Распоряжение Губернатора Челябинской области от 27 апреля 2017 г. N 372-р "Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2018 - 2022 годы" (утратило силу)

Распоряжение Губернатора Челябинской области
от 27 апреля 2017 г. N 372-р
"Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2018 - 2022 годы"

В соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике", постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики":

1. Утвердить прилагаемую схему и программу перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2018-2022 годы.

2. Настоящее распоряжение подлежит официальному опубликованию.

3. Настоящее распоряжение вступает в силу со дня его подписания.

Б.А. Дубровский

Утверждены
распоряжением Губернатора
Челябинской области
от 27.04.2017 г. N 372-р

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2018-2022 годы

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2018-2022 годы (далее именуется - СиПРЭ Челябинской области) разработана в соответствии со следующими нормативными правовыми актами и нормативными документами:

Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

Федеральным законом от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении" с учетом требований к региональным программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, определенных постановлением Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 года N 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности";

Федеральным законом от 23 ноября 2009 года N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации";

Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

Постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 года N 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики";

Поручениями Президента Российской Федерации от 29 марта 2010 года N Пр-839;

Распоряжением Правительства Российской Федерации от 1 августа 2016 года N 1634-р "Об утверждении схемы территориального планирования Российской Федерации в области энергетики";

Приказом Министерства энергетики РФ от 30 июня 2003 года N 281 "Об утверждении Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем";

Приказом Министерства энергетики РФ от 30 июня 2003 года N 277 "Об утверждении Методических указаний по устойчивости энергосистем";

Методическими рекомендациями по разработке схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период (приложение к Протоколу совещания в Министерства энергетики РФ от 9 ноября 2010 года N АШ-369 пр);

Приказом Министерства энергетики РФ от 14 декабря 2011 года N 600 "Об утверждении Порядка составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации, муниципальных образований";

Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30 июня 2014 года N 399 "Об утверждении методики расчета значений целевых показателей в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, в том числе в сопоставимых условиях";

Распоряжением Губернатора Челябинской области от 19 апреля 2012 года N 410-р "Об Инструкции по делопроизводству в Аппарате Правительства Челябинской области и органах исполнительной власти Челябинской области".

СиПРЭ Челябинской области разработана на основании государственного контракта от 12 декабря 2016 года N 0169200001716000027/5.1-029, заключенного между Министерством тарифного регулирования и энергетики Челябинской области и Акционерным обществом "Научно-технический центр Единой энергетической системы (Московское отделение)".

Основными целями разработки СиПРЭ Челябинской области являются планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей для обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию, формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Челябинской области.

Задачами формирования СиПРЭ Челябинской области являются:

создание условий для обеспечения перспективного баланса производства и потребления электроэнергии в энергосистеме Челябинской области;

предотвращение возникновения прогнозируемых дефицитов электрической энергии и мощности в энергосистеме Челябинской области наиболее эффективными способами с учетом:

максимальных и минимальных режимов;

необходимого технологического резерва;

основных технологических ограничений перетока электрической энергии;

определение необходимости размещения новых и реконструкции существующих линий электропередачи, а также подстанций и генерирующих мощностей для обеспечения:

баланса производства, потребления электроэнергии в энергосистеме;

выдачи мощности электрических станций;

предотвращения возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности;

недопущение ограничения пропускной способности электрических сетей энергосистемы Челябинской области;

обеспечение надежного и эффективного энергоснабжения потребителей энергосистемы Челябинской области;

обеспечение скоординированного ввода в эксплуатацию и вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей:

разработка предложений по скоординированному развитию объектов генерации (с учетом демонтажей) и электросетевых объектов номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме Челябинской области на пятилетний период по годам;

разработка предложений по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме Челябинской области на период 2018-2022 годов для обеспечения надежности функционирования в долгосрочной перспективе;

обеспечение координации планов развития топливно-энергетического, промышленного комплексов, транспортной инфраструктуры и программ (схем) территориального планирования Челябинской области (при наличии);

информационное обеспечение деятельности органов государственной власти Челябинской области при формировании политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов.

Рекомендуемые мероприятия, разработанные в схеме и программе развития электроэнергетики на период 2018-2022 годов, должны и могут быть использованы в качестве основы для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний.

СиПРЭ Челябинской области сформирована с учетом:

Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2030 года;

Энергетической стратегии России на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 года N 1715-р;

Проекта Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017-2023 годы;

Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2017-2021 годы, утвержденной распоряжением Губернатора Челябинской области от 29 апреля 2016 года N 431-р;

инвестиционных программ генерирующих и электросетевых компаний, утвержденных в установленном порядке в предшествующий период в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 года N 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики";

документов территориального планирования Челябинской области и муниципальных образований;

прогноза спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемого по субъектам Российской федерации и основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории Челябинской области;

ежегодного отчета о функционировании Единой энергетической системы России и данных мониторинга исполнения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, подготовленного акционерным обществом "Системный оператор Единой энергетическое системы" (далее - АО "СО ЕЭС");

сведений о договорах (заявках) на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;

схем внешнего электроснабжения потребителей, которые будут реализованы в период до 2022 года;

данных о максимальных объемах потребления по узловым подстанциям, предоставляемых сетевыми организациями;

предложений системного оператора по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, полученных на основе результатов использования перспективной расчетной модели для субъекта Российской Федерации;

предложений распределительных сетевых компаний, генерирующих компаний, крупных потребителей, других энергетических компаний, осуществляющих свою деятельность на территории Челябинской области по планам развития, срокам ввода/демонтажа и местам размещения энергетических объектов;

перечня существующих объектов по производству электрической энергии, а также вводимых в эксплуатацию по результатам проведения конкурентного отбора мощности и конкурсов по формированию перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии;

программы социально-экономического развития Челябинской области на среднесрочную перспективу в части электроэнергетики;

информации о прогнозе потребления электрической энергии и мощности крупных энергоемких потребителей электрической энергии;

информации о существующих, планируемых к выводу из эксплуатации линиях электропередачи и подстанциях, проектный номинальный класс напряжения которых составляет 110 кВ и выше, а также линиях электропередачи 110 кВ и выше, обеспечивающих выдачу мощности существующих электрических станций;

утвержденных схем теплоснабжения поселений, городских округов Челябинской области, а при их отсутствии - материалов, переданных в Министерство энергетики Российской Федерации для утверждения схем теплоснабжения поселений, городских округов Челябинской области;

иной информации в области электроэнергетики, а также информации, предоставляемой субъектами электроэнергетики, способствующей выполнению данной работы.

СиПРЭ Челябинской области содержит программу развития электроэнергетики Челябинской области, включающую в себя в отношении каждого года планирования:

схему развития электроэнергетики Челябинской области;

прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемый АО "СО ЕЭС" по Челябинской области, а также региональным энергосистемам и основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории Челябинской области, в том числе на основе данных о максимальных объемах потребления по узловым подстанциям, представляемых сетевыми организациями;

перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности в границах Челябинской области;

перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность) на территории Челябинской области, предусмотренного программой развития электроэнергетики Челябинской области;

оценку плановых значений показателя надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций или их обособленных подразделений, оказывающих услуги по передаче электрической энергии на территории Челябинской области, с учетом выполнения мероприятий, предусмотренных перечнем реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей;

иные сведения перспективного развития электроэнергетики Челябинской области.

СиПРЭ Челябинской области подлежит к использованию в качестве:

основы для разработки схем выдачи мощности региональных электростанций;

основы для формирования с использованием перспективной расчетной модели энергосистемы Челябинской области предложений по определению зон свободного перетока электрической энергии (мощности).

СиПРЭ Челябинской области является основой для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний.

I. Характеристика Челябинской области

1. Общая характеристика Челябинской области.

Энергосистема Челябинской области входит в объединенную энергосистему Урала и обслуживает территорию Челябинской области площадью 88529 кв. километров.

В состав Челябинской области входят 319 муниципальных образований, в том числе 16 городских округов, 27 муниципальных районов. Самые молодые населенные пункты, официально признанные городскими округами - Озерск, Снежинск и Трехгорный - имеют статус ЗАТО.

Численность населения области на 1 января 2016 года составляет 3500,716 тыс. человек, из которых в городах проживает 2891,138 тыс. человек (82,6 процента от общей численности населения), в сельской местности - 609,578 тыс. человек (17,4 процента от общей численности населения).

Наиболее крупными населенными пунктами являются города:

Челябинск - 1183,387 тыс. человек;

Магнитогорск - 414,8 тыс. человек;

Златоуст - 173,1 тыс. человек;

Миасс - 166,5 тыс. человек;

Копейск - 144,03 тыс. человек.

Челябинская область является крупным транспортным узлом. По территории Челябинской области проходят федеральные автотрассы М5, М36, М51 и Южно-Уральская железная дорога. Южно-Уральская железная дорога входит в число крупнейших магистралей Российской Федерации - это начальное звено Транссибирской магистрали - самой протяженной железной дороги в мире.

В Челябинской области действует международный аэропорт "Баландино".

Промышленное развитие области определяют металлургический, машиностроительный, топливно-энергетический, строительный, аграрнопромышленный комплексы, а также горнодобывающая отрасль.

Успешно работают уникальные предприятия, которые играют важную роль не только в экономике области, но и всей России.

Челябинская область располагает богатыми и разнообразными природными ресурсами. Разведано около трехсот месторождений минерального сырья. В России Челябинская область является монополистом по добыче и переработке графита (95 процентов), магнезита (95 процентов), металлургического доломита (71 процент), талька (70 процентов).

В общем электропотреблении Челябинской области наибольшую долю составляют добыча полезных ископаемых, обрабатывающее производство, производство и распределение электроэнергии, газа и воды, потребление населением.

В обрабатывающих производствах наибольшую долю составляют металлургическое производство и производство готовых металлургических изделий.

Челябинская область располагает богатыми туристскими ресурсами, включающими природные, исторические и культурные ценности. Все вышеперечисленное обеспечивает развитие туристического направления, горнолыжных курортов.

Удельный вес и место Челябинской области по основным социально-экономическим показаниям в Российской Федерации по состоянию на 1 января 2016 года представлен в таблице 1.

Удельный вес и место Челябинской области по основным социально-экономическим показаниям в Российской Федерации по состоянию на 1 января 2016 года

		Таблица 1
Наименование показателя	Удельный вес, процентов	Занимаемое место
Площадь территории	0,5	36
Численность населения	2,4	9
Валовой региональный продукт	1,7	44
Объем отгруженных товаров собственного производства, выполненных работ и услуг собственными силами по видам экономической деятельности:	-	-
добыча полезных ископаемых	0,5	27
обрабатывающие производства	3,42	6
производство и распределение электроэнергии, газа и воды	2,24	11
Продукция сельского хозяйства	2,3	13

II. Анализ существующего состояния электроэнергетики Челябинской области за прошедший пятилетний период

2. Общая характеристика энергосистемы Челябинской области.

Энергосистема Челябинской области включает в себя следующие узлы и энергорайоны:

Златоустовско-Миасский энергорайон;

Ашинский узел;

Миасско-Чебаркульский узел;

Карталинский энергорайон;

Магнитогорский энергорайон;

Северный энергорайон;

Троицкий энергорайон;

Еманжелинский узел;

Челябинский энергорайон;

Сосновский узел;

узел ЧГРЭС;

узел ЧТЭЦ-1;

Металлургический узел;

узел ЧЭМК;

узел ЧТЭЦ-2.

Ниже приведен перечень объектов энергосистемы Челябинской области:

Златоустовско-Миасский энергорайон ограничен следующими ВЛ:

ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская, ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево;

ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная, ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I, II цепь с отпайками, ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная, ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Непряхино, ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Ленинская с отпайкой на ПС Варламово, КВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Таганай с отпайками;

В Златоустовско-Миасский энергорайон входят следующие основные объекты:

ПС 500 кВ Златоуст, ПС 500 кВ Кропачево, ПС 500 кВ Приваловская, 1 и 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Чебаркуль, ТЭЦ Тургояк, ТЭЦ УралАЗ, ПС 110 кВ Бакал, ПС 110 кВ Боровая, ПС 110 кВ Лесная, ПС 110 кВ Миасс, ПС 110 кВ Н. Златоуст, ПС 110 кВ Сатка, ПС 110 кВ Сулея-т, ПС 110 кВ Таганай, ПС 110 кВ Тургояк;

Ашинский узел ограничен следующими ВЛ:

ВЛ 220 кВ Уфимская - АМЕТ I, II цепь, ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I, II цепь с отпайками; ВЛ 110 кВ Новый Субай - Симская-т с отпайкой на ПС МММЗ; ВЛ 110 кВ Улу-Теляк - АМЕТ 1, 2 цепь с отпайкой на ПС Казаяк-т;

В Ашинский узел входят следующие основные объекты:

1, 2 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Улу-Теляк-т (Башкирская энергосистема), Павловская ГЭС (Башкирская энергосистема), 1, 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Уфимская, ПС 220 кВ АМЕТ;

Миасско-Чебаркульский узел ограничен следующими ВЛ:

ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная, ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная, ВЛ 110 кВ Таганай - Горная, ВЛ 110 кВ Таганай-т - Таганай, ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Непряхино, ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Ленинская с отпайкой на ПС Варламово;

В Миасско-Чебаркульский узел входят следующие основные объекты:

ПС 110 кВ Миасс, ПС 110 кВ Тургояк, ПС 110 кВ Горная, ПС 110 кВ Ильменская, ПС 110 кВ Таганай-т, ПС 110 кВ Хребет-т, ПС 110 кВ Тургояк-т, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ Город-2, ПС 110 кВ ПС 110 кВ Кисегач-т, ПС 110 кВ Курортная, ПС 110 кВ Ленинская, ТЭЦ Тургояк, ТЭЦ УралАЗ.

Карталинский энергорайон ограничен следующими ВЛ:

ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - Карталы 220; ВЛ 110 кВ Бреды-т - КС-16 с отпайкой на ПС Айдырля, ВЛ 110 кВ Павловская - КС-16 с отпайкой на ПС Айдырля, ВЛ 110 кВ ПС 90 - Магнитная с отпайкой на ПС Буранная, ВЛ 110 кВ ПС 90 - Субутак-т, ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Еманкино-т, ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Магнай-т;

В Карталинский энергорайон входят следующие основные объекты:

ПС 220 кВ Карталы 220, ПС 110 кВ Бреды-т, ПС 110 кВ Георгиевская, ПС 110 кВ Карталы районная, ПС 110 кВ Саламат-т;

Магнитогорский энергорайон ограничен следующими ВЛ:

ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская, ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Ириклинская ГРЭС, ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Троицкая ГРЭС, ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Смеловская; ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - ПС 90 N 1, 2, ВЛ 220 кВ Смеловская - Белорецк-220 N 1,2 (отдача в Башкирскую энергосистему), ВЛ 220 кВ Смеловская - Иремель I, II цепь (отдача в БЭ); ВЛ 110 кВ Агаповская - СПП (отдача в Башкирскую энергосистему), ВЛ 110 кВ ПС 60 - Узельга с отпайками, ВЛ 110 кВ ПС 90 - Красная Горка с отпайками, ВЛ 110 кВ ПС 90 - Магнитная с отпайкой на ПС Буранная, ВЛ 110 кВ ПС 90 - СПП 1, 2 цепь (отдача в Башкирскую энергосистему), ВЛ 110 кВ ПС 90 - Субутак-т, ВЛ 110 кВ Смеловская - Ново-Абзаково-т с отпайкой на ПС Баимово (отдача в Башкирскую энергосистему), ВЛ 110 кВ Смеловская - Укшук-т с отпайками (отдача в Башкирскую энергосистему), ВЛ 110 кВ СПП - Кизил;

В Магнитогорский энергорайон входят следующие основные объекты:

ПС 500 кВ Магнитогорская, ПС 500 кВ Смеловская, ПС 220 кВ 4, ПС 220 кВ 30, ПС 220 кВ 60, ПС 220 кВ 77, ПС 220 кВ 86, ПС 220 кВ 90, Магнитогорская ГТ ТЭЦ, Магнитогорская ТЭЦ, Магнитогорская ЦЭС, ПВС-1, ПВС-2, ПС 110 кВ 87;

Северный энергорайон ограничен следующими ВЛ:

ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Мраморная; ВЛ 110 кВ Уфалей - Малахит I цепь с отпайкой на ПС Ново-Ивановская, ВЛ 110 кВ Уфалей - Малахит II цепь с отпайками, ВЛ 110 кВ Шагол - Аргаяш с отпайками, ВЛ 110 кВ Шагол - Заварухино;

В Северный энергорайон входят следующие основные объекты:

ПС 220 кВ Мраморная, ОРУ 110 кВ Аргаяшской ТЭЦ, группа ПС 110 кВ Болото 1, 2, 7, ПС 110 кВ Касли, ПС 110 кВ Кыштым, ПС 110 кВ Уфалей;

Троицкий энергорайон ограничен следующими ВЛ и сетевыми элементами:

ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Южноуральская, ВЛ 110 кВ Южноуральская - Казачья, ВЛ 110 кВ Казачья - Упрун-т, ВЛ 110 кВ Красная Горка - Березинская, ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Еманкино-т, ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Магнай-т, АТГ-1, АТГ-2, АТ-3 Троицкой ГРЭС (граница по СШ 110 кВ);

В Троицкий энергорайон входят следующие основные объекты:

ОРУ 110 кВ Троицкой ГРЭС, ПС 110 кВ Троицкая-районная, ПС 110 кВ Гончарская, ПС 110 кВ Подовинная;

Еманжелинский узел ограничен следующими ВЛ:

- ВЛ 110 кВ Исаково - Коркино I, II цепь с отпайками, ВЛ 110 кВ Казачья - Упрун-т, ВЛ 110 кВ Южноуральская - Казачья, ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Еманжелинка с отпайками, ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Казачья, ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Красногорка с отпайкой на ПС Красноселка-т;

В Еманжелинский узел входят следующие основные объекты:

ПС 110 кВ Коркино, ПС 110 кВ Еманжелинка; ПС 110 кВ Красногорка, ПС 110 кВ Кочкарь, ПС 110 кВ Казачья;

Челябинский энергорайон ограничен следующими ВЛ:

ВЛ 500 кВ Курган - Козырево, ВЛ 500 кВ Исеть - Козырево, ВЛ 500 кВ Шагол - Челябинская, ВЛ 500 кВ Курчатовская - Шагол, ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево, КВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2, КВЛ 500 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол;

ВЛ 220 кВ Козырево - Конверторная I, II цепь с отпайкой на ПС ГПП-9, ВЛ 220 кВ Козырево - Шумиха N 1, 2, ВЛ 220 кВ Кунашак - Каменская, ВЛ 220 кВ Чебаркуль - Шагол, ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I, II цепь, ВЛ 220 кВ Шагол - Цинковая-220, КВЛ 220 кВ Новометаллургическая - Цинковая-220, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая I цепь, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол I цепь, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь, ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково, ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Шагол III цепь с отпайкой на ПС Исаково;

ВЛ 110 кВ Исаково - Бутаки с отпайками, ВЛ 110 кВ Исаково - Коркино I, II цепь с отпайками, ВЛ 110 кВ Исаково-Синеглазово-т с отпайкой на ПС Смолинский карьер, ВЛ 110 кВ Козырево - Алакуль-т с отпайкой на ПС Пивкино-т, ВЛ 110 кВ Козырево - Чернявская-т, ВЛ 110 кВ Шагол - Аргаяш с отпайками, ВЛ 110 кВ Шагол-Заварухино, ВЛ 110 кВ Шагол-Харлуши с отпайками;

В Челябинский энергорайон входят следующие основные объекты:

ПС 500 кВ Козырево, ПС 500 кВ Шагол, ПС 220 кВ Исаково, ПС 220 кВ Каштак, ПС 220 кВ Конверторная, ПС 220 кВ Новометаллургическая, Челябинская ТЭЦ-3 (ОРУ 220 кВ и 110 кВ), ПС 220 кВ ЧФЗ, ПС 220 кВ Хромовая, Челябинская ГРЭС (КРУЭ 220 кВ и 110 кВ), Челябинская ТЭЦ-1 (ОРУ 110 кВ), Челябинская ТЭЦ-2 (ОРУ 110 кВ), ПС 110 кВ Козырево-т, ПС 110 кВ Сосновская, ПС 110 кВ Ю. Копи;

Металлургический узел:

ВЛ 220 кВ Козырево - Конверторная I II цепь с отпайкой на ПС ГПП-9, ВЛ 220 кВ Шагол - Каштак I, II цепь с отпайкой на ПС Очистные сооружения; АТ-2 ПС 220 кВ Каштак, ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - Плавильная с отпайками, Новометаллургическая - ТЭЦ ЧМК с отпайками;

1, 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Козырево, 1, 2СШ 220 кВ ПС 500 кВ Шагол, 2СШ 110 кВ ПС 220 кВ Новометаллургическая, 1, 2СШ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-3, ОРУ 110 кВ ТЭЦ ЧМК;

Сосновский узел:

КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I, II цепь с отпайками, КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками, ВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская;

ПС 110 кВ Массивная, ПС 110 кВ Новоградская, ПС 110 кВ Сосновская, ПС 110 кВ Спортивная, ПС 110 кВ Шершневская;

Узел ЧГРЭС:

КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая I цепь, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол I цепь, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь, КВЛ 220 кВ Новометаллургическая - Цинковая-220;

КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая I, II цепь, КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС I цепь с отпайкой на ПС Цинковая 110, ВЛ 110 кВ Шагол - Аэродромная, ВЛ 110 кВ Шагол - СЗК, КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС IV цепь с отпайками;

ПС 110 кВ Аэродромная, ПС 110 кВ СЗК, КРУЭ 220 кВ и 110 кВ Челябинская ГРЭС;

Узел ЧТЭЦ-1:

ВЛ 110 кВ Исаково - Еткуль с отпайками, ВЛ 110 кВ Исаково - Гранитная с отпайками, ВЛ 110 кВ Исаково - Челябинская ТЭЦ-1 с отпайками, ВЛ 110 кВ Исаково - Ю. Копи с отпайками, ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево I, II цепь, ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЗСО, ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - Чурилово-т;

1, 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Исаково, ОРУ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1, 1, 2 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Козырево;

Узел ЧТЭЦ-2:

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЗСО, ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - Чурилово- т, ВЛ 110 кВ Шагол - Бульварная с отпайкой на ПС ЧФЗ, Шагол - КПД;

ОРУ 110 кВ Челябинской ТЭЦ-1, ОРУ 110 кВ Челябинской ТЭЦ-2, 2 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Шагол;

Узел ЧЭМК:

ВЛ 220 кВ Шагол - Цинковая-220, Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I, II цепь, Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая I, II, III, IV цепь, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая I цепь, КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь, КВЛ 220 кВ Новометаллургическая - Цинковая-220;

1, 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Шагол, 1, 2 С 220 кВ ПС 500 кВ Козырево, ОРУ 220 кВ Челябинской ТЭЦ-3, КРУЭ 220 кВ Челябинской ГРЭС.

Упрощенная схема системообразующей сети 500-220-110 кВ энергосистемы Челябинской области приведена на рисунке 1.

Упрощенная схема систематизирующей сети 500-220-110 кВ энергосистемы Челябинской области

Рисунок 1

3. Информация по генерирующим компаниям Челябинской области.

На территории Челябинской области представлены следующие основные генерирующие компании:

1) филиал публичного акционерного общества "Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" - Троицкая ГРЭС.

Публичное акционерное общество "Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" - крупнейшая российская теплогенерирующая компания установленной мощностью 18 ГВт. Основными видами деятельности Публичное акционерное общество "Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" являются производство и продажа электрической и тепловой энергии. Основным рынком сбыта является оптовый рынок электрической энергии (мощности).

Троицкая ГРЭС - один из наиболее мощных базовых поставщиков электроэнергии Южного Урала. Троицкая ГРЭС является крупной конденсационной электростанцией. Годы ввода станции: 1960-2016.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 500-220-110 кВ. На станции установлен автотрансформатор связи напряжением 500/220 кВ и три автотрансформатора связи напряжением 220/110 кВ. Выдача мощности станции осуществляется по следующим линиям электропередачи:

ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Троицкая ГРЭС;

ВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Сокол;

КВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2;

ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - Карталы 220;

ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - Приуральская;

ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - ПС 90 N 1;

ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС-ПС 90 N 2;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Троицкая ГРЭС;

ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Бобровская с отпайкой на ПС Строительная;

ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Строительная;

ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Еманкино-т;

ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Магнай-т;

ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Станционная;

ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Троицкая районная I цепь с отпайкой на ПС Золотая Сопка-т;

ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Троицкая районная II цепь с отпайкой на ПС Золотая Сопка-т;

ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Дизельная I цепь с отпайкой на ПС Новотроицкая;

ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Дизельная II цепь.

Установленная электрическая мощность станции составляет 1400 МВт. На станции эксплуатируется 5 генераторов.

Установленная тепловая мощность станции составляет 315 Гкал/час. На станции эксплуатируется 8 энергетических котлов. Котлы с 1 по 3 являются дубль-блоками. На станции эксплуатируется 5 турбин. Турбины N 1, 2 и 3 являются теплофикационными (установленная тепловая мощность каждой составляет 105 Гкал/час). Турбина N 8 является конденсационной.

В рамках договора о предоставлении мощности на станции завершено строительство пылеугольного энергоблока N 10 мощностью 660 МВт (ПСУ-660). Ввод в эксплуатацию - 31 мая 2016 года. В состав блока N 10 входят:

паровой котлоагрегат HG-2100-25,4-YM;

паровая турбоустановка CLN-660-24.2-566-566;

турбогенератор QFSN-660-2.

Основным и резервным топливом котлов является уголь, что делает Троицкую ГРЭС независимой от ограничений поставок газа. Растопочным топливом является мазут.

2) филиал АО "Интер РАО - Электрогенерация" Южноуральская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС-2

АО "Интер РАО - Электрогенерация" объединяет российские генерирующие активы Группы "Интер РАО", за исключением электростанций в Омской, Томской областях и Башкирии.

В состав АО "Интер РАО - Электрогенерация" входят 17 крупнейших электростанций суммарной установленной мощностью 22 026 МВт.

Южноуральская ГРЭС введена в эксплуатацию 28 апреля 1952 года.

Выдача мощности Южноуральской ГРЭС осуществляется на напряжении 220-110 кВ. На станции установлены два автотрансформатора связи напряжением 220/110 кВ. Выдача мощности станции осуществляется по следующим линиям электропередачи:

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Троицкая ГРЭС;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Шагол III цепь с отпайкой на ПС Исаково;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2 I цепь;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2 II цепь;

ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Еманжелинка с отпайками;

ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Казачья;

ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Красногорка с отпайкой на ПС Красноселка-т;

ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Ленинская с отпайкой на ПС Варламово;

ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Первомайка I цепь с отпайкой на ПС Еманжелинск-т;

ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Первомайка II цепь с отпайкой на ПС Еманжелинск-т;

КВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Таганай с отпайками;

ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Южноуральская.

Установленная электрическая мощность станции составляет 747 МВт. На станции установлены 6 генераторов.

Установленная тепловая мощность станции составляет 320 Гкал/час. На станции эксплуатируется 13 энергетических котлов. На станции эксплуатируется 6 турбин. Турбины N 5, 7 и 8 являются теплофикационными (установленная тепловая мощность турбин составляет 110, 105 и 105 Гкал/час соответственно). Турбины N 6, 9 и 10 являются конденсационными.

Основным видом топлива (проектным) является бурый уголь. Резервным видом топлива является природный газ. В качестве растопочного топлива используется мазут.

Установленная электрическая мощность Южноуральской ГРЭС-2 составляет 844,5 МВт. Первый энергоблок станции был введен 17 февраля 2014 года, второй энергоблок - 24 сентября 2014 года.

Основное оборудование каждого энергоблока включает в себя высокоэффективные газотурбинную и паротурбинную установки производства SiemensAG и котел-утилизатор производства "ЗиО-Подольск", которое обеспечивает один из самых высоких в отрасли КПД электрического цикла - 56-58 процентов.

Основное топливо новых энергоблоков - природный газ. Газоснабжение Южноуральской ГРЭС-2 осуществляется двумя подводящим трубопроводами протяженностью 2 километра от магистрального газопровода высокого давления. Аварийное топливо: дизельное топливо.

Согласно проектному решению энергоблоки Южноуральской ГРЭС-2 расположены на отдельной производственной площадке на берегу Южноуральского водохранилища.

Выдача мощности Южноуральской ГРЭС-5 осуществляется на напряжении 500-220 кВ. На станции установлен один автотрансформатор связи напряжением 500/220 кВ. Выдача мощности станции осуществляется по следующим линиям электропередачи:

КВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2;

КВЛ 500 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2 I цепь;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2 II цепь;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - КС 19;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково.

3) филиал Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум".

В Челябинской области расположены следующие станции, входящие в Филиал Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум": Аргаяшская ТЭЦ, Челябинская ТЭЦ-1, Челябинская ТЭЦ-2, Челябинская ТЭЦ-3, Челябинская ГРЭС.

Аргаяшская ТЭЦ. Введена в работу 7 июля 1954 года. Является основным источником электроэнергии и тепла для поселка Новогорный, города Озерска и химического комбината "Маяк".

Выдача мощности Аргаяшской ТЭЦ осуществляется на напряжении 110 кВ по следующим линиям электропередачи:

ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Болото-1;

ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Болото-2;

ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Болото-7;

ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Кыштым I цепь с отпайкой на ПС Болото-11;

ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Кыштым II цепь с отпайкой на ПС Болото-12.

Установленная электрическая мощность станции составляет 195 МВт. На станции установлены 6 генераторов.

Установленная тепловая мощность станции составляет 576 Гкал/час. На станции эксплуатируется 9 энергетических котлов. На станции эксплуатируется 6 турбин. Все турбины имеют теплофикационные отборы суммарной установленной тепловой мощностью 576 Гкал/час. Иное оборудование для отпуска тепла на станции отсутствует.

Основным видом топлива для котлов является уголь. Резервное топливо отсутствует. Для котлов 1, 3, 5, 6, 7, 8 в качестве растопочного топлива используется природный газ. В качестве вспомогательного топлива для котлов 2, 4 и 9 используется топочный мазут.

Челябинская ТЭЦ-1. Первая очередь станции запущена 18 января 1942 года. Расположена станция в Ленинском районе города Челябинска. На Челябинской ТЭЦ-1 установлено оборудование с поперечными связями. В 2014 году завершена модернизация станции с вводом двух газотурбинных установок общей мощностью 83,8 МВт.

Выдача мощности Челябинской ТЭЦ-1 осуществляется на напряжении 110 кВ по следующим линиям электропередачи:

ВЛ 110 кВ Гранитная - Челябинская ТЭЦ-1;

ВЛ 110 кВ Исаково - Челябинская ТЭЦ-1 II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЗСО;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - Пластмасс;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - Чурилово-т;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - Ю. Копи с отпайкой на ПС Н.О.В.;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЧТПЗ I цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЧТПЗ II цепь с отпайками.

Установленная электрическая мощность станции составляет 133,8 МВт. На станции установлены 4 генератора.

Установленная тепловая мощность станции составляет 711,2 Гкал/час. На станции эксплуатируется 3 энергетических котла. На станции эксплуатируется 2 противодавленческих турбины с установленной тепловой мощностью отборов по 105 Гкал/час каждая. На станции установлены 4 водогрейных котла (2В, ЗВ - ПТВМ-100, 5В, 6В - КВГМ-100) суммарной установленной тепловой мощностью 400 Гкал/час. Помимо этого, имеется два котла-утилизатора (суммарная установленная тепловая мощность составляет 17 Гкал/час) и редукционно-охладительная установка (далее именуется - РОУ) установленной тепловой мощностью 84,2 Гкал/час.

Основным топливом для энергетических котлов N 4, 5 и 6 является бурый уголь. Для остальных агрегатов (водогрейных котлов N 2В, 3В, 5В, 6В и новых газотурбинных установок) основным топливом является природный газ. Резервное топливо для газотурбинных установок - природный газ. Для остальных агрегатов резервное топливо отсутствует.

Челябинская ТЭЦ-2. Первый турбогенератор мощностью 60 МВт Челябинской ТЭЦ-2 был введен в действие 1 декабря 1962 года. Станция расположена в восточной части города Челябинска.

Выдача мощности Челябинской ТЭЦ-2 осуществляется на напряжении 110 кВ по следующим линиям электропередачи:

ВЛ 110 кВ Бульварная - Челябинская ТЭЦ-2;

ВЛ 110 кВ Транзитная - Челябинская ТЭЦ-2;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь.

Установленная электрическая мощность станции составляет 320 МВт. На станции установлены 4 генератора.

Установленная тепловая мощность станции составляет 956 Гкал/час. На станции эксплуатируется 9 энергетических котлов. На станции эксплуатируется 4 турбины с суммарной установленной тепловой мощностью отборов 596 Гкал/час (2x138 и 2x160 Гкал/час). На станции установлены 2 водогрейных котла (N 1В и 2В) суммарной установленной тепловой мощностью 360 Гкал/час (2x180 Гкал/час).

Основным топливом для энергетических котлов (за исключением котла 5) является бурый уголь, для водогрейных котлов N 1 и 2 и энергетического котла N 5 основным топливом является природный газ. Резервное топливо для агрегатов водогрейных котлов N 1 и 2 - топочный мазут. Для остальных агрегатов резервное топливо отсутствует.

Челябинская ТЭЦ-3. Первый энергоблок мощностью 180 МВт введен в эксплуатацию 1 апреля 1996 года. В декабре 2006 года запущен второй аналогичный энергоблок, в июне 2011 года - третий, парогазовый блок электрической мощностью 216,3 МВт. В 2015 году выполнена перемаркировка ПГУ-3 до 220 МВт (160+60 МВт). В 2016 году выполнена перемаркировка ПГУ-3 до 233 МВт (170+63 МВт).

Выдача мощности Челябинской ТЭЦ-3 осуществляется на напряжении 220 и 110 кВ. Трансформаторы (автотрансформаторы) связи на станции отсутствуют. Выдача мощности станции осуществляется по следующим линиям электропередачи:

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево II цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая I цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая II цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая III цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая IV цепь;

ВЛ 110 кВ Конверторная - Челябинская ТЭЦ-3 I цепь;

ВЛ 110 кВ Конверторная - Челябинская ТЭЦ-3 II цепь;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Плавильная I цепь с отпайкой на ПС ГПП-12;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Плавильная II цепь с отпайкой на ПС ГПП-12;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Лазурная;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Тепличная.

Установленная электрическая мощность станции составляет 593 МВт. На станции установлены 4 генератора.

Установленная тепловая мощность станции составляет 1123,8 Гкал/час. На станции эксплуатируется 3 энергетических блока. На станции эксплуатируется 3 паровые турбины с суммарной установленной тепловой мощностью отборов 567,8 Гкал/час (2x260+47,8 Гкал/час). На станции установлены 3 пиковых водогрейных котла (N 1B, 2В и ЗВ) суммарной установленной тепловой мощностью 540 Гкал/час (3x180 Гкал/час). Помимо этого, имеется один паровой котел теплоснабжения установленной тепловой мощностью 16 Гкал/час.

В качестве основного топлива для энергетических котлов и котлов пиковой водогрейной котельной (водогрейных котлов и парового котла теплоснабжения) используется природный газ. Резервное топливо отсутствует.

Челябинская ГРЭС. Самая первая электростанция Челябинской области. Построена в 1930 году по плану ГОЭЛРО.

В рамках договора о предоставлении мощности на Челябинской ГРЭС 16 ноября 2015 года произведен ввод ПГУ-1 установленной электрической мощностью 247 МВт (тепловая мощность - 150 Гкал/час). 24 февраля 2016 года произведен ввод ПГУ-2 установленной электрической мощностью 247,5 МВт (тепловая мощность - 150 Гкал/час).

Выдача мощности Челябинской ГРЭС осуществляется на напряжении 220 и 110 кВ. Трансформаторы (автотрансформаторы) связи на станции отсутствуют. Выдача мощности станции осуществляется по следующим линиям электропередачи:

КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая I цепь;

КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь;

КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол I цепь;

КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь;

КВЛ 110 кВ СЗК - Челябинская ГРЭС с отпайкой на ПС Цинковая 110;

КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Аэродромная с отпайками;

КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Восточная;

КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая I цепь;

КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь;

КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Тракторозаводская;

КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС I цепь с отпайкой на ПС Цинковая 110;

КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС IV цепь с отпайками;

КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Заречная I цепь;

КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Заречная II цепь.

Установленная электрическая мощность станции составляет 494,5 МВт. На станции установлены 4 генератора.

Установленная тепловая мощность станции составляет 700 Гкал/час. На станции эксплуатируется 2 энергетических котла и две ПГУ. На станции эксплуатируется две паровые турбины в составе ПГУ с суммарной установленной тепловой мощностью отборов 300 Гкал/час (2х150 Гкал/час). На станции установлены 4 водогрейных котла суммарной установленной тепловой мощностью 400 Гкал/час (4х100 Гкал/час).

В качестве основного и резервного топлива используется природный газ.

4) АО "ГТ Энерго" Магнитогорская газотурбинная теплоэлектроцентраль (далее именуется - Магнитогорская ГТ ТЭЦ).

Магнитогорская ГТ ТЭЦ. Введена в работу в 2010 году.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 10 кВ на ПС 110/10 кВ 49.

Установленная электрическая мощность составляет 18 МВт. На станции установлены два генератора.

Установленная тепловая мощность станции составляет 80 Гкал/час. На станции установлены два водогрейных котла-утилизатора КУВ 23,2 (20) (2х20 Гкал/час), а также 2 водогрейных котла КВ-Г-23,3-170 (2х20 Гкал/час).

Ввиду отсутствия подключения к теплофикационным сетям тепловая мощность станции не используется - блоки работают в "сухом" режиме.

В качестве основного (резервного) топлива используется природный газ.

5) ООО "Перспектива".

Модульная когенерационная энергетическая установка в городе Касли (далее именуется - МКЭУ Касли). Дата ввода в эксплуатацию - 1 июля 2016 года.

На станции установлены две газопоршневые установки 20V34SG производства Wartsila мощность по 9,73 МВт каждая. Установленная электрическая мощность станции составляет 20 МВт.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 10 кВ на ПС 110/10 кВ Касли.

На станции установлены шесть водогрейных котлов с газодизельными горелками.

Основным топливом является природный газ. Резервным является дизельное топливо.

Модульная когенерационная энергетическая установка в городе Карабаш (далее именуется - МКЭУ Карабаш). Дата ввода в эксплуатацию - 1 июля 2016 года.

На станции установлены две газопоршневые установки 20V34SG производства Wartsila мощностью по 9,73 МВт каждая. Установленная электрическая мощность станции составляет 20 МВт.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 10 кВ на ПС 110/35/10 кВ Пирит.

На станции установлены два водогрейных котла с газодизельными горелками.

Основным топливом является природный газ. Резервное топливо отсутствует.

Модульная когенерационная энергетическая установка (далее именуется - МКЭУ Миасская). Годы ввода в эксплуатацию - 2014-2015.

На станции установлены две газопоршневые установки Guascor SFGLD-560 мощностью по 0,952 МВт каждая.

Установленная электрическая мощность станции составляет 2 МВт.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 10 кВ на ПС 110/10 кВ Миасская.

На станции установлены четыре водогрейных котла с газодизельными горелками.

Основным топливом является природный газ. Резервным является дизельное топливо.

Модульная когенерационная энергетическая установка в городе Копейск (далее именуется - МКЭУ Копейск). Год ввода в эксплуатацию - 2016.

На станции установлены две газопоршневые установки Guascor SFGLD-560 мощностью по 0,952 МВт каждая. Установленная электрическая мощность станции составляет 2 МВт.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 6 кВ на ПС 110/35/6 кВ Октябрьская.

На станции установлены четыре водогрейных котла с газодизельными горелками.

Основным топливом является природный газ. Резервным является дизельное топливо.

4. Информация по станциям промышленных предприятий.

На территории Челябинской области представлены следующие станции промышленных предприятий:

1) ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат".

Магнитогорская ТЭЦ. Установленная электрическая мощность станции составляет 300 МВт.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 110 кВ по следующим линиям электропередачи:

ВЛ 110 кВ МТЭЦ - МЦЭС I цепь с отпайкой на ПС 64;

ВЛ 110 кВ МТЭЦ - МЦЭС II цепь с отпайкой на ПС 64;

ВЛ 110 кВ МТЭЦ - ПС 77 I цепь;

ВЛ 110 кВ МТЭЦ - ПС 77 II цепь;

ВЛ 110 кВ ПС63 - МТЭЦ I цепь;

ВЛ 110 кВ ПС63 - МТЭЦ II цепь.

На станции установлены 6 генераторов.

Суммарная установленная тепловая мощность станции составляет 360 Гкал/час. На станции эксплуатируется 8 энергетических котлов. На станции эксплуатируется 6 турбин с суммарной установленной тепловой мощностью отборов 360 Гкал/час. Иное оборудование для отпуска тепла на станции отсутствует.

В качестве основного топлива используется природный газ. Резервное топливо - уголь.

Магнитогорская ЦЭС. Установленная электрическая мощность станции составляет 191 МВт.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 110 кВ по следующим линиям электропередачи:

ВЛ 110 кВ МТЭЦ - МЦЭС I цепь с отпайкой на ПС 64;

ВЛ 110 кВ МТЭЦ - МЦЭС II цепь с отпайкой на ПС 64;

ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 23;

ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 60;

ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 62 с отпайкой на ПС 85;

ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 87;

ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 96 I цепь;

ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 96 II цепь.

На станции установлены 9 генераторов.

Суммарная установленная тепловая мощность станции составляет 665 Гкал/час. На станции эксплуатируется 8 энергетических котлов. На станции эксплуатируется 9 турбин с суммарной установленной тепловой мощностью отборов 465 Гкал/час. Установленная тепловая мощность двух водогрейных котлов составляет 200 Гкал/час.

В качестве основного топлива используется природный газ. Резервное топливо отсутствует.

Паровоздуходувная станция N 1 (далее именуется - ПВС-1). Установленная электрическая мощность станции составляет 10 МВт.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 10 кВ на ПС 110 кВ 95.

На станции установлены 2 генератора.

Суммарная установленная тепловая мощность станции составляет 125,5 Гкал/час. На станции эксплуатируется 3 энергетических котла. На станции эксплуатируется 2 турбины с суммарной установленной тепловой мощностью отборов 125,5 Гкал/час. Иное оборудование для отпуска тепла на станции отсутствует.

В качестве основного топлива используется природный газ. Резервное топливо отсутствует.

Паровоздуходувная станция N 2 (далее именуется - ПВС-2). Установленная электрическая мощность станции составляет 91 МВт.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 10 кВ на ПС 110 кВ 87 и в распределительное устройство 10 кВ МЦЭС.

На станции установлены 4 генератора.

Суммарная установленная тепловая мощность станции составляет 1185,85 Гкал/час. На станции эксплуатируется 7 энергетических котлов. На станции эксплуатируется 4 турбины с суммарной установленной тепловой мощностью отборов 1185,85 Гкал/час. Иное оборудование для отпуска тепла на станции отсутствует.

В качестве основного топлива используется природный газ. Резервное топливо отсутствует.

ТЭЦ паросилового цеха (далее именуется - ПСЦ). Установленная электрическая мощность станции составляет 18,92 МВт.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 10 кВ на ПС 110 кВ 29.

На станции установлены 3 генератора.

Суммарная установленная тепловая мощность станции составляет 120 Гкал/час. На станции эксплуатируется 3 энергетических котла. На станции эксплуатируется 3 турбины с суммарной установленной тепловой мощностью отборов 120 Гкал/час. Иное оборудование для отпуска тепла на станции отсутствует.

В качестве основного топлива используется природный газ. Резервное топливо отсутствует.

2) ОАО "Мечел-Энерго".

ТЭЦ ЧМК. Установленная электрическая мощность станции составляет 229 МВт.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 110 кВ по следующим линиям электропередачи:

ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - ТЭЦ ЧМК с отпайками;

ВЛ 110 кВ Плавильная - ТЭЦ ЧМК I цепь;

ВЛ 110 кВ Плавильная - ТЭЦ ЧМК II цепь.

На станции установлены 8 генераторов.

Суммарная установленная тепловая мощность станции составляет 1287 Гкал/час. На станции эксплуатируется 11 энергетических котлов. На станции эксплуатируется 8 турбин с суммарной установленной тепловой мощностью отборов 687 Гкал/час. Установленная тепловая мощность прочего оборудования составляет 600 Гкал/час.

В качестве основного топлива используется уголь. Резервное топливо - природный газ.

ТЭЦ ПАО "Уральская кузница". Введена в работу 1 декабря 2015 года.

Установленная электрическая мощность станции составляет 3,5 МВт.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 10 кВ на ПС 110 кВ Гранит.

На станции установлен 1 генератор.

Суммарная установленная тепловая мощность станции составляет 235 Гкал/час. На станции эксплуатируется 1 турбина с суммарной установленной тепловой мощностью отборов 25 Гкал/час. Установленная тепловая мощность прочего оборудования составляет 210 Гкал/час.

В качестве основного топлива используется природный газ. Резервное топливо отсутствует.

3) АО "Миасский машиностроительный завод".

ТЭЦ АО "Миасский машиностроительный завод" (Тургоякская ТЭЦ). Установленная электрическая мощность станции составляет 24,5 МВт.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 110 кВ по двум линиям электропередачи напряжением 110 кВ на ПС 110 кВ Тургояк.

На станции установлены 2 генератора.

Суммарная установленная тепловая мощность станции составляет 366 Гкал/час. На станции эксплуатируется 2 энергетических котла. На станции эксплуатируется 2 турбины с суммарной установленной тепловой мощностью отборов 66 Гкал/час. На станции установлены 4 водогрейных котла суммарной установленной тепловой мощностью 300 Гкал/час.

В качестве основного топлива используется природный газ. Резервное топливо - топочный мазут.

4) АО "Саткинский чугуноплавильный завод".

ТЭЦ Саткинского чугуноплавильного завода. Установленная электрическая мощность составляет 3 МВт. На станции установлены 2 генератора.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 6 кВ на ПС 35/6 кВ Металлургическая.

Суммарная установленная тепловая мощность станции составляет 20 Гкал/час. На станции эксплуатируется 2 энергетических котла. На станции установлен 1 водогрейный котел установленной тепловой мощностью 20 Гкал/час. Иное оборудование для отпуска тепла на станции отсутствует.

В качестве основного топлива используется природный газ. Резервное топливо - доменный газ.

АО "ЭнСер".

ТЭЦ УралАЗ АО "ЭнСер". Установленная электрическая мощность станции составляет 36 МВт. На станции установлены 3 генератора.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 110 кВ по следующим линиям электропередачи:

ВЛ 110 кВ Миасс - ТЭЦ УралАЗ с отпайкой на ПС Автозаводская;

ВЛ 110 кВ Тургояк - ТЭЦ УралАЗ.

Суммарная установленная тепловая мощность станции составляет 575 Гкал/час. На станции эксплуатируется 4 энергетических котла. На станции эксплуатируется 3 турбины с суммарной установленной тепловой мощностью отборов 175 Гкал/час. На станции установлены 4 водогрейных котла суммарной установленной тепловой мощностью 400 Гкал/час.

В качестве основного топлива используется природный газ. Резервное топливо - топочный мазут.

5) ОАО "Комбинат Магнезит".

ТЭЦ Магнезит. Установленная электрическая мощность станции составляет 36 МВт. На станции установлены 3 генератора.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 10 кВ на ПС 110 кВ Огнеупор.

Суммарная установленная тепловая мощность станции составляет 23,7 Гкал/час. На станции эксплуатируется 5 энергетических котлов. На станции эксплуатируется 3 турбины с суммарной установленной тепловой мощностью отборов 23,7 Гкал/час. Иное оборудование для отпуска тепла на станции отсутствует.

6) ООО "ЗЭМЗ Энерго" (АО "Златоустовский металлургический завод").

Центральная электрическая станция Златоустовского металлургического завода (далее именуется - ЦЭС ЗМЗ). Установленная электрическая мощность станции составляет 6 МВт. На станции установлен 1 генератор.

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 6 кВ на ПС 110/35/6 кВ ЗМЗ-4.

Установленная тепловая мощность ЦЭС составляет 408 Гкал/час. На станции эксплуатируется 2 энергетических котла типа ГМ-50-1 (N 3 и N 4). Суммарная установленная мощность энергетических котлов составляет 68 Гкал/час. На станции установлены 3 паровых котла (N 1, 2, и 10) суммарной установленной тепловой мощностью 40 Гкал/час. На станции установлены 4 водогрейных котла (N 5, 6, 7 и 8) суммарной установленной тепловой мощностью 300 Гкал/час.

В качестве основного топлива используется природный газ. Резервное топливо - мазут.

7) ПАО "Ашинский металлургический завод".

ТЭЦ ПАО "Ашинский металлургический завод". Установленная электрическая мощность ТЭЦ составляет 14,5 МВт. На станции установлены 3 генератора (ТГ-1,2 - П-6-1,2/0,5 (по 6 МВт каждый), ТГ-3 - Р-2,5-15/3 (2,5 МВт)).

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 10 кВ на ПС 110 кВ АМЗ и на напряжении 3 кВ в ЦРП.

Суммарная установленная тепловая мощность станции составляет 170,5 Гкал/час. На станции эксплуатируется 4 энергетических котла (N 4 (ТП-30), 5 (ТП-30), 6 (Е-50) и 7 (БМ-35)). На станции эксплуатируется 1 турбина (Р-2,5-15/3) с установленной тепловой мощностью регулируемых отборов пара 20,5 Гкал/час. На ТЭЦ также установлены 2 водогрейных котла суммарной установленной тепловой мощностью 150 Гкал/час (КВГМ-100, ПТВМ-50).

В качестве основного топлива используется природный газ. Резервное топливо - топочный мазут.

8) ООО "ГазЭнерго" (ПС 220 кВ Михеевский ГОК).

Установленная электрическая мощность станции составляет 92 МВт. На станции установлены 23 генератора мощностью по 4 МВт каждый (тип установки - Caterpillar СО260-16).

Выдача мощности станции осуществляется на напряжении 10 кВ на ПС 220 кВ Михеевский ГОК.

На станции установлено шесть газопоршневых установок с системой утилизации тепла: теплообменник отработавших газов Aprovis Energy Systems GmbH N-25-900/4000-1H, мощность каждой установки - 3,4 Гкал/час.

В качестве основного топлива используется природный газ. Резервное топливо не предусмотрено.

9) ТЭЦ АО "Златмаш" (АО "Златоустовский металлургический завод").

Установленная электрическая мощность станции составляет 8 МВт.

На ТЭЦ установлено две турбины ОР-1,5-3 и две турбины ОР-2,5-15/6.

На станции установлено шесть энергетических котлов (четыре паровых котла типа "Буккау-Вольф" производительностью 50 т/ч и два котла типа Б25/15ГМ производительностью 25 т/ч) суммарной паропроизводительностью 250 т/ч (187,5 Гкал/час) и шесть пиковых водогрейных котлов (три котла типа ПТВМ-50 производительностью 50 Гкал/час и три котла типа КВГМ-100 производительностью 100 Гкал/час) суммарной теплопроизводительностью 450 Гкал/час.

Основным топливом станции является природный газ, резервным - топочный мазут.

5. Информация по электросетевым и сбытовым компаниям.

а) на территории Челябинской области представлены следующие основные электросетевые компании:

1) филиал открытого акционерного общества "Межрегиональная сетевая компания Урала" - "Челябэнерго" (далее именуется - Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго").

Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго" осуществляет передачу электрической энергии по распределительным сетям 0,4 - 110 кВ на территории Челябинской области. Основной задачей является обеспечение надежного функционирования и развития распределительного электросетевого комплекса региона, а также подключение новых потребителей к распределительным электрическим сетям компании.

Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго" осуществляет электроснабжение промышленных предприятий и населения Челябинской области численностью около 3,5 млн. человек. Всего в эксплуатации филиала находится 310 подстанций напряжением 35-220 кВ (1 ПС 220 кВ, 185 ПС 110 кВ, 124 ПС 35 кВ).

Суммарная протяженность ЛЭП 110 кВ составляет 5355 километров, ЛЭП 35 кВ - 2710 километров, ЛЭП 6-10 кВ - 18384 километров, ЛЭП 0,4 кВ - 15951 километров.

В составе филиала ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго" имеется 5 производственных отделений (Челябинские городские, Центральные, Златоустовские, Магнитогорские и Троицкие электрические сети).

2) филиал публичного акционерного общества "ФСК ЕЭС" - Южно-Уральское предприятие магистральных электрических сетей (далее именуется - Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Южно-Уральское ПМЭС).

В зону обслуживания Южно-Уральского ПМЭС входит территория Челябинской области с населением около 3,5 млн. человек. В эксплуатации Южно-Уральского ПМЭС находятся 3 051 километра линий электропередачи напряжением 110-500 кВ и 18 подстанций общей трансформаторной мощностью 9749,1 MBA (8 подстанций 500 кВ, 7 подстанций 220 кВ, 3 подстанции 110 кВ).

Южно-Уральское ПМЭС осуществляет эксплуатацию объектов, отнесенных к ЕНЭС. К объектам ЕНЭС на территории Челябинской области отнесены следующие энергообъекты:

ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская;

ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская;

ВЛ 500 кВ Костанайская - Челябинская (Л-1103);

ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская;

ВЛ 500 кВ Курган - Козырево;

ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Ириклинская ГРЭС;

ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Троицкая ГРЭС;

ВЛ 500 кВ Приваловская - Златоуст;

ВЛ 500 кВ Смеловская - Магнитогорская;

ВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Сокол;

ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево;

ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево;

ВЛ 500 кВ Шагол - Челябинская;

ВЛ 500 кВ Южная - Шагол;

ВЛ 500 кВ Исеть - Козырево;

ВЛ 500 кВ Курчатовская - Шагол;

ВЛ 500 кВ Курчатовская - Южная;

КВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2;

КВЛ 500 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол;

ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Мраморная;

ВЛ 220 кВ Карталы 220 - Михеевский ГОК;

ВЛ 220 кВ Козырево - Конверторная I цепь с отпайкой на ПС 220 кВ ГПП - 9;

ВЛ 220 кВ Козырево - Конверторная II цепь с отпайкой на ПС 220 кВ ГПП-9;

ВЛ 220 кВ Козырево - Шумиха N 1;

ВЛ 220 кВ Козырево - Шумиха N 2;

ВЛ 220 кВ КС 19 - Чебаркуль;

ВЛ 220 кВ Кунашак - Каменская;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 60;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 77;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 86 I цепь;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 86 II цепь;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 90;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I цепь;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская II цепь;

ВЛ 220 кВ Новометаллургическая - ЧФЗ I цепь;

ВЛ 220 кВ Новометаллургическая - ЧФЗ II цепь;

КВЛ 220 кВ ПС 77 - ПС4 I цепь;

КВЛ 220 кВ ПС 77 - ПС4 II цепь;

ВЛ 220 кВ ПС 86-ПС 60;

ВЛ 220 кВ ПС 90-ПС 77;

ВЛ 220 кВ Смеловская - ПС 30 I цепь;

ВЛ 220 кВ Смеловская - ПС 30 II цепь;

ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - Карталы 220;

ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - Приуральская;

ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - ПС 90 N 1;

ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - ПС 90 N 2;

ВЛ 220 кВ Уфимская - АМЕТ I цепь;

ВЛ 220 кВ Уфимская - АМЕТ II цепь;

ВЛ 220 кВ Хромовая - Новометаллургическая I цепь;

ВЛ 220 кВ Хромовая - Новометаллургическая II цепь;

ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая;

ВЛ 220 кВ Чебаркуль - Шагол;

КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая I цепь;

КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь;

КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол I цепь;

КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево II цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая I цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая II цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая III цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая IV цепь;

ВЛ 220 кВ Шагол - Каштак I цепь с отпайкой на ПС 220 кВ Очистные сооружения;

ВЛ 220 кВ Шагол - Каштак II цепь с отпайкой на ПС 220 кВ Очистные сооружения;

ВЛ 220 кВ Шагол - Кунашак;

ВЛ 220 кВ Шагол - Цинковая-220;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Троицкая ГРЭС;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Шагол III цепь с отпайкой на ПС 220 кВ Исаково;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2 I цепь;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2 II цепь;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - КС 19;

ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково;

ПС 500 кВ Кропачево;

ПС 500 кВ Приваловская;

ПС 500 кВ Златоуст;

ПС 500 кВ Смеловская;

ПС 500 кВ Магнитогорская;

ПС 500 кВ Челябинская;

ПС 500 кВ Шагол;

ПС 500 кВ Козырево;

ПС 220 кВ Новометаллургическая;

ПС 220 кВ Исаково;

ПС 220 кВ Чебаркуль;

ПС 220 кВ Мраморная;

ПС 220 кВ Кунашак;

ПС 220 кВ КС 19;

ПС 220 кВ Карталы 220;

ПС 110 кВ Карталы районная;

ПС 110 кВ Восточная;

ПС 110 кВ Ракитная.

Кроме вышеперечисленных сетевых компаний на территории Челябинской области имеются следующие территориальные сетевые организации (далее именуется - ТСО):

1) акционерное общество "Автомобильный завод "Урал" (далее именуется - АО "Автомобильный завод "Урал");

2) акционерное общество "Завод "Пластмасс" (далее именуется - АО "Завод "Пластмасс");

3) акционерное общество "Оборонэнерго" Филиал "Уральский" (далее именуется - АО "Оборонэнерго" Филиал "Уральский");

4) акционерное общество "Саткинский чугуноплавильный завод" (далее именуется - АО "СЧПЗ");

5) акционерное общество "Трансэнерго" (далее именуется - АО "Трансэнерго");

6) акционерное общество "Челябинское авиапредприятие" (далее именуется - АО "ЧАП");

7) акционерное общество "Челябинский электрометаллургический комбинат" (далее именуется - АО "ЧЭМК");

8) акционерное общество "Энергосетевая Компания ЧТПЗ" (далее именуется - АО "ЭСК ЧТПЗ");

9) закрытое акционерное общество "Челябинский трубный опытно-экспериментальный завод" (далее именуется - ЗАО "ЧТОЭЗ");

10) закрытое акционерное общество "Электросеть" (далее именуется - ЗАО "Электросеть");

11) муниципальное многоотраслевое предприятие коммунального хозяйства (далее именуется - ММПКХ);

12) муниципальное предприятие "Горэлектросеть" города Магнитогорска (далее именуется - МП "Горэлектросеть" г. Магнитогорска);

13) муниципальное унитарное предприятие "Городская управляющая компания" (далее именуется - МУП "ГУК");

14) муниципальное унитарное предприятие "Копейские электрические сети" (далее именуется - МУП "КЭС");

15) муниципальное унитарное предприятие "Многоотраслевое производственное объединение энергосетей" города Трехгорного (далее именуется - МУП "МПОЭ" г. Трехгорного);

16) муниципальное унитарное предприятие "Производственное объединение водоснабжения и водоотведения" г. Челябинска (далее именуется - МУП "ПОВВ")

17) муниципальное унитарное предприятие "Челябинский городской электрический транспорт" (далее именуется - МУП "ЧелябГЭТ");

18) муниципальное унитарное предприятие "Электротепловые сети" (далее именуется - МУП "ЭТС");

19) открытое акционерное общество "Вишневогорский горнообогатительный комбинат" (далее именуется - ОАО "Вишневогорский ГОК");

20) открытое акционерное общество "Магнитогорский метизно-калибровочный завод "ММК-Метиз" (далее именуется - ОАО "ММК-Метиз");

21) открытое акционерное общество "Магнитогорский металлургический комбинат" (далее именуется - ОАО "ММК");

22) открытое акционерное общество "Российские железные дороги" (Куйбышевская дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - филиала открытого акционерного общества "Российские железные дороги") (ОАО "РЖД" (Куйбышевская дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД"));

23) открытое акционерное общество "Российские железные дороги" (Южно-Уральская дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - филиала открытого акционерного общества "Российские железные дороги") (ОАО "РЖД" (Южно-Уральская дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД"));

24) открытое акционерное общество "Тургоякское рудоуправление" (далее именуется - ОАО "ТРУ");

25) открытое акционерное общество "Челябинская электросетевая компания" (далее именуется - ОАО "ЧЭК");

26) открытое акционерное общество "Электромашина" (далее именуется - ОАО "Электромашина");

27) открытое акционерное общество "Энергопром-Челябинский электродный завод" (далее именуется - ОАО "ЭПМ-ЧЭЗ")

28) общество с ограниченной ответственностью "АТЭК74" (далее именуется - ООО "АТЭК74");

29) общество с ограниченной ответственностью "АЭС Инвест" (далее именуется - ООО "АЭС Инвест");

30) общество с ограниченной ответственностью "Башкирская Сетевая Компания" (далее именуется - ООО "БСК");

31) общество с ограниченной ответственностью "Вектор ТК" (далее именуется - ООО "Вектор ТК");

32) общество с ограниченной ответственностью "Вектор ТС" (далее именуется - ООО "Вектор ТС");

33) общество с ограниченной ответственностью "Газпром энерго" Приуральский филиал (далее именуется - ООО "Газпром энерго" Приуральский филиал);

34) общество с ограниченной ответственностью "Златэнерготелеком" (далее именуется - ООО "Златэнерготелеком");

35) общество с ограниченной ответственностью "Интернешенел Билдинг Констракшен" (далее именуется - ООО "ИБК");

36) общество с ограниченной ответственностью "Каслинская ЭнергоСбытовая Компания" (далее именуется - ООО "Каслинская ЭнергоСбытовая Компания");

37) общество с ограниченной ответственностью "Катав-Ивановский литейный завод" (далее именуется - ООО "КЛЗ");

38) общество с ограниченной ответственностью Завод стройиндустрии "КЕММА" (далее именуется - ООО "КЕММА");

39) общество с ограниченной ответственностью "Магнитогорская Сетевая Компания" (далее именуется - ООО "МСК");

40) общество с ограниченной ответственностью "Металлстрой" (далее именуется - ООО "Металлстрой");

41) общество с ограниченной ответственностью "Механический завод" (далее именуется - ООО "Механический завод");

42) общество с ограниченной ответственностью "Миассэнергосервис" (далее именуется - ООО "Миассэнергосервис");

43) общество с ограниченной ответственностью "МиассЭнергоСтрой" (далее именуется - ООО "МЭС");

44) общество с ограниченной ответственностью "МИЗ-Энерго" (далее именуется - ООО "МИЗ-Энерго");

45) общество с ограниченной ответственностью "Объединенная электросетевая компания - Челябинск" (далее именуется - ООО "ОЭсК - Челябинск");

46) общество с ограниченной ответственностью "РАЗВИТИЕ" (далее именуется - ООО "РАЗВИТИЕ");

47) общество с ограниченной ответственностью "Региональная сетевая компания" (далее именуется - ООО "РСК");

48) общество с ограниченной ответственностью "Сети и системы" (далее именуется - ООО "Сети и системы");

49) общество с ограниченной ответственностью "Системы Передачи Электроэнергии" (далее именуется - ООО "СПЭ");

50) общество с ограниченной ответственностью "СИТИ-ПАРК Энерго" (далее именуется - ООО "СИТИ-ПАРК Энерго");

51) общество с ограниченной ответственностью "СПЕКТР-ЭЛЕКТРО" (далее именуется - ООО "СПЕКТР-ЭЛЕКТРО");

52) общество с ограниченной ответственностью "ТДК" (далее именуется - ООО "ТДК");

53) общество с ограниченной ответственностью "Тепловые электрические сети и системы" (далее именуется - ООО "ТЭСиС");

54) общество с ограниченной ответственностью "ТЕХНОСЕРВИС-ПЭ" (далее именуется - ООО "ТЕХНОСЕРВИС-ПЭ");

55) общество с ограниченной ответственностью "ТРАНС" (далее именуется - ООО "ТРАНС");

56) общество с ограниченной ответственностью "Трансэнерго" (далее именуется - ООО "Трансэнерго");

57) общество с ограниченной ответственностью "Управление энергоснабжения и связи" (далее именуется - ООО "УЭС");

58) общество с ограниченной ответственностью "ЭДС" (далее именуется - ООО "ЭДС");

59) общество с ограниченной ответственностью "Э-Контакт" (далее именуется - ООО "Э-Контакт");

60) общество с ограниченной ответственностью "Электро ТК" (далее именуется - ООО "Электро ТК");

61) общество с ограниченной ответственностью "Электросетевая компания" г. Екатеринбург (далее именуется - ООО "ЭСК" г. Екатеринбург);

62) общество с ограниченной ответственностью "Электросетевая компания" г. Сатка (далее именуется - ООО "Электросетевая компания" г. Сатка);

63) общество с ограниченной ответственностью "Электро-транспорт" (далее именуется - ООО "Электро-транспорт");

64) общество с ограниченной ответственностью "ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ АЛЬТАИР" (далее именуется - ООО "ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ АЛЬТАИР");

65) общество с ограниченной ответственностью "Энергоснабжающая сетевая компания" (далее именуется - ООО "ЭСК");

66) общество с ограниченной ответственностью "Энерготехсервис" (далее именуется - ООО "Энерготехсервис");

67) общество с ограниченной ответственностью "Эффект ТК" (далее именуется - ООО "Эффект ТК");

68) общество с ограниченной ответственностью "Южноуральская сетевая компания" (далее именуется - ООО "ЮСК");

69) публичное акционерное общество "Челябинский машиностроительный завод автомобильных прицепов "Уралавтоприцеп" (далее именуется - ПАО "Уралавтоприцеп");

70) публичное акционерное общество "Челябинский завод профилированного стального настила" (далее именуется - ПАО "ЧЗПСН-ПРОФНАСТИЛ");

71) федеральное государственное унитарное предприятие "Приборостроительный завод" (далее именуется - ФГУП "ПСЗ");

72) федеральное государственное унитарное предприятие "Производственное объединение "Маяк" (далее именуется - ФГУП "ПО "Маяк");

73) федеральное государственное унитарное предприятие "УСТЬ-КАТАВСКИЙ ВАГОНОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД имени С.М. Кирова" - филиал федерального государственного унитарного предприятия "ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОСМИЧЕСКИЙ НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ЦЕНТР имени М.В. Хруничева" (далее именуется - ФГУП "УКВЗ им. С.М. Кирова").

Одной из крупнейших ТСО является ООО "АЭС Инвест". ООО "АЭС Инвест" - одна из ведущих сетевых организаций на территории Челябинской области, осуществляет передачу электроэнергии по электрическим сетям напряжением 0,4 - 35 кВ, технологическое присоединение потребителей к электрическим сетям. К электрическим сетям ООО "АЭС Инвест" присоединено более 272 тысяч потребителей. В зоне ответственности находится более 5729 километров кабельных и воздушных линий электропередачи, 1650 трансформаторных подстанций с общей установленной мощностью более 718,05 MBA.

ООО "АЭС Инвест" осуществляет строительство, эксплуатацию и обслуживание электрических сетей на территории двадцати трех муниципальных образований, в том числе в двенадцати городских округах: Челябинском, Кыштымском, Миасском, Троицком, Усть-Катавском, Чебаркульском, Южноуральском, Карабашском, Копейском, Коркинском, Еманжелинском, Красногорском.

В таблице 2 представлена сводная информация о ТСО (территория присутствия, сводные данные по сетям), собранная из открытых источников.

Сводная информация о ТСО

Таблица 2

N

Наименование ТСО

Территория присутствия

Сводные данные по сетям

Адрес сайта

1

ООО "Вектор ТС"

г. Кыштым, п. Верхний Атлян.

Длина ЛЭП общая - 3,33 километра; в том числе ЛЭП 35 кВ - 1,13 километра; ЛЭП 6-10 кВ- 2,2 километра

http://vector- ts.ru/raskryitie- informatsii/

2

ООО "Массив"

Данные отсутствуют

3

ООО "Региональная сетевая компания"

г. Челябинск

Длина ЛЭП общая - 4,707 километра; Трансформаторная мощность подстанций - 20 MBA

http://etsvc.ru/ind ex.php/raskrytie- informatsii/svodn ye- tablitsy/raskrytie- 2017g.html

4

"УКВЗ им. С.М. Кирова - филиал ФГУП "ГКНПЦ имени М.В. Хруничева"

Усть-Катаевский# городской округ, Усть- Катаевское# городское поселение, г. Усть-Катав, центральный район

КЛ 6 кВ- 39,86 километра; КЛ 0,4 кВ - 2,86 километра

http://www.ukvz. ru/info/

5

АО "Завод "Пластмасс"

Население - Копейский городской округ, пос. Советов, д. 10, 12, 13, 14, 14а, 15, 17, 18; Сторонние организации - пос. Советов

Длина ЛЭП общая - 32,25 километра; в том числе ЛЭП 35 кВ - 1 километр; ЛЭП 6-10 кВ- 31,25 километра. Трансформаторная мощность подстанций- 10,45 MBA

http://www.zavod- plastmass.ru/discl osure/messages.html

6

АО "Саткинский чугуноплавильный завод"

МО "Саткинское городское поселение", г. Сатка, школа

Длина ЛЭП общая - 2 километра; Трансформаторная мощность подстанций- 10 MBA

shpz.ru

7

АО "Уралавтоприцеп"

г. Челябинск

Длина ЛЭП общая - 17,88 километра; в том числе ЛЭП 6-10 кВ - 17,38 километра. Трансформаторная мощность подстанций- 10,8 MBA

http://www.cmzap.ru/potrebitelja m/raskrytieinfor macii/

8

АО "Энергосетевая компания ЧТПЗ"

г. Челябинск, Ленинский район

Длина ЛЭП общая - 74,91 километра; в том числе ЛЭП 35 кВ - 4,07 километра; ЛЭП 6-10 кВ- 70,04 километра; ЛЭП 0,4 кВ - 0,8 километра. Трансформаторная мощность подстанций- 286 MBA

http://eskchel.ru/r askrytie- informatsii/

9

ЗАО "Челябинский трубный опытно-экспериментальный завод"

г. Челябинск, Ленинский район Потребители: ЗАО "Челябинский завод металлоконструкций"; ОАО "Уралтрубмаш"; ОАО "РОСНИТИ"; ООО ПК "Ниагара" ОАО "ЧелябГЭТ" Смежная сетевая организация Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго" ПО ЧГЭС РП-102

Данные отсутствуют

http://www.utbm. ru/rus/about/info

10

ЗАО "Электросеть"

г. Челябинск, г. Златоуст, г. Чебаркуль

Длина ЛЭП общая - 90,17 километра; в том числе ЛЭП 110 кВ - 39,99 километра; ЛЭП 35 кВ - 8,37 километра; ЛЭП 6-10 кВ - 11,24 километра; ЛЭП 0,4 кВ - 30,57 километра. Трансформаторная мощность подстанций- 2787,48 MBA

http://www.zaoel ektroset.ru/index. php?option=com _content&view=a rticle&id=145&It emid=339

11

МП "Горэлектросеть"

г. Магнитогорск

Длина ЛЭП общая - 2212,37 километра; в том числе ЛЭП 110 кВ - 39,23 километра; ЛЭП 35 кВ - 73,8 километра; ЛЭП 6-10 кВ - 922,21 километра; ЛЭП 0,4 кВ - 1177,13 километра. Трансформаторная мощность подстанций- 1021,99 MBA

http://www.gesm gn.ru/about/397/

12

МУП "Городская управляющая компания"

г. Миасс

Длина ЛЭП общая - 579,91 километра; Трансформаторная мощность подстанций- 112,2 MBA

http://mup- guk.ru/index.php ?raskr=2017

13

МУП "Копейские электрические сети"

Копейский городской округ: пос. Вахрушево, пос. Козырево, пос. Потанино, часть центра города Копейска, пос. Октябрьский, пос. Калачёво, пос. Заозёрный, пос. Синеглазово, пос. Железнодорожный.

