Распоряжение Губернатора Забайкальского края от 30 апреля 2017 г. N 180-р "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Забайкальского края на период 2018 - 2022 годов"

В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике", пунктом 25 Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823, статьей 41 Устава Забайкальского края:

1. Утвердить прилагаемые схему и программу развития электроэнергетики Забайкальского края на период 2018 - 2022 годов (далее - схема и программа).

2. Разместить схему и программу на официальном сайте Министерства территориального развития Забайкальского края (httр://минтер.забайкальскийкрай.рф) в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет" в течение 5 рабочих дней со дня принятия настоящего распоряжения.

Н.Н. Жданова

Утверждены
распоряжением Губернатора
Забайкальского края
от 30.04.17 N 180-р

Схема и программа развития электроэнергетики
Забайкальского края на период 2018 - 2022 годов

Содержание

Цель работы		5
1.	Введение	8
2.	Общая характеристика Забайкальского края. Характеристика энергосистемы Забайкальского края	15
3.	Анализ балансовой ситуации энергосистемы Забайкальского края за 2012 - 2016 гг.	23
3.1.	Отчетная динамика потребления электроэнергии. Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы и число часов использования максимума нагрузки	23
3.2.	Структура потребления электроэнергии, перечень основных крупных узлов нагрузки и потребителей электрической энергии и мощности	30
3.3.	Состав и структура установленной мощности	45
3.4.	Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности	54
3.5.	Характеристика балансов электрической энергии и мощности	60
3.6.	Динамика производства и потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии. Структура отпуска и потребления тепловой энергии	68
4.	Основные характеристики электросетевого комплекса 110-500 кВ Забайкальского края	87
4.1.	Характеристика электрической сети 110-500 кВ Забайкальского края	87
4.2.	Описание существующих связей Забайкальской энергосистемы с зарубежными энергосистемами	96
4.3.	Описание энергорайонов, входящих в состав энергосистемы Забайкальского края	97
4.4.	О режимах работы энергосистемы. Регулирование частоты, перетоков активной мощности и напряжения в основной электрической сети. Релейная защита и автоматика	101
4.5.	Существующие "узкие места" в электрической сети 110-500 кВ энергосистемы Забайкальского края	112
4.6.	Вводы и реконструкция электросетевых объектов 220-500 кВ, принятые в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 20172023 гг.	122
4.7.	Предложения по развитию распределительных сетей 110-220 кВ на территории Забайкальского края на период 2017 - 2022 годов	131
4.8.	Состояние объектов электроэнергетики в части оснащения системой сбора и передачи информации (ССПИ)	153
5.	Анализ и проблемы текущего состояния электросетевого комплекса на территории энергосистемы Забайкальского края	156
6.	Динамика добычи и потребления топлива. Единый топливно-энергетический баланс Забайкальского края	192
7.	Динамика основных макроэкономических показателей по Забайкальскому краю	202
8.	Прогноз развития электроэнергетики Забайкальского края на период 2018 - 2022 гг.	204
8.1.	Ключевые инвестиционные проекты развития электроэнергетики Забайкальского края	204
8.2.	Прогноз потребления электрической энергии и мощности по территории энергосистемы Забайкальского края с детализацией по крупным узлам нагрузки	211
8.3.	Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Забайкальского края	218
8.4	Прогноз возможных объемов развития энергетики на основе ВИЭ и местных видов топлива. Развития в регионе когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ	222
8.5.	Прогнозные балансы электрической энергии и мощности на период 2017-2022 гг. Общая оценка балансовой ситуации	228
9.	Прогноз потребления тепловой энергии на период 2017 - 2022 годов	237
10.	Анализ наличия выполненных схем централизованного теплоснабжения муниципальных образований Забайкальского края. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на период 2017 - 2022 гг., предложения по модернизации систем централизованного теплоснабжения	240
11.	Потребность электрических станций и котельных энергосистемы в топливе. Прогнозный топливно-энергетический баланс энергосистемы на период 2017 - 2022 гг.	255
12.	Сводные данные по развитию электрической сети 35-500 кВ энергосистемы Забайкальского края	257
13.	Заключение	263
Приложение А. Результаты расчетов электрической сети 35 кВ и выше энергосистемы Забайкальского края		265
Приложение Б. Схема развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше на период 2018 - 2022 гг.		312
Приложение В. Схема развития электрической сети напряжением 35-110 кВ на период 2018 - 2022 гг.		313
Приложение Г. Географическая карта-схема размещения объектов электроэнергетики на период 2018 - 2022 гг.		314
Приложение Д. Схема централизованного теплоснабжения и теплоснабжения от ведомственных котельных г. Читы		315
Приложение Е. Схема теплоснабжения Краснокаменскокого энергорайона		316

Цель работы

Настоящая работа "Схема и программа развития электроэнергетики Забайкальского края на период 2018 - 2022 гг." выполнена ФГБОУ ВПО "Забайкальский Государственный университет" по заказу Министерства территориального развития Забайкальского края в соответствии с техническим заданием на выполнение работы "Схема и программа развития электроэнергетики Забайкальского края на период до 2018 - 2022 гг." от 27.01.2017.

Основанием для проведения работы являются:

- Федеральный закон "Об электроэнергетике";

- Постановление Правительства РФ от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

- Постановление Правительства РФ от 12 августа 2013 г. N 691 "О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам технологического присоединения к электрическим сетям";

- письмо Заместителя Министра Энергетики Российской Федерации от 13.03.2015 N ВК-2510/09 "О схемах и программах развития электроэнергетики";

- необходимость обеспечения Региональных органов исполнительной власти обосновывающей информацией при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики и создания стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики;

- необходимость обеспечения генерирующих и сетевых компаний обосновывающей информацией для разработки инвестиционных программ, территориальных программ развития электроэнергетики, схем внешнего электроснабжения и выдачи мощности электростанций, обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность.

Региональная программа перспективного развития электроэнергетики выполнена с учетом следующих нормативно-методических материалов:

- Федерального закона "Об электроэнергетике";

- Федерального закона от 23.11.2009 N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации;

- Федерального закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении";

- Федерального закона от 04.11.07 N 250-ФЗ "О внесении изменений в отдельные законодательные акты РФ в связи с осуществлением мер по реформированию ЕЭС России";

- Федерального закона от 27.12.2002 N 184-ФЗ "О техническом регулировании";

- Постановления Правительства от 21.03.2007 г. N 168 "О внесении изменений в некоторые постановления Правительства Российской Федерации по вопросам электроэнергетики;

- Поручения Президента Российской Федерации по итогам заседания Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России 23 марта 2010 г. (перечень поручений от 29.03.2010 N Пр-839 пункт 5 - предусмотреть в рамках схем и программ перспективного развития электроэнергетики максимальное использование потенциала когенерации и модернизацию систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований);

- Протокола совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб) А.Н. Шишкина от 09 ноября 2010 г N АШ-369пр;

- Постановления Правительства Российской Федерации от 17.02.2014 N 116 "О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам квалификации генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, и признании утратившим силу подпункта "б" пункта 1 изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2013 г. N 449";

- Методических рекомендаций по разработке Схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период (приложение к Протоколу совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов РФ по председательством заместителя Министра энергетики РФ, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб) А.Н. Шишкина от 09 ноября 2010 г. N АШ-369пр);

- Регламента взаимодействия ПАО "МРСК Сибири" с уполномоченными органами исполнительной власти Забайкальского края, органами местного самоуправления и территориальными сетевыми организациями на территории Забайкальского края по вопросам синхронизации и реализации документов перспективного развития, территориального планирования и инвестиционных программ электросетевых организаций;

- "Практических рекомендаций по оценке эффективности и разработке проектов и бизнес-планов в электроэнергетике". Официальное издание. Москва, 1999 г.;

- "Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" N 281 от 30.06.2003 г.;

- Приказа ОАО "СО ЕЭС" от 11.02.2008 N 38 "О вводе в действие стандарта организации". СТО Электроэнергетические системы "Определение предварительных технических решений по выдаче мощности электростанций. Условия создания объекта";

- СО 163-34.20.576.2003 Методические указания по устойчивости энергосистем, утверждённые приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 277;

- "Методических рекомендаций по обоснованию эффективности сооружения объектов основной сети ЕЭС и ОЭС в рыночных условиях" (Санкт-Петербург, 1998 г.);

- Стандарта организации ОАО "ФСК ЕЭС" СТО 56947007-29.240.30.010-2008 "Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения", утвержденного и введенного в действие для применения приказом ОАО "СО ЕЭС" от 31.12.2009 N 501.

- Стандарта ОАО "СО ЕЭС" "Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем" (утв. распоряжением ОАО "СО ЕЭС" от 24.09.08. N 114р);

- Правилами финансирования объектов по производству электрической энергии в целях предотвращения возникновения дефицита электрической мощности, утвержденными Постановлением Правительства РФ от 07.12.2005 N 738;

- Правилами проведения конкурсов инвестиционных проектов по формированию перспективного технологического резерва мощностей по производству электрической энергии, утвержденными Постановлением Правительства РФ от 21.04.2010 N 269.

Региональная программа перспективного развития электроэнергетики выполнена с учетом требований к региональным программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, определенных:

- Постановлением Правительства РФ от 15.05.2010 N 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности".

Основной целью работы по разработке Схемы и программы развития электроэнергетики Забайкальского края на период 2018 - 2022 гг. является:

1. Разработка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.

2. Обоснование оптимальных направлений развития электрических сетей энергосистемы Забайкальского края для обеспечения гарантированного электроснабжения потребителей и эффективного функционирования электрических сетей на период 2018 - 2022 гг. с учетом динамики спроса на электрическую мощность, перспективы развития электрогенерирующих мощностей энергосистемы.

3. Обоснование направлений развития генерирующих источников, в том числе источников когенерации.

4. Разработка рекомендаций по объемам и срокам реконструкции действующих электросетевых объектов, по новому электросетевому строительству по годам на период 2018 - 2022 гг..

5. Разработка основных направлений развития централизованного теплоснабжения Забайкальского края.

Основные задачи работы:

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

- разработка предложений по развитию электрической сети номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме на пятилетний период для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе;

- обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса;

- создание эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Забайкальского края.

