") в 2014 г. филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС включил в работу новый автотрансформатор мощностью 125 МВА на подстанции ПС 220 кВ Советско-Соснинская взамен автотрансформатора АТ-5 63 МВА. Благодаря этому мощность объекта увеличилась на 20%. Это позволит частично решить проблему высокой, более 75%, загрузки силового оборудования, что, в свою очередь, снизит риск нарушения электроснабжения потребителей при его выводе в ремонт. Также на подстанции выполнена замена масляного выключателя ШСВ-220 на элегазовый выключатель типа ВГТ-220.
В период до 2016 года в рамках ИП ОАО "ФСК ЕЭС" на подстанции будут заменены еще два автотрансформатора, благодаря чему общая мощность подстанции возрастет еще на 40% и составит 501 МВА, что существенно повысит надежность электроснабжения города Стрежевой на севере Томской области, а также потребителей предприятий ОАО "НК "Роснефть", ОАО "Томскнефть" ВНК и других компаний Томской области, осуществляющих добычу и транспортировку нефти.
Ранее, в конце 2013 года, на ПС 220 кВ Советско-Соснинская установили современные средства компенсации реактивной мощности - две батареи статических компенсаторов 35 кВ мощностью 17,3 Мвар каждая.
В 2014 году филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС приступил к реконструкции ПС 220 кВ ГПП-220 для осуществления технологического присоединения к магистральным сетям ПС 110 кВ ОЭЗ-2. Подстанция 110 кВ ОЭЗ-2 предназначена для электроснабжения электроэнергией Особой экономической зоны технико-внедренческого типа (ОЭЗ ТВТ) в г. Томск.
В рамках реконструкции предусмотрен монтаж двух линейных ячеек 110 кВ с элегазовыми выключателями.
Новых электросетевых объектов напряжением 220 - 500 кВ в Томской энергосистеме не вводилось.
Техперевооружение, реконструкция, капитальный ремонт электросетевых объектов 220, 500 кВ выполняются по утвержденному плану.
Перечень электросетевых объектов 220 - 500 кВ филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС, введенных в эксплуатацию, подвергшихся реконструкции и техническому перевооружению с 2010 года по настоящее время представлен в таблице 6.6.

Таблица 6.6 - Перечень электросетевых объектов 220 - 500 кВ,
введенных в эксплуатацию, подвергшихся реконструкции
и техническому перевооружению за 2010 - 2014 гг.

N
пп
Наименование объекта
Год начала и окончания строительства/ реконструкции
Протяженность/ мощность, км/МВА/Мвар
Объем выполненных работ
Реконструкция
500 кВ
1
ПС 500 кВ Томская
2008 - 2010
180 + р.ф.
Установка УШР-500
(разъединитель 500 кВ - 15 шт., ТН-500 кВ - 6 компл., ТТ-500 кВ - 3 шт. ОПН-500 кВ 3 шт., УШР-500 кВ - 4 фазы., выключатель 500 кВ - 3 шт.)
2
ПС 500 кВ Томская
2014

Замена ТН-500 - компл.
3
ПС 500 кВ Томская
2013 - 2015

Замена ВВ-500 кВ - 4 шт. 1 этап
220 кВ
1
ПС 220 кВ Парабель
2010 - 2011

Замена выключателя 220 кВ на элегазовый HPL-220 - 1 шт. и трансформаторов тока 220 кВ - 3 шт. в ячейке ШСВ 220 кВ
2
ПС 220 кВ Восточная
2010 - 2013
1x63
Установка третьего трансформатора ТДТН-63000/110-ХЛ1.
Выключатель колонковый элегазовый 110 кВ LTB145D1/B.
Выключатель колонковый элегазовый 110 кВ (с устройством синхронизации) LTB145D1/B.
Трансформатор тока 110 кВ ТГФМ-110.
Разъединитель РГН.2-110.II/1000-40 УХЛ1.
Разъединитель РГН.1-110.II/1000-40 УХЛ1.
Ограничитель перенапряжения нелинейный 110кВ ОПН-А-110/80-10/650(II) 2УХЛ.
Ограничитель перенапряжения нелинейный 110кВ ОПН-А-110/56-10/650(II) 4УХЛ1
3
ПС 220 кВ Зональная
2010 - 2013
1x200
Техническое перевооружение с заменой АТ-2 220/110/10 кВ мощностью 112 МВА на АТ мощностью 200 МВА.
Выключатель элегазовый 220 кВ - 2 шт.
Выключатель элегазовый 110 кВ - 1 шт.
Трансформатор тока 220кВ - 6 шт.
Трансформатор тока 110кВ - 6 шт.
Разъединитель 220 кВ - 5 компл., Разъединитель 110 кВ - 8 компл.
ОПН-220 кВ - 3 шт., ОПН-110 - 3 шт.
4
ПС 220 кВ Зональная
2012

Техническое перевооружение с заменой основного оборудования двух резервных ячеек 110 кВ на ОРУ 110 кВ:
выключатель элегазовый 110 кВ - 2 шт.,
трансформатор тока 110 кВ - 6 шт.,
разъединитель 110 кВ - 10 компл.
5
ПС 220 кВ ГПП-220
2009 - 2010

Техническое перевооружение с заменой двух ячеек ОРУ 110 кВ для подключения новых электроустановок ЛПК ООО "Партнер-Томск":
выключатель элегазовый 110 кВ - 2 шт.,
трансформатор тока 110 кВ - 6 шт.
разъединитель 110 кВ - 10 компл.
6
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
2010 - 2014
1x125
Замена АТ-5-63 МВА на АТ-125 МВА, замена масляного выключателя на элегазовый 220 кВ типа ВГТ-220 - 2 шт.,
ТТ - 6 шт., разъединитель 220 кВ - 5 компл., ТН-220 кВ - 6 шт.,
выключатель элегазовый 110 кВ - 2 шт., ТТ-110 - 6 шт.,
разъединитель - 110 кВ - 5 компл., ТН-110 - 6 шт.
7
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
2013
2x17,3
Установка БСК-17,3 Мвар на шинах 35 кВ

ОАО "ТРК"

За отчетный период в 2012 г. введена в эксплуатацию ПС 110/6 кВ Московский тракт с отпайкой 110 кВ на ПС 110/6 кВ Московский тракт от отпайки на ПС 110 кВ ТЭЦ-1. На подстанцию переведено питание части потребителей от существующих ПС 35 кВ Южная и ПС 35 кВ ТИЗ, а также организовано резервирование нагрузок от ТЭЦ-1.
В 2013 г. на ПС 110 кВ Солнечная были заменены трансформаторы мощностью по 16 МВА на новые мощностью 2х25 МВА типа ТДН-25000/110/10.
В 2014 г. на ВЛ 110 кВ Асино - Чердаты (С-61, С-62) выполнена реконструкция участка протяженностью 15,1 км от опоры № 77 до опоры № 136 с заменой провода АЖ-120 на провод АС-120/19.
Перечень электросетевых объектов 110 кВ ОАО "ТРК", введенных в эксплуатацию, подвергшихся реконструкции и техническому перевооружению с 2010 года по настоящее время приведен в таблице 6.7.

Таблица 6.7

N
пп
Наименование объекта
Территориальные дирекции
Год ввода
Протяженность/ мощность, км/МВА
Примечание
Новое строительство
1
ПС 110/6 кВ Московский тракт
ЦЭС
2012
2x25
Ввод в эксплуатацию с трансформаторами типа ТДТН-25000/110/6 и ТДТГН-25000/110/6
2
Отпайка 110 кВ на ПС 110 кВ Московский тракт от отпайки на ПС 110 кВ ТЭЦ-1
ЦЭС
2012
2x0,06
Ввод в эксплуатацию
Реконструкция
1
ПС 110 кВ Солнечная
ЦЭС
2013
2x25
Замена трансформаторов 2х16 МВА на новые 2х25 МВА типа ТДН-25000/110/10
2
ВЛ 110 кВ Асино - Чердаты (С-61, С-62)
ВЭС
2014
2x15,1
Замена провода АЖ-120 на провод АС-120/19 на участке от опоры № 77 до опоры № 136

Крупные потребители

В таблице 6.8 приведен перечень электросетевых объектов 110 кВ, введенных в эксплуатацию, подвергшихся реконструкции и техническому перевооружению за период 2010 - 2014 гг., для следующих крупных потребителей: ОАО "Томскнефть" ВНК, ЗАО ЛПК "Партнер-Томск".

Таблица 6.8

N
пп
Наименование объекта
Год ввода
Протяженность/ мощность, км/МВА
Примечание
ОАО "Томскнефть" ВНК
Новое строительство
1
ПС 110/35/6 кВ Григорьевская
2010
2x16
Ввод в эксплуатацию. Трансформаторы типа ТДТН-16000/110-ХЛ1, элегазовые выключатели типа ВЭБ-110-40/2500
2
Отпайка на ПС 110 кВ Григорьевская от ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская (СС-3, СС-4)
2010
2x0,06
Ввод в эксплуатацию. Марка провода АС-120
ЗАО ЛПК "Партнер-Томск"
Новое строительство
1
ПС 110 кВ ЛПК Партнер-Томск
2010
2x25
Ввод в эксплуатацию
2
ВЛ 110 кВ ГПП-220 - ЛПК Партнер-Томск
2010
2x2,4
Ввод в эксплуатацию. Марка провода АС-120

ОАО "ОЭЗ ТВТ "Томск"

Томская область - один из ведущих научно-образовательных центров России. Основными направлениями инновационной деятельности Особой экономической зоны технико-внедренческого типа являются технологии производства новых материалов и нанотехнологии, биотехнологии и медицинские технологии, информационно-коммуникационные технологии, приборостроение и электроника.
ОАО "ОЭЗ ТВТ "Томск" - создана по Постановлению Правительства Российской Федерации от 21 декабря 2005 года № 783. Занимает территорию общей площадью 207 га, где строится инфраструктура для инновационных отраслей экономики. Сюда планируется привлечь российских и зарубежных инвесторов для развития ресурсосберегающих технологий, информационных технологий и электроники, медицины и биотехнологий, нанотехнологий и новых материалов.
По данным собственника в настоящее время в стадии строительства находятся следующие объекты, ввод которых запланирован в 2015 г.:
- ПС 110 кВ ОЭЗ с трансформаторами мощностью 2x63 МВА и ВЛ 110 кВ Зональная - ОЭЗ;
- ПС 110 кВ ОЭЗ-2 с трансформаторами мощностью 2x25 МВА и ВЛ 110 кВ ГПП-220 - ОЭЗ-2.

6.4. Анализ режимов потокораспределения и уровней напряжения
сети 110 кВ и выше Томской энергосистемы за 2010 - 2014 гг.

Анализ отчетных режимов работы электрических сетей Томской энергосистемы приведен по данным контрольных замеров для зимних и летних нагрузок 2010 - 2014 гг.
Режим работы основной электрической сети Западной части ОЭС Сибири, в том числе ВЛ, связывающих ПС 500 кВ Томская с ПС 1150 кВ Итатская и ПС 500 кВ Ново-Анжерская, характеризуется широким диапазоном перетоков мощности, как в суточном, так и в сезонном разрезах со сменой направления перетоков. Это связано, в том числе с тем, что через шины 500 кВ ПС 500 кВ Томская осуществляются транзитные перетоки мощности и энергии из избыточных ЭС в дефицитные западные энергосистемы и проходит некоторая часть межгосударственного перетока между ЕЭС Казахстана в ЕЭС России по ВЛ 500 кВ транзита Сибирь - Казахстан.
Режим напряжения на шинах 500 и 220 кВ ПС 500 кВ Томская характеризовался отсутствием колебаний в широком диапазоне за весь рассматриваемый отчетный период. Регулирование напряжения стало возможным после ввода в конце 2009 г. управляемого реактора УШР-180 Мвар на шинах 500 кВ ПС 500 кВ Томская.
Влияние на стабилизацию напряжения в узле ПС 500 кВ Томская и, следовательно, в Центральном энергоузле Томской энергосистемы оказывало регулирование напряжения электростанциями, РПН автотрансформаторов, участие управляемых СКРМ, установленных в сети системного транзита и, прежде всего, это СТК-1 и СТК-2 мощностью +100/-100 Мвар на ПС 500 кВ Ново-Анжерская, а также участие ШР 500 кВ на ПС 1150 кВ Итатская, ПС 500 кВ Ново-Анжерская, ПС 500 кВ Томская.
В части регулирования напряжения в Томской энергосистеме проблемным является транзит 220 кВ Томская - Советско-Соснинская, где из-за отсутствия управляемых СКРМ в сети 220 кВ не обеспечиваются нормированные уровни напряжения в послеаварийных режимах.
Основную нагрузку транзита 220 кВ составляют потребители нефтедобычи и транспорта нефти, работающие с высоким числом часов использования максимума нагрузки.
В суточном разрезе переток мощности от ОЭС Урала по транзиту 220 кВ в зимние сутки контрольных замеров изменялся в 2010 г. в диапазоне от 219 МВт до 248 МВт (у шин ПС 220 кВ Советско-Соснинская), в 2011 г. - в диапазоне 194 - 209 МВт, в 2012 г. - в диапазоне 198 - 210 МВт, в 2013 г. - в диапазоне 190 - 205 МВт, в 2014 г. - в диапазоне 197 - 213 МВт; в летние сутки контрольных замеров в 2010 г. - 116 - 125 МВт, в 2011-2013 гг. - 170 - 180 МВт, в 2014 г. - 164 - 173 МВт. Динамика изменения перетока от Нижневартовской ГРЭС в ОЭС Сибири соответствует динамике изменения электропотребления Томской энергосистемы за рассматриваемый отчетный период. Сниженный переток от Нижневартовской ГРЭС в ОЭС Сибири в летние сутки контрольных замеров 2010 г. связан с переносом точки деления на транзите на ПС 220 кВ Чапаевка в сторону ПС 220 кВ Советско-Соснинская.
Загрузка ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепи (ТВ-231, ТВ-221) в 2010 г. в зимнем режиме составляла 156 - 184 МВт, в летнем - 202 - 219 МВт, загрузка в 2011 г. зимой составляла 159 - 192 МВт, летом - 131 - 152 МВт. Переток по ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель I, II цепи (ЧП-233, ЧП-223) в 2010 г. составил порядка 112 МВт зимой и 180 МВт летом. Увеличение перетока в летних режимах 2010 г. объясняется переносом точки раздела транзита на ПС 220 кВ Чапаевка. Максимальный переток по ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепи (ТВ-231, ТВ-221) составил 220 МВт в максимум зимних контрольных суток 2012 г. Также в 2012 г. зафиксирована максимальная загрузка автотрансформаторов на ПС 220 кВ Парабель - 129,9 МВА.
Переток реактивной мощности по всему транзиту 220 кВ от точек раздела имеет обратное направление - в узел ПС 500 кВ Томская и в узел Нижневартовской ГРЭС, что свидетельствует о недостаточной компенсации зарядной мощности ВЛ 220 кВ транзита.
На разомкнутых линиях 220 кВ со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская напряжение в зимних режимах достигает максимального рабочего 252 кВ и 126 кВ в сети 220 кВ и 110 кВ соответственно, что объясняется близостью мощного энергоисточника - Нижневартовской ГРЭС и отсутствием управляемых СКРМ в сети. На томском участке транзита, более протяженном и удаленном от электростанций, напряжение в сети 220 кВ на 5 - 8 кВ ниже. В летних режимах напряжение на транзите поддерживается на уровне 243 - 246 кВ за счет снижения напряжения на шинах ПС 500 кВ Томская до 505/224 кВ, что стало возможным после ввода УШР-180 Мвар на ПС 500 кВ Томская.
Шунтирующие реакторы (УШР и ШР) на ПС 500 кВ Томская находились в работе во всех режимах зимнего и летнего замеров, за исключение летних контрольных суток 2013 г.
Следует отметить 100%-е использование управляемых СКРМ на подстанциях ПС 110 кВ Двуреченская, ПС 110 кВ Катыльгинская и ПС 110 кВ Игольская.
Использование установленных на ПС 220 кВ транзита реакторов мощностью 100 Мвар не представляется возможным. Отсутствие управления и износ коммутационной аппаратуры в цепях реакторов и самих реакторов не позволяют выполнять их ежесуточные коммутации, а использование реакторов в регулярном режиме приводит к посадке напряжения в сети 110 кВ на подстанциях нефтедобывающей отрасли ниже допустимых параметров. По этой причине ШР на ПС 220 кВ Парабель и ПС 220 кВ Чапаевка в течение всего отчетного периода 2010 - 2014 гг. находились в резерве. ШР на ПС 220 кВ Володино использовался в работе в течение 228 часов в летних режимах 2010 г. и 35 часов - в 2011 г. (8 коммутаций), а также находился в работе в режиме летнего контрольного замера 2014 г., остальное время практически находился в резерве.
Одноцепной транзит 110 кВ Асино - Чажемто работает в разомкнутом режиме. Деление осуществляется на ПС 110 кВ Колпашево по ВЛ 110 кВ Типсино - Колпашево (С-57К). Протяженность транзита 110 кВ Асино - Типсино составляет 294 км. Перетоки активной мощности зимой от ПС 220 кВ Асино в сторону ПС 110 кВ Типсино составляли 6 - 13 МВт, летом - 3 - 5 МВт, при этом перетоки реактивной мощности направлены в сторону ПС 220 кВ Асино и составляли 10 - 15 Мвар. В минимальных зимних и летних режимах уровни напряжения на конечных подстанциях транзита 110 кВ Асино - Типсино достигали наибольшего рабочего значения - 126 кВ.
В районе ПС 220 кВ Чажемто, ПС 220 кВ Володино уровни напряжения в сети 110 кВ в летних режимах 2010 г. при включенном ШР на ПС 220 кВ Володино из-за необходимости снижения напряжения по транзиту 220 кВ были на уровне 105 - 107 кВ.
Уровни напряжения на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Советско-Соснинская и ПС 220 кВ Чапаевка в отдельных режимах достигали значения наибольшего рабочего - 126 кВ.
Загрузка автотрансформаторов АТ-3, АТ-4 и АТ-5 ПС 220 кВ Советско-Соснинская в максимальных режимах за период 2010 - 2014 гг. составляла порядка 82%. При отключении одного из АТ загрузка двух оставшихся возрастала до 123%. Оборудование подстанции морально устарело и физически изношено. Замена АТ-5 мощностью 63 МВА на АТ-125 МВА, выполненная в рамках программы техперевооружения электросетевых объектов ОАО "ФСК ЕЭС", способствовала увеличению пропускной способности автотрансформаторов ПС 220 кВ Советско-Соснинская и снижению перегрузки подстанции.
В нормальных режимах перетоки мощности по ВЛ 220 - 110 кВ Томской энергосистемы не превышали длительно допустимые значения (по данным контрольных замеров). В таблицах 6.9 и 6.10 приведены список наиболее загруженных ВЛ 110-220-500 кВ в дни контрольных замеров за период 2010 - 2014 гг.

Таблица 6.9 - Загрузка ВЛ 110-220-500 кВ Томской ЭС
по данным контрольных зимних замеров
за период 2010 - 2014 гг.

Наименование ВЛ
Марка и сечение провода
Iдоп. ВЛ <*>, А
Iном. оборуд., А
Режимная загрузка ВЛ, МВт/А
Максимальная нагрузка ЭС
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
500 кВ
ВЛ 500 кВ Итатская - Томская
3xАС-300/39
2748
2000
275,1/340
265,2/343
376,6/442
367,2/426
230,9/277
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская
3xАС-330/43
2748
2000
15/43
6,4/38
1,4/59
57,8/67
27,2/35
220 кВ
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная II цепь (Т-203)
АСО-500
1219
630
37/117
37,6/121
58,2/162
48/147
откл.
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I цепь (Т-204)
АСО-500
1219
1000
36,9/117
37,6/121
56,6/158
46,8/144
откл.
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка II цепь (ТВ-221)
АС-240
АСО-300
АСУС-500
780
600
92/269
96,6/273
108,5/309
102,5/285
90,9/266
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I цепь (ТВ-231)
АС-240
АСО-300
АСУС-500
780
600
92,4/270
95,3/270
111,1/314
102,2/285
91/265
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная (Т-208)
АСО-500
1200
1000
78,3/200
83,6/214
95,7/246
89,5/233
43,5/114
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК (Т-201)
АСО-500
1219
1000
76,9/204
95,7/258
58,5/169
61,2/169
40,1/119
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК (Т-202)
АСО-500
1219
1000
66,5/169
64,3/164
75,2/194
75,5/194
85,5/227
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь (НСС-1)
АС-240
780
630
117,2/285
104,4/255
104,7/255
102,4/253
106,8/267
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская II цепь (НСС-2)
АС-240
780
630
117,3/285
104,4/255
105,3/258
102,9/254
106,3/265
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская II цепь (ЧС-226)
АСО-240
780
400
47,4/162
39/149
37/138
34,2/107
37,6/114
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I цепь (ЧС-236)
АСО-240
780
500
47,4/162
39/149
37,1/138
34,3/107
37,5/114
110 кВ
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская II цепь (С-103)
АС-240
780
600
46/224
49,2/238
52,8/257
47,7/232
40,5/194
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I цепь (С-104)
АС-240
780
600
45,9/224
49,1/238
52,7/257
47,6/232
40,4/194
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками II цепь (С-82)
АС-185 Б-150
555
600
48,5/240
48,6/243
53,9/270
42,9/214
43,2/217
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I цепь (С-83)
АС-185 Б-150
555
600
47,1/233
45,5/227
50,9/254
40,1/201
41,8/209
<*> - для ВЛ допустимая нагрузка приведена для Тнв = -5

Таблица 6.10 - Загрузка ВЛ 110-220-500 кВ
Томской ЭС по данным контрольных летних
замеров за период 2010 - 2014 гг.

Наименование ВЛ
Марка и сечение провода
Iдоп. ВЛ <*>, А
Iном. оборуд., А
Режимная загрузка ВЛ, МВт/А
Максимальная нагрузка ЭС
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
500 кВ
ВЛ 500 кВ Итатская - Томская
3xАС-300/39
2130
2000
434/503
271,9/338
243,7/364
откл.
135,3/216
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская
3xАС-330/43
2130
2000
47,7/95
14,4/36
откл.
239,8/270
122/145
220 кВ
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная II цепь (Т-203)
АСО-500
945
630
78,2/207
50,3/153
27/73
18,3/105
75,7/199
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I цепь (Т-204)
АСО-500
945
1000
78,2/207
50,4/153
27/73
15,6/104
откл.
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка II цепь (ТВ-221)
АС-240
АСО-300
АСУС-500
605
600
108,6/297
78,8/248
откл.
71,4/219
93,7/295
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I цепь (ТВ-231)
АС-240
АСО-300
АСУС-500
605
600
108,1/296
77,4/245
124,6/393
70,1/216
откл.
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная (Т-208)
АСО-500
930
1000
72,6/187
39,7/105
95,6/249
30,1/81
31,3/90
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК (Т-201)
АСО-500
945
1000
37,3/103
25,8/86
79,2/210
33,6/103
22/72
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК (Т-202)
АСО-500
945
1000
откл.
откл.
44,6/128
22/77
2,1/95
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь (НСС-1)
АС-240
605
630
62,4/159
89,6/220
89,1/217
90,1/220
87,1/218
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская II цепь (НСС-2)
АС-240
605
630
62,4/159
89,6/220
89,1/217
90,6/221
87,1/218
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская II цепь (ЧС-226)
АСО-240
605
400
откл.
31,7/118
30,7/113
29,2/118
30,6/100
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I цепь (ЧС-236)
АСО-240
605
500
откл.
31,7/118
30,7/113
29,3/118
30,6/100
110 кВ
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская II цепь (С-103)
АС-240
605
600
н/д
45/214
44,2/210
39,5/195
30,5/145
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I цепь (С-104)
АС-240
605
600
н/д
44,9/214
44,1/210
39,4/195
30,4/144
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками II цепь (С-82)
АС-185 Б-150
430
600
н/д
21,7/111
37,2/195
32,5/163
35,6/177
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I цепь (С-83)
АС-185 Б-150
430
600
н/д
20,9/108
35,2/187
30,8/155
34,2/170
<*> - для ВЛ допустимая нагрузка приведена для Тнв = +25 °С

Следует отметить, что большинство трансформаторов на подстанциях 110 кВ недогружены, загрузка составляет 30 - 40%. Однако в энергосистеме имеются подстанции 110 и 220 кВ, на которых загрузка (авто) трансформаторов в послеаварийном режиме отключения одного (авто) трансформатора превышает длительно допустимую (105% номинальной мощности трансформаторов), а в ряде случаев - 30%-ую перегрузку.
В таблице 6.11 на основании анализа максимальной загрузки трансформаторов по результатам зимних контрольных замеров за период 2010 - 2014 гг. приведены перечень подстанций, на которых загрузка (авто) трансформаторов в послеаварийном режиме отключения одного (авто) трансформатора превышает 105% от номинальной мощности, а также максимумы по зимним контрольным замерам 19.12.2012, 18.12.2013 и 17.12.2014.
Настоящей работой будут предусмотрены мероприятия по разгрузке указанных центров питания (замена силовых (авто) трансформаторов на (авто) трансформаторы большей мощности, перевод части нагрузки на другие подстанции, строительство новых центров питания).

Таблица 6.11. Данные по фактической загрузке (авто)
трансформаторов подстанций 110 - 220 кВ Томской ЭС
по данным контрольных замеров за период 2010 - 2014 гг.

№ пп
Наименование ПС
Класс напряжения
Количество и мощность существующих (авто) тр-ров,
МВА
Номинальная мощность (авто) тр-ра для расчета предельно допустимой нагрузки,
МВА
Максимум по зимнему контрольному замеру за 2010 - 2014 гг.,
МВА
Максимум по контрольному замеру, %
Контрольный замер 19.12.2012,
МВА
Контрольный замер 18.12.2013,
МВА
Контрольный замер 17.12.2014,
МВА
220 кВ
1
ПС 220 кВ Советско-Соснинская <*>
220/110/10
3x63
126
160
127,0%
151,56
152,68
146,2
110/35/6
2x63
63
68,46
108,7%
65,5
68,46
63,7
110 кВ
1
ПС 110 кВ Западная
110/35/10
1x40; 1x40,5
40
47,69
119,2%
47,45
39,23
42,16
2
ПС 110 кВ Коммунальная
110/35/10
2x40
40
46,79
117,0%
46,79
35,62
30,58
3
ПС 110 кВ Крапивинская
110/35/6
2x25
25
34,38
137,5%
31,44
34,38
33,42
4
ПС 110 кВ Левобережная
110/35/10
2x25
25
29,36
117,4%
29,36
20,39
22,36
5
ПС 110 кВ Октябрьская <**>
110/35/10
1x40; 1x40,5
40
55,25
138,1%
49,69
40,38
36,6
6
ПС 110 кВ Стрежевская
110/35/10
2x25
25
28,32
113,3%
25,57
23,18
22,06
<*> - в 2014 г. на ПС 220 кВ Советско-Соснинская выполнена замена существующего автотрансформатора АТ-5 мощностью 63 МВА на новый автотрансформатор мощностью 125 МВА;
<**> - в 2013 г. перевод нагрузки в объеме 12,98 МВт на ПС 110 кВ Научная

6.5. Основные внешние электрические
связи энергосистемы Томской области

Энергосистема Томской области имеет внешние межсистемные электрические связи с ОЭС Сибири и ОЭС Урала (Тюменская энергосистема).
Параллельная работа Томской ЭС с ОЭС Сибири осуществляется по межсистемным связям: Томск - Красноярск, Томск - Кузбасс, Томск - Новосибирск. Томская ЭС с ОЭС Урала (Тюменская энергосистема) связана межсистемной электропередачей Томск - Тюмень.
Структурная схема внешних электрических связей Томской ЭС, приведена на рисунке 6.6.


Тюменская Красноярская
энергосистема энергосистема

двухцепная ВЛ 220 кВ ВЛ 500 кВ
Томская энергосистема


Новосибирская Кузбасская
энергосистема энергосистема

ВЛ 110 кВ ВЛ 500 кВ
две ВЛ 220 кВ
ВЛ 110 кВ

Рисунок 6.6 - Структурная схема внешних
электрических связей Томской ЭС

Ряд межсистемных связей входят в состав контролируемых сечений ОЭС Сибири - "Красноярск, Хакасия - Запад". Переток между ОЭС Сибири и Томской ЭС контролирует сечение "Красноярск, Кузбасс - Томск", между ОЭС Урала и Томской ЭС - сечение "ОЭС Урала - Томская энергосистема".
В состав контролируемого сечения "Красноярск, Хакасия - Запад" входит межсистемная связь 500 кВ - ВЛ 500 кВ Итатская - Томская.
В состав контролируемого сечения "Красноярск, Кузбасс - Томск" входят следующие элементы:
- АТ-1 ПС 500 кВ Томская;
- АТ-2 ПС 500 кВ Томская;
- ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216);
- ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215);
- Транзит 110 кВ Зональная - Предтеченск - Межениновка - Сураново - Яшкинская (контроль перетока осуществляется по ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27) у шин ПС 110 кВ Яшкинская).
В состав контролируемого сечения "ОЭС Урала - Томская энергосистема" входят следующие элементы:
- ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь (НСС-1);
- ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская II цепь (НСС-2).
Состав межсистемных связей Томской энергосистемы и основные характеристики линий электропередачи по состоянию на 01.01.2015 приведены в таблице 6.12.

Таблица 6.12. Состав внешних связей Томской ЭС
и основные характеристики входящих в них ВЛ
на существующем уровне (01.01.2015)

Состав контролируемых сечений
Длина, км
S, МВА
Марка провода, тип АТ
Год ввода
Срок службы, лет на 01.01.15
Сечение "Красноярск, Кузбасс - Томск"
АТ-1 ПС 500 кВ Томская
3x167 + рф
АОДЦТН
1981
34
АТ-2 ПС 500 кВ Томская
3x167
АОДЦТН
1984
31
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
47,7
АСО-500
1962
53
44,1 <*>
1961
54
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
47,7
АСО-500
1962
53
33,15 <*>
1961
54
4,95 <*>
1990
25
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
38,9 <*>
АС-150
1970
45
Связь "Томск - Тюмень" в составе сечения "ОЭС Урала - Томская энергосистема"
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь (НСС-1)
11,6
АС - 240
1971
44
21,6 <*>
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская II цепь (НСС-2)
11,6
АС-240
1971
44
21,6 <*>
Связь "Томск - Красноярск" в составе сечения "Красноярск, Хакасия - Запад"
ВЛ 500 кВ Итатская - Томская
19,7
3хАС-400
1982
33
11,8
3хАСО-500
79,1
3хАСО-400
1962
53
133,46
3хАСО-330
1988
27
26,9
3хАСО-500
1969
46
45,64 <*>
3хАСО-300
1986
29
Связь "Томск - Кузбасс"
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская
1,06
3хАС-330
2008
7
36,27
1980
35
45,54 <*>
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
47,7
АСО - 500
1962
53
44,1 <*>
1961
54
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
47,7
АСО-500
1962
53
33,15 <*>
1961
54
4,95 <*>
1990
25
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
38,9 <*>
АС-150
1970
45
Связь "Томск - Новосибирск"
ВЛ 110 кВ Боярская - Чилино с отпайкой на ПС 110 кВ Кандауровская (С-21)
30
АС-70
1972
43
33 <*>
21,6 <*>
<*> - указаны участки ВЛ в зоне эксплуатационной ответственности субъектов Томской энергосистемы; электропередача 110 кВ ПС Мельниково - ПС Колывань (Новосибирская энергосистема) разомкнута на ПС 110 кВ Чилино

Анализ возрастных характеристик показал, что средний срок службы межсистемных связей превышает 30 лет. Длительный срок эксплуатации электрооборудования практически всех межсистемных объектов требует особого контроля со стороны эксплуатирующей организации.
Максимально допустимый переток (МДП) в полной схеме, обеспечивающий нормативный запас по статической апериодической устойчивости, динамическую устойчивость при нормативных возмущениях, нормативный запас по напряжению в узлах нагрузки и отсутствие токовой перегрузки ВЛ, а также аварийно-допустимый переток (АДП) составляют:
- в сечении "Красноярск, Хакасия - Запад" - МДП - 3300 МВт (с учетом действия противоаварийной автоматики), АДП - 3800 МВт;
- в сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" - МДП - 916 МВт, АДП - 1103 МВт;
- в сечении "ОЭС Урала - Томская энергосистема" - МДП - 265/230 МВт (-5 °С/+25 °С), АДП - 430/430 МВт (-5 °С/+25 °С).
Минимально допустимые, аварийно-допустимые и наибольшие рабочие уровни напряжения в контрольных пунктах представлены в таблице 6.13.

Таблица 6.13 - Минимально допустимые, аварийно-допустимые
и наибольшие рабочие уровни напряжения в контрольных пунктах

Наименование энергообъекта
Контрольный пункт (класс напряжения СШ), кВ
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
Минимально допустимое напряжение, кВ
Аварийно-допустимое напряжение, кВ
ПС 220 кВ Восточная
110
126
93
88
ПС 220 кВ Вертикос
220
252
181
171
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
220
252
208
197
ПС 220 кВ Володино
110
126
93
88
ПС 220 кВ Парабель
110
126
91
86
ТЭЦ СХК
110
126
104
99
ПС 220 кВ Чапаевка <*>
220
252
202
191
Примечание: <*> - при питании ПС 220 кВ Чапаевка со стороны ПС 220 кВ Парабель

Требуемый уровень напряжения в сети Томской энергосистемы обеспечивается средствами компенсации реактивной мощности (СКРМ), установленными на ПС 500 кВ Томская, ПС 220 кВ Восточная, ПС 220 кВ Володино, ПС 220 кВ Парабель, ПС 220 кВ Чапаевка, ПС 110 кВ Колпашево, ПС 110 кВ Двуреченская, ПС 110 кВ Игольская, ПС 110 кВ Катыльгинская, а также регулированием реактивной мощности Томских электростанций. Перечень СКРМ (на 01.01.2015) представлен в таблице 6.14.

Таблица 6.14 - Перечень СКРМ по состоянию на 01.01.2015

Наименование энергообъекта
Диспетчерское наименование
Тип
Место установки
Год ввода
Срок службы, лет на 01.01.15
ПС 500 кВ Томская
ШР-500
фаза А - РОДЦ-60000/500У1
Шины 500 кВ
1988
27
ШР-500
фаза В - РОДЦ-60000/500У1
1988
27
ШР-500
фаза С - РОДЦ-60000/500У1
1988
27
ШР-500
резерв - РОДЦ-60000/500У1
1990
25
УШР-500 ф.А
фаза А - РОДУ-60000/500У1
Шины 500 кВ
2009
6
УШР-500 ф.В
фаза В - РОДУ-60000/500У1
2009
6
УШР-500 ф.С
фаза С - РОДУ-60000/500У1
2009
6
УШР-500 резерв
резерв - РОДУ-60000/500У1
2009
6
ПС 220 кВ Восточная
БСК-1
БКЭ1.05-252 У1
Шины 110 кВ
1988
27
БСК-2
БКЭ1.05-252 У1
Шины 110 кВ
1988
27
ПС 220 кВ Володино
ШР-110
фаза А - РОДГ-33333/110
Шины 110 кВ
1988
27
ШР-110
фаза В - РОДГ-33333/110
1988
27
ШР-110
фаза С - РОДГ-33333/110
1988
27
ШР-110
резерв - РОДГ-33333/110
1988
27
ПС 220 кВ Парабель
ШР-110
фаза А - РОДГ-33333/110
Шины 110 кВ
1983
32
ШР-110
фаза В - РОДГ-33333/110
1983
32
ШР-110
фаза С - РОДГ-33333/110
1983
32
ШР-110
резерв - РОДГ-33333/110
1983
32
ПС 220 кВ Чапаевка
ШР-110
фаза А - РОДГ-33333/110
Шины 110 кВ
1978
37
ШР-110
фаза В - РОДГ-33333/110
1978
37
ШР-110
фаза С - РОДГ-33333/110
1978
37
ШР-110
резерв - РОДГ-33333/110
1978
37
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
БСК-1
БСК-35-17,3
Шины 35 кВ
2013
2
БСК-1
БСК-35-17,3
Шины 35 кВ
2013
2
ПС 110 кВ Колпашево
БСК-110
БК-1,05-500
Шины 110 кВ
1988
27
ПС 110 кВ Двуреченская
БСК-110
КЭС1-1,05-63-1У1
Шины 110 кВ
2004
11
Р-110
РТДУ-25000/110 ХЛ1
Шины 110 кВ
2004
11
ПС 110 кВ Игольская
БСК-110
КЭС1-1,05-63-1У
Шины 110 кВ
2004
11
Р-110
РТДУ-25000/110 ХЛ1
Шины 110 кВ
2004
11
ПС 110 кВ Катыльгинская
БСК-110
КЭС1-1,05-63-1У
Шины 110 кВ
2004
11
Р-110
РТДУ-25000/110 ХЛ1
Шины 110 кВ
2004
11

Анализ возрастной структуры показал, что ШР на ПС 500 кВ Томская, ПС 220 кВ Володино, ПС 220 кВ Парабель, ПС 220 кВ Чапаевка, а также БСК на ПС 220 кВ Восточная отработали более 25 лет, что приводит к необходимости усиленного контроля со стороны эксплуатирующей организации.
Анализ отчетных режимов работы внешних электрических связей Томской энергосистемы проведен по данным контрольных замеров на час максимума и минимума для летних и зимних нагрузок 2010 - 2014 гг.
2010 г.
Загрузка внешних связей Томской энергосистемы в часы максимальной и минимальной нагрузки в дни летних и зимних контрольных замеров 2010 г. приведена в таблицах 6.15 и 6.16 и на рисунках 6.7 и 6.8 (не приводятся). В таблицах представлены перетоки мощности по внешним связям Томской энергосистемы входящим в состав контролируемых сечений "Красноярск, Хакасия - Запад", "Красноярск, Кузбасс - Томск" и "ОЭС Урала - Томская энергосистема". Кроме того, рассматривалась загрузка межсистемных связей "Томск - Кузбасс". Загрузка межсистемной связи "Томск - Новосибирск" не рассматривалась ввиду наличия разрыва на ПС 110 кВ Чилино. За положительное направление перетока активной мощности в сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" принято направление в Томскую энергосистему. Замер активной мощности осуществляется на ПС 500 кВ Томская, ПС 220 кВ Восточная, ПС 220 кВ Зональная, ПС 110 кВ Яшкинская (по ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)). За положительное направление перетока активной мощности в сечении "ОЭС Урала - Томская энергосистема" принято направление к шинам ПС 220 кВ Советско-Соснинская. Замер активной мощности осуществляется на ПС 220 кВ Советско-Соснинская. В сечении "Красноярск, Хакасия - Запад" контроль перетока активной мощности по ВЛ 500 кВ Итатская - Томская осуществлялся со стороны ПС 500 кВ Томская, в качестве положительного направления перетока мощности принято направление в Томскую энергосистему. При анализе загрузки внешних связей Томской энергосистемы с Кузбасской энергосистемой в качестве положительного направления перетока мощности принято направление в Томскую энергосистему.

Таблица 6.15 - Загрузка внешних связей Томской ЭС
в день летнего контрольного замера в час максимальной
и минимальной нагрузки (16.06.2010)

Состав контролируемых сечений
Р+jQ, МВА
Для ВЛ - Iдд, А на одну цепь (из условия допустимой токовой загрузки);
для тр-ов - Sном, МВА
для ВЛ - Iтек, А
для тр-ов - Sат, МВА
максимальная нагрузка ЭС (10:00)
минимальная нагрузка ЭС (00:00)
Сечение "Красноярск, Кузбасс - Томск"
АТ-1 ПС 500 кВ Томская
193 - j8,8
164,4 - j31,7
501
193,2
167,4
АТ-2 ПС 500 кВ Томская
193 - j8,8
164,4 - j31,7
501
193,2
167,4
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
11,2 + j34,7
-6 + j14,1
945 <**>
94,0
39,6
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
-2,2 + j32,1
-16,6 + j11,8
945 <**>
82,7
52,5
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
-2 + j7,9
-17,2 + j8,5
200 <*>
40,8
97,3
Суммарный переток активной мощности
395,0
306,2

Связь "Томск - Тюмень" в составе сечения "ОЭС Урала - Томская энергосистема"
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь (НСС-1)
62,4 + j17,7
57,9 + j12,2
605 <**>
159,4
145,2
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская II цепь (НСС-2)
62,4 + j17,7
57,9 + j12,2
605 <**>
159,4
145,2
Суммарный переток активной мощности
124,8
115,8

Связь "Томск - Красноярск" в составе сечения "Красноярск, Хакасия - Запад"
ВЛ 500 кВ Итатская - Томская
434 + j107,4
434 + j94,1
2000 <*>
503,2
505,7
Суммарный переток активной мощности
434,0
434,0

Связь "Томск - Кузбасс"
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская
-47,7 + j69,6
-104,9 + j35,9
2000 <*>
95,0
126,3
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
11,2 + j34,7
-6 + j14,1
945 <**>
94,0
39,6
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
-2,2 + j32,1
-16,6 + j11,8
945 <**>
82,7
52,5
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
-2 + j7,9
-17,2 + j8,5
200 <*>
40,8
97,3
Суммарный переток активной мощности
-40,7
-144,7

<*> - по условию недопущения перегрузки электрооборудования (выключатель, разъединитель, ВЧЗ, ТТ);
<**> - по условию недопущения перегрузки провода ЛЭП, ошиновки подстанций

Таблица 6.16 - Загрузка внешних связей Томской ЭС
в день зимнего контрольного замера в час максимальной
и минимальной нагрузки (15.12.2010)

Состав контролируемых сечений
Р+jQ, МВА
для ВЛ - Iдд, А на одну цепь (из условия допустимой токовой загрузки);
для тр-ов - Sном, МВА
для ВЛ - Iтек, А
для тр-ов - Sат, МВА
максимальная нагрузка ЭС (15:00)
минимальная нагрузка ЭС (00:00)
Сечение "Красноярск, Кузбасс - Томск"
АТ-1 ПС 500 кВ Томская
129,7 - j10,8
59,1 - j25,5
501
130,1
64,4
АТ-2 ПС 500 кВ Томская
129,7 - j10,8
59,1 - j25,5
501
130,1
64,4
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
27,3 + j43,4
-1,7 + j38,7
1000 <*>
130,9
97,2
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
11,6 + j40,9
-10,6 + j37,9
1000 <*>
108,3
98,8
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
0,8 - j3,2
7,8 + j5,8
200 <*>
16,4
47,9
Суммарный переток активной мощности
298,3
105,9

Связь "Томск - Тюмень" в составе сечения "ОЭС Урала - Томская энергосистема"
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь (НСС-1)
117,2 - j10,3
109,8 - j9,3
720 <*>
285,4
267,2
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская II цепь (НСС-2)
117,2 - j10,3
109,8 - j9,3
720 <*>
285,4
267,2
Суммарный переток активной мощности
234,4
219,6

Связь "Томск - Красноярск" в составе сечения "Красноярск, Хакасия - Запад"
ВЛ 500 кВ Итатская - Томская
275,1 + j130,6
204,5 + j124,2
2000 <*>
340,1
265,1
Суммарный переток активной мощности
275,1
204,5

Связь "Томск - Кузбасс"
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская
-15 + j35,4
-85,8 + j34,7
2000 <*>
42,9
102,6
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
27,3 + j43,4
-1,7 + j38,7
1000 <*>
130,9
97,2
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
11,6 + j40,9
-10,6 + j37,9
1000 <*>
108,3
98,8
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
0,8 - j3,2
7,8 + j5,8
200 <*>
16,4
47,9
Суммарный переток активной мощности
24,7
81,3

<*> - по условию недопущения перегрузки электрооборудования (выключатель, разъединитель, ВЧЗ, ТТ);
<**> - по условию недопущения перегрузки провода ЛЭП, ошиновки подстанций

Рисунок 6.7 - Загрузка внешних связей Томской энергосистемы
в день летнего контрольного замера в час максимальной
(10:00) и минимальной (00:00) нагрузки (16.06.2010)

Рисунок не приводится.

Рисунок 6.8 - Загрузка внешних связей Томской энергосистемы
в день зимнего контрольного замера в час максимальной
(15:00) и минимальной (00:00) нагрузки (15.12.2010)

Рисунок не приводится.

Анализ полученных результатов позволяет сделать вывод, что в 2010 г.:
- максимальные значения перетоков в сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" не превышали пропускную способность сечения (916 МВт) и составляли 395,0 МВт и 298,3 МВт, соответственно, в день летнего и зимнего контрольного замера в часы максимальной нагрузки Томской ЭС. Запаса по статической устойчивости было достаточно даже с учетом потери наиболее мощного блока на станциях Томской ЭС - при потере блока на Томской ТЭЦ-3, мощностью 140 МВт, приводящего к увеличению загрузки сечения;
- максимальные значения перетоков в сечении "ОЭС Урала - Томская энергосистема" не превышали пропускную способность сечения (230 МВт - для летних режимов и 265 МВт - для зимних режимов) и составляли 124,8 МВт и 234,4 МВт, соответственно, в день летнего и зимнего контрольного замера в часы максимальной нагрузки Томской ЭС;
- максимальной величины в 434 МВт переток по связи "Томск - Красноярск", входящей в состав сечения "Красноярск, Хакасия - Запад", достиг в день летнего контрольного замера в часы максимальной и минимальной нагрузки Томской ЭС и составил около 13% от МДП в контролируемом сечении "Красноярск, Хакасия - Запад" (МДП - 3300 МВт);
- загрузка всех межсистемных ВЛ не превышала длительно допустимую токовую загрузку, по условию нагрева провода и допустимого тока электрооборудования на подстанциях.
Анализ изменения напряжения в дни летних и зимних контрольных замеров в часы прохождения максимальной и минимальной нагрузки Томской ЭС 2010 г. (таблица 6.17) показал, что в контрольных пунктах поддерживался оптимальный уровень напряжения, обеспечивающий нормальные условия работы потребителей.

Таблица 6.17 - Уровни напряжения в контрольных
пунктах в дни контрольных замеров 2010 г.

Контрольный пункт
Летний контрольный замер 16.06.2010
Зимний контрольный замер 15.12.2010
Напряжение, кВ
минимальная нагрузка ЭС
максимальная нагрузка ЭС
минимальная нагрузка ЭС
максимальная нагрузка ЭС
ПС 220 кВ Восточная
шины 110 кВ
114,7
113,8
119,1
116,6
ПС 220 кВ Вертикос
шины 220 кВ
246,9
245
248,6
248,1
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
шины 220 кВ
235,3
234,9
238,1
238
ПС 220 кВ Володино
шины 110 кВ
107,6
107,5
118,2
116,2
ПС 220 кВ Парабель
шины 110 кВ
121
121
123,9
121,4
ТЭЦ СХК
шины 110 кВ
116
116
116,8
115,9
ПС 220 кВ Чапаевка <*>
шины 220 кВ
247
224,6
-
-
<*> - при питании ПС 220 кВ Чапаевка со стороны ПС 220 кВ Парабель

Анализ режимов работы СКРМ в дни летних и зимних контрольных замеров в часы прохождения максимальной и минимальной нагрузки Томской ЭС (таблица 6.18 и 6.19) показал, что в летних и зимних режимах ШР-500 и УШР-500 на ПС 500 кВ Томская, БСК-110 и Р-110 на ПС 110 кВ Двуреченская, БСК-110 и Р-110 на ПС 110 кВ Игольская, БСК-110 и Р-110 на ПС 110 кВ Катыльгинская находились в работе. ШР-110 на ПС 220 кВ Володино находился в работе только в день летнего контрольного замера. В дни летних и зимних контрольных замеров ШР-110 на ПС 220 кВ Парабель, ШР-110 на ПС 220 кВ Чапаевка, БСК-110 на ПС 110 кВ Колпашево, БСК-1 и БСК-2 на ПС 220 кВ Восточная были отключены.

Таблица 6.18 - Сведения об использовании средств
компенсации реактивной мощности в день
летнего контрольного замера 2010 г.

Наименование подстанции с СКРМ
Номинальная реактивная мощность, Мвар
Летний контрольный замер
16.06.2010
минимум нагрузки
Летний контрольный замер
16.06.2010
максимум нагрузки
на выдачу (+)
на прием (-)
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
ПС 500 кВ Томская (ШР-500)
-
180
-167,9
93,2
-171,8
95,4
ПС 500 кВ Томская (УШР-500)
-
180
-12,3
6,8
-5,5
3
ПС 220 кВ Восточная (БСК-1)
52
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Восточная (БСК-2)
52
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Володино (ШР-110)
-
100
-76,5
76,5
-76,3
76,3
ПС 220 кВ Парабель (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Чапаевка (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Колпашево (БСК-110)
26
-
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Двуреченская (БСК-110)
37,5
-
35
93,3
35
93,3
ПС 110 кВ Двуреченская (Р-110)
-
25
-11,9
47,6
-12,1
48,4
ПС 110 кВ Игольская (БСК-110)
25
-
24
96
24
96
ПС 110 кВ Игольская (Р-110)
-
25
-10
40
-8,2
32,8
ПС 110 кВ Катыльгинская (БСК-110)
25
-
22
88
22
88
ПС 110 кВ Катыльгинская (Р-110)
-
25
-21
84
19,7
78,8

Таблица 6.19 - Сведения об использовании средств
компенсации реактивной мощности в день зимнего
контрольного замера 2010 г.

Наименование подстанции с СКРМ
Номинальная реактивная мощность, Мвар
Зимний контрольный замер
15.12.2010
минимум нагрузки
Зимний контрольный замер
15.12.2010
максимум нагрузки
на выдачу (+)
на прием (-)
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
ПС 500 кВ Томская (ШР-500)
-
180
-178,9
99,4
-176,1
97,8
ПС 500 кВ Томская (УШР-500)
-
180
-29,1
16,2
-3,7
2
ПС 220 кВ Восточная (БСК-1)
52
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Восточная (БСК-2)
52
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Володино (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Парабель (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Чапаевка (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Колпашево (БСК-110)
26
-
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Двуреченская (БСК-110)
37,5
-
34,2
91,2
34,4
91,7
ПС 110 кВ Двуреченская (Р-110)
-
25
-14,4
57,6
-13
52
ПС 110 кВ Игольская (БСК-110)
25
-
23,3
93,2
23,3
93,2
ПС 110 кВ Игольская (Р-110)
-
25
-19,6
78,4
-17,5
70
ПС 110 кВ Катыльгинская (БСК-110)
25
-
22,6
90,4
22,6
90,4
ПС 110 кВ Катыльгинская (Р-110)
-
25
-18,5
74
-17,1
68,4

2011 г.
Загрузка внешних связей Томской энергосистемы в часы максимальной и минимальной нагрузки в дни летних и зимних контрольных замеров 2011 г. приведена в таблицах 6.20 и 6.21 и на рисунках 6.9 и 6.10 (не приводятся). В таблицах представлены перетоки мощности по внешним связям Томской энергосистемы входящим в состав контролируемых сечений "Красноярск, Хакасия - Запад", "Красноярск, Кузбасс - Томск" и "ОЭС Урала - Томская энергосистема". Кроме того, рассматривалась загрузка межсистемных связей "Томск - Кузбасс". Загрузка межсистемной связи "Томск - Новосибирск" не рассматривалась ввиду наличия разрыва на ПС 110 кВ Чилино. За положительное направление перетока активной мощности в сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" принято направление в Томскую энергосистему. Замер активной мощности осуществляется на ПС 500 кВ Томская, ПС 220 кВ Восточная, ПС 220 кВ Зональная, ПС 110 кВ Яшкинская (по ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)). За положительное направление перетока активной мощности в сечении "ОЭС Урала - Томская энергосистема" принято направление к шинам ПС 220 кВ Советско-Соснинская. Замер активной мощности осуществляется на ПС 220 кВ Советско-Соснинская. В сечении "Красноярск, Хакасия - Запад" контроль перетока активной мощности по ВЛ 500 кВ Итатская - Томская осуществлялся со стороны ПС 500 кВ Томская, в качестве положительного направления перетока мощности принято направление в Томскую энергосистему. При анализе загрузки внешних связей Томской энергосистемы с Кузбасской энергосистемой в качестве положительного направления перетока мощности принято направление в Томскую энергосистему.

Таблица 6.20 - Загрузка внешних связей Томской ЭС
в день летнего контрольного замера в час максимальной
и минимальной нагрузки (15.06.2011)

Состав контролируемых сечений
Р + jQ, МВА
для ВЛ - Iдд, А на одну цепь (из условия допустимой токовой загрузки);
для тр-ов - Sном, МВА
для ВЛ - Iтек, А
для тр-ов - Sат, МВА
максимальная нагрузка ЭС (07:00)
минимальная нагрузка ЭС (00:00)
Сечение "Красноярск, Кузбасс - Томск"
АТ-1 ПС 500кВ Томская
-
-
501
-
-
АТ-2 ПС 500кВ Томская
286,2 - j27,3
161,5 - j50,3
501
287,5
169,2
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
67,5 + j28,4
41,5 + j10,1
945 <**>
189,1
108,4
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
56,2 + j25,9
34,9 + j8,3
945 <**>
159,4
90,9
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
4 + j0,7
3,2 - j12,3
200 <*>
20,6
64,4
Суммарный переток активной мощности
409,9
237,9

Связь "Томск - Тюмень" в составе сечения "ОЭС Урала - Томская энергосистема"
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь (НСС-1)
89,6 - j6,1
85,6 - j12,1
605 <**>
219,9
210,4
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская II цепь (НСС-2)
89,6 - j6,1
85,6 - j12,1
605 <**>
219,9
210,4
Суммарный переток активной мощности
179,2
171,2

Связь "Томск - Красноярск" в составе сечения "Красноярск, Хакасия - Запад"
ВЛ 500 кВ Итатская - Томская
271,9 + j121
122 + j127,6
2000 <*>
338,0
198,3
Суммарный переток активной мощности
271,9
122,0

Связь "Томск - Кузбасс"
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская
14,4 + j28
39,4 + j2,2
2000 <*>
35,8
44,3
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
67,5 + j28,4
41,5 + j10,1
945 <**>
189,1
108,4
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
56,2 + j25,9
34,9 + j8,3
945 <**>
159,4
90,9
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
4 + j0,7
3,2 - j12,3
200 <*>
20,6
64,4
Суммарный переток активной мощности
142,1
119,0

<*> - по условию недопущения перегрузки электрооборудования (выключатель, разъединитель, ВЧЗ, ТТ);
<**> - по условию недопущения перегрузки провода ЛЭП, ошиновки подстанций

Таблица 6.21 - Загрузка внешних связей Томской ЭС
в день зимнего контрольного замера в час максимальной
и минимальной нагрузки (15.12.2011)

Состав контролируемых сечений
Р + jQ, МВА
для ВЛ - Iдд, А на одну цепь (из условия допустимой токовой загрузки);
для тр-ов - Sном, МВА
для ВЛ - Iтек, А для тр-ов - Sат, МВА
максимальная нагрузка ЭС (15:00)
минимальная нагрузка ЭС (00:00)
Сечение "Красноярск, Кузбасс - Томск"
АТ-1 ПС 500кВ Томская
134,8 + j2,4
35,4 - j10,4
501
134,8
36,9
АТ-2 ПС 500кВ Томская
134,8 + j2,4
35,4 - j10,4
501
134,8
36,9
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
29,5 + j40,6
2,6 + j36,8
1000 <*>
128,8
93,0
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
12,8 + j38,5
-6,1 + j35,1
1000 <*>
103,9
89,7
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
-1,6 - j13,1
-4,8 + j11,6
200 <*>
67,4
62,7
Суммарный переток активной мощности
311,9
67,3

Связь "Томск - Тюмень" в составе сечения "ОЭС Урала - Томская энергосистема"
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь (НСС-1)
104,4 - j13,2
96,8 - j16,5
720 <*>
255,3
237,9
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская II цепь (НСС-2)
104,4 - j13,2
96,8 - j16,5
720 <*>
255,3
237,9
Суммарный переток активной мощности
208,8
193,6

Связь "Томск - Красноярск" в составе сечения "Красноярск, Хакасия - Запад"
ВЛ 500 кВ Итатская - Томская
265,2 + j152,7
108,2 + j146,3
2000 <*>
343,0
201,6
Суммарный переток активной мощности
265,2
108,2

Связь "Томск - Кузбасс"
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская
6,4 + j33
-35,7 + j18,3
2000 <*>
37,7
44,4
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
29,5 + j40,6
2,6 + j36,8
1000 <*>
128,8
93,0
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
12,8 + j38,5
-6,1 + j35,1
1000 <*>
103,9
89,7
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
-1,6 - j13,1
-4,8 + j11,6
200 <*>
67,4
62,7
Суммарный переток активной мощности
47,1
-44,0

<*> - по условию недопущения перегрузки электрооборудования (выключатель, разъединитель, ВЧЗ, ТТ);
<**> - по условию недопущения перегрузки провода ЛЭП, ошиновки подстанций

Рисунок 6.9 - Загрузка внешних связей Томской энергосистемы
в день летнего контрольного замера в час максимальной
(07:00) и минимальной (00:00) нагрузки (15.06.2011)

Рисунок не приводится.

Рисунок 6.10 - Загрузка внешних связей Томской энергосистемы
в день зимнего контрольного замера в час максимальной
(15:00) и минимальной (00:00) нагрузки (15.12.2011)

Рисунок не приводится.

Анализ полученных результатов позволяет сделать вывод, что в 2011 г.:
- максимальные значения перетоков в сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" не превышали пропускную способность сечения (916 МВт) и составляли 409,9 МВт и 311,9 МВт, соответственно, в день летнего и зимнего контрольного замера в часы максимальной нагрузки Томской ЭС. Запаса по статической устойчивости было достаточно даже с учетом потери наиболее мощного блока на станциях Томской ЭС - при потере блока на Томской ТЭЦ-3, мощностью 140 МВт, приводящего к увеличению загрузки сечения;
- максимальные значения перетоков в сечении "ОЭС Урала - Томская энергосистема" не превышали пропускную способность сечения (230 МВт - для летних режимов и 265 МВт - для зимних режимов) и составляли 179,2 МВт и 208,8 МВт, соответственно, в день летнего и зимнего контрольного замера в часы максимальной нагрузки Томской ЭС;
- максимальной величины в 271,9 МВт переток по связи "Томск - Красноярск", входящей в состав сечения "Красноярск, Хакасия - Запад", достиг в день летнего контрольного замера в часы максимальной нагрузки Томской ЭС и составил около 8% от МДП в контролируемом сечении "Красноярск, Хакасия - Запад" (МДП - 3300 МВт);
- загрузка всех межсистемных ВЛ не превышала длительно допустимую токовую загрузку, по условию нагрева провода и допустимого тока электрооборудования на подстанциях.
Анализ изменения напряжения в дни летних и зимних контрольных замеров в часы прохождения максимальной и минимальной нагрузки Томской ЭС 2011 г. (таблица 6.22) показал, что в контрольных пунктах поддерживался оптимальный уровень напряжения, обеспечивающий нормальные условия работы потребителей.
Анализ режимов работы СКРМ в дни летних и зимних контрольных замеров в часы прохождения максимальной и минимальной нагрузки Томской ЭС (таблица 6.23 и 6.24) показал, что в летних и зимних режимах ШР-500 и УШР-500 на ПС 500 кВ Томская, БСК-110 и Р-110 на ПС 110 кВ Двуреченская, БСК-110 и Р-110 на ПС 110 кВ Игольская, БСК-110 и Р-110 на ПС 110 кВ Катыльгинская находились в работе. В дни летних и зимних контрольных замеров ШР-110 на ПС 220 кВ Володино, ШР-110 на ПС 220 кВ Парабель, ШР-110 на ПС 220 кВ Чапаевка, БСК-110 на ПС 110 кВ Колпашево, БСК-1 и БСК-2 на ПС 220 кВ Восточная были отключены.

Таблица 6.22 - Уровни напряжения в контрольных
пунктах в дни контрольных замеров 2011 г.

Контрольный пункт
Летний контрольный замер 15.06.2011
Зимний контрольный замер 15.12.2011
Напряжение, кВ
минимальная нагрузка ЭС
максимальная нагрузка ЭС
минимальная нагрузка ЭС
максимальная нагрузка ЭС
ПС 220 кВ Восточная
шины 110 кВ
116
113,3
118,7
116,3
ПС 220 кВ Вертикос
шины 220 кВ
243,7
242,4
249,1
248,5
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
шины 220 кВ
237,2
235,8
238,3
238
ПС 220 кВ Володино
шины 110 кВ
118,4
115,7
117,6
114,7
ПС 220 кВ Парабель
шины 110 кВ
125,2
123
123,3
120,3
ТЭЦ СХК
шины 110 кВ
116,6
114,1
116,4
114,4
ПС 220 кВ Чапаевка <*>
шины 220 кВ
-
-
-
-
<*> - при питании ПС 220 кВ Чапаевка со стороны ПС 220 кВ Парабель

Таблица 6.23 - Сведения об использовании средств
компенсации реактивной мощности в день
летнего контрольного замера 2011 г.

Наименование подстанции с СКРМ
Номинальная реактивная мощность, Мвар
Летний контрольный замер
15.06.2011
минимум нагрузки
Летний контрольный замер
15.06.2011
максимум нагрузки
на выдачу (+)
на прием (-)
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
ПС 500 кВ Томская (ШР-500)
-
180
-174,1
96,7
-170,3
94,6
ПС 500 кВ Томская (УШР-500)
-
180
-6
3,3
-6
3,3
ПС 220 кВ Восточная (БСК-1)
52
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Восточная (БСК-2)
52
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Володино (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Парабель (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Чапаевка (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Колпашево (БСК-110)
26
-
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Двуреченская (БСК-110)
37,5
-
32,7
87,2
32,7
87,2
ПС 110 кВ Двуреченская (Р-110)
-
25
-18,4
73,6
-18,5
74
ПС 110 кВ Игольская (БСК-110)
25
-
22,7
90,8
22,7
90,8
ПС 110 кВ Игольская (Р-110)
-
25
-19,5
78
-16,3
65,2
ПС 110 кВ Катыльгинская (БСК-110)
25
-
21,8
87,2
21,8
87,2
ПС 110 кВ Катыльгинская (Р-110)
-
25
-14
56
-12,7
50,8

Таблица 6.24 - Сведения об использовании средств
компенсации реактивной мощности в день
зимнего контрольного замера 2011 г.

Наименование подстанции с СКРМ
Номинальная реактивная мощность, Мвар
Зимний контрольный замер
15.12.2011
минимум нагрузки
Зимний контрольный замер
15.12.2011
максимум нагрузки
на выдачу (+)
на прием (-)
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
ПС 500 кВ Томская (ШР-500)
-
180
-179
99,4
-174,8
97,8
ПС 500 кВ Томская (УШР-500)
-
180
-6
3,3
-6
3,3
ПС 220 кВ Восточная (БСК-1)
52
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Восточная (БСК-2)
52
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Володино (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Парабель (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Чапаевка (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Колпашево (БСК-110)
26
-
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Двуреченская (БСК-110)
37,5
-
31,1
83
31,3
83,4
ПС 110 кВ Двуреченская (Р-110)
-
25
-13,9
55,6
-12,3
49,2
ПС 110 кВ Игольская (БСК-110)
25
-
21,7
86,8
21,7
86,8
ПС 110 кВ Игольская (Р-110)
-
25
-14,4
57,6
-9,8
39,2
ПС 110 кВ Катыльгинская (БСК-110)
25
-
22,6
90,4
22,8
91,2
ПС 110 кВ Катыльгинская (Р-110)
-
25
-14,3
57,2
-11,3
44,8

2012 г.
Загрузка внешних связей Томской энергосистемы в часы максимальной и минимальной нагрузки в дни летних и зимних контрольных замеров 2012 г. приведена в таблицах 6.25 и 6.26 и на рисунках 6.11 и 6.12 (не приводятся). В таблицах представлены перетоки мощности по внешним связям Томской энергосистемы входящим в состав контролируемых сечений "Красноярск, Хакасия - Запад", "Красноярск, Кузбасс - Томск" и "ОЭС Урала - Томская энергосистема". Кроме того, рассматривалась загрузка межсистемных связей "Томск - Кузбасс". Загрузка межсистемной связи "Томск - Новосибирск" не рассматривалась ввиду наличия разрыва на ПС 110 кВ Чилино. За положительное направление перетока активной мощности в сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" принято направление в Томскую энергосистему. Замер активной мощности осуществляется на ПС 500 кВ Томская, ПС 220 кВ Восточная, ПС 220 кВ Зональная, ПС 110 кВ Яшкинская (по ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)). За положительное направление перетока активной мощности в сечении "ОЭС Урала - Томская энергосистема" принято направление к шинам ПС 220 кВ Советско-Соснинская. Замер активной мощности осуществляется на ПС 220 кВ Советско-Соснинская. В сечении "Красноярск, Хакасия - Запад" контроль перетока активной мощности по ВЛ 500 кВ Итатская - Томская осуществлялся со стороны ПС 500 кВ Томская, в качестве положительного направления перетока мощности принято направление в Томскую энергосистему. При анализе загрузки внешних связей Томской энергосистемы с Кузбасской энергосистемой в качестве положительного направления перетока мощности принято направление в Томскую энергосистему.

Таблица 6.25 - Загрузка внешних связей Томской ЭС
в день летнего контрольного замера в час максимальной
и минимальной нагрузки (20.06.2012)

Состав контролируемых сечений
Р + jQ, МВА
для ВЛ - Iдд, А на одну цепь (из условия допустимой токовой загрузки);
для тр-ов - Sном, МВА
для ВЛ - Iтек, А
для тр-ов - Sат, МВА
максимальная нагрузка ЭС (07:00)
минимальная нагрузка ЭС (00:00)
Сечение "Красноярск, Кузбасс - Томск"
АТ-1 ПС 500 кВ Томская
120,7 - j33,3
47,5 - j38,3
501
125,2
61,0
АТ-2 ПС 500 кВ Томская
120,7 - j33,3
47,5 - j38,3
501
125,2
61,0
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
15,8 + j41,4
-6,4 + j33,6
945 <**>
115,2
88,6
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
-2,3 + j38,4
-14,9 + j32,8
945 <**>
100,0
93,3
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
0,4 - j2,2
-0,8 - j6,3
200 <*>
11,6
32,2
Суммарный переток активной мощности
254,9
73,7

Связь "Томск - Тюмень" в составе сечения "ОЭС Урала - Томская энергосистема"
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь (НСС-1)
89,1 - j4,7
84 - j6,6
605 <**>
217,4
203,5
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская II цепь (НСС-2)
89,1 - j4,7
84 - j6,6
605 <**>
217,4
203,5
Суммарный переток активной мощности
178,2
168,0

Связь "Томск - Красноярск" в составе сечения "Красноярск, Хакасия - Запад"
ВЛ 500 кВ Итатская - Томская
243,7 + j202,4
97,4 + j235,4
2000 <*>
364,3
293,0
Суммарный переток активной мощности
243,7
97,4

Связь "Томск - Кузбасс"
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская
-
-
2000 <*>
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
15,8 + j41,4
-6,4 + j33,6
945 <**>
115,2
88,6
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
-2,3 + j38,4
-14,9 + j32,8
4945 <**>
100,0
93,3
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
0,4 - j2,2
-0,8 - j6,3
200 <*>
11,6
32,2
Суммарный переток активной мощности
13,1
-22,1

<*> - по условию недопущения перегрузки электрооборудования (выключатель, разъединитель, ВЧЗ, ТТ);
<**> - по условию недопущения перегрузки провода ЛЭП, ошиновки подстанций

Таблица 6.26 - Загрузка внешних связей Томской ЭС
в день зимнего контрольного замера в час максимальной
и минимальной нагрузки (19.12.2012)

Состав контролируемых сечений
Р + jQ, МВА
для ВЛ - Iдд, А на одну цепь (из условия допустимой токовой загрузки);
для тр-ов - Sном, МВА
для ВЛ - Iтек, А
для тр-ов - Sат, МВА
максимальная нагрузка ЭС (15:00)
минимальная нагрузка ЭС (01:00)
Сечение "Красноярск, Кузбасс - Томск"
АТ-1 ПС 500 кВ Томская
187,5 - j16,7
75,8 - j13
501
188,2
76,9
АТ-2 ПС 500 кВ Томская
187,5 - j16,7
75,8 - j12,8
501
188,2
76,9
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
34,5 + j43,8
11,6 + j47
1000 <*>
143,7
122,1
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
14,7 + j41,8
2,8 + j44,8
1000 <*>
113,7
113,2
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
-8,7 + j8
3,8 - j3,6
200 <*>
58,3
25,6
Суммарный переток активной мощности
424,2
166,0

Связь "Томск - Тюмень" в составе сечения "ОЭС Урала - Томская энергосистема"
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь (НСС-1)
104,7 - j11,2
98,9 - j13
720 <*>
255,4
241,0
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская II цепь (НСС-2)
105,3 - j11,1
99,4 - j12,9
720 <*>
256,9
242,1
Суммарный переток активной мощности
210,0
198,3

Связь "Томск - Красноярск" в составе сечения "Красноярск, Хакасия - Запад"
ВЛ 500 кВ Итатская - Томская
376,6 + j107,4
148,6 + j131,9
2000 <*>
441,6
220,6
Суммарный переток активной мощности
376,6
148,6

Связь "Томск - Кузбасс"
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская
1,4 + j52,5
5,3 + j50,7
2000 <*>
59,2
56,6
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
34,5 + j43,8
11,6 + j47
1000 <*>
143,7
122,1
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
14,7 + j41,8
2,8 + j44,8
1000 <*>
113,7
113,2
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
-8,7 + j8
3,8 - j3,6
200 <*>
58,3
25,6
Суммарный переток активной мощности
41,9
23,5

<*> - по условию недопущения перегрузки электрооборудования (выключатель, разъединитель, ВЧЗ, ТТ);
<**> - по условию недопущения перегрузки провода ЛЭП, ошиновки подстанций

Рисунок 6.11 - Загрузка внешних связей Томской энергосистемы
в день летнего контрольного замера в час максимальной
(07:00) и минимальной (00:00) нагрузки (20.06.2012)

Рисунок не приводится.

Рисунок 6.12 - Загрузка внешних связей Томской энергосистемы
в день зимнего контрольного замера в час максимальной
(15:00) и минимальной (01:00) нагрузки (19.12.2012)

Рисунок не приводится.

Анализ полученных результатов позволяет сделать вывод, что в 2012 г.:
- максимальные значения перетоков в сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" не превышали пропускную способность сечения (916 МВт) и составляли 254,9 МВт и 424,2 МВт, соответственно, в день летнего и зимнего контрольного замера в часы максимальной нагрузки Томской ЭС. Запаса по статической устойчивости было достаточно даже с учетом потери наиболее мощного блока на станциях Томской ЭС - при потере блока на Томской ТЭЦ-3, мощностью 140 МВт, приводящего к увеличению загрузки сечения;
- максимальные значения перетоков в сечении "ОЭС Урала - Томская энергосистема" не превышали пропускную способность сечения (230 МВт - для летних режимов и 265 МВт - для зимних режимов) и составляли 178,2 МВт и 210,0 МВт, соответственно, в день летнего и зимнего контрольного замера в часы максимальной нагрузки Томской ЭС;
- максимальной величины в 376,6 МВт переток по связи "Томск - Красноярск", входящей в состав сечения "Красноярск, Хакасия - Запад", достиг в день зимнего контрольного замера в часы максимальной нагрузки Томской ЭС и составил около 11% от МДП в контролируемом сечении "Красноярск, Хакасия - Запад" (МДП - 3300 МВт);
- загрузка всех межсистемных ВЛ не превышала длительно допустимую токовую загрузку, по условию нагрева провода и допустимого тока электрооборудования на подстанциях.
Анализ изменения напряжения в дни летних и зимних контрольных замеров в часы прохождения максимальной и минимальной нагрузки Томской ЭС 2012 г. (таблица 6.27) показал, что в контрольных пунктах поддерживался оптимальный уровень напряжения, обеспечивающий нормальные условия работы потребителей.

Таблица 6.27 - Уровни напряжения в контрольных
пунктах в дни контрольных замеров 2012 г.

Контрольный пункт
Летний контрольный замер 20.06.2012
Зимний контрольный замер 19.12.2012
Напряжение, кВ
минимальная нагрузка ЭС
максимальная нагрузка ЭС
минимальная нагрузка ЭС
максимальная нагрузка ЭС
ПС 220 кВ Восточная
шины 110 кВ
114
113
118
116
ПС 220 кВ Вертикос
шины 220 кВ
245
243
249
247
ПС 220 кВ С-Соснинская
шины 220 кВ
239
237
239
238
ПС 220 кВ Володино
шины 110 кВ
117
116
121
118
ПС 220 кВ Парабель
шины 110 кВ
124
122
121
119
ТЭЦ СХК
шины 110 кВ
113
115
113
112
ПС 220 кВ Чапаевка <*>
шины 220 кВ
-
-
-
-
<*> - при питании ПС 220 кВ Чапаевка со стороны ПС 220 кВ Парабель

Анализ режимов работы СКРМ в дни летних и зимних контрольных замеров в часы прохождения максимальной и минимальной нагрузки Томской ЭС (таблица 6.28 и 6.29) показал, что в летних и зимних режимах ШР-500 и УШР-500 на ПС 500 кВ Томская, БСК-110 и Р-110 на ПС 110 кВ Двуреченская, БСК-110 и Р-110 на ПС 110 кВ Игольская, БСК-110 и Р-110 на ПС 110 кВ Катыльгинская находились в работе. БСК-110 на ПС 110 кВ Колпашево находился в работе только в день зимнего контрольного замера. В дни летних и зимних контрольных замеров ШР-110 на ПС 220 кВ Володино, ШР-110 на ПС 220 кВ Парабель, ШР-110 на ПС 220 кВ Чапаевка, БСК-1 и БСК-2 на ПС 220 кВ Восточная были отключены.

Таблица 6.28 - Сведения об использовании средств
компенсации реактивной мощности в день
летнего контрольного замера 2012 г.