Длина ЛЭП общая - 663,986 километра; Трансформаторная мощность подстанций- 72,83 MBA

http://mupkes.ru/i ndex.php?id=169

14

МУП "Многоотраслевое производственное объединение энергосетей"

г. Трехгорный

Длина ЛЭП общая - 235,618 километра; в том числе ЛЭП 110 кВ - 0,754 километра; ЛЭП 10 кВ - 135,903 километра; ЛЭП 0,4 кВ - 98,961 километра. Трансформаторная мощность подстанций - 95,866 MBA

http://energo.trek hgorny.ru/node/5 57

15

МУП "Производственное объединение водоснабжения и водоотведения"

г. Челябинск

Длина ЛЭП общая - 231 километра; Трансформаторная мощность подстанций- 64,25 MBA

http://voda.uu.ru/ raskrytie- informatsii- energo.php

16

МУП "ЧелябГЭТ"

г. Челябинск

Длина ЛЭП общая - 323 километра; Трансформаторная мощность подстанций- 121,032 MBA

http://chelget.ru/раскрытие_информации

17

МУП "Электротепловые сети"

п. Золотая сопка, п. Станционный, п. Гончарка, п. Кирзавод, п. Троицкая ГРЭС

Длина ЛЭП общая - 231,48 километра; Трансформаторная мощность подстанций- 24,815 MBA

http://etstr.ru/rask ritie_god.html#

18

ОАО "Автомобильный завод "Урал"

промышленная площадка АО "АЗ "Урал", микрорайон N 5 Центральной части г. Миасса, пос. Заречье, промышленная зона севернее АО "АЗ "Урал"

Длина ЛЭП общая - 277,49 километра; в том числе ЛЭП 35 кВ - 7,6 километра; ЛЭП 6-10 кВ - 263,89 километра; ЛЭП 0,4 кВ - 6 километра. Трансформаторная мощность подстанций- 384,919 MBA

http://old.uralaz.ru/about/raskrytie- informatsii- subektom- estestvennykh- monopoliy-oao- az-ural/

19

ОАО "Вишневогорский горнообогатительный комбинат"

Челябинская область, Каслинский район, Вишневогорск

Длина ЛЭП общая - 14,457 километра; Трансформаторная мощность подстанций - 21,6 MBA

http://vishgok.ru/ raskrytie- informacii-oao- vgok-kak- subekta- optovogo-i- roznichnyh-rynkov- elektricheskoy- energii-2017

20

ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат"

Агаповский район, г. Магнитогорск

Длина ЛЭП общая - 1548,2 километра; в том числе ЛЭП 110 кВ- 327,066 километра; ЛЭП 35 кВ - 193,7 километра; ЛЭП 10 кВ - 1027,433 километра. Трансформаторная мощность подстанций- 5539,8 MBA

http://mmk.ru/for_buyers/list_rdv/list_rdv_electro/index.php

21

ОАО "ММК-Метиз"

Орджоникидзевский район города Магнитогорска

Длина ЛЭП общая - 29,626 километра; Трансформаторная мощность подстанций - 286 MBA

http://mmk-metiz.ru/buyers/info/ep/

22

ОАО "Оборонэнерго" (филиала "Уральский")

Челябинская область, г. Карабаш

Длина ЛЭП общая - 581,74 километра; Трансформаторная мощность подстанций - 66,25 MBA

http://oboronenergo.su/documents/disclosure-of-information/

23

ОАО "РЖД" (Куйбышевская дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД")

Ашинский район Челябинской области

Длина ЛЭП общая - 87,48 километра; в том числе ЛЭП 6(10) кВ- 59,26 километра; ЛЭП 0,4 кВ - 28,22 километра. Трансформаторная мощность подстанций - 158 MBA

http://www.rzd.ru /ent/public/ru?ST RUCTURE_ID= 5185&layer id=5 554&id=145#47

24

ОАО "РЖД" (ЮжноУральская дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД")

Миасский городской округ, Саткинский район, г. Куса, Ашинский район, Салаватский район, Усть-Катавский район, Катав-Ивановский район, Нязепетровск, Кусинский район, Башкортостан, Нязепетровский район, Орджоникидзевский район, Агаповский район, Карталинский район, Ленинский район, Верхнеуральский район, Правобережный район, Абзелиловский район, Троицкий район, Увельский район, Варненский район, Карталинский район, Брединский район

Длина ЛЭП общая - 4510,72 километра; в том числе ЛЭП 110 кВ - 18 километров; ЛЭП 35 кВ - 38 километров; ЛЭП 6(10) кВ - 1960,38 километра; ЛЭП 0,4 кВ - 2494,34 километра. Трансформаторная мощность подстанций - 2191,28 MBA

http://www.rzd.ru /ent/public/ru?ST RUCTURE_ID= 5185&layer id=5 554&id=145#47

25

ОАО "Трансэнерго"

г. Снежинск

Длина ЛЭП общая - 423,4609 километра; Трансформаторная мощность подстанций - 0 MBA

http://oaotransenergo.ru/index.php? page=peredacha- elektricheskoj- energii

26

ОАО "Челябинское авиапредприятие"

г. Челябинск; Металлургический район

Длина ЛЭП общая - 85,66 километра; в том числе ЛЭП 6(10) кВ- 61,8 километра; ЛЭП 0,4 кВ - 23,86 километра. Трансформаторная мощность подстанций - 10,34 MBA

http://cekport.ru/ open_info_electr o/index.php?sphr ase_id= 105341

27

ОАО "Челябинская электросетевая компания"

г. Челябинск (Советский район, Центральный район, Ленинский район, Курчатовкий# район, Калининский район, Тракторозаводский район), Сосновский район (пос. Терема, пос. Интернационалист), Кыштымский городской округ (г. Кыштым, пос. Увильды, пос. Слюдорудник, пос. Северная Кузнечиха, пос. Южная Кузнечиха, пос. Рипус, пос. Каолиновый, пос. Тайгинка, пос. Кувалжиха, ст. Графитовая, пос. Егусты, пос. Татыш)

Длина ЛЭП общая - 3699,31 километра; в том числе ЛЭП 110 кВ - 6,6 километра; ЛЭП 35 кВ - 2,3 километра; ЛЭП 6(10) кВ- 912,91 километра; ЛЭП 0,4 кВ - 2777,5 километра. Трансформаторная мощность подстанций - 141 MBA

http://chek74.ru/chapters/Raskrytie-informatsii

28

ОАО "Челябинский электрометаллургический комбинат"

г. Челябинск

Длина ЛЭП общая - 12,46 километра; Трансформаторная мощность подстанций - 1110 MBA

http://www.chemk.ru/disclosure/dsno2017

29

ОАО "Электромашина"

Объектов, находящихся в собственности ОАО "Электромашина" в качестве сетевой организации не имеется.

Длина ЛЭП общая - 28,24 километра; Трансформаторная мощность подстанций - 57 MBA

http://www.npoelm.ru/company/openinfo/pp24/

30

ОАО "ЭНЕРГОПРОМ - Челябинский электродный завод"

г. Челябинск, Челябинский электродный завод

Длина ЛЭП общая - 146,27 километра; Трансформаторная мощность подстанций - 286 MBA

http://energoprom.ru/ru/investors/ raskrytije_informacii/oao_energoprom_ cheljabinskij_elektrodnyj_zavod_elektroenergija_

31

ООО "Газпром энерго" (Приуральский филиал)

Челябинская область, Увельский район, западнее п. Красногорский. Челябинская область, Карталинский район, ю-в г. Карталы

Длина ЛЭП общая - 0,685 километра.

http://gazpromenergo.gazprom.ru/investors/1/

32

ООО "Златэнерготелеком"

В зоне деятельности ООО "Златэнергтелеком#" нет населенных пунктов

Длина ЛЭП общая - 17,3 километра; Трансформаторная мощность подстанций - 80 MBA

http://zlattelekom.ru/index.php/раскрытие-информации/raskrytie-2017.html

33

ООО "Интернешенел Билдинг Констракшн"

Челябинская область, г. Миасс

Длина ЛЭП общая - 30,79 километра; Трансформаторная мощность подстанций - 14,66 MBA

http://www.ibkmiass.ru/2015-03-04-12-30-23.html

34

ООО "Каслинская энергосбытовая компания"

г. Касли

Длина ЛЭП общая - 42,193 километра; в том числе ЛЭП 110 кВ - 1,22 километра; ЛЭП 10 кВ - 40,308 километра; ЛЭП 0,4 кВ - 0,665 километра; Трансформаторная мощность подстанций - 56,396 MBA

https://kaslienergo.ru/potrebitelyam/raskrytie-informacii-v-sootvetstvii-s-postanovleniem-pravitelstva-rf-ot-21-01-2004-24/

35

ООО "Катав-Ивановский литейный завод"

г. Челябинск

Длина ЛЭП общая - 7,17 километра; Трансформаторная мощность подстанций - 42,44 MBA

http://www.kilmz .ru/sri/rvd/

36

ООО "Механический завод"

На территории Зауральского городского поселения Еманжелинского муниципального района Челябинской области.

Длина линий электропередач, всего 23,54 километра в том числе 110 кВ - 12,6 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 32 MBA

http://mz-energo.ru/

37

ООО "Миассэнергосервис"

Челябинская область, Миасский городской округ

Длина линий электропередач, всего 44,519 километра в том числе 6(10) кВ - 16,489 километра, 0,4 кВ - 28,03 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 10,31 MBA

https://miassener goservis.ru/

38

ООО "МиассЭнергоСтрой"

Миасский городской округ, Локомотивный городской округ, Брединский район

Длина линий электропередач, всего 122,051 километра в том числе 6(10) кВ- 90,343 километра, 0,4 кВ - 31,708 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 26,506 MBA

https://miassenergostroy.ru/

39

ООО "МИЗ-Энерго"

Деятельность ООО "МИЗ-Энерго" осуществляется в Миасском городском округе.

Длина линий электропередач, всего 7,69 километра в том числе 35 кВ-5,20 километра, 6(10) кВ - 2,49 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 27,16 MBA

http://mizenergo.ru/

40

ООО "Сети и Системы"

Компания ООО "СЕТИ И СИСТЕМЫ" оказывает услуги по передаче электрической энергии на территории Челябинской области, г. Сатка и г. Бакал.

Длина линий электропередач, всего 1289,24 километра в том числе 6(10) кВ- 464,45 километра, 0,4 кВ- 824,79 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 67,94 MBA

http://gridsystems.ru/

41

ООО "Системы Передачи Электроэнергии"

1. г. Челябинск; 2. г. Челябинск, пос. Новосинеглазово.

Длина линий электропередач, всего 22,95 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 14,21 MBA

http://spe74.ru/

42

ООО "СИТИ-ПАРК Энерго"

Тракторозаводский район г. Челябинск

Длина линий электропередач, всего 8 километра в том числе 6 кВ - 5 километров, 0,4 кВ - 3 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 10 MBA

http://cpe.su/

43

ООО "СПЕКТР- ЭЛЕКТРО"

п. Черемшанка, г. Верхний Уфалей, Челябинской области

Длина линий электропередач, всего 176,12 километра в том числе 35 кВ - 95,02 километра, 6(10) кВ - 9,1 километра, 0,4 кВ - 72 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 11,03 MBA

http://spektr-elektro.ru/

44

ООО "Тепловые электрические сети и системы"

Металлургический район г. Челябинск

Длина линий электропередач, всего 709,1 километра в том числе 35 кВ - 12,3 километра, 6(10) кВ - 164,95 километра, 0,4 кВ- 531,85 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 212,24 MBA

http://tesisnet.ru/

45

ООО "Транс"

Челябинская область, г. Челябинск, г. Верхний Уфалей, п. Строителей, п. Нижний Уфалей, п. Уфимка

Длина линий электропередач, всего 39,11 километра в том числе 35 кВ - 24,49 километра, 6(10) кВ - 8,13 километра, 0,4 кВ - 6,49 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 55,15 MBA

http://trans174.ru/

46

ООО "ТранснефтьЭлектросетьСервис"

Информация не опубликована

Информация не опубликована

http://www.tes.transneft.ru/about/deyatelnost/

47

ООО "Управление энергоснабжения и связи"

Челябинская область, г. Озерск

Длина линий электропередач, всего 108,137 километра в том числе 110 кВ - 0,435 километра, 35 кВ - 4,5 километра, 6(10) кВ - 88,202 километра, 0,4 кВ - 15 километров. Трансформаторная мощность подстанций, всего 38,2 MBA

http://uesozersk.ru/index.htm

48

ООО "ЧТЗ - Уралтрак"

Челябинская область, г. Златоуст, г. Миасс

Длина линий электропередач, всего 263,80 километра в том числе 6(10) кВ - 241,13 километра, 0.4 кВ - 22,67 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 448,84 MBA

http://chtz-uraltrac.ru/articles/categories/163.php

49

ООО "ЭДС"

Златоустовский и Миасский городские округа.

Длина линий электропередач, всего 17,5 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 127,88 MBA

https://zlat-eds.ru/

50.1

ООО "Электросетевая компания" (г. Екатеринбург)

МО г. Екатеринбург, МО г. Березовский, МО п. Верх-Нейвинский, МО п. Баранчинский, МО г. Реж, МО г. Первоуральск

Информация о сводных данных по сетям не опубликована

http://www.enskorn.ru/index.php

50.2

ООО "Электросетевая компания" (Саткинского городского округа)

Челябинская область, г. Сатка

Информация о сводных данных по сетям не опубликована

http://elkompaniya.ru/

51

ООО "Электро - Транспорт"

Компания "ЭлектроТранспорт" оказывает услуги по передаче электрической энергии на территории города Челябинска в поселке Западный 2 и в городе Бакале Челябинской области.

Длина линий электропередач, всего 56,68 километра в том числе 110 кВ - 22,74 километра, 35 кВ - 15,07 километра, 6(10) кВ - 14,54 километра, 0,4 кВ- 4,33 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 86,88 MBA

http://elektro-transport.ru/

52

ООО "Энергетическая компания Альтаир"

Зона деятельности ООО "Альтаир" - Челябинская область, в пределах границ города Юрюзань

Длина линий электропередач, всего 144,302 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 39,15 MBA

эк-альтаир.рф

53

ООО "Энергоснабжающая сетевая компания"

Челябинский городской округ, Центральный район - Микрорайон N 33-а - Микрорайон N 34-а - Микрорайон N 33 - Микрорайон N 34 - ж/д Пл. Мопра 9 Газовая котельная мкр. "Манхеттен" Калининский район - Микрорайон N 33-б - Микрорайон N 4 Тракторозаводский район ж/д ул. Ржевская 31,33,35,37 Челябинская область, Сосновский р-н, п. Залесье

Длина линий электропередач, всего 11,36 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 57,55 MBA

http://www.ensaf. ru/ensaf/serviceNetworks/Electricitу/

54

ООО "Энерготехсервис"

г. Челябинск, Ленинский район

Длина линий электропередач, всего 69,23 километра, в том числе 110 кВ - 4,4 километра, 6(10) кВ - 64,03 километра, 0,4 кВ - 0,8 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 80,0 MBA

http://ets-stmsh.ru/

55

ООО "Эффект ТК"

г. Челябинск: - 1. Калининский район, - 2. Центральный район, - 3. Советский район, - 4. Курчатовский район. Верхнеуфалейский городской округ: - 1. пос. Каменушка, - 2. пос. Силач, - 3. пос. Пионерный (Н. Уфалей), - 4. пос. Иткуль, - 5. пос. Черемшанка, - 6. пос. Н. Уфалей - 7. Центральный микрорайон, г. Верхний Уфалей - 8. микрорайон "Спартак", г. Верхний Уфалей - 9. микрорайон Железнодорожников, г. Верхний Уфалей

Длина линий электропередач, всего 264,11 километра, в том числе 6(10) кВ - 62,07 километра, 0,4 кВ - 202,04 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 22,42 MBA

http://effect-tk.ru/

56

ООО "Южноуральская сетевая компания"

пос. Красногорский Еманжелинского района (ул. Некрасова, ул. Пионерская, ул. Пушкина, частный сектор жилых домов); - ст. Красноселка Еманжелинского района (частный сектор жилых домов); - пос. Зауральский Еманжелинского района (1,2,3 квартал, частный сектор жилых домов); - ст. Еманжелинка Еманжелинского района (частный сектор жилых домов); - ст. Таянды Еманжелинского района; - ст. Формачево Увельского района; - с. Кичигино Увельского района (многоэтажные дома по. ул. Крылова); - с. Кичигино Увельского района (ф. Ремзавод); - п. Мирный Увельского района; - п. Рощино-2 г. Южноуральска; - п. Звездный г. Южноуральска; - г. Южноуральск (район ГРЭС, район Карьера); - г. Пласт Челябинской области.

Длина линий электропередач, всего 221,179 километра, в том числе 6(10) кВ - 55,05 километра, 0,4 кВ - 156,129 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 17,47 MBA

http://ooo-usk.okis.ru/

57

ПАО "ЧЗПСН - Профнастил"

г. Челябинск, Калининский район, Северо-Восточная промзона

Длина линий электропередач, всего 20,3 километра, в том числе 110 кВ - 4,0 километра, 6(10) кВ - 16,3 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 68,97 MBA

https://xn-- 80ajidrinhdbfg.x n--plai/holding/pao-chzpsn-profnastil/

58

ФГУП "Маяк"

г. Озерск Челябинской области; район озера Акакуль, Челябинская область

Длина линий электропередач, всего 514,5 километра, в том числе 110 кВ - 92,5 километра, 35 кВ - 65,3 километра, 6(10) кВ - 268,3 километра, 0,4 кВ - 88,4 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 509,96 MBA

http://www.po-mayak.ru/

59

ФГУП "Приборостроительный завод"

ФГУП "Приборостроительный завод" действует в границах одного населенного пункта - г. Трехгорный, промзона ФГУП "Приборостроительный завод".

Длина линий электропередач, всего 99,72 километра, в том числе 110 кВ - 9,8 километра, 35 кВ - 12,75 километра, 6(10) кВ - 77,17 километра

http://energo.imf.ru/

60

АЭС "Инвест"

Ашинский муниципальный район, Усть-Катавский городской округ, Карталинский муниципальный район, Кыштымский городской округ, Нязепетровский муниципальный район, Каслинский муниципальный район, Брединский муниципальный район, Агаповский муниципальный район, Кизильский муниципальный район, Варненский муниципальный район, Карабашский городской округ, Троицкий муниципальный район, Южноуральский городской округ, Пластовский муниципальный район, Миасский городской округ, Чебаркульский муниципальный район, Уйский муниципальный район, Копейский городской округ, Коркинский муниципальный район, Еткульский муниципальный район Еманжелинский муниципальный район, Челябинский городской округ

Длина линий электропередач, всего 5842,495 километра, в том числе 35 кВ - 17,3 километра, 6(10) кВ - 386,77 километра, 0,4 кВ - 550,75 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 795,083 MBA

http://aes-i.ru/

61

Муниципальное многоотраслевое предприятие коммунального хозяйства

Зона деятельности сетевой организации - г. Озерск Челябинской области

Длина линий электропередач, всего 938,782 километра, в том числе 110 кВ - 1,262 километра, 6(10) кВ - 1914,636 километра, 0,4 кВ - 3910,559 километра. Трансформаторная мощность подстанций, всего 171403 MBA

http://ozerskres.ru/rsinfomainmenu

62

ОАО "Тургоякское рудоуправление"

ОАО "ТРУ" оказывает услуги по передаче электроэнергии на территории г. Миасс

Информация о сводных данных по сетям не опубликована

http://www.cartel.ru/cps/static/our/tru/ext/index.html

63

ООО "АТЭК74"

Сосновский р-н Челябинской области Красноармейский р-н Челябинской области Курчатовский р-н г. Челябинск Центральный р-н г. Челябинск Ленинский р-н г. Челябинск Калининский р-н г. Челябинск

Длина линий электропередач, всего 21,17 километра Трансформаторная мощность подстанций, всего 16,57 MBA

http://xn--74- 6kc4bzbld.xn--plai /атэк74.рф

64

ООО "Вектор ТК"

Организация ООО "Вектор-ТК" оказывает услуги по передаче электрической энергии по городу Челябинск

Длина линий электропередач, всего 15,38 километра, в том числе 35 кВ - 11,7 километра, 6(10) кВ- 3,68 километра Трансформаторная мощность подстанций, всего 11,2 MBA

http://vector-tk.ru/

65

ООО "КЕММА"

г. Челябинск, Промзона ЧМК, г. Миасс

Длина линий электропередач, всего 15,8 километра, в том числе 110 кВ - 9,3 километра, 6(10) кВ- 6,5 километра Трансформаторная мощность подстанций, всего 32 MBA

http://www.kemma.ru/

66

ООО "Металлстрой"

Территория г. Челябинска: 1. пос. Смолино ТП 5170 2. ул. Линейная, 65 (ИП Задорожный) 3. ул. Молдавская, 16 (ООО "Адреналин") 4. Комсомольских пр-кт, 65 (ООО "Астреб") 5. ул. Телеграфная, 11 (ООО "Канцбюро") 6. Троицкий тракт, 74 (ООО УК "КОМСЕРВИС") 7. ул. 1-ая Потребительская, 17 (ЗАО "Предприятие по МТС "Урал") Территория Чебаркульского р-на Челябинской области. 1. пос. Малково, ТП-497П 2. пос. Непряхино, ТП- 310П

Длина линий электропередач, всего 30 километра Трансформаторная мощность подстанций, всего 10,825 MBA

https://sk- metallstroy.jimdo.соm/

67

ООО "ОЭсК- Челябинск"

Чебаркульский район Аргаяшский район Кыштымский район Металлургический район г. Челябинск Советский район г. Челябинск Центральный район г. Челябинск Северо-запад район г. Челябинск Ленинский район г. Челябинск Тракторозавод. район г. Челябинск Калининский, район г. Челябинск

Длина линий электропередач, всего 30,57 километра, в том числе 35 кВ - 4,13 километра, 6(10) километра - 18,02 километра, 0,4 кВ - 8,42 километра Трансформаторная мощность подстанций, всего 26,92 MBA

http://oesk74.ru/

68

ООО "РАЗВИТИЕ"

ООО "РАЗВИТИЕ" оказывает услуги по передаче электрической энергии на территории г. Челябинска и Челябинской области.

Длина линий электропередач, всего 30,71 километра, в том числе 6(10) кВ - 18,83 километра, 11,88 километра Трансформаторная мощность подстанций, всего 21,73 MBA

http://razvitie174.ru/

69

ООО "ТДК"

1. г. Златоуст Челябинской области, (р-н Златмаш) 2. пос. Уржумка ЗГО Челябинской области 3. пос. Балашиха ЗГО Челябинской области 4. пос. Айский

Длина линий электропередач, всего 461,22 километра, в том числе 6(10) кВ - 22 километра, 0,4 кВ - 439,22 километра Трансформаторная мощность подстанций, всего 57,6 MBA

http://tdk174.ru/

70

ООО "ТЕХНОСЕРВИС- ПЭ"

г. Челябинск: Ленинский район.

Длина линий электропередач, всего 110,26 километра, в том числе 35 кВ - 2,8 километра, 6(10) кВ - 25,79 километра, 0,4 кВ - 81,67 километра Трансформаторная мощность подстанций, всего 21,275 MBA

http://tehnoservis-p.ru/raskryitie-informatsii/

71

ООО "Трансэнерго"

Информация о перечне зон деятельности сетевой организации не опубликована

Длина линий электропередач, всего 127,31 километра Трансформаторная мощность подстанций, всего 10,745 MBA

http://transenerg.ru/

72

ООО "Э-Контакт"

Зоны деятельности ООО "Э-Контакт" - Челябинская область, город Сим и пгт. Магнитка Кусинского района.

Длина линий электропередач, всего 98,26 километра в том числе 35 кВ - 30,9 километра, 6(10) кВ - 67,36 километра Трансформаторная мощность подстанций, всего 70,58 MBA

http://e-contact74.ru/

73

ООО "Электро ТК"

г. Челябинск: 1. Ленинский район, 2. Тракторозаводский район, 3. Калининский район, 4. Курчатовский район, 5. Центральный район (СНТ "Мичуринец", СНТ "Вишневый", СНТ "Петушок"), 6. СНТ "Малиновка", 7. Сосновский район, пос. Федоровка, ст. Асфальтная. г. Кыштым 1. район Нижний Кыштым

Длина линий электропередач, всего 79,28 километра в том числе 35 кВ - 0,12 километра, 6(10) кВ - 36,19 километра, 0,4 кВ - 42,97 километра Трансформаторная мощность подстанций 19,8 MBA

http://electro-tk.ru/

б) на территории Челябинской области представлены следующие сбытовые компании:

1) публичное Акционерное общество "Челябэнергосбыт" (далее именуется - ПАО "Челябэнергосбыт");

2) ООО "Магнитогорская энергетическая компания" (далее именуется - ООО "МЭК").

6. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Челябинской области и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние пять лет.

Отчетная динамика потребления электроэнергии в Челябинской области за последние пять лет приведена в таблице 3.

Динамика потребления электроэнергии в Челябинской области за последние пять лет

						Таблица 3
Наименование показателя	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	За 5 лет
Потребление электроэнергии, млн. кВт.ч	36233	35757	36141	35696	35150	-
Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт.ч	40	-476	384	-445	-546	-1083
Прирост, процентов	0,1	-1,3	1,1	-1,2	-1,5	-3,0

Потребление электроэнергии энергосистемой за 2016 год составило 35150 млн. кВт.ч, что на 546 млн. кВт.ч или на 1,5 процента меньше, чем в 2015 году.

Суммарно за последние 5 лет потребления электроэнергии в Челябинской области уменьшилось на 1083 млн. кВт.ч или на 3,0 процента.

На рисунке 2 в графическом виде представлена динамика потребления электроэнергии в Челябинской области за последние пять лет.

Рисунок 2
Динамика потребления электроэнергии в Челябинской области

Структура электропотребления по основным группам потребителей приведена в таблице 4. В таблице не представлен ряд данных (н/д) ввиду отсутствия статистической информации.

На рисунке 3 в графическом виде представлена структура электропотребления по основным группам потребителей в Челябинской области за последние пять лет.

Ведущую роль в структуре электропотребления Челябинской области играют (по итогам 2015 года):

обрабатывающие производства (около 55 процентов),

производство и распределение электроэнергии, газа и воды (около 8,3 процентов),

транспорт и связь (около 7,8 процентов),

потребление населением (9,8 процентов),

потери в электросетях (8,7 процентов).

Структура
электропотребления по основным группам потребителей в Челябинской области за последние пять лет

											Таблица 4
Показатель		2012 год		2013 год		2014 год		2015 год		2016 год*
		млн. кВт.ч	в процентах к итогу	млн. кВт.ч	в процентах к итогу	млн. кВт.ч	в процентах к итогу	млн. кВт.ч	в процентах к итогу	млн. кВт.ч	в процентах к итогу
Потреблено электроэнергии - всего		36233,0	100,0	35757,0	100,0	36141,0	100,0	35696,0	100,0	35150,0	100,0
в том числе	добыча полезных ископаемых	712,9	2,0	710,7	2,0	1154,8	3,2	1470,0	4,1	990,2	2,8
	обрабатывающие производства	20013,6	55,2	20495,3	57,3	20214,9	55,9	19425,2	54,4	19587,9	55,7
	производство и распределение электроэнергии, газа и воды	3493,4	9,6	3100,3	8,7	2979,3	8,2	2949,1	8,3	3059,6	8,7
	сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	394,6	1,1	449,5	1,3	504,9	1,4	526,8	1,5	458,6	1,3
	строительство	232,5	0,6	266,1	0,7	270,3	0,7	253,3	0,7	249,9	0,7
	оптовая и розничная торговля					601,4	1,7	640,7	1,8	304,0	0,9
	транспорт и связь	2935,2	8,1	2729,9	7,6	2810,9	7,8	2773,7	7,8	2749,0	7,8
	образование	-	-	-	-	276,4	0,8	268,1	0,8	133,2	0,4
	здравоохранение и предоставление социальных услуг	-	-	-	-	182,8	0,5	174,2	0,5	87,3	0,2
	прочие коммунальные, социальные и персональные услуги	198,8	0,5	293,3	0,8	263,9	0,7	232,3	0,7	241,6	0,7
	прочие виды деятельности	2034,8	5,6	1303,6	3,6	350,9	1,0	362,6	1,0	988,4	2,8
	городское и сельское население	3092,1	8,5	3326,7	9,3	3358,3	9,3	3504,6	9,8	3246,8	9,2
	потери в электросетях	3125,1	8,6	3081,6	8,6	3172,2	8,8	3115,4	8,7	3053,5	8,7

* - представлена оценочная структура электропотребления по основным группам потребителей в Челябинской области за 2016 год на основании ретроспективных данных.

Рисунок 3
Структура электропотребления по основным группам потребителей в Челябинской области за последние пять лет

Для энергосистемы Челябинской области с ее структурой электропотребления (большая доля крупных предприятий с непрерывным циклом производства) характерна высокая плотность суточных графиков нагрузки. На рисунках 4 и 5 представлены суточные графики нагрузки энергосистемы Челябинской области для третьей недели июня и декабря 2016 года.

Рисунок 4
Суточные зимние графики нагрузки энергосистемы Челябинской области

Рисунок 5
Суточные летние графики нагрузки энергосистемы Челябинской области

Среднее значение плотности нагрузки для зимнего периода составляет 0,93, для летнего периода - 0,922 (плотность графика нагрузки определяется как Рср/Рмакс, где Рср - среднесуточная нагрузка, Рмакс - максимальная нагрузка).

7. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Челябинской области с указанием потребления электрической энергии и мощности за последние пять лет.

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии энергосистемы Челябинской области с указанием потребления электрической энергии (доли в общем электропотреблении Челябинской области) и мощности (доли в максимуме нагрузки Челябинской области) за последние пять лет по данным, представленным самими потребителями, приведен в таблице 5. В таблице не представлен ряд данных (н/д) ввиду отсутствия статистической информации по данным потребителям.

Перечень
основных крупных потребителей электрической энергии энергосистемы Челябинской области

	Таблица 5
Наименование потребителя	Потребление электрической энергии (доля в общем электропотреблении Челябинской области) и мощности, млн. кВт.ч (процентов)/МВт (процентов)
	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат"	5171,7(14,3)/ 932,1(17,1)	1889,3(13,7)/ 939,3(18,2)	5432,8(15)/ 979,1(18,7)	5553,9(15,6)/ 913,5(17,7)	7554,7(21,5)/ 967,8(18,9)
АО "Челябинский электрометаллургический комбинат"	3959(10,9)/ 487(9)	3891(10,9)/ 473(9,2)	3720(10,3)/ 457(8,7)	3941(11)/ 479(9,3)	3530(10)/ 456(8,9)
ОАО "Челябинский металлургический комбинат"	2099,9(5,8)/ 313(5,8)	н/д	2609,92(7,2)/ 354,2(6,7)	н/д	н/д
ПАО "Челябинский цинковый завод"	750,6(2,1)/ 105(1,9)	767,9(2,1)/ 103(2)	764,6(2,1)/ 100(1,9)	771,5(2,2)/ 101(2)	753,4(2,1)/ 101(2)
ПАО "Челябинский трубопрокатный завод"	299,5(0,8)/ 53,2(1)	283,7(0,8)/ 49,5(1)	318,3(0,9)/ 47,9(0,9)	301(0,8)/ 53,5(1)	272(0,8)/ 49,3(1)
Федеральное государственное унитарное предприятие "Российский Федеральный Ядерный Центр - Всероссийский научно-исследовательский институт технической физики имени академика Е.И. Забабахина"	55,9(0,2)/ 14,9(0,3)	61,8(0,2)/ 15,9(0,3)	72,5(0,2)/ 15,4(0,3)	73,4(0,2)/ 14,6(0,3)	71(0,2)/ 14,4(0,3)
Федеральное государственное унитарное предприятие "ПО "Маяк"	318(0,9)/ 49,7(0,9)	322(0,9)/ 49,9(1)	323(0,9)/ 50,4(1)	321(0,9)/ 48,2(0,9)	324(0,9)/ 48(0,9)
ОАО "Комбинат Магнезит"	403,6(1,1)/ 41,8(0,7)	365,6(1,0)/ 34,78(0,7)	н/д	н/д/ 39(0,7)	н/д
ПАО "Ашинский металлургический завод"	377(1)/ 68,1(1,3)	420(1,2)/ 81(1,6)	329,06(0,9)/ 87,6(1,7)	613,9(1,7)/ 92,7(1,8)	588,6(1,7)/ 97,5(1,9)
АО "Михеевский ГОК"	-	-	н/д/ 3,2(0,1)	416,1(1,2)/ 84(1,6)	762(2,2)/ 80(1,6)

8. Динамика изменения максимума нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние пять лет.

Отчетная динамика изменения максимума нагрузки в Челябинской области с 2012 по 2016 годы приведена в таблице 6.

Динамика
изменения максимума нагрузки в Челябинской области за последние пять лет

						Таблица 6
Наименование показателя	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	За 5 лет
Собственный максимум нагрузки, МВт	5441	5150	5249	5158	5113	-
Абсолютный прирост максимума нагрузки, МВт	23	-291	99	-91	-45	-328
Прирост, процентов	0,4	-5,3	1,9	-1,7	-0,8	-6,0

В 2016 году собственный максимум нагрузки энергосистемы составил 5113 МВт, что на 45 МВт или на 0,8 процента меньше, чем в 2015 году.

Суммарно за последние 5 лет собственный максимум нагрузки энергосистемы Челябинской области уменьшился на 328 МВт или на 6,0 процентов.

На рисунке 6 в графическом виде представлена динамика изменения максимума нагрузки в Челябинской области за последние пять лет.

Рисунок 6
Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Челябинской области за последние 5 лет

Динамика изменения максимума нагрузки по наиболее крупным энергорайонам и энергоузлам энергосистемы Челябинской области за последние 5 лет представлена в таблице 7.

Динамика
изменения максимума нагрузки по энергорайонам и энергоузлам энергосистемы Челябинской области за последние 5 лет, МВт

									Таблица 7
Энергорайон	2012 год		2013 год		2014 год		2015 год		2016 год
	Зима	Лето	Зима	Лето	Зима	Лето	Зима	Лето	Зима	Лето
Всего по области	5441,0	4214,0	5150,0	4046,5	5249,0	4232,7	5158,0	4114,4	5113,0	4137,6
Всего по энергорайонам	4969,8	3947,4	4913,3	4012,5	4473,7	3614,8	4626,8	3678,0	4126,4	3584,0
в том числе:	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Златоустовско-Миасский энергорайон	724,5	510,6	659,1	492,2	637,8	371,0	607,2	487,3	585,3	434,1
в том числе:	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Ашинский энергоузел	78,6	55,4	71,5	53,4	69,2	40,2	65,9	52,9	145,4	113,7
Миасско-Чебаркульский энергоузел	265,1	186,8	241,2	180,1	233,4	135,8	222,2	178,3	197,6	146,2
Карталинский энергорайон	179,7	112	168,7	107,1	139,5	143,1	209,4	77,7	135,0	88,4
Магнитогорский энергорайон	1537,5	1310,5	1469,4	1285,6	1289,5	1327,9	1551,9	1239,0	1102,4	1199,8
Челябинский энергорайон	2124,8	1737,1	2240,1	1860,6	2033,5	1505,4	1903,8	1623,0	1956,7	1629,7
в том числе:	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Металлургический энергоузел	357,7	292,4	377,1	313,2	342,3	253,4	320,5	273,2	385,0	323,6
Сосновский энергоузел	178,8	146,2	188,6	156,6	171,2	126,7	188,2	121,3	204,6	138,3
Узел ЧГРЭС	200,8	164,2	211,7	175,8	192,2	142,3	179,9	153,4	294,3	219,6
Узел ЧТЭЦ-1	364,3	297,8	384,1	319,0	348,6	258,1	326,4	278,3	383,9	259,1
Узел ЧТЭЦ-2	73,5	60,1	77,5	64,4	70,4	52,1	65,9	56,2	79,1	111,6
Узел ЧЭМК	444,0	416,0	410,0	402,0	424,0	394,0	498,0	424,0	422,0	388,0
Северный энергорайон	403,3	277,2	376,0	267,0	373,4	267,4	354,5	251,0	347,0	232,0
Троицкий энергорайон*	-	-	-	-	-	-	-	-	148,8	66,7
Еманжелинский узел*	-	-	-	-	-	-	-	-	128,7	101,9

* Троицкий энергорайон и Еманжелинский узел были отдельно выделены в 2016 году, ретроспективные данные за 2012-2015 годы отсутствуют.

В таблице 8 представлены данные по загрузке ПС 500 и 220 кВ ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, расположенных в энергосистеме энергосистемы Челябинской области, за последние 5 лет. Приведенные данные отражают имеющийся резерв мощности крупных узлов нагрузки.

Динамика
изменения нагрузки ПС 500 и 220 кВ за последние 5 лет, МВт

		Таблица 8
Наименование ПС	Мощность трансформаторов, MBA	Загрузка, процентов от номинальной мощности
		2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
ПС 500 кВ Кропачево	250 /АТ1/	30,9	29,4	27,0	24,6	12,8
	250 /АТ2/	31,1	29,6	27,2	22,7	12,8
ПС 500 кВ Приваловская	250 /АТ1/	45,5	41,7	38,6	32,4	37,2
ПС 500 кВ Златоуст	250 /АТ1/	0	30,6	46,4	35,5	42,8
	250 /АТ2/	13,6	46,0	33,3	26,5	35,2
	250 /АТЗ/	48,8	35,4	32,1	27,6	33,2
ПС 500 кВ Смеловская	801 /АТГ1/	32,5	31,2	33,1	19,8	34,8
	200 /АТЗ/	50,6	60,3	48,8	43,0	49,0
ПС 500 кВ	801 /АТГ1/	31,1	39,2	40,3	23,4	40,0
Магнитогорская	801 /АТГ2/	40,0	30,6	31,4	21,5	27,5
ПС 500 кВ Шагол	501 /АТГЗ/	45,9	44,9	38,0	31,3	38,5
	501 /АТГ4/	37,7	41,9	36,3	0	34,9
	250 /АТ1/	45,2	42,0	34,7	24,2	36,8
	250 /АТ2/	60,9	63,5	33,3	47,6	56,8
ПС 500 кВ Козырево	3x267 /АТГЗ/	34,8	30,7	29,5	35,7	48,0
	3x267 /АТГ4/	46,1	40,5	39,0	45,9	47,5
	200/АТ1/	47,6	51,7	40,1	38,2	24,0
	200 /АТ2/	47,9	52,2	40,5	38,7	30,7
ПС 220 кВ Новометаллургическая	250 /АТ1 / 250 /АТ2/	23,9 24,4	18,7 18,6	20,4 20,5	12,8 13,1	28,5 28,0
ПС 220 кВ Исаково	200 /АТ1/	62,9	64,8	45,7	53,1	57,5
	180/АТ2/	55,2	54,4	37,1	47,7	55,6
ПС 220 кВ Чебаркуль	250 /АТ1/	40,1	36,2	32,6	36,6	43,2
	240 /АТ2/	26,5	29,3	19,1	25,5	30,0
ПС 220 кВ Мраморная	125 /АТ1/	59,3	55,7	48,0	33,5	44,0
	125 /АТ2/	59,1	56,0	47,9	33,7	43,2
ПС 220 кВ Кунашак	63 /АТ2/	29,1	30,4	17,5	33,7	36,5
ПС 220 кВ КС 19	32/Т1	4,0	4,0	3,9	4,0	0
	32/Т2	4,0	4,0	3,9	4,0	0
ПС 220 кВ Карталы 220	125 /АТ1/	0	0	7,7	0	0,0
	200 /АТ2/	30,4	29,9	6,6	33,9	50,0

9. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в регионе, структура отпуска тепловой энергии (отопление, вентиляция, горячее водоснабжение, технология) от электростанций и котельных основным группам потребителей за последние 5 лет.

1) общая характеристика сферы теплоснабжения Челябинской области

Теплоснабжение Челябинской области осуществляется от источников тепловой мощности двух типов: с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии (ТЭЦ) и котельных. На базе ТЭЦ и крупных котельных образованы централизованные системы теплоснабжения, включающие в свой состав тепловые сети. Из 285 муниципальных образований Челябинской области (городских округов, городских и сельских поселений) 234 поселения имеют системы централизованного теплоснабжения.

Большинство систем теплоснабжения Челябинской области изолированы и не имеют межсистемных теплосетевых связей.

На территории Челябинской области, с целью обеспечения теплоснабжения потребителей, присоединенных к тепловым сетям централизованных систем теплоснабжения, функционирует 1543 источника тепловой энергии с установленной тепловой мощностью 20355 Гкал/час.

По состоянию на 1 июля 2016 года, по данным службы по государственному регулированию цен и тарифов в сфере теплоснабжения на территории Челябинской области действуют 360 теплогенерирующих, теплосетевых и сбытовых организаций, осуществляющих регулируемую деятельность.

2) динамика потребления тепловой энергии

Тепловая энергия в Челябинской области используется для целей отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и технологических нужд коммунально-бытовых (включая население) и производственных потребителей. В основном (90,6 процента) потребителей используют тепловую энергию в виде горячей воды. Оставшаяся часть (10,4 процента) - это потребители (в основном производственные предприятия), использующие тепловую энергию в виде влажного пара.

Конечное потребление энергетических ресурсов - это расход энергоресурсов потребителями всех секторов экономики за исключением энергетики в процессах, не учтенных в разделе "Преобразование энергоресурсов". В дальнейшем в однопродуктовых топливно-энергетических балансах (далее именуется - ТЭБ) Челябинской области выделены следующие укрупненные виды экономической деятельности:

сельское хозяйство;

рыболовство и рыбоводство;

промышленность;

производство и распределения электроэнергии, газа и воды (за исключением производства электроэнергии и тепловой энергии);

строительство;

транспорт и связь;

прочие виды деятельности;

население;

использование энергетических ресурсов на неэнергетические нужды.

Динамика изменения потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения за 2011-2016 годы в Челябинской области в конечном потреблении, структурированная по видам экономической деятельности, представлена в таблице 9 и на рисунке 7.

Динамика
изменения потребления тепловой энергии из централизованных систем теплоснабжения Челябинской области, тыс. Гкал

									Таблица 9
Год	Всего потреблено	Темп изменения, процентов	Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	Рыболовство	Промышленность	Строительство	Транспорт и связь	Прочие виды деятельности	Население
2012	43980	-2,3	778	1	21456	524	545	4141	16546
2013	43452	-1,2	769	1	21199	518	538	4091	16347
2014	42692	-1,8	756	1	20828	509	529	4019	16061
2015	41945	-1,7	743	1	20464	500	520	3949	15780
2016	41192	-1,8	725	1	20089	491	511	3878	15497

Рисунок 7
Структура и динамика потребления тепловой энергии из централизованных систем теплоснабжения в Челябинской области

Как и на всей территории Российской Федерации, в течение последних 7 лет спрос на тепловую энергию в конечном потреблении из централизованных систем теплоснабжения в Челябинской области снижается. Для Челябинской области среднее за 6 лет снижение потребления тепловой энергии составило 1,2 процентных пункта в год, а потребление тепловой энергии сократилось с 43980 тыс. Гкал в 2012 году до 41192 тыс. Гкал в 2016 году или на 6,3 процента.

Наибольший спрос на тепловую энергию регистрируется статистикой в следующих разделах топливно-энергетического баланса по видам экономической деятельности:

"промышленность" (49 процентов в 2012 и 2016 годах);

"население" (37,6 процента в 2012 и 2016 годах).

Изменения за предшествующую пятилетку в структуре потребления тепловой энергии в основном были сосредоточены в потреблении тепловой энергии в промышленности и населением. По данным 2016 года сокращение потребления тепловой энергии в промышленности составило 739 тыс. Гкал или 3,5 процента от уровня 2014 года. Сокращение потребления тепловой энергии населением составило 286 тыс. Гкал или те же 3,5 процентных пункта.

Территориальное распределение потребления тепловой энергии по поселениям Челябинской области и динамика его изменения приведены в таблицах 10-11.

Динамика
потребления тепловой энергии по городским округам Челябинской области, тыс. Гкал

					Таблица 10
Городские округа	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
Златоустовский	2681	2658	2605	2553	2497
Карабашский	181	179	175	176	170
Копейский	1129	1119	1097	1087	1067
Локомотивный	70	69	68	69	68
Миасский	2069	2051	2010	1970	1935
Озерский	2167	2148	2105	2063	2026
Снежинский	1174	1164	1141	1118	1053
Трехгорный	816	809	793	787	773
Троицкий	550	545	534	523	520
Усть-Катавский	370	367	360	353	347
Чебаркульский	338	335	328	329	323
Южноуральский	796	789	773	773	721
Верхнеуфалейский	585	580	568	557	547
Кыштымский	733	727	712	698	685
Магнитогорский	8087	8017	7857	7700	7555
Челябинский	14999	14702	14408	14120	13911
Всего городские округа	36745	36259	35534	34876	34198
в том числе:	-	-	-	-	-
Отопление	23296	23024	22848	22809	22776
Вентилляция#	4042	3988	3909	3836	3762
Горячее водоснабжение	4892	4835	4798	4790	4783
Технология	4514	4411	3979	3441	2877

Динамика
потребления тепловой энергии по муниципальным районам Челябинской области, тыс. Гкал

							Таблица 11
Муниципальные районы		2012 год		2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
Агаповский		215,9		215,9	215,9	212,2	208,6
Аргаяшский	157		156		155	156	153
Ашинский	634		630		626	615,8	600
Брединский	79		79		79	72	72
Варненский	73		73		73	68	67
Верхнеуральский	127		126		125	124,8	124,7
Верхнеуфалейский	571		568		565	355	354,6
Еманжелинский	374		372		370	421,7	421,2
Еткульский	128		127		126	130,2	130
Карталинский	174		173		172	175,9	175,7
Каслинский	298		296		294	302,1	288
Катав-Ивановский	280		278		276	285	276
Кизильский	54		54		54	54,3	54
Коркинский	535		532		529	541,2	530
Красноармейский	173		172		171	174,8	172
Кунашакский	121		120		119	122,9	121
Кусинский	215		214		213	217,4	215
Кыштымский	805		800		795	815,9	810
Нагайбакский	110		109		108	111,7	111
Нязепетровский	92		91		90	94,1	94
Октябрьский	40		40		40	40,2	40,1
Пластовский	135		134		133	137,4	137,3
Саткинский	870		865		860	880,7	879,9
Сосновский	293		291		289	297,7	297,4
Троицкий	59		59		59	59,2	59,2
Увельский	250		249		248	254,7	254,4
Уйский	124		123		122	125,7	125,6
Чебаркульский	142		141		140	144,3	144,1
Чесменский	78		78		78	78,5	78,4
Всего по муниципальным районам	7207		7166		7125	7069,4	6994,2
в том числе:	-		-		-	-	-
Отопление	5621		5661		5629	5585	5525
Вентиляция	360		358		356	353	350
Горячее вооснабжение#	1153		1147		1140	1131	1119
Технология	72		0		0	0	0
Всего по Челябинской области	43952		43425		42659	41945	41192
в том числе:	-		-		-	-	-
Отопление	28918		28686		28477	28394	28301
Вентиляция	4402		4347		4265	4190	4111
Горячее вооснабжение#	6045		5982		5938	5921	5902
Технология	4587		4411		3979	3441	2877

Данные по каждой изолированной системе теплоснабжения, функционирующей в каждом поселении, собраны по данным схем теплоснабжения. Данные по потреблению тепловой энергии показывают, что потребление тепловой энергии в городских округах составляет около 84 процентов всего потребления тепловой энергии в Челябинской области. А в городских округах 61 процент от всего потребления сосредоточено в Челябинском и Магнитогорском городских округах.

Потребление тепловой энергии в муниципальных районах составляет 17 процентов всего потребления тепловой энергии в Челябинской области, и это потребление распределено на обширной территории с 1078 поселениями и тепловой нагрузкой низкой плотности.

Структура потребления тепловой энергии по территории Челябинской области с 2011 года изменялась незначительно.

3) спрос на тепловую мощность

Спрос потребителей на тепловую мощность (максимальный расход тепловой энергии в отопительный период) не отражается в статистической информации. Он, как правило, устанавливается по результатам анализа соответствующих разделов схем теплоснабжения в каждой изолированной системе теплоснабжения (зоне действия источника тепловой мощности). Однако схемы теплоснабжения, разработанные в Челябинской области, как правило, не содержат анализа достигнутых максимумов тепловой нагрузки по большинству изолированных систем теплоснабжения.

Анализ этих данных показывает, что максимальный спрос на тепловую энергию (тепловая нагрузка потребителей, спрос на тепловую мощность) имеет тенденцию к незначительному росту и отражает влияние следующих факторов:

ввод в эксплуатацию новых жилых и общественных зданий (новых строительных фондов);

вывод из эксплуатации аварийных строительных фондов;

ввод в эксплуатацию новых производственных мощностей;

изменение НТД, в частности ввод в действие актуализированного СНиП "Строительная климатология" (СНиП 23-01-99) (утвержден приказом Министерства регионального развития Российской Федерации от 30 июня 2012 года N 275 и введен в действие с 1 января 2013 года), где применены новые данные о расчетной температуре наружного воздуха для проектирования теплозащиты зданий и проектирования систем отопления и вентиляции.

В таблице 12 приведены данные спроса на тепловую мощность, установленные по договорным тепловым нагрузкам, скорректированным на достигнутый максимум тепловых нагрузок в отопительный период 2014-2016 годов для городских округов Челябинской области. В таблице 13 приведены аналогичные данные (по договорным тепловым нагрузкам) для муниципальных районов.

Спрос на тепловую мощность в городских округах Челябинской области, Гкал/час

					Таблица 12
Городские округа	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
Златоустовский	672,9	674	676	678	680
Карабашский	45,5	44	42	42	42
Копейский	316,2	318	320	322	324
Локомотивный	23,4	24	24	24	24
Миасский	551,5	554	582	594	596
Озерский	541,7	540	538	536	534
Снежинский	342,2	338	334	330	326
Трехгорный	219,4	214	208	202	196
Троицкий	143,4	140	138	126	124
Усть-Катавский	100,1	98	96	94	92
Чебаркульский	91,8	92	94	96	98
Южноуральский	142,1	144	146	148	150
Верхнеуфалейский	160	164	168	164	160
Кыштымский	186,7	188	190	192	194
Магнитогорский	2319,4	2365,9	2413,5	2462,4	2512,4
Челябинский	3216,8	3267,1	3454,9	3582,5	3698,3
Всего городские округа	9073,1	9165	9424,4	9592,9	9750,7
Темп роста, процентов	-	1,01	2,83	1,79	1,64

Спрос на тепловую мощность в муниципальных районах Челябинской области, Гкал/час

					Таблица 13
Муниципальные районы	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
Агаповский	51,7	51,5	51,3	51,1	50,9
Аргаяшский	39,8	39,6	39,4	39,2	39
Ашинский	163,2	160,4	157,7	155	152,4
Брединский	17,9	16,8	15,7	14,7	13,8
Варненский	16,5	16,4	16,3	16,2	16,1
Верхнеуральский	30	29,6	29,2	28,8	28,4
Верхнеуфалейский	84,5	82	79,5	77,1	74,8
Еманжелинский	106,5	105,5	104,6	103,7	102,8
Еткульский	31,2	31	30,9	30,8	30,7
Карталинский	43,5	43	42,6	42,2	41,8
Каслинский	72,2	71,1	70,1	69,1	68,1
Катав-Ивановский	69,4	69,2	68,9	68,6	68,3
Кизильский	13,4	13,4	13,3	13,2	13,1
Коркинский	137,3	133,9	130,6	127,3	124,1
Красноармейский	38,5	38,3	38,1	37,9	37,7
Кунашакский	31,1	31	30,9	30,8	30,7
Кусинский	46,2	46	45,8	45,6	45,4
Кыштымский	186,7	184,1	181,5	179	176,5
Нагайбакский	27,6	27,5	27,4	27,3	27,2
Нязепетровский	22,3	22,2	22,1	22	21,9
Октябрьский	10,2	10,1	10,1	10,1	10,1
Пластовский	34,9	34,5	34,1	33,7	33,3
Саткинский	176	172,7	169,4	166,2	163
Сосновский	75,5	69,2	68,9	64,5	64,2
Троицкий	12,9	12,9	12,8	12,7	12,6
Увельский	64,6	64,4	64,1	63,8	63,5
Уйский	30,3	30,2	30,1	30	29,9
Чебаркульский	36,6	36,4	36,3	36,2	36,1
Чесменский	19	18,9	18,8	18,7	18,6
Всего по муниципальным районам	1689,5	1661,8	1640,5	1615,5	1595
Темп роста, процентов	-	-1,60	-1,30	-1,50	-1,30
Всего по Челябинской области	10762,6	10826,8	11064,9	11208,4	11345,7
Темп роста, процентов	-	0,60	2,20	1,30	1,22

Также, как и в большинстве регионов Российской Федерации, в Челябинской области отмечаются следующие тенденции в сфере функционирования централизованных систем теплоснабжения:

рост спроса на тепловую мощность (рост тепловой нагрузки потребителей);

снижение спроса на тепловую энергию (потребления тепловой энергии);

снижение числа часов использования установленной тепловой мощности.

Максимальный прирост тепловой нагрузки зарегистрирован в Челябинском и Магнитогорском городских округах, что соответствует статистике введенного в эксплуатацию жилищного и общественного фондов.

Всего общий прирост тепловой нагрузки в Челябинской области по городским округам и муниципальным районам в зонах действия централизованных систем теплоснабжения за 2012 - 2016 годы составил около 500 Гкал/час. При этом средний прирост тепловой нагрузки составил около 1,04 процентных пунктов в год.

4) структура установленной тепловой мощности

Централизованное теплоснабжение потребителей тепловой энергии в Челябинской области осуществляется от источников двух типов: источников с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии и от котельных.

Теплофикация в регионе осуществляется от теплоэлектроцентралей с общей установленной тепловой мощностью в 10347 Гкал/час и установленной тепловой мощность# регулируемых отборов турбоагрегатов в 6269 Гкал/час (таблица 14).

Общая и теплофикационная установленная тепловая мощность источников с комбинированной выработкой, Гкал/час

		Таблица 14
Наименование	Мощность	2016 год
Троицкая ГРЭС	всего	315
	турбоагрегаты	315
Южноуральская ГРЭС	всего	320
	турбоагрегаты	320
Южноуральская ГРЭС-2	всего	0
	турбоагрегаты	0
Челябинская ТЭЦ-1	всего	711,2
	турбоагрегаты	210
Челябинская ТЭЦ-2	всего	956
	турбоагрегаты	596
Челябинская ТЭЦ-3	всего	1123,8
	турбоагрегаты	567,8
Челябинская ГРЭС	всего	700
	турбоагрегаты	300
Аргаяшская ТЭЦ	всего	576
	турбоагрегаты	576
Магнитогорская ГТ ТЭЦ	всего	80
	турбоагрегаты	40
Магнитогорская ТЭЦ ОАО "ММК"	всего	360
	турбоагрегаты	360
Магнитогорская ЦЭС ОАО "ММК"	всего	665
	турбоагрегаты	465
ТЭЦ ПВС-1 ОАО "ММК"	всего	125,5
	турбоагрегаты	125,5
ТЭЦ ПВС-2 ОАО "ММК"	всего	1185,85
	турбоагрегаты	1185,85
ТЭЦ Паросилового цеха ОАО "ММК"	всего	120
	турбоагрегаты	120
ТЭЦ Коксохимического производства ОАО "ММК"	всего	23
	турбоагрегаты	23
Тургоякская ТЭЦ (ТЭЦ АО "ММ3")	всего	366
	турбоагрегаты	66
ТЭЦ УралАЗ АО "ЭнСер"	всего	575
	турбоагрегаты	175
ТЭЦ ОАО "Комбинат Магнезит"	всего	23,7
	турбоагрегаты	23,7
ЦЭС Златоустовского машиностроительного завода	всего	408
	турбоагрегаты	68
ТЭЦ Саткинского чугуноплавильного завода	всего	20
	турбоагрегаты	0
ТЭЦ ПАО "Ашинский металлургический завод"	всего	170,5
	турбоагрегаты	20,5
ТЭЦ "Мечел-Энерго" (ТЭЦ ЧМК)	всего	1287
	турбоагрегаты	687
ТЭЦ ПАО "Уральская кузница"	всего	235
	турбоагрегаты	25
Всего	УТМ	10346,5
	УТМТ	6269,3

Весь остальной спрос на тепловую мощность покрывается с помощью котельных.

Общая установленная тепловая мощность ТЭЦ и котельных на территории Челябинской области составила на 1 января 2016 года - 20355 Гкал/час (таблица 15).

Установленная тепловая мощность в поселениях Челябинской области Гкал/час

			Таблица 15
Наименование поселений	2014 год	2015 год	2016 год
Челябинский	7017	6801	6653
Верхнеуфалейский	316	316	316
Златоустовский	1394	1394	1416
Карабашский	101	101	101
Копейский	612	612	612
Кыштымский	286	286	286
Локомотивный	75	75	75
Магнитогорский	3141	3141	3141
Миасский	1250	1250	1250
Озерский	809	809	809
Снежинский	537	537	537
Трехгорный	283	283	283
Троицкий	438	438	438
Усть-Катавский	167	167	170
Чебаркульский	355	355	355
Южноуральский	399	399	399
Всего по городским округам	17179	16963	16841
Агаповский	144	144	144
Аргаяшский	80	80	80
Ашинский	464	464	464
Брединский	44	44	44
Варненский	49	49	49
Верхнеуральский	145	145	145
Еманжелинский	208	208	208
Еткульский	3	3	3
Карталинский	161	161	161
Каслинский	205	205	205
Катав-Ивановский	172	172	172
Кизильский	29	29	29
Коркинский	201	201	201
Красноармейский	104	104	104
Кунашакский	60	60	60
Кусинский	1	1	1
Нагайбакский	61	61	61
Нязепетровский	39	39	39
Октябрьский	21	21	21
Пластовский	80	80	80
Саткинский	558	558	558
Сосновский	297	297	297
Троицкий	42	42	42
Увельский	120	120	120
Уйский	71	71	71
Чебаркульский	87	87	87
Чесменский	66	66	66
Всего по муниципальным районам	3514	3514	3514
Всего по Челябинской области	20693	20477	20355

Источник: данные схем теплоснабжения поселений Челябинской области.

Принимая во внимание данные о спросе на тепловую мощность у потребителей, потери тепловой мощности в тепловых сетях и собственные нужды ТЭЦ и котельных, а также данные таблицы 15 можно показать, что резервы УТМ на источниках тепловой мощности составляют 65 процентов.

Новое строительство источников тепловой мощности (котельных) осуществляется только в зонах новой застройки, не обеспеченной существующей тепловой мощностью, и в зонах индивидуального жилищного строительства (индивидуальные теплогенераторы).

5) выработка тепловой энергии

Выработка тепловой энергии на ТЭЦ и котельных приведена в таблице 16 и на рисунке 8. В данной таблице учтены собственные нужды и потери тепловой энергии в тепловых сетях на ТЭЦ и котельных.

Выработка тепловой энергии на ТЭЦ и котельных в Челябинской области, тыс. Гкал

								Таблица 16
Год	Производство	ТЭЦ	Прочими электростанциями	Котельные всего	Тепло утилизационные установки	Полезный отпуск с коллекторов	Потери в сетях	Всего потреблено
2012	48960	23921	294	21366	3379	47492	3512	43980
2013	48420	23519	370	21201	3330	46968	3516	43452
2014	47735	23354	370	20535	3476	46304	3612	42692
2015	47166	23191	370	20294	3312	45753	3808	41945
2016	46321	23028	370	19556	3367	44933	3741	41192

Источник: Сведения об использовании топлива, теплоэнергии и электроэнергии в Челябинской области.

Рисунок 8
Выработка тепловой энергии на ТЭЦ и котельных Челябинской области

Анализ этих данных показывает, что доля выработанной тепловой энергии на ТЭЦ постоянно увеличивается и достигает к 2016 году 49 процентов. Таким образом, коэффициент теплофикации в Челябинской области один из самых высоких среди территорий РФ (за исключением Москвы и Санкт-Петербурга как субъектов Российской Федерации).

В связи с промышленной ориентацией Челябинской области в производстве тепла также высока доля тепловой энергии, полученная на теплоутилизационных установках промышленных предприятий (около 7 процентов от общей выработки тепловой энергии).

10. Перечень крупных потребителей тепловой энергии в Челябинской области.

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии на территории Челябинской области с указанием потребления тепловой энергии по данным, представленным самими потребителями, приведен в таблице 17. В таблице не представлен ряд данных (н/д) ввиду отсутствия статистической информации по данным потребителям. Все перечисленные потребители тепловой энергии обеспечивают спрос на тепловую мощность от собственных источников тепловой энергии.

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии Челябинской области

		Таблица 17
Наименование потребителя	Городской округ/ Муниципальный район	Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
		2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
ОАО "Челябинский металлургический комбинат"	Челябинский городской округ	1513	1398	1272	1253	1228
АО "Челябинский электрометаллургический комбинат"	Челябинский городской округ	459	450	441	435	426
ПАО "Челябинский трубопрокатный завод"	Челябинский городской округ	342	335	328	324	317
ПАО "Челябинский цинковый завод"	Челябинский городской округ	700	686	672	н/д	н/д
ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат"	Магнитогорский городской округ	1838	1822	1786	1750	1717
ООО "Миасский керамический завод"	Миасский городской округ	131	130	127	125	122
АО "Автомобильный завод "Урал"	Миасский городской округ	99	98	96	94	92
АО "Златоустовский машиностроительный завод"	Златоустовский городской округ	223	222	217	213	208
ООО "Златоустовский литейный завод"	Златоустовский городской округ	149	148	145	142	139
АО "Копейский машиностроительный завод"	Копейский городской округ	49	49	48	47	46
ЗАО "Карабашмедь"	Карабашский городской округ	9	9	9	9	9
ЗАО "Кыштымский медеэлектролитный завод"	Кыштымский городской округ	49	48	47	47	46
ОАО "Комбинат Магнезит"	Саткинский муниципальный район	20	20	20	20	20
ПАО "Ашинский металлургический завод"	Ашинский муниципальный район	26	26	26	н/д	25

11. Структура установленной электрической мощности на территории Челябинской области.

Структура установленной электрической мощности электростанций на территории Челябинской области представлена в таблице 18.

Структура
установленной электрической мощности электростанций Челябинской области на 1 января 2017 года

		Таблица 18
N	Наименование электростанции, элетростанции# промышленных предприятий	Установленная мощность, МВт
Генерирующие компании
1	Филиал ПАО "ОГК-2" Троицкая ГРЭС	1400
2	Филиал АО "ИНТЕР РАО ЕЭС - Электрогенерация" Южноуральская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС-2 (ЮУГРЭС)	747
3	Филиал АО "ИНТЕР РАО ЕЭС - Электрогенерация" Южноуральская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС-2 (ЮУГРЭС-2)	844,5
4	Аргаяшская ТЭЦ Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	195
5	Челябинская ТЭЦ-1 Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	133,8
6	Челябинская ТЭЦ-2 Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	320
7	Челябинская ТЭЦ-3 Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	593
8	Челябинская ГРЭС Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	494,5
9	Магнитогорская ГТ-ТЭЦ (РСЦ ГТ-ТЭЦ филиала АО "ГТ ТЭЦ Энерго")	18
10	МКЭУ Карабаш (ООО "Перспектива")	20
11	МКЭУ Касли (ООО "Перспектива")	20
Элетростанции# промышленных предприятий
12	Магнитогорская ТЭЦ (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	300
13	Магнитогорская ЦЭС (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	191
14	ПВС-1 (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	10
15	ПВС-2 (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	91
16	ТЭЦ ЧМК (Челябинский филиал ООО "Мечел-Энерго")	229
17	Тургоякская ТЭЦ (ТЭЦ АО "Миасский машиностроительный завод")	24,5
18	ТЭЦ УралАЗ АО "ЭнСер"	36
19	ТЭЦ Магнезит (ОАО "Комбинат Магнезит")	36
20	ЦЭС ЗМЗ (ООО "ЗЭМЗ Энерго" (АО "Златоустовский металлургический завод"))	6
21	ТЭЦ Саткинского чугуноплавильного завода (АО "Саткинский чугуноплавильный завод")	3
22	ПЦС (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	18,92
23	ТЭЦ ПАО "Уральская кузница" (ООО "Мечел-Энерго")	3,5
Суммарная установленная мощность электростанций и станций промышленных предприятий Челябинской области		5734,72

Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы Челябинской области на 1 января 2017 года составляет 5730,22 МВт.

В 2016 году в установленной мощности электростанций энергосистемы Челябинской области произошли следующие изменения:

демонтаж ТГ-4 (278 МВт) и ТГ-5 (278 МВт) на Троицкой ГРЭС;

ввод ПТУ 660 МВт на Троицкой ГРЭС;

перемаркировка генерирующего оборудования на Южноуральской ГРЭС-2 - суммарная установленная мощность 844,5 МВт (ПГУ-1 422,08 МВт вместо 420 МВт, ПГУ-2 422,42 МВт вместо 420 МВт);

демонтаж ТГ-9 на Челябинской ТЭЦ-1;

перемаркировка ГТ ПГУ (170 МВт вместо 160 МВт) и ПТ ПГУ (63 МВт вместо 60 МВт) на Челябинской ТЭЦ-3;

демонтаж ТГ-1 (11 МВт), ТГ-2 (11 МВт), ТГ-3 (12 МВт) и ТГ-7 (5 МВт) на Челябинской ГРЭС;

ввод ПГУ-2 мощностью 247,5 МВт на Челябинской ГРЭС;

ввод модульной когенерационной энергетической установки ООО "Перспектива" (ПС 110 кВ Касли) - 20 МВт;

ввод модульной когенерационной энергетической установки ООО "Перспектива" (ПС 110 кВ Пирит) - 20 МВт.

В 2015 году в установленной мощности электростанций энергосистемы Челябинской области произошли следующие изменения:

демонтаж ТГ-1, ТГ-2 и ТГ-5 на Челябинской ТЭЦ-1;

демонтаж ТГ-4 на Южноуральской ГРЭС;

перемаркировка ПГУ-1 (420 МВт вместо 408 МВт) и ПГУ-2 (420 МВт вместо 416,6 МВт) на Южноуральской ГРЭС-2;

перемаркировка ПГУ-3 до 220 МВт (160+60 МВт вместо 156,3+60 МВт) на Челябинской ТЭЦ-3;

демонтаж ТГ 4, ТГ-5, ТГ-6 и ТГ-8 на Челябинской ГРЭС;

ввод ПГУ-1 мощностью 247 МВт (177+70 МВт) на Челябинской ГРЭС;

перемаркировка ТГ-1 (12 МВт вместо 25 МВт) и ТГ-2 (12,5 МВт вместо 25 МВт) на Тургоякской ТЭЦ.

В 2014 году в установленной мощности электростанций энергосистемы Челябинской области произошли следующие изменения:

ввод ПГУ-1 (408 МВт) и ПГУ-2 (416,6 МВт) на Южноуральской ГРЭС-2;

увеличение установленной мощности ТГ-10 до 41,8 МВт (на 20,599 МВт) и ТГ-11 до 42 МВт (на 20,63 МВт) на Челябинской ТЭЦ-1;

демонтаж ТГ-7 (278 МВт) на Троицкой ГРЭС, а также ТГ-2 и ТГ-3 (50+50 МВт) на Южноуральской ГРЭС.

В 2013 году изменений в установленной мощности электростанций энергосистемы Челябинской области не было.

В 2012 году в установленной мощности электростанций энергосистемы Челябинской области произошли следующие изменения:

присоединение ТГ-1 (4 МВт), ТГ-2 (7,46 МВт) и ТГ-3 (7,46 МВт) на ПСЦ (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат").

Структура установленной электрической мощности электростанций Челябинской области на 1 января 2017 года в графическом виде представлена на рисунке 9.

Рисунок 9
Структура установленной электрической мощности электростанций Челябинской области на 1 января 2017 года

Крупнейшая электростанция в энергосистеме Челябинской области - Троицкая ГРЭС с установленной мощностью 1400 МВт (25 процентов от установленной мощности энергосистемы) принадлежит ПАО "ОГК-2".

12. Состав существующих электростанций (а также станции промышленных предприятий) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт приведен в таблице 19.