1. Введение

Схема и программа развития электроэнергетики Забайкальского края на период 2018 - 2022 гг. взаимосвязана со следующими работами:

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

- Энергетическая стратегия России на период до 2020 года;

- Схема и программа развития электроэнергетики Забайкальского края на период 2017-2021, утвержденная Распоряжением Губернатора Забайкальского края от 31 октября 2016 года N 523-р "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Забайкальского края на 2017 - 2021 годы";

- Комплексная программа развития электрических сетей 35 кВ и выше на территории Забайкальского края на пятилетний период (2016 - 2020 гг.);

- Проект комплексной программы развития электрических сетей напряжением 35 кВ и выше на территории субъекта Российской Федерации Забайкальского края на пятилетний период 2017 - 2021 гг.

Схема и программа развития электроэнергетики Забайкальского края на период 2018 - 2022 гг. учитывает:

- "Энергетическую стратегию России на период до 2030 года", утвержденную распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 года N 1715-р;

- Государственную программу "Энергоэффективность и развитие энергетики", утвержденную постановлением Правительства РФ от 15 апреля 2014 года N 321;

- Программу развития угольной промышленности до 2030 года, утвержденную распоряжением Правительства РФ от 21 июня 2014 г. N 1099-р;

- Схему территориального планирования Российской Федерации в области энергетики до 2030 года, утвержденную распоряжением Правительства РФ от 01 августа 2016 года N 1634-р;

- утвержденные в установленном порядке в предшествующий период инвестиционные программы развития (корректировка) ПАО "ТГК-14", АО "Интер РАО - Электрогенерация", филиала ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго", ПАО "ФСК ЕЭС", ОАО "РЖД", филиала АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске;

- схемы выдачи мощности электростанций, выполненные проектными организациями;

- схемы внешнего электроснабжения потребителей, выполненные проектными организациями;

- ежегодные отчеты о производственно-хозяйственной деятельности Филиала АО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ;

- поступившие в филиал ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго" и Филиал АО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ заявки на осуществление технологического присоединения электроустановок юридических (физических) лиц к электрическим сетям;

- Стратегию социально-экономического развития Забайкальского края на период до 2030 года, утверждённую постановлением Правительства Забайкальского края от 26 декабря 2013 года N 586;

- Государственную программу Российской Федерации "Социально-экономическое развитие Дальнего Востока и Байкальского региона", утвержденную постановлением Правительства РФ от 15 апреля 2014 г. N 308;

- Стратегию социально-экономического развития Дальнего Востока, Республики Бурятия, Забайкальского края и Иркутской области на период до 2025 года, утвержденную распоряжением Правительства РФ от 28.12.2009 N 2094-р;

- Проект комплексного плана социально-экономического развития Забайкальского края на период до 2030 года;

- Экспертное заключение на Схему и программу развития электроэнергетики Забайкальского края на 2017-2021, выполненное ДЗО ПАО "Россети" - ПАО "МРСК Сибири" - "Читаэнерго" в 2016 году;

- экспертное заключение по результатам анализа схем и программ развития электроэнергетики субъектов РФ в зоне диспетчерской ответственности филиалов АО "СО ЕЭС" (при наличии);

- ежегодные отчеты о функционировании ЕЭС России и данных мониторинга исполнения схем и программ перспективного развития электроэнергетики (при наличии);

- прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемого Системным оператором по субъектам Российской Федерации (региональным энергосистемам) и основным узлам нагрузки, расположенным на территории субъекта Российской Федерации на период до 2023 года;

- предложения АО "СО ЕЭС" по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, а также предложений сетевых организаций и органов исполнительной власти Забайкальского края по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории субъекта Российской Федерации;

- информация органов исполнительной власти Забайкальского края о планируемых инвестиционных проектах на территории субъекта Российской Федерации, в том числе о перечне объектов, строительство которых предполагается осуществить на территории энергосистемы, об их присоединяемой мощности, о сроках ввода в эксплуатацию и местах расположения.

Схема и программа развития электроэнергетики Забайкальского края на период 2018 - 2022 года включает в себя:

а. Анализ существующего состояния электроэнергетики Забайкальского края за прошедший пятилетний период:

Общая характеристика региона. Должны быть приведены актуальные данные по площади территории, численности населения, перечень наиболее крупных населенных пунктов, основные направления специализации субъекта федерации, в том числе в части промышленности, строительства, транспорта, сферы обслуживания, а также структура электропотребления на территории Забайкальского края.

Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Забайкальского края, в том числе информация по генерирующим, электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим централизованное электроснабжение потребителей на территории Забайкальского края, а также блок-станциям промышленных предприятий. Описание фактической ситуации в части энергоснабжения, описание электросетевой инфраструктуры.

Описание зон свободного перетока энергосистемы Забайкальского края, с выделением южной и северной части энергосистемы (район БАМа относится к зоне свободного перетока "Сибирь" второй ценовой зоны оптового рынка электрической энергии и мощности).

б. Анализ балансовой ситуации энергосистемы Забайкальского края за 20122016 гг.:

Отчётная динамика потребления электроэнергии и динамика изменения максимума нагрузки, наличия резерва мощности в Забайкальском крае с детализацией по крупным узлам нагрузки за последние 5 лет. Коэффициенты совмещения максимумов нагрузки энергосистемы и отдельных энергоузлов.

Структура электропотребления по основным группам потребителей.

Перечень основных крупных узлов нагрузки и потребителей электрической энергии и мощности в регионе с указанием потребления электрической энергии и мощности за последние 5 лет (при наличии статистических данных).

Состав существующих электростанций с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, станции, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии в независимости от мощности.

Структура установленной электрогенерирующей мощности на территории энергосистемы, в том числе с выделением информации по вводам, реконструкции, перемаркировке, демонтажам, выводу в консервацию и иным изменениям эксплуатационного состояния за 2016 год.

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности.

Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет.

Оценка участия электростанций Забайкальского края в покрытии балансов электрической энергии и мощности, в том числе с выделением электростанций поставляющих мощность в "вынужденном режиме" и отобранным по условиям конкурентного отбора мощности.

Стратегия и намерения компаний в части электростанций после окончания их работы в "вынужденном режиме".

в. Производство и потребление тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения:

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

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Забайкальском крае, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований, с указанием их потребности в тепловой энергии, источников её покрытия, как собственных, так и внешних объектов тепловой генерации, включая ТЭЦ региональных энергосистем, а также типов используемых установок тепловой генерации с указанием их тепловой и электрической мощности с указанием года ввода в эксплуатацию.

г. Основные характеристики электросетевого комплекса 35 кВ и выше энергосистемы Забайкальского края:

Основные характеристики электросетевого комплекса 35 кВ и выше энергосистемы Забайкальского края, включая перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 35 кВ с разбивкой по объектам магистральных сетей ПАО "ФСК ЕЭС" и распределительного электросетевых комплексов ПАО "МРСК Сибири" и прочих сетевых организаций с указанием необходимой информации о количестве и протяженности ВЛ, а также количестве ПС и ТП и установленной трансформаторной мощности для них по каждому классу напряжения.

Характеристика электрической сети 110-500 кВ Забайкальского края.

Основные внешние электрические связи энергосистемы Забайкальского края.

Описание энергорайонов, входящих в состав энергосистемы Забайкальского края. Описание режимов работы энергосистемы, в том числе при регулировании частоты, перетоков активной мощности и напряжения в основной электрической сети.

Релейная защита и автоматика.

"Узкие места" в электрической сети 110-500 кВ энергосистемы Забайкальского края.

Состояние объектов электроэнергетики в части оснащения системой сбора и передачи информации (ССПИ).

Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики Забайкальского края.

д. Единый топливно-энергетический баланс Забайкальского края (ЕТЭБ):

Единый топливно-энергетический баланс Забайкальского края (ЕТЭБ) за предшествующие 5 лет, который должен отражать все виды ресурсов и группы потребителей включая отгрузку за пределы региона.

е. Динамика основных макроэкономических показателей по Забайкальскому краю с указанием (при наличии показателей) энерго- и электроэффективности за 5 лет (энергоемкость ВРП, электроемкость ВРП, потребления электроэнергии на душу населения, электровооруженность труда в экономике).

ж. Основные направления развития электроэнергетики Забайкальского края на 2018 - 2022 гг.:

Прогноз развития энергетики Забайкальского края в период 2018 - 2022 гг. на основе программы социально-экономического развития Забайкальского края, энергетической стратегии развития региона.

Прогноз развития энергетики Забайкальского края должен быть обусловлен развитием основных промышленных инфраструктур региона, таких как: транспортная, горнодобывающая, топливно-энергетическая, строительная и др.

Ключевые инвестиционные проекты развития электроэнергетики Забайкальского края, в том числе для подключения новых потребителей.

Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по территории Забайкальского края, основным крупным узлам нагрузки с выделением наиболее крупных потребителей для двух вариантов:

- прогноз потребления электроэнергии и мощности по Забайкальскому краю на период 2017 - 2023 годы, соответствующий проекту Схемы и программы развития ЕЭС России на 2017 - 2023 годы;

- дополнительный вариант (прогноз потребления электроэнергии и мощности по Забайкальскому краю, предоставленный органами исполнительной власти).

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы, включая блок-станции промышленных предприятий, мощностью не менее 5 МВт на 5-ий период с указанием оснований включения в перечень для каждого объекта с учетом максимального развития когенерации.

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Забайкальского края мощностью более 25 МВт формируется на основании проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2017 - 2023 гг.

Прогноз возможных объемов развития энергетики на основе ВИЭ и местных видов топлива. Развитие в регионе когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ (при необходимости).

Прогнозные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности по территории энергосистемы Забайкальского края. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-ий период.

Перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности разрабатываются на основании прогноза спроса на электрическую энергию и мощность по энергосистеме Забайкальского края. При формировании перспективных балансов электроэнергии потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом объемов электропотребления на территории энергосистемы и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами.

Перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности включают в себя:

- прогнозный баланс электрической энергии энергосистемы Забайкальского края на период 2017 - 2022 года;

- прогнозный баланс электрической мощности энергосистемы Забайкальского края на период 2017 - 2022 года на час максимальной нагрузки энергосистемы (условно декабрь).