Наименование подстанции с СКРМ
Номинальная реактивная мощность, Мвар
Летний контрольный замер
20.06.2012
минимум нагрузки
Летний контрольный замер
20.06.2012
максимум нагрузки
на выдачу (+)
на прием (-)
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
ПС 500 кВ Томская (ШР-500)
-
180
-166,1
92,2
-166,1
92,3
ПС 500 кВ Томская (УШР-500)
-
180
-144,3
80
-96,4
53,5
ПС 220 кВ Восточная (БСК-1)
52
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Восточная (БСК-2)
52
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Володино (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Парабель (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Чапаевка (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Колпашево (БСК-110)
26
-
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Двуреченская (БСК-110)
37,5
-
30,9
82,4
31
84,5
ПС 110 кВ Двуреченская (Р-110)
-
25
-17,6
70,4
-17,6
70,4
ПС 110 кВ Игольская (БСК-110)
25
-
21,8
87,2
21,8
87,2
ПС 110 кВ Игольская (Р-110)
-
25
-18
72
-15,7
62,8
ПС 110 кВ Катыльгинская (БСК-110)
25
-
21,9
87,6
21,8
87,2
ПС 110 кВ Катыльгинская (Р-110)
-
25
-19,5
78
-17
68

Таблица 6.29 - Сведения об использовании средств
компенсации реактивной мощности в день
зимнего контрольного замера 2012 г.

Наименование подстанции с СКРМ
Номинальная реактивная мощность, Мвар
Зимний контрольный замер
19.12.2012
минимум нагрузки
Зимний контрольный замер
19.12.2012
максимум нагрузки
на выдачу (+)
на прием (-)
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
ПС 500 кВ Томская (ШР-500)
-
180
-178,1
98,9
-172,8
96
ПС 500 кВ Томская (УШР-500)
-
180
-27,8
15,4
-6
3,3
ПС 220 кВ Восточная (БСК-1)
52
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Восточная (БСК-2)
52
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Володино (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Парабель (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Чапаевка (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Колпашево (БСК-110)
26
-
22,2
85,3
20,4
78,8
ПС 110 кВ Двуреченская (БСК-110)
37,5
-
31
82,7
31,6
84,3
ПС 110 кВ Двуреченская (Р-110)
-
25
-13,3
53,2
-13,1
52,4
ПС 110 кВ Игольская (БСК-110)
25
-
21,6
86,4
22
88
ПС 110 кВ Игольская (Р-110)
-
25
-7,6
30,4
-5,6
22,4
ПС 110 кВ Катыльгинская (БСК-110)
25
-
21,7
86,8
21,7
86,8
ПС 110 кВ Катыльгинская (Р-110)
-
25
-22,6
90,4
-20,1
80,4

2013 г.
Загрузка внешних связей Томской энергосистемы в часы максимальной и минимальной нагрузки в дни летних и зимних контрольных замеров 2013 г. приведена в таблицах 6.30 и 6.31 и на рисунках 6.13 и 6.14 (не приводятся). В таблицах представлены перетоки мощности по внешним связям Томской энергосистемы входящим в состав контролируемых сечений "Красноярск, Хакасия - Запад", "Красноярск, Кузбасс - Томск" и "ОЭС Урала - Томская энергосистема". Кроме того, рассматривалась загрузка межсистемных связей "Томск - Кузбасс". Загрузка межсистемной связи "Томск - Новосибирск" не рассматривалась ввиду наличия разрыва на ПС 110 кВ Чилино. За положительное направление перетока активной мощности в сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" принято направление в Томскую энергосистему. Замер активной мощности осуществляется на ПС 500 кВ Томская, ПС 220 кВ Восточная, ПС 220 кВ Зональная, ПС 110 кВ Яшкинская (по ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)). За положительное направление перетока активной мощности в сечении "ОЭС Урала - Томская энергосистема" принято направление к шинам ПС 220 кВ Советско-Соснинская. Замер активной мощности осуществляется на ПС 220 кВ Советско-Соснинская. В сечении "Красноярск, Хакасия - Запад" контроль перетока активной мощности по ВЛ 500 кВ Итатская - Томская осуществлялся со стороны ПС 500 кВ Томская, в качестве положительного направления перетока мощности принято направление в Томскую энергосистему. При анализе загрузки внешних связей Томской энергосистемы с Кузбасской энергосистемой в качестве положительного направления перетока мощности принято направление в Томскую энергосистему.

Таблица 6.30 - Загрузка внешних связей Томской ЭС
в день летнего контрольного замера в час максимальной
и минимальной нагрузки (19.06.2013)

Состав контролируемых сечений
Р + jQ, МВА
для ВЛ - Iдд, А на одну цепь (из условия допустимой токовой загрузки);
для тр-ов - Sном, МВА
для ВЛ - Iтек, А
для тр-ов - Sат, МВА
максимальная нагрузка ЭС (07:00)
минимальная нагрузка ЭС (01:00)
Сечение "Красноярск, Кузбасс - Томск"
АТ-1 ПС 500 кВ Томская
239 - j17,9
135,6 - j24,2
501
239,7
137,7
АТ-2 ПС 500 кВ Томская
-
-
501
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
57,1 + j7,6
21,2 + j5,4
945 <**>
148,5
55,0
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
48 + j6,3
17,5 + j4,1
945 <**>
124,2
45,1
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
3,1 + j2,6
-1,3 + j0,1
200 <*>
20,2
6,4
Суммарный переток активной мощности
344,1
174,3

Связь "Томск - Тюмень" в составе сечения "ОЭС Урала - Томская энергосистема"
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь (НСС-1)
90,1 - j9,1
84,8 - j11
605 <**>
219,7
205,7
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская II цепь (НСС-2)
90,6 - j9
85,3 - j10,9
605 <**>
220,9
206,9
Суммарный переток активной мощности
180,7
170,1

Связь "Томск - Красноярск" в составе сечения "Красноярск, Хакасия - Запад"
ВЛ 500 кВ Итатская - Томская
-
-
2000 <*>
-
-
Суммарный переток активной мощности
-
-

Связь "Томск - Кузбасс"
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская
239,8 - j6,4
136,3 - j20,6
2000 <*>
269,8
152,1
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
57,1 + j7,6
21,2 + j5,4
945 <**>
148,5
55,0
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
48 + j6,3
17,5 + j4,1
945 <**>
124,2
45,1
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
3,1 + j2,6
-1,3 + j0,1
200 <*>
20,2
6,4
Суммарный переток активной мощности
348,0
173,7

<*> - по условию недопущения перегрузки электрооборудования (выключатель, разъединитель, ВЧЗ, ТТ);
<**> - по условию недопущения перегрузки провода ЛЭП, ошиновки подстанций

Таблица 6.31 - Загрузка внешних связей Томской ЭС
в день зимнего контрольного замера в час максимальной
и минимальной нагрузки (18.12.2013)

Состав контролируемых сечений
Р + jQ, МВА
для ВЛ - Iдд, А на одну цепь (из условия допустимой токовой загрузки);
для тр-ов - Sном, МВА
для ВЛ - Iтек, А
для тр-ов - Sат, МВА
максимальная нагрузка ЭС (15:00)
минимальная нагрузка ЭС (01:00)
Сечение "Красноярск, Кузбасс - Томск"
АТ-1 ПС 500 кВ Томская
153,5 - j6,4
62,6 - j21,6
501
153,6
66,2
АТ-2 ПС 500 кВ Томская
153,7 - j6,2
62,7 - j20,3
501
153,8
66,0
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
22,6 + j26,8
-1,8 + j24,5
1000 <*>
90,6
62,5
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
4,9 + j23,9
-11,8 + j22,5
1000 <*>
62,9
64,5
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
10,2 + j6,8
-1,2 - j2,7
200 <*>
60,0
14,5
Суммарный переток активной мощности
334,7
111,7

Связь "Томск - Тюмень" в составе сечения "ОЭС Урала - Томская энергосистема"
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь (НСС-1)
102,4 - j11,4
95 - j16,9
720 <*>
252,1
233,9
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская II цепь (НСС-2)
102,9 - j11,3
95,6 - j16,8
720 <*>
253,2
235,3
Суммарный переток активной мощности
205,3
190,6

Связь "Томск - Красноярск" в составе сечения "Красноярск, Хакасия - Запад"
ВЛ 500 кВ Итатская - Томская
367,2 + j132,8
209,9 + j162,5
2000 <*>
440,3
297,1
Суммарный переток активной мощности
367,2
209,9

Связь "Томск - Кузбасс"
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская
-57,8 + j59,1
-82,4 + j121,1
2000 <*>
93,2
163,9
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
22,6 + j26,8
-1,8 + j24,5
1000 <*>
90,6
62,5
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
4,9 + j23,9
-11,8 + j22,5
1000 <*>
62,9
64,5
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
10,2 + j6,8
-1,2 - j2,7
200 <*>
60,0
14,5
Суммарный переток активной мощности
-20,1
-97,2

<*> - по условию недопущения перегрузки электрооборудования (выключатель, разъединитель, ВЧЗ, ТТ);
<**> - по условию недопущения перегрузки провода ЛЭП, ошиновки подстанций

Рисунок 6.13 - Загрузка внешних связей Томской энергосистемы
в день летнего контрольного замера в час максимальной
(07:00) и минимальной (01:00) нагрузки (19.06.2013)

Рисунок не приводится.

Рисунок 6.14 - Загрузка внешних связей Томской энергосистемы
в день зимнего контрольного замера в час максимальной
(15:00) и минимальной (01:00) нагрузки (18.12.2013)

Рисунок не приводится.

Анализ полученных результатов позволяет сделать вывод, что в 2013 г.:
- максимальные значения перетоков в сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" не превышали пропускную способность сечения (916 МВт) и составляли 344,1 МВт и 334,7 МВт, соответственно, в день летнего и зимнего контрольного замера в часы максимальной нагрузки Томской ЭС. Запаса по статической устойчивости было достаточно даже с учетом потери наиболее мощного блока на станциях Томской ЭС - при потере блока на Томской ТЭЦ-3, мощностью 140 МВт, приводящего к увеличению загрузки сечения;
- максимальные значения перетоков в сечении "ОЭС Урала - Томская энергосистема" не превышали пропускную способность сечения (230 МВт - для летних режимов и 265 МВт - для зимних режимов) и составляли 180,7 МВт и 205,3 МВт, соответственно, в день летнего и зимнего контрольного замера в часы максимальной нагрузки Томской ЭС;
- максимальной величины в 367,2 МВт переток по связи "Томск - Красноярск", входящей в состав сечения "Красноярск, Хакасия - Запад", достиг в день зимнего контрольного замера в часы максимальной нагрузки Томской ЭС и составил около 11% от МДП в контролируемом сечении "Красноярск, Хакасия - Запад" (МДП - 3300 МВт);
- загрузка всех межсистемных ВЛ не превышала длительно допустимую токовую загрузку, по условию нагрева провода и допустимого тока электрооборудования на подстанциях.
Анализ изменения напряжения в дни летних и зимних контрольных замеров в часы прохождения максимальной и минимальной нагрузки Томской ЭС 2013 г. (таблица 6.32) показал, что в контрольных пунктах поддерживался оптимальный уровень напряжения, обеспечивающий нормальные условия работы потребителей.

Таблица 6.32 - Уровни напряжения в контрольных
пунктах в дни контрольных замеров 2013 г.

Контрольный пункт
Летний контрольный замер 19.06.2013
Зимний контрольный замер 18.12.2013
Напряжение, кВ
минимальная нагрузка ЭС
максимальная нагрузка ЭС
минимальная нагрузка ЭС
максимальная нагрузка ЭС
ПС 220 кВ Восточная
шины 110 кВ
117,9
115
118,4
116,2
ПС 220 кВ Вертикос
шины 220 кВ
249,5
247,5
249,4
246,6
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
шины 220 кВ
240
238
238,2
236,1
ПС 220 кВ Володино
шины 110 кВ
117,4
114,5
118,5
117
ПС 220 кВ Парабель
шины 110 кВ
120,1
118
120,8
118,4
ТЭЦ СХК
шины 110 кВ
115,3
113,3
115,1
112,5
ПС 220 кВ Чапаевка <*>
шины 220 кВ
-
-
-
-
<*> - при питании ПС 220 кВ Чапаевка со стороны ПС 220 кВ Парабель

Анализ режимов работы СКРМ в дни летних и зимних контрольных замеров в часы прохождения максимальной и минимальной нагрузки Томской ЭС (таблица 6.33 и 6.34) показал, что в летних и зимних режимах БСК-2 на ПС 220 кВ Восточная, БСК-110 и Р-110 на ПС 110 кВ Двуреченская, БСК-110 и Р-110 на ПС 110 кВ Игольская, Р-110 на ПС 110 кВ Катыльгинская находились в работе. ШР-500 и УШР-500 на ПС 500 кВ Томская и БСК-110 на ПС 110 кВ Катыльгинская находились в работе только в день зимнего контрольного замера. В дни летних и зимних контрольных замеров БСК-1 на ПС 220 кВ Восточная, ШР-110 на ПС 220 кВ Володино, ШР-110 на ПС 220 кВ Парабель, ШР-110 на ПС 220 кВ Чапаевка, БСК-1 и БСК-2 на ПС 220 кВ Советско-Соснинская и БСК-110 на ПС 110 кВ Колпашево были отключены.

Таблица 6.33 - Сведения об использовании средств
компенсации реактивной мощности в день летнего
контрольного замера 2013 г.

Наименование подстанции с СКРМ
Номинальная реактивная мощность, Мвар
Летний контрольный замер
19.06.2013
минимум нагрузки
Летний контрольный замер
19.06.2013
максимум нагрузки
на выдачу (+)
на прием (-)
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
ПС 500 кВ Томская (ШР-500)
-
180
отключен
-
отключен
-
ПС 500 кВ Томская (УШР-500)
-
180
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Восточная (БСК-1)
52
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Восточная (БСК-2)
52
-
42,3
81,3
40,1
77,1
ПС 220 кВ Володино (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Парабель (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Чапаевка (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Советско-Соснинская (БСК-1)
17,3
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Советско-Соснинская (БСК-2)
17,3
-
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Колпашево (БСК-110)
26
-
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Двуреченская (БСК-110)
37,5
-
30,4
81
30,3
81
ПС 110 кВ Двуреченская (Р-110)
-
25
-17,6
70,4
-17,6
70,4
ПС 110 кВ Игольская (БСК-110)
25
-
21,3
85,2
21,2
84,8
ПС 110 кВ Игольская (Р-110)
-
25
-14,7
58,8
-9,4
37,6
ПС 110 кВ Катыльгинская (БСК-110)
25
-
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Катыльгинская (Р-110)
-
25
-9,3
37,2
-7,4
29,6

Таблица 6.34 - Сведения об использовании средств
компенсации реактивной мощности в день зимнего
контрольного замера 2013 г.

Наименование подстанции с СКРМ
Номинальная реактивная мощность, Мвар
Зимний контрольный замер
18.12.2013
минимум нагрузки
Зимний контрольный замер
18.12.2013
максимум нагрузки
на выдачу (+)
на прием (-)
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
ПС 500 кВ Томская (ШР-500)
-
180
-175,1
97,3
-172,5
95,8
ПС 500 кВ Томская (УШР-500)
-
180
-148,2
82,3
-22,1
12,3
ПС 220 кВ Восточная (БСК-1)
52
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Восточная (БСК-2)
52
-
42,6
81,9
41,1
79
ПС 220 кВ Володино (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Парабель (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Чапаевка (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Советско-Соснинская (БСК-1)
17,3
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Советско-Соснинская (БСК-2)
17,3
-
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Колпашево (БСК-110)
26
-
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Двуреченская (БСК-110)
37,5
-
31,1
82,9
30,8
82,1
ПС 110 кВ Двуреченская (Р-110)
-
25
-15
60
-15,4
61,6
ПС 110 кВ Игольская (БСК-110)
25
-
21,6
88,8
21,4
85,6
ПС 110 кВ Игольская (Р-110)
-
25
-13,2
52,8
-14,9
59,6
ПС 110 кВ Катыльгинская (БСК-110)
25
-
22,9
93,7
22,2
88,8
ПС 110 кВ Катыльгинская (Р-110)
-
25
-21
84
-18,1
72,4

2014 г.
Загрузка внешних связей Томской энергосистемы в часы максимальной и минимальной нагрузки в дни летних и зимних контрольных замеров 2014 г. приведена в таблицах 6.35 и 6.36 и на рисунках 6.15 и 6.16 (не приводятся). В таблицах представлены перетоки мощности по внешним связям Томской энергосистемы входящим в состав контролируемых сечений "Красноярск, Хакасия - Запад", "Красноярск, Кузбасс - Томск" и "ОЭС Урала - Томская энергосистема". Кроме того, рассматривалась загрузка межсистемных связей "Томск - Кузбасс". Загрузка межсистемной связи "Томск - Новосибирск" не рассматривалась ввиду наличия разрыва на ПС 110 кВ Чилино. За положительное направление перетока активной мощности в сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" принято направление в Томскую энергосистему. Замер активной мощности осуществляется на ПС 500 кВ Томская, ПС 220 кВ Восточная, ПС 220 кВ Зональная, ПС 110 кВ Яшкинская (по ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)). За положительное направление перетока активной мощности в сечении "ОЭС Урала - Томская энергосистема" принято направление к шинам ПС 220 кВ Советско-Соснинская. Замер активной мощности осуществляется на ПС 220 кВ Советско-Соснинская. В сечении "Красноярск, Хакасия - Запад" контроль перетока активной мощности по ВЛ 500 кВ Итатская - Томская осуществлялся со стороны ПС 500 кВ Томская, в качестве положительного направления перетока мощности принято направление в Томскую энергосистему. При анализе загрузки внешних связей Томской энергосистемы с Кузбасской энергосистемой в качестве положительного направления перетока мощности принято направление в Томскую энергосистему.

Таблица 6.35 - Загрузка внешних связей Томской ЭС
в день летнего контрольного замера в час максимальной
и минимальной нагрузки (18.06.2014)

Состав контролируемых сечений
Р + jQ, МВА
для ВЛ - Iдд, А на одну цепь (из условия допустимой токовой загрузки);
для тр-ов - Sном, МВА
для ВЛ - Iтек, А
для тр-ов - Sат, МВА
максимальная нагрузка ЭС (07:00)
минимальная нагрузка ЭС (01:00)
Сечение "Красноярск, Кузбасс - Томск"
АТ-1 ПС 500 кВ Томская
255,2 - j26,1
147,2 - j47,4
501
256,5
154,6
АТ-2 ПС 500 кВ Томская
-
-
501
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
68,8 + j37,5
26,3 + j29,9
945 <**>
203,1
102,2
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
58,5 + j39,1
23,2 + j30,6
945 <**>
182,7
98,7
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
3 - j1,4
2 - j1,6
200 <*>
16,5
12,0
Суммарный переток активной мощности
382,5
196,7

Связь "Томск - Тюмень" в составе сечения "ОЭС Урала - Томская энергосистема"
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь (НСС-1)
86,5 - j24,5
82,1 - j29
605 <**>
218,2
210,1
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская II цепь (НСС-2)
86,5 - j24,5
82,1 - j29
605 <**>
218,2
210,1
Суммарный переток активной мощности
173,0
164,2

Связь "Томск - Красноярск" в составе сечения "Красноярск, Хакасия - Запад"
ВЛ 500 кВ Итатская - Томская
135,3 + j175,1
25,5 + j212,2
2000 <*>
253,0
243,4
Суммарный переток активной мощности
135,3
25,5

Связь "Томск - Кузбасс"
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская
122 + j8,1
123,9 + j30,1
2000 <*>
139,8
145,2
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
68,8 + j37,5
26,3 + j29,9
945 <**>
203,1
102,2
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
58,5 + j39,1
23,2 + j30,6
945 <**>
182,7
98,7
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
3 - j1,4
2 - j1,6
200 <*>
16,5
12,0
Суммарный переток активной мощности
252,3
175,4

<*> - по условию недопущения перегрузки электрооборудования (выключатель, разъединитель, ВЧЗ, ТТ);
<**> - по условию недопущения перегрузки провода ЛЭП, ошиновки подстанций

Таблица 6.36 - Загрузка внешних связей Томской ЭС
в день зимнего контрольного замера в час максимальной
и минимальной нагрузки (17.12.2014)

Состав контролируемых сечений
Р + jQ, МВА
для ВЛ - Iдд, А на одну цепь (из условия допустимой токовой загрузки);
для тр-ов - Sном, МВА
для ВЛ - Iтек, А для тр-ов - Sат, МВА
максимальная нагрузка ЭС (15:00)
минимальная нагрузка ЭС (01:00)
Сечение "Красноярск, Кузбасс - Томск"
АТ-1 ПС 500 кВ Томская
127,6 - j35,9
70,7 - j51,6
501
132,6
87,5
АТ-2 ПС 500 кВ Томская
128,3 - j35,4
70,6 - j50,3
501
133,1
86,7
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
53,3 + j41,6
22,7 + j42,1
1000 <*>
176,1
122,4
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
41,6 + j40,9
15,9 + j41,9
1000 <*>
151,9
114,7
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
9,3 - j3,9
-2,8 - j2,7
200 <*>
50,3
19,3
Суммарный переток активной мощности
350,8
179,9

Связь "Томск - Тюмень" в составе сечения "ОЭС Урала - Томская энергосистема"
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь (НСС-1)
106,8 - j24,8
98,8 - j25,7
720 <*>
266,6
246,6
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская II цепь (НСС-2)
106 - j24,7
98,3 - j25,6
720 <*>
264,7
245,4
Суммарный переток активной мощности
212,8
197,1

Связь "Томск - Красноярск" в составе сечения "Красноярск, Хакасия - Запад"
ВЛ 500 кВ Итатская - Томская
230,9 + j136,7
135,1 + j148,3
2000 <*>
299,0
223,0
Суммарный переток активной мощности
230,9
135,1

Связь "Томск - Кузбасс"
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская
27,2 + j29,7
8,4 + j61,6
2000 <*>
44,9
69,1
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
53,3 + j41,6
22,7 + j42,1
1000 <*>
176,1
122,4
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216)
41,6 + j40,9
15,9 + j41,9
1000 <*>
151,9
114,7
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27)
9,3 - j3,9
-2,8 - j2,7
200 <*>
50,3
19,3
Суммарный переток активной мощности
131,4
44,2

<*> - по условию недопущения перегрузки электрооборудования (выключатель, разъединитель, ВЧЗ, ТТ);
<**> - по условию недопущения перегрузки провода ЛЭП, ошиновки подстанций

Рисунок 6.15 - Загрузка внешних связей Томской энергосистемы
в день летнего контрольного замера в час максимальной
(07:00) и минимальной (01:00) нагрузки (18.06.2014)

Рисунок не приводится.

Рисунок 6.16 - Загрузка внешних связей Томской энергосистемы
в день зимнего контрольного замера в час максимальной
(15:00) и минимальной (01:00) нагрузки (17.12.2014)

Рисунок не приводится.

Анализ полученных результатов позволяет сделать вывод, что в 2014 г.:
- максимальные значения перетоков в сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" не превышали пропускную способность сечения (916 МВт) и составляли 382,5 МВт и 350,8 МВт, соответственно, в день летнего и зимнего контрольного замера в часы максимальной нагрузки Томской ЭС. Запаса по статической устойчивости было достаточно даже с учетом потери наиболее мощного блока на станциях Томской ЭС - при потере блока на Томской ТЭЦ-3, мощностью 140 МВт, приводящего к увеличению загрузки сечения;
- максимальные значения перетоков в сечении "ОЭС Урала - Томская энергосистема" не превышали пропускную способность сечения (230 МВт - для летних режимов и 265 МВт - для зимних режимов) и составляли 173 МВт и 212,8 МВт, соответственно, в день летнего и зимнего контрольного замера в часы максимальной нагрузки Томской ЭС;
- максимальной величины в 230,9 МВт переток по связи "Томск - Красноярск", входящей в состав сечения "Красноярск, Хакасия - Запад", достиг в день зимнего контрольного замера в часы максимальной нагрузки Томской ЭС и составил около 7% от МДП в контролируемом сечении "Красноярск, Хакасия - Запад" (МДП - 3300 МВт);
- загрузка всех межсистемных ВЛ не превышала длительно допустимую токовую загрузку, по условию нагрева провода и допустимого тока электрооборудования на подстанциях.
Анализ изменения напряжения в дни летних и зимних контрольных замеров в часы прохождения максимальной и минимальной нагрузки Томской ЭС 2014 г. (таблица 6.37) показал, что в контрольных пунктах поддерживался оптимальный уровень напряжения, обеспечивающий нормальные условия работы потребителей.

Таблица 6.37 - Уровни напряжения в контрольных
пунктах в дни контрольных замеров 2014 г.

Контрольный пункт
Летний контрольный замер 18.06.2014
Зимний контрольный замер 17.12.2014
Напряжение, кВ
минимальная нагрузка ЭС
максимальная нагрузка ЭС
минимальная нагрузка ЭС
максимальная нагрузка ЭС
ПС 220 кВ Восточная
шины 110 кВ
117,8
116,2
117,5
115,2
ПС 220 кВ Вертикос
шины 220 кВ
249
248,5
249,4
247,7
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
шины 220 кВ
239,3
237,9
239
237,4
ПС 220 кВ Володино
шины 110 кВ
110,6
110,3
117,6
116
ПС 220 кВ Парабель
шины 110 кВ
121,4
122
244
240
ТЭЦ СХК
шины 110 кВ
112,6
112
115,5
114,4
ПС 220 кВ Чапаевка <*>
шины 220 кВ
-
-
-
-
<*> - при питании ПС 220 кВ Чапаевка со стороны ПС 220 кВ Парабель

Анализ режимов работы СКРМ в дни летних и зимних контрольных замеров в часы прохождения максимальной и минимальной нагрузки Томской ЭС (таблицы 6.38 и 6.39) показал, что в летних и зимних режимах ШР-500 и УШР-500 на ПС 500 кВ Томская, БСК-1 на ПС 220 кВ Восточная, БСК-110 и Р-110 на ПС 110 кВ Двуреченская, БСК-110 и Р-110 на ПС 110 кВ Игольская, БСК-110 и Р-110 на ПС 110 кВ Катыльгинская и БСК-2 на ПС 220 кВ Советско-Соснинская находились в работе. ШР-110 на ПС 220 кВ Володино находился в работе только в день летнего контрольного замера. ШР-110 на ПС 220 кВ Парабель, ШР-110 на ПС 220 кВ Чапаевка, БСК-110 на ПС 110 кВ Колпашево, БСК-2 на ПС 220 кВ Восточная, БСК-1 на ПС 220 кВ Советско-Соснинская были отключены.

Таблица 6.38 - Сведения об использовании средств
компенсации реактивной мощности в день
летнего контрольного замера 2014 г.

Наименование подстанции с СКРМ
Номинальная реактивная мощность, Мвар
Летний контрольный замер
18.06.2014
минимум нагрузки
Летний контрольный замер
18.06.2014
максимум нагрузки
на выдачу (+)
на прием (-)
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
ПС 500 кВ Томская (ШР-500)
-
180
-169,2
94
-167,9
93,3
ПС 500 кВ Томская (УШР-500)
-
180
-115,4
64,1
-27,9
15,5
ПС 220 кВ Восточная (БСК-1)
52
-
42,2
81,1
41,1
79
ПС 220 кВ Восточная (БСК-2)
52
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Володино (ШР-110)
-
100
-80,7
80,7
-80,3
80,3
ПС 220 кВ Парабель (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Чапаевка (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Советско-Соснинская (БСК-1)
17,3
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Советско-Соснинская (БСК-2)
17,3
-
16,9
97,7
16,2
93,6
ПС 110 кВ Колпашево (БСК-110)
26
-
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Двуреченская (БСК-110)
25
-
21,5
86
21,1
84,4
ПС 110 кВ Двуреченская (Р-110)
-
25
-17,2
68,8
-16,9
67,6
ПС 110 кВ Игольская (БСК-110)
25
-
22,1
88,4
22,1
88,4
ПС 110 кВ Игольская (Р-110)
-
25
-16,7
66,8
-16,9
67,6
ПС 110 кВ Катыльгинская (БСК-110)
25
-
22,9
91,6
22,8
91,2
ПС 110 кВ Катыльгинская (Р-110)
-
25
-22,2
88,8
-19,8
79,2

Таблица 6.39 - Сведения об использовании средств
компенсации реактивной мощности в день
зимнего контрольного замера 2014 г.

Наименование подстанции с СКРМ
Номинальная реактивная мощность, Мвар
Летний контрольный замер
17.12.2014
минимум нагрузки
Летний контрольный замер
17.12.2014
максимум нагрузки
на выдачу (+)
на прием (-)
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
фактическая загрузка по РМ, Мвар
коэффициент использования, %
ПС 500 кВ Томская (ШР-500)
-
180
-177,5
98,6
-176,6
98,1
ПС 500 кВ Томская (УШР-500)
-
180
-131
72,8
-52,9
29,4
ПС 220 кВ Восточная (БСК-1)
52
-
42
80,8
40,4
77,7
ПС 220 кВ Восточная (БСК-2)
52
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Володино (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Парабель (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Чапаевка (ШР-110)
-
100
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Советско-Соснинская (БСК-1)
17,3
-
отключен
-
отключен
-
ПС 220 кВ Советско-Соснинская (БСК-2)
17,3
-
16,8
97,1
16,5
95,4
ПС 110 кВ Колпашево (БСК-110)
26
-
отключен
-
отключен
-
ПС 110 кВ Двуреченская (БСК-110)
25
-
21,3
85,2
21,3
85,2
ПС 110 кВ Двуреченская (Р-110)
-
25
-16,3
65,2
-16,7
66,8
ПС 110 кВ Игольская (БСК-110)
25
-
-22,2
88,8
22,2
88,8
ПС 110 кВ Игольская (Р-110)
-
25
-11,4
45,6
-8,8
35,2
ПС 110 кВ Катыльгинская (БСК-110)
25
-
22,9
91,6
22,9
91,6
ПС 110 кВ Катыльгинская (Р-110)
-
25
-20,3
81,2
-17,9
71,6

7. Единый топливно-энергетический баланс Томской области

Единый топливно-энергетический баланс (ЕТЭБ) представляет собой систему показателей, отражающих полное количественное соответствие между приходом и расходом топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в хозяйстве в целом или на отдельных его участках за выбранный интервал времени.
В структуре ЕТЭБ приводятся все виды топлива и энергии, которые добываются, производятся или используются в регионе: твердое топливо, нефть, нефтепродукты, газ, электроэнергия, теплоэнергия.
Отчетный региональный топливно-энергетический баланс позволяет проводить анализ и делать заключение по следующим направлениям:
- формированию рациональной структуры топливно-энергетического баланса региона;
- объемам (энергетическим потокам) поступления и преобразования и направлениям движения и распределения по видам топлива и преобразованным энергоресурсам;
- объемам потребления как первичных, так и преобразованных энергоресурсов различными группами потребителей (энергетическими предприятиями, отраслями экономики, населением и др.);
- потерям в энергетическом секторе и при конечном потреблении того или другого энергоресурса;
- энергетической эффективности использования энергоресурсов.
ЕТЭБ Томской области составлен в соответствии с Приказом Минэнерго РФ от 14.12.2011 № 600 "Об утверждении Порядка составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации, муниципальных образований". В качестве источника информации для формирования ЕТЭБ Томской области использовались следующие формы статистической отчетности:
- 1-теп - сведения о снабжении теплоэнергией;
- 4-ТЭР - сведения об остатках, поступлении и расходе топлива, теплоэнергии и использовании отработанных нефтепродуктов;
- 6-ТП - сведения о работе тепловой электростанции;
- 11-ТЭР - сведения об использовании топливно-энергетических ресурсов;
- 22-ЖКХ (сводная) - сведения о работе жилищно-коммунальных организаций в условиях реформы;
- электробаланс.
Практически по всем важным показателям в разных источниках имеются разногласия. Их природа - различная степень полноты охвата и различия в классификации потребителей. Обычно неувязки статистики отражаются в строках типа "прочее потребление", применительно к данной работе в строке "сфера услуг". В тех случаях, когда статистическая информация не представлена для того или иного энергетического ресурса, в работе использовались данные из официальных писем собственников энергетических предприятий, данные рассчитанные методом экстраполяции либо интерполяции.
Единый топливно-энергетический баланс Томской области получен как результат интеграции балансов электрической и тепловой энергии и всех видов потребляемого в регионе топлива. Коэффициенты перевода натурального топлива в условное представлены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Коэффициенты перевода
натурального топлива в условное

Наименование вида топлива
Единица измерения
Коэффициент перевода в т.у.т.
Газ природный
тыс. куб. м
1,15
Нефть сырая
тонна
1,44
Уголь
тонна
0,871
Бензин
тонна
1,49
Керосин
тонна
1,47
Дизельное топливо
тонна
1,45
Мазут
тонна
1,37
Газ сжиженный
тонна
1,57
Газ сухой отбензиненный
тонна
1,50
Дрова
плот. куб. м
0,266
Электроэнергия
тыс. кВт x ч
0,123
Теплоэнергия
Гкал
0,143

ЕТЭБ Томской области за 2010 - 2013 гг. приведен в таблицах 7.2 - 7.5. Однопродуктовые балансы отдельных видов энергетических ресурсов за 2010 - 2013 гг. представлены в таблицах 7.6 - 7.12.

Таблица 7.2 - Единый топливно-энергетический
баланс Томской области за 2010 год

т.у.т.
Наименование показателей
№ пп
Уголь
Сырая нефть
Нефтепродукты
Природный газ
Прочее твердое топливо
Эл. энергия
Тепловая энергия
Всего
Производство энергетических ресурсов
1
0
15976102
415600
5166514
27799


21586015
Ввоз
2
2700304
0
933999
0
0
508150

4142453
Вывоз
3
0
-15918117
0
-1082691
0
-18561

-17019369
Изменение запасов
4
-108477
323
1843
-5
-1725
0

-108041
Потребление первичной энергии
5
2591827
58308
1351442
4083818
26075
1130247

9241717
Статистическое расхождение
6
0
0
0
0
0
0
6716
6716
Производство электрической энергии
7
-800720
-3254
-59535
-865585
0
640658
0
-1088436
Производство тепловой энергии
8
-573589
-28801
-19095
-1215251
-7748

1641487
-202997
Теплоэлектростанции
8.1
-491914
0
-11070
-623431
0

1042578
-83837
Котельные
8.2
-81675
-28801
-8025
-591820
-7748

598070
-119999
Преобразование топлива
9


-5456
-6402



-11858
Преобразование нефти
9.1


-5456
-6402



-11858
Собственные нужды
10





-109470

-109470
Потери при передаче
11





-117133
-259089
-376222
Конечное потребление энергетических ресурсов
12
1217518
26253
1267356
1996580
18327
903644
1375682
6805360
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
2154
3303
24841
39560
5036
16790
42116
133799
Промышленность
14
1154188
17015
109507
968679
567
529048
352689
3131693
добыча полезных ископаемых
14.1
377
16318
51214
164815
0
257845
30281
520850
обрабатывающие производства
14.2
1153811
697
58293
803865
567
271203
322408
2610843
Строительство
15
9797
2593
40265
2912
10
4440
15256
75274
Транспорт и связь
16
12426
1560
107590
33184
975
62213
41702
259652
Сфера услуг
17
37160
1782
44001
18171
8702
138123
219832
467771
Население
18
1777
0
235575
68271
3037
153030
704086
1165776
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды
19
16
0
705576
865803
0
0
0
1571395

Таблица 7.3 - Единый топливно-энергетический
баланс Томской области за 2011 год

т.у.т.
Наименование показателей
№ пп
Уголь
Сырая нефть
Нефтепродукты
Природный газ
Прочее твердое топливо
Электрическая энергия
Тепловая энергия
Всего
Производство энергетических ресурсов
1
0
17305963
402750
5645934
22160


23376807
Ввоз
2
2440402
0
775439
0
0
565911

3781752
Вывоз
3
0
-17260105
0
-1822272
0
-45436

-19127813
Изменение запасов
4
55341
-74
2268
9
-2168
0

55375
Потребление первичной энергии
5
2495743
45784
1180457
3823672
19992
1134417

8700064
Статистическое расхождение
6
0
0
0
0
0
0
80239
80239
Производство электрической энергии
7
-812181
-3287
-56090
-810898
0
613942
0
-1068514
Производство тепловой энергии
8
-533431
-20582
-15851
-1058201
-6673

1474132
-160606
Теплоэлектростанции
8.1
-456916
0
-6932
-521141
0

919907
-65082
Котельные
8.2
-76515
-20582
-8919
-537060
-6673

553418
-96331
Преобразование топлива
9


-3102
-5613



-8715
Преобразование нефти
9.1


-3102
-5613



-8715
Собственные нужды
10





-104698

-104698
Потери при передаче
11





-110454
-217174
-327628
Конечное потребление энергетических ресурсов
12
1150131
21915
1105414
1948959
13319
919265
1176719
6335722
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
2097
2303
25644
27948
2999
15215
30058
106265
Промышленность
14
1103722
15474
99282
939626
1231
498605
296084
2954025
добыча полезных ископаемых
14.1
341
14533
55440
202307
84
262396
30680
565780
обрабатывающие производства
14.2
1103382
941
43842
737319
1147
236209
265404
2388245
Строительство
15
6597
1076
33997
3567
191
5843
11452
62723
Транспорт и связь
16
7411
1345
94257
24173
977
70122
28099
226385
Сфера услуг
17
30094
1717
41299
9691
6971
174569
183248
447590
Население
18
132
0
293887
65612
949
154911
627777
1143268
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды
19
78
0
517047
878341
0
0
0
1395466

Таблица 7.4 - Единый топливно-энергетический
баланс Томской области за 2012 год

т.у.т.
Наименование показателей
№ пп
Уголь
Сырая нефть
Нефтепродукты
Природный газ
Прочее твердое топливо
Электрическая энергия
Тепловая энергия
Всего
Производство энергетических ресурсов
1
0
17663704
474751
6289900
16125


24444480
Ввоз
2
2581329
0
892777
0
0
486563

3960669
Вывоз
3
0
-17614900
0
-2043396
0
-39495

-19697791
Изменение запасов
4
-31888
-462
-6144
2
2108
0

-36384
Потребление первичной энергии
5
2549441
48342
1361383
4246506
18234
1158451

9382357
Статистическое расхождение
6
0
0
0
0
0
0
90869
90869
Производство электрической энергии
7
-886866
-3139
-82507
-1010377
0
711383
0
-1271506
Производство тепловой энергии
8
-511105
-22188
-17954
-1104488
-9488

1541945
-123278
Теплоэлектростанции
8.1
-433310
0
-4390
-597665
0

978046
-57319
Котельные
8.2
-77795
-22188
-13564
-506823
-9488

563071
-66787
Преобразование топлива
9


-1576
-1457



-3033
Преобразование нефти
9.1


-1576
-1457



-3033
Собственные нужды
10





-125103

-125103
Потери при передаче
11





-126087
-212723
-338810
Конечное потребление энергетических ресурсов
12
1151470
23015
1267356
2130184
8746
907260
1238353
6726384
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
1864
832
24841
34085
3521
15572
34723
115438
Промышленность
14
1102584
19054
109507
1035758
894
454411
317974
3040182
добыча полезных ископаемых
14.1
318
18588
51214
220547
0
260822
28205
579693
обрабатывающие производства
14.2
1102266
466
58293
815211
894
193590
289769
2460489
Строительство
15
2953
0
40265
2321
0
5658
7105
58302
Транспорт и связь
16
15117
1518
107590
40543
1185
69421
31127
266502
Сфера услуг
17
28921
1611
44001
10445
1554
202679
186313
475525
Население
18
20
0
235575
72729
1591
159519
661112
1130545
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды
19
11
0
705576
934303
0
0
0
1639890

Таблица 7.5 - Единый топливно-энергетический
баланс Томской области за 2013 год

т.у.т.
Наименование показателей
№ пп
Уголь
Сырая нефть
Нефтепродукты
Природный газ
Прочее твердое топливо
Электрическая энергия
Тепловая энергия
Всего
Производство энергетических ресурсов
1
0
17156792
436255
6028681
31737


23653465
Ввоз
2
2244702
0
942633
0
0
582467

3769801
Вывоз
3
0
-17110208
0
-1714478
0
-44489

-18869175
Изменение запасов
4
48435
405
10159
-2
381
0

59379
Потребление первичной энергии
5
2293137
46989
1389047
4314201
32119
1129952

9205445
Статистическое расхождение
6
0
0
0
0
0
0
50408
50408
Производство электрической энергии
7
-758371
-2875
-72354
-750884
0
591974
0
-992510
Производство тепловой энергии
8
-535075
-20400
-17507
-916293
-10105

1453460
-45920
Теплоэлектростанции
8.1
-466865
0
-3370
-519709
0

993403
3459
Котельные
8.2
-68210
-20400
-14137
-396584
-10105

460057
-49379
Преобразование топлива
9


-7721
-6473



-14194
Преобразование нефти
9.1


-7721
-6473



-14194
Собственные нужды
10





-110466

-110466
Потери при передаче
11





-124095
-209188
-333283
Конечное потребление энергетических ресурсов
12
999691
23714
1291465
2640551
22014
895391
1193864
7066689
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
1648
1646
31372
56313
2711
15289
39288
148266
Промышленность
14
942271
19074
103805
1085981
3718
458839
318644
2932333
добыча полезных ископаемых
14.1
211
18365
51780
255076
0
260797
27771
614000
обрабатывающие производства
14.2
942061
709
52025
830906
3718
198042
290873
2318333
Строительство
15
3512
23
33500
7308
0
7208
7513
59064
Транспорт и связь
16
9013
1400
85238
55910
856
71438
26918
250774
Сфера услуг
17
43087
1571
60000
17000
10048
179060
186313
497079
Население
18
145
0
300891
103028
2153
163557
615187
1184962
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды
19
14
0
676659
1315011
2527
0
0
1994211

Таблица 7.6 - Баланс угля Томской области 2010 - 2013 гг.

тонны
Наименование показателей
N
пп
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Производство энергетических ресурсов
1
0
0
0
0
Ввоз
2
3100234
2801840
2963638
2577155
Вывоз
3
0
0
0
0
Изменение запасов
4
-124543
63537
-36611
55609
Потребление первичной энергии
5
2975691
2865377
2927027
2632764
Статистическое расхождение
6
0
0
0
0
Производство электрической энергии
7
-919311
-932470
-1018216
-870690
Производство тепловой энергии
8
-658541
-612435
-586803
-614323
Теплоэлектростанции
8.1
-564769
-524588
-497486
-536010
Котельные
8.2
-93772
-87847
-89317
-78312
Преобразование топлива
9




Преобразование нефти
9.1




Собственные нужды
10




Потери при передаче
11




Конечное потребление энергетических ресурсов
12
1397839
1320472
1322009
1147751
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
2473
2408
2140
1892
Промышленность
14
1325130
1267190
1265883
1081827
добыча полезных ископаемых
14.1
433
391
365
242
обрабатывающие производства
14.2
1324697
1266799
1265518
1081585
Строительство
15
11248
7574
3390
4032
Транспорт и связь
16
14266
8509
17356
10348
Сфера услуг
17
42664
34551
33204
49469
Население
18
2040
151
23
167
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды
19
18
89
13
16

Таблица 7.7 - Баланс нефти Томской области 2010 - 2013 гг.

тонны
Наименование показателей
№ пп
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Производство энергетических ресурсов
1
11094515
12018030
12266461
11914439
Ввоз
2




Вывоз
3
-11054248
-11986184
-12232569
-11882089
Изменение запасов
4
224
-51
-321
281
Потребление первичной энергии
5
40492
31794
33571
32631
Статистическое расхождение
6
0
0
0
0
Производство электрической энергии
7
-2260
-2283
-2180
-1997
Производство тепловой энергии
8
-20001
-14293
-15408
-14167
Теплоэлектростанции
8.1




Котельные
8.2
-20001
-14293
-15408
-14167
Преобразование топлива
9




Преобразование нефти
9.1




Собственные нужды
10




Потери при передаче
11




Конечное потребление энергетических ресурсов
12
18231
15219
15983
16468
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
2294
1599
578
1143
Промышленность
14
11816
10746
13232
13246
добыча полезных ископаемых
14.1
11332
10092
12908
12753
обрабатывающие производства
14.2
484
653
324
492
Строительство
15
1801
747
0
16
Транспорт и связь
16
1083
934
1054
972
Сфера услуг
17
1238
1192
1119
1091
Население
18




Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды
19





Таблица 7.8 - Баланс нефтепродуктов
Томской области 2010 - 2013 гг.

т.у.т.
Наименование показателей
N
пп
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Производство энергетических ресурсов
1
415600
402750
474751
436255
Ввоз
2
933999
775439
892777
942633
Вывоз
3




Изменение запасов
4
1843
2268
-6144
10159
Потребление первичной энергии
5
1351442
1180457
1361383
1389047
Статистическое расхождение
6
0
0
0
0
Производство электрической энергии
7
-59535
-56090
-82507
-72354
Производство тепловой энергии
8
-19095
-15851
-17954
-17507
Теплоэлектростанции
8.1
-11070
-6932
-4390
-3370
Котельные
8.2
-8025
-8919
-13564
-14137
Преобразование топлива
9
-5456
-3102
-1576
-7721
Преобразование нефти
9.1
-5456
-3102
-1576
-7721
Собственные нужды
10




Потери при передаче
11




Конечное потребление энергетических ресурсов
12
1267356
1105414
1259346
1291465
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
24841
25644
23481
31372
Промышленность
14
109507
99282
109077
103805
добыча полезных ископаемых
14.1
51214
55440
60046
51780
обрабатывающие производства
14.2
58293
43842
49031
52025
Строительство
15
40265
33997
33242
33500
Транспорт и связь
16
107590
94257
132958
85238
Сфера услуг
17
44001
41299
38702
60000
Население
18
235575
293887
324008
300891
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды
19
705576
517047
597879
676659

Таблица 7.9 - Баланс природного газа
Томской области 2010 - 2013 гг.

тыс. куб. м
Наименование показателей
N
пп
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Производство энергетических ресурсов
1
4492621
4909508
5469478
5242331
Ввоз
2




Вывоз
3
-941471
-1584584
-1776866
-1490850
Изменение запасов
4
-4
8
2
-2
Потребление первичной энергии
5
3551146
3324932
3692614
3751479
Статистическое расхождение
6
0
0
0
0
Производство электрической энергии
7
-752683
-705129
-878589
-652943
Производство тепловой энергии
8
-1056740
-920175
-960424
-796776
Теплоэлектростанции
8.1
-542114
-453166
-519709
-451921
Котельные
8.2
-514626
-467009
-440716
-344856
Преобразование топлива
9
-5567
-4881
-1267
-5629
Преобразование нефти
9.1
-5567
-4881
-1267
-5629
Собственные нужды
10




Потери при передаче
11




Конечное потребление энергетических ресурсов
12
1736157
1694747
1852334
2296131
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
34400
24303
29639
48967
Промышленность
14
842330
817066
900659
944332
добыча полезных ископаемых
14.1
143317
175919
191780
221805
обрабатывающие производства
14.2
699013
641147
708879
722527
Строительство
15
2532
3102
2018
6355
Транспорт и связь
16
28856
21020
35255
48618
Сфера услуг
17
15801
8427
9083
14782
Население
18
59366
57054
63243
89590
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды
19
752872
763775
812437
1143488

Таблица 7.10 - Баланс дров для отопления
Томской области 2010 - 2013 гг.

плот. куб. м
Наименование показателей
N
пп
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Производство энергетических ресурсов
1
104509
83307
60621
119314
Ввоз
2




Вывоз
3




Изменение запасов
4
-6484
-8151
7926
1434
Потребление первичной энергии
5
98025
75156
68547
120748
Статистическое расхождение
6
0
0
0
0
Производство электрической энергии
7




Производство тепловой энергии
8
-29128
-25086
-35669
-37989
Теплоэлектростанции
8.1




Котельные
8.2
-29128
-25086
-35669
-37989
Преобразование топлива
9




Преобразование нефти
9.1




Собственные нужды
10




Потери при передаче
11




Конечное потребление энергетических ресурсов
12
68897
50070
32878
82759
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
18932
11275
13238
10192
Промышленность
14
2131
4626
3361
13977
добыча полезных ископаемых
14.1

315


обрабатывающие производства
14.2
2131
4311
3361
13977
Строительство
15
37
719


Транспорт и связь
16
3667
3674
4456
3219
Сфера услуг
17
32713
26208
5843
37776
Население
18
11417
3568
5980
8095
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды
19



9500

Таблица 7.11 - Баланс электрической энергии
Томской области 2010 - 2013 гг.

млн кВт x ч
Наименование показателей
№ пп
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Производство энергетических ресурсов
1




Ввоз
2
4131
4601
3956
4736
Вывоз
3
-151
-369
-321
-362
Изменение запасов
4




Потребление первичной энергии
5
9189
9223
9418
9187
Статистическое расхождение
6
0
0
0
0
Производство электрической энергии
7
5209
4991
5784
4813
Производство тепловой энергии
8




Теплоэлектростанции
8.1




Котельные
8.2




Преобразование топлива
9




Преобразование нефти
9.1




Собственные нужды
10
-890
-851
-1017
-898
Потери при передаче
11
-952
-898
-1025
-1009
Конечное потребление энергетических ресурсов
12
7347
7474
7376
7280
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
137
124
127
124
Промышленность
14
4301
4054
3694
3730
добыча полезных ископаемых
14.1
2096
2133
2121
2120
обрабатывающие производства
14.2
2205
1920
1574
1610
Строительство
15
36
48
46
59
Транспорт и связь
16
506
570
564
581
Сфера услуг
17
1123
1419
1648
1456
Население
18
1244
1259
1297
1330
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды
19





Таблица 7.12 - Баланс тепловой энергии
Томской области 2010 - 2013 гг.

Гкал
Наименование показателей

2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Производство энергетических ресурсов
1




Ввоз
2




Вывоз
3




Изменение запасов
4




Потребление первичной энергии
5




Статистическое расхождение
6
46968
561113
635445
352503
Производство электрической энергии
7




Производство тепловой энергии
8
11478932
10308618
10782832
10164058
Теплоэлектростанции
8.1
7290758
6432916
6839481
6946875
Котельные
8.2
4182310
3870059
3937561
3217183
Преобразование топлива
9




Преобразование нефти
9.1




Собственные нужды
10




Потери при передаче
11
-1811810
-1518702
-1487574
-1462854
Конечное потребление энергетических ресурсов
12
9620154
8228803
8659813
8348701
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
294515
210198
242817
274741
Промышленность
14
2466356
2070519
2223594
2228281
добыча полезных ископаемых
14.1
211756
214544
197237
194205
обрабатывающие производства
14.2
2254600
1855975
2026357
2034076
Строительство
15
106688
80082
49686
52541
Транспорт и связь
16
291624
196496
217668
188241
Сфера услуг
17
1537290
1281457
1302889
1302889
Население
18
4923681
4390051
4623159
4302008
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды
19





Томская область обладает большим количеством нефтегазовых месторождений и вследствие этого является крупным поставщиком нефти и газа в другие регионы. Масштабы добычи нефти и газа в Томской области позволяют полностью удовлетворить собственные потребности в данных видах энергетических ресурсов. Также в области функционирует несколько мелких нефтеперерабатывающих заводов, что позволяет частично удовлетворять потребность региона в нефтепродуктах, в дальнейшем планируется увеличение мощности местных НПЗ и возможно строительство новых.
В отношении потребления электрической энергии - регион является дефицитным и около половины необходимой электрической энергии приходит в Томскую область перетоком из других регионов Сибири. Местные электростанции работают по большей части на газе и угле.
Основным видом топлива в регионе является газ. В последние годы в регионе активно развивалось использование в энергетических целях попутного нефтяного газа. Попутный газ используется в качестве топлива для городских котельных, на собственные технологические нужды (для подготовки (нагрева) нефти, осушки газа, технологических печей и турбин), для выработки электроэнергии на газотурбинных электростанциях, в подготовленном виде нефтяной газ (сухой отбензиненный газ) поступает конечным потребителям.
В топливном балансе уголь занимает второе место по величине потребления в регионе после газа. Уголь поступает в регион из Кемеровской области и Красноярского края. Более половины угля используется конечными потребителями. По величине конечного потребления уголь сопоставим с объемами потребления нефтепродуктов. В части конечного потребления нефтепродуктов наибольшую часть потребления составляет сжиженный газ, причем основная его часть потребляется в химической промышленности в качестве сырья.
При рассмотрении основных потребителей топлива можно заметить, что более половины топлива потребляемого в регионе приходится на конечное потребление, в котором основная часть идет на нужды промышленности, причем около трети потребляемого промышленностью топлива используется в неэнергетических целях в качестве сырья. Объем конечного потребления топливных ресурсов за рассматриваемый период увеличился на 10%, в структуре потребления поступательно увеличивалась доля газа и уменьшалась доля угля (таблица 7.13).

Таблица 7.13 - Конечное потребление топлива
в Томской области

Виды топлива
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Потребление топлива, т.у.т.,
в т.ч.:
4526034
4239738
4580771
4977434
Уголь
26,90%
27,13%
25,14%
20,08%
Сырая нефть
0,58%
0,52%
0,50%
0,48%
Нефтепродукты
28,00%
26,07%
27,67%
25,95%
Природный газ
44,11%
45,97%
46,50%
53,05%
Дрова
0,40%
0,31%
0,19%
0,44%

Более трети потребляемых в Томской области топливных ресурсов приходится на потребление электрическими станциями. В структуре потребления примерно равные части занимают уголь и газ (таблица 7.14). В 2012 году наблюдается увеличение потребления топлива на 13% и превышение доли газа над долей угля на 10%. Увеличение потребление топлива объясняется увеличением выработки электроэнергии Томских электростанций из-за уменьшения перетока из ОЭС Сибири, а также увеличением выработки теплоэнергии по причине более холодной зимы 2012 года. Доля газа увеличилась предположительно в силу того, что этот вид топлива является в регионе более доступным, соответственно, им проще закрыть возникшую потребность в топливе.

Таблица 7.14 - Потребление топлива
электростанциями Томской области

Виды топлива
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Потребление топлива, т.у.т.,
в т.ч.:
2855509
2667445
3018254
2574428
Уголь
45,27%
47,58%
43,74%
47,59%
Сырая нефть
0,11%
0,12%
0,10%
0,11%
Нефтепродукты
2,47%
2,36%
2,88%
2,94%
Природный газ
52,15%
49,94%
53,28%
49,35%

По части потребления топливных ресурсов котельными наблюдается снижение общего потребления ресурсов, вызванное снижением доли котельных в суммарной выработке тепловой энергии в регионе. В структуре потребления за рассматриваемый период наблюдается небольшой рост доли потребления угля и снижение доли потребления газа котельными (таблица 7.15).

Таблица 7.15 - Потребление топлива
котельными Томской области

Виды топлива
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
Потребление топлива, т.у.т.,
в т.ч.:
718069
649749
629858
509436
Уголь
11,37%
11,78%
12,35%
13,39%
Сырая нефть
4,01%
3,17%
3,52%
4,00%
Нефтепродукты
1,12%
1,37%
2,15%
2,78%
Природный газ
82,42%
82,66%
80,47%
77,85%
Дрова
1,08%
1,03%
1,51%
1,98%

На рисунке 7.1 (не приводится) представлена динамика коэффициента энергетической эффективности использования топлива электрическими станциями и котельными Томской области.

Рисунок 7.1 - Коэффициент энергетической
эффективности использования топлива

Рисунок не приводится.

За период 2010 - 2013 годов наблюдается рост эффективности использования топлива на котельных порядка 8%. Эффективность использования топлива электростанциями изменялась слабо, оставалась в районе 60%, можно отметить снижение эффективности в 2012 году, которое могло быть вызвано увеличением загрузки станций и их работой в менее экономичных режимах.

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

Томская область по своей структуре потребления энергетических ресурсов является типичным для Сибирского Федерального округа регионом. В структуре потребления доминирующую роль играет промышленность, на долю которой приходится почти половина конечного потребления топливно-энергетических ресурсов.
В работе рассмотрен период 2010 - 2012 гг. по причине отсутствия статистической информации о величине и структуре валового регионального продукта за 2013 год на момент выполнения работы. Необходимая отчетная экономическая статистика за 2013 год планируется к публикации в начале второго квартала 2015 года и может быть использована для анализа при корректировке Схемы и программы развития Томской области на период 2017 - 2021 гг.
Динамика показателей, характеризующих эффективность энергопотребления в Томской области, приведена в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Основные показатели
энергоэффективности Томской области

Показатели энергопотребления
2010 г.
2011 г.
2012 г.
Энергоемкость ВРП, тут/млн руб. (в основных ценах)
30,23
23,71
22,95
Энергоемкость ВРП, тут/млн руб. (в ценах 2010 г.)
30,23
27,18
28,15
Электроемкость ВРП, кВт x ч/тыс. руб. (в основных ценах)
32,32
27,31
25,17
Электроемкость ВРП, кВт x ч/тыс. руб. (в ценах 2010 г.)
32,32
31,31
30,87
Электроемкость промышленного производства, кВт x ч/млн руб. (в основных ценах)
41,10
29,04
23,58
Электроемкость промышленного производства, кВт x ч/млн руб. (в ценах 2010 г.)
41,10
36,20
31,76
Электровооруженность труда, тыс. кВт x ч/чел.
63,91
62,56
60,07
Потребление ТЭР на душу населения, тут/чел.
1,14
1,11
1,08
Потребление электроэнергии на душу населения, тыс. кВт x ч/чел.
8,83
8,72
8,85
Потребление тепловой энергии на душу населения, Гкал/чел.
9,25
7,78
8,14

За рассматриваемый период 2010 - 2012 гг. экономика региона успешно развивалась. Показатель валового регионального продукта рос равномерно на протяжении двух лет и в сумме вырос на 7,3% при расчете в сопоставимых ценах 2010 года. Энергопотребление топливно-энергетических ресурсов в регионе в 2011 году снизилось почти на 7%, а в 2012 году выросло до уровня 2010 года. В результате таких изменений энергоемкость ВРП при расчете в сопоставимых ценах 2010 года снизилась в 2011 году на 10%, а в 2012 году выросла примерно на 4%. Снижение величины энергоемкости ВРП в 2011 году объясняется по большей части более теплой зимой и, как следствие, снижением потребления топлива на выработку тепловой энергии более чем на 11%, а также снижением конечного потребления топливно-энергетических ресурсов на 7%. Увеличение показателя энергоемкости ВРП в 2012 году произошло за счет снижения среднегодовой температуры наружного воздуха, а также за счет увеличения выработки электрической энергии на электростанциях Томской области. Увеличение выработки электроэнергии тепловыми электростанциями области связано с маловодной обстановкой на водохранилищах ГЭС в операционной зоне ОЭС Сибири и, как следствие, уменьшением перетока электрической энергии из других регионов Сибири. Увеличение потребления топлива на выработку тепловой и электрической энергии в 2012 году составило 10%. Также наблюдалось увеличение конечного потребления топливно-энергетических ресурсов на 6%.
Потребление электрической энергии в регионе за рассматриваемый период выросло менее чем на 3%. Наибольший рост наблюдался в 2012 году за счет увеличения расхода на собственные нужды электростанций в связи с увеличением выработки. Таким образом, учитывая рост ВРП региона, показатель электроемкости ВРП Томской области за период 2010 - 2012 годов снизился почти на 5%.
Показатель электроемкости промышленного производства заметно снизился - почти на 30%. Это произошло за счет изменения структуры промышленного производства - более электроемкие отрасли снизили производство продукции (как, например, производства кокса, нефтепродуктов и ядерных материалов) при увеличении производства продукции менее электроемкими отраслями.
В части конечного потребления топливно-энергетических ресурсов населением - наблюдается снижение показателя потребления ТЭР на душу населения на 5%. Потребление электроэнергии на душу населения в регионе остается практически неизменным. Потребление тепловой энергии на душу населения изменялось в соответствии с изменением климатических условий.

9. Особенности и проблемы текущего состояния
электроэнергетики на территории Томской области

В настоящее время Томская энергосистема является дефицитной по мощности и электроэнергии. Дефицит мощности Томской ЭС в отчетный период составляет около 24% от собственного максимума нагрузки без учета резерва мощности, а дефицит электроэнергии - около 45% от электропотребления региона. Дефицит покрывается перетоками электроэнергии и мощности из смежных энергосистем ОЭС Сибири и ОЭС Урала.
Необходимо также учитывать, что большая часть генерирующего оборудования электростанций Томской области отработала свой парковый ресурс, изношена и требует замены.
Особенностью Томской энергосистемы является наличие в ней предприятий нефтегазового комплекса, расположенных в большей части на севере региона, в то время как основные источники генерации сосредоточены на юге области. Транспорт электрической энергии с юга на север осуществляется по протяженным линиям напряжением 110 - 220 кВ, имеющим на сегодняшний день очень высокую загрузку, приводящую к тому, что в послеаварийных и ремонтных режимах этих ВЛ требуется ограничение нагрузки потребителей.
Анализ развития и функционирования электросетевого комплекса Томской области выявил основные проблемы существующего состояния электрических сетей, которые требуют решения в ближайшей перспективе:
- высокая степень износа электрических сетей 110 кВ, 220 кВ. Старение и износ электросетевого оборудования опережает темпы реконструкции и техперевооружения, снижает энергобезопасность региона, требуют комплексной реконструкции (часто с демонтажом и строительством новых):

- ПС, отработавшие более 35 лет:
220 кВ - 53,3%, ТР - 48,5%,
110 кВ - 54,3%, ТР - 49,8%;
- ВЛ, отработавшие более 40 лет:
220 кВ - 34,1% (692,5 км),
110 кВ - 30,2% (1358,2 км);
(для филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС и ОАО "ТРК");

- высокая степень загрузки центров питания 110 - 220 кВ, превышающая допустимые параметры (105% в режимах отключения одного из трансформаторов);
- сниженная энергобезопасность и надежность электроснабжения следующих районов области:
- северных районов области по причине работы электрических связей между Томской ЭС и Тюменской ЭС в разомкнутом режиме, что обусловлено низкой пропускной способностью протяженного транзита 220 кВ Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС. В ремонтных и послеаварийных режимах отключение одного из участков транзита 220 кВ приводит к ограничению потребителей или переносу точки деления;
- восточных районов области из-за наличия только одной цепи ВЛ 220 кВ Томская - Асино (Т-218);
- отсутствует возможность поддержания допустимых уровней напряжения в зимних и летних нормальных и послеаварийных режимах в сети 110 - 220 кВ в связи с отсутствием управляемых СКРМ:
- на транзите 220 кВ Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС, а также в сети 110 кВ, запитанной от подстанций 220 кВ транзита: участок 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская. Аварийные ситуации в сети 110 кВ могут привести к снижению напряжения до уровня недопустимого для работы двигателей потребителей нефтедобывающих компаний;
- на транзите 110 кВ Асино - Типсино.
Ниже приведены "узкие места" Томской энергосистемы с распределением по собственникам энергообъектов и электрооборудования.

"Узкие места" электрической сети филиала
ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС

В 2014 году на ПС 220 кВ Советско-Соснинская был заменен АТ-5 мощностью 63 МВА на автотрансформатор мощностью 125 МВА. До замены АТ-5 суммарная нагрузка АТ-3, АТ-4 и АТ-5 мощностью 63 МВА каждый в зимний максимум составляла до 82% (нагрузка ПС 220 кВ Советско-Соснинская в контрольном замере 19.12.2012 составила 152 МВА). После замены АТ-5 пропускная способность подстанции увеличилась. Но при аварийном отключении АТ-5 перегруз оставшихся в работе АТ-3 и АТ-4 составит более 20%. При погашении 2 СШ 220 кВ на ПС 220 кВ Советско-Соснинская, загрузка оставшегося в работе АТ-3 мощностью 63 МВА составит 241%. Ликвидация токовых перегрузок оставшегося в работе АТ-3 осуществляется АОПО АТ ПС 220 кВ Советско-Соснинская в объеме до 62 МВт в зимний период. Ликвидация токовых перегрузок оставшегося в работе АТ-3 осуществляется АОПО АТ ПС 220 кВ Советско-Соснинская в объеме до 62 МВт в зимний период.
В соответствии с ИП ОАО "ФСК ЕЭС" до 2016 года планируется реконструкция и техперевооружение ПС 220 кВ Советско-Соснинская с заменой АТ-3 и АТ-4, ошиновки, средств связи, релейной защиты, противоаварийной автоматики. На ОРУ 220 кВ рекомендуется применить схему - одна рабочая секционированная система шин с присоединением по одному АТ 220/110 кВ (АТ-3 и АТ-4) к каждой секции и АТ-5 - через развилку из выключателей (к шинам 110 кВ АТ-5 присоединен через развилку из выключателей).
Суммарная нагрузка АТ-1, АТ-2, АТ-3 ПС 220 кВ Парабель мощностью 63 МВА каждый в максимальных зимних режимах составила до 69% (нагрузка ПС 220 кВ Парабель в контрольном замере 19.12.2012 составила 130 МВА). При погашении 1 СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Парабель, загрузка оставшегося в работе АТ-2 составит 206%, погашение 1 СШ 220 кВ на ПС 220 кВ Парабель загрузка оставшегося в работе АТ-2 составит 209%. По данным собственника, данный перегруз автотрансформатора на ПС 220 кВ Парабель недопустим. Необходимо подключение одного из автотрансформаторов (АТ-1 или АТ-3 ПС 220 кВ Парабель) к шинам 110 кВ, 220 кВ ПС 220 кВ Парабель через развилку из выключателей или замена существующих АТ ПС 220 кВ Парабель мощностью 63 МВА каждый на два АТ мощностью 125 МВА.
"Узкие места" электрической сети 110 - 220 кВ филиала ОАО "ФСК ЕЭС" Томское ПМЭС приведены в таблице 9.1.

Таблица 9.1 - "Узкие места" электрической
сети филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС

N
пп
Характеристика "узких мест"
Кол-во шт./ % от общего
Наименование электросетевых объектов
Сети 220 кВ
1
Линии, находящиеся в эксплуатации более 40 лет:

ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная - Зональная (АТ-216/АТ-215/Т-208), ВЛ 220 кВ Володино - Чажемто I, II цепь (ВЧ-232/222), ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель I, II цепь (ЧП-233/223), ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь (НСС-1/2)
в одноцепном исчислении
- км
678,3 / 33,4

- шт.
4 / 25
2
Подстанции, находящиеся в эксплуатации более 35 лет <*>
7 / 46,7
ПС 220 кВ Володино, ПС 220 кВ Восточная, ПС 220 кВ ГПП-220, ПС 220 кВ Парабель, ПС 220 кВ Раскино, ПС 220 кВ Советско-Соснинская, ПС 220 кВ Чапаевка
3
Подстанции, на которых требуется частичная замена оборудования:

- срок службы автотрансформаторов более 35 лет <**>
14 / 42,4
ПС 220 кВ Володино, ПС 220 кВ Восточная, ПС 220 кВ ГПП-220, ПС 220 кВ Каргасок, ПС 220 кВ Орловка, ПС 220 кВ Парабель, ПС 220 кВ Раскино, ПС 220 кВ Советско-Соснинская, ПС 220 кВ Чапаевка
4
Подстанции на которых загрузка автотрансформаторов в послеаварийном режиме выше 105% <*>
2 / 13,3
ПС 220 кВ Советско-Соснинская, ПС 220 кВ Парабель
<*> % от общего количества подстанций - 15 штук;
<**> % от общего количества трансформаторов - 33 штук
Сети 110 кВ
1
Подстанции, на которых требуется частичная замена оборудования:

- срок службы трансформаторов более 35 лет <*>
5 / 100
ПС 220 кВ Восточная, ПС 220 кВ Советско-Соснинская
<*> % от общего количества трансформаторов - 5 штук

"Узкие места" электрической сети филиала ОАО "ТРК"

Семь подстанций 110 кВ (10,4% от общего количества ПС 110 кВ): ПС 110 кВ Молчаново, ПС 110 кВ Володино-110, ПС 110 кВ Комсомольская, ПС 110 кВ Улу-Юл, ПС 110 кВ Ягодное, ПС 110 кВ Новоильинская, ПС 110 кВ Чажемто эксплуатируются с одним трансформатором.
На трех подстанциях 110 кВ загрузка трансформаторов в послеаварийном режиме (отключение одного трансформатора) выше 105% (6% от общего количества ПС 110 кВ): ПС 110 кВ Западная, ПС 110 кВ Коммунальная, ПС 110 кВ Левобережная. По данным контрольного замера 19.12.2012 суммарная нагрузка по трансформаторам указанных подстанций 110 кВ составила:
- ПС 110 кВ Западная (1x40,5 МВА, 1x40 МВА) - 47,3 МВА;
- ПС 110 кВ Коммунальная (2x40 МВА) - 46,6 МВА;
- ПС 110 кВ Левобережная (2x25 МВА) - 29 МВА.
К одноцепному транзиту ВЛ 110 кВ Коломинские Гривы - Подгорное - Усть-Бакчар - Высокий Яр - Бакчар - Поротниково - Плотниково - Маркелово - Мельниково-110 присоединены семь подстанций, протяженность транзита составляет 297,1 км. На ПС 110 кВ Бакчар выполнено деление сети. Присоединение семи промежуточных подстанций к одноцепной ВЛ 110 кВ не соответствует руководящим указаниям по проектированию энергосистем и негативно сказывается на надежности электроснабжения существующих потребителей.
"Узкие места" электрической сети 110 кВ ОАО "ТРК" приведены в таблице 9.2.

Таблица 9.2 - "Узкие места" электрической сети ОАО "ТРК"

N
пп
Характеристика "узких мест"
Кол-во шт./ % от общего
Наименование электросетевых объектов
Сети 110 кВ
1
Линии, находящиеся в эксплуатации более 40 лет:

ВЛ 110 кВ Плотниково - Поротниково, ВЛ 110 кВ Поротниково - Бакчар, ВЛ 110 кВ Чилино - Кандаурово, ВЛ 110 кВ Мельниково - Володино с отпайками № 2, ВЛ 110 кВ Володино - Володино-110, ВЛ 110 кВ Володино-110 - Кривошеино, ВЛ 110 кВ Кривошеино - Молчаново, ВЛ 110 кВ Молчаново - Коломинские Гривы, ВЛ 110 кВ Мельниково - Володино с отпайками № 1, ВЛ 110 кВ Володино - Молчановская НПС, ВЛ 110 кВ Молчановская НПС - Тунгусово, ВЛ 110 кВ Тунгусово - Коломинские Гривы, ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь, ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь, ВЛ 110 кВ Восточная - Западная с отпайками I, II цепь, ВЛ 110 кВ Восточная - Бройлерная с отпайкой на ПС Северо-Восточная, ВЛ 110 кВ Восточная - Коммунальная, ВЛ 110 кВ Восточная - Солнечная с отпайкой на ПС Северо-Восточная, ВЛ 110 кВ Предтеченск - Межениновка, ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново, ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь, отп. на ПС Рыбалово, ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь, ВЛ 110 кВ Зональная - Коммунальная, ВЛ 110 кВ Зональная - Солнечная, ВЛ 110 кВ Зональная - Предтеченск, ВЛ 110 кВ Восточная - Пиковая, ВЛ 110 кВ ГПП-220 - Пиковая, ВЛ 110 кВ Мельниково-110 - Маркелово, ВЛ 110 кВ Маркелово - Плотниково, ВЛ 110 кВ Асино-220 - Ново-Николаевская, ВЛ 110 кВ Асино - Комсомольская с отпайкой на ПС Первомайская, ВЛ 110 кВ Комсомольская - Улу-Юл, ВЛ 110 кВ Асино - Асино-110 I, II цепь, ВЛ 110 кВ Подгорное - Усть-Бакчар, ВЛ 110 кВ Советская-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I, II цепь
в одноцепном исчислении
- км
1358,2 / 30,2
- шт.
39 / 50
2
Подстанции, схемы присоединения которых не соответствуют руководящим указаниям по проектированию энергосистем <*>
7 / 10,4
ПС 110 кВ Подгорное, ПС 110 кВ Усть-Бакчар, ПС 110 кВ Высокий Яр, ПС 110 кВ Бакчар, ПС 110 кВ Поротниково, ПС 110 кВ Плотниково, ПС 110 кВ Маркелово
3
Подстанции с одним трансформатором <*>
7 / 10,4
ПС 110 кВ Молчаново, ПС 110 кВ Володино-110, ПС 110 кВ Комсомольская, ПС 110 кВ Улу-Юл, ПС 110 кВ Ягодное, ПС 110 кВ Новоильинская, ПС 110 кВ Чажемто
4
Подстанции, на которых требуется частичная замена оборудования:

- срок службы трансформаторов превышает нормативный (более 35 лет) <**>
63 / 49,6
ПС 110 кВ Бройлерная, ПС 110 кВ Западная, ПС 110 кВ Каштак, ПС 110 кВ Коммунальная, ПС 110 кВ Левобережная, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ Мельниково-110, ПС 110 кВ Гусево, ПС 110 кВ Кожевниково, ПС 110 кВ Вороново, ПС 110 кВ П. Дубровка, ПС 110 кВ Чилино, ПС 110 кВ Бакчар, ПС 110 кВ Высокий Яр, ПС 110 кВ Плотниково, ПС 110 кВ Поротниково, ПС 110 кВ Молчаново, ПС 110 кВ Молчановская НПС, ПС 110 кВ Тунгусово, ПС 110 кВ Володино-110, ПС 110 кВ Малиновка, ПС 110 кВ Итатка, ПС 110 кВ Турунтаево, ПС 110 кВ Асино-110, ПС 110 кВ Зырянская, ПС 110 кВ Первомайская, ПС 110 кВ Комсомольск, ПС 110 кВ Улу-Юл, ПС 110 кВ Тегульдет, ПС 110 кВ Чердаты, ПС 110 кВ Белый Яр, ПС 110 кВ Ягодное, ПС 110 кВ Сайга, ПС 110 кВ Н-Николаевка, ПС 110 кВ Батурино, ПС 110 кВ Первомайская МР, ПС 110 кВ Малореченская, ПС 110 кВ Вахская, ПС 110 кВ Стрежевская, ПС 110 кВ Подгорное, ПС 110 кВ Парабель КС, ПС 110 кВ Чажемто
- отсутствие средств регулирования напряжения под нагрузкой <**>
7 / 5,5
ПС 110 кВ Вороново, ПС 110 кВ Плотниково, ПС 110 кВ Молчаново, ПС 110 кВ Ягодное, ПС 110 кВ Сайга, ПС 110 кВ Батурино, ПС 110 кВ Подгорное
- наличие отделителей/короткозамыкателей <*>
29 / 43,3
ПС 110 кВ Кандинка, ПС 110 кВ Коммунальная, ПС 110 кВ Семилужки, ПС 110 кВ Гусево, ПС 110 кВ Каргала, ПС 110 кВ Кожевниково, ПС 110 кВ Вороново, ПС 110 кВ Чилино, ПС 110 кВ Бакчар, ПС 110 кВ Ягодное, ПС 110 кВ Сайга, ПС 110 кВ Н-Николаевка, ПС 110 кВ Чажемто, ПС 110 кВ Высокий Яр, ПС 110 кВ Плотниково, ПС 110 кВ Поротниково, ПС 110 кВ Молчаново, ПС 110 кВ Молчановская НПС, ПС 110 кВ Тунгусово, ПС 110 кВ Кривошеино, ПС 110 кВ Володино-110, ПС 110 кВ Итатка, ПС 110 кВ Зырянская, ПС 110 кВ Первомайская, ПС 110 кВ Комсомольск, ПС 110 кВ Улу-Юл, ПС 110 кВ Тегульдет, ПС 110 кВ Чердаты, ПС 110 кВ Белый Яр
5
Подстанции, на которых загрузка трансформаторов в послеаварийном режиме выше 105% <*>
3 / 4,5
ПС 110 кВ Западная, ПС 110 кВ Коммунальная, ПС 110 кВ Левобережная
<*> % от общего количества подстанций - 67 штук;
<**> % от общего количества трансформаторов - 127 штук

"Узкие места" электрической сети филиала
ОАО "РЖД" Западно-Сибирская железная дорога

На двух подстанциях ОАО "РЖД": ПС 110 кВ Межениновка (ЭЧЭ-319), ПС 110 кВ Предтеченск (ЭЧЭ-320) трансформаторы отработали нормативный срок службы (более 35 лет). В ячейках трансформаторов установлены отделители и короткозамыкатели.