Состав
существующих электростанций (а также станции промышленных предприятий) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт

											Таблица 19
Электростанция	N агрегата	Тип котла	Паропроизводительность, т/час	Давление, МПа	Температура, град цельсия	Энергоблок, агрегат (паспортное наименование)	Тип турбины	Тип генератора	Установленная электрическая мощность, МВт	Pmin, МВт	Установленная тепловая мощность, Гкал
Филиал ПАО "ОГК-2" Троицкая ГРЭС	1А	ПК-14-2	220	10,0	540	ТГ ст. N 1	Т-85-90/2,5	ТВ2-100-2	85	50	105
	1Б	ПК-14-2	190	10,0	540
	2А	ПК-14-2	220	10,0	540	ТГ ст. N 2	Т-85-90/2,5	ТВ2-100-2	85	50	105
	2Б	ПК-14-2	220	10,0	540
	3А	ПК-14-2	220	10,0	540	ТГ ст. N 3	Т-85-90/2,5	ТВ2-100-2	85	50	105
	3Б	ПК-14-2	190	10,0	540
	8	П-57	1650	25,5	540	Блок N 8	К-500-240	ТГВ-500	485	325	0
	10	HG-2100/25,4- YM	н/д	н/д	н/д	Блок N 10	GLN-660-24,2- 566-566	QFSN-660- 2	660	н/д	н/д
Филиал АО	1	ПК-10ш	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
"ИНТЕР РАО ЕЭС	4	ПК-10ш	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
_	5	ПК-10ш	230	10,0	510	ТГ ст. N 5	ПТ-83/100-90/9	ТВ2-100-2	83	55	110
Электрогенерация"	6	ПК-10ш	230	10,0	510	ТГ ст. N 6	К-100-90-3	ТВ2-100-2	100	55	0
Южноуральская	7	ПК-10ш	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
ГРЭС,	8	ПК-10ш	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
Южноуральская	9	ПК-10ш	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
ГРЭС-2	10	ПК-10ш	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
(Южноуральская ГРЭС)	11	ПК-14Р	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
	12	ПК-14Р	230	10,0	510	ТГ ст. N 7	Т-82/100-90/2,5	ТВ2-100-2	82	55	105
	13	ПК-14Р	230	10,0	510	ТГ ст. N 8	Т-82/100-90/2,5	ТВ2-100-2	82	55	105
	14	ПК-33-83СП	640	14	545	Блок N 9	К-200-130-1	ТВФ-200-2	200	140	0
	15	ПК-33-83СП	640	14	545	Блок N 10	К-200-130-1	ТВФ-200-2	200	140	0
Филиал АО "ИНТЕР РАО ЕЭС - Электрогенерация" Южноуральская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС-2 (Южноуральская ГРЭС-2)	КУ Еп-260/62/42-11,85/2,90/0,34-544/542/234					Блок N 1	ПГУ-420	SGen5- 2000Н	422,08	200	н/д
	КУ Еп-260/62/42-11,85/2,90/0,34-544/542/234					Блок N 2	ПГУ-420	SGen5- 2000Н	422,42	200	н/д
Челябинская ТЭЦ-1 Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	4	КО-6-200	200	3,4	415	ТГ ст. N 7	Р-25-29/1,2	ТВС-30	25	5	105
	5	ЛМЗ-200	170	3,5	410	ТГ ст. N 8	Р-25-29/1,2	ТВС-30	25	5	105
	6	ТКП-3	200	3,5	420	-	-	-	-	-	-
	10	КУ-1 ПК 79	-	-	-	ТГ ст. N 10	MS6001B (PG6581B)	BDAX7- 290ERHN	41,8	6,5	0
	11	КУ-2 ПК 79	-	-	-	ТГ ст. N 11	MS6001B (PG6581B)	BDAX7- 290ERHN	42	6,5	0
	2В	ПТВМ-100	-	-	-	-	-	-	-	-	100
	ЗВ	ПТВМ-100	-	-	-	-	-	-	-	-	100
	5В	КВГМ-100	-	-	-	-	-	-	-	-	100
	6В	КВГМ-100	-	-	-	-	-	-	-	-	100
Челябинская ТЭЦ-2 Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	1	БКЗ-210-140Ф	210	13,0	550	ТГ ст. N 1	ПТ-60-130/13	ТВ-60-2	60	25	138
	2	БКЗ-210-140Ф	210	13,0	550	ТГ ст. N 2	ПТ-60-130/13	ТВФ-60-2	60	25	138
	3	БКЗ-210-140Ф	210	13,0	550	ТГ ст. N 3	Т-100-130	ТВФ-120-2	100	50	160
	4	БКЗ-210-140Ф	210	13,0	550	ТГ ст. N 4	Т-100-130	ТФ-125- 2УЗ	100	50	160
	5	БКЗ-210-140Ф	210	14,0	550	-	-	-	-	-	-
	6	БКЗ-210-140Ф	210	13,0	550	-	-	-	-	-	-
	7	БКЗ-210-140Ф	210	13,0	550	-	-	-	-	-	-
	8	БКЗ-210-140Ф	210	13,0	550	-	-	-	-	-	-
	9	БКЗ-210-140Ф	210	13,0	550	-	-	-	-	-	-
Челябинская ТЭЦ-3 Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	1	ТПГЕ-215	670	14,0	545	Блок N 1	Т-180/210-130-1	ТГВ-200- 2МУЗ	180	80	260
	2	ТПГЕ-215	670	14,0	545	Блок N 2	Т-180/210-130-1	ТВВ-220- 2Е	180	80	260
	3	КУ (П-134)	227,5	7,6	503	Блок N 3	ГТЭ-160	ТЗФГ-160- 2МУЗ	170	65	0
						Блок N 3	Т-60/70-6,8/0,12	ТЗФГ-63- 2МУЗ	63	44	47,8
	1В	ПТВМ-180				-	-	-	-	-	180
	2В	ПТВМ-180				-	-	-	-	-	180
	ЗВ	КВГМ-180				-	-	-	-	-	180
	1П	ДЕ-25-14				-	-	-	-	-	16
Челябинская ГРЭС Филиала Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум"	6	Бабкок- Вилькокс	65	3,0	380	-	-	-	-	-	-
	7	Бабкок- Вилькокс	65	3,0	380	-	-	-	-	-	-
	1	КУ HRSG-274,1/62,82-11,5/0,95- 541/240				Блок ст. N 2 (ГТ-2)	GT13E2 Alstom	50WY21Z- 095	247,5	79	150
						Блок ст. N 2 (ПТ-2)	DKZE1-1N33 Alstom	ТА 30-105		44
	2	КУ HRSG-274,1/62,82-11,5/0,95- 541/240				Блок ст. N 1 (ГТ-1)	GT13E2 Alstom	50WY21Z- 095	247	78,4	150
						Блок ст. N 1 (ПТ-1)	DKZE1-1N33 Alstom	ТА 30-105		44,6
	1В	ПТВМ-100				-	-	-	-	-	100
	2В	ПТВМ-100				-	-	-	-	-	100
	ЗВ	ПТВМ-100				-	-	-	-	-	100
	4В	ПТ	ВМ-100			-	-	-	-	-	100
Аргаяшская ТЭЦ Филиала Энергосистема "Урал" ОАО	1	ТП-170-1	170	10,0	510	ТГ ст. N 1	Т-35-90-4	ТВ2-30-2	35	22	73
	2	ТП-170-1	170	10,0	510	ТГ ст. N 2	Т-35-90-4	ТВ2-30-2	35	22	73
	3	ТП-170-1	170	10,0	510	ТГ ст. N 3	П-35-90/10-2	ТВ-50-2	35	35	60
	4	ТП-170-1	170	10,0	510	-	-	-	-	-	-
"Фортум"	5	ПК-14	230	10,0	510	ТГ ст. N 5	ТР-40-90/0,7-2	ТВ-50-2	40	26	95
	6	ПК-14	230	10,0	510	ТГ ст. N 6	Р-20-90/18-2	ТГВ-25	20	5	155
	7	ПК-14	230	10,0	510	ТГ ст. N 7	ПТ-30-90/10-3	ТВ2-30-2	30	20	120
	8	ПК-14	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
	9	ПК-14	230	10,0	510	-	-	-	-	-	-
Магнитогорская ГТ- ТЭЦ	-	-	-	-	-	ТГ ст. N 1	ГТЭ-009М	ТФЭ-10-2 (ЗХ2)/6000 УЗ	9	2	20
	-	-	-	-	-	ТГ ст. N 2	ГТЭ-009М	ТФЭ-10-2 (ЗХ2)/6000 УЗ	9	2	20
	КВ-Г-23,3-170					-	-	-	-	-	20
	КВ-Г-23,3-170					-	-	-	-	-	20
Магнитогорская ТЭЦ (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	1	ТП-170-1	170	110	510	ТГ ст. N 1	Т-50-90	ТТК-50-2	50	30	45
	2	ТП-170-1	170	110	510	ТГ ст. N 2	Т-50-90	ТВ-50-2	50	30	45
	3	ТП-170-1	170	110	510	ТГ ст. N 3	Т-50-90	ТВ-50-2	50	30	45
	4	ТП-170-1	170	110	510	ТГ ст. N 4	ПТ-50-90/13	ТВ-60-2	50	30	45
	5	ТП-10	220	115	510	ТГ ст. N 5	Т-50-130	ТВФ-60-2	50	30	90
	6	ТП-10	220	115	510	ТГ ст. N 6	Т-50-130	ТВФ-60-2	50	30	90
	7	ТП-85	420	140	540	-	-	-	-	-	-
	8	ТП-81	420	140	540	-	-	-	-	-	-
Магнитогорская ЦЭС(ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	1	Стерлинг, ф. "Ганомаг"	150	33,0	425	ТГ ст. N 1	ПТ-12-35/10 М	Т-12-2УЗ	12	6	0
	2	Стерлинг, ф. "Ганомаг"	150	33,0	425	ТГ ст. N 2	ПТ-12-35/10 М	Т-12-2УЗ	12	6	0
	3	Стерлинг, ф. "Ганомаг"	150	33,0	425	ТГ ст. N 3	ПТ-40-2,9	ТФП-40- 2УЗ	40	30	80
	4	Стерлинг, ф. "Ганомаг"	150	33,0	425	ТГ ст. N 4а	Р-6-35/3 М	Т6-2УЗ	6	0,6	22,5
	5	Стерлинг, ф. "Ганомаг"	150	33,0	425	ТГ ст. N 4б	Р-6-35/3 М	Т6-2УЗ	6	0,6	22,5
	6	ТП-200-1	200	34,0	420	ТГ ст. N 5	Т-25-29	Т2-25-2	25	16	85
	7	ТП-200-1	200	34,0	420	ТГ ст. N 6	Т-25-29	Т2-25-2	25	16	85
	8	ТП-200-1	200	34,0	420	ТГ ст. N 7	Т-25-29	Т2-25-2	25	16	90
	-	-	-	-	-	ТГ ст. N 8	ПТ-40-2,9	ТФП-40- 2УЗ	40	12	80
	1	ПТВМ-100	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	100
	2	ПТВМ-100	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	100
ПВС-2 (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	1	ТП-7	150	34,0	420	ТГ ст. N 1	ПТ-29/35-3,0/1,0	ТФП-25- 2УЗ	29	7,5	868,3
	2	ТКЗ	150	34,0	420	ТГ ст. N 2	Р-25-90/18	ТВС-30	25	4	193,8
	3	"Бабкок- Вилькокс"	150	35,0	425	ТГ ст. N 3	ПТ-12/13-3,4/1,0- 1	Т-12-2УЗ	12	5	51,8
	4	"Бабкок- Вилькокс"	150	35,0	425	ТГ ст. N 4	ПТ-25/30-8,8/1,0- 1	ТФП-25- 2УЗ	25	7,5	71,95
	5	ПК-14-2 М	220	110,0	540	-	-	-	-	-	-
	6	ПК-14-2 М	220	110,0	540	-	-	-	-	-	-
	7	КГМ 125-10-540	125	110,0	540	-	-	-	-	-	-
ПВС-1 (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	1	Стерлинг, Дюрр-Верке	170	31,5	425	ТГ ст. N 1	Р-6-35/10М	Т-6-2УЗ	6	1	63,4
	2	Стерлинг, Дюрр-Верке	150	31,5	425	ТГ ст. N 2	Р-4-35/15М	Т-4-2УЗ	4	0,8	62,1
	3	Стерлинг, Дюрр-Верке	150	31,5	425	-	-	-	-	-	-
ТЭЦ ЧМК (ОАО "Мечел-Энерго")	1	ТКЗ-125	125	32,0	425	ТГ ст. N 2	П-25-2,9/1,3-2	Т2-25-2	25	15	109
	2	ТКЗ-125	125	32,0	425	ТГ ст. N 3	ПТ-35-2,9/1,0	ТФП-40-2	35	12	107
	3	ТКЗ-125	125	32,0	425	ТГ ст. N 4	Р-10-6,4/2,6	АТВ-2- 31250-3000	10	3	0
	4	Е-220-3,2- 425ГД	220	32,0	425	ТГ ст. N 6	ПТ-50-9,0/1,3	ТФ-60-2	50	30	56
	5	Фостер-Виллер	150	66,8	482	ТГ ст. N 7	ПТ-60-9,0/1,3	ТВФ-60-2	60	30	141
	6	Фостер-Виллер	210	66,8	482	ТГ ст. N 5	Т-25-9,0/0,1	ТС-32-2	25	18	141
	7	ПК-14-Р	230	100,0	510	ТГ ст. N 8	Р-12-2,9/0,1	Т12-2	12	3	39
	8	ПК-14-2М	220	100,0	540	ТГ ст. N 9	Р-12-8,8/1,8	Т12-2	12	4	94
	9	ПК-14-2М	220	100,0	540	-	-	-	-	-	-
	10	ПК-14-2М	220	100,0	540	-	-	-	-	-	-
	11	ПК-14-2М	220	100,0	540	-	-	-	-	-	-
Тургоякская ТЭЦ (ТЭЦ АО "Миасский машиностроительный завод")	5	БКЗ-160- 100ГМ	160	100,0	530	ТГ ст. N 1	ПТ-12-90/10/1,2	ТВС-30	12	4	33
	6	БКЗ-160- 100ГМ	160	100,0	530	ТГ ст. N 2	ПР-12,5-90/10/0,9	ТВС-30	12,5	4	33
	1	ПТВМ-100	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	100
	3	ПТВМ-50	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	50
	4	ПТВМ-50	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	50
	7	КВГМ-100	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	100
ТЭЦ УралАЗ АО "ЭнСер"	2	"Релей- Стокер"	75	31,0	400	ТГ ст. N 1	ПР-12- 3,0/0,6/0,07	Т-12-2УЗ	12	6	56,5
	3	ЦКТИ 75-39- Ф-2	75	31,0	400	ТГ ст. N 2	ДК-20-120	Т2-12-2	12	6	56,5
	4	ЦКТИ 75-39- Ф-2	75	31,0	400	ТГ ст. N 3	ПТ-12-35/10М	Т-12-2УЗ	12	6	62
	5	ЦКТИ 75-39- Ф-2	75	31,0	400	-	-	-	-	-	-
	1	ПТВМ-100	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	100
	2	ПТВМ-100	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	100
	1	КВГМ-100	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	100
	2	КВГМ-100	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	100
ТЭЦ Магнезит (ОАО "Комбинат Магнезит")	1	КУ-125	30	30	400	ТГ ст. N 1	ПТ-12-35/10М	Т2-12-2	12	6	7,9
	2	КУ-125	30	30	395	ТГ ст. N 2	ПТ-12-35/10М	Т2-12-2	12	6	7,9
	3	КУ-125	30	30	421	ТГ ст. N 3	ПТ-12-35/10М	Т2-12-2	12	6	7,9
	4	КУ-125	30	30	396	-	-	-	-	-	-
	5	КУ-125	30	30	320	-	-	-	-	-	-
ЦЭС ЗМЗ (ООО "ЗЭМЗ Энерго" (АО "Златоустовский металлургический завод"))	3	ГМ-50-1	50	39	440	ТГ ст. N 1	ПР-6-35/10/5М	Т-2-6-2	6	1	34
	4	ГМ-50-1	50	39	440	-	-	-	-	-	34
	1	ДКВР 20-13	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	12
	2	ДКВР 20-13	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	12
	10	ДЕ-25-24-380 ГМО	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	16
	5	ПТВМ-50	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	50
	6	ПТВМ-50	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	50
	7	КВГМ-100	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	100
	8	КВГМ-100	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	100
ТЭЦ СМ3 (АО "Саткинский чугуноплавильный завод")	3	ДЕ-25-14ГМ	16	14,0	290	ТГ ст. N 1	ф. "Вестингауз"	н/д	1,5	н/д	0
	4	Гарбе-ЮМТ	16	14,0	290	ТГ ст. N 2	ф. "Вестингауз"	н/д	1,5	н/д	0
	1	КВГМ-20	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	20
ПЦС (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат")	1	КГМ-ЗГ	75	4,3	440	ТГ ст. N 1	Р-4-35/15М	н/д	4	н/д	н/д
	2	ППУ-10	100	1,6	300	ТГ ст. N 2	ST3	н/д	7,46	н/д	н/д
	3	ППУ-10	100	1,6	300	ТГ ст. N 3	ST3	н/д	7,46	н/д	н/д
ТЭЦ ПАО "Ашинский металлургический завод"	4	ТП-30	н/д	н/д	н/д	ТГ ст. N 1	П-6-1,2/0,5	Т-6-2УЗ	6	н/д	0
	5	ТП-30	н/д	н/д	н/д	ТГ ст. N 2	П-6-1,2/0,5	Т-6-2УЗ	6	н/д	0
	6	Е-50	н/д	н/д	н/д	ТГ ст. N 3	Р-2,5-15/3	н/д	2,5	н/д	20,5
	7	БМ-35	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	-
	1В	КВГМ-100	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	100
	2В	ПТВМ-50	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	50
ТЭЦ АО "Златмаш"	1	"Буккау- Вольф"	50	н/д	н/д	н/д	ОР-1,5-3	н/д	н/д	н/д	н/д
	2	"Буккау- Вольф"	50	н/д	н/д	н/д	ОР-1,5-3	н/д	н/д	н/д	н/д
	3	"Буккау- Вольф"	50	н/д	н/д	н/д	ОР-2,5-15/6	н/д	н/д	н/д	н/д
	4	"Буккау- Вольф"	50	н/д	н/д	-	-	-	-	-	-
	5	Б25/15ГМ	25	н/д	н/д	-	-	-	-	-	-
	6	Б25/15ГМ	25	н/д	н/д	-	-	-	-	-	-
	1B	ПТВМ-50	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	50
	2В	ПТВМ-50	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	50
	ЗВ	ПТВМ-50	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	50
	4В	КВГМ-100	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	100
	5В	КВГМ-100	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	100
	6В	КВГМ-100	н/д	н/д	н/д	-	-	-	-	-	100

13. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности.

Собственное производство электроэнергии в энергосистеме в 2016 году составило 28470,389 млн. кВт.ч.

По типам электростанций: 100 процентов электроэнергии выработано на тепловых электростанциях, поскольку другие типы электростанций в Челябинской области не представлены.

В таблице 20 представлена выработка электрической энергии на электростанциях генерирующих компаний и промышленных предприятий Челябинской области за 2016 год.

Структура
выработки электрической энергии электростанций Челябинской области за 2016 год

				Таблица 20
N	Наименование электростанции, электростанции промышленных предприятий	Выработка, млн. кВт.ч		Процентов
Генерирующие компании
1	Троицкая ГРЭС	2326,2		8,2
2	Южноуральская ГРЭС	1797,8		6,3
3	Южноуральская ГРЭС-2	6027,8		21,2
4	Аргаяшская ТЭЦ	1125,7		4,0
5	Челябинская ТЭЦ-1	895,9		3,1
6	Челябинская ТЭЦ-2	1841,3		6,5
7	Челябинская ТЭЦ-3	3733,6		13,1
8	Челябинская ГРЭС	3056,2		10,7
9	Магнитогорская ГТ-ТЭЦ	109		0,4
10	МКЭУ Карабаш	74,6		0,3
11	МКЭУ Касли	71,3		0,3
Итого генерирующие компании		21059,4		74,0
Электростанции промышленных предприятий
12	Магнитогорская ТЭЦ	2478,8		8,7
13	Магнитогорская ЦЭС	1704		6,0
14	ПВС-1	804,9		2,8
15	ПВС-2
16	ТЭЦ ЧМК	1445,3		5,1
17	Тургоякская ТЭЦ	216,2		0,8
18	ТЭЦ "УралАЗ"	135,6		0,5
19	ТЭЦ Магнезит	132,9		0,5
20	ЦЭС ЗМЗ	21,6		0,1
21	ТЭЦ Саткинского чугуноплавильного завода	7,8		0,0
22	ПЦС	86,8		0,3
23	ТЭЦ ПАО "Уральская кузница"	15		0,1
24	ТЭЦ АМЗ	115,9		0,4
25	Прочие	246,1		0,9
Итого электростанции промышленных предприятий		7410,9		26,0
Суммарная выработка электрической энергии электростанциями генерирующих компаний и станциями промышленных предприятий Челябинской области		28470,4	100,00

В общей величине выработки электроэнергии всеми электростанциями Челябинской энергосистемы доли выработки тепловыми электростанциями, принадлежащими генерирующим компаниям, составляет 74,0 процента. Выработка электростанциями промышленных предприятий составляет 26,0 процентов.

Структура выработки электроэнергии по видам собственности представлена на рисунке 10.

Рисунок 10
Структура выработки электроэнергии по типам электростанций в энергосистеме Челябинской области

14. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет.

В таблице 21 приведены балансы мощности энергосистемы Челябинской области за 2012-2016 годы.

Балансы мощности Челябинской энергосистемы за 2012-2016 годы, МВт

						Таблица 21
N	Мощность	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
1	Дата, час максимума	03.02 7-00 (мск)	17.01 7-00 (мск)	30.01 9-00 (мск)	23.01 7-00 (мск)	22.12 16-00 (мск)
2	Установленная мощность	5233,3	4767,22	4809,791	5297,62	5730,22
	АЭС	0	0	0	0	0
	ГЭС	0	0	0	0	0
	ТЭС	5233,3	4767,22	3838,871*	4326,7	4781,3
	Электростанции промышленных предприятий	-	-	970,92	970,92	948,92
3	Ограничения мощности (+)/технически возможное превышение над установленной мощностью (-)	460	79,105	465,777	691,018	182,179
	АЭС	0	0	0	0	0
	ГЭС	0	0	0	0	0
	ТЭС	460	79,105	351,11	551,159	29,378
	Электростанции промышленных предприятий	-	-	114,667	139,859	152,801
4	Располагаемая мощность (2-3)	4773,3	4688,115	4597,077	4646,674	5750,386
	АЭС	0	0	0	0	0
	ГЭС	0	0	0	0	0
	ТЭС	4773,3	4688,115	3697,824	3775,613	4917,767
	Электростанции промышленных предприятий	-	-	899,253	871,061	832,619
5	Плановое ремонтное снижение (в соответствии с месячным графиком ремонтов)	439	81,5	25	430	142
	АЭС	0	0	0	0	0
	ГЭС	0	0	0	0	0
	ТЭС	439	81,5	25	408	90
	Электростанции промышленных предприятий	-	-	0	22	52
6	Снижение мощности в связи с выводом в неплановый, неотложный и аварийный ремонты	808	1052,45	752,812	245,509	568
	АЭС	0	0	0	0	0
	ГЭС	0	0	0	0	0
	ТЭС	808	1052,45	540	220	568
	Электростанции промышленных предприятий	-	-	10	0	0
7	Мощность в консервации		0	0	0	0
	АЭС	0	0	0	0	0
	ГЭС	0	0	0	0	0
	ТЭС	0	0	0	0	0
	Электростанции промышленных предприятий	-	-	-	-	0
8	Снижение мощности в связи с ЗРР	0	0	202,812	25,509	458,022
	АЭС	0	0	0	0	0
	ГЭС	0	0	0	0	0
	ТЭС	0	0	202,812	25,509	458,022
	Электростанции промышленных предприятий	-	-	0	0	0
9	Рабочая мощность (4- (5+6+7+8))	3526,3	3554,165	3819,265	3971,165	4582,364
	АЭС	0	0	0	0	0
	ГЭС	0	0	0	0	0
	ТЭС	3526,3	3554,165	2930,012	3122,104	3801,745
	Электростанции промышленных предприятий	-	-	889,253	849,061	780,619
10	Мощность в резерве	101,2	335,297	369,304	288,26	631,533
	АЭС	0	0	0	0	0
	ГЭС	0	0	0	0	0
	ТЭС	101,2	335,297	369,304	288,26	631,533
	Электростанции промышленных предприятий	-	-	-	-	0
11	Перегруз	0	0	253,063	40,072	202,345
	АЭС	0	0	0	0	0
	ГЭС	0	0	0	0	0
	ТЭС	0	0	210,063	0,072	165,845
	Электростанции промышленных предприятий	-	-	43	40	36,5
12	Нагрузка электростанций	3455,3	3284,224	3449,961	3682,905	3950,831
	АЭС	0	0	0	0	0
	ГЭС	0	0	0	0	0
	ТЭС	3455,3	3284,224	2560,708	2833,844	3170,212
	Электростанции промышленных предприятий	-	-	889,253	849,061	780,619
13	Максимум потребления	5440,9	5149,838	5248,531	5158,303	5113,049
14	Сальдо перетоков (12-13)	1985,6	1865,614	1798,57	1475,398	1162,218
15	Дефицит (-) / избыток (+) (9-13)	-1914,6	-1595,673	-1429,266	-1187,138	-530,685

* - с 2014 года из состава ТЭС отдельной строкой выделены электростанции промышленных предприятий.

С 2015 года энергосистема Челябинской области по установленной мощности станций является бездефицитной, однако с учетом фактического баланса мощности наблюдается дефицит электрической мощности в энергосистеме с учетом фактической нагрузки электростанций.

На протяжении последних пяти лет наблюдается устойчивое снижение дефицита мощности в энергосистеме Челябинской области. Это обусловлено, в том числе, увеличением установленной мощности станций.

Отчетные балансы электроэнергии за последние 5 лет (данные по электропотреблению и выработке электроэнергии по годам за 2012 - 2016 годы) приведены в таблице 22.

Динамика
изменения балансов электроэнергии энергосистемы Челябинской области за 2012 - 2016 годы

					Таблица 22
Наименование, единица измерения	2012	2013	2014	2015	2016
Электропотребление энергосистемы, млн. кВт.ч	36232,7	35756,8	36141,1	35696,1	35150,2
Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт.ч	40,5	-475,9	384,3	445,0	-545,9
Среднегодовые темпы прироста, процентов	0,1	-1,3	1,1	-1,2	-1,5
Выработка электроэнергии, млн. кВт.ч	25677,6	22896,0	23725,4	26636,0	28470,4
Абсолютный прирост выработки, млн. кВт.ч	1024,5	-2781,6	829,4	2910,6	1834
Среднегодовые темпы прироста, процентов	4,1	-10,8	3,6	12,3	6,9
Избыток(+)/Дефицит(-), млн. кВт.ч	-10555,1	-12860,8	-12415,7	-9060,1	-6679,8

15. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за последние 5 лет.

1) энергоемкость валового регионального продукта.

Энергоемкость валового регионального продукта (далее именуется - ВРП) субъекта Российской Федерации (Энергоемкость) определяется по формуле:

Энергоемкость = ТЭР / ВРП (тонн условного топлива/млн. рублей),

где:

ТЭР - потребление субъектом Российской Федерации топливно-энергетических ресурсов, тыс. тонн условного топлива;

ВРП - объем валового регионального продукта, млрд, рублей.

Данные по динамике энергоемкости ВРП за последние 5 лет приведены в таблице 23.

Динамика энергоемкости ВРП за последние 5 лет

					Таблица 23
Показатель	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
ВРП, млрд. рублей	841,97	882,34	992,87	1170,31	1245,76*
Энергоемкость ВРП, килограммов условного топлива на 10 тыс. рублей	459,482	423,231	375,544	н/д	н/д

* - статистические данные по ВРП за 2016 годы получены на основании ретроспективных данных.

2) электроемкость ВРП.

Электроемкость ВРП субъекта Российской Федерации (Э) определяется по формуле:

Электроемкость = ПЭ / ВРП (кВт.ч/рублей),

где:

ПЭ - потребление электроэнергии субъектом Российской Федерации, млн. кВт.ч;

ВРП - объем валового регионального продукта, млрд. рублей.

Электроемкость ВРП - показатель, характеризующий количественный расход электрической энергии, затрачиваемый на единицу валового регионального продукта.

Данные по динамике электроемкости ВРП за последние 5 лет приведены в таблице 24.

Динамика электроемкости ВРП за последние 5 лет

					Таблица 24
Показатель	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
Потребление электроэнергии, млн. кВт.ч	36233	35757	36141	35696	35150
ВРП, млрд. рублей	841,97	882,34	992,87	1170,31	1245,76*
Электроемкость ВРП, кВт.ч/ рублей	0,043	0,041	0,036	0,030	0,028

* - статистические данные по ВРП 2016 годы получены на основании ретроспективных данных.

3) отношение расходов на приобретение энергетических ресурсов к объему ВРП.

Отношение расходов на приобретение энергетических ресурсов к объему ВРП субъекта Российской Федерации (Ор) определяется по формуле:

,

где:

ЭР - расходы субъекта Российской Федерации на приобретение энергетических ресурсов, млрд. рублей;

ВРП - объем валового регионального продукта, млрд. рублей.

Данные по динамике отношения расходов на приобретение энергетических ресурсов к объему ВРП за последние 5 лет приведены в таблице 25.

Динамика
отношения расходов на приобретение энергетических ресурсов к объему ВРП за последние 5 лет

					Таблица 25
Показатель	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
ВРП, млрд. рублей	841,97	882,34	992,87	1170,31	1245,76
Расходы на приобретение топлива, млрд. рублей	143,61	186,29	174,81	178,59	н/д
Расходы на приобретение топлива, процентов	17,06	21,11	17,61	15,26	н/д
в том числе:	-	-	-	-	-
продукты нефтепереработки	45,35	44,11	34,90	26,56	н/д
газ природный и попутный	49,62	95,74	101,22	102,80	н/д
уголь	24,22	20,38	18,38	22,11	н/д
другие виды топлива	24,41	26,06	20,31	27,12	н/д
Расходы на энергию, млрд. рублей	64,22	62,52	58,45	63,37	н/д
Расходы на энергию, процентов	7,63	7,09	5,89	5,41	н/д
в том числе:	-	-	-	-	-
электрическую	55,27	53,79	47,71	51,01	н/д
тепловую (отопление)	8,94	6,98	8,08	9,91	н/д
тепловую (производственные нужды)	н/д	1,76	2,66	2,45	н/д
Расходы на воду, млрд. рублей	2,29	2,94	2,81	3,01	н/д
Расходы на воду, процентов	0,27	0,33	0,28	0,25	н/д
в том числе:	-	-	-	-	-
холодную	2,29	2,58	2,37	2,65	н/д
горячую	н/д	0,36	0,44	0,36	н/д

* показатели за 2016 годы определить невозможно, поскольку статистические данные о расходах на приобретение энергетических ресурсов за 2016 год отсутствуют.

Анализируя данные таблицы 25 можно отметить следующее:

- среднее значение расходов на приобретение топлива составляет 18,6 процентов от ВРП;

- среднее значение расходов на приобретение энергии составляет 6,9 процентов от ВРП;

- среднее значение расходов на воду (холодную и горячую) составляет 0,3 процента от ВРП.

4) доля объема энергетических ресурсов, производимых с использованием возобновляемых источников энергии и (или) вторичных энергетических ресурсов, в общем объеме энергетических ресурсов, производимых на территории Челябинской области.

Доля объема энергетических ресурсов, производимых с использованием возобновляемых источников энергии и (или) вторичных энергетических ресурсов, в общем объеме энергетических ресурсов, производимых на территории субъекта Российской Федерации ( ) определяется по формуле:

,

где:

- объем производства энергетических ресурсов с использованием возобновляемых источников энергии и (или) вторичных энергетических ресурсов на территории субъекта Российской Федерации, тонн условного топлива;

- общий объем энергетических ресурсов, произведенных на территории субъекта Российской Федерации, тонн условного топлива.

Данный показатель, не может быть представлен в целях обеспечения конфеденциальности# первичных статических данных, полученных от организаций, в соответствии с Федеральным законом от 29 ноября 2007 года N 282-ФЗ "Об официальном статистическом учете и системе государственной статистики в Российской Федерации" (п. 5 ст. 4, ч. 1 ст. 9).

5) доля объема производства электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на основе использования возобновляемых источников энергии, в совокупном объеме производства электрической энергии на территории Челябинской области.

Доля объема производства электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на основе использования возобновляемых источников энергии, в совокупном объеме производства электрической энергии на территории субъекта Российской Федерации (без учета гидроэлектростанций установленной мощностью свыше 25 МВт) ( ) определяется по формуле:

,

где:

- объем производства электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на основе использования возобновляемых источников энергии, на территории субъекта Российской Федерации, тыс. кВт.ч;

- совокупный объем производства электрической энергии на территории субъекта Российской Федерации, тыс. кВт.ч.

Данные о динамике доли объема производства электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на основе использования возобновляемых источников энергии, в совокупном объеме производства электрической энергии на территории Челябинской области приведены в таблице 26.

Динамика
доли объема производства электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на основе использования возобновляемых источников энергии

					Таблица 26
Показатель	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
Производство электроэнергии, млн. кВт.ч	25677,6	22896,0	23725,4	26636,0	28470,4
Производство электроэнергии на основе ВИЭ, млн. кВт.ч	0	0	0	0	0
Доля, процентов	0	0	0	0	0

Доля объема производства электрической энергии генерирующими объектами, функционирующими на основе использования возобновляемых источников энергии, в совокупном объеме производства электрической энергии на территории Челябинской области равна нулю, поскольку генерирующие объекты, функционирующие на основе использования возобновляемых источников энергии, в энергосистеме Челябинской области в настоящее время отсутствуют.

6) потребление электроэнергии на душу населения.

Потребление электроэнергии на душу населения (ЭД) определяется по формуле:

,

где:

- потребление электроэнергии субъектом Российской Федерации, млн. кВт.ч;

- численность населения субъекта Российской Федерации, млн. человек.

Данные о динамике потреблении электроэнергии на душу населения на территории Челябинской области приведены в таблице 27.

Динамика потребления электроэнергии на душу населения

					Таблица 27
Показатель	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
Потребление электроэнергии, млн. кВт.ч	36233	35757	36141	35696	35150
Численность населения, млн. человек	3,480,1	3,4853	3,4901	3,4973	3,5007
Потребление электроэнергии на душу населения, кВт.ч/человек	10411,5	10259,4	10355,3	10206,7	10040,8

Для энергосистемы Челябинской области потребление электроэнергии на душу населения в раза выше, чем в целом по территории Российской Федерации. В целом по России данный показатель находится на уровне 6500 кВт.ч на человека.

7) электровооруженность труда в экономике.

Данные по динамике электровооруженности труда в экономике (в основных видах деятельности промышленного производства) приведены в таблице 28.

Динамика
электровооруженности труда в экономике (в расчете на одного работника; тыс. кВт.ч/человек)

Таблица 28
Показатели	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год*
1) Добыча полезных ископаемых	44,7	45,2	73,5	96,4	н/д
2) Обрабатывающие производства	71,8	72,2	74,7	73,9	н/д
из них:	-	-	-	-	-
производство пищевых продуктов, включая напитки, и табака	13,4	13,0	13,3	12,6	н/д
текстильное и швейное производство	4,4	4,4	4,1	5,1	н/д
производство кожи, изделий из кожи и производство обуви	3,0	3,1	3,3	3,3	н/д
обработка древесины и производство изделий из дерева	10,0	13,0	13,7	10,2	н/д
целлюлозно-бумажное производство; издательская и полиграфическая деятельность	8,0	9,9	9,3	5,2	н/д
химическое производство	49,4	49,0	40,0	37,1	н/д
производство резиновых и пластмассовых изделий	14,8	16,2	16,9	16,8	н/д
производство прочих неметаллических минеральных продуктов	48,7	50,8	51,7	55,4	н/д
металлургическое производство и производство готовых металлических изделий	170,3	167,1	165,2	167,3	н/д
производство машин и оборудования	15,9	15,2	15,5	15,9	н/д
производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования	8,3	7,4	7,5	5,2	н/д
производство транспортных средств и оборудования	13,8	13,3	13,3	13,7	н/д
3) Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	96,6	86,0	86,4	86,3	н/д

* за 2016 год статистические данные по электровооруженности отсутствуют.

16. Основные характеристики электросетевого хозяйства энергосистемы Челябинской области 110 кВ и выше.

Данные по электрическим сетям напряжением 110 кВ и выше, находящимся в эксплуатационном обслуживании филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Южно-Уральское ПМЭС (протяженность ЛЭП в одноцепном исчислении по напряжениям 110, 220, 500 кВ; общая установленная мощность трансформаторов на подстанциях по напряжениям 110, 220, 500 кВ) приведены в таблице 29.

Данные по электрическим сетям 110 кВ и выше филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Южно-Уральское ПМЭС

	Таблица 29
Наименование	Показатель
Протяженность ЛЭП 500 кВ, километров	1308
Протяженность ЛЭП 220 кВ, километров	1668
Протяженность ЛЭП 110 кВ, километров	75
Количество ПС 500 кВ, штук	8
Количество ПС 220 кВ, штук	7
Количество ПС 110 кВ, штук	3
Суммарная мощность трансформаторов (автотрансформаторов) установленных на подстанциях, MBA	9749,1

Данные по электрическим сетям напряжением 0,4-220 кВ, находящимся в эксплуатационном обслуживании филиала ОАО "МРСК Урала" - Челябэнерго (протяженность ЛЭП в одноцепном исчислении по напряжениям 0,4-220 кВ; количество подстанций 35-220 кВ, общая установленная мощность трансформаторов на подстанциях по напряжениям 110-220 кВ) приведены в таблице 30.

Данные по электрическим сетям 0,4-220 кВ филиала ОАО "МРСК Урала" - Челябэнерго

	Таблица 30
Наименование	Показатель
Протяженность ЛЭП 110 кВ, километров	5355
Протяженность ЛЭП 35 кВ, километров	2710
Протяженность ЛЭП 6-10 кВ, километров	18384
Протяженность ЛЭП 0,4 кВ, километров	15951
Количество ПС 220 кВ, штук	1
Суммарная мощность трансформаторов, установленных на подстанциях 220 кВ, MBA	64
Количество ПС 110 кВ, штук	185
Суммарная мощность трансформаторов, установленных на подстанциях 110 кВ, MBA	5360,97
Количество ПС 35 кВ, штук	124
Суммарная мощность трансформаторов, установленных на подстанциях 35 кВ, MBA	1018,36

ВЛ 500 кВ Костанайская - Челябинская построена в габаритах 1150 кВ, имеет протяженность 131,2 километра по Челябинской области и временный заход в габаритах 500 кВ на ПС 500 кВ Челябинская протяженностью 1,7 километра.

На напряжении 110 кВ работают выполненные в габаритах 220 кВ ВЛ Козырево - Трубная I с отпайкой на ПС Челябинск Южный-т и ВЛ Козырево - Трубная II с отпайкой на ПС Челябинск Южный-т (2x35,25 километра).

В таблицах 31 и 32 представлен перечень существующих ЛЭП 110 кВ и выше, в таблице 33 представлен перечень существующих подстанций 110 кВ и выше с указанием сводных данных по ним.

Перечень существующих ЛЭП

				Таблица 31
N	Наименование ЛЭП	Год ввода	Марка провода	Длина ЛЭП, километров
500 кВ (Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Южно-Уральское ПМЭС)
1.	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	-	3AC-300	272,2
2.	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	1959	3АСО-500	59,6
		1959	3АСО-480	19,1
		1986	3АС-400/51	36,8
				115,5
3.	ВЛ 500 кВ Костанайская - Челябинская (Л-1103)	1985	3АС-300/48	3,2
		1986	3АС-300/48	128
				339,5
4.	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	1975	3АСО-500	12,1
		1959	3АСО-400	72,02
		1986	3АСО-500	1,68
				85,8
5.	ВЛ 500 кВ Курган - Козырево	2008	3АС-300/39	114,24
6.	ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Ириклинская ГРЭС	1975	3АСО-330	138,8
		1975	3АСУ-300	15,2
				220,5
7.	ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Троицкая ГРЭС	1990	3АСО-330	186,6
8.	ВЛ 500 кВ Приваловская - Златоуст	1989	3АСО-480	1,370
		1959	3АСО-500	43,630
		2005	3АС500/64	0,200
				45,200
9.	ВЛ 500 кВ Смеловская - Магнитогорская	1990	3АС-330/43	16,4
10.	ВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Сокол	1972	3АСО-330	163,9
11.	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	1959	3АСО-500	57,91
		1975	3ACO-399	11,99
				118,04
12.	ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево	1975	3АСУ-300	55,3
13.	ВЛ 500 кВ Шагол - Челябинская	1986	3АС-400/51	36,6
		1959	3АСО-500	24,9
				61,5
14.	ВЛ 500 кВ Исеть - Козырево	-	3AC-300	9,45
		-	3АС-330	126,8
		-		136,6
15.	ВЛ 500 кВ Курчатовская - Шагол	-	3АС-500	226,69
16.	ВЛ 500 кВ Курчатовская - Южная	-	3АС-500	133,96
17.	КВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2	1964	3АС-500	63,7
		2015	Cu/XLPE/CWS/Al- foil/HFPO 1Cx2000SQMM 500 kV	0,52
				64,22
18.	КВЛ 500 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол	1964	3АСО-500	88,05
		2015	Cu/XLPE/CWS/Al- foil/HFPO 1Cх2000SQMM 500 kV	0,53
				88,58
220 кВ (Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Южно-Уральское ПМЭС)
1.	ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Мраморная	-	АС-240	95,3
			АС-400	52,64
				142,08
2.	ВЛ 220 кВ Карталы 220 - Михеевский ГОК	-	АС-300	32,2
3.	ВЛ 220 кВ Козырево - Конверторная I цепь с отпайкой на ПС 220 кВ ГПП-9	1977	АСО-400	20,2
4.	ВЛ 220 кВ Козырево - Конверторная II цепь с отпайкой на ПС 220 кВ ГПП-9	1977	АСО-400	20,2
5.	ВЛ 220 кВ Козырево - Шумиха N 1	1976	АСО-400	108,3
6.	ВЛ 220 кВ Козырево - Шумиха N 2	1971	АСО-400	108
7.	ВЛ 220 кВ КС19 - Чебаркуль	1985	АС-400	0,9
		1955	АСУ-400	21,2
		1976	АСУ-400	17,1
		1976	АСО-400	38,5
				77,7
8.	ВЛ 220 кВ Кунашак - Каменская	1967	АС-400	3,7
		1956	АСУ-400	41,93
				86,7
9.	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 60	1971	АСО-500	15,1
10.	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 77	1971	АСО-500	17,414
		2006	АС-500/64	0,387
		1977	АСО-500	13,66
				31,46
11.	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 86 I цепь	1971	АСО-500	13,11
		1980	АСО-500	0,3
				13,41
12.	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПC 86 II цепь	1971	АСО-500	7,91
		1980	АСО-500	5,53
				13,44
13.	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - ПС 90	1971	АСО-500	17,7
14.	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I цепь	1977	АСО-300	12,2
		1989	АСО-300	6,12
				18,32
15	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская II цепь	1977	АСО-300	12,2
		1989	АСО-300	6,12
				18,32
16.	ВЛ 220 кВ Новометаллургическая - ЧФЗ I цепь	2010	АС-400/51	0,427
		1978	АСО-400	2,704
		1982	АСО-400	1,085
				4,216
17.	ВЛ 220 кВ Новометаллургическая - ЧФЗ II цепь	2010	АС-400/51	0,427
		1978	АСО-400	2,704
		1982	АСО-400	1,085
				4,216
18.	КВЛ 220 кВ ПС 77 - ПС4 I цепь	-	АСО-500	1,8
		-	FXGL-220 Н9 (1x630)	0,5
				2,3
19.	КВЛ 220 кВ ПС 77 - ПС4 II цепь	-	АСО-500	1,8
		-	FXGL-220 Н9 (1x630)	0,5
				2,3
20.	ВЛ 220 кВ ПС 86 - ПС 60	1980	АСО-500	0,3
		1971	АС-500	1,93
				2,23
21.	ВЛ 220 кВ ПС 90 - ПС 77	2006	АС-500/64	0,118
		1977	АСО-500	13,448
		2006	АС-500/64	0,058
				13,624
22.	ВЛ 220 кВ Смеловская - ПС 30 I цепь	1990	АСО-500	17,4
23.	ВЛ 220 кВ Смеловская - ПС 30 II цепь	1990	АСО-500	17,4
24.	ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - Карталы 220	1986	АС-300	139,9
25.	ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - Приуральская	-	АСО-300	44,29
26.	ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - ПС 90 N 1	1961	АСО-480	176,51
27.	ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - ПС 90 N 2	1962	АСО-480	176,56
28.	ВЛ 220 кВ Уфимская - АМЕТ I цепь	-	АС-300	60,2
29.	ВЛ 220 кВ Уфимская - АМЕТ II цепь	-	АС-300	60,2
30.	ВЛ 220 кВ Хромовая - Новометаллургическая I цепь	1982	АСО-400	0,215
		1983	АСО-400	2,716
		2010	АС-400/51	0,431
				3,362
31.	ВЛ 220 кВ Хромовая - Новометаллургическая II цепь	1982	АСО-400	0,215
		1983	АСО-400	2,716
		2010	АС-400/51	0,431
				3,362
32.	ВЛ 220 кВ Цинковая-220 - Новометаллургическая	2000	АС-400/51	0,47
		1970	АСО-400	6,2
				6,67
33.	ВЛ 220 кВ Чебаркуль - Шагол	1976	АСО-400	80,2
		1955	АСУ-400	29
				109,2
34.	КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая I цепь	-	АС-400	6,33
		2015	АПвПу2г	0,39
				6,72
35.	КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь	-	АС-400	6,33
		2015	АПвПу2г	0,46
				6,79
36.	КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол I цепь	-	АС-400	10,72
		2015	АПвПу2г	0,29
				11,01
37.	КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь	-	АС-400	5,62
		2015	АПвПу2г	4,85
				10,47
38.	ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I цепь	2010	АСКС-400/51	0,459
		1981	АС-400	1,051
		1975	АСО-400	15,086
				16,596
39.	ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево II цепь	2010	АСКС-400/51	0,458
		1981	АС-400	1,051
		1971	АСО-400	15,222
				16,731
40.	ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая I цепь	2006	АС-400/51	0,1
		2010	АСКС-400/50	2,647
				2,747
41.	ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая II цепь	2006	АС-400/51	0,1
		2010	АСКС-400/51	2,678
				2,778
42.	ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая III цепь	2010	АСКС-400/51	0,255
		1981	АС-400	1,805
		2010	АС-400/51	0,81
				2,87
43.	ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Новометаллургическая IV цепь	2010	АСКС-400/51	0,255
		1981	АС-400	1,805
		2010	АС-400/51	0,81
				2,87
44.	ВЛ 220 кВ Шагол - Каштак I цепь с отпайкой на ПС 220 кВ Очистные сооружения	1961	АСО-480	15,7
		1981	АС-240	1,8
				17,5
45.	ВЛ 220 кВ Шагол - Каштак II цепь с отпайкой на ПС 220 кВ Очистные сооружения	1961	АСО-480	15,7
		1981	АС-240	1,8
				17,5
46.	ВЛ 220 кВ Шагол - Кунашак	1956	АСУ-400	59,1
		1980	АС-400	3,7
				62,8
47.	ВЛ 220 кВ Шагол - Цинковая-220	1970	АСО-400	7,6
		2000	АС-400/51	0,52
				8,12
48.	ВЛ 220 кВ Южноуральская - ГРЭС - Троицкая ГРЭС	1958	АСО-480	63
49.	ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Шагол III цепь с отпайкой на ПС Исаково	1960	2*АСО-480	75
		1961	2*АСО-480	17,3
		1966	АСО-400	17
50.	ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2 I цепь	-	АСУ-400	4,11
51.	ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Южноуральская ГРЭС-2 II цепь	-	АС-480	4,28
52.	ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - КС 19	-	АСУ-400	14,83
53.	ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково	-	АС-480	105,54
110 кВ (Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Южно-Уральское ПМЭС)
54.	участок ВЛ 110 кВ Бускуль-т - Саламат-т	1966	АС-185	4,796 (опоры 80-101)
55.	участок ВЛ 110 кВ Карталы районная - Кара-Оба-т	1966	АС 150	32,4 (опоры 1-147)
56.	участок ВЛ 110 кВ Магнай-т -	1964	АС-185	3,396 (опоры 187-201)
57.	Саламат-т	1966	АС-185	1,4 (опоры 201-208)
58.	участок ВЛ 110 кВ Пригородная - Восточная	1966	АС-185	17,34 (опоры 110-172)
59.	участок ВЛ 110 кВ Ракитная -	1979	АС-185	0,9 (опоры 1-6)
60.	Баталы-т с отпайкой на ПС ПТ	1966	АС-150	1,4 (опоры 6-15)
61.	участок ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Еманкино-т	1964	АС-185	7,036 (опоры 1-36)
62.	участок ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Магнай-т	1964	АС-185	7,036 (опоры 1-36)
110 кВ (Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго")
1.	ВЛ 110 кВ Акбашево - Кулуево	1976	АС-150	11,5
		1987	АС-185	19
		1990	АС-150	0,3
				30,8
2.	ВЛ 110 кВ АМЕТ - АМЗ I цепь с отпайкой на ПС ГПП-2	2011	АС-120	2,5
3.	ВЛ 110 кВ АМЕТ - АМЗ II цепь с отпайкой на ПС ГПП-2	2011	АС-120	2,5
4.	ВЛ 110 кВ АМЕТ- Симская-т I цепь с отпайками		АС-185	0,54
		2011	АС-120	32,30
				32,846
5.	ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т II цепь с отпайками		АС-185	0,546
		2011	АС-120	32,30
				32,846
6.	ВЛ 110 кВ Анненская - Карталы 220	1991	АС-150	7,04
		1967	АС-150	21,79
		1986	АС-150	0,87
				29,7
7.	ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Болото-1	1953	АСУ-300	5
			АСУ-300	4,5
				9,5
8.	ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Болото-2	1958	АСУ-300	4,6
			АСУ-300	4
				8,6
9.	ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Болото-7	1955	АСУ-300	4,6
		1958	АСУ-300	2,19
				6,79
10.	ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Кыштым I цепь с отпайкой на ПС Болото-11	1959	АС-185	18,6
11.	ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Кыштым II цепь с отпайкой на ПС Болото-12	1959	АС-185	18,6
12.	ВЛ 110 кВ Арен - Петропавловская	1982	АС-150	33
13.	ВЛ 110 кВ Бакал - Завьялиха	1959	АС-150	27,97
		2002	АС-150	0,27
				28,24
14.	ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС Шахтная	1951	АС-150	15,33
		2002	АС-150	2,87
		1951	М-95	4,4
				22,6
15.	ВЛ 110 кВ Биргильда-т - Бишкиль-т	1996	АС-120	15,3
		1971	АС-120	1
				16,3
16.	ВЛ 110 кВ Бобровская - Ключевская	1978	АС-150	1,5
		1966	АС-120	16,94
		1969	АС-120	1,3
				19,74
17.	ВЛ 110 кВ Болото-1 - Болото-2	1963	АС-240	0,23
		1957	М-150	1,76
				1,99
18.	ВЛ 110 кВ Болото-7 - Болото-2		АС-120	1,96
19.	ВЛ 110 кВ Боровая - Единовер-т с отпайкой на ПС Бердяуш-т	1974	АС-150	3,68
		1980	АС-150	10,7
		1972	АС-150	1,04
				15,42
20.	ВЛ 110 кВ Боровая - Н. Златоуст с отпайкой на ПС Тундуш-т	1956	АС-150	11,89
		1997	АС-150	25,27
		1958	АС-150	0,7
		1998	АС-150	6,89
		1987	АС-185	0,57
				45,32
21.	ВЛ 110 кВ Бреды-т - КС-16 с отпайкой на ПС Айдырля	1968	АС-95	51,72
				63,82
22.	ВЛ 110 кВ Бреды-т - Павловская	1984	АС-95	4,21
		1968	АС-95	38,58
				42,79
23.	ВЛ 110 кВ Брусит - Сулея-т с отпайкой на ПС Айлино	1984	АС-120	5
		1993	АС-150	7,25
		1984	АС-150	0,7
				12,95
24.	ВЛ 110 кВ Бульварная - Челябинская ТЭЦ-2	1978	АСО-500	0,7
		1964	АСО-500	5,1
				5,8
25.	ВЛ 110 кВ Бускуль-т - Саламат-т	1966	АС-185	21,32
26.	ВЛ 110 кВ Бутаки - Полетаево-т	1998	АС-150	2
		1997	АС-150	2
		1995	АС-185	0,7
				4,7
27.	ВЛ 110 кВ Восточная - Комсомольская	1989	АС-185	1,3
		1966	АС-185	10,95
				12,25
28.	ВЛ 110 кВ Георгиевская - Бреды-т	1985	АС-120	1,84
		1968	АС-120	34
				35,84
29.	ВЛ 110 кВ Гогино-т - Бреды-т	1968	АС-120	40,47
		1974	АС-120	1
				41,47
30.	ВЛ 110 кВ Гончарская - Песчаная	-	АС-120	48,66
31.	ВЛ 110 кВ Город-2 - Тургояк	1962	АС-150	5,84
		1962	АС-185	4,2
				10,04
32.	ВЛ 110 кВ Горьковская - Березинская	1995	АС-120	8
33.	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2	1976	АС-185	2,6
		1957	АС-185	3
				5,6
34.	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками	1976	АС-185	2,6
		1957	АС-185	3
				5,6
35.	ВЛ 110 кВ Заварухино - Болото-7 с отпайками	1980	АС-150	4,9
		1996	АС-150	33,4
		2004 2005	АС-150	16,53
		2008	АС-150	5,9
		1929	М-95	5,57
				66,3
36.	ВЛ 110 кВ Завьялиха - Лесная	2002	АС-150	0,27
		1959	АС-150	2,96 (ЗЭС)
				3,23
37.	ВЛ 110 кВ Западная - Бакал с отпайкой на ПС Шахтная	1986	АС-150	2,55
		2001	АС-150	16,20
		2002	АС-150	2,87
				21,62
38.	ВЛ 110 кВ Златоуст - Н. Златоуст I цепь	1958	АС-300	8,05
39.	ВЛ 110 кВ Златоуст - Н. Златоуст II цепь	1958	АС-300	8,05
40.	ВЛ 110 кВ Златоуст - Салган- т с отпайкой на ПС Тундуш-т	1958	АС-150	0,8
		1997	АС-150	19
		1964	АС-185	8,3
				28,1
41.	ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка III цепь	1959	АСУ-400	48,24
42.	ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка IV цепь	1959	АСУ-400	48,24
43.	ВЛ 110 кВ ЗСО - Гусеничная	1976	АС-185
		1976	АС-185	1,6
44.	ВЛ 110 кВ Еленинская - Карталы 220	1971	АС-150	0,9
		1967	АС-150	32,16
		1986	АС-150	22,66
				55,72
45.	ВЛ 110 кВ Еманжелинка - Коркино N 1 с отпайками	1949	М-95	21,5
46.	ВЛ 110 кВ Еманжелинка - Коркино N 2 с отпайками	1932	АС-95	20,7
		1994	АС-95	0,9
				21,6
47.	ВЛ 110 кВ Еманжелинка - Красногорка с отпайкой на ПС Ключи	1949	М-120	14
48.	ВЛ 110 кВ Еманжелинка - Мех. завод	1974	АС-150	3,7
		1974	АС-150	н/д
49.	ВЛ 110 кВ Еманкино-т - Бускуль-т	1984	АС-185	2
		1964	АС-185	38,08
		1966	АС-185	1,8
				41,88
50.	ВЛ 110 кВ Еткуль - Ю. Копи с отпайкой на ПС Калачево	1973	АС-240	20,3
		1967	АС-240	14,2
				34,5
51.	ВЛ 110 кВ Иремель - Уйская	1996	АС-185	2,2
		1967	АС-95	35,3
				37,5
52.	ВЛ 110 кВ Исаково - Бутаки с отпайками	1957	АС-150	17,6
		1997	АС-150	3,5
		1998	АС-150	2
				23,1
53.	ВЛ 110 кВ Исаково - Еткуль с отпайками	1967	АС-240	9,3
		1973	АС-240	20,3
				29,6
54.	ВЛ 110 кВ Исаково - Коркино I цепь с отпайками	1967	АС-185	20,3
55.	ВЛ 110 кВ Исаково - Коркино II цепь с отпайками	1967	АС-185	20,3
56.	ВЛ 110 кВ Исаково - Синеглазово-т с отпайкой на ПС Смолинский карьер	1957	АС-185	11,9
57.	КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I цепь с отпайками	2011	АС-240	2,94
		1977	АС-185	0,19
		1979/ 2010	АС-240	9,15
		2010	АС-240	2,3
				14,58
58.	КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская II цепь с отпайками	2011	АС-240	2,94
		1977	АС-185	0,19
		1979/ 2010	АС-240	9,15
		2010	АС-240	2,32
				14,6
59.	ВЛ 110 кВ Исаково - Гранитная с отпайками	-	АС-185	10,53
60.	ВЛ 110 кВ Гранитная - Челябинская ТЭЦ-1	-	АС-185	2,62
61.	ВЛ 110 кВ Исаково - Челябинская ТЭЦ-1 II цепь с отпайками	1963	АС-185	12,1
		1963	АС-300	0,5
				12,6
62.	ВЛ 110 кВ Исаково - Ю. Копи с отпайками	1967	АС-240	23,3
63.	ВЛ 110 кВ Казачья - Кочкарь с отпайкой на ПС Центральная разведочная	1956	АС-185	36,5
64.	ВЛ 110 кВ Казачья - Упрун-т	-	АС-150	40,4
65.	ВЛ 110 кВ Касли - Курчатовская	1964	АС-185	18,6
		2008	АС-185	н/д
66.	ВЛ 110 кВ Карталы 220 - Ракитная	1986	АС-150	0,83
		1999	АС-150	9,97
		1966	АС-150	30,9
		1979	АС-150	0,9
				42,6
67.	ВЛ 110 кВ Карталы 220 - Карталы районная I цепь	1999	АС-150	7,44
		1967	АС-150	4,52
				11,96
68.	ВЛ 110 кВ Карталы 220 - Карталы районная II цепь	1986	АС-150	0,87
		1999	АС-150	9,99
				10,86
69.	ВЛ 110 кВ Карталы 220 - Карталы-т	1999	АС-150	4,38
		1967	АС-150	5,15
				9,53
70.	ВЛ 110 кВ Карталы районная - Георгиевская с отпайкой на ПС Южностепная	1968	АС-120	44
		1985	АС-120	1,84
				45,84
71.	ВЛ 110 кВ Карталы районная - Гогино-т	1968	АС-120	39,47
72.	ВЛ 110 кВ Карталы районная - Кара-Оба-т	1966	АС 150	49,63
73.	ВЛ 110 кВ Карталы районная - Снежная	-	АС-120	50,47
74.	ВЛ 110 кВ Карталы районная - Тамерлан-т с отпайкой на ПС Варненская	1964	АС-185	33,1
		1964	АС-185	14,3
		1966	АС-185	1,4
				48,8
75.	ВЛ 110 кВ Карталы районная - Тумак-т	1964	АС-185	21,50
		1966	АС-185	0,80
				22,30
76.	ВЛ 110 кВ Карталы-т - Карталы районная	1967	АС 150	2,86
		1999	АС 150	3,06
				5,92
77.	ВЛ 110 кВ Каштак - Конверторная I цепь	1956	АСУ-300	3
		1977	АСУ-300	0,8
				3,8
78.	ВЛ 110 кВ Каштак - Конверторная II цепь	1956	АСУ-300	3
		1977	АСУ-300	0,8
				3,8
79.	ВЛ 110 кВ Кидыш - Петропавловская	1980	АС-95	3,99
		1979	АС-95	12,1
				16,09
80.	ВЛ 110 кВ Кизил - Обручевка с отпайкой на ПС Смородинка	-	АС-120	28,62
81.	ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	1962	АС-185	5,35
		1976	АС-185	2,5
				7,85
82.	ВЛ 110 кВ Ключевская - Шантаринская	1969	АС-120	1,3
		1966	АС-120	14,06
		1992	АС-120	6,4
				21,76
83.	ВЛ 110 кВ Козырево - Алакуль-т с отпайкой на ПС Пивкино-т	1975	АС-185	6,1
		1957	АС-185	25,9
				56,6
84.	ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево I цепь	1957	АС-185	5,20
		1975	АС-185	6,1
				11,3
85.	ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево II цепь	1957	АС-185	5,2
		1975	АС-185	6,1
				11,3
86.	ВЛ 110 кВ Козырево - Чернявская-т	1975	АС-185	26,1
		1957	АС-185	1,7
				27,8
87.	ВЛ 110 кВ Коелга - Кочкарь с отпайкой на ПС Береговая	1979	АС 150	4,5
		1997	АС 150	4,2
		1931	АС 150	21,5
		1986	АС 150	10,2
				40,4
88.	ВЛ 110 кВ Комсомольская - Маякская	1988	АС-185	1,5
		1966	АС-185	16,75
				18,25
89.	ВЛ 110 кВ Конверторная - Челябинская ТЭЦ-3 I цепь	1977	АСО-300	0,7
		1956	АСУ-300	3,9
		1993	АС-300	5,48
		2010	АСКС-300/39	0,6
				10,68
90.	ВЛ 110 кВ Конверторная - Челябинская ТЭЦ-3 II цепь	1977	АСО-300	0,7
		1956	АСУ-300	3,9
		1993	АС-300	5,48
		2010	АСКС-300/39	0,6
				10,68
91.	ВЛ 110 кВ КПД - Транзитная с отпайкой на ПС 220 кВ ЧФЗ	1993	АС-400/51	0,68
		1951	АСУ-400	7,66
		1991	АСУ-400	1,34
		1951	АСО-500	1,1
		1982	АСО-500	0,3
		1980	АСО-500	0,3
		1964	АСО-500	1,7
		1976	АСО-500	0,2
				13,28
92.	ВЛ 110 кВ Красная Горка - Арси	1982	АС-150	32
93.	ВЛ 110 кВ Красная Горка - Березинская -	1986	АСП-150	23,63
94.	ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками	1993	АС-185	21,6
95.	ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками	1993	АС-185	21,6
96.	ВЛ 110 кВ Кропачево - Юрюзань III цепь с отпайками	1990	АС-240	36,4
		1959	АС-120	18,8
				55,2
97.	ВЛ 110 кВ Кропачево - Юрюзань IV цепь с отпайками	1990	АС-240	36,4
		1959	АС-120	18,8
				55,2
98.	ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т	1970	АС-150	9,8
		1971	АС-150	8,35
				18,15
99.	ВЛ 110 кВ Кулуево - Яраткулово	1990	АС-150	0,3
		1987	АС-185	9,9
		1981	АС-185	0,52
				10,72
100.	ВЛ 110 кВ Кумысная-т - Станкозаводская	1972	АС-150	2,1
		1956	АС-150	12,72
		1966	АС-150	7,72
				22,54
101.	ВЛ 110 кВ Кунашак - Разъезд 3-т	1980	АС-120	7
		1977	АС-120	9,9
				16,9
102.	ВЛ 110 кВ Кундравы - Филимоново	1988	АС-120	19,03
103.	ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	1962	АС-185	1,95
		1976	АС-185	2,5
				4,45
104.	ВЛ 110 кВ Курчатовская - Новая	2008	АС-185	2,42
105.	ВЛ 110 кВ Кыштым - Болото-2 с отпайкой на ПС Болото-13	1946	М-95	10,3
		1946	М-95	2,5
		1967	АС-240	1
				13,8
106.	ВЛ 110 кВ Кыштым - Стройка-4	1967	АС-240	1
		1941	АС-95	3,2
				н/д
107.	ВЛ 110 кВ Кыштым - Аргаяш	2011	АС-150	11,43
		2010	АС-150	3,99
		2004- 05	АС-150	14,18
		1967	АС-150	2,20
				31,80
108.	ВЛ 110 кВ Кыштым - Касли	1957	АС-185	23,5
109.	ВЛ 110 кВ Лазурная - Разъезд 6-т с отпайкой на ПС Хлебороб	1977	АС-150	9,6
110.	ВЛ 110 кВ Ларино - Уйская	1999	АС-150	17,85
		1999	АС-120	9,65
				27,5
111.	ВЛ 110 кВ Ленинская - Миасс	1972	АС-240	12,45
		1952	АС-240	2,45
		1961	АС-240	11,78
				26,68
112.	ВЛ 110 кВ Луговая - Первомайка I цепь с отпайками	1971	АС-120	35
		1971	АС-120	23,7
		1971	АС-150	4,8
				63,5
113.	ВЛ 110 кВ Луговая - Первомайка II цепь с отпайками	1971	АС-120	35
		1971	АС-120	23,7
		1971	АС-150	4,8
				63,5
114.	ВЛ 110 кВ Магнай-т - Саламат-т	1966	АС-185	2,7
		1964	АС-185	42,7
		1966	АС-185	1,4
				46,8
115.	КВЛ 110 кВ Массивная - Спортивная	2010	АС-240/32	0,37
		2010	АПВУ2Г (1X400-150- 64/100) х3	0,64
				1,01
116.	ВЛ 110 кВ Магнитная - Мочаги-т	1982	АС-150	7,75
		1967	АС-150	53,65
				61,4
117.	ВЛ 110 кВ Маук - Касли	1985	АС-185	21
118.	ВЛ 110 кВ Маякская - Бреды-т	1966	АС-185	9,49
		1988	АС-185	1,5
				10,99
119.	ВЛ 110 кВ Маякская - Октябрьская	1976	АС-120	1,15
		1985	АС-120	15,65
				16,80
120.	ВЛ 110 кВ Межозерная-т - Лазурная	1976	АС-150	2
		1976	АС-120	25,3
				27,3
121.	ВЛ 110 кВ Мех. завод - Коелга			н/д
		1974	АС-150	0,4
		1984	АС-150	23,4
		1969	АС-150	4,5
122.	ВЛ 110 кВ Миасс - Город-2	1962	АС-150	3,24
123.	ВЛ 110 кВ Миасс - Курортная	1962	АС-185	20,1
124.	ВЛ 110 кВ Миасс - Кисегач-т	1962	АС-185	16,7
125.	ВЛ 110 кВ Миасс - Северная с отпайкой на ПС Сталелитейная	1981	АС-300	10,28
126.	ВЛ 110 кВ Миасс - Тургояк I цепь с отпайками	1981	АС-300	17,3
127.	ВЛ 110 кВ Миасс - Тургояк-т с отпайкой на ПС Тальковая	1961	АС-240	11,78
		1952	АС-240	7,32
		1970	АСО-240	3,1
				22,20
128.	ВЛ 110 кВ Миасс - ТЭЦ УралАЗ с отпайкой на ПС Автозаводская	1959	АС-150	7,5
129.	ВЛ 110 кВ Мисяш-т - Челябинская	1986	АС-95	14,85
130.	ВЛ 110 кВ Мочаги-т - Анненская	1967	АС-150	15,74
		1991	АС-150	7,04
				22,78
131.	ВЛ 110 кВ Мраморная - Болото-1	1982	АС-185	0,5
		1952	АС-150	44,8
		1950	АС-150	10,36
				55,66
132.	ВЛ 110 кВ Мраморная - Кыштым с отпайкой на ПС Гранкварц	1982	АС-185	0,3
		1982	АС-150	3
		1932	АС-150	36,2
		1963	АС-240	1,5
				41
133.	ВЛ 110 кВ Мраморная - Маук	1985	АС-185	16,7
134.	ВЛ 110 кВ Мраморная - Сосновая	1982	АС-185	0,3
		1964	АС-185	16,4
			АС-185	н/д
135.	ВЛ 110 кВ МТЭЦ - МЦЭС I цепь с отпайкой на ПС 64	2006	АС-300/39	3,7
136.	ВЛ 110 кВ МТЭЦ - МЦЭС II цепь с отпайкой на ПС 64	2006	АС-300/39	3,7
137.	ВЛ 110 кВ МТЭЦ-ПС 77 I цепь	2008	АСУ - 300	3
138.	ВЛ 110 кВ МТЭЦ-ПС 77 II цепь	2008	АСУ - 300	3
139.	ВЛ 110 кВ Муслюмово-т - Кунашак	1977	АС-120	15
		1980	АС-120	7
				22
140.	ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 23	2011	АС - 300/39	2,37
141.	ВЛ 110 кВ МЦЭС-ПС 60	2012	АС-300	8,2
142.	ВЛ 110 кВ МЦЭС-ПС 62 с отпайкой на ПС 85	2012	АС-300	3,5
143.	ВЛ 110 кВ МЦЭС-ПС 87	2003	АС - 300/39	1,5
144.	ВЛ 110 кВ МЦЭС-ПС 96 I цепь	2006	АС - 300/39	2,4
145.	ВЛ 110 кВ МЦЭС-ПС 96 II цепь	2006	АС - 300/39	2,4
146.	ВЛ 110 кВ Новый Субай - Симская-т с отпайкой на ПС МММЗ	1961	АС-150	54,65
147.	ВЛ 110 кВ Непряхино - Ильменская	1989	АС-240	0,37
		1986	АС-185	38,5
		1985	АС-240	0,3
				39,17
148.	ВЛ 110 кВ Н. Усцелемово - Кидыш	1986	АС-95	0,66
		1980	АС-95	16,46
		1981	АС-95	0,89
				18,01
149.	ВЛ 110 кВ Новоградская - Шершневская	2011	АС-240/32	5,95
		1987	АС-185	0,50
		1975/ 2011	АС-240/32	2,50
				8,95
150.	ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - Плавильная с отпайками	1970	АС-240	3,3
			АСКС-240	1,2
				4,5
151.	ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - ТЭЦ ЧМК с отпайками	1970	АС-240	7,5
152.	ВЛ 110 кВ Нижняя-т - 19 километр	1977	АС-120	27,1
153.	ВЛ 110 кВ Октябрьская - Чудиновская	1979	АС-150	33,1
154.	ВЛ 110 кВ Павловская - КС-16 с отпайкой на ПС Айдырля	1984	АС-95	4,21
		1968	АС-95	11,14
				27,45
155.	ВЛ 110 кВ Песчаная - Подовинная	-	АС-120	27,8
156.	ВЛ 110 кВ Плавильная - ТЭЦ ЧМК I цепь	1958	АС-150	2,26
157.	ВЛ 110 кВ Плавильная - ТЭЦ ЧМК II цепь	1958	АС-150	2,26
158.	ВЛ 110 кВ Пластмасс - Ю. Копи	1976	АС-240	2,4
		1957	АС-240	7,5
				9,9
159.	ВЛ 110 кВ Подовинная - Маякская	1976	АС-120	16,1
		1985	АС-120	1,15
				17,25
160.	ВЛ 110 кВ Полетаево-т - Биргильда-т с отпайкой на ПС Алишево	1995	АС-120/19	9,9
		1971	АС-120/19	1
				10,9
161.	ВЛ 110 кВ Полоцкая - Измайловская	-	АС-120	37,43
162.	ВЛ 110 кВ Приваловская - Боровая с отпайкой на ПС Бердяуш-т	1988	АС-150	5,91
		1972	АС-150	5,66
		1980	АС-150	10,7
		1974	АС-150	3,68
				25,95
163.	ВЛ 110 кВ Приваловская - Единовер-т	1988	АС-150	5,91
		1972	АС-150	6,7
				12,61
164.	ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка I цепь с отпайкой на ПС Огнеупор	1966	АС-150	0,94
		1966	М-95	0,20
				1,14
165.	ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка II цепь с отпайкой на ПС Огнеупор	1966	АС-150	0,94
		1966	М-95	0,2
				1,14
166.	ВЛ 110 кВ Пригородная - Восточная	1966	АС-185	39,74
167.	ВЛ 110 кВ Промплощадка - Новометаллургическая I цепь	1981	АС-120	1,1
		1976	АС-120	1,6
				2,7
168.	ВЛ 110 кВ Промплощадка - Новометаллургическая II цепь	1981	АС-120	1,1
		1976	АС-120	1,6
				2,7
169.	ВЛ 110 кВ ПС 23-ПС 30	2011	АС-300/39	2,29
170.	КВЛ 110 кВ ПС 30 - ПС 60 I цепь	1990	АС - 300/39	3,5
		2010	АПвПС 2x3(1x350)	1,63
				5,13
171.	КВЛ 110 кВ ПС 30 - ПС 60 II цепь	1990	АС-300/39	3,5
		2010	АПвПС 2x3(1x350)	1,63
				5,13
172.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - Смеловская с отпайкой на ПС КТПБ	1961	АС-185	3,20
		2000	АС-185	5,54
		1999	АС-240	7,2
				15,94
173.	ВЛ 110 кВ ПС 60-ПС 62	2012	АС-300/39	5
174.	ВЛ 110 кВ ПС 60-ПС 99 с отпайкой на ПС 98		АС-300	10,8
			АС-185	14
				24,8
175.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 90 I цепь с отпайкой на ПС 88	1960	АС-300/39	14,56
176.	ВЛ 110 кВ ПС 60-ПС 90 II цепь с отпайкой на ПС 88	1960	АС - 300/39	14,56
177.	ВЛ 110 кВ ПС63 - МТЭЦ I цепь	1962	АС-300/39	9
178.	ВЛ 110 кВ ПС63 - МТЭЦ II цепь	1962	АС-300/39	9
179.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - Сиб. ПП I цепь с отпайками	-	АС-150	66,4
180.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - Сиб. ПП II цепь с отпайками	-	АС-95	95,9
181.	ВЛ 110 кВ ПС 87-ПС 30	2003	АС-300/39	4,5
182.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - Агаповская	-	АС-150	20,6
183.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - Красная Горка с отпайками	1967	АС-150	18,7
		1961	АС-120	46,7
				65,4
184.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - Магнитная с отпайкой на ПС Буранная	1967	АС-150	14,95
		1982	АС-150	7,75
		1961	АС-120	18,7
				41,4
185.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - ПС 63 I цепь	1962	АС-300/39	11
186.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - ПС 63 II цепь	1962	АС-300/39	11
187.	КЛ 110 кВ ПС 96-ПС 30 N 1	2010	АПвВнг 2г 1x500/120- 110	1,76
188.	КЛ 110 кВ ПС 96-ПС 30 N 2	2010	АПвВнг 2г 1x500/120- 110	1,76
189.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - Субутак-т	1961	АС-150	18,7
		1967	АС-150	19,6
				38,3
190.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - Узельга с отпайками	1973	АС-185	66,6
191.	ВЛ 110 кВ Разъерд# 2-т - Нижняя-т	1977	АС-120	19,9
192.	ВЛ 110 кВ Разъезд 3-т - Разъед 2-т	1977	АС-120	28,4
193.	ВЛ 110 кВ Разъезд 6-т - Уралбройлер	1977	АС-150	3
		1977	АС-120	16,3
		2012	АС-150	3,2
				22,5
194.	ВЛ 110 кВ Ракитная - Баталы-т с отпайкой на ПС ПТФ	1979	АС-185	0,9
		1966	АС-150	1,4
				62,82
195.	ВЛ 110 кВ Салган-т - Боровая	1964	АС-185	8,3
		1997	АС-150	6,27
		1964	АС-150	11,89
				26,46
196.	ВЛ 110 кВ Сатка - Брусит	1959	АС-120	0,4
		1978	АС-120	1,85
				2,25
197.	ВЛ 110 кВ Сатка - Западная	1959	М-95	0,4
		1984	АС-150	3,1
		1986	АС-150	2,55
				6,05
198.	ВЛ 110 кВ Светлая - Новая	1963	АС-185	1,523
199.	ВЛ 110 кВ Северная - Тургояк с отпайкой на ПС Аппаратная	1981	АС-300	7,52
200.	ВЛ 110 кВ Симская-т - Месягутово I цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Симская-т - Месягутово 1)	-	АС-120	75,9
201.	ВЛ 110 кВ Симская-т - Месягутово II цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Симская-т - Месягутово 2)	-	АС-120	75,9
202.	ВЛ 110 кВ Синеглазово-т - Полетаево-т с отпайкой на ПС Смолино-т	1957	АС-185	2,6
		1957	АС-150	8,7
		1997	АС-150/24	5,5
		1995	АС-185/29	0,7
				17,5
203.	КВЛ 110 кВ СЗК - Челябинская ГРЭС с отпайкой на ПС Цинковая 110	1965	АС-240	5,5
204.	ВЛ 110 кВ Смеловская - Ново-Абзаково-т с отпайкой на ПС Баимово
205.	ВЛ 110 кВ Смеловская - Спасская с отпайкой на "Плавку гололеда"	1997	АС-185	27,79
		1978	АС-185	2,07
				29,86
206.	ВЛ 110 кВ Смеловская - ПС 99	2000	АС-185	1,59
		1999	АС-240	7,2
			АС-185	22,03
				30,82
207.	ВЛ 110 кВ Смеловская - Укшук-т с отпайками	-	АС-185	60,1
		-	АС-120	2,7
				62,8
208.	ВЛ 110 кВ Снежная - Полоцкая	-	АС-120	27,7
209.	ВЛ 110 кВ Снежинская - Светлая	1990	АС-185	6,913
210.	ВЛ 110 кВ Сосновая - Снежинская	1963	АС-185	13,186
211.	ВЛ 110 кВ Спасская - Верхнеуральская	1976	АС-185	2,07
		1999	АС-185	20,48
				22,55
212.	ВЛ 110 кВ Спортивная - Сосновская с отпайками	2011	АС-240/32	27,89
		1987	АС-185	3,24
		2011	АС-150	0,07
		1987	АС-150	0,31
				31,51
213.	ВЛ 110 кВ Станкозаводская - Троицкая районная	1956	АС-150	5,3
		1972	АС-150	2,1
				7,4
214.	ВЛ 110 кВ Стройка-2 - Озерская	1990	АС-120	0,7
		2006	АС-185	0,296
				0,996
215.	ВЛ 110 кВ Стройка-2 - Касли с отпайкой на ПС Болото-4	1941	АС-95	16,3
		2000	АС-95	2,9
				19,2
216.	ВЛ 110 кВ Стройка-4 - Озерская	1990	АС-95	0,45
		2006	АС-185	0,366
				0,816
217.	ВЛ 110 кВ Субутак-т - Еленинская	1971	АС-150	0,9
		1967	АС-150	27,7
				28,6
218.	ВЛ 110 кВ Сулейманово - Чудиновская	1970	АС-70	19,6
219.	ВЛ 110 кВ Сулея-т - Приваловская I цепь	1972	АС-150	3,8
		1988	АС-150	5,8
				9,6
220.	ВЛ 110 кВ Сулея-т - Приваловская II цепь	1972	АС-150	3,8
		1988	АС-150	5,8
				9,6
221.	ВЛ 110 кВ Тамерлан-т - Саламат-т с отпайкой на ПС Варненская	1966	АС-185	19,7
		1964	АС-185	1,4
				21,1
222.	ВЛ 110 кВ Таганай - Горная	1991	АС-185	10,2
		1965	АС-185	6,8
				17,0
223.	ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст I цепь	1952	М-95	2,1
		2010	АС-185	4,36
		1949	М-95	4,04
				10,5
224.	ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст II цепь	1952	АС-150	2,1
		2010	АС-185	4,36
		1932	АС-150	4,04
				10,5
225.	ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст N 3	1932	АС-185	9,00
		1952	АС-185	1,50
				10,5
226.	ВЛ 110 кВ Таганай-т - Таганай	1971	АСО-240	2,59
		1952	АС-240	5,84
				8,43
227.	ВЛ 110 кВ Тепличная - Межозерная-т	1986	АС-120	5,42
		1976	АС-120	1,1
				6,52
228.	ВЛ 110 кВ Транзитная - Челябинская ТЭЦ-2	1976	АСО-500	0,20
		1975	АСО-500	8,30
				8,50
229.	ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Бобровская с отпайкой на ПС Строительная	1964	АС-150	0,9
		1978	АС-150	3,6
		1964	АС-120	7,3
				11,8
230.	ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Еманкино-т	1964	АС-185	9,7
		1984	АС-184	2
				11,7
231.	ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Магнай-т	1964	АС-185	23,2
		1966	АС-185	2,7
				25,9
232.	ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Станционная	-	АС-150	7,0
		-	АС-120	24,9
				31,9
233.	ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Троицкая районная I цепь с отпайкой на ПС Золотая Сопка-т	1961	АСО-300	0,60
		1961	АС-240	2,90
		1961	АС-185	2,76
				6,26
234.	ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Троицкая районная II цепь с отпайкой на ПС Золотая Сопка-т	1961	АСО-300	0,6
		1961	АС-240	2,9
		1961	АС-185	2,76
				6,26
235.	ВЛ 110 кВ Троицкая районная - Гончарская I цепь	-	АС-120	8
236.	ВЛ 110 кВ Троицкая районная- Гончарская II цепь	-	АС-120	8
237.	ВЛ 110 кВ Троицкая районная - Южноуральский рудник	1971	АС-120	36,8
238.	ВЛ 110 кВ Тумак-т - Саламат-т	1964	АС-185	10,8
		1964	АС-185	34,4
				45,2
239.	ВЛ 110 кВ Тургояк - Горная	1959	АС-185	2,15
		1951	АС-185	26,72
		1965	АС-185	6,8
				35,67
240.	ВЛ 110 кВ Тургояк - Ильменская	1954	АС-185	2,15
		1987	АС-185	1,13
		1984	АС-185	0,3
				3,58
241.	ВЛ 110 кВ Тургояк - Тургоякская ТЭЦ I цепь (ВЛ 110 кВ Тургояк - ТЭЦ Тургояк 1)	1981	АС-150	2,1
242.	ВЛ 110 кВ Тургояк - Тургоякская ТЭЦ II цепь (ВЛ 110 кВ Тургояк - ТЭЦ Тургояк 2)	1981	АС-150	2,1
243.	ВЛ 110 кВ Тургояк - ТЭЦ УралАЗ	1962	АС-150	3,8
		1962	АС-185	4,2
				8,0
244.	ВЛ 110 кВ Тургояк-т - Хребет-т	1970	АСО-240	3,1
		1952	АС-240	16,96
				20,06
245.	ВЛ 110 кВ Тюбеляс-т - Мурсалимкино-т	1969	АС-150	5,02
		1990	АС-150	10,34
		1949	АС-150	1,90
				17,26
246.	ВЛ 110 кВ Углицкая - Горьковская	1991	АС-150	9,43
		1972	АС-120	9,20
				18,63
247.	ВЛ 110 кВ Узельга - Межозерная	1972	АС-185	0,8
		1973	АС-185	8,9
				13,7
248.	ВЛ 110 кВ Уйская - Н. Усцелемово	1980	АС-95	13,94
		1986	АС-95	0,66
				14,60
249.	ВЛ 110 кВ Улу-Теляк-т- АМЕТ I цепь с отпайкой на ПС Казаяк-т		АС-120	17,93
		1960	АС-120	3,78
				0,744
				22,454
250.	ВЛ 110 кВ Улу-Теляк-т - АМЕТ II цепь с отпайкой на ПС Казаяк-т		АС-120	20,78
		1999	АС-120	3,78
				0,744
				25,304
251.	ВЛ 110 кВ Упрун-т - Кумысная-т	1966	АС-150	20,62
		1956	АС-150	18,03
				38,65
252.	ВЛ 110 кВ Уралбройлер - Муслюмово-т	2012	АС-150	3,19
		1977	АС-120	5,50
				8,69
253.	ВЛ 110 кВ Уфалей - Малахит I цепь с отпайкой на ПС Ново-Ивановская	1998	АС 150	51,70
254.	ВЛ 110 кВ Уфалей - Малахит II цепь с отпайками	1998	АС 150	51,80
255.	ВЛ 110 кВ Уфалей - Мраморная N 1	1964	АС-185	9,2
		1982	АС-185	0,2
				9,4
256.	ВЛ 110 кВ Уфалей - Мраморная N 2	1952	АС-150	9,2
		1982	АС-185	0,4
				9,6
257.	ВЛ 110 кВ Уфалей - Мраморная N 3	1952	АС-150	9,3
		1982	АС-185	0,3
				9,6
258.	ВЛ 110 кВ Филимоново - Ларино	1993	АС-120	19,94
259.	ВЛ 110 кВ Харлуши - Акбашево	1978	АС-150	1,6
		1988	АС-185	4
		1976	АС-150	11,5
				17,1
260.	ВЛ 110 кВ Хребет-т - Таганай-т	1962	АС-240	6,6
		1952	АС-240	5,3
		1971	АСО-240	2,59
				14,49
261.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Кундравы	1977	АС-120	27,6
262.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Луговая I цепь	1975	АС-150	14,4
263.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Луговая II цепь	1975	АС-150	14,4
264.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Мисяш-т	1972	АС-95	1,6
265.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Непряхино	1986	АС-185	13,1
		1989	АС-240	0,37
				13,47
266.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Шахматово-т	1972	АС-95	1,6
		1986	АС-95	6,4
		1970	АС-70	1,2
				9,2
267.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Яраткулово	1986	АС-150	30,5
		1981	АС-185	0,52
				31,02
268.	ВЛ 110 кВ Челябинская - ишкиль-т	1996	АС-95	1,59
		1996	АС-120	3,35
				4,94
269.	КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Аэродромная с отпайками	1965	АС-120	1,5
		1965	АС-240	2,5
		1980	АС-300	0,7
				4,7
270.	КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Восточная	1960	АС-185	5,9
271.	КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая I цепь	1972	АСО-300	6,9
272.	КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Новометаллургическая II цепь	1972	АСО-300	6,9
273.	КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Тракторозаводская	1960	АС-185	5,2
		1963	АС-95	1,2
		1963	АС-185	0,2
				6,6
274.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЗСО	2004	АС-240	1,71
		1988	АС-185	н/д
		1976	АС-185	1
		1976	АС-240	н/д
275.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - Пластмасс	2003	АС-240/32	1,71
		1957	АС-240/32	7,19
		1996	АС-240/32	0,1
		1976	АС-240/32	2,5
				11,5
276.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - Чурилово-т	2004	АС-240	1,71
		1988	АС-185	н/д
		1957	АС-185	2,80
277.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - Ю. Копи с отпайкой на ПС Н.О.В.	2003	АС-240	1,71
		1957	АС-240	14,89
		1996	АС-240	0,1
				16,7
278.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь	2008	АС-185	0,16
		2008	АСКС-300	1,44
				1,60
279.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь	2008	АС-185	0,16
		2008	АСКС-300	1,44
				1,60
280.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Плавильная I цепь с отпайкой на ПС ГПП-12	1993	АС-300/39	5,35
		2010	АСКС-300	0,7
		1956	АСУ-300	3,4
		1983	АСУ-300	0,6
				10,05
281.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Плавильная II цепь с отпайкой на ПС ГПП-12	1993	АС-300/39	5,35
		2010	АСКС-300	0,7
		1956	АСУ-300	3,4
		1983	АСУ-300	0,6
				10,05
282.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Лазурная	1993	АС-120	1,93
		1976	АС-120	23,3
		1976	АС-150	2,00
				27,23
283.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Тепличная	1993	АС-120	1,97
		1976	АС-120	6,70
		1986	АС-120	5,42
				14,09
284.	ВЛ 110 кВ Чесменская - Углицкая	1972	АС-120	22
		1991	АС-150	9,43
				31,43
285.	ВЛ 110 кВ Чесменская - Южноуральский рудник с отпайкой на ПС Берлинский карьер	1979	АС-150	40
286.	ВЛ 110 кВ Чернявская-т - Щучье-т с отпайкой на ПС Пивкино-т	1957	АС-185	48,70
287.	ВЛ 110 кВ Чурилово-т - Гусеничная	1957	АС-185	2,8
		1976	АС-185	2,6
				5,4
288.	ВЛ 110 кВ Шагол - Аргаяш с отпайками	1987	АС-185	7,2
		1996	АС-150	33,4
		1967	АС-150	2,1
				42,7
289.	ВЛ 110 кВ Шагол - Аэродромная	1965	АС-240	5,5
		1980	АС-300	0,7
				6,2
290.	ВЛ 110 кВ Шагол - Бульварная с отпайкой на ПС 220 кВ ЧФЗ	1951	АСУ-400	10,7
		1991	АС-400	1,34
		1982	АСО-500	0,3
		1980	АСО-500	0,3
		1964	АСО-500	5,2
		1978	АСО-500	0,7
				18,54
291.	ВЛ 110 кВ Шагол - Заварухино	1987	АС-185	7,4
		1980	АС-150	4,9
				12,3
292.	ВЛ 110 кВ Шагол - КПД	1951	АСУ-400	1,94
		1993	АС-400/51	0,68
				2,61
293.	КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками	1966	АС-240/32	14,2
		1984	АС-240/32	2,6
		2010	АПВУ2Г (1Х400-150- 64/100)хЗ	0,64
		2010	АС-240/32	0,36
				17,8
294.	ВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская	1966	АС-240/32	5,4
		1987	АС-240/32	0,4
				5,8
295.	ВЛ 110 кВ Шагол - СЗК	1965	АС-240	4,1
296.	ВЛ 110 кВ Шагол - Харлуши	1988	АС-185	16,7
	с отпайками	1978	АС-150	1,7
				18,4
297.	КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС I цепь с отпайкой на ПС Цинковая 110	1965	АС-240	9,5
298.	КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС IV цепь с отпайками	1965	АС-240	8
		1965	АС-120	1,5
				9,5
299.	ВЛ 110 кВ Шантаринская - Подовинная	1992	АС-120	6,4
		1966	АС-120	27,2
				33,6
300.	ВЛ 110 кВ Шахматово-т - Челябинская	1970	АС-70	1,2
		1986	АС-95	8,45
				9,65
301.	ВЛ 110 кВ Шершневская - Сосновская с отпайкой на ПС Томино	2011	АС-240/32	3,75
		1987	АС-185	12
		1981	АС-150	7,2
				22,95
302.	ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Еманжелинка с отпайками	1953	АС-185	20,5
		1993	АС-185	14,5
				35
303.	ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Казачья	1956	АС-185	4,65
304.	ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Красногорка с отпайкой на ПС Красноселка-т	1952	АС-185	22,08
305.	ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Ленинская с отпайкой на ПС Варламово	1952	АС-240	57,7
		1972	АС-240	9,95
		1998	АС-240	2,5
		1952	АС-240	42
				112,15
306.	ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС -Первомайка I цепь с отпайкой на ПС Еманжелинск-т	1965	АС-150	19,43
		1967	АС-150	34,8
				54,23
307.	ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Первомайка II цепь с отпайкой на ПС Еманжелинск-т	1965	АС-150	19,43
		1967	АС-150	34,8
				54,23
308.	КВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Таганай с отпайками	1952	АС-240	91
		1986	АС-240	16
		2000	АС-240	9,7
		1952	АС-240	42
				158,7
309.	ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Южноуральская	1969	АС-150	0,30
		1969	АС-240	2,40
				2,70
310.	ВЛ 110 кВ Ю. Копи- Козырево-т I цепь	1975	АС-185	12,2
311.	ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т II цепь	1975	АС-185	12,2
312.	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал	1959	АС-150	3,6
		1949	М-95	24,1
				27,7
313.	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кропачево I цепь	1991	АС-240	23,11
		1981	АС-240	11,22
				34,33
314.	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кукшик-т с отпайкой на ПС Мурсалимкино-т	1980	АС-150	21,5
		1970	АС-150	12,3
				33,8
315.	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Лесная I цепь с отпайкой на ПС Трехгорная	1994	АС-150	9,92
				н/д
316.	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Лесная II цепь с отпайкой на ПС Трехгорная	1994	АС-150	9,92
				н/д
317.	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Тюбеляс-т	1990	АС-150	11,16
		1969	АС-150	5,02
				16,18
318.	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Яхино-т	1991	АС-240	23,11
		1981	АС-240	9,34
				32,45
319.	ВЛ 110 кВ Яхино-т - Кропачево	1981	АС-240	6,12
320.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Гранит 1	1976	АС-95	0,2
		1972	АС-95	2,36
				2,56
321.	ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Гранит 2	1976	АС-95	0,2
		1972	АС-95	2,36
				2,56
322.	ВЛ 110 кВ Уйская - Зерновая	1987	АС-120	25,03
323.	ВЛ 110 кВ Боровая - Жука-Тау 1,2	1974	АС-150	1,23
324.	ВЛ 110 кВ ЗMЗ-23 - Златоуст	1958	АС-300	8,2
325.	ВЛ 110 кВ ЗМЗ-25 - Златоуст	1958	АС-300	8,2
326.	ВЛ 110 кВ Ай-т 1,2	1963	АС-150	11,3
327.	ВЛ 110 кВ Златоуст - Завод Ленина 1, 2	1976	АС-185	6,96
328.	ВЛ 110 кВ Златоуст - ЗMЗ 61	1968	АСО-500	7,9
329.	ВЛ 110 кВ Златоуст - ЗMЗ 62	1968	АСО-500	7,9
330.	ВЛ 110 кВ Златоуст - Ургала 1,2	1982	АС-150	30,7
		1982	АС-95	16,3
			АС-95	13,39
				60,39
331.	ВЛ 110 кВ Бакал - Сидеритовая 1, 2		АС-150	2,09
332.	ВЛ 110 кВ Кропачево - УКВЗ 1	1981	АС-150	6,31
		2004	АС-150	10,45
				16,76
333.	ВЛ 110 кВ Кропачево - УКВЗ 2	1981	АС-150	5,91
		2004	АС-150	10,45
				16,36
334.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - Магнитогорск-т I, II цепь	1967	АСУ-300	8,8
335.	ВЛ 110 кВ Георгиевская - Княженка	1982	АС-120	17
336.	ВЛ 110 кВ Карталы районная - Снежная	1967	АС-185	15,27
		1971	АС-120	35,2
				50,47
337.	ВЛ 110 кВ Снежная - Полоцкая	1970	АС-120	27,7
338.	ВЛ 110 кВ Карталы районная - КС-17 I, II цепь	1964	АС-120	6,6
339.	ВЛ 110 кВ Бреды-т - Рымникская	1970	АС-120	17,21
340.	ВЛ 110 кВ Зингейка - Кацбах	1992	АС-120	9,8
341.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - Агаповская	1979	АС-185	0,6
342.	ВЛ 110 кВ Агаповская - Сибай-3	1979	АС-185	0,6
				БЭ
343.	ВЛ 110 кВ СПП - Кизил	1979	АС-120	13,39
344.	ВЛ 110 кВ Агаповская - Янгелька	1982	АС-120	24
345.	ВЛ 110 кВ Верхнеуральская - Степная	1984	АС-95	14,7
346.	ВЛ 110 кВ Янгелька - Сыртинка	1987	АС-120	27,81
347.	ВЛ 110 кВ Верхнеуральская - Сабаново	1989	АС-150	31,6
348.	ВЛ 110 кВ Кизил - Обручевка с отпайкой на ПС Смородинка	1983	АС-120	28,42
		1989	АС-120	0,2
				28,62
349.	ВЛ 110 кВ Обручевка - Измайловская	1989	АС-120	0,2
		1983	АС-120	12,72
				12,92
350.	ВЛ 110 кВ Полоцкая - Измайловская	1983	АС-120	37,43
351.	ВЛ 110 кВ Сабаново - Александрийская	1989	АС-150	8,82
		2000	АС-150	8,11
				16,93
352.	ВЛ 110 кВ Александрийская - Нагайбакская	2000	АС-150	8,11
		1989	АС-150	5,69
				13,8
353.	ВЛ 110 кВ Измайловская - Красногвардейская	1990	АС-120	28,7
354.	ВЛ 110 кВ Полоцкая - Путь Октября	1990	АС-120	23,5
355.	ВЛ 110 кВ Путь Октября - Зингейка	1975	АС-120	11,1
356.	ВЛ 110 кВ Магнитная - Карьер I, II цепь	1987	АС-95	10,3
357.	ВЛ 110 кв Комсомольская - Атамановка	1992	АС-120	19,7
358.	ВЛ 110 кВ Шагол - Полевая 1 цепь	1991	АС-185	1,5
		1986	АС-95	0,65
				2,15
359.	ВЛ 110 кВ Шагол - Полевая 2 цепь	1991	АС-185	1,5
		1986	АС-95	0,65
				2,15
360.	ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - Прогресс-2 1 цепь	1971	АС-240	1,2
361.	ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - Прогресс-2 2 цепь	1971	АС-240	1,2
362.	ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - Оргстекло 1, 2 цепь		АС-240
363.	КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Заречная 1 цепь	1965	АС-185	0,4
		1965	АС-120	1,7
				2,1
364.	КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Заречная 2 цепь	1965	АС-185	0,4
		1965	АС-120	1,6
		1965	АС-150	0,1
				2,1
365.	ВЛ 110 кВ ЧФЗ - Абразивная 1,2 цепь	1963	АСУ-300	2,5
366.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЧТПЗ I цепь	2003	АС-240	0,7
		1960	АС-240	1,9
				2,6
367.	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-1 - ЧТПЗ II цепь.	2003	АС-240	0,7
		1960	АС-240	1,9
				2,6
368.	ВЛ 110 кВ Козырево - Шумово	1985	АС-150	18,2
369.	ВЛ 110 кВ Шумово - Бродокалмак	1988	АЖС-120	32,8
370.	ВЛ 110 кВ Козырево - Каясан I, II цепь	1975	АС-120	29,8
371.	ВЛ 110 кВ Козырево - Трубная I, II цепь	1975	АС-150/24	0,8
		1985	АС-400/51	29,7
		1985	АС-150/24	4,75
				32,25
372.	ВЛ 110 кВ Исаково - Синеглазово I, II цепь	1969	АС-185	1,15
		1969	АС-150	2,55
				3,7
373.	ВЛ 110 кВ Исаково - Трубная I, II цепь	1978	АС-240	8,4
		1982	АС-240	0,5
		1978
		1996	АС-95	0,8
374.	ВЛ 110 кВ Еманжелинка - Сигнал I, II цепь	1989	АС-95	2,6
375.	ВЛ 110 кВ Кыштым - Тайгинка	1982	АС-185	11,5
376.	ВЛ 110 кВ Тайгинка - Пирит	1982	АС-185	30
377.	ВЛ 110 кВ Карабаш - Пирит	1982	АС-185	1,3
378.	ВЛ 110 кВ Пирит - ПС 480	1959	АС-185	6,5
		1929	М-95	1
				7,5
379.	ВЛ 110 кВ Карабаш - Кыштым	1982	АС-185	37
		1930	М-95	10,5
		2008	АС-185	4,2
		1963	АС-240	1,6
				53,3
380.	ВЛ 110 кВ Уфалей - Гидроузел	1979	АС-95	31,8
381.	ВЛ 110 кВ Гидроузел - Насосная	1979	АС-95	11,3
382.	ВЛ 110 кВ Уфалей - Нязепетровск	1976	АС-185	42
383.	ВЛ 110 кВ Уфалей - Водозабор	1976	АС-185	37,1
384.	ВЛ 110 кВ Водозабор - Нязепетровск	1976	АС-185	10
385.	ВЛ 110 кВ Кыштым - Электролитная I, II цепь	1976	АС-185	2,7
386.	ВЛ 110 кВ Касли - ВРУ I, II цепь	1989	АС-185	13,8
387.	ВЛ 110 кВ Мраморная - УЗРМО I, II цепь	1985	АС-150	12,2
		1975	АС-95	3,85
				16,05