Анализ работы розничной электрогенерации в Забайкальской энергосистеме и перспективы получения запрета на вывод из эксплуатации Приаргунской ТЭЦ по условиям надежного электроснабжения.

Анализ возможности участия электростанций в отборе мощности на долгосрочный период КОМ, с учетом планируемой реконструкции (модернизации) оборудования или вывода из эксплуатации.

Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 2018 - 2022 годы.

з. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-ий период с выделением крупных потребителей, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований.

Прогноз потребления тепловой энергии на территории Забайкальского края на период 2017 - 2021 гг.

Должны быть приведены схемы централизованного теплоснабжения крупных муниципальных образований (город Чита, и город Краснокаменск).

Анализ наличия выполненных схем централизованного теплоснабжения муниципальных образований Забайкальского края. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на период 2017 - 2022 гг. и предложения по модернизации систем централизованного теплоснабжения

Должна быть дана характеристика, какая часть суммарного потребления тепловой энергии Забайкальского края может быть обеспечена за счет когенерации тепловой и электрической энергии с учетом максимального развития в регионе когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием котельных, при переводе крупных котельных в ПГУ и ГТУ ТЭЦ (при необходимости).

и. Потребность электрических станций и котельных энергосистемы в топливе:

Прогнозный топливно-энергетический баланс энергосистемы на 5-ий период

(баланс добычи и потребления энергетических углей).

Потребность электростанций и котельных в топливе (определяется на основании балансов электрической и тепловой энергии в регионе).

к. Предложения по развитию электрической сети 35 кВ и выше энергосистемы Забайкальского края:

Вводы и реконструкция электросетевых объектов 220-500 кВ на территории энергосистемы Забайкальского края, принятые в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 гг..

Вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для ликвидации "узких мест", определенные на основании балансовых и электрических расчетов в электрической сети, с описанием возможных технологических ограничений и причиной их возникновения.

Мероприятия по развитию электроэнергетических объектов в соответствии с документами федерального и регионального уровня, определяющими перспективы развития электроэнергетической инфраструктуры.

Основные направления развития электрической сети включают в себя определение основных направлений размещения линий электропередачи и подстанций 35 кВ и выше, а также формирование структуры генерирующих мощностей и электросетевых объектов на территории энергосистемы.

Основные направления развития электрической сети необходимы для обеспечения баланса производства и потребления электроэнергии и мощности и обеспечения нормального электроэнергетического режима работы энергосистемы в рамках ЕЭС России.

Основные направления развития средств диспетчерской технологической связи (далее СДТУ), автоматизированных систем диспетчерского управления (далее АСДУ).

Основные направления развития СДТУ, АСДУ предусматривают обеспечение объектов диспетчеризации системами передачи телеизмерений, телесигнализации, а так же диспетчерской технологической связи для повышения управляемости и надежности функционирования энергообъектов.

Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 35 кВ и выше, рекомендуемых к вводу (реконструкции, техническому перевооружению), в том числе для устранения "узких мест".

Сводные данные по развитию электрической сети 35-500 кВ энергосистемы Забайкальского края с выделением сводных данных для сети 35 кВ, 110 кВ, 220 кВ и 500 кВ (для каждого года).

л. Результаты расчетов электрической сети 35 кВ и выше энергосистемы Забайкальского края и схемы развития электроэнергетики региона:

Выполнение расчетов электрических режимов для формирования предложений по развитию электрической сети

Схемы перспективного развития электроэнергетики региона являются неотъемлемой частью программы перспективного развития электроэнергетики, разрабатываются с учетом результатов использования перспективной расчетной модели для энергосистемы и ОЭС в целом. Схемы развития электроэнергетики региона, включают в себя:

- существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации линии электропередачи и подстанции, класс напряжения которых 110 кВ и выше;

- существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации электрические станции (турбоагрегаты), установленная мощность которых превышает 5 МВт;

- данные о строительстве электросетевых объектов новых крупных потребителей, нагрузка потребления которых равна или превышает 5 МВт.

В данной работе представлены следующие схемы развития электроэнергетики региона:

- Географическая карта-схема размещения объектов электроэнергетики на период 2018 - 2022 гг., которая включает в себя:

- Схема развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше на период 2018-2022 гг.

- Схема развития электрической сети напряжением 35-110 кВ на период 2018-2022 гг.

2. Общая характеристика Забайкальского края. Характеристика энергосистемы Забайкальского края

Забайкальский край - субъект Российской Федерации, входит в состав Сибирского федерального округа. Административный центр - город Чита.

Забайкальский край образован 01 марта 2008 года в результате объединения Читинской области и Агинского Бурятского автономного округа.

Граничит с Амурской и Иркутской областями, республиками Бурятия и Якутия, имеет внешнюю границу с Китаем и Монголией

Географическое положение - Забайкальский край располагается в Восточной Сибири, в Забайкалье, 48 градусов и 58 градусов 30 минут северной широты и 108-122 градусов восточной долготы. На западе и северо-западе он граничит с Республикой Бурятия и Иркутской областью, на северо-востоке и востоке - с Республикой Саха (Якутия) и Амурской областью. На юге и юго-востоке на протяжении полутора тысяч километров пролегла государственная граница с Монголией и Китаем. Общая длина границ края - 4770 км. Протяженность государственной границы с КНР составляет 1064 км, границы с Монголией - 863 км.

Территория Забайкальского края составляет 431,9 тыс. км2, или 2,5% от территории Российской Федерации (12-ое место). Плотность населения - 2,50 человека на 1 кв. км (по России - 8,4 человека). Городское население - 68,04% (по данным на 01 января 2017 года).

Численность населения Забайкальского края на 01 января 2017 года составила 1079,493 тыс. человек (0,8% общей численности населения Российской Федерации). Административный центр - город Чита с населением 343,511 тыс. человек, расстояние до г. Москвы - 6074 км. Забайкальский край характеризуется выгодным географическим положением и привлекателен своим ресурсным потенциалом (минерально-сырьевым, водным, лесным и земельным).

Природные условия Забайкальского края: в рельефе преобладают горные хребты Забайкалья высотой до 3000 м, разделенные межгорными котловинами. Главные реки: реки бассейнов Байкала, Лены, Амура (Шилка, Аргунь). На территории края много озер и минеральных источников. Климат резко континентальный; средняя температура января от -33 до -26 градусов, средняя температура июля от +17 до +21 градуса; количество осадков - 300 мм в год. Край находится в зоне вечной мерзлоты. На территории края распространены преимущественно горно-таежные подзолистые почвы. Свыше половины территории покрыто горно-таежными лесами (даурская лиственница, сосна, кедр, береза); на юге и по днищам рек - злаково-разнотравные степи.

Природные ресурсы - регион обладает значительным и практически не реализованным гидроэнергопотенциалом, большими запасами древесины, ценными для Забайкалья чернозёмными и каштановыми почвами. Общая площадь лесов составляет более 30 млн. га.

На территории региона расположено крупнейшее в стране месторождение меди - Удоканское, с запасами в размере 20 млн. т.

Край обладает крупнейшими в стране разведанными запасами меди, молибдена, золота, запасами олова, тантала и полиметаллических руд.

Административно-территориальное деление Забайкальского края представлено на рисунке 1.

1. Агинский район

2. Акшинский район

3. Александрово-Заводский район

4. Балейский район

5. Борзинский район

6. Газимуро-Заводский район

7. Дульдургинский район

8. Забайкальский район

9. Каларский район

10. Калганский район

11. Карымский район

12. Краснокаменский район

13. Красночикойский район

14. Кыринский район

15. Могойтуйский район

16. Могочинский район

17. Нерчинский район

18. Нерчинско-Заводский район

19. Оловяннинский район

20. Ононский район

21. Петровск-Забайкальский район

22. Приаргунский район

23. Сретенский район

24. Тунгиро-Олёкминский район

25. Тунгокоченский район

26. Улётовский район

27. Хилокский район

28. Чернышевский район

29. Читинский район

30. Шелопугинский район

Населённые пункты Забайкальского края представлены в таблице 1:

Таблица 1

Населённые пункты с количеством жителей выше 5 тысяч по состоянию на января 2017 года

Среди субъектов Российской Федерации экономика Забайкальского края занимает 52 место из 85 регионов (сводный индекс промышленного производства в соответствии с распоряжением Правительства РФ от 15 июня 2009 года N 806-р "Об организации и проведении мониторинга процессов в реальном секторе экономики, финансово-банковской и социальной сферах субъектов").

Минерально-сырьевой потенциал является основным конкурентным преимуществом края, что определяет его специализацию по реализации крупных инфраструктурных и сырьевых проектов. Основными направлениями специализации Забайкальского края являются добыча полезных ископаемых; производство и распределение электроэнергии, газа и воды; в обрабатывающих производствах - цветная металлургия, производство машин и оборудования и производство пищевых продуктов. Их совокупная доля в общей структуре промышленного производства края составляет более 90 процентов.

Ведущими секторами экономики являются транспорт и связь, а также торговля, что отражает транзитное и приграничное положение края. Главные отрасли специализации промышленности - горнодобывающая промышленность и цветная металлургия. Имеются предпосылки для интенсивного развития сельского хозяйства, основанного на мясном и шерстном животноводстве, кормопроизводстве, развитии сельскохозяйственных производственно-перерабатывающих комплексов в юго-восточных районах Забайкальского края (Агинском, Приаргунском и других).

Транспортная система Забайкальского края представляет один из значимых транспортных узлов не только Сибирского федерального округа, но и Российской Федерации. По территории края проходят железнодорожные магистрали Транссибирская и Байкало-Амурская, федеральные автомобильные дороги "Амур" Чита - Хабаровск и Чита - Забайкальск.

Особо важную роль для развития экономики края играет соседство с КНР - страной с одной из самых крупных и стремительно развивающихся экономик мира. Расположение по соседству с динамично развивающимися провинциями КНР, наличие в крае достаточных мощностей энергетической и транспортной инфраструктуры, источников сырья, свободных земельных площадей являются факторами, определяющими инвестиционную привлекательность для иностранных и российских инвесторов.