"Узкие места" электрической сети ОАО "Томскнефть" ВНК

На ПС 110 кВ Крапивинская, находящейся на балансе ОАО "Томскнефть" ВНК, загрузка трансформаторов в послеаварийном режиме отключения одного трансформатора выше 105%.

10. Места расположения резервов мощности - узлы
энергосистемы, стоимость технологического
присоединения в которых минимальна

В рамках разработки Схемы и программы перспективного развития Томской энергосистемы выполнен анализ последствий увеличения мощности узлов нагрузки Томской энергосистемы с выделением узлов, закрытых для увеличения нагрузки, и узлов, увеличение нагрузки которых возможно. На основании результатов анализа, на уровне 2012 - 2014 годов определен перечень центров питания, технологическое присоединение к которым не требует значительных капиталовложений.
Обозначим энергоузлы, подключение нагрузки к центрам питания 220 - 110 кВ которых не связано со значительными затратами в электросетевое строительство: Томский, "ПС 220 кВ Володино", "ПС 220 кВ Мельниково", "ПС 220 кВ Чапаевка", "ПС 220 кВ Асино".
В указанных энергоузлах существует запас по пропускной способности питающих автотрансформаторов и питающих ЛЭП 220 - 110 кВ, по загрузке трансформаторов на подстанциях 110 кВ (кроме подстанций, перечисленных выше, с загрузкой в послеаварийных режимах более 105%).
В таблице 10.1 приведен перечень центров питания 220 - 110 кВ, затраты на технологическое подключение к которым минимальные. Отдельно указаны подстанции 110 кВ (отмечены знаком "*"), загрузка трансформаторов на которых зафиксирована более 90% в период 2012 - 2014 гг.

Таблица 10.1 - Перечень центров питания 220 - 110 кВ,
затраты на технологическое подключение к которым минимальные

№ пп
Наименование ЦП
Установленная мощность трансформаторов, МВА
Максимальная загрузка трансформаторов в ПА (по результатам зимнего контрольного замера), МВА
Максимальная загрузка трансформаторов в ПА (по результатам зимнего контрольного замера), %
2012 г.
2013 г.
2014 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
Энергорайон "Юг"


Томский энергоузел

1
ПС 110 кВ Бройлерная *
2x25
25,7
21,0
19,4
102,6
84,0
77,6
2
ПС 110 кВ ГПП-1
2x63
17,9
13,9
16,4
28,4
22,1
26,0
3
ПС 110 кВ ГПП-2
2x63
15,5
15,7
14,2
24,6
24,9
22,5
4
ПС 110 кВ ГПП-3
4x63
52,1
50,5
50,5
27,6
26,7
26,7
5
ПС 110 кВ ГПП-14
2x6,3
1,4
0,9
0,9
21,6
15,1
13,5
6
ПС 110 кВ ГПП-16
2x16
2,9
2,4
2,3
17,9
14,7
14,6
7
ПС 110 кВ ДОК
2x25
12,6
14,8
13,0
50,5
59,3
52,2
8
ПС 110 кВ Каштак *
1x40,5, 1x40
36,3
27,6
26,1
90,9
68,9
65,3
9
ПС 110 кВ ЛПК Партнер-Томск
2x25
14,6
12,9
14,5
58,4
51,6
57,9
10
ПС 110 кВ Межениновка
2x10
2,3
3,0
2,0
23,1
30,1
20,1
11
ПС 110 кВ Научная
2x40
16,6
18,2
14,8
41,5
45,5
37,1
12
ПС 110 кВ Пиковая
2x16
5,1
3,6
6,9
32,2
22,6
42,9
13
ПС 110 кВ Предтеченск
2x16
7,3
3,2
2,0
45,5
19,8
12,5
14
ПС 110 кВ Северо-Восточная
2x16
5,7
4,8
4,4
35,6
30,2
27,3
15
ПС 110 кВ Солнечная
2x16
14,0
13,9
11,6
87,4
87,0
72,3
16
ПС 110 кВ Сураново
2x10
2,6
2,0
2,0
25,7
20,0
20,0
17
ПС 110 кВ ТЭЦ-1
2x40
34,0
27,9
23,2
85,1
69,7
57,9

Энергоузел "ПС 220 кВ Володино"

1
ПС 110 кВ Володино-110
1x6,3
1,4
1,4
1,4
22,7
22,1
22,1
2
ПС 110 кВ Кривошеино
2x16
6,1
5,0
4,1
38,2
31,3
25,5
3
ПС 110 кВ Молчаново
1x6,3
3,8
3,0
2,7
60,5
47,8
42,2
4
ПС 110 кВ Молчановская НПС
2x25
3,6
7,5
5,4
14,5
30,1
21,6
5
ПС 110 кВ Тунгусово
2x6,3
3,6
2,7
3,1
57,8
42,2
49,7
6
ПС 110 кВ Гусево
2x6,3
1,0
0,6
0,7
15,6
9,2
11,4
7
ПС 110 кВ Каргала
2x10
0,6
3,0
0,5
5,8
30,1
4,5

Энергоузел "ПС 220 кВ Чажемто"

1
ПС 110 кВ Первомайская НПС
2x25
1,0
0,5
0,5
4,1
2,2
2,0
2
ПС 110 кВ Новоильинская
1x6,3
0,8
2,5
0,6
12,4
40,2
10,0
3
ПС 110 кВ Колпашево
2x40
30,2
23,4
22,1
75,4
58,4
55,4
4
ПС 110 кВ Чажемто (с)
1x6,3
2,5
1,6
1,8
40,2
24,9
29,2
5
ПС 110 кВ Коломинские Гривы
2x6,3
0,9
0,8
1,7
14,1
12,1
26,3
6
ПС 110 кВ Усть-Бакчар
2x6,3
1,2
1,3
1,1
18,6
20,0
18,1
7
ПС 110 кВ Подгорное
1x6,3, 1x10
4,7
3,6
3,6
75,2
57,1
57,3

Энергоузел "ПС 220 кВ Мельниково"

1
ПС 110 кВ Мельниково-110 *
1x10, 1x16
7,5
10,2
6,6
75,4
102,1
65,6
2
ПС 110 кВ Песочно-Дубровка
2x16
4,7
2,3
2,4
29,1
14,3
14,9
3
ПС 110 кВ Маркелово
2x6,3
1,8
1,2
2,1
27,8
18,6
34,0
4
ПС 110 кВ Плотниково
1x2,5, 1x6,3
0,3
0,7
0,3
12,8
29,2
12,8
5
ПС 110 кВ Поротниково
2x10
0,3
0,3
0,2
3,2
3,2
2,2
6
ПС 110 кВ Бакчар
2x6,3
4,4
3,2
3,3
69,4
51,0
52,4
7
ПС 110 кВ Высокий Яр
2x10
1,5
1,4
1,2
14,9
13,6
11,7
8
ПС 110 кВ Кожевниково *
2x10
9,2
6,7
6,5
91,5
67,1
65,1
9
ПС 110 кВ Уртам
2x6,3
0,2
0,8
0,6
3,5
12,9
10,0
10
ПС 110 кВ Вороново
1x10, 1x6,3
1,6
1,6
1,6
24,9
24,6
25,7
11
ПС 110 кВ Чилино
2x10
1,2
0,7
0,7
12,0
7,3
7,3
12
ПС 110 кВ Кандинка
2x16
7,0
7,9
6,7
43,8
49,3
41,6
13
ПС 110 кВ Орловка
2x25
11,7
14,3
13,7
46,9
57,1
54,9
14
ПС 110 кВ Рыбалово *
2x16
14,7
10,3
12,8
91,9
64,4
80,3

Энергоузел "ПС 220 кВ Асино"

1
ПС 110 кВ Асино-110
2x40
22,9
17,5
18,6
57,3
43,7
46,5
2
ПС 110 кВ Батурино
1x2,5, 1x6,3
0,8
0,8
0,6
30,5
30,5
25,2
3
ПС 110 кВ Белый Яр
2x10
5,7
4,2
5,0
56,9
42,0
50,2
4
ПС 110 кВ ДОК "Аском"
1x25
1,0
1,5
2,9
3,9
5,8
11,6
5
ПС 110 кВ Зыряновская
1x10, 1x20
6,8
6,7
7,3
68,0
66,6
72,8
6
ПС 110 кВ Итатка
1x6,3, 1x10
0,8
0,5
0,9
12,1
8,5
14,4
7
ПС 110 кВ Клюквинка
2x6,3
0,6
0,7
0,5
10,0
11,6
8,6
8
ПС 110 кВ Комсомольская
1x10
1,7
2,3
1,8
17,5
22,8
18,4
9
ПС 110 кВ Малиновка
1x10, 1x15
6,6
7,2
7,5
66,1
72,1
75,1
10
ПС 110 кВ Ново-Николаевская
2x6,3
1,4
0,9
1,1
22,7
15,1
17,1
11
ПС 110 кВ Первомайская
2x10
7,7
8,1
7,2
77,2
81,4
71,6
12
ПС 110 кВ Сайга
2x2,5
0,5
0,3
0,6
21,5
12,6
25,2
13
ПС 110 кВ Семилужки
2x16
2,1
1,4
1,5
13,1
8,7
9,3
14
ПС 110 кВ Тегульдет
2x10
2,0
3,0
1,7
19,7
30,1
16,6
15
ПС 110 кВ Типсино
2x6,3
0,2
0,5
0,2
3,5
8,1
3,2
16
ПС 110 кВ Турунтаево
1x20, 1x25
1,8
2,8
1,9
9,2
14,2
9,5
17
ПС 110 кВ Улу-Юл
1x6,3, 1x10
1,6
1,7
1,4
24,8
26,3
22,1
18
ПС 110 кВ Чердаты
2x6,3
3,4
1,2
0,9
54,7
19,6
13,5
19
ПС 110 кВ Ягодное
1x2,5
0,5
0,4
0,1
21,5
17,9
5,6
Энергорайон "Север"

1
ПС 220 кВ Раскино
2x32
5,8
5,5
5,7
18,3
17,3
17,7
2
ПС 220 кВ Вертикос
2x63
2,0
1,2
4,5
3,2
1,9
7,2
3
ПС 220 кВ Завьялово
2x32
1,1
1,6
0,5
3,4
5,1
1,6
4
ПС 220 кВ Каргасок
2x25
8,2
7,8
6,5
32,9
31,0
25,9

Энергоузел "ПС 220 кВ Чапаевка"

1
ПС 110 кВ Александровская
2x16
3,9
3,8
4,3
24,4
23,8
26,9
2
ПС 110 кВ Малореченская
2x25
19,4
18,4
19,2
77,6
73,7
76,9
3
ПС 110 кВ Раздольное
2x25
0,6
0,4
4,9
2,4
1,6
19,6
4
ПС 110 кВ Ломовая
2x6,3
2,4
4,0
3,1
37,9
64,1
49,7
5
ПС 110 кВ Катыльгинская
2x25
21,5
17,8
19,2
86,2
71,2
76,9
6
ПС 110 кВ Первомайское м/р
2x16
8,6
10,8
9,8
53,5
67,7
60,9





Приложение А

ВОЗРАСТНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ПОДСТАНЦИЙ И СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ 500 - 220 КВ
ТОМСКОГО ПРЕДПРИЯТИЯ МЭС - ФИЛИАЛ ОАО "ФСК ЕЭС"
НА 01.01.15 (СПРАВОЧНОЕ)

№ пп
Наименование и подстанционный номер
Номинальное напряжение, кВ
Год ввода, год реконструкции ПС
Трансформаторы
Коммутационная аппаратура: выключатели, отделители, короткозамыкатели
Установленная мощность на 01.01.2015, МВА
Срок службы на 01.01.2015
год изготовления трансформаторов
год установки трансформаторов
тип, мощность, кВА
тип, год установки, кол-во, диспетчерское наименование
Uном/Iном
Iоткл
с года ввода ПС
с года изготов. тр-ра
500 кВ
1
ПС 500 кВ Томская
500/220/10
1979,
1981,
2003,
2004,
2008
1980
1981
3хАОДЦТН-167000/500/220/10
ВВБ-500, 1983/1984, 2, В1-527/В1-526; ВГТ-220, 2003, 1, В-220 АТ-1; ВМПЭ-10, 1981, В-10 АТ-1
500/2000;
35,5;
501
36
35
220/2500;
40;
10/630
31,5
1980
1982
АОДЦТН-167000/500/220/10 (Резервная фаза)



167
35
1983
1984
3хАОДЦТН-167000/500/220/10
ВВБ-500, 1983/1984, 2, В2-527/В2-526; ВГТ-220, 2003, 1, В-220 АТ-2; ВМПЭ-10, 1984, В-10 АТ-2
500/2000;
35,5;
501
32
220/2500;
40;
10/630
31,5
220 кВ
1
ПС 220 кВ Асино
220/110/10
1989
1990
1990
АТДЦТН-125000/220/110/11
ВМТ-220Б-25/1250, 1990, 1, В-220 АТ-1; ВМТ-110Б-25/1250, 1990, 1, В-110 АТ-1; ВКЭМ-10-1600-31,5, 1991, 1, В-10 АТ-1
220/1250;
25;
125
26
25
110/1250;
25;
10/1600
31,5
1989
1989
АТДЦТН-125000/220/110/11
ВМТ-220Б-25/1250, 1990, 1, В-220 АТ-2; ВМТ-110Б-25/1250, 1989, 1, В-110 АТ-2; ВКЭМ-10-1600-31,5, 1991, 1, В-10 АТ-2
220/1250;
25;
125
26
110/1250;
25;
10/1600
31,5
2
ПС 220 кВ Вертикос
220/110/10
1983
1980
1983
АТДЦТН-63000/220/110/11
У-220, 1982, 1, В-220 АТ-1; ВМПЭ-10, 1982, 1, В-10 АТ-1
220/2000;
40;
63
32
35
10/3200
31,5
1980
1983
АТДЦТН-63000/220/110/11
У-220, 1982, 1, В-220 АТ-2; ВМПЭ-10, 1982, 1, В-10 АТ-2
220/2000;
40;
63
35
10/3200
31,5
3
ПС 220 кВ Володино
220/110/10
1975
1973
1975
АТДЦТНГ-63000/220/110/10
У-220, 1976, 1, В-220 АТ-1; МКП-110М, 1976, 1, В-110 АТ-1; ВМПЭ-10, 1976, 1, В-10 АТ-1
220/1000;
25;
63
40
42
110/630;
20;
10/2500
20
1973
1975
АТДЦТНГ-63000/220/110/10
У-220, 1976, 1, В-220 АТ-2; МКП-110М, 1976, 1, В-110 АТ-2; ВМПЭ-10, 1976, 1, В-10 АТ-2
220/1000;
25;
63
42
110/630;
20;
10/2500
20
4
ПС 220 кВ Восточная
220/110/35/10
1963, 2012
1983
1983
ТДТН-63000/110/35/10
У-110, 1983, 1, В-110 Т-1;
МКП-35, 1963, 1, В-35 Т-1;
МГГ-10, 1963, 1, В-10 Т-1
110/2000;
40;
63
52
32
35/1000;
24,7;
10/2000
29
1981
1982
ТДТН-63000/110/35/10
У-110, 1983, 1, В-110 Т-2; МКП-35, 1963, 1, В-35 Т-2; МГГ-10, 1963, 1, В-10 Т-2
110/2000;
40;
63
34
35/1000;
24,7;
10/2000
29
1978
1978
АТДЦТН-200000/220/110/10
У-220, 1965, 1, В-220 АТ-3; У-110, 1978, 1, В-110 АТ-3
220/1000;
26,3;
200
37
110/2000
42
1975
1975
АТДЦТН-200000/220/110/10
У-220, 1965, 1, В-220 АТ-4; У-110, 1975, 1, В-110 АТ-4
220/1000;
26,3;
200
40
110/2000
42
2011
2012
ТДТН-63000/110/35/10
LTB-145, 2012, 1, В-110 Т-5; ББПС-35 III-25/1250, 2012, 2, В-35-1 Т-5/В-35-2 Т-5; SION-3AE, 2012, 1, В-10 Т-5
110/3150;
40;
63
4
35/1250;
25;
10/2000
25
5
ПС 220 кВ ГПП-220
220/110/10
1978
1978
1980
АТДЦТН-125000/220/110/10
У-220, 1980, 1, В-220 АТ-1; У-110, 1980, 1, В-110 АТ-1
220/1000;
25;
125
37
37
110/2000
40
1980
1980
АТДЦТН-125000/220/110/10
У-220, 1980, 1, В-220 АТ-2; У-110, 1980, 1, В-110 АТ-2
220/1000;
25;
125
35
110/2000
40
6
ПС 220 кВ Завьялово
220/10
1983
1979
1980
ТРДН-32000/220/11
У-220, 1980, 1, В-220 Т-1; ВМПЭ-10, 1983, 1, В-10 Т-1
220/1000;
25;
32
32
36
10/3200
31,5
1979
1980
ТРДН-32000/220/11
У-220, 1980, 1, В-220 Т-2; ВМПЭ-10, 1983, 1, В-10 Т-2
220/1000;
25;
32
36
10/3200
31,5
7
ПС 220 кВ Зональная
220/110/10
1992, 2012
1991
1992
АТДЦТН-200000/220/110/10
ВМТ-220Б-25/1250, 1992, 2, В-1-220 АТ-215/В-1-220 Т-208; ВМТ-110Б-25/1250, 1992, 1, В-110 АТ-1
220/1250;
25;
200
23
24
110/1250
25
2012
2012
АТДЦТН-200000/220/110/10
HPL-245BI, 2013, 2, В-2-220 АТ-215/В-2-220 Т-208; LTB-145DI B, 2013, 1, В-110 АТ-2
220/4000;
50;
200
3
110/3150
40
8
ПС 220 кВ Каргасок
220/10
1982
1977
1978
ТДТН-25000/220/35/11
У-220, 1978, 1, В-220 Т-1; ВМПЭ-10, 1978, 1, В-10 Т-1
220/600;
25;
25
33
38
10/1500
31,5
1980
1980
ТДТН-25000/220/35/11
У-220, 1978, 1, В-220 Т-2; ВМПЭ-10, 1978, 1, В-10 Т-2
220/2000;
25;
25
35
10/1500
31,5
9
ПС 220 кВ Мельниково
220/110/10
1990
1990
1990
АТДЦТН-63000/220/110/11
ВМТ-220Б-25/1250, 1990, 1, В-220 Т-219; ВМТ-110Б-25/1250, 1991, 1, В-110 АТ-1
220/1250;
25;
63
25
25
110/1250
25
1989
1990
АТДЦТН-63000/220/110/11
ВМТ-220Б-25/1250, 1990, 1, В-220 Т-220; ВМТ-110Б-25/1250, 1991, 1, В-110 АТ-2
220/1250;
25;
63
26
110/1250
25
10
ПС 220 кВ Орловка
220/35/10
1979
1978
1980
ТДТН-25000/220/35/11
У-220, 1980, 1, В-220 ТВ-231; С-35М, 1981, 1, В-35 Т-1; ВМПЭ-10, 1979, 1, В-10 Т-1
220/1000;
25;
25
36
37
35/630;
10;
10/3000
20
1978
1980
ТДТН-25000/220/35/11
У-220, 1980, 1, В-220 ТВ-221; С-35М, 1981, 1, В-35 Т-2; ВМПЭ-10, 1980, 1, В-10 Т-2
220/1000;
25;
25
37
35/630;
10;
10/3000
20
11
ПС 220 кВ Парабель
220/110/10
1972
1971
1972
АТДЦТГН-63000/220/110/10
У-220М, 1975, 1, В-220 АТ-1; МКП-110Б, 1982, 1, В-110 АТ-1; ВМПЭ-10, 1972, 1, В-10 АТ-1
220/2000;
25;
63
43
44
110/1000;
20;
10/3000
20
1971
1972
АТДЦТГН-63000/220/110/10
У-220М, 1975, 1, В-220 АТ-2; МКП-110Б, 1982, 1, В-110 АТ-2; ВМПЭ-10, 1972, 1, В-10 АТ-2
220/2000;
25;
63
44
110/1000;
20;
10/3000
20
1981
1984
АТДЦТГН-63000/220/110/10
У-220, 1983, 1, В-220 АТ-3; МКП-110М, 1981, 1, В-110 АТ-3
220/2000;
25;
63
34
110/1000
20
12
ПС 220 кВ Раскино
220/10
1976
1973
1975
ТРДНГ-32000/220/10
У-220М, 1975, 1, В-220 Т-1; ВМПЭ-10, 1976, 1, В-10 Т-1
220/2000;
25;
32
39
42
10/2500
20
1973
1975
ТРДНГ-32000/220/10
У-220М, 1976, 1, В-220 Т-2; ВМПЭ-10, 1976, 1, В-10 Т-2
220/2000;
25;
32
42
10/2500
20
13
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
220/110/35/6
1972, 2014
1972
1973
ТДТН-63000/110/35/6
МКП-110, 1973, 1, В-110 Т-1; МКП-35, 1972, 1, В-35 Т-1; ВМПЭ-10, 1972, 2, В-6-1 Т-1/В-6-2 Т-1
110/600;
18,4;
63
43
43
35/1500;
24,7;
6/3000
20
1982
1982
ТДТН-63000/110/35/6
МКП-110, 1982, 1, В-110 Т-2; МКП-35, 1972, 1, В-35 Т-2; ВМПЭ-10, 1972, 2, В-6-3 Т-2/В-6-4 Т-2
110/600;
18,4;
63
33
35/1000;
24,7;
6/3000
20
1981
1983
АТДЦГН-63000/220/110/10
У-220, 1980, 1, В-220 АТ-3; МКП-110, 1983, 1, В-110 АТ-3
220/2000;
25;
63
34
110/600
18,4
1980
1983
АТДЦГН-63000/220/110/10
У-220, 1980, 1, В-220 АТ-4; МКП-110, 1983, 1, В-110 АТ-4
220/2000;
25;
63
35
110/600
18,4
2013
2014
MFP№ 8154 (локальный-АТДЦТН-125000/220/110УХЛ1(ХЛ1)
ВГТ-1А1-220II*-40/3150 ХЛ1, 2014, 1, В-220 АТ-5; ВГТ-110 ХЛ1*, 2014, 2, В-110-1 АТ-5, В-110-2 АТ-5;
220/3150;
40;
125
2
110/3150
40;
14
ПС 220 кВ Чажемто
220/110/10
1981
1980
1981
АТДЦТН-63000/220/110/11
У-220, 1981, 1, В-220 АТ-1; МКП-110М, 1981, 1, В-110 АТ-1; ВМПЭ-10, 1982, 1, В-10 АТ-1
220/1000;
25;
63
34
35
110/630;
20;
10/3150
31,5
1980
1981
АТДЦТН-63000/220/110/10
У-220, 1981, 1, В-220 АТ-2; МКП-110М, 1981, 1, В-110 АТ-2; ВМПЭ-10, 1981, 1, В-10 АТ-2
220/2000;
25;
63
35
110/630;
20;
10/3150
31,5
15
ПС 220 кВ Чапаевка
220/110/10
1974
1978
1978
АТДЦТГН-63000/220/110/10
У-220, 1978, 1, В-220 АТ-1; МКП-110М, 1978, 1, В-110 АТ-1; ВМПЭ-10, 1978, 1, В-10 АТ-1
220/2000;
25;
63
41
37
110/630;
20;
10/3200
31,5
1976
1978
АТДЦТГН-63000/220/110/10
У-220, 1978, 1, В-220 АТ-2; МКП-110М, 1978, 1, В-110 АТ-2; ВМПЭ-10, 1978, 1, В-10 АТ-2
220/2000;
25;
63
39
110/630;
20;
10/3200
31,5
1983
1983
АТДЦТН-63000/220/110/11
У-220, 1985, 1, В-220 АТ-3; МКП-110Б, 1984, 1, В-110 АТ-3
220/2000;
25;
63
32
110/630
20





Приложение Б

ВОЗРАСТНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 500 - 220 КВ ФИЛИАЛ ОАО "ФСК ЕЭС" -
ТОМСКОЕ ПМЭС НА 01.01.15
(СПРАВОЧНОЕ)

N
пп
Диспетчерское наименование ЛЭП
Год ввода в эксплуатацию
Напряжение, кВ
Провод
Опоры
Срок службы на 01.01.2015
Длина по трассе, км
Марка
Кол-во в одной фазе
Количество цепей
Материал
Тип
500 кВ
1
ВЛ 500 кВ Итатская - Томская
1986
500
45,64
3хАС-300/39
3
1
металл
ПБ-3. Р-2, У2.
29
2
ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская
1980
500
45,54
3хАС-330/43
3
1
металл
ПБ-4. Р-2, У2.
35
220 кВ
1
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь (Т-203/204)
1975
220
28,35
АСО-500
1
2
металл
ПС-220-6, У-220-2
40
2
ВЛ 220 кВ Томская - ЭС-2 СХК (Т-205)
1981
220
22,1
АСО-300
1
1
ж/б
П-220, ПС-220-5, У-220-1
34
3
ВЛ 220 кВ Томская ТЭЦ-3 - Томская (Т-210)
1974
220
14,2
АСО-300
2
1
металл
ПОТ, ПБ-220-4, 2У-36М, У-220-2т
41
1987
220
8,9
АСО-500
1
1
ж/б
ПБ-220-1, У-220-1, У-220-3
28
4
ВЛ 220 кВ Томская ТЭЦ-3 - ГПП-220 I, II цепь (Т-211/212)
1986
220
1,8
АСО-500
1
2
металл
П-220-2, У-220-2
29
5
ВЛ 220 кВ Томская - ГПП-220 (Т-213)
1981
220
23
АСО-300
1
1
ж/б
П-220а, ПС-220-1, У-220-1
34
6
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная - Зональная (АТ-216/АТ-215/Т-208)
1962
200
48,05
АСО-500
1
2
металл
ПБГ-4, П-220-2т, ПУ5Б-4, АБГ-4, У-220-2т, У-220-1
53
7
ВЛ 220 кВ Томская - Асино (Т-218)
1975
220
66,6
АСО-300
1
1
ж/б
ПБ-220-4, П-220-2, У-220-1, У-220-2, Убт-1
40
8
ВЛ 220 кВ Володино - Мельниково I, II цепь (Т-219/Т-220)
1990
220
68,7
АС-240/32
1
2
ж/б
П-220, ПС-220-5, У-220-1
25
9
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь (ТВ-231/ТВ-221)
1975
220
113,3
АС-240,
АСО-300,
АСУС-500
1
2
металл, ж/б
П-220-2т, ПБ-220-4, ПОТ, П-26М, У-36М, У-220-2т, Н-158
40
10
ВЛ 220 кВ Володино - Чажемто I, II цепь (ВЧ-232/222)
1972
220
146,2
АСО-300
1
2
металл
ПОТ, У-36М, У-220-2т
43
11
ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель I, II цепь (ЧП-233/223)
1972
220
123,3
АСО-300
1
2
металл
ПОТ, У-36М, У-220-2т
43
12
ВЛ 220 кВ Парабель - Вертикос с отпайками I, II цепь (ПВ-234/224)
1975
220
147,4
АСО-300
1
2
металл, ж/б
ПОТ, П-26м, П-220-2т, ПБД-220-2цу, У-36М, У-38М, АТП-58, У-220-3, У-220-2т
40
13
ВЛ 220 кВ Вертикос - Раскино I, II цепь (ВР-237/227)
1975
220
45,7
АСО-300
1
2
металл
ПОТ, П-220-2т, У-36М, У-220-2т
40
14
ВЛ 220 кВ Раскино - Чапаевка I, II цепь (РЧ-235/225)
1979
220
88
АСО-240,
АС-240/32
1
2
металл
ПОТ, П-220-2т, У-36М, У-220-2т
36
15
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь (ЧС-236/226)
1981
220
117
АС-240/32,
АСУ-300,
АСУС-500
1
2
металл
ПОТ, П-26М, У-36М, У-220-2т, У-38М, Н-150.
34
16
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь (НСС-1/2)
1971
220
21,6
АС-240
1
2
металл
ПОТ, П-26М, У-36М, У-220-2т, У-38М, Н-150.
44





Приложение В

ВОЗРАСТНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ПОДСТАНЦИЙ И СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ 110 КВ ОАО "ТРК"
НА 01.01.2015
(СПРАВОЧНОЕ)

N
пп
Наименование
Класс напряжения, кВ
Год ввода в эксплуатацию
Диспетчерский номер трансформатора
Тип, мощность, МВА
Год изготовления трансформаторов
Установленная мощность на 01.01.2015, МВА
Срок службы на 01.01.2015
с года ввода ПС
с года изготов. тр-ра
110 кВ
1
ПС 110 кВ Бройлерная
110/35/10
1979
Т1
ТДТН-25000/110/35/10
1977
25,0
36
38
Т2
ТДТН-25000/110/35/10
1978
25,0
37
2
ПС 110 кВ Западная
110/35/10
1969
Т1
ТДТНГ-40500/110/35/10
1971
40,5
46
44
Т2
ТДТН-40000/110/35/10
1967
40,0
48
3
ПС 110 кВ Кандинка
110/35/10
1980
Т1
ТДТН-16000/110/35/10
1979
16,0
35
36
Т2
ТДТН-16000/110/35/10
1979
16,0
36
4
ПС 110 кВ Каштак
110/35/10
1969
Т1
ТДТН-40000/110/35/10
1980
40,0
46
35
Т2
ТДТН-40500/110/35/10
1961
40,5
54
5
ПС 110 кВ Коммунальная
110/35/10
1982
Т1
ТДТН-40000/110/35/10
1982
40,0
33
33
Т2
ТДТН-40000/110/35/10
1965
40,0
50
6
ПС 110 кВ Левобережная
110/35/10
1964
Т1
ТДТН-25000/110/35/10
1973
25,0
51
42
Т2
ТДТН-25000/110/35/10
1973
25,0
42
7
ПС 110 кВ Октябрьская
110/35/10
1964
Т1
ТДТН-40000/110/35/10
1966
40,0
51
49
Т2
ТДТН-40500/110/35/10
1966
40,5
49
8
ПС 110 кВ Пиковая
110/35/6
1995
Т1
ТДТН-16000/110/6
1996
16,0
20
19
Т2
ТДТН-16000/110/6
1994
16,0
21
9
ПС 110 кВ Северо-Восточная
110/10
1989
Т1
ТДН-16000/110/10
1988
16,0
26
27
Т2
ТДН-16000/110/10
1988
16,0
27
10
ПС 110 кВ Семилужки
110/10
1985
Т1
ТДН-16000/110/10
1984
16,0
30
31
Т2
ТДН-16000/110/10
1984
16,0
31
11
ПС 110 кВ Солнечная
110/10
1987
Т1
ТДН-25000/110/10
2013
25,0
28
2
Т2
ТДН-25000/110/10
2013
25,0
2
12
ПС 110 кВ Рыбалово
110/35/10
1986
Т1
ТДТН-16000/110/35/10
1982
16,0
29
33
Т2
ТДТН-16000/110/35/10
1986
16,0
29
13
ПС 110 кВ Мельниково-110
110/35/10
1966
Т1
ТДТН-10000/110/35/10
1973
10,0
49
42
Т2
ТДТН-16000/110/35/10
1975
16,0
40
14
ПС 110 кВ Гусево
110/35/10
1976
Т1
ТМТ-6300/110/35/10
1970
6,3
39
45
Т2
ТМТН-6300/110/35/10
1989
6,3
26
15
ПС 110 кВ Каргала
110/10
1987
Т1
ТДТН-10000/110/35/10
1987
10,0
28
28
Т2
ТДТН-10000/110/35/10
1988
10,0
27
16
ПС 110 кВ Маркелово
110/10
1971
Т1
ТМН-6300/110/10
1992
6,3
44
23
Т2
ТМН-6300/110/10
1986
6,3
29
17
ПС 110 кВ Кожевниково
110/35/10
1966
Т1
ТДТН-10000/110/35/10
1978
10,0
49
37
Т2
ТДТН-10000/110/35/10
1966
10,0
49
18
ПС 110 кВ Вороново
110/10
1968
Т1
ТДТН-10000/110/35/10
1974
10,0
47
41
Т2
ТМ-6300/110/10
1967
6,3
48
19
ПС 110 кВ П. Дубровка
110/35/10
1975
Т1
ТДТН-16000/110/35/10
1972
16,0
40
43
Т2
ТДТН-16000/110/35/10
1971
16,0
44
20
ПС 110 кВ Уртам
110/10
1992
Т1
ТМН-6300/110/10
1992
6,3
23
23
Т2
ТМН-6300/110/10
1990
6,3
25
21
ПС 110 кВ Чилино
110/10
1968
Т1
ТДТН-10000/110/35/10
1976
10,0
47
39
Т2
ТДТН-10000/110/35/10
1976
10,0
39
22
ПС 110 кВ Бакчар
110/35/10
1973
Т1
ТМТ-6300/110/35/10
1973
6,3
42
42
Т2
ТМТН-6300/110/35/10
1964
6,3
51
23
ПС 110 кВ Высокий Яр
110/35/10
1983
Т1
ТДТН-10000/110/35/10
1974
10,0
32
41
Т2
ТДТН-10000/110/35/10
1982
10,0
33
24
ПС 110 кВ Плотниково
110/10
1971
Т1
ТАМГ-2500/110/10
1971
2,5
44
44
Т2
ТМН-6300/110/10
1971
6,3
44
25
ПС 110 кВ Поротниково
110/10
1975
Т1
ТДН-10000/110/10
1975
10,0
40
40
Т2
ТДН-10000/110/10
1975
10,0
40
26
ПС 110 кВ Молчаново
110/10
1970
Т1
ТМ-6300/110/10
1970
6,3
45
45
27
ПС 110 кВ Молчановская НПС
110/10
1974
Т1
ТРДН-25000/110/35/10
1974
25,0
41
41
Т2
ТРДН-25000/110/35/10
1974
25,0
41
28
ПС 110 кВ Тунгусово
110/35/10
1972
Т1
ТМТН-6300/110/35/10
1982
6,3
43
33
Т2
ТМТ-6300/110/35/10
1965
6,3
50
29
ПС 110 кВ Кривошеино
110/10
1987
Т1
ТДН-16000/110/10
1992
16,0
28
23
Т2
ТДН-16000/110/10
1992
16,0
23
30
ПС 110 кВ Володино-110
110/10
1967
Т2
ТМН-6300/110/10
1966
6,3
48
49
31
ПС 110 кВ Малиновка
110/35/10
1966
Т1
ТДТНГ-10000/110/35/10
1963
10,0
49
52
Т2
lT\R-15000/110/35/10
1962
15,0
53
32
ПС 110 кВ Итатка
110/10
1966
Т1
ТМТ-6300/110/10
1964
6,3
49
51
Т2
ТДТНГ-10000/110/10
1964
10,0
51
33
ПС 110 кВ Турунтаево
110/35/10
1983
Т1
ТДТН-25000/110/35/10
1981
25,0
32
34
Т2
ТДТНГ-20000/110/35/10
1962
20,0
53
34
ПС 110 кВ Асино-110
110/35/10
1964
Т-1
ТДТН-40000/110
1977
40,0
51
38
Т-2
ТДТН-40000/110
1978
40,0
37
35
ПС 110 кВ Зырянская
110/35/10
1967
Т-1
ТДТН-10000/110
1970
10,0
48
45
Т-2
ТДТН-20000/110
1966
20,0
49
36
ПС 110 кВ Первомайская
110/35/10
1975
Т-1
ТДТН-10000/110
1974
10,0
40
41
Т-2
ТДТН-10000/110
1973
10,0
42
Т-2
ТДТН-10000/110
1972
10,0
43
37
ПС 110 кВ Комсомольск
110/35/10
1971
Т-1
ТДТН-10000/110
1969
10,0
44
46
38
ПС 110 кВ Улу-Юл
110/35/10
1972
Т-1
ТМТН-6300/110
1972
6,3
43
43
39
ПС 110 кВ Тегульдет
110/35/10
1979
Т-1
ТДТН-10000/110
1980
10,0
36
35
Т-2
ТДТН-10000/110
1972
10,0
43
40
ПС 110 кВ Чердаты
110/35/10
1977
Т-1
ТМН-6300/110
1976
6,3
38
39
Т-2
ТМН-6300/110
1983
6,3
32
Т-3
ТАМ-1800/35
1962
1,8
53
Т-4
ТАМ-1800/35
1964
1,8
51
41
ПС 110 кВ Клюквинка
110/35/10
1988
Т-1
ТМТН-6300/110
1987
6,3
27
28
Т-2
ТМТН-6300/110
1986
6,3
29
42
ПС 110 кВ Белый Яр
110/10
1977
Т-1
ТДН-10000/110
1976
10,0
38
39
Т-2
ТДН-10000/110
1982
10,0
33
43
ПС 110 кВ Ягодное
110/10
1979
Т-1
ТАМГ-2500/110
1971
2,5
36
44
44
ПС 110 кВ Сайга
110/10
1977
Т-1
ТМН-2500/110
1976
2,5
38
39
Т-2
ТАМГ-2500/110
1968
2,5
47
45
ПС 110 кВ Ново-Николаевка
110/10
1979
Т-1
ТМН-6300/110
1978
6,3
36
37
Т-2
ТМН-6300/110
1979
6,3
36
46
ПС 110 кВ Батурино
110/10
1993
Т-1
ТМН-6300/110
1991
6,3
22
24
Т-2
ТАМП-2500/110
1966
2,5
49
47
ПС 110 кВ Игольская
110/35/6
1990
Т-1
ТДТН-25000/110-79У1
1991
25,0
25
24
Т-2
ТДТН-25000/110-79У1
1991
25,0
24
48
ПС 110 кВ Александрово
110/35/10
1982
Т-1
ТДТН-16000/110/35/10-80У1
1984
16,0
33
31
Т-2
ТДТН-16000/110/35/10-80У1
1984
16,0
31
49
ПС 110 кВ Ломовая
110/35/6
1986
Т-1
ТМТН-6300/110-81У1
1987
6,3
29
28
Т-2
ТМТН-6300/110-80У1
1986
6,3
29
50
ПС 110 кВ Раздольное
110/10
1981
Т-1
ТРДН-25000/110-76У1
1979
25,0
34
36
Т-2
ТРДН-25000/110-76У1
1980
25,0
35
51
ПС 110 кВ Первомайская МР
110/35/6
1984
Т-1
ТДТН-16000/110/35/6
1976
16,0
31
39
Т-2
ТДТН-16000/110/35/6
1988
16,0
27
52
ПС 110 кВ Малореченская
110/35/6
1988
Т-1
ТДТН-25000/110-67У1
1979
25,0
27
36
Т-2
ТДТН-25000/110/35/6
1977
25,0
38
53
ПС 110 кВ Вахская
110/35/6
1979
Т-2
ТДТН-25000/110-67У1
1979
25,0
36
36
Т-3
ТДТН-25000/110/35/6
1977
25,0
38
54
ПС 110 кВ Стрежевская
110/35/10
1972
Т-1
ТДТН-25000/110/35/6
1971
25,0
43
44
Т-2
ТДТН-25000/110/35/6
1971
25,0
44
55
ПС 110 кВ Коломинские Гривы
110/10
1970
Т-1
ТМН-6300-110/10
1991
6,3
45
24
Т-2
ТМТН-6300-110/35/10
1987
6,3
28
56
ПС 110 кВ Подгорное
110/10
1971
Т-1
ТМ-6300-110/10
1969
6,3
44
46
Т-2
ТДТН-10000-110/35/10
1982
6,3
33
57
ПС 110 кВ Усть-Бакчар
110/10
1976
Т-1
ТМН-6300-110/10
1991
6,3
39
24
Т-2
ТМН-6300-110/10
1989
6,3
26
58
ПС 110 кВ Типсино
110/35/10
1991
Т-1
ТМТН-6300-110/35/10
1991
6,3
24
24
Т-2
ТМТН-6300-110/35/10
1991
6,3
24
59
ПС 110 кВ Новоильинская
110/35/10
1984
Т
ТМТН-6300-110/35/10
1983
6,3
31
32
60
ПС 110 кВ Колпашево
110/35/10
1972
Т-1
ТДТН-40000/110/35/10
1988
40,0
43
27
Т-2
ТДТН-40000/110/35/10
1987
40,0
28
61
ПС 110 кВ Лугинецкая
110/35/6
1984
Т-1
ТДТН-25000/110/35/6
1979
25,0
31
36
Т-2
ТДТН-25000/110/35/6
1979
25,0
36
62
ПС 110 кВ Калиновая
110/35/6
1987
Т-1
ТДТН-25000/110/35/6
1986
25,0
28
29
Т-2
ТДТН-25000/110/35/6
1986
25,0
29
63
ПС 110 кВ Останинская
110/35/6
1987
Т-1
ТДТН-16000/110/35/6
1984
16,0
28
31
Т-2
ТДТН-16000/110/35/6
1984
16,0
31
64
ПС 110 кВ Тарская
110/35/10
1984
Т-1
ТМТН-6300-110/35/10
1982
6,3
31
33
Т-2
ТМТН-6300-110/35/10
1983
6,3
32
65
ПС 110 кВ Парабель КС
110/10
1980
Т-1
ТРДН-25000/110/10
1976
25,0
35
39
Т-2
ТРДН-25000/110/10
1976
25,0
39
66
ПС 110 кВ Чажемто
110/10
1972
Т
ТМН-6300-110/10
1976
6,3
43
39
67
ПС 110 кВ Первомайская НПС
110/10
1987
Т-1
ТДТН-25000/110/10
1987
25,0
28
28
Т-2
ТДТН-25000/110/10
1987
25,0
28
68
ПС 110 кВ Московский тракт
110/6
2012
Т-1
ТДТН-25000/110/6
2012
25,0
3
3
Т-2
ТДТГН-25000/110/6
2012
25,0
3
69
ПС 110 кВ ДОК
110/10/6
1980
Т-2
ТРДН-25000/110/6/6
1980
25,0
35
35
Т-1
ТМ-3200/10/6
1980
3,2
35
70
ПС 110 кВ Научная
110/35/10
2009
Т-1
25000/110/35/10
2009
40,0
6
6
Т-2
25000/110/35/10
2009
40,0
6





Приложение Г

ВОЗРАСТНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 110 КВ ОАО "ТРК" НА 01.01.2015
(СПРАВОЧНОЕ)

N
пп
Диспетчерское наименование
Наименование (назначение)
Год ввода в эксплуатацию
Провод
Материал опор
Наименование РЭС
Срок службы на 01.01.2015
марка
количество цепей
протяженность по трассе, км
протяженность по цепям, км
1
С-43
ВЛ 110 кВ Плотниково - Поротниково
1973
АС-150
1
54,8
54,8
ж/б, м
Бакчарский
42
2
С-44
ВЛ 110 кВ Поротниково - Бакчар
1973
АС-150
1
18,5
18,5
ж/б, м
Бакчарский
42
3
С-45
ВЛ 110 кВ Бакчар - Высокий Яр
1974
АС-120
1
34,8
34,8
ж/б, м
Бакчарский
41
4
С-46
ВЛ 110 кВ Высокий Яр - Усть-Бакчар
1975
АС-95
1
19
19
ж/б, м
Бакчарский
40
5
С-18
ВЛ 110 кВ Мельниково-110 - Кожевниково, опоры (N103-207)
1974
АС-95
1
23,8
23,8
ж/б, м
Кожевниковский
41
6
С-19
ВЛ 110 кВ Кожевниково - Уртам
1980
АС-70
1
16,9
16,9
ж/б, м
Кожевниковский
35
7
С-19А
ВЛ 110 кВ Уртам - Вороново
1980
АС-70
1
17,9
17,9
ж/б, м
Кожевниковский
35
8
С-20
ВЛ 110 кВ Вороново - Чилино
1980
АС-70
1
25,9
25,9
ж/б, м
Кожевниковский
35
9
С-21
ВЛ 110 кВ Чилино - Кандаурово
1972
АС-70
1
33
33
ж/б, м
Кожевниковский
43
10
С-22
ВЛ 110 кВ Мельниково - Володино с отпайками № 2
1967
АС-185
1
15
15
ж/б, м
Кривошеинский
48
11
С-23
ВЛ 110 кВ Володино - Володино-110
1967
АС-185
1
5,1
5,1
ж/б, м
Кривошеинский
48
12
С-24
ВЛ 110 кВ Володино-110 - Кривошеино
1968
АС-185
1
28,8
28,8
ж/б, м
Кривошеинский
47
13
С-25
ВЛ 110 кВ Кривошеино - Молчаново
1967
АС-185
1
27,55
27,55
ж/б, м
Кривошеинский
48
14
С-26
ВЛ 110 кВ Молчаново - Коломинские Гривы
1969
АС-185
1
32
32
ж/б, м
Кривошеинский
46
15
С-32
ВЛ 110 кВ Мельниково - Володино с отпайками № 1
1972
АС-185
1
16
16
ж/б, м
Кривошеинский
43
16
С-33
ВЛ 110 кВ Володино - Молчановская НПС
1967
АС-185
1
61,3
61,3
ж/б, м
Кривошеинский
48
17
С-34
ВЛ 110 кВ Молчановская НПС - Тунгусово
1968
АС-185
1
13,7
13,7
ж/б, м
Кривошеинский
47
18
С-35
ВЛ 110 кВ Тунгусово - Коломинские Гривы
1969
АС-185
1
14
14
ж/б, м
Кривошеинский
46
19
С-1/2
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
1964
АС-150
2
6,1
12,2
ж/б, м
Центральный
51
20
С-3/4
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
1965
АС-185
2
7,5
15
ж/б, м
Центральный
50
21
С-5/6
ВЛ 110 кВ Восточная - Западная с отпайками I, II цепь
1969
АС-185
2
5,85
11,7
ж/б, м
СВЛ
46
22
С-7
ВЛ 110 кВ Восточная - Бройлерная с отпайкой на ПС Северо-Восточная
1964
АС-185
1
8,7
8,7
ж/б, м
СВЛ
51
23
С-7 отп.
отп. на ПС Северо-Восточная
1989
АЖ-120
1
4,2
4,2
ж/б, м
СВЛ
26
24
С-7Б
ВЛ 110 кВ Бройлерная - Малиновка
1995
АС-185
1
27,8
27,8
ж/б, м
СВЛ
20
25
С-7М
ВЛ 110 кВ Малиновка - Итатка
1985
АС-185
1
20,5
20,5
ж/б, м
СВЛ
30
26
С-8
ВЛ 110 кВ Восточная - Малиновка
1974
АС-185
1
34
34
ж/б, м
СВЛ
41
27
С-9
ВЛ 110 кВ Восточная - Коммунальная
1970
АС-150
2
14,3
28,6
ж/б, м
СВЛ
45
28
С-10
ВЛ 110 кВ Восточная - Солнечная с отпайкой на ПС Северо-Восточная
1970
АС-150
2
11,7
23,4
ж/б, м
СВЛ
45
29
С-11
ВЛ 110 кВ Предтеченск - Межениновка
1970
АС-150
1
27,7
27,7
ж/б, м
СВЛ
45
30
С-12
ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново
1970
АС-150
1
21
21
ж/б, м
СВЛ
45
31
С-13/14
ВЛ 110 кВ Левобережная - Кандинка-110
1981
АС-120, АС-185
2
24,3
48,6
ж/б, м
СВЛ
34
32
С-15/16
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
1971
АС-185
2
45,37
90,74
ж/б, м
СВЛ
44
33
С-15/16 отп
отп. на ПС Рыбалово
1971
АС-95
2
1,6
3,2
ж/б, м
СВЛ
44
34
С-75/76
ВЛ 110 кВ Малиновка - Турунтаево
1981
АС-70, АС-95
2
43,17
86,34
ж/б, м
СВЛ
34
35
С-75А/76А
отп. на ПС Семилужки
1984
АС-70
2
6,2
12,4
ж/б, м
СВЛ
31
36
С-80/81
ВЛ 110 кВ Зональная - Октябрьская с отпайкой на ПС Научная I, II цепь
1991
АС-185
2
7,6
15,2
ж/б, м
СВЛ
24
37
С-82/83
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь
1965
АС-185, Б-150
2
18,81
37,62
ж/б, м
СВЛ
50
38
С-82А/83А
отп. на ПС ТЭЦ-1
1986
АС-120
2
6,4
12,8
ж/б, м
СВЛ
29
39
С-84
ВЛ 110 кВ Зональная - Коммунальная
1970
АС-150
2
13,2
26,4
ж/б, м
СВЛ
45
40
С-85
ВЛ 110 кВ Зональная - Солнечная
1970
АС-150
2
10,6
21,2
ж/б, м
СВЛ
45
41
С-86
ВЛ 110 кВ Зональная - Предтеченск
1970
АС-150
1
6,4
6,4
ж/б, м
СВЛ
45
42
С-107/108
ВЛ 110 кВ Восточная - Бройлерная I, II цепь
1975
АС-185
2
6,4
12,8
ж/б, м
СВЛ
40
43
Т-2
ВЛ 110 кВ ГПП-220 - ГПП-2 СХК с отпайками
1980
АС-150, АС-185
1
4,2
4,2
ж/б, м
СВЛ
35
44
Т-4
ВЛ 110 кВ Восточная - Пиковая
1964
АС-185
1
2,5
2,5
ж/б, м
СВЛ
51
45
Т-4А
ВЛ 110 кВ ГПП-220 - Пиковая
1964,2
АС-185
1
13,6
13,6
ж/б, м
СВЛ
51
46
С-15/16
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
1972
АС-185
2
5,94
11,88
м
Шегарский
43
47
С-18
ВЛ 110 кВ Мельниково-110 - Кожевниково
1974
АС-95
1
22
22
ж/б, м
Шегарский
41
48
С-22
ВЛ 110 кВ Мельниково - Володино с отпайками № 2
1967
АС-185
1
59
59
ж/б, м
Шегарский
48
49
С-22
отп. на ПС Каргала
1988
АС-95
1
0,6
0,6
ж/б, м
Шегарский
27
50
С-22
отп. на ПС Гусево
1976
АС-70
1
3,6
3,6
ж/б, м
Шегарский
39
51
С-32
ВЛ 110 кВ Мельниково - Володино с отпайками № 1
1972
АС-185
1
58
58
ж/б, м
Шегарский
43
52
С-32
отп. на ПС Каргала
1988
АС-95
1
0,1
0,1
ж/б, м
Шегарский
27
53
С-32
отп. на ПС Гусево
1976
АС-70
1
6
6
ж/б, м
Шегарский
39
54
С-41
ВЛ 110 кВ Мельниково-110 - Маркелово
1970
АС-150
1
39,5
39,5
ж/б, м
Шегарский
45
55
С-42
ВЛ 110 кВ Маркелово - Плотниково
1971
АС-150
1
39
39
ж/б, м
Шегарский
44
56
С-71/72
ВЛ 110 кВ Мельниково-110 - Песочно-Дубровка
1976
АС-70
2
48,2
96,4
ж/б, м
Шегарский
39
57
С-60
ВЛ 110 кВ Асино - Ново-Николаевская
1973
АС-70
1
60,1
60,1
ж/б, м
Асиновский
42
58
С-67
ВЛ 110 кВ Асино - Ново-Николаевская
1988
АС-95
1
47,8
47,8
ж/б, м
Асиновский
27
59
С-61/62
ВЛ 110 кВ Асино-110 - Чердаты
1976
АС-95, АС-120
2
71,5
143
ж/б, м
Асиновский
39
60
С-52
ВЛ 110 кВ Асино - Комсомольская с отпайкой на ПС Первомайская
1972
АС-185, АС-70
1
58,6
58,6
ж/б, м
Асиновский
43
61
1970
ж/б, м
45
62
С-7А
ВЛ 110 кВ Итатка - Асино-110
1985
АС-185
1
32,6
32,6
ж/б, м
Асиновский
30
63
С-53
ВЛ 110 кВ Комсомольская - Улу-Юл
1973
АС-150
1
45
45
ж/б, м
Асиновский
42
64
С-68/69
ВЛ 110 кВ Асино - Асино-110 I, II цепь
1972
АС-185
2
5
10
ж/б, м
Асиновский
43
65
С-54
ВЛ 110 кВ Улу-Юл - Сайга
1974
АС-150
1
43,8
43,8
ж/б, м
Асиновский
41
66
С-63/64
ВЛ 110 кВ Чердаты - Тегульдет
1978
АС-70
2
87,3
174,6
ж/б, м
Асиновский
37
67
С-73/74
ВЛ 110 кВ Ново-Николаевская - Батурино
1993
АС-70
2
72,4
144,8
ж/б, м
Асиновский
22
68
С-51
ВЛ 110 кВ Асино - Первомайская
1988
АС-185
1
22,19
22,19
ж/б, м
Асиновский
27
69
С-55
ВЛ 110 кВ Сайга - Ягодное
1976
АС-120
1
28,2
28,2
ж/б, м
Белоярский
39
70
С-56
ВЛ 110 кВ Ягодное - Белый Яр
1976
АС-120
1
30
30
ж/б, м
Белоярский
39
71
С-58/59
ВЛ 110 кВ Белый Яр - Клюквинка
1988
АС-70
2
54,3
108,6
ж/б, м
Белоярский
27
72
С-57
ВЛ 110 кВ Белый Яр - Типсино
1982
АС-120
1
63,43
63,43
ж/б, м
Белоярский
33
73
С-103,104
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
1982
АС-240
2
178,15
356,3
м
Сл. Линий
33
74
С-57, С-57К
ВЛ 110 кВ Белый Яр - Колпашево
1982
АС-120
1
78,16
79,26
ж/б, м
Сл. Линий
33
75
С-105,106
заход отпайки на ПС Останинская
1984
АС-150
2
2,13
4,26
м
Сл. Линий
31
76
С-40
заходы на ПС Чажемто
1981
АС-185
1
4,67
9,34
м
Колпашевский
34
77
С-91П, С-92П
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Первомайская
1981
АС-95
2
25,8
51,6
м
Каргасокский
34
78
С-38, С-28, С-35, С-26, С-29, С-39
ВЛ 110 кВ Коломинские Гривы - Чажемто (С-38,С-28)-31, ВЛ 110 кВ Мельн./Чаж. - Колпашево 84,16 км
1981
АС-185

84,16
118,32
ж/б, м
Колпашевский
34
79
С-40
ВЛ 110 кВ Чажемто - Колпашево с отпайкой на ПС Новоильинская
1985
АС-185
1
58,56
58,56
ж/б, м
Сл. Линий
30
80
С-110
ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская I цепь
1992
АС-240
1
163,5
163,5
м
Сл. Линий
23
81
С-109
ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская II цепь
1990
АС-240
1
163,5
163,5
м
Сл. Линий
25
82
С-105, С-106
ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Калиновая
1984
АС-150
2
86,2
172,4
м
Сл. Линий
31
83
С-101, С-102
ВЛ 110 кВ Парабель - КС
1980
АС-95
2
2,6
5,21
ж/б, м
Парабельский
35
84
С-27, С-47, С-46
ВЛ 110 кВ Подгорное - Усть-Бакчар
1970
АС-95
1
92,4
92,4
ж/б, м
Чаинский
45
85
С-95, С-96
ВЛ 110 кВ Раздольное - Александровская с отпайкой на ПС Малореченская I, II цепь
1981
АС-95
2
19,15
38,3
ж/б, м
Александровский
34
86
СС-3, СС-4
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I, II цепь
1971
АС-150
2
28,3
56,6
ж/б, м
Александровский
44
87
СВ-5
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская
1978
АС-150
1
113,1
113,1
м
Александровский
37
88
СВ-3, СВ-4
ВЛ 110 кВ Стрежевская - Вахская
1991
АС-150
2
78,7
157,4
ж/б, м
Александровский
24
89
С-111, С-112
ВЛ 110 кВ Чажемто - Первомайская НПС
1987
АС-120
2
14,5
29
м
Колпашевский
28
90
С-94
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Раздольное № 2
1981
АС-95
1
16
16
ж/б, м
Александровский
34
91
С-91, С-92
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь
1979
АС-120
2
183,63
367,26
м
Александровский
36
92
С-93
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Раздольное № 1
1980
АС-95
1
16
16
ж/б, м
Александровский
35





Приложение Д

ВОЗРАСТНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ПОДСТАНЦИЙ И СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ 110 - 35 КВ ФИЛИАЛА
ОАО "РЖД" ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ ЖЕЛЕЗНАЯ ДОРОГА И ПРОЧИХ
СЕТЕВЫХ КОМПАНИЙ, КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ НА 01.01.2015
(СПРАВОЧНОЕ)

N
пп
Наименование и подстанционный номер
Класс напряжения, кВ
Год ввода, год реконструкции ПС
Трансформаторы
Коммутационная аппаратура: выключатели, отделители, короткозамыкатели
Установленная мощность на 01.01.2015, МВА
Срок службы на 01.01.2015
год изготовления трансформаторов
год установки трансформаторов
Тип, мощность, кВА
тип, год установки, кол-во, диспетчерское наименование
Uном/Iном
Iоткл
с года ввода ПС
с года изготов. тр-ра
ОАО "РЖД"
110 кВ
1
ЭЧЭ-319 Межениновка
110/35/10
1969
1970
1970
ТДТН-10000/110/35/10
МКП-110М-20/600, 1969 г., 1 шт., ВС-110
110 кВ/600 А
0,08 с
10
46
45
1968
1970
ТДТН-10000/110/35/10
ОД(З)-1-110М/630, 1969 г., 2 шт., ОД-110Т1, ОД-110Т2
110 кВ/630 А

10
47



КЗ-110 У1, 1969 г., 2 шт., КЗ-110Т1, КЗ-110Т2
110 кВ



2
ЭЧЭ-320 Предтеченск
110/10
1969
1978
1979
ТДН-16000/110/10
МКП-110М-20/600, 1969 г., 1 шт., ВС-110
110 кВ/600 А
0,08 с
16
46
37
1977
1978
ТДН-16000/110/10
ОД(З)-1-110М/630, 1969 г., 2 шт., ОД-110Т1, ОД-110Т2
110 кВ/630 А

16
38



КЗ-110 У1, 1969 г., 2 шт., КЗ-110Т1, КЗ-110Т2
110 кВ



ООО "Томскнефтехим"
110 кВ
1
ПС 110 кВ ГПП-1
110/10
1981
1979
1981
ТРДЦН-63000/110-76-У1



63
34
36
1979
1981
ТРДЦН-63000/110-76-У1



63
36
2
ПС 110 кВ ГПП-2
110/10
1982
1981
1982
ТРДЦН-63000/110-76-У1



63
33
34
1981
1982
ТРДЦН-63000/110-76-У1



63
34
3
ПС 110 кВ ГПП-3
110/10
1989
1989
1989
ТРДН-63000/110-У1 (Т-1)
ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1; 1989; 3; В-С-115, В-С-134, СВ-110 кВ
110/1250
25
63
26
26
1989
1989
ТРДН-63000/110-У1 (Т-2)
63
26
1989
1989
ТРДН-63000/110-У1 (Т-3)
63
26
1989
1989
ТРДН-63000/110-У1 (Т-4)
63
26
4
ПС 110 кВ ГПП-14
110/10
1981
1979
1981
ТМН-6300/110-71У1
МКП-110М-630-20; 1981; 3; МВ-1Т, МВ-2Т, МШМВ
110/630
20
6,3
34
36
1979
1981
ТМН-6300/110-71У1
6,3
36
5
ПС 110 кВ ГПП-16
110/10
1981
1979
1981
ТДН-16000/110-76У1
МКП-110М-630-20; 1981; 3; МВ С-122, МВ С-135, МСМВ
110/630
20
16
34
36
1979
1981
ТДН-16000/110-76У1
16
36
ОАО "Томскнефть" ВНК
110 кВ
1
ПС 110 кВ Двуреченская
110/35/6
2004
2007
2013
ТДТН-25000/110 У1
ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1 2004 г. В-110 1Т
110/1250
25 кА
25
11
8
2002
2004
ТДТН-25000/110 УХЛ1
ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1 2004 г. В-110 2Т
110/1250
25 кА
25
13
2
ПС 110 кВ Западно-Моисеевская
110/35/6
2004
2002
2004
ТДТН-25000/110 УХЛ1
ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1 2004 г. В-110 1Т
110/1250
25 кА
25
11
13
2003
2004
ТДТН-25000/110 УХЛ1
ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1 2004 г. В-110 2Т
110/1250
25 кА
25
12
3
ПС 110 кВ Крапивинская
110/35/6
2002
2001
2002
ТДТН-25000/110 УХЛ1
ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1 2004 г. В-110 1Т
110/1250
25 кА
25
13
14
2001
2002
ТДТН-25000/110 УХЛ1
ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1 2004 г. В-110 2Т
110/1250
25 кА
25
14
4
ПС 110 кВ Катыльгинская
110/35/6
2004
2002
2014
ТДТН-25000/110 У1
ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1 2004 г. В-110 1Т
110/1250
25 кА
25
11
13
2003
2004
ТДТН-25000/110 У1
ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1 2004 г. В-110 2Т
110/1250
25 кА
25
12
5
ПС 110 кВ Новый Васюган
110/10
2008
2006
2007
ТМН-6300/110УХЛ1
ВГТ-110 11*-40/2500хл1, 2007 г. В-110 1Т
110/1250
40 кА
6,3
7
9
2006
2007
ТМН-6300/110УХЛ1
ВГТ-110 11*-40/2500хл1, 2007 г. В-110 2Т
110/1250
40 кА
6,3
9
6
ПС 110 кВ Черемшанская
110/35/6
2009
2009
2009
ТДТН-16000/110-УХЛ
ВЭБ-110-40/2500 УХЛ1 2009 г. В-110 3Т
110/2500
40 кА
16
6
6
2007
2007
ТДНС-1000/35-У1
ВВС-35II-20/630 УХЛ1 2003 г. В-35 1Т
35/630
20 кА
1
8
2007
2007
ТДНС-1000/35-У1
ВВС-35II-20/630 УХЛ1 2003 г. В-35 1Т
35/630
20 кА
1
8
7
ПС 110 кВ Григорьевская
110/35/6
2010
2009
2010
ТДТН-16000/110-ХЛ1
ВЭБ-110-40/2500
110/2500
40
16
5
6
2009
2010
ТДТН-16000/110-ХЛ1
ВЭБ-110-40/2500
110/2500
40
16
6
35 кВ
1
ОРУ-35 ГТЭС Двуреченская
35/6
2013
2012
2013
ТМН-10000/35УХЛ1
ВВН-СЭЩ-П-35-25/1000 УХЛ1 2012 г. В-35 1Т
35/1000
25000
10
2
3
2012
2013
ТМН-10000/35УХЛ1
ВВН-СЭЩ-П-35-25/1000 УХЛ1 2012 г. В-35 2Т
35/1000
25000
10
3
2012
2013
ТМН-10000/35УХЛ1
ВВН-СЭЩ-П-35-25/1000 УХЛ1 2012 г. В-35 3Т
35/1000
25000
10
3
2012
2013
ТМН-10000/35УХЛ1
ВВН-СЭЩ-П-35-25/1000 УХЛ1 2012 г. В-35 4Т
35/1000
25000
10
3
2
ОРУ 35 ГТЭС Игольско-Талового нмр
35/6
2007
2004
2007
ТРДНС-25000/35-ХЛ1
ВГБ-35-12.5/630 УХЛ 1 2007 г. В-35 1Т
35/630
12,5
25
8
11
2004
2007
ТРДНС-25000/35-ХЛ1
ВГБ-35-12.5/630 УХЛ 1 2007 г. В-35 2Т
35/630
12,5
25
11
ЗАО "Сибкабель"
35 кВ
1
ПС 35 кВ Сибкабель
35/6
1995
1986
1995
ТДНС-10000/35/6
Выключатель С-35М-630-10АУ1,1995 г.
35/630
450
10
20
29
1986
1995
ТДНС-10000/35/6
Выключатель С-35М-630-10АУ1, 1995 г.
35/630
450
10
29
2
ПС 35 кВ Эмальпровод
35/10
1985
1978
1985
ТДНС-10000/35/10
Выключатель МКП-35-1000-25, 1985 г.
35/1000
600
10
30
37
1989
1985
ТДНС-10000/35/10
Выключатель МКП-35-1000-25, 1989 г.
35/1000
600
10
26
ОАО "Особая экономическая зона технико-внедренческого типа "Томск"
35 кВ
1
ПС 35 кВ ОЭЗ-3
35/10
2011
2010
2011
ТМН-2500/35/10 УХЛ-1
ВБ/ЭЛКО/ТП-35-25/1000, 2011 г., 1 шт.
35/1000
25 кА
2,5
4
5





Приложение Е

ВОЗРАСТНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 110 - 35 КВ ПРОЧИХ СЕТЕВЫХ
КОМПАНИЙ, КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ НА 01.01.15
(СПРАВОЧНОЕ)

N
пп
Диспетчерское наименование ЛЭП
Год ввода в эксплуатацию
Напряжение, кВ
Провод
Опоры
Наличие грозозащитного троса
Срок службы на 01.01.2015
длина по трассе, км
марка
кол-во в одной фазе
количество цепей
материал
тип
ООО "Томскнефтехим"
110 кВ
1
ВЛ 110 кВ Томская ТЭЦ-3 - ГПП-1 (С-131)
1981
110
3,322
АСК-150/24
1
1
мет.
У-110-2
Да
34
2
ВЛ 110 кВ ГПП-220 - ГПП-1 (С-123)
1981
110
4,500
АСК-150/24
1
1
мет.
У-110-2
Да
34
3
ВЛ 110 кВ Томская ТЭЦ-3 - ГПП-2 (С-132)
1982
110
5,034
АСК-150/24
1
1
мет.
У-110-2
Да
33
4
ВЛ 110 кВ ГПП-220 - ГПП-2 (С-125)
1982
110
5,830
АСК-150/24
1
1
мет.
У-110-2
Да
33
5
ВЛ 110 кВ Томская ТЭЦ-3 - ГПП-3 (С-134)
1989
110
2,900
АС-300/2
1
1
мет.
У-110-2
Да
26
6
ВЛ 110 кВ ГПП-220 - ГПП-3 (С-115)
1989
110
2,890
АС-300/2
1
1
мет.
У-110-2
Да
26
7
ВЛ 110 кВ ГПП-220 - ГПП-14 (С-120)
1981
110
10,500
АС-185/29
1
1
мет.
У-110-2
Да
34
8
ВЛ 110 кВ С-6Д
1981
110
1,443
АС-95
1
1
мет.
У-110-2
Да
34
9
ВЛ 110 кВ ГПП-220 - ГПП-16 (С-122)
1981
110
8,600
АС-70/11
1
1
ж/б
ПБ-110-1
Да
34
10
ВЛ 110 кВ Томская ТЭЦ-3 - ГПП-16 (С-135)
1981
110
8,400
АСК-70/11
1
1
ж/б
ПБ-110-1
Да
34
ОАО "Томскнефть" ВНК
110 кВ
1
ВЛ 110 кВ Двуреченская - Катыльгинская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь (С-97/С-98)
2004 оп. № 1-417; 2008 оп. № 184/1-184/10
110
138,609
АС-120
1
2
сталь
П-110-4В, УС-110-8
ПС-50
11
2
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Черемшанская (С-92Ч/ЦЛ-3)
1982 оп. № 1-157; 2004 оп. № 158-225
110/35
69 / 69,45
АС-120
1
2
сталь
П-110-4В, УС-110-8
ПС-50
33
3
ВЛ 110 кВ Игольская - Двуреченская с отпайками I, II цепь (С-140/С-141)
2003
110
98,7
АС-120
1
2
сталь
П-110-4В, УС-110-8
ПС-50
12
4
ВЛ 110 кВ Александрово - Малореченская (С-95м/96м)
1982
110
40,7
АС-120
1
2
сталь
П-110-4В, УС-110-8
ПС-50
33
5
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь (С-91/С-92)
2004
110
1,124
АС-120
1
2
сталь
П-110-4В, УС-110-8
ПС-50
11
6
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Первомайская (С-91П/С-92П)
2004
110
1,9
АС-120
1
2
сталь
П-110-4В, УС-110-8
ПС-50
11
7
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I, II цепь (СС-3/СС-4)
2010
110
0,5
АС-120
1
2
сталь

есть
5
ЗАО "Сибкабель"
35 кВ
1
ВЛ-3592, ВЛ-3593
1995
35
4,78
АС-95, АС-120
19
2
17 оп. - м, 8 оп. - ж/б
УС110, ПБ-110
С-50
20
2
ВЛ-3511А
2005
35
0,336
АС-120
19
1
4 оп. - м, 1 оп. - ж/б
УБт110-1оп, У110-3оп, ПБ110-1оп
С-50
10
3
ВЛ-3512
1998
35
1,35
АС-150
19
1
10 оп. - м
П110
ПС-50
17





ПЕРСПЕКТИВА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД 2016 - 2020 ГОДЫ

Книга 2.1. Пояснительная записка

1. Введение

Данный научно-технический отчет разработан в рамках выполнения работы "Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Томской области на период 2016 - 2020 годы" по государственному контракту № 329 от 23.09.2014 с Администрацией Томской области.
Целью работы является разработка комплексной программы развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей на территории Томской области на среднесрочный период с целью обеспечения потребителей электрической и тепловой энергией, а также в связи с необходимостью повышения безопасности, надежности, качества, энергетической и экономической эффективности электро- и теплоснабжения потребителей.
Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Томской области на период 2016 - 2020 годы разработана в соответствии с "Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики (утверждены Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823).
Отчет состоит из трех книг:
- Ретроспективный анализ функционирования электроэнергетики Томской области в 2010 - 2014 гг.
- Перспектива развития электроэнергетики Томской области на период 2016 - 2020 гг.
Пояснительная записка;
- Перспектива развития электроэнергетики Томской области на период 2016 - 2020 гг.
Графическая часть.
Для достижения заявленной цели в рамках настоящей книги "Перспектива развития электроэнергетики Томской области на период 2016 - 2020 гг." решаются следующие задачи:
- Прогноз потребления электрической энергии и мощности энергосистемы Томской области на период 2016 - 2020 гг.
- Прогноз развития электрогенерирующих мощностей энергосистемы Томской области на период 2016 - 2020 гг.
- Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности энергосистемы Томской области на период 2016 - 2020 гг.
- Прогноз потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения Томской области и разработка предложений по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований Томской области на период 2016 - 2020 гг.
- Оценка потребности электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на период 2016 - 2020 гг.
- Прогноз развития энергетики Томской области на основе возобновляемых источников энергии и местных видов топлива.
- Расчет и анализ режимов потокораспределения и уровней напряжения в распределительных сетях 110 кВ и выше энергосистемы Томской области на перспективу 2016 г. и 2020 гг.
На основании прогноза роста нагрузки, разработанных перспективных балансов электрической энергии и мощности, а также расчетов и анализа электроэнергетических режимов, потокораспределения активной, реактивной мощности и уровней напряжения на шинах подстанций энергосистемы Томской области:
- Разработаны рекомендации по формированию и развитию основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Томской области, с учетом объемов нового строительства, реконструкции и техперевооружения электросетевых объектов.
- Предложены конкретные решения по ликвидации выявленных проблем функционирования энергосистемы.
- Выполнена оценка потребности в инвестициях на реализацию предложенных объемов строительства и реконструкции, необходимых для развития электрической сети энергосистемы Томской области на период 2016 - 2020 гг.

2. Прогноз балансовой ситуации энергосистемы
Томской области на период 2016 - 2020 гг.

2.1. Прогноз потребления электрической энергии и мощности
энергосистемы Томской области на период 2016 - 2020 гг.

Одной из важнейших задач, решаемых в регионе, является обеспечение устойчивого развития Томской энергосистемы при обязательном согласовании с перспективами развития всей совокупности потребителей в ее пределах и с учетом ее функционирования в составе ОЭС Сибири.
Прогноз спроса на электрическую мощность и энергию разработан на основании следующих данных:
- заявок и технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям ОАО "Томская распределительная компания" (далее - ОАО "ТРК", филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Сибири и других сетевых компаний, функционирующих на территории Томской области);
- информации о перспективном электропотреблении от наиболее крупных предприятий и компаний, функционирующих на территории области.
В таблице 2.1 представлен прогноз электропотребления и мощности крупных потребителей электроэнергии Томской области.