Перечень существующих ЛЭП ТСО

			Таблица 32
N	Наименование ЛЭП	Марка провода	Длина ЛЭП, километров
ЗАО "Электросеть"
1.	ВЛ 110 кВ Конверторная - ГПП-2 1 цепь	н/д	3
2.	ВЛ 110 кВ Конверторная - ГПП-2 2 цепь	н/д	3
3.	ВЛ 110 кВ Конверторная - ГПП-5 1 цепь	н/д	2,1
4.	ВЛ 110 кВ Конверторная - ГПП-5 2 цепь	н/д	2,1
5.	ВЛ 110 кВ Конверторная - ГПП-13 1 цепь	н/д	2,4
6.	ВЛ 110 кВ Конверторная - ГПП-13 2 цепь	н/д	2,4
7.	ВЛ 110 кВ Каштак - ГПП-7 1 цепь, отпайка на ГПП-4	н/д	0,05
8.	ВЛ 110 кВ Каштак - ГПП-7 2 цепь, отпайка на ГПП-1	н/д	0,57
9.	ВЛ 110 кВ Каштак - ГПП-6 1 цепь	н/д	2,12
10.	ВЛ 110 кВ Каштак - ГПП-6 2 цепь	н/д	2,12
11.	ВЛ 110 кВ Плавильная - ТЭЦ ЧМК 1 цепь	н/д	2,26
12.	ВЛ 110 кВ Плавильная - ТЭЦ ЧМК 2 цепь	н/д	2,26
13.	ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - Плавильная с отпайками	н/д	1,2
14.	ВЛ 110 кВ Каштак - ГПП-7 1 цепь с отпайками на ГПП-14 и ГПП-4	н/д	4,77
15.	ВЛ 110 кВ Каштак - ГПП-7 2 цепь с отпайками на ГПП-14 и ГПП-1	н/д	4,77
16.	ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - ГПП-8 1 цепь	н/д	3,15
17.	ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - ГПП-15 1 цепь	н/д	3,20
18.	ВЛ 220 кВ Козырево - Конерторная# 1 цепь (отпайка на ГПП-9)	н/д	2,041
19.	ВЛ 220 кВ Козырево - Конерторная# 2 цепь (отпайка на ГПП-9)	н/д	2,041
20.	ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ-3 - Плавильная 1 цепь, отпайка на ГПП-12	н/д	1,60
21.	ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ-3 - Плавильная 2 цепь, отпайка на ГПП-12	н/д	1,60
22.	ВЛ 110 кВ Каштак - ГПП-7 1 цепь, отпайка на ГПП-14	н/д	0,348
23.	ВЛ 110 кВ Каштак - ГПП-7 2 цепь, отпайка на ГПП-14	н/д	0,348
24.	ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - ТЭЦ ЧМК, отпайки на ПС Першино, ГПП-16.	н/д	0,95
25.	ВЛ 110 кВ Новометаллургическая - Плавильная, отпайки на ПС Першино, ГПП-16.	н/д	0,95
26.	ВЛ 110 кВ "Чебаркуль-1", "Чебаркуль-2" 2-х цепная, отпайка на ГПП-1	н/д	2,495
ОАО "ММК-МЕТИЗ"
27.	ВЛ 110 кВ ГПП ММ3 - ПС-77 ММК 1 цепь	АСУ-300	1,2
28.	ВЛ 110 кВ ГПП ММ3 - ПС-77 ММК 2 цепь	АСУ-300	1,2
29.	ВЛ 110 кВ ГПП-37 - ПС-60 ММК	АСО-300	4,9
30.	ВЛ 110 кВ ГПП-61 - ПС-60 ММК	2хАС-150	4,3
ООО "Электросетевая компания"
31.	ВЛ 110 кВ Сатка - Брусит (опора 11)	АС-150	2,3
32.	ВЛ 110 кВ Сулея - Брусит (опора 14)	АС-150	2,3
ООО "Механический завод"
33.	ВЛ 110 кВ Мех. завод - Коелга	АС-150	6,3
34.	ВЛ 110 кВ Еманжелинка - Мех. завод	АС-150	6,3
ООО "Каслинская ЭнергоСбытовая Компания"
35.	ВЛ 110 кВ Касли - Машзавод 1, 2 цепь	н/д	1,62
ООО "Энергосетевая компания "АМЕТ"
36.	ВЛ 110 кВ Улу-Теляк - АМЕТ 1 цепь	АС-185	0,44
37.	ВЛ 110 кВ Улу-Теляк - АМЕТ 2 цепь	АС-185	0,5
38.	ВЛ 110 кВ Симская - АМЕТ 1 цепь	АС-185	1,138
39.	ВЛ 110 кВ Симская - АМЕТ 2 цепь	АС-185	1,55
40.	ВЛ 110 кВ ОАО "АМЗ" - АМЕТ 1, 2 цепь	АС-120
41.	КЛ 110 кВ АМЕТ - ГПП-2	АПвВнг 3х(1х185/70)	0,133
ООО "Электро-транспорт"
42.	ВЛ 110 кВ Бакал - Сидеритовая 1, 2 цепь	н/д	2,2
43.	ВЛ 110 кВ отпайка на ПС Обжиговая от ВЛ 110 кВ Бакал - Сидеритовая 1, 2 цепь	н/д	0,18
44.	ВЛ 110 кВ отпайка на ПС Шахтная 1, 2 цепь от ВЛ 110 кВ Сатка - Бакал и ВЛ 110 кВ Западная - Бакал	н/д	9,16
МП "Горэлектросеть" (г. Магнитогорска)
45.	ВЛ 110 кВ Смеловская - ПС 99	АС-185	22,03
46.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 49 с отпайкой на ПС 98	АС-185	10,8
47.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 98 с отпайкой на ПС 49 (Отпайка на ПС 49)	АС-185	2,85
48.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС49	АС-185	13,83
49.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 98 с отпайкой на ПС 99	АС-185	10,8
50.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 98 с отпайкой на ПС 99 (Отпайка на на ПС 99)	АС-185	4,35
ФГУП "РФЯЦ-ВНИИТФ имени академика Е.И. Забабахина"
51.	ВЛ 110 кВ Касли - Курчатовская	АС-185	-
52.	ВЛ 110 кВ Мраморная - Сосновая	АС-185	2,47
53.	ВЛ 110 кВ Курчатовская - Новая	АС-185	2,42
54.	ВЛ 110 кВ Светлая - Новая	АС-185	1,523
55.	ВЛ 110 кВ Сосновая - Снежинская	АС-185	5,760
ОАО "Уфалейникель"
56.	ВЛ 110 кВ Уфалей - Никель 1, 2 цепь	АС-70	1,89
ООО "Электросетевая компания" г. Екатеринбург (фактический г. Куса)
57.	Отпайки 110 кВ на ПС 110 кВ Куса от ВЛ 110 кВ Златоуст - Ай тяговая	н/д	17,2
ОАО "ЧЦЗ"
58.	ВЛ 220 кВ Шагол - Цинковая	АСО-400	0,428
59.	ВЛ 220 кВ Новометаллургическая - Цинковая	АСО-400	0,453
60.	ВЛ 110 кВ СЗК - Челябинская ГРЭС с отпайкой на ПС 110 кВ Цинковая-110 (отпайка на ПС 110 кВ Цинковая-110)	АС-185	0,1
61.	ВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС I цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Цинковая-110 (отпайка на ПС 110 кВ Цинковая-110)	АС-185	0,1
ФГУП "ПО Маяк"
62.	ВЛ 110 кВ Мраморная - Болото-1	АС-150	9,894
63.	ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Болото-1	АСУ-300	4,826
64.	ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Болото-2	АСУ-300	4,165
65.	ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Болото-7	АСУ-300	3,442
66.	ВЛ 110 кВ Кыштым - Болото-2 с отпайкой на ПС Болото-13	М-95	10,113
67.	Отпайка на ПС 110 кВ Болото-13 от ВЛ 110 кВ Кыштым - Болото-2 ВЛ 110 кВ Кыштым - Болото-2 с отпайкой на ПС Болото-13	АС-70, АС-120, М-70	2,57
68.	ВЛ 110 кВ Болото-1 - Болото-2	АС-240; М-150	1,15 1,82
69.	ВЛ 110 кВ Заварухино - Болото-7 с отпайками	М-95	5,97
70.	ВЛ 110 кВ Болото-7 - Болото-2	АС-120	1,962
71.	Отпайка на Болото-11 от ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Кыштым I цепь с отпайкой на ПС Болото-11	АС-95	4,065
72.	Отпайка на Болото-12 от ВЛ 110 кВ Аргаяшская ТЭЦ - Кыштым II цепь с отпайкой на ПС Болото-12	АС-95	2,565
73.	ВЛ 110 кВ Стройка-2 - Касли с отпайкой на ПС Болото-4	АС-120 М-70	1,4 3,35
74.	ВЛ 110 кВ Стройка-2 - Озерская	АС-120	0,544
75.	ВЛ 110 кВ Болото-1 - Болото-13	М-70 АС-120	6,83 1,4
76.	Отпайка на Болото-4 от ВЛ 110 кВ Болото-1 - Болото-13	АС-70	2,6
77.	Отпайка на Болото-4 от ВЛ 110 кВ Стройка-2 - Касли с отпайкой на ПС Болото-4	АС-95	0,34
78.	ВЛ 110 кВ Болото-1 - Болото-9	АС-120	3,5
79.	ВЛ 110 кВ Болото-1 - Болото-5	АС-120	3,38
80.	ВЛ 110 кВ Болото-2 - Болото-5	АС-120	2,2
81.	ВЛ 110 кВ Болото-2 - Болото-6	АС-120	3,4
82.	ВЛ 110 кВ Болото-2 - Болото-9	АС-120	4
83.	ВЛ 110 кВ Болото-7 - Болото-6	АС-120	3
84.	ВЛ 110 кВ Болото-7 - Болото-14 1 цепь	АС-120	1,24
85.	ВЛ 110 кВ Болото-7 - Болото-14 2 цепь	АС-120	1,24
86.	ВЛ 110 кВ Болото-7 - Болото-18 1 цепь до Болото-19	АС-70	11,63
87.	ВЛ 110 кВ Болото-7 - Болото-18 2 цепь до Болото-19	АС-70	11,63
ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат"
88.	ВЛ 220 кВ ПС 77 - ПС 4 1, 2 цепь	АСО-500	1,8
89.	ВЛ 110 кВ Магнитогорская ЦЭС - Магнитогорская ТЭЦ с отпайкой на ПС 64 1, 2 цепь	АС-300	3,7 0,3-отпайка
90.	ВЛ 110 кВ Магнитогорская ЦЭС - ПС 96 1, 2 цепь	АС-300	2,4
91.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 61	АС-300; АС 150	4,5
92.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 80 1, 2 цепь	АСК-240	1,4
93.	ВЛ 110 кВ ПС 60-ПС 37	АСО-300	4,93
94.	ВЛ 110 кВ ПС 60-ПС 62	АСУ-400	5,608
95.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 90 с отпайкой на ПС 88 1, 2 цепь	АС-300	14,5 0,2-отпайка
96.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 36 1, 2 цепь	АС-240	4,3
97.	ВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 30 1, 2 цепь	АС-300	3,5
98.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - ПС 65 1, 2 цепь	АС-300	8
99.	ВЛ 110 кВ ПС 90-ПС 63 1, 2 цепь	АС-300	11
100.	ВЛ 110 кВ Магнитогорская ТЭЦ - ПС 63 1, 2 цепь	АС-300	9
101.	ВЛ 110 кВ ПС 63 - ПС 66 1, 2 цепь	АС-300	1,5
102.	ВЛ 110 кВ ПС 90 - ПС 91 1, 2 цепь	АСО-150	11,5
103.	ВЛ 110 кВ ПС 77 - ПС 41, ПС 95 1, 2 цепь	АСО-300	1,2
104.	ВЛ 110 кВ ПС 77 - ПС 94 1, 2 цепь	АС-300	0,1
105.	ВЛ 110 кВ ПС 77 - ПС 46 1, 2 цепь	АС-300	15
106.	ВЛ 110 кВ ПС 77 - Магнитогорская ТЭЦ 1, 2 цепь	АСУ-300	3
107.	ВЛ 110 кВ ПС 77 - ПС 22 1, 2 цепь	АС-300	0,6
108.	ВЛ 110 кВ Магнитогорская ТЭЦ - АПК2, ПС81 1, 2 цепь	АСУ-300	5
109.	ВЛ 110 кВ Магнитогорская ЦЭС - ПС 23	АС-300	2,37
110.	ВЛ 110 кВ ПС 30-ПС 23	АС-300	2,29
111.	ВЛ 110 кВ Магнитогорская ЦЭС - ПС 87	АС-300	1,5
112.	ВЛ 110 кВ ПС 30 - ПС 87	АС-300	4,5
113.	ВЛ 110 кВ Магнитогорская ТЭЦ -ПС16 1, 2 цепь	АС-300	2,125
114.	ВЛ 110 кВ ПС 30 - ПС 85, ПС 62	АС-300	3,5
115.	ВЛ 110 кВ Магнитогорская ЦЭС - ПС 85 1, 2 цепь	АС-300	2,66
АО "Михеевский ГОК"
116.	ВЛ 220 кВ Карталы 220 - Михеевский ГОК	АС-300	32,12
АО "Челябинский электрометаллургический комбинат"
117.	ВЛ 110 кВ Шагол - КПД	АС-400	0,68
118.	ВЛ 110 кВ КПД - Транзитная с отпайкой на ПС ЧФЗ	АС-400	0,68

Перечень существующих ПС

				Таблица 33
N	Наименование энергообъекта (ПС, электростанции)	Диспетчерское наименование трансформаторов	Мощность, MBA	Год ввода в работу
Электростанции (с высшим напряжением 110 кВ и выше)
1	Южноуральская ГРЭС (Филиал АО "Интер РАО - Электрогенерация" Южноуральская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС-2) ОРУ 220 кВ	АТ-5 (220/110 кВ)	250	1992
		АТ-6 (220/110 кВ)	250	1954
		Т-7	125	1990
		Т-8	125	1986
		Т-9 1	120	1960
		Т-9 2	120	1960
		Т-10 1	125	1966
		Т-10 2	125	1966
	Южноуральская ГРЭС (Филиал АО "Интер РАО - Электрогенерация" Южноуральская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС-2) ОРУ 110 кВ	Т-2	72	1953
		Т-3	60	1953
		Т-4	72	1952
		ТСНР-2	10	1957
		ТГЗУ	16	1975
2	Южноуральская ГРЭС-2 (Филиал АО "Интер РАО - Электрогенерация" Южноуральская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС-2) ОРУ 500 кВ	АТ связи (500/220 кВ)	3x167+1 рез	2014
		Р-1-500	3x60	2014
	Южноуральская ГРЭС-2 (Филиал АО "Интер РАО - Электрогенерация" Южноуральская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС-2) ОРУ 220 кВ	Т-1	630	2014
		Т-2	630	2014
		РТСН	32	2014
3	Филиал ПАО "ОГК-2" - Троицкая ГРЭС ОРУ 500 кВ	Т-10	750	2016
		Т-8	630	1976
		АТГ связи (500/220 кВ)	3x167	1968
		РТСН-3	63	2016
		РТСН-4	55	2016
		ТСН-8	40	1976
		TCH 10А	30	2016
		ТСН 10В	55	2016
	Филиал ПАО "ОГК-2" - Троицкая ГРЭС ОРУ 220 кВ	АТГ-1 (220/110 кВ)	3x80	1960
		АТГ-2 (220/110 кВ)	3x80	1960
		АТ-3 (220/110 кВ)	250	1981
	Филиал ПАО "ОГК-2" - Троицкая ГРЭС ОРУ 110 кВ	РТСН-1	32	1966
		РТСН-2	31,5	1963
4	Аргаяшская ТЭЦ (Филиал Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум") ОРУ 110 кВ	Т-1	39	1954
		Т-2	40,5	1968
		Т-3	80	1990
		Т-5	80	1989
		Т-6	39	1954
		Т-7	39	1957
		РТСН-1	10	1954
		РТСН-2	10	1957
5	Челябинская ТЭЦ-1 (Филиал Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум") ОРУ 110 кВ	С1Т	63	1982
		С2Т	63	1980
		С3Т	63	1983
		С11Г	63	2013
		2Р0Т	20	1981
6	Челябинская ТЭЦ-2 (Филиал Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум") ОРУ 110 кВ	1Т	63	1984
		2Т	63	2005
		3Т	125	1999
		4Т	125	1969
		30Т	16	1976
7	Челябинская ТЭЦ-3 и ПС 110 Промплощадка (Филиал Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум") ОРУ 220 кВ	Т3-1	80	2011
		Т3-2	200	2011
		РТСН-2	32	2011
		2ГТ	250	2006
		2ВТ	32	2006
		ТСН-3	25	2011
	Челябинская ТЭЦ-3 и ПС 110 Промплощадка (Филиал Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум") ОРУ 110 кВ	1ГТ	250	1996
		РТСН-1 (0BT)	40	1996
		1ВТ	40	1996
	Челябинская ТЭЦ-3 и ПС 110 Промплощадка (Филиал Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум") ПС 110 Промплощадка	1Т	25	1983
		2Т	25	1983
8	Челябинская ГРЭС (Филиал Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум") КРУЭ 220 кВ	Т1-1	225	2015
		Т1-2	125	2015
	Челябинская ГРЭС (Филиал Энергосистема "Урал" ОАО "Фортум") КРУЭ 110 кВ	Т-1	63	2015
		Т-2	63	2015
		Т-3	63	2015
		Т-4	63	2015
		Т2-1	225	2016
		Т2-2	125	2016
		РТСН	25	2014
9	Магнитогорская ТЭЦ (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат") ОРУ 110 кВ	Т-1	60	1952
		Т-2	63	2005
		Т-3	60	1953
		Т-4	80	2012
		Т-5	80	2008
		Т-6	80	1988
		Рез.Т-2	10	1968
10	Магнитогорская ЦЭС (ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат") ОРУ 110 кВ	Т-1	40	1979
		Т-2	63	1983
		Т-3	63	2012
		Т-4	63	2007
		Т-5	63	1998
		Т-6	63	2003
11	ТЭЦ ЧМЗ (ОАО "Мечел- Энерго") ОРУ 110 кВ	Т-1	40	1988
		Т-2	40	1987
		Т-3	63	1989
		Т-6	75	1969
		Т-7	75	1970
12	ТЭЦ УралАЗ АО "ЭнСер" ОРУ 110 кВ	Т-1	31,5	1966
13	Тургоякская ТЭЦ (ТЭЦ АО "Миасский машиностроительный завод") ОРУ 110 кВ	Т-1	32	1970
		Т-2	31,5	1965
14	ТЭЦ Магнезит /ПС 110 кВ Огнеупор/ (ОАО "Комбинат Магнезит") ОРУ 110 кВ	Т-1	31,5	н/д
		Т-2	31,5
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Южно-Уральское ПМЭС
15	ПС 500/110 кВ Кропачево	АТ1 (500/110 кВ)	250	1991
		АТ2 (500/110 кВ)	250	1994
16	ПС 500/110 кВ Приваловская	АТ1 (500/110 кВ)	250	1989
17	ПС 500/110 кВ Златоуст	АТ1 (500/110 кВ)	250	2013
		АТ2 (500/110 кВ)	250	1986
		АТ3 (500/110 кВ)	250	2007
		Т-4	2.5	2004
18	ПС 500/220/110 кВ Смеловская	АТГ1 (500/220 кВ)	3x267	1990
		АТ3 (220/110 кВ)	200	1991
		Т-5	2,5	1990
19	ПС 500/220 кВ Магнитогорская	АТГ1 (500/220 кВ)	3x267	1978, 1978, 2008
		АТГ2 (500/220 кВ)	3x267	1985
20	ПС 500 кВ Челябинская	Т-3	6,3	1986
		Т-4	6,3	1986
21	ПС 500/220/110 кВ Шагол	АТГ3 (500/220 кВ)	3x167	1988
		АТГ4 (500/220 кВ)	3x168	1989
		АТ1 (220/110 кВ)	250	1988
		АТ2 (220/110 кВ)	250	1992
22	ПС 500/220/110 кВ Козырево	АТГ3 (500/220 кВ)	3x267	1983
		АТГ4 (500/220 кВ)	3x267	1975
		AT1 (220/110 кВ)	200	1983
		АТ2 (220/110 кВ)	200	1975
23	ПС 220/110 кВ Новометаллургическая	АТ1 (220/110 кВ)	200	2011
		АТ2 (220/110 кВ)	200	2010
24	ПС 220/110 кВ Исаково	АТ1 (220/110 кВ)	200	1992
		АТ2 (220/110 кВ)	180	1966
25	ПС 220/110 кВ Чебаркуль	АТ1 (220/110 кВ)	250	1986
		АТ2 (220/110 кВ)	240	1975
26	ПС 220/110 кВ Мраморная	АТ1 (220/110 кВ)	125	1982
		АТ2 (220/110 кВ)	125	1984
27	ПС 220/110 кВ Кунашак	АТ2 (220/110 кВ)	63	1982
		Т1	15	2001
		Т4	16	1982
28	ПС 220/6 кВ КС 19	Т1	32	1985
		Т2	32	1985
29	ПС 220/110 кВ Карталы 220	АТ1 (220/110 кВ)	125	1986
		АТ2 (220/110 кВ)	200	1999
30	ПС 110/35/27,5/10 кВ Карталы районная	Т1 (110/35/27,5 кВ)	40,5	1966
		Т2 (110/27,5/10 кВ)	40	1997
		Т3 (110/35/10 кВ)	16	1969
31	ПС 110/10 кВ Восточная	Т1	2,5	1989
		Т2	2,5	1967
32	ПС 110/35/10 кВ Ракитная	Т1	10	1992
		Т2	10	1990
Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго"
33	ПС 110/10 кВ Абзаково	Т-1	2,5	1978
34	ПС 110/10 кВ Агаповская	Т-1	10	1977
		Т-2	10	1977
35	ПС 110/10 кВ Айлино	Т-1	6,3	1978
36	ПС 110/10 кВ Акбашево	Т-1	2,5	1965
		Т-2	2,5	1986
37	ПС 110/35/10 кВ Александровская	Т-1	6,3	1989
		Т-2	10	1972
38	ПС 110/10 кВ Алишево	Т-1	2,5	1982
39	ПС 110/10 кВ Амурская	Т-1	3,2	1966
40	ПС 110/10 кВ Анненская	Т-1	10	1990
41	ПС 110/6 кВ Аппаратная	Т-1	16	1990
		Т-2	16	1990
42	ПС 110/35/10 кВ Аргаяш	Т-1	25	1983
		Т-2	25	1988
43	ПС 110/10 кВ Арси	Т-1	6,3	1988
44	ПС 110/10 кВ Арша	Т-1	6,3	1987
45	ПС 110/10 кВ Атамановка	Т-1	6,3	1991
46	ПС 110/10/10 кВ Аэродромная	Т-1	63	2005
		Т-2	63	1992
47	ПС 110/35/6 кВ Бакал	Т-1	16	1980
		Т-2	25	1971
48	ПС 110/6 кВ Батурино	Т-1	10	1999
		Т-2	7,5	1952
49	ПС 110/10 кВ Бектыш	Т-1	6,3	1990
		Т-2	6,3	1983
50	ПС 110/10 кВ Береговая	Т-1	6,3	1989
		Т-2	6,3	1993
51	ПС 110/10 кВ Березиновская	Т-1	10	1985
		Т-2	6,3	1989
52	ПС 110/6 кВ Бобровская	Т-1	10	1961
		Т-2	7,5	1962
53	ПС 110/10 кВ Борисовская	Т-1	6,3	1976
		Т-2	6,3	1990
54	ПС 110/10 кВ Боровая (ЗЭС)	Т-1	40	1974
		Т-2	40	1975
55	ПС 110/10 кВ Боровая (ЦЭС)	Т-2	2,5	1989
56	ПС 110/35/10 кВ Бородиновская	Т-1	6,3	1987
		Т-2	10	1990
57	ПС 110/35/10 кВ Бродокалмак-110	Т-1	16	1987
58	ПС 110/10/10 кВ Бульварная	Т-1	25	1977
		Т-2	25	1980
59	ПС 110/6 кВ Буранная	Т-1	10	1973
		Т-2	10	1980
60	ПС 110/10 кВ Бутаки	Т-1	16	2011
		Т-2	16	2011
61	ПС 110/35/10 кВ Варламово	Т-1	11,4	1975
		Т-2	16	1998
62	ПС 110/35/10 кВ Варненская	Т-1	16	1971
		Т-2	25	1991
63	ПС 110/10 кВ Вахрушево	Т-1	6,3	1981
		Т-2	6,3	1983
64	ПС 110/10 кВ Верхнеуральская	Т-1	16	1991
		Т-2	10	1993
65	ПС 110/6 кВ Водозабор	Т-1	10	1975
		Т-2	10	1975
66	ПС 110/35/6 кВ Восточная	Т-1	40	2008
		Т-2	40	1971
67	ПС 110/10 кВ Гагаринская	Т-1	16	1975
		Т-2	16	1974
68	ПС 110/10 кВ Георгиевская	Т-1	6,3	1985
69	ПС 110/10 кВ Гидроузел	Т-1	2,5	н/д
70	ПС 110/35/10 кВ Гончарская	Т-1	25	1986
		Т-2	25	1989
71	ПС 110/6 кВ Город-2	Т-1	25	2000
		Т-2	25	2008
72	ПС 110/10 кВ Горьковская	Т-1	6,3	1978
		Т-2	6,3	1987
73	ПС 110/10/10 кВ Гранитная	Т-1	40	2008
		Т-2	40	2008
74	ПС 110/6 кВ Гранкварц	Т-1	10	1970
		Т-2	16	1984
75	ПС 110/6 кВ Д. Дача	Т-1	7,5	1954
76	ПС 110/35/10 кВ Демаринская	Т-1	6,3	1984
		Т-2	6,3	1990
77	ПС 110/10 кВ Дробышевская	Т-1	6,3	1980
		Т-2	6,3	1981
78	ПС 110/10 кВ Еленинская	Т-1	10	1986
		Т-2	10	1972
79	ПС 110/35/6 кВ Еманжелинка	Т-1	15	1949
		Т-2	25	1992
80	ПС 110/35/10 кВ Есаулка	Т-1	10	1965
		Т-2	10	1980
81	ПС 110/35/10 кВ Еткуль	Т-1	40	1973
		Т-2	40	1973
		Т-3	40	1977
82	ПС 110/10/10 кВ Заварухино	Т-1	25	1987
		Т-2	25	2002
83	ПС 110/6 кВ Западная	Т-1	16	1986
		Т-2	16	1986
84	ПС 110/35/6 кВ Западная	Т-1	31,5	1966
		Т-2	31,5	1965
85	ПС 110/10/10 кВ Заречная	Т-3	25	1985
86	ПС 110/6 кВ Заречная	Т-1	16	2008
		Т-2	15	1967
87	ПС 110/10 кВ Звягино	Т-1	6,3	1985
88	ПС 110/6 кВ Зеленая	Т-1	6,3	1978
		Т-2	6,3	1977
89	ПС 110/10 кВ Зерновая	Т-1	6,3	1987
90	ПС 110/10 кВ Зингейка	Т-1	6,3	1991
91	ПС 110/10 кВ Измайловская	Т-1	10	1983
92	ПС 110/10 кВ Ильменская	Т-1	10	1980
		Т-2	10	1981
93	ПС 110/10 кВ Казачья	Т-1	63	2008
		Т-2	63	1998
94	ПС 110/35/6 кВ Калачево	Т-1	10	1965
		Т-2	7,5	1931
95	ПС 110/10 кВ Камыши	Т-1	10	1987
		Т-2	10	1972
96	ПС 110/3 кВ Карабаш	Т-1	5,6	1930
		Т-3	7,5	1951
		Т-4	20	1960
		Т-5	20	1960
97	ПС 110/10 кВ Каракульская	Т-1	6,3	1991
		Т-2	6,3	1991
98	ПС 110/6 кВ Карат	Т-1	16	2008
		Т-2	16	2011
99	ПС 110/35/10 кВ Касли	Т-1	15	1957
		Т-2	25	1990
100	ПС 110/10 кВ Кацбах	Т-1	6,3	1992
101	ПС 110/10 кВ Каясан	Т-1	40	1975
		Т-2	40	1975
102	ПС 110/10 кВ Керамика	Т-1	16	1991
103	ПС 110/10 кВ Кидыш	Т-1	2,5	1981
		Т-2	10	1967
104	ПС 110/35/10 кВ Кизил	Т-1	10	1978
		Т-2	10	1979
105	ПС 110/6 кВ Кирпичная	Т-1	6,3	1989
106	ПС 110/10 кВ Кирса	Т-1	6,3	1986
107	ПС 110/10 кВ Ключевская	Т-1	6,3	1986
		Т-2	6,3	1991
108	ПС 110/10 кВ Ключи	Т-1	10	1982
		Т-2	10	1971
109	ПС 110/10 кВ Княженка	Т-1	6,3	1982
110	ПС 110/35/6 кВ Коелга	Т-1	6,3	1966
		Т-2	6,3	1969
111	ПС 110/35/6 кВ Копейская- Городская	Т-1	20	1959
		Т-2	16	1986
112	ПС 110/35/6 кВ Коркино	Т-1	40	1990
		Т-2	31,5	1964
		Т-3	40	1986
113	ПС 110/35/6 кВ Кочкарь	Т-1	10	1963
		Т-2	10	1966
114	ПС 110/35/6 кВ Красная Горка	Т-1	10	1963
		Т-2	10	1961
115	ПС 110/35/10 кВ Красногвардейская	Т-1	10	1990
116	ПС 110/35/6 кВ Красногорка	Т-1	16	1971
		Т-2	10	1948
117	ПС 110/10/10 кВ Краснопольская	Т-1	40	2012
		Т-2	40	2012
118	ПС 110/10 кВ Кременкуль	Т-1	10	1956
119	ПС 110/10 кВ Кулуево	Т-1	10	1987
		Т-2	10	1987
120	ПС 110/10 кВ Кундравы	Т-1	6,3	1976
		Т-2	6,3	1978
121	ПС 110/10 кВ Курортная	Т-1	10	1971
		Т-2	10	1970
122	ПС 110/35/6 кВ Кыштым	Т-1	20	1968
		Т-2	20	1968
123	ПС 110/35/10 кВ Лазурная	Т-1	16	1975
		Т-2	10	1978
124	ПС 110/10 кВ Ларино	Т-1	6,3	1991
		Т-2	6,3	1994
125	ПС 110/10/6 кВ Ленинская	Т-1	63	1989
		Т-2	63	1989
126	ПС 110/10 кВ Луговая	Т-1	40	1975
		Т-2	40	1974
127	ПС 110/10 кВ Магнитная	Т-1	6,3	1986
		Т-2	10	1992
128	ПС 110/10/10 кВ Массивная	Т-1	40	2008
		Т-2	40	2008
129	ПС 110/10 кВ Маук	Т-1	6,3	1994
130	ПС 110/6 кВ Машзавод	Т-1	10	1969
131	ПС 110/10 кВ Маякская (МЭС)	Т-1	6,3	1987
132	ПС 110/10 кВ Маякская (ТЭС)	Т-1	6,3	1985
		Т-2	6,3	1991
133	ПС 110/35/6 кВ Миасс	Т-1	40	1965
		Т-2	40,5	1958
134	ПС 110/10 кВ Миасская	Т-1	16	2015
		Т-2	16	2015
135	ПС 110/10 (6) кВ ММПС Оксана	Т-1	25	2010
136	ПС 110/10 кВ Н. Усцелемово	Т-1	6,3	1986
137	ПС 110/10 кВ Нагайбакская	Т-1	6,3	1989
138	ПС 110/6 кВ Насосная	Т-1	16	1980
139	ПС 110/10/10 кВ Новоградская	Т-1	40	1984
		Т-2	40	1984
140	ПС 110/35/10 кВ Ново-Троицкая	Т-1	10	1973
		Т-2	6,3	1977
141	ПС 110/35/10 кВ Нязепетровск	Т-1	25	1985
		Т-2	25	1984
142	ПС 110/10 кВ Обручевка	Т-1	6,3	1989
143	ПС 110/35/10 кВ Октябрьская (ТЭС)	Т-1	25	1990
		Т-2	25	1991
144	ПС 110/35/6 кВ Октябрьская (ЦЭС)	Т-1	25	1997
		Т-2	25	1996
145	ПС 220/10/6 кВ Очистные сооружения	Т-1	32	1980
		Т-2	32	1982
146	ПС 110/35/10 кВ Павловская	Т-1	10	1983
147	ПС 110/10/10 кВ Паклинская	Т-1	25	1981
		Т-2	25	1982
148	ПС 110/35/6 кВ Первогорская	Т-1	20	1955
		Т-2	20	1955
149	ПС 110/6 кВ Первомайка	Т-1	25	1979
		Т-2	31,5	1961
		Т-3	6,3	1981
150	ПС 110/35/10 кВ Песчаная	Т-1	10	1976
		Т-2	10	1979
151	ПС 110/35/10 кВ Петропавловская	Т-2	16	1979
152	ПС 110/35/10 кВ Пирит	Т-1	40	2006
		Т-2	40	2006
153	ПС 110/10 кВ Пластмасс	Т-1	16	1975
		Т-2	16	1977
154	ПС 110/6 кВ Подкачка-1	Т-1	10	1975
155	ПС 110/6 кВ Подкачка-2	Т-1	16	1984
156	ПС 110/6 кВ Подкачка-3	Т-1	10	1975
157	ПС 110/35/10 кВ Подовинная	Т-1	25	1991
		Т-2	16	1988
158	ПС 110/10 кВ Полевая	Т-1	16	1982
		Т-2	16	1982
159	ПС 110/35/10 кВ Полоцк	Т-1	6,3	1968
		Т-2	6,3	1967
160	ПС 110/10 кВ Прибор	Т-1	10	1984
		Т-2	10	1984
161	ПС 110/10 кВ Путь Октября	Т-1	6,3	1991
162	ПС 110/6 кВ Рыбная	Т-1	10	1978
163	ПС 110/35/10 кВ Рымникская	Т-1	10	1969
164	ПС 110/10 кВ Сабаново	Т-1	6,3	1990
165	ПС 110/10 кВ Сары	Т-1	6,3	1976
		Т-2	6,3	1976
166	ПС 110/35/6 кВ Сатка	Т-1	40	1987
		Т-2	40	1987
167	ПС 110/6 кВ Светлинская	Т-1	6,3	1976
168	ПС 110/6/6 кВ Северная	Т-1	40	1988
		Т-2	40	2000
169	ПС 110/6 кВ Сигнал	Т-2	6,3	1981
170		Т-1	20	1956
	ПС 110/35/6 кВ Синеглазово	Т-2	25	1976
171	ПС 110/10 кВ Смородинка	Т-1	6,3	1993
172	ПС 110/35/10 кВ Снежная	Т-1	6,3	1970
		Т-2	6,3	1970
173	ПС 110/35/6 кВ Солнечная долина	Т-1	16	1968
174	ПС 110/6 кВ Сосновская	Т-1	16	1978
		Т-2	16	1980
175	ПС 110/10 кВ Спасская	Т-1	2,5	1984
		Т-2	2,5	1980
176	ПС 110/10/10 кВ Спортивная	Т-1	40	2002
		Т-2	40	2003
177	ПС 110/6 кВ Станкозаводская	Т-1	10	1980
		Т-2	6,3	1969
178	ПС 110/10 кВ Степная	Т-1	6,3	1984
		Т-2	6,3	1980
179	ПС 110/10 кВ Степная	Т	6,3	1981
180	ПС 110/35/6 кВ Строительная	Т-1	25	1975
		Т-2	25	1975
181	ПС 110/10 кВ Сыртинка	Т-1	6,3	1987
182	ПС 110/35/6 кВ Таганай	Т-1	40	2008
		Т-2	40	2008
183	ПС 110/35/10 кВ Тайгинка	Т-1	16	1983
		Т-2	16	1982
184	ПС 110/10 кВ Таянды	Т-1	10	1987
185	ПС 110/10 кВ Тепличная	Т-1	16	1984
		Т-2	16	1985
186	ПС 110/10 кВ Тимирязевская	Т-1	6,3	1980
187	ПС 110/10 кВ Тогузак	Т-1	6,3	1992
		Т-2	10	1965
188	ПС 110/10 кВ Томино	Т-1	6,3	1983
189	ПС 110/10 кВ Тракторозаводская	Т-1	25	1991
		Т-2	25	1970
190	ПС 110/35/6 кВ Троицкая Районная	Т-1	31,5	1967
		Т-2	31,5	1965
191	ПС 110/10 кВ Тургояк	Т-1	10	1977
		Т-2	10	1983
192	ПС 110/10 кВ Углицкая	Т-1	6,3	1990
		Т-2	6,3	1990
193	ПС 110/35/10 кВ Уйская	Т-1	10	1990
		Т-2	16	1984
194	ПС 110/10 кВ Уралбройлер	Т-1	16	2012
		Т-2	16	2012
195	ПС 110/35/6 кВ Уфалей	Т-1	16	1972
		Т-2	25	1988
196	ПС 110/35/10 кВ Фершампенуаз	Т-1	16	2012
		Т-2	10	1983
197	ПС 110/10 кВ Филимоново	Т-1	6,3	1988
		Т-2	10	1984
198	ПС 110/10 кВ Харлуши	Т-1	6,3	1994
		Т-2	6,3	1983
199	ПС 110/10 кВ Хуторская	Т-1	6,3	1990
		Т-2	10	1956
200	ПС 110/10 кВ Черноборская	Т-1	6,3	1990
		Т-2	6,3	1986
201	ПС 110/35/10 кВ Чесменская	Т-1	10	1979
		Т-2	25	1991
202	ПС 110/10 кВ Чудиновская	Т	6,3	1983
203	ПС 110/35/6 кВ Чумляк	Т-1	16	1976
		Т-2	16	1976
204	ПС 110/6 кВ ЧЭРЗ	Т-1	20	1966
		Т-2	20	1966
205	ПС 110/10 кВ Шантаринская	Т-1	10	1991
		Т-2	10	1991
206	ПС 110/6 кВ Швейная	Т-1	10	1989
		Т-2	10	1988
207	ПС 110/10/10 кВ Шершнёвская	Т-1	25	1985
		Т-2	25	1985
208	ПС 110/10 кВ Шумово	Т-1	6,3	1985
		Т-2	6,3	1988
209	ПС 110/35/6 кВ Ю. Копи	Т-1	31,5	1957
		Т-2	31,5	1957
210	ПС 110/6/6 кВ Южная	Т-1	40	1982
		Т-2	25	1978
		Т-3	16	1973
		Т-4	16	1973
211	ПС 110/35/10 кВ Южностепная	Т-1	10	1969
212	ПС 110/35/6 кВ Южноуральский рудник	Т-1	10	1967
		Т-2	6,3	1971
213	ПС 110/35/10 кВ Южно-Уральская	Т-1	25	1977
		Т-2	25	1969
214	ПС 110/35/6 кВ Юрюзань	Т-1	25	1980
		Т-3	19,07	1971
215	ПС 110/10 кВ Янгелька	Т-1	6,3	1993
		Т-2	6,3	1982
216	ПС 110/10 кВ Яраткулово	Т-1	6,3	1989
		Т-2	6,3	1981
ООО "АЭС Инвест"
217	ПС 110/10 кВ Комсомольская	Т-1	2,5	1968
		Т-2	6,3	1987
218	ПС 110 кВ Капитальная	Т-1	10	1975
		Т-2	10	1975
219	ПС 110 кВ АМЗ (ГПП-1)	Т-1	40	2007
		Т-2	40	2005
220	ПС 110 кВ АМЗ (ГПП-2)	Т-1	40	2012
Филиал ОАО "УТСК" Челябинские тепловые сети
221	ПС 110 кВ ЮЗК	Т-1	10	1981
		Т-2	10	1981
222	ПС 110 кВ СЗК	Т-1	10	1975
		Т-2	10	1973
ПАО "Челябинский металлургический комбинат"
223	ПС 110 кВ ГПП-8	Т1	31,5	1964
224	ПС 220 кВ ГПП-9	Т1	100	1992
		Т2	100	2004
		Т3	100	1992
225	ПС 110 кВ ГПП-15	Т1	16	2006
226	ПС 220 кВ Каштак	АТ-2	125	2012
227	ПС 220 кВ Конверторная	АТ-1	250 /АТ-1/	1989
		АТ-1	250 /АТ-2/	1977
АО "Михеевский ГОК"
228	ГПП 220/10 кВ Михеевский ГОК	Т-1	40	2014
		Т-2	40	2014
		Т-3	40	2014
АО "Челябинский электрометаллургический комбинат"
229	ПС 220/110 кВ ЧФЗ (ГПП-1)	АТ-1	250	1978
		АТ-2	250	1979
		Т-1	80	2007
		Т-2	80	2007
		Т-3	80	1964
		Т-4	80	1990
		Т-5	80	1989
230	ПС 220/110 кВ Хромовая (ГПП- 3)	АТ-1	200	1981
		АТ-2	200	1981
		Т-1	63	2008
		Т-2	63	1981
		Т-3	63	1981
231	ПС 110/10 кВ Абразивная (ГПП- 2)	Т-1	80	2012
		Т-2	80	2012
232	ПС 110/10 кВ КПД	Т-1	25	1992
		Т-2	25	1992
ПАО "Челябинский цинковый завод"
233	ПС 220/10 кВ Цинковая (ГПП-2)	Т-1	100	2000
		Т-2	100	2000
234	ПС 110/10 кВ Цинковая (ГПП-1)	Т-1	63	2000
		Т-2	40	2008
ООО "Челябинский тракторный завод-Уралтрак"
235	ПС 110 кВ Гусеничная	Т1	80	1976
		Т2	80	1976
		Т3	80	1976
236	ПС 110 кВ ЧТЗ	Т1	20	1933
		Т2	20	1934
		Т3	60	1957
		Т4	20	1936
ФГУП "ПО "Маяк"
237	ПС 110/35/6 кВ Болото-1	Т-1	20	1951
		Т-2	20	1950
238	ПС 110/35/6 кВ Болото-2	Т-1	16	2006
		Т-2	25	1972
239	ПС 110/6 кВ Болото-4	Т-1	16	1974
		Т-2	16	1974
240	ПС 110/6 кВ Болото-5	Т-1	25	1978
		Т-2	25	1978
241	ПС 110/6 кВ Болото-6	Т-1	25	1978
		Т-2	25	1978
242	ПС 110/6 кВ Болото-7	Т-1	25	1986
		Т-2	25	1986
243	ПС 110/6 кВ Болото-9	Т-1	40	1977
		Т-2	40	1986
244	ПС 110/6 кВ Болото-11	Т-1	6,3	2006
245	ПС 110/6 кВ Болото-12	Т-1	6,3	2005
246	ПС 110/35/6 кВ Болото-13	Т-1	15	1965
		Т-2	20	1963
247	ПС 110/6 кВ Болото-14	Т-1	10	1986
		Т-2	10	1986
248	ПС 110/6 кВ Болото-18	Т-1	6,3	2003
		Т-2	6,3	2003
249	ПС 110/6 кВ Болото-19	Т-1	16	2004
		Т-2	16	2004
ООО "УЭС"
250	ПС 110/6 кВ Стройка 2	Т-1	5,6	н/д
251	ПС 110/6 кВ Стройка 4	Т-1	6,3	1981
		Т-2	6,3	1981
252	ПС 110 кВ Хлебороб	Т-1	6,3	1990
ФГУП "РФЯЦ-ВНИИТФ академика Е.И. Забабахина"
253	ПС 110/10 кВ Новая	Т-1	16	1964
		Т-2	16	1964
254	ПС 110 кВ Сосновая	Т-1	16	1983
		Т-2	16	1983
АО "Трансэнерго"
255	ПС 110 кВ Курчатовская	Т-1	25	2008
		Т-2	25	2008
256	ПС 110/10 кВ Светлая	Т-2	10	1963
257	ПС 110 кВ Снежинская	Т-1	16	2003
		Т-2	16	2003
ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат"
258	ПС 220/35 кВ 4	Т-1	160	2006
		Т-2	160	2006
		Т-3	160	2006
259	ПС 110/10 кВ 23	Т-1	100	2010
		Т-2	100	2010
260	ПС 220/110/10 кВ 30	АТ-1	250	1988
		АТ-2	250	1988
261	ПС 110/35/10 кВ 36	Т-1	25	2001
		Т-2	25	2001
262	ПС 110/10/10 кВ 41	Т-1	60	2004
		Т-2	63	2002
263	ПС 110/35/10 кВ 46	Т-1	63	1988
		Т-2	63	1988
264	ПС 220/110/35/10 кВ 60	АТ-1	250	1997
		АТ-2	250	1986
		Т-1	25	1981
		Т-2	25	1981
265	ПС 110/10 кВ 62	Т-1	60	1989
		Т-2	63	1989
266	ПС 110/35/6 кВ 63	Т-1	63	2004
		Т-2	63	2005
267	ПС 110/10/10 кВ 64	Т-1	80	2005
		Т-2	80	2005
268	ПС 110/6 кВ 65	Т-1	25	1982
		Т-2	25	1982
269	ПС 110/6/6 кВ 66	Т-1	80	2012
		Т-2	63	1979
270	ПС 220/110/10 кВ 77	Т-1	200 /АТ-1/	1987
		Т-2	200 /АТ-2/	1987
271	ПС 110/10 кВ 80	Т-1	63	2007
		Т-2	63	2007
272	ПС 110/10 кВ 85	Т-1	31,5	1966
		Т-2	31,5	1966
273	ПС 220/10 кВ 86	Т-1	63	1978
		Т-2	63	1979
		Т-3	100	1988
		Т-4	100	1988
		Т-5	63	2006
274	ПС 110/10/10 кВ 87	Т-1	80	1983
		Т-2	80	1983
275	ПС 110/10/10 кВ 88	Т-1	40	1974
		Т-2	25	2012
276	ПС 220/110/10 кВ 90	АТ-1	250/АТ-1/	1991
		АТ-2	250 /АТ-2/	1989
277	ПС 110/6 кВ 91	Т-1	6,3	1973
		Т-2	6,3	1972
278	ПС 110/10 кВ 94	Т-1	80	2012
		Т-2	63	2004
279	ПС 110/10/10 кВ 95	Т-1	63	2010
		Т-2	63	2011
280	ПС 110/35/10 кВ 96	Т-1	40	2010
		Т-2	40	2010
		Т-3	63	2006
		Т-4	63	2010
МП "Горэлектросеть" г. Магнитогорск
281	ПС 110/35/10 кВ 98	Т-1	63	1988
		Т-2	63	1984
282	ПС 110/10 кВ 49	Т-1	63	1981
		Т-2	63	1983
283	ПС 110/10/10 кВ 99	Т-1	63	1999
		Т-2	63	1999
Потребители Магнитогорского промышленного узла
284	ПС 110/10 кВ 31а	Т-1	63	1993
		Т-2	63	1994
285	ПС 110/10 кВ 31	Т-1	63	1994
		Т-2	63	1995
		Т-3	63	1994
286	ПС 110/10 кВ 29	Т-1	80	2009
		Т-2	80	2009
287	ПС 110/10 кВ 83	Т-1	16	2005
		Т-2	16	2005
288	ПС 110/10 кВ МКЗ	Т-1	63	1988
		Т-2	63	1987
289	ПС 110/10 кВ 81	Т-1	63	2004
		Т-2	63	2004
290	ПС 110/10 кВ 16	Т-1	100	2009
		Т-2	100	2009
291	ПС 110/10 кВ 97	Т-1	80	1995
		Т-2	80	1995
292	ПС 110/10 кВ Берлинский карьер	Т-1	6,3	2007
АО "ЭСК ЧТПЗ" (ОАО "Челябинский трубопрокатный завод")
293	ПС 110/6 кВ ГПП-1 ЧТПЗ	Т-1	40	1983
		Т-2	40	1983
294	ПС 110/6 кВ ГПП-2 ЧТПЗ	Т-1	63	2006
		Т-2	63	2005
295	ПС 110/35/6 кВ ГПП-3 ЧТПЗ	Т-1	40	2006
		Т-2	40	2016
ПАО "Челябинский кузнечно-прессовый завод"
296	ПС 110 кВ ГПП-2 ЧКПЗ	Т-1	25	1970
		Т-2	20	1968
ОАО "ЭНЕРГОПРОМ - Челябинский электродный завод"
297	ПС 110 кВ Прогресс 1	Т-1	40	1963
		Т-2	40	1963
298	ПС 110 кВ Прогресс 2	Т-1	40	1972
		Т-2	40	1972
299	ПС 110 кВ Прогресс 3	Т-1	63	1981
		Т-2	63	1981
Индустриальный парк "Станкомаш"
300	ПС 110 кВ ЗСО	Т-1	40	1974
		Т-2	20	1974
АО "НПО "Электромашина"
301	ПС 110 кВ ЗЭМ	Т-1	25	1988
		Т-2	25	1988
302	ПС 110 кВ Тракторозаводская-2	Т-1	16	н/д
		Т-2	16
ПАО "ЧЗПСН-ПРОФНАСТИЛ"
303	ПС 110 кВ Транзитная	Т-1	25	1987
		Т-2	25	1984
ООО "КЕММА"
304	ПС 110 кВ Оргстекло	Т-1	16	1981
		Т-2	16	1981
ООО "Тепловые электрические сети и системы"
305	ПС 110 кВ ГПП Першино	Т-1	40	н/д
		Т-2	40
ОАО "КМЗ"
306	ПС 110 кВ Заводская	Т-1	25	1985
		Т-2	25	1985
ООО "Механический завод"
307	ПС 110 кВ Мехзавод	Т-1	16	1974
		Т-2	16	1974
ООО "Кварц"
308	ПС 110 кВ Нагорная	Т-1	6,3	1988
		Т-2	6,3	1988
ООО "Региональная сетевая компания"
309	ПС 110 кВ Смолининский карьер	Т-1	10	1968
		Т-2	10	1968
ОАО "Уфалейникель"
310	ПС 110 кВ Никель	Т-1	25	1986
		Т-2	25	1986
ООО "Транс"
311	ПС 110 кВ УЗРМО	Т-1	25	1986
		Т-2	16	1986
		Т-3	16	1987
ОАО "Вишневогорский ГОК"
312	ПС 110 кВ ВРУ	Т-1	16	1989
		Т-2	16	1989
ООО "Каслинская ЭнергоСбытовая Компания"
313	ПС 110 кВ Машзавод	Т-1	10	1973
		Т-2	6,3	1973
МУП МПКХ г. Озерска
314	ПС 110 кВ Озерская	Т-1	25	2008
		Т-2	25	2008
315	ПС 110 кВ Карьер	Т-1	6,3	1988
		Т-2	6,3	1988
ООО "Газпром энерго"
316	ПС 110 кВ КС-17	Т-1	31,5	1964
		Т-2	31,5	1964
ООО "Златэнерготелеком"
317	ПС 110 кВ Завод Ленина	Т-1	40	1975
		Т-2	40	1975
ЗАО "Электросеть"
318	ПС 110/6 кВ ЗМЗ-3 (АО "Златоустовский электрометаллургический завод)	Т-1	25	1986
		Т-2	25	1986
319	ПС 110/35/6 кВ ЗМЗ-4 (АО "Златоустовский электрометаллургический завод)	Т-1	75	1965
		Т-2	40	2012
320	ПС 110/10/6 кВ ЗМЗ-6 (АО "Златоустовский электрометаллургический завод)	Т-1	40	1967
		Т-2	40	1966
		Т-3	16	1984
321	ПС 110/10 кВ Гранит	Т-1	20	1968
		Т-2	20	1968
322	ПС 110/6 кВ Компрессорная	Т-1	15	1968
		Т-2	15	1968
323	ПС 110/6 кВ Плавильная (ГПП-3)	Т1	40	1995
		Т2	40	1994
		Т3	40	1978
		Т4	40	1978
324	ОРУ 110 кВ ПС 220/110 Конверторная	-	-	-
325	ПС 110/35/6 кВ ГПП-1	Т1	31,5	1970
326	ПС 110/6 кВ ГПП-2	Т1	63	1968
		Т2	63	1988
327	ПС 110/35/6 кВ ГПП-4	Т1	31,5	1966
328	ПС 110/10 кВ ГПП-5	Т1	80	1977
		Т2	80	1977
329	ПС 110/10 кВ ГПП-6	Т1	80	1984
		Т2	80	1987
		ТЗ	63	1982
330	ПС 110/35 кВ ГПП-7	Т1	63	1981
		Т2	63	1984
331	ПС 110/6 кВ ГПП-12	Т1	25	1002
		Т2	25	1975
332	ПС 110/10/6 кВ ГПП-13	Т1	63	1978
		Т2	63	1978
333	ПС 110/6 кВ ГПП-14	Т1	25	1975
		Т2	25	1996
334	ПС 110/10/6 кВ ГПП-16	Т1	40	2008
		Т2	40	2008
335	ОРУ 110 кВ ПС 220/110 Каштак	-	-	-
ООО "ЭДС"
336	ПС 110 кВ Горная	Т-1	6,3	1988
		Т-2	6,3	1997
337	ПС 110 кВ Н. Златоуст	Т-1	31,5	1960
		Т-2	31,5	1960
		Т-3	40	1980
Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго", Филиал Гохрана России - объект Урал
338	ПС 110 кВ Непряхино	Т-1	6,3	1989
		Т-2	10	2007
АО "Оборонэнерго" филиал "Уральский"
339	ПС 110/10 кВ 480	Т-1	6,3	н/д
АО "Автомобильный завод "УРАЛ"
340	ПС 110/10 кВ Северная	Т-1	16	1992
		Т-2	40	1984
341	ПС 110/35/6 кВ Автозаводская	Т-1	20	1968
342	ПС 11035/6 кВ Сталелитейная	Т-1	25	1980
		Т-2	25	1979
343	ПС 110/6 кВ ТЭЦ УралАЗ	Т-1	31,5	1966
ОАО "ММК-Метиз"
344	ПС 110/6 кВ МММЗ	Т-1	16	1997
		Т-2	16	1962
ООО "Вектор ТС"
345	ПС 110 кВ Тальковая	Т-1	6,3	1989
ООО "Уралкраз"
346	ПС 110 кВ Крановая	Т-1	10	1971
		Т-2	10	1971
ООО "Электросетевая компания", г. Сатка
347	ПС 110/6/6 кВ Брусит	Т-1	25	1998
		Т-2	25	1991
ООО "Электро-транспорт"
348	ПС 110 кВ Сидеритовая	Т-1	10	1971
		Т-2	10	1971
349	ПС 110 кВ Обжиговая	Т-1	16	1971
		Т-2	16	1971
350	ПС 110 кВ Шахтная	Т-1	6,3	1969
		Т-2	6,3	1969
ЗАО "Катавский цемент"
351	ПС 110 кВ КИЦЗ	Т-1	20	2003
		Т-2	25	1993
ООО "Катав-Ивановский литейный завод"
352	ПС 110 кВ КИЛМЗ	Т-1	16	1978
		Т-2	16	1966
ФГУП "УКВЗ имени С.М. Кирова"
353	ПС 110 кВ УКВЗ	Т-1	32	1980
		Т-2	32	1980
ФГУП "Приборостроительный завод"
354	ПС 110 кВ ГПП-2 Лесная	Т-1	16	1989
		Т-2	16	1979
МУП "МПОЭ"
355	ПС 110 кВ Завьялиха	Т-1	6,3	2002
		Т-2	6,3	2002
356	ПС 110 кВ Трехгорная	Т-1	16	2002
		Т-2	16	2002
ПАО "Ашинский металлургический завод"
357	ПС 220 кВ АМЕТ	АТ-1	125	2010
		АТ-2	160	2010
		Т	2,5	2011
ООО "Электросетевая компания"
358	ПС 110 кВ Куса	Т-1	15	1969
		Т-2	25	2012
АО "Транснефть - Урал"
359	ПС 110 кВ Жука-Тау	Т-1	10	н/д
		Т-2	10	н/д
360	ПС 110 кВ Травники	Т-1	10	1971
		Т-2	10	1971
ООО "Троицкий металлургический завод"
361	ПС 110 кВ Дизельная	Т-1	25	1980
		Т-2	25	1980
ООО "Южуралзолото группа компаний"
362	ПС 110 кВ Центральная разведочная	Т-1	10	1983
		Т-2	10	1983
ООО "Электро ТК"
363	ПС 110 кВ Асфальтная	Т1	6,3	н/д
		Т2	6,3	н/д
Филиал ОАО "РЖД" - Южно-Уральская железная дорога
364	ПС 110 кВ Челябинск Главный-т	Т1	40	2008
		Т2	40	2007
365	ПС 110 кВ Челябинск Южный-т	Т1	25	1989
		Т2	25	1989
366	ПС 110 кВ Синеглазово-т	Т1	20	1970
		Т2	10	1962
367	ПС 110 кВ Полетаево-т	Т1	16	1973
		Т2	16	1973
368	ПС 110 кВ Смолино-т	Т1	25	1978
		Т2	20	1960
369	ПС 110 кВ Дубровка-т	Т1	10	1966
		Т2	10	1966
370	ПС 110 кВ Еманжелинск-т	Т1	15	1966
		Т2	15	1966
371	ПС 110 кВ Красноселка-т	Т1	10	1966
		Т2	10	1966
372	ПС 110 кВ Чурилово-т	Т1	16	1994
		Т2	15	2005
373	ПС 110 кВ Козырево-т	Т1	25	1974
		Т2	25	1974
374	ПС 110 кВ Чернявская-т	Т1	15	1961
		Т2	16	1991
375	ПС 110 кВ Межозерная-т	Т1	16	1977
		Т2	10	1977
376	ПС 110 кВ Разъезд 6-т	Т1	16	1977
		Т2	15	1977
377	ПС 110 кВ Муслюмово-т	Т1	16	1977
		Т2	16	1977
378	ПС 110 кВ Разъезд 3-т	Т1	16	1977
		Т2	16	1978
379	ПС 110 кВ Разъезд 2-т	Т1	16	1978
		Т2	16	1977
380	ПС 110 кВ Нижняя-т	Т1	16	1977
		Т2	16	1977
381	ПС 110 кВ Биргильда-т	Т1	15	1969
		Т2	16	1976
382	ПС 110 кВ Бишкиль-т	Т1	15	1969
		Т2	15	1958
383	ПС 110 кВ Шахматово-т	Т-1	10	1970
		Т-2	10	1970
384	ПС 110 кВ Мисяш-т	Т-1	16	1973
		Т-2	16	1974
385	ПС 110 кВ Кисегач-т	Т-1	16	1972
		Т-2	16	1975
386	ПС 110 кВ Тургояк-т	Т1	16	1985
		Т2	16	1986
387	ПС 110 кВ Хребет-т	Т-1	16	2001
		Т-2	16	2005
388	ПС 110 кВ Таганай-т	Т1	16	1985
		Т2	16	1985
389	ПС 110 кВ Ай-т	Т1	16	1989
		Т2	16	1986
390	ПС 110 кВ Тундуш-т	Т1	15	1958
		Т2	16	2013
391	ПС 110 кВ Салган-т	Т1	20	1962
		Т2	15	1975
392	ПС 110 кВ Бердяуш-т	Т-1	20	1974
		Т-2	20	1973
393	ПС 110 кВ Сулея-т	Т-1	16	1989
		Т-2	16	1976
394	ПС 110 кВ Усть-Катав-т	Т-1	16	1991
		Т-2	16	1997
395	ПС 110 кВ Тюбеляс-т	Т-1	16	1991
		Т-2	16	1996
396	ПС 110 кВ Единовер-т	Т-1	15	1972
		Т-2	16	1976
397	ПС 110 кВ Мурсалимкино-т	Т-1	16	1977
		Т-2	16	1974
398	ПС 110 кВ Кукшик-т	Т-1	10	1969
		Т-2	10	1969
399	ПС 110 кВ Яхино-т	Т-1	16	1988
		Т-2	16	1988
400	ПС 110 кВ Карталы-т	Т-1	16	1980
		Т-2	16	1979
		Т-1	40	1983
401	ПС 110 кВ Гогино-т	Т-2	20	1968
		Т-5	20	1968
		Т-4	2,5	1978
		Т-1	20	1968
402	ПС 110 кВ Бреды-т	Т-2	20	1968
		Т-3	25	1990
403	ПС 110 кВ Магнитогорск-т	Т-1	25	1976
		Т-2	25	1990
404	ПС 110 кВ Субутак-т	Т-1	20	1966
		Т-2	25	1990
405	ПС 110 кВ Мочаги-т	Т-1	20	1995
		Т-2	25	1996
406	ПС 110 кВ Гумбейка	Т-1	25	1973
		Т-2	7,5	1943
407	ПС 110 кВ Упрун-т	Т-1	15	1966
		Т-2	15	1966
408	ПС 110 кВ Кумысная-т	Т-1	16	1993
		Т-2	15	1966
409	ПС 110 кВ Золотая сопка-т	Т-1	10	1966
		Т-2	10	1966
410	ПС 110 кВ Саламат-т	Т-1	15	1966
		Т-2	15	1966
411	ПС 110 кВ Тамерлан-т	Т-1	15	1966
		Т-2	15	1966
412	ПС 110 кВ Тумак-т	Т-1	16	1971
		Т-2	16	1971
ОАО "РЖД" (Куйбышевская дирекция по электроснабжению)
413	ПС 110 кВ Симская-т	Т-1	25	н/д
		Т-2	25	н/д
414	ПС 110 кВ Аша-т	Т-1	20	н/д
		Т-2	20	н/д
415	ПС 110 кВ Миньяр-т	Т-1	16	н/д
		Т-2	20	н/д
416	ПС 110 кВ Ерал-т	Т-1	16	н/д
		Т-2	16	н/д
Прочие тяговые подстанции
417	ПС 110 кВ Магнай-т	Т-1	15	1966
		Т-2	15	1966
418	ПС 110 кВ Еманкино-т	Т-1	16	1985
		Т-2	16	1985
419	ПС 110 кВ Бускуль-т	Т-1	15	1966
		Т-2	15	1966

17. Основные внешние электрические связи энергосистемы Челябинской области.