На территории края находится самый крупный российско-китайский пункт пропуска Забайкальск, который обеспечивает большую часть грузооборота с Китаем.

Основу экономического развития региона составляет Забайкальская индустриальная зона. Её специализация - комплексное освоение потенциала минерально-сырьевых и иных ресурсов в сочетании с развитием транспортной логистики и приграничного сотрудничества.

Характеристика энергосистемы

Энергосистема Забайкальского края охватывает территорию Забайкальского края, входит в Объединенную энергосистему Сибири (ОЭС Сибири).

Функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Забайкальского края осуществляет Филиал АО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Забайкальского края" (Филиал создан в 2003 году), который входит в зону операционной деятельности Филиала АО "СО ЕЭС" ОДУ Сибири.

По данным Законодательного Собрания, сегодня в Забайкальском крае централизованным электроснабжением не обеспечены 23 населённых пункта в восьми районах. Филиал ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго" охватывает централизованным электроснабжением 97% населения и практически всю промышленность Забайкальского края.

В управлении и ведении Забайкальского РДУ находятся объекты генерации установленной электрической мощностью 1593,8 МВт. Наиболее крупными из них являются: Харанорская ГРЭС установленной мощностью 665 МВт (АО "Интер РАО Электрогенерация"); Читинская ТЭЦ-1 установленной мощностью 452,8 МВт (ПАО "ТГК-14") и станция промышленного предприятия ТЭЦ ППГХО установленной мощностью 410 МВт (филиал АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске).

Таблица 2

Общая характеристика энергосистемы Забайкальского края

Площадь территории, тыс. кв. км	Зона охвата населения централизованным электроснабжением	Население, тыс. чел.	Протяженность ВЛ 220-110 кВ, км	Установленная мощность электростанций, МВт	Максимум Нагрузки (2016 г.), МВт
431,9	97%	1079,5	9250,51	1593,8	1280

В электроэнергетический комплекс Забайкальского края входят: 2 линии электропередачи на напряжении 220 кВ, выполненные в габаритах 500 кВ; 53 линий электропередачи класса напряжения 220 кВ; 60 линий электропередачи класса напряжения 110 кВ. Количество энергообъектов, на которых расположены объекты диспетчеризации, - 84 энергообъекта. В том числе: 39 объектов - с высшим классом напряжения 220 кВ, 45 объектов - с напряжением 110 кВ. Суммарная мощность трансформаторов составляет 7444,8 МВА, из них 6716,5 МВА - в электросетях и 728,3 МВА - на электростанциях.

Исторический максимум суммарной установленной мощности объектов генерации был установлен в 2012 году и составил 1602 МВт. Исторический максимум потребления был зафиксирован в 1989 году и составил 1392 МВт.

По отчетным данным за 2016 год выработка электроэнергии операционной зоны Забайкальского РДУ составила 7,036 млрд. кВтч, электропотребление - 7,863 млрд. кВтч.

Перечень гарантирующих поставщиков на территории энергосистемы Забайкальского края по состоянию на 01.01.2017 года представлен в таблице 3.

Перечень территориальных сетевых организаций, оказывающих услуги по передаче электроэнергии на территории энергосистемы Забайкальского края по состоянию на 01.01.2017 года, представлен в таблице 4.

Таблица 3

Перечень гарантирующих поставщиков, осуществляющих деятельность на территории Забайкальского края, по состоянию на 01 января 2017 года

N п/п	Полное наименование организации	Границы зоны деятельности гарантирующего поставщика	Осуществляемые виды деятельности (купля-продажа электрической энергии либо оказание услуг по передаче электрической энергии)
1	2	3	4
1	Акционерное общество "Читаэнергосбыт"	Административные границы Забайкальского края, за исключением зон деятельности других гарантирующих поставщиков, осуществляющих свою деятельность на территории региона	Купля-продажа электрической энергии
2	Унитарное муниципальное предприятие городского поселения "Город Краснокаменск" муниципального района "Город Краснокаменск и Краснокаменский район" Забайкальского края "Жилищнокоммунальное управление"	Территория муниципального района "Город Краснокаменск Краснокаменский район", на которой потребители непосредственно или через электрические сети УМП "ЖКУ" присоединены к электрическим сетям филиала АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске	Купля-продажа электрической энергии и оказание услуг по передаче и продажа электроэнергии
3	Общество с ограниченной ответственностью "Коммунальник"	с. Тупик, с. Заречное, с. Гуля, с. Моклакан, с. Средняя Олекма муниципального района "Тунгиро-Олекминский район" в границах балансовой принадлежности эксплуатируемых генерирующих объектов и электросетевого хозяйства	Производство электрической энергии на ДЭС, оказание услуг по передаче и продажа электроэнергии
4	Общество с ограниченной ответственностью "Районный коммунальник"	с. Кыкер, с. Акима, с. Тунгокочен, с. Усть-Каренга, с. Зеленое Озеро, с. Красный Яр, с. Юмурчен муниципального района "Тунгокоченский район" в границах балансовой принадлежности эксплуатируемых генерирующих объектов и электросетевого хозяйства	Производство электрической энергии на ДЭС, оказание услуг по передаче и продажа электроэнергии
5	Общество с ограниченной ответственностью "Строймонтаж"*	с. Менза, с. Укыр, с. Шонуй муниципального района "Красночикойский район" в границах балансовой принадлежности эксплуатируемых генерирующих объектов и электросетевого хозяйства	Производство электрической энергии на ДЭС, оказание услуг по передаче и продажа электроэнергии
6	Общество с ограниченной ответственностью "Кировское"	с. Семиозерье муниципального района "Красночикойский район" в границах балансовой принадлежности эксплуатируемых генерирующих объектов и электросетевого хозяйства	Производство электрической энергии на ДЭС, оказание услуг по передаче и продажа электроэнергии

Примечание: * - гарантирующим поставщиком, осуществляющим деятельность по производству электрической энергии от ДЭС на территории муниципального образования сельское поселение "Мензинское" (с. Менза, с. Укыр, с. Шонуй) муниципального района "Красночикойский район" в 2017 году является АО "ЭСК Сибири". В настоящее время РСТ Забайкальского края вносит изменения в перечень гарантирующих поставщиков, осуществляющих деятельность на территории Забайкальского края.

Таблица 4

Перечень территориальных сетевых организаций Забайкальского края, оказывающих регулируемые услуги по передаче электрической энергии, по состоянию на 01 января 2017 года

N п/п	Наименование организации
1	Филиал публичного акционерного общества "Межрегиональная распределительная сетевая компания Сибири"- "Читаэнерго"
2	Филиал публичного акционерного общества "Федеральная сетевая компания Единой Энергетической Системы" - Забайкальское Предприятие магистральных электрических сетей
3	Забайкальская дирекция по энергообеспечению - структурное подразделения Трансэнерго - филиала открытого акционерного общества "Российские железные дороги"
4	Филиал "Забайкальский" открытого акционерного общества "Оборонэнерго"
5	Восточно-сибирская дирекция по энергообеспечению - структурное подразделение Трансэнерго - филиала открытого акционерного общества "Российские железные дороги"
6	Общество с ограниченной ответственностью "Импульс 2003"

Описание зон свободного перетока мощности энергосистемы

Порядок определения зон свободного перетока электрической энергии и мощности (ЗСП) утвержден Приказом Минэнерго России от 06.04.2009 N 99.

Зона свободного перетока электрической энергии и мощности - зона в оптовом рынке электрической энергии и мощности, внутри которой в базовых условиях отсутствуют существенные системные ограничения в течение 30 процентов времени в течение месяца.

Административное деление зон свободного перетока мощности второй ценовой зоны второй ценовой зоны оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) представлено на рисунке 2.

ЗСП-5 - территория Республики Бурятия с 1 января 2017 года включена в зону свободного перетока "Сибирь" ЗСП-1 второй ценовой зоны оптового рынка электрической энергии и мощности (приказ Минэнерго РФ от 18 октября 2016 года N 1090).

ЗСП-4 - территория Забайкальского края, за исключением района БАМа, относится к зоне свободного перетока "Чита". Северный энергорайон Забайкальского края относится к зоне свободного перетока "Сибирь" второй ценовой зоны оптового рынка электрической энергии и мощности.

Объединение зон свободного перетока возможно - при вводе в эксплуатацию линий электропередачи, трансформаторного оборудования или преобразовательного комплекса, соединяющих смежные зоны свободного перетока, расчетная пропускная способность электрической сети увеличивается на величину, превышающую 1/3 от максимального прогнозируемого потребления электрической энергии в зоне свободного перетока с меньшим потреблением из двух смежных зон свободного перетока, определяемым в час максимального потребления мощности.

Максимальное потребление мощности Забайкальского края (наименьшее потребление из двух смежных зон свободного перетока: "Сибирь" и "Чита") в соответствии с прогнозом, учтенным в проекте Схемы и программы развития ЕЭС России на 2017 - 2023 годы, в прогнозируемый период 2018 - 2022 годов составит порядка 1273-1291 МВт. Забайкальский край находится в аналогичных условиях с Республикой Бурятия по пропускной способности электрических сетей на момент принятия решения об объединении ЗСП "Бурятия" с ЗСП "Сибирь".

3. Анализ балансовой ситуации энергосистемы Забайкальского края за 2012 - 2016 гг.

3.1. Отчетная динамика потребления электроэнергии. Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы и число часов использования максимума нагрузки

Динамика электропотребления

Забайкальская энергосистема (ЭС), обслуживающая потребителей Забайкальского края, по уровню электропотребления занимает девятое место из двенадцати энергосистем по ОЭС Сибири в целом.

Динамика электропотребления и среднегодовых темпов прироста электропотребления энергосистемы Забайкальского края за отчетный период 2012 - 2016 гг. представлена в таблице 5 и на рисунке 3.