Таблица 2.1 - Потребление электроэнергии и мощности
основными крупными потребителями Томской области

Наименование организации
Вид деятельности
Наименование показателя
2014 г.
Прогноз
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
ОАО "Томскнефть" ВНК
Добыча нефти и газа
ЭП, млн кВт x ч
1790
1863
1900
1938
1977
2016
Pmax, МВт
244
253
259
264
269
274
АО "СХК" <*>
Производство урана; переработка, транспортировка и хранение ядерных материалов
ЭП, млн кВт x ч
1294
1162
1006
1006
1006
1006
Pmax, МВт
168
156
135
135
135
135
ООО "Томскнефтехим"
Выпуск полимерной продукции
ЭП, млн кВт x ч
570
650
700
700
700
700
Pmax, МВт
79
85
90
90
90
90
ОАО "РЖД"
Грузовые и пассажирские перевозки
ЭП, млн кВт x ч
30
31
31
31
31
31
Pmax, МВт
7
7
7
7
7
7
ОАО "Томское пиво"
Производство напитков
ЭП, млн кВт x ч
22
22
22
22
22
22
Pmax, МВт
3
3
3
3
3
3
ОАО "Томскгазпром"
Добыча нефти и газа
ЭП, млн кВт x ч
17
23
23
23
23
23
Pmax, МВт
3
4
4
4
4
4
Филиал ФГУП "НПО "Микроген" Минздрава России в г. Томск "НПО "Вирион"
Производство фармацевтических продуктов и изделий медицинского назначения
ЭП, млн кВт x ч
9
10
10
10
10
10
Pmax, МВт
2
2
2
2
3
3
ОАО "Фармстандарт-Томскхимфарм"
Производство медикаментов
ЭП, млн кВт x ч
4
4
4
5
5
5
Pmax, МВт
1
1
1
1
1
1
<*> данные о перспективном потреблении электроэнергии и мощности не предоставлены, электропотребление и максимум нагрузки рассчитаны экспертно

Наиболее значительный прирост потребления электроэнергии и мощности в рассматриваемой перспективе прогнозируют ОАО "Томскнефть" ВНК (на 226 млн кВт x ч) и ООО "Томскнефтехим" (на 130 млн кВт x ч). Снижение потребления электроэнергии ожидается у АО "СХК", в связи с демонтажем генерирующего оборудования и, соответственно, снижением потребления электроэнергии на собственные нужды электрической станции.
Электропотребление рассмотренных предприятий составляет более 40% от суммарного потребления электроэнергии Томской энергосистемы.
В результате анализа заявок и технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям ОАО "ТРК", филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Сибири и других сетевых компаний был сформирован список наиболее крупных перспективных потребителей электроэнергии и мощности Томской области, представленный в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Заявки потребителей на присоединение
к электрической сети

N
пп
Наименование потребителя
Описание, место расположения
Год ввода
Нагрузка, МВт
1
ОАО "ОЭЗ"
Особая экономическая зона технико-внедренческого типа - "Южная площадка".
Томская область, г. Томск
2015 - 2020
50,0
2
ОАО "ОЭЗ"
Особая экономическая зона технико-внедренческого типа - "Северная площадка".
Томская область, г. Томск
2015 - 2020
16,5
3
ОАО "Томскнефть" ВНК
Увеличение объемов добычи на Вахском, Кошильском, Герасимовском, Западно-Останинском, Ломовом и Даненберговском месторождениях.
Томская область
2015 - 2016
11,0
4
ОАО "Газпромнефть-Восток"
Разработка Нижнелугинецкого, Западно-Лугинецкого и Мыгинского месторождений. Томская область, Парабельский район
2015
10,4
5
ООО "Эльбрус"
Комплекс жилых домов с объектами обслуживания и гаражами. Томская область, г. Томск, ул. Мокрушина, 9
2016
5,0
6
ЗАО "РосКитИнвест"
Расширение деревообрабатывающего комплекса.
Томская область, г. Асино, ул. Куйбышева, 1
2015
3,5
7
ОАО "Центрсибнефтепровод"
Строительство НПС "Семилужки". Томская область, Томский район, производственная площадка "Семилужки"
2020
9,379

Анализ заявок и технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям Томской энергосистемы показал, что основной прирост нагрузки в Томской области до 2020 г. ожидается за счет развития добывающей промышленности, а также за счет формирования особой экономической зоны.
Наибольший рост потребления мощности и электроэнергии по Томской энергосистеме ожидается за счет реализации федерального проекта по созданию Особой экономической зоны технико-внедренческого типа на территории города Томска. Приоритетными направлениями которой станут информационно-коммуникационные и электронные технологии, технологии производства новых материалов и нанотехнологии, биотехнологии и медицинские технологии, ресурсосберегающие технологии.
Увеличение потребления мощности и электроэнергии Томской области также прогнозируется за счет динамично развивающейся нефтегазовой промышленности. Планируется строительство новой НПС в районе с. Семилужки ОАО "Центрсибнефтепровод", рост объемов добычи нефти и газа на существующих месторождениях и освоение новых. Наибольший прирост электропотребления ожидается за счет наращивания производственных мощностей ОАО "Центрсибнефтепровод", ОАО "Газпромнефть-Восток" и ОАО "Томскнефть" ВНК на севере области.
Таким образом, в период до 2020 г. не прогнозируется значительных изменений в специализации Томской области сохранится сырьевая направленность региона, с курсом на развитие научно-исследовательского, опытно-промышленного и инновационного секторов.
В рассматриваемой перспективе в Томской области возможна реализация проекта "Создание Зоны опережающего развития города Томска "Томские набережные". В рамках проекта на берегу реки Томь планируется построить современный гостиничный комплекс, студенческий кампус, торгово-развлекательные и деловые центры. Проект "Томские набережные" предполагает освоение не только правого, но и левого берега реки Томь. Специально для этого планируется провести масштабные работы по укреплению дамб и речных берегов.
На сегодняшний день заявка на технологическое присоединение к электрическим сетям дополнительной мощности вследствие реализации данного проекта отсутствует, однако уже ведутся предпроектные работы по разработке вариантов внешнего электроснабжения проектируемой территории "Томские набережные". По причине отсутствия заявки на технологическое присоединение, а также информации о прогнозной потребляемой мощности всех планируемых к строительству объектов в рамках проекта "Томские набережные", реализация данного проекта не учитывалась в настоящей работе. В случае подачи заявки и заключения договора на технологическое присоединение к электрическим сетям нагрузка проекта "Томские набережные" будет учтена при очередной корректировке Схемы и программы развития электроэнергетики Томской области.
В таблицах 2.3 и 2.4 и на рисунках 2.1 и 2.2 (не приводятся) приведен прогноз потребления электрической энергии и мощности Томской энергосистемы на период до 2020 г. по материалам проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2015 - 2021 гг. (далее - проект СиПР ЕЭС на 2015 - 2021 гг.).

Таблица 2.3 - Прогноз потребления электрической
энергии Томской энергосистемы

Наименование показателей
2014 г. (отчет)
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
Электропотребление, млн кВт x ч
8924
8923
8951
8948
8950
8960
8964
Среднегодовые темпы прироста, %
-
-0,01
0,31
-0,03
0,02
0,11
0,04

Рисунок 2.1 - Прогноз потребления электрической
энергии Томской энергосистемы

Рисунок не приводится.

Таблица 2.4 - Прогноз потребления
мощности Томской энергосистемы

Наименование показателей
2014 г. (отчет)
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
Максимум нагрузки собственный, МВт
1363
1376
1377
1381
1383
1386
1386
Среднегодовые темпы прироста, %
-
1,0
0,1
0,3
0,1
0,2
0,0

Рисунок 2.2 - Прогноз собственного максимума
нагрузки Томской энергосистемы

Рисунок не приводится.

Максимум нагрузки Томской энергосистемы в 2020 году прогнозируется на уровне 1386 МВт (на 23 МВт выше максимума нагрузки 2014 г.). Потребление электроэнергии Томской ЭС к 2020 г. возрастет на 40 млн кВт x ч (на 0,45%). Среднегодовой темп прироста электропотребления за период 2015 - 2020 гг. составит 0,07%, среднегодовой темп прироста максимума - 0,28%. Таким образом, в период до 2020 г. прогнозируются умеренные темпы роста потребления электроэнергии и мощности Томской энергосистемы.
Детализация максимума нагрузки по энергетическим узлам Томской энергосистемы на 2014 г., 2016 г. и 2020 г. приведена в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Распределение нагрузки
по энергоузлам Томской энергосистемы

МВт
Наименование показателя
2014 г. (отчет)
2016 г.
2020 г.
2015 - 2020 гг.
Томский энергоузел




Участие в максимуме нагрузки, МВт
602
605
624
+22
То же, в о.е.
0,44
0,44
0,45

Северный энергоузел




Участие в максимуме нагрузки, МВт
415
427
440
+25
То же, в о.е.
0,31
0,31
0,32

Энергоузел СХК




Участие в максимуме нагрузки, МВт
167
156
135
-32
То же, в о.е.
0,12
0,11
0,10

Энергоузел Володино - Мельниково - Орловка




Участие в максимуме нагрузки, МВт
113
116
114
+1
То же, в о.е.
0,08
0,08
0,08

Энергоузел Асино




Участие в максимуме нагрузки, МВт
66
73
73
+7
То же, в о.е.
0,05
0,05
0,05

Всего Томская ЭС




Максимум нагрузки, МВт
1363
1377
1386
+23

Наибольшую долю в суммарной нагрузке энергосистемы занимает Томский энергоузел - порядка 44%, на территории которого расположены крупные предприятия различных отраслей промышленности, а также крупнейший город области - Томск. Нагрузка Северного энергоузла также составляет значительную долю в суммарной нагрузке энергосистемы - порядка 31%. Наименьшую долю в суммарной нагрузке энергосистемы занимают энергоузлы Асино и Володино - Мельниково - Орловка - по 5 и 8% соответственно.
Нагрузка энергоузла СХК в 2014 г. составила 12% от максимума энергосистемы, при этом к 2020 г. прогнозируется снижение его доли до 10% в результате снижения потребления на собственные нужды электростанции.
Анализ таблицы 2.5 показывает, что существенных изменений в территориальной структуре потребления мощности Томской энергосистемы до 2020 г. не прогнозируется.

2.2. Прогноз развития электрогенерирующих мощностей
энергосистемы Томской области на период 2016 - 2020 гг.

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих источников установленной мощностью более 5 МВт на территории Томской области на период 2016 - 2020 гг. сформирован на основании проекта СиПР ЕЭС на 2015 - 2021 гг. (с учетом вводов, модернизаций, реконструкций и демонтажей с высокой вероятностью реализации), а также с учетом предложений организаций (письмо ОАО "Томскнефть" ВНК № 02-25/3-1638 от 02.10.2014, письмо ОАО "ТРК" № 05/6007 от 23.10.2014).
В течение перспективного периода до 2020 года на территории Томской области планируется:
- вывод из эксплуатации турбоагрегата № 14 (ВКТ-100М) мощностью 100 МВт на ТЭЦ СХК в 2015 году;
- ввод в работу новых электростанций:
- ГТЭС Шингинская (ООО "Газпромнефть-Восток") в составе 4-х агрегатов мощностью по 6 МВт каждый в конце 2015 года;
- ГТЭС Пионерная (ОАО "Томскнефть" ВНК) в составе 4-х агрегатов мощностью по 4 МВт каждый в конце 2016 года.
Следует отметить, что в период до 2020 года отсутствуют предложения собственников по увеличению мощности действующих электростанций за счет перевода генерирующего оборудования на парогазовый цикл.
Мероприятия по вводам/выводам генерирующих источников на перспективный период до 2020 года представлены в таблице 2.6.
К концу рассматриваемого периода суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы Томской области снизится по сравнению с существующей величиной на 60,0 МВт (5,4%) и составит 1059,9 МВт.
Установленные мощности электростанций энергосистемы Томской области на период до 2020 года приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.6 - Мероприятия по вводам/выводам генерирующих
источников на перспективный период до 2020 года

МВт
Наименование показателя
2015 г.
2016 г.
2017 - 2020 гг.
2015 - 2020 гг.
Ввод в действие новых электростанций:
24
16
0
40
ГТЭС Шингинская
(ООО "Газпромнефть-Восток")
24


24
ГТЭС Пионерная
(ОАО "Томскнефть" ВНК)

16

16
Выводы генерирующих мощностей электростанций
-100
0
0
-100
ТЭЦ СХК
(Госкорпорация "Росатом")
-100
0
0
-100
№ 14 (ВКТ-100М)
-100


-100
Изменение установленных мощностей по энергосистеме Томской области
-76
16
0
-60

Таблица 2.7 - Установленные мощности электростанций
энергосистемы Томской области на период до 2020 года <*>

МВт
Наименование электростанции
на 31.12.2014
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
Томская ГРЭС-2 (АО "Томская генерация")
331
331
331
331
331
331
Томская ТЭЦ-3 (АО "Томская генерация")
140
140
140
140
140
140
Томская ТЭЦ-1 (АО "Томская генерация")
14,7
14,7
14,7
14,7
14,7
14,7
ТЭЦ СХК (Госкорпорация "Росатом")
549
449
449
449
449
449
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
12
12
12
12
12
12
ГТЭС Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
24
24
24
24
24
24
ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
24
24
24
24
24
24
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
7,5
7,5
7,5
7,5
7,5
7,5
Вспомогательная котельная ООО "Томскнефтехим"
17,7
17,7
17,7
17,7
17,7
17,7
ГТЭС Шингинская (ООО "Газпромнефть-Восток")

24
24
24
24
24
ГТЭС Пионерная (ОАО "Томскнефть" ВНК)

16
16
16
16
16
Итого по энергосистеме Томской области
1119,9
1059,9
1059,9
1059,9
1059,9
1059,9
<*> - установленные мощности указаны на конец года

2.3. Оценка перспективной балансовой ситуации
по электроэнергии и мощности энергосистемы
Томской области на период 2016 - 2020 гг.

Балансы мощности и электроэнергии выполнены в соответствии с "Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем", утвержденными Приказом Минэнерго России № 281 от 30 июня 2003 г.
Перспективные балансы мощности и электроэнергии сформированы в соответствии с намеченной нагрузкой потребителей и прогнозируемым составом генерирующих мощностей на электростанциях Томской энергосистемы на период 2016 - 2020 гг.
Прогноз потребления электроэнергии и мощности по территории Томской области на 2016 - 2020 гг. принят в соответствии с прогнозом потребления электроэнергии и мощности, представленном в проекте СиПР ЕЭС на 2015 - 2021 гг.
Балансы мощности и электроэнергии разработаны исходя из условия реализации преимуществ совместной работы региональных энергосистем в ОЭС Сибири с учетом оптимальной загрузки наиболее экономичных электростанций Объединения.
Балансы мощности составлены на час собственного максимума нагрузки Томской энергосистемы. Участие электростанций энергосистемы в покрытии максимума нагрузки определено из расчетных условий работы электростанций ОЭС Сибири либо заданным графиком (например, электростанции промышленных предприятий), либо из условия оптимизации по тарифам в заданном диапазоне генерации как без ограничений по месячной выработке электроэнергии (ТЭЦ, КЭС), так и с закрепленной выработкой (ГЭС).
Располагаемая мощность ГТЭС Томской энергосистемы принята в соответствии с показателями мощности участия в максимуме нагрузки, т.к. загрузка станций выше указанных величин может быть ограничена наличием попутного газа.
Балансы мощности составлены без учета расчетного резерва, размещаемого на электростанциях ОЭС Сибири в объеме 22% от максимальной нагрузки Объединения.
Электропотребление и суммарная выработка электроэнергии существующими электростанциями энергосистемы принята по материалам находящегося на утверждении в Министерстве энергетики Российской Федерации проекта СиПР ЕЭС на 2015 - 2021 гг. Дополнительно учтена выработка электроэнергии планируемых к сооружению электростанций (ГТЭС Шингинская и ГТЭС Пионерная), которая принята исходя из проектных показателей работы электростанций данного типа. Необходимо отметить, что Томская энергосистема, входящая в операционную зону ОЭС Сибири, имеет внутрисистемные ограничения по передаче мощности в северные районы Томской области. Нагрузка этих районов покрывается за счет перетоков мощности и электроэнергии из Тюменской ЭС ОЭС Урала. Такая ситуация будет сохраняться вплоть до ввода ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская - Парабель - Томская, снимающей эти ограничения. Таким образом, при формировании потребности в мощности и электроэнергии Томской ЭС в перспективный период учитывается, что до ввода линии нагрузка северных районов Томской области практически находится на балансе ОЭС Урала.
Балансы мощности Томской энергосистемы приведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8 - Прогноз балансов мощности Томской
энергосистемы на собственный максимум нагрузки
на период 2014 - 2020 гг.

МВт
Наименование показателей
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
ПОТРЕБНОСТЬ





Максимум нагрузки
1377
1381
1383
1386
1386
Сальдо перетоков из ОЭС Урала
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
ИТОГО потребность
1160
1164
1166
1169
1169
ПОКРЫТИЕ





Установленная мощность, в т.ч.
1059,9
1059,9
1059,9
1059,9
1059,9
Томская ГРЭС-2 (АО "Томская генерация")
331,0
331,0
331,0
331,0
331,0
Томская ТЭЦ-3 (АО "Томская генерация")
140,0
140,0
140,0
140,0
140,0
Томская ТЭЦ-1 (АО "Томская генерация")
14,7
14,7
14,7
14,7
14,7
ТЭЦ СХК (Госкорпорация "Росатом")
449,0
449,0
449,0
449,0
449,0
ГТЭС Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
24,0
24,0
24,0
24,0
24,0
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
12,0
12,0
12,0
12,0
12,0
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
7,5
7,5
7,5
7,5
7,5
ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
24,0
24,0
24,0
24,0
24,0
Вспомогательная котельная ООО "Томскнефтехим"
17,7
17,7
17,7
17,7
17,7
ГТЭС Шингинская (ООО Газпромнефть-Восток")
24,0
24,0
24,0
24,0
24,0
ГТЭС Пионерная (ОАО "Томскнефть" ВНК)
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
Располагаемая мощность, в т.ч.
1005,2
1002,0
1000,8
999,3
994,8
Томская ГРЭС-2 (АО "Томская генерация")
331,0
331,0
331,0
331,0
331,0
Томская ТЭЦ-3 (АО "Томская генерация")
140,0
140,0
140,0
140,0
140,0
Томская ТЭЦ-1 (АО "Томская генерация")
14,7
14,7
14,7
14,7
14,7
ТЭЦ СХК (Госкорпорация "Росатом")
432,0
432,0
432,0
432,0
432,0
ГТЭС Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
15,0
11,8
10,6
9,1
4,6
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
12,0
12,0
12,0
12,0
12,0
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
Вспомогательная котельная ООО "Томскнефтехим"
14,0
14,0
14,0
14,0
14,0
ГТЭС Шингинская (ООО Газпромнефть-Восток")
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
ГТЭС Пионерная (ОАО "Томскнефть" ВНК)
11,0
11,0
11,0
11,0
11,0
Мощность участия в максимуме нагрузки, в т.ч.
683,0
690,8
689,6
688,1
683,6
Томская ГРЭС-2 (АО "Томская генерация")
238,0
238,0
238,0
238,0
238,0
Томская ТЭЦ-3 (АО "Томская генерация")
135,0
135,0
135,0
135,0
135,0
Томская ТЭЦ-1 (АО "Томская генерация")
14,0
14,0
14,0
14,0
14,0
ТЭЦ СХК (Госкорпорация "Росатом")
220,0
220,0
220,0
220,0
220,0
ГТЭС Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
15,0
11,8
10,6
9,1
4,6
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
12,0
12,0
12,0
12,0
12,0
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
Вспомогательная котельная ООО "Томскнефтехим"
14,0
14,0
14,0
14,0
14,0
ГТЭС Шингинская (ООО Газпромнефть-Восток")
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
ГТЭС Пионерная (ОАО "Томскнефть" ВНК)
0,0
11,0
11,0
11,0
11,0
Дефицит (-), избыток (+)
-154,8
-162,0
-165,2
-169,7
-174,2
Сальдо перетоков из ОЭС Сибири
477,0
473,2
476,4
480,9
485,4

Как следует из таблицы, баланс мощности Томской энергосистемы дефицитен. На протяжении рассматриваемого прогнозного периода 2016 - 2020 гг. величина дефицита мощности возрастает от 155 МВт в 2016 г. до 174 МВт в 2020 г. Такое незначительное увеличение дефицита (+12,5%) обусловлено низким темпом роста нагрузки потребителей в Томской области. Томская ГРЭС-2 и Томская ТЭЦ-3 в час собственного максимума нагрузки потребителей энергосистемы загружены на величину технологического минимума, обусловленного необходимостью выполнения графика тепловых нагрузок. Такая загрузка данных электростанций обусловлена высокой себестоимостью производства электроэнергии в конденсационном режиме, что существенно ограничивает их конкурентоспособность в сравнении с более эффективными электростанциями Красноярского края, Кемеровской и Новосибирской областей.
Относительно высокий уровень тепловых нагрузок Томской ТЭЦ-1 определяет ее технологический минимум в зимний период в размере 14 МВт при установленной мощности 14,7 МВт. В результате Томскую ТЭЦ-1 весь отопительный сезон необходимо загружаться практически до установленной мощности.
Режим работы остальных электростанций Томской энергосистемы определен заданным графиком, обусловленным технологической потребностью в электро- и теплоэнергии собственника предприятия, на базе которого функционирует электростанция.
Дефицит мощности Томской энергосистемы в период 2016 - 2020 гг. покрывается за счет получения мощности из ОЭС Сибири и ОЭС Урала.
Балансы электроэнергии приведены в таблице 2.9.

Таблица 2.9 - Прогноз балансов электроэнергии
Томской энергосистемы на период 2014 - 2020 гг.

млн кВт x ч
Наименование показателей
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
ПОТРЕБНОСТЬ





Электропотребление
8951
8948
8950
8960
8964
Сальдо перетоков из ОЭС Урала
1800
1800
1800
1800
1800
ИТОГО потребность
7151
7148
7150
7160
7164
ПОКРЫТИЕ





Выработка, в т.ч.
3589
3728
3814
3893
3924
Томская ГРЭС-2 (АО "Томская генерация")
1290
1362
1460
1548
1600
Томская ТЭЦ-3 (АО "Томская генерация")
790
794
797
800
802
Томская ТЭЦ-1 (АО "Томская генерация")
115
118
123
124
124
ТЭЦ СХК (Госкорпорация "Росатом")
833
833
833
833
833
ГТЭС Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
108
81
68
49
28
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
91
91
91
91
91
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
15
15
15
15
15
ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
126
131
123
129
127
Вспомогательная котельная ООО "Томскнефтехим"
104
104
104
104
104
ГТЭС Шингинская (ООО Газпромнефть-Восток")
118
118
118
118
118
ГТЭС Пионерная (ОАО "Томскнефть" ВНК)
0
81
81
81
81
Дефицит (-), избыток (+)
-3562
-3420
-3336
-3267
-3240
Число часов использования располагаемой мощности ТЭС, в т.ч.
3571
3720
3811
3895
3944
Томская ГРЭС-2 (АО "Томская генерация")
3897
4115
4411
4677
4834
Томская ТЭЦ-3 (АО "Томская генерация")
5643
5671
5693
5714
5729
Томская ТЭЦ-1 (АО "Томская генерация")
7800
8000
8400
8450
8450
ТЭЦ СХК (Госкорпорация "Росатом")
1928
1928
1928
1928
1928
ГТЭС Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
7177
6847
6407
5365
6109
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
7553
7563
7553
7553
7553
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
6000
6000
6000
6000
6000
ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
7407
7683
7254
7597
7460
Вспомогательная котельная ООО "Томскнефтехим"
7429
7429
7429
7429
7429
ГТЭС Шингинская (ООО Газпромнефть-Восток")
7400
7400
7400
7400
7400
ГТЭС Пионерная (ОАО "Томскнефть" ВНК)
0
7400
7400
7400
7400

Баланс электроэнергии Томской энергосистемы в период 2016 - 2020 гг. прогнозируется дефицитным. Дефицит электроэнергии в 2016 г. ожидается на уровне 3562 млн кВт x ч. К 2020 г. ожидается снижение дефицита электроэнергии до 3240 млн кВт x ч за счет увеличения выработки электроэнергии на электростанциях АО "Томская генерация".
Выработка электростанций Томской ЭС в 2016 - 2020 гг. позволит покрыть 40 - 44% потребления электроэнергии Томской области. Число часов использования (ЧЧИ) располагаемой мощности ТЭС находится в пределах 3571 - 3944 часов в год. Дефицит электроэнергии Томской энергосистемы в период 2016 - 2020 гг. покрывается за счет получения энергии из ОЭС Сибири и ОЭС Урала.
Рассмотрение перспективной балансовой ситуации Томской энергосистемы в режимах весна - осень.
Режим работы энергосистемы зависит от множества факторов, таких как максимальная нагрузка собственных потребителей, характер нагрузки потребителей, структура и объем генерирующих источников, наличие межсистемных и внутрисистемных ограничений по передаче мощности и т.д. С целью выявления особенностей функционирования Томской энергосистемы в режиме межсезонья были рассмотрены одни из основных параметров ее работы, а именно: динамика максимальных нагрузок потребителей внутри года, а также участие собственных электростанций энергосистемы в покрытии этих нагрузок за отчетный период 2012 - 2014 годов (таблица 2.10, рисунки 2.3 - 2.5 (не приводятся)).

Таблица 2.10 - Показатели функционирования Томской
энергосистемы по месяцам в 2012 - 2014 годах

МВт
Наименование показателя
2012 г.
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
Максимум нагрузки
1374
1388
1229
1118
1056
994
1019
1039
1120
1190
1316
1420
то же в % к годовому максимуму
97%
98%
87%
79%
74%
70%
72%
73%
79%
84%
93%
100%
Загрузка электростанций
761
836
678
628
492
513
635
532
687
591
786
808
то же в % к максимуму месяца
55%
60%
55%
56%
47%
52%
62%
51%
61%
50%
60%
57%

2013 г.
Максимум нагрузки
1368
1320
1226
1141
1066
1057
953
978
1098
1176
1208
1304
то же в % к годовому максимуму
100%
96%
90%
83%
78%
77%
70%
71%
80%
86%
88%
95%
Загрузка электростанций
697
711
634
571
410
409
206
316
418
570
659
705
то же в % к максимуму месяца
51%
54%
52%
50%
38%
39%
22%
32%
38%
48%
55%
54%

2014 г.
Максимум нагрузки
1359
1363
1229
1096
1077
1115
943
975
1093
1222
1336
1291
то же в % к годовому максимуму
99,7%
100%
90%
80%
79%
82%
69%
72%
80%
90%
98%
95%
Загрузка электростанций
772
777
618
497
616
452
388
422
479
631
689
738
то же в % к максимуму месяца
57%
57%
50%
45%
57%
41%
41%
43%
44%
52%
52%
57%

Рисунок 2.3 - Динамика максимальных нагрузок
и участия электростанций Томской ЭС в 2012 году

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.4 - Динамика максимальных нагрузок
и участия электростанций Томской ЭС в 2013 году

Рисунок не приводится.

Рисунок 2.5 - Динамика максимальных нагрузок и участия
электростанций Томской ЭС в 2014 году

Рисунок не приводится.

Анализ годовых графиков максимальной нагрузки потребителей Томской энергосистемы в разрезе 2012 - 2014 гг. показывает, что эти графики характеризуются ярко выраженной сезонностью потребления электрической мощности. Годовой максимум нагрузки наблюдался в самый холодный период года - в декабре в 2012 г., в январе в 2013 г. и в феврале в 2014 г. Летний спад приходился на период с мая по август, вплоть до величины 69 - 70% от собственного годового максимума нагрузки в июне 2012 г. и июле 2013, 2014 годов. В период весна - осень максимум нагрузки приходится на апрель и сентябрь и характеризуется потреблением мощности в диапазоне 79 - 83% от собственного годового максимума.
Собственными станциями Томской энергосистемы покрывается не более 62% максимальной нагрузки, оставшаяся часть нагрузки покрывалась перетоками из ОЭС Сибири и ОЭС Урала.
Режим загрузки электростанций Томской энергосистемы во многом зависит от общей энергетической ситуации, складывающейся в целом в ОЭС Сибири. Большая доля ГЭС, выработка которых зависит от гидрологических условий, складывающихся на реках Сибири, напрямую влияет на режим загрузки тепловых электростанций ОЭС Сибири. В том числе и на загрузку электростанций Томской энергосистемы (таблица 2.11).

Таблица 2.11 - Выработка электроэнергии наиболее крупными
электростанциями Томской энергосистемы и ГЭС ОЭС Сибири

млн кВт x ч
Выработка э/э
2012 г.
2013 г.
2014 г.
Томская ГРЭС-2, в т.ч.
1730
1298
1519
в теплофикационном цикле
893
944
890
в конденсационном цикле
837
353
629
Томская ТЭЦ-3, в т.ч.
917
800
779
в теплофикационном цикле
743
731
674
в конденсационном цикле
174
68
105
ТЭЦ СХК, в т.ч.
2550
2060
1937
в теплофикационном цикле
781
793
750
в конденсационном цикле
1769
1268
1187
Выработка ГЭС ОЭС Сибири
80984
94727
94135

Значительное повышение энергоотдачи ГЭС в 2013 г. по сравнению с 2012 г. привело к существенному снижению загрузки тепловых электростанций за счет снижения конденсационной догрузки. В свою очередь снижение выработки электроэнергии на ГЭС в 2014 году несколько увеличило конденсационную загрузку отдельных тепловых электростанций.
Наибольшим образом это влияние сказывается в период половодья. Так участие электростанций в покрытии зимних максимальных нагрузок 2012 - 2014 годов колеблется от 50 до 60% величины абсолютного годового максимума, а в летний период от 22% и 41% в многоводных 2013, 2014 годах до 62% в маловодном 2012 г. В период межсезонья покрытие нагрузки собственными электростанциями осуществляется на среднегодовом уровне, а получение мощности из смежных энергосистем находится в рамках максимально допустимого.
При этом загрузка станций Томской энергосистемы всегда находилась в допустимых пределах от их технологического минимума до располагаемой мощности.
Таким образом, отличительных особенностей функционирования Томской энергосистемы при прохождении максимума нагрузки весенне-осеннего сезона не выявлено.
Как уже было сказано выше (в главе 2.1) в перспективный период 2016 - 2020 гг. ввод крупных энергоемких производств в Томской области не планируется, об этом свидетельствует незначительный рост собственного максимума нагрузки Томской энергосистемы в указанный период в размере 9 МВт. Это дает основание предполагать, что характер изменения максимума нагрузки Томской энергосистемы в течение года не будет принципиально отличаться от существующего состояния.
В результате анализа отчетных показателей функционирования Томской энергосистемы были спрогнозированы следующие балансовые ситуации для характерных режимов зимнего максимума, летнего максимума, максимума весна - осень на перспективный период до 2020 года (таблица 2.12).

Таблица 2.12 - Перспективные балансовые ситуации Томской
энергосистемы для характерных режимов на 2016 и 2020 года

МВт
Наименование показателя
2016 г.
2020 г.
Зимний максимум
Летний максимум
Максимум весна - осень
Зимний максимум
Летний максимум
Максимум весна - осень
Максимум нагрузки
1377
950
1060
1386
956
1067
то же в % от зимнего макс.
100%
69%
77%
100%
69%
77%
Загрузка электростанций
683
238
344
684
238
346
Сальдо
694
712
716
702
718
721

На основании вышесказанного прогнозные зимние и летние режимы с точки зрения выявления "узких" мест предполагают более сложные условия функционирования Томской энергосистемы. Поэтому выполнение необходимых мероприятий для обеспечения нормального функционирования энергосистемы в зимних и летних режимах обеспечит необходимые условия и для режима межсезонья. Таким образом, отдельной схемно-режимной проработки режимов весна - осень не требуется.

3. Прогноз потребления тепловой энергии в системах
централизованного теплоснабжения Томской области
на период 2016 - 2020 гг.

В данной главе приведен прогноз тепловых нагрузок в системах централизованного теплоснабжения Томской области на период 2016 - 2020 гг. в соответствии с утвержденными схемами теплоснабжения городов.

г. Томск

В таблице 3.1 представлены расчетные тепловые нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии города Томск на перспективный период 2015 - 2020 гг. Данные приняты в соответствии со "Схемой теплоснабжения города Томска до 2030 года", утвержденной Приказом Министерства энергетики РФ № 490 от 01.08.2014 "Об утверждении схемы теплоснабжения города Томска до 2030 года". Схема разработана специалистами Томского политехнического университета в 2013 году.

Таблица 3.1 - Расчетные тепловые нагрузки в зонах
действия источников тепловой энергии
г. Томска на период 2015 - 2020 гг.

Гкал/ч
Зона действия источника тепловой энергии
2015 г.
2020 г.
Томская ГРЭС-2
864,83
702,80
Томская ТЭЦ-1 и Томская ТЭЦ-3
817,39
1148,25
Котельные г. Томск
324,42
250,16
Итого по г. Томск
2006,64
2101,20

Прирост расчетной тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии города Томска к 2020 году относительно существующего состояния составит 9,4%. На источники с комбинированной выработкой электрической и тепловой мощности к 2020 году будет приходиться 88,1% всей расчетной тепловой нагрузки, 11,9% будет приходиться на котельные. Тепловая нагрузка на Томской ГРЭС-2 и котельных города Томска снижается к 2020 году за счет переключения части тепловой нагрузки на Томской ТЭЦ-1 (и ТЭЦ-3).

ЗАТО Северск

В таблице 3.2 представлены тепловые нагрузки потребителей ЗАТО Северск на перспективный период 2016 - 2020 гг. принятые в соответствии со "Схемой теплоснабжения ЗАТО Северск на 2013 год и на перспективу до 2035 года", утвержденной постановлением Администрации ЗАТО Северск от 14.02.2013 № 403 "Об утверждении схемы теплоснабжения ЗАТО Северск на 2013 год и на перспективу до 2035 года".

Таблица 3.2 - Тепловые нагрузки потребителей ЗАТО Северск
на перспективный период 2016 - 2020 гг.

Гкал/ч
Расчетный элемент территориального деления
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
г. Северск
734,50
783,30
786,23
789,17
792,10
пос. Самусь
13,20
17,70
18,06
18,41
18,77
пос. Орловка
0,70
2,50
2,53
2,56
2,58
Итого по ЗАТО Северск
748,4
803,5
806,817
810,133
813,45

Прирост тепловой нагрузки потребителей ЗАТО Северск к 2020 году относительно существующего состояния составит 8,8%. Наибольшее значение прироста тепловой нагрузки - 48,8 Гкал/ч, планируется в 2017 году на территории города Северск, причем на 89% этот прирост обусловлен увеличением жилищного фонда города.

ГО Стрежевой

В таблице 3.3 представлены расчетные тепловые нагрузки потребителей ГО Стрежевой на перспективный период 2016 - 2020 гг., принятые в соответствии со "Схемой теплоснабжения городского округа Стрежевой на период до 2030 года", утвержденной постановлением Администрации ГО Стрежевой от 03.04.2012 № 200 "Об утверждении схемы теплоснабжения городского округа Стрежевой".

Таблица 3.3 - Расчетные тепловые нагрузки потребителей
г. Стрежевой на перспективный период 2016 - 2020 гг.

Гкал/ч
Зона действия источника тепловой энергии
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
Котельная № 3
140,15
141,25
141,72
142,03
142,64
Котельная № 4
57,99
58,38
58,77
59,16
59,82
Итого по г. Стрежевой
198,14
199,63
200,49
201,19
202,46

Прирост расчетной тепловой нагрузки потребителей Стрежевого к 2020 году относительно существующего состояния составит 5,3%. Рост расчетной тепловой нагрузки обусловлен строительством в городе Стрежевом объектов жилищного фонда, двух детских садов, бассейна, торгового центра и дома престарелых. Более 60% прироста расчетной тепловой нагрузки приходится на объекты, находящиеся в зоне действия котельной № 3 города Стрежевого.

4. Потребность электростанций и котельных генерирующих
компаний в топливе на период 2016 - 2020 гг.

В данной главе приведен расчет потребности в топливе электростанций Томской области мощностью более 5 МВт и котельных генерирующих компаний на перспективный период 2016 - 2020 гг.
Данные по отпуску электроэнергии от электростанций Томской энергосистемы на период 2016 - 2020 гг. рассчитаны на основе прогнозных балансов электроэнергии Томской энергосистемы, представленных в главе 2.3 (таблица 2.9). Данные по отпуску тепловой энергии электростанциями Томской области на период 2016 - 2020 гг. приняты на основании "Схемы теплоснабжения города Томска до 2030 года" и информации, предоставленной собственниками генерирующих объектов. Показатели удельных расходов условного топлива (УРУТ) на выработку электрической и тепловой энергии на электростанциях приняты в соответствии со статистическими формами 6-ТП (Сведения о работе тепловой электростанции), изменения показателей приняты в соответствии с информацией, содержащейся в утвержденных схемах теплоснабжения. Расчет потребности в топливе электростанций АО "Томская генерация" приведен в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Расчет потребности в топливе
электростанций АО "Томская генерация"
на перспективный период 2016 - 2020 гг.

Наименование показателя
Ед. изм.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
Томская ГРЭС-2
Отпуск тепловой энергии
тыс. Гкал
2116,5
2123,7
2158,0
2144,0
2174,0
Отпуск электроэнергии
млн кВт x ч
1390,0
1404,2
1418,3
1407,0
1423,0
УРУТ на отпущенную теплоэнергию
кг/Гкал
135,4
135,1
135,0
134,9
135,0
УРУТ на отпущенную э/энергию
г/кВт x ч
330,0
331,0
332,0
331,0
332,0
Расход топлива на отпущенную теплоэнергию
тыс. т.у.т.
286,6
286,9
291,3
289,2
293,5
Расход топлива на отпущенную э/энергию
тыс. т.у.т.
458,7
464,8
470,9
465,7
472,4
Суммарный расход условного топлива, в т.ч.
тыс. т.у.т.
745,3
751,7
762,2
754,9
765,9
Расход газа
тыс. т.у.т.
447,2
451,0
457,3
453,0
459,6
Расход угля
тыс. т.у.т.
298,1
300,7
304,9
302,0
306,4
Томская ТЭЦ-3
Отпуск тепловой энергии
тыс. Гкал
1762,0
1772,0
1786,0
1790,0
1866,0
Отпуск электроэнергии
млн кВт x ч
774,0
776,0
776,0
777,0
783,0
УРУТ на отпущенную теплоэнергию
кг/Гкал
136,3
136,3
136,3
136,3
136,3
УРУТ на отпущенную э/энергию
г/кВт x ч
275,0
275,0
275,0
275,0
274,5
Расход топлива на отпущенную теплоэнергию
тыс. т.у.т.
240,2
241,5
243,4
244,0
254,3
Расход топлива на отпущенную электроэнергию
тыс. т.у.т.
212,9
213,4
213,4
213,7
214,9
Суммарный расход условного топлива, в т.ч.
тыс. т.у.т.
453,0
454,9
456,8
457,7
469,3
Расход газа
тыс. т.у.т.
453,0
454,9
456,8
457,7
469,3
Расход угля
тыс. т.у.т.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Томская ТЭЦ-1
Отпуск тепловой энергии
тыс. Гкал
685,0
684,0
644,0
631,0
685,0
Отпуск электроэнергии
млн кВт x ч
85,8
88,1
92,6
94,4
94,4
УРУТ на отпущенную теплоэнергию
кг/Гкал
152,3
152,3
152,2
152,2
152,1
УРУТ на отпущенную э/энергию
г/кВт x ч
253,5
253,3
253,1
253,0
253,0
Расход топлива на отпущенную теплоэнергию
тыс. т.у.т.
104,3
104,2
98,0
96,0
104,2
Расход топлива на отпущенную электроэнергию
тыс. т.у.т.
21,7
22,3
23,4
23,9
23,9
Суммарный расход условного топлива, в т.ч.
тыс. т.у.т.
126,1
126,5
121,5
119,9
128,1
Расход газа
тыс. т.у.т.
126,1
126,5
121,5
119,9
128,1
Расход угля
тыс. т.у.т.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Итого расход условного топлива по электростанциям АО "Томская генерация", в т.ч.
тыс. т.у.т.
1324,4
1333,1
1340,5
1332,5
1363,3
Расход газа
тыс. т.у.т.
1026,2
1032,4
1035,6
1030,5
1056,9
Расход угля
тыс. т.у.т.
298,1
300,7
304,9
302,0
306,4

На электростанциях АО "Томская генерация" за рассматриваемый период 2016 - 2020 гг. наблюдается рост потребления топлива порядка 3% по причине соответствующего увеличения выработки электро- и теплоэнергии. Основными видами используемого топлива будут газ и уголь, доля угля в топливном балансе составит менее 30%.
В таблице 4.2 представлен расчет потребности в топливе электростанций ОАО "Томскнефть" ВНК на рассматриваемый перспективный период.

Таблица 4.2 - Расчет потребности в топливе электростанций
ОАО "Томскнефть" ВНК на перспективный период 2016 - 2020 гг.

Наименование показателя
Ед. изм.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
ГТЭС Игольско-Талового нмр
Отпуск тепловой энергии
тыс. Гкал
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Отпуск электроэнергии
млн кВт x ч
102,6
77,0
64,7
46,5
26,8
УРУТ на отпущенную теплоэнергию
кг/Гкал
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
УРУТ на отпущенную э/энергию
г/кВт x ч
409,0
409,0
409,0
409,0
409,0
Расход топлива на отпущенную теплоэнергию
тыс. т.у.т.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Расход топлива на отпущенную электроэнергию
тыс. т.у.т.
42,0
31,5
26,5
19,0
11,0
Суммарный расход условного топлива, в т.ч.
тыс. т.у.т.
42,0
31,5
26,5
19,0
11,0
Расход газа
тыс. т.у.т.
42,0
31,5
26,5
19,0
11,0
Расход угля
тыс. т.у.т.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр
Отпуск тепловой энергии
тыс. Гкал
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Отпуск электроэнергии
млн кВт x ч
86,8
86,9
86,8
86,8
86,8
УРУТ на отпущенную теплоэнергию
кг/Гкал
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
УРУТ на отпущенную электроэнергию
г/кВт x ч
409,0
409,0
409,0
409,0
409,0
Расход топлива на отпущенную теплоэнергию
тыс. т.у.т.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Расход топлива на отпущенную электроэнергию
тыс. т.у.т.
35,5
35,6
35,5
35,5
35,5
Суммарный расход условного топлива, в т.ч.
тыс. т.у.т.
35,5
35,6
35,5
35,5
35,5
Расход газа
тыс. т.у.т.
35,5
35,6
35,5
35,5
35,5
Расход угля
тыс. т.у.т.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ГТЭС Двуреченская
Отпуск тепловой энергии
тыс. Гкал
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Отпуск электроэнергии
млн кВт x ч
120,3
124,8
117,8
123,4
121,2
УРУТ на отпущенную теплоэнергию
кг/Гкал
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
УРУТ на отпущенную э/энергию
г/кВт x ч
409,0
409,0
409,0
409,0
409,0
Расход топлива на отпущенную теплоэнергию
тыс. т.у.т.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Расход топлива на отпущенную электроэнергию
тыс. т.у.т.
49,2
51,0
48,2
50,5
49,6
Суммарный расход условного топлива, в т.ч.
тыс. т.у.т.
49,2
51,0
48,2
50,5
49,6
Расход газа
тыс. т.у.т.
49,2
51,0
48,2
50,5
49,6
Расход угля
тыс. т.у.т.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ГТЭС Пионерная
Отпуск тепловой энергии
тыс. Гкал
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Отпуск электроэнергии
млн кВт x ч
0,0
94,8
94,8
94,8
94,8
УРУТ на отпущенную теплоэнергию
кг/Гкал
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
УРУТ на отпущенную э/энергию
г/кВт x ч
409,0
409,0
409,0
409,0
409,0
Расход топлива на отпущенную теплоэнергию
тыс. т.у.т.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Расход топлива на отпущенную электроэнергию
тыс. т.у.т.
0,0
38,8
38,8
38,8
38,8
Суммарный расход условного топлива, в т.ч.
тыс. т.у.т.
0,0
38,8
38,8
38,8
38,8
Расход газа
тыс. т.у.т.
0,0
38,8
38,8
38,8
38,8
Расход угля
тыс. т.у.т.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Итого расход условного топлива по электростанциям ОАО "Томскнефть" ВНК, в т.ч.
тыс. т.у.т.
126,7
156,9
148,9
143,8
134,8
Расход газа
тыс. т.у.т.
126,7
156,9
148,9
143,8
134,8
Расход угля
тыс. т.у.т.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0

Генерирующие мощности ОАО "Томскнефть" ВНК представлены газотурбинными электрическими станциями мощностью до 25 МВт, отпуск тепловой энергии на период 2016 - 2020 гг. на представленных станциях не планируется. Все станции работают на природном и попутном газе, рост потребления газа за рассматриваемый период составит около 6% и связан с появлением потребности в топливе на ГТЭС Пионерная, вводящейся в эксплуатацию в 2017 году.
Расчет потребности в топливе прочих электростанций Томской области и суммарного объема потребности в топливе всех электростанций области на рассматриваемый перспективный период представлен в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Расчет потребности в топливе электростанций
Томской области на перспективный период 2016 - 2020 гг.

Наименование показателя
Ед. изм.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
Расход условного топлива по электростанциям АО "Томская генерация"
тыс. т.у.т.
1324,4
1333,1
1340,5
1332,5
1363,3
Расход условного топлива по электростанциям ОАО "Томскнефть" ВНК
тыс. т.у.т.
126,7
156,9
148,9
143,8
134,8
Расход условного топлива по прочим электростанциям Томской области, в т.ч.
тыс. т.у.т.
1066,2
482,6
482,6
482,6
482,6
ТЭЦ СХК (Госкорпорация "Росатом")
Отпуск тепловой энергии
тыс. Гкал
2585,0
898,0
898,0
898,0
898,0
Отпуск электроэнергии
млн кВт x ч
1019,3
382,2
382,2
382,2
382,2
УРУТ на отпущенную теплоэнергию
кг/Гкал
176,0
176,0
176,0
176,0
176,0
УРУТ на отпущенную э/энергию
г/кВт x ч
450,0
450,0
450,0
450,0
450,0
Расход топлива на отпущенную теплоэнергию
тыс. т.у.т.
455,0
158,0
158,0
158,0
158,0
Расход топлива на отпущенную электроэнергию
тыс. т.у.т.
458,7
172,0
172,0
172,0
172,0
Суммарный расход условного топлива, в т.ч.
тыс. т.у.т.
913,6
330,1
330,1
330,1
330,1
Расход газа
тыс. т.у.т.
274,1
99,0
99,0
99,0
99,0
Расход угля
тыс. т.у.т.
639,6
231,0
231,0
231,0
231,0
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
Отпуск тепловой энергии
тыс. Гкал
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Отпуск электроэнергии
млн кВт x ч
14,1
14,1
14,1
14,1
14,1
УРУТ на отпущенную теплоэнергию
кг/Гкал
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
УРУТ на отпущенную электроэнергию
г/кВт x ч
359,0
359,0
359,0
359,0
359,0
Расход топлива на отпущенную теплоэнергию
тыс. т.у.т.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Расход топлива на отпущенную электроэнергию
тыс. т.у.т.
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
Суммарный расход условного топлива, в т.ч.
тыс. т.у.т.
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
Расход газа
тыс. т.у.т.
5,1
5,1
5,1
5,1
5,1
Расход угля
тыс. т.у.т.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Вспомогательная котельная ООО "Томскнефтехим" (ОАО "Сибурэнергоменеджмент")
Отпуск тепловой энергии
тыс. Гкал
536,5
536,5
536,5
536,5
536,5
Отпуск электроэнергии
млн кВт x ч
96,3
96,3
96,3
96,3
96,3
УРУТ на отпущенную теплоэнергию
кг/Гкал
166,6
166,6
166,6
166,6
166,6
УРУТ на отпущенную электроэнергию
г/кВт x ч
0,0 <*>
Расход топлива на отпущенную теплоэнергию
тыс. т.у.т.
89,4
89,4
89,4
89,4
89,4
Расход топлива на отпущенную электроэнергию
тыс. т.у.т.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Суммарный расход условного топлива, в т.ч.
тыс. т.у.т.
89,4
89,4
89,4
89,4
89,4
Расход газа
тыс. т.у.т.
89,4
89,4
89,4
89,4
89,4
Расход угля
тыс. т.у.т.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ГТЭС Шингинская (ООО "Газпромнефть-Восток")
Отпуск тепловой энергии
тыс. Гкал
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Отпуск электроэнергии
млн кВт x ч
142,2
142,2
142,2
142,2
142,2
УРУТ на отпущенную теплоэнергию
кг/Гкал
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
УРУТ на отпущенную электроэнергию
г/кВт x ч
409,0
409,0
409,0
409,0
409,0
Расход топлива на отпущенную теплоэнергию
тыс. т.у.т.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Расход топлива на отпущенную электроэнергию
тыс. т.у.т.
58,1
58,1
58,1
58,1
58,1
Суммарный расход условного топлива, в т.ч.
тыс. т.у.т.
58,1
58,1
58,1
58,1
58,1
Расход газа
тыс. т.у.т.
58,1
58,1
58,1
58,1
58,1
Расход угля
тыс. т.у.т.
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Итого расход условного топлива по электростанциям Томской области, в т.ч.
тыс. т.у.т.
2517,3
1972,6
1972,1
1958,9
1980,7
Расход газа
тыс. т.у.т.
1579,6
1440,9
1436,2
1425,9
1443,3
Расход угля
тыс. т.у.т.
937,7
531,7
535,9
533,0
537,4
<*> - расход топлива на отпуск электроэнергии учтен в показателе УРУТ на отпуск теплоэнергии котельной ООО "Томскнефтехим"

К концу рассматриваемого периода суммарная потребность в условном топливе по электростанциям Томской области составит 1980,7 тыс. т.у.т. Заметное снижение потребности в топливе в течение рассматриваемого периода на 21% обусловлено снижением отпуска электрической и тепловой энергии от ТЭЦ СХК по причине вывода из эксплуатации в 2017 году части генерирующего оборудования станции. Потребность в топливе на остальных станциях Томской области в основном незначительно растет, кроме того, появляется потребность в топливе на ГТЭС Пионерная, вводящейся в эксплуатацию в 2017 году. Доля угля в суммарном объеме потребляемого топлива электростанциями Томской области снизится на 10% и к концу рассматриваемого периода составит 27%.
К котельным генерирующих компаний Томской области относятся арендованные котельные АО "ТомскРТС" обеспечивающие теплом потребителей города Томска. В состав арендованных котельных входят 19 котельных (9 угольных и 10 газовых). Основное назначение арендованных котельных - отопление и горячее водоснабжение муниципальных объектов образования и здравоохранения, жилых микрорайонов города Томска и прилегающих к Томску районов. Доля суммарной тепловой нагрузки угольных котельных составляет 3,9%, соответственно, 96,1% приходится на долю газовых котельных.
Расчет потребности в топливе котельных генерирующих компаний Томской области на перспективный период 2016 - 2020 гг. представлен в таблице 4.4. Перспективные параметры работы котельных Томской области приняты на основе "Схемы теплоснабжения города Томска до 2030 года".

Таблица 4.4 - Расчет потребности в топливе котельных
генерирующих компаний Томской области на перспективный
период 2016 - 2020 гг.

Наименование показателя
Ед. изм.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
Отпуск тепловой энергии
тыс. Гкал
274,3
276,8
279,4
281,9
284,5
УРУТ на отпущенную теплоэнергию
кг/Гкал
174,8
174,8
174,7
174,7
174,7
Расход топлива на отпущенную теплоэнергию
тыс. т.у.т.
47,9
48,4
48,8
49,3
49,7
Расход газа
тыс. т.у.т.
45,5
45,9
46,4
46,8
47,2
Расход угля
тыс. т.у.т.
2,4
2,4
2,5
2,5
2,5

Потребление топлива котельными генерирующих компаний Томской области к 2020 году вырастет относительно 2016 года на 4% по причине увеличения отпуска тепловой энергии потребителям. Основным видом топлива на котельных является газ, доля угля в суммарном объеме потребления топлива составит 5%.

5. Основные направления развития электросетевого комплекса
энергосистемы Томской области напряжением 110 кВ и выше
на период 2016 - 2020 гг.

5.1. Общие направления и принципы формирования
перспективной схемы электрической сети 110 кВ
и выше на период 2016 - 2020 гг.

Развитие сети базируется на основных направлениях долгосрочной политики Российской Федерации в области электроэнергетики, которые определены "Энергетической стратегией России на период до 2030 года" (утверждена Постановлением Правительства РФ от 13 ноября 2009 года № 1715-р, далее - Энергетическая стратегия), являющейся очередным этапом формирования долгосрочной государственной энергетической политики. Также при формировании перспективной схемы использованы документы:
- Положение о технической политике ОАО "ФСК ЕЭС", 2011 г.
- Положение ОАО "Россети" о единой технической политике в электросетевом комплексе (утверждено Советом директоров ОАО "Россети" протоколом от 23.10.2013 № 138).
Указанные документы являются программными для деятельности предприятий и организаций, выполняющих работы по обеспечению функционирования ЕНЭС Российской Федерации.
Энергетическая стратегия содержит научное обоснование энергетической политики России на предстоящую перспективу и прогнозные оценки развития топливно-энергетического комплекса России и его отраслей на период до 2030 года в увязке с "Концепцией долгосрочного социально-экономического развития страны на период до 2020 года" и основными макроэкономическими прогнозами социально-экономического развития страны и субъектов Российской Федерации.
Положениями определены основные направления технической политики ОАО "ФСК ЕЭС", обеспечивающие повышение эффективности функционирования ЕНЭС в краткосрочной и долгосрочной перспективе при условии обеспечения промышленной и экологической безопасности ЕНЭС.
Развитие электрической сети 110 кВ и выше Томской области на рассматриваемую перспективу 2016 - 2020 гг. направлено на решение следующих задач:
- надежная выдача мощности крупных электростанций;
- надежное электроснабжение потребителей;
- решение вопросов системной надежности;
- снятие сетевых ограничений по пропускной способности (ликвидация "узких мест") в электрических сетях Томской энергосистемы;
- преодоление тенденции массового старения электросетевого оборудования линий и подстанций, развитие системы диагностики электросетевых объектов;
- развитие информационной и телекоммуникационной инфраструктуры, повышение наблюдаемости электрической сети;
- повышение эффективности эксплуатации сетей 110 кВ и выше энергосистемы за счет обоснованной оптимизации главных схем электрических соединений;
- снижение расхода электроэнергии на ее транспорт.
В основу перспективного развития электрической сети Томской энергосистемы на рассматриваемую перспективу закладываются следующие принципы:
- электрическая сеть должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие, обеспечивающее приспособляемость сети к росту потребителей и развитию энергоисточников. Это может быть обеспечено при опережающем развитии электрической сети с применением новых технологий управляемых систем электропередачи переменного тока, содержащих современные многофункциональные устройства регулирования напряжения и повышения пропускной способности сети (СТК, СК, УШР, УПК);
- схемы выдачи мощности электростанций в нормальных схемах и при отключении любой из линий должны обеспечивать выдачу установленной мощности электростанции (принцип "N-1");
- схема основной электрической сети должна соответствовать требованиям охраны окружающей среды. Прежде всего, это касается уменьшения площади, отчуждаемой для нового строительства от земельных угодий для нового строительства, в крупных городах - сооружение подстанций закрытого типа и кабельных линий 110 - 220 кВ. Это требование обеспечивается за счет применения унифицированных опор для линий электропередачи, применения элегазового оборудования, микропроцессорной и цифровой техники на подстанциях. Это касается как строительства новых электросетевых объектов, так и подлежащих комплексной реконструкции и техперевооружению;
- схема и параметры сети должны обеспечивать надежность электроснабжения потребителей в нормальной схеме и при отключении одной из ВЛ или трансформатора без ограничения потребителей и с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии (принцип "N-1");
- создание условий для применения новых технических решений и технологий в системах обслуживания, диагностики, защиты передачи информации, связи и учета электроэнергии (АИИС КУЭ);
- оптимальное потокораспределение между линиями различного класса напряжения;
- выбор вида или комплекса средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения должен осуществляться с учетом схемно-режимных особенностей рассматриваемого энергоузла, в т.ч. с учетом режимов работы генерирующих источников, ограничений пропускной способности, ограничений по статической устойчивости, динамической устойчивости, влияния транзитных перетоков;
- автотрансформаторы (АТ) и трансформаторы должны оснащаться устройствами РПН комплектно с регулятором напряжения с возможностью работы в автоматическом и ручном дистанционном режиме со сроком службы не менее 30 лет при отсутствии капитального ремонта в течение всего срока службы.
В работе даны рекомендации по формированию перспективной схемы основной и распределительной сети энергосистемы Томской области на 2016 - 2020 гг. При этом использованы результаты анализа состояния оборудования сети 110 кВ и выше Томской энергосистемы, балансовой ситуации на рассматриваемые этапы и вышеизложенные принципы.

5.2. Вводы и реконструкция сетевых объектов 500 - 220 кВ,
принятые в соответствии с проектом Схемы и Программы
развития ЕЭС России на период 2015 - 2021 гг.
и инвестиционными программами субъектов электроэнергетики
Томской области

Схема развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше Томской энергосистемы на территории Томской области как субъекта Российской Федерации в период 2016 - 2020 гг. разрабатывается с использованием следующих документов:
- Схема и программа развития электроэнергетики Томской области на период 2015 - 2019 годов, утвержденная распоряжением Администрации Томской области от 09.10.2014 № 700-ра;
- Проект Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2015 - 2021 годы (далее - СиПР ЕЭС);
- Инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на 2015 - 2019 годы, утвержденная Приказом МЭ РФ № 807 от 31 октября 2014 г. (далее - ИП ОАО "ФСК ЕЭС");
- Перечень инвестиционных проектов ОАО "ТРК" на 2014 г. и на период 2015 - 2017 гг. (далее - ИП ОАО "ТРК").
Развитие электрических сетей других собственников принято в соответствии с их собственными планами развития, присланными в адрес ЗАО "Сибирский ЭНТЦ", а также в соответствии с заявками на технологическое присоединение.
Период до 2016 г.
ПС 500 кВ Томская. В соответствии с ИП ОАО "ФСК ЕЭС" планируется выполнение первого этапа реконструкции ПС 500 кВ Томская до 2015 г. - замена четырех воздушных выключателей 500 кВ на элегазовые.
В 2014 г. выполнена замена трансформатора напряжения 500 кВ ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская.
ПС 220 кВ Советско-Соснинская, 220/110/35/6 кВ. В соответствии с ИП ОАО "ФСК ЕЭС" на подстанции выполняется реконструкция с заменой автотрансформаторов 220/110 кВ мощностью 3x63 МВА на 3x125 МВА с сохранением схемы ОРУ 220 кВ № 220 - 13Н (две рабочие и обходная системы шин) и присоединением АТ-5 через развилки из выключателей к шинам 220 и 110 кВ.
В 2014 г. заменен АТ-5, его присоединение к ОРУ 110 кВ выполнено через развилку из новых элегазовых выключателей, заменены выключатели В-220 АТ-5 и ШСВ-220 на элегазовые.
В 2015 г. планируется замена АТ-3.
В 2016 г. планируется выполнить замену АТ-4 и подключить АТ-5 к ОРУ 220 кВ через развилку из выключателей с использованием выключателей В-220 АТ-5 и ШСВ-220.
Период 2015 - 2017 гг.
Реконструкция.
ПС 500 кВ Томская. Реконструкция подстанции в части замены ТСН, ЩСН, масляных выключателей 10 кВ в КРУ на вакуумные, установка дизель-генератора, реконструкция АРУ планируется к выполнению в период 2015 - 2017 гг. для повышения надежности, качества и безопасности оказания услуг в рамках основной деятельности. Реконструкция предусматривается в соответствии с ИП "ФСК ЕЭС".

5.3. Основы формирования расчетной модели
и анализа режимов потокораспределения

Расчеты потокораспределения в электрических сетях Томской энергосистемы выполнены на расчетный период развития энергосистемы 2016 - 2020 гг. для характерных нормальных схем и послеаварийных режимов.
Расчеты режимов проводились с целью:
- проверки пропускной способности сети для расчетного уровня нагрузок;
- оценки уровней напряжения и выбора средств регулирования напряжения в сети;
- выявления "узких мест" и необходимых объемов реконструкции и нового электросетевого строительства для их ликвидации.
Расчеты потокораспределения выполнены с использованием программного комплекса RastrWin, предназначенного для решения задач по ведению режимов электрических сетей и систем.
Расчетная схема содержит основную сеть напряжением 220 - 500 кВ ОЭС Сибири, межсистемные связи 110 кВ, кольцевые сети 110 кВ крупных городов Сибири, сети 110 кВ вдоль железнодорожных магистралей и развернутую сеть 110 - 500 кВ Томской энергосистемы, а также основную сеть 220 - 500 кВ ОЭС Урала и северной зоны ЕЭС Казахстана.
Электрические нагрузки по подстанциям определены в соответствии с прогнозом электропотребления и максимума нагрузки и сформированными балансами мощности и электроэнергии Томской энергосистемы. Участие электростанций энергосистемы в расчетных режимах соответствует значениям, которые определены при покрытии суточных графиков нагрузки на соответствующий период (далее - балансовая загрузка электростанций). Расчеты проводились при балансовой и максимальной загрузке электростанций.
Расчеты режимов потокораспределения выполнены по годам расчетного периода 2016 - 2020 гг. для:
- зимних максимальных и минимальных нагрузок рабочего дня;
- летних максимальных нагрузок рабочего дня;
- летних минимальных нагрузок выходного дня.
При выполнении расчетов контроль напряжения в части объектов ОАО "ФСК ЕЭС" производился в соответствии со Стандартом организации - "Методические указания по проведению расчетов для выбора типа, параметров и мест установки устройств компенсации реактивной мощности в ЕНЭС" (приложение к приказу ОАО "ФСК ЕЭС" от 20.12.2012 № 797), для прочих электросетевых объектов - в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем.
Для анализа загрузки сети в зимних режимах использовались длительно допустимые токи для неизолированных сталеалюминиевых проводов при температуре воздуха (-5 °С) с учетом поправочного коэффициента. Анализ загрузки сети в летних режимах выполнен для температуры воздуха +25 °С (нормируемый Iдоп).
Допустимые токовые нагрузки проводов и оборудования подстанций приняты по данным, предоставленным собственниками.
В подразделах 5.4.1 - 5.4.2 приведены результаты расчетов электрических режимов работы Томской энергосистемы по годам расчетного периода и выполнена проверка достаточности предложенных мероприятий по усилению сети.

5.4. Описание режимов работы электрической
сети энергосистемы Томской области

5.4.1. Описание режимов работы электрической сети
энергосистемы Томской области в период 2016 - 2020 гг.

С учетом уровней электропотребления принятых в соответствии с СиПР ЕЭС, максимум нагрузки энергосистемы Томской области на 2020 г. прогнозируется на уровне 1386 МВт, что на 9 МВт больше уровня нагрузки 2016 г. (1377 МВт). Ввода электросетевых объектов 110 кВ и выше на территории Томской области на период 2016 - 2020 гг., влияющих на схемно-режимную ситуацию, не планируется. В период 2016 - 2020 гг. планируется ввод ГТЭС Шингинская установленной мощностью 24 МВт и ГТЭС Пионерная установленной мощностью 16 МВт.
С учетом изложенного выводы и предложения по развитию электрической сети Томской области сформированы на основе расчетов электроэнергетических режимов, выполненных на 2016 год.
В настоящее время выполняется проектирование по титулам:
- "ВЛ 500 кВ Томская - Парабель с расширением ПС 220 кВ Парабель";
- "ВЛ 500 кВ Советско-Соснинская - Парабель";
- "ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская с расширением ПС 220 кВ Советско-Соснинская (сооружение ОРУ 500 кВ)".
В рамках указанных титулов планируется сооружение первых пусковых комплексов:
- ВЛ 220 КВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ);
- ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ).
В соответствии с СИПР ЕЭС ввод первых пусковых комплексов планируется в 2021 году.
В расчетных схемах 2016 г. были учтены следующие вводы электросетевых объектов 110 кВ и выше на территории Томской области на период в 2015 - 2016 гг.
Электросетевой комплекс напряжением 220 кВ.
Реконструкция.
- ПС 220 кВ Советско-Соснинская - замена существующих автотрансформаторов АТ-3, АТ-4 мощностью по 63 МВА на новые автотрансформаторы мощностью по 125 МВА.
Электросетевой комплекс напряжением 110 кВ.
Новое строительство.
- ПС 110 кВ ОЭЗ, 2x63 МВА и ВЛ 110 кВ Зональная - ОЭЗ;
- ПС 110 кВ ОЭЗ-2, 2x25 МВА и ВЛ 110 кВ ГПП-220 - ОЭЗ-2.
Подстанции предназначены для электроснабжения электроэнергией Особой экономической зоны технико-внедренческого типа (ОЭЗ ТВТ) в г. Томск.
В таблице 5.1 приведена располагаемая мощность электростанций и их балансовая загрузка в режимах 2016 г. Загрузка электростанций принята одинаковой в максимальных и минимальных режимах.

Таблица 5.1 - Участие электростанций в режимах 2016 г.

МВт
Электростанции
Располагаемая мощность, МВт
Балансовая загрузка электростанций, МВт
Зимние режимы
Летние режимы
Зимние режимы
Летние режимы
Томская ГРЭС-2 (АО "Томская генерация")
331
328
238
40
Томская ТЭЦ-3 (АО "Томская генерация")
140
117
135
0
Томская ТЭЦ-1 (АО "Томская генерация")
14,7
14,7
14
14
ТЭЦ СХК (Госкорпорация "Росатом")
432
431
220
110
ГТЭС (ОАО "Томскнефть" ВНК)
15
15
15
15
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
12
11
12
11
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
2,5
2,5
2
2
ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
17
16
17
16
Вспомогательная котельная ООО "Томскнефтехим"
14
14
14
14
ГТЭС Шингинская (ОАО Газпромнефть-Восток")
16
16
16
16
ГТЭС Пионерная (ОАО "Томскнефть" ВНК)
11
11
0
0

Для поддержания требуемого уровня напряжений и снижения потерь мощности в зимних и летних режимах 2016 г. учтено участие ШР и УШР на ПС 500 кВ Томская, УШР на ПС 110 кВ Катыльгинская, УШР на ПС 110 кВ Двуреченская, УШР на ПС 110 кВ Игольская.
В целом, по энергосистеме режим работы электрической сети 110 - 220 кВ характеризуется как нормальный. Напряжение на подстанциях 110, 220 кВ по шинам 110, 220 кВ не превышает наибольшее рабочее напряжение для оборудования - 126 и 252 кВ (в соответствии с ГОСТ 721-77), соответственно.
В отчете приведено также описание режимов, требующих проведения схемно-режимных мероприятий. Режимы, при которых ни один сетевой элемент или контролируемое сечение не перегружается, а уровни напряжения в контрольных пунктах находятся в допустимом диапазоне, в отчет не включались.
Результаты расчетов для нормальных схем 2016 г. приведены на чертежах № 329/143-ЭЭС.08-329/143-ЭЭС.11.
Результаты расчетов режимов 2016 г., выполненные для проверки загрузки элементов электрической сети 110 - 220 кВ Томской энергосистемы, приведены по районам и отдельным объектам в табличной и графической форме.

Город Томск

Электроснабжение города Томска осуществляется от шин 110 кВ ПС 220 кВ Восточная и ПС 220 кВ Зональная, промышленной территории города - от шин 110 кВ ПС 220 кВ ГПП-220.
ПС 220 кВ Восточная имеет связь по двухцепной ВЛ 220 кВ с ПС 500 кВ Томская, по одноцепным ВЛ 220 кВ с ПС 500 кВ Ново-Анжерская (Кузбасская энергосистема), ТЭЦ СХК, ПС 220 кВ ЭС-2 СХК и ПС 220 кВ Зональная. ПС 220 кВ Зональная также связана одноцепной ВЛ 220 кВ с ПС 500 кВ Ново-Анжерская. В городе имеются три электростанции - Томская ТЭЦ-3, Томская ГРЭС-2, Томская ТЭЦ-1.
Распределительные сети города Томска напряжением 110 кВ представлены в основном радиально-кольцевыми линиями. Межсистемный транзит 110 кВ Зональная - Предтеченск - Межениновка - Сураново - Яшкинская связывает Томскую и Кузбасскую энергосистемы.
Для проверки работоспособности электрической сети 110 - 220 кВ, питающей г. Томск, выполнен ряд расчетов потокораспределения и уровней напряжения для нормальных, ремонтных схем и послеаварийных режимов для зимнего и летнего максимумов нагрузок 2016 г.
В ходе расчетов контролировалась загрузка контролируемых сечений, в состав которых входят элементы, расположенные на территории г. Томска:
- сечение "Красноярск, Кузбасс - Томск", в состав которого входят:
- АТ-1 ПС 500 кВ Томская;
- АТ-2 ПС 500 кВ Томская;
- ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216);
- ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215);
- транзит 110 кВ Зональная - Предтеченск - Межениновка - Сураново - Яшкинская;
- сечение "СХК - Томская энергосистема", в состав которого входят:
- ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК (Т-201);
- ВЛ 220 кВ ЭС-1 СХК - ЭС-2 СХК (Л-3);
- сечение "Зональная - ГРЭС-2 - Восточная", в состав которого входят:
- ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I цепь (С-2);
- ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная II цепь (С-1);
- ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I цепь (С-4);
- ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная II цепь (С-3).
Для нагрузок зимнего и летнего максимумов 2016 г. рассмотрены послеаварийные режимы с отключением следующих элементов сети:
- АТ-3 (АТ-4) 200 МВА ПС 220 кВ Восточная;
- АТ-1 (АТ-2) 200 МВА ПС 220 кВ Зональная;
- АТ-1 (АТ-2) 125 МВА ПС 220 кВ ГПП-220;
- 2 (1) секции шин 220 кВ ПС 500 кВ Томская;
- ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I (II) цепь Т-204 (Т-203);
- ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь (Т-204, Т-203);
- ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная (Т-208);
- ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216);
- ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215);
- ВЛ 220 кВ Томская - Асино (Т-218);
- ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I (II) цепь С-2 (С-1);
- ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь (С-2, С-1);
- ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I (II) цепь С-4 (С-3);
- ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь (С-4, С-3).
В режимах летнего максимума 2016 г. также рассмотрены ремонтные схемы и послеаварийные режимы с отключением следующих элементов сети:
- ремонт АТ-3 (АТ-4) ПС 220 кВ Восточная и аварийное отключение АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Зональная;
- ремонт АТ-3 (АТ-4) ПС 220 кВ Восточная и аварийное отключение АТ-4 (АТ-3) ПС 220 кВ Восточная;
- ремонт АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Зональная и аварийное отключение АТ-2 (АТ-1) ПС 220 кВ Зональная;
- ремонт АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ ГПП-220 и аварийное отключение АТ-2 (АТ-1) ПС 220 кВ ГПП-220;
- ремонт АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Томская и аварийное отключение АТ-2 (АТ-1) ПС 500 кВ Томская;
- ремонт ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216) и аварийное отключение ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215);
- ремонт ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I цепь (С-2) и аварийное отключение II СШ-110 кВ Томской ГРЭС-2;
- 1(2) СШ 220 кВ ПС 220 кВ Восточная.
Результаты расчетов режимов 2016 г., характеризующие загрузку элементов электрической сети 110 - 220 кВ на территории города Томска, приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Загрузка элементов сети 110 - 220 кВ
на территории города Томска в нормальных, ремонтных
схемах и послеаварийных режимах 2016 г.