Энергосистема Челябинской области по межсистемным ВЛ 500-220-110 кВ связана с соседними энергосистемами: Курганской, Свердловской, Башкирской, Оренбургской и ОЭС Республики Казахстан.

Челябинская энергосистема по сетям 500-220 кВ имеет связь:

1) со Свердловской энергосистемой:

ВЛ 500 кВ Исеть - Козырево;

ВЛ 500 кВ Курчатовская - Шагол;

ВЛ 220 кВ Белоярская АЭС - Мраморная;

ВЛ 220 кВ Кунашак - Каменская;

2) с Башкирской энергосистемой:

ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево;

ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская;

ВЛ 220 кВ Смеловская - Иремель I, II цепь;

ВЛ 220 кВ Смеловская - Белорецк-220 N 1,2;

ВЛ 220 кВ Уфимская - Амет I, II цепь;

3) с Оренбургской энергосистемой:

ВЛ 500 кВ Магнитогорская - Ириклинская ГРЭС;

4) Курганской энергосистемой:

ВЛ 500 кВ Курган - Козырево;

ВЛ 220 кВ Козырево - Шумиха N 1,2;

5) с объединенной энергосистемой Республики Казахстан:

ВЛ 500 кВ Костанайская - Челябинская (Л-1103);

ВЛ 500 кВ Троицкая ГРЭС - Сокол;

ВЛ 220 кВ Троицкая ГРЭС - Приуральская.

18. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Челябинской области.

Информация об объемах и структуре топливного баланса электростанций и котельных на территории Челябинской области с 2012 по 2016 годы представлена таблице 34.

Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Челябинской области, тыс. тонн условного топлива

					Таблица 34
Показатель	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
Расход топлива на ТЭС, в том числе:	12142	12067	12293	12259	12623
на выработку электроэнергии, в том числе:	8317	8243	8517	8737	9201
газ природный	5654	5608	5743	6018	6475
уголь	2003	1968	2081	2001	1996
нефтетопливо	0	0	0	0	0
газ коксовый	104	115	128	126	112
газ доменный	556	552	565	592	618
прочие виды топлива	0	0	0	0	0
на выработку тепловой энергии, в том числе:	3825	3824	3776	3522	3422
газ природный	2302	2312	2276	2155	2128
уголь	815	811	825	716	656
нефтетопливо	0	0	0	0	0
газ коксовый	237	226	213	216	229
газ доменный	471	475	462	435	409
прочие виды топлива	0	0	0	0	0
Расход топлива на КЭС	3341	2818	2478	2889	3850
на выработку электроэнергии, в том числе:	3341	2818	2478	2889	3850
газ природный	2467	2086	1819	2168	2943
уголь	874	732	659	721	907
нефтетопливо	0	0	0	0	0
газ коксовый	0	0	0	0	0
газ доменный	0	0	0	0	0
прочие виды топлива	0	0	0	0	0
Расход топлива на ТЭЦ	8801	9249	9815	9370	8773
на выработку электроэнергии, в том числе:	4976	5425	6039	5848	5351
газ природный	3187	3522	3924	3850	3532
уголь	1129	1236	1422	1280	1089
нефтетопливо	0	0	0	0	0
газ коксовый	104	115	128	126	112
газ доменный	556	552	565	592	618
прочие виды топлива	0	0	0	0
на выработку тепловой энергии, в том числе:	3825	3824	3776	3522	3422
газ природный	2302	2312	2276	2155	2128
уголь	815	811	825	716	656
нефтетопливо	0	0	0	0	0
газ коксовый	237	226	213	216	229
газ доменный	471	475	462	435	409
прочие виды топлива	0	0	0	0	0
Расход топлива на котельных, в том числе:	3457	3499	3394	3117	2908
газ природный	2482	2519	2421	2267	2149
уголь	879	884	877	754	663
нефтетопливо	70	70	70	70	70
газ коксовый	0	0	0	0	0
газ доменный	0	0	0	0	0
прочие виды топлива	26	26	26	26	26
Всего затраты топлива # электростанциях и котельных	15599	15566	15687	15376	15531
газ природный	10438	10439	10440	10440	10752
уголь	3697	3663	3783	3471	3315
нефтетопливо	70	70	70	70	70
газ коксовый	341	341	341	342	341
газ доменный	1027	1027	1027	1027	1027
прочие виды топлива	26	26	26	26	26

19. Единый топливно-энергетический баланс Челябинской области за предшествующие пять лет.

Единый топливно-энергетический баланс (далее именуется - ЕТЭБ) Челябинской области за 2011-2016 годы приведен в таблицах 35 - 40. ЕТЭБ Челябинской области приведен в форматах, установленных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 14 декабря 2011 года N 600 "Об утверждении Порядка составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации и муниципальных образований".

Анализ данных по среднему КИТТ выработки тепловой энергии на ТЭЦ и котельных Челябинской области при выработке теплоты на ТЭЦ изменялся с 65 процентов в 2012 году до 84 процентов в 2016 году, а на котельных КИТТ изменялся с 79 процентов в 2012 году до 82 процентов в 2016 году.

Общая эффективность выработки тепловой энергии с учетом ее относительных долей выработки в комбинированной# цикле на ТЭЦ и в котельных составила около 83 процентов.

ЕТЭБ Челябинской области за 2011 год (тыс. тонн условного топлива)

										Таблица 35
Показатель	Уголь и продукты переработки	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Прочее твердое топливо	Гидроэнергия и НВИЭ	Атомная энергия	Электрическая энергия	Тепловая энергия	Всего
Производство энергетических ресурсов	17710,6	0,0	0,0	0,0	54,9	0,1	0,0	0,0	0,0	17765,6
Ввоз	13328,0	9,0	1639,5	19049,6	0,0	0,0	0,0	5660,8	0,0	39686,9
Вывоз	0,0	0,0	0,0	0,0	-45,2	0,0	0,0	-1708,3	0,0	-1753,5
Изменение запасов	490,2	0,0	-14,7	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	475,5
Потребление первичной энергии	30548,4	9,0	1654,2	19049,6	9,7	0,1	0,0	3952,5	0,0	55223,5
Статистическое расхождение	-0,2	0,0	0,0	0,1	0,0	0,0	0,0	0,1	-0,1	0,0
Производство электрической энергии	-2689,5	-4,4	-53,4	-5673,3	-0,2	-0,1	0,0	8588,0	0,0	167,1
Производство тепловой энергии, в том числе:	-2255,7	-3,7	-44,8	-4758,5	-0,2	0,0	0,0	0,1	7203,1	140,3
теплоэлектростанции	-1236,6	-2,0	-24,6	-2608,5	-0,1	0,0	0,0	0,0	3643,7	-228,1
котельные	-1019,2	-1,7	-20,2	-2149,9	-0,1	0,0	0,0	0,0	3003,1	-188,0
электрокотельные и теплоутилизационные установки	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,1	508,1	508,2
Преобразование топлива, в том числе:	-8192,6	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-8192,6
переработка нефти	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
переработка газа	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
обогащение угля	-8192,6	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-8192,6
Собственные нужды	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-91,0	-216,1	-307,1
Потери при передаче	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-1185,2	-511,2	-1696,4
Конечное потребление энергетических ресурсов	17137,8	0,9	1553,4	8617,7	9,3	0,0	0,0	11355,2	6692,0	45366,3
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	1,2	0,0	100,4	28,9	0,7	0,0	0,0	138,9	153,7	423,8
Промышленность	17108,9	0,0	402,1	7606,2	0,1	0,0	0,0	8350,3	3159,8	36627,4
Строительство	1,5	0,0	91,3	14,7	0,0	0,0	0,0	76,6	84,8	268,9
Транспорт и связь	6,3	0,9	139,2	27,2	0,3	0,0	0,0	1010,0	78,4	1262,3
Население	11,5	0,0	713,6	917,4	7,2	0,0	0,0	1030,6	2550,7	5231,0
Прочие	8,4	0,0	106,8	23,3	1	0,0	0,0	748,8	664,6	1552,9
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	273,0	0,0	2,6	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	275,6

ЕТЭБ Челябинской области за 2012 год (тыс. тонн условного топлива)

																				Таблица 36
Показатель		Уголь и продукты переработки		Сырая нефть		Нефтепродукты		Природный газ		Прочее твердое топливо		Гидроэнергия и НВИЭ		Атомная энергия		Электрическая энергия		Тепловая энергия		Всего
Производство энергетических ресурсов		18575,3		0,0		0,0		0,0		54,9		0,1		0,0		0,0		0,0		18630,3
Ввоз		12512,8		6,9		1767,9		17508,5		0,0		0,0		0,0		5006,8		0,0		36802,9
Вывоз		0,0		0,0		0,0		0,0		-21,3		0,0		0,0		-1462,5		0,0		-1483,8
Изменение запасов		-99,3		0,0		-0,9		0,0		7,1		0,0		0,0		0,0		0,0		-93,1
Потребление первичной энергии		31187,4		6,9		1768,8		17508,5		26,5		0,1		0,0		3544,3		0,0		54042,5
Статистическое расхождение		0,2		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		-0,1		0,1
Производство электрической энергии		-2849,7		-3,9		-56,4		-5871,1		-0,1		-0,1		0,0		8964,6		0,0		183,3
Производство тепловой энергии, в том числе:		-2216,9		-3,0		-43,9		-4567,5		0,0		0,0		0,0		0,0		6974,0		142,7
теплоэлектростанции		-1215,3		-1,7		-24,1		-2503,8		0,0		0,0		0,0		0,0		3527,8		-217,1
котельные		-1001,6		-1,4		-19,8		-2063,6		0,0		0,0		0,0		0,0		2907,6		-178,9
электрокотельные и теплоутилизационные установки		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		492,0		492,0
Преобразование топлива, в том числе:		-8287,4		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		-8287,4
переработка нефти		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0
переработка газа	0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0
обогащение угля	-8287,4		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		-8287,4
Собственные нужды	0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		0,0		-94,7		-209,2		-303,9
Потери при передаче	0,0		0,0		0,0		-102,0		0,0		0,0		0,0		-1076,6		-438,6		-1617,2
Конечное потребление энергетических ресурсов	17351,5		0,0		1666,3		6967,9		3,5		0,0		0,0		11432,3		6535,5		43957,0
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	1,2		0,0		107,7		23,4		0,3		0,0		0,0		139,8		150,1		422,5
Промышленность	17322,2		0,0		431,3		6150,0		0,0		0,0		0,0		8407,0		3085,9		35396,5
Строительство	1,5		0,0		97,9		11,9		0,0		0,0		0,0		77,1		82,8		271,3
Транспорт и связь	6,4		0,0		149,3		22,0		0,1		0,0		0,0		1016,9		76,6		1271,2
Население	11,6		0,0		765,5		741,8		2,7		0,0		0,0		1037,6		2491,0		5050,2
Прочие	8,5		0,0		114,6		18,8		0,4		0,0		0,0		753,9		649,1		1545,2
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	481,7		0,0		2,2		0,0		22,9		0,0		0,0		0,0		0,0		506,8

ЕТЭБ Челябинской области за 2013 год (тыс. тонн условного топлива)

										Таблица 37
Показатель	Уголь и продукты переработки	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Прочее твердое топливо	Гидроэнергия и НВИЭ	Атомная энергия	Электрическая энергия	Тепловая энергия	Всего
Производство энергетических ресурсов	18892,3	0,0	0,0	0,0	69,4	0,1	0,0	0,0	0,0	18951,3
Ввоз	12512,8	6,9	1767,9	17508,5	0,0	0,0	0,0	5006,8	0,0	36802,9
Вывоз	0,0	0,0	0,0	0,0	-21,3	0,0	0,0	-1462,5	0,0	-1483,8
Изменение запасов	-99,3	0,0	-0,9	0,0	7,1	0,0	0,0	0,0	0,0	-93,1
Потребление первичной энергии	31187,4	6,9	1768,8	17508,5	26,5	0,1	0,0	3544,3	0,0	54042,5
Статистическое расхождение	0,2	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-0,1	0,1
Производство электрической энергии	-2849,7	-3,9	-56,4	-5871,1	-0,1	-0,1	0,0	8964,6	0,0	183,3
Производство тепловой энергии, в том числе:	-2216,9	-3,0	-43,9	-4567,5	0,0	0,0	0,0	0,0	6974,0	142,7
теплоэлектростанции	-1215,3	-1,7	-24,1	-2503,8	0,0	0,0	0,0	0,0	3527,8	-217,1
котельные	-1001,6	-1,4	-19,8	-2063,6	0,0	0,0	0,0	0,0	2907,6	-178,9
электрокотельные и теплоутилизационные установки	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	492,0	492,0
Преобразование топлива, в том числе:	-8287,4	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-8287,4
переработка нефти	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
переработка газа	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
обогащение угля	-8287,4	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-8287,4
Собственные нужды	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-94,7	-209,2	-303,9
Потери при передаче	0,0	0,0	0,0	-102,0	0,0	0,0	0,0	-1076,6	-438,6	-1617,2
Конечное потребление энергетических ресурсов	17351,5	0,0	1666,3	6967,9	3,5	0,0	0,0	11432,3	6535,5	43957,0
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	1,2	0,0	107,7	23,4	0,3	0,0	0,0	139,8	150,1	422,5
Промышленность	17322,2	0,0	431,3	6150,0	0,0	0,0	0,0	8407,0	3085,9	35396,5
Строительство	1,5	0,0	97,9	11,9	0,0	0,0	0,0	77,1	82,8	271,3
Транспорт и связь	6,4	0,0	149,3	22,0	0,1	0,0	0,0	1016,9	76,6	1271,2
Население	11,6	0,0	765,5	741,8	2,7	0,0	0,0	1037,6	2491,0	5050,2
Прочие	8,5	0,0	114,6	18,8	0,4	0,0	0,0	753,9	649,1	1545,2
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	481,7	0,0	2,2	0,0	22,9	0,0	0,0	0,0	0,0	506,8

ЕТЭБ Челябинской области за 2014 год (тыс. тонн условного топлива)

												Таблица 38
Показатель	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Кокс	Газ коксовый	Газ доменный	СУГ	Прочие виды твердого топлива	Электроэнергия	Тепловая энергия	Всего
Производство	370	0	0	0	0	0	0	0	47	0	0	417
Ввоз (импорт)	13209	7	1673	17986	203	0	0	100	0	1525	0	34704
Вывоз (экспорт)	0	0	0	0	0	0	0	0	-21	0	0	-21
Изменение запасов	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Потребление первичной энергии	13579	7	1673	17986	203	0	0	100	26	1525	0	35099
Невязка баланса	380	0	-15	0	0	0	-6	1	0	-21	-552	-212
Преобразование, всего	-12151	-7	-70	-10439	-203	2643	4357	0	-26	2536	5555	-7805
Электроэнергия, всего	-1981	0	0	-5468	0	-136	-538	0	0	2920	0	-5203
КЭС	-477	0	0	-1316	0	0	0	0	0	841	0	-951
ТЭЦ	-1505	0	0	-4152	0	-136	-538	0	0	2079	0	-4252
Тепловая энергия, всего	-1801	-7	-70	-4971	0	-206	-489	0	-26	0	6276	-1293
ТЭЦ	-873	0	0	-2409	0	-206	-489	0	0	0	3340	-637
Котельные, всего	-928	-7	-70	-2562	0	0	0	0	-26	0	2936	-656
Преобразование в другие виды топлива	-8368	0	0	0	-203	2985	5384	0	0	0	0	-203
Коксохимическое производство	-8368	0	0	0	5384	2985	0	0	0	0	0	0
Доменное производство	0	0	0	0	-5587	0	5384	0	0	0	0	-203
Собственные нужды	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-205	-205
Потери при распределении	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-384	-517	-901
Конечное потребление	1048	0	1618	7547	0	2643	4363	100	0	4082	6107	29521
Сельское хозяйство	1	0	101	34	0	0	0	1	0	48	108	293
Рыболовство	2	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	3
Промышленность	506	0	456	6613	0	0	4357	4	0	2974	2978	17888
Строительство	2	0	97	18	0	0	0	0	0	29	73	218
Транспорт и связь	4	0	176	28	0	0	0	2	0	379	76	664
Прочие виды деятельности	309	0	123	23	0	0	0	4	0	273	575	1307
Население	11	0	665	831	0	0	0	88	0	379	2297	4271
Не энергетические нужды	213	0	0	0	0	2643	6	1	0	0	0	2864

ЕТЭБ Челябинской области за 2015 год (тыс. тонн условного топлива)

													Таблица 39
Показатель	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Кокс металлургический	Газ коксовый	Газ доменный	СУГ	Прочие виды твердого топлива	НВИЭ	Электроэнергия	Тепло	Всего
Производство	366	0	0	0	0	0	0	0	47	0	0	0	413
Ввоз (импорт)	12535	7	1718	17758	203	0	0	100	0	0	1060	0	33381
Вывоз (экспорт)	0	0	0	0	0	0	0	0	-21	0	0	0	-21
Изменение запасов	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Потребление первичной энергии	12901	7	1718	17758	203	0	0	100	26	0	1060	0	33773
Невязка баланса	378	0	53	0	0	0	-6	1	0	0	-25	-528	-128
Преобразование, всего	-11385	-7	-70	-10439	-203	2243	4303	0	-26	0	2957	5472	-7155
Преобразование в другие виды энергии	-3471	-7	-70	-10439	0	-342	-1027	0	-26	0	2957	5472	-6953
Преобразование в другие виды топлива	-7914	0	0	0	-203	2584	5330	0	0	0	0	0	-203
Электроэнергия, всего	-1913	0	0	-5754	0	-123	-566	0	0	0	3341	0	-5014
НВИЭ	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
КЭС	-668	0	0	-2008	0	0	0	0	0	0	1191	0	-1485
ТЭЦ	-1245	0	0	-3745	0	-123	-566	0	0	0	2150	0	-3529
Тепловая энергия, всего	-1558	-7	-70	-4685	0	-219	-461		-26	0	0	6218	-808
ТЭЦ	-759	0	0	-2283	0	-219	-461	0	0	0	0	3316	-406
Котельные, всего	-799	-7	-70	-2402	0	0	0	0	-26	0	0	2902	-402
Преобразование в другие виды топлива	-7914	0	0	0	-203	2584	5330	0	0	0	0	0	-203
Коксохимическое производство	-7914	0	0	0	5330	2584	0	0	0	0	0	0	0
Доменное производство	0	0	0	0	-5533	0	5330	0	0	0	0	0	-203
Собственные нужды	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-202	-202
Потери при распределении	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	-384	-545	-929
Конечное потребление	1139	0	1595	7319	0	2243	4309	100	0	0	4042	6000	28760
Сельское хозяйство	1	0	101	35	0	0	0	1	0	0	48	106	292
Рыболовство	2	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	3
Промышленность	550	0	440	6388	0	0	4303	4	0	0	2945	2926	17556
Строительство	2	0	82	18	0	0	0	0	0	0	28	72	202
Транспорт и связь	4	0	176	27	0	0	0	2	0	0	375	74	658
Прочие виды деятельности	336	0	123	23	0	0	0	4	0	0	271	565	1321
Население	12	0	672	828	0	0	0	88	0	0	375	2257	4232
Не энергетические нужды	232	0	0	0	0	2243	6	1	0	0	1	0	2482

ЕТЭБ Челябинской области за 2016 год (тыс. тонн условного топлива)

																				Таблица 40
Показатель		Уголь		Сырая нефть		Нефтепродукты		Природный газ		Кокс металлургический		Газ коксовый искусственный	Газ доменный искусственный	СУГ	Прочие виды тв. топлива		НВИЭ	Электроэнергия	Тепло	Всего
Производство		362		0		0		0		0		0	0		47		0	0	0	409
Ввоз (импорт)		11842		7		1695		18031		203		0	0	100	0		0	638	0	32516
Вывоз (экспорт)		0		0		0		0		0		0	0	0	-21		0	0	0	-21
Изменение запасов		0		0		0		0		0		0	0	0	0		0	0	0	0
Потребление первичной энергии		12204		7		1695		18031		203		0	0	100	26		0	638	0	32904
Невязка баланса		373		0		33		0		0		0	-6	1	0		0	-24	-534	-157
Преобразование всего		-10730		-7		-70		-10752		-203		1798	4249	0	-26		0	3388	5356	-6997
Преобразование в другие виды энергии		-3315		-7		-70		-10752		0		-342	-1027	0	-26		0	3388	5356	-6795
Преобразование в другие виды топлива		-7415		0		0		0		-203		2139	5276	0	0		0	0	0	-203
Электроэнергия, всего		-1996		0		0		-6475		0		-112	-618	0	0		0	3772	0	-5430
НВИЭ		0		0		0		0		0		0	0	0	0		0	0	0	0
КЭС		-907		0		0		-2943		0		0	0	0	0		0	1726	0	-2124
ТЭЦ		-1089		0		0		-3532		0		-112	-618	0	0		0	2046	0	-3306
Тепловая энергия, всего		-1319		-7		-70		-4277		0		-229	-409	0	-26		0	0	6090	-247
ТЭЦ		-656		0		0		-2128		0		-229	-409	0	0		0	0	3293	-129
Котельные: всего		-663		-7		-70		-2149		0		0	0	0	-26		0	0	2797	-118
Преобразование в другие виды топлива		-7415		0		0		0		-203		2139	5276	0	0		0	0	0	-203
Коксохимическое производство		-7416		0		0		0		5276		2139	0	0	0		0	0	0	0
Доменное производство	0		0		0		0		-5479		0		5276	0	0	0		0	0	-203
Собственные нужды	0		0		0		0		0		0		0	0	0	0		0	-199	-199
Потери при распределении	0		0		0		0		0		0		0		0	0		-384	-535	-919
Конечное потребление	1100		0		1592		7279		0		1798		4255	100	0	0		4049	5890	28079
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	1		0		101		35		0		0		0	1	0	0		48	104	290
Рыболовство	2		0		0		0		0		0		0	0	0	0		0	0	3
Промышленность	531		0		438		6350		0		0		4249	4	0	0		2951	2873	17395
Строительство	2		0		75		19		0		0		0	0	0	0		28	70	194
Транспорт и связь	4		0		176		26		0		0		0	2	0	0		376	73	657
Прочие виды деятельности	324		0		123		23		0		0		0	4	0	0		271	555	1300
Население	12		0		678		826		0		0		0	88	0	0		376	2216	4195
Не энергетические нужды	224		0		0		0		0		1798		6	1	0	0		0	0	2029

III. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Челябинской области

20. Общие сведения.

Челябинская область - одна из самых энергоемких в Российской Федерации - потребление электроэнергии составляет 35150 млн. кВт.ч в год (по данным за 2016 год).

По производству электроэнергии в 2016 году Челябинская энергосистема заняла третье место в Уральском федеральном округе (28470 млн. кВт.ч).

Балансовая ситуация по электрической энергии на текущий период (2017 год) прогнозируется следующей: потребление электроэнергии по территории Челябинской области планируется в размере 35050 млн. кВт.ч, выработка электроэнергии электрическими станциями, расположенными на территории Челябинской области, ожидается в размере 30958 млн. кВт.ч. Недостаток по электрической энергии покрывается соседними энергосистемами (4092 млн. кВт.ч).

На текущий период недопустимых отклонений напряжений в сети 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области не зафиксировано.

На текущий период несоответствие фактических условий эксплуатации оборудования требованиям нормативно-технической документации на территории Челябинской области не выявлено.

В энергосистеме существуют энергорайоны, характеризующиеся повышенным риском выхода параметров режима из области допустимых значений (далее именуются - "узкие места"):

1) Челябинский энергорайон. Сосновский энергоузел. В летний период существует риск ввода ГАО объемом до 10 МВт в ремонтных схемах (например, ремонт КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками) при аварийных отключениях элементов сети (например, аварийное отключение ВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская).

2) Златоустовско-Миасский энергорайон. В летний период в ремонтных схемах (например, ремонт ВЛ 500 кВ Челябинская - Златоуст или ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево) существует риск ввода ГАО объемом до 123 МВт (с учетом работы противоаварийной автоматики) при аварийном отключении элементов сети.

Возможен риск перегрузки трансформаторного оборудования на ПС 110 кВ Есаулка, ПС 110 кВ Уфалей, ПС 110 кВ Станкозаводская, ПС 110 кВ Верхнеуральская, ПС 35 кВ Центральная. В соответствии с письмом Министерства тарифного регулирования и энергетики Челябинской области от 10 февраля 2017 года N 14/454, в СиПРЭ Челябинской области рассмотрена необходимость реконструкции данных объектов и предложены альтернативные мероприятия (в случае наличия такой возможности).

Все вышеперечисленные "узкие места", а также рекомендуемые мероприятия для их устранения, подробно рассмотрены в разделе V СиПРЭ Челябинской области при анализе отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области, а также в разделе VI Развитие электросетевых объектов.

Электрические сети 110 кВ и выше, имеющие недостаток пропускной способности определены на основании расчетов электрических режимов в разделе V.

21. Электроснабжение отдельных территорий.

Дополнительно в СиПРЭ Челябинской области (в соответствии с техническим заданием) рассмотрены вопросы электроснабжения агломерата города Челябинск и прилегающей территории интенсивного развития, южной части Магнитогорского городского округа, Локомотивного городского округа, Озерского городского округа, Снежинского городского округа, Трехгорного городского округа, Красноармейского, Саткинского, Пластовского, Сосновского и Увельского муниципальных районов Челябинской области в рамках прогноза b, представленного Министерством тарифного регулирования и энергетики Челябинской области в разделе VI.

IV. Основные направления развития электроэнергетики Челябинской области

22. Цели и задачи развития электроэнергетики Челябинской области.

Основной целью развития электроэнергетики Челябинской области является развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей для обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию.

Основными задачами развития электроэнергетики Челябинской области являются:

предотвращение возникновения дефицита электрической энергии и мощности в энергосистеме Челябинской области;

размещение новых и реконструкция существующих линий электропередачи, а также подстанций и генерирующих мощностей для обеспечения:

баланса производства, потребления электроэнергии в энергосистеме,

выдачи мощности электрических станций,

предотвращения возникновения локального дефицита производства электрической энергии и мощности;

недопущение ограничения пропускной способности электрических сетей энергосистемы Челябинской области;

обеспечение надежного и эффективного энергоснабжения потребителей энергосистемы Челябинской области;

скоординированный ввод в эксплуатацию и вывод из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей.

Помимо вышеизложенного, целями и задачами развития электроэнергетики Челябинской области в соответствии со Стратегией социально-экономического развития Челябинской области до 2020 года являются:

развитие малой энергетики. Использование альтернативных источников энергии (мини-теплоэлектростанций с когенерацией, объекты малой гидроэнергетики, ветроэнергетические установки, производство биотоплива, использование солнечной энергии);

реализация государственной программы Челябинской области "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности" на 2014-2020 годы, утвержденной постановлением Правительства Челябинской области от 22 октября 2013 года N 346-П:

снижение показателей удельного потребления топливно-энергетических ресурсов в государственном секторе в 2020 году на 30 процентов по сравнению с 2009 годом;

снижение показателей удельного потребления топливно-энергетических ресурсов в многоквартирном жилищном фонде в 2020 году на 30 процентов по сравнению с 2009 годом;

оптимизация затрат на оказание услуг по передаче электрической энергии;

создание и развитие энерго- и ресурсосберегающих технологий.

23. Уровни спроса на электрическую энергию и мощность по территории Челябинской области в целом и по отдельным энергорайонам, узлам нагрузки на текущий период.

Уровни спроса на электроэнергию и мощность энергосистемы Челябинской области приведены по данным последнего обработанного на текущий момент отчетного периода, а именно на 2016 год.

В таблицах 41 и 42 представлено фактическое потребление электроэнергии и мощности в 2016 году по всей территории энергосистемы Челябинской области, а также по наиболее крупным ее энергорайонам и энергоузлам.

Потребление электроэнергии по энергосистеме Челябинской области за 2016 год

	Таблица 41
Энергорайон	Электропотребление
	млн. кВт.ч	процентов
Территория	35150,201	100
Всего по энергорайонам	30318,6	86,3
В том числе:	-	-
Златоустовско-Миасский энергорайон	3691,2	10,5
В том числе:	-	-
Ашинский энергоузел	816,1	2,3
Миасско-Чебаркульский энергоузел	1239,4	3,5
Карталинский энергорайон	1470,1	4,2
Магнитогорский энергорайон	9538,0	27,1
Челябинский энергорайон	13451,7	38,3
В том числе:	-	-
Металлургический энергоузел	3059,1	8,7
Сосновский энергоузел	1079,6	3,1
Узел ЧГРЭС	1037,7	3,0
Узел ЧТЭЦ-1	2235,1	6,4
Узел ЧТЭЦ-2	561,6	1,6
Узел ЧЭМК	4622,7	13,2
Северный энергорайон	2167,6	6,2
Троицкий энергорайон	161,4	0,5
Еманжелинский узел	1051,1	3,0

Максимальное потребление мощности по энергосистеме Челябинской области за 2016 год

	Таблица 42
Энергорайон	Потребление мощности на час максимума 2016 года
	зимний максимум 22 декабря 2016 года 16-00		летний максимум 05 августа 2016 года 08-00
	МВт	процентов	МВт	процентов
Территория	5113,049	100	4137,6	100
Всего по энергорайонам	4126,4	80,7	3584,0	86,6
В том числе:	-	-	-	-
Златоустовско-Миасский энергорайон	585,3	11,4	434,1	10,5
В том числе:	-	-	-	-
Ашинский энергоузел	145,4	2,8	113,7	2,7
Миасско-Чебаркульский энергоузел	197,6	3,9	146,2	3,5
Карталинский энергорайон	135,0	2,6	88,4	2,1
Магнитогорский энергорайон	1102,4	21,6	1199,8	29,0
Челябинский энергорайон	1956,7	38,3	1629,7	39,4
В том числе:	-	-	-	-
Металлургический энергоузел	385,0	7,5	323,6	7,8
Сосновский энергоузел	204,6	4,0	138,3	3,3
Узел ЧГРЭС	294,3	5,8	219,6	5,3
Узел ЧТЭЦ-1	383,9	7,5	259,1	6,3
Узел ЧТЭЦ-2	79,1	1,5	111,6	2,7
Узел ЧЭМК	422,0	8,3	388,0	9,4
Северный энергорайон	347,0	6,8	232,0	5,6
Троицкий энергорайон	148,8	2,9	66,7	1,6
Еманжелинский узел	128,7	2,5	101,9	2,5

В результате анализа данных, представленных в таблицах 41 и 42, выявлено, что наибольшую долю потребления электроэнергии и мощности по энергосистеме Челябинской области составляет Челябинский энергорайон (до 39 процентов от суммарного потребления электроэнергии), за ним следует Магнитогорский энергорайон (до 29 процентов).

На основании представленных выше данных сформированы уровни спроса на электрическую энергию и мощность по территории Челябинской области в целом и по отдельным энергорайонам, узлам нагрузки на текущий период - 2017 год.

Ожидаемый уровень спроса на электрическую энергию по территории в целом и отдельным энергорайонам и узлам нагрузки Челябинской области в 2017 году представлен в таблице 43.

Ожидаемый уровень спроса на электрическую энергию по отдельным энергорайонам Челябинской области в 2017 году

	Таблица 43
Энергорайон	Электрическая энергия,
	млн. кВт.ч
Территория	35050,0
процентов по отношению к предыдущему году	-0,3
Всего по энергорайонам	30232,2
В том числе:	-
Златоустовско-Миасский энергорайон	3680,7
В том числе:	-
Ашинский энергоузел	813,8
Миасско-Чебаркульский энергоузел	1235,9
Карталинский энергорайон	1465,9
Магнитогорский энергорайон	9510,8
Челябинский энергорайон	13413,4
В том числе:	-
Металлургический энергоузел	3050,4
Сосновский энергоузел	1076,5
Узел ЧГРЭС	1034,7
Узел ЧТЭЦ-1	2228,7
Узел ЧТЭЦ-2	560,0
Узел ЧЭМК	4609,5
Северный энергорайон	2161,4
Троицкий энергорайон	160,9
Еманжелинский узел	1048,1
Выработка электроэнергии	30958,0
В том числе:	-
АЭС	0
ГЭС	0
ТЭС	30958,0
ВИЭ	0
Сальдо	4092,0

Ожидаемый уровень спроса на электрическую мощность по отдельным энергорайонам и узлам нагрузки Челябинской области в 2017 году представлен в таблице 44.

Ожидаемый уровень спроса на электрическую мощность по отдельным энергорайонам и узлам нагрузки Челябинской области в 2017 году

	Таблица 44
Энергорайон	Электрическая мощность, МВт
Территория	5163,0
процентов по отношению к предыдущему году	1,0
Всего по энергорайонам	4166,7
В том числе:
Златоустовско-Миасский энергорайон	591,0
В том числе:	-
Ашинский энергоузел	146,8
Миасско-Чебаркульский энергоузел	199,5
Карталинский энергорайон	136,3
Магнитогорский энергорайон	1113,2
Челябинский энергорайон	1975,8
В том числе:	-
Металлургический энергоузел	388,8
Сосновский энергоузел	206,6
Узел ЧГРЭС	297,2
Узел ЧТЭЦ-1	387,7
Узел ЧТЭЦ-2	79,9
Узел ЧЭМК	426,1
Северный энергорайон	350,4
Троицкий энергорайон	150,3
Еманжелинский узел	130,0
Установленная мощность станций	6062,2
В том числе:	-
АЭС	0
ГЭС	0
ТЭС	6047,2
ВИЭ	15,0

24. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период (с разбивкой по годам) по территории Челябинской области с выделением наиболее крупных потребителей и инвестиционных проектов.

а) на основании прогноза, разрабатываемого АО "СО ЕЭС"

Прогноз потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Челябинской области на 2018 - 2022 годы (вариант а, в соответствии с техническим заданием к СиПРЭ Челябинской области) составлен на основе СиПР ЕЭС России на 2017-2023 годы, разрабатываемой АО "СО ЕЭС", и представлен в таблице 45.

Прогноз потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Челябинской области на 2018 - 2022 годы

					Таблица 45
Наименование показателя, единица измерения	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
Потребление мощности, МВт	5 184	5 282	5 301	5 348	5 378
Абсолютный прирост потребления мощности, МВт	21	98	19	47	30
Прирост, процентов	0,4	1,9	0,4	0,9	0,6
Потребление электроэнергии, млн. кВт.ч	35 196	35 536	36 034	36 277	36 532
Абсолютный прирост потребления электроэнергии, млн. кВт.ч	146	340	498	243	255
Прирост, процентов	0,4	1,0	1,4	0,7	0,7

Сценарий прогнозного изменения потребления мощности энергосистемы Челябинской области, разрабатываемый АО "СО ЕЭС", характеризуется среднегодовым темпом 0,8 процента в 2018-2022 годах. Суммарный прогноз прироста максимума нагрузки за период 2018-2022 годов составляет 215 МВт.

Сценарий прогнозного изменения потребления электроэнергии энергосистемы Челябинской области, разрабатываемый АО "СО ЕЭС", характеризуется среднегодовым темпом 0,8 процента в 2018-2022 годах. Суммарный прогноз прироста потребления электроэнергии за период 2018-2022 годов составляет 1482 млн. кВт.ч.

Динамика изменения потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Челябинской области на 2018 - 2022 годы в графическом виде представлена на рисунках 11 и 12.

На рисунках 11 и 12 приведена справочная информация о динамике изменения прогноза потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Челябинской области в соответствии с СиПРЭ электроэнергетики Челябинской области на 2017-2021 годы, утвержденной в 2016 году. Текущее прогнозное изменение потребления мощности на 2018 год ниже на 87 МВт, на 2019-2020 годы - ниже на 11 и 17 МВт соответственно, на период после 2021 года - выше ранее прогнозируемого. Прогнозное потребления электроэнергии ниже на 73-720 млн. кВт.ч.

Рисунок 11
Динамика изменения потребления мощности энергосистемы Челябинской области на 2018 - 2022 годы

Рисунок 12
Динамика изменения потребления электроэнергии энергосистемы Челябинской области на 2018 - 2022 годы

б) На основании данных Министерства тарифного регулирования и энергетики Челябинской области

Прогноз потребления мощности и электроэнергии энергосистемы Челябинской области на 2018 - 2022 годы (вариант b, в соответствии с техническим заданием к СиПРЭ Челябинской области) по данным Министерства тарифного регулирования и энергетики Челябинской области (письмо от 10 марта 2017 года N 02/878) представлен на 2017 и 2018 годы в таблице 46.

Прогноз потребления мощности и электроэнергии энергосистемы Челябинской области в 2017 и 2018 годах

		Таблица 46
Показатель	2017 год	2018 год
Потребление мощности по территории Челябинской области, МВт	4 374,99	4 374,99
Потребление электроэнергии по территории Челябинской области, млн. кВт.ч	34 589,55	34 589,55

Перечень крупных потребителей электрической энергии энергосистемы Челябинской области (не менее 1 процента от потребления региона) с указанием максимальной прогнозной мощности по ним на 2018-2022 годы представлен в таблице 47.

Перечень крупных потребителей электрической энергии энергосистемы Челябинской области (не менее 1 процента от потребления региона) с указанием максимальной мощности на 2018-2022 годы

	Таблица 47
Наименование потребителя	Максимальная прогнозная мощность, МВт
	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат"	989,4	1035,8	1034,5	1040,7	1043,3
АО "Челябинский электрометаллургический комбинат"	480,0	480,0	480,0	480,0	480,0
ОАО "Челябинский металлургический комбинат"*	360	360	360	360	360
ПАО "Челябинский цинковый завод"	105	110	114	114	114
ПАО "Челябинский трубопрокатный завод"	55,0	55,0	55,0	55,0	55,0
ФГУП "РФЯЦ-ВНИИТФ академика Е.И. Забабахина"	21,2	25,5	31,0	31,0	31,0
ФГУП "ПО "Маяк" (с учетом транзитных потребителей)	56,5 (101,8)	64,0 (101,8)	64,0 (101,8)	64,0 (101,8)	64,0 (101,8)
ПАО "Ашинский металлургический завод"	82	82	82	82	82
ЗАО "Томинский ГОК"	90	90	90	90	90
АО "Михеевский ГОК"	202,0	202,0	202,0	202,0	202,0

* Данные приняты в соответствии со Схемой и программой перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2017-2021 годы.

В соответствии с письмом ФГУП "ПО "Маяк" от 9 декабря 2016 года N 193-5.3/392 в адрес Министерства тарифного регулирования и энергетики Челябинской области в 2017 году планируется замена трансформаторов 110/6 кВ и 35/6 кВ мощностью по 6,3 MBA на ПС 110 кВ Болото-11 (ЦРП-11) и Болото-12 (ЦРП-12) на трансформаторы мощностью по 16 MBA. Увеличение нагрузки на данных подстанциях запланировано в 2018 году.

В 2017 году планируется сооружение ПС 220/10/10 кВ "Обогатительная" с установкой двух трансформаторов мощностью по 80 MBA каждый. Присоединение новой подстанции 220 кВ планируется шлейфовым заходом существующей ВЛ 220 кВ Карталы 220 - Михеевский ГОК с образованием двух новых ВЛ 220 кВ: Карталы 220 - Обогатительная и Обогатительная - Михеевский ГОК.

В начале 2016 года к ПС 220 кВ Михеевский ГОК присоединена газопоршневая электростанция ООО "Газэнерго" установленной мощностью 92 МВт. На перспективу до 2022 года планируется увеличение установленной мощности станции. Покрытие максимума нагрузки АО "Михеевский ГОК" от газопоршневой электростанции ООО "Газэнерго" в период 2018-2022 годов ожидается в объеме 160 МВт.

В соответствии с письмом ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат" от 29 декабря 2016 года N УГЭ-30/3193 в адрес Министерства тарифного регулирования и энергетики Челябинской области на ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат" планируются следующие изменения в период до 2022 года:

1) ПС 220/110 кВ 60 - замена трансформаторов 2x25 MBA на 2x63 MBA (2018-2019 годы);

2) 3-я цепь ВЛ 110 кВ "МТЭЦ - ПС 16, ПС 77" с ячейкой 110 кВ на ПС N 77 и переустройством подходов ВЛ-110 кВ к ПС N 77 (2019-2020 годы);

3) ПС 110/10 кВ ЛМП с трансформаторами 2x25 MBA, ВЛ - 110 кВ и ячейками 110 кВ на ПС N 90 (2018-2019 годы);

4) ПС 110/6/6 кВ N 68 с трансформаторами 2x80 MBA (комплекс строительства аглофабрики N 5);

5) ПС 110 кВ 11 с трансформаторами 2x80 MBA (схема 5АН - "Мостик с выключателями в цепях трансформаторов") с сооружением заходов ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 60 с образованием КВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 11 и КВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 11 (максимальная мощность 68 МВт) (в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям ОАО "ММК" энергопринимающих устройств ПС 110 кВ 11, 2017-2018 годы);

6) Комплекс подстанции N 11 110/10 кВс трансформаторами 2x63 MBA (схема "мостик" в рассечку ВЛ-110 кВ "МЦЭС-ПС 96" с ГУБТ мощностью 12 МВт (2017-2020 годы);

7) ПС 31 - установка трансформатора N 4 110 кВ мощностью 63 (80) MBA с КЛ-110 кВ и ячейкой 110 кВ на ПС N 30 (2017-2020 годы).

Информация о выданных/действующих технических условиях по каждому вышеперечисленному объекту (за исключением пунктов 3-5) отсутствует.

В соответствии с письмом от 16 декабря 2016 года N ЭН-471 в адрес Министерства тарифного регулирования и энергетики Челябинской области ПАО "Ашинский металлургический завод" в 2018 году планирует ввести в эксплуатацию поршневую газотурбинную установку мощностью 15,4 МВт. Информация о выданных/действующих технических условиях по данному объекту отсутствует.

25. Прогноз потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Челябинской области на пятилетний период (с разбивкой по годам) с детализацией электропотребления, максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы (энергорайонам) Челябинской области с выделением потребителей, составляющих не менее 1 процента потребления региона. Структура электропотребления по энергорайонам, крупным городам.

Прогноз потребления электроэнергии по годам с детализацией электропотребления по отдельным частям энергосистемы (энергорайонам) представлен в таблице 48. Прогноз составлен в соответствии со Схемой и программой развития ЕЭС России на 2017-2023 годы.

Прогноз потребления электроэнергии энергосистемы Челябинской области

	Таблица 48
Энергорайон	Потребление электроэнергии, млн. кВт.ч
	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
Территория	35196,0	35536,0	36034,0	36277,0	36532,0
Всего по энергорайонам	30358,1	30651,4	31080,9	31290,5	31510,5
В том числе:	-	-	-	-	-
Златоустовско-Миасский энергорайон	3696,0	3731,7	3784,0	3809,5	3836,3
В том числе:	-	-	-	-	-
город Златоуст	792,3	799,9	811,2	816,6	822,4
город Миасс	982,9	992,4	1006,3	1013,1	1020,2
Ашинский энергоузел	817,2	825,1	836,6	842,3	848,2
Миасско-Чебаркульский энергоузел	1241,0	1253,0	1270,6	1279,1	1288,1
Карталинский энергорайон	1472,0	1486,2	1507,1	1517,2	1527,9
Магнитогорский энергорайон	9550,4	9642,7	9777,8	9843,8	9913,0
В том числе:	-	-	-	-	-
город Магнитогорск	8924,7	9010,9	9137,2	9198,8	9263,4
Челябинский энергорайон	13469,2	13599,3	13789,9	13882,9	13980,5
В том числе:	-	-	-	-	-
город Челябинск	11714,2	11827,4	11993,1	12074,0	12158,9
город Копейск	710,5	717,4	727,5	732,4	737,5
Металлургический энергоузел	3063,1	3092,7	3136,0	3157,2	3179,4
Сосновский энергоузел	1081,0	1091,4	1106,7	1114,2	1122,0
Узел ЧГРЭС	1039,1	1049,1	1063,8	1071,0	1078,5
Узел ЧТЭЦ-1	2238,0	2259,6	2291,3	2306,7	2323,0
Узел ЧТЭЦ-2	562,3	567,8	575,7	579,6	583,7
Узел ЧЭМК	4628,7	4673,4	4738,9	4770,9	4804,4
Северный энергорайон	2170,4	2191,4	2222,1	2237,1	2252,8
Троицкий энергорайон	161,6	163,2	165,5	166,6	167,7
Еманжелинский узел	1052,5	1062,6	1077,5	1084,8	1092,4
Процентов по отношению к предыдущему году	0,4	1,0	1,4	0,7	0,7
Выработка электроэнергии	30108,2	30092,3	30002,4	30095,8	31239,8
В том числе:	-	-	-	-	-
АЭС	0	0	0	0	0
ГЭС	0	0	0	0	0
ТЭС	30082,7	29990,3	29900,4	29993,8	31137,8
ВИЭ	25,5	102,0	102,0	102,0	102,0
Сальдо*	5087,8	5443,7	6031,6	6181,2	5292,2

*(-) - выдача электрической энергии,

(+) - получение электрической энергии энергосистемой.

Разбивка прогнозного потребления электроэнергии энергосистемы Челябинской области на 2018-2022 годы выполнена на основе фактического потребления электроэнергии энергосистемы Челябинской области за 2016 год.

Прогноз изменения максимального потребления мощности энергосистемы Челябинской области с детализацией по энергорайонам представлен в таблице 49.

Прогноз максимального потребления мощности энергосистемы Челябинской области

	Таблица 49
Энергорайон	Потребление мощности, МВт
	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
Территория	5184,0	5282,0	5301,0	5348,0	5378,0
Процентов по отношению к предыдущему году	0,4	1,9	0,4	0,9	0,6
Всего по энергорайонам	4183,7	4262,7	4278,1	4316,0	4340,2
В том числе:	-	-	-	-	-
Златоустовско-Миасский энергорайон	593,4	604,6	606,8	612,2	615,6
В том числе:	-	-	-	-	-
город Златоуст	127,2	129,6	130,1	131,2	132,0
город Миасс	157,8	160,8	161,4	162,8	163,7
Ашинский энергоузел	147,4	150,2	150,7	152,1	152,9
Миасско-Чебаркульский энергоузел	200,3	204,1	204,9	206,7	207,8
Карталинский энергорайон	136,9	139,5	140,0	141,2	142,0
Магнитогорский энергорайон	1117,7	1138,8	1142,9	1153,1	1159,5
В том числе:	-	-	-	-	-
город Магнитогорск	1044,5	1064,3	1068,1	1077,6	1083,6
Челябинский энергорайон	1983,9	2021,4	2028,6	2046,6	2058,1
В том числе:	-	-	-	-	-
город Челябинск	1725,4	1758,1	1764,4	1780,0	1790,0
город Копейск	120,3	122,6	123,0	124,1	124,8
Металлургический энергоузел	390,3	397,7	399,2	402,7	405,0
Сосновский энергоузел	207,4	211,4	212,1	214,0	215,2
Узел ЧГРЭС	298,4	304,0	305,1	307,8	309,6
Узел ЧТЭЦ-1	389,2	396,6	398,0	401,5	403,8
Узел ЧТЭЦ-2	80,2	81,7	82,0	82,7	83,2
Узел ЧЭМК	427,9	435,9	437,5	441,4	443,9
Северный энергорайон	351,8	358,5	359,8	362,9	365,0
Троицкий энергорайон	150,9	153,7	154,3	155,6	156,5
Еманжелинский узел	130,5	133,0	133,4	134,6	135,4
Установленная мощность электростанций	5852,2	5877,2	5827,2	5827,2	5827,2
В том числе:	-	-	-	-	-
АЭС	0	0	0	0	0
ГЭС	0	0	0	0	0
ТЭС	5792,2	5817,2	5767,2	5767,2	5767,2
ВИЭ	60,0	60,0	60,0	60,0	60,0

Разбивка прогнозного максимального потребления мощности энергосистемы Челябинской области на 2018-2022 годы выполнена на основе фактического максимального потребления мощности энергосистемы за 22 февраля 2016 года, на 16 часов 00 минут по московскому времени (максимум потребления мощности энергосистемы Челябинской области).

Перечень крупных потребителей электрической энергии энергосистемы Челябинской области (не менее 1 процента от потребления региона) с указанием максимальной прогнозной мощности по ним на 2018-2022 годы был представлен выше в таблице 47.

26. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период.

Структура прогнозного баланса мощности энергосистемы Челябинской области на час прохождения максимума энергосистемы на перспективный период представлена в таблице 50. При формировании перспективных балансов мощности энергосистемы Челябинской области потребность в производстве электроэнергии определялась с учетом сальдо-перетоков с соседними энергосистемами.

Прогнозный баланс мощности энергосистемы Челябинской области на час прохождения максимума энергосистемы, МВт

	Таблица 50
Мощность	Прогноз потребления/выработки мощности
	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
Установленная мощность	5852,22	5877,22	5827,22	5827,22	5827,22
АЭС	0	0	0	0	0
ГЭС	0	0	0	0	0
ТЭС	5792,22	5817,22	5767,22	5767,22	5767,22
ВИЭ	60	60	60	60	60
Ограничения мощности (+)/технически возможное превышение над установленной мощностью (-)	113,568	113,568	113,568	113,568	113,568
АЭС	0	0	0	0	0
ГЭС	0	0	0	0	0
ТЭС	173,568	173,568	173,568	173,568	173,568
ВИЭ	60	60	60	60	60
Располагаемая мощность (1-2)	5678,65	5703,65	5653,65	5653,65	5653,65
АЭС	0	0	0	0	0
ГЭС	0	0	0	0	0
ТЭС	5678,65	5703,65	5653,65	5653,65	5653,65
ВИЭ	0	0	0	0	0
Максимум потребления	5184,0	5282,0	5301,0	5348,0	5378,0
процент прироста по отношению к предыдущему году	0,4	1,9	0,4	0,9	0,6
Дефицит (-) / избыток (+) (3-4)	494,652	421,652	352,652	305,652	275,652

В результате планируемых вводов генерирующей мощности баланс мощности Челябинской энергосистемы прогнозируется избыточным в 2018-2022 годах.

Прогнозный баланс по электроэнергии энергосистемы Челябинской области на 5-летний период представлен в таблице 51.

Прогнозный баланс по электроэнергии энергосистемы Челябинской области

	Таблица 51
Наименование показателя	Потребление электроэнергии, млн. кВт.ч
	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
Территория	35196	35536	36034	36277	36532
Выработка электроэнергии	30108	30092	30002	30096	31240
Сальдо*	5088	5444	6032	6181	5292

*(-) - выдача электрической энергии,

(+) - получение электрической энергии энергосистемой.

27. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-летний период в соответствии с разработанными схемами теплоснабжения поселений Челябинской области.

Перспективный спрос (полезный отпуск и потребление) на тепловую энергию на пятилетний период (отпуск тепловой энергии с коллекторов ТЭЦ и котельных) включая системы теплоснабжения крупных поселений, приведен в таблице 52. Он сформирован на базе оценок балансов тепловой энергии по каждому источнику тепловой энергии (за исключением индивидуальных теплогенераторов).

Перспективный спрос на тепловую энергию на 5-летний период, тыс. Гкал

						Таблица 52
Городские округа/ муниципальные районы	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
Городские округа
Златоустовский	2447	2476	2436	2407	2409	2407
Карабашский	167	169	166	164	164	164
Копейский	1046	1059	1042	1029	1030	1029
Локомотивный	67	68	67	66	66	66
Миасский	1896	1919	1888	1865	1867	1865
Озерский	1985	2009	1977	1953	1955	1953
Снежинский	1032	1044	1027	1015	1016	1015
Трехгорный	758	767	755	746	747	746
Троицкий	510	516	508	502	503	502
Усть-Катавский	340	344	338	334	334	334
Чебаркульский	317	321	316	312	312	312
Южноуральский	707	715	704	696	697	696
Верхнеуфалейский	536	542	533	527	528	527
Кыштымский	671	679	668	660	661	660
Магнитогорский	7404	7493	7373	7285	7292	7285
Челябинский	13633	13797	13576	13413	13426	13413
Всего городские округа	33516	33918	33374	32974	33568	33534
Муниципальные районы
Агаповский	205,1	201,6	198,2	198,2	198,2	198,2
Аргаяшский	150	147,8	145,3	142,8	142,8	141,3
Ашинский	595,2	585	575	565,2	565,2	561,2
Брединский	70,2	69,1	68	66,9	66,9	65,7
Варненский	65,5	64,3	63,2	62,1	62,1	61
Верхнеуральский	124,6	123,5	122,8	122,1	122,1	122,1
Верхнеуфалейский	354,2	351,1	349,3	347,5	347,5	347,5
Еманжелинский	420,7	417	415	413	413	413
Еткульский	129,8	128,7	128,1	127,5	127,5	127,5
Карталинский	175,5	173,9	173,1	172,3	172,3	172,3
Каслинский	301,5	298,8	297,3	295,8	295,8	295,8
Катав-Ивановский	283,4	280,8	279,4	278	278	278
Кизильский	54,1	53,7	53,4	53,1	53,1	53,1
Коркинский	540	535,2	532,6	530	530	530
Красноармейский	174,4	172,9	172	171,1	171,1	171,1
Кунашакский	122,7	121,6	121	120,4	120,4	120,4
Кусинский	217	215,1	214	212,9	212,9	212,9
Кыштымский	814,1	806,9	802,9	798,9	798,9	798,9
Нагайбакский	111,5	110,5	109,9	109,3	109,3	109,3
Нязепетровский	93,9	93	92,6	92,2	92,2	92,2
Октябрьский	40	39,7	39,5	39,3	39,3	39,3
Пластовский	137,2	135,9	135,2	134,5	134,5	134,5
Саткинский	879,1	871,1	866,7	862,3	862,3	862,3
Сосновский	297,1	294,5	293	291,5	291,5	291,5
Троицкий	59,2	58,6	58,3	58	58	58
Увельский	254,1	251,9	250,6	249,3	249,3	249,3
Уйский	125,5	124,4	123,7	123	123	123
Чебаркульский	143,9	142,7	142	141,3	141,3	141,3
Чесменский	78,3	77,6	77,2	76,8	76,8	76,8
Всего по муниципальным районам	7017,8	6946,9	6899,3	6855,3	6855,3	6847,5
Всего по Челябинской области	40534	40865	40273	39829	40423	40382

Технический потенциал электрической мощности, обеспеченный существующим потенциалом спроса на тепловую мощность, для населённых пунктов с разной градацией спроса на тепловую мощность составит 8860 МВт(э). Для поселений со спросом (тепловой нагрузкой) более 1000 кал/час (город Челябинск и город Магнитогорск) на существующем максимальном потоке теплоты (тепловой нагрузке) существует техническая возможность выработки электрической мощности в размере 5800 МВт(э) (в 2015 году). К 2022 году, в связи с ростом спроса на тепловую мощность в существующих и новых зонах застройки, технический потенциал выработки электрической мощности на тепловом потреблении увеличится почти до 6100-6200 МВт(э).

Для поселений Челябинской области с тепловой нагрузкой от 250 до 1000 Гкал/час технический потенциал установленной мощности ТЭЦ составит около 1607 МВт(э), для поселений с тепловой нагрузкой менее 250 Гкал/час - около 1000 МВт(э).

Суммарный технический потенциал электрической мощности ТЭЦ по всей Челябинской области составит к 2022 году около 10 ГВт(э).

При выполнении условий оценки экономического потенциала принято, что правила рынка электрической энергии неизменны, а цена на тепловую энергию приведена к базовому уровню 2016 года в соответствии с дефлятором для соответствующих лет.

Для поселений со спросом (тепловой нагрузкой) более 1000 Гкал/час (город Челябинск и город Магнитогорск) экономический потенциал ниже технически осуществимого на 30 процентов. В значительной мере это происходит за счет высокой удельной стоимости ТЭЦ с незначительными установленными мощностями, замещающими существующие котельные.

Суммарный экономический потенциал электрической мощности ТЭЦ по всей Челябинской области составит к 2022 году около 4,6 ГВт(э) (вдвое меньший, чем технический).

28. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Челябинской области мощностью не менее 5 МВт на пятилетний период с указанием оснований включения в перечень каждого объекта с учетом максимального развития когенерации.

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Челябинской области на 2017-2022 годы, сформированный на основе проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2017-2023 годы, представлен в таблице 53.

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Челябинской области на 2017-2022 годы, сформированный на основе проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2017-2023 годы

		Таблица 53
Электростанция	Изменение установленной мощности, МВт
	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
Троицкая ГРЭС		-255 (3x85) (ТГ-1,2,3)
Челябинская ТЭЦ-1				-50 (2x25) (ТГ-7,8)
Челябинская ГРЭС	247,5 (ПГУ-3)
Аргаяшская ТЭЦ	65 (ТГ4)
Октябрьская СЭС	15
Чесменская СЭС		15
Бородинская СЭС		15
Песчаная СЭС		15

Обоснованием для включения вводов новых генерирующих мощностей на тепловых станциях является балансовая необходимость. Для солнечных электростанций (Октябрьская, Чесменская, Бородинская и Песчаная СЭС) основанием для включения в перечень, помимо проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2017-2023 годы, является договор о предоставлении мощности возобновляемых источников энергии (ДПМ ВИЭ).

29. Перечень планируемых к строительству электростанций промышленных предприятий на территории Челябинской области.

В соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение объекта по производству электрической энергии ПВЭС-2 ОАО "ММК" к электрическим сетям ОАО "ММК" в 2019 году реконструируется ТГ-2 с увеличением установленной (максимальной) мощностью на 25 МВт до величины 50 МВт на ПВЭС-2.

V. Расчеты и анализ режимов работы энергосистемы Челябинской области

30. Общие положения.

Расчеты электроэнергетических режимов и анализ характерных ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области выполнялись отдельно по каждому из энергорайонов Челябинской энергосистемы.

Существующие и перспективные балансы мощности и электроэнергии по Челябинской энергосистеме и отдельно по энергорайонам до 2022 года, а также перспективное развитие энергорайонов описаны выше в разделах II и IV.

Перечень основных вводов электросетевых объектов 220 кВ и выше, учтенных в расчетных моделях энергосистемы Челябинской области, представлен в таблице 54.

Вводы электросетевых объектов 220 кВ и выше, учтенные в расчетных моделях

				Таблица 54
Электросетевой объект	Параметры объекта	Год	Тип мероприятия	Источник информации
ПС 220 кВ Медная	2x100 MBA	2017	новый ввод	Проект Схемы и программы развития ЕЭС России 2017-2023 годы
Заходы ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково на ПС 220 кВ Медная	3,148 километра + 3,229 километра
ПС 220 кВ Обогатительная	2x80 MBA	2017	новый ввод	Проект Схемы и программы развития ЕЭС России 2017-2023 годы
Заходы ВЛ 220 кВ Михеевский ГОК - Карталы на ПС 220 кВ Обогатительная	2x1,5 километра

Перечень вводов электросетевых объектов 110 кВ в соответствии с действующими техническими условиями на технологическое присоединение, учтенных в расчетных моделях энергосистемы Челябинской области, представлен в таблице 55.

Вводы электросетевых объектов 110 кВ, учтенные в расчетных моделях

					Таблица 55
Объект	Заявитель	Мероприятия	Сетевая компания	Мощность	Год ввода
ПС 110 кВ N 11	ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат", Управление капитального строительства	1.1. Строительство ПС 110 кВ 11 по схеме "3Н-Блок (линия-трансформатор) с выключателем" с установкой трансформатора 110/10/6 кВ мощностью не менее 10 MBA и выключателя 110 кВ с номинальным током 2000 А (мощность, тип оборудования уточнить при проектировании). 1.2. Строительство КВЛ 110 кВ от опоры N А0-1 ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 60 до ПС 110 кВ 11 с образованием КВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 60 с отпайкой на ПС 11 (участок ВЛ 110 кВ длиной 0,45 километра, участок КЛ 110 кВ длиной 0,4 километра). На II этапе: 1.3. Расширение ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ 11 с приведением к схеме "5АН - Мостик с выключателями в цепях трансформаторов" с установкой 2 (двух) трансформаторов 110/10/6 кВ мощностью 80 MBA каждый (взамен установленного на I этапе трансформатора мощностью 63 MBA), оснащённых устройствами РПН и 2 (двух) выключателей 110 кВ с номинальным током 2000 А. 1.4. Сооружение заходов ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 60 в ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ 11 с образованием КВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 11 (протяжённость ВЛ 110 кВ 0,8 километра сечением 300 кв. миллиметров, протяжённость КЛ 110 кВ 0,4 километра сечением 1x400/120 кв. миллиметров) и КВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 11 (протяжённость ВЛ 110 кВ 8,45 километра сечением 300 кв. миллиметров, протяжённость КЛ 110 кВ 0,4 километра сечение 1x400/120 кв. миллиметров)".	ОАО "ММК"	На I этапе: - отпайка (опора N А0-1) от ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 60 с максимальной мощностью 3,04 МВт; - фид.162 ГРУ-10 кВ МЦЭС с максимальной мощностью 3,03 МВт; - фид.93-05 РУ-6 кВ ПС 110 кВ 93 с максимальной мощностью 3,03 МВт, На II этапе: - КВЛ 110 кВ МЦЭС-ПС 11 с максимальной мощностью 34 МВт (с учётом максимальной мощности I этапа); - КВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 11 с максимальной мощностью 34 МВт (с учётом максимальной мощности I этапа).	1 этап: 2016-2017; 2 этап: 2017-2019
ПС 110 кВ ЛМП	ООО "ЦЕНТРОЛИТ"	1.1. На ПС 220 кВ 90 в каждой из ячеек 110 кВ N 90-00, 90-01 установку 1 (одного) выключателя 110 кВ с номинальным током отключения не менее 26 кА с выносными трансформаторами тока 110 кВ с номинальным током не менее 150 А, 4 (четырёх) разъединителей 110 кВ с номинальным током не менее 400 А (параметры и тип оборудования уточнить при проектировании). 1.2. Строительство ПС 110 кВ ЛМП по типовой схеме "4Н - Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии" с установкой 2 (двух) трансформаторов 110 кВ мощностью 25 MBA и 2 (двух) выключателей 110 кВ с номинальным током отключения не менее 26 кА (схему ПС 110 кВ ЛМП и параметры оборудования уточнить при проектировании). 1.3. Строительство ЛЭП 110 кВ ПС 90 - ЛМП I цепь ориентировочной длиной 8 километров, проводом с допустимым длительным током не менее 150 А при температуре наружного воздуха +25 градусов Цельсия (длину, тип и параметры ЛЭП уточнить при проектировании). 1.4. Строительство ЛЭП 110 кВ ПС 90 - ЛМП II цепь ориентировочной длиной 8 километров, проводом с допустимым длительным током не менее 150 А при температуре наружного воздуха +25 градусов Цельсия (длину, тип и параметры ЛЭП уточнить при проектировании)".	ОАО "ММК"	ячейка N 90-00 ЛЭП 110 кВ ПС 90 - ЛМП I цепь ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ 90 с максимальной мощностью 12,5 МВт; - ячейка N 90-01 ЛЭП 110 кВ ПС 90 - ЛМП II цепь ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ 90 с максимальной мощностью 12,5 МВт.	2017
ПС 110 кВ РЭД	АО "Русские электрические двигатели"	1.1. Строительство однотрансформаторной ПС 110 кВ РЭД с трансформатором мощностью 25 MBA. ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ РЭД выполнить по схеме 3Н-Блок (линия-трансформатор) с выключателем. 1.2. Строительство отпайки 110 кВ от ВЛ 110 кВ от опоры N 1 ВЛ 110 ЗСО-Гусеничная до ПС 110 РЭД со следующими ориентировочными параметрами: сечением провода АС-120, протяженностью 400 метров.	ООО "Энерготехсервис"	11,051 МВт	2017
ПС 110 кВ Агрокомплекс	Администрация Усть-Катавского городского округа	1.1. На ПС 500 кВ Кропачево: - расширение ОРУ 110 кВ на 2 (две) линейные ячейки N 17 и N 18 с установкой в каждой из ячеек выключателя 110 кВ с номинальным током отключения не менее 25 кА (тип и параметры оборудования уточнить при проектировании). 1.2. Сооружение ПС 110/10 кВ Агрокомплекс: - сооружение РУ 110 кВ по схеме "два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий" N 110-4Н с установкой 2 (двух) трехобмоточных трансформаторов 110/10/10 кВ мощностью 63 MBA каждый, оснащенных устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), и 2 (двух) выключателей 110 кВ с номинальным током отключения не менее 25 кА (тип и параметры оборудования уточнить при проектировании); - сооружение РУ 10 кВ с установкой 16 (шестнадцати) выключателей 10 кВ (тип и параметры оборудования уточнить при проектировании). 1.3. Строительство двухцепной ЛЭП 110 кВ Кропачево - Агрокомплекс I, II цепь ориентировочной протяженностью 10 километра сечением провода не менее 150 кв. миллиметров (тип, длину и параметры ЛЭП уточнить при проектировании).	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	вновь сооружаемая ячейка N 17 ОРУ 110 кВ ПС 500 кВ Кропачево с максимальной мощностью 29.825 МВт; - вновь сооружаемая ячейка N 18 ОРУ 110 кВ ПС 500 кВ Кропачево с максимальной мощностью 29.825 МВт.	2017
ПС 110 кВ Краснопольская	Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго"	Строительство участка ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Шагол - Харлуши с отпайками до отпайки на ПС 110 кВ Краснопольская ВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская сечением провода не менее 240 кв. миллиметров. Строительство заходов ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Шагол - Харлуши с отпайками в РУ 110 кВ ПС 110 кВ Краснопольская с отсоединение отпайки от ВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская с образованием ВЛ 110 кВ Шагол - Краснопольская и ВЛ 110 кВ Краснопольская - Харлуши с отпайками.	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	без увеличения макс мощности	2018
ПС 110 кВ Периклаз	АО "Комбинат Магнезит"	1 этап: 1.1. Сооружение ПС 110 кВ Периклаз по схеме 4Н "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий" с установкой 2 (двух) трансформаторов 110/6 кВ мощностью 40 MBA каждый 1.2. Сооружение 2 (двух) отпаек ЛЭП от ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка I, II цепь с отпайками на ПС Огнеупор в районе опоры N 39 до ПС 110 кВ Периклаз ориентировочной протяжённостью 1 километра сечением провода 150 кв. миллиметров каждая. 2 этап: Без мероприятий по основному (первичному) электротехническому оборудованию.	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	1 этап 24 МВт, 2 этап 35 МВт	2019
ПС 110 кВ Захаровская	МП "Горэлектросеть"	Строительство ПС 110 кВ Захаровская с 2 трансформаторами ТРДН 32 MBA, Строительство шлейфового захода ВЛ 110 кВ в двухцепном исполнении от ВЛ 110 кВ Смеловская - ПС 99 до вновь проектируемой ПС.	Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго"	25 МВт	2018/ 2019
Промплощадка ТМЗ	ООО "Троицкий металлургический завод"	2.2.1. Сооружение в РУ 110 кВ ПС 110 кВ Дизельная 2 (двух) линейных ячеек 110 кВ: - яч. 110 кВ "Шинные аппараты 1 С 110 кВ"; - яч. 110 кВ "Шинные аппараты 2 С 110 кВ", с установкой 2 (двух) выключателей 110 кВ с номинальным током отключения не менее 40 кА (тип и характеристики оборудования уточнить на стадии разработки проектной документации). 2.2.2. Сооружение 2 (двух) КЛ 110 кВ от вновь сооружаемых линейных ячеек 110 кВ 1, 2С 110 кВ РУ 110 кВ ПС 110 кВ Дизельная до энергопринимающих устройств - печей РКО-15 ориентировочной длиной 0,87 километра, сечением кабеля с алюминиевой жилой не менее 185 кв. миллиметров с образованием КЛ 110 кВ Шинные аппараты 1C 110 кВ - РКО-15 1 цепь, и КЛ 110 кВ Шинные аппараты 2С 110 кВ - РКО-15 2 цепь (длину и характеристики оборудования уточнить на стадии разработки проектной документации).	Филиал ПАО "ОГК-2" - Троицкая ГРЭС	ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Дизельная I цепь с отпайкой на ПС Ново-Троицкая с максимальной мощностью 25 МВт (в том числе существующая мощность 7,5 МВт); ВЛ 110 кВ Троицкая ГРЭС - Дизельная II цепь с максимальной мощностью 25 МВт (в том числе существующая мощность 7,5 МВт).	2018
ПС 110 кВ Вельдимановская	ООО "ИКЕА Сентерс Рус Проперти Д"	1.1. Строительство ПС 110 кВ Вельдимановская с установкой 2 (двух) трансформаторов по 16 MBA каждый. ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Вельдимановская выполнить по схеме "Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий". 1.2. Сооружение заходов ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Шагол - Харлуши с отпайками в РУ 110 кВ ПС 110 кВ Вельдимановская с образованием: - ВЛ 110 кВ Шагол - Вельдимановская с отпайкой на ПС Краснопольскую (протяженностью 8.3 километра (со следующими параметрами захода: сечение провода АС-185, длина 2.3 километра); - ВЛ 110 кВ Вельдимановская - Харлуши с отпайкой на ПС Кременкуль (протяженностью 14,7 километра (со следующими параметрами захода: сечение провода АС-185, длина 2.3 километра).	Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго"	1 этап: 2,052 МВт 2 этап 10,542 МВт	1 этап 2018, 2 этап 2019
ПС 110 кВ 68	ГОП ОАО "ММК"	1.1. Строительство ПС 110 кВ 68 по схеме "110-9 Одна рабочая секционированная выключателем система шин" с установкой 2 (двух) трансформаторов мощностью 80 MBA каждый и 7 (семи) выключателей 110 кВ с номинальным током отключения не менее 26 кА (тип и параметры оборудования уточнить при проектировании). 1.2. Сооружение заходов ВЛ 110 кВ ПС 90 - ПС 65 I, II цепь в РУ 110 кВ ПС 110 кВ 68 с образованием ЛЭП 110 кВ ПС 90 - ПС 68 I, II цепь ориентировочной протяжённостью 2,0 километра каждая проводом с длительно допустимым током не менее 500А при температуре наружного воздуха +25 градусов Цельсия и ЛЭП 110 кВ ПС 65 - ПС 68 I, II цепь ориентировочной протяжённостью 5,0 километра каждая проводом с длительно допустимым током не менее 100 А при температуре наружного воздуха +25 градусов Цельсия (тип и параметры ЛЭП 110 кВ уточнить при проектировании).	ОАО "ММК"	ВЛ 110 кВ ПС 90 - ПС 68 I цепь с увеличением максимальной мощности на 33,5 МВт; ВЛ 110 кВ ПС 90 - ПС 68 II цепь с увеличением максимальной мощности на 33,5 МВт; ВЛ 110 кВ ПС 65 - ПС 68 I цепь без увеличения максимальной мощности; ВЛ 110 кВ ПС 65 - ПС 68 II цепь без увеличения максимальной мощности.	2019

31. Анализ отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области на зимний максимум, летний максимум и летний минимум нагрузок за 2016 год.