Спад электропотребления наблюдался в период 1991 - 1998 гг., далее следует устойчивая тенденция роста электропотребления до 2010 года. В 2011 году уровень электропотребления превысил уровень 1989 года, отмечен рост электропотребления в 2011 году (+16,0%) по сравнению с 2010 годом. Наибольший рост электропотребления по отношению к прошлому году отмечается в 2012 году (+4,5%). В период 2011 - 2013 гг. сохранилась положительная динамика роста потребления электроэнергии по территории Забайкальского края. В 2014, 2015 годах наблюдается снижение потребления электроэнергии по сравнению с 2013 и 2014 соответственно (-1,7% и -1,0%). В 2016 году отмечается увеличение электропотребления к 2015 году, которое составило 109,9 млн. кВтч. (+1,4%), при этом не достигло уровня электропотребления 2012, 2013 годов. Среднегодовой темп прироста за пятилетний период с 2012 по 2016 гг. составил 0,8%.

Внутригодовая динамика электропотребления в млн. кВт.ч и в % за отчетный период 2012 - 2016 гг. приведена в таблице 6 и в графическом виде на рисунке 4.

Годовые графики электропотребления по территории Забайкальского края характеризуются ярко выраженным сезонным спадом электропотребления до величины 6,4-7,0% от величины годового электропотребления в июне, июле и августе. Максимальное электропотребление наблюдалось в декабре-январе и составляло 10,110,8% от величины годового электропотребления. Наибольший уровень потребления в зимний период (январь, февраль, декабрь) отмечается в 2012, 2013, 2014 годах. В летний период с июня по август наибольший уровень потребления отмечен в 2014, 2015, 2016 годах.

Таблица 5

Динамика электропотребления Забайкальского края

Наименование	1989	1998	2000	2011	2012	2013	2014	2015	2016	сред за 5-лет
Электропотребление, млн. кВт.ч	7538,7	5895,4	6519,2	7562,6	7905,3	7972,9	7835,3	7753,5	7863,4	7866,1
Абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт.ч.	443,7	-1643,3	623,8	1043,4	342,7	67,6	-137,6	-81,8	109,9	60,2
Среднегодовые темпы прироста, %	6,3%	-21,8%	10,6%	16,0%	4,5%	0,9%	-1,7%	-1,0%	1,4%	0,8%

Таблица 6

Внутригодовая динамика электропотребления Забайкальского края за 2012 - 2016 гг.

ГОД	январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	Сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь	год
2012	830,284	748,287	732,515	639,016	580,846	506,897	519,891	534,158	554,668	665,136	740,584	853,039	7905,321
то же в %	10,50	9,47	9,27	8,08	7,35	6,41	6,58	6,76	7,02	8,41	9,37	10,79	100,00
2013	842,917	743,36	758,785	677,825	598,352	525,714	526,213	535,317	586,944	676,871	700,047	799,964	7972,309
то же в %	10,57	9,32	9,52	8,50	7,51	6,59	6,60	6,71	7,36	8,49	8,78	10,03	100,00
2014	806,754	727,501	727,36	617,954	598,998	536,171	535,33	537,982	573,025	666,865	705,478	801,919	7835,337
то же в %	10,30	9,28	9,28	7,89	7,64	6,84	6,83	6,87	7,31	8,51	9,00	10,23	100,00
2015	783,533	685,280	710,252	626,607	580,001	527,122	531,640	540,190	572,104	670,701	729,103	796,930	7753,463
то же в %	10,11	8,84	9,16	8,08	7,48	6,80	6,86	6,97	7,38	8,65	9,40	10,28	100,00
2016	791,362	719,433	711,548	642,867	591,359	529,773	538,368	551,116	558,460	680,515	744,530	804,084	7863,413
то же в %	10,06	9,15	9,05	8,18	7,52	6,74	6,85	7,01	7,10	8,65	9,47	10,23	100,00

Динамика изменения максимума нагрузки

Динамика максимальных электрических нагрузок Забайкальского края на час собственного максимума нагрузки за отчетный период 2012 - 2016 гг. представлена в таблице 7 и на рисунке 5.

На рисунке 5 представлена динамика изменения собственного максимума нагрузки потребления по территории Забайкальского края по годам 1989, 1998, 2000, 2011 и предыдущие пять лет 2012 - 2016 гг. Снижение максимальной нагрузки потребления наблюдался в период с 1989 по 1998 года, тенденция роста максимальной нагрузки потребления отмечена с 1999 по 2012 года, в 2013 году снижение максимального потребления мощности относительно 2012 года составило - 2,4%, в 2014 году сохранилась тенденция спада потребления, снижение относительно составило -3,9%. В 2015, 2016 годах отмечен рост максимальной нагрузки потребления на +1,3% и +1,7% соответственно. При этом уровень максимальной нагрузки потребления 2016 года (1280 МВт) не достиг уровня электропотребления 1989 года (1392 МВт). Среднегодовой темп прироста в период 2012 - 2016 годов составил +0,1%.

Максимум нагрузки потребителей наблюдается в самый холодный период года. При этом величина максимума нагрузки зависит как от температуры наружного воздуха, так и от уровня электропотребления. В 2012 году собственный максимум нагрузки энергосистемы Забайкальского края состоялся 30 декабря в 14-00 часов (мск) и составил 1324 МВт, что выше значения данного показателя за 2011 года на 46 МВт. Увеличение максимума нагрузки было связано с ростом коммунально-бытовой нагрузки при более низкой температуре наружного воздуха по сравнению с декабрем 2011 года. Среднесуточная температура наружного воздуха в день прохождения собственного максимума нагрузки в 2012 г. составила -27,9 °С. В 2013 году собственный максимум нагрузки ЭС Забайкальского края был зафиксирован 03 февраля в 15-00 часов (мск) и составил 1292 МВт, что ниже данного показателя за 2012 года на 32 МВт. Среднесуточная температура наружного воздуха в день прохождения собственного максимума нагрузки в 2013 году составила -23,9 °С. В 2013 году собственный максимум нагрузки ЭС Забайкальского края был зафиксирован 13 декабря в 13-00 часов (мск) и составил 1242 МВт, что ниже данного показателя за 2013 года на 50 МВт. Среднесуточная температура наружного воздуха в день прохождения собственного максимума нагрузки в 2014 г. составила -27,3 °С. В 2015 году собственный максимум нагрузки ЭС Забайкальского края был зафиксирован 28 декабря в 15-00 часов (мск) и составил 1258 МВт, что выше значения данного показателя за 2014 года на 16 МВт. Среднесуточная температура наружного воздуха в день прохождения собственного максимума нагрузки в 2015 года составила -29,5 °С. В 2016 году собственный максимум нагрузки ЭС Забайкальского края был зафиксирован 22 декабря в 04-00 часа (мск) и составил 1280 МВт, что выше значения данного показателя за 2015 года на 22 МВт. Среднесуточная температура наружного воздуха в день прохождения собственного максимума нагрузки в 2016 г. составила -25,6°С.

Динамика месячных максимумов нагрузки Забайкальского края в МВт за отчетный период 2012 - 2016 гг. приведена в таблице 8 и рисунке 6.

Годовые графики максимальной нагрузки электропотребления по территории Забайкальского края также характеризуются ярко выраженным сезонным спадом максимума нагрузки потребления в июне, июле и августе до величины 63,4-74,8% от годового максимума нагрузки. Максимум электропотребления наблюдался в декабре в 2012, 2014, 2015, 2016 годах и в феврале в 2013 году. В летний период с июня по август наименьший уровень максимального потребления отмечается в июне и в июле.

Таблица 7

Динамика изменения собственного максимума нагрузки Забайкальского края на час собственного максимума нагрузки

	1989	1998	2000	2011	2012	2013	2014	2015	2016	сред. за 5 лет
Собственный максимум нагрузки, МВт	1392	1120	1161	1278	1324	1292	1242	1258	1280	1279,2
Абсолютный прирост максимума нагрузки, МВт	122	-272	41	117	46	-32	-50	16	22	0,4
Среднегодовые темпы прироста, %	9,6%	-19,5%	3,7%	10,1%	3,6%	-2,4%	-3,9%	1,3%	1,7%	0,1%

Таблица 8

Динамика изменения месячных максимумов нагрузки Забайкальского края за отчетный период 2012 - 2016 гг., МВт

год	январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
2012	1253	1239	1163	1056	957	864	840	898	1015	1108	1252	1324
то же в о.е	94,64	93,58	87,84	79,76	72,28	65,26	63,44	67,82	76,66	83,69	94,56	100,00
2013	1285	1292	1171	1108	949	902	864	874	1068	1086	1187	1259
то же в о.е	99,46	100,00	90,63	85,76	73,45	69,81	66,87	67,65	82,66	84,06	91,87	97,45
2014	1237	1232	1182	1010	964	929	884	901	994	1086	1224	1242
то же в о.е	99,60	99,19	95,17	81,32	77,62	74,80	71,18	72,54	80,03	87,44	98,55	100,00
2015	1243	1215	1156	1080	971	899	909	911	1013	1117	1224	1258
то же в о.е	98,81	96,58	91,89	85,85	77,19	71,46	72,26	72,42	80,52	88,79	97,30	100,00
2016	1239	1216	1135	1091	967	913	873	917	1000	1118	1224	1280
то же в о.е	96,80	95,00	88,67	85,23	75,55	71,33	68,20	71,64	78,13	87,34	95,63	100,00

Число часов использования максимума нагрузки

На основании материалов таблицы 5 и таблицы 7 рассчитываются числа часов использования максимума нагрузки по годам и среднее число часов использования максимума нагрузки в период 2012 - 2016 годов (таблица 9).

Таблица 9

Число часов использования максимума нагрузки потребления, час

	1989	1998	2000	2011	2012	2013	2014	2015	2016	сред за 5-лет
Число часов использования максимума нагрузки	5416	5264	5615	5918	5971	6171	6309	6163	6143	6151

На рисунке 7 представлена динамика изменения числа часов использования максимума нагрузки по территории Забайкальского края по годам 1989, 1998, 2000, 2011 и 2012 - 2016 годов. Наблюдается снижение числа часов использования максимума нагрузки в 1998 году, стабильный рост в период 2011 - 2014 годов. В 2015 и в 2016 годах отмечается снижение числа часов использования максимума нагрузки до величины 6143 часов, что обусловлено спадом электропотребления в 2015 году и ростом максимума нагрузок потребления в 2016 году. Среднее число часов использования максимума нагрузки в период 2012 - 2016 годов составляет 6151 ч. Наименьшее число часов использования максимума нагрузки в период 2012 - 2016 годов наблюдалось в 2012 году - 5971 ч., наибольшее в 2014 году - 6309 ч.