Элементы сети
Кратк. дисп. наим.
Загрузка ВЛ, АТ
Iдоп. ВЛ, Iдоп. ошин., IномАТ, А
Iном эл. оборуд., А
% загрузки ВЛ, ошин., АТ
% загрузки эл. оборуд.
МВт, МВА
А
Зимний максимум 2016 г.
Нормальная схема
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
92,8
236
503
-
46,9
-
АТ-4
92,9
236
503
-
46,9
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
76,7
195
502
-
38,8
-
АТ-2
74,0
188
502
-
37,5
-
АТ ПС 220 кВ ГПП-220
АТ-1
37,4
95
313
-
30,4
-
АТ-2
36,4
92
313
-
29,4
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
72,2
184
1219
1000
15,1
18,4
Т-203
72,2
184
1219
630
15,1
29,2
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
39,8
107
1219
1000
8,8
10,7
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
70,2
179
1219
1000
14,7
17,9
ВЛ 220 кВ ГПП-220 - ЭС-2 СХК
Т-214
30,1
81
1064
1000
7,6
8,1
ВЛ 220 кВ ЭС-1 СХК - ЭС-2 СХК
Л-3
23,9
77
1219
1000
6,3
7,7
ВЛ 220 кВ Томская ТЭЦ-3 - ГПП-220 I, II цепь
Т-211
47
129
1064
1000
12,1
12,9
Т-212
47
129
1064
1000
12,1
12,9
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
98,9
253
1200
1000
21,1
25,3
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
25,1
151
1219
1000
12,4
15,1
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
45,6
180
1200
1000
15,0
18,0
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
24,3
125
581
600
21,5
20,8
С-1
24,3
113
581
600
19,5
18,8
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
34,9
188
658
600
28,6
31,3
С-3
34,9
188
658
600
28,6
31,3
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
49,9
247
658
1000
37,5
24,7
С-82
49,9
247
658
1000
37,5
24,7
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
33,0
164
555
600
29,6
27,3
С-82
33,0
164
555
600
29,6
27,3
ВЛ 110 кВ Восточная - Бройлерная с отпайкой на ПС Северо-Восточная
С-7
12,9
69
658
600
10,5
11,5
ВЛ 110 кВ Восточная - Малиновка
С-8
9,6
52
658
600
7,9
8,7
Послеаварийные режимы
Отключение АТ-3(4) ПС 220 кВ Восточная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
откл.
-
503
-
-
-
АТ-4
132,9
337
503
-
67,0
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
96,0
244
502
-
48,6
-
АТ-2
92,6
235
502
-
46,8
-
Отключение АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Зональная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
108,3
275
503
-
54,7
-
АТ-4
108,3
275
503
-
54,7
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
откл.
-
502
-
-
-
АТ-2
109,2
277
502
-
55,2
-
Отключение АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ ГПП-220
АТ ПС 220 кВ ГПП-220
АТ-1
откл.
-
313
-
-
-
АТ-2
74,5
189
313
-
60,4
-
Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь (Т-204, Т-203)
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
откл.
-
1219
1000
-
-
Т-203
откл.
-
1219
630
-
-
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
43,9
116
1219
1000
9,5
11,6
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
155,8
397
1219
1000
32,6
39,7
ВЛ 220 кВ ГПП-220 - ЭС-2 СХК
Т-214
83,3
212
1064
1000
19,9
21,2
ВЛ 220 кВ ЭС-1 СХК - ЭС-2 СХК
Л-3
19,9
67
1219
1000
5,5
6,7
ВЛ 220 кВ Томская ТЭЦ-3 - ГПП-220 I, II цепь
Т-211
61,3
163
1064
1000
15,3
16,3
Т-212
61,3
163
1064
1000
15,3
16,3
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
76,7
197
1200
1000
16,4
19,7
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
45,2
178
1219
1000
14,6
17,8
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
62,8
210
1200
1000
17,5
21,0
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
26,4
136
581
600
23,4
22,7
С-1
26,4
113
581
600
19,4
18,8
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
35,8
179
658
600
27,2
29,8
С-3
35,8
179
658
600
27,2
29,8
Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Асино (Т-218)
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
112,1
285
503
-
56,7
-
АТ-4
112,1
285
503
-
56,7
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
85,8
218
502
-
43,4
-
АТ-2
82,8
211
502
-
42,0
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
89,8
228
1219
1000
18,7
22,8
Т-203
89,8
228
1219
630
18,7
36,2
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
32,7
165
581
600
28,4
27,5
С-1
32,7
165
581
600
28,4
27,5
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
29,5
150
658
600
22,8
25,0
С-3
29,5
150
658
600
22,8
25,0
ВЛ 110 кВ Восточная - Бройлерная с отпайкой на ПС Северо-Восточная
С-7
43,8
216
658
600
32,8
36,0
ВЛ 110 кВ Восточная - Малиновка
С-8
42,8
211
658
600
32,1
35,2
Отключение ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь (С-2, С-1)
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
103,2
262
503
-
52,1
-
АТ-4
103,2
262
503
-
52,1
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
68,7
175
502
-
34,9
-
АТ-2
66,3
168
502
-
33,5
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
85,2
221
1200
1000
18,4
22,1
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
откл.
-
581
600
-
-
С-1
откл.
-
581
600
-
-
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
62,3
306
658
600
46,5
51,0
С-3
62,3
306
658
600
46,5
51,0
Отключение ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь (С-4, С-3)
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
78,7
200
503
-
39,8
-
АТ-4
78,7
200
503
-
39,8
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
90,9
231
502
-
46,0
-
АТ-2
87,6
223
502
-
44,4
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
120,5
306
1200
1000
25,5
30,6
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
62,2
305
581
600
52,5
50,8
С-1
62,2
305
581
600
52,5
50,8
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
откл.
-
658
600
-
-
С-3
откл.
-
658
600
-
-
Летний максимум 2016 г.
Нормальная схема
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
83,6
216
503
-
42,9
-
АТ-4
83,6
216
503
-
42,9
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
67,3
174
502
-
34,7
-
АТ-2
64,9
168
502
-
33,5
-
АТ ПС 220 кВ ГПП-220
АТ-1
24,9
64
313
-
20,4
-
АТ-2
24,0
62
313
-
19,8
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
78,4
203
945
1000
21,5
20,3
Т-203
78,4
203
945
630
21,5
32,2
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
2,0
10
945
1000
1,1
1,0
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
38
99
945
1000
10,5
9,9
ВЛ 220 кВ ГПП-220 - ЭС-2 СХК
Т-214
23,9
63
825
1000
7,6
6,3
ВЛ 220 кВ ЭС-1 СХК - ЭС-2 СХК
Л-3
24,1
84
945
1000
8,9
8,4
ВЛ 220 кВ Томская ТЭЦ-3 - ГПП-220 I, II цепь
Т-211
12,9
34
825
1000
4,1
3,4
Т-212
12,9
34
825
1000
4,1
3,4
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
74,4
193
930
1000
20,8
19,3
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
33,3
138
945
1000
14,6
13,8
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
49,5
171
930
1000
18,4
17,1
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
9,7
56
450
600
12,4
9,3
С-1
9,7
56
450
600
12,4
9,3
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
3,7
45
510
600
8,8
7,5
С-3
3,7
45
510
600
8,8
7,5
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
23,6
120
510
1000
23,5
12,0
С-82
23,6
120
510
1000
23,5
12,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
12,4
70
430
600
16,3
11,7
С-82
12,4
70
430
600
16,3
11,7
ВЛ 110 кВ Зональная - Предтеченск
С-86
3,1
21
375
300
5,6
7,0
ВЛ 110 кВ Предтеченск - Межениновка
С-11
1,3
16
375
600
4,3
2,7
ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново
С-12
0,4
10
375
200
2,7
5,0
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново
А-27
2,1
16
375
200
4,3
8,0
Ремонтные схемы и послеаварийные режимы
Ремонт АТ-3(4) ПС 220 кВ Восточная и аварийное отключение АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Зональная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
откл.
-
503
-
-
-
АТ-4
145,6
377
503
-
75,0
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
откл.
-
502
-
-
-
АТ-2
126,3
327
502
-
65,1
-
Ремонт АТ-3 (АТ-4) ПС 220 кВ Восточная и аварийное отключение АТ-4 (АТ-3) ПС 220 кВ Восточная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
откл.
-
503
-
-
-
АТ-4
откл.
-
503
-
-
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
128,4
334
502
-
66,5
-
АТ-2
123,8
323
502
-
64,3
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
176,7
470
930
1000
50,5
47,0
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
35,2
225
450
600
50,0
37,5
С-1
35,2
225
450
600
50,0
37,5
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
48,9
264
510
600
51,8
44,0
С-3
48,9
264
510
600
51,8
44,0
Ремонт АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Зональная и аварийное отключение АТ-2 (АТ-1) ПС 220 кВ Зональная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
133,0
344
503
-
68,4
-
АТ-4
133,0
344
503
-
68,4
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
откл.
-
502
-
-
-
АТ-2
откл.
-
502
-
-
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
31,3
124
930
1000
13,3
12,4
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
41,4
210
450
600
46,7
35,0
С-1
41,4
210
450
600
46,7
35,0
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
27,8
145
510
600
28,4
24,2
С-3
27,8
145
510
600
28,4
24,2
Отключение АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ ГПП-220
АТ ПС 220 кВ ГПП-220
АТ-1
откл.
-
313
-
-
-
АТ-2
49,4
128
313
-
40,9
-
Ремонт АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ ГПП-220 и аварийное отключение АТ-2 (АТ-1) ПС 220 кВ ГПП-220 с включением выключателя на ПС 220 кВ ГПП-220 В-110 ВЛ 110 кВ ГПП-220 - ГПП-2 СХК (Т-2)
АТ ПС 220 кВ ГПП-220
АТ-1
откл.
-
313
-
-
-
АТ-2
откл.
-
313
-
-
-
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
12,7
34
945
1000
3,6
3,4
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
37,3
97
945
1000
10,3
9,7
ВЛ 220 кВ ГПП-220 - ЭС-2 СХК
Т-214
51,4
135
825
1000
16,4
13,5
ВЛ 220 кВ ЭС-1 СХК - ЭС-2 СХК
Л-3
57,4
161
945
1000
17,0
16,1
ВЛ 110 кВ ГПП-220 - ГПП-2 СХК
Т-2
47,8
244
415
600
58,8
40,7
Ремонт АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Томская и аварийное отключение АТ-2 (АТ-1) ПС 500 кВ Томская
АТ ПС 500 кВ Томская
АТ-1
откл.
-
578
-
-
-
АТ-2
откл.
-
578
-
-
-
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
69,3
180
503
-
35,8
-
АТ-4
69,3
180
503
-
35,8
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
79,3
207
502
-
41,2
-
АТ-2
76,5
200
502
-
39,8
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
78
232
945
1000
24,6
23,2
Т-203
78
232
945
630
24,6
36,8
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
105,7
299
930
1000
32,2
29,9
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
257,9
671
945
1000
71,0
67,1
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
254,8
665
930
1000
71,5
66,5
ВЛ 110 кВ Зональная - Предтеченск
С-86
37,9
214
375
300
57,1
71,3
ВЛ 110 кВ Предтеченск - Межениновка
С-11
40,6
223
375
600
59,5
37,2
ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново
С-12
42,9
231
375
200
61,6
115,5
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново
А-27
44,6
238
375
200
63,5
119,0
Ремонт АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Томская и аварийное отключение АТ-2 (АТ-1) ПС 500 кВ Томская с делением транзита 110 кВ Зональная - Предтеченск - Межениновка - Сураново - Яшкинская на выключателе В-110 С-86
АТ ПС 500 кВ Томская
АТ-1
откл.
-
578
-
-
-
АТ-2
откл.
-
578
-
-
-
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
74,3
192
503
-
38,2
-
АТ-4
74,3
192
503
-
38,2
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
89,0
232
502
-
46,2
-
АТ-2
239,1
224
502
-
44,6
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
79
235
945
1000
24,9
23,5
Т-203
79
235
945
630
24,9
37,3
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
104,1
295
930
1000
31,7
29,5
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
276
719
945
1000
76,1
71,9
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
274,5
716
930
1000
77,0
71,6
ВЛ 110 кВ Зональная - Предтеченск
С-86
откл.
-
375
300
-
-
ВЛ 110 кВ Предтеченск - Межениновка
С-11
1,8
9
375
600
2,4
1,5
ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново
С-12
3,5
18
375
200
4,8
9,0
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново
А-27
5,2
26
375
200
6,9
13,0
Ремонт ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216) и аварийное отключение ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
83,8
220
503
-
43,7
-
АТ-4
83,8
220
503
-
43,7
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
58,2
154
502
-
30,7
-
АТ-2
56,2
148
502
-
29,5
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
103,6
281
945
1000
29,7
28,1
Т-203
103,6
281
945
630
29,7
44,6
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
110,3
300
930
1000
32,3
30,0
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
откл.
-
945
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
откл.
-
930
1000
-
-
ВЛ 110 кВ Зональная - Предтеченск
С-86
4,4
27
375
300
7,2
9,0
ВЛ 110 кВ Предтеченск - Межениновка
С-11
6,3
35
375
600
9,3
5,8
ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново
С-12
8,0
41
375
200
10,9
20,5
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново
А-27
9,7
50
375
200
13,3
25,0
Ремонт ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I цепь (Т-204) и аварийное отключение ВЛ 220 кВ Томская - Восточная II цепь (Т-203)
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
76,7
200
503
-
39,8
-
АТ-4
76,6
200
503
-
39,8
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
откл.
-
945
1000
-
-
Т-203
откл.
-
945
630
-
-
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
6,4
17
945
1000
1,8
1,7
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
130,8
340
945
1000
36,0
34,0
ВЛ 220 кВ ГПП-220 - ЭС-2 СХК
Т-214
81,4
212
825
1000
25,7
21,2
ВЛ 220 кВ ЭС-1 СХК - ЭС-2 СХК
Л-3
28,5
89
945
1000
9,4
8,9
ВЛ 220 кВ Томская ТЭЦ-3 - ГПП-220 I, II цепь
Т-211
28,2
74
825
1000
9,0
7,4
Т-212
28,2
74
825
1000
9,0
7,4
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
50,2
131
930
1000
14,1
13,1
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
54,8
187
945
1000
19,8
18,7
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
67,9
217
930
1000
23,3
21,7
Ремонт ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I цепь (С-2) и аварийное отключение II СШ-110 кВ Томской ГРЭС-2
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
80,1
207
503
-
41,2
-
АТ-4
80,1
207
503
-
41,2
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
70,2
182
502
-
36,3
-
АТ-2
67,8
176
502
-
35,1
-
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
откл.
-
450
600
-
-
С-1
откл.
-
450
600
-
-
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
25,6
130
510
600
25,5
21,7
С-3
откл.
-
510
600
-
-
Ремонт ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I цепь (С-4) и аварийное отключение II СШ-110 кВ Томской ГРЭС-2
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
85,0
220
503
-
43,7
-
АТ-4
85,0
220
503
-
43,7
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
65,6
170
502
-
33,9
-
АТ-2
63,3
164
502
-
32,7
-
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
25,6
129
450
600
28,7
21,5
С-1
откл.
-
450
600
-
-
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
откл.
-
510
600
-
-
С-3
откл.
-
510
600
-
-
Отключение 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Восточная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
откл.
-
503
-
-
-
АТ-4
155,3
402
503
-
79,9
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
83,7
217
945
1000
23,0
21,7
Т-203
откл.
-
945
630
-
-
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
откл.
-
945
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
43,1
112
945
1000
11,9
11,2
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
откл.
-
930
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
18,8
124
945
1000
13,1
12,4
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
откл.
-
930
1000
-
-
Ремонт АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Зональная и аварийное отключение 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Восточная действием УРОВ
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
откл.
-
503
-
-
-
АТ-4
164,4
426
503
-
84,7
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
86,0
224
945
1000
23,7
22,4
Т-203
откл.
-
945
630
-
-
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
откл.
-
945
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
44,9
116
945
1000
12,3
11,6
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
откл.
-
930
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
23,0
130
945
1000
13,8
13,0
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
откл.
-
930
1000
-
-
Отключение 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Восточная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
108,5
284
503
-
56,5
-
АТ-4
откл.
-
503
-
-
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
откл.
-
945
1000
-
-
Т-203
164,9
436
945
630
46,1
69,2
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
8,7
23
945
1000
2,4
2,3
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
откл.
-
945
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
72,3
189
930
1000
20,3
18,9
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
откл.
-
945
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
78,2
248
930
1000
26,7
24,8
Ремонт ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215) и аварийное отключение 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Восточная действием УРОВ
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
110,1
293
503
-
58,3
-
АТ-4
откл.
-
503
-
-
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
откл.
-
945
1000
-
-
Т-203
220,9
607
945
630
64,2
96,3
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
12,1
38
945
1000
4,0
3,8
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
откл.
-
945
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
129,4
358
930
1000
38,5
35,8
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
откл.
-
945
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
откл.
-
930
1000
-
-
Ремонт АТ-4 (АТ-3) ПС 220 кВ Восточная и аварийное отключение 1(2) СШ-110 кВ ПС 220 кВ Восточная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
откл.
-
503
-
-
-
АТ-4
откл.
-
503
-
-
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
130,6
340
502
-
67,7
-
АТ-2
126,0
328
502
-
65,3
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
63,9
165
945
1000
17,5
16,5
Т-203
63,9
165
945
630
17,5
26,2
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
180,6
480
930
1000
51,6
48,0
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
24,8
121
945
1000
12,8
12,1
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
60,3
201
930
1000
21,6
20,1
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
76,2
478
450
600
106,2
79,7
С-1
откл.
-
450
600
-
-
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
51,5
278
510
600
54,5
46,3
С-3
51,5
278
510
600
54,5
46,3
Ремонт АТ-3 (АТ-4) ПС 220 кВ Восточная и аварийное отключение 2 (1) СШ-110 кВ ПС 220 кВ Восточная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
откл.
-
503
-
-
-
АТ-4
откл.
-
503
-
-
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
130,4
340
502
-
67,7
-
АТ-2
125,8
328
502
-
65,3
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
63,9
165
945
1000
17,5
16,5
Т-203
63,9
165
945
630
17,5
26,2
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
180,5
479
930
1000
51,5
47,9
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
24,8
121
945
1000
12,8
12,1
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
60,3
201
930
1000
21,6
20,1
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
откл.
-
450
600
-
-
С-1
84,1
520
450
600
115,6
86,7
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
55,5
300
510
600
58,8
50,0
С-3
55,5
300
510
600
58,8
50,0

Анализ режимов зимнего максимума нагрузок 2016 г. для нормальной схемы и послеаварийных режимов показал, что загрузка линий 110 - 220 кВ, оборудования подстанций 110 - 220 кВ и уровни напряжения не превышают допустимые параметры. Загрузка АТ-3 (АТ-4) ПС 220 кВ Восточная при отключении АТ-4 (АТ-3) составляет не более 67%, загрузка АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Зональная при отключении АТ-2 (АТ-1) составляет не более 56%, загрузка АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ ГПП-220 при отключении АТ-2 (АТ-1) составляет не более 61%.
Загрузка рассмотренных сечений для нормальной схемы в режиме зимнего/летнего максимума нагрузок 2016 г. составила:
- сечение "Красноярск, Кузбасс - Томск" - 530,9/556,3 МВт (МДП - 916 МВт);
- сечение "СХК - Томская энергосистема" - 63,7/26,1 МВт (МДП - 272/186 МВт);
- сечение "Зональная - Томская ГРЭС-2 - Восточная" - 118,4/26,8 МВт (МДП - 220/200 МВт).
Анализ режимов летнего максимума нагрузок 2016 г. для нормальной, ремонтных схем и послеаварийных режимов показал, что загрузка линий 110 - 220 кВ, оборудования подстанций ПС 110 - 220 кВ и уровни напряжения не превышают допустимые параметры, а также:
- загрузка АТ-3, АТ-4 ПС 220 кВ Восточная не превышает 85%;
- загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 220 кВ Зональная не превышает 68%;
- загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 220 кВ ГПП-220 не превышает 41%;
- в режиме аварийного отключения АТ-2 (АТ-1) ПС 220 кВ ГПП-220 при ремонте АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ ГПП-220 для исключения ограничения потребителей требуется включение на ПС 220 кВ ГПП-220 выключателя В-110 ВЛ 110 кВ ГПП-220 - ГПП-2 СХК (Т-2) и/или на ПС 110 кВ Пиковая включение выключателя СВ-110;
- в режиме аварийного отключения АТ-2 (АТ-1) ПС 500 кВ Томская при ремонте АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Томская загрузка ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27) составляет 238 А (44,6 МВт), ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново (С-12) - 231 А (42,9 МВт), при этом выявлен перегруз оборудования указанных ВЛ 110 кВ (трансформаторы тока (ТТ) с номинальным током 200 А), установленного на ПС 110 кВ Сураново, который составляет 19% и 15,5% соответственно. Загрузка сечения "Красноярск, Кузбасс - Томск" составляет 557,3 МВт. Для исключения перегруза оборудования, установленного на ПС 110 кВ Сураново, необходимо выполнить деление транзита 110 кВ Зональная - Предтеченск - Межениновка - Сураново - Яшкинская на выключателе В-110 С-86 на ПС 220 кВ Зональная. Для снижения перетока в контролируемом сечении до значения МДП - 350 МВт ремонтной схемы необходимо догрузить Томскую ГРЭС-2 до 245 МВт. Для снятия ограничений пропускной способности транзита 110 кВ Зональная - Предтеченск - Межениновка - Сураново - Яшкинская требуется замена ТТ с номинальным током 200 А и 300 А на ПС 110 кВ Яшкинская и ПС 110 кВ Сураново на ТТ с номинальным током 400 А и более;
- в режиме аварийного отключения 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Восточная действием УРОВ при ремонте ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215) выявлена наибольшая загрузка ВЛ 220 кВ Томская - Восточная II цепь (Т-203) - 607 А (220,9 МВт), что составляет 96,3% от номинального тока 630 А ВЧ-заградителя на ПС 220 кВ Восточная;
- в режиме аварийного отключения 1 (2) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Восточная при ремонте АТ-4 (АТ-3) ПС 220 кВ Восточная загрузка ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I (II) цепь С-2(1) составляет 478А (520А) - 106,2% (115,6%) от допустимого тока провода Iдоп = 450 А при +25 °С, но не превышает аварийно-допустимый ток провода Iад = 540 А. Допустимого времени перегруза ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I (II) цепь С-2(1) достаточно, чтобы выполнить перефиксацию присоединений ПС 220 кВ Восточная на 2(1) СШ 110 кВ подстанции и включить их в работу.
Результат расчета послеаварийного режима отключения АТ-2(1) ПС 500 кВ Томская во время ремонта АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Томская с делением транзита 110 кВ Зональная - Предтеченск - Межениновка - Сураново - Яшкинская на выключателе В-110 С-86 на ПС 220 кВ Зональная для летнего максимума 2016 г. приведен на рисунке 5.1 (не приводится).
Результат расчета послеаварийного режима отключения 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Восточная действием УРОВ во время ремонта ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215) для летнего максимума 2016 г. приведен на рисунке 5.2 (не приводится).
Результат расчета послеаварийного режима отключения 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Восточная во время ремонта АТ-3 ПС 220 кВ Восточная для летнего максимума 2016 г. приведен на рисунке 5.3 (не приводится).

Рисунок 5.1 - Летний максимум 2016 г. Ремонт АТ-1 (АТ-2)
ПС 500 кВ Томская и аварийное отключение АТ-2 (АТ-1)
ПС 500 кВ Томская с делением транзита 110 кВ Зональная -
Предтеченск - Межениновка - Сураново - Яшкинская
на выключателе В-110 С-86 на ПС 220 кВ Зональная

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.2 - Летний максимум 2016 г. Ремонт ВЛ 220 кВ
Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215) и аварийное отключение
2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Восточная действием УРОВ

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.3 - Летний максимум 2016 г. Ремонт АТ-3
ПС 220 кВ Восточная и аварийное отключение
2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Восточная

Рисунок не приводится.

Сечение "Томск - Левобережье"

В состав контролируемого сечения "Томск - Левобережье" входят:
- ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I цепь (ТВ-231);
- ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка II цепь (ТВ-221);
- ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I цепь (С-83);
- ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками II цепь (С-82).
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь (ТВ-231, ТВ-221) (далее - ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221) выполнена проводом марки АСО-300 с допустимым током провода Iдд = 690 А при +25 °С. На ПС 500 кВ Томская и ПС 220 кВ Володино в ячейках ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221 установлено электрооборудование с номинальным током 1000 А и 600 А соответственно.
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь (С-83, С-82) (далее - ВЛ 110 кВ С-82, С-83) практически на всем протяжении выполнена проводом марки АС-185 с допустимым током провода Iдоп = 510 А при +25 °С, за исключением участка ВЛ 110 кВ С-82, С-83, выполненного проводом Б-150 протяженностью 0,6 км с допустимым током провода Iдоп = 430 А при +25 °С. На ПС 220 кВ Зональная и ПС 110 кВ Левобережная в ячейках ВЛ 110 кВ С-83, С-82 установлено электрооборудование с номинальным током 1000 А и 600 А соответственно.
Загрузка элементов сети 110 - 220 кВ района Томская - Володино, Зональная - Левобережная - Мельниково для нормальных, ремонтных схем и послеаварийных режимов зимнего и летнего максимумов 2016 г. приведена в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Загрузка элементов сети 110 - 220 кВ района
Томская - Володино, Зональная - Левобережная - Мельниково
в нормальных, ремонтных схемах и послеаварийных режимах
2016 г.

Элементы сети
Кратк. дисп. наим.
Загрузка ВЛ, АТ
Iдоп. ВЛ, Iдоп. ошин., IномАТ, А
Iном эл. оборуд., А
% загрузки ВЛ, ошин., АТ
% загрузки эл. оборуд.
МВт, МВА
А
Зимний максимум 2016 г.
Нормальная схема
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
92,9
236
503
-
46,9
-
АТ-4
92,8
236
503
-
46,9
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
76,7
195
502
-
38,8
-
АТ-2
74,0
188
502
-
37,5
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
110,6
302
890
1000
33,9
30,2
ТВ-221
110,6
302
890
1000
33,9
30,2
ТВ-221
100,9
272
780
600
34,9
45,3
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
100,9
272
780
600
34,9
45,3
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
72,2
184
1219
1000
15,1
18,4
Т-203
72,2
184
1219
630
15,1
29,2
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
98,9
253
1200
1000
21,1
25,3
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
46,0
157
1200
1000
13,1
15,7
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
49,9
247
658
1000
37,5
24,7
С-82
49,9
247
658
1000
37,5
24,7
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
33,0
164
555
600
29,5
27,3
С-82
33,0
164
555
600
29,5
27,3
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15
16,8
83
658
600
12,6
13,8
С-16
16,8
83
658
600
12,6
13,8
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
37,9
188
658
600
28,6
31,3
С-3
37,9
188
658
600
28,6
31,3
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
24,3
125
581
600
21,5
20,8
С-1
24,3
125
581
600
21,5
20,8
Послеаварийные режимы
Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I (II) цепь (ТВ-231 (ТВ-221))
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
откл.
-
890
1000
-
-
ТВ-221
194,7
513
890
1000
57,6
51,3
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
откл.
-
780
600
-
-
ТВ-221
172,8
468
780
600
60,0
78,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
65,0
319
658
1000
48,5
31,9
С-82
65,0
319
658
1000
48,5
31,9
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
47,9
237
555
600
42,7
39,5
С-82
47,9
237
555
600
42,7
39,5
Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь (ТВ-231, ТВ-221) с действием АРОДЛ ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка (ОН в объеме 62 МВт) и отключением БСК на ПС 110 Игольская и ПС 110 кВ Двуреченская
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
120,4
308
1219
1000
25,3
30,8
Т-203
120,4
308
1219
630
25,3
48,9
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
163,2
418
1200
1000
34,8
41,8
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
55,1
185
1200
1000
15,4
18,5
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
126,9
623
658
1000
94,7
62,3
С-82
126,9
623
658
1000
94,7
62,3
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
107,8
543
555
600
97,8
90,5
С-82
107,8
543
555
600
97,8
90,5
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15
91,6
465
658
600
70,7
77,5
С-16
91,6
465
658
600
70,7
77,5
С-3
62,3
306
658
600
46,5
51,0
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
62,3
306
658
600
46,5
51,0
Отключение ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I (II) цепь (С-83(С-82))
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
откл.
-
658
1000
-
-
С-82
93,5
464
658
1000
70,5
46,4
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
откл.
-
555
600
-
-
С-82
59,2
295
555
600
53,2
49,2
Отключение 2(1) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Зональная
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
109,3
277
502
-
55,2
-
АТ-2
откл.
-
502
-
-
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
64,3
171
1200
1000
14,3
17,1
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
39,6
144
1200
1000
12,0
14,4
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
86,8
432
658
1000
65,7
43,2
С-82
откл.
-
658
1000
-
-
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
69,1
348
555
600
62,7
58,0
С-82
16,6
86
555
600
15,5
14,3
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15
10,1
52
658
600
7,9
8,7
С-16
10,1
52
658
600
7,9
8,7
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
24,8
130
581
600
22,4
21,7
С-1
24,8
130
581
600
22,4
21,7
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
74,9
374
658
600
56,8
62,3
С-3
откл.
-
658
600
-
-
Отключение 2(1) секции шин 220 кВ ПС 220 кВ Володино
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
78,0
200
1219
1000
16,4
20,0
Т-203
78,0
200
1219
630
16,4
31,7
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
106,7
274
1200
1000
22,8
27,4
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
50,0
173
1200
1000
14,4
17,3
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
62,7
314
658
1000
47,7
31,4
С-82
62,7
314
658
1000
47,7
31,4
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
45,5
230
555
600
41,4
38,3
С-82
45,5
230
555
600
41,4
38,3
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15
29,3
147
658
600
22,3
24,5
С-16
29,3
147
658
600
22,3
24,5
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
41,6
210
658
600
31,9
35,0
С-3
41,6
210
658
600
31,9
35,0
Летний максимум 2016 г.
Нормальная схема
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
83,6
216
503
-
42,9
-
АТ-4
83,6
216
503
-
42,9
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
64,9
168
502
-
33,5
-
АТ-2
67,3
174
502
-
34,7
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
70,6
236
690
1000
34,2
23,6
ТВ-221
70,6
236
690
1000
34,2
23,6
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
63,2
202
605
600
33,4
33,7
ТВ-221
63,2
202
605
600
33,4
33,7
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
78,4
203
945
1000
21,5
20,3
Т-203
78,4
203
945
630
21,5
32,2
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
74,4
193
930
1000
20,8
19,3
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
49,9
152
930
1000
16,3
15,2
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
23,6
120
510
1000
23,5
12,0
С-82
23,6
120
510
1000
23,5
12,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
12,5
70
430
600
16,3
11,7
С-82
12,5
70
430
600
16,3
11,7
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15
4,5
53
510
600
10,4
8,8
С-16
4,5
53
510
600
10,4
8,8
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
3,7
45
510
600
8,8
7,5
С-3
3,7
45
510
600
8,8
7,5
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
9,6
56
450
600
12,4
9,3
С-1
9,6
56
450
600
12,4
9,3
Ремонтные схемы и послеаварийные режимы
Ремонт ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка (I)II цепь ((ТВ-231) ТВ-221) и аварийное отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I (II) цепь (ТВ-231(ТВ-221)) с действием АРОДЛ ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка (ОН в объеме 25 МВт) и включением ШР на ПС 220 кВ Володино
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
110,5
288
945
1000
30,5
28,8
Т-203
110,5
288
945
630
30,5
45,7
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
117,1
306
930
1000
32,9
30,6
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
58,5
190
930
1000
20,4
19,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
78,3
397
510
1000
77,8
39,7
С-82
78,3
397
510
1000
77,8
39,7
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
66,2
340
430
600
79,1
56,7
С-82
66,2
340
430
600
79,1
56,7
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15
58,2
300
510
600
58,8
50,0
С-16
58,2
300
510
600
58,8
50,0
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
13,2
70
510
600
13,7
11,7
С-3
13,2
70
510
600
13,7
11,7
Ремонт ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная (Т-208) и аварийное отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I (II) цепь (ТВ-221(ТВ-231))
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
откл.
-
690
1000
-
-
ТВ-221
129,4
399
690
1000
57,8
39,9
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
откл.
-
605
600
-
-
ТВ-221
113,0
356
605
600
58,8
59,3
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
72,7
188
945
1000
19,9
18,8
Т-203
72,7
188
945
630
19,9
29,8
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
откл.
-
930
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
84,4
231
930
1000
24,8
23,1
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
30,5
161
510
1000
31,6
16,1
С-82
30,5
161
510
1000
31,6
16,1
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
19,2
114
430
600
26,5
19,0
С-82
19,2
114
430
600
26,5
19,0
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15
11,2
96
510
600
18,8
16,0
С-16
11,2
96
510
600
18,8
16,0
Ремонт ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I (II) цепь (С-83(С-82)) и аварийное отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I (II) цепь (ТВ-221(ТВ-231))
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
откл.
-
690
1000
-
-
ТВ-221
128,1
397
690
1000
57,5
39,7
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
откл.
-
605
600
-
-
ТВ-221
112,7
356
605
600
58,8
59,3
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
82,1
213
945
1000
22,5
21,3
Т-203
82,1
213
945
630
22,5
33,8
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
79,6
206
930
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
51,7
159
930
1000
17,1
15,9
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
откл.
-
510
1000
-
-
С-82
61,5
319
510
1000
62,5
31,9
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
откл.
-
430
600
-
-
С-82
38,7
228
430
600
53,0
38,0
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15
11,3
96
510
600
18,8
16,0
С-16
11,3
96
510
600
18,8
16,0

Анализ послеаварийных режимов для нормальной схемы зимнего и летнего максимума 2016 г. показал, что загрузка элементов сети 110 - 220 кВ в районе транзита 110 кВ Зональная - Левобережная - Мельниково-110 не превышает допустимые параметры оборудования и линий.
Наиболее тяжелым послеаварийным режимом является отключение двухцепной ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221 в режимах зимнего и летнего максимума нагрузок.
В послеаварийном режиме зимнего максимума при отключении ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221 действием существующей АРОДЛ ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка (далее - АРОДЛ ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221) происходит отключение нагрузки в объеме 62 МВт. При этом загрузка ВЛ 110 кВ С-82, С-83 со стороны ПС 110 кВ Левобережная составляет 97,8% от допустимого тока провода 555 А и 90,5% от номинального тока электрооборудования 600 А. Загрузка линии близка к 100% по длительно допустимому току провода. Значения напряжения на подстанциях 220-110 кВ: ПС 220 кВ Володино, ПС 220 кВ Чажемто, ПС 220 кВ Парабель составляют порядка 260 кВ и 133,4 кВ, что выше наибольшего рабочего напряжения (252 кВ и 126 кВ). При включении ШР мощностью 100 Мвар на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Володино - режим неустойчив.
Для нормализации уровней напряжения в послеаварийном режиме отключения ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221 для зимнего максимума 2016 г. рекомендуется отключить БСК мощностью 25 Мвар на ПС 110 кВ Двуреченская и ПС 110 кВ Игольская. При этом уровни напряжения в сети 220 - 110 кВ составляют 243,7 кВ и 125,5 кВ, что не превышает наибольшее рабочее напряжения.
Результат расчета послеаварийного режима отключения ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221 с действием АРОДЛ ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221 для зимнего максимума 2016 г. приведен на рисунке 5.4 (не приводится).
Результат расчета послеаварийного режима отключения ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221 с действием АРОДЛ ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221 и выполнением схемно-режимных мероприятий - отключение БСК на ПС 110 кВ Двуреченская и ПС 110 кВ Игольская для зимнего максимума 2016 г. приведен на рисунке 5.5 (не приводится).
В послеаварийном режиме летнего максимума при ремонте ВЛ 220 кВ ТВ-231 (ТВ-221) и отключении ВЛ 220 кВ ТВ-221 (ТВ-231) действием АРОДЛ ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221 происходит отключение нагрузки в объеме 25 МВт. Уровни напряжения превышают наибольшие рабочие значения - режим неустойчив. Для нормализации уровней напряжения рекомендуется включение ШР мощностью 100 Мвар на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Володино. После выполнения схемно-режимных мероприятий уровни напряжения в сети 220 - 110 кВ составляют 225,7 кВ и 100,7 кВ, что не превышает наибольшие рабочие напряжения.
Результат расчета послеаварийного режима отключения ВЛ 220 кВ ТВ-231 (ТВ-221) при ремонте ВЛ 220 кВ ТВ-221 (ТВ-231) с действием АРОДЛ ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221 и выполнением схемно-режимных мероприятий - включение ШР-100 Мвар на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Володино для летнего максимума 2016 г. приведен на рисунке 5.6 (не приводится).
В соответствии со СиПР ЕЭС в 2021 г. планируется ввод первые пусковых участковых участков транзита 500 кВ Томск - Нижневартовская ГРЭС:
- ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ);
- ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ), ввод которых позволит повысить надежность электроснабжения потребителей Томской области. Расчет послеаварийных режимов для зимнего и летнего максимумов нагрузок 2016 года с учетом ввода ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ) и ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ) показал, что токовая загрузка элементов электрической сети 110 - 220 кВ района Томская - Володино, Зональная - Левобережная - Мельниково не превышает длительно допустимую токовую нагрузку проводов ВЛ и номинального тока подстанционного электрооборудования.
Для оценки влияния ввода ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ), предусмотренного проектом "ВЛ 500 кВ Томская - Парабель с расширением ПС 220 кВ Парабель (сооружение ОРУ 500 кВ)", на загрузку элементов сети 110 - 220 кВ района Томская - Володино, Зональная - Левобережная - Мельниково были рассмотрены наиболее сложные схемно-режимные ситуации с учетом ввода указанной ВЛ 220 кВ. Анализ послеаварийных режимов показал, что загрузка элементов сети 110 - 220 кВ не превышает допустимые параметры, значения напряжения не превышают наибольшее рабочее и не снижаются ниже номинального. Ввод ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ) снижает загрузку транзита 110 кВ Зональная - Левобережная - Мельниково и исключает необходимость отключения нагрузки потребителей действием АРОДЛ ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221 в режимах отключения двухцепной ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221.
Загрузка элементов сети 110 - 220 кВ района Томская - Володино, Зональная - Левобережная - Мельниково в послеаварийных режимах зимнего и летнего максимумов 2016 г. с учетом ввода ВЛ 220 кВ Томская - Володино (габаритах 500 кВ) приведена в таблице 5.4.
Результат расчета послеаварийного режима отключения ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221 для зимнего максимума 2016 г. с учетом ввода ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ) приведен на рисунке 5.7 (не приводится).
Результат расчета послеаварийного режима отключения ВЛ 220 кВ ТВ-231 (ТВ-221) при ремонте ВЛ 220 кВ ТВ-221 (ТВ-231) для летнего максимума 2016 г. с учетом ввода ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ) приведен на рисунке 5.8 (не приводится).

Таблица 5.4 - Загрузка элементов сети 110 - 220 кВ района
Томская - Володино, Зональная - Левобережная - Мельниково
в послеаварийных режимах с учетом ввода ВЛ 220 кВ
Томская - Володино (в габаритах 500 кВ) 2016 г.

Элементы сети
Кратк. дисп. наим.
Загрузка ВЛ, АТ
Iдоп. ВЛ, Iдоп. ошин., Iном АТ, А
Iном эл. оборуд., А
% загрузки ВЛ, ошин., АТ
% загрузки эл. оборуд.
МВт, МВА
А
Зимний максимум 2016 г.
Послеаварийный режим
Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь (ТВ-231, ТВ-221) с учетом строительства I этапа ВЛ 220 кВ Томская - Володино в габаритах 500 кВ
ВЛ 220 кВ Томская - Володино
-
197,6
532
942
-
56,5
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
75,4
193
1219
1000
15,8
19,3
Т-203
75,4
193
1219
630
15,8
30,6
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
103,1
264
1200
1000
22,0
26,4
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
45,0
144
1200
1000
12,0
14,4
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
53,2
260
658
1000
39,5
26,0
С-82
53,2
260
658
1000
39,5
26,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
36,3
179
555
600
32,3
29,8
С-82
36,3
179
555
600
32,3
29,8
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15
20,1
102
658
600
15,5
17,0
С-16
20,1
102
658
600
15,5
17,0
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-3
39,1
192
658
600
29,2
32,0
С-4
39,1
192
658
600
29,2
32,0
Ремонтная схема и послеаварийный режим
Ремонт ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка (I)II цепь ((ТВ-231) ТВ-221) и аварийное отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I (II) цепь (ТВ-231(ТВ-221)) с учетом строительства I этапа ВЛ 220 кВ Томская - Володино в габаритах 500 кВ
ВЛ 220 кВ Томская - Володино
-
125,4
416
730
-
57,0
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
80,2
207
1219
1000
17,0
20,7
Т-203
80,2
207
1219
630
17,0
32,9
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
76,8
199
1200
1000
16,6
19,9
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
48,8
150
1200
1000
12,5
15,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
24,9
130
658
1000
19,8
13,0
С-82
24,9
130
658
1000
19,8
13,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
13,6
85
555
600
15,3
14,2
С-82
13,6
85
555
600
15,3
14,2
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15
5,6
73
658
600
11,1
12,2
С-16
5,6
73
658
600
11,1
12,2
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
3,3
51
658
600
7,8
8,5
С-3
3,3
51
658
600
7,8
8,5

Рисунок 5.4 - Зимний максимум 2016 г. Аварийное отключение
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II
цепь с действием АРОДЛ ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221
(ОН в объеме 62 МВт)

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.5 - Зимний максимум 2016 г. Аварийное отключение
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II
цепь с действием АРОДЛ ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221 (ОН в объеме
62 МВт) и отключением БСК на ПС 110 кВ
Двуреченская и ПС 110 кВ Игольская

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.6 - Летний максимум 2016 г. Ремонт ВЛ 220 кВ
Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I (II) цепь
и отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой
на ПС Орловка (I) II цепь с действием АРОДЛ ВЛ 220 кВ
ТВ-231, ТВ-221 (ОН в объеме 25 МВт) и включением
ШР на ПС 220 кВ Володино

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.7 - Зимний максимум 2016 г. Аварийное отключение
двухцепной ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой
на ПС Орловка I, II цепь с учетом ввода ВЛ 220 кВ
Томская - Володино (в габаритах 500 кВ)

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.8 - Летний максимум 2016 г. Ремонт ВЛ 220 кВ
Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I (II) цепь
и отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой
на ПС Орловка (I) II цепь с учетом ввода ВЛ 220 кВ
Томская - Володино (в габаритах 500 кВ)

Рисунок не приводится.

Таким образом, ввод ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ) повысит надежность электроснабжения потребителей Томской области и позволит избежать отключения нагрузки потребителей действием АРОДЛ ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221 при следующих аварийных режимах:
- аварийное отключение двухцепной ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221 в зимний период, приводящее к отключению 62 МВт нагрузки;
- наложение аварийного отключения одной из ВЛ 220 кВ ТВ-231 (ТВ-221) на плановый ремонт второй ВЛ 220 кВ ТВ-221 (ТВ-231) в летний период, приводящее к отключению 25 МВт нагрузки.
В таблице 5.5 приведен расчет экономического ущерба, прогнозируемого в Томской энергосистеме из-за аварийных отключений в сечении "Томск - Левобережье" в период 2016 - 2020 гг. до момента ввода ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ).
При расчете среднегодового экономического ущерба, приведенного в таблице 5.5, удельная стоимость ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям принята исходя из указаний Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем (Москва, 2003 г.) в размере от 1,5$ до 4$, что соответствует 90 и 240 руб./кВт x ч (принято, что 1$ = 60 руб.).
Ежегодный экономический эффект от включения участка ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ), обусловленный повышением надежности электроснабжения потребителей Томской области, оценивается в размере 43,7 - 116,4 млн руб. в год (в зависимости от удельной стоимости ущерба).
В соответствии с СиПР ЕЭС ввод ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ) планируется в 2021 г. Проведенные технико-экономические расчеты показали, что ввод в более ранние сроки ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ), предусмотренный проектом "ВЛ 500 кВ Томская - Парабель с расширением ПС 220 кВ Парабель (сооружение ОРУ 500 кВ)", позволит избежать экономического ущерба в Томской энергосистеме в размере 43,7 - 116,4 млн руб. в год (в зависимости от удельной стоимости ущерба), вызванного аварийными отключениями в сечении "Томск - Левобережье".

Таблица 5.5 - Расчет среднегодового экономического ущерба,
прогнозируемого в Томской энергосистеме из-за аварийных
отключений в сечении "Томск - Левобережье" в период
2016 - 2020 гг. до ввода ВЛ 220 кВ Томская - Володино
(в габаритах 500 кВ)

N
пп
Наименование отключаемых элементов
Вероятность аварии (количество аварийных отказов в год) <*>
Время восстановления элемента после аварии <*>
Среднегодовое время аварийного простоя
Величина ограничения нагрузки при аварии
Среднегодовая величина недоотпуска электроэнергии из-за аварии
Среднегодовой экономический ущерб от недоотпуска электроэнергии
Мероприятия, исключающие ограничения потребителей
(уд. стоимость ущерба = 90 руб./кВт x ч) <**>
(уд. стоимость ущерба = 240 руб./кВт x ч) <**>
w (отказ/год)
Тв (час)
Тав = w x Тв (час/год)
Рогр (МВт)
Э = Рогр x Тав (тыс. кВт x ч/год)
У = Э x 90 (тыс. руб./год)
У = Э x 240 (тыс. руб./год)
1
Аварийное отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь
0,445
16,6
7,40
62
459,0
41310,1
110160,4
Ввод ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ)
2
Наложение аварийного отключения одной из секций 220 кВ на ПС 220 кВ Володино и/либо ПС 500 кВ Томская на плановый ремонт второй секции 220 кВ на ПС 220 кВ Володино и/либо ПС 500 кВ Томская, приводящее к потере двух цепей ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь
0,006
43,8
0,28
62
17,4
1564,2
4171,2
3
Наложение аварийного отключения одной из цепей ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь на плановый ремонт второй цепи ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь
0,033
10,5
0,35
25
8,8
789,0
2104,1
Итого:
485,1
43663,4
116435,6
<*> - Показатели надежности элементов энергосистемы (вероятность аварии, время восстановления элемента после аварии) рассчитаны по данным "Справочника по проектированию электрических сетей" (под редакцией Д.Л.Файбисовича, Москва ЭНАС 2012 г.);
<**> - Удельная стоимость ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям принята исходя из указаний Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем (Москва, 2003 г.) в размере от 1,5$ до 4$, что соответствует 90 и 240 руб./кВт x ч (принято, что 1$ = 60 руб.).

Транзит 110 кВ Асино - Белый Яр - Колпашево - Чажемто

В северо-восточной зоне Томской области между ПС 220 кВ Асино и ПС 220 кВ Чажемто вдоль транзита 220 кВ работает шунтирующий транзит 110 кВ Асино - Белый Яр - Колпашево - Чажемто. Протяженность линий 110 кВ составляет около 400 км. Транзит 110 кВ Асино - Белый Яр - Колпашево - Чажемто работает с постоянно выполненным разделом. Деление осуществляется на ПС 110 кВ Колпашево по ВЛ 110 кВ Типсино - Колпашево (С-57К). Протяженность транзита 110 кВ от ПС 220 кВ Асино до ПС 110 кВ Типсино составляет 294 км. На ПС 110 кВ Колпашево установлена БСК-26 Мвар.
Для проверки пропускной способности транзита 110 кВ Асино - Белый Яр - Колпашево - Чажемто проведены расчеты потокораспределения и уровней напряжения для характерных нормальных, ремонтных схем и послеаварийных режимов для зимнего и летнего максимумов нагрузок 2016 г.
В нормальных схемах 2016 г. БСК-26 Мвар на ПС 110 кВ Колпашево не участвовала.
В режиме зимнего максимума 2016 г. перетоки активной мощности от ПС 220 кВ Асино в сторону ПС 110 кВ Типсино составляют 8,6 - 14,9 МВт, в летних - 3,6 - 6,2 МВт, при этом перетоки реактивной мощности направлены в сторону ПС 220 кВ Асино и составляют 7 - 12,9 Мвар.
В режиме зимнего максимума 2016 г. при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Томская - Асино (Т-218) уровни напряжения на подстанциях транзита 110 кВ Асино - Типсино не превышают наибольшего рабочего значения - 126 кВ, на ПС 110 кВ Типсино зафиксировано 124,9 кВ.
В режиме летнего минимума 2016 г. при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Томская - Асино (Т-218) уровни напряжения на подстанциях транзита 110 кВ Асино - Типсино превышают наибольшее рабочее значение - 126 кВ, на ПС 110 кВ Типсино зафиксировано 131,4 кВ. При условии переноса точки деления транзита на В-110 ВЛ С-54 ПС 110 кВ Сайга напряжение на ПС 110 кВ Сайга находится на уровне 124,9 кВ.
В режиме зимнего максимума 2016 г. при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Чажемто - Колпашево с отпайкой на ПС Новоильинская (С-40) действием АВР на выключателе В-110 С-57К ПС 110 кВ Колпашево переключается на питание от ПС 220 кВ Асино по транзиту 110 кВ. Режим неустойчивый (напряжения ниже аварийно-допустимого 86 кВ), при этом мощности существующей БСК-26 Мвар недостаточно для повышения уровня напряжения выше аварийно-допустимого. Для повышения уровня напряжения на ПС 110 кВ Колпашево рекомендуется заменить существующую морально и физически устаревшую БСК-26 Мвар на БСК мощностью 37,5 Мвар, состоящей из трех параллельных конденсаторных цепочек по 12,5 Мвар и выполнить АОСН с действием на включение БСК. Напряжение на ПС 110 кВ Колпашево при этом составит 107,8 кВ. Мощность и схему подключения БСК необходимо уточнить отдельным проектом, а также логику действия и уставки АОСН на ПС 110 кВ Колпашево.
Кроме того, согласно Федеральному закону от 27.06.2011 № 164-ФЗ "О ратификации Стокгольмской конвенции о стойких органических загрязнениях" БСК-26 Мвар ПС 110 кВ Колпашево попала в перечень оборудования, содержащее полихлорбифенилы (ПХБ) и которое подлежит выводу из эксплуатации. Замена БСК-26 Мвар ПС 110 кВ Колпашево предусмотрена в ИП ОАО "ТРК" на 2020 г.
Результат расчета послеаварийного режима отключения ВЛ 220 кВ Томская - Асино (Т-218) с переносом точки деления транзита на В-110 ВЛ С-54 ПС 110 кВ Сайга для летнего минимума 2016 г. приведен на рисунке 5.9 (не приводится).
Результат расчета послеаварийного режима аварийного отключения ВЛ 110 кВ Чажемто - Колпашево с отпайкой на ПС Новоильинская (С-40) для зимнего максимума 2016 г. приведен на рисунке 5.10 (не приводится).

Рисунок 5.9 - Летний минимум 2016 г. Аварийное отключение
ВЛ 220 кВ Томская - Асино (Т-218) с переносом точки деления
транзита 110 кВ Асино - Белый Яр - Колпашево - Чажемто
на В-110 ВЛ С-54 ПС 110 кВ Сайга

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.10 - Зимний максимум 2016 г. Аварийное отключение
ВЛ 110 кВ Чажемто - Колпашево с отпайкой на ПС Новоильинская
(С-40) с БСК-37,5 Мвар на ПС 110 кВ Колпашево

Рисунок не приводится.

Транзит 220 кВ Томская - Нижневартовская ГРЭС

Основной системообразующей связью энергосистемы Томской области является транзит 220 кВ Томская - Володино - Чажемто - Парабель - Вертикос - Раскино - Чапаевка - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС (Томская - Нижневартовская ГРЭС) протяженностью около 800 км (в том числе по территории ОЭС Сибири - 785,7 км).
По транзиту 220 кВ обеспечивается электроснабжение потребителей нефтедобывающей отрасли.
По режимным условиям параллельная работа двух объединений по связи Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС не осуществляется. Часть нагрузок севера Томской энергосистемы обеспечивается электропитанием от ОЭС Урала с делением сети 220 кВ Томской энергосистемы на ПС 220 кВ Вертикос (в сторону ОЭС Сибири) и ПС 220 кВ Парабель (в сторону ОЭС Урала).
Для проверки загрузки электрической сети в районе рассматриваемого транзита проанализированы послеаварийные режимы для зимнего и летнего максимумов 2016 г.:
- аварийное отключение ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь (НСС-1, НСС-2);
- аварийное отключение ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (I)II цепь ((НСС-1) НСС-2) при ремонте ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I (II) цепь (НСС-1 (НСС-2));
- аварийное отключение ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь (ЧС-236, ЧС-226);
- аварийное отключение ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская (I)II цепь ((ЧС-236) ЧС-226) при ремонте ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I (II) цепь (ЧС-236 (ЧС-226));
- аварийное отключение ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель I, II цепь (ЧП-233, ЧП-223);
- аварийное отключение ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель (I)II цепь ((ЧП-233) ЧП-223) при ремонте ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель I (II) цепь (ЧП-233 (ЧП-223)).
В послеаварийном режиме зимнего максимума 2016 г. отключения ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель I, II цепь (ЧП-233, ЧП-223) действием АВР ПС 220 кВ Парабель переводится на питание со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская. Токовая загрузка электросетевого оборудования не выходит за область допустимых значений. Переток в КС "ОЭС Урала - Томская энергосистема" не превышает величину АДП и составляет 330 МВт (АДП 430 МВт).
Для снижения перетока в сечении "ОЭС Урала - Томская энергосистема" до величины МДП (265 МВт) необходимо выполнение схемно-режимных мероприятий - ввести ограничение нагрузки потребителей энергорайона, питающегося по электропередаче "Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская" (энергорайона "Север") в объеме 60 МВт в зимний период и 20 МВт в летний период.
Результат расчета послеаварийного режима отключения двухцепной ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель I, II цепь (ЧП-233, ЧП-223) для зимнего максимума 2016 г. приведен на рисунке 5.11 (не приводится).
В послеаварийном режиме зимнего максимума при отключении двухцепной ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь (ЧС-236, ЧС-226) ПС 220 кВ Чапаевка переводится на питание со стороны ПС 500 кВ Томская действиями оперативного персонала. Токовая загрузка электросетевого оборудования не выходит за область допустимых значений. Переток в КС "Красноярск, Кузбасс - Томск" не превышает величину МДП и составляет 640 МВт (МДП 916 МВт). Уровни напряжений в контрольных пунктах и узлах электрической сети не выходят за допустимые пределы.
Результат расчета послеаварийного режима отключения двухцепной ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь (ЧС-236, ЧС-226) для зимнего максимума 2016 г. приведен на рисунке 5.12 (не приводится).
В послеаварийных режимах при отключении ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь (НСС-1, НСС-2) действиями оперативного персонала электроснабжение энергорайона "Север" переводится на питание со стороны ПС 500 кВ Томская. Для обеспечения статической устойчивости нагрузки и исключения снижения значений уровней напряжения ниже аварийно-допустимых значений потребуется ограничение нагрузки в узле ПС 220 кВ Советско-Соснинская в объеме порядка 75 МВт и 35 МВт в режимах зимнего и летнего максимума соответственно.

Рисунок 5.11 - Зимний максимум 2016 г. Аварийное
отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель
I, II цепь (ЧП-233, ЧП-223)

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.12 - Зимний максимум 2016 г. Аварийное отключение
двухцепной ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская
I, II цепь (ЧС-236, ЧС-226)

Рисунок не приводится.

Ввод ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ) позволит увеличить значение МДП в сечении "ОЭС Урала - Томская энергосистема", что повысит надежность электроснабжения существующих потребителей в послеаварийных режимах отключения двухцепной ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель I, II цепи (ЧП-233, ВЧ-223).
До ввода в работу ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ) для увеличения МДП в сечении "ОЭС Урала - Томская энергосистема" и исключения ввода ограничений нагрузки потребителей в послеаварийных режимах отключения двухцепных участков транзита 220 кВ Томская - Нижневартовская ГРЭС необходимо выполнить АОПО ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I и II цепь (НСС-1 и НСС-2) на ПС 220 кВ Советско-Соснинская. Данная АОПО должна контролировать токовую нагрузку ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I и II цепи (НСС-1 и НСС-2) и действовать при превышении тока выше уставки срабатывания на отключение нагрузки потребителей, запитанных от ПС 220 кВ Советско-Соснинская и ПС 110 кВ Вахская. Логику действия и уставки АОПО необходимо определить отдельным проектом.
Для оценки влияния ввода в более ранние сроки ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ), предусмотренного проектом "ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская с расширением ПС 220 кВ Советско-Соснинская (сооружение ОРУ 500 кВ)", рассмотрены послеаварийные режимы отключения двухцепной ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь (НСС-1, НСС-2) с учетом ввода указанной ВЛ 220 кВ.
Расчет режима для зимнего максимума нагрузки 2016 г. показал, что загрузка элементов сети 110 - 220 кВ не превышает допустимые параметры, значения напряжения не превышают наибольшее рабочее и не снижаются ниже номинального, ограничения нагрузки потребителей не требуются (рисунок 5.13 - не приводится).

Рисунок 5.13 - Зимний максимум 2016 г. Аварийное
отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС -
Советско-Соснинская I, II цепь (НСС-1, НСС-2) с учетом
ввода ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС -
Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ)

Рисунок не приводится.

Таким образом, ввод ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ), повысит надежность электроснабжения потребителей Томской области и позволит избежать ограничений нагрузки потребителей в послеаварийных режимах отключения двухцепной ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель I, II цепь (ЧП-233, ЧП-223) и двухцепной ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь (НСС-1 и НСС-2).
В таблице 5.6 приведен расчет экономического ущерба, прогнозируемого в Томской энергосистеме из-за ограничений потребителей в послеаварийных режимах отключения двухцепной ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель I, II цепь (ЧП-233, ЧП-223) и двухцепной ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь (НСС-1 и НСС-2) в период 2016 - 2020 гг. до ввода ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ). Ежегодный экономический эффект от ввода ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ), обусловленный повышением надежности электроснабжения потребителей Томской области, оценивается в размере 17,1 - 45,7 млн руб. в год (в зависимости от удельной стоимости ущерба).
Помимо эффекта повышения надежности электроснабжения, следует отметить, что фактический переток в КС "ОЭС Урала - Томская энергосистема" за период 2010 - 2014 гг. в режимах зимнего максимума нагрузки Томской энергосистемы находился в пределах 217 - 256 МВт, при этом заявленная мощность новых потребителей по заключенным договорам на технологическое присоединение в этом районе составляет 8 МВт. Таким образом, к 2016 г. в нормальных схемах переток мощности в сечении "ОЭС Урала - Томская энергосистема" может достигнуть величины МДП, в связи с чем необходимо дополнительное электросетевое строительство.
В соответствии с СиПР ЕЭС ввод ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ) планируется в 2021 г. Проведенные технико-экономические расчеты показали, что ввод в более ранние сроки ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ), предусмотренный проектом "ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская с расширением ПС 220 кВ Советско-Соснинская (сооружение ОРУ 500 кВ)", позволит избежать экономического ущерба в Томской энергосистеме в размере 17,1 - 45,7 млн руб. в год (в зависимости от удельной стоимости ущерба), вызванного ограничениями нагрузки потребителей.

Таблица 5.6 - Расчет среднегодового экономического ущерба,
прогнозируемого в Томской энергосистеме из-за аварийных
ограничений потребителей в период 2016 - 2020 гг. до ввода
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская
(в габаритах 500 кВ)

N
пп
Наименование отключаемых элементов
Вероятность аварии (количество аварийных отказов в год) <*>
Время восстановления элемента после аварии <*>
Среднегодовое время аварийного простоя
Величина ограничения нагрузки при аварии
Среднегодовая величина недоотпуска электроэнергии из-за аварии
Среднегодовой экономический ущерб от недоотпуска электроэнергии
Мероприятия, исключающие ограничения потребителей
(уд. стоимость ущерба = 90 руб./кВт x ч) <**>
(уд. стоимость ущерба = 240 руб./кВт x ч) <**>
w (отказ/год)
Тв (час)
Тав = w x Тв (час/год)
Рогр (МВт)
Э = Рогр x Тав (тыс. кВт x ч/год)
У = Э x 90 (тыс. руб./год)
У = Э x 240 (тыс. руб./год)
1
Аварийное отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь (НСС-1, НСС-2)
0,133
16,6
2,21
75
165,8
14919,7
39785,8
Ввод ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская на (в габаритах 500 кВ)
2
Одновременное аварийное отключение двух секций на Нижневартовская ГРЭС и/либо ПС 220 кВ Советско-Соснинская, приводящее к потере двух цепей ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь (НСС-1, НСС-2)
0,006
43,8
0,28
75
21,0
1892,2
5045,8
3
Наложение аварийного отключения одной из цепей ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь (НСС-1, НСС-2) на плановый ремонт второй цепи ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь (НСС-1, НСС-2)
0,010
10,5
0,10
35
3,7
329,8
879,5
Итого:
190,5
17141,6
45711,1
<*> - Показатели надежности элементов энергосистемы (вероятность аварии, время восстановления элемента после аварии) рассчитаны по данным "Справочника по проектированию электрических сетей" (под редакцией Д.Л.Файбисовича, Москва ЭНАС 2012 г.);
<**> - Удельная стоимость ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям принята исходя из указаний Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем (Москва, 2003 г.) в размере от 1,5$ до 4$, что соответствует 90 и 240 руб./кВт x ч (принято, что 1$ = 60 руб.).

Транзит 110 кВ Парабель - Двуреченская - Чапаевка

Транзит 110 кВ Парабель - Двуреченская - Чапаевка питает потребителей нефтедобычи Северного энергорайона Томской области. Протяженность транзита 110 кВ Парабель - Двуреченская - Чапаевка составляет 758,3 км. Транзит 110 кВ Парабель - Двуреченская - Чапаевка является частью сети, шунтирующей транзит 220 кВ Парабель - Чапаевка.
Питание транзита 110 кВ осуществляется с одной стороны от ПС 220 кВ Парабель (на подстанции установлены 3 автотрансформатора мощностью 63 МВА каждый), с другой стороны от ПС 220 кВ Чапаевка (на подстанции установлены 3 автотрансформатора мощностью 63 МВА каждый, АТ-3 находится в резерве), также имеется 6 ГТЭС: ГТЭС Игольско-Талового нмр (24 МВт), ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр (12 МВт), Мыльджинская ГТЭС (7,5 МВт), ГТЭС Двуреченская (24 МВт), ГТЭС Шингинская (24 МВт, планируется к вводу в 2015 г.), ГТЭС Пионерная (16 МВт, планируется к вводу в конце 2016 г., мощность участия в режимах 2016 г. принята равной 0 МВт). На транзите 110 кВ Парабель - Двуреченская - Чапаевка в режимах осуществляется деление сети на участке ПС 110 кВ Двуреченская - ПС 110 кВ Катыльгинская.
Двухцепная ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь (С-104, С-103) и две одноцепные ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская I, II цепь (С-110, С-109) выполнены в габаритах 220 кВ проводом АС-240. Далее линии 110 кВ от ПС 110 кВ Игольская до ПС 220 кВ Чапаевка выполнены в габаритах 110 кВ проводом АС-120.
Опорными подстанциями 110 кВ транзита 110 кВ Парабель - Двуреченская - Чапаевка являются: ПС 110 кВ Лугинецкая, ПС 110 кВ Игольская, ПС 110 кВ Двуреченская, ПС 110 кВ Катыльгинская.
Потребление транзита 110 кВ Парабель - Двуреченская - Чапаевка в отчетный период составляло зимой 155,1 МВт (контрольный замер 18.12.2013), из которых 95,3 МВт покрывалось от ПС 220 кВ Парабель, 31,5 МВт - от ГТЭС, расположенных в энергоузле "ПС 220 кВ Парабель", 28,3 МВт - от ПС 220 кВ Чапаевка; летом - 124 МВт (контрольный замер 18.06.2013), из которых 60,9 МВт покрывалось от ПС 220 кВ Парабель, 40 МВт - от ГТЭС, расположенных в энергоузле "ПС 220 кВ Парабель", 23,1 МВт - от ПС 220 кВ Чапаевка.
В режиме зимнего максимума 2016 г. потребление транзита Парабель - Двуреченская - Чапаевка прогнозируется на уровне 169 МВт, из которых 78 МВт покрывается от ПС 220 кВ Парабель, 62 МВт - от ГТЭС, расположенных в энергоузле "ПС 220 кВ Парабель", а 29 МВт - от ПС 220 кВ Чапаевка. В режиме летнего максимума 2016 г. потребление транзита Парабель - Двуреченская - Чапаевка прогнозируется на уровне 140 МВт, из которых 51 МВт покрывается от ПС 220 кВ Парабель, 60 МВт - от ГТЭС, расположенных в энергоузле "ПС 220 кВ Парабель", а 29 МВт - от ПС 220 кВ Чапаевка.
Регулирование напряжения на транзите 110 кВ Парабель - Двуреченская - Чапаевка обеспечивается за счет БСК-25 Мвар, УР-25 Мвар, установленных на следующих ПС 110 кВ: ПС 110 кВ Катыльгинская, ПС 110 кВ Двуреченская, ПС 110 кВ Игольская.
Результаты расчетов для нормальных, ремонтных схем и послеаварийных режимов работы транзита 110 кВ Парабель - Двуреченская - Чапаевка и загрузка АТ на ПС 220 кВ Парабель и ПС 220 кВ Чапаевка для 2016 г. приведены в таблице 5.7.

Таблица 5.7 - Загрузка элементов сети транзита 110 кВ
Парабель - Двуреченская - Чапаевка в нормальных, ремонтных
схемах и послеаварийных режимах 2016 г.

Элементы сети
Кратк. дисп. наим.
Загрузка ВЛ, АТ
Iдоп. ВЛ, IномАТ, А
Iном эл. оборуд., А
% загрузки ВЛ, АТ
% загрузки эл. оборуд.
МВт, МВА
А
Зимний максимум 2016 г.
Нормальная схема
АТ ПС 220 кВ Парабель
АТ-1
33,8
83
158
-
52,5
-
АТ-2
33,5
83
158
-
52,5
-
АТ-3
38,4
95
158
-
60,1
-
АТ ПС 220 кВ Чапаевка
АТ-1
26,8
64
158
-
40,5
-
АТ-2
26,5
64
158
-
40,5
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
38,7
194
780
600
24,9
32,3
С-103
38,9
195
780
600
25,0
32,5
ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская I, II цепь
С-110
21,7
113
780
600
14,5
18,8
С-109
21,7
113
780
600
14,5
18,8
ВЛ 110 кВ Игольская - Двуреченская с отпайками I, II цепь
С-140
26,2
137
503
600
27,2
22,8
С-141
26,2
137
503
600
27,2
22,8
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-97
откл.
-
503
600
-
-
С-98
откл.
-
503
600
-
-
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-97
0,8
4
503
360
0,8
1,1
С-98
0,8
4
503
360
0,8
1,1
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Чапаевка
С-91
14,8
73
490
400
14,9
18,3
С-92
14,8
73
490
400
14,9
18,3
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-91
12,2
61
490
600
12,4
10,2
С-92
12,2
61
490
600
12,4
10,2
Послеаварийные режимы
Отключение 1 системы шин 220 кВ ПС 220 кВ Парабель
АТ ПС 220 кВ Парабель
АТ-1
откл.
-
158
-
-
-
АТ-2
107,1
271
158
-
171,5
-
АТ-3
откл.
-
158
-
-
-
Отключение 2 системы шин 220 кВ ПС 220 кВ Парабель
АТ ПС 220 кВ Парабель
АТ-1
49,9
128
158
-
81,0
-
АТ-2
откл.
-
158
-
-
-
АТ-3
56,9
146
158
-
92,4
-
Отключение 1 системы шин 110 кВ ПС 220 кВ Парабель
АТ ПС 220 кВ Парабель
АТ-1
откл.
-
158
-
-
-
АТ-2
106,5
286
158
-
181,0
-
АТ-3
откл.
-
158
-
-
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
откл.
-
780
600
-
-
С-103
87,7
468
780
600
60,0
78,0
Отключение I (II) цепи ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская (С-104 (С-103))
АТ ПС 220 кВ Парабель
АТ-1
36,6
95
158
-
60,1
-
АТ-2
36,3
94
158
-
59,5
-
АТ-3
41,0
105
158
-
66,5
-
АТ ПС 220 кВ Чапаевка
АТ-1
26,5
64
158
-
40,5
-
АТ-2
26,8
64
158
-
40,5
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
откл.
-
780
600
-
-
С-103
85,9
440
780
600
56,4
73,3
ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская I, II цепь
С-110
22,1
147
780
600
18,8
24,5
С-109
22,1
147
780
600
18,8
24,5
ВЛ 110 кВ Игольская - Двуреченская с отпайками I, II цепь
С-140
26,2
137
503
600
27,2
22,8
С-141
26,2
137
503
600
27,2
22,8
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-97
откл.
-
503
600
-
-
С-98
откл.
-
503
600
-
-
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-97
0,8
4
503
360
0,8
1,1
С-98
0,8
4
503
360
0,8
1,1
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Чапаевка
С-91
14,8
73
490
400
14,9
18,3
С-92
14,8
73
490
400
14,9
18,3
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-91
12,2
61
490
600
12,4
10,2
С-92
12,2
61
490
600
12,4
10,2
Отключение ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь (С-104, С-103) с ограничением нагрузки рассматриваемого района в объеме 12 МВт
АТ ПС 220 кВ Парабель
АТ-1
9,8
23
158
-
14,6
-
АТ-2
9,9
24
158
-
15,2
-
АТ-3
9,9
23
158
-
14,6
-
АТ ПС 220 кВ Чапаевка
АТ-1
73,5
181
158
-
114,6
-
АТ-2
72,9
179
158
-
113,3
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Чапаевка
ЧС-226
81,6
208
780
400
26,7
-
ЧС-236
81,6
208
780
500
26,7
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
ЧС-226
83,5
221
780
630
28,3
-
ЧС-236
83,5
221
780
630
28,3
-
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
НСС-1
156,3
386
780
630
49,5
-
НСС-2
156,3
386
780
630
49,5
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
откл.
-
780
600
-
-
С-103
откл.
-
780
600
-
-
ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская I, II цепь
С-110
8,6
44
780
600
5,6
7,3
С-109
8,6
44
780
600
5,6
7,3
ВЛ 110 кВ Игольская - Двуреченская с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-140
29,9
171
503
600
34,0
28,5
С-141
29,9
171
503
600
34,0
28,5
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-97
34,8
233
503
600
46,3
38,8
С-98
34,8
233
503
600
46,3
38,8
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-97
31,1
223
503
360
44,3
61,9
С-98
31,1
223
503
360
44,3
61,9
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Чапаевка
С-91
60,8
302
490
400
61,6
75,5
С-92
60,8
302
490
400
61,6
75,5
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-91
50,7
290
490
600
59,2
48,3
С-92
50,7
290
490
600
59,2
48,3
Отключение I (II) цепи ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая (С-91 (С-92))
АТ ПС 220 кВ Парабель
АТ-1
33,8
83
158
-
52,5
-
АТ-2
33,5
83
158
-
52,5
-
АТ-3
38,4
95
158
-
60,1
-
АТ ПС 220 кВ Чапаевка
АТ-1
27,4
66
158
-
41,8
-
АТ-2
27,2
65
158
-
41,1
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
38,7
195
780
600
25,0
-
С-103
38,9
194
780
600
24,9
-
ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская I, II цепь
С-110
21,7
113
780
600
14,5
18,8
С-109
21,7
113
780
600
14,5
18,8
ВЛ 110 кВ Игольская - Двуреченская с отпайками I, II цепь
С-140
26,2
137
503
600
27,2
22,8
С-141
26,2
137
503
600
27,2
22,8
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-97
откл.
-
503
600
-
-
С-98
откл.
-
503
600
-
-
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-97
0,8
4
503
360
0,8
1,1
С-98
0,8
4
503
360
0,8
1,1
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Чапаевка
С-91
откл.
-
490
400
-
-
С-92
31,1
151
490
400
30,8
37,8
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-91
откл.
-
490
600
-
-
С-92
24,9
131
490
600
26,7
21,8
Отключение ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь (С-91, С-92)
АТ ПС 220 кВ Парабель
АТ-1
46,2
121
158
-
76,6
-
АТ-2
45,8
120
158
-
75,9
-
АТ-3
52,1
136
158
-
86,1
-
АТ ПС 220 кВ Чапаевка
АТ-1
11,8
28
158
-
17,7
-
АТ-2
11,7
28
158
-
17,7
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
58,1
303
780
600
38,8
-
С-103
58,2
303
780
600
38,8
-
ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская I, II цепь
С-110
37,7
221
780
600
28,3
36,8
С-109
37,7
221
780
600
28,3
36,8
ВЛ 110 кВ Игольская - Двуреченская с отпайками I, II цепь
С-140
40,2
207
503
600
41,2
34,5
С-141
40,2
207
503
600
41,2
34,5
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-97
12,1
63
503
600
12,5
-
С-98
12,1
63
503
600
12,5
-
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-97
13,1
72
503
360
14,3
20,0
С-98
13,1
72
503
360
14,3
20,0
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Чапаевка
С-91
откл.
-
490
400
-
-
С-92
откл.
-
490
400
-
-
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-91
откл.
-
490
600
-
-
С-92
откл.
-
490
600
-
-
Летний максимум 2016 г.
Нормальная схема
АТ ПС 220 кВ Парабель
АТ-1
24,3
57
158
-
36,1
-
АТ-2
24,1
57
158
-
36,1
-
АТ-3
27,1
64
158
-
40,5
-
АТ ПС 220 кВ Чапаевка
АТ-1
23,8
57
158
-
36,1
-
АТ-2
23,6
56
158
-
35,4
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
25,3
125
605
600
20,7
20,8
С-103
25,4
125
605
600
20,7
20,8
ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская I, II цепь
С-110
13,5
68
605
600
11,2
11,3
С-109
13,5
68
605
600
11,2
11,3
ВЛ 110 кВ Игольская - Двуреченская с отпайками I, II цепь
С-140
21,5
110
390
600
28,2
18,3
С-141
21,5
110
390
600
28,2
18,3
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-97
откл.
-
390
600
-
-
С-98
откл.
-
390
600
-
-
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-97
0,3
14
390
360
3,6
3,9
С-98
0,3
14
390
360
3,6
3,9
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Чапаевка
С-91
14,5
71
380
400
18,7
17,8
С-92
14,5
71
380
400
18,7
17,8
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-91
12,3
60
380
600
15,8
10,0
С-92
12,3
60
380
600
15,8
10,0
Ремонтные схемы и послеаварийные режимы
Отключение 1 системы шин 220 кВ ПС 220 кВ Парабель
АТ ПС 220 кВ Парабель
АТ-1
откл.
-
158
-
-
-
АТ-2
75,1
179
158
-
113,3
-
АТ-3
откл.
-
158
-
-
-
Отключение 1 системы шин 110 кВ ПС 220 кВ Парабель
АТ ПС 220 кВ Парабель
АТ-1
откл.
-
158
-
-
-
АТ-2
69,7
168
158
-
106,3
-
АТ-3
откл.
-
158
-
-
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
откл.
-
780
600
-
-
С-103
53,2
264
780
600
33,8
44,0
Ремонт одной цепи и аварийное отключение второй цепи ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь (С-104, С-103)
АТ ПС 220 кВ Парабель
АТ-1
7,5
18
158
-
11,4
-
АТ-2
7,4
18
158
-
11,4
-
АТ-3
11,7
28
158
-
17,7
-
АТ ПС 220 кВ Чапаевка
АТ-1
56,2
137
158
-
86,7
-
АТ-2
56,6
136
158
-
86,1
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Чапаевка
ЧС-226
61,1
161
605
400
26,6
-
ЧС-236
61,1
161
605
500
26,6
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
ЧС-226
62,3
181
605
630
29,9
-
ЧС-236
62,3
181
605
630
29,9
-
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
НСС-1
124,6
306
605
630
50,6
-
НСС-2
124,6
306
605
630
50,6
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
откл.
-
605
600
-
-
С-103
откл.
-
605
600
-
-
ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская I, II цепь
С-110
10,8
54
605
600
8,9
9,0
С-109
10,8
54
605
600
8,9
9,0
ВЛ 110 кВ Игольская - Двуреченская с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-140
25,5
139
390
600
35,6
23,2
С-141
25,5
139
390
600
35,6
23,2
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-97
26,2
150
390
600
38,5
25,0
С-98
26,2
150
390
600
38,5
25,0
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-97
24,7
143
390
360
36,7
39,7
С-98
24,7
143
390
360
36,7
39,7
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Чапаевка
С-91
46,9
232
380
400
61,1
58,0
С-92
46,9
232
380
400
61,1
58,0
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-91
40,6
219
380
600
57,6
36,5
С-92
40,6
219
380
600
57,6
36,5
Ремонт одной цепи и аварийное отключение второй цепи ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь (С-91, С-92)
АТ ПС 220 кВ Парабель
АТ-1
35,1
85
158
-
53,8
-
АТ-2
34,8
85
158
-
53,8
-
АТ-3
38,9
95
158
-
60,1
-
АТ ПС 220 кВ Чапаевка
АТ-1
9,9
24
158
-
15,2
-
АТ-2
9,9
23
158
-
14,6
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
41,9
210
605
600
34,7
-
С-103
42,0
211
605
600
34,9
-
ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская I, II цепь
С-110
28,3
153
605
600
25,3
25,5
С-109
28,3
153
605
600
25,3
25,5
ВЛ 110 кВ Игольская - Двуреченская с отпайками I, II цепь
С-140
35,3
177
390
600
45,4
29,5
С-141
35,3
177
390
600
45,4
29,5
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-97
12,2
65
390
600
16,7
-
С-98
12,2
65
390
600
16,7
-
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-97
12,7
72
390
360
18,5
20,0
С-98
12,7
72
390
360
18,5
20,0
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Чапаевка
С-91
откл.
-
380
400
-
-
С-92
откл.
-
380
400
-
-
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-91
откл.
-
380
600
-
-
С-92
откл.
-
380
600
-
-
<*> - длительно допустимый ток проводов ВЛ принят для зимних режимов для Тнв = -5 °С, для летних режимов для Тнв = +25 °С

Анализ послеаварийных режимов для нормальной схемы зимнего и летнего максимума 2016 г. показал:
- в режиме аварийного отключения 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Парабель, загрузка оставшихся в работе АТ-1 и АТ-3 близка к 100% - 81% и 92,4% соответственно;
- в режиме аварийного отключения 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Парабель, перегрузка оставшегося в работе АТ-2 составляет 71,5% в зимний период (рисунок 5.14 - не приводится) и 65% в летний период. Ликвидация перегрузки осуществляется существующей АОПО АТ-2 ПС 220 кВ Парабель, действующей на отключение выключателя на стороне 110 кВ АТ-2;
- при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Парабель перегрузка оставшегося в работе АТ-2 на ПС 220 кВ Парабель составляет 81%. Ликвидация перегрузки осуществляется существующей АОПО АТ-2 ПС 220 кВ Парабель, действующей на отключение выключателя на стороне 110 кВ АТ-2. Данное возмущение приводит к отключению района Двуреченская - Игольская - Лугинецкая.
ПС 220 кВ Парабель введена в работу в 1972 г. Установленные на ней автотрансформаторы 3x63 МВА изготовлены в 1971 г. (АТ-1, 2) и 1981 г. (АТ-3). В связи с выявленной перегрузкой АТ на ПС 220 кВ Парабель, а также для исключения отключения нагрузки потребителей действием АОПО рекомендуется выполнить замену существующих АТ мощностью 63 МВА каждый на АТ мощностью 125 МВА каждый. Требуемый срок реализации мероприятия - 2016 г. С учетом того, что данное мероприятие не предусмотрено ИП ОАО "ФСК ЕЭС", а также времени, необходимого для проектирования и строительства, замена автотрансформаторов на ПС 220 кВ Парабель предлагается в 2018 г.
До замены АТ на ПС 220 кВ Парабель для минимизации объема нагрузки, отключаемой существующей АОПО АТ ПС 220 кВ Парабель, действующей на отключение выключателей 110 кВ АТ, необходимо предусмотреть мероприятие по модернизации (реконструкции) УПАСК на ПС 220 кВ Парабель и на подстанциях транзита 110 кВ Парабель - Двуреченская для реализации действия АОПО АТ ПС 220 кВ Парабель на устройства ОН подстанций транзита 110 кВ Парабель - Двуреченская.