Проведен анализ параметров наиболее тяжелых послеаварийных режимов для режимов зимних максимальных, а также летних максимальных и минимальных нагрузок в Карталинском, Златоустовско-Миасском, Северном, Магнитогорском и Челябинском энергорайонах энергосистемы Челябинской области для отчетного потокораспределения 2016 года. Результаты проведенного анализа представлены ниже.

1) Карталинский энергорайон

Для отчетных режимов зимних максимальных, а также летних максимальных и минимальных нагрузок выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, не выявлено.

Для отчетных режимов летних максимальных и летних минимальных нагрузок выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем, не выявлено.

2) Златоустовско-Миасский энергорайон

В Златоустовско-Миасском энергорайоне в режимах зимних максимальных, летних максимальных, а также летних минимальных нагрузок 2016 года выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, по следующим элементам:

ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т I цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Бакал - Завьялиха;

ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС Шахтная;

ВЛ 110 кВ Боровая - Н. Златоуст с отпайкой на ПС Тундуш-т;

ВЛ 110 кВ Западная - Бакал с отпайкой на ПС Шахтная;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка Ш цепь;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка IV цепь;

ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т;

ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная;

ВЛ 110 кВ Миасс - Кисегач-т;

ВЛ 110 кВ Миасс - Курортная;

ВЛ 110 кВ Миасс - Тургояк-т с отпайкой на ПС Тальковая;

ВЛ 110 кВ Сатка - Западная;

ВЛ 110 кВ Таганай - Горная;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст I цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст II цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст III цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай-т - Таганай;

ВЛ 110 кВ Тургояк - Горная;

ВЛ 110 кВ Тургояк-т - Хребет-т;

ВЛ 110 кВ Хребет-т - Таганай-т;

ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Таганай с отпайками;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кропачево I цепь;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кукшик-т с отпайкой на ПС Мурсалимкино-т;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Яхино-т.

В таблице 56 представлены элементы с указанием их максимальной загрузки в процентах от длительно допустимой токовой нагрузки (далее именуется - ДДТН)/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в нормальной схеме для отчетных режимов зимних максимальных, а также летних максимальных и минимальных нагрузок 2016 года.

Элементы с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в нормальной схеме

			Таблица 56
Контролируемый элемент	Отключаемый элемент		Сезон/Загрузка ВЛ от ДДТН/номинальных параметров, процентов
			Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум
ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т I цепь с отпайками	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево		129	135	139
ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т II цепь с отпайками	ВЛ 500 кВ Уфимская Кропачево		130	136	140
ВЛ 110 кВ Бакал - Завьялиха	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская		-	112	113
ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС Шахтная	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская		143	149	147
ВЛ 110 кВ Боровая - Н. Златоуст с отпакой# на ПС Тундуш-т	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст		-	101	-
ВЛ 110 кВ Западная - Бакал с отпайкой на ПС Шахтная	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская		113	111	110
ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка III цепь	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст		147	127	124
ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка IV цепь	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст		147	127	124
ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская		119	116	104
ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т до ПС 110 кВ Симская-т)		ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	155	152	153
ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками (участок ВЛ от ПС 500 кВ Кропачево до отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т)		ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	141	144	144
ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т до ПС 110 кВ Симская-т)		ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	155	153	154
ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками (участок ВЛ от ПС 500 кВ Кропачево до отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т)		ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	151	146	145
ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т		ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	132	150	149
ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная		ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	165	163	146
ВЛ 110 кВ Миасс - Кисегач-т		ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	113	110	99
ВЛ 110 кВ Миасс - Курортная		ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	153	150	135
ВЛ 110 кВ Миасс - Тургояк-т с отпайкой на ПС Тальковая		ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	135	132	133
ВЛ 110 кВ Сатка - Западная		ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	106	120	118
ВЛ 110 кВ Таганай - Горная		ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	144	141	145
ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст I цепь		ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	129	137	141
ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст II цепь		ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	129	137	141
ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст III цепь		ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	129	137	140
ВЛ 110 кВ Таганай-т - Таганай		ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	127	113	116
ВЛ 110 кВ Тургояк - Горная		ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	151	164	168
ВЛ 110 кВ Тургояк-т - Хребет-т		ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	130	130	132
ВЛ 110 кВ Хребет-т - Таганай-т		ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	100	109	111
ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Таганай с отпайками		ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	107	_	_
ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал		ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	134	153	154
ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кропачево I цепь		ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	102	108	112
ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кукшик-т с отпайкой на ПС Мурсалимкино-т	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская		120	137	136
ВЛ 110 кВ Юрюзань - Яхино-т	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская		-	-	100

В Златоустовско-Миасском энергорайоне в режимах летних максимальных и летних минимальных нагрузок 2016 года при нормативных возмущениях выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем, по следующим элементам:

АТ ПС 500 кВ Приваловская;

АТ-1 ПС 220 кВ Чебаркуль;

ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т I цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т I цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Бакал - Завьялиха;

ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС Шахтная;

ВЛ 110 кВ Боровая - Единовер-т с отпайкой на ПС Бердяуш-т;

ВЛ 110 кВ Боровая - Н. Златоуст с отпакой# на ПС Тундуш-т;

ВЛ 110 кВ Завьялиха - Лесная;

ВЛ 110 кВ Западная - Бакал с отпайкой на ПС Шахтная;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Н. Златоуст I цепь;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Салган-т с отпайкой на ПС Тундуш-т;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка III цепь;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка IV цепь;

ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Юрюзань III цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Юрюзань IV цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т;

ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная;

ВЛ 110 кВ Миасс - Кисегач-т;

ВЛ 110 кВ Миасс - Курортная;

ВЛ 110 кВ Миасс - Тургояк-т с отпайкой на ПС Тальковая;

ВЛ 110 кВ Непряхино - Ильменская;

ВЛ 110 кВ Приваловская - Боровая с отпайкой на ПС Бердяуш-т;

ВЛ 110 кВ Приваловская - Единовер-т;

ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка I цепь с отпайкой на ПС Огнеупор;

ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка II цепь с отпайкой на ПС Огнеупор;

ВЛ 110 кВ Салган-т - Боровая;

ВЛ 110 кВ Сатка - Западная;

ВЛ 110 кВ Таганай - Горная;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст I цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст II цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст III цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай-т - Таганай;

ВЛ 110 кВ Тургояк - Горная;

ВЛ 110 кВ Тургояк - Ильменская;

ВЛ 110 кВ Тургояк-т - Хребет-т;

ВЛ 110 кВ Хребет-т - Таганай-т;

ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Непряхино;

ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Таганай с отпайками;

ВЛ 110 кВ Южно-уральская ГРЭС - Южноуральская;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кропачево I цепь;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кукшик-т с отпайкой на ПС Мурсалимкино-т;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Яхино-т;

ВЛ 110 кВ Яхино-т - Кропачево

В таблице 57 представлены элементы с указанием их максимальной загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в ремонтных схемах для отчетных режимов летних максимальных и минимальных нагрузок 2016 года.

Элементы с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в ремонтных схемах

			Таблица 57
Контролируемый элемент	Отключаемый элемент N 1	Отключаемый элемент N 2	Сезон/ Загрузка от ДДТН/номинальных параметров, процентов
			Лето максимум	Лето минимум
АТ ПС 500 кВ Приваловская	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	-	112
	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	132	-
АТ-1 ПС 220 кВ Чебаркуль	ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	113	101
ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т I цепь с отпайками	ВЛ 110 кВ АМЕТ- Симская-т II цепь с отпайками	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	210	216
ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т I цепь с отпайками	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	209	220
ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т II цепь с отпайками	ВЛ 110 кВ АМЕТ- Симская-т I цепь с отпайками	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	212	218
ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т II цепь с отпайками	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	210	221
ВЛ 110 кВ Бакал - Завьялиха	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	188	189
ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС Шахтная	ВЛ 110 кВ Сатка - Западная	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	227	224
ВЛ 110 кВ Боровая - Единовер-т с отпайкой на ПС Бердяуш-т	ВЛ 110 кВ Приваловская - Боровая с отпайкой на ПС Бердяуш-т	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	144	141
ВЛ 110 кВ Боровая - Н. Златоуст с отпакой# на ПС Тундуш-т	ВЛ 110 кВ Златоуст - Салган-т с отпайкой на ПС Тундуш-т	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	136	132
ВЛ 110 кВ Завьялиха - Лесная	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал	160	161
ВЛ 110 кВ Западная - Бакал с отпайкой на ПС Шахтная	ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС Шахтная	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	195	192
ВЛ 110 кВ Златоуст - Н. Златоуст I цепь	ВЛ 110 кВ Златоуст - Н. Златоуст I цепь	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	118	-
ВЛ 110 кВ Златоуст - Салган-т с отпайкой на ПС Тундуш-т	ВЛ 110 кВ Боровая - Н. Златоуст с отпакой# на ПС Тундуш-т	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	131	127
ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка III цепь	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка IV цепь	170	166
ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка IV цепь	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка III цепь	170	166
ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	181	161
ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т до ПС 110 кВ Симская-т)	ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками (участок ВЛ от ПС 500 кВ Кропачево до отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т)	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	263	264
ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками (участок ВЛ от ПС 500 кВ Кропачево до отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т)	ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками (участок ВЛ от ПС 500 кВ Кропачево до отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т)	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	248	248
ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т до ПС 110 кВ Симская-т)	ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т до ПС 110 кВ Симская-т)	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	263	264
ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками (участок ВЛ от ПС 500 кВ Кропачево до отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т)	ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т до ПС 110 кВ Симская-т)	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	248	248
ВЛ 110 кВ Кропачево - Юрюзань III цепь с отпайками	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	113	117
ВЛ 110 кВ Кропачево - Юрюзань IV цепь с отпайками	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	114	118
ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	218	222
ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	АТ-1 ПС 220 кВ Чебаркуль	263	239
ВЛ 110 кВ Миасс - Кисегач-т	ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	172	155
ВЛ 110 кВ Миасс - Курортная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	АТ-1 ПС 220 кВ Чебаркуль	247	226
ВЛ 110 кВ Миасс - Тургояк-т с отпайкой на ПС Тальковая	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	189	192
ВЛ 110 кВ Непряхино - Ильменская	ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	107	-
ВЛ 110 кВ Приваловская - Боровая с отпайкой на ПС Бердяуш-т	ВЛ 110 кВ Боровая - Единовер-т с отпайкой на ПС Бердяуш-т	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	146	144
ВЛ 110 кВ Приваловская - Единовер-т	ВЛ 110 кВ Приваловская - Боровая с отпайкой на ПС Бердяуш-т	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	137	136
ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка I цепь с отпайкой на ПС Огнеупор (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Огнеупор до ПС 110 кВ Сатка)	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка II цепь с отпайкой на ПС Огнеупор (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Огнеупор до ПС 110 кВ Сатка)	100	103
ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка I цепь с отпайкой на ПС Огнеупор (участок ВЛ от ПС 500 кВ Приваловская до отпайки на ПС 110 кВ Огнеупор)	ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	101	-
ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка II цепь с отпайкой на ПС Огнеупор (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Огнеупор до ПС 110 кВ Сатка)	ВЛ 500 кВ Привловская#- Златоуст	ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка I цепь с отпайкой на ПС Огнеупор (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Огнеупор до ПС 110 кВ Сатка)	101	104
ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка II цепь с отпайкой на ПС Огнеупор (участок ВЛ от ПС 500 кВ Приваловская до отпайки на ПС 110 кВ Огнеупор)	ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	101	-
ВЛ 110 кВ Салган-т - Боровая	ВЛ 110 кВ Боровая - Н. Златоуст с отпакой# на ПС Тундуш-т	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	125	122
ВЛ 110 кВ Сатка - Западная	ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС Шахтная	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	209	206
ВЛ 110 кВ Таганай - Горная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	206	211
ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст I цепь	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	204	209
ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст II цепь	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	204	209
ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст III цепь	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	204	209
ВЛ 110 кВ Таганай-т - Таганай	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	165	170
ВЛ 110 кВ Тургояк - Горная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	238	244
ВЛ 110 кВ Тургояк - Ильменская	ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	100	-
ВЛ 110 кВ Тургояк-т - Хребет-т	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	ВЛ 500 кВ Бекетово Смеловская	188	192
ВЛ 110 кВ Хребет-т - Таганай-т	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	159	162
ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Непряхино	ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	111	99
ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Таганай с отпайками	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	117	115
ВЛ 110 кВ Южно-уральская ГРЭС - Южноуральская	ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Казачья	ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС - Троицкая ГРЭС	104	-
ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	227	235
ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кропачево I цепь	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	167	175
ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кукшик-т с отпайкой на ПС Мурсалимкино-т	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	200	204
ВЛ 110 кВ Юрюзань - Яхино-т	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	149	156
ВЛ 110 кВ Яхино-т - Кропачево	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	-	108

Для предотвращения выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтной схемы, эффективным мероприятием является деление сети на шунтирующих связях 110 кВ.

3) Магнитогорский энергорайон

В Магнитогорском энергорайоне в режимах зимних максимальных, летних максимальных, а также летних минимальных нагрузок 2016 года выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, по следующим элементам:

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I цепь;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская II цепь.

В таблице 58 представлены элементы с указанием их максимальной загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в нормальной схеме для отчетных режимов зимних максимальных, а также летних максимальных и минимальных нагрузок 2016 года.

Элементы с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в нормальной схеме

			Таблица 58
Контролируемый элемент	Отключаемый элемент	Сезон/Загрузка ВЛ от ДДТН/номинальных параметров, процентов
		Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум
ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I цепь	ВЛ 500 кВ Смеловская - Магнитогорская	109	112	111
ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская II цепь	ВЛ 500 кВ Смеловская - Магнитогорская	109	113	111

В Магнитогорском энергорайоне в режимах летних максимальных и летних минимальных нагрузок 2016 года при нормативных возмущениях выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем, по следующим элементам:

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I цепь;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская II цепь.

В таблице 59 представлены элементы с указанием их максимальной загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в ремонтных схемах для отчетных режимов летних максимальных и минимальных нагрузок 2016 года.

Элементы с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в ремонтных схемах

			Таблица 59
Контролируемый элемент	Отключаемый элемент N 1	Отключаемый элемент N 2	Сезон/ Загрузка от ДДТН/номинальных параметров, процентов
			Лето максимум	Лето минимум
ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I цепь	ВЛ 500 кВ Смеловская - Магнитогорская	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская II цепь	188	185
ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская II цепь	ВЛ 500 кВ Смеловская - Магнитогорская	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I цепь	188	185

4) Северный энергорайон

В Северном энергорайоне для отчетных режимов зимних максимальных, а также летних максимальных и минимальных нагрузок выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, не выявлено.

В Северном энергорайоне для отчетных режимов летних максимальных и летних минимальных нагрузок выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем, не выявлено.

5) Челябинский энергорайон

В Челябинском энергорайоне в режимах зимних максимальных, летних максимальных, а также летних минимальных нагрузок 2016 года выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, по следующим элементам:

ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2;

ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь.

В таблице 60 представлены элементы с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в нормальной схеме для отчетных режимов зимних максимальных, а также летних максимальных и минимальных нагрузок.

Элементы с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в нормальной схеме

			Таблица 60
Контролируемый элемент	Отключаемый элемент	Сезон /Загрузка ВЛ от ДДТН/номинальных параметров, процентов
		Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2 до ПС 110 кВ Гусеничная)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки)	108	107	103
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки)	116	115	107
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2)	134	131	119
ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь	142	150	133
ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь	181	150	133

В Челябинском энергорайоне в режимах летних максимальных и летних минимальных нагрузок 2016 года при нормативных возмущениях выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем, по следующим элементам:

ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская- 2;

ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ ЗСО - Гусеничная;

ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево I цепь;

ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево II цепь;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь;

КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС IV цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т I цепь;

ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т II цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево II цепь;

КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС I цепь;

КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС II цепь.

В таблице 61 представлены элементы с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в ремонтных схемах для отчетных режимов.

Элементы с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в ремонтных схемах

			Таблица 61
Контролируемый элемент	Отключаемый элемент N 1	Отключаемый элемент N 2	Сезон/ Загрузка ВЛ от ДДТН/номинальных параметров, процентов
			Лето максимум	Лето минимум
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2 до ПС 110 кВ Гусеничная)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки)	ВЛ 110 кВ Транзитная - Челябинская ТЭЦ-2	137	136
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки)	ВЛ 110 кВ Транзитная - Челябинская ТЭЦ-2	145	141
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от отпайки до ПС 110 кВ Гусеничная)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2)	ВЛ 110 кВ Транзитная - Челябинская ТЭЦ-2	121	124
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2)	ВЛ 110 кВ Транзитная - Челябинская ТЭЦ-2	158	149
ВЛ 110 кВ ЗСО - Гусеничная	ВЛ 110 кВ Транзитная - Челябинская ТЭЦ-3	ВЛ 110 кВ Чурилово-т - Гусеничная	-	106
ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево I цепь	ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево II цепь	ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево	128	-
ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево II цепь	ВЛ 110 кВ Козырево-т Козырево I цепь	ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево	128	-
ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2-ЧТ3 I цепь	ВЛ 110 кВ Транзитная - Челябинская ТЭЦ-2	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь	176	164
ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2-ЧТЗ II цепь	ВЛ 110 кВ Транзитная - Челябинская ТЭЦ-2	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь	176	164
КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС IV цепь с отпайками	ВЛ 110 кВ СЗК - Челябинская ГРЭС с отпайкой на ПС Цинковая	КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Аэродромная с отпайками	123	112
ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т I цепь	ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т II цепь	ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево	124	-
ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т II цепь	ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т I цепь	ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево	124	-
ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I цепь	ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево	ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево II цепь	123	-
ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево II цепь	ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 Козырево I цепь	ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево	107	-
КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС I цепь	ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево	КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС II цепь	109	-
КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС II цепь	ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево	КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС I цепь	107	-

32. Расчеты электроэнергетических режимов основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области (режим зимний и летний максимумы нагрузок рабочего дня, летний минимум нагрузок выходного дня) для каждого года на пятилетний период.

Проведен анализ параметров наиболее тяжелых послеаварийных режимов для режимов зимнего и летнего максимумов нагрузок рабочего дня, летнего минимума нагрузок выходного дня в Карталинском, Златоустовско-Миасском, Северном, Магнитогорском и Челябинском энергорайонах энергосистемы Челябинской области для каждого года на пятилетний период. Результаты проведенного анализа представлены ниже.

1) Карталинский энергорайон

В Карталинском энергорайоне в режимах зимних максимальных, летних максимальных, а также летних минимальных нагрузок на этапах 2018 - 2022 годов выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, не выявлено.

В Карталинском энергорайоне в режимах летних максимальных, а также летних минимальных нагрузок на этапах 2018 - 2022 годов выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схемах, складывающихся после нормативного возмущения из ремонтных схем, не выявлено.

2) Златоустовско-Миасский энергорайон

В Златоустовско-Миасском энергорайоне в режимах зимних максимальных, летних максимальных, а также летних минимальных нагрузок на этапах 2018 - 2022 годов выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, по следующим элементам:

ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т I цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Бакал - Завьялиха;

ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС Шахтная;

ВЛ 110 кВ Боровая - Н. Златоуст с отпакой# на ПС Тундуш-т;

ВЛ 110 кВ Западная - Бакал с отпайкой на ПС Шахтная;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Салган-т с отпайкой на ПС Тундуш-т;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка III цепь;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка IV цепь;

ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т;

ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная;

ВЛ 110 кВ Миасс - Кисегач-т;

ВЛ 110 кВ Миасс - Курортная;

ВЛ 110 кВ Сатка - Западная;

ВЛ 110 кВ Таганай - Горная;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст I цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст II цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст III цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай-т - Таганай;

ВЛ 110 кВ Тургояк - Горная;

ВЛ 110 кВ Тургояк-т - Хребет-т;

ВЛ 110 кВ Хребет-т - Таганай-т;

ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Таганай с отпайками;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кропачево I цепь;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кукшик-т с отпайкой на ПС Мурсалимкино-т;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Яхино-т.

В таблице 62 представлены элементы с указанием их максимальной загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы.

Элементы с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в нормальной схеме

		Таблица 62
Контролируемый элемент	Отключаемый элемент	Год/Сезон/Загрузка от ДДТН/номинальных параметров, процентов
		2018 год			2019 год			2020 год			2021 год			2022 год
		Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум	Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум	Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум	Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум	Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум
ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т I цепь с отпайками	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	120	133	137	117	132	135	116	132	135	114	131	135	113	130	134
ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т II цепь с отпайками	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	121	135	138	118	134	136	117	134	136	115	132	136	115	131	136
ВЛ 110 кВ Бакал - Завьялиха	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	103	117	117	101	115	115	100	115	115	_	113	114	-	113	114
ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС Шахтная	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	149	155	152	145	153	149	144	152	150	142	151	149	141	150	149
ВЛ 110 кВ Боровая - Н. Златоуст с отпакой# на ПС Тундуш-т	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	_	105	102	_	107	104	-	108	105	-	109	106	-	108	106
ВЛ 110 кВ Западная - Бакал с отпайкой на ПС Шахтная	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	118	116	114	115	114	112	114	114	112	111	111	110	111	111	110
ВЛ 110 кВ Златоуст - Салган-т с отпайкой на ПС Тундуш-т	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	-	100	-	-	102	-	-	103	-	-	103	100	-	103	99
ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка III цепь	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	149	131	128	152	135	131	152	136	133	153	138	134	152	137	134
ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка IV цепь	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	149	131	128	152	135	131	152	136	133	153	138	134	152	137	134
ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	117	120	108	118	122	109	118	122	110	119	123	111	118	123	111
ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т до ПС 110 кВ Симская-т)	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	145	151	152	142	151	150	141	151	151	139	150	151	138	149	150
ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками (участок ВЛ от ПС 500 кВ Кропачево до отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т)	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	132	143	143	130	142	141	129	143	142	127	142	142	126	141	142
ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т до ПС 110 кВ Симская-т)	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	145	152	153	143	151	151	142	152	151	139	151	151	139	150	151
ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками (участок ВЛ от ПС 500 кВ Кропачево до отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т)	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	141	145	145	139	144	143	137	144	143	135	144	143	135	143	143
ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	138	156	154	135	154	152	134	154	153	132	153	152	132	152	152+
ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	163	168	152	163	170	154	163	170	155	163	171	157	163	171	156
ВЛ 110 кВ Миасс - Кисегач-т	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	111	114	103	112	116	105	112	116	106	113	117	107	112	117	106
ВЛ 110 кВ Миасс - Курортная	ВЛ 500 кВ Златоуст Челябинская	151	154	140	152	156	143	151	156	144	152	157	145	151	157	145
ВЛ 110 кВ Сатка - Западная	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	110	125	123	108	123	120	107	123	121	111	127	125	110	126	124
ВЛ 110 кВ Таганай - Горная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	146	147	150	147	150	152	146	150	152	146	150	153	145	150	152
ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст I цепь	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	130	143	146	130	146	148	130	146	148	130	146	149	129	146	149
ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст II цепь	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	130	143	146	130	146	148	130	146	148	130	146	149	129	146	149
ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст III цепь	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	129	143	145	130	146	148	130	146	148	130	146	149	129	146	148
ВЛ 110 кВ Таганай-т - Таганай	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	128	117	120	129	120	121	128	120	122	128	120	123	127	120	122
ВЛ 110 кВ Тургояк - Горная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	152	170	173	153	173	176	152	174	177	152	174	177	152	174	177
ВЛ 110 кВ Тургояк-т Хребет-т	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	131	135	137	132	137	138	131	138	139	131	138	140	131	137	139
ВЛ 110 кВ Хребет-т - Таганай-т	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	100	113	115	101	115	116	101	116	117	101	116	118	100	115	117
ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Таганай с отпайками	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	107	-	-	108	-	-	107	-	-	108	-	-	108	-	-
ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	141	159	160	137	157	157	136	156	158	133	154	156	132	153	156
ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кропачево I цепь	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	109	113	117	106	112	114	105	112	115	103	110	114	102	109	113
ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кукшик-т с отпайкой на ПС Мурсалимкино-т	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	126	142	141	123	141	139	122	141	140	120	139	139	120	139	139
ВЛ 110 кВ Юрюзань - Яхино-т	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	101	104	-	100	102	-	100	103	-	-	102	-	-	101	-

Ликвидация нарушения параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений в нормальной схеме при отключении ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево, ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская или ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская обеспечивается действием существующих устройств противоаварийной автоматики, в том числе:

- АОПО ВЛ 110 кВ Кропачево-Симская-т I, II цепь с отпайками, установленных на ПС 500 кВ Кропачево (отключение с запретом АПВ выключателя перегружающейся ВЛ);

- АОПО ВЛ 110 кВ Бакал - Завьялиха, установленной на ПС 110 кВ Бакал (отключение с запретом АПВ выключателя ВЛ 110 кВ Бакал - Завьялиха);

- АОПО ВЛ 110 кВ Сатка - Западная (отключение с запретом АПВ выключателей ВЛ 110 кВ Сатка - Западная) и ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС Шахтная (отключение с запретом АПВ выключателей ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка), установленных на ПС 110 кВ Сатка;

- АРЛ ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кукшик-т с отпайкой на ПС Мурсалимкино-т (отключение с запретом АПВ выключателя перегружающейся ВЛ), установленной на ПС 110 кВ Юрюзань;

- АРЛ ВЛ 110 кВ Боровая - Н. Златоуст с отпайкой на ПС Тундуш-т (отключение с запретом АПВ выключателей ВЛ 110 кВ Приваловская - Боровая с отпайкой на ПС Бердяуш-т, ВЛ 110 кВ Боровая - Единовер-т с отпайкой на ПС Бердяуш-т), установленной на ПС 110 кВ Боровая;

- АРЛ ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка III, IV цепь (отключение с запретом АПВ выключателей ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка III, IV), установленных на ПС 110 кВ Сатка

- АОПО ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Таганай с отпайками, ВЛ 110 кВ Таганай-т - Таганай, ВЛ 110 кВ Таганай - Горная (отключение перегружающейся ВЛ с запретом АПВ), установленных на ПС 110 кВ Таганай.

В Златоустовско-Миасском энергорайоне в режимах летних максимальных и летних минимальных нагрузок на этапах 2017 - 2021 годов при нормативных возмущениях выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем, по следующим элементам:

ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т I цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Бакал - Завьялиха;

ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС Шахтная;

ВЛ 110 кВ Боровая - Единовер-т с отпайкой на ПС Бердяуш-т;

ВЛ 110 кВ Боровая - Н. Златоуст с отпакой# на ПС Тундуш-т;

ВЛ 110 кВ Завьялиха - Лесная;

ВЛ 110 кВ Западная - Бакал с отпайкой на ПС Шахтная;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Н. Златоуст I цепь;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Салган-т с отпайкой на ПС Тундуш-т;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка III цепь;

ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка IV цепь;

ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Юрюзань III цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кропачево - Юрюзань IV цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т;

ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная;

ВЛ 110 кВ Миасс - Кисегач-т;

ВЛ 110 кВ Миасс - Тургояк-т с отпайкой на ПС Тальковая;

ВЛ 110 кВ Непряхино - Ильменская;

ВЛ 110 кВ Приваловская - Боровая с отпайкой на ПС Бердяуш-т;

ВЛ 110 кВ Приваловская - Единовер-т;

ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка I цепь с отпайкой на ПС Огнеупор;

ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка II цепь с отпайкой на ПС Огнеупор;

ВЛ 110 кВ Салган-т - Боровая;

ВЛ 110 кВ Сатка - Западная;

ВЛ 110 кВ Таганай - Горная;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст I цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст II цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст III цепь;

ВЛ 110 кВ Таганай-т - Таганай;

ВЛ 110 кВ Тургояк - Горная;

ВЛ 110 кВ Тургояк - Ильменская;

ВЛ 110 кВ Тургояк-т - Хребет-т;

ВЛ 110 кВ Хребет-т - Таганай-т;

ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Непряхино;

ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Таганай с отпайками;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кропачево I цепь;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кукшик-т с отпайкой на ПС Мурсалимкино-т;

ВЛ 110 кВ Юрюзань - Яхино-т;

ВЛ 110 кВ Яхино-т - Кропачево.

В таблице 63 представлены элементы с указанием их максимальной загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем.

Элементы с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в ремонтных схемах

			Таблица 63
Контролируемый элемент	Отключаемый элемент N 1	Отключаемый элемент N 2	Год/Сезон/Загрузка от ДДТН/номинальных параметров, процентов
			2018 год		2019 год		2020 год		2021 год		2022 год
			Лето максимум	Лето минимум	Лето максимум	Лето минимум	Лето максимум	Лето минимум	Лето максимум	Лето минимум	Лето максимум	Лето минимум
ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т I цепь с отпайками	ВЛ 110 кВ АМЕТ- Симская-т II цепь с отпайками	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	208	214	205	211	206	212	204	211	203	210
ВЛ 110 кВ АМЕТ - Симская-т II цепь с отпайками	ВЛ 110 кВ АМЕТ- Симская-т I цепь с отпайками	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	209	215	207	212	207	213	206	212	204	211
ВЛ 110 кВ Бакал - Завьялиха	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	196	197	193	193	192	193	189	191	188	191
ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС Шахтная	ВЛ 110 кВ Западная - Бакал с отпайкой на ПС Шахтная	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	235	231	232	227	231	228	228	226	227	225
	ВЛ 110 кВ Сатка - Западная	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	236	232	233	228	232	229	234	231	233	230
ВЛ 110 кВ Боровая - Единовер-т с отпайкой на ПС Бердяуш-т	ВЛ 110 кВ Приваловская - Боровая с отпайкой на ПС Бердяуш-т	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	148	146	152	149	153	151	154	152	154	152
ВЛ 110 кВ Боровая - Н. Златоуст с отпакой# на ПС Тундуш-т	ВЛ 110 кВ Салган-т - Боровая	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	139	135	142	138	143	139	144	140	144	140
	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	145	-	148	-	149	-	149	-	149	-
ВЛ 110 кВ Завьялиха - Лесная	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	167	168	164	165	164	165	161	164	160	163
ВЛ 110 кВ Западная - Бакал с отпайкой на ПС Шахтная	ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС Шахтная	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	202	200	199	196	199	196	195	194	195	194
ВЛ 110 кВ Златоуст - Н. Златоуст I цепь	ВЛ 500 кВ Привловская - Златоуст	ВЛ 110 кВ Златоуст - Н. Златоуст II цепь	121	115	123	115	124	116	125	117	124	116
ВЛ 110 кВ Златоуст - Салган-т с отпайкой на ПС Тундуш-т	ВЛ 110 кВ Боровая Н. Златоуст с отпакой# на ПС Тундуш-т	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	135	133	138	133	139	134	140	135	139	135
ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка III цепь	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	181	-	186	-	187	-	189	-	188	-
ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка IV цепь	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	181	-	186	-	187	-	189	-	188	-
ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	187	170	190	170	190	171	191	173	191	173
ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т до ПС 110 кВ Симская-т)	ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками (участок ВЛ от ПС 500 кВ Кропачево до отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т)	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	261	263	260	259	261	260	259	260	257	259
ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками (участок ВЛ от ПС 500 кВ Кропачево до отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т)	ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками (участок ВЛ от ПС 500 кВ Кропачево до отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т)	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	245	247	244	243	245	244	244	244	242	243
ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т до ПС 110 кВ Симская-т)	ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т до ПС 110 кВ Симская-т)	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	261	263	259	259	260	260	259	260	258	259
ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т II цепь с отпайками (участок ВЛ от ПС 500 кВ Кропачево до отпайки на ПС 110 кВ Ерал-т)	ВЛ 110 кВ Кропачево - Симская-т I цепь с отпайками (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Ерал- т до ПС 110 кВ Симская-т)	ВЛ 500 кВ Уфимская - Кропачево	246	247	245	244	246	245	244	245	243	244
ВЛ 110 кВ Кропачево - Юрюзань III цепь с отпайками	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кропачево I цепь	106	108	104	106	104	106	103	105	102	105
	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	116	-	115	-	115	-	113	-	113	-
ВЛ 110 кВ Кропачево - Юрюзань IV цепь с отпайками	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кропачево I цепь	107	108	105	106	105	107	104	106	103	105
	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	117	-	116	-	116	-	114	-	114	-
ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	189	188	187	185	187	186	185	185	184	184
	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	223	-	222	-	222	-	220	-	219	-
ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	АТ-1 ПС 220 кВ Чебаркуль	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	271	247	275	250	275	252	278	254	277	254
ВЛ 110 кВ Миасс - Кисегач-т	ВЛ 110 кВ Курортная - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	178	163	181	163	181	165	183	166	182	166
ВЛ 110 кВ Миасс - Тургояк-т с отпайкой на ПС Тальковая	ВЛ 110 кВ Таганай-Горная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	194	195	198	198	198	200	199	201	198	200
	ВЛ 110 кВ Тургояк - Горная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	194	196	198	199	198	200	199	201	198	200
ВЛ 110 кВ Непряхино - Ильменская	ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	111	101	113	102	113	103	114	104	114	104
ВЛ 110 кВ Приваловская - Боровая с отпайкой на ПС Бердяуш-т	ВЛ 110 кВ Боровая - Единовер-т с отпайкой на ПС Бердяуш-т	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	151	149	155	152	156	154	157	155	157	155
ВЛ 110 кВ Приваловская - Единовер-т	ВЛ 110 кВ Приваловская - Боровая с отпайкой на ПС Бердяуш-т	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	142	141	145	144	146	145	147	147	147	146
ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка I цепь с отпайкой на ПС Огнеупор (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Огнеупор до ПС 110 кВ Сатка)	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т	-	-	102	-	104	100	105	-	-	102
ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка I цепь с отпайкой на ПС Огнеупор (участок ВЛ от ПС 500 кВ Приваловская до отпайки на ПС 110 кВ Огнеупор)	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т	104	-	110	104	111	106	114	-	-	108
ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка II цепь с отпайкой на ПС Огнеупор (участок ВЛ от отпайки на ПС 110 кВ Огнеупор до ПС 110 кВ Сатка)	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т	-	-	103	-	103	100	107	-	-	102
ВЛ 110 кВ Приваловская - Сатка II цепь с отпайкой на ПС Огнеупор (участок ВЛ от ПС 500 кВ Приваловская до отпайки на ПС 110 кВ Огнеупор)	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кукшик-т с отпайкой на ПС Мурсалимкино-т	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	104	102	110	104	111	106	114	108	113	108
	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	ВЛ 110 кВ Кукшик-т - Сулея-т	104	102	110	104	112	106	114	108	114	108
ВЛ 110 кВ Салган-т - Боровая	ВЛ 110 кВ Боровая - Н. Златоуст с отпакой# на ПС Тундуш-т	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	129	129	132	129	133	130	134	131	134	131
	ВЛ 500 кВ Бекетово Смеловская	ВЛ 500 кВ Привловская# - Златоуст	131	-	133	-	134	-	135	-	134	-
ВЛ 110 кВ Сатка - Западная	ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС Шахтная	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	217	214	214	210	213	211	217	214	216	213
ВЛ 110 кВ Таганай - Горная	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	210	216	214	218	214	220	215	220	214	219
ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст I цепь	ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст II цепь	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	209	212	212	215	213	217	214	218	213	217
	ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст III цепь	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	208	212	212	215	213	217	214	218	212	217
ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст II цепь	ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст I цепь	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	209	212	212	215	213	217	213	218	213	217
	ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст III цепь	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	208	212	212	215	213	217	214	218	212	217
ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст III цепь	ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст I цепь	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	208	212	212	215	213	217	213	217	213	217
	ВЛ 110 кВ Таганай - Златоуст II цепь	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	208	212	212	215	213	217	213	217	213	217
ВЛ 110 кВ Таганай-т - Таганай	ВЛ 110 кВ Таганай - Горная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	170	173	173	175	174	177	174	177	174	177
	ВЛ 110 кВ Тургояк - Горная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	170	173	173	176	174	177	174	178	174	177
ВЛ 110 кВ Тургояк - Горная	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	244	252	247	253	248	255	249	255	248	254
ВЛ 110 кВ Тургояк - Ильменская	ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	104	-	106	-	106	-	107	-	107	-
	ВЛ 110 кВ Миасс - Кисегач-т	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	102	-	104	-	104	-	105	-	105	-
ВЛ 110 кВ Тургояк-т - Хребет-т	ВЛ 110 кВ Таганай - Горная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	193	196	197	199	198	200	198	201	197	200
	ВЛ 110 кВ Тургояк - Горная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	193	196	197	199	198	200	199	201	198	201
ВЛ 110 кВ Хребет-т - Таганай-т	ВЛ 110 кВ Таганай - Горная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	163	165	166	168	167	169	167	170	166	169
	ВЛ 110 кВ Тургояк - Горная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	163	166	166	168	167	169	167	170	167	169
ВЛ 110 кВ Чебаркуль - Непряхино	ВЛ 110 кВ Кисегач-т - Чебаркуль с отпайкой на ПС Компрессорная	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	115	104	116	105	117	106	118	107	117	107
ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Таганай с отпайками	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Златоуст - Челябинская	121	120	123	120	123	121	124	122	124	121
ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал	ВЛ 110 кВ Бакал - Завьялиха	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	227	228	224	224	223	225	220	222	219	221
	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	232	-	230	-	230	-	227	-	226	-
ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кропачево I цепь	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Яхино-т	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	150	154	147	151	147	152	145	150	144	150
	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	ВЛ 500 кВ Бекетово Смеловская	171	-	169	-	169	-	168	-	167	-
ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кукшик-т с отпайкой на ПС Мурсалимкино-т	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	173	172	171	170	171	171	169	170	168	169
	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	204	-	203	-	203	-	202	-	201	-
ВЛ 110 кВ Юрюзань - Яхино-т	ВЛ 110 кВ Юрюзань - Кропачево I цепь	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	139	143	137	140	137	141	135	140	134	139
	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	153	-	151	-	151	-	150	-	149	-
ВЛ 110 кВ Яхино-т - Кропачево	ВЛ 500 кВ Бекетово - Смеловская	ВЛ 500 кВ Кропачево - Приваловская	105	-	104	-	104	-	103	-	103	-

Ликвидация нарушения параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений в ремонтных схемах обеспечивается действием существующих устройств противоаварийной автоматики, в том числе:

- АОПО ВЛ 110 кВ Кропачево-Симская-т I, II цепь с отпайками, установленных на ПС 500 кВ Кропачево (отключение с запретом АПВ выключателя перегружающейся ВЛ);

- АОПО ВЛ 110 кВ Бакал - Завьялиха, установленной на ПС 110 кВ Бакал (отключение с запретом АПВ выключателя ВЛ 110 кВ Бакал - Завьялиха);

- АОПО ВЛ 110 кВ Сатка - Западная (отключение с запретом АПВ выключателей ВЛ 110 кВ Сатка - Западная) и ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка с отпайкой на ПС Шахтная (отключение с запретом АПВ выключателей ВЛ 110 кВ Бакал - Сатка), установленных на ПС 110 кВ Сатка;

- АРЛ ВЛ 110 кВ Юрюзань - Бакал, Юрюзань - Кукшик-т с отпайкой на ПС Мурсалимкино-т (отключение с запретом АПВ выключателя перегружающейся ВЛ), установленной на ПС 110 кВ Юрюзань;

- АРЛ ВЛ 110 кВ Боровая - Н. Златоуст с отпайкой на ПС Тундуш-т (отключение с запретом АПВ выключателей ВЛ 110 кВ Приваловская - Боровая с отпайкой на ПС Бердяуш-т, ВЛ 110 кВ Боровая - Единовер-т с отпайкой на ПС Бердяуш-т), установленной на ПС 110 кВ Боровая;

- АРЛ ВЛ 110 кВ Боровая - Единовер-т с отпайкой на ПС Бердяуш-т (отключение с запретом АПВ выключателей ВЛ 110 кВ Приваловская - Боровая с отпайкой на ПС Бердяуш-т, ВЛ 110 кВ Боровая - Единовер-т с отпайкой на ПС Бердяуш-т), установленной на ПС 110 кВ Боровая;

- АРЛ Приваловская - Боровая с отпайкой на ПС Бердяуш-т, ВЛ 110 кВ Боровая - Единовер-т с отпайкой на ПС Бердяуш-т (отключение с запретом АПВ выключателей ВЛ 110 кВ Приваловская - Боровая с отпайкой на ПС Бердяуш-т, ВЛ 110 кВ Боровая - Единовер-т с отпайкой на ПС Бердяуш-т), установленной на ПС 110 кВ Боровая;

- АОПО ВЛ 110 кВ Салган-т - Боровая (отключение с запретом АПВ выключателей ВЛ 110 кВ Приваловская - Боровая с отпайкой на ПС Бердяуш- т, ВЛ 110 кВ Боровая - Единовер-т с отпайкой на ПС Бердяуш-т), установленного на ПС 110 кВ Боровая;

- АРЛ ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка III, IV цепь (отключение с запретом АПВ выключателей ВЛ 110 кВ Златоуст - Сатка III, IV), установленных на ПС 110 кВ Сатка;

- АОПО ВЛ 110 кВ Южноуральская ГРЭС - Таганай с отпайками, ВЛ 110 кВ Таганай-т - Таганай, ВЛ 110 кВ Таганай - Горная (отключение перегружающейся ВЛ с запретом АПВ), установленных на ПС 110 кВ Таганай.

3) Магнитогорский энергорайон

В Магнитогорском энергорайоне в режимах зимних максимальных, летних максимальных, а также летних минимальных нагрузок на этапах 2018 - 2022 годов выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, по следующим элементам:

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I цепь;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская II цепь.

В таблице 64 представлены элементы с указанием их максимальной загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы.

Элементы с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в нормальной схеме

																Таблица 64
				Год/Сезон/Загрузка от ДДТН/номинальных параметров, процентов
		2018 год			2019 год			2020 год			2021 год			2022 год
Контролируемый элемент	Отключаемый элемент	Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум	Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум	Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум	Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум	Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум
ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I цепь	ВЛ 500 кВ Смеловская - Магнитогорская	106	114	113	105	114	113	105	115	113	105	115	114	105	115	114
ВЛ 220 кВ Магнитогорская Смеловская II цепь	ВЛ 500 кВ Смеловская - Магнитогорская	107	115	114	106	115	114	106	116	114	105	116	115	105	116	114

В Магнитогорском энергорайоне в режимах летних максимальных и летних минимальных нагрузок на этапах 2018 - 2022 годов при нормативных возмущениях выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем, по следующим элементам:

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская II цепь;

ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I цепь.

В таблице 65 представлены элементы с указанием их максимальной загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем.

Элементы с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в ремонтных схемах

			Таблица 65
			Год/Сезон/Загрузка от ДДТН/номинальных параметров, процентов
			2018 год		2019 год		2020 год		2021	год	2022 год
Контролируемый элемент	Отключаемый элемент N 1	Отключаемый элемент N 2	Лето максимум	Лето минимум	Лето максимум	Лето минимум	Лето максимум	Лето минимум	Лето максимум	Лето минимум	Лето максимум	Лето минимум
ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I цепь	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская II цепь	ВЛ 500 кВ Смеловская - Магнитогорская	190	189	191	189	192	189	193	190	192	190
ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская II цепь	ВЛ 220 кВ Магнитогорская - Смеловская I цепь	ВЛ 500 кВ Смеловская - Магнитогорская	190	190	192	189	193	189	193	191	193	190

Для предотвращения выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной и ремонтных схем, необходимость ввода ГАО отсутствует. Исключение схемно-режимных ситуаций, приводящих к выходу параметров режима из области допустимых значений, возникающих в послеаварийных схемах осуществляется действием существующей АРЛ на ВЛ 220 кВ Магнитогорская-Смеловская I(II) цепь на деление сети в полукольце МЦЭС при включенном АТГ1 на ПС 500 кВ Смеловская:

на ПС 220 кВ 60 выполняется отключение с запретом АПВ выключателей:

- ВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 99 с отпайкой на ПС 98;

- ВЛ 110 кВ ПС 60 - Смеловская с отпайкой на ПС КТПБ;

- КВЛ 110 кВ ПС 30 - ПС 60 I, II цепь;

- ВЛ 110 кВ ПС 60 - ПС 62;

- ВЛ 110 кВ МЦЭС - ПС 60;

- ВЛ 110 кВ ПС 60 - Узельга с отпайками;

на ПС 220 кВ Иремель выполняется отключение с запретом АПВ выключателя ВЛ 110 кВ Иремель - Уйская;

с последующим отключением перегружаемой ВЛ 220 кВ Магнитогорская-Смеловская I(II) цепь.

При отключенном АТГ1 выполняется разгрузка энергорайона с действием на САОН.

4) Северный энергорайон

В Северном энергорайоне в режимах зимних максимальных, летних максимальных, а также летних минимальных нагрузок на этапах 2018 - 2022 годов выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, не выявлено.

В Северном энергорайоне в режимах летних максимальных, а также летних минимальных нагрузок на этапах 2018 - 2022 годов выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схемах, складывающихся после нормативного возмущения из ремонтных схем, не выявлено.

5) Челябинский энергорайон

В Челябинском энергорайоне в режимах зимних максимальных, летних максимальных, а также летних минимальных нагрузок на этапах 2018 - 2022 годов выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, по следующим элементам:

ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2;

ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками;

КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Аэродромная с отпайками;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь.

В таблице 66 представлены элементы с указанием их максимальной загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы.

Элементы с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в нормальной схеме

														Таблица 66
Контролируемы элемент	Отключаемый элемент	Год/Сезон/Загрузка ВЛ от ДЦТН/номинальных параметров, процентов
		2018 год			2019 год			2020 год			2021 год			2022 год
		Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум	Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум	Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум	Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум	Зима максимум	Лето максимум	Лето минимум
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2 до ПС 110 кВ Гусеничная)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки)	116	113	107	116	113	106	122	116	110	122	115	109	122	115	109
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки)	124	121	112	124	120	111	130	124	115	129	123	114	129	123	114
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от отпайки до ПС 110 кВ Гусеничная)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2)	104	101	-	105	100	-	110	104	101	109	102	100	109	102	100
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2)	140	138	123	140	137	123	147	142	127	147	141	127	147	141	127
КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Аэродромная с отпайками	КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС IV цепь с отпайками	-	113	-	-	114	-	-	116	-	-	115	-	-	115	-
ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь	147	157	139	147	157	138	154	162	143	154	161	142	154	161	142
ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь	188	157	139	188	157	138	197	162	143	197	161	142	197	161	142

В Челябинском энергорайоне в режимах летних максимальных и летних минимальных нагрузок на этапах 2018 - 2022 годов при нормативных возмущениях выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем, по следующим элементам:

ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская- 2;

ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ ЗСО - Гусеничная;

ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево I цепь;

ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево II цепь;

КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Аэродромная с отпайками;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь;

ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь;

КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС IV цепь с отпайками;

ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т I цепь;

ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т II цепь;

ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I цепь;

КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС I цепь;

КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС II цепь;

КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская II(I) цепь с отпайками;

КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками;

КВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская.

В таблице 67 представлены элементы с указанием их максимальной загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем.

Элементы с указанием их загрузки в процентах от ДДТН/номинальных параметров, по которым выявлено наличие выхода параметров режима из области допустимых значений в ремонтных схемах

			Таблица 67
Контролируемый элемент	Отключаемый элемент N 1	Отключаемый элемент N 2	Год/Сезон/Загрузка ВЛ от ДЦТН/номинальных параметров, процентов
			2018 год		2019 год		2020 год		2021 год		2022 год
			Летний максимум	Летний минимум	Летний максимум	Летний минимум	Летний максимум	Летний минимум	Летний максимум	Летний минимум	Летний максимум	Летний минимум
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2 до ПС 110 кВ Гусеничная)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки)	ВЛ 110 кВ Транзитная - Челябинская ТЭЦ-2	138	134	137	133	139	136	139	136	139	135
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки)	ВЛ 110 кВ Транзитная - Челябинская ТЭЦ-2	145	139	145	139	147	141	147	141	147	141
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от отпайки до ПС 110 кВ Гусеничная)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2)	ВЛ 110 кВ Транзитная - Челябинская ТЭЦ-2	121	122	121	122	123	124	122	123	122	123
ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки)	ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2 (участок от ПС 110 кВ ЧТЗ до отпайки на ПС 110 кВ Тракторозаводская-2)	ВЛ 110 кВ Транзитная - Челябинская ТЭЦ-2	158	148	158	147	160	150	160	150	161	150
ВЛ 110 кВ ЗСО - Гусеничная	ВЛ 110 кВ Транзитная - Челябинская ТЭЦ-3	ВЛ 110 кВ Чурилово-т - Гусеничная	-	104	-	104	-	105	-	105	-	104
ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево I цепь	ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево	ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево II цепь	114	-	116	-	119	-	122	-	122	-
ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево II цепь	ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево	ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево I цепь	114	-	116	-	119	-	122	-	122	-
КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Аэродромная с отпайками	ВЛ 110 кВ СЗК - Челябинская ГРЭС с отпайкой на ПС Цинковая	КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС IV цепь с отпайками	134	115	136	116	139	119	137	117	137	118
	ВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС I цепь с отпайкой на ПС Цинковая	КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС IV цепь с отпайками	134	115	136	116	138	119	137	117	137	117
ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь	ВЛ 110 кВ Транзитная - Челябинская ТЭЦ-2	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь	177	162	176	161	180	164	180	164	180	165
ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ II цепь	ВЛ 110 кВ Транзитная - Челябинская ТЭЦ-2	ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I цепь	177	162	176	161	180	164	180	164	180	165
КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС IV цепь с отпайками	ВЛ 110 кВ СЗК - Челябинская ГРЭС с отпайкой на ПС Цинковая	КВЛ 110 кВ Челябинская ГРЭС - Аэродромная с отпайками	124	109	126	110	128	112	126	111	126	111
ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т I цепь	ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т II цепь	ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево	111	-	112	-	116	-	118	-	119	-
ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т II цепь	ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т I цепь	ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево	111	-	112	-	116	-	118	-	119	-
ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I цепь	ВЛ 500 кВ Курчатовская - Шагол	ВЛ 500 кВ Шагол- Козырево	107	-	106	-	107	-	109	-	110	-
КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС I цепь	КВЛ 220 кВ Шагол- Челябинская ГРЭС II цепь	ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево	149	136	150	138	151	139	150	140	150	141
КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС II цепь	ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево	КВЛ 220 кВ Шагол- Челябинская ГРЭС I цепь	147	134	149	137	149	138	150	140	150	140
КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская II(I) цепь с отпайками	Аварийное отключение КВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская при ремонте КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками	Аварийное отключение КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I(II) цепь с отпайками	164	130	164	122	165	125	177	136	178	140
КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками	Аварийное отключение КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I(II) цепь с отпайками при ремонте КВЛ 110 кВ Исаково Сосновская II(I) цепь с отпайками	Аварийное отключение КВЛ 110 кВ Шагол- Новоградская	139	110	139	103	139	105	149	113	150	115
КВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская	Аварийное отключение КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I(II) цепь с отпайками при ремонте КВЛ 110 кВ Исаково Сосновская II(I) цепь с отпайками	Аварийное отключение КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками	139	110	139	103	139	105	149	113	150	115

33. Расчет токов короткого замыкания в электрических сетях 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области с оценкой необходимости замены существующего оборудования в основной электрической сети энергосистемы Челябинской области.

Для определения уровней токов короткого замыкания, а также выявления требующего замены коммутационного оборудования и предложения мероприятий по ограничению токов короткого замыкания были выполнены расчеты трехфазного и однофазного коротких замыканий в сети 110 кВ и выше Челябинской энергосистемы. Оценка токов к.з. выполнялась для базового варианта развития распределительных электрических сетей напряжением 110 кВ и выше Челябинской области на год разработки программы и на пятилетнюю перспективу. Расчеты производились с использованием программного комплекса АРМ СРЗА.

Для рассматриваемого расчетного периода расчетная модель энергосистемы учитывает сетевое строительство, включая реализацию рекомендованных мероприятий по реконструкции существующих и строительству новых подстанций, а также ввод новых генерирующих мощностей и рост потребления в энергосистеме.

Расчеты токов короткого замыкания проводились с целью выявить возможное превышение токами короткого замыкания отключающей способности выключателей электростанций и подстанций.

На шинах 110 кВ ПС 110 кВ Синеглазово токи трехфазного короткого замыкания КЗ (18,8 кА) превышают существующую в настоящее время отключающую способность выключателей - 18,4 кА. Требуется замена двух выключателей на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Синеглазово - не менее 25 кА.

На шинах 110 кВ ПС 110 кВ КПД токи трехфазного короткого замыкания КЗ на этапе 2022 года (30,9 кА) превышают существующую в настоящее время отключающую способность выключателей - 25 кА.

Для исключения выявленного несоответствия отключающей способности выключателей 110 кВ ПС 110 кВ КПД токам короткого замыкания в настоящее время применено размыкание ШСВ 110 кВ ПС 500 кВ Шагол и дополнительные схемно-режимные мероприятия.

На шинах 110 кВ ПС 110 кВ Чурилово-т - выявлено превышение суммарным током трёхфазного КЗ (20,7 кА) отключающей способности выключателей (18,4 кА и 20 кА). Дополнительно был проведен анализ токов короткого замыкания для основных ремонтных схем ПС 110 кВ Чурилово-т. Наиболее тяжелым по величине токов короткого замыкания является режим с включением ремонтной перемычки 110 кВ на ПС 110 кВ Чурилово-т: при КЗ на 1C или 2С 110 кВ максимальный расчетный ТКЗ 20,7 кА может протекать через любой из трех выключателей 110 кВ.

В настоящее время для исключения несоответствия отключающей способности выключателей 110 кВ ПС 110 кВ Чурилово-т недопускаяется# режим включения ремонтной перемычки. Ремонты выключателей производятся с разрывом транзита 110 кВ.

На шинах 110 кВ ПС 110 кВ Южноуральская - выявлено превышение суммарным током трёхфазного КЗ (22,52 кА) отключающей способности выключателя (СВ 110 кВ Iном откл=20 кА). Целесообразна замена одного выключателя (СВ 110 кВ) на ПС 110 кВ Южноуральская - не менее 25 кА.

В настоящее время для исключения несоответствия отключающей способности на ПС 110 кВ Южноуральская СВ 110 кВ току короткого замыкания не допускается опробование ВЛ 110 кВ Южноуральская - Казачья со стороны ПС 110 кВ Южноуральская.

По итогам расчетов токов короткого замыкания на шинах 110 кВ и выше в нормальной схеме сети энергосистемы Челябинской области целесообразно:

заменить выключатели на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Синеглазово (2 шт.) - не менее 25 кА.

VI. Развитие электросетевых объектов

34. Определение развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на основании балансовых расчетов и расчетов электроэнергетических режимов.

Определение развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на основании балансовых расчетов и расчетов электроэнергетических режимов произведено для варианта а - прогноза потребления электроэнергии и мощности, разрабатываемого АО "СО ЕЭС".

В рамках прогноза потребления мощности и электроэнергии энергосистемы Челябинской области на 2018 - 2022 годы (вариант b, в соответствии с техническим заданием к СиПРЭ Челябинской области, по данным Министерства тарифного регулирования и энергетики Челябинской области) также были произведены расчеты электроэнергетических режимов по ряду объектов (вариант сооружения ПС 110 кВ в Сосновском энергорайоне).

35. Составление и уточнение перечня "узких мест" в электрической сети энергосистемы Челябинской области напряжением 110 кВ и выше, с описанием возможных технологических ограничений, обусловленных их возникновением, и разработка предварительных предложений в виде перечня по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для ликвидации "узких мест".

В данном разделе составлен перечень "узких мест" в электрической сети энергосистемы Челябинской области напряжением 110 кВ и выше, а также разработаны предварительные предложения в виде перечня по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для их ликвидации.

а) на основании прогноза, разрабатываемого АО "СО ЕЭС"

Мероприятия сформированы по основным энергорайонам энергосистемы Челябинской области.

1) Карталинский энергорайон

Мероприятий по развитию электрической сети Карталинского энергорайона на период 2018-2022 годы не требуется.

ПС 110/6 кВ Станкозаводская

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ Станкозаводская составляет 1x6,3 MBA (Т-1) и 1x10 MBA (Т-2). При этом загрузка ПС 110 кВ Станкозаводская по данным зимнего максимума нагрузок 2016 года составила 8,0 MBA (из которых 7,8 МВт).

При аварийном отключении трансформатора Т-2 110 кВ ПС 110 кВ Станкозаводская загрузка оставшегося в работе трансформатора Т-1 110 кВ ПС 110 кВ Станкозаводская превысит ДДТН и составит - 127 процентов.

Вновь присоединяемая мощность по заключенным договорам на технологическое присоединение, находящимся на исполнении в настоящее время составляет - 0,1 МВт.

Реконструкция подстанции с увеличением трансформаторной мощности (замена трансформатора Т-1 мощностью 6,3 MBA на 1x10 MBA) позволит исключить недопустимые токовые перегрузки трансформаторного оборудования.

Для окончательного выбора мероприятия по ликвидации токовой перегрузки трансформаторного оборудования в рамках отдельного проектирования должны быть рассмотрены альтернативные мероприятия, в том числе по сооружению ЛЭП 6-10-35 кВ для переноса нагрузки на другие центры питания 110 кВ.

2) Златоустовско-Миасский энергорайон

Мероприятий по развитию электрической сети Златоустовско-Миасского энергорайона на период 2018-2022 годы не требуется.

3) Магнитогорский энергорайон

ПС 110/10 кВ Верхнеуральская

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ Верхнеуральская составляет 16+10 MBA. Загрузка ПС 110 кВ Верхнеуральская по данным зимнего максимума нагрузок 2016 года составила 15,31 MBA.

При аварийном отключении трансформатора Т-1 110 кВ ПС 110 кВ Верхнеуральская загрузка оставшегося в работе трансформатора Т-2 110 кВ ПС 110 кВ Верхнеуральская превышает ДДТН и составляет 153 процента номинальной загрузки.

Анализ схемы прилегающей электрической сети показал, что ПС 110 кВ Верхнеуральская является проходной и имеет связи по электрической сети 110 кВ. Данные по возможности перевода нагрузки ПС 110 кВ Верхнеуральская по сети 10 кВ отсутствуют.

Реконструкция подстанции с увеличением трансформаторной мощности (замена трансформатора Т-2 мощностью 10 MBA на 1x16 MBA) позволит исключить недопустимые токовые перегрузки трансформаторного оборудования.

Для окончательного выбора мероприятия по ликвидации токовой перегрузки трансформаторного оборудования в рамках отдельного проектирования должны быть рассмотрены альтернативные мероприятия, в том числе по сооружению ЛЭП 6-10-35 кВ для переноса нагрузки на другие центры питания 110 кВ.

4) Северный энергорайон

Мероприятий по развитию электрической сети Северного энергорайона на период 2018-2022 годы не требуется.

ПС 110/35/10 кВ Есаулка

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ Есаулка составляет 2x10 MBA. При этом загрузка ПС 110 кВ Есаулка по данным зимнего максимума нагрузок 2016 года составила 13,0 MBA (из которых 11,7 МВт).

При аварийном отключении трансформатора Т-1 (2) 110 кВ ПС 110 кВ Есаулка загрузка оставшегося в работе трансформатора Т-2 (1) 110 кВ ПС 110 кВ Есаулка превысит ДДТН и составит - 130 процентов.

Вновь присоединяемая мощность по заключенным договорам на технологическое присоединение, находящимся на исполнении в настоящее время составляет - 8,67 МВт.

На ОРУ 110 кВ ПС Есаулка установлены открытые плавкие вставки со стреляющими пиропатронами (быстродействующие короткозамыкатели БДКЗ 110 кВ), имеющие много эксплуатационных недостатков: отказы в срабатывании пироприводов. Создание искусственного короткого замыкания, приводящего к дополнительной нагрузке на смежную сеть, может привести к повреждению оборудования.

Реконструкция подстанции с увеличением трансформаторной мощности (2x10 MBA на 2x25 MBA) позволит исключить недопустимые токовые перегрузки трансформаторного оборудования.

Для окончательного выбора мероприятия по ликвидации токовой перегрузки трансформаторного оборудования в рамках отдельного проектирования должны быть рассмотрены альтернативные мероприятия, в том числе по сооружению ЛЭП 6-10-35 кВ для переноса нагрузки на другие центры питания 110 кВ.

ПС 110/35/6 кВ Уфалей

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ Уфалей составляет 1x16 MBA (Т-1) и 1x25 MBA (Т-2). При этом загрузка ПС 110 кВ Уфалей по данным зимнего максимума нагрузок 2016 года составила 19,4 MBA (из которых 18,7 МВт).

При аварийном отключении трансформатора Т-2 110 кВ ПС 110 кВ Уфалей загрузка оставшегося в работе трансформатора Т-1 110 кВ ПС 110 кВ Уфалей превысит ДДТН и составит - 120 процентов.

Вновь присоединяемая мощность по заключенным договорам на технологическое присоединение, находящимся на исполнении в настоящее время составляет - 1,93 МВт.

Реконструкция подстанции с увеличением трансформаторной мощности (замена трансформатора Т-1 мощностью 16 MBA на 1x25 MBA) позволит исключить недопустимые токовые перегрузки трансформаторного оборудования.

Для окончательного выбора мероприятия по ликвидации токовой перегрузки трансформаторного оборудования в рамках отдельного проектирования должны быть рассмотрены альтернативные мероприятия, в том числе по сооружению ЛЭП 6-10-35 кВ для переноса нагрузки на другие центры питания 110 кВ.

5) Челябинский энергорайон

Ликвидация выхода параметров режима из области допустимых значений по ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево I цепь, ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево II цепь осуществляется существующими устройствами АРЛ на ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево) I цепь, ВЛ 110 кВ Козырево-т - Козырево II цепь, установленных на ПС 500 кВ Козырево. Действие АРЛ направлено:

при работе АРЛ ВЛ 110 кВ Козырево - Козырево-т 1 цепь - на отключение с запретом АПВ выключателя 110 кВ AT1;

при работе АРЛ ВЛ 110 кВ Козырево - Козырево-т 2 цепь - на отключение с запретом АПВ выключателя 110 кВ АТ2;

отключение с запретом АПВ выключателя перегружающейся ВЛ.

Для исключения выхода параметров режима из области допустимых значений по ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I (II) цепь, ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I (II) цепь, ВЛ 110 кВ ЗСО - Гусеничная эффективным мероприятием является снижение генерации Челябинской ТЭЦ-2.

По данным собственника оборудования допускается превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I цепь с отпайкой на ПС Тракторозаводская-2, ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ II цепь с отпайками до величины АДТН равной 586 А при температуре окружающей среды 25 градусов Цельсия в течение 10 минут (1,2 от ДДТН).

По данным собственника оборудования превышение ДДТН ВЛ 110 кВ ЗСО - Гусеничная не допускается.

Для ликвидации выхода параметров режима из области допустимых значений по ВЛ 110 кВ Челябинская ТЭЦ-2 - ЧТЗ I (II) цепь, ВЛ 110 кВ Гусеничная - ЧТЗ I (II) цепь, ВЛ 110 кВ ЗСО - Гусеничная выполняются оперативные мероприятия (деление сети и/или снижение генерации Челябинской ТЭЦ-2).

Ликвидации выхода параметров режима из области допустимых значений по КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС IV цепь с отпайками осуществляется существующим устройством АОПО на КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС IV цепь, установленным на Челябинской ГРЭС. Действие АОПО направлено:

на разгрузку на величину до 100 МВт ГТУ-2 ПГУ-2 Челябинской ГРЭС;

на отключение ПТУ-2 ПГУ-2 Челябинской ГРЭС;

на отключение с запретом АПВ выключателя КВЛ 110 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС IV цепь с отпайками.

Ликвидации выхода параметров режима из области допустимых значений по ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т I цепь, ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т II цепь осуществляется существующим устройствами АОПО на ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т I цепь, ВЛ 110 кВ Ю. Копи - Козырево-т II цепь, установленными на ПС 110 кВ Ю. Копи. Действие АОПО направлено на отключение с запретом АПВ выключателя перегружаемой ВЛ.

Ликвидация выхода параметров режима из области допустимых значений по ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I цепь, ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево II цепь осуществляется существующими устройствами АРЛ на ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I цепь, ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево II цепь, установленных на ПС 500 кВ Козырево. Действие АРЛ направлено на:

при работе АРЛ ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I цепь:

- на отключение с запретом АПВ выключателя 220 кВ АТГ4 (ОВ 220 кВ) с контролем включенного положения АТГ3;

- отключение с запретом АПВ выключателя ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I цепь;

- отключение с запретом АПВ выключателей 110 кВ ВЛ Козырево-т I, II цепь;

- пуск передатчика (отключение с запретом АПВ В 110 кВ AT1, АТ2 на ПС 220 кВ Конверторная.

при работе АРЛ ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево II цепь:

- на отключение с запретом АПВ выключателя 220 кВ АТГ4 (ОВ 220 кВ) с контролем включенного положения АТГ3;

- отключение с запретом АПВ выключателя ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I цепь;

- отключение с запретом АПВ выключателей 110 кВ ВЛ Козырево-т I, II цепь;

- пуск передатчика (отключение с запретом АПВ В 110 кВ AT1, АТ2 на ПС 220 кВ Конверторная.

Ликвидация выхода параметров режима из области допустимых значений по КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС I цепь, КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС II цепь осуществляется существующими устройствами АОПО на КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС I цепь, КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС II цепь, установленных на Челябинской ГРЭС.

Действие АОПО на КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС I цепь направлено на:

при наличии ФОЛ ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево:

- пуск передатчика (на ПС 500 кВ Козырево отключение с запретом АПВ выключателя 220 кВ АТГ4 с контролем включенного положения АТГ3);

- пуск передатчика (на ПС 500 кВ Козырево: Отключение с запретом АПВ выключателей ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I, II цепь, отключение с запретом АПВ выключателей ВЛ 110 кВ Козырево-т I, II цепь);

- пуск передатчика (отключение с запретом АПВ В-110 кВ AT1, АТ2 на ПС Конверторная);

при отсутствии ФОЛ ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево:

- отключение наиболее загруженной ПТУ (Блока 1 или Блока 3);

- отключение ГТУ Блока 1 (3) при отключенном ПТУ Блока 1 (3) соответственно;

- отключение с запретом АПВ выключателя КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол I цепь.

Действие АОПО на КВЛ 220 кВ Шагол - Челябинская ГРЭС II цепь направлено на:

при наличии ФОЛ ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево:

- пуск передатчика (на ПС 500 кВ Козырево отключение с запретом АПВ выключателя 220 кВ АТГ4 с контролем включенного положения АТГ3);

- пуск передатчика (на ПС 500 кВ Козырево: Отключение с запретом АПВ выключателей ВЛ 220 кВ Челябинская ТЭЦ-3 - Козырево I, II цепь, отключение с запретом АПВ выключателей ВЛ 110 кВ Козырево-т I, II цепь);

- пуск передатчика (отключение с запретом АПВ В-110 кВ AT1, АТ2 на ПС Конверторная);

при отсутствии ФОЛ ВЛ 500 кВ Шагол - Козырево:

- отключение наиболее загруженной ПТУ (Блока 1 или Блока 3);

- отключение ГТУ Блока 1 (3) при отключенном ПТУ Блока 1 (3) соответственно;

- отключение с запретом АПВ выключателя КВЛ 220 кВ Челябинская ГРЭС - Шагол II цепь.

В схемно-режимных ситуациях, приводящих к выходу параметров режима из области допустимых значений, возникающих в послеаварийных схемах сети (аварийное отключение КВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская при ремонте КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками) для следующего нормативного возмущения (аварийное отключение КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская II (I) цепь) нарушение предела коэффициента запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности (8 процентов) и запаса по напряжению (10 процентов) не происходит, при этом токовая загрузка КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I (II) с отпайками превышает ДДТН.

В целях исключения превышения ДДТН КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I (II) цепь с отпайками и исключения ввода ГВО рекомендуется установка АОПО на ПС 220 кВ Исаково по КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I, II цепь с отпайками с действием на отключение нагрузки в Сосновском узле по каналам УПАСК.

В целях исключения превышения ДДТН КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками и исключения ввода ГВО рекомендуется установка нового устройства АОПО КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками на ПС 500 кВ Шагол с действием на отключение нагрузки в Сосновском узле по каналам УПАСК.

В целях исключения превышения ДДТН КВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская и исключения ввода ГВО рекомендуется установка АОПО на ПС 500 кВ Шагол по КВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская с действием на отключение нагрузки в Сосновском узле по каналам УПАСК.

ПС 35/6 кВ Центральная

Установленная мощность трансформаторов на ПС 35 кВ Центральная составляет 2x10 MBA. При этом загрузка рассматриваемой ПС 35 кВ по данным летнего максимума нагрузок в день контрольного замера 2016 года составила 12,0 MBA (из которых 11,7 МВт активной мощности).