3.2. Структура потребления электроэнергии, перечень основных крупных узлов нагрузки и потребителей электрической энергии и мощности

Потребители электроэнергии и мощности энергосистемы Забайкальского края представлены нагрузкой промышленного, сельскохозяйственного, коммунального, транспортного секторов и др. К наиболее крупным потребителям электроэнергии относятся:

- АО "Читаэнергосбыт" - годовое потребление за 2016 год составляет 3389,5 млн.кВтч, доля потребления составляет 43,1% от потребления по территории Забайкальского края;

- ООО "Русэнергосбыт" - потребление филиала ОАО "РЖД" "Забайкальская железная дорога", годовое потребление 2016 г. - 2734,1 млн. кВтч, доля потребления составляет 34,8% от потребления по территории Забайкальского края;

- ПАО "ППГХО" - потребление г. Краснокаменска, Уртуйского угольного разреза, горно-химического комбината и других подразделений Приаргунского производственного горно-химического объединения. Годовое потребление 2016 г. - 886,2 млн. кВтч, доля потребления составляет 11,3% от потребления по территории Забайкальского края;

- ПАО "ТГК-14" - 310,7 млн. кВтч, доля потребления составляет 4,0% от потребления по территории Забайкальского края;

- Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" - 275,9 млн. кВтч, доля потребления составляет 3,5% от потребления по территории Забайкальского края.

- АО "Оборонэнергосбыт" - поставщик электроэнергии организациям, подведомственным Минобороны России, потребление электроэнергии в 2016 году составило 105,4 млн. кВтч, 1,3% от потребления по территории Забайкальского края;

Потребление Первомайской ТЭЦ (ООО "Коммунальник") в 2016 году - 9,7 млн.кВтч, 0,1% от потребления по территории Забайкальского края.

Потребление электроэнергии и мощности крупных потребителей Забайкальского края за 2016 год представлено в таблице 10.

Данные по динамике электропотребления электроэнергии и мощности основных крупных узлов нагрузки Забайкальского края за период 2012 - 2016 годы представлены в таблице 11.

Таблица 10

Перечень основных потребителей электрической энергии - субъектов ОРЭМ на территории энергосистемы Забайкальского края

N п/п	Наименование потребителя	Место расположения (адрес)	Вид деятельности	Годовой объем электропотребления, млн. кВт.ч	Максимум нагрузки (заявленный), МВт	Максимум нагрузки (фактический в 2016 г.), МВт
1.	АО "Читаэнергосбыт"	г. Чита, Забайкальский край	продажа э/э	3389,5	543	534
2.	ООО "Русэнергосбыт"	г. Чита, Забайкальский край	продажа, э/э	2734,1	342	550
3.	ПАО "ППГХО"	г. Краснокаменск	промышленность, производство, продажа э/э	886,2	150	145
4.	ПАО "ТГК-14"	г. Чита, п. Шерловая Гора, п. Приаргунск	производство, продажа э/э	310,7	67	59
5.	Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	пгт. Ясногорск	производство, продажа э/э	275,9	59	61
6.	АО "Оборонэнергосбыт"	Забайкальский край	продажа э/э	105,4	26	20
7.	Первомайская ТЭЦ (ООО "Коммунальник")	пгт. Первомайское	промышленность, производство, продажа э/э	9,7	3	9

Таблица 11

Динамика электропотребления электроэнергии и мощности основных крупных узлов нагрузки Забайкальского края за отчетный период

N п/п	Наименование энергоузла	2012	2013	2014	2015	2016
1.	Читинский энергорайон
	Годовой объем потребления, млн. кВт.ч	1342,5	1331,5	1309,8	1316,4	1304,8
	Максимум нагрузки, МВт	270	255	263	250	254
2.	Краснокаменский энергорайон
	Годовой объем потребления, млн. кВт.ч	1080,4	1080,1	1019,5	969,3	886,2
	Максимум нагрузки, МВт	158	157	161	163	145
3.	Приаргунский энергорайон
	Годовой объем потребления, млн. кВт.ч	123,6	129,6	120,8	116,2	111,9
	Максимум нагрузки, МВт	25	24	22	22	21

Данные по электропотреблению и его структуре дополнены информацией по основным потребителям электрической энергии АО "Читаэнергосбыт" и АО "Оборонэнергосбыт" за период 2012-2016 (таблица 12, 13).

Таблица 12

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии АО "Читаэнергосбыт" и динамика потребления за 2012 - 2016 годы, млн. кВтч.

N п/п	Наименование предприятия	2012	2013	2014	2015	2016
1	2	3	4	5	6	7
1	ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ"	98,046	108,109	79,862	77,869	119,083
2	ПАО "ТГК-14" ("Читинская генерация", ЧЭК)	85,963	90,261	82,110	78,081	79,037
3	ОАО "Ново-Широкинский рудник"	49,041	51,864	55,580	62,247	64,219
4	ОАО "РЖД"	81,925	117,277	110,215	57,602	61,782
5	ОАО "Водоканал - Чита"	58,251	55,667	54,602	51,895	50,523
6	АО "Оборонэнергосбыт"	171,032	201,196	165,718	35,693	48,752
7	Филиал ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго"	48,617	47,117	47,119	46,872	46,418
8	ЗАО "Рудник Александровский"	2,806	16,670	38,135	37,610	45,446
9	ООО "Коммунальник"	22,707	23,074	26,697	45,517	44,139
10	ООО "Дарасунский рудник"	35,523	39,271	37,229	41,347	44,110
11	ООО "Энергопромсбыт"	-	-	-	37,604	40,719
12	ООО "ГлавЭнергоСбыт"	55,141	45,575	38,968	33,194	36,080
13	ООО "Байкалруд"	3,719	5,083	11,944	18,980	28,791
14	ЗАО "Ново-Орловский ГОК"	24,698	24,800	25,198	26,483	27,752
15	ООО "Лидер"	-	-	-	26,244	27,252
16	АО "Главное управление жилищно-коммунального хозяйства"	-	-	-	-	24,736
17	ООО "ГУ ЖФ"	-	-	-	-	15,681
18	ЗАО "Рудник Апрелково"	18,362	20,576	20,330	20,423	15,061
19	ПАО "Ростелеком"	13,464	13,295	13,693	14,370	13,945
20	ПК Артель Старателей "Даурия"	9,080	9,877	9,749	10,850	11,568
21	МП г. Читы "Троллейбусное управление"	14,238	13,392	11,973	11,433	11,446
22	ООО УК "Прогресс"	-	11,562	10,882	11,125	11,198
23	ООО "ГРК "Быстринское"	-	-	-	-	10,750
24	ОАО "МегаФон"	6,882	7,107	8,227	10,065	10,391
25	ОАО "Служба заказчика"	6,877	10,571	10,051	10,301	10,279
26	ООО "Мангазея Майнинг"	7,337	7,583	6,063	7,603	10,110
27	ООО "Управляющая компания "Надежда"	-	9,989	10,828	9,984	10,042
28	ОАО "Прииск Соловьевский"	5,340	6,594	6,589	8,965	10,019
29	ОАО "Тепловодоканал" (МУП)	11,081	11,091	10,231	9,545	9,756
30	ОАО "Силикатный завод"	8,942	7,826	8,150	10,163	8,624
31	ООО УК "Гарант"	-	7,862	8,152	8,441	8,287
32	ООО "Элит-Сервис"	5,516	6,153	7,136	7,427	7,268
33	КГУП "Автомобильные дороги Забайкалья"	-	-	-	5,372	6,917
34	ООО "РСО Тепловодоканал"	-	-	-	-	6,450
35	ОАО "Прииск Усть-Кара"	5,412	5,246	4,615	4,547	6,397
36	Служба в с. Даурия	6,696	6,483	5,548	5,708	6,053
37	ОАО "Нефтемаркет"	5,894	5,686	5,791	5,959	5,953
38	МП г. Читы "Горсвет"	4,858	5,047	5,457	5,992	5,739
39	ЗАО "Читинские ключи"	4,953	4,060	4,682	5,340	5,718
40	ООО "Каменский карьер"	6,847	7,751	8,883	6,539	5,619
41	ООО "УК Домоуправление N 6"	-	6,239	6,254	5,872	5,511
42	ООО "Разрез Тигнинский"	-	-	-	4,994	5,143
43	ОАО "ЗГО"	5,999	5,587	4,953	4,839	4,927
44	ФГБОУ ВПО "Забайкальский государственный университет"	-	-	-	-	4,919
45	ПАО "Ксеньевский прииск"	-	-	-	-	4,887
46	ОАО "Жирекенский ГОК"	-	-	-	8,085	4,689
47	ООО "УК Регион N 5"	-	-	-	-	4,646
48	ООО УК "Ингода"	-	6,014	5,512	5,528	4,485
49	ООО УК "Домремстрой"	-	7,649	7,955	-	4,385
50	ООО "Газимур"	6,715	7,166	6,453	4,556	3,940
51	ООО "Мир"	4,763	4,579	5,343	4,335	3,895
52	МУП "ТВС"	-	-	-	5,214	3,452
53	ООО "Кенон"	6,317	5,919	5,352	4,354	2,482
54	ЗАО "ЭСК-Забайкальск"	4,197	10,783	8,617	4,170	-
55	ОАО "Машзавод"	9,787	9,615	6,686	-	-
56	ООО Старательская артель "Кварц"	10,331	8,834	8,579	5,635	-
57	Первомайская ТЭЦ ООО "Коммунальник"	8,890	9,923	12,303	-	-
Итого:		936,247	1 086,023	1 028,414	924,972	1069,471

Таблица 13

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии АО "Оборонэнергосбыт" и динамика потребления за 2012 - 2016 годы, млн. кВтч.