Рисунок 5.14 - Зимний максимум 2016 г.
Отключение 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Парабель

Рисунок не приводится.

Энергоузел ПС 220 кВ Советско-Соснинская

ПС 220 кВ Советско-Соснинская введена в эксплуатацию в 1972 году и является узловой подстанцией Томской энергосистемы, входящей в состав системообразующего транзита 220 кВ Томская - Володино - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС. На подстанции установлены два автотрансформатора АТ-3 и АТ-4 220/110/10 кВ мощностью по 63 МВА и один автотрансформатор АТ-5 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА, присоединенный к ОРУ 110 кВ через развилку из новых элегазовых выключателей 110 кВ. В соответствии с ИП ОАО "ФСК ЕЭС" в 2015 и 2016 годах планируется произвести замену автотрансформаторов АТ-3 и АТ-4 мощностью по 63 МВА на новые мощностью по 125 МВА, с заменой коммутационного оборудования в ячейках каждого автотрансформатора. В 2016 г. планируется выполнить подключение АТ-5 к ОРУ 220 кВ через развилку из выключателей с использованием установленных в 2014 г. элегазовых выключателей В-220 АТ-5 и ШСВ-220, что повысит надежность электроснабжения потребителей рассматриваемого энергоузла.
От данной подстанции осуществляется электроснабжение потребителей нефтегазодобывающего комплекса и г. Стрежевой. По ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками I, II цепи (СС-3, С-4) (далее - ВЛ 110 кВ СС-3, СС-4) и ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 (СВ-5) (далее - ВЛ 110 кВ СВ-5) осуществляется питание ПС 110 кВ Стрежевская, ПС 110 кВ Григорьевская и ПС 110 кВ Вахская. Протяженность каждой из отходящих линий электропередачи 110 кВ до ПС 110 кВ Вахская составляет 106 км.
На ПС 220 кВ Советско-Соснинская на присоединениях ВЛ 110 кВ СС-3, СС-4 установлено оборудование с номинальным током 600 А (выключатели, разъединители ВЛ 110 кВ СС-3, СС-4 и 630 А (ВЧ-заградители, трансформаторы тока ВЛ 110 кВ СС-3, СС-4), на присоединении ВЛ 110 кВ СВ-5 установлено оборудование с номинальным током 600 А (разъединители ВЛ 110 кВ СВ-5), 630 А (ВЧ-заградители, трансформаторы тока ВЛ 110 кВ СВ-5) и 1250 А (выключатели ВЛ 110 кВ СВ-5).
На ПС 110 кВ Вахская на присоединениях ВЛ 110 кВ СС-3, СС-4 установлено оборудование с номинальным током 300 А (трансформаторы тока ВЛ 110 кВ СС-3, СС-4), 630 А (выключатели, ВЧ-заградители, трансформаторы тока ВЛ 110 кВ СС-3, СС-4) и 1000 А (разъединители ВЛ 110 кВ СС-3, СС-4), на присоединении ВЛ 110 кВ СВ-5 установлено оборудование с номинальным током 300 А (трансформаторы тока ВЛ 110 кВ СВ-5), 630 А (ВЧ-заградители ВЛ 110 кВ СВ-5), 1000 А (разъединители ВЛ 110 кВ СВ-5) и 1250 А (выключатели ВЛ 110 кВ СВ-5).
В режиме зимнего максимума 2016 г. рассмотрены следующие послеаварийные режимы:
- отключение ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I (II) цепь (НСС-1 (НCC-2));
- отключение 1 СШ 220 кВ на ПС 220 кВ Советско-Соснинская;
- отключение 1 СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Советско-Соснинская;
- отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками I, II цепи (СС-3, СС-4).
В режиме летнего максимума 2016 г. дополнительно к описанным выше аварийным возмущениям, рассмотрены режимы с выводом элементов электрической сети в ремонт.
Результаты расчетов нормальных, ремонтных схем и послеаварийных режимов зимнего и летнего максимумов 2016 г. приведены в таблице 5.8.

Таблица 5.8 - Загрузка элементов сети 110 - 220 кВ
в районе размещения ПС 220 кВ Советско-Соснинская
в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах 2016 г.

Элементы сети
Кратк. дисп. наим.
Загрузка ВЛ, АТ
Iдоп.ВЛ, <*> Iдоп. ошин., IномАТ, А
Iном эл. оборуд., А
% загрузки ВЛ, ошин., АТ
% загрузки эл. оборуд.
МВт, МВА
А
Нормальная схема
Зимний максимум 2016 г.
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
НСС-1
108,4
266
780
630
34,1
42,2
НСС-2
108,4
266
780
630
34,1
42,2
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
АТ-3
53,6
131
314
-
41,7
-
АТ-4
53,6
131
314
-
41,7
-
АТ-5
53,6
131
314
-
41,7
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Чапаевка
ЧС-236
35,6
135
780
500
17,3
27,0
ЧС-226
35,6
135
780
400
17,3
33,8
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СС-3
20,9
104
503
581
600
20,7
17,9
17,3
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СС-4
29,5
153
503
581
600
30,4
26,3
25,5
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СВ-5
28,9
152
581
581
600
26,2
26,2
25,3
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь со стороны ПС 110 кВ Вахская
СС-3
16,6
90
503
426
300
17,9
21,1
30,0
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь со стороны ПС 110 кВ Вахская
СС-4
13,9
75
503
426
300
14,9
17,6
25,0
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 со стороны ПС 110 кВ Вахская
СВ-5
16,8
96
581
503
300
16,5
19,1
32,0
Послеаварийные режимы
Отключение ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
НСС-1
откл.
-
780
630
-
-
НСС-2
217
537
780
630
68,8
85,2
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
АТ-3
53,6
132
314
-
42,0
-
АТ-4
53,6
132
314
-
42,0
-
АТ-5
53,6
132
314
-
42,0
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Чапаевка
ЧС-236
35,7
136
780
500
17,4
27,2
ЧС-226
35,7
136
780
400
17,4
34,0
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь
СС-3
20,9
105
503
581
600
20,9
18,1
17,5
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь
СС-4
29,5
155
503
581
600
30,8
26,7
25,8
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3
СВ-5
28,9
154
581
581
600
26,5
26,5
25,7
Отключение 1 СШ 220 кВ на ПС 220 кВ Советско-Соснинская
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
НСС-1
218,1
543
780
630
69,6
86,2
НСС-2
откл.
-
780
630
-
-
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
АТ-3
откл.
-
314
-
-
-
АТ-4
81,8
203
314
-
64,6
-
АТ-5
81,8
203
314
-
64,6
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Чапаевка
ЧС-236
72,2
238
780
500
30,5
47,6
ЧС-226
откл.
-
780
400
-
-
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь
СС-3
21
108
503
581
600
21,5
18,6
18,0
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь
СС-4
29,6
159
503
581
600
31,6
27,4
26,5
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3
СВ-5
29
157
581
581
600
27,0
27,0
26,2
Отключение 1 СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Советско-Соснинская
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь
СС-3
откл.
Режим неустойчив
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь
СС-4

ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3
СВ-5
откл.
Отключение 1 СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Советско-Соснинская с учетом действия АВР на ПС 110 кВ Стрежевская
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
АТ-3
откл.
-
314
-
-
-
АТ-4
94,4
232
314
-
73,9
-
АТ-5
94,4
232
314
-
73,9
-
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СС-3
откл.
-
503
581
600
-
-
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СС-4
85,8
518
503
581
600
103,0
89,2
86,3
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СВ-5
откл.
-
581
581
600
-
-
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь со стороны ПС 110 кВ Вахская
СС-3
3,5
23
503
426
300
4,6
5,4
7,7
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь со стороны ПС 110 кВ Вахская
СС-4
50,8
358
503
426
300
71,2
84,0
119,3
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 со стороны ПС 110 кВ Вахская
СВ-5
0
15
581
503
300
2,6
3,0
5,0
Отключение 1 СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Советско-Соснинская с учетом действия АВР на ПС 110 кВ Стрежевская, с действием АОПО на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Вахская (ВЛ 35 кВ 1ЦЛ, 2ЦЛ)
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
АТ-3
откл.
-
314
-
-
-
АТ-4
83,4
205
314
-
65,3
-
АТ-5
83,4
205
314
-
65,3
-
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СС-3
откл.
-
503
581
600
-
-
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СС-4
73,3
419
503
581
600
83,3
72,1
69,8
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СВ-5
откл.
-
581
581
600
-
-
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь со стороны ПС 110 кВ Вахская
СС-3
3,5
21
503
426
300
4,2
4,9
7,0
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь со стороны ПС 110 кВ Вахская
СС-4
42
265
503
426
300
52,7
62,2
88,3
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 со стороны ПС 110 кВ Вахская
СВ-5
0
17
581
503
300
2,9
3,4
5,7
Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками I, II цепь
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
НСС-1
107,5
264
780
630
33,8
41,9
НСС-2
107,5
264
780
630
33,8
41,9
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
АТ-3
55,4
136
314
-
43,3
-
АТ-4
55,4
136
314
-
43,3
-
АТ-5
55,4
136
314
-
43,3
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Чапаевка
ЧС-236
35,6
135
780
500
17,3
27,0
ЧС-226
35,6
135
780
400
17,3
33,8
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СВ-5
75,1
432
581
581
600
74,4
74,4
72,0
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 со стороны ПС 110 кВ Вахская
СВ-5
47,3
306
581
503
300
52,7
60,8
102,0
Нормальная схема
Летний максимум 2016 г.
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
НСС-1
91,1
225
605
630
37,2
35,7
НСС-2
91,1
225
605
630
37,2
35,7
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
АТ-3
45,7
112
314
-
35,7
-
АТ-4
45,7
112
314
-
35,7
-
АТ-5
45,7
112
314
-
35,7
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Чапаевка
ЧС-236
28,8
123
605
500
20,3
24,6
ЧС-226
28,8
123
605
400
20,3
30,8
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СС-3
19,3
96
390
450
600
24,6
21,3
16,0
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СС-4
24,6
127
390
450
600
32,6
28,2
21,2
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СВ-5
24
126
450
450
600
28,0
28,0
21,0
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь со стороны ПС 110 кВ Вахская
СС-3
15,1
83
390
330
300
21,3
25,2
27,7
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь со стороны ПС 110 кВ Вахская
СС-4
13,6
74
390
330
300
19,0
22,4
24,7
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 со стороны ПС 110 кВ Вахская
СВ-5
16,5
95
450
390
300
21,1
24,4
31,7
Ремонтные схемы и послеаварийные режимы
Отключение ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
НСС-1
откл.
-
605
630
-
-
НСС-2
182,3
451
605
630
74,5
71,6
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
АТ-3
45,7
112
314
-
35,7
-
АТ-4
45,7
112
314
-
35,7
-
АТ-5
45,7
112
314
-
35,7
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Чапаевка
ЧС-236
28,9
123
605
500
20,3
24,6
ЧС-226
28,9
123
605
400
20,3
30,8
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь
СС-3
19,3
96
390
450
600
24,6
21,3
16,0
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь
СС-4
24,6
128
390
450
600
32,8
28,4
21,3
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3
СВ-5
24
126
450
450
600
28,0
28,0
21,0
Ремонт АТ-3 и аварийное отключение АТ-4 на ПС 220 кВ Советско-Соснинская
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
НСС-1
91,4
224
605
630
37,0
35,6
НСС-2
91,4
224
605
630
37,0
35,6
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
АТ-3
откл.
-
314
-
-
-
АТ-4
откл.
-
314
-
-
-
АТ-5
144,4
353
314
-
112,4
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Чапаевка
ЧС-236
28,8
123
605
500
20,3
24,6
ЧС-226
28,8
123
605
400
20,3
30,8
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь
СС-3
19,4
102
390
450
600
26,2
22,7
17,0
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь
СС-4
24,7
135
390
450
600
34,6
30,0
22,5
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3
СВ-5
24
133
450
450
600
29,6
29,6
22,2
Отключение 1 СШ 220 кВ на ПС 220 кВ Советско-Соснинская
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
НСС-1
183,1
452
605
630
74,7
71,7
НСС-2
откл.
-
605
630
-
-
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
АТ-3
откл.
-
314
-
-
-
АТ-4
69,5
172
314
-
54,8
-
АТ-5
69,5
172
314
-
54,8
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Чапаевка
ЧС-236
58,3
210
605
500
34,7
42,0
ЧС-226
откл.
-
605
400
-
-
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь
СС-3
19,4
99
390
450
600
25,4
22,0
16,5
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь
СС-4
24,7
131
390
450
600
33,6
29,1
21,8
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3
СВ-5
24
129
450
450
600
28,7
28,7
21,5
Отключение 1 СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Советско-Соснинская
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СС-3
откл.
Режим неустойчив
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СС-4

ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СВ-5
откл.
Отключение 1 СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Советско-Соснинская с учетом действия АВР на ПС 110 кВ Стрежевская
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
АТ-3
откл.
-
314
-
-
-
АТ-4
78,8
193
314
-
61,5
-
АТ-5
78,8
193
314
-
61,5
-
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СС-3
откл.
-
390
450
600
-
-
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СС-4
72,9
428
390
450
600
109,7
95,1
71,3
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СВ-5
откл.
-
450
450
600
-
-
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь со стороны ПС 110 кВ Вахская
СС-3
3,5
22
390
330
300
5,6
6,7
7,3
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь со стороны ПС 110 кВ Вахская
СС-4
48,7
327
390
330
300
83,8
99,1
109,0
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 со стороны ПС 110 кВ Вахская
СВ-5
0
16
450
390
300
3,6
4,1
5,3
Отключение 1 СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Советско-Соснинская с учетом действия АВР на ПС 110 кВ Стрежевская, с действием АОПО на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Вахская (ВЛ 35 кВ 1ЦЛ, 2ЦЛ)
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
АТ-3
откл.
-
314
-
-
-
АТ-4
69,5
170
314
-
54,1
-
АТ-5
69,5
170
314
-
54,1
-
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СС-3
откл.
-
390
450
600
-
-
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СС-4
61,3
343
390
450
600
87,9
76,2
57,2
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СВ-5
откл.
-
450
450
600
-
-
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь со стороны ПС 110 кВ Вахская
СС-3
3,5
21
390
330
300
5,4
6,4
7,0
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь со стороны ПС 110 кВ Вахская
СС-4
39,9
245
390
330
300
62,8
74,2
81,7
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 со стороны ПС 110 кВ Вахская
СВ-5
0
18
450
390
300
4,0
4,6
6,0
Ремонт одной цепи и аварийное отключение второй цепи ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками I, II цепь (СС-3, С-4)
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
НСС-1
89,7
220
605
630
36,4
34,9
НСС-2
89,7
220
605
630
36,4
34,9
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
АТ-3
47,0
115
314
-
36,6
-
АТ-4
47,0
115
314
-
36,6
-
АТ-5
47,0
115
314
-
36,6
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Чапаевка
ЧС-236
28,8
123
605
500
20,3
24,6
ЧС-226
28,8
123
605
400
20,3
30,8
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СВ-5
63,4
364
450
450
600
80,9
80,9
60,7
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 со стороны ПС 110 кВ Вахская
СВ-5
45,2
291
450
390
300
64,7
74,6
97,0
Ремонт одной цепи ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками (СС-3) и аварийное отключение ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 (СВ-5)
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
НСС-1
95,4
234
605
630
38,7
37,1
НСС-2
95,4
234
605
630
38,7
37,1
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
АТ-3
52,3
128
314
-
40,8
-
АТ-4
52,3
128
314
-
40,8
-
АТ-5
52,3
128
314
-
40,8
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Чапаевка
ЧС-236
28,9
123
605
500
20,3
24,6
ЧС-226
28,9
123
605
400
20,3
30,8
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
СС-4
73,1
439
390
450
600
112,6
97,6
73,2
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь со стороны ПС 110 кВ Вахская
СС-4
45,2
315
390
330
300
80,8
95,5
105,0
<*> - длительно допустимый ток проводов ВЛ и ошиновки принят для зимних режимов для Тнв = -5 °С, для летних режимов - для Тнв = +25 °С

Анализ послеаварийных режимов показал:
- в послеаварийном режиме зимнего/летнего максимума 2016 г. при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ на ПС 220 кВ Советско-Соснинская, загрузка оставшихся в работе АТ-4 и АТ-5 мощностью 125 МВА каждый, ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I цепь (НCC-1), ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская II цепь (ЧС-236) не превышает допустимые параметры. Уровни напряжения в сети 110 - 220 кВ не выходят за допустимые пределы;
- в послеаварийных режимах зимнего и летнего максимумов 2016 г. при аварийном отключении 1СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Советско-Соснинская, происходит отключение АТ-3, Т-1, ВЛ 110 кВ СС-3 и ВЛ 110 кВ СВ-5 со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская. Режим неустойчив. Аварийное отключение 1СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Советско-Соснинская приводит к снижению напряжения ниже аварийно-допустимых значений на 2 секции шин 110 кВ ПС 110 кВ Стрежевская. Для предотвращения снижения напряжения рекомендуется выполнить модернизацию существующего устройства автоматического ввода резерва (АВР), установленного на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Стрежевская. Данное устройство должно контролировать состояние выключателя 2 секции шин 110 кВ и действовать при снижении напряжения ниже уставки на включение секционного выключателя. Логику действия и уставки АВР на ПС 110 кВ Стрежевская необходимо определить отдельным проектом.
С учетом действия АВР нагрузка ПС 110 кВ Стрежевская переводится на питание от ВЛ 110 кВ СС-4. Уровни напряжения в сети 110 кВ с учетом действия АВР на ПС 110 кВ Стрежевская не выходят за допустимые пределы, но сохраняется перегруз ВЛ 110 кВ СС-4 на 3% и 9,7% и оборудования ТТ с номинальным током 300 А на ПС 110 кВ Вахская на 19,3% и 9% в режимах зимнего максимума и летнего максимума соответственно. Перегруз ВЛ 110 кВ СС-4 ликвидируется существующей АОПО ВЛ 110 кВ СС-4 с действием на отключение части нагрузки потребителей ПС 110 кВ Вахская в объеме 9 МВт (ВЛ 35 кВ 1ЦЛ, 2ЦЛ).
Результат расчета послеаварийного режима отключения 1СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Советско-Соснинская с учетом действия АВР на ПС 110 кВ Стрежевская для зимнего максимума 2016 г. приведен на рисунке 5.15 (не приводится).
Результат расчета послеаварийного режима отключения 1СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Советско-Соснинская с учетом действия АВР на ПС 110 кВ Стрежевская с действием АОПО на отключение части нагрузки потребителей на ПС 110 кВ Вахская для зимнего максимума 2016 г. приведен на рисунке 5.16 (не приводится).
- В послеаварийном режиме летнего максимума 2016 г. при ремонте АТ-3 и аварийном отключении АТ-4 на ПС 220 кВ Советско-Соснинская перегрузка оставшегося в работе АТ-5 составит 12,4%, что допустимо круглосуточно с возможным повышенным износом изоляции в ремонтных схемах.
Схема ПС 220 кВ Советско-Соснинская после реконструкции по замене АТ.
- В послеаварийном режиме зимнего максимума 2016 г. при аварийном отключении двухцепной ВЛ 110 кВ СС-3, СС-4 загрузка оборудования с номинальным током 300 А на ПС 110 кВ Вахская составит 102%. Уровни напряжения в сети 110 кВ не выходят за допустимые пределы.
- В послеаварийном режиме летнего максимума 2016 г. при ремонте одной цепи ВЛ 110 кВ СС-3 (СС-4) и аварийном отключении ВЛ 110 кВ СВ-5 загрузка ВЛ 110 кВ СС-4, СС-3) составит 429 А (112,6% от длительно допустимого тока провода АС-120 - 390 А); перегруз оборудования с номинальным током 300 А на ПС 110 кВ Вахская составит 5%. Уровни напряжения в сети 110 кВ не выходят за допустимые пределы.
Перегрузка ВЛ 110 кВ СС-3, СС-4 и ВЛ 110 кВ СВ-5 в ремонтных схемах и послеаварийных режимах ликвидируется действием существующих АОПО данных линий.
Для исключения перегрузки ТТ с номинальным током 300 А, установленного на ПС 110 кВ Вахская в ячейках на присоединениях ВЛ 110 кВ СС-3, СС-4 и ВЛ 110 кВ СВ-5 рекомендуется выполнить замену существующих ТТ на новые ТТ с номинальным током не менее 400 А.

Рисунок 5.15 - Зимний максимум 2016 г. Послеаварийный
режим: аварийное отключение 1СШ 110 кВ на ПС 220 кВ
Советско-Соснинская с учетом действия АВР на ПС 110 кВ
Стрежевская

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.16 - Зимний максимум 2016 г. Послеаварийный
режим: аварийное отключение 1СШ 110 кВ на ПС 220 кВ
Советско-Соснинская с учетом действия АВР на ПС 110 кВ
Стрежевская, с действием АОПО на отключение нагрузки
на ПС 110 кВ Вахская (ВЛ 35 кВ 1ЦЛ, 2ЦЛ)

Рисунок не приводится.

Результат расчета послеаварийного режима отключения двухцепной ВЛ 110 кВ СС-3, СС-4 для зимнего максимума 2016 г. приведен на рисунке 5.17 (не приводится).
Результат расчета послеаварийного режима отключения ВЛ 110 кВ СВ-5 во время ремонта одной цепи ВЛ 110 кВ СС-3 для летнего максимума 2016 г. приведен на рисунке 5.18 (не приводится).

Рисунок 5.17 - Зимний максимум 2016 г. Послеаварийный
режим отключения двухцепной ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская -
Вахская с отпайками I, II цепи (СС-3, СС-4)

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.18 - Летний максимум 2016 г. Послеаварийный
режим. Ремонт одной цепи ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская -
Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь (СС-3)
и аварийное отключение ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская -
Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 (СВ-5)

Рисунок не приводится.

Энергоузел Томской ГРЭС-2

Томская ГРЭС-2 установленной мощностью 331 МВт расположена в юго-восточной части города Томска. На станции установлены 6 турбогенераторов: ТГ-2 установленной мощностью 50 МВт введен в эксплуатацию в 2009 году, ТГ-3 установленной мощностью 43 МВт введен в эксплуатацию в 1953 году, ТГ-5 установленной мощностью 43 МВт введен в эксплуатацию в 1958 году, ТГ-6 установленной мощностью 25 МВт введен в эксплуатацию в 1959 году, ТГ-7 установленной мощностью 60 МВт введен в эксплуатацию в 1960 году, ТГ-8 установленной мощностью 110 МВт введен в эксплуатацию в 1997 году; и 4 трансформатора связи: Т-22 110/35/10 кВ мощностью 80 МВА, Т-23 110/35/10 кВ мощностью 60 МВА, Т-24 35/10 кВ мощностью 40 МВА и Т-25 110/35/10 кВ мощностью 63 МВА.
От Томской ГРЭС-2 осуществляется тепло- и электроснабжение потребителей г. Томска.
Номинальная токовая нагрузка Т-25 по стороне 110 кВ составляет 316 А.
В режиме максимальных нагрузок весна - осень 2016 г. рассмотрены следующие послеаварийные режимы:
- отключение II СШ-110 кВ Томской ГРЭС-2 в схеме ремонта ТГ-2.
Результаты расчетов для нормальной схемы и послеаварийных режимов ремонтной схемы максимальных нагрузок весна - осень 2016 приведены в таблице 5.9.

Таблица 5.9 - Загрузка элементов сети 110 кВ в районе
размещения Томской ГРЭС-2 в нормальной схеме
и послеаварийном режиме ремонтной схемы 2016 г.

Элементы сети
Кратк. дисп. наим.
Загрузка ВЛ, АТ
Iдоп.ВЛ, <*> Iдоп. ошин., IномАТ, А
Iном эл. оборуд., А
% загрузки ВЛ, ошин., АТ
% загрузки эл. оборуд
МВт, МВА
А
Нормальная схема
Максимум весна - осень 2016 г.
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная со стороны Томской ГРЭС-2
С-1
0,6
34
450
600
7,6
5,7
С-2
1,1
35
450
600
7,8
5,8
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная со стороны Томской ГРЭС-2
С-3
7,4
59
510
600
11,6
9,8
С-4
6,8
58
510
600
11,4
9,7
Томская ГРЭС-2
Т-22
35,8
177
401,6
-
44,1
-
Т-23
19,4
69
287
-
24,0
-
Т-24
9,0
148
660
-
22,4
-
Т-25
25,3
125
316
-
39,5
-
Послеаварийные режимы
Отключение II СШ-110 кВ Томской ГРЭС-2 при ремонте ТГ-2 Томской ГРЭС-2
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная со стороны Томской ГРЭС-2
С-1
откл.
-
450
600
-
-
С-2
41
215
450
600
47,8
35,8
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная со стороны Томской ГРЭС-2
С-3
откл.
-
510
600
-
-
С-4
25,9
205
510
600
40,2
34,2
Томская ГРЭС-2
Т-22
откл.
-
401,6
-
-
-
Т-23
откл.
-
287
-
-
-
Т-24
12,7
229
660
-
34,7
-
Т-25
78,4
398
316
-
125,9
-
Отключение II СШ-110 кВ Томской ГРЭС-2 при ремонте ТГ-2 Томской ГРЭС-2 с ограничением нагрузки потребителей в объеме 15 МВт
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная со стороны Томской ГРЭС-2
С-1
откл.
-
450
600
-
-
С-2
34,1
174
450
600
38,7
29,0
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная со стороны Томской ГРЭС-2
С-3
откл.
-
510
600
-
-
С-4
19,8
167
510
600
32,7
27,8
Томская ГРЭС-2
Т-22
откл.
-
401,6
-
-
-
Т-23
откл.
-
287
-
-
-
Т-24
13,9
239
660
-
36,2
-
Т-25
62,3
315
316
-
99,7
-
Отключение II СШ-110 кВ Томской ГРЭС-2 при ремонте ТГ-2 Томской ГРЭС-2 с учетом перефиксации Т-23 Томской ГРЭС-2 на I СШ-110 кВ
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная со стороны Томской ГРЭС-2
С-1
откл.
-
450
600
-
-
С-2
42,2
218
450
600
48,4
36,3
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная со стороны Томской ГРЭС-2
С-3
откл.
-
510
600
-
-
С-4
27
201
510
600
39,4
33,5

МВт, МВА
А




Томская ГРЭС-2
Т-22
откл.
-
401,6
-
-
-
Т-23
31,0
170
287
-
59,2
-
Т-24
14,7
248
660
-
37,6
-
Т-25
44,9
228
316
-
72,2
-
Отключение I СШ-110 кВ Томской ГРЭС-2 при ремонте ТГ-2 Томской ГРЭС-2 с учетом перефиксации Т-23 Томской ГРЭС-2 на I СШ-110 кВ
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная со стороны Томской ГРЭС-2
С-1
2,3
42
450
600
9,3
7,0
С-2
откл.
-
450
600
-
-
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная со стороны Томской ГРЭС-2
С-3
12,7
98
510
600
19,2
16,3
С-4
откл.
-
510
600
-
-
Томская ГРЭС-2
Т-22
79,4
394
401,6
-
98,1
-
Т-23
откл.
-
287
-
-
-
Т-24
14,5
245
660
-
37,1
-
Т-25
откл.
-
316
-
-
-
<*> - длительно допустимый ток проводов ВЛ и ошиновки принят для Тнв = +25 °С

Анализ послеаварийных режимов показал:
- в послеаварийном режиме максимума весна - осень 2016 г. при аварийном отключении II СШ-110 кВ Томской ГРЭС-2 при выведенном в ремонт ТГ-2 загрузка оставшегося в работе Т-25 мощностью 63 МВА составит 125,9%. Для разгрузки Т-25 необходимо ввести ограничение нагрузок потребителей в объеме 15 МВт.
Для исключения перегрузки Т-25 Томской ГРЭС-2 и ввода ограничений нагрузки потребителей необходимо выполнить реконструкцию ДЗШ и УРОВ 110 кВ Томской ГРЭС-2 для возможности перефиксации присоединений 110 кВ без перевода ДЗШ в режим "без фиксации". Это позволит выполнять перефиксацию Т-23 Томской ГРЭС-2 на I СШ-110 кВ при выводе в ремонт ТГ-2.
Результаты расчетов ремонтной схемы (вывод в ремонт ТГ-2 Томской ГРЭС_2) и послеаварийных режимов (отключение II СШ-110 кВ Томской ГРЭС-2) для весенне-осеннего максимума 2016 г. приведены на рисунках 5.19 - 5.23 (не приводятся).

Рисунок 5.19 - Максимум весна - осень 2016 г.
Ремонт ТГ-2 Томской ГРЭС-2

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.20 - Максимум весна - осень 2016 г. Послеаварийный
режим отключения II СШ-110 кВ Томской ГРЭС-2

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.21 - Максимум весна - осень 2016 г. Послеаварийный
режим отключения II СШ-110 кВ Томской ГРЭС-2 с учетом
ввода ограничений потребителей в объеме 15 МВт

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.22 - Максимум весна - осень 2016 г. Послеаварийный
режим отключения II СШ-110 кВ Томской ГРЭС-2 с учетом
перефиксации Т-23 Томской ГРЭС-2 на I СШ-110 кВ

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.23 - Максимум весна - осень 2016 г. Послеаварийный
режим отключения I СШ-110 кВ Томской ГРЭС-2 с учетом
перефиксации Т-23 Томской ГРЭС-2 на I СШ-110 кВ

Рисунок не приводится.

Энергорайон "Юг"

Энергорайон "Юг" включает в себя основные энергообъекты: ПС 500 кВ Томская, ПС 220 кВ Восточная, ПС 220 кВ Зональная, ПС 220 кВ ГПП-220, ПС 220 кВ Асино, ПС 220 кВ Володино, ПС 220 кВ Чажемто, ПС 220 кВ Мельниково, ПС 220 кВ Парабель, ПС 220 кВ ЭС-2 СХК, Томская ГРЭС-2, Томская ТЭЦ-3, ТЭЦ СХК.
Питание энергорайона осуществляется по АТ-1 и АТ-2 ПС 500 кВ Томская, ВЛ 220 кВ АТ-216, ВЛ 220 кВ АТ-215, транзиту 110 кВ Зональная - Яшкинская, входящих в контролируемое сечение "Красноярск, Кузбасс - Томск" (далее - КС).
Наиболее сложными схемно-режимными ситуациями, приводящими к нарушению допустимых параметров режима в летний период, являются:
- вывод в ремонт ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская (ВЛ 500 кВ Итатская - Томская) и аварийное отключение ВЛ 500 кВ Итатская - Томская (ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская);
- вывод в ремонт ВЛ 500 кВ Итатская - Томская или ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская и аварийное отключение ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216);
- вывод в ремонт ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская или ВЛ 500 кВ Итатская - Томская и аварийное отключение ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215);
- вывод в ремонт АТ-2 или АТ-1 ПС 500 кВ Томская и аварийное отключение АТ-1 или АТ-2 ПС 500 кВ Томская.
Для увеличения МДП в КС в ремонтных схемах (отключены ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская или ВЛ 500 кВ Итатская - Томская, АТ-1 или АТ-2 ПС 500 кВ Томская) на ПС 500 кВ Томская установлена автоматика разгрузки при разрыве электропередачи 500 кВ (АРРП-500), включающая в себя:
- устройство контроля мощности предшествующего режима (УКПР);
- устройство отключения нагрузки (УОН);
- устройство фиксации отключения линий 500 кВ (ФОЛ) и автотрансформаторов (ФОТ).
АРРП-500 ПС 500 кВ Томская предназначена для недопущения токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216) и/или ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215) при отключении ВЛ 500 кВ ВЛ 500 кВ Итатская - Томская и ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская или АТ-1 и АТ-2 на ПС 500 кВ Томская.
Существующее УКПР осуществляет контроль перетока активной мощности в КС только по ВЛ 500 кВ что приводит к следующим недостаткам:
- возможна излишняя работа автоматики (косвенный метод определения перегрузки ВЛ 220 кВ ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216) и/или ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215) не позволяет исключить излишнюю работу АРРП-500);
- невозможно использовать АРРП-500 для увеличения МДП в двойных ремонтных схемах (отключены ВЛ 500 кВ Итатская - Томская и ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская или АТ-1 и АТ-2 на ПС 500 кВ Томская) в связи с отсутствием замера активной мощности по ВЛ 220 кВ ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216) и ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215).
В послеаварийном режиме (отключение ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216) (или ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)) (далее - ВЛ 220 кВ АТ-215, ВЛ 220 кВ АТ-216)) ремонтной схемы (ВЛ 500 кВ Итатская - Томская (или ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская или АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Томская)) в летний период максимальный имеет место превышение МДП в КС до 89 МВт (фактический переток в КС "Красноярск, Кузбасс - Томск" составляет 488 МВт при величине МДП 399 МВт).
В настоящее время в качестве режимных мероприятий, направленных на ликвидацию недопустимых послеаварийных режимов требуется загрузка электрических станций: ТЭЦ СХК, Томской ГРЭС-2, Томской ТЭЦ-3, Томская ТЭЦ-1, вспомогательной котельной ООО "Томскнефтехим" или ввод ГАО в объеме до 89 МВт в энергорайоне "Юг" в летний период.
Для исключения работы ТЭС Томской энергосистемы в конденсационном режиме целесообразно выполнить АОПО ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная и АОПО ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная с действием на отключение нагрузки в Томской энергосистеме.

5.4.2. Описание режимов работы электрической сети
Томской энергосистемы с учетом ввода транзита
500 кВ Томск - Нижневартовская ГРЭС

За пределами рассматриваемого в СиПР ЕЭС периода, после 2021 года в Томской энергосистеме имеется вероятность ввода транзита 500 кВ, Томск - Нижневартовская ГРЭС. Для оценки его влияния на Томскую энергосистему в работе проведены дополнительные расчеты электроэнергетических режимов с учетом ввода транзита 500 кВ, Томск - Нижневартовская ГРЭС.
Уровень нагрузок Томской энергосистемы, заложенный в электрические расчеты, принят 1424 МВт, что на 38 МВт выше уровня 2020 года.
В расчетных схемах были учтены следующие вводы электросетевых объектов.
Электросетевой комплекс напряжением 500 кВ.
Новое строительство.
- ВЛ 500 кВ Томская - Парабель, АС-330x3, 341 км;
- ВЛ 500 кВ Советско-Соснинская - Парабель, АС-330x3, 393,4 км;
- ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская 30 км.
Количество и мощность устанавливаемых УКРМ:
- ПС 220 кВ Володино, шины 110 кВ - демонтаж ШР-100 Мвар, установка ШР-25 Мвар и УШР-25 Мвар;
- ПС 500 кВ Парабель, шины 500 кВ - установка ШР-180 Мвар на ВЛ 500 кВ Томская - Парабель и ШР-180 Мвар на ВЛ 500 кВ Советско-Соснинская - Парабель; шины 220 кВ - установка двух УШР-100 Мвар, шины 110 кВ - демонтаж ШР-100 Мвар;
- ПС 500 кВ Советско-Соснинская, шины 500 кВ - установка ШР-180 Мвар на ВЛ 500 кВ Советско-Соснинская - Парабель.
Электросетевой комплекс напряжением 110 кВ.
Реконструкция.
- Реконструкция ряда ПС 110 кВ с заменой трансформаторов, в том числе:
- ПС 110 кВ Западная - реконструкция с заменой трансформаторов 1x40,5 МВА, 1x40 МВА на 2x63 МВА;
- ПС 110 кВ Крапивинская - реконструкция с заменой трансформаторов 2x25 МВА на 2x40 МВА.
В таблице 5.10 приведены располагаемая мощность электростанций и их балансовая загрузка в режимах, для которых производились расчеты.

Таблица 5.10 - Участие электростанций

в МВт
Наименование электростанций
Располагаемая мощность, МВт
Балансовая загрузка электростанций, МВт
Зимние режимы
Летние режимы
Зимние режимы
Летние режимы
Томская ГРЭС-2 (АО "Томская генерация")
331
328
238
40
Томская ТЭЦ-3 (АО "Томская генерация")
140
117
135
0
Томская ТЭЦ-1 (АО "Томская генерация")
14,7
14,7
14
14
ТЭЦСХК (Госкорпорация "Росатом")
207
206
70
35
ГТЭС Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
4,6
4
4,6
4
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
12
11
12
11
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
2,5
2,5
2
2
ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
17
16
17
16
Вспомогательная котельная ООО "Томскнефтехим" (ОАО "Сибурэнергоменеджмент)
14
14
14
14
ГТЭС Шингинская (ОАО "Газпромнефть-Восток")
16
16
16
16
ГТЭС Пионерная (ОАО "Томскнефть" ВНК)
11
11
11
11

В нормальных схемах переток по транзиту 220 кВ и 500 кВ Томская - Нижневартовская ГРЭС направлен как со стороны ПС 500 кВ Томская, так и со стороны Нижневартовской ГРЭС. Точкой раздела по сети 500 кВ является ПС 500 кВ Советско-Соснинская, по сети 220 кВ - ПС 220 кВ Чапаевка. Загрузка транзита 220 кВ Томская - Нижневартовская ГРЭС в нормальном режиме зимнего максимума со стороны ПС 500 кВ Томская составляет 27,2% (188 А) от допустимого тока провода 690 А и 31,3% от номинального тока электрооборудования 600 А.
Загрузка автотрансформаторов в режиме зимнего максимума на ПС 500 кВ Парабель и ПС 500 кВ Советско-Соснинская составляют 30% и 32% от номинальной мощности АТ (501 МВА) соответственно.
Уровни напряжения в сети 110-220-500 кВ с учетом СКРМ, установленных на транзите 220 - 500 кВ Томская - Нижневартовская ГРЭС, не превышают наибольшее рабочее и не снижаются ниже номинального.
Результаты расчетов для нормальных схем приведены на чертежах № 329/143-ЭЭС.12-329/143-ЭЭС.15.
Результаты расчетов режимов, выполненные для проверки загрузки элементов сети 110 - 220 кВ Томской энергосистемы приведены по районам и отдельным объектам в табличной и графической форме.

Город Томск

Для проверки работоспособности электрической сети 110 - 220 кВ, питающей г. Томск, проведены расчеты потокораспределения и уровней напряжения для характерных нормальных, ремонтных схем и послеаварийных режимов зимнего и летнего максимумов нагрузок.
Анализ режимов зимнего и летнего максимумов нагрузок для нормальной схемы и послеаварийных режимов показал:
- загрузка линий 110-220 кВ и уровни напряжения не превышают допустимые параметры;
- загрузка АТ-3, АТ-4 ПС 220 кВ Восточная не превышает 88%;
- загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 220 кВ Зональная не превышает 69%;
- загрузка АТ-1, АТ-2 ПС 220 кВ ГПП-220 не превышает 71%;
- в режиме аварийного отключения 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Восточная действием УРОВ при ремонте ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215) выявлена наибольшая загрузка ВЛ 220 кВ Томская - Восточная II цепь (Т-203) - 712 А (249,4 МВт), что составляет 113% от номинального тока ВЧ-заградителя 630 А на ПС 220 кВ Восточная. Для исключения перегруза электрооборудования рекомендуется подготовка ремонта ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215), в качестве которой может рассматриваться загрузка Томской ГРЭС-2 до 100 МВт.
Результаты расчетов режимов, характеризующие загрузку элементов сети 110 - 220 кВ на территории города Томска, приведены в таблице 5.11.
Результат расчета послеаварийного режима отключения 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Восточная действием УРОВ во время ремонта ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215) для летнего максимума приведен на рисунке 5.24 (не приводится), с выполнением схемно-режимных мероприятий - на рисунке 5.25 (не приводится).

Таблица 5.11 - Загрузка элементов сети 110 - 220 кВ
на территории города Томска в нормальных, ремонтных
схемах и послеаварийных режимах

Наименование элементов сети
Кратк. дисп. наим.
Загрузка ВЛ, АТ
Iдоп.ВЛ, Iдоп.ошин., IномАТ, А
Iном эл. оборуд., А
% загрузки ВЛ, ошин., АТ
% загрузки эл. оборуд.
МВт, МВА
А
Зимний максимум
Нормальная схема
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
86,3
219
503
-
43,5
-
АТ-4
86,4
219
503
-
43,5
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
81,9
209
502
-
41,6
-
АТ-2
84,9
216
502
-
43,0
-
АТ ПС 220 кВ ГПП-220
АТ-1
43,1
109
313
-
34,8
-
АТ-2
42,6
107
313
-
34,2
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
83,3
213
1219
1000
17,5
21,3
Т-203
83,3
213
1219
630
17,5
33,8
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
26,3
97
1219
1000
8,0
9,7
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
49,7
126
1219
1000
10,3
12,6
ВЛ 220 кВ ГПП-220 - ЭС-2 СХК
Т-214
52,7
139
1064
1000
13,1
13,9
ВЛ 220 кВ ЭС-1 СХК - ЭС-2 СХК
Л-3
38,9
131
1219
1000
10,7
13,1
ВЛ 220 кВ Томская ТЭЦ-3 - ГПП-220 I, II цепь
Т-211
55,1
145
1064
1000
13,6
14,5
Т-212
55,1
145
1064
1000
13,6
14,5
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
74,8
201
1200
1000
16,8
20,1
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
55,5
179
1219
1000
14,7
17,9
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
73,1
225
1200
1000
18,8
22,5
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
25,8
147
581
600
25,3
24,5
С-1
25,8
147
581
600
25,3
24,5
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
36,4
179
658
600
27,2
29,8
С-3
36,4
179
658
600
27,2
29,8
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
40,1
201
658
1000
30,6
20,1
С-82
40,1
201
658
1000
30,6
20,1
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
23,4
117
555
600
21,1
19,5
С-82
23,4
117
555
600
21,1
19,5
Послеаварийные режимы
Отключение АТ-3(4) ПС 220 кВ Восточная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
откл.
-
503
-
-
-
АТ-4
123,9
314
503
-
62,4
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
98,2
250
502
-
49,8
-
АТ-2
101,8
259
502
-
51,6
-
Отключение АТ-1(2) ПС 220 кВ Зональная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
103,6
262
503
-
52,1
-
АТ-4
103,6
262
503
-
52,1
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
откл.
-
502
-
-
-
АТ-2
117,8
299
502
-
59,6
-
Отключение АТ-1(2) ПС 220 кВ ГПП-220
АТ ПС 220 кВ ГПП-220
АТ-1
откл.
-
313
-
-
-
АТ-2
87,3
221
313
-
70,6
-
Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь (Т-204, Т-203)
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
откл.
-
1219
1000
-
-
Т-203
откл.
-
1219
630
-
-
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
21,7
83
1219
1000
6,8
8,3
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
149,1
380
1219
1000
31,2
38,0
ВЛ 220 кВ ГПП-220 - ЭС-2 СХК
Т-214
114,2
296
1064
1000
27,8
29,6
ВЛ 220 кВ ЭС-1 СХК - ЭС-2 СХК
Л-3
43,4
137
1219
1000
11,2
13,7
ВЛ 220 кВ Томская ТЭЦ-3 - ГПП-220 I, II цепь
Т-211
71,4
187
1064
1000
17,6
18,7
Т-212
71,4
187
1064
1000
17,6
18,7
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
49,6
135
1200
1000
11,3
13,5
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
78,1
232
1219
1000
19,0
23,2
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
92,4
271
1200
1000
22,6
27,1
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
28,2
168
581
600
28,9
28,0
С-1
28,2
168
581
600
28,9
28,0
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
34
169
658
600
25,7
28,2
С-3
34
169
658
600
25,7
28,2
Отключение ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь (С-2, С-1)
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
97,3
247
503
-
49,1
-
АТ-4
97,3
247
503
-
49,1
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
73,7
188
502
-
37,5
-
АТ-2
76,4
194
502
-
38,6
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
61
161
1200
1000
13,4
16,1
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
откл.
-
581
600
-
-
С-1
откл.
-
581
600
-
-
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
62,2
308
658
600
46,8
51,3
С-3
62,2
308
658
600
46,8
51,3
Отключение ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь (С-4, С-3)
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
72,3
183
503
-
36,4
-
АТ-4
72,3
183
503
-
36,4
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
94,9
242
502
-
48,2
-
АТ-2
98,3
251
502
-
50,0
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
97,2
261
1200
1000
21,8
26,1
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
62,2
311
581
600
53,5
51,8
С-1
62,2
311
581
600
53,5
51,8
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
откл.
-
658
600
-
-
С-3
откл.
-
658
600
-
-
Летний максимум
Нормальная схема
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
90,7
227
503
-
45,1
-
АТ-4
90,6
227
503
-
45,1
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
70,8
178
502
-
35,5
-
АТ-2
73,4
185
502
-
36,9
-
АТ ПС 220 кВ ГПП-220
АТ-1
28,7
71
313
-
22,7
-
АТ-2
28,3
70
313
-
22,4
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
86,4
246
945
1000
26,0
24,6
Т-203
86,4
246
945
630
26,0
39,0
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
31,4
112
945
1000
11,9
11,2
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
30,8
85
945
1000
9,0
8,5
ВЛ 220 кВ ГПП-220 - ЭС-2 СХК
Т-214
34,4
116
825
1000
14,1
11,6
ВЛ 220 кВ ЭС-1 СХК - ЭС-2 СХК
Л-3
52,7
178
945
1000
18,8
17,8
ВЛ 220 кВ Томская ТЭЦ-3 - ГПП-220 I, II цепь
Т-211
16,9
50
825
1000
6,1
5,0
Т-212
16,9
50
825
1000
6,1
5,0
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
64,2
177
930
1000
19,0
17,7
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
47,4
143
945
1000
15,1
14,3
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
62,3
184
930
1000
19,8
18,4
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
9,5
48
450
600
10,7
8,0
С-1
9,5
48
450
600
10,7
8,0
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
3,9
52
510
600
10,2
8,7
С-3
3,9
52
510
600
10,2
8,7
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
17,7
87
510
1000
17,1
8,7
С-82
17,7
87
510
1000
17,1
8,7
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
6,6
32
430
600
7,4
5,3
С-82
6,6
32
430
600
7,4
5,3
ВЛ 110 кВ Зональная - Предтеченск
С-86
2,2
11
375
300
2,9
3,7
ВЛ 110 кВ Предтеченск - Межениновка
С-11
0,4
2
375
600
0,5
0,3
ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново
С-12
1,2
7
375
200
1,9
3,5
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново
А-27
2,9
14
375
200
3,7
7,0
Ремонтные схемы и послеаварийные режимы
Ремонт АТ-3(4) ПС 220 кВ Восточная и аварийное отключение АТ-1(2) ПС 220 кВ Зональная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
откл.
-
503
-
-
-
АТ-4
158,1
395
503
-
78,5
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
откл.
-
502
-
-
-
АТ-2
133,8
336
502
-
66,9
-
Ремонт АТ-3(4) ПС 220 кВ Восточная и аварийное отключение АТ-4(3) ПС 220 кВ Восточная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
откл.
-
503
-
-
-
АТ-4
откл.
-
503
-
-
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
132,1
334
502
-
66,5
-
АТ-2
137,0
346
502
-
68,9
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
165,2
467
930
1000
50,2
46,7
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
34,5
223
450
600
49,6
37,2
С-1
34,5
223
450
600
49,6
37,2
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
48,1
270
510
600
52,9
45,0
С-3
48,1
270
510
600
52,9
45,0
Ремонт АТ-1(2) ПС 220 кВ Зональная и аварийное отключение АТ-2(1) ПС 220 кВ Зональная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
143,4
358
503
-
71,2
-
АТ-4
143,3
358
503
-
71,2
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
откл.
-
502
-
-
-
АТ-2
откл.
-
502
-
-
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
43,6
128
930
1000
13,8
12,8
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
41,7
218
450
600
48,4
36,3
С-1
41,7
218
450
600
48,4
36,3
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
28,1
151
510
600
29,6
25,2
С-3
28,1
151
510
600
29,6
25,2
Отключение АТ-1(2) ПС 220 кВ ГПП-220
АТ ПС 220 кВ ГПП-220
АТ-1
откл.
-
313
-
-
-
АТ-2
57,6
143
313
-
45,7
-
Ремонт АТ-1(2) ПС 220 кВ ГПП-220 и аварийное отключение АТ-2(1) ПС 220 кВ ГПП-220 с включением выключателя на ПС 220 кВ ГПП-220 В-110 ВЛ 110 кВ ГПП-220 - ГПП-2 СХК (Т-2)
АТ ПС 220 кВ ГПП-220
АТ-1
откл.
-
313
-
-
-
АТ-2
откл.
-
313
-
-
-
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
48,4
147
945
1000
15,6
14,7
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
29,7
84
945
1000
8,9
8,4
ВЛ 220 кВ ГПП-220 - ЭС-2 СХК
Т-214
66,6
190
825
1000
23,0
19,0
ВЛ 220 кВ ЭС-1 СХК - ЭС-2 СХК
Л-3
91,9
264
945
1000
27,9
26,4
ВЛ 110 кВ ГПП-220 - ГПП-2 СХК
Т-2
55,9
289
415
600
69,6
48,2
Ремонт АТ-1(2) ПС 500 кВ Томская и аварийное отключение АТ-2(1) ПС 500 кВ Томская
АТ ПС 500 кВ Томская
АТ-1
откл.
-
578
-
-
-
АТ-2
откл.
-
578
-
-
-
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
72,3
186
503
-
37,0
-
АТ-4
72,2
186
503
-
37,0
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
73,9
191
502
-
38,0
-
АТ-2
76,6
198
502
-
39,4
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
36,5
123
945
1000
13,0
12,3
Т-203
36,5
123
945
630
13,0
19,5
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
78,3
211
930
1000
22,7
21,1
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
216,5
564
945
1000
59,7
56,4
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
215,8
566
930
1000
60,9
56,6
ВЛ 110 кВ Зональная - Предтеченск
С-86
30,0
158
375
300
42,1
52,7
ВЛ 110 кВ Предтеченск - Межениновка
С-11
32,2
167
375
600
44,5
27,8
ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново
С-12
34,3
175
375
200
46,7
87,5
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново
А-27
35,9
183
375
200
48,8
91,5
Ремонт ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216) и аварийное отключение ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
АТ ПС 500 кВ Томская
АТ-1
287,3
325
578
-
56,2
-
АТ-2
287,3
325
578
-
56,2
-
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
90,1
229
503
-
45,5
-
АТ-4
90,1
229
503
-
45,5
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
59,7
153
502
-
30,5
-
АТ-2
61,8
158
502
-
31,5
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
119,8
342
945
1000
36,2
34,2
Т-203
119,8
342
945
630
36,2
54,3
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
109,0
308
930
1000
33,1
30,8
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
откл.
-
945
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
откл.
-
930
1000
-
-
ВЛ 110 кВ Зональная - Предтеченск
С-86
7,0
35
375
300
9,3
11,7
ВЛ 110 кВ Предтеченск - Межениновка
С-11
8,8
44
375
600
11,7
7,3
ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново
С-12
10,5
52
375
200
13,9
26,0
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново
А-27
12,2
60
375
200
16,0
30,0
Ремонт ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I цепь (Т-204) и аварийное отключение ВЛ 220 кВ Томская - Восточная II цепь (Т-203)
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
80,2
203
503
-
40,4
-
АТ-4
80,1
203
503
-
40,4
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
откл.
-
945
1000
-
-
Т-203
откл.
-
945
630
-
-
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
26,8
93
945
1000
9,8
9,3
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
134,1
374
945
1000
39,6
37,4
ВЛ 220 кВ ГПП-220 - ЭС-2 СХК
Т-214
98,2
288
825
1000
34,9
28,8
ВЛ 220 кВ ЭС-1 СХК - ЭС-2 СХК
Л-3
57,3
182
945
1000
19,3
18,2
ВЛ 220 кВ Томская ТЭЦ-3 - ГПП-220 I, II цепь
Т-211
33,7
97
825
1000
11,8
9,7
Т-212
33,7
97
825
1000
11,8
9,7
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
38,1
100
930
1000
10,8
10,0
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
70,0
214
945
1000
22,6
21,4
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
81,7
245
930
1000
26,3
24,5
Ремонт ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I цепь (С-2) и аварийное отключение II СШ-110 кВ Томской ГРЭС-2
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
85,4
213
503
-
42,3
-
АТ-4
85,4
213
503
-
42,3
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
72,5
186
502
-
37,1
-
АТ-2
75,2
193
502
-
38,4
-
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
откл.
-
450
600
-
-
С-1
откл.
-
450
600
-
-
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
25,7
132
510
600
25,9
22,0
С-3
откл.
-
510
600
-
-
Отключение 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Восточная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
откл.
-
503
-
-
-
АТ-4
166,3
414
503
-
82,3
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
89,0
247
945
1000
26,1
24,7
Т-203
откл.
-
945
630
-
-
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
откл.
-
945
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
19,2
52
945
1000
5,5
5,2
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
откл.
-
930
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
33,1
108
945
1000
11,4
10,8
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
откл.
-
930
1000
-
-
Ремонт АТ-1(2) ПС 220 кВ Зональная и аварийное отключение 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Восточная действием УРОВ
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
откл.
-
503
-
-
-
АТ-4
176,7
441
503
-
87,7
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
91,7
256
945
1000
27,1
25,6
Т-203
откл.
-
945
630
-
-
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
откл.
-
945
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
21,3
59
945
1000
6,2
5,9
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
откл.
-
930
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
37,7
118
945
1000
12,5
11,8
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
откл.
-
930
1000
-
-
Отключение 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Восточная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
114,1
290
503
-
57,7
-
АТ-4
откл.
-
503
-
-
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
откл.
-
945
1000
-
-
Т-203
181,3
520
945
630
55,0
82,5
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
24,8
89
945
1000
9,4
8,9
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
откл.
-
945
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
57,2
156
930
1000
16,8
15,6
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
откл.
-
945
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
94,7
276
930
1000
29,7
27,6
Ремонт ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215) и аварийное отключение 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Восточная действием УРОВ (генерация Томская ГРЭС - 40 МВт)
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
114,5
295
503
-
58,6
-
АТ-4
откл.
-
503
-
-
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
откл.
-
945
1000
-
-
Т-203
249,4
712
945
630
75,3
113,0
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
20,6
70
945
1000
7,4
7,0
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
откл.
-
945
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
126,7
358
930
1000
38,5
35,8
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
откл.
-
945
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
откл.
-
930
1000
-
-
Ремонт ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215) и аварийное отключение 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Восточная действием УРОВ (генерация Томская ГРЭС - 100 МВт)
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
94,2
241
503
-
47,9
-
АТ-4
откл.
-
503
-
-
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
откл.
-
945
1000
-
-
Т-203
212,4
603
945
630
63,8
95,7
ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК
Т-201
22,9
82
945
1000
8,7
8,2
ВЛ 220 кВ Восточная - ЭС-2 СХК
Т-202
откл.
-
945
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
105,8
294
930
1000
31,6
29,4
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная
АТ-216
откл.
-
945
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
откл.
-
930
1000
-
-

Рисунок 5.24 - Летний максимум. Ремонт ВЛ 220 кВ
Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215) и аварийное отключение
2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Восточная действием УРОВ

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.25 - Летний максимум. Ремонт ВЛ 220 кВ
Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215) и аварийное отключение
2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Восточная действием УРОВ
Генерация Томской ГРЭС-2 100 МВт

Рисунок не приводится.

Сечение "Томск - Левобережье"

Результаты расчетов электрических режимов, выполненные с учетом ввода ВЛ 500 кВ транзита Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС, с загрузкой элементов сети 110 - 220 кВ района Томская - Володино, Зональная - Левобережная - Мельниково для нормальных, ремонтных схем и послеаварийных режимов зимнего и летнего максимумов приведены в таблице 5.12.

Таблица 5.12 - Загрузка элементов сети 110 - 220 кВ
района Томская - Володино, Зональная - Левобережная -
Мельниково в нормальных, ремонтных схемах
и послеаварийных режимах

Элементы сети
Кратк. дисп. наим.
Загрузка ВЛ, АТ
Iдоп.ВЛ, Iдоп.ошин., IномАТ, А
Iном эл. оборуд., А
% загрузки ВЛ, ошин., АТ
% загрузки эл. оборуд.
МВт, МВА
А
Зимний максимум
Нормальная схема
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
86,3
219
503
-
43,5
-
АТ-4
86,4
219
503
-
43,5
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
81,9
209
502
-
41,6
-
АТ-2
84,9
216
502
-
43,0
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
69,2
187
890
1000
21,0
18,7
ТВ-221
69,2
187
890
1000
21,0
18,7
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
61,2
159
780
600
20,4
26,5
ТВ-221
61,2
159
780
600
20,4
26,5
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
83,3
213
1219
1000
17,5
21,3
Т-203
83,3
213
1219
630
17,5
33,8
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
74,8
201
1200
1000
16,8
20,1
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
73,8
209
1200
1000
17,4
20,9
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
40,1
201
658
1000
30,5
20,1
С-82
40,1
201
658
1000
30,5
20,1
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
23,4
117
555
600
21,1
19,5
С-82
23,4
117
555
600
21,1
19,5
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15
7,2
38
658
600
5,8
6,3
С-16
7,2
38
658
600
5,8
6,3
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
36,4
179
658
600
27,2
29,8
С-3
36,4
179
658
600
27,2
29,8
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
25,8
146
581
600
25,1
24,3
С-1
25,8
146
581
600
25,1
24,3
Послеаварийные режимы
Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I (II) цепь (ТВ-231(ТВ-221))
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
откл.
-
890
1000
-
-
ТВ-221
106,9
282
890
1000
31,7
28,2
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
откл.
-
780
600
-
-
ТВ-221
90,6
238
780
600
30,5
39,7
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
46,3
230
658
1000
35,0
23,0
С-82
46,3
230
658
1000
35,0
23,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
29,5
147
555
600
26,5
24,5
С-82
29,5
147
555
600
26,5
24,5
Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь (ТВ-231, ТВ-221)
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
102,6
261
1219
1000
21,4
26,1
Т-203
102,6
261
1219
630
21,4
41,4
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
99,9
260
1200
1000
21,7
26,0
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
71,8
208
1200
1000
17,3
20,8
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
64,6
320
658
1000
48,6
32,0
С-82
64,6
320
658
1000
48,6
32,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
47,5
238
555
600
42,9
39,7
С-82
47,5
238
555
600
42,9
39,7
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15
31,3
162
658
600
24,6
27,0
С-16
31,3
162
658
600
24,6
27,0
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
44,6
220
658
600
33,4
36,7
С-3
44,6
220
658
600
33,4
36,7
Отключение ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I (II) цепь (С-83(С-82))
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
откл.
-
658
1000
-
-
С-82
75,1
377
658
1000
57,3
37,7
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
откл.
-
555
600
-
-
С-82
41,3
208
555
600
37,5
34,7
Отключение ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь (С-2, С-1)
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
94,9
242
502
-
48,2
-
АТ-2
98,3
251
502
-
50,0
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
97,2
261
1200
1000
21,8
26,1
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
76,3
217
1200
1000
18,1
21,7
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
62,2
311
581
600
53,5
51,8
С-1
62,2
311
581
600
53,5
51,8
Отключение 2(1) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Зональная
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
120,5
306
502
-
61,0
-
АТ-2
откл.
-
502
-
-
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
39,4
102
1200
1000
8,5
10,2
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
67,0
190
1200
1000
15,8
19,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
68,1
343
658
1000
52,1
34,3
С-82
откл.
-
658
1000
-
-
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
50,9
258
555
600
46,5
43,0
С-82
16,5
87
555
600
15,7
14,5
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15
1,0
21
658
600
3,2
3,5
С-16
1,0
21
658
600
3,2
3,5
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
25,8
147
581
600
25,3
24,5
С-1
25,8
147
581
600
25,3
24,5
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
72,9
363
658
600
55,2
60,5
С-3
откл.
-
658
600
-
-
Летний максимум
Нормальная схема
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
90,6
227
503
-
45,1
-
АТ-4
90,7
227
503
-
45,1
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
70,8
178
502
-
35,5
-
АТ-2
73,4
185
502
-
36,9
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
41,9
116
890
1000
13,0
11,6
ТВ-221
41,9
116
890
1000
13,0
11,6
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
35,7
90
780
600
11,5
15,0
ТВ-221
35,7
90
780
600
11,5
15,0
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
86,4
246
1219
1000
20,2
24,6
Т-203
86,4
246
1219
630
20,2
39,0
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
64,2
177
1200
1000
14,8
17,7
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
62,8
169
1200
1000
14,1
16,9
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
17,7
87
658
1000
13,2
8,7
С-82
17,7
87
658
1000
13,2
8,7
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
6,6
32
555
600
5,8
5,3
С-82
6,6
32
555
600
5,8
5,3
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15
1,4
17
658
600
2,6
2,8
С-16
1,4
17
658
600
2,6
2,8
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
3,9
52
658
600
7,9
8,7
С-3
3,9
52
658
600
7,9
8,7
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
9,5
48
581
600
8,3
8,0
С-1
9,5
48
581
600
8,3
8,0
Ремонтные схемы и послеаварийные режимы
Ремонт ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка (I) II цепь ((ТВ-221) ТВ-231) и аварийное отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I (II) цепь (ТВ-221(ТВ-231))
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
97,8
267
945
1000
28,3
26,7
Т-203
97,8
267
945
630
28,3
42,4
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
79,1
208
930
1000
22,4
20,8
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
61,3
169
930
1000
18,2
16,9
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
32,0
156
510
1000
30,6
15,6
С-82
32,0
156
510
1000
30,6
15,6
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
20,7
103
430
600
24,0
17,2
С-82
20,7
103
430
600
24,0
17,2
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15
12,7
70
510
600
13,7
11,7
С-16
12,7
70
510
600
13,7
11,7
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
0,9
55
510
600
10,8
9,2
С-3
0,9
55
510
600
10,8
9,2
Ремонт ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная (Т-208) и аварийное отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I (II) цепь (ТВ-221(ТВ-231))
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
откл.
-
690
1000
-
-
ТВ-221
68,7
179
690
1000
25,9
17,9
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
откл.
-
605
600
-
-
ТВ-221
56,2
142
605
600
23,5
23,7
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
80,3
226
945
1000
23,9
22,6
Т-203
80,3
226
945
630
23,9
35,9
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
откл.
-
930
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
89,2
242
930
1000
26,0
24,2
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
19,4
95
510
1000
18,6
9,5
С-82
19,4
95
510
1000
18,6
9,5
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
8,3
41
430
600
9,5
6,8
С-82
8,3
41
430
600
9,5
6,8
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15
0,3
22
510
600
4,3
3,7
С-16
0,3
22
510
600
4,3
3,7
Ремонт ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I (II) цепь (С-83(С-82)) и аварийное отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I (II) цепь (ТВ-221(ТВ-231))
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
откл.
-
690
1000
-
-
ТВ-221
66,7
175
690
1000
25,4
17,5
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
откл.
-
605
600
-
-
ТВ-221
54,2
138
605
600
22,8
23,0
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
88,4
249
945
1000
26,3
24,9
Т-203
88,4
249
945
630
26,3
39,5
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
66,8
182
930
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная
АТ-215
62,5
170
930
1000
18,3
17,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
откл.
-
510
1000
-
-
С-82
40,4
198
510
1000
38,8
19,8
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
откл.
-
430
600
-
-
С-82
18,0
89
430
600
20,7
14,8
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15
1,0
22
510
600
4,3
3,7
С-16
1,0
22
510
600
4,3
3,7

Анализ послеаварийных режимов для нормальной схемы зимнего и летнего максимума, выполненных с учетом ввода ВЛ 500 кВ транзита Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС, показал, что загрузка элементов сети 110 - 220 кВ района Томская - Володино, Зональная - Левобережная - Мельниково не превышает допустимые параметры оборудования и ВЛ. Уровни напряжения в сети 110 - 220 кВ в послеаварийных режимах не превышают наибольшее рабочее и не снижаются ниже номинального. Отключение нагрузки потребителей не требуется.
Результат расчета послеаварийного режима отключения двухцепной ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221 для зимнего максимума приведен на рисунке 5.26 (не приводится).
Результат расчета послеаварийного режима отключения ВЛ 220 кВ ТВ-221 при ремонте ВЛ 220 кВ ТВ-231 для летнего максимума приведен на рисунке 5.27 (не приводится).

Рисунок 5.26 - Зимний максимум. Аварийное отключение
двухцепной ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой
на ПС Орловка I, II цепь

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.27 - Летний максимум. Ремонт ВЛ 220 кВ Томская -
Володино с отпайкой на ПС Орловка I (II) цепь и отключение
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка
(I) II цепь

Рисунок не приводится.

Транзит 110 кВ Парабель - Двуреченская - Чапаевка

В расчетной схеме учтены следующие вводы в энергорайоне "Север": ввод ГТЭС Пионерная (16 МВт, 2016 г.), замена существующих 3xАТ-63 МВА на ПС 500 кВ Парабель на 2x125 МВА, ввод транзита 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская - Парабель - Томская (764,5 км). С вводом транзита 500 кВ принята параллельная работа по транзиту 110 кВ Парабель - Двуреченская - Чапаевка.
В режимах зимнего и летнего максимума нагрузок, выполненных с учетом ввода ВЛ 500 кВ транзита Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС, потребление транзита 110 кВ Парабель - Двуреченская - Чапаевка принято для зимнего периода на уровне 168 МВт, из которых 63 МВт покрывается от ГТЭС, расположенных в энергоузле "ПС 220 кВ Парабель", для летнего периода на уровне 140 МВт, из которых 60 МВт покрывается от ГТЭС, расположенных в энергоузле "ПС 220 кВ Парабель".
Результаты расчетов для нормальных, ремонтных схем и послеаварийных режимов работы транзита 110 кВ Парабель - Двуреченская - Чапаевка и загрузка АТ на ПС 220 кВ Парабель и ПС 220 кВ Чапаевка приведены в таблице 5.13.

Таблица 5.13 - Загрузка элементов сети транзита 110 кВ
Парабель - Двуреченская - Чапаевка в нормальных, ремонтных
схемах и послеаварийных режимах

Элементы сети
Кратк. дисп. наим.
Загрузка ВЛ, АТ
Iдоп.ВЛ <*>, IномАТ, А
Iном эл. оборуд., А
% загрузки ВЛ, АТ
% загрузки эл. оборуд.
МВт, МВА
А
Зимний максимум
Нормальная схема
АТ ПС 220 кВ Парабель
АТ-500
150,0
171
578
-
29,6
-
АТ-1
45,4
113
314
-
36,0
-
АТ-2
45,4
113
314
-
36,0
-
АТ ПС 220 кВ Чапаевка
АТ-1
33,5
81
158
-
51,3
-
АТ-2
33,2
80
158
-
50,6
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
31,4
156
780
600
20,0
26,0
С-103
31,5
157
780
600
20,1
26,2
ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская I, II цепь
С-110
15,2
78
780
600
10,0
13,0
С-109
15,2
78
780
600
10,0
13,0
ВЛ 110 кВ Игольская - Двуреченская с отпайками I, II цепь
С-140
14,9
76
503
600
15,1
12,7
С-141
14,9
76
503
600
15,1
12,7
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-97
10,9
67
503
600
13,3
-
С-98
10,9
67
503
600
13,3
-
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-97
9,9
56
503
360
11,1
15,6
С-98
9,9
56
503
360
11,1
15,6
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Чапаевка
С-91
21,1
109
490
400
22,2
27,3
С-92
21,1
109
490
400
22,2
27,3
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-91
18,0
95
490
600
19,4
15,8
С-92
18,0
95
490
600
19,4
15,8
Послеаварийные режимы
Отключение 1 системы шин 220 кВ ПС 500 кВ Парабель
АТ ПС 500 кВ Парабель
АТ-500
140,4
160
579
-
27,6
-
АТ-1
откл.
-
314
-
-
-
АТ-2
88,8
220
314
-
70,1
-
Отключение 2 системы шин 220 кВ ПС 500 кВ Парабель
АТ ПС 500 кВ Парабель
АТ-500
откл.
-
578
-
-
-
АТ-1
82,0
203
314
-
64,6
-
АТ-2
откл.
-
314
-
-
-
Отключение 1 системы шин 110 кВ ПС 500 кВ Парабель
АТ ПС 500 кВ Парабель
АТ-500
146,6
167
579
-
28,8
-
АТ-1
откл.
-
314
-
-
-
АТ-2
79,8
199
314
-
63,4
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
откл.
-
780
600
-
-
С-103


780
600
0,0
0,0
Отключение ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь (С-104, С-103). Выполнение АРОДЛ ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь (С-104, С-103) с действием на отключение нагрузки транзита в объеме 22 МВт
АТ ПС 500 кВ Парабель
АТ-500
123,1
140
578
-
24,2
-
АТ-1
14,1
35
314
-
11,1
-
АТ-2
14,1
35
314
-
11,1
-
АТ ПС 220 кВ Чапаевка
АТ-1
58,7
154
158
-
97,5
-
АТ-2
58,2
152
158
-
96,2
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Чапаевка
ЧС-226
22,6
59
780
400
7,6
-
ЧС-236
22,6
59
780
500
7,6
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
ЧС-226
22,8
60
780
630
7,7
-
ЧС-236
22,8
60
780
630
7,7
-
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
НСС-1
18,3
53
780
630
6,8
-
НСС-2
18,3
53
780
630
6,8
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
откл.
-
780
600
-
-
С-103
откл.
-
780
600
-
-
ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская I, II цепь
С-110
3,3
20
780
600
2,6
3,3
С-109
3,3
20
780
600
2,6
3,3
ВЛ 110 кВ Игольская - Двуреченская с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-140
28,7
168
503
600
33,4
28,0
С-141
28,7
168
503
600
33,4
28,0
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-97
32,5
200
503
600
39,8
33,3
С-98
32,5
200
503
600
39,8
33,3
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-97
29,4
190
503
360
37,8
52,8
С-98
29,4
190
503
360
37,8
52,8
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Чапаевка
С-91
49,5
247
490
400
50,4
61,8
С-92
49,5
247
490
400
50,4
61,8
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-91
41,9
235
490
600
48,0
39,2
С-92
41,9
235
490
600
48,0
39,2
Отключение ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь (С-91, С-92)
АТ ПС 500 кВ Парабель
АТ-500
169,8
193
578
-
33,4
-
АТ-1
68,4
171
314
-
54,5
-
АТ-2
68,4
171
314
-
54,5
-
АТ ПС 220 кВ Чапаевка
АТ-1
11,7
28
158
-
17,7
-
АТ-2
11,6
28
158
-
17,7
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
54,6
265
780
600
34,0
-
С-103
54,7
265
780
600
34,0
-
ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская I, II цепь
С-110
35,6
188
780
600
24,1
31,3
С-109
35,6
188
780
600
24,1
31,3
ВЛ 110 кВ Игольская - Двуреченская с отпайками I, II цепь
С-140
33,6
172
503
600
34,2
28,7
С-141
33,6
172
503
600
34,2
28,7
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-97
6,7
36
503
600
7,2
-
С-98
6,7
36
503
600
7,2
-
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-97
7,6
38
503
360
7,6
10,6
С-98
7,6
38
503
360
7,6
10,6
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Чапаевка
С-91
откл.
-
490
400
-
-
С-92
откл.
-
490
400
-
-
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-91
откл.
-
490
600
-
-
С-92
откл.
-
490
600
-
-
Летний максимум
Нормальная схема
АТ ПС 500 кВ Парабель
АТ-500
115,6
131
578
-
22,7
-
АТ-1
35,1
87
314
-
27,7
-
АТ-2
35,1
87
314
-
27,7
-
АТ ПС 220 кВ Чапаевка
АТ-1
26,2
64
158
-
40,5
-
АТ-2
26,0
63
158
-
39,9
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
23,0
118
605
600
19,5
19,7
С-103
23,1
118
605
600
19,5
19,7
ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская I, II цепь
С-110
11,5
58
605
600
9,6
9,7
С-109
11,5
58
605
600
9,6
9,7
ВЛ 110 кВ Игольская - Двуреченская с отпайками I, II цепь
С-140
14,1
75
390
600
19,2
12,5
С-141
14,1
75
390
600
19,2
12,5
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-97
7,3
47
390
600
12,1
-
С-98
7,3
47
390
600
12,1
-
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-97
6,9
38
390
360
9,7
10,6
С-98
6,9
38
390
360
9,7
10,6
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Чапаевка
С-91
16,7
89
380
400
23,4
22,3
С-92
16,7
89
380
400
23,4
22,3
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-91
14,3
75
380
600
19,7
12,5
С-92
14,3
75
380
600
19,7
12,5
Ремонтные схемы и послеаварийные режимы
Отключение 1 системы шин 220 кВ ПС 500 кВ Парабель
АТ ПС 500 кВ Парабель
АТ-500
109,3
124
579
-
21,4
-
АТ-1
откл.
-
314
-
-
-
АТ-2
68,7
170
314
-
54,1
-
Отключение 1 системы шин 110 кВ ПС 500 кВ Парабель
АТ ПС 500 кВ Парабель
АТ-500
112,9
128
579
-
22,1
-
АТ-1
откл.
-
314
-
-
-
АТ-2
61,5
153
314
-
48,7
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
откл.
-
780
600
-
-
С-103
38,1
189
780
600
24,2
31,5
Ремонт одной цепи и аварийное отключение второй цепи ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь (С-104, 103). Участие БСК-37,5 МВар на ПС 110 кВ Двуреченская
АТ ПС 500 кВ Парабель
АТ-500
102,0
116
578
-
20,1
-
АТ-1
12,0
30
314
-
9,6
-
АТ-2
12,0
30
314
-
9,6
-
АТ ПС 220 кВ Чапаевка
АТ-1
59,9
146
158
-
92,4
-
АТ-2
59,4
145
158
-
91,8
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Чапаевка
ЧС-226
25,7
63
605
400
10,4
-
ЧС-236
25,7
63
605
500
10,4
-
ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
ЧС-226
25,9
78
605
630
12,9
-
ЧС-236
25,9
78
605
630
12,9
-
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская
НСС-1
15,6
54
605
630
8,9
-
НСС-2
15,6
54
605
630
8,9
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
откл.
-
605
600
-
-
С-103
откл.
-
605
600
-
-
ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская I, II цепь
С-110
10,7
52
605
600
8,6
8,7
С-109
10,7
52
605
600
8,6
8,7
ВЛ 110 кВ Игольская - Двуреченская с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-140
30,8
153
390
600
39,2
25,5
С-141
30,8
153
390
600
39,2
25,5
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-97
33,5
208
390
600
53,3
34,7
С-98
33,5
208
390
600
53,3
34,7
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-97
30,9
199
390
360
51,0
55,3
С-98
30,9
199
390
360
51,0
55,3
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Чапаевка
С-91
50,1
251
380
400
66,1
62,8
С-92
50,1
251
380
400
66,1
62,8
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-91
42,9
238
380
600
62,6
39,7
С-92
42,9
238
380
600
62,6
39,7
Ремонт одной цепи и аварийное отключение второй цепи ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь (С-91, С-92)
АТ ПС 500 кВ Парабель
АТ-500
129,5
147
578
-
25,4
-
АТ-1
52,6
131
314
-
41,7
-
АТ-2
52,6
131
314
-
41,7
-
АТ ПС 220 кВ Чапаевка
АТ-1
10,0
24
158
-
15,2
-
АТ-2
9,8
24
158
-
15,2
-
ВЛ 110 кВ Парабель - Лугинецкая с отпайкой на ПС Тарская I, II цепь
С-104
40,7
200
605
600
33,1
-
С-103
40,8
200
605
600
33,1
-
ВЛ 110 кВ Лугинецкая - Игольская I, II цепь
С-110
27,5
141
605
600
23,3
23,5
С-109
27,5
141
605
600
23,3
23,5
ВЛ 110 кВ Игольская - Двуреченская с отпайками I, II цепь
С-140
29,2
156
390
600
40,0
26,0
С-141
29,2
156
390
600
40,0
26,0
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-97
6,8
35
390
600
9,0
-
С-98
6,8
35
390
600
9,0
-
ВЛ 110 кВ Катыльгинская - Двуреченская с отпайкой на ПС Новый Васюган I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Двуреченская
С-97
7,2
36
390
360
9,2
10,0
С-98
7,2
36
390
360
9,2
10,0
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Чапаевка
С-91
откл.
-
380
400
-
-
С-92
откл.
-
380
400
-
-
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Катыльгинская
С-91
откл.
-
380
600
-
-
С-92
откл.
-
380
600
-
-
<*> - длительно допустимый ток проводов ВЛ принят для зимних режимов для Тнв = -5 °С, для летних режимов для Тнв = +25 °С

Анализ послеаварийных режимов с учетом замены АТ ПС 220 кВ Парабель для нормальной схемы зимнего и летнего максимума показал при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ или 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Парабель, оставшийся в работе АТ-2 не перегружается.