При аварийном отключении трансформатора Т-1(Т-2) ПС 35 кВ Центральная токовая нагрузка оставшегося в работе трансформатора Т-2(Т-1) превышает ДДТН и составляет 120 процентов. Для исключения рисков повреждения трансформаторного оборудования в результате недопустимых перегрузок в период прохождения максимума ПС 35 кВ Центральная из работы выводится АВР.

Установка УКРМ является неэффективным мероприятием, поскольку загрузка одного оставшегося в работе трансформатора превышает ДДТН и составляет 115 процентов от Iном при полной компенсации реактивной мощности.

Ближайшие источники питания к ПС 35 кВ Центральная следующие:

ПС 110 кВ Восточная. Установленная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ Восточная составляет 2x40 MBA. При этом загрузка рассматриваемой ПС 110 кВ по данным зимнего максимума нагрузок составила 47,0 MBA (из которых активная мощность 43,1 МВт) и по данным летнего максимума нагрузок составила 55,0 MBA (из которых активная мощность 51,4 МВт).

ПС 110 кВ Западная. Установленная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ Западная составляет 2x31,5 MBA. При этом загрузка рассматриваемой ПС 110 кВ по данным зимнего максимума нагрузок составила 29,1 MBA (из которых активная мощность 27,8 МВт) и по данным летнего максимума нагрузок составила 29,2 MBA (из которых активная мощность 27,5 МВт). На ПС 110 кВ Западная установлены силовые трансформаторы с обмотками 110/35/6 кВ, при этом сеть 35 кВ на ПС отсутствует, а ограничение по обмотке низшего напряжения составляет 28 MBA.

ПС 110 кВ Южная. Установленная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ Южная составляет: Т1 110/6 кВ - 25/40 MBA, Т2 110/6 кВ - 25 MBA, ТЗ 110/10 кВ - 16 MBA, Т4 110/10 кВ - 16 MBA. При этом загрузка рассматриваемой ПС 110 кВ по данным зимнего максимума нагрузок составила 38,0 MBA.

Объем нагрузки по заключенным договорам на ПС 35 кВ Центральная - 1,34 МВт, на ПС 110 кВ Восточная - 9,06 МВт, на ПС 110 кВ Южная - 6,23 МВт, на ПС 110 кВ Западная - 8,05 МВт.

Для ликвидации перегрузок трансформаторного оборудования ПС 110 кВ центральной части г. Челябинск в качестве мероприятия может быть рассмотрен перевод ПС 35 кВ Центральная на напряжение 110 кВ с заменой силовых трансформаторов (на 2x16 MBA).

Данное мероприятие (перевод на ПС 35 кВ Центральная на напряжение 110 кВ) включает в себя следующие технические решения:

установка нового РУ 110 кВ на ПС Центральная по схеме два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий (схема N 4Н - 2 ячейки 110 кВ);

установка 2-х новых силовых трансформаторов 110/10 кВ на ПС Центральная мощностью 2x16 MBA;

демонтаж РУ 35 кВ (два блока с ПП и неавтоматической перемычкой на стороне ЛЭП) и силовых трансформаторов (2x10 MBA) на ПС Центральная;

прокладка двух КЛ 110 кВ (по существующей трассе КЛ 35 кВ Восточная - Центральная-1,2) длиной 1,4 километров каждая, марки АПвПнг(А)2г-3х1х185/150 каждая;

демонтаж РУ 35 кВ на ПС 110 кВ Восточная (существующая схема N 9 - 7 ячеек 35 кВ)

установка нового РУ 110 кВ на ПС 110 кВ Восточная по схеме одна секционированная система шин (схема N 9) с установкой 5 ячеек 110 кВ (2 линейные ячейки, СВ-110 - нормально разомкнут, 2 В-110 на ПС Центральная).

При демонтаже РУ 35 кВ ПС 110 кВ Восточная необходимо в рамках отдельного проектирования разработать мероприятия по:

переводу питания нагрузки ПС 35 кВ Строммашина на напряжение 6 кВ с организацией на площадке ПС 35 кВ Строммашина РП 6 кВ,

разработке мероприятий по использованию КЛ 35 кВ, питающих ПС 35 кВ Строммашина и организации дополнительных ячеек 6 кВ на РУ 6 кВ ПС 110 кВ Восточная.

Альтернативным мероприятием является реконструкция ПС 35 кВ Центральная с заменой трансформаторов на более мощные (2x16 MBA) и ПС 110 кВ Восточная (2x63 MBA). Вместе с тем, данное мероприятие не обеспечивает снижение загрузки смежных ПС 110 кВ и является неэффективным, с учетом того, что реконструкция ПС 110 кВ Восточная с увеличением трансформаторной мощности до 2x63 MBA (по данным собственника) не представляется возможной ввиду отсутствия возможности расширения фундамента ПС 110 кВ Восточная, расположенной в центре г. Челябинск.

Для окончательного выбора мероприятия по ликвидации токовой перегрузки трансформаторного оборудования в рамках отдельного проектирования должны быть рассмотрены альтернативные мероприятия, в том числе по сооружению ЛЭП 6-10-35 кВ для переноса нагрузки на другие центры питания 110 кВ.

б) На основании прогноза b (по данным Министерства тарифного регулирования и энергетики Челябинской области)

Мероприятия по электросетевому строительству, представленные в данном разделе, носят предварительный характер. Необходимость реализации указанных мероприятий, итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года N 861 с учетом выполненных внестадийных работ, схем развития систем электроснабжения городов и промышленных предприятий и пр. для последующей координации развития распределительных и основных электрических сетей.

Агломерат г. Челябинск и прилегающая территория интенсивного развития

Площадь Челябинского городского округа составляет 500,98 кв. километров. Численность населения, по данным на 1 января 2016 года, составляет 1191,994 тыс. человек. Город основан в 1736 году.

В соответствии с письмом Министерства тарифного регулирования и энергетики Челябинской области от 23 января 2017 года N 55-17 в 2020 году планируется проведение саммитов ШОС и БРИКС в городе Челябинск. Основными объектами, планируемыми к реконструкции и строительству, в рамках подготовки к саммитам, являются: аэропорт города Челябинск, а также конгресс-холл и ряд гостиниц.

Существующая разрешенная максимальная мощность АО "Челябинского авиапредприятия" по трем источникам электроснабжения составляет 4,15 МВт.

Для строительства нового Международного аэропорта "Баландино-Челябинск (СЕК)" необходима дополнительная мощность 4,4 МВт. Для реконструкции аэропортового комплекса "Баландино" необходима дополнительная мощность 1,1 МВт. Суммарная необходимая электрическая мощность составляет 5,5 МВт.

Итоговая суммарная необходимая электрическая мощность с учетом дополнительных мощностей после завершения строительства для аэропортового комплекса "Баландино-Челябинск (СЕК)" составляет 9,65 МВт.

Ближайшими центрами питания для аэропорта "Баландино" являются ПС 35/10 кВ Баландино и ПС 110/35/10 кВ Лазурный (Рисунок 13).

Рисунок 13
Ближайшие питающие центры аэропорта "Баландино"

Установленная мощность трансформаторов на ПС 35/10 кВ Баландино составляет Т-1 мощностью 3,2 MBA и Т-2 мощностью 5,6 MBA. Загрузка ПС 35/10 кВ Баландино по данным зимнего максимума нагрузок 2016 года составила 3,9 MBA.

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110/35/10 кВ Лазурный составляет Т-1 мощностью 16 MBA и Т-2 мощностью 10 MBA. Загрузка ПС 110/35/10 кВ Лазурный по данным зимнего максимума нагрузок 2016 года составила 8,4 MBA.

Возможным мероприятием по присоединению аэропортового комплекса "Баландино-Челябинск (СЕК)" является подключение к ПС 110/35/10 кВ Лазурный с заменой трансформатора Т-2 мощностью 10 MBA на трансформатор мощностью 16 MBA.

Присоединение новой нагрузки аэропортового комплекса "Баландино-Челябинск (СЕК)" к ПС 35/10 кВ Баландино нецелесообразно, поскольку ПС 35/10 кВ Баландино питается от ПС 110/35/10 кВ Лазурный, что может привести к дополнительной необходимости замены трансформаторов на ПС 110/35/10 кВ Лазурный.

Другим вариантом присоединения новой нагрузки аэропортового комплекса "Баландино-Челябинск (СЕК)" является подключение к существующим сетям ПАО "ЧМК" посредством сооружения электрических сетей напряжением 6-10 кВ от существующих сетей ПАО "ЧМК".

Альтернативным вариантом может являться сооружение нового питающего центра напряжением 110 кВ в непосредственной близости от вновь вводимых энергопринимающих устройств.

Выбор итогового варианта по технологическому присоединению нагрузки аэропортового комплекса "Баландино-Челябинск (СЕК)" должен быть произведен после подачи заявки на технологическое присоединение в сетевые организации, а также по результатам технико-экономического сравнения вариантов, учитывающих перенос нагрузки между центрами питания в результате строительства ЛЭП 6-10-35 кВ.

Информация о планируемых к сооружению объектах в городе Челябинск (конгресс-холл и гостиницы) представлена в таблице 68.

Перечень планируемых к сооружению объектов в городе Челябинск

					Таблица 68
N		Наименование объекта	Заявитель	Присоединяемая мощность, кВт	Наличие ТУ
1		Гостиница (апартаменты)	ООО "Техно-Комплюс"	164,56	-
2		Офисно-гостиничный комплекс	ООО "Капитал"	500	-
3		Офисно-гостиничный комплекс	ООО "Урал-Бизнес-Строй"	1100	-
4		Общественное здание с объектами инфраструктуры и гостиницей	ООО СК "Магистр"	617,7	-
5		Гостиница (комплекс апартаментов)	ООО ПКФ "Символ"	450	-
6		Гостиница	ИП Карелин А.Ю.	222	-
7		Гостиница	ИП Карелин А.Ю.	введен	-
8		Гостиница (апартаменты)	ООО "Южно-уральский правовой центр"	1100	-
9		Апарт-отель "Пушкин"	ООО СК "Магистр"	235,4	-
10		Гостиница	ООО "Стройсвязьурал-1"	500	да
11		Апартаменты гостиничного типа	ООО "Росстрой"	460	да
12		Гостиница (комплекс апартаментов)	ООО "Овен-БЛ"	400	-
13		Гостиница	ООО "Термополис"	600	-
14		Апарт-отель	ОАО СК "Челябинскгражданстрой"	500	-
15		Комплекс апартаментов (гостиница)	ООО "Жилстрой N 9"	548,4	-
16		Комплекс апартаментов (гостиница квартирного типа)	ООО "Каскад"	400	-
17		Гостиничный комплекс	ООО "Росстрой"	765,59	-
18		Апарт-отель	ООО СК "Феникс-Гран"	660	да
19	Административно-деловой, культурно-зрелищный центр (4-50 этажей) с гостиницей и автопарковкой		-	8100	-
20	Административно-деловой, культурно-зрелищный центр (2-25 этажей) с автопарковкой		-	1300	-

Требуется дополнительное определение возможности присоединения новой нагрузки в соответствии с планами по застройке участков, в том числе целесообразности сооружения новых электросетевых объектов. Необходимые подтверждающие расчеты выполняются при наличии исходной информации о параметрах присоединения в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

В соответствии с письмом управления жилищно-коммунального хозяйства Администрации города Челябинска от 21 февраля 2017 года N 830-УЖКХ планируемое развитие агломерата города Челябинск и прилегающей территории включает в себя:

1) по информации ОАО "Челябинская электросетевая компания" и ООО "Тепловые электрические сети и системы" - планируемое строительство жилищной застройки в городе Челябинск (с разбивкой по районам) - представлено в таблице 69;

2) по информации филиала ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго" - подключаемая нагрузка в городе Челябинск - представлена в таблице 70;

3) в настоящее время ООО "АЭС Инвест" подана в ПАО "ФСК ЕЭС" заявка на технологическое присоединение новой подстанции 220/35/10 кВ Победа с установкой двух трансформаторов мощностью по 40 MBA каждый.

Перечень
планируемых к сооружению объектов жилищной застройки в городе Челябинск по информации ОАО "Челябинская электросетевая компания" и ООО "Тепловые электрические сети и системы"

			Таблица 69
Наименование объекта	Ориентир	Наличие ТУ	Присоединяемая мощность, МВт
Ленинский район
новые многоквартирные жилые дома	в границах улиц Новороссийская- Цимлянская-Низинная- Чистопольская	-	5
новые многоквартирные жилые дома	в границах улиц Новороссийская-Ереванская- Безрукова	-	4,5
Советский район
новые многоквартирные жилые дома	ул. Односторонняя (п. Новосинеглазово)	-	0,5
-	пос. Полевой (п. Новосинеглазово)	-	1
жилой комплекс "Ярославский"	-	-	3,6
жилой комплекс	Военный городок N 18 (п. АМЗ)	-	1,5
Центральный район
нарезка новых земельных участков	мкр N 35	-	1
Тракторозаводский район
-	п. Развязка	-	0,5
Красноармейский район
развитие жилой застройки Солнечный берег (ст. Межозёрная)	деревня Чурилово	-	7
Сосновский район
нарезка новых земельных участков	п. Терема	-	1
нарезка новых земельных участков	п. Саргазы	-	2,5
Курчатовский район
новые многоквартирные жилые дома	в границах улицы Бейвеля и Комсомольского проспекта	-	5
Калининский район
новый многоквартирный жилой дом и гостиничный комплекс	(мкр N 27) в границах улицы проспекта 40 лет Победы - 250 лет Челябинска - Сады - пр. Победы	-	2,5
Металлургический район
БКТП ООО "Основа"	ул. Электростальская, 20	да	0,674
Жилые дома N 44,45, 44-А	ул. Мира, 63	да	0,885
Жилой дом	шоссе Металлургов, 6	-	0,55
Жилой дом	шоссе Металлургов, 8	-
Жилой дом	шоссе Металлургов, 10	-
Гостиничный комплекс	пересечение ул. 50-летия ВЛКСМ и ул. Черкасская	-	0,3
Жилой дом (3 секции)	ул. Краснооктябрьская, 6-8	-	0,193
Жилой дом (3 секции)	пер. Прокатный 1-й, 2-4	-	0,2
Жилой дом (2 секции)	ул. Дегтярева, 78	-	0,13
Жилой дом (3 секции)	пер. Прокатный 1-й, 6-8	-	0,2
Жилой дом (2 секции)	ул. Жукова, 40	-	0,13
Жилой дом (3 секции)	ул. Доменная, 35	-	0,2

Перечень подключаемой нагрузки в городе Челябинск по информации филиала ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго"

		Таблица 70
Адрес объекта	Присоединяемая мощность, МВт	Наличие ТУ
ул. Свободы - К. Маркса - Красноармейская	0,7	-
ул Цвиллинга, 25	1,6	-
ул. Свободы	1,05	-
пр. Победы	0,8	-
ул. Ун. Набережная, 68	1,245	-
пр. Ленина, 76	1,2	-
п. Шагол, мрн N 1, мрн А, ул. Шагольская	4,2	-
СНГ "Электрометаллург", Сосновский р-н	0,71	-
ул. Производственная, 3	0,8	-
ул. Труда	1,31895	-
СНТ Вишневый	1,408	-
ул. Университетская Набережная	15,850	-
в границах ул. Ак. Макеева-250-летия Челябинска- С. Юлаева	4,9	-
пос. Чурилово	8,6	-
Копейское шоссе, 36	2,0	-
Челябинская область, Сосновский район, п. Новый Кременкуль	4,38	-
ул. Худякова, 12	2,97	-
пр. Ленина, 35	0,8	-
ул. Ун. Набережная, ул. Ак. Макеева, ул. С. Юлаева, ул. им. Татищева В.Н. до РП Ледового Дворца, 253а, стр. 1	6,0	-
ул. Лесопарковая	1,4	-
в квартале ул. Дзержинского - Гранитная - Якутская - Нахимова	1,029	-
ул. Гагарина, 48, строение 1	0,74	-
ул. Татищева	10,0	-
ул. Ак. Королева - ул. Университетская набережная - р. Миасс	2,789	-

Определение возможности присоединения новой нагрузки по информации ОАО "Челябинская электросетевая компания", ООО "Тепловые электрические сети и системы" и филиала ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго", в том числе целесообразности сооружения новых питающих центров, должно выполняться в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

Сооружение в 500 метрах северо-западнее от поселка Западный новой подстанции 220/35/10 кВ Победа с установкой двух трансформаторов мощностью по 40 MBA каждый рассмотрено дополнительно.

В соответствии с письмом Министерства тарифного регулирования и энергетики Челябинской области от 16 февраля 2017 года N 14/575 необходима проработка альтернативных мероприятий планируемому строительству ООО "АЭС Инвест" ПС 220/35/10 кВ в Сосновском районе Челябинской области для учета в схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Челябинской области на 2018-2022 годы.

Сосновский энергоузел Челябинской области характеризуется повышенным риском выхода параметров режима из области допустимых значений и отнесен к "узким местам" энергосистемы Челябинской области. В летний период существует риск ввода ГАО объемом до 10 МВт в ремонтных схемах при аварийных отключениях элементов сети (см. главу 20).

На основании летних контрольных замеров 2016 года:

в послеаварийной схеме (в схеме, складывающейся при наложении аварийного отключения ВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская на ремонт КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками) МДП в КС N 13 "Сосновский узел" при температуре наружного воздуха +18,4 градусов Цельсия составляет 114 МВт. В день летнего периода, благоприятного для проведения ремонта, переток в контрольном сечении N 13 "Сосновский узел" в послеаварийной схеме составляет 124 МВт. Для обеспечения МДП в послеаварийной схеме требуется ввод ГВО в объеме 10 МВт. Критерием, определяющим МДП в данной послеаварийной схеме, является аварийно допустимая токовая нагрузка КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I(II) цепь с отпайками при следующем нормативном возмущении (аварийном отключении КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская II(I) цепь с отпайками);

в послеаварийной схеме (в схеме, складывающейся при наложении аварийного отключения КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I (II) цепь с отпайками на ремонт КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская II (I) цепь с отпайками) МДП в контрольном сечении N 13 "Сосновский узел" при температуре наружного воздуха +18,4 градусов Цельсия составляет 115 МВт. В день летнего периода, благоприятного для проведения ремонта, переток в контрольном сечении N 13 "Сосновский узел" составляет 124 МВт. Для обеспечения МДП в послеаварийной схеме требуется ввод ГВО в объеме 9 МВт. Критерием, определяющим МДП в данной послеаварийной схеме, является аварийно-допустимая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская при следующем нормативном возмущении (аварийном отключении КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками).

Требуется реализация комплекса ПА Сосновского энергоузла, которая позволит полностью исключить ввод ГАО. В комплекс ПА Сосновского энергоузла входят:

АОПО на ПС 500 кВ Шагол по КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками и ВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская,

АОПО на ПС 220 кВ Исаково по КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I, II цепь с отпайками,

УПАСК для передачи команд на ОН от устройств АОПО.

При этом предусматривается приём команд на ОН на следующих подстанциях Сосновского энергоузла: ПС 110 кВ Новоградская, ПС 110 кВ Паклинская, ПС 110 кВ Западная, ПС 110 кВ Спортивная, ПС 110 кВ Шершневская, ПС 35 кВ АМЗ. ОН в Сосновском узле на ПС предусматривается через цепи АЧР.

На рисунке 14 представлена карта-схема электрических сетей Сосновского энергоузла Челябинской области.

Рисунок 14
Карта-схема электрических сетей Сосновского энергоузла Челябинской области

На рисунке 15 представлено географическое расположение объектов "Залесье", "Женева", "Просторы-1", "Просторы-2", "Просторы-3", "Женева-2", "Экосити-2", "Залесье-2", поселок Северный, поселок Вавиловец, поселок Западный, деревня Малиновка, для питания которых предлагается строительство новой ПС 220/35/10 кВ.

При разработке вариантов принята необходимость обеспечения возможности присоединения мощности в объеме 50 МВт в Сосновском районе с центром питания, расположенным в 500 метрах северо-западнее от п. Западный (предполагаемое место сооружение новой подстанции - отмечено на рисунке 15). В таблице 71 представлены потребители (объекты) и их нагрузки, учтенные при определении максимальной необходимой мощности.

Перечень
подключаемой нагрузки в городе Челябинск по информации филиала ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго"

		Таблица 71
Объект	Мощность, МВт	Наличие ТУ
"Залесье"	2,404	-
"Женева"	1,853	-
"Просторы-1"	3,726	-
"Просторы-2"	12,168	-
"Просторы-3"	10,007	-
"Женева-2"	2,584	-
"Экосити-2"	2,736	-
"Залесье-2"	6,844	-
поселок Северный	0,152	-
поселок Вавиловец	1,215	-
поселок Западный, деревня Малиновка	6,08	-

При расчетах электроэнергетических режимов для определения нагрузки нового центра питания в Сосновском районе учитывались коэффициент несовпадения максимума нагрузки потребителей и коэффициент попадания нагрузки подстанции в максимум энергосистемы.

а) вариант сооружения ПС 220/35/10 кВ (предусмотрена Заявкой на ТП).

Схема присоединения предусматривает:

- строительство ПС 220 кВ Победа по схеме 5АН - "Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов" с установкой 2 (двух) трансформаторов 220/35/10 кВ мощностью 40 MBA каждый;

- сооружение заходов ВЛ 220 кВ Чебаркуль - Шагол в РУ 220 кВ ПС 220 кВ Победа ориентировочной протяженностью 0,5 километра каждый с образованием ЛЭП 220 кВ Победа - Чебаркуль и ЛЭП 220 кВ Шагол - Победа.

На рисунке 16 представлена карта-схема электрических сетей Сосновского энергоузла Челябинской области, соответствующая варианту а) сооружения ПС 220/35/10 кВ.

Расчеты режимов показывают, что данный вариант обеспечивает возможность питания нагрузки в рассматриваемом энергоузле в размере 50 МВт с учетом реализации мероприятий по противоаварийному управлению.

Оценка капитальных затрат для реализации данного варианта произведена далее по тексту работы в соответствующем разделе.

Рисунок 15
Географическое расположение объектов "Залесье", "Женева", "Просторы-1", "Просторы-2", "Просторы-3", "Женева-2", "Экосити-2", "Залесье-2", поселок Северный, поселок Вавиловец, поселок Западный, деревня Малиновка

Рисунок 16
Карта-схема электрических сетей Сосновского энергоузла Челябинской области, соответствующая варианту а) сооружения ПС 220/35/10 кВ

б) вариант сооружения ПС 220/110/10 кВ.

Присоединение подстанции предлагается осуществить шлейфовыми заходами к ВЛ 220 кВ Шагол - Чебаркуль, проходящей в 0,5 километрах от предлагаемого места сооружения подстанции. К сети 110 кВ подстанция присоединяется шлейфовыми заходами от ВЛ 110 кВ Шершневская - Сосновская с отпайкой на ПС Томино и ВЛ 110 кВ Спортивная - Сосновская с отпайками, проходящими в 0,5 километрах от предлагаемого места сооружения подстанции. К установке на подстанции рекомендуется два автотрансформатора мощностью по 200 MBA каждый. Схема распределительного устройства по стороне 220 кВ предлагается мостик (N 220-5), по стороне 110 кВ - N 110-9 (Одна рабочая секционированная выключателем система шин). На рисунке 17 представлена карта-схема электрических сетей Сосновского энергоузла Челябинской области, соответствующая варианту б) сооружения ПС 220/110/10 кВ.

Рисунок 17
Карта-схема электрических сетей Сосновского энергоузла Челябинской области, соответствующая варианту б) сооружения ПС 220/110/10 кВ

Расчеты режимов показывают, что данный вариант обеспечивает возможность питания нагрузки в рассматриваемом энергоузле в размере 50 МВт.

Оценка капитальных затрат для реализации данного варианта и технико-экономическое сравнение произведено далее в соответствующем разделе.

в) вариант сооружения ПС 110/10 кВ.

Присоединение подстанции предлагается осуществить шлейфовыми заходами от ВЛ 110 кВ Шершневская - Сосновская с отпайкой на ПС Томино и ВЛ 110 кВ Спортивная - Сосновская с отпайками, проходящими в 0,5 километрах от предлагаемого места сооружения подстанции. К установке на подстанции рекомендуется два трансформатора мощностью по 40 MBA каждый. Схема распределительного устройства по стороне 110 кВ предлагается N 110-9 (Одна рабочая секционированная выключателем система шин). На рисунке 18 представлена карта-схема электрических сетей Сосновского энергоузла Челябинской области, соответствующая варианту в) сооружения ПС 110/10 кВ.

Рисунок 18
Карта-схема электрических сетей Сосновского энергоузла Челябинской области, соответствующая варианту в) сооружения ПС 110/10 кВ

В режимах зимних максимальных, летних максимальных, а также летних минимальных нагрузок выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, не выявлено.

В режимах летних нагрузок при нормативных возмущениях выявлен выход параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем, по КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I и II цепь с отпайками.

Для недопущения выхода параметров режима из области допустимых значений в ремонтной схеме рекомендуется сооружение дополнительно ВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская III цепь ориентировочной длиной 14 километров. Для подключения данной ВЛ необходимо сооружение дополнительных ячеек 110 кВ на ПС 110 кВ Сосновская и ПС 220 кВ Исаково.

Для недопущения выхода параметров режима из области допустимых значений в схеме двойных ремонтов (в летний период) рекомендуется обеспечить возможность отключения нагрузки новой ПС 110 кВ от действий устройств АОПО на ПС 500 кВ Шагол по КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками и ВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская и АОПО на ПС 220 кВ Исаково по КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I, II цепь с отпайками.

Расчеты режимов показывают, что данный вариант обеспечивает возможность питания нагрузки в рассматриваемом энергоузле в размере 50 МВт.

Оценка капитальных затрат для реализации данного варианта и технико-экономическое сравнение произведено далее в соответствующем разделе.

г) вариант сооружения ПС 110/10 кВ.

Присоединение подстанции предлагается осуществить посредством двух сооружаемых КВЛ 110 кВ, присоединяемых по отпаечной схеме к существующей ВЛ 110 кВ Шагол - Полевая I и II цепь. Предварительная протяженность новых КВЛ - по 7 километров каждая. К установке на подстанции рекомендуется два трансформатора мощностью по 40 MBA каждый. Схема распределительного устройства по стороне 110 кВ предлагается N 110-4Н (два блока (линия-трансформатор) с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий). На рисунке 19 представлена карта-схема электрических сетей Сосновского энергоузла Челябинской области, соответствующая варианту г) сооружения ПС 110/10 кВ.

Рисунок 19
Карта-схема электрических сетей Сосновского энергоузла Челябинской области, соответствующая варианту г) сооружения ПС 110/10 кВ

В режимах зимних максимальных, летних максимальных, а также летних минимальных нагрузок выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из нормальной схемы, не выявлено.

В режимах летних максимальных и минимальных нагрузок выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в схеме, складывающейся после нормативного возмущения из ремонтных схем, также не выявлено.

Расчеты режимов показывают, что данный вариант обеспечивает возможность питания нагрузки в рассматриваемом энергоузле в размере 50 МВт.

Оценка капитальных затрат для реализации данного варианта и технико-экономическое сравнение произведено далее в соответствующем разделе.

Выбор итогового варианта по технологическому присоединению нагрузки в Сосновском энергоузле должен быть произведен после подачи заявок на технологическое присоединение в сетевые организации конечными потребителями, а также по результатам технико-экономического сравнения вариантов, учитывающих перенос нагрузки между центрами питания в результате строительства ЛЭП 6-10-35 кВ.

Южная часть Магнитогорского городского округа

Информация о перспективном развитии Магнитогорского городского округа не поступала. Вопросы электроснабжения Южной части Магнитогорского городского округа подробно рассмотрены в разделе V и VI СиПРЭ Челябинской области в составе Магнитогорского энергорайона.

Локомотивный городской округ

Площадь составляет 10,13 кв. километров. Численность населения, по данным на 1 января 2016 года, составляет 8,5 тыс. человек. Образован в 1963 году.

В соответствии с письмом администрации Локомотивного городского округа Челябинской области от 21 февраля 2017 года N 164 в настоящее время не планируется интенсивного строительства каких-либо объектов, требующих проработки вопроса электроснабжения.

Общие вопросы электроснабжения Локомотивного городского округа подробно рассмотрены в разделе V и VI СиПРЭ Челябинской области в составе Карталинского энергорайона.

Озерский городской округ

Площадь составляет 657,31 кв. километров. Численность населения, по данным на 1 января 2016 года, составляет 90,6 тыс. человек. Город основан в 1945 году.

Озерский городской округ имеет статус ЗАТО. Озерск является наукоградом, способным развивать новейшие технологии, в том числе в производстве и переработке ядерных компонентов. Ключевую роль в этой работе играет производственное объединение "Маяк", ведущее предприятие российской атомной отрасли, градообразующее предприятие города Озерска.

В рамках реализации Федерального закона от 29 декабря 2014 года N 473-ФЗ "О территориях опережающего социально-экономического развития в Российской Федерации" на территории Озерского городского округа планируется создание территории опережающего социально-экономического развития (далее именуется - ТОСЭР).

В соответствии с письмом администрации Озерского городского округа Челябинской области от 11 марта 2016 года N 01-0207/34 предполагается организация 2-х площадок со следующими резидентами:

Площадка N 1 (кадастровый квартал 74:41:0201001) - ЗАО "Уральский завод полимерных технологий "Маяк", ООО "Станкостроение", ООО "Региональный центр облучательных технологий", ООО "Маяк-Редукторы" предварительной суммарной мощностью потребления 6,9 МВт.

Площадка N 2 (2 земельных участка с кадастровыми номерами 74:41:0000000:6652 и 74:41:0000000:6651) - ЗАО "Озерский завод свайных конструкций", ООО "Озерская трубная компания", ООО "Завод углеродных материалов", ООО "Нанотех", ООО "ФинИтерКом" и ООО "Уральский завод промышленных композитов" предварительной суммарной мощностью потребления 9,65 МВт.

В непосредственной близости от площадки N 1 находятся три подстанции напряжением 110 кВ, а также проходят трассы четырех ВЛ 110 кВ.

Требуется дополнительное определение возможности присоединения новой нагрузки в соответствии с планами по застройке участков, в том числе целесообразности сооружения новых электросетевых объектов. Необходимые подтверждающие расчеты выполняются при наличии исходной информации о параметрах присоединения в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

Снежинский городской округ

Площадь составляет 299,13 кв. километров. Численность населения, по данным на 1 января 2016 года, составляет 50,7 тыс. человек. Город основан в 1957 году.

Снежинский городской округ имеет статус ЗАТО. Здесь расположено одно из крупнейших предприятий атомной промышленности: Российский федеральный ядерный центр - Всероссийский научно-исследовательский институт технической физики имени академика Е.И. Забабахина.

В рамках реализации Федерального закона от 29 декабря 2014 года N 473-ФЗ "О территориях опережающего социально-экономического развития в Российской Федерации" на территории Снежинского городского округа планируется создание ТОСЭР.

В соответствии с письмом администрации Снежинского городского округа Челябинской области от 29 декабря 2016 года N Д-01-09/5274 планируется организация следующих площадок:

площадка "Снежинск Энергетика";

площадка "Снежинск ЭлМаш";

площадка "Снежинск Нефтегаз".

Для определения необходимости мероприятий по развитию электрической сети был определен перспективный баланс потребления электрической мощности, построенный в соответствии с заявками потенциальных резидентов ТОСЭР, реализующих инвестиционные проекты. Данный баланс до 2026 года представлен в таблице 72.

Перспективный баланс потребления электрической мощности по территории Снежинского городского округа, МВт

						Таблица 72
Составляющие баланса	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2026 год
Площадка "Снежинск Энергетика"	0,6	1,06	1,2	2,51	7,94	14,09
Площадка "Снежинск ЭлМаш"	2,268	2,98	3,01	3,52	5,09	9,41
Площадка "Снежинск Нефтегаз"	0,81	1,55	1,7	3,03	3,77	6,25
Итого по всем площадкам:	3,678	5,59	5,91	9,06	16,8	29,75
Потребление населением	14,286	14,51	14,72	14,94	15,21	16,49
Потребление градообразующим предприятием	14,5	14,75	15,46	16,12	16,48	17,82
Потребление прочими предприятиями	16,594	16,6	16,7	16,8	16,9	16,95
Итого потребление:	49,058	51,45	52,79	56,92	65,39	81,01
Существующие мощности	52,659	52,659	52,659	52,659	52,659	52,659
Профицит (+)/Дефицит (-)	3,601	1,209	-0,131	-4,261	-12,731	-28,351

По данным таблицы видно, что до 2019 года наблюдается небольшой профицит электрической мощности. Таким образом, реализация проектов ТОСЭР возможна с использованием существующих мощностей.

Существующая схема электроснабжения ЗАТО город Снежинск осуществляется от пяти ПС 110 кВ. Все подстанции присоединены шлейфовыми заходами к одноцепной ВЛ 110 кВ. Суммарная длина транзита 110 кВ составляет около 67 километров.

Требуется дополнительное определение возможности присоединения новой нагрузки в соответствии с планами по реализации проектов, в том числе целесообразности сооружения новых электросетевых объектов (например, сооружения 3-й ВЛ 110 кВ для повышения надежности питания вышеуказанных пяти ПС 110 кВ). Необходимые подтверждающие расчеты выполняются при наличии исходной информации о параметрах присоединения в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

Трехгорный городской округ

Площадь составляет 162,85 кв. километров. Численность населения, по данным на 1 января 2016 года, составляет 32,5 тыс. человек. Город основан в 1952 году.

Трехгорный городской округ имеет статус ЗАТО. Наиболее крупным предприятием является Приборостроительный завод по серийному выпуску ядерных боеприпасов. На предприятиях Трехгорного производятся приборы радиационного контроля, медицинская техника, оборудование для агропромышленного комплекса и нефтеперерабатывающего комплекса, силовые кабели и строительные материалы. Всего в городе действуют более 500 средних и малых предприятий.

В рамках реализации Федерального закона от 29 декабря 2014 года N 473-ФЗ "О территориях опережающего социально-экономического развития в Российской Федерации" на территории Трехгорного городского округа планируется создание ТОСЭР.

В соответствии с письмом администрации города Трехгорного Челябинской области от 19 ноября 2016 года N01-09/3306 для формирования ТОСЭР планируется развитие инженерной инфраструктуры для электроснабжения трех площадок:

Площадка "Трехгорный ПСЗ".

Площадка "Трехгорный "Точмаш". На территории расположена ТП-71. Также вблизи площадки расположена существующая РП-7.

Площадка "Трехгорный Наномед".

Существующая схема электроснабжения ЗАТО город Трехгорный осуществляется от ПС 110 кВ. В непосредственной близости от города находятся еще две ПС 110 кВ.

Требуется дополнительное определение возможности присоединения новой нагрузки в соответствии с планами по застройке участков, в том числе целесообразности сооружения новых электросетевых объектов. Необходимые подтверждающие расчеты выполняются при наличии исходной информации о параметрах присоединения в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

Красноармейский муниципальный район

Площадь составляет 3842,02 кв. километров. Численность населения, по данным на 1 января 2016 года, составляет 42,225 тыс. человек. Образован 13 января 1941 года. Центр: село Миасское.

Близость к Челябинску и удобное транспортное сообщение сделали район привлекательным для индивидуальной застройки.

В непосредственной близости от города Челябинска (в 15 километрах) на земельном участке площадью 30 гектаров планируется осуществить застройку малоэтажными жилыми домами. Помимо этого, выделено еще множество участков под дачное строительство, малый и средний бизнес.

Ближайшим источником питания является ПС 35/10 кВ Мирная. На подстанции установлены два трансформатора 35/10 кВ мощностью 3,2 и 5,6 MBA каждый. Существующая загрузка в зимний период составляет 1,8 и 2,7 МВт для Т-1 и Т-2 соответственно, в летний период - 0,8 и 0,6 МВт соответственно.

Требуется дополнительное определение возможности присоединения новой нагрузки в соответствии с планами по застройке участков, в том числе целесообразности сооружения новых питающих центров. Необходимые подтверждающие расчеты выполняются при наличии исходной информации о параметрах присоединения в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

Саткинский муниципальный район

Площадь составляет 2412,07 кв. километров. Численность населения, по данным на 1 января 2016 года, составляет 81,082 тыс. человек. Образован 4 ноября 1926 года. Центр - город Сатка.

В соответствии с письмом администрации Саткинского муниципального района Челябинской области от 30 января 2015 года N 326 сформирован перечень объектов заявителей, в отношении которых планируется осуществление технологического присоединения к электрическим сетям. Данный перечень с указанием присоединяемой мощности представлен в таблице 73.

Присоединяемые объекты в Саткинском муниципальном районе Челябинской области

			Таблица 73
Присоединяемый объест	Адрес объекта	Присоединяемая мощность, кВт/МВт	ТУ
ПАО "Комбинат "Магнезит"
Введение в эксплуатацию цеха по обжигу огнеупорных материалов в электропечах мощностью 50 тыс. тонн в год	Новая площадка цехов ПАО "Комбинат "Магнезит"	1 этап 24 МВт, 2 этап 35 МВт	Выданы
АО "Саткинский чугуноплавильный завод"
Строительство цеха по производству -низко и среднеуглеродистого ферромарганца конверторным способом	Площадка АО "СЧПЗ"	н/д	Отсутствуют
Техническое перевооружение ТЭЦ АО "СЧПЗ"	Площадка АО "СЧПЗ"	Установка 3-х паровых котлов и 2-генераторов для выработки электрической энергии суммарной мощностью 14 МВт	Отсутствуют
ООО "Электросервис"
Под малоэтажное индивидуальное строительство	Челябинская область, г. Сатка, Большая Запань	1,0 МВт	Отсутствуют
Под строительство МКД	г. Сатка, в районе ул. Пролетарской, Металлургов	1,8 МВт	Отсутствуют
Под малоэтажное индивидуальное строительство	г. Сатка, ул. Крупская	1,0 МВт	Отсутствуют
Строительство новой подстанции для электроснабжения существующей жилой застройки старой части города	г. Сатка, район старой части города	10 МВт	Отсутствуют
Под малоэтажное индивидуальное строительство	г. Бакал, Межозерный	4,0 МВт	Отсутствуют
Управление строительства и архитектуры администрации Саткинского муниципального района
Физкультурно-оздоровительный комплекс с ледовым полем (проектируемый)	г. Сатка, ул. Спартака, N 6	505 кВт	направлена заявка в ОАО "МРСК Урала"
Территория под индивидуальную жилую застройку (планируемая) (1 очередь - 52 земельных участка, 2 очередь - 62 земельных участка)	г. Сатка, в границах улиц: Орджоникидзе, Крупская, 8 Марта	950 кВт	Отсутствуют
Территория под многоэтажную жилую застройку (планируемая, 1 очередь - строительство 3-х 10-ти этажных домов)	г. Сатка, территория в границах улиц: Пролетарская и Металлургов	3240 кВт	Отсутствуют
РИП "Холодный ключ" (планируемый)	г. Бакал, вдоль улицы Холодный Ключ	3,5 МВт	Отсутствуют
Приют по содержанию бездомных животных	г. Сатка, вдоль ул. имени 100-летия к-та Магнезит	600 кВт	Выданы
Территория под индивидуальную жилую застройку (планируемая) (1 очередь - 31 земельный участок, 2 очередь - 37 земельных участков)	г. Сатка, п. Большая Запань	1 очередь - 310 кВт, 2 очередь - 370 кВт	Отсутствуют
Территория под индивидуальную жилую застройку (планируемая) (22 земельных участка)	г. Сатка, п. Черная речка	220 кВт	Отсутствуют
Территория для многоэтажной жилой застройки и соц. объектов (планируемая)	г. Сатка, Западный микрорайон, N 3	н/д	Отсутствуют
Электроснабжение п. Межгорный (планируемое)	Саткинский район, п. Межгорный	1200 кВт	Отсутствуют
Территория под индивидуальную жилую застройку (8 земельных участков)	г. Бакал, ул. Фрунзе	80 кВт	Отсутствуют
Территория под индивидуальную жилую застройку (10 земельных участков)	г. Бакал, ул. Нахимова	100 кВт	Отсутствуют
Территория под индивидуальную жилую застройку (16 земельных участков)	г. Бакал, ул. Ракшина и ул. Ломоносова	160 кВт	Отсутствуют
Территория под индивидуальную жилую застройки# и соц. объектов (планируемая, 1 очередь - 50 земельных участков, 2 очередь - 150 земельных участков, 3 очередь - 140 земельных участков)	Саткинский район, п. Межевой, микрорайон Блиновка	1 очередь - 750 кВт, 2 очередь - 2250 кВт, 3 очередь - 2100 кВт	Отсутствуют
Территория под комплексную индивидуальную жилую застройку (46 земельных участков)	Саткинский район, п. Межевой, район "Старый стадион"	460 кВт	Отсутствуют
Территория под индивидуальную жилую застройку (130 земельных участков)	Саткинский район, р.п. Сулея, северная часть	1300 кВт	Отсутствуют
ООО "Межрегиональная распределительная сетевая компания Урала". Филиал Челябэнерго
Представленные данные по действующим договорам технологического присоединения в Саткинском муниципальном районе	г. Сатка территория нового завода ОАО "Комбинат "Магнезит"	12042,0 кВт	Выданы
ОАО "Комбинат "Магнезит". Газопоршневые генераторные установки	г. Сатка территория нового завода ОАО "Комбинат "Магнезит"	12042,0 кВт	Выданы
Нежилое здание синхронного компенсатора	г. Бакал в 1000 м северо- западнее пересечения ул. 8 Марта и ул. Бажова	50 кВт	Выданы
ЗАО "БИТ-Морион инк". Цех камнеобработки	г. Сатка район Мельнично - Паленихинского и Березовского карьеров	25 кВт	Выданы
Жилой дом	д. Петромихайловка ул. Садовая 40	30 кВт	Выданы
ООО "Медвежья радость". Хоз зона по разведению диких	п. Магнитский южная окраина	30 кВт	Выданы
Магазин	п. Межевой ул. Советская в 33 м на северо-восток от здания автостанции	15 кВт	Выданы
Жилой дом	д. Сикиязтамак, ул. Лесная, 18	5 кВт	Выданы
Жилой дом	д. Сикиязтамак, ул. Центральная, 44	10 кВт	Выданы
Жилой дом	г. Сатка, ул. Кирпичная, д. 15	15 кВт	Выданы
Садовый дом	п. Межевой, СТ "Цепиловка" уч. 86	10 кВт	Выданы
Жилой дом	п. Сулея, ул. Октябрьская, 1а	14 кВт	Выданы
Жилой дом	р.п. Межевой, ул. Южная, 31-А	14 кВт	Выданы
Гараж	г. Бакал, 75 м западнее д. N 2б ул. Революции	15 кВт	Выданы
Жилой дом	п. Сулея, ул. Чкалова, 32	7 кВт	Выданы
Жилой дом	г. Сатка, ул. Калинина, 38-А	15 кВт	Выданы
Жилой дом	п. Сулея, ул. Ольховая, 5	15 кВт	Выданы
Жилой дом	г. Сатка, п. Сибирка, ул. 1 Мая, 32а	15 кВт	Выданы
Подземная емкость - склад	г. Сатка, в 45 метрах северо-западнее акушерско-гинекологического корпуса МУЗ ЦМСЧ "Магнезит"	15 кВт	Выданы
Жилой дом	г. Сатка, ул. Карла Маркса, д. 15	10 кВт	Выданы
Жилой дом	д. Старая Пристань, ул. Полевая, дом N 52	5 кВт	Выданы
Жилой дом	с. Айлино, ул. Комсомольская, дом N 32	15 кВт	Выданы
Жилой дом	д. Старая Пристань, ул. Полевая, дом N 36	10 кВт	Выданы
Проектируемая КЛ-0,4 кВ для электроснабжения	г. Сатка, ул. Железнодорожная, 24	50 кВт	Выданы
Нежилое здание синхронного компенсатора	г. Бакал, Промплощадка	15 кВт	Выданы
Жилой дом	Саткинский район, д. Верхний Айск, ул. Центральная, д. 6 А	15 кВт	Выданы
ООО НПО "Зюраткуль" (ген. Директор Китов Ю.И.) Проектируемая ВЛ-6 кВ на КТП -250 кВа 6/0,4 кВ	г. Сатка, ул. Бочарова, 2 А	100 кВт	Выданы
Управление Росреестра по Челябинской области. Нежилое помещение	г. Сатка, ул. Российская, д. 18	15 кВт	Выданы
Жилой дом	Саткинский р-н, с. Айлино, ул. Свободы, д. 6	10 кВт	Выданы
Жилой дом	Саткинский р-н, рп. Межевой, ул. Красноармейская, д. 15	14 кВт	Выданы
Жилой дом	Саткинский р-н, рп. Межевой, ул. Красноармейская, д. 15 А	15 кВт	Выданы
Проектируемая ВЛИ 0,4 кВ для электроснабжения нежилого здания	г. Бакал, ул. Октябрьская, 18а	100 кВт	Выданы
Бакальское городское поселение
Уличное освещение	г. Бакал	2200 кВт	Отсутствуют
Проект застройки поселка Межгорный	п. Межгорный	1200 кВт	Отсутствуют
Проект "Завод по производству моющих средств, ПВА и товаров народного потребления для бытового использования"	Индустриальный парк "Рудничный"	2800 кВт	Отсутствуют
Проект "Строительство завода по производству полимерных биоцидов"	Индустриальный парк "Рудничный"	1500 кВт	Отсутствуют
Проект "Строительство завода по производству сэндвич панелей и вентиляционной продукции"	Индустриальный парк "Рудничный"	1300 кВт	Отсутствуют
Проект "Завод по производству металлоконструкций для строительства и выпуска теплиц"	Индустриальный парк "Рудничный"	500 кВт	Отсутствуют
Проект "Строительство завода по производству строительных материалов"	Индустриальный парк "Рудничный"	1000 кВт	Отсутствуют
Проект "Завод по производству металлоконструкций способом горячего и холодного цинкования металла"	Индустриальный парк "Рудничный"	1000 кВт	Отсутствуют
Проект "Создание цеха по производству многослойных бумажных мешков"	Индустриальный парк "Рудничный"	500 кВт	Отсутствуют
Проект "Создание комплекса по производству сухих строительных смесей"	Индустриальный парк "Рудничный"	3000 кВт	Отсутствуют
Проект "Строительство предприятия для организации производства алюминевых# радиаторов мощностью 7 млн. секций в год"	Индустриальный парк "Рудничный"	1300 кВт	Отсутствуют
Проект "Строительство цементно-клинкерного завода"	п. Иркускан	1200 кВт	Отсутствуют
Проект "Завод цифровых металлокерамических изделий"	г. Бакал	0,63 МВт	Отсутствуют
Сулеинское городское поселение
Улучшение качества подаваемой электрической энергии потребителям улиц Ключевская, 8 Марта. Установка дополнительной КТП-250 ул. Нагорная	п. Сулея, ул. Ключевская, ул. 8 Марта, ул. Нагорная	0,25 МВт	Отсутствуют
Вынос КТП из зоны подтопления. Улучшение качества подаваемой элекрической# энергии потребителям КТП-23. Вынос П/ст на новое место ул. Электрическая. Монтаж провода большего сечения ул. Путевая, Леспромхозная.	п. Сулея, ул. Путевая, ул. Леспромхозная, ул. Электрическая	0,4 МВт	Отсутствуют
Замена перегруженного трансформатора ТМ 400-6/0,4 на ТМ 630/6/0,4 на КТП-27	п. Сулея, ул. Тургенева.	ТМ 630/6/0,4	Отсутствуют
Улучшение качества подаваемой электрической энергии потребителям улиц 9 Мая. Установка дополнительной КТП от ф. 6 кВ ул. Ольховая, 9 Мая, Чкалова.	п. Сулея, ул. Октябрьская, 9 Мая, Чкалова.	0,4 МВт	Отсутствуют
Замена голого провода на СИП большего сечения ф. 0,4 кВ ул. Ольховая, Есенина, Уральская, Луговая от ТП 26	п. Сулея, ул. Ольховая, Есенина, Уральская, Луговая	0,4 МВт	Отсутствуют
Улучшение качества подаваемой электрической энергии потребителям КТП-27 ул. Тургенева, Первомайская, Комсомольская, Коммунистическая, Ак. Павлова. Установка КТП со стройкой ТМ 250 по ул. Комсомольской. Замена голого провода на СИП большего сечения. Распределение нагрузок.	п. Сулея, ул. Тургенева, Первомайская, Комсомольская, Коммунистическая, Ак. Павлова.	0,4 МВт	Отсутствуют
Улучшение качества подаваемой электрической энергии потребителям ул. Зеленая, Некрасова от КТП-40. Замена трансформатора. Замена голого провода на СИП большего сечения. Распределение нагрузок.	п. Сулея, ул. Зеленая, Некрасова	0,25 МВт	Отсутствуют
Замена КТП-34 с трансформатором 250 кВа на КТП-400	п. Сулея, ул. Дорожная, Академика Павлова	0,4 МВт	Отсутствуют
Межевское городское поселение
Подстанция 1Б поселка Межевой (35\10\6 кВ)	п. Межевой	4,0 МВт	Отсутствуют
Сети 0,4 кВ протяженностью 47 километра	п. Межевой, ул. Горная, ул. Саткинская, ул. Береговая	0,4 МВт	Отсутствуют
Сети 0,4 кВ протяженностью 2,0 километра	п. Межевой, ул. Чапаева 28 участков	1,0 МВт	Отсутствуют
Сети 0,4 кВ протяженностью 47 километра	п. Межевой, ул. Граничная	0,4 МВт	Отсутствуют
Сети 0,4 кВ протяженностью 47 километра	п. Межевой, ул. Горького, ул. Юманова	0,25 МВт	Отсутствуют
Сети 0,4 кВ протяженностью 47 километра	п. Межевой, ул. Речная, ул. Пролетарская	0,4 МВт	Отсутствуют
Сети 0,4 кВ протяженностью 47 километра	п. Межевой, ул. Айская ул. Печная	0,4 МВт	Отсутствуют
Сети 0,4 кВ протяженностью 2,0 километра	п. Межевой, ул. Спортивная 46 участков	1,0 МВт	Отсутствуют
поселок Межевой, водозабор	п. Межевой, Резервный ввод на водозабор	0,4 МВт	Отсутствуют
поселок Межевой, очистные сооружения	п. Межевой, Резервный ввод на очистные сооружения	0,4 МВт	Отсутствуют
Сети 0,4 кВ протяженностью 2,0 километра	п. Межевой, ул. Блиновка блокированных домов 46 штук, индивидуальных домов 279 штук	5,0 МВт	Отсутствуют
Сети 0,4 кВ протяженностью 47 километра	п. Межевой, ул. Парковая, ул. Водопроводная, ул. Трактовая	0,4 МВт	Отсутствуют
Сети 0,4 кВ протяженностью 5,0 километра	п. Межевой, Ваняшкино 52 участка	1,0 МВт	Отсутствуют
Сети 0,4 кВ протяженностью 5,0 километра уличное освещение	п. Межевой, Ваняшкино	1,0 МВт	Отсутствуют
Айлинское сельское поселение
Очистные сооружения	с. Айлино, ул. Пугачева, д.38	15 кВт	Отсутствуют
д. Верхний Айск Ввод жилья	д. Верхний Айск, ул. Центральная 28 домов	420 кВт	Отсутствуют
Ввод жилья	д. Верхний Айск, ул. Юбилейная 134 домов	2010 кВт	Отсутствуют
д. Старая пристань Ввод жилья	д. Старая Пристань, ул. Лесная 23 дома	345 кВт	Отсутствуют
д. Сикиязтамак Ввод жилья	д. Сикиязтамак, ул. Березовая 28 домов	420 кВт	Отсутствуют
Ввод жилья	д. Сикиязтамак, ул. Сосновая 46 домов	690 кВт	Отсутствуют
с. Айлино Ввод жилья	с. Айлино, ул. Гагарина 2 дома	30 кВт	Отсутствуют
Ввод жилья	с. Айлино, ул. Каменная, д.16а	15 кВт	Отсутствуют
Ввод жилья	с. Айлино, ул. Свободы 3 дома	45 кВт	Отсутствуют
Ввод жилья	с. Айлино, ул. Лесная 5 домов	75 кВт	Отсутствуют
Ввод жилья	с. Айлино, ул. Школьная 5 домов	75 кВт	Отсутствуют
Ввод жилья	с. Айлино, ул. Комсомольская 5 домов	75 кВт	Отсутствуют
Ввод жилья	с. Айлино, ул. Меньшикова 2 дома	30 кВт	Отсутствуют
Ввод жилья	с. Айлино, ул. Советская 3 дома	45 кВт	Отсутствуют
Ввод жилья	с. Айлино, ул. Пушкина 3 дома	45 кВт	Отсутствуют
Ввод жилья	с. Айлино, ул. Степана Разина, д.8	15 кВт	Отсутствуют
Ввод жилья	с. Айлино, ул. Карла Маркса, д.6а	15 кВт	Отсутствуют
Ввод жилья	с. Айлино, ул. Береговая 4 дома	60 кВт	Отсутствуют
Уличное освещение	д. Верхний Айск, ул. Центральная	15 кВт	Отсутствуют
Уличное освещение	д. Верхний Айск, ул. Юбилейная	40 кВт	Отсутствуют
Уличное освещение	д. Старая Пристань, ул. Лесная	15 кВт	Отсутствуют
Уличное освещение	д. Сикиязтамак, ул. Березовая	20 кВт	Отсутствуют
Уличное освещение	д. Сикиязтамак, ул. Сосновая	15 кВт	Отсутствуют
Романовское городское поселение
карьер, добыча мраморизированного известняка, строительного материала 250 рабочих мест	Саткинский район с. Романовка, в 1384 м северо-восточнее с. Романовка	630 кВт	Выданы
хлебопекарня, расширение производства, приобретение электропечей 20 рабочих мест	Саткинский район с. Романовка, ул. Трактовая 41	50 кВт	Выданы
167 домов, детский сад, ФАП, школа, 2 магазина, пилорама	Саткинский район, с. Романовка	400 кВт	Выданы
по проекту застройки территории ул. Заречная (10 домов) и Проектная (30 домов)		600 кВт	Выданы
106 домов, 2 МКД 63 квартиры, детский сад, ФАП, 2 магазина, пилорама, (СПНИ отдельно)	Саткинский район, п. Чулковка	н/д	Отсутствуют
по проекту застройки территории генерального плана (101 дом) + социальные объекты (школа, детский сад) + общественные объекты		656 кВт	Выданы
44 дома	Саткинский район, п. Единовер	н/д	Отсутствуют
23 дома	Саткинский район, п. Тельмана	н/д	Отсутствуют
по проекту застройки территории 30 домов		520 кВт	Выданы
62 дома	Саткинский район, п. Пороги	н/д	Отсутствуют
41 дома	Саткинский район, п. Постройки	н/д	Отсутствуют
33 дома	Саткинский район, п. Иструть	н/д	Отсутствуют

В рамках реализации технологического присоединения новой площадки цехов ПАО "Комбинат "Магнезит" планируется следующее сетевое строительство:

1) сооружение ПС 110 кВ Периклаз по схеме 4Н "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий" с установкой 2 (двух) трансформаторов 110/6 кВ мощностью 40 MBA каждый;

2) сооружение ответвлений от ЛЭП 110 кВ Приваловская - Сатка I, II цепь с отпайкой на ПС Огнеупор до ПС 110 кВ Периклаз.

Присоединение трех газопоршневых установок (3x4,014 МВт) суммарной мощностью 12,042 МВт планируется осуществить к трем ячейкам РУ-6 кВ ПС 35/6 кВ Каменка (ПС 110 кВ Огнеупор). Выдача генерирующей мощности в электрическую сеть не предусматривается.

Присоединение еще трех газопоршневых установок (3x4,014 МВт) суммарной мощностью 12,042 МВт планируется осуществить к трем ячейкам РУ-6 кВ ПС 110 кВ Брусит. Выдача генерирующей мощности в электрическую сеть не предусматривается.

Большинством заявителей, указанных в таблице выше, технические условия на технологическое присоединение не получены. Определение возможности присоединения новой нагрузки, в том числе целесообразности сооружения новых питающих центров, выполняется в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

Пластовский муниципальный район

Площадь составляет 1751,76 кв. километров. Численность населения, по данным на 1 января 2016 года, составляет 25,816 тыс. человек. Образован 24 июня 2004 года. Центр - город Пласт.

Электроснабжение города Пласт осуществляется от ПС 110/35/6 кВ Кочкарь. На подстанции установлены два трансформатора 110/6 кВ мощностью 10 MBA каждый. Существующая загрузка трансформаторов в зимний период составляет 4,43 и 4,33 МВт для Т-1 и Т-2 соответственно, в летний период - 2,48 и 3,09 МВт соответственно.

Планируется ввод объектов жилищного строительства города Пласт, расширение производства ЗАО "Пласт-Рифей", увеличение объемов производства ОАО "Южуралзолото Группа Компаний", ООО "Новые технологии" и других.

Требуется дополнительное определение возможности присоединения новой нагрузки в соответствии с планами по застройке участков, в том числе целесообразности сооружения новых питающих центров. Необходимые подтверждающие расчеты выполняются при наличии исходной информации о параметрах присоединения в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

Сосновский муниципальный район

Площадь составляет 2071,36 кв. километров. Численность населения, по данным на 1 января 2016 года, составляет 67,67 тыс. человек. Образован 20 декабря 1934 года. Центр - село Долгодеревенское.

В соответствии с письмом администрации Сосновского муниципального района Челябинской области от 11 января 2015 года N 25 сформирован перечень объектов заявителей, в отношении которых планируется осуществление технологического присоединения к электрическим сетям. Данный перечень с указанием присоединяемой мощности представлен в таблице 74.

Перечень
объектов заявителей в Сосновском муниципальном районе Челябинской области

				Таблица 74
N	Наименование заявителя	Присоединяемый объект	Присоединяемая мощность, кВт	Уровень напряжения, кВ
1	ООО "Транс-Лайн"	сервисный центр и стоянка автотранспорта	200,0	10
2	ООО "Газпром"	контролируемый пункт 7	3,4	10
3	ООО "Газпром"	контролируемый пункт 4	3,4	10
4	ООО "Газпром"	контролируемый пункт 2	3,4	10
5	ООО "Газпром"	контролируемый пункт 8	3,4	10
6	ООО "Газпром"	контролируемый пункт 1	18,0	10
7	ООО "Газпром"	контролируемый пункт 5	3,4	10
8	ООО "Газпром"	ГРС, гараж	4,0	0,38
9	ООО "Газпром"	КП-24 (контролируемый пункт)	4,0	0,38
10	ООО СК "Альтернатива" (2 и 3 этап)	жилой микрорайон "Звездный" мкр N 5	1743,7	0,38
11	Заворотина Н А.	жилой дом	25,0	0,38
12	Кожевников А.Б.	Сельскохозяйственные постройки	60,0	0,38
13	ООО ИК "Доступное жилье" (1,2, 3 этап)	малоэтажная жилая застройка	420,0	0,38
14	ООО "СК Смолило" (бывш ООО "Капитал")	жилые дома	290,0	0,38
15	ООО "Агрофирма Ариант" (бывшее ООО "Мельница" (бывшее ООО "Чистые активы"))	Магазин продовольственных товаров	100,0	0,38
16	ООО "Интеграция"	нежилое здание	1600,0	10
17	ООО УК "Краснопольский рынок"	торгово-логистический комплекс	879,0	0,38
18	ООО "Созидание"	жилые дома	713,0	0,38
19	ООО "Жилстрой N 9" (2, 3 этап)	коттеджный поселок	1750,0	0,38
20	ООО "ИКЕА Сентерс Рус Проперти Д"	Магазин ИКЕА и торговый центр Мега	12594,0	10
21	ООО "Электро ТК"	нежилое здание главной понизительной подстанции	6000,0	110

Всем заявителям, представленным в таблице 74, выданы технические условия на технологическое присоединение, а также заключен договор на технологическое присоединение.

В рамках реализации технологического присоединения магазина ИКЕА и торговый центр Мега (заявитель - ООО "ИКЕА Сентерс Рус Проперти Д") планируется следующее сетевое строительство:

1) сооружение ПС 110 кВ Вельдимановская с установкой 2 (двух) трансформаторов по 16 MBA каждый. ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Вельдимановская выполняется по схеме "Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий";

2) сооружение заходов ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Шагол - Харлуши с отпайками в РУ 110 кВ ПС 110 кВ Вельдимановская с образованием:

- ВЛ 110 кВ Шагол - Вельдимановская с отпайкой на ПС Краснопольскую (протяженностью 8,3 километра (со следующими параметрами захода: сечение провода АС-185, длина 2,3 километра);

- ВЛ 110 кВ Вельдимановская - Харлуши с отпайкой на ПС Кременкуль (протяженностью 14,7 километра (со следующими параметрами захода: сечение провода АС-185, длина 2,3 километра).

Определение возможности присоединения прочей новой нагрузки, в том числе целесообразности сооружения новых питающих центров, выполняется в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

Увельский муниципальный район

Площадь составляет 2298,89 кв. километров. Численность населения, по данным на 01.01.2016 года, составляет 31,438 тыс. человек. Образован 24 мая 1924 года. Центр - поселок Увельский.

В соответствии с письмом администрации Увельского муниципального района Челябинской области от 21 февраля 2015 года N 452 сформирован перечень объектов заявителей, в отношении которых планируется осуществление технологического присоединения к электрическим сетям. Данный перечень с указанием присоединяемой мощности и кадастрового номера земельного участка по каждому заявителю представлен в таблице 75.

Перечень
объектов заявителей в Увельском муниципальном районе Челябинской области

			Таблица 75
N	Заявитель	Мощность подключаемой нагрузки, МВт	Кадастровый номер земельного участка	Наличие ТУ
Индустриальный парк
1	ООО фирма "АЭС" Строительство пивзавода "Увельский" гостиница, бизнесцентр, ресторан, магазин, спорт комплекс	8	74:21:0209002:191	-
2	ООО фирма "АЭС" Строительство АЗС	1	74:21:0209002:191	-
3	ООО "Уралпродукт" Производство технического масла	1	74:21:0209002:191	-
4	ООО "Востокгео-Инвест" Строительство завода по переработке мясной и рыбкой продукции мощностью 1100 тонн в год.	14	74:21:0209002:191	-
5	ЗАО "Экологические минералы" Создание производства конструкционно-теплоизоляционных легких бетонов. Выпуск изделий широкого спектра строительного назначения.	0,5	74:21:0209002:180	-
Прочие заявители
6	ООО "Пушнина" Звероводческое хозяйство по выращиванию норки клеточного содержания по датской технологии на 50000 тыс маточного поголовья	0,6	74:21:0209003:278	-
7	ЗАО "Экологические минералы" Цех глиноподготовки	0,5	74:21:0000000:2620	-
8	ООО "5 экспертов"	0,4	74:21:0114001:1	-

На рисунке 20 представлено расположение объектов следующих заявителей с привязкой к местности:

ООО "Пушнина", 0,6 МВт (74:21:0209003:278);

ЗАО "Экологические минералы", 0,5 МВт (74:21:0000000:2620).

Рисунок 20
Объекты ООО "Пушнина" и ЗАО "Экологические минералы"

Ближайшим центром питания является ПС 35/10 кВ Рождественская.

На рисунке 21 представлено расположение объектов ООО "5 экспертов" (0,4 МВт) с привязкой к местности (74:21:0209003:278).

Рисунок 21
Объекты ООО "5 экспертов"

Ближайшими центрами питания являются следующие:

ПС 110/35/6 кВ Кочкарь;

ПС 35/10 кВ Луговская;

ПС 110/10 кВ Береговая.

На рисунке 22 представлено расположение объектов заявителей, входящих в Индустриальный парк, с привязкой к местности:

Рисунок 22
Объекты Индустриального парка

Ближайшими центрами питания являются следующие:

ПС 35/10 кВ Увельская;

ПС 35/10 кВ Южная;

ПС 110/10 кВ Казачья.

Требуется дополнительное определение возможности присоединения новой нагрузки в соответствии с планами по застройке участков, в том числе целесообразности сооружения новых питающих центров. Необходимые подтверждающие расчеты выполняются при наличии исходной информации о параметрах присоединения в рамках процедуры технологического присоединения, предусмотренной Правилами ТП, а при необходимости при внестадийном проектировании.

36. Анализ необходимости и мест размещения дополнительных средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности.

В результате анализа проведенных электрических расчетов режимов основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области, недопустимых отклонений напряжения выявлено не было.

Необходимость ввода дополнительных средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности в энергосистеме Челябинской области отсутствует.

37. Разработка мероприятий по обеспечению качества и надежности электроснабжения с учетом требований ПУЭ по надежности электроснабжения потребителей.

В результате анализа проведенных электрических расчетов режимов основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области, отклонений от требований ПУЭ по надежности электроснабжения потребителей не выявлено.

38. Выдача рекомендаций по снижению уровня токов короткого замыкания.

По итогам расчетов токов короткого замыкания на шинах 110 кВ и выше в нормальной схеме сети энергосистемы Челябинской области целесообразно:

заменить выключатели на шинах 110 кВ ПС 110 кВ Синеглазово (2 шт.) - не менее 25 кА.

39. Выполнение расчетов электрических режимов для формирования предложений по развитию электрической сети Челябинской области.

Для сформированных ранее вариантов развития электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области были проведены расчеты электрических режимов для основных и альтернативных вариантов в рамках прогнозов по вариантам а (разрабатываемого АО "СО ЕЭС") и b (по данным Министерства тарифного регулирования и энергетики Челябинской области).

Сроки ввода объектов электрической сети напряжением 220 кВ и выше приняты в соответствии с СиПР ЕЭС на 2016-2022 годы (Таблица 54).

Анализ полученных расчетов показал, что все предложенные мероприятия (основные и альтернативные) обеспечивают устранение "узких мест".

Все предложенные выше мероприятия рекомендуются к дальнейшему формированию итогового перечня с оценкой капитальных затрат на их реализацию.

40. Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых ко вводу, в том числе для устранения "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше.

Таблица 76 содержит список электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рассмотренных в настоящей работе.

Электросетевые объекты напряжением 110 кВ и выше, рассмотренные в настоящей работе

		Таблица 76
Мероприятие	Параметры оборудования	Рекомендуемый год реализации
Вводы, соответствующие СиПР ЕЭС на 2017-2023 годы
ПС 220 кВ Медная	2x100 MBA	2017
Заходы ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково на ПС 220 кВ Медная	3,148 километра + 3,229 километра
ПС 220 кВ Обогатительная	2x80 MBA	2017
Заходы ВЛ 220 кВ Михеевский ГОК - Карталы на ПС 220 кВ Обогатительная	2x1,5 километра
Рекомендуемые мероприятия
Челябинский энергорайон
в том числе Сосновский энергоузел:
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I цепь	1 комплект	2017
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская II цепь	1 комплект	2017
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская	1 комплект	2017
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками	1 комплект	2017
Технологическое присоединение нагрузки в Сосновском энергоузле
Вариант 1
Сооружение ПС 220/35/10 кВ	2x40 MBA	2021
Сооружение заходов ВЛ 220 кВ Шагол - Чебаркуль	2x0,5 километра
Вариант 2
Сооружение ПС 220/110/10 кВ	2x200 MBA	2021
Сооружение заходов ВЛ 220 кВ Шагол - Чебаркуль	2x0,5 километра
Сооружение заходов ВЛ 110 кВ Спортивная - Сосновская с отпайками	2x1,0 километра
Сооружение заходов ВЛ 110 кВ Шершневская - Сосновская с отпайкой на ПС Томино	2x1,0 километра
Вариант 3
Сооружение ПС 110/10 кВ	2x40 MBA	2021
Сооружение заходов ВЛ 110 кВ Спортивная - Сосновская с отпайками	2x1,0 километра
Сооружение заходов ВЛ 110 кВ Шершневская - Сосновская с отпайкой на ПС Томино	2x1,0 километра
Сооружение новой ВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская III цепь проводом АС-240	14 километров
Сооружение дополнительной ячейки 110 кВ на ПС 110 кВ Сосновская	1 ячейка 110 кВ
Сооружение дополнительной ячейки 110 кВ на ПС 220 кВ Исаково	1 ячейка 110 кВ
Вариант 4
Сооружение ПС 110/10 кВ	2x40 MBA	2021
Сооружение новой КВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Шагол - Полевая I и II цепь	2x7,0 километра
в том числе энергоузел Челябинской ГРЭС (Вариант 1)
Реконструкция ПС 35/6 кВ Центральная с переводом подстанции на напряжение 110 кВ и увеличением трансформаторной мощности	с 2x10 MBA на 2x16 MBA	2019-2022
Сооружение КЛ 110 кВ	2,8 километра
в том числе энергоузел Челябинской ГРЭС (Вариант 2)
Увеличение трансформаторной мощности ПС 35/6 кВ Центральная	с 2x10 MBA на 2x16 MBA	2019-2022
Увеличение трансформаторной мощности ПС 110 кВ Восточная	с 2x40 MBA на 2x63 MBA	2019-2022
Северный энергорайон
Реконструкция ПС 110 кВ Есаулка с увеличением трансформаторной мощности Т-1,2 110 кВ	с 2x10 MBA на 2x25 MBA	2022
Реконструкция ПС 110 кВ Уфалей с увеличением трансформаторной мощности Т-1 110 кВ	с 16 MBA на 25 MBA	2017
Магнитогорский энергорайон
Реконструкция ПС 110/10 кВ Верхнеуральская с увеличением трансформаторной мощности	с 1x10 и 1x16 MBA на 2x16 MBA	2017
Объекты, не входящие в основные энергорайоны
Реконструкция ПС 110 кВ Станкозаводская с увеличением трансформаторной мощности Т-1 110 кВ	с 6,3 MBA на 10 MBA	2022

1) формирование сводных данных по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше с выделением сводных данных для сети ниже 110 кВ (для каждого года).

Ниже представлены сводные данные по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше (Таблица 77) с выделением сводных данных для сети ниже 110 кВ (для каждого года) (Таблица 78).

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше

						Таблица 77
Показатель	Текущий период (2017 год)	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
Ввод ВЛ/КЛ 500 кВ, километров	-	-	-	-	-	-
Ввод ВЛ/КЛ 220 кВ, километров	9,377	-	-	-	1 (1)*	-
Ввод трансформаторной мощности 220 кВ, MBA	360	-	-	-	80 (400)*	-
Ввод ВЛ/КЛ 110 кВ, километров	-	-	-	-	4,0 (18,0)*	-
Ввод трансформаторной мощности 110 кВ, MBA	25+16		32+126*	-		50+10

* - альтернативные мероприятия.

Сводные данные по развитию электрической сети напряжением ниже 110 кВ

						Таблица 78
Показатель	Текущий период (2017 год)	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
Ввод трансформаторной мощности напряжением ниже 110 кВ, MBA	79,67	66,25	41,49	39,58	-	-
Ввод ВЛ/КЛ напряжением ниже 110 кВ, километров	133,95	183,41	203,06	201,21	-	-

2) сравнение разработанных вариантов развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области на основании расчета капитальных затрат и определение наиболее рационального развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам.

Для рекомендуемых мероприятий по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Челябинской области определены объемы электросетевого строительства и выполнена оценка капитальных вложений в их реализацию.

Стоимость реализации мероприятий по сетевому строительству определена с использованием Укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства (далее - УНЦ), утвержденных приказом Министерства Энергетики Российской Федерации от 08 февраля 2016 года N 75 (1) "Об утверждении укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства".

УНЦ приведены в ценах по состоянию на 1 января 2015 года.

Для определения стоимости капитальных вложений по состоянию на 31 декабря 2016 года применены индексы-дефляторы в соответствии с Прогнозом социально-экономического развития российской федерации на 2017 год и на плановый период 2018 и 2019 годов.

Стоимость установки оборудования релейной защиты (далее - РЗА) и ВЧ связи определена с использованием отраслевого сборника сметных цен на основные материалы, изделия и конструкции, применяемые в электросетевом строительстве "Сборник цен на оборудование АСУТП, РЗА и ПА" (2), а также на основании данных о стоимости аналогичного оборудования.

Укрупненные стоимостные показатели в указанном сборнике приведены в базисном уровне цен 2000 года.

Для определения стоимости установки оборудования РЗА в текущих ценах применены индексы пересчета стоимости в соответствии с рекомендуемыми к применению Минстроем России в 4 квартале 2016 года индексами изменения сметной стоимости оборудования, строительно-монтажных работ, проектных и изыскательских работ, прочих работ и затрат (3).

Объемы электросетевого строительства, укрупненные капитальные вложения в реализацию рекомендуемых мероприятий по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области и рекомендуемый год их реализации приведены в таблице 79.