N п/п	Наименование предприятия	2012	2013	2014	2015	2016
1	2	3	4	5	6	7
1	МО РФ	89,972	85,707	82,186	62,141	55,139
2	Обособленное подразделение "Забайкальское" АО "ГУ ЖКХ"	-	-	-	4,889	20,065
3	Обособленное подразделение "Забайкальский" ООО "ГУЖФ"	-	-	-	6,807	17,682
4	Филиал "Забайкальский" АО "Оборонэнерго"	6,479	31,663	25,254	18,680	15,628
5	ОАО "103 БТРЗ"	5,518	5,371	5,065	5,217	4,780
6	ООО "Коммунальник"	0,127	0,870	1,035	1,413	2,839
7	ФГУП "ГУ СДА при Спецстрое России"	-	-	0,360	1,271	1,349
8	АО "88 ЦАРЗ"	1,152	1,237	1,081	0,717	0,543
9	МУП "ЖКХ Ясная"	1,103	2,486	2,423	1,022	-
10	Филиал ОАО "РЭУ" "Забайкальский"	35,515	30,803	29,063	27,700	-
11	Филиал Читинский АО "Славянка"	29,751	30,227	25,560	15,154	-
12	ООО "Каскад"	-	-	-	1,091	-
13	ОАО "Производственное управление водоснабжения и водоотведения города Читы"	-	1,328	1,217	-	-
14	Войсковая часть 28685	0,637	1,619	1,419	-	-
ИТОГО		170,254	191,311	174,663	146,102	118,025

Динамика потребления электроэнергии и мощности крупных потребителей Забайкальского края за отчетный период 2012 - 2016 годы представлена в таблице 14.

Структура электропотребления Забайкальского края по видам экономической деятельности за отчётный период 2012 - 2016 годы представлена в таблице 15.

Структура потребления энергосистемы Забайкальского края по основным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности в 2015 и 2016 годах представлена на рисунке 8.

Структура полезного отпуска сложившаяся в 2015, 2016 годах представлена на рисунках 9.

Динамика изменения потребления по отраслям за период 2012 - 2016 годах приведена на рисунке 10.

Таблица 14

Динамика потребления электрической энергии по субъектами ОРЭМ энергосистемы Забайкальского края в период 2012 - 2016 годы, млн. кВтч.

	2012	2013	2014	2015	2016
По территории энергосистемы Забайкальского края, в т.ч.	7905,3	7972,3	7835,3	7753,5	7863,4
АО "Читаэнергосбыт	3476,0	3489,8	3372,5	3325,2	3389,5
ООО "Русэнергосбыт"	2425,2	2471,2	2599,1	2592,4	2734,1
ПАО "ИЛГХО"	1080,4	1080,1	1019,5	969,3	886,2
ОАО "Жирекенская Энергосбытовая Организация"	116,4	84,1	17,6	-	-
ПАО "ТГК-14"	322,9	314,8	312,4	331,6	310,7
Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	265,1	310,9	280,9	278,1	275,9
Первомайская ТЭЦ (ООО "Коммунальник")	57,6	56,0	49,2	16,9	9,7
ОАО "ВСК-энерго"	4,0	-	-	-	-
АО "Оборонэнергосбыт"	-	0,8	28,1	107,6	105,4

Таблица 15

Структура электропотребления по территории Забайкальской энергосистемы по отраслям за период 2012 - 2016 годы

Показатель	Потребление, млн. кВт.ч.
	2012 г.	2013 г.	% к пред.году	2014 г.	% к пред.году	2015 г.	% к пред.году	2016 г.	% к пред.году
Потребление электроэнергии, всего	7905,321	7972,309	0,85%	7835,342	-1,72%	7753,463	-1,04%	7863,413	1,42%
в том числе
Собственные нужды электростанций, в том числе:	836,334	858,000	2,59%	831,115	-3,13%	823,123	-0,96%	811,000	-1,47%
ПАО "ТГК-14" - Читинская генерация	300,651	290,475	-3,38%	287,386	-1,06%	290,205	0,98%	286,741	-1,19%
Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	250,404	293,938	17,39%	268,354	-8,70%	263,728	-1,72%	263,426	-0,11%
ТЭЦ ППГХО ПАО "ППГХО"	272,626	262,258	-3,80%	265,044	1,06%	259,552	-2,07%	251,124	-3,25%
Первомайская ТЭЦ (ООО "Коммунальник")	12,652	11,329	-10,46%	10,33	-8,82%	9,637	-6,71%	9,709	0,75%
Потери в сетях, в том числе:	1075,094	973,368	-9,46%	956,636	-1,72%	980,677	2,51%	977,241	-0,35%
в сетях ЕНЭС, всего, в том числе:	157,824	165,258	4,71%	156,133	-5,52%	150,484	-3,62%	151,950	0,97%
в сетях РСК	775,929	705,351	-9,10%	718,188	1,82%	756,941	5,40%	742,534	-1,90%
в сетях ТСО	98,612	54,612	-44,62%	36,267	-33,59%	38,116	5,10%	48,514	27,28%
ПАО "ТГК-14" - Читинская генерация	13,957	16,981	21,67%	18,141	6,83%	16,598	-8,51%	19,032	14,66%
Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	11,657	13,864	18,93%	9,552	-31,10%	11,233	17,60%	9,502	-15,41%
ТЭЦ ППГХО ПАО "ППГХО"	6,887	6,415	-6,85%	6,674	4,04%	6,466	-3,12%	5,709	-11,71%
Первомайская ТЭЦ (ООО "Коммунальник")	10,229	10,887	6,43%	11,681	7,29%	0,838	-92,83%	0,000	-100,00%
Производственные нужды энергосистемы, в том числе:	120,222	122,394	1,81%	116,582	-4,75%	112,79	-3,25%	110,973	-1,61%
ПАО "ТГК-14" - Читинская генерация	87,718	90,446	3,11%	83,57	-7,60%	78,809	-5,70%	77,048	-2,23%
Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	0	0		0		0		0
ТЭЦ ППГХО ПАО "ППГХО"	0	0		0		0		0
Первомайская ТЭЦ (ООО "Коммунальник")	0	0		0		0		0
Филиал ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго"	32,504	31,948	-1,71%	33,013	3,33%	33,981	2,93%	33,925	-0,16%
Хозяйственные нужды энергосистемы, в том числе:	32,947	31,886	-3,22%	30,304	-4,96%	28,664	-5,41%	27,118	-5,39%
ПАО "ТГК-14" - Читинская генерация	6,615	6,499	-1,75%	5,967	-8,19%	5,518	-7,52%	4,199	-23,89%
Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	3,04	3,086	1,51%	2,988	-3,18%	3,141	5,12%	3,012	-4,11%
ТЭЦ ППГХО ПАО "ППГХО"	7,073	7,018	-0,78%	7,011	-0,10%	7,008	-0,04%	7,011	0,04%
Первомайская ТЭЦ (ООО "Коммунальник")	0,108	0,104	-3,70%	0,232	123,08%	0,048	-79,31%	0,000	-100,00%
Филиал ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго"	16,111	15,179	-5,78%	14,107	-7,06%	12,949	-8,21%	12,896	-0,41%
Полезный отпуск потребителям (вкл. блок-станции)	5840,724	5986,662	2,50%	5900,705	-1,44%	5808,21	-1,57%	5937,082	2,22%
в том числе
Промышленность-всего	1323,972	1308,568	-1,16%	1175,111	-10,20%	1109,328	-5,60%	1056,052	-4,80%
в том числе		0		0		0		0
электроэнергетика	1,184	1,642	38,68%	0,712	-56,64%	-0,177		5,615
топливная	66,023	50,866	-22,96%	43,162	-15,15%	38,43	-10,96%	41,514	8,03%
в т.ч. нефтедобывающая	0	0		0		0		0
нефтеперерабатывающая	0	0		0		0		0
газовая	0	0		0		0		0
угольная	66,023	50,866	-22,96%	43,162	-15,15%	38,43	-10,96%	41,514	8,03%
прочие виды топливной промышленности	0	0		0		0		0
чёрная металлургия	1,25	1,287	2,96%	1,41	9,56%	1,057	-25,04%	0,878	-16,89%
цветная металлургия, в т. ч.	1154,943	1157,084	0,19%	1047,937	-9,43%	990,861	-5,45%	935,529	-5,58%
ПАО "ППГХО"	793,775	804,365	1,33%	740,764	-7,91%	696,294	-6,00%	622,357	-10,62%
ОАО "Забайкальский ГОК"	34,617	33,688	-2,68%	26,764	-20,55%	6,355	-76,26%	0	-100,00%
ОАО "Жирекенский ГОК"	116,367	84,127	-27,71%	17,596	-79,08%	0	-100,00%	0
алюминиевая промышленность	0	0		0		0		0
химическая и нефтехимическая	0	0		0		0		0
машиностроение	28,53	27,25	-4,49%	16,612	-39,04%	13,35	-19,64%	10,949	-17,98%
деревообрабатывающая и ц/бумажная	8,12	7,168	-11,72%	6,921	-3,45%	7,245	4,68%	7,303	0,81%
Промышленность стройматериалов	18,109	14,575	-19,52%	11,58	-20,55%	11,949	3,19%	9,560	-19,99%
легкая	2,152	2,08	-3,35%	1,822	-12,40%	1,855	1,81%	1,677	-9,57%
пищевая	30,728	33,138	7,84%	33,513	1,13%	32,718	-2,37%	30,631	-6,38%
другие промышленные производства	12,934	13,479	4,21%	11,443	-15,10%	12,039	5,21%	12,393	2,94%
Сельское хозяйство	19,541	18,311	-6,29%	14,923	-18,50%	12,525	-16,07%	10,534	-15,90%
Лесное хозяйство	1,236	1,186	-4,05%	1,211	2,11%	1,211	0,00%	1,117	-7,80%
Рыбоводство	0	0		0		0,005		0,117
Транспорт и связь, в т.ч.	2662,168	2708,538	1,74%	2800,951	3,41%	2768,018	-1,18%	2980,495	7,68%
железнодорожный	2601,226	2655,7	2,09%	2751,746	3,62%	2710,675	-1,49%	2208,303	-18,53%
нефтепроводный	0	0		0		0		0
газопроводный	0	0		0		0		0
связь	42,803	35,48	-17,11%	35,936	1,29%	38,603	7,42%	39,968	3,53%
Строительство	44,903	37,827	-15,76%	32,491	-14,11%	28,478	-12,35%	33,878	18,96%
Прочие отрасли, в т.ч.	926,182	965,342	4,23%	957,264	-0,84%	885,969	-7,45%	921,978	4,06%
ЖКХ	170,022	175,534	3,24%	170,169	-3,06%	180,691	6,18%	189,942	5,12%
Население-всего, в т.ч.	862,721	946,886	9,76%	918,751	-2,97%	1002,677	9,13%	932,911	-6,96%
сельское	247,66	251,847	1,69%	249,055	-1,11%	265,415	6,57%	272,766	2,77%