5.5. Перечень "узких мест" в электрической
сети 110 кВ и выше

В подразделах 5.4.1 и 5.4.2 приведены результаты расчетов электрических режимов работы Томской энергосистемы по основным (характерным) годам расчетного периода и выполнена проверка достаточности предложенных мероприятий по усилению электросетевого комплекса Томской энергосистемы. В подразделе 5.5 приведена оценка пропускной способности внешних электрических связей Томской энергосистемы по основным (характерным) годам расчетного периода.
На основании результатов расчетов режимов потокораспределения и уровней напряжения составлен перечень узких мест электросетевого комплекса Томской энергосистемы и разработаны мероприятия по их ликвидации, приведенные в таблице 5.18.

Таблица 5.18. Перечень "узких мест" в электрической сети
Томской энергосистемы уровнем напряжения 110 кВ

N
Объект/электрооборудование с недостаточной пропускной способностью или дефицитом трансформаторной мощности
Условия возникновения ограничений
Рекомендации по ликвидации ограничений
Недостаточная пропускная способность линий электропередачи и электрооборудования
220 кВ
ОАО "ФСК ЕЭС"
2016 год
1
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепи (НСС-1, НСС-2)
В существующей нормальной схеме:
- в послеаварийном режиме при аварийном отключении двухцепной ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепи (НСС-1, НСС-2) ПС 220 кВ Советско-Соснинская запитывается со стороны ПС 500 кВ Томская. Для исключения нарушения параметров допустимых значений электроэнергетического режима необходим ввод графиков аварийного ограничения режима потребления (ГАО) в объеме до 75 МВт в зимний период и 35 МВт в летний период;
- в послеаварийном режиме зимнего максимума 2016 г. отключения ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель I, II цепь (ЧП-233, ЧП-223) действием АВР ПС 220 кВ Парабель переводится на питание со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская. Для снижения перетока в КС "ОЭС Урала - Томская энергосистема" до величины МДП (265 МВт) необходим ввод ГАО в объеме 60 МВт в зимний период и 20 МВт в летний период
Для минимизации рисков ввода ГАО требуется строительство ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ)
До ввода ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ) требуется установка АОПО на ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская
2
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайками на ПС Орловка I, II цепи (ТВ-231, ТВ-221)
В соответствии с расчетами электроэнергетических режимов в нормальной схеме при отключении двухцепной ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь (ТВ-231, ТВ-221) действием АРОДЛ ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221 отключается нагрузка в объеме до 62 МВт в зимний период и до 25 МВт в летний период
Для исключения отключения нагрузки действием ПА требуется строительство ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ)
3
ПС 220 кВ Советско-Соснинская
В режимах зимних максимальных нагрузок в нормальной схеме при аварийном отключении 2 СШ-220 кВ ПС 220 кВ Советско-Соснинская (одновременное отключение АТ-4, АТ-5) загрузка оставшегося в работе АТ-3 мощностью 63 МВА составит 241%.
Ликвидация токовых перегрузок оставшегося в работе АТ-3 осуществляется АОПО АТ ПС 220 кВ Советско-Соснинская в объеме до 62 МВт в зимний период
Для исключения отключения нагрузки действием ПА требуется реконструкция ПС 220 кВ Советско-Соснинская с заменой АТ-3, АТ-4 мощностью 63 МВА каждый на два АТ мощностью 125 МВА каждый
4
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216), ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215)
В режимах летних максимальных нагрузок в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская (ВЛ 500 кВ Итатская - Томская, АТ-2 или АТ-1 ПС 500 кВ Томская) при отключении одного из следующих элементов: ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская, ВЛ 500 кВ Итатская - Томская, ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная, ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная; АТ-2 или АТ-1 ПС 500 кВ Томская, имеет место превышение МДП в КС до 89 МВт.
Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений требуется:
загрузка электрических станций: ТЭЦ СХК, Томской ГРЭС-2, Томской ТЭЦ-3, Томская ТЭЦ-1, вспомогательной котельной ООО "Томскнефтехим" или ввод ГАО в объеме до 89 МВт в энергорайоне "Юг" в летний период
Увеличение МДП в контролируемом сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" и исключение загрузки ТЭС в летний период или ввода ГАО в объеме до 89 МВт в энергорайоне "Юг" в летний период требуется установка АОПО ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная и АОПО ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная

4
ПС 220 кВ Парабель
В режимах:
- зимних и летний максимальных нагрузок в нормальной схеме при отключении 1 СШ-220 кВ ПС 220 кВ Парабель (одновременное отключение АТ-1, АТ-3);
- летних максимальных нагрузок в схеме ремонта АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Парабель в послеаварийных режимах при отключении АТ-3 ПС 220 кВ Парабель,
имеет место перегрузка АТ-2 (АТ-1) ПС 220 кВ Парабель на 71,5% в зимний период и на 65% в летний период.
Ликвидация токовых перегрузок оставшегося в работе АТ-2 осуществляется АОПО АТ-2 ПС 220 кВ Парабель с действием на отключение В-110 кВ АТ-2 ПС 220 кВ Парабель.
Для исключение отключения нагрузки действием ПА требуется реконструкция ПС 220 кВ Парабель с заменой АТ мощностью 3x63 МВА на АТ мощностью мощностью 2x125 МВА.
До замены АТ на ПС 220 кВ Парабель для минимизации объема нагрузки, отключаемой существующей АОПО АТ ПС 220 кВ Парабель, действующей на отключение выключателей 110 кВ АТ, необходимо предусмотреть мероприятие по модернизации (реконструкции) УПАСК на ПС 220 кВ Парабель и на подстанциях транзита 110 кВ Парабель - Двуреченская для реализации действия АОПО АТ ПС 220 кВ Парабель на устройства ОН подстанций транзита 110 кВ Парабель - Двуреченская
110 кВ
ОАО "ТРК"
2016 год
1
ПС 110 кВ Вахская:
электрооборудование с номинальным током 300 А ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками I, II цепь (СС-3, 4) и ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 (СВ-5)
Зимний максимум 2016 г.
При аварийном отключении двухцепной ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками I, II цепь (СС-3, СС-4) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 (СВ-5) составляет 306 А.
Перегрузка трансформатора тока в ячейке ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 (СВ-5) на ПС 110 кВ Вахская составляет - 2%.
Летний максимум 2016 г.
При ремонте одной цепи ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками I (II) цепь (СС-3 (СС-4)) и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 (СВ-5) токовая загрузка ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками I (II) цепь (СС-3(СС-4)) со стороны ПС 110 кВ Вахская составляет 315 А.
Перегрузка трансформаторов тока в ячейках ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками I (II) цепь (СС-3(СС-4)) на ПС 110 кВ Вахская составляет - 5%
Выполнить замену электрооборудования ПС 110 кВ Вахская с номинальным током 300 А в ячейках ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками I, II цепь (СС-3, СС-4) и ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 (СВ-5) на электрооборудование с номинальным током не менее 400 А.
Требуемый срок реализации мероприятия - 2016 год
2
ПС 110 кВ Колпашево
Зимний максимум 2016 г.
При аварийном отключении ВЛ 110 кВ Чажемто - Колпашево с отпайкой на ПС Новоильинская (С-40) действием АВР на выключателе В-110 С-57К ПС 110 кВ Колпашево переключается на питание от ПС 220 кВ Асино по транзиту 110 кВ. Режим неустойчивый (напряжения ниже аварийно-допустимого 86 кВ).
Для повышения уровня напряжения на ПС 110 кВ Колпашево требуется включение БСК мощностью не менее 37,5 Мвар
Для повышения уровня напряжения на ПС 110 кВ Колпашево рекомендуется замена существующей БСК-26 Мвар на БСК-37,5 Мвар и выполнить АОСН с действием на включение БСК. Место установки и мощность БСК уточнить отдельным проектом, а также логику действия и уставки АОСН на ПС 110 кВ Колпашево.
Требуемый срок реализации мероприятия - 2016 год
АО "Томская генерация"
2016 год
3
Томской ГРЭС-2
Аварийное отключение II СШ-110 кВ Томской ГРЭС-2 в ремонтной схеме (вывод в ремонт ТГ-2 Томской ГРЭС-2) в период максимальных нагрузок весна - осень приводит к перегрузке Т-25 Томской ГРЭС-2 на 25,9%. Для ликвидации перегрузки необходимо вводить ограничение нагрузки потребителей энергорайона Томской ГРЭС-2 в объеме 15 МВт.
Для исключения перегрузки Т-25 Томской ГРЭС-2 и ввода ограничений нагрузки потребителей необходимо выполнить реконструкцию ДЗШ и УРОВ 110 кВ Томской ГРЭС-2 для возможности перефиксации присоединений 110 кВ без перевода ДЗШ в режим "без фиксации"
Прочие территориальные сетевые организации Томской области
110 кВ
ОАО "РЖД"
2016 год
1
ПС 110 кВ Сураново
Летний максимум 2016 г.
При аварийном отключении АТ-2 (АТ-1) ПС 500 кВ Томская при ремонте АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Томская токовая загрузка ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново составляет (А-27) составляет 238 А, ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново (С-12) составляет 231 А.
Перегрузка трансформатора тока в ячейке ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27) и ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново (С-12) на ПС 110 кВ Сураново составляет - 19 и 15,5% соответственно
Выполнить замену электрооборудования ПС 110 кВ Сураново с номинальным током 200 А в ячейках ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27) и ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново (С-12) на электрооборудование с номинальным током не менее 400 А.
Требуемый срок реализации мероприятия - 2016 год
ОАО "ТРК"
1
ПС 110 кВ Западная
При аварийном отключении одного из трансформаторов ПС 110 кВ Западная загрузка оставшегося в работе трансформатора составляет 47,45 МВА. Перегруз 18,6%
Замена существующих трансформаторов 1x40,5, 1x40 МВА на трансформаторы мощностью 2x63 МВА. Требуемый срок реализации мероприятия - 2016 год
ОАО "Томскнефть" ВНК
1
ПС 110 кВ Крапивинская
При аварийном отключении одного из трансформаторов ПС Крапивинская загрузка оставшегося в работе трансформатора составляет 31,44 МВА. Перегруз 25,8%
Замена существующих трансформаторов 2x25 МВА на трансформаторы мощностью 2x40 МВА. Требуемый срок реализации мероприятия - 2015 год

Наличие "узких мест" Томской энергосистемы определялось в части обеспечения следующих условий и критериев:
- достаточность пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах - при несоблюдении указывались ограничивающие элементы;
- обеспечение допустимых уровней напряжения (в том числе проверка возможности по регулированию уровней напряжения).
Предложения по развитию электросетевого комплекса, учитывающие текущие проблемы, а также проблемы, выявленные в течение расчетного периода 2016 - 2020 гг., приведены в главе 6.

5.6. Анализ режимов работы энергосистемы Томской области
при выводе из эксплуатации отработавшего свой ресурс
энергогенерирующего оборудования

В соответствии с имеющимися решениями Минэнерго России на электростанциях АО "Томская генерация" и ТЭЦ СХК возможен вывод из эксплуатации генерирующего оборудования. Вследствие этого на последний год расчетного периода (2020 г.) проведен анализ режимов работы энергосистемы Томской области при выводе из эксплуатации следующего оборудования:
- вывод из эксплуатации оборудования Томской ГРЭС-2: ТГ-3, ТГ-5 - с 01.01.2015, ТГ-6 - с 01.01.2017;
- вывод из эксплуатации оборудования Томской ТЭЦ-3: ТГ-1 - с 01.01.2017;
- вывод из эксплуатации оборудования ТЭЦ ОАО СХК: ТГ-9, ТГ-14, ТГ-15 - с 01.04.2015, ТГ-1, ТГ-2, ТГ-6, ТГ-7, ТГ-12 - с 01.01.2017.
При этом прогноз потребления мощности по территории Томской области в 2020 г., рассчитанный на основе прогноза максимума нагрузки, представленного в СиПР ЕЭС, принят с учетом следующих предпосылок:
- на неизменном уровне остается потребление мощности непосредственно от центров питания - потребительский спрос;
- проведена коррекция потребления мощности на собственные нужды электрических станций в связи с выводом генерирующих объектов.
В результате суммарное потребление системы будет отличаться от прогноза в СиПР ЕЭС на величину снижения собственных нужд электростанций.
Прогнозные балансы мощности Томской энергосистемы на зимний и летний максимумы нагрузки на 2020 г. с учетом вывода из эксплуатации генерирующего оборудования приведены в таблицах 5.19 и 5.20.
Перспективные балансы мощности выполнены с учетом ввода транзита 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская - Парабель - Томская в 2020 г.

Таблица 5.19 - Баланс мощности Томской энергосистемы
на собственный максимум нагрузки в 2020 г. с учетом
вывода из эксплуатации генерирующего оборудования

МВт
Наименование показателей
2020 г.
ПОТРЕБНОСТЬ

Максимум нагрузки
1419,0
ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность, в т.ч.
559,9
Томская ГРЭС-2 (АО "Томская генерация")
220,0
Томская ТЭЦ-3 (АО "Томская генерация")
0,0
Томская ТЭЦ-1 (АО "Томская генерация")
14,7
ТЭЦ СХК (Госкорпорация "Росатом")
200,0
ГТЭС Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
24,0
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
12,0
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
7,5
ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
24,0
Вспомогательная котельная ООО "Томскнефтехим" (ОАО "Сибурэнергоменеджмент)
17,7
ГТЭС Шингинская (ОАО Газпромнефть-Восток")
24,0
ГТЭС Пионерная (ОАО "Томскнефть" ВНК)
16,0
Располагаемая мощность, в т.ч.
511,8
Томская ГРЭС-2 (АО "Томская генерация")
220,0
Томская ТЭЦ-3 (АО "Томская генерация")
0,0
Томская ТЭЦ-1 (АО "Томская генерация")
14,7
ТЭЦ СХК (Госкорпорация "Росатом")
200,0
ГТЭС Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
4,6
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
12,0
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
2,5
ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
17,0
Вспомогательная котельная ООО "Томскнефтехим" (ОАО "Сибурэнергоменеджмент)
14,0
ГТЭС Шингинская (ОАО Газпромнефть-Восток")
16,0
ГТЭС Пионерная (ОАО "Томскнефть" ВНК)
11,0
Мощность участия в максимуме нагрузки, в т.ч.
380,6
Томская ГРЭС-2 (АО "Томская генерация")
220,0
Томская ТЭЦ-3 (АО "Томская генерация")
0,0
Томская ТЭЦ-1 (АО "Томская генерация")
14,0
ТЭЦ СХК (Госкорпорация "Росатом")
70,0
ГТЭС Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
4,6
ГТЭС 2x6МВт Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
12,0
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
2,0
ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
17,0
Вспомогательная котельная ООО "Томскнефтехим" (ОАО "Сибурэнергоменеджмент)
14,0
ГТЭС Шингинская (ОАО Газпромнефть-Восток")
16,0
ГТЭС Пионерная (ОАО "Томскнефть" ВНК)
11,0
Дефицит (-), избыток (+)
-907,2

Таблица 5.20 - Баланс мощности Томской энергосистемы
на летний максимум нагрузки в 2020 г. с учетом вывода
из эксплуатации генерирующего оборудования

МВт
Наименование показателей
2020 г.
ПОТРЕБНОСТЬ

Максимум нагрузки
986
ПОКРЫТИЕ

Установленная мощность, в т.ч.
559,9
Томская ГРЭС-2 (АО "Томская генерация")
220,0
Томская ТЭЦ-3 (АО "Томская генерация")
0,0
Томская ТЭЦ-1 (АО "Томская генерация")
14,7
ТЭЦ СХК (Госкорпорация "Росатом")
200,0
ГТЭС Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
24,0
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
12,0
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
7,5
ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
24,0
Вспомогательная котельная ООО "Томскнефтехим" (ОАО "Сибурэнергоменеджмент)
17,7
ГТЭС Шингинская (ОАО Газпромнефть-Восток")
24,0
ГТЭС Пионерная (ОАО "Томскнефть" ВНК)
16,0
Располагаемая мощность, в т.ч.
509,2
Томская ГРЭС-2 (АО "Томская генерация")
220,0
Томская ТЭЦ-3 (АО "Томская генерация")
0,0
Томская ТЭЦ-1 (АО "Томская генерация")
14,7
ТЭЦ СХК (Госкорпорация "Росатом")
200,0
ГТЭС Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
4,0
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
11,0
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
2,5
ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
16,0
Вспомогательная котельная ООО "Томскнефтехим" (ОАО "Сибурэнергоменеджмент)
14,0
ГТЭС Шингинская (ОАО Газпромнефть-Восток")
16,0
ГТЭС Пионерная (ОАО "Томскнефть" ВНК)
11,0
Мощность участия в максимуме нагрузки, в т.ч.
163,0
Томская ГРЭС-2 (АО "Томская генерация")
40,0
Томская ТЭЦ-3 (АО "Томская генерация")
0,0
Томская ТЭЦ-1 (АО "Томская генерация")
14,0
ТЭЦ СХК (Госкорпорация "Росатом")
35,0
ГТЭС Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
4,0
ГТЭС 2x6 МВт Игольско-Талового нмр (ОАО "Томскнефть" ВНК)
11,0
Мыльджинская ГДЭС (ОАО "Томскгазпром")
2,0
ГТЭС Двуреченская (ОАО "Томскнефть" ВНК)
16,0
Вспомогательная котельная ООО "Томскнефтехим" (ОАО "Сибурэнергоменеджмент)
14,0
ГТЭС Шингинская (ОАО Газпромнефть-Восток")
16,0
ГТЭС Пионерная (ОАО "Томскнефть" ВНК)
11,0
Дефицит (-), избыток (+)
-476,8

Из таблицы 5.19 видно, что в случае, если генерирующее оборудование будет выведено из эксплуатации, дефицит мощности Томской энергосистемы в зимний максимум в 2020 г. составит 907,2 МВт. Это на 249 МВт больше, чем при балансовой ситуации Томской ЭС соответствующей СиПР ЕЭС и описанной в подразделе 2.3. Таким образом, дефицит мощности Томской области в зимний максимум нагрузки составит около 64% от собственного потребления мощности. В балансе мощности на летний максимум нагрузки Томской энергосистемы в 2020 г. дефицит мощности составит 476,8 МВт, что составляет 48,4% от максимума нагрузки. Возможность покрытия ожидаемых дефицитов мощности будет рассмотрена ниже в настоящей главе при описании режимов работы.
Далее приведем пояснения к расчету собственных нужд электростанций при выводе из эксплуатации отработавшего свой ресурс энергогенерирующего оборудования.
Расчет потребления электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ СХК для режимов зимнего и летнего максимума нагрузки 2020 г. при выводе из эксплуатации отработавшего свой ресурс энергогенерирующего оборудования (ТГ-1, ТГ-2, ТГ-6, ТГ-7, ТГ-9, ТГ-12, ТГ-14, ТГ-15) приведен в таблицах 5.21 - 5.22.

Таблица 5.21 - Расчет потребления электроэнергии
на собственные нужды ТЭЦ СХК для режима зимнего
максимума 2020 г. при выводе из эксплуатации
отработавшего свой ресурс энергогенерирующего оборудования
(ТГ-1, ТГ-2, ТГ-6, ТГ-7, ТГ-9, ТГ-12, ТГ-14, ТГ-15)

Наименование электростанции
День зимнего контрольного замера 18.12.2013 15 ч.
Расход э/э на собственные нужды электростанции (в % от загрузки ген. оборудования) <*>
Режим зимнего максимума 2020 г. с учетом вывода ген. оборудования
P ген. (МВт)
P потр. (МВт)
P ген. (МВт)
P потр. (МВт)
ТЭЦ СХК
1 секция ОРУ 110 кВ (ТГ-1, 2, 6, 7)
85
39,8
15%
0
27
(39,8 - 85 x 15%)
2 секция ОРУ 110 кВ (ТГ-9, 10, 11, 12, 14, 15)
216
25,2
12%
70
8
(70 x 12%)
Всего по электростанции
301
65

70
35
Примечание: <*> расход э/э на собственные нужды электростанции в % от загрузки ген. оборудования принят на основании анализа отчетных данных о работе электростанции: отчетных форм 6-ТП, контрольных замеров

Таблица 5.22 - Расчет потребления электроэнергии
на собственные нужды ТЭЦ СХК для режима летнего
максимума 2020 г. при выводе из эксплуатации отработавшего
свой ресурс энергогенерирующего оборудования
(ТГ-1, ТГ-2, ТГ-6, ТГ-7, ТГ-9, ТГ-12, ТГ-14, ТГ-15)

Наименование электростанции
День летнего контрольного замера 19.06.2013 18 ч.
Расход э/э на собственные нужды электростанции (в % от загрузки ген. оборудования) <*>
Режим летнего максимума 2020 г. с учетом вывода ген. оборудования
P ген. (МВт)
P потр. (МВт)
P ген. (МВт)
P потр. (МВт)
ТЭЦ СХК
1 секция ОРУ 110 кВ (ТГ-1, 2, 6, 7)
47,9
29,4
17%
0
21
(29,4 - 47,9 x 17%)
2 секция ОРУ 110 кВ (ТГ-9, 10, 11, 12, 14, 15)
189,8
27,5
13%
35
5
(35 x 13%)
Всего по электростанции
237,7
56,9

35
26
Примечание: <*> расход э/э на собственные нужды электростанции в % от загрузки ген. оборудования принят на основании анализа отчетных данных о работе электростанции: отчетных форм 6-ТП, контрольных замеров

Расчет потребления электроэнергии на собственные нужды Томской ТЭЦ-3 при выводе из эксплуатации всего электрогенерирующего оборудования (ТГ-1) произведен исходя из условия сохранения работы Томской ТЭЦ-3 в режиме котельной.
Для расчета потребления электроэнергии Томской ТЭЦ-3 в режиме котельной было произведено сравнение среднегодового удельного расхода электроэнергии на отпуск тепловой энергии Томской ТЭЦ-3 и крупной котельной. В качестве объекта для сравнения выбрана котельная ФГУП "УЭВ СО РАН" (установленная тепловая мощность 519,8 Гкал/ч, объем отпуска тепловой энергии потребителям за 2013 год составил 1083,9 тыс. Гкал).
В результате сравнения среднегодового удельного расхода электроэнергии на отпуск тепловой энергии Томской ТЭЦ-3 и котельной ФГУП "УЭВ СО РАН", представленного в таблице 5.23, рассчитано отношение удельного расхода котельной ФГУП "УЭВ СО РАН" к ТЭЦ, которое принято в качестве коэффициента завышения собственных нужд, отнесенных на тепловую энергию, на ТЭЦ.

Таблица 5.23 - Сравнение среднегодового удельного расхода
электроэнергии на отпуск теплоэнергии Томской ТЭЦ-3
и котельной ФГУП "УЭВ СО РАН"

Удельный расход э/э Томской ТЭЦ-3 на отпуск 1 Гкал теплоэнергии, в кВт x ч/Гкал
Удельный расход э/э котельной ФГУП "УЭВ СО РАН" на отпуск 1 Гкал теплоэнергии, в кВт x ч/Гкал
Отношение удельного расхода котельной ФГУП "УЭВ СО РАН" к Томской ТЭЦ-3
38,4
30,3
79%

Расчет потребления электроэнергии на собственные нужды Томской ТЭЦ-3 для режима зимнего максимума 2020 г. при выводе из эксплуатации всего электрогенерирующего оборудования приведен в таблице 5.24. В летнем режиме генерация и потребление на Томской ТЭЦ-3 отсутствуют.

Таблица 5.24 - Расчет потребления электроэнергии
на собственные нужды Томской ТЭЦ-3 для режима
зимнего максимума 2020 г. при выводе из эксплуатации
всего электрогенерирующего оборудования

Наименование электростанции
Расход э/э на собственные нужды электростанции в % от загрузки ген. оборудования (на выработку э/э) <*>
Режим зимнего максимума 2020 г. без учета вывода ген. оборудования
Отношение удельного расхода котельной ФГУП "УЭВ СО РАН" к Томской ТЭЦ-3
Мощность потребления электроэнергии на с. н. Томской ТЭЦ-3 при выводе из эксплуатации электроген. оборудования (МВт)
P ген. (МВт)
P потр. (МВт)
P потр. на выр. э/э (МВт)
Томская ТЭЦ-3
4,97%
135
11
6,7
(135 x 4,97%)
79%
3,5
(79% x (11 - 6,7))
Примечание: <*> расход э/э на собственные нужды электростанции в % от загрузки ген. оборудования (на выработку э/э) рассчитан по данным отчетной формы 6-ТП за 2013 г.

При выводе из эксплуатации генерирующего оборудования Томской ГРЭС-2 (ТГ-3, 5, 6) мощность участия электростанции в режиме зимнего максимума 2020 г. снижается на 18 МВт (с 238 до 220 МВт). Величина снижения собственных нужд электростанции при выводе из эксплуатации генерирующего оборудования в режиме зимнего максимума 2020 г. принята в размере 15% от величины снижения загрузки электростанции (18 МВт) и составляет 2,7 МВт (18x15%). Таким образом, при выводе из эксплуатации генерирующего оборудования в режиме зимнего максимума 2020 г. собственные нужды Томской ГРЭС-2 снизятся с 57,2 МВт до 54,5 МВт. В летнем режиме вывод из эксплуатации генерирующего оборудования Томской ГРЭС-2 не влияет на величину собственных нужд электростанции, поскольку выводимые агрегаты (ТГ-3, 5, 6) находятся в отключенном состоянии.

Описание режимов работы в 2020 году

Вводы и реконструкция электросетевых объектов 110 кВ и выше приняты в соответствии с перечнем, приведенным в подразделе 5.4.
Загрузка электростанций Томской энергосистемы в режиме зимнего максимума 2020 г. с учетом вывода генерирующего оборудования электростанций принята на основании балансов мощности, приведенных в таблице 5.19.
Загрузка электростанций Томской энергосистемы в режиме летнего максимума 2020 г. с учетом вывода генерирующего оборудования электростанций соответствует загрузке электростанций в режиме летнего максимума 2020 г. без учета вывода генерации, приведенной в таблице 5.10.
Расчеты электрических режимов с учетом вывода генерирующего оборудования электростанций выполняются для режима зимнего максимума 2020 года; для режима летнего максимума 2020 г. расчеты электрических режимов с учетом вывода генерирующего оборудования соответствуют расчетам режимов летнего максимума 2020 г. при эксплуатации оборудования рассматриваемых электростанций (подраздел 5.4.2).
Для оценки возможности вывода из эксплуатации энергетического оборудования электростанций по критериям обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима и недопущения возникновения недостатка пропускной способности электрической сети расчеты зимнего максимума 2020 г. выполнены как с учетом ввода ВЛ 500 кВ транзита Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС, так и без учета ввода ВЛ 500 кВ транзита.
Максимально допустимый переток (МДП) и аварийно-допустимый переток (АДП) в контролируемом сечении (КС) "Красноярск, Кузбасс - Томск" (до ввода ВЛ 500 кВ транзита Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС) составляют соответственно:
- в зимний период (при t < -5 °C):
- 916 МВт и 1103 МВт (нормальная схема);
- 647 МВт и 905/940/992 МВт (схема ремонта АТ-1(2) ПС 500 кВ Томская / ВЛ 500 кВ Итатская - Томская / ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская);
- в летний период (при t = +25 °C):
- 916 МВт и 1103 МВт (нормальная схема);
- 617 МВт и 845/940/992 МВт (схема ремонта АТ-1(2) ПС 500 кВ Томская / ВЛ 500 кВ Итатская - Томская / ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская).
При анализе рассматриваются наиболее характерные нормативные возмущения в схеме нормального режима. При рассмотрении контролируются:
- перетоки активной мощности в КС в нормальном и послеаварийных режимах (соответствующих расчетным условиям);
- длительно допустимые, а также аварийно-допустимые (с учетом разрешенной длительности перегрузки) токовые нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования в нормальном и послеаварийных режимах (соответствующих расчетным условиям);
- напряжения в контрольных пунктах (КП) и узлах электрической сети не ниже минимально допустимого значения в нормальном и послеаварийных режимах (соответствующих расчетным условиям).

Режимы работы до ввода ВЛ 500 кВ транзита Томская -
Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС

В зимнем максимуме 2020 г. при выводе генерирующего оборудования электростанций токовая загрузка элементов сети Томской энергосистемы не превышает допустимые параметры. Переток в КС "Красноярск, Кузбасс - Томск" составляет 841 МВт (МДП 916 МВт).
Уровни напряжений в контрольных пунктах и узлах электрической сети не выходят за допустимые пределы.

Результат расчета для нормальной схемы зимнего максимума 2020 г. с выводом генерирующего оборудования электростанций без учета ввода ВЛ 500 кВ транзита Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС приведен на рисунке 5.39 для района Томская - Володино - Восточная - Зональная - Левобережная, на чертеже № 329/143-ЭЭС.16 - для всей Томской энергосистемы.
Анализ и рассмотрение послеаварийных режимов, а также формирование выводов будут выполнены с учетом вывода генерирующего оборудования электростанций и без учета ввода ВЛ 500 кВ транзита Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС.

Рисунок 5.28 - Зимний максимум 2020 г. Нормальная схема.
Вывод генерирующего оборудования электростанций без учета
ввода ВЛ 500 кВ транзита Томская - Парабель -
Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС

Рисунок не приводится.

Анализ послеаварийных режимов с выводом генерирующего оборудования электростанций без учета ввода ВЛ 500 кВ транзита Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС показал:
- в послеаварийном режиме отключения АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Томская для зимнего максимума загрузка электросетевого оборудования не выходит за область допустимых значений: загрузка АТ-2 (АТ-1) ПС 500 кВ Томская составляет 680 А - 117,6% от номинального тока 578 А (допустима в течение 24 часов при -10 < t < 0 °C). Переток в сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" составляет 841 МВт, что не превышает значение АДП 905 МВт. Уровни напряжений в КП и узлах электрической сети не выходят за допустимые пределы (рисунок 5.29 - не приводится).
Для снижения перетока в контролируемом сечении до значения МДП ремонтной схемы необходимо выполнение схемно-режимных мероприятий:
- загрузить ТЭЦ СХК до располагаемой мощности - 200 МВт;
- перенести точку раздела транзита 110 кВ Чилино - Вороново - Уртам - Кожевниково - Мельниково (С-20, С-19а, С-19, С-18) на ПС 110 кВ Мельниково-110;
- выполнить деление транзита 110 кВ Зональная - Предтеченск - Межениновка - Сураново - Яшкинская - отключить В-110 С-86 на ПС 220 кВ Зональная;
- ввести графики аварийного отключения нагрузки в энергорайонах "Юг" и "СХК" в объеме 45 МВт.
В рассматриваемом режиме переток в сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" составляет 645 МВт, что не превышает величину МДП (647 МВт), токовых перегрузов оборудования нет. Уровни напряжений в КП и узлах электрической сети не выходят за допустимые пределы.
Для исключения ограничения нагрузки в послеаварийном режиме отключения АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Томская рассмотрено включение дополнительного генерирующего оборудования в объеме не менее 50 МВт.
Одним из вариантов может быть включение ТГ-12 (либо ТГ-14) ТЭЦ СХК. При этом переток в сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" составляет 590 МВт (МДП 647 МВт), токовых перегрузов оборудования нет. Уровни напряжений в КП и узлах электрической сети не выходят за допустимые пределы. В свою очередь включение ТГ-3 (либо ТГ-5) и ТГ-6 Томской ГРЭС-2 либо ТГ-1 Томской ТЭЦ-3 снижает переток в сечении до 622 МВт и 554 МВт соответственно при МДП 647 МВт;
- в режиме аварийного отключения отключения АТ-2(1) ПС 500 кВ Томская при ремонте АТ-1(2) ПС 500 кВ Томская для летнего максимума загрузка ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27) и ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново (С-12) составляет 301 А и 294 А соответственно со стороны ПС 110 кВ Сураново. Перегруз электрооборудования с номинальным током 200 А на ПС 110 кВ Сураново в ячейках ВЛ 110 кВ А-27 и ВЛ 110 кВ С-12 - 50,5% и 47% соответственно. Переток в сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" составляет 671 МВт, что превышает значение МДП 399 МВт. Уровни напряжений в КП и узлах электрической сети не выходят за допустимые пределы (рисунок 5.30 - не приводится).
Для снижения перетока в контролируемом сечении до значения МДП ремонтной схемы необходимо выполнение схемно-режимных мероприятий:
- загрузить ТЭЦ СХК до располагаемой мощности - 200 МВт;
- загрузить Томскую ГРЭС-2 до 190 МВт;
- перенести точку раздела транзита 110 кВ Чилино - Вороново - Уртам - Кожевниково - Мельниково (С-20, С-19а, С-19, С-18) на ПС 110 кВ Мельниково-110;
- выполнить деление транзита 110 кВ Зональная - Предтеченск - Межениновка - Сураново - Яшкинская - отключить В-110 С-86 на ПС 220 кВ Зональная.
В рассматриваемом режиме переток в сечении "Красноярск, Кузбасс - Томск" составляет 340 МВт, что не превышает величину МДП (350 МВт) при условии выполнения деления транзита 110 кВ Зональная - Предтеченск - Межениновка - Сураново - Яшкинская, токовых перегрузов оборудования нет. Уровни напряжений в КП и узлах электрической сети не выходят за допустимые пределы. До мероприятий по снижению МДП для исключения перегруза оборудования 200 А, установленного на ПС 110 кВ Сураново, необходимо выполнить деление транзита 110 кВ Зональная - Предтеченск - Межениновка - Сураново - Яшкинская на выключателе В-110 С-86 на ПС 220 кВ Зональная. Для снятия ограничений пропускной способности транзита 110 кВ Зональная - Предтеченск - Межениновка - Сураново - Яшкинская требуется замена ТТ с номинальным током 200 А и 300 А на ПС 110 кВ Яшкинская и ПС 110 кВ Сураново на ТТ с номинальным током 400 А и более;
- отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь (ТВ-231, ТВ-221) с действием существующей АРОДЛ ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка на отключение нагрузки в объеме 62 МВт приводит к перегрузу следующих элементов сети в зимнем максимуме: ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь (С-83, С-82) - 687 А со стороны ПС 220 кВ Зональная (Iдоп = 658 А провода ВЛ АС-185 при t < -5 °C), 602 А со стороны ПС 110 кВ Левобережная (Iдоп = 555 А провода ВЛ АС-150 при t < -5 °C, Iном. оборуд = 600 А) (рисунок 5.31 - не приводится). Перегруз ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь ликвидируется существующей АОПО ВЛ 110 кВ С-83, С-82 с действием на отключение В-110 ВЛ 110 кВ СВ-1, СВ-2 ПС 110 кВ Мельниково-110, что, в свою очередь, приведет к отключению нагрузки в объеме порядка 130 МВт. При переводе ПС 220 кВ Парабель на питание со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская (действием АВР) объем отключенной нагрузки составит 25 МВт.
В качестве одного из вариантов ликвидации перегруза ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь в послеаварийном режиме рассмотрено отключение нагрузки в объеме 17 МВт в районе ПС 110 кВ Мельниково-110 и перенос точки раздела транзита 110 кВ Чилино - Вороново - Уртам - Кожевниково - Мельниково-110 на ПС 110 кВ Мельниково-110. Загрузка ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь при этом не превышает допустимые параметры (рисунок 5.32 - не приводится). Уровни напряжения в сети 110 кВ не выходят за допустимые пределы.
Таким образом, для уменьшения объема отключаемой нагрузки действием существующей АОПО ВЛ 110 кВ С-83, С-82 рекомендуется выполнить модернизацию АОПО ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь с организацией разгрузки ВЛ с действием на отключение нагрузки. Место установки, логика действия и величины управляющих воздействий АОПО должны быть определены отдельным проектом.
При условии ввода ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ), предусмотренного первым пусковым этапом строительства ВЛ 500 кВ Томская - Парабель в соответствии с проектом по титулу "ВЛ 500 кВ Томская - Парабель с расширением ПС 220 кВ Парабель", в послеаварийном режиме отключения ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь (ТВ-231, ТВ-221) токовая загрузка элементов сети 110 - 220 кВ Томской энергосистемы не превышает допустимую токовую нагрузку проводов ВЛ и номинальный ток подстанционного электрооборудования (рисунок 5.33 - не приводится). При реализации строительства ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ) в рассматриваемом послеаварийном режиме ограничения нагрузки потребителей не требуется;
- в послеаварийном режиме отключения ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь (ЧС-236, ЧС-226) токовая загрузка электросетевого оборудования не выходит за область допустимых значений. Переток в КС "Красноярск, Кузбасс - Томск" составляет 909 МВт (МДП 916 МВт). Уровни напряжений в контрольных пунктах и узлах электрической сети не выходят за допустимые пределы (рисунок 5.34 - не приводится).
Результаты расчетов для нормальной схемы и послеаварийных режимов зимнего максимума 2020 г. с выводом генерирующего оборудования электростанций без учета ввода транзита 500 кВ транзита Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС приведены в таблице 5.25.

Рисунок 5.29 - Зимний максимум 2020 г. Вывод генерирующего
оборудования электростанций без учета ввода транзита 500 кВ
Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская
ГРЭС. Отключение АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Томская

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.30 - Летний максимум 2020 г. Вывод генерирующего
оборудования электростанций без учета ввода транзита 500 кВ
Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская
ГРЭС. Ремонт АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Томская и отключение
АТ-2 (АТ-1) ПС 500 кВ Томская

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.31 - Зимний максимум 2020 г. Вывод генерирующего
оборудования электростанций без учета ввода транзита 500 кВ
Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская
ГРЭС. Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой
на ПС Орловка I, II цепь (ТВ-231, ТВ-221) с действием
АРОДЛ ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.32 - Зимний максимум 2020 г. Вывод генерирующего
оборудования электростанций без учета ввода транзита 500 кВ
Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская
ГРЭС. Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой
на ПС Орловка I, II цепь (ТВ-231, ТВ-221) с действием
АРОДЛ ВЛ 220 кВ ТВ-231, ТВ-221. Отключение нагрузки
в объеме 17 МВт в районе ПС 110 кВ Мельниково-110 и перенос
точки раздела транзита 110 кВ Чилино - Вороново - Уртам -
Кожевниково - Мельниково-110 на ПС 110 кВ Мельниково-110

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.33 - Зимний максимум 2020 г. Вывод генерирующего
оборудования электростанций. Ввод ВЛ 220 кВ Томская -
Володино (в габаритах 500 кВ). Отключение ВЛ 220 кВ
Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка
I, II цепь (ТВ-231, ТВ-221)

Рисунок не приводится.

Рисунок 5.34 - Зимний максимум 2020 г. Вывод генерирующего
оборудования электростанций без учета ввода транзита 500 кВ
Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская
ГРЭС. Отключение ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская
I, II цепь (ЧС-236, ЧС-226)

Рисунок не приводится.

Таблица 5.25 - Загрузка элементов сети 110 - 220 кВ
Томской энергосистемы в нормальных, ремонтных схемах
и послеаварийных режимах 2020 г. с выводом генерирующего
оборудования электростанций без учета ввода транзита
500 кВ Томская - Парабель - Советско-Соснинская -
Нижневартовская ГРЭС

Элементы сети
Кратк. дисп. наим.
Загрузка ВЛ, АТ
Iдоп.ВЛ, Iдоп.ошин., IномАТ, А
Iном эл. оборуд., А
% загрузки ВЛ, ошин., АТ
% загрузки эл. оборуд.
МВт, МВА
А
Зимний максимум 2020 г.
Без учета ввода транзита 500 кВ Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС
Нормальная схема
АТ ПС 500 кВ Томская
АТ-1
336,8
387
578
-
67,0
-
АТ-2
336,8
387
578
-
67,0
-
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
96,3
246
503
-
48,9
-
АТ-4
96,3
247
503
-
49,1
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
83,3
213
502
-
42,4
-
АТ-2
86,3
221
502
-
44,0
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
117,6
316
890
1000
35,5
31,6
ТВ-221
117,6
316
890
1000
35,5
31,6
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
107,6
287
780
600
36,8
47,8
ТВ-221
107,6
287
780
600
36,8
47,8
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
90,7
232
1219
1000
19,0
23,2
Т-203
90,7
232
1219
630
19,0
36,8
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
72,4
185
1200
1000
15,4
18,5
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (у шин 220 кВ ПС 220 кВ Зональная)
АТ-215
91,7
261
1200
1000
21,8
26,1
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (у шин 220 кВ ПС 220 кВ Восточная)
АТ-216
73,2
218
1219
1000
17,9
21,8
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
49,4
245
658
1000
37,2
24,5
С-82
49,4
245
658
1000
37,2
24,5
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
32,6
162
555
600
29,2
27,0
С-82
32,6
162
555
600
29,2
27,0
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-15
16,4
82
658
600
12,5
13,7
С-16
16,4
82
658
600
12,5
13,7
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
19,9
111
581
600
19,1
18,5
С-1
19,9
111
581
600
19,1
18,5
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
34,7
183
658
600
27,8
30,5
С-3
34,7
183
658
600
27,8
30,5
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново от шин 110 кВ ПС 110 кВ Яшкинская
А-27
1,9
28
484
200
5,8
14,0
Послеаварийные режимы
Отключение АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Томская
АТ ПС 500 кВ Томская
АТ-1
откл.
-
578
-
-
-
АТ-2
589,1
680
578
-
117,6
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (у шин 220 кВ ПС 220 кВ Зональная)
АТ-215
129,0
347
1200
1000
28,9
34,7
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (у шин 220 кВ ПС 220 кВ Восточная)
АТ-216
114,0
309
1219
1000
25,3
30,9
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново от шин 110 кВ ПС 110 кВ Яшкинская
А-27
9,8
63
484
200
13,0
31,5
Отключение АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Томская; выполнение схемно-режимных мероприятий для снижения перетока в КС "Красноярск, Кузбасс - Томск"
АТ ПС 500 кВ Томская
АТ-1
откл.
-
578
-
-
-
АТ-2
477,9
545
578
-
94,3
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (у шин 220 кВ ПС 220 кВ Зональная)
АТ-215
90,9
253
1200
1000
21,1
25,3
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (у шин 220 кВ ПС 220 кВ Восточная)
АТ-216
76,4
219
1219
1000
18,0
21,9
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново от шин 110 кВ ПС 110 кВ Яшкинская
А-27
Деление - отключен В-110 С-86 на ПС 220 кВ Зональная
Отключение АТ-3 (АТ-4) ПС 220 кВ Восточная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
откл.
-
503
-
-
-
АТ-4
138,3
354
503
-
70,4
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
102,9
265
502
-
52,8
-
АТ-2
106,9
274
502
-
54,6
-
Отключение АТ-1(2) ПС 220 кВ Зональная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
114,1
293
503
-
58,3
-
АТ-4
114,1
293
503
-
58,3
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
откл.
-
502
-
-
-
АТ-2
123,3
316
502
-
62,9
-
Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I (II) цепь (ТВ-231(ТВ-221))
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
откл.
-
890
1000
-
-
ТВ-221
207,9
541
890
1000
60,8
54,1
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
откл.
-
890
1000
-
-
ТВ-221
185,2
498
780
600
63,8
83,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
66,0
330
658
1000
50,2
33,0
С-82
66,0
330
658
1000
50,2
33,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
48,9
246
555
600
44,3
41,0
С-82
48,9
246
555
600
44,3
41,0
Отключение ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I (II) цепь (С-83(С-82))
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
121,5
321
890
1000
36,1
32,1
ТВ-221
121,5
321
890
1000
36,1
32,1
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
111,4
294
780
600
37,7
49,0
ТВ-221
111,4
294
780
600
37,7
49,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
откл.
-
658
1000
-
-
С-82
92,9
466
658
1000
70,8
46,6
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
откл.
-
555
600
-
-
С-82
58,7
296
555
600
53,3
49,3
Отключение ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь (С-2, С-1)
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
95,9
247
502
-
49,2
-
АТ-2
99,4
256
502
-
51,0
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
90,4
236
1200
1000
19,7
23,6
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
54,6
285
581
600
49,1
47,5
С-1
54,6
285
581
600
49,1
47,5
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
откл.
-
658
600
-
-
С-3
откл.
-
658
600
-
-
Отключение 2(1) секции шин 220 кВ ПС 500 кВ Томская
АТ ПС 500 кВ Томская
АТ-1
558,7
648
578
-
112,1
-
АТ-2
откл.
-
578
-
-
-
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
116,5
305
503
-
60,6
-
АТ-4
116,5
305
503
-
60,6
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
101,3
266
502
-
53,0
-
АТ-2
105,0
275
502
-
54,8
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
214,1
563
890
1000
63,3
56,3
ТВ-221
откл.
-
890
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
197,3
537
780
600
68,8
89,5
ТВ-221
откл.
-
780
600
-
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
171,4
447
1219
1000
36,7
44,7
Т-203
откл.
-
1219
630
-
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
52,2
139
1200
1000
11,6
13,9
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
63,7
323
658
1000
49,1
32,3
С-82
63,7
323
658
1000
49,1
32,3
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
46,6
238
555
600
42,9
39,7
С-82
46,6
238
555
600
42,9
39,7
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
28,3
170
581
600
29,3
28,3
С-1
28,3
170
581
600
29,3
28,3
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
26,2
166
658
600
25,2
27,7
С-3
26,2
166
658
600
25,2
27,7
Отключение 2(1) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Зональная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
110,7
284
503
-
56,5
-
АТ-4
110,6
284
503
-
56,5
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
123,2
316
502
-
62,9
-
АТ-2
откл.
-
502
-
-
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
125,3
330
890
1000
37,1
33,0
ТВ-221
125,3
330
890
1000
37,1
33,0
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
115,0
303
780
600
38,8
50,5
ТВ-221
115,0
303
780
600
38,8
50,5
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
32,3
87
1200
1000
7,3
8,7
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
85,7
432
658
1000
65,7
43,2
С-82
откл.
-
658
1000
-
-
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
68,1
347
555
600
62,5
57,8
С-82
16,5
87
555
600
15,7
14,5
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
18,2
113
581
600
19,4
18,8
С-1
18,2
113
581
600
19,4
18,8
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
72,8
386
658
600
58,7
64,3
С-3
откл.
-
658
600
-
-
Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь (ТВ-221, ТВ-231) с действием АРОДЛ ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка (ОН в объеме 62 МВт)
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
133,6
347
503
-
69,0
-
АТ-4
133,6
347
503
-
69,0
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
123,3
321
502
-
63,9
-
АТ-2
127,8
333
502
-
66,3
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь
ТВ-231
откл.
-
890
1000
-
-
ТВ-221
откл.
-
890
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
143,7
371
1219
1000
30,4
37,1
Т-203
143,7
371
1219
630
30,4
58,9
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
142,4
370
1200
1000
30,8
37,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
136,3
687
658
1000
104,4
68,7
С-82
136,3
687
658
1000
104,4
68,7
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
116,6
602
555
600
108,5
100,3
С-82
116,6
602
555
600
108,5
100,3
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-15
100,4
519
658
600
78,9
86,5
С-16
100,4
519
658
600
78,9
86,5
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
7,4
94
581
600
16,2
15,7
С-1
7,4
94
581
600
16,2
15,7
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
61,9
325
658
600
49,4
54,2
С-3
61,9
325
658
600
49,4
54,2
Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь (ТВ-221, ТВ-231) с действием АРОДЛ ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка (ОН в объеме 62 МВт) + действие АОПО ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь (отключение нагрузки в объеме 130 МВт)
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь
ТВ-231
откл.
-
890
1000
-
-
ТВ-221
откл.
-
890
1000
-
-
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
52,4
264
658
1000
40,1
26,4
С-82
52,4
264
658
1000
40,1
26,4
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
35,5
180
555
600
32,4
30,0
С-82
35,5
180
555
600
32,4
30,0
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-15
19,3
97
658
600
14,7
16,2
С-16
19,3
97
658
600
14,7
16,2
Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь (ТВ-221, ТВ-231) с действием АРОДЛ ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка (ОН в объеме 62 МВт). Дополнительно ОН в объеме 17 МВт + перенос точки раздела транзита 110 кВ Чилино - Вороново - Уртам - Кожевниково - Мельниково-110 на ПС 110 кВ Мельниково-110
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь
ТВ-231
откл.
-
890
1000
-
-
ТВ-221
откл.
-
890
1000
-
-
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
119,3
593
658
1000
90,1
59,3
С-82
119,3
593
658
1000
90,1
59,3
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
100,5
512
555
600
92,3
85,3
С-82
100,5
512
555
600
92,3
85,3
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-15
84,3
434
658
600
66,0
72,3
С-16
84,3
434
658
600
66,0
72,3
Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь (ТВ-221, ТВ-231) с учетом ввода транзита 500 кВ Томская - Парабель на участке Томская - Володино на напряжение 220 кВ в габаритах 500 кВ (I этап строительства)
АТ ПС 500 кВ Томская
АТ-1
329,7
379
578
-
65,6
-
АТ-2
329,7
379
578
-
65,6
-
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
97,8
251
503
-
49,9
-
АТ-4
97,8
251
503
-
49,9
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
84,9
218
502
-
43,4
-
АТ-2
88,0
226
502
-
45,0
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь
ТВ-231
откл.
-
890
1000
-
-
ТВ-221
откл.
-
890
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ)
новая
210,8
556
2825
-
19,7
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
94,2
241
1219
1000
19,8
24,1
Т-203
94,2
241
1219
630
19,8
38,3
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
76,9
198
1200
1000
16,5
19,8
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
53,4
264
658
1000
40,1
26,4
С-82
53,4
264
658
1000
40,1
26,4
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
36,5
182
555
600
32,8
30,3
С-82
36,5
182
555
600
32,8
30,3
Отключение ВЛ 220 кВ Чапаевка - Советско-Соснинская I, II цепь (ЧС-236, ЧС-226)
АТ ПС 500 кВ Томская
АТ-1
360,8
414
578
-
71,6
-
АТ-2
360,8
414
578
-
71,6
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
146,2
389
890
1000
43,7
38,9
ТВ-221
146,2
389
890
1000
43,7
38,9
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
134,7
360
780
600
46,2
60,0
ТВ-221
134,7
360
780
600
46,2
60,0
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (у шин 220 кВ ПС 220 кВ Зональная)
АТ-215
100,7
281
1200
1000
23,4
28,1
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (у шин 220 кВ ПС 220 кВ Восточная)
АТ-216
82,3
237
1219
1000
19,4
23,7
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
55,2
273
658
1000
41,5
27,3
С-82
55,2
273
658
1000
41,5
27,3
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
38,3
191
555
600
34,4
31,8
С-82
38,3
191
555
600
34,4
31,8
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново от шин 110 кВ ПС 110 кВ Яшкинская
А-27
4,6
38
484
200
7,9
19,0
Летний максимум 2020 г. Без учета ввода транзита 500 кВ Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС
Ремонтные схемы и послеаварийные режимы
Ремонт АТ-1(АТ-2) ПС 500 кВ Томская и отключение АТ-2(АТ-1) ПС 500 кВ Томская
АТ ПС 500 кВ Томская
АТ-1
откл.
-
578
-
-
-
АТ-2
откл.
-
578
-
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (у шин 220 кВ ПС 220 кВ Зональная)
АТ-215
302,8
807
930
1000
86,8
80,7
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (у шин 220 кВ ПС 220 кВ Восточная)
АТ-216
308,9
821
945
1000
86,9
82,1
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново от шин 110 кВ ПС 110 кВ Яшкинская
А-27
59,3
303
375
200
80,8
151,5
Ремонт АТ-1(АТ-2) ПС 500 кВ Томская и отключение АТ-2(АТ-1) ПС 500 кВ Томская; выполнение схемно-режимных мероприятий для снижения перетока в КС "Красноярск, Кузбасс - Томск"
АТ ПС 500 кВ Томская
АТ-1
откл.
-
578
-
-
-
АТ-2
откл.
-
578
-
-
-
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (у шин 220 кВ ПС 220 кВ Зональная)
АТ-215
169,3
438
930
1000
47,1
43,8
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (у шин 220 кВ ПС 220 кВ Восточная)
АТ-216
170,7
439
945
1000
46,5
43,9
ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново от шин 110 кВ ПС 110 кВ Яшкинская
А-27
Деление - отключен В-110 С-86 на ПС 220 кВ Зональная

Проведенный анализ режимов работы энергосистемы на 2020 г. показал невозможность полного вывода из эксплуатации генерирующего оборудования Томских электростанций до ввода транзита 500 кВ Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС.
Так, в случае отставания ввода в 2020 г. транзита 500 кВ Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС для недопущения ограничения нагрузки энергорайонов "Юг" и "СХК" Томской энергосистемы требуется включение дополнительного генерирующего оборудования в объеме не менее 50 МВт.
Необходимый объем дополнительной генерирующей мощности (50 МВт) может быть обеспечен за счет следующих вариантов:
- сохранение в работе ТГ-12 (либо ТГ-14) на ТЭЦ СХК;
- сохранение в работе ТГ-1 на Томской ТЭЦ-3;
- сохранение в работе любых двух турбоагрегатов из выводимых на Томской ГРЭС-2 (ТГ-3, ТГ-5, ТГ-6).
Связь энергорайона "СХК" и Томской энергосистемы осуществляется по сечению "СХК - Томская энергосистема", которое состоит из ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК (Т-201) и ВЛ 220 кВ ЭС-1 СХК ЭС-2 СХК (Л-3).
В состав энергорайона "СХК" входит ТЭЦ СХК, которая осуществляет электро- и теплоснабжение нагрузок АО "СХК" (ядерно-опасные производства - первая категория надежности и особая категория энергопринимающих устройств) и города Северск. Максимальное прогнозное потребление энергорайона "СХК" - 199 МВт.
В случае вывода из эксплуатации всего генерирующего оборудования ТЭЦ СХК не будут выполняются требования к электроснабжению потребителей АО "СХК" первой и особой категории, т.е. остается только 2 источника питания: ВЛ 220 кВ ЭС-1 СХК - ЭС-2 СХК (Л-3) и ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК (Т-201).
При аварийном отключении ВЛ 220 кВ Восточная - ТЭЦ СХК (Т-201) в ремонтной схеме (отключена ВЛ 220 кВ ЭС-1 СХК - ЭС-2 СХК (Л-3)) произойдет полное прекращение электроснабжения энергорайона "СХК". В этом случае для обеспечения сбалансированного выделения энергорайона "СХК" на изолированную работу необходимо не менее 200 МВт генерации в энергорайоне (2 ТГ по 100 МВт каждый).
Согласно техническим характеристикам технологического оборудования потребителей заводов АО "СХК" снижение частоты ниже 48,5 Гц приведет к его отключению с полной потерей эксплуатационного ресурса. Для обеспечения сбалансированного выделения энергорайона "СХК" на изолированную работу в случае системных аварий, связанных со снижением частоты, в наличии необходимо не менее 300 МВт генерации в энергорайоне "СХК" (3 ТГ по 100 МВт каждый, с учетом ремонта одного ТГ).
Таким образом, для возможности вывода из эксплуатации всего генерирующего оборудования Томской энергосистемы, предусмотренного к выводу, необходим ввод замещающих мощностей в энергорайоне "СХК" (либо сохранение существующих) в объеме не менее 300 МВт.

Режимы работы с учетом ввода транзита 500 кВ Томская -
Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС

Результаты расчетов для нормальной схемы и послеаварийного режима зимнего максимума 2020 г. при выводе генерирующего оборудования электростанций с учетом ввода транзита 500 кВ Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС показали, что токовая загрузка элементов сети Томской энергосистемы не превышает допустимые параметры. Перетоки в контролируемых сечениях не превышают значений МДП. Уровни напряжений в контрольных пунктах и узлах электрической сети не выходят за допустимые пределы.
Результаты расчетов для нормальной схемы и послеаварийных режимов зимнего максимума 2020 г. с выводом генерирующего оборудования электростанций приведены в таблице 5.27.
Результат расчета для нормальной схемы зимнего максимума 2020 г. с выводом генерирующего оборудования электростанций с учетом ввода транзита 500 кВ Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС приведен на чертеже № 329/143-ЭЭС.17.

Таблица 5.27 - Загрузка элементов сети 110 - 220 кВ
Томской энергосистемы в нормальной схеме и послеаварийных
режимах зимнего максимума 2020 г. с выводом генерирующего
оборудования электростанций с учетом ввода транзита
500 кВ Томская - Парабель - Советско-Соснинская -
Нижневартовская ГРЭС

Элементы сети
Кратк. дисп. наим.
Загрузка ВЛ, АТ
Iдоп.ВЛ, Iдоп.ошин., IномАТ, А
Iном эл. оборуд., А
% загрузки ВЛ, ошин., АТ
% загрузки эл. оборуд.
МВт, МВА
А
Зимний максимум 2020 г. С учетом ввода транзита 500 кВ Томская - Парабель - Советско-Соснинская - Нижневартовская ГРЭС
Нормальная схема
АТ ПС 500 кВ Томская
АТ-1
277,0
314
578
-
54,3
-
АТ-2
277,0
314
578
-
54,3
-
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
93,4
216
503
-
42,9
-
АТ-4
93,4
216
503
-
42,9
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
80,1
204
502
-
40,6
-
АТ-2
82,9
212
502
-
42,2
-
ВЛ 500 кВ Томская - Парабель со стороны ПС 500 кВ Томская

286,5
371
942
-
39,4
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
66,0
182
890
1000
20,4
18,2
ТВ-221
66,0
182
890
1000
20,4
18,2
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
58,1
152
780
600
19,5
25,3
ТВ-221
58,1
152
780
600
19,5
25,3
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
82,5
216
1219
1000
17,7
21,6
Т-203
82,5
216
1219
630
17,7
34,3
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
62,3
160
1200
1000
13,3
16,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
39,9
199
658
1000
30,2
19,9
С-82
39,9
199
658
1000
30,2
19,9
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
23,2
116
555
600
20,9
19,3
С-82
23,2
116
555
600
20,9
19,3
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
22,2
109
581
600
18,8
18,2
С-1
22,2
109
581
600
18,8
18,2
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
32,4
161
658
600
24,5
26,8
С-3
32,4
161
658
600
24,5
26,8
Послеаварийные режимы
Отключение АТ-1 (АТ-2) ПС 500 кВ Томская
АТ ПС 500 кВ Томская
АТ-1
откл.
-
578
-
-
-
АТ-2
471,4
534
578
-
92,4
-
Отключение АТ-3 (АТ-4) ПС 220 кВ Восточная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
откл.
-
503
-
-
-
АТ-4
133,1
338
503
-
67,2
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
98,4
251
502
-
50,0
-
АТ-2
102,1
260
502
-
51,8
-
Отключение АТ-1 (АТ-2) ПС 220 кВ Зональная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
109,9
279
503
-
55,5
-
АТ-4
109,9
279
503
-
55,5
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
откл.
-
502
-
-
-
АТ-2
118,0
300
502
-
59,8
-
Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I (II) цепь (ТВ-221(ТВ-231))
ВЛ 500 кВ Томская - Парабель со стороны ПС 500 кВ Томская

300,4
384
942
-
40,8
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
откл.
-
890
1000
-
-
ТВ-221
102,0
273
890
1000
30,7
27,3
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
откл.
-
890
1000
-
-
ТВ-221
85,9
228
780
600
29,2
38,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
45,8
227
658
1000
34,5
22,7
С-82
45,8
227
658
1000
34,5
22,7
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
29,0
144
555
600
25,9
24,0
С-82
29,0
144
555
600
25,9
24,0
Отключение ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I (II) цепь (С-83(С-82))
ВЛ 500 кВ Томская - Парабель со стороны ПС 500 кВ Томская

287,4
372
942
-
39,5
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
68,1
186
890
1000
20,9
18,6
ТВ-221
68,1
186
890
1000
20,9
18,6
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
60,1
157
780
600
20,1
26,2
ТВ-221
60,1
157
780
600
20,1
26,2
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
откл.
-
658
1000
-
-
С-82
74,7
375
658
1000
57,0
37,5
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
откл.
-
555
600
-
-
С-82
41,0
205
555
600
36,9
34,2
Отключение ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь (С-2, С-1)
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
91,9
235
502
-
46,8
-
АТ-2
95,2
243
502
-
48,4
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
81,2
216
1200
1000
18,0
21,6
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
54,5
267
581
600
46,0
44,5
С-1
54,5
267
581
600
46,0
44,5
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
откл.
-
658
600
-
-
С-3
откл.
-
658
600
-
-
Отключение 2(1) секции шин 220 кВ ПС 500 кВ Томская
АТ ПС 500 кВ Томская
АТ-1
440,8
499
578
-
86,3
-
АТ-2
откл.
-
578
-
-
-
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
88,9
229
503
-
45,5
-
АТ-4
88,9
229
503
-
45,5
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
81,3
209
502
-
41,6
-
АТ-2
84,3
217
502
-
43,2
-
ВЛ 500 кВ Томская - Парабель со стороны ПС 500 кВ Томская

316,8
400
942
-
42,5
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
92,3
252
890
1000
28,3
25,2
ТВ-221
откл.
-
890
1000
-
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
76,5
207
780
600
26,5
34,5
ТВ-221
откл.
-
780
600
-
-
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
129,9
343
1219
1000
28,1
34,3
Т-203
откл.
-
1219
630
-
-
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
32,0
82
1200
1000
6,8
8,2
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
42,5
212
658
1000
32,2
21,2
С-82
42,5
212
658
1000
32,2
21,2
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
25,8
129
555
600
23,2
21,5
С-82
25,8
129
555
600
23,2
21,5
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
24,9
126
581
600
21,7
21,0
С-1
24,9
126
581
600
21,7
21,0
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
29,6
153
658
600
23,3
25,5
С-3
29,6
153
658
600
23,3
25,5
Отключение 2(1) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Зональная
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
107,4
273
503
-
54,3
-
АТ-4
107,4
273
503
-
54,3
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
117,9
271
502
-
54,0
-
АТ-2
откл.
-
502
-
-
-
ВЛ 500 кВ Томская - Парабель со стороны ПС 500 кВ Томская

288,7
373
942
-
39,6
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 500 кВ Томская
ТВ-231
70,8
192
890
1000
21,6
19,2
ТВ-221
70,8
192
890
1000
21,6
19,2
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
62,8
163
780
600
20,9
27,2
ТВ-221
62,8
163
780
600
20,9
27,2
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
25,5
65
1200
1000
5,4
6,5
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
67,7
341
658
1000
51,8
34,1
С-82
откл.
-
658
1000
-
-
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
50,5
256
555
600
46,1
42,7
С-82
-16,5
86
555
600
15,5
14,3
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
21,1
104
581
600
17,9
17,3
С-1
21,1
113
581
600
19,4
18,8
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
66,9
339
658
600
51,5
56,5
С-3
откл.
-
658
600
-
-
Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь (ТВ-221, ТВ-231)
АТ ПС 500 кВ Томская
АТ-1
240,1
272
578
-
47,1
-
АТ-2
240,1
272
578
-
47,1
-
АТ ПС 220 кВ Восточная
АТ-3
102,3
261
503
-
51,9
-
АТ-4
102,4
261
503
-
51,9
-
АТ ПС 220 кВ Зональная
АТ-1
89,6
229
502
-
45,6
-
АТ-2
92,9
238
502
-
47,4
-
ВЛ 500 кВ Томская - Парабель со стороны ПС 500 кВ Томская

340,9
425
942
-
45,1
-
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Володино
ТВ-231
откл.
286
780
600
36,7
47,7
ТВ-221
откл.
286
780
600
36,7
47,7
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-204
100,7
259
1219
1000
21,2
25,9
Т-203
100,7
259
1219
630
21,2
41,1
ВЛ 220 кВ Зональная - Восточная
Т-208
86,0
220
1200
1000
18,3
22,0
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 220 кВ Зональная
С-83
63,1
312
658
1000
47,4
31,2
С-82
63,1
312
658
1000
47,4
31,2
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь со стороны ПС 110 кВ Левобережная
С-83
46,0
230
555
600
41,4
38,3
С-82
46,0
230
555
600
41,4
38,3
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-2
14,4
72
581
600
12,4
12,0
С-1
14,4
113
581
600
19,4
18,8
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-4
40,1
199
658
600
30,2
33,2
С-3
40,1
199
658
600
30,2
33,2

6. Предложения по развитию электрической
сети Томской области

В данном разделе приведен перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше Томской энергосистемы, рекомендуемых к вводу/реконструкции для устранения "узких мест", обеспечения возможности электроснабжения перспективной нагрузки, обеспечения надежного электроснабжения существующих потребителей.
Обосновывающими материалами для замены трансформаторов на подстанциях являются расчеты нагрузок по подстанциям с учетом выданных технических условий и действующих договоров на технологическое присоединение, для усиления сети - электрические расчеты потокораспределения и уровней напряжения по годам расчетного периода, оценка пропускной способности сети Томской энергосистемы.

Объекты 220 кВ

Новое строительство.
2019 г.
В настоящее время выполняется проектирование по титулам:
- "ВЛ 500 кВ Томская - Парабель с расширением ПС 220 кВ Парабель";
- "ВЛ 500 кВ Советско-Соснинская - Парабель";
- "ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская с расширением ПС 220 кВ Советско-Соснинская (сооружение ОРУ 500 кВ)".
При условии отставания ввода транзита 500 кВ Томская - Нижневартовская ГРЭС рекомендуется выполнить строительство и ввод:
- ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ) (первый пусковой комплекс строительства ВЛ 500 кВ Томская - Парабель в соответствии с выполняемым проектом по титулу "ВЛ 500 кВ Томская - Парабель с расширением ПС 220 кВ Парабель");
- ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ) (первый пусковой комплекс строительства ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская в соответствии с выполняемым проектом по титулу "ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская с расширением ПС 220 кВ Советско-Соснинская (сооружение ОРУ 500 кВ)").
Ввод ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ), повысит надежность электроснабжения потребителей Томской области и позволит избежать ограничений нагрузки при следующих послеаварийных режимах:
- аварийное отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь (НСС-1, НСС-2) в зимний период, приводящее к ограничению 75 МВт нагрузки;
- наложение аварийного отключения одной из ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I (II) цепь (НСС-1 (НСС-2)) на плановый ремонт второй ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская II (I) цепь (НСС-2 (НСС-1)) в летний период, приводящее к ограничению 35 МВт нагрузки;
- аварийное отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель I, II цепь (ЧП-233, ЧП-223) в зимний период, приводящее к ограничению 60 МВт нагрузки;
- наложение аварийного отключения одной из ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель I (II) цепь (ЧП-233 (ЧП-223)) на плановый ремонт второй ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель II (I) цепь (ЧП-223 (ЧП-233)) в летний период, приводящее к ограничению 20 МВт нагрузки.
Экономический эффект от ввода ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ) оценивается в размере 17,1 - 45,7 млн руб. в год (в зависимости от удельной стоимости ущерба).
Ввод ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ) повысит надежность электроснабжения потребителей Томской области и позволит избежать отключения нагрузки потребителей в следующих послеаварийных режимах:
- аварийное отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Томская - Володино в зимний период приводит к ограничению 62 МВт нагрузки потребителей;
- наложение аварийного отключения одной из ВЛ 220 кВ Томская - Володино на плановый ремонт второй ВЛ 220 кВ Томская - Володино в летний период приводит к ограничению 25 МВт нагрузки потребителей.
Экономический эффект от ввода ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ) оценивается в размере 43,7 - 116,4 млн руб. в год (в зависимости от удельной стоимости ущерба).
В соответствии с СиПР ЕЭС ввод первых пусковых комплексов транзита 500 кВ планируется в 2021 г.
Рекомендуется ввод первых пусковых комплексов транзита 500 кВ выполнить в более ранние сроки.
2016 г.
Реконструкция.
- ПС 220 кВ Советско-Соснинская.
В соответствии с расчетами электроэнергетических режимов:
- в зимний и летний максимум потребления в нормальной схеме при отключении 2 СШ-220 кВ ПС 220 кВ Советско-Соснинская (одновременное отключение АТ-4, АТ-5);
- в летний максимум потребления в схеме ремонта АТ-3 (АТ-4) ПС 220 кВ Советско-Соснинская в послеаварийных режимах при отключении АТ-5 ПС 220 кВ Советско-Соснинская,
имеет место перегрузка АТ-4 (АТ-3) ПС 220 кВ Советско-Соснинская на 147% в зимний период и на 121% в летний период.
Ликвидация токовых перегрузок оставшегося в работе АТ-3 осуществляется АОПО АТ ПС 220 кВ Советско-Соснинская в объеме до 62 МВт в зимний период и до 56 МВт в летний период.
Для минимизации рисков отключения нагрузки действием ПА требуется реконструкция ПС 220 кВ Советско-Соснинская с заменой АТ-3, АТ-4 мощностью 63 МВА каждый на два АТ мощностью 125 МВА каждый.
- ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I и II цепи (НСС-1 и НСС-2).
До ввода в работу ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ) для исключения ввода ограничений нагрузки потребителей при аварийном отключении двухцепной ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель I, II цепи (ЧП-233, ВЧ-223) необходимо выполнить АОПО ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I и II цепь (НСС-1 и НСС-2) на ПС 220 кВ Соснинская. Данная АОПО должна контролировать токовую нагрузку ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I и II цепи (НСС-1 и НСС-2) и действовать при превышении тока выше уставки срабатывания на отключение нагрузки потребителей, запитанных от ПС 220 кВ Советско-Соснинская. Место установки, логика действия и величины управляющих воздействий АОПО должны быть определены отдельным проектом.
- ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная и ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная.
На ПС 500 кВ Томская установлена автоматика разгрузки при разрыве электропередачи 500 кВ (АРРП-500), предназначенная для снятия токовой перегрузки ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216) и ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215) при отключении АТ-1 и АТ-2 ПС 500 кВ Томская или ВЛ 500 кВ Итатская - Томская и ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская.
АРРП-500 выполнена на электромеханической базе и включает в себя следующие устройства:
- ФОЛ ВЛ 500 кВ Итатская - Томская;
- ФОЛ ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская;
- ФОТ АТ-1 ПС 500 кВ Томская;
- ФОТ АТ-2 ПС 500 кВ Томская;
- устройство КПР;
- устройство ОН.
АРРП-500 действует на отключение нагрузки в Томской энергосистеме.
Существующее устройство КПР осуществляет контроль только по ВЛ 500 кВ Итатская - Томская и ВЛ 500 кВ Ново-Анжерская - Томская и не позволяет применять АРРП-500 для увеличения допустимого перетока в контролируемом сечении в двойных ремонтных схемах контролируемого сечения "Красноярск, Кузбасс - Томск", что приводит к необходимости загрузки электрических станций в летний период года.
Для возможности увеличения МДП в двойных ремонтных схемах контролируемого сечения "Красноярск, Кузбасс - Томск" необходимо выполнить установку АОПО ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная (АТ-216) и АОПО ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Зональная (АТ-215). Место установки, логика действия и величины управляющих воздействий АОПО должны быть определены отдельным проектом.
- 2018 г. ПС 220 кВ Парабель.
ПС 220/110/10 кВ Парабель введена в эксплуатацию в 1972 году, осуществляет электроснабжение потребителей села Парабель, а также объектов нефтедобывающей компании ООО "Энергонефть Томск". На подстанции установлены три автотрансформатора АТ-1, АТ-2 и АТ-3 мощность 63 МВА. Оборудование ОРУ 110 кВ выработало нормативный срок эксплуатации. Срок службы на 01.01.2015 АТ-1, АТ-2 (1971 года изготовления) составляет 44 года, АТ-3 (1981 года изготовления) составляет 34 года.
В режиме зимнего максимума 2016 г. при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Парабель перегрузка оставшегося в работе АТ-2 составляет 80,4%. Рекомендуется реконструкция ПС 220 кВ Парабель с заменой автотрансформаторов мощностью 3x63 МВА на новые автотрансформаторы мощностью 2x125 МВА.
Мероприятие не предусмотрено в инвестиционной программе ОАО "ФСК ЕЭС".