Объемы электросетевого строительства, укрупненные капитальные вложения в реализацию рекомендуемых мероприятий по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Челябинской области и рекомендуемый год их реализации

			Таблица 79
Мероприятие	Параметры оборудования	Стоимость в ценах по состоянию на 31 декабря 2016 года, млн. рублей с НДС	Рекомендуемый год реализации
Вводы, соответствующие СиПР ЕЭС на 2017-2023 годы
ПС 220 кВ Медная (Томинский ГОК)	2x100 MBA	890,00*	2017
Заходы ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково на ПС 220 кВ Медная	3,148 километров, 3,229 километров	326,00*
ПС 220 кВ Обогатительная	2x80 MBA	828,65	2017
Заходы ВЛ 220 кВ Михеевский ГОК - Карталы на ПС 220 кВ Обогатительная	2x1,5 километра	37,25
Итого	-	2 081,90	-
Рекомендуемые мероприятия
Челябинский энергорайон
В том числе Сосновский энергоузел
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I цепь	1 комплект	4,72	2017
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская II цепь	1 комплект	4,72	2017
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская	1 комплект	4,72	2017
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками	1 комплект	4,72	2017
Итого по варианту	-	18,88	-
Технологическое присоединение нагрузки в Сосновском энергоузле
Вариант 1
Сооружение ПС 220/35/10 кВ	2x40 MBA	906,17	2021
Сооружение заходов ВЛ 220 кВ Шагол - Чебаркуль	2x0,5 километра	22,00
Итого по варианту 1	-	922,17	-
Вариант 2
Сооружение ПС 220/110/10 кВ	2x200 MBA	1 299,60	2021
Сооружение заходов ВЛ 220 кВ Шагол - Чебаркуль	2x0,5 километра	22,00
Сооружение заходов ВЛ 110 кВ Спортивная - Сосновская с отпайками	2x1,0 километра	24,11
Сооружение заходов ВЛ 110 кВ Шершневская - Сосновская с отпайкой на ПС Томино	2x1,0 километра	24,11
Итого по варианту 2	-	1 369,82	-
Вариант 3
Сооружение ПС 110/10 кВ	2x40 MBA	523,09	2021
Сооружение заходов ВЛ 110 кВ Спортивная - Сосновская с отпайками	2x1,0 километра	24,11
Сооружение заходов ВЛ 110 кВ Шершневская - Сосновская с отпайкой на ПС Томино	2x1,0 километра	24,11
Сооружение новой ВЛ 110 кВ Исаково Сосновская III цепь проводом АС-240	14 километров	167,58
Сооружение дополнительной ячейки 110 кВ на ПС 110 кВ Сосновская	1 ячейка 110 кВ	30,06
Сооружение дополнительной ячейки 110 кВ на ПС 220 кВ Исаково	1 ячейка 110 кВ	30,06
Итого по варианту 3	-	799,01	-
Вариант 4
Сооружение ПС 110/10 кВ	2x40 MBA	361,16	2021
Сооружение новой КВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Шагол - Полевая I и II цепь	2x7,0 километра	313,21
Итого по варианту 4	-	674,37	-
В том числе энергоузел Челябинской ГРЭС (Вариант 1)
Реконструкция ПС 35/6 кВ Центральная с переводом подстанции на напряжение 110 кВ и увеличением трансформаторной мощности	с 2x10 MBA на 2x16 MBA	343,37	2019-2022
Сооружение КЛ 110 кВ	2,8 километра	99,12	2019-2022
Итого по варианту 1	-	442,49	-
В том числе энергоузел Челябинской ГРЭС (Вариант 2)
Увеличение трансформаторной мощности ПС 35/6 кВ Центральная	с 2x10 MBA на 2x16 MBA	57,77	2019-2022
Итого по варианту 2	-	57,77	-
Северный энергорайон
Реконструкция ПС 110 кВ Есаулка с увеличением трансформаторной мощности Т-1,2 110 кВ	с 2x10 MBA на 2x25 MBA	76,25	2022
Реконструкция ПС 110 кВ Уфалей с увеличением трансформаторной мощности Т-1 110 кВ	с 1x16 и 1x25 MBA на 2x25 MBA	50,83	2017
Итого	-	127,08	-
Магнитогорский энергорайон
Реконструкция ПС 110/10 кВ Верхнеуральская с увеличением трансформаторной мощности	с 1x10 и 1x16 MBA на 2x16 MBA	34,12	2017
Объекты, не входящие в основные энергорайоны
Реконструкция ПС 110 кВ Станкозаводская с увеличением трансформаторной мощности Т-1 110 кВ	с 1x6,3 и 1x10 MBA на 2x10 MBA	30,86	2022

(1) УНЦ применяется для целей инвестиционного планирования при определении максимального объема финансовых потребностей, необходимых для реализации отдельных мероприятий ИПР субъектов электроэнергетики, учитываемых в тарифных решениях. УНЦ не является сметой или сметным нормативом, не имеет детализации затрат как сметный норматив и не применяется для определения прогнозируемой сметной стоимости строительства объектов электроэнергетики (в соответствии с письмом Министерства энергетики Российской Федерации от 27 сентября 2016 года N ВК-10299/09 "Об укрупненных нормативах цены в электроэнергетике")

(2) Сборник утвержден и введен в действие Федеральным центром ценообразования в строительстве и промышленности строительных материалов (Экспертное заключение N 01-020-04/10-2006 от 04 декабря 2006 года)

(3) Письмо Минстроя России от 09 декабря 2016 года N 41695-XM/09.

* - стоимость указана в прогнозных ценах по данным Схемы и программы развития ЕЭС на 2015-2021 годы (утвержденной приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 9 сентября 2015 года N 627 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2015-2021 годы").

Анализ полученных результатов расчета капитальных затрат предложенных вариантов развития показал, что суммарные затраты на реализацию рекомендованных мероприятий на период 2018-2022 годов составят:

по мероприятиям, соответствующим СиПРЭ ЕЭС на 2017-2023 годы - 2 081,90 млн. рублей;

по мероприятиям по Челябинскому энергорайону:

по Сосновскому энергоузлу - 18,88 млн. рублей;

варианты по технологическому присоединению нагрузки в Сосновском энергоузле:

вариант 1 - 922,17 млн. рублей;

вариант 2 - 1 369,82 млн. рублей;

вариант 3 - 799,01 млн. рублей;

вариант 4 - 674,37 млн. рублей;

по энергоузлу Челябинской ГРЭС:

вариант 1 - 442,49 млн. рублей;

вариант 2 - 57,77 млн. рублей;

Наиболее экономичным является Вариант 2;

по мероприятиям по Северному энергорайону - 127,08 млн. рублей;

по мероприятиям по Магнитогорскому энергорайону - 34,12 млн. рублей;

по мероприятиям по объектам, не входящим в основные энергорайоны - 30,86 млн. рублей

Выбор итогового варианта по технологическому присоединению нагрузки в Сосновском энергоузле должен быть произведен после подачи заявок на технологическое присоединение в сетевые организации конечными потребителями, а также по результатам технико-экономического сравнения вариантов, учитывающих перенос нагрузки между центрами питания в результате строительства ЛЭП 6-10-35 кВ.

Необходимо отметить, что мероприятия по реконструкции центров питания 110 кВ (в том числе, по переводу ПС 35 кВ на класс напряжения 110 кВ) должны быть подтверждены в результате технико-экономического сравнения вариантов, учитывающих перенос нагрузки между центрами питания в результате строительства ЛЭП 6-10-35 кВ.

3) перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых ко вводу, в том числе для устранения "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше.

Рекомендуемый к вводу по результатам технико-экономического сравнения перечень электросетевых объектов 110 кВ и выше для устранения, в том числе, "узких мест" в электрической сети 110 кВ и выше приведен в таблице 80.

Перечень
электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых ко вводу, в том числе для устранения "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше

		Таблица 80
Мероприятие	Параметры оборудования	Рекомендуемый год реализации
Вводы, соответствующие СиПР ЕЭС на 2017-2023 годы
ПС 220 кВ Медная	2x100 MBA
Заходы ВЛ 220 кВ Южноуральская ГРЭС-2 - Шагол с отпайкой на ПС Исаково на ПС 220 кВ	3,148 километра +	2017
Медная	3,229 километра
ПС 220 кВ Обогатительная	2x80 MBA
Заходы ВЛ 220 кВ Михеевский ГОК - Карталы на ПС 220 кВ Обогатительная	2x1,5 километра	2017
Рекомендуемые мероприятия
Челябинский энергорайон
в том числе Сосновский энергоузел:
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская I цепь	1 комплект	2017
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская II цепь	1 комплект	2017
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Шагол - Новоградская с отпайкой на ПС Краснопольская	1 комплект	2017
Установка устройства АОПО КВЛ 110 кВ Шагол - Массивная с отпайками	1 комплект	2017
Технологическое присоединение нагрузки в Сосновском энергоузеле*:
Вариант присоединения к электрической сети напряжением 220 кВ:
Сооружение ПС 220/35/10 кВ	2x40 MBA	2021
Сооружение заходов ВЛ 220 кВ Шагол - Чебаркуль	2x1,5 километра
Вариант присоединения к электрической сети напряжением 110 кВ:
Сооружение ПС 110/10 кВ	2x40 MBA	2021
Сооружение заходов ВЛ 110 кВ Спортивная - Сосновская с отпайками	2x1,0 километра
Сооружение заходов ВЛ 110 кВ Шершневская - Сосновская с отпайкой на ПС Томино	2x1,0 километра
Сооружение новой ВЛ 110 кВ Исаково - Сосновская III цепь проводом АС-240	14 километров
Сооружение дополнительной ячейки 110 кВ на ПС 110 кВ Сосновская	1 ячейка 110 кВ
Сооружение дополнительной ячейки 110 кВ на ПС 220 кВ Исаково	1 ячейка 110 кВ
Альтернативный вариант присоединения к электрической сети напряжением 110 кВ:
Сооружение ПС 110/10 кВ	2x40 MBA	2021
Сооружение новой КВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Шагол - Полевая I и II цепь	2x7,0 километра

* - выбор итогового варианта по технологическому присоединению нагрузки в Сосновском энергоузле должен быть произведен после подачи заявок на технологическое присоединение в сетевые организации конечными потребителями, а также по результатам технико-экономического сравнения вариантов, учитывающих перенос нагрузки между центрами питания в результате строительства ЛЭП 6-10-35 кВ.

41. Оценка плановых значений показателя надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций или их обособленных подразделений, оказывающих услуги по передаче электрической энергии на территории области, с учетом выполнения мероприятий, предусмотренных перечнем реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей.

Плановые значения показателя надежности рассчитывается по данным территориальных сетевых организаций или их обособленных подразделений, оказывающих услуги по передаче электрической энергии в автономном округе, с учетом требований, указанных в методических указаниях, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 29 ноября 2016 года N 1256 "Об утверждении методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций".

Плановые значения показателя надежности приняты на основании Постановлений Министерства тарифного регулирования и энергетики Челябинской области от 18 декабря 2014 года N 58/30 "Об установлении индивидуальных тарифов на услуги по передаче электрической энергии для взаиморасчетов с сетевыми организациями, расположенными на территории Челябинской области", от 25 декабря 2015 года N 65/22 "Об установлении индивидуальных тарифов на услуги по передаче электрической энергии для взаиморасчетов с сетевыми организациями, расположенными на территории Челябинской области" и N 65/28 и от 27 декабря 2016 года N 65/7 "Об установлении индивидуальных тарифов на услуги по передаче электрической энергии для взаиморасчетов с сетевыми организациями, расположенными на территории Челябинской области" и учитывают темп улучшения показателя с учетом п. 4.1.1 приказа Министерства энергетики Российской Федерации от 29 ноября 2016 года N 1256 "Об утверждении методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций", принимаемого равным 0,015 (таблица 81).

Плановые значения показателя надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организации

		Таблица 81
N	Наименование ТСО	Плановые значения показателя надежности
		2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
В рамках постановления Министерства тарифного регулирования и энергетики Челябинской области от 18 декабря 2014 года N 58/30
1	ООО "Вектор ТС"	0,7100	0,6994	0,6889	0,6785	0,6683
2	ООО "Массив"	0,1400	0,1379	0,1358	0,1338	0,1318
3	ООО "Региональная сетевая компания"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
4	"УКВЗ им. С.М. Кирова - филиал ФГУП "ГКНПЦ имени М.В. Хруничева"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
В рамках постановления Министерства тарифного регулирования и энергетики Челябинской области от 25 декабря 2015 года N 65/22
5	АО "Завод "Пластмасс"	1,1181	1,1013	1,0848	1,0685	1,0525
6	АО "Саткинский чугуноплавильный завод"	0,2183	0,2150	0,2118	0,2086	0,2055
7	АО "Уралавтоприцеп"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
8	АО "Энергосетевая компания ЧТПЗ"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
9	ЗАО "Челябинский трубный опытно-экспериментальный завод"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
10	ЗАО "Электросеть"	0,0100	0,0099	0,0097	0,0096	0,0094
11	МП "Горэлектросеть"	0,0850	0,0837	0,0825	0,0812	0,0800
12	МУП "Городская управляющая компания"	0,4878	0,4805	0,4733	0,4662	0,4592
13	МУП "Копейские электрические сети"	0,3320	0,3270	0,3221	0,3173	0,3125
14	МУП "Многоотраслевое производственное объединение энергосетей"	0,0382	0,0376	0,0371	0,0365	0,0360
15	МУП "Производственное объединение водоснабжения и водоотведения"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
16	МУП "ЧелябГЭТ"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
17	МУП "Электротепловые сети"	0,0570	0,0561	0,0553	0,0545	0,0537
18	ОАО "Автомобильный завод "Урал"	4,7784	4,7067	4,6361	4,5666	4,4981
19	ОАО "Вишневогорский горнообогатительный комбинат"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
20	ОАО "Магнитогорский металлургический комбинат"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
21	ОАО "ММК-Метиз"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
22	ОАО "Оборонэнерго" (филиала "Уральский")	0,4200	0,4137	0,4075	0,4014	0,3954
23	ОАО "РЖД" (Куйбышевская дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД")	0,2325	0,2290	0,2256	0,2222	0,2189
24	ОАО "РЖД" (Южно-Уральская дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - филиала ОАО "РЖД")	0,0027	0,0027	0,0026	0,0026	0,0025
25	ОАО "Трансэнерго"	0,0583	0,0574	0,0566	0,0557	0,0549
26	ОАО "Челябинское авиапредприятие"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
27	ОАО "Челябинская электросетевая компания"	0,0661	0,0651	0,0641	0,0632	0,0622
28	ОАО "Челябинский электрометаллургический комбинат"	0,0860	0,0847	0,0834	0,0822	0,0810
29	ОАО "Электромашина"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
30	ОАО "ЭНЕРГОПРОМ - Челябинский электронный завод"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
31	ООО "Газпром энерго" (Приуральский филиал)	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
32	ООО "Златэнерготелеком"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
33	ООО "Интернешенел Билдинг Констракшн"	0,3465	0,3413	0,3362	0,3311	0,3262
34	ООО "Каслинская энергосбытовая компания"	1,1344	1,1174	1,1006	1,0841	1,0679
35	ООО "Катав-Ивановский литейный завод"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
36	ООО "Механический завод"	0,1090	0,1074	0,1058	0,1042	0,1026
37	ООО "Миассэнергосервис"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
38	ООО "МиассЭнергоСтрой"	1,0704	1,0543	1,0385	1,0230	1,0076
39	ООО "МИЗ-Энерго"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
40	ООО "Сети и Системы"	0,3465	0,3413	0,3362	0,3311	0,3262
41	ООО "Системы Передачи Электроэнергии"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
42	ООО "СИТИ-ПАРК Энерго"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
43	ООО "СПЕКТР-ЭЛЕКТРО"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
44	ООО "Тепловые электрические сети и системы"	0,1911	0,1882	0,1854	0,1826	0,1799
45	ООО "Транс"	0,6064	0,5973	0,5883	0,5795	0,5708
46	ООО "ТранснефтьЭлектросетьСервис"	1,0672	1,0512	1,0354	1,0199	1,0046
47	ООО "Управление энергоснабжения и связи"	0,4090	0,4029	0,3968	0,3909	0,3850
48	ООО "ЧТЗ - Уралтрак"	30,6054	30,1463	29,6941	29,2487	28,8100
49	ООО "ЭДС"	0,0281	0,0277	0,0273	0,0269	0,0265
50.1	ООО "Электросетевая компания" (г. Екатеринбург)	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
50.2	ООО "Электросетевая компания" (Саткинского городского округа)	0,0201	0,0198	0,0195	0,0192	0,0189
51	ООО "Электро - Транспорт"	0,0201	0,0198	0,0195	0,0192	0,0189
52	ООО "Энергетическая компания Альтаир"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
53	ООО "Энергоснабжающая сетевая компания"	0,1050	0,1034	0,1019	0,1003	0,0988
54	ООО "Энерготехсервис"	0,8820	0,8688	0,8557	0,8429	0,8303
55	ООО "Эффект ТК"	0,3249	0,3200	0,3152	0,3105	0,3058
56	ООО "Южноуральская сетевая компания"	0,0057	0,0056	0,0055	0,0054	0,0054
57	ПАО "ЧЗПСН - Профнастил"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
58	ФГУП "Маяк"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
59	ФГУП "Приборостроительный завод"	0,0879	0,0866	0,0853	0,0840	0,0827
В рамках постановления Министерства тарифного регулирования и энергетики Челябинской области от 25 декабря 2015 года N 65/28
60	АЭС "Инвест"	0,0153	0,0151	0,0148	0,0146	0,0144
В рамках постановления Министерства тарифного регулирования и энергетики Челябинской области от 27 декабря 2016 года N 65/7
61	Муниципальное многоотраслевое предприятие коммунального хозяйства	0,0004	0,0004	0,0004	0,0004	0,0004
62	ОАО "Тургоякское рудоуправление"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
63	ООО "АТЭК74"	0,0543	0,0535	0,0527	0,0519	0,0511
64	ООО "Вектор ТК"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
65	ООО "КЕММА"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
66	ООО "Металлстрой"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
67	ООО "ОЭсК-Челябинск"	0,1823	0,1796	0,1769	0,1742	0,1716
68	ООО "РАЗВИТИЕ"	0,2746	0,2705	0,2664	0,2624	0,2585
69	ООО "ТДК"	0,0061	0,0060	0,0059	0,0058	0,0057
70	ООО "ТЕХНОСЕРВИС-ПЭ"	0,6615	0,6516	0,6418	0,6322	0,6227
71	ООО "Трансэнерго"	0,1436	0,1414	0,1393	0,1372	0,1352
72	ООО "Э-Контакт"	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000	0,0000
73	ООО "Электро ТК"	0,0261	0,0257	0,0253	0,0249	0,0246

VII. Развитие генерации и источников тепловой энергии

42. Прогноз спроса на тепловую энергию.

Прогноз спроса на тепловую энергию приведен в таблице 82.

Прогноз спроса на тепловую энергию в Челябинской области, тыс. Гкал

									Таблица 82
Годы прогнозного периода	Всего потреблено	Изменение спроса на тепловую энергию, процентов	Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	Рыболовство	Промышленность	Строительство	Транспорт и связь	Прочие виды деятельности	Население
2017	40533	-1,6	713	1	19768	483	503	3816	15249
2018	40837	0,8	718	1	19916	487	507	3845	15363
2019	40265	-1,4	708	1	19637	480	500	3791	15148
2020	39742	-1,3	699	1	19382	474	494	3742	14951
2021	39940	0,5	702	1	19479	476	496	3761	15026
2022	39501	-1,1	694	1	19265	471	491	3720	14861

Источник: расчеты АО "НТЦ ЕЭС (Московское отделение)".

При разработке прогноза приняты следующие условия расчетов:

общий спрос на тепловую энергию во всех поселениях Челябинской области продолжит тенденции ретроспективного периода и будет снижаться с темпом 1,01 процентных пунктов в год (рисунок 23), в том числе по отраслям:

в промышленном секторе с темпом в 0,6 процентных пунктов в год;

в бытовом секторе (население) и сфере услуг с темпом 1,3 процентных пункта в год;

в строительном секторе с темпом 3,4 процентных пунктов в год;

в секторе "транспорт и связь" с темпом 2,3 процентных пунктов в год.

Снижение темпов потребления тепловой энергии в экономике региона обосновывается следующими причинами:

интенсивной установкой приборов учета тепловой энергии на абонентских установках потребителей (жилые здания, общественно-деловые здания, сфера услуг);

строительством новых зданий с учетом нормативных требований к теплозащите жилых и общественных зданий, а также автоматизации абонентских вводов (ИТП) отпуска тепловой энергии на отопление и горячее водоснабжение;

выводом из эксплуатации ветхих зданий жилищного фонда;

реализацией программ капитального ремонта зданий жилищного фонда;

использованием современных энергосберегающих технологий в металлургии, строительстве и транспорте.

Рисунок 23
Динамика изменения спроса на тепловую энергию на 2017 - 2022 годы

С другой стороны, потребление тепловой энергии на отопление и вентиляцию жилых, общественных и производственных зданий по мере оборудования их приборами учета тепловой энергии все существеннее будет зависеть от средней температуры отопительного периода. Эта зависимость будет стохастической. Она создаст ежегодные отклонения спроса от среднего значения в 1-1,5 процентных пунктов с распределением Гаусса.

43. Прогноз спроса на тепловую мощность.

Прогноз спроса на тепловую мощность (таблица 83) сформирован по данным схем теплоснабжения, разработанных для поселений Челябинской области, выполненных в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 года N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения".

Прогноз спроса на тепловую мощность, Гкал/час

						Таблица 83
Городской округ/ Муниципальный район	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
Городские округа
Златоустовский	682	684	686	670	675	675
Карабашский	42	42	42	43	48	48
Копейский	326	328	330	330	332	332
Локомотивный	24	24	24	24	24	25
Миасский	598	600	602	602	605	607
Озерский	532	530	528	528	534	534
Снежинский	322	318	314	314	314	314
Трехгорный	192	188	184	184	196	196
Троицкий	122	120	118	118	120	120
Усть-Катавский	90	88	86	86	90	90
Чебаркульский	100	102	104	104	110	110
Южноуральский	152	154	156	156	160	163
Верхнеуфалейский	156	152	148	149	150	150
Кыштымский	196	198	200	212	212	212
Магнитогорский	2563,8	2616,4	2616,4	2623,4	2650	2659
Челябинский	3823,3	3901,9	3975	4012	4134	4134
Всего городские округа	9921,1	10046,3	10113,4	10155,4	10354	10369
Муниципальные районы
Агаповский	50,7	50,5	50,3	51,2	50	49
Аргаяшский	38,8	38,6	38,4	38,7	38	38
Ашинский	149,8	147,3	144,8	144,8	145	140
Брединский	12,9	12,1	11,3	11,3	11	11
Варненский	16	15,9	15,8	15,8	16	16
Верхнеуральский	28	27,6	27,2	27,2	25	25
Верхнеуфалейский	72,6	70,4	68,3	68,3	66	66
Еманжелинский	101,9	101	100,1	100,1	99	99
Еткульский	30,6	30,5	30,4	30,4	30	30
Карталинский	41,4	41	40,6	40,6	39	39
Каслинский	67,1	66,2	65,3	65,3	65	65
Катав-Ивановский	68	67,7	67,4	67,4	68	68
Кизильский	13	12,9	12,8	12,8	13	13
Коркинский	121	118	115,1	115,1	110	105
Красноармейский	37,5	37,3	37,1	37,1	36	36
Кунашакский	30,6	30,5	30,4	30,4	30	30
Кусинский	45,2	45	44,8	44,8	45	45
Кыштымский	174	171,6	169,2	175,3	176	176
Нагайбакский	27,1	27	26,9	26,9	25	25
Нязепетровский	21,8	21,7	21,6	21,6	20	20
Октябрьский	10,1	10,1	10,1	10,1	10	10
Пластовский	32,9	32,5	32,1	32,1	32	32
Саткинский	159,9	156,9	153,9	153,9	155	155
Сосновский	63,9	63,6	63,3	63,3	60	60
Троицкий	12,5	12,5	12,5	12,5	13	13
Увельский	63,2	62,9	62,6	62,6	64	64
Уйский	29,8	29,7	29,6	29,6	30	28
Чебаркульский	36	35,9	35,8	35,8	36	35
Чесменский	18,5	18,4	18,3	18,3	19	19
Всего по муниципальным районам	1574,8	1555,3	1536	1543,3	1526	1512
Всего по Челябинской области	11496	11601,6	11649,4	11698,7	11880	11881

Источник: данные схем теплоснабжения поселений Челябинской области.

Следует отметить, что не во всех схемах теплоснабжения выполнены оценки приростов спроса на тепловую мощность (тепловых нагрузок потребителей). В случае отсутствия таких оценок в утвержденных схемах теплоснабжения, авторы формировали собственную модель спроса на тепловую мощность, основанную на данных ретроспективного анализа фактического прироста строительных фондов в поселениях Челябинской области, главных направлений развития территорий поселений, установленных в генеральных планах, и прогноза платежеспособного спроса населения на жилищные фонды.

В моделях также учитывались:

снижение тепловых нагрузок в жилищном фонде за счет прогноза сноса ветхого жилья;

снижение тепловых нагрузок в жилищном фонде за счет прогноза реализации планов и программ капитального ремонта зданий;

изменения расчетных температур наружного воздуха для проектирования теплозащиты и проектирования систем отопления и вентиляции жилых и общественных зданий, устанавливаемых нормативами в строительстве (Свод правил СП 131.13330.2012 "Строительная климатология". Актуализированная редакция СНиП 21-01-99).

Данные таблицы показывают, что средний темп прироста спроса на тепловую мощность в Челябинской области (рисунок 24) составит на последующую пятилетку 1,15 процентных пунктов в год. При этом, рост спроса на тепловую мощность в городских округах будет обусловлен реализацией планов строительства жилищного и общественного фондов, в основном, в Челябинске и Магнитогорске. В муниципальных районах спрос на тепловую мощность будет, наоборот, сокращаться в силу постепенного перехода от учета тепловой нагрузки потребителей не по договорам теплоснабжения, а по фактическим достигнутым максимумам тепловой нагрузки на коллекторах источников тепловой мощности.

Рисунок 24
Динамика изменения спроса на тепловую мощность на 2017 - 2021 годы

44. Прогноз установленной тепловой мощности.

Анализ схем теплоснабжения показывает, что в целом по Челябинской области, установленная тепловая мощность будет незначительно сокращаться. При этом учтены следующие аспекты изменения установленной тепловой мощности:

установленная тепловая мощность источников с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии Челябинской энергосистемы (ТЭЦ и ГРЭС общего пользования и блок-станций) принималась по данным Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2015-2021 годы, утвержденной приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 9 сентября 2015 года N 627 "Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2015-2021 годы";

установленная тепловая мощность и прогноз ее изменения для котельных принимался по данным схем теплоснабжения.

В таблице 84 приведены данные установленной тепловой мощности источников с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии по действующим и планируемым к вводу в эксплуатацию и выводу из эксплуатации турбоагрегатам ТЭЦ, ГРЭС и блок станций по заявкам собственников. Следует отметить, что Форма 4 "Баланс электрической энергии и мощности электростанции поставщика электроэнергии (мощности) оптового и розничного рынка" и ее обобщение для Челябинской области содержит не полный перечень электрических станций, прежде всего блок станций. Кроме того, учет установленной тепловой мощности по форме 4 формируется без учета установленной пиковой мощности. Разнесение, в некоторых случаях, пиковой тепловой мощности по блоковым привязкам не имеет методических обоснований. С учетом всего вышесказанного данные в таблице 84 содержат более подробную информацию по установленной тепловой мощности на действующих станциях Челябинской области.

Прогноз установленной тепловой мощности ТЭЦ в поселениях Челябинской области, Гкал/час

							Таблица 84
Наименование электростанции	Показатель	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
	Всего	315	315	315	315	315	315
Троицкая ГРЭС	Турбоагр.	315	315	315	315	315	315
Южноуральская	Всего	210	210	210	210	210	210
ГРЭС	Турбоагр.	210	210	210	210	210	210
Южноуральская	Всего	0	0	0	0	0	0
ГРЭС-2	Турбоагр.	0	0	0	0	0	0
Челябинская ТЭЦ-1	Всего	1019	1019	1019	1019	1019	1019
	Турбоагр.	627	610	610	610	610	610
Челябинская ТЭЦ-2	Всего	956	956	956	956	956	956
	Турбоагр.	596	596	596	596	596	596
Челябинская ТЭЦ-3	Всего	1076	1076	1076	1076	1076	1076
	Турбоагр.	567	567	567	567	567	567
Челябинская ГРЭС	Всего	850	850	850	850	850	850
	Турбоагр.	450	450	450	450	450	450
Аргаяшская ТЭЦ	Всего	395	407	407	407	407	407
	Турбоагр.	395	407	407	407	407	407
Магнитогорская ГТ ТЭЦ	Всего	80	80	80	80	80	80
	Турбоагр.	80	80	80	80	80	80
Всего по заявкам собственников:	Всего	4901	4913	4913	4913	4913	4913
	Турбоагр.	3240	3235	3235	3235	3235	3235
Магнитогорская ТЭЦ ОАО "ММК"	Всего	660	660	660	660	660	660
	Турбоагр.	480	480	480	480	480	480
Магнитогорская ЦЭС ОАО "ММК"	Всего	690	690	690	690	690	690
	Турбоагр.	490	490	490	490	490	490
ТЭЦ ПВС-1 ОАО "ММК"	Всего	100	100	100	100	100	100
	Турбоагр.	100	100	100	100	100	100
ТЭЦ ПВС-2 ОАО "ММК"	Всего	284	284	284	284	284	284
	Турбоагр.	284	284	284	284	284	284
ТЭЦ Паросилового цеха ОАО "ММК"	Всего	120	120	120	120	120	120
	Турбоагр.	120	120	120	120	120	120
ТЭЦ Коксохимического производства ОАО "ММК"	Всего	23	23	23	23	23	23
	Турбоагр.	23	23	23	23	23	23
ТЭЦ "Мечел-Энерго"	Всего	1287	1287	1287	1287	1287	1287
	Турбоагр.	687	687	687	687	687	687
Тургоякская ТЭЦ	Всего	460	460	460	460	460	460
ТЭЦ ОАО "ММ3"	Турбоагр.	147	147	147	147	147	147
ТЭЦ ОАО "ЭнСер"	Всего	185	185	185	185	185	185
	Турбоагр.	185	185	185	185	185	185
ТЭЦ ОАО "Комбинат Магнезит"	Всего	23,7	23,7	23,7	23,7	23,7	23,7
	Турбоагр.	23,7	23,7	23,7	23,7	23,7	23,7
ЦЭС Златоустовского машиностроительного завода	Всего	64	64	64	64	64	64
	Турбоагр.	64	64	64	64	64	64
ЦЭС Саткинского чугуноплавильного завода	Всего	34	34	34	34	34	34
	Турбоагр.	34	34	34	34	34	34
ТЭЦ ОАО "Ашинский металлургический завод"	Всего	283	283	283	283	283	283
	Турбоагр.	50	50	50	50	50	50
ТЭЦ ОАО "Уральская кузница"	Всего	235	235	235	235	235	235
	Турбоагр.	25	25	25	25	25	25
Всего по Челябинской области	Всего	9350	9362	9362	9362	9362	9362
	Турбоагр.	5953	5948	5948	5948	5948	5948

В таблице 85 приведены данные полной установленной, в поселениях Челябинской области, тепловой мощности ГРЭС, ТЭЦ, блок-станций и котельных.

Прогноз установленной тепловой мощности в поселениях Челябинской области, Гкал/час

						Таблица 85
Городской округ/ Муниципальный район	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
Челябинский	6827	6827	6827	6827	6827	6827
Верхне-уфалейский	316	320	320	320	320	320
Златоустовский	1416	1416	1420	1420	1420	1420
Карабашский	101	101	90	90	90	90
Копейский	612	612	612	630	630	630
Кыштымский	220	220	220	230	230	230
Локомотивный	75	75	75	75	75	75
Магнитогорский	3150	3150	3150	3180	3180	3180
Миасский	1250	1300	1300	1300	1300	1300
Озерский	809	809	500	500	500	500
Снежинский	537	537	537	537	537	537
Трехгорный	283	283	283	283	283	283
Троицкий	438	450	450	450	450	450
Усть-Катавский	170	190	190	145	145	145
Чебаркульский	355	355	355	355	355	355
Южноуральский	399	399	399	399	399	399
Всего по городским округам	16958	17044	16728	16741	16741	16741
Агаповский	144	144	144	144	144	144
Аргаяшский	80	80	80	80	80	80
Ашинский	464	464	464	464	464	464
Брединский	44	44	44	44	44	44
Варненский	49	49	49	49	49	49
Верхнеуральский	145	145	145	145	145	145
Еманжелинский	208	208	208	208	208	208
Еткульский	3	3	3	3	3	3
Карталинский	161	161	161	161	161	161
Каслинский	205	205	205	205	205	205
Катав-Ивановский	172	172	172	172	172	172
Кизильский	29	29	29	29	29	29
Коркинский	201	201	201	201	201	201
Красноармейский	104	104	104	104	104	104
Кунашакский	60	60	60	60	60	60
Кусинский	1	1	1	1	1	1
Нагайбакский	61	61	61	61	61	61
Нязепетровский	39	39	39	39	39	39
Октябрьский	21	21	21	21	21	21
Пластовский	80	80	80	80	80	80
Саткинский	558	558	558	558	558	558
Сосновский	297	297	297	297	297	297
Троицкий	42	42	42	42	42	42
Увельский	120	120	120	120	120	120
Уйский	71	71	71	71	71	71
Чебаркульский	87	87	87	87	87	87
Чесменский	66	66	66	66	66	66
Всего по муниципальным районам	3514	3514	3514	3514	3514	3514
Всего по Челябинской области	20472	20558	20242	20255	20255	20255

Предполагается, что установленная тепловая мощность в целом по Челябинской области будет сокращаться с темпом 0,4 процента в год. При этом это сокращение аккумулирует влияние следующих эффектов:

снижение установленной тепловой мощности котлоагрегатов котельных, осуществляемых при их реконструкции в соответствии с актуальным спросом на тепловую мощность на основании проектов, вынесенных в утверждаемую часть схем теплоснабжения;

снижение установленной тепловой мощности ТЭЦ в связи с утвержденными планами по выводу из эксплуатации турбоагрегатов в соответствии со схемами и программами развития Единой энергетической системы России на 2015-2022 годы оборудования;

увеличение установленной тепловой мощности котельных в связи с планируемыми к реализации проектами строительства котельных в поселениях Челябинской области (вновь осваиваемые территории поселений под жилищное и общественно-деловое строительство);

увеличение установленной тепловой мощности турбоагрегатов с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии, утвержденных к вводу в эксплуатацию в соответствии со схемами и программами развития Единой энергетической системы России на 2016-2022 годы.

Следует иметь ввиду, что качество последней информации будет существенно зависеть от качества выполненных схем теплоснабжения.

45. Прогноз выработки тепловой энергии.

Прогноз выработки тепловой энергии на источниках тепловой мощности Челябинской области приведен в таблице 86.

Прогноз выработки тепловой энергии на ТЭЦ и котельных Челябинской области, тыс. Гкал

								Таблица 86
Год	Производство	ТЭЦ	в том числе ПТ ТЭС	в том числе ПГ ТЭЦ	Прочими электростанциями	Котельные всего	Теплоутилизационные установки	Полезный отпуск с коллекторов
2017	45574	22867	19100	3767	370	18939	3398	44208
2018	45821	22707	15834	6873	370	19277	3467	44448
2019	45167	22548	15582	6966	370	18863	3386	43813
2020	44563	22390	15591	6800	370	18479	3324	43228
2021	44732	22233	15540	6693	370	18704	3425	43391
2022	44243	22078	11920	10158	370	18371	3425	42917

Источник: расчеты АО "НТЦ ЕЭС (Московское отделение)"

При этом учтены следующие аспекты функционирования источников тепловой мощности, в том числе:

загрузка по тепловой мощности вновь введенных в эксплуатацию ПТУ ТЭЦ будет увеличиваться, но не значительно в связи с действующим механизмом ДПМ;

выработка тепловой энергии на ТФУ ПТУ ТЭЦ будет увеличивается с темпом ее загрузки и к 2022 достигнет 55 процентов от всей выработки тепловой энергии на ТЭЦ;

ежегодный прирост выработки тепловой энергии на ПТУ ТЭЦ составит 3,9 процентных пунктов в год;

сокращение выработки тепловой энергии на ТФУ ПТУ ТЭЦ будет составит около 3,3 процента в год;

выработка тепловой энергии на некомбинированных источниках тепловой энергии (котельных) до 2021 года будет постепенно сокращаться с темпом 1,3 процентных пунктов в год.

На рисунке 25 приведены прогнозные значения выработки тепловой энергии в Челябинской области на ТЭЦ и котельных.

Рисунок 25
Прогноз выработки тепловой энергии в Челябинской области на 2017 - 2022 годы

Анализ данных, приведенных в таблице и на рисунке выше, показывает, что существенного прироста выработки тепловой энергии в комбинированном цикле вплоть до 2022 года не происходит (увлечение с 49 процентов до 50 процентов).

46. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований.

В Челябинской области разработаны и утверждены схемы теплоснабжения всех поселений. В схемах теплоснабжения представлены все основные разделы, регламентируемые требованиями к схемам теплоснабжения, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 года N 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения". Содержащаяся в них информация позволяет установить:

перспективные тепловые нагрузки (перспективный спрос на тепловую мощность и тепловую энергию) разнородных потребителей;

состав существующего оборудования источников тепловой мощности, его состояние и предложения по его техническому перевооружению и реконструкции;

состав и конфигурацию тепловых сетей (линейных объектов систем теплоснабжения) и сооружений на них;

существующее потребление топлива по его видам и источникам производства тепловой энергии;

балансы установленной тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки в каждой изолированной зоне действия источников тепловой мощности;

показатели энергетической эффективности действующего и проектируемого оборудования источников тепловой мощности и тепловых сетей.

Наиболее квалифицированные схемы теплоснабжения разработаны ОАО "ВНИПИэнергопром".

Вместе с тем, около 80 процентов схем теплоснабжения не содержат следующих обязательных разделов:

перспективные балансы тепловой мощности в каждой изолированной зоне действия источника тепловой мощности;

надежность теплоснабжения;

ценовых последствий реализации проектов схем теплоснабжения;

предложений по источникам инвестиций в реализацию проектов схем теплоснабжения;

анализа эффективности инвестиций;

проектов по реконструкции тепловых сетей (основные проекты сосредоточены в строительстве новых котельных);

анализа возможности использования источников с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии;

целевых показателей эффективности функционирования схем теплоснабжения.

Разработанные схемы теплоснабжения не согласованы со Схемой и программой развития электроэнергетики Челябинской и требуют актуализации (по крайней мере для тех поселений, где в СиПР планируется размещение объектов электрогенерации).

47. Предложения по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований.

Анализ схем теплоснабжения поселений Челябинской области в части предложений по модернизации источников систем теплоснабжения показал следующее.

Основное количество проектов, утвержденных в схемах теплоснабжения в разделах "Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой мощности" сводится:

к замене существующих котлоаграгетов котельных на аналогичные образцы;

замене встроенно-пристроенных и отдельно стоящих зданий котельных на блочно-модульные конструкции;

предложениям по строительству территориально-распределенной генерации на базе коммунально бытовой нагрузки

Однако, практически все проекты схем теплоснабжения не имеют технико-экономического обоснования инвестиций и расчетов тарифных последствий.

Основное количество проектов, утвержденных в схемах теплоснабжения в разделах "Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них" сводится:

к замене существующих тепловых сетей (перекладкам) с заменой подвесной теплоизоляции на теплоизоляцию заводского изготовления в пенополиуретане;

к реконструкции тепловых сетей с увеличением их диаметра.

Большинство проектов в этом разделе схем теплоснабжения не имеют технико-экономического обоснования инвестиций (источников инвестиций) и расчетов тарифных последствий.

В силу этого рассматривать их в Схеме и программе развития электроэнергетики Челябинской области не представляется возможным, до момента их актуализации.

48. Рекомендации по структуре генерирующих мощностей тепловых электрических станций с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии (на основании потенциала спроса на тепловую мощность).

В схемах теплоснабжения обоснованные предложения по развитию ТЭЦ на базе существующей и перспективной тепловой нагрузки отсутствуют. Схема теплоснабжения Челябинска не утверждена и по этой причине во внимание принята быть не может. Схема теплоснабжения Магнитогорска не содержит предложений по развитию источников с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии в силу значительных существующих резервов тепловой нагрузки Магнитогорского металлургического комбината.

В схеме теплоснабжения городского поселения Сатка предложения о применении источников с комбинированной выработкой тепловой энергии на базе коммунально-бытовой нагрузки не обоснованы рассмотрением тарифных последствий для населения, возникающих в результате реализации этих мероприятий.

В аналогичном положении схемы теплоснабжения городских округов: Миасс, Златоуст, Озерск.

Требует разрешения в схеме теплоснабжения отказ от теплоснабжения в городе Троицк.

49. Прогноз развития энергетики Челябинской области на основе ВИЭ (возобновляемых источников энергии) и местных видов топлива.

а) перспективы использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии в Российской Федерации.

Темпы роста возобновляемой энергетики в России по сравнению с большинством промышленно развитых стран невелики. Развитию ВИЭ в России значительно препятствуют такие факторы, как изобилие углеводородных ресурсов, отсутствие необходимой поддержки ВИЭ на государственном уровне, отсутствие законодательной базы по альтернативной энергетике, низкая обеспокоенность общества экологическими проблемами.

Динамика выработки электроэнергии в России на базе ВИЭ в 2012-2016 годах представлена в таблице 87 и на рисунке 26.

Выработка электроэнергии в России на базе ВИЭ, млн. кВт.ч

					Таблица 87
Год	Ветровые ЭС	Геотермальные ЭС	Малые ГЭС	Тепловые ЭС на биомассе	Всего ВИЭ
2012	7,3	512,8	3176,9	3213,9	6910,9
2013	9,7	614,5	3245,4	2834,2	6703,8
2014	10,1	513,2	2914,2	3812,6	7250,1
2015	11,4	498	2813,3	3812,6	7135,3
2016	15,6	512	2916	3812,6	7256,2

Рисунок 26
Динамика выработки электроэнергии в России на базе ВИЭ

За последние десять лет наблюдается рост выработки электроэнергии на базе ВИЭ. Это объясняется постепенным снижением стоимости ВИЭ, ужесточением мировых экологических требований, изменениями в государственной политике в области повышения энергоэффективности экономики.

Основные направления государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2022 года представлены в таблице 88 и на рисунке 27.

Доли ВИЭ в производстве электроэнергии в России, млн. кВт.ч

			Таблица 88
Год	Производство электроэнергии на базе ВИЭ	Производство электроэнергии в России	Доля ВИЭ в производстве электроэнергии, процентов
2017	30812	1027053	3
2018	35735	1116721	3,2
2019	43118	1134697	3,8
2020	52920	1176005	4,5
2021	62445	1178200	5,3
2022	68399	1179300	5,8

Рисунок 27
Динамика доли ВИЭ производстве электроэнергии в России

В результате оценки объема технически доступных ресурсов ВИЭ в Российской Федерации выявлено, что имеющийся потенциал составляет не менее 4,6 млрд. тонн условного топлива и вдвое превышает энергетический баланс страны. Экономический и технический потенциал возобновляемой энергетики в России представлен в таблице 89.

Потенциал возобновляемой энергетики в России, млн. тонн условного топлива

		Таблица 89
Показатель	Технический потенциал	Экономический потенциал
Солнечная энергия	2300	12,5
Энергия ветра	2000	60
Энергия биомассы	53	35
Малая гидроэнергетика	125	65,2
Геотермальная энергия	н.д	115
Низкопотенциальное тепло	115	36

В наибольшей степени в России задействован потенциал гидроэнергетики и энергии биомассы, в наименьшей - потенциал ветровой и солнечной энергетики. Экономическая эффективность ВИЭ существенно зависит от местных условий вследствие неравномерности распространения потенциала ВИЭ по территории Российской Федерации.

В настоящий момент возобновляемая энергетика в России находит применение преимущественно в энергодефицитных регионах, а также в изолированных от линий электропередач регионах. В то же время в некоторых регионах экономически доступно сразу несколько видов ВИЭ. Их комплексное развитие позволило бы полностью обеспечить экономическое развитие этих регионов.

б) перспективы использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии в Челябинской области.

1) общие положения

Как показывает опыт использования нетрадиционной энергетики, в мире нет ни одной страны, где бы нетрадиционные и возобновляемые источники энергии составляли основу топливно-энергетического баланса. Однако существует большое количество примеров, показывающих, что нетрадиционные источники энергии могут покрывать определенное количество потребности тепловой, электрической энергии и органического топлива.

Наиболее показательным из этих примеров в Европе, является пример ЕТЭБ Финляндии (таблица 90). В этой стране из 47577 тыс. тонн условного топлива первичных энергетических ресурсов, использованных для функционирования экономики, 12373 тыс. тонн условного топлива (или 26 процентов) составили возобновляемые и нетрадиционные энергетические ресурсы, произведенные на территории страны.

ЕТЭБ Финляндии за 2012 год, тыс. тонн условного топлива

																				Таблица 90
Показатель		Уголь		Жидкое топливо		Природный газ		Гидроэнергия		Атомная энергия		Геотремальные#, солнечные и прочие возобновл		Биотопливо и отходы		Электроэнергия		Тепло		Всего
Производство		1417		60		0		2071				63		12310		0		150		16071
Ввоз (импорт)		3824		23026		4291		0		8559		0		383		2346		0		42429
Вывоз (экспорт)		-49		-11056		0		0		0		0		-366		-201		0		-11673
Изменение запасов		1346		451		0		0		0		0		0		0		0		1797
Потребление первичной энергии		6539		11434		4291		2071		8559		63		12327		2143		150		47577
Невязка баланса		657		429		1307		0		0		0		866		511		-1947		-1067
Электрические станции (КЭС, ГЭС, АЭС)		-1271		-46		-39		-2071		-8559		-61		-477		5691		-70		-6900
Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)		-3139		-89		-1904		0		0		0		-3730		2957		4550		-1357
Котельные: всего		-440		-334		-567		0		0		0		-899		-19		1994		-786
Переработка нефти		0		0		0		0		0		0		0		0		0		0
Переработка угля		-571		-139		0		0		0		0		0		0		0		-711
Прочая переработка		0		256		-334		0		0		0		0		0		0		-79
Собственные энергетические производства		-240		-897		-407		0		0		0		-19		-494		-46		-2101
Потери		-57		-13		0		0		0		0		0		-359		-457		-886
Конечное потребление		843		10720		1041		0		0		1		7254		9921		6120		35903
Промышленность		760		1633		886		0		0		0		4599		4669		2227		14801
Транспорт		0		5539		19		0		0		0		380		90		0		6027
Прочие виды экономической деятельности		83		2116		101		0		0		1		2276		5134		3893		13606
Население		7		670		47		0		0		1		1904		2733		2376		7739
Коммерческие предприятия	4		406		49		0		0		0		117		2191		0		2767
Сельское хозяйство	71		553		6		0		0		0		211		210		0		1053
Рыбная промышленность	0		53		0		0		0		0		0		0		0		53
Прочее потребление	0		434		0		0		0		0		43		0		1517		1994
Не энергетическое использование	0		1431		36		0		0		0		0		0		0		1467

Источник:http://www.iea.org/statistics/statisticssearch/report/?coun tiy=FINLAND&product=balances&year=2012

Из произведенных на территории Финляндии невозобновляемых ВИЭ, большую часть (99,5 процентов) составляли биотопливо и отходы производств (коммунальной сферы), которые могут быть преобразованы в тепловую и электрическую энергию, путем сжигания.

Значительная часть биотоплива была использована для производства электрической энергии при комбинированной выработке электрической и тепловой энергии на ТЭЦ (3730 тыс. тонн условного топлива или 30 процентов от всего использованного биотоплива и отходов). Значительно меньшая их часть, была использована для производства тепла в котельных (899 тыс. тонн условного топлива или 7 процентов). И большая их часть (4599 тыс. тонн условного топлива или 37 процентов) была использована в конечном потреблении в промышленности.

Следует сказать, что особенности учета и отнесения биотоплива и отходов к тем или иным группам энергоресусров# имеет некоторое методическое различие в разных странах. В этом смысле, в Челябинской области, коксовый и доменный газ также могут быть отнесены к горючим отходам промышленного производства. Учет их использования для выработки тепловой и электрической энергии на блок-станциях металлургических предприятий даст соответствующий сравнительный ценз.

Для оценки возможности использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии в Челябинской области необходимо оценить технически и экономически потенциалы этих источников. В таблице 91 представлена экспертная оценка потенциала развития ВИЭ в Челябинской области.

Экспертная оценка потенциала НВИЭ в Челябинской области

	Таблица 91
Вид ВИЭ	Плотность экономического потенциала ВИЭ, степень важности
Ветровая	2 (существенный потенциал ВИЭ)
Солнечная тепловая	0 (потенциал отсутствует)
Солнечная фотоэлектрическая	1 (небольшой потенциал)
Биомасса твердая	2 (существенный потенциал ВИЭ)
Биогаз	1 (небольшой потенциал)
Свалочный газ	2 (существенный потенциал ВИЭ)
Малая гидроэнергетика	2 (существенный потенциал ВИЭ)
Геотермальная	1 (небольшой потенциал)
Приливная	0 (потенциал отсутствует)

Пояснения: Оценка осуществляется по 4 балльной шкале от 0 до 3 в зависимости от плотности экономического потенциала ВИЭ и степени важности

2) солнечная энергетика

По географическому положению основная величина солнечной энергии поступает в летние и весенне-осенние месяцы. Так, по данным метеостанции города Челябинска, около 80 процентов солнечной энергии приходится на апрель-сентябрь и только 20 процентов - на декабрь-март. Причем из всей солнечной энергии, поступившей за декабрь-март, около 40 процентов приходится на март. Подобная картина наблюдается и для других регионов области.

На территории Челябинской области выделены следующие зоны потоков солнечной радиации:

1 зона (1200-1150 кВт.ч/кв. метр) - Брединский район, южные части Кизильского и Карталинского районов;

2 зона (1200-1250 кВт.ч/ кв. метр) - районы Агаповский, Чесменский, Троицкий, северная часть Кизильского и Карталинского районов, Южная часть Октябрьского района;

3 зона (1100-1150 кВт.ч/ кв. метр) - районы Уйский, Верхнеуральский, Увельский, Еткульский, южные части Сосновского, Красноармейского и северная часть Октябрьского районов;

4 зона (1050-1100 кВт.ч/ кв. метр) - районы Чебаркульский, Аргаяшский, южная часть Кунашакского района, северная часть Сосновского и Красноармейского районов.

5 зона (менее 1050 кВт.ч/ кв. метр) - районы Нязепетровский, Каслинский, северная часть Кунашакского района.

Территории горнозаводской зоны не вошли в данную градацию, т.к. имеют большую географическую неоднородность.

В соответствии с выявленным потенциалом солнечной радиации в Челябинской области планируется строительство следующих СЭС - солнечных электрических станций (Таблица 92). Всего в период с 2017 по 2021 года в Челябинской энергосистеме планируется ввод в эксплуатацию 60 МВт(э) с 204 солнечными агрегатами.

Объемы и структура вводов генерирующего оборудования в сфере НВИЭ в энергосистеме Челябинской области на 2017-2022 годы, МВт

							Таблица 92
Наименование СЭС	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год	Всего за пять лет
Октябрьская СЭС	15						15
Чесменская СЭС		15					15
Бородиновская СЭС		15					15
Песчанная# СЭС		15					15
Всего	15	45	0	0	0	0	60

Источник: Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2017-2023 годы

3) ветровая энергетика

Проведенный анализ позволил всю территорию области разделить на четыре зоны (четыре района со значимыми различиями ветровых нагрузок), внутри которых размах варьирования по среднему значению составил 1 метр в секунду.

К первой ветровой зоне относятся горные районы, а точнее, открытые вершины хребтов, подветренные склоны, где среднемноголетние скорости ветра больше 4 метра в секунду. Рельеф района в предгорьях и горах очень разнообразный, что обуславливает большую изменчивость скорости ветра на близких расстояниях. Благодаря местной циркуляции здесь возникают горнодолинные ветры - ветры, дующие вдоль долин.

Перспективными для размещения ветроэнергетических установок являются участки с абсолютной высотой 1000 - 1200 метров. Этот район располагает большими потенциальными ветроэнергетическими ресурсами - 28597 МДж/метр (103 МВт ч/кв. метр) за год. К первой зоне относится Кусинский район.

Ко второй зоне относятся районы, расположенные в степной части Челябинской области, где среднегодовые скорости варьируют в интервале от 4 до 3 метров в секунду. Максимум среднегодовой скорости ветра в этой зоне не имеет характерной выраженности, хотя происходит некоторое возрастание скоростей в зимний период, а минимум наступает летом.

Суточный ход скоростей ветра характеризуется усилением в дневные часы. Среднемесячная скорость ветра является относительно стабильной и изменяется, как правило, в пределах 3,4-4 метров в секунду. В то же время повторяемость различных градаций скоростей в разные месяцы года отклоняется от средних расчетных на основании результатов наблюдений за 10 лет на весьма большую величину, что может существенно влиять на суммарную выработку энергии ветроагрегатом. Потенциальные ресурсы в данной зоне составляют 3600 МДж/кв. метр за год, а полезная энергия - 1260 МДж/кв. метр.

Ко второй зоне относятся районы: Октябрьский, Троицкий, Чесменский, Варненский, Карталинский, Брединский, Кизильский, Агаповский, Увельский, находящиеся в степной зоне Челябинской области, а также Аргаяшский.

К третьей ветровой зоне относятся районы, расположенные в лесостепной зоне и, частично, в горно-лесной зоне. Здесь среднегодовые скорости изменяются от 3 до 2 метров в секунду. Максимум среднегодовой скорости ветра, как и во второй зоне, не имеет характерной выраженности. Суточный ход скоростей ветра здесь также усиливается в дневные часы, а вот потенциальные ветроэнергетические ресурсы снижаются в два раза по сравнению со второй зоной и составляют 1840 МДж/кв. метр за год. Эта зона является малоперспективной для использования энергии ветра быстроходными ветроэнергетическими установками. Здесь могут найти применение только тихоходные ветромеханические установки. Полезная утилизируемая энергия может составить 644 МДж/кв. метр в год.

К третьей ветровой зоне относятся лесостепные районы: Сосновский, Верхнеуральский, Нагайбакский, а также районы горно-лесной зоны среднего Урала: Каслинский и Нязепетровский.

К четвертой зоне относятся районы, расположенные внутри Уральских гор. Среднегодовые скорости Ашинский, Катав-Ивановский, Саткинский районы, где среднегодовые скорости не превышают 2 метров в секунду. Эта зона не перспективна для ветроэнергетики.

Использование потенциала ветра для производства электроэнергии на крупных ветроустановках в Челябинской области в период с 2017 по 2022 годы не планируется.

4) энергия биомассы

В сельскохозяйственных районах, имеющих развитое животноводство, заготовку леса, перерабатывающие предприятия, имеются источники значительного количества биомассы, пригодной для получения в местах потребления дешевого, экологически чистого топлива - биогаза.

Биогаз - это один из продуктов анаэробного (без доступа кислорода) брожения навоза или другого вида биомассы при температуре +30-37 градусов Цельсия. В этих условиях под действием имеющихся в биомассе бактерий часть органических веществ разлагается с образованием метана (60-70 процентов), углекислого газа (30-40 процентов), небольшого количества сероводорода (0-3 процента), а также примесей водорода (аммиака и окислов азота). Биогаз не имеет неприятного запаха. Теплота сгорания 1 куб. метра газа достигает 25 МДж, что эквивалентно сгоранию 0,6 литра бензина, 0,85 литра спирта, 1,7 килограмма дров или использованию 1,4 кВт.ч электроэнергии. Он может использоваться и как обычный природный газ для приготовления пищи, обогрева. Его можно сжимать, использовать для заправки автомобиля, накапливать, перекачивать излишки, продавать.

В Челябинской области в хозяйствах имеется достаточный потенциал по производству биогаза (Таблица 93).

Потенциал производства биогаза в Челябинской области на 2017-2022 годы

		Таблица 93
Год	Количество животных, тысяч голов	Объем биогаза, млн. кубических метров
2017	383,6	1032
2018	423,7	1093
2019	449,0	1195
2020	487,0	1228,5
2021	523,3	1497,8
2022	584,3	1612,4

5) использование низкопотенциального тепла земли

Во всем мире функционирует десятки миллионов тепловых насосов, и миллионы новых вводятся в строй ежегодно. Тепловые насосы постепенно вытесняют традиционные способы теплоснабжения, и ожидается, что к 2020 году около 75 процентов теплоснабжения в развитых странах будет осуществляться за счет тепловых насосов.

В Челябинской области, а также в России в целом имеется недостаточно примеров их применения. Это объясняется в том числе и тем, что для нашей страны характерно центральное теплоснабжение. Но такая ситуация не может продолжаться долго. Придется пересматривать и устоявшиеся подходы к теплоснабжению. И решением этого будет применение тепловых насосов.

Принцип действия теплового насоса аналогичен принципу действия холодильника, разница лишь в том, что в случае теплового насоса аккумулируется не холод, а тепло. Тепловой насос имеет четыре основных элемента: испаритель, компрессор, конденсатор и сбросной клапан. В испарителе хладагент нагревается до температуры +6 (8) градусов Цельсия, отобранной из окружающей среды (от земли, воды, воздуха), закипает и испаряется.

Полученный пар сжимается компрессором и при росте давления температура хладагента поднимается до +35-65 градусов Цельсия. Эта температура отдается через теплообменник конденсатора рабочей жидкости отопительного контура и хладагент обратно конденсируется. Сбросной клапан сбрасывает давление в конденсаторе, перепуская хладагент в испаритель. Цикл замыкается.

Для рационального использования тепла из окружающей среды в распоряжении имеются такие источники тепла, как грунт, вода и воздух. Все они аккумулируют солнечную энергию, так что вместе с ними косвенно используется солнечная энергия. Для работы тепловых насосов при определенных условиях могут использоваться озера и реки, т.к. они тоже выступают в роли аккумуляторов тепла.

Тепловые насосы имеют большой срок службы до капитального ремонта (до 10-15 отопительных сезонов) и работают полностью в автоматическом режиме. Обслуживание установок заключается в сезонном техническом осмотре и периодическом контроле режима работы. Срок окупаемости оборудования не превышает двух-трех отопительных сезонов.

Источники низкопотенциального тепла, пригодные для утилизации, имеются практически во всех отраслях промышленности и в коммунальном хозяйстве - системы оборотного водоснабжения и охлаждения технологического оборудования, шахтные воды, вентиляционные выбросы, хозяйственно-бытовые стоки, имеющие температуру +15-20 градусов Цельсия, и другие.

Громадным потенциалом обладает тепло грунта, подземных вод, которые почти не используются. В системах охлаждения электростанций огромное количество низкопотенциального тепла теряется в градирнях и прудах-охладителях.

Согласно проведенным расчетам, за счет использования низкопотенциальной энергии нетрадиционных источников (при отборе их тепла хотя бы на 5 градусов Цельсия) можно снизить теплопотребление по России на 30 процентов, сэкономить миллионы тонн условного топлива за счет теплонасосных установок (далее именуется - ТНУ) можно максимально приблизить тепловые мощности к местам потребления, минимизировать протяженность тепловых сетей.

Применение технологий утилизации низкопотенциального тепла ВИЭ и ВТЭР для целей теплоснабжения с применением тепловых насосов позволит решить ряд проблем, стоящих перед предприятиями промышленности, энергетики и коммунальной сферы:

отказ от нерационального электрического и, в ряде случаев, централизованного отопления объектов жилищно-коммунального хозяйства;

значительная экономия электроэнергии;

обеспечение надежного и экономичного теплоснабжения объектов;

полная независимость от поставщиков тепла;

отказ от теплотрасс большой протяженности и, как следствие, сокращение значительных потерь и затрат на их обслуживание, снижение издержек на выработку тепла и увеличение надежности теплоснабжения.

Не только отдаленные потребители находятся в таком состоянии. Взять хотя бы ЖКХ городов. Аварии на теплотрассах, практически ежегодная замена труб и прочие негативные ситуации. Установка тепловых насосов по примеру многих европейских стран позволит раз и навсегда решить эту проблему.

6) энергия малых рек

Челябинская область, являясь водоразделом трех бассейнов (реки Камы, реки Тобола, реки Урала), на 98 процентов представлена малыми реками, к которым отнесены равнинные реки мощностью до 2 тыс. кВт и горные с мощностью 1,7 тыс. кВт.

Малая гидроэнергетика может стать одним из приоритетных направлений ТЭК по обеспечению областью самостоятельной энергетической политики. Экономически обоснованным при этом являются как восстановление малых ГЭС (далее именуется - МГЭС), так и новое их строительство при использовании гидропотенциала водохранилищ и малых рек. Общее количество рек в Челябинской области превышает 3,5 тысячи, но абсолютное большинство их (98 процентов) относится к очень малым, длиной менее 10 километров.

Первые гидроустановки были известны давно. На протяжении XVIII века на Урале их было построено 157. По данным официального отчета ведомства по состоянию на 1860-1861 год, на всех уральских гидроустановках действовало около 1640 колес общей мощностью в 31260 лошадиных сил (23132 кВт) и около 50 гидротурбин, общей мощностью 1310 лошадиных сил (9694 кВт). До сегодняшнего дня без радикальной реконструкции работает Порожская ГЭС по реке Большая Сатка, запущенная в 1908 году.

Сейчас на территории Челябинской области эксплуатируется около 392 прудов и водохранилищ с суммарным полным объемом более 3360 млн. кубических метров и полезным объемом более 2600 млн. кубических метров. Создаваемый плотинами этих гидроузлов напор и попуски в нижний бьеф могут быть использованы для выработки электроэнергии. Их всех гидроузлов только на Верхнеуральском (река Урал) и Порожском (река Большая Сатка) водохранилищах используется гидроэнергетический потенциал стока.

В таблице 94 представлены параметры МГЭС при водохранилищах, при которых целесообразно строительство ГЭС. Диапазоны энергии, которая может быть получена в створе гидроузла, определены по двум параметрам. Верхний предел определен по сработке полезного объема, а нижний предел - по полезной водоотдаче. Полезная водоотдача рассчитывается по 95 процентному сбросу из водохранилищ, предназначенных для водоснабжения и 85 процентному сбросу для целей сельского хозяйства.

Возможные МГЭС при водохранилищах Челябинской области

			Таблица 94
Водохранилище	Назначение	Емкость млн. кубических метров (полная/ полезная)	Параметры МГЭС
Магнитогорское, р. Урал	ПВ, О, РХ	189/32	2,6-0,5
Верхнеуральское, р. Урал	ПВ, О, РХ	601/569	4,4-0,3
Арганзинское, р. Миасс	В, РХ	966/781	2,6-0,5
Шершневское, р. Миасс	В, О	176/94	0,9-0,2
Нязепетровское, р. Уфа	В	153/133	8,7-1,6
Иремельское, р. Иремель	В	43/41	0,3-0,1
Миасское, р. Миасс	ПВ	13/6.	0
Поликарповский пруд, р. Миасс	ПВ	11/9.	0,1-0,02
Нижне Уфалейское, р. Уфалейка	ПВ	17/8.	0,1-0,02
Южноуральское, р. Увелька	ПВ, В, РХ	76/66	1,6-0,3
Зюраткульское, р. Большая Сатка	В	73/58	2,8-1,2
Всего			24,2-4,6

Среди потенциальных проектов Центра энергоэффективности ИНТЕР РАО ЕЭС - создание генерирующих объектов на основе возобновляемых источников энергии и малой распределенной энергетики строительство микроГЭС в Челябинской области - пилотный проект в рамках региональной целевой программы "Энергообеспечение Южного Урала за счет использования возобновляемых источников гидроэнергии на 2010-2020 годы". В перспективе - строительство более 20 малых ГЭС в Челябинской области.

Выводы:

обзор имеющихся на территории Челябинской области возобновляемых источников показывает, что их технический потенциал достаточен для использования с целью получения энергии. Однако в настоящий момент, при отсутствии серийного отечественного оборудования и в связи с изменившейся ценой доллара экономический потенциал использования невозобнявлемых# ВИЭ близок к нулю, во многих случаях это может быть весьма эффективно. Особенно это касается отдаленных населенных пунктов, не охваченных централизованным электроснабжением;

наиболее вероятными к реализации в ближайшей перспективе являются следующие проекты:

ввод СЭС, с установленной электрической мощностью 60 МВт(э);

ввод микроГЭС в рамках целевой программы "Энергообеспечение Южного Урала за счет использования возобновляемых источников гидроэнергии на 2010-2020 годы";

высоким потенциалом на территории Челябинской области обладают ветровая энергетика, использование энергии биомассы и свалочных газов.

50. Перспективный спрос на топливо.

Прогноз потребности в органическом топливе для функционирования ТЭС и котельных Челябинской области до 2022 года приведен в таблице 95. В составе ТЭС функционируют ТЭЦ и, таким образом, потребность в топливе обеспечивает выработку электрической на КЭС и ТЭЦ и тепловой энергии на ТЭЦ.

Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Челябинской области, тыс. тонн условного топлива

						Таблица 95
Виды топливно-энергетических ресурсов	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
Расход топлива на ТЭС, в том числе	12806	12961	13247	13601	13866	14173
на выработку электроэнергии, в том числе	8855	8884	9059	9373	9601	9790
газ природный	6286	6363	6542	6824	7047	7243
уголь	1882	1847	1844	1868	1871	1868
нефтетопливо	0	0	0	0	0	0
газ коксовый	104	101	101	102	102	100
газ доменный	583	573	572	579	581	579
прочие виды топлива	0	0	0	0	0	0
на выработку тепловой энергии, в том числе	3951	4077	4188	4228	4265	4383
газ природный	2517	2621	2724	2779	2828	2936
уголь	753	761	768	761	751	757
нефтетопливо	0	0	0	0	0	0
газ коксовый	237	241	241	240	240	242
газ доменный	444	454	455	448	446	448
прочие виды топлива	0	0	0	0	0	0
Расход топлива на КЭС	3771	3873	3953	4100	4208	4394
на выработку электроэнергии, в том числе	3771	3873	3953	4100	4208	4394
газ природный	2902	3002	3084	3219	3325	3493
уголь	869	871	869	881	883	901
нефтетопливо	0	0	0	0	0	0
газ коксовый	0	0	0	0	0	0
газ доменный	0	0	0	0	0	0
прочие виды топлива	0	0	0	0	0	0
Расход топлива на ТЭЦ	9035	9088	9294	9501	9658	9779
на выработку электроэнергии, в том числе	5084	5011	5106	5273	5393	5396
газ природный	3384	3361	3458	3605	3722	3750
уголь	1013	976	975	987	988	967
нефтетопливо	0	0	0	0	0	0
газ коксовый	104	101	101	102	102	100
газ доменный	583	573	572	579	581	579
прочие виды топлива	0	0	0	0	0	0
на выработку тепловой энергии, в том числе	3951	4077	4188	4228	4265	4383
газ природный	2517	2621	2724	2779	2828	2936
уголь	753	761	768	761	751	757
нефтетопливо	0	0	0	0	0	0
газ коксовый	237	241	241	240	240	242
газ доменный	444	454	455	448	446	448
прочие виды топлива	0	0	0	0	0	0
Расход топлива на котельных, в том числе	3048	3223	3279	3278	3375	3443
газ природный	2272	2423	2483	2498	2591	2661
уголь	680	704	700	684	688	686
нефтетопливо	70	70	70	70	70	70
газ коксовый	0	0	0	0	0	0
газ доменный	0	0	0	0	0	0
прочие виды топлива	26	26	26	26	26	26
Всего затраты топлива электростанций и котельных	15854	16184	16526	16879	17241	17616
газ природный	11075	11407	11749	12101	12466	12840
уголь	3315	3312	3312	3313	3310	3311
нефтетопливо	70	70	70	70	70	70
газ коксовый	341	342	342	342	342	342
газ доменный	1027	1027	1027	1027	1027	1027
прочие виды топлива	26	26	26	26	26	26

Всего на выработку электроэнергии в Челябинской области планируется затратить 9790 тыс. тонн условного топлива (Таблица 95), что составляет 56 процентов от общего расхода ТЭР на производство электроэнергии и тепла.

Список сокращений, используемых в тексте

АВР		автоматический ввод резерва
АДШС		автоматика деления шунтирующей сети
АПВ		автоматическое повторное включение
АПНУ		автоматики предотвращения нарушения устойчивости
АОПО		автоматика ограничения перегрузки оборудования
АРЛ		автоматика разгрузки линии
APT		автоматика разгрузки трансформатора
АТГ		автотрансформаторная группа
АЭС		атомная электростанция
АТ		автотрансформатор
БСК		батарея статистических конденсаторов
ВЛ		воздушная линия электропередачи
В		вольт
ВИЭ (НВИЭ)		возобновляемые источники энергии (нетрадиционные)
Вт		ватт
Вт.ч		ватт-час
ВРП		валовой региональный продукт
ВЧЗ		высокочастотный заградитель
ВЭС		ветряная электрическая станция
ГАО		графики аварийного отключения
ГОЭЛРО		Государственная электрификация России
г/кВт.ч		грамм на киловатт-час
ГПП		главная понижающая подстанция
Гц		герц
ГРЭС		государственная районная электростанция
Гкал/час		гигакалорий в час
ГТУ		газотурбинная установка
ГЭС		гидроэлектростанция
д.		деревня
ДДТН		длительно допустимая токовая нагрузка
ДПМ		договор поставки мощности
ЕЭС		единая энергетическая система
ЕНЭС		единая национальная (общероссийская) электрическая сеть
ЗАО		закрытое акционерное общество
ЗАТО		закрытое административно-территориальное образование
ЗСО		Завод имени Серго Орджоникидзе
Iдоп		длительно допустимый ток
КВЛ		кабельно-воздушная линия электропередачи
КИТТ		коэффициент использования тепла топлива
КИЦЗ		Катав-Ивановский цементный завод
КИЛМЗ		Катав-Ивановский литейно-механический завод
КЛ		кабельная линия электропередачи
КМЭЗ		Кыштымский медеэлектролитный завод
КПД		коэффициент полезного действия
КРУ		комплектное распределительное устройство
КРУН		комплектное распределительное устройство наружной установки
КРУЭ		комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией
КС		конденсатор связи
КТП		комплектная трансформаторная подстанция
КТПБ		комплектная трансформаторная подстанция блочная
КЭС		конденсационная электростанция
кВт		киловатт
кВ		киловольт
кВА		киловольт-ампер
квар (кВАР)		киловар (киловольт-ампер реактивный)
кВт.ч		киловатт-час
л.с.		лошадиная сила
ЛЭП		линия электропередачи
Мвар (MBA Р)		мегавар (мегавольт-ампер реактивный)
МДП		максимально допустимый переток
МЭС		межсистемные электрические сети
МВт		мегаватт
MBA		мегавольт-ампер (тысяча киловольт-ампер)
МВт.ч		мегаватт-час
млн.		миллион
млрд.		миллиард
МВ		масляный выключатель
ММК		Магнитогорский металлургический комбинат
МЦЭС		Магнитогорская ЦЭС
н/д		нет данных
ОАО		открытое акционерное общество
ОГ		отключение генерации
ОН		отключение нагрузки
ООО		общество с ограниченной ответственностью
ОЭС		объединенная энергетическая система
ОРУ		открытое распределительное устройство
ОРЭМ		оптовый рынок электрической энергии и мощности
отп.		отпайка
п.		поселок
ПА		противоаварийная автоматика
ПАО		публичное акционерное общество
ПГУ		парогазовая установка
ПС		электрическая подстанция
ПС ЧФЗ		подстанция Челябинского ферросплавного завода
ПТУ		паротурбинная установка
ПЭР		преобразование в другие виды энергоресурсов
Рmin		минимальная мощность
РУ		распределительное устройство
РДУ		региональное диспетчерское управление
РЗА		релейная защита и электроавтоматика
РПН		переключатель регулирования напряжения трансформатора под нагрузкой
РП		распределительный пункт
САОН		специальная автоматика отключения нагрузки
СВ		секционный выключатель
СВМ		схема выдачи мощности
СКРМ		средство компенсации реактивной мощности
СМР		строительно-монтажные работы
СН		собственные нужды
СШ		система шин
СЭС		солнечные электростанции
ТГ		турбогенератор
ТП		трансформаторная подстанция
ТСО		территориальная сетевая организация
ТЭБ		топливно-энергетический баланс
ТЭК		топливно-энергетический комплекс
ТЭР		топливно-энергетические ресурсы
ТЭС		тепловая электростанция
ТЭЦ		теплоэлектроцентраль (теплофикационная электростанция)
ТЭЦ-ПВС		теплоэлектроцентраль-паровоздуходувная станция
ТСН		трансформатор собственных нужд
ТТ		трансформатор тока
ТЭ		тепловая энергия
ТФУ		теплофикационная установка
т/ч		тонн в час
УЗРМО		ООО "Уфалейский завод металлоизделий"
УКВЗ		Усть-Катавский вагоностроительный завод
УПАСК	устройство передачи аварийных сигналов и команд
УТМ	установленная тепловая мощность
УТМТ	установленная тепловая мощность теплофикационная
УЭМ	установленная электрическая мощность
ФГУП "РФЯЦ- ВНИИТФ академика Е.И. Забабахина"	Федеральное государственное унитарное предприятие "Российский Федеральный Ядерный Центр - Всероссийский научно-исследовательский институт технической физики имени академика Е.И. Забабахина
ФГУП "ПО "Маяк"	Федеральное государственное унитарное предприятие "Производственное объединение "Маяк"
ФЕР	федеральные единичные расценки
ФОЛ	фиксация отключения линии
ФСК ЕЭС	Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы
ЦЭС	Центральные электрические сети
ЧАМЗ	Челябинский автомеханический завод
ЧГРЭС	Челябинская государственная районная электростанция
ЧТЗ	Челябинский тракторный завод
ЧТЭЦ	Челябинская тепловая электроцентраль
ЧЭМК	Челябинский электрометаллургический комбинат
ЧЭРЗ	Челябинский электровозоремнотный# завод
ШСВ	шиносоединительный выключатель