Объекты 110 кВ

2015 г.
Новое строительство.
- ПС 110 кВ ОЭЗ, ВЛ 110 кВ Зональная - ОЭЗ.
Подстанция сооружается для электроснабжения объектов южной площадки Особой экономической зоны технико-внедренческого типа "Томск" (ОЭЗ ТВТ "Томск") г. Томска. Максимальная прогнозируемая нагрузка ПС 110 кВ ОЭЗ составит 50 МВт.
На подстанции будут установлены два трансформатора напряжением 110/35/10 кВ мощностью по 63 МВА. Присоединение подстанции к сети энергосистемы предусмотрено по двум ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Зональная протяженностью 5,27 км, выполненным проводом АС-240.
Проектная схема РУ-110 кВ ПС 110 кВ ОЭЗ принята "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" (типовая схема № 110-9).
- ПС 110 кВ ОЭЗ-2, ВЛ 110 кВ ГПП-220 - ОЭЗ-2.
Подстанция сооружается для электроснабжения объектов северной площадки Особой экономической зоны технико-внедренческого типа "Томск" (ОЭЗ ТВТ "Томск") г. Томска. Максимальная прогнозируемая нагрузка ПС 110 кВ ОЭЗ-2 составит 16,5 МВт.
На подстанции будут установлены два трансформатора напряжением 110/10 кВ мощностью по 25 МВА. Присоединение подстанции к сети энергосистемы предусмотрено по двум ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ ГПП-2 протяженностью 4,5 км, выполненным проводом АС-120.
Проектная схема РУ-110 кВ ПС 110 кВ ОЭЗ-2 принята "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий" (типовая схема № 110-4Н).
2016 г.
Реконструкция.
- ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь (С-83, С-82).

Отключение ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь (ТВ-231, ТВ-221) с действием существующей АРОДЛ ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка на отключение нагрузки в объеме 62 МВт приводит к перегрузу следующих элементов сети в зимнем максимуме: ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь (С-83, С-82) - 687 А со стороны ПС 220 кВ Зональная (Iдоп = 658 А провода ВЛ АС-185 при t < -5 °C), 602 А со стороны ПС 110 кВ Левобережная (Iдоп = 555 А провода ВЛ АС-150 при t < -5 °C, Iном. оборуд = 600 А) (рисунок 5.42). Перегруз ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь ликвидируется существующей АОПО ВЛ 110 кВ С-83, С-82 с действием на отключение В-110 ВЛ 110 кВ СВ-1, СВ-2 ПС 110 кВ Мельниково-110, что, в свою очередь, приведет к отключению нагрузки в объеме порядка 130 МВт. При переводе ПС 220 кВ Парабель на питание со стороны ПС 220 кВ Советско-Соснинская (действием АВР) объем отключенной нагрузки составит 25 МВт.

В качестве одного из вариантов ликвидации перегруза ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь в послеаварийном режиме рассмотрено отключение нагрузки в объеме 17 МВт в районе ПС 110 кВ Мельниково-110 и перенос точки раздела транзита 110 кВ Чилино - Вороново - Уртам - Кожевниково - Мельниково-110 на ПС 110 кВ Мельниково-110. Загрузка ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь при этом не превышает допустимые параметры (рисунок 5.43). Уровни напряжения в сети 110 кВ не выходят за допустимые пределы.
Таким образом, для уменьшения объема отключаемой нагрузки действием существующей АОПО ВЛ 110 кВ С-83, С-82 рекомендуется выполнить модернизацию АОПО ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь с организацией разгрузки ВЛ с действием на отключение нагрузки. Место установки, логика действия и величины управляющих воздействий АОПО должны быть определены отдельным проектом.
- ПС 110 кВ Вахская.
На ПС 110 кВ Вахская в ячейках ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками I, II цепь (СС-3, 4) и ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 (СВ-5) установлено оборудование с номинальным током 300 А (трансформаторы тока).
В послеаварийном режиме отключения двухцепной ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками I, II цепь (СС-3, 4) для зимнего максимума 2016 г. токовая загрузка ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 (СВ-5) составляет 306 А, перегрузка трансформаторов тока на ПС 110 кВ Вахская составит 2%.
В послеаварийном режиме отключения ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская № 3 (СВ-5) при ремонте одной цепи ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I цепь (СС-3) для летнего максимума 2016 г. токовая загрузка ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками I (II) цепь (СС-3(СС-4)) со стороны ПС 110 кВ Вахская составляет 315 А, перегруз оборудования с номинальным током 300 А на ПС 110 кВ Вахская составит 5%.
Для ликвидации существующих ограничений пропускной способности ВЛ, накладываемых электрооборудованием ПС 110 кВ Вахская, необходимо предусмотреть замену электрооборудования подстанции с номинальным током 300 А на электрооборудование с номинальным током не менее 400 А.
- ПС 110 кВ Стрежевская.
Аварийное отключение 1 СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Советско-Соснинская приводит к снижению напряжения на 2 секции шин 110 кВ ПС 110 кВ Стрежевская. Режим неустойчив (напряжения ниже аварийно-допустимого значения 86 кВ).
Для предотвращения снижения напряжения рекомендуется выполнить модернизацию существующего устройства автоматического ввода резерва (АВР), установленного на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Стрежевская. Данное устройство должно контролировать состояние выключателя 2 секции шин 110 кВ и действовать при снижении напряжения ниже уставки на включение секционного выключателя. С учетом действия АВР нагрузка ПС 110 кВ Стрежевская переключается на питание от ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь (СС-4). Уровни напряжения в сети 110 кВ с учетом действия АВР на ПС 110 кВ Стрежевская не выходят за допустимые пределы.
Логику действия АВР на ПС 110 кВ Стрежевская необходимо определить отдельным проектом.
- ПС 110 кВ Колпашево.
Реконструкция ЗРУ-10 кВ с заменой маломасляных выключателей на вакуумные. Мероприятие включено в Перечень инвестиционных проектов ОАО "ТРК" на период 2015-2017 гг. со сроком реализации в 2016 г.
В режиме зимнего максимума 2016 г. при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Чажемто - Колпашево с отпайкой на ПС Новоильинская (С-40) действием АВР на выключателе В-110 С-57К ПС 110 кВ Колпашево переключается на питание от ПС 220 кВ Асино по транзиту 110 кВ. Режим неустойчив (напряжения ниже аварийно-допустимого значения 86 кВ), при этом мощности существующей БСК-26 Мвар недостаточно для повышения уровня напряжения выше аварийно-допустимого.
Для повышения уровня напряжения на ПС 110 кВ Колпашево рекомендуется замена существующей БСК-26 Мвар на БСК-37,5 Мвар и выполнить АОСН с действием на включение БСК. Напряжение на ПС 110 кВ Колпашево при этом составляет 107,8 кВ.
Логика действия и уставки срабатывания АОСН на ПС 110 кВ Колпашево должны быть определены отдельным проектом.
- ПС 110 кВ Сураново.
В режиме летнего максимума 2016 г. при аварийном отключении АТ-2(1) ПС 500 кВ Томская при ремонте АТ-1(2) ПС 500 кВ Томская загрузка ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново (А-27) составляет 238 А (44,6 МВт), ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново (С-12)- 231 А (42,9 МВт), при этом перегруз оборудование 200 А (трансформаторы тока), установленного на ПС 110 кВ Сураново, составляет 19% и 15,5% соответственно. Для снятия ограничений пропускной способности транзита 110 кВ Зональная - Предтеченск - Межениновка - Сураново - Яшкинская требуется замена ТТ с номинальным током 200 А на ПС 110 кВ Сураново на ТТ с номинальным током 400 А и более.
- ПС 110 кВ Предтеченск, ПС 110 кВ Межениновка, ПС 110 кВ Сураново.
Реконструкция ОРУ 110 кВ с заменой отделителей и короткозамыкателей на выключатели и заменой схемы на "мостик с выключателями в цепи линий и ремонтной перемычкой со стороны линий" (схема № 110-5Н) в связи с высокой вероятностью отказа короткозамыкателя и отсутствием резервирования защит трансформаторов ПС 110 кВ Предтеченск, ПС 110 кВ Межениновка, ПС 110 кВ Сураново защитами ВЛ 110 кВ Зональная - Предтеченск (С-86), ВЛ 110 кВ Предтеченск - Межениновка (С-11), ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново (С-12), ВЛ 110 кВ Яшкинская - Сураново.
Выполнение ближнего резервирования защит (установка двух независимых комплектов защит) на ВЛ 110 кВ Предтеченск - Межениновка (С-11) со стороны ПС 110 кВ Предтеченск и ПС 110 кВ Межениновка, ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново (С-12) со стороны ПС 110 кВ Межениновка и ПС 110 кВ Сураново для исключения риска повреждения оборудования при отказе защит линии (или выключателя линии) в режимах вывода в ремонт линейного (секционного) выключателя и включении ремонтной перемычки 110 кВ на ПС 110 кВ Предтеченск, ПС 110 кВ Межениновка, ПС 110 кВ Сураново.
Установка регистратора аварийных событий ПС 110 кВ Предтеченск, ПС 110 кВ Межениновка, ПС 110 кВ Сураново для возможности полноценного анализа функционирования защит ВЛ и электрооборудования 110 кВ при возникновении технологических нарушений.
- Томская ГРЭС-2.
Аварийное отключение II СШ-110 кВ Томской ГРЭС-2 в ремонтной схеме (вывод в ремонт ТГ-2 Томской ГРЭС-2) в период максимальных нагрузок весна - осень приводит к перегрузке Т-25 Томской ГРЭС-2 на 25,9%. Для ликвидации перегрузки необходимо вводить ограничение нагрузки потребителей энергорайона Томской ГРЭС-2 в объеме 15 МВт.
Для исключения перегрузки Т-25 Томской ГРЭС-2 и ввода ограничений нагрузки потребителей необходимо выполнить реконструкцию ДЗШ и УРОВ 110 кВ Томской ГРЭС-2 для возможности перефиксации присоединений 110 кВ без перевода ДЗШ в режим "без фиксации".
2017 г.
Реконструкция.
- ПС 110 кВ Крапивинская.
Замена существующих трансформаторов мощностью 2x25 МВА на 2x40 МВА. Замена выполняется в связи с выявленной перегрузкой до 25,8% (отчетная нагрузка 31,44 МВА) существующих трансформаторов в послеаварийных режимах.
2019 г.
Реконструкция.
- ПС 110 кВ Западная.
ПС 110 кВ Западная введена в эксплуатацию в 1969 году. На подстанции установлены два трансформатора мощность 40 и 40,5 МВА, года изготовления - 1971 и 1967 соответственно. Оборудование выработало нормативный срок эксплуатации.
В послеаварийных режимах загрузка существующих трансформаторов за отчетный период 2010 - 2012 гг. составила 119,2% (47,69 МВА), за 2013 г. - 98,1% (39,23 МВА). С учетом ТУ на технологическое присоединение, загрузка к 2016 году составит 109,8%.
Для обеспечения прогнозного роста нагрузки подстанции, а также учитывая срок службы трансформаторов, требуется замена существующих трансформаторов мощностью 1x40,5, 1x40 МВА на трансформаторы мощностью 2x63 МВА.
В таблице 6.1 приведен перечень подстанций 110 кВ и выше Томской ЭС, силовое оборудование и коммутационная аппаратура которых отработали нормативный срок службы. В таблице 6.2 приведен перечень ВЛ 110 кВ и выше Томской ЭС, которые отработали нормативный срок службы. Данные представлены по сетевым предприятиям на основе возрастных характеристик объектов. На указанных ПС и ВЛ 110 кВ и выше рекомендуется периодическое проведения обследований состояния парка оборудования подстанций, состояния линий, на основании результатов которых должно приниматься решение о необходимости и сроках реконструкции/замены оборудования подстанций и линий электропередачи, разрабатываться программы замены морально и физически устаревшего оборудования.

Таблица 6.1 - Перечень подстанций, силовое
оборудование и коммутационная аппаратура
которых эксплуатируются свыше 35 лет

N
Перечень объектов
АТ, Т
КА
год изготовления
мощность, МВА
величина мощности, подлежащая замене, МВА
год установки
кол-во выключателей (с указанием Uном, кВ), подлежащее замене
кол-во отделителей/короткозамыкателей (с указанием Uном, кВ), подлежащее замене
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС
500 кВ
1
ПС 500 кВ Томская
1980
4x167
4x164
1983/ 1984
1981
4 (500)
-
1983
3x167
3x167
2 (10)
220 кВ
2
ПС 220 кВ Вертикос
1980
2x63
126
1982
2 (220)
2 (10)
-
3
ПС 220 кВ Володино
1973
2x63
126
1976
2 (220)
2 (110)
2 (10)
-
4
ПС 220 кВ Восточная
1978
200
200
1965
2 (220)
-
1975
200
200
1983
2 (110)
1983
63
63
1975
1 (110)
1981
63
63
1978
1 (110)
2011
63
-
1963
2 (35),
2(10)
5
ПС 220 кВ ГПП-220
1978
125
125
1980
2 (220)
-
1980
125
125
2 (110)
6
ПС 220 кВ Завьялово
1979
2x32
64
1980
2 (220)
-
1983
2 (10)
7
ПС 220 кВ Каргасок
1977
25
25
1978
2 (220)
-
1980
25
25
2 (10)
8
ПС 220 кВ Орловка
1978
2x25
50
1980
2 (220)
-
1981
2 (35)
1979
1 (10)
1980
1 (10)
9
ПС 220 кВ Парабель
1971
2x63
126
1975
2 (220)
-
1983
1 (220)
1981
63
63
1982
2 (110)
1981
1 (110)
1972
2 (10)
10
ПС 220 кВ Раскино
1973
2x32
64
1975
1 (220)
-
1976
1 (220)
1976
2 (10)
11
ПС 220 кВ Чажемто
1980
2x63
126
1981
2 (220)
-
1981
2 (110)
1982
1 (10)
1981
1 (10)
12
ПС 220 кВ Чапаевка
1978
63
63
1978
2 (220)
-
1976
63
63
1978
2 (110)
1983
63
63
1984
1 (110)
1978
2 (10)
ОАО "ТРК"
110 кВ
13
ПС 110 кВ Бройлерная
1977
25
25
1979
8 (110)
10 (35)
23 (10)
-
1978
25
25
14
ПС 110 кВ Западная
1971
40,5
40,5
1969
1 (110)
5 (35)
19 (10)
-
1967
40
40
15
ПС 110 кВ Кандинка
1979
2x16
32
1980
7 (35)
9 (10)
-
16
ПС 110 кВ Каштак
1980
40
40
1969
3 (110)
-
1961
40,5
40,5
24 (10)
17
ПС 110 кВ Коммунальная
1982
40
40
1982
3 (110)
5 (35)
23 (10)
2 (110)
1965
40
40
18
ПС 110 кВ Левобережная
1973
2x25
50
1964
9 (110)
7 (35)
13 (10)
-
19
ПС 110 кВ Октябрьская
1966
40
40
1964
3 (110)
7 (35)
18 (10)
-
1966
40,5
40,5
20
ПС 110 кВ Семилужки
1984
2x16
32
1985
-
2 (110)
21
ПС 110 кВ Рыбалово
1982
16
16
1986
-
-
1986
16
-
22
ПС 110 кВ Мельниково-110
1973
10
10
1966
10 (110)
5 (35)
14(10)
-
1975
16
16
23
ПС 110 кВ Гусево
1970
6,3
6,3
1976
5 (35)
10 (10)
2 (110)
1989
6,3
-
24
ПС 110 кВ Маркелово
1992
6,3
-
1971
3 (110)
9 (10)
-
1986
6,3
25
ПС 110 кВ Кожевниково
1978
10
10
1966
2 (110)
4 (35)
14 (10)
1 (110)
1966
10
10
26
ПС 110 кВ Вороново
1974
10
10
1968
2 (110)
1 (110)
1967
6,3
6,3
12 (10)
27
ПС 110 кВ П. Дубровка
1972
16
16
1975
2 (110)
7 (35)
8 (10)
-
1971
16
16
28
ПС 110 кВ Чилино
1976
2x10
20
1968
2 (110)
10 (10)
1 (110)
29
ПС 110 кВ Бакчар
1973
6,3
6,3
1973
3 (110)
5 (35)
14 (10)
1 (110)
1964
6,3
6,3
30
ПС 110 кВ Высокий Яр
1974
10
10
1983
7 (35)
2 (110)
1982
10
10
10 (10)
31
ПС 110 кВ Плотниково
1971
2,5
2,5
1971
1 (110)
1 (110)
1971
6,3
6,3
10 (10)
32
ПС 110 кВ Поротниково
1975
2x10
20
1975
1 (110)
11 (10)
2 (110)
33
ПС 110 кВ Молчаново
1970
6,3
6,3
1970
1 (110)
8 (10)
1 (110)
34
ПС 110 кВ Молчановская НПС
1974
2x25
50
1974
3 (110)
10 (10)
2 (110)
35
ПС 110 кВ Тунгусово
1982
6,3
6,3
1972
5 (35)
2 (110)
1965
6,3
6,3
10 (10)
36
ПС 110 кВ Володино-110
1966
6,3
6,3
1967
7 (10)
1 (110)
37
ПС 110 кВ Малиновка
1963
10
10
1966
10 (110)
7 (35)
14 (10)
-
1962
15
15
38
ПС 110 кВ Итатка
1964
1964
6,3
10
6,3
10
1966
1 (110)
2 (35)
6 (10)
2 (110)
39
ПС 110 кВ Турунтаево
1981
25
25
1983
3 (110)
7 (35)
10 (10)
-
1962
20
20
40
ПС 110 кВ Асино-110
1977
40
40
1964
11 (110)
10 (35)
5 (10)
-
1978
40
40
41
ПС 110 кВ Зырянская
1970
10
10
1967
6 (35)
2 (110)
1966
20
20
14 (10)
42
ПС 110 кВ Первомайская
1974
10
10
1975
7 (35)
2 (110)
1973
10
10
15 (10)
43
ПС 110 кВ Комсомольск
1969
10
10
1971
2 (35)
10 (10)
1 (110)
44
ПС 110 кВ Улу-Юл
1972
6,3
6,3
-
-
1 (110)
45
ПС 110 кВ Тегульдет
1980
10
10
1979
8 (10)
2 (110)
1972
10
10
46
ПС 110 кВ Чердаты
1976
6,3
6,3
1977
5 (110)
3 (35)
14 (10)
2 (110)
1983
6,3
6,3
47
ПС 110 кВ Белый Яр
1976
1982
10
10
10
10
1977
5 (110)
29 (10)
2 (110)
48
ПС 110 кВ Ягодное
1971
2,5
2,5
1979
1 (10)
1 (110)
49
ПС 110 кВ Сайга
1976
2,5
2,5
1977
3 (110)
2 (110)
1968
2,5
2,5
12 (10)
50
ПС 110 кВ Ново-Николаевка
1978
6,3
6,3
1979
6 (110)
2 (110)
1979
6,3
6,3
12 (10)
51
ПС 110 кВ Батурино
1991
6,3
2,5
1993
-
-
1966
2,5
52
ПС 110 кВ Александрово
1984
2x16
32
1982
3 (110)
10 (10)
-
53
ПС 110 кВ Раздольное
1979
25
25
1981
7 (110)
-
1980
25
25
14 (10)
54
ПС 110 кВ Первомайская МР
1976
16
16
1984
3 (110)
7 (35)
15 (10)
-
1988
16
-
55
ПС 110 кВ Малореченская
1979
25
25
1988
-
-
1977
25
25
56
ПС 110 кВ Вахская
1979
25
25
1979
5 (110)
-
1977
25
25
20 (10)
57
ПС 110 кВ Стрежевская
1971
2x25
50
1972
3 (110)
7 (35)
6 (10)
-
58
ПС 110 кВ Коломинские Гривы
1991
6,3
-
1970
7 (110)
-
1987
6,3
59
ПС 110 кВ Подгорное
1969
6,3
6,3
1971
3 (110)
-
1982
10
10
18 (10)
60
ПС 110 кВ Усть-Бакчар
1991
6,3
-
1976
3 (110)
-
1989
6,3
13 (10)
61
ПС 110 кВ Новоильинская
1983
6,3
6,3
1984
1 (110)
5 (10)
-
62
ПС 110 кВ Колпашево
1988
40
-
1972
3 (110)
6 (35)
29 (10)
-
1987
40
63
ПС 110 кВ Лугинецкая
1979
2x25
50
1984
10 (110)
5 (35)
12 (10)
-
64
ПС 110 кВ Останинская
1984
2x16
32
1987
-
-
65
ПС 110 кВ Тарская
1982
6,3
6,3
1984
2 (110)
-
1983
6,3
6,3
6 (10)
66
ПС 110 кВ Парабель КС
1976
2x25
50
1980
2 (110)
-
67
ПС 110 кВ Чажемто
1976
6,3
6,3
1972
9 (10)
1 (110)
68
ПС 110 кВ ДОК
1980
25
25
1980
-
-
ОАО "РЖД"
110 кВ
69
ЭЧЭ-319 Межениновка
1970
10
10
1969
1 (110)
2 (110)
1968
10
10
70
ЭЧЭ-320 Предтеченск
1978
16
16
1969
1 (110)
2 (110)
1977
16
16
ООО "Томскнефтехим"
110 кВ
71
ПС 110 кВ ГПП-1
1979
2x63
126
-
-
-
72
ПС 110 кВ ГПП-2
1981
2x63
126
-
-
-
73
ПС 110 кВ ГПП-14
1979
2x6,3
12,6
1981
3(110)
-
74
ПС 110 кВ ГПП-16
1979
2x16
32
1981
3(110)
-

Как видно из таблицы 6.1, на 74 подстанциях 110 кВ и выше оборудование отработало свой нормативный срок. Из них 12 ПС находятся в ведении филиала ОАО "ФСК ЕЭС", Томское ПМЭС, 56 ПС принадлежат ОАО "ТРК", 2 ПС - ОАО "РЖД", 4 ПС - ООО "Томскнефтехим". На 28 ПС 110 кВ рекомендуется замена отделителей и короткозамыкателей на выключатели. Из общего количества подстанций, оборудование которых подлежит замене, на 7 ПС требуется замена только силового оборудования.

Таблица 6.2 - Перечень линий электропередачи
Томской энергосистемы, отработавших свыше 40 лет

N
Перечень объектов
Краткое диспетчерское наименование
Год ввода в эксплуатацию
Марка провода
Количество цепей
Длина по трассе, км
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС
1
ВЛ 220 кВ Томская - Восточная I, II цепь
Т-203/204
1975
АСО-500
2
28,35
2
ВЛ 220 кВ Томская ТЭЦ-3 - Томская
Т-210
1974
АСО-300
1
14,2
3
ВЛ 220 кВ Ново-Анжерская - Восточная - Зональная
АТ-216/АТ-215/Т-208
1962
АСО-500
2
48,05
4
ВЛ 220 кВ Томская - Асино
Т-218
1975
АСО-300
1
66,6
5
ВЛ 220 кВ Томская - Володино с отпайкой на ПС Орловка I, II цепь
ТВ-231/ТВ-221
1975
АС-240, АСО-300, АСУС-500
2
113,3
6
ВЛ 220 кВ Володино - Чажемто I, II цепь
ВЧ-232/222
1972
АСО-300
2
146,2
7
ВЛ 220 кВ Чажемто - Парабель I, II цепь
ЧП-233/223
1972
АСО-300
2
123,3
8
ВЛ 220 кВ Парабель - Вертикос с отпайками I, II цепь
ПВ-234/224
1975
АСО-300
2
147,4
9
ВЛ 220 кВ Вертикос - Раскино I, II цепь
ВР-237/227
1975
АСО-300
2
45,7
10
ВЛ 220 кВ Раскино - Чапаевка I, II цепь
РЧ-235/225
1979
АСО-240, АС-240/32
2
88
11
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская I, II цепь
НСС-1/2
1971
АС-240
2
21,6
ОАО "ТРК"
12
ВЛ 110 кВ Плотниково - Поротниково
С-43
1973
АС-150
1
54,8
13
ВЛ 110 кВ Поротниково - Бакчар
С-44
1973
АС-150
1
18,5
14
ВЛ 110 кВ Бакчар - Высокий Яр
С-45
1974
АС-120
1
34,8
15
ВЛ 110 кВ Высокий Яр - Усть-Бакчар
С-46
1975
АС-95
1
19
16
ВЛ 110 кВ Мельниково-110 - Кожевниково, опоры (N№ 103 - 207)
С-18
1974
АС-95
1
23,8
17
ВЛ 110 кВ Чилино - Кандаурово
С-21
1972
АС-70
1
33
18
ВЛ 110 кВ Мельниково - Володино с отпайками № 2
С-22
1967
АС-185
1
15
19
ВЛ 110 кВ Володино - Володино-110
С-23
1967
АС-185
1
5,1
20
ВЛ 110 кВ Володино-110 - Кривошеино
С-24
1968
АС-185
1
28,8
21
ВЛ 110 кВ Кривошеино - Молчаново
С-25
1967
АС-185
1
27,55
22
ВЛ 110 кВ Молчаново - Коломинские Гривы
С-26
1969
АС-185
1
32
23
ВЛ 110 кВ Мельниково - Володино с отпайками № 1
С-32
1972
АС-185
1
16
24
ВЛ 110 кВ Володино - Молчановская НПС
С-33
1967
АС-185
1
61,3
25
ВЛ 110 кВ Молчановская НПС - Тунгусово
С-34
1968
АС-185
1
13,7
26
ВЛ 110 кВ Тунгусово - Коломинские Гривы
С-35
1969
АС-185
1
14
27
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Восточная I, II цепь
С-1/2
1964
АС-150
2
6,1
28
ВЛ 110 кВ Томская ГРЭС-2 - Зональная I, II цепь
С-3/4
1965
АС-185
2
7,5
29
ВЛ 110 кВ Восточная - Западная с отпайками I, II цепь
С-5/6
1969
АС-185
2
5,85
30
ВЛ 110 кВ Восточная - Бройлерная с отпайкой на ПС Северо-Восточная
С-7
1964
АС-185
1
8,7
31
ВЛ 110 кВ Восточная - Малиновка
С-8
1974
АС-185
1
34
32
ВЛ 110 кВ Восточная - Коммунальная
С-9
1970
АС-150
2
14,3
33
ВЛ 110 кВ Восточная - Солнечная с отпайкой на ПС Северо-Восточная
С-10
1970
АС-150
2
11,7
34
ВЛ 110 кВ Предтеченск - Межениновка
С-11
1970
АС-150
1
27,7
35
ВЛ 110 кВ Межениновка - Сураново
С-12
1970
АС-150
1
21
36
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15/16
1971
АС-185
2
45,37
37
отп. на ПС Рыбалово
С-15/16 отп
1971
АС-95
2
1,6
38
ВЛ 110 кВ Зональная - Левобережная с отпайками I, II цепь
С-82/83
1965
АС-185, Б-150
2
18,81
39
ВЛ 110 кВ Зональная - Коммунальная
С-84
1970
АС-150
2
13,2
40
ВЛ 110 кВ Зональная - Солнечная
С-85
1970
АС-150
2
10,6
41
ВЛ 110 кВ Зональная - Предтеченск
С-86
1970
АС-150
1
6,4
42
ВЛ 110 кВ Восточная - Бройлерная I, II цепь
С-107/108
1975
АС-185
2
6,4
43
ВЛ 110 кВ Восточная - Пиковая
Т-4
1964
АС-185
1
2,5
44
ВЛ 110 кВ ГПП-220 - Пиковая
Т-4А
1964
АС-185
1
13,6
45
ВЛ 110 кВ Левобережная - Мельниково-110 с отпайкой на ПС Рыбалово I, II цепь
С-15/16
1972
АС-185
2
5,94
46
ВЛ 110 кВ Мельниково-110 - Кожевниково
С-18
1974
АС-95
1
22
47
ВЛ 110 кВ Мельниково - Володино с отпайками № 2
С-22
1967
АС-185
1
59
48
отп. на ПС Гусево
С-22
1976
АС-70
1
3,6
49
ВЛ 110 кВ Мельниково - Володино с отпайками № 1
С-32
1972
АС-185
1
58
50
отп. на ПС Гусево
С-32
1976
АС-70
1
6
51
ВЛ 110 кВ Мельниково-110 - Маркелово
С-41
1970
АС-150
1
39,5
52
ВЛ 110 кВ Маркелово - Плотниково
С-42
1971
АС-150
1
39
53
ВЛ 110 кВ Мельниково-110 - Песочно-Дубровка
С-71/72
1976
АС-70
2
48,2
54
ВЛ 110 кВ Асино - Ново-Николаевская
С-60
1973
АС-70
1
60,1
55
ВЛ 110 кВ Асино-110 - Чердаты
С-61/62
1976
АС-95, АС-120
2
71,5
56
ВЛ 110 кВ Асино - Комсомольская с отпайкой на ПС Первомайская
С-52
1972
АС-185, АС-70
1
58,6
57
ВЛ 110 кВ Комсомольская - Улу-Юл
С-53
1973
АС-150
1
45
58
ВЛ 110 кВ Асино - Асино-110 I, II цепь
С-68/69
1972
АС-185
2
5
59
ВЛ 110 кВ Улу-Юл - Сайга
С-54
1974
АС-150
1
43,8
60
ВЛ 110 кВ Чердаты - Тегульдет
С-63/64
1978
АС-70
2
87,3
61
ВЛ 110 кВ Сайга - Ягодное
С-55
1976
АС-120
1
28,2
62
ВЛ 110 кВ Ягодное - Белый Яр
С-56
1976
АС-120
1
30
63
ВЛ 110 кВ Подгорное - Усть-Бакчар
С-27, С-47, С-46
1970
АС-95
1
92,4
64
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Григорьевская I, II цепь
СС-3, СС-4
1971
АС-150
2
28,3
65
ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС Стрежевская
СВ-5
1978
АС-150
1
113,1
66
ВЛ 110 кВ Чапаевка - Катыльгинская с отпайкой на ПС Ломовая I, II цепь
С-91,С-92
1979
АС-120
2
183,63

Как видно из таблицы 6.2, ВЛ 220 кВ, находящиеся в ведении филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС, суммарной протяженностью 1604,6 км в одноцепном исчислении, отработали свой нормативный срок эксплуатации. ВЛ 110 кВ, находящиеся в ведении ОАО "ТРК", суммарной протяженностью 2352,2 км в одноцепном исчислении, отработали свой нормативный срок службы.

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

Г. Томск

Приказом Министерства энергетики РФ от 01.8.2014 № 490 "Об утверждении схемы теплоснабжения города Томска до 2030 года" была утверждена "Схема теплоснабжения города Томска до 2030 года". Предложения по развитию системы теплоснабжения в части источников тепловой энергии приведены в Книге 6 "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии" Обосновывающих материалов к схеме теплоснабжения г. Томска до 2030 года.
В "Схеме теплоснабжения города Томска до 2030 года" предлагаются различные варианты развития системы теплоснабжения города. В связи с высокой тарифной нагрузкой и отсутствием необходимых финансовых средств со стороны бюджетов различных уровней и энергоснабжающей организации, а также прочих финансовых источников при внедрении предложенных вариантов был выбран Вариант 4, который позволяет достичь необходимого объема выработки при минимальных финансовых вложениях. Для мероприятий, предусмотренных в рамках 4 Варианта развития, определены источники финансирования, согласованные с энергоснабжающей организацией и Администрацией Города Томска.
В соответствии с выбранным вариантом предполагается продление ресурса турбинного и котельного оборудования Томской ГРЭС-2:
- Т-43-90-2М (ТГ-5) до 2031 г.;
- ПТ-60-90/13 (ТГ-7) до 2031 г.;
- ПТ-25-90/10 (ТГ-6) до 2031 г.
Для обеспечения резерва и надежного теплоснабжения потребителей теплом предлагается строительство пикового водогрейного котла типа КВ-ГМ-140-150 на площадке Томской ГРЭС-2 к 2021 г. и пикового водогрейного котла типа КВ-ГМ-140-150 на площадке Томской ТЭЦ-1 к 2027 г.
Основные технические характеристики и параметры водогрейных котлов типа КВГМ-140-150 приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Технические характеристики
и параметры котла КВ-ГМ-140-150H (П-112)

Наименование характеристики/параметра
Значение
Расчетные виды топлива
Природный газ/мазут
Растопочное топливо
Природный газ
Расчетное давление, МПа (кгс/кв. см)
2,5 (25)
Рабочее давление, МПа (кгс/кв. см)
1,2 (12)
Расчетная температура воды на выходе из котла, °С
150
Теплопроизводительность, МДж/ч (ккал/ч)
50,24 x 104 (120 x 106)
Тепловая мощность, МВт
140
Площадь поверхности нагрева котла, кв. м
10469
Объем (водяной) котла, куб. м
20,8

Данные по срокам и затратам на реализацию проектов по строительству котлов приведены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 - Данные по установке нового
оборудования энергоисточников

Наименование проекта
Реализация проекта
Капитальные затраты, млн руб. с НДС в ценах соответствующих лет
Начало
Завершение
Строительство водогрейного котла КВГМ-150 на площадке Томской ГРЭС-2
2020 г.
2021 г.
754,84
Строительство водогрейного котла КВГМ-150 на площадке Томской ТЭЦ-1
2026 г.
2027 г.
930,36

ЗАТО Северск

Постановлением Администрации ЗАТО Северск № 403 от 14.02.2013 "Об утверждении схемы теплоснабжения ЗАТО Северск на 2013 год и на перспективу до 2035 года" была утверждена схема теплоснабжения ЗАТО Северск.
В "Схеме теплоснабжения ЗАТО Северск на 2013 год и на перспективу до 2035 года" рассматривается развитие источников тепловой энергии с учетом ввода в эксплуатацию АЭС (в соответствии с Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 года, утвержденной Распоряжением Правительства Российской Федерации от 22.02.2008 № 215-р "О Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года"). Ввод в эксплуатацию АЭС позволит обеспечить теплоснабжение потребителей г. Северска в необходимом количестве. В случае организации теплоснабжения г. Северска от АЭС тепловая энергия от ТЭЦ СХК будет использоваться в периоды пиковых нагрузок. В случае организации теплоснабжения г. Северска от ТЭЦ СХК как единственного теплоисточника, тепловая мощность оборудования ТЭЦ должна быть увеличена не менее чем на 272,8 Гкал/ч.
В 2012 году компанией СХК было направлено уведомление в Администрацию ЗАТО Северск о намерении вывода из эксплуатации части турбоагрегатов ТЭЦ СХК, выработавших свой эксплуатационный срок (вывод мощностей ТЭЦ СХК был приостановлен на основании писем Мэра ЗАТО Северск от 25.05.2012 № 01-18/480 и от 01.11.2012 № 01-18/848 Генеральному директору СХК). Также согласно Схеме территориального планирования Российской Федерации в области энергетики, утвержденной Распоряжением Правительства Российской Федерации от 11.11.2013 № 2084-р, ввод в эксплуатацию Северской АЭС, способной заместить выбывающие тепловые мощности ТЭЦ СХК, предусмотрен после 2025 года. Вследствие этого 16.04.2014 постановлением Администрации ЗАТО Северск № 864 "О внесении изменений в постановление Администрации ЗАТО Северск от 14.02.2013 № 403" были внесены изменения в схему теплоснабжения ЗАТО Северск, касающиеся изменения планов по развитию тепловых мощностей территориального образования.
В соответствии со "Схемой теплоснабжения ЗАТО Северск на 2013 год и на перспективу до 2035 года" (утверждена постановлением Администрации ЗАТО Северск № 403 от 14.02.2013 "Об утверждении схемы теплоснабжения ЗАТО Северск на 2013 год и на перспективу до 2035 года") с учетом изменений, внесенных постановлением Администрации ЗАТО Северск № 864 от 16.04.2014 "О внесении изменений в постановление Администрации ЗАТО Северск от 14.02.2013 № 403" вывод турбоагрегатов ТЭЦ СХК из эксплуатации создаст дефицит тепловой мощности, необходимой для снабжения потребителей г. Северска, в связи с чем необходима реализация проекта по строительству замещающей тепловой мощности для снабжения потребителей города Северска на основе котельной в период 2015 - 2017 гг. Проект рекомендуется реализовывать на основе концессионного соглашения.
Перечень мероприятий по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии представлен в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Перечень мероприятий по строительству,
реконструкции и техническому перевооружению источников
тепловой энергии ЗАТО Северск

N
пп
Инвестиционные проекты
Цели реализации проекта
Проектный срок реализации
1
Строительство блочно-модульной котельной по ул. Камышке
Обеспечение надежности и повышение качества теплоснабжения жилищного фонда по ул. Камышке
2014 г.
2
Внедрение электронного преобразователя солей жесткости на котельной РММ пос. Самусь
Повышение надежности теплоснабжения в пос. Самусь
2013 г.
3
Установка дополнительного котла производительностью 14 Гкал/ч на центральной отопительной котельной
Обеспечение надежности теплоснабжения вновь подключаемых потребителей
2018 - 2035 гг.
4
Реконструкция котельной в пос. Орловка мощностью 1,85 Гкал (перевод с нефти на иные виды топлива)
Обеспечение надежности и повышение качества теплоснабжения жилищного фонда пос. Орловка
2013 г.
5
Внедрение электронного преобразователя солей жесткости на котельной пос. Орловка
Повышение надежности теплоснабжения в пос. Орловка
2013 г.
6
Строительство тепловой мощности в г. Северске
Замещение выводимой из эксплуатации теплогенерации ТЭЦ СХК
2015 - 2017 гг.

Планы по выводу с начала 2015 года энергетического оборудования на ТЭЦ СХК и отсутствие планов по вводу новых объектов генерации на территории Томской области в период до 2020 года подтверждаются Письмом ГК "Росатом" № 1-13.3/37755 от 07.10.2014.

ГО Стрежевой

Постановлением Администрации ГО Стрежевой № 200 от 03.04.2012 "Об утверждении схемы теплоснабжения городского округа Стрежевой" была утверждена "Схема теплоснабжения городского округа Стрежевой на период до 2030 года".
В "Схеме теплоснабжения городского округа Стрежевой на период до 2030 года" содержатся решения по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии, в том числе для решения первоочередной задачи реконструкции коммунальных котельных - покрытия электрической нагрузки собственных нужд. Привлекательным с экономической и экологической точек зрения выглядит вариант схемы когенерации (одновременной выработки тепловой и электрической энергии). В данном случае рассматривается вариант использования паровой мощности на выработку электроэнергии в объеме собственных нужд котельной. Установка нового технологического оборудования - турбогенераторной установки типа ТГ-3,5АСМ/10,5Р1,3/0,15У4. Основным аргументом в пользу внедрения технологии когенерации служит то, что не используются полностью установленные мощности котельной № 4. Реализация проекта по "Реконструкции котельной № 4, с установкой Мини-ТЭЦ", описанного в "Схеме теплоснабжения городского округа Стрежевой на период до 2030 года" была окончена в 2012 году, что позволяет получать дополнительно тепловую энергию порядка 30 Гкал/час и выработку собственной электроэнергии порядка 15000 тыс. кВт x ч в год.
Помимо установки когенерационного оборудования, с целью повышения эффективности и надежности системы теплоснабжения рекомендуется выполнить комплекс мероприятий:
- модернизация котлов ПТВМ-З0М с целью снижения гидравлического сопротивления в трубной системе котлов и улучшения гидравлического режима работы тепловых сетей;
- приведение газового оборудования котлов ПТВМ-50 в соответствие с Правилами: покотловой учет газа; установка дублирующих предохранительно-запорных устройств; монтаж трубопроводов безопасности с автоматическими отключающими устройствами;
- модернизация кирпичной дымовой трубы котельной № 3 (год строительства - 1976) с установкой внутреннего самонесущего ствола с наружной тепловой изоляцией:
- замена горелок ПТВМ-50 на струйно-нишевые, применение новых технологий при замене физически изношенного оборудования;
- установка пароперегревателей на котлы ДЕ-25/14 (2 шт.) на котельной № 4, сокращение затрат электроэнергии на собственные нужды (увеличение выработки эл. энергии турбогенератором);
- в связи со 100% загрузкой паровых котлов, с вводом в эксплуатацию турбогенератора, а также с большим сроком эксплуатации: котельной № 3 - 35 лет, котельной № 4 - 25 лет, необходимо заменить существующие атмосферные деаэраторы на вакуумные.
С вводом в эксплуатацию турбогенератора производительность котельной № 4 по водогрейной части увеличилась на 30 Гкал/час и составляет 150 Гкал/час. В связи с тем, что перспективная нагрузка в зоне действия котельной № 4 к 2019 году составит 59,42 Гкал/час, необходимо разработать мероприятия по консервации водогрейного котла ПТВМ-30М.

Г. Асино

Решением Совета Асинского городского поселения Томской области № 31 от 06.03.2013 "Об утверждении Схемы теплоснабжения муниципального образования "Асинское городское поселение" на период до 2028 года" была утверждена схема теплоснабжения Асинского городского поселения.
В разделе 3 "Схемы теплоснабжения муниципального образования "Асинское городское поселение" на период до 2028 года" говорится, что в 2006 - 2010 гг. в рамках реализации программы "Модернизация и развитие системы теплоснабжения г. Асино на 2011 - 2016 гг." была проведена оптимизация схемы теплоснабжения городского поселения. За счет повышения степени централизации теплоснабжения число коммунальных котельных сократилось с 25 до 16 единиц, установленная мощность с 101,7 Гкал/ч до 72,91 Гкал/ч, протяженность сетей в двухтрубном исполнении - с 98 до 60,8 км. Реализация проекта межтопливного замещения позволила вывести из употребления дорогостоящее жидкое топливо (нефть). Централизация теплоснабжения обеспечила в значительной степени сокращение производственных издержек.
Вместе с тем необходимо признать, что потенциальные возможности этого этапа модернизации в основном исчерпаны.
В настоящий момент основными проблемами эксплуатации системы теплоснабжения являются:
- износ основного и вспомогательного оборудования котельных "Автомобилист", "ДРСУ", МПМК";
- низкая ресурсная эффективность;
- значительный уровень износа сетей;
- высокие непроизводительные потери в тепловых сетях;
- необходимость подключения в перспективе дополнительной тепловой нагрузки (0,191 Гкал/ч) в районе ул. Толстого - ул. Сельская.
За период 2016 - 2020 гг. схемой теплоснабжения Асинского городского поселения прогнозируется рост тепловой нагрузки потребителей на уровне 5%, к 01.01.2021 тепловая нагрузка абонентов составит 49,58 Гкал/ч. Предложения по совершенствованию существующей системы теплоснабжения направлены на повышение надежности, качества и экономичности теплоснабжения, снижение непроизводительных потерь энергии, минимизацию капитальных и эксплуатационных затрат по системе, создание условий для дальнейшего развития жилищного и инфраструктурного строительства на территории города.
В "Схеме теплоснабжения муниципального образования "Асинское городское поселение" на период до 2028 года" представлены следующие предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению систем теплоснабжения:
- закрытие котельной "Автомобилист" и подключение абонентов котельной к сетям "РТП" со строительством двухтрубных транзитных сетей до сетей "Автомобилист", а также заменой участка теплотрассы;
- монтаж блочно-модульных газовых котельных "РТП", "МПМК", "Ленина, 91";
- переключение абонентов "Ж/д Ленина, 89", домов ул. Сельская, 42, 31а, 31б, 31в, Рабочая, 161а, пром. зданий Ленина, 130 и Ленина, 130/1 на котельную "МПМК" с подключением к новой трассе "МПМК" - ул. Ленина и отключение участков ветхой сети;
- отключение базы ДРСУ и перевод зданий базы на автономные источники теплоснабжения (газовые индивидуальные котлы в зданиях, газовые излучатели), что приведет к значительной экономии по тепловой энергии для ДРСУ;
- ряд мероприятий по ликвидации, замене и строительству новых участков тепловых сетей.

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

Общие вопросы

Возобновляемые источники энергии (ВИЭ) - это источники на основе постоянно действующих или периодически возникающих процессов в природе, а также жизненном цикле растительного и животного мира и жизнедеятельности человека (солнечная энергия, энергия ветра, гидроэнергия, геотермальная энергия, энергия приливов, биомасса, низкопотенциальное тепло различных сред: воды, воздуха, грунта и др.).
В отличие от истощаемого органического топлива, возобновляемые источники энергии неисчерпаемы и безопаснее с точки зрения экологии по сравнению с электростанциями на органическом топливе.
Предпосылками к развитию возобновляемых источников энергии в Томской области являются:
- необходимость энергообеспечения локализованного потребителя, удаленного от централизованных энергомагистралей. Из-за обширной территории области часть потребителей не охвачена централизованным теплоснабжением и централизованным электроснабжением. При низкой плотности населения и слабой производственной освоенности, включение этих территорий в централизованную систему энергообеспечения нецелесообразно. Электрификация отдаленных районов осуществляется с помощью локальных дизельных электростанций. Агрегаты большинства дизельных электростанций давно выработали свой ресурс и требуют замены. Частые аварии в электроснабжении приводят к значительным материальным потерям. При этом наносится социальный ущерб населению. Кроме того, стоимость вырабатываемой на них энергии очень высока за счет низкой эффективности работы станций и дороговизны дизельного топлива и его доставки;
- суровый климат Томской области, слабое развитие транспортной и энергообеспечивающей инфраструктуры территории;
- рост тарифов на централизованную энергию и рост цен на энергоресурсы;
- необходимость утилизации твердых бытовых и промышленных отходов.
Однако применение ВИЭ в Томской области мало развито. Эффективность применения ВИЭ определяется:
- денежными и материальными затратами на создание, установку и эксплуатацию устройств, использующих эти виды энергии;
- сокращением ущерба от загрязнения окружающей среды;
- учетом социальных факторов использования ВИЭ (улучшение здоровья людей и их жизненных условий).
В настоящее время можно говорить в основном о концептуальной и технической проработке вопросов использования ВИЭ в Томской области, потенциал которых может быть приведен в действие при благоприятствующих условиях.
Таким условием может являться Постановление Правительства Российской Федерации № 449 от 28 мая 2013 г., в рамках которого проекты возобновляемой энергетики получают поддержку за счет оптового энергорынка.
В рамках единого отбора проектов ВИЭ в 2013 г. состоялось 12 отдельных отборов: на каждый из 2014 - 2017 годов в отношении каждого из видов объектов ВИЭ (гидро-, ветро- и солнечные станции). В отношении отобранных проектов будут заключены договоры, обеспечивающие инвесторам гарантированное возмещение затрат в течение 15 лет с базовой доходностью 14% годовых. В июне 2014 года состоялся следующий отбор проектов, по итогам которого определены проекты по строительству объектов ВИЭ, вводимых в 2015 - 2018 годах.
На территории Томской энергосистемы отобранных проектов ВИЭ в 2013 и 2014 гг. в рамках Постановления Правительства Российской Федерации № 449 нет. В 2015 году состоится следующий отбор проектов, в котором будут определены проекты по строительству объектов ВИЭ, вводимые в 2016 - 2019 годах.
Тема использования в Томской области ВИЭ затронута в "Стратегии социально-экономического развития Томской области до 2020 года (с прогнозом до 2025 года)". В стратегии ставится цель увеличить долю энергетических ресурсов, производимых с использованием возобновляемых источников энергии до 0,07% в 2018 году.
В "Энергетической стратегии Томской области на период до 2020 года" и монографии "Возобновляемая энергетика в децентрализованном электроснабжении", написанной учеными Томского политехнического университета в 2008 году, проанализированы потенциальные возможности развития энергетики на основе ВИЭ на территории Томской области. На территории региона возможно использование следующих источников энергии:

Солнечная энергия

Распределение потенциальных гелиоресурсов в Томской области носит зональный характер. Наблюдается рост гелиоэнергетических ресурсов с северо-востока на юго-запад, что согласуется с уменьшением широты местности, уменьшением облачности, осадков и другими связанными с ними климатическими факторами.
По потенциальным возможностям поступления солнечной радиации в пределах Томской области можно выделить следующие зоны:
I - юго-западная часть Томской области. Средние годовые суммы суммарной радиации на горизонтальную поверхность составляют 1100 - 1200 кВт x ч/кв. м при средних значениях облачности, прозрачности атмосферы и открытости горизонта. Эти условия обеспечивают стабильную эксплуатацию гелиосистем;
II - центральная часть Томской области. Фоновое значение гелиоэнергетических ресурсов за год составляет 1000 - 1100 кВт x ч/кв. м. При таких условиях, в целом удовлетворяются требования, необходимые для использования гелиосистем среднего и малого размера;
III - северо-восточная часть Томской области. Потенциальные гелиоресурсы составляют 900 - 1000 кВт x ч/кв. м. В этом районе условия неблагоприятны для эксплуатации крупных и средних гелиосистем.
Результаты климатических испытаний солнечной батареи в г. Томске, проведенные с 1 ноября 1996 г. по 31 октября 1997 г., показали надежность и эффективность их использования в условиях Томской области. За исследуемый период на квадратный метр земной поверхности в районе г. Томска пришлось в среднем 4,5 кВт x ч солнечного излучения в день или 1643 кВт x ч/кв. м за год. Проведенный эксперимент убедительно показал возможность и целесообразность использования солнечных батарей для выработки электрической энергии для маломощных потребителей в пределах Томской области.

Ветроэнергетика

В Томской области ветровой режим регламентирует применение ветро-энергетических установок (ВЭУ) малой мощности, а также автономных ВЭУ с дублированным источником энергии (малые ГЭС, гелиоустановки, дизельные генераторы). Ориентировочное сопоставление децентрализованных зон и распределение средней скорости ветра показало соответствие ветропотенциальной зоны и части потребителей районов области с децентрализованным электроснабжением. Характеристики ветрового режима Томской области подтверждают возможность участия энергетики воздушных потоков в энергобалансе децентрализованных зон. ВЭУ конкурентоспособны по сравнению с дизельными при средней скорости ветра более 3,4 м/с (такие скорости характерны для значительного количества населенных пунктов). Их использование позволяет уменьшить выработку электроэнергии на дизельных электростанциях и экономить дорогое дизельное топливо.

Малая гидроэнергетика

Плоский рельеф, характерный для значительной части территории Томской области, неблагоприятен для строительства плотин и водохранилищ на реках. Междуречные пространства очень слабо возвышаются над уровнями воды в малых реках, долины которых слабо врезаны и не разработаны. Такое же заключение можно сделать и относительно рек, протекающих в древних выположенных ложбинах стока и имеющих неразработанные русла. Несколько благоприятнее условия на территориях с более контрастным рельефом, отличающимся более значительными перепадами высот. Сюда относится, например, юго-восточная часть области в предгорьях Кузнецкого Алатау. В других районах тоже имеются возвышенные элементы рельефа и большие перепады высот вдоль таких рек, как Обь, Васюган и др. Здесь малые реки могут иметь глубокий врез русел и значительные уклоны; поэтому на многих из них вполне возможно сооружение плотин и небольших водохранилищ. Такие территории легко обнаруживаются с помощью составленных для Томской области карт вертикальной расчлененности рельефа.
Энергетический потенциал отдельных малых и средних рек Томской области, на которых проводятся гидрологические наблюдения, составляет 4,1 млрд кВт x ч, что со всей определенностью свидетельствует о том, что этот потенциал достаточно высок. Таким образом, Томская область обладает определенным потенциалом для малой и микрогидроэнергетики. Имеется и ограниченный опыт использования этого потенциала. Строительство плотин в целях энергетики возможно и на малых равнинных реках, более того, равнинные малые ГЭС уже эксплуатировались в регионе. Опыт использования деривационных установок и погружных гидроагрегатов в регионе практически отсутствует.
Отдельные попытки восстановить мини-ГЭС на малых реках предпринимались до недавних пор. В 2011 году "Западно-Сибирская гидрогенерирующая компания" планировала восстановить и реконструировать гидроэлектростанцию на реке Икса в Чаинском районе Томской области. В 2012 году должна была появиться проектно-сметная документация, а в начале 2013 года - сама ГЭС, мощностью около 4 МВт, которые предполагалось направить на обеспечение электроэнергией населенных пунктов Чаинского района. К сожалению, проект не был реализован.

Биоэнергетика

Томская область богата лесными ресурсами. В период наибольшего развития лесопромышленной деятельности отходы отрасли составляли 260 тыс. т. Даже во время наибольшего развития лесозаготовок лесная промышленность использовала лишь около четвертой части древесного запаса, подлежащего рубке, что привело к накоплению спелых и перестойных насаждений.
В целом потенциальная возможность дров по производству энергии в Томской области оценивается величиной, эквивалентной 3,5 млн т угля Кузнецкого бассейна. Важно отметить, что дровяное топливо более экологично, в частности, не содержит серы.
Электростанции на древесном топливе эффективны в районах децентрализованного электроснабжения. В случае конкуренции с дизельными электростанциями они вырабатывают существенно (в несколько раз) более дешевую электроэнергию и являются наиболее предпочтительными источниками электрической энергии для изолированных потребителей.
Другим видом ценного биоэнергетического ресурса, распространенного на территории области, является торф. Томская область занимает второе место по запасам торфа после Тюменской области. На ее территории по состоянию на 1994 год выявлено и учтено 1340 торфяных месторождений с запасами торфа 29345577 тыс. тонн торфа (40% влажности), что составляет 18,07% от запасов Российской Федерации. Практически все районы области имеют запасы торфяного сырья. В ряде районов имеются осушенные торфяники. В настоящее время, несмотря на дороговизну доставки угля, имеются лишь отдельные попытки использовать торф как альтернативное местное топливо. Большие запасы торфа позволяют (в случае наращивания его добычи и производства топливных брикетов) значительно снизить зависимость Томской области от привозного угля, потребляемого котельными.

Геотермальная энергия

Томская область располагает 40 - 50% геотермальных ресурсов Западной Сибири, на долю которой в общем российском геотермальном балансе приходится около 70%. По набору типов лечебных и техноценных вод и ярусности их расположения в разрезе ей нет равных в Западной Сибири. В недрах Томской области на доступной глубине (1 - 4 км) сосредоточено колоссальное (превосходящее все остальные регионы Российской Федерации) количество возобновляемых, наиболее безопасных, дешевых и стабильных по мощности геотермальных энергоресурсов.
Геотермальное теплоснабжение конкурентоспособно с котельными на всей территории области. Пункты, в которых выявлены термальные месторождения, имеются потребности в тепловой энергии, и целесообразно строительство соответствующих систем: в Асино, Тегульдете, Зырянском, Первомайском, Белом Яре, Бакчаре, Подгорном, Степановке, Назино, Колпашево, Катайге, Нарыме, Парабели, Каргаске и других населенных пунктах.
Примером для использования низкопотенциальных геотермальных вод для производства электрической энергии является эскизный проект строительства на территории Томской области 12 геотермальных электростанций общей мощностью 12 МВт. Проект был инициирован Региональным центром энергосбережения Томской области в 2002 году, прошел экспертизу в Министерстве Природы и Энергетики Российской Федерации и получил поддержку United Nations Industrial Development Organization (UNIDO) и Global Environment Facility (DEF). Основной целью проекта является обеспечение сельскохозяйственных потребителей Томской области электроэнергией и теплом путем использования запасов геотермальных вод, залегающих практически по всей территории Томской области на глубине 2 - 4 км. Проведенные исследования потенциала геотермальных вод области позволили оценить его величину в 500 - 1000 МВт.
В настоящий момент International Finance Corporation (IFC, Международная финансовая корпорация, входит в структуру Всемирного банка) занимается изучением возможности производства альтернативных источников энергии Томской области - леса, ветра, воды, торфа и других, и, возможно, выступит инвестором строительства энергообъектов. Соглашение о сотрудничестве IFC с администрацией Томской области для развития возобновляемой энергетики в регионе было заключено в августе 2012 года. Соглашение предусматривает три проекта, которые проведет IFC: анализ имеющегося в регионе потенциала возобновляемых энергетических ресурсов, определение потребности в технологиях и инвестиционных возможностей, помощь в разработке региональной законодательной базы. После окончания данного исследования возможно более подробное представление потенциала использования ВИЭ в энергетике Томской области.

Реализованные проекты

На сегодняшний день в Томской области уже реализовано несколько проектов по использованию ВИЭ, а также имеются планы по реализации подобных проектов в будущем. Приведем примеры таких проектов.
10 сентября 2014 года в пригороде Томска запустили утилизационную энергетическую установку мощностью 1 МВт, использующую сточные воды очистных сооружений. Электростанция расположена на территории ЗАТО Северск, на городском канализационном коллекторе - месте сброса сточных вод с очистных сооружений Томска и Северска. После очистки вода сбрасывается по водоводу на расстояние 30 км в реку Томь, рядом с поселком Орловка. Именно в районе сброса и построена утилизационная энергетическая установка. Перепад высот от верхней точки до места сброса - 96 метров, это дает необходимое для работы станции давление атмосфер. Электроэнергия, вырабатываемая мини-ГЭС, выдается в общую электрическую сеть и покупается ОАО "Томскэнергосбыт".
Детский сад на 100 мест в микрорайоне г. Томска Зеленые Горки отапливается при помощи геотермального теплового насоса. Для обогрева помещений детского сада используется низкотемпературное геотермальное тепло подземных вод и воздуха. Таким образом, объект работает автономно, обеспечивая себя теплом и горячей водой.
Согласно данным "Схемы теплоснабжения муниципального образования "Асиновское городское поселение" на период до 2028 года" на момент разработки схемы у ЗАО "Роскитинвест" были планы по расширению производства по выпуску фанеры, ДСП, пиломатериала, для чего предполагается реконструкция существующей котельной с ее переводом в когенерационный цикл. Необходимая электрическая мощность - 38821 кВт. Предполагаемая мощность реконструируемой ТЭЦ 36 МВт электрической мощности. В соответствии с планом развития производства, к 2015 - 2017 году объем древесных отходов производства составит около 300 тыс. т в год, что позволит обеспечить собственную выработку 16 МВт электроэнергии. Дополнительно 20 МВт мощности предполагается получать при сжигании природного газа.

9. Оценка объемов инвестиций в электросетевой комплекс.
Сводные данные по развитию электрической сети

Предложения по развитию электросетевого комплекса энергосистемы Томской области напряжением 110 кВ и выше на период 2016 - 2020 гг. приведены в разделе 6.
В настоящем разделе приведены капиталовложения по электросетевым объектам с разбивкой на линии электропередачи и подстанции.
Капитальные затраты на строительство электросетевых объектов энергосистемы Томской области на 2016 - 2020 гг. определены по "Укрупненным стоимостным показателям линий электропередачи и подстанций напряжением 35 - 1150 кВ" (324 тм-т1 для электросетевых объектов ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "Институт "ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ", Москва 2012 г., сборник утвержден Приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 09.07.2012 № 385).
За базисный уровень цен принят уровень цен, сложившихся на 01.01.2000, без учета НДС.
Для пересчета капитальных затрат в текущие цены (IV квартал 2014 года), согласно Письму Министерства строительства и ЖКХ РФ № 25374-ЮР/08 от 13.11.2014, применяются следующие индексы изменения сметной стоимости:
- строительно-монтажных работ - 6,62;
- проектных работ - 3,7 к ценам 2001 г., для пересчета стоимости ПИР из цен на 01.01.2000 в цены 2001 г. Кпроект. = 1,19 (Письмо Госстроя РФ от 16.07.2003 № НЗ-4316/10);
- прочих работ и затрат - 7,9;
- оборудования - 4,02.
Капиталовложения с разбивкой по энергетическим объектам и их элементам, помимо основной стоимости силового оборудования и строительно-монтажных работ, учитывают:
- затраты на проектно-изыскательские работы, проведение экспертизы проектной документации и авторский надзор;
- содержание службы заказчика-застройщика, строительный контроль;
- затраты на благоустройство и временные здания и сооружения;
- прочие работы и затраты.
При реконструкции электросетевых объектов учитывалась стоимость демонтажа.
В расчетах не учтены затраты связанные с оформлением земельных участков и компенсационные выплаты при отводе земель под строительство.
Суммарный объем капвложений пообъектно показан на год ввода объекта в эксплуатацию.
Планируется к вводу в период 2016 - 2020 гг.:
- ввод электросетевых объектов первых пусковых комплексов транзита 500 кВ Томск - Нижневартовская ГРЭС:
- 2 новых ВЛ 220 кВ в габаритах 500 кВ в одноцепном исполнении: ВЛ 220 кВ Томская - Володино, ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская.
Наряду с этим планируются работы по реконструкции и техническому перевооружению существующих сетей с заменой отдельных элементов основного оборудования.
В таблицах 9.1 и 9.2 представлены вводы и реконструкция электросетевых объектов Томской энергосистемы и объемы капиталовложений в соответствующее сетевое строительство по подстанциям и линиям 110 - 500 кВ на 2016 - 2020 гг.
Капиталовложения приведены для электросетевых объектов (существующих), техническое перевооружение и реконструкция которых технически обоснованы необходимостью повышения пропускной способности сети, обеспечения надежного питания узлов нагрузки. Капиталовложения на строительство и реконструкцию устройств противоаварийной автоматики, необходимость которых обоснована в главе 5.4, не приведены. Капиталовложения на данные устройства (после определения их мест установки, принципов действия и состава) должны быть приведены в отдельных проектах.
Суммарный объем капиталовложений по этапам 2016 - 2020 гг. с разбивкой на подстанции и линии электропередачи на новое строительство, реконструкцию и техперевооружение приведен в таблице 9.3.
По объектам 35 кВ и выше ОАО "ТРК" и объектам 0,4 кВ и выше ООО "Горсети" объемы вводов мощностей и потребность в инвестициях приведены в таблице 9.4 на основании утвержденных инвестиционных программ собственников.

Таблица 9.1 - Рекомендуемые вводы и реконструкция подстанций
110-220-500 кВ Томской энергосистемы на 2016 - 2020 гг.

N
пп
Перечень объектов
Электросетевое предприятие
Напряжение, кВ
Отчетные показатели на 01.01.2015.
Проектные показатели
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2016 - 2020 гг.
Примечания
год ввода в работу ПС
год изготовления оборудования
оборудование
установленная мощность, МВА, Мвар, А
оборудование
установленная мощность, МВА, Мвар, А
дата начала - окончания проекта
МВА, Мвар
кап. вложения, млн руб.
МВА, Мвар
кап. вложения, млн руб.
МВА, Мвар
кап. вложения, млн руб.
МВА, Мвар
кап. вложения, млн руб.
МВА, Мвар
кап. вложения, млн руб.
МВА, Мвар
кап. вложения, млн руб.
Реконструкция, расширение и техперевооружение
500 кВ
1
ПС 500 кВ Томская (реконструкция ОРУ 220 кВ с расширением на одну линейную ячейку для подключения ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ))
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС
500/220/10
1979





2019







101


0
101
Мероприятие предусмотрено СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы с вводом в 2021 г. Рекомендуется приблизить ввод ЛЭП

Всего по реконструкции, расширению и техперевооружению ПС 500 кВ
Кап. вложения, млн руб.




0

0

0

101

0

101

220 кВ
1
ПС 220 кВ Советско-Соснинская (замена существующего АТ-4) <*>
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС
220/110/35/6
1972
1980,
1981,
2013
АТ
2x63,
1x125
АТ
3x125
2011 - 2016
125
290








125
290
Мероприятие предусмотрено инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" на 2015 - 2019 годы
2
ПС 220 кВ Советско-Соснинская (реконструкция ОРУ 220 кВ с расширением на одну линейную ячейку для подключения ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ))
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС
220/110/35/6
1972





2019







101


0
101
Мероприятие предусмотрено инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" на 2015 - 2019 годы
3
ПС 220 кВ Володино (реконструкция ОРУ 220 кВ с расширением на одну линейную ячейку для подключения ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ), замена ШР)
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС
220/110/10
1975
1988
ШР
100
ШР
25
2019






25,0
286


25
286
Предусмотрено проектом ВЛ 500 кВ Томская - Парабель



УШР
25
2019






25,0


25
4
ПС 220 кВ Парабель
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Томское ПМЭС
220/110/10
1972
1971,
1981
АТ
3x63
АТ
2x125
2020








250
567
250
567
Для ликвидации перегруза электрооборудования в послеаварийном режиме

Всего по реконструкции, расширению и техперевооружению ПС 220 кВ
Вводы АТ, МВА



125

0

0

0

250

375


Вводы ШР, Мвар



0

0

0

25

0

25

Вводы УШР, Мвар



0

0

0

25

0

25

Демонтаж АТ, МВА



-63

0

0

0

-189

-252

Демонтаж ШР, Мвар



0

0

0

0

-100

-100

Кап. вложения, млн руб.




290

0

0

387

567

1244

110 кВ
1
ПС 110 кВ Колпашево (замена БСК)
ОАО "ТРК"
110/35/10
1972
1988
БСК
26
БСК
37,5
2016
37,5
82








37,5
82
Для нормализации уровней напряжения на подстанциях транзита Асино - Колпашево - Чажемто
2
ПС 110 кВ Вахская (замена ТТ 110 кВ)
ОАО "ТРК"
110/10
1979

ТТ
3x300
ТТ
3x400
2020









2
0
2
Для ликвидации перегруза электрооборудования в послеаварийных режимах
3
ПС 110 кВ Сураново (замена ТТ 110 кВ)
ОАО "РЖД"
110/10
1969

ТТ
2x200
ТТ
2x400
2016

1,4








0
1,4
Для ликвидации перегруза электрооборудования в послеаварийных режимах

Всего по реконструкции, расширению и техперевооружению ПС 110 кВ
Вводы БСК, Мвар



37,5

0

0

0

0

37,5


Демонтаж БСК, Мвар



-26

0

1

2

3

-20

Кап. вложения, млн руб.




83,2

0

0

0

2

85,2

Замена перегруженных трансформаторов 110 кВ
1
ПС 110 кВ Западная
ОАО "ТРК"
110/35/10
1969
1971
1967
ТР
40,5
40
ТР
2x63
2019






126
157


126
157
Для ликвидации перегруза оставшегося в работе трансформатора в послеаварийном режиме, превышающего 105%
2
ПС 110 кВ Крапивинская
ОАО "Томскнефть" ВНК
110/35/6
2002
2001
ТР
2x25
ТР
2x40
2017


80
119






80
119
Для ликвидации перегруза оставшегося в работе трансформатора в послеаварийном режиме, превышающего 105%

Всего по реконструкции, расширению и техперевооружению ПС 110 кВ
Вводы ТР, МВА



0

80

0

126

0

206


Демонтаж ТР, МВА



0

-50

0

-80,5

0

-130,5

Кап. вложения, млн руб.




0

119

0

157

0

276

<*> объекты, входящие в Инвестиционные программы

Таблица 9.2 - Рекомендуемые вводы и реконструкция линий
электропередачи 220 - 500 кВ нагрузки Томской энергосистемы
на 2016 - 2020 гг.

N
пп
Перечень объектов
Электросетевое предприятие
Отчетные показатели на 01.01.2015
Проектные показатели
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2016 - 2020 гг.
Примечания
год ввода в работу ВЛ
кол-во цепей, марка, сечение провода, мм
протяженность в одноцепном исполнении, км
кол-во цепей, марка, сечение провода, мм
протяженность в одноцепном исполнении, км
дата начала - окончания проекта
протяженность, км
кап. вложения, млн руб.
протяженность, км
кап. вложения, млн руб.
протяженность, км
кап. вложения, млн руб.
протяженность, км
кап. вложения, млн руб.
протяженность, км
кап. вложения, млн руб.
протяженность, км
кап. вложения, млн руб.
Новое строительство
220 кВ
1
ВЛ 220 кВ Томская - Володино (в габаритах 500 кВ)
МЭС



3xАС-330
106
2019






106
3284


106
3284
Мероприятие предусмотрено проектом СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы с вводом в 2021 г. Рекомендуется приблизить ввод ЛЭП
2
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская (в габаритах 500 кВ)
МЭС



3xАС-330
30,1
2019






30
932


30
932
Мероприятие предусмотрено проектом СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы с вводом в 2021 г. Рекомендуется приблизить ввод ЛЭП

Всего по новому строительству линий 220 кВ
Вводы ВЛ, км



0

0

0

136,1

0

136,1


Кап. вложения, млн руб.




0

0

0

4216

0

4216


Таблица 9.3 - Объемы электросетевого строительства
и капиталовложений по объектам, рекомендуемым
к вводу и реконструкции, схемы развития
электрической сети Томской энергосистемы

N
пп
Наименование объектов и видов работ
2016 - 2020 гг.
Протяженность, км мощность, МВА
Кап. вл., млн руб. (в ценах 2015 г.)
ПОДСТАНЦИИ
Реконструкция и расширение ПС
1
Подстанции 500 кВ
Вводы

101
2
Подстанции 220 кВ
Вводы
375
1244
Демонтаж
-252
3
Подстанции 110 кВ
Вводы
0
85,2
Демонтаж
0
Замена перегруженных трансформаторов ПС
1
Подстанции 110 кВ
Вводы
206
276
Демонтаж
-130,5
Итого по годам по 500 кВ
Вводы
0
101
Итого по годам по 220 кВ
Вводы
375
1244
Итого по годам по 110 кВ
Вводы
206
361,2
Всего по ПС 110-220-500 кВ
1706,2
ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ В ОДНОЦЕПНОМ ИСЧИСЛЕНИИ
Новое строительство
2
Линии электропередачи 220 кВ
Вводы
136,1
4216
Итого по годам по 220 кВ
Вводы
136
4216
Всего по ВЛ 220 кВ
4216
ВСЕГО ПО ОБЪЕКТАМ 500 кВ
101
ВСЕГО ПО ОБЪЕКТАМ 220 кВ
5460
ВСЕГО ПО ОБЪЕКТАМ 110 кВ
361,2
ВСЕГО ПО ОБЪЕКТАМ 110-220-500 кВ
5922,2

Таблица 9.4 - Вводы мощности (новые/замена) и объемы
финансирования в сетевые объекты на период 2015 - 2020 гг.
(ОАО "ТРК" и ООО "Горсети")

N
пп
Наименование
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Ввод мощностей, км/МВА
Объем финансирования, млн руб.
Ввод мощностей, км/МВА
Объем финансирования, млн руб.
Ввод мощностей, км/МВА
Объем финансирования, млн руб.
Ввод мощностей, км/МВА
Объем финансирования, млн руб.
Ввод мощностей, км/МВА
Объем финансирования, млн руб.
Ввод мощностей, км/МВА
Объем финансирования, млн руб.
А
ОАО "ТРК"
1
Важнейшие проекты:
10,0/1,9
138,1
6,7/4,4
51
9,4/6,3
76,6
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
1.1
Техническое перевооружение и реконструкция ПС 35 - 330 кВ

61,3

21


н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
1.2
Техническое перевооружение и реконструкция ЛЭП 35 - 330 кВ






н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
1.3
Новое строительство ПС 35 - 330 кВ






н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
1.4
Новое строительство ЛЭП 35 - 330 кВ






н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
1.5
Программы особой важности (федеральные и др.)
10,0/1,9
76,9
6,7/4,4
30
9,4/6,3
76,6
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
2
Программы:
18,8/0,8
400,3
9,0/4,8
547,7
30,3/1,0
581,7
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
2.2
Новое строительство объектов 35 - 330 кВ






н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
2.3
Техническое перевооружение и реконструкция объектов 35 - 330 кВ
9,0
71,8
4,0
192,9
4,0
96,1
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
2.3.1
Воздушные линии 110 - 330 кВ

3

12,4

7,7






2.3.2
Воздушные линии 35 кВ
9,0
36,7

15,3
4,0
4,9






2.3.3
Кабельные линии 110 - 330 кВ

-

-

-






2.3.4
Кабельные линии 35 кВ

-

-

-






2.3.5
ПС 110 - 330 кВ

19,9

60,3

81,2






2.3.6
ПС 35 кВ

12,3
4,0
105

2,3






2.4
Технологическое присоединение
9,0/0,8
38,1
9,0/0,8
24,3
9,0/0,8
50,8
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
2.5
Распределительные сети
0,8
76,1

37,4
17,3/0,2
91,2
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
2.6
Автоматизация технологического управления (кроме АСКУЭ)

60,8

56,1

79
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
2.7
Средства учета, контроля э/э

45,3

112,6

108,1
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
2.8
Программы по обеспечению безопасности

7,2

17

11,4
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
2.9
Приобретение электросетевых активов, земельных участков и пр. объектов

50

22,1

2
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
2.10
Прочие программы и мероприятия

50,9

85,3

143
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д

Всего по инвестиционной программе ОАО "ТРК"
28,8/2,7
538,4
15,7/9,2
598,7
39,7/7,3
658,3
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
Б
ООО "Горсети"
1
Техническое перевооружение и реконструкция:
1733
39,54
951
27,11
951
36,37
952
33,3
952
32,48
н/д
н/д
1.1
Реконструкция и перевооружение объектов электросетевого хозяйства

0

3,23

12,6

9,45

8,63
н/д
н/д
1.2
Энергосбережение и повышение энергетической эффективности
1733
39,54
951
23,88
951
23,77
952
23,85
952
23,85
н/д
н/д
2
Новое строительство:

98,72

57,62

103,02

109,87

109,02
н/д
н/д
2.1
Энергосбережение и повышение энергетической эффективности
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
н/д
н/д
2.2
Прочее новое строительство

98,72

57,62

103,02

109,87

109,02
н/д
н/д
3
Реконструкция электросетевых активов:

32,16

36,72

0

0

0
н/д
н/д
3.1
Реконструкция оборудования 10 кВ в ПС ЗПП-Т

32,16

0

0

0

0
н/д
н/д
3.2
Реконструкция оборудования 35 кВ в ПС ЗПП-Т

0

36,72

0

0

0
н/д
н/д
4
Приобретение электросетевых активов:

0

17,07

5,59

0

0


4.1
РП Клюевский

0

17,07

0

0

0
н/д
н/д
4.2
Имущество Томского района (от ПС Мирный)

0

0

5,59

0

0
н/д
н/д
5
Приобретение спецтехники и оборудования

7,3

18,14

10,24

9,2

17,09
н/д
н/д

Всего по инвестиционной программе ООО "Горсети"
1733
177,72
951
156,66
951
155,22
952
152,37
952
158,59
н/д
н/д


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