На рисунке 10 представлена динамика изменения электропотребления по основным отраслям экономики Забайкальского края в период с 2012 по 2016 года. Наблюдается стабильный рост (+5,21%) электропотребления по отрасли транспорт и связь в период 2012 - 2014 гг., и незначительное снижение в 2015 году (-1,18%) по отношению к предыдущему году. В 2016 году отмечено увеличение электропотребления по отрасли транспорт и связь (+7,68%) по отношению к 2015 году. Электропотребление промышленности характеризуется динамикой снижения в период с 2013 по 2016 годы по отношению к предыдущему году (-1,16%, -10,20%, - 5,60%, -4,80% соответственно). Отмечается рост электропотребления по населению в 2013 году (+9,76%) по отношению к 2012 году, снижение в 2014 году (-2,97%), рост в 2015 году (+9,13%) и снижение в 2016 году (+6,96%). По прочим отраслям экономики отмечен рост электропотребления в 2013 году (+4,23%) по отношению к 2012 году, незначительное снижение в 2014 году (-0,84%), снижение в 2015 году (-7,45%) и рост электропотребления в 2016 году (+4,06%).

Электропотребление Забайкальской энергосистемы в 2016 году характеризуется увеличением на +1,42% от предыдущего 2015 года. Увеличение обусловлено ростом полезного отпуска потребителям (+2,22%), при этом наблюдается снижение хозяйственных нужд энергосистемы (-5,39%), снижение производственных нужд энергосистемы (-1,61%), снижение собственных нужд электростанций энергосистемы (-1,47%), снижение потерь электроэнергии в сетях (0,35%).

Главной причиной увеличения полезного отпуска электроэнергии в 2016 году стал рост в сфере транспорта и связи (+7,68%), что обусловлено увеличением объема грузоперевозок по Забайкальскому краю. Наблюдалось также увеличение полезного отпуска в строительной сфере (+18,96%), рост полезного отпуска в прочих отраслях составил +4,06%. Отмечается спад промышленного производства в Забайкальском крае на -4,80%, в том числе: машиностроение - -17,98%, пищевая промышленность - 6,38%, черная металлургия - -16,89%, в цветной металлургии - -5,58%, промышленность стройматериалов - -19,99%. Наблюдалось увеличение полезного отпуска в топливная промышленность - +8,03%. В 2016 году произошло снижение электропотребления крупных промышленных потребителей: ПАО "ППГХО" - - 10,62%.

В целом в 2016 году увеличение электропотребления по Забайкальскому краю по отношению к 2015 году составило +109,950 млн. кВт.ч. Основное увеличение отмечено:

- транспорт и связь	+ 212,477 млн. кВтч;
- строительство	+ 5,400 млн. кВтч;
- прочие отрасли	+36,009 млн. кВтч.
- рыбоводство	+0,113 млн. кВтч.
Суммарное увеличение	+ 253,999 млн. кВт-ч.

При этом отмечается снижение электропотребления бытовой нагрузки населения -69,766 млн. кВт.ч., промышленности -53,276 млн. кВт.ч., потерь в электрических сетях -3,436 млн. кВт.ч., собственных нужд электростанций -12,123 млн. кВт.ч., производственных нужд -1,817 млн. кВт.ч., хозяйственных нужд -1,546 млн. кВт.ч., сельское хозяйство -1,991 млн. кВт.ч., лесное хозяйство -0,094 млн. кВт.ч.

Суммарное увеличение

- 144,049 млн. кВт-ч.

Доля от общего объёма электропотребления энергосистемы Забайкальского края по видам экономической деятельности за 2013 - 2016 гг. приведена в таблице 16.

Таблица 16

Доля от общего объёма электропотребления по видам экономической деятельности за 2013 - 2016 гг.

Наименование отраслей	2013		2014		2015		2016
	млн. кВтч	%	млн. кВтч	млн. кВтч	млн. к Втч	%	млн. кВтч	%
Добыча полезных ископаемых	1207,9	15,2	1091,1	13,9	1029,3	13,3	977,0	12,4
Обрабатывающие производства	99,0	1,2	83,3	1,1	80,2	1,0	73,4	0,9
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды, всего	2162,8	27,1	2105,5	26,9	2125,8	27,4	2121,9	27,0
в т.ч. потери в электрических сетях	973,4	12,2	956,6	12,2	980,7	12,6	977,2	12,4
собственные нужды, производственные нужды и хозяйственные нужды	1012,3	12,7	978,0	12,5	964,6	12,4	949,1	12,1
Строительство	37,8	0,5	32,5	0,4	28,5	0,4	33,9	0,4
Транспорт и связь	2708,5	34,0	2801,0	35,7	2768,0	35,7	2980,5	37,9
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	19,5	0,2	16,1	0,2	13,7	0,2	11,7	0,1
Население (бытовое потребление)	946,9	11,9	918,8	11,7	1002,7	12,9	932,9	11,9
Прочие виды экономической деятельности	789,9	9,9	787,0	10,0	705,3	9,1	732,0	9,3
ВСЕГО	7972,3	100,0	7835,3	100,0	7753,5	100,0	7863,4	100,0

Структура электропотребления по видам экономической деятельности за 2015 и 2016 годы представлена на рисунке 11.

Как видно из таблицы 16 и рисунка 11, наибольшую долю в электропотреблении Забайкальского края занимает транспорт и связь, причем доля его в 2016 году изменилась в сторону увеличения на 2,2% по отношению к 2015 году и составила 37,9%. Производство и распределение электроэнергии, газа и воды является вторым по объему электропотребления. Доля этого вида экономической деятельности в 2016 году составила 27,0% и уменьшилась на 0,4% по отношению к 2015 году.

Значительную долю в электропотреблении Забайкальского края занимает добыча полезных ископаемых (12,4% в 2016 г. и 13,3% в 2015 г.). Следует отметить, что этот вид экономической деятельности имел динамику снижения на 0,9% по отношению к 2015 году.

Бытовое потребление (население) уменьшилось с 12,9% в 2015 году до 11,9% в 2016 году, что обусловлено влиянием температурного фактора в осенне-зимний период 2016 года.

Следующими по величине являются прочие виды экономической деятельности, доля которых в 2016 году увеличилась с 9,1% в 2015 году до величины 9,3% в 2016 году.

Динамика электропотребления по основным видам экономической деятельности в период 2013 - 2016 годов представлена на рисунке 12.

На рисунке 12 представлена динамика изменения электропотребления по основным видам экономической деятельности за период с 2013 по 2016 год. Наблюдается динамика снижения добычи полезных ископаемых по отношению к предыдущему году в период с 2014 по 2016 год (-9,7%, -5,7% и -5,1% соответственно). Снижение электропотребления на производство и распределение электроэнергии, газа и воды отмечено в 2014 году (-2,6%) по отношению к 2013 году, увеличение в 2015 - + 1,0% и незначительное снижение в 2016 году -0,2%. Электропотребление в сфере транспорта и связи характеризуется увеличением в 2014 году по отношению к 2013 (+3,4%), незначительным снижением в 2015 году - -1,2% и увеличением в 2016 году - +7,7%. Наблюдается снижение электропотребления населения в 2014 году по отношению к 2013 на -3,0%, увеличение в 2015 году - +9,1% и снижение в 2016 году на -7,0% по отношению к 2015 году. Электропотребление по прочим видам экономической деятельности характеризуется незначительным снижением в 2014 году (-0,4%), снижением в 2015 году на -10,4% по отношению к 2014 году и увеличением в 2016 году на +3,8%.

3.3. Состав и структура установленной мощности.

По состоянию на 1 января 2017 года установленная мощность электростанций Забайкальского края единичной мощностью 5 МВт и выше, работающих параллельно, составила 1593,8 МВт, в том числе электростанции промышленных предприятий - 428 МВт: ТЭЦ ППГХО - 410 МВт, Первомайская ТЭЦ - 18 МВт. (27,0% от суммарной установленной мощности электростанций энергосистемы Забайкальского края).

Централизованное электроснабжение потребителей Забайкальского края осуществляется семью электростанциями, общей установленной мощностью 1593,8 МВт. В энергосистему Забайкальского края входят следующие объекты генерации:

- Харанорская ГРЭС установленной мощностью 665,0 МВт (Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация");

- Читинская ТЭЦ-1 установленной мощностью 452,8 МВт (ПАО "ТГК-14");

- Приаргунская ТЭЦ установленной мощностью 24,0 МВт (ПАО "ТГК-14");

- Читинская ТЭЦ-2 установленной мощностью 12,0 МВт (ПАО "ТГК-14");

- Шерловогорская ТЭЦ установленной мощностью 12,0 МВт (ПАО "ТГК- 14");

- ТЭЦ ППГХО установленной мощностью 410,0 МВт (филиал АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске);

- Первомайская ТЭЦ установленной мощностью 18,0 МВт (ООО "Коммунальник").

Две электростанции: Читинская ТЭЦ-1, Читинская ТЭЦ-2 - расположены в краевом центре г. Чите.

Станция промышленного предприятия ТЭЦ ППГХО расположена во втором по величине городе Забайкальского края - городе Краснокаменске.

Харанорская ГРЭС расположена в пгт. Ясногорск.

Шерловогорская ТЭЦ и Приаргунская ТЭЦ расположены в п. Шерловая Гора и п. Приаргунск соответственно.

Станция промышленного предприятия Первомайская ТЭЦ располагается в п. Первомайский Забайкальского края.

Состав существующих электростанций единичной мощностью 5 МВт и выше, осуществляющих централизованное электроснабжение потребителей Забайкальского края с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям по состоянию на 1 января 2017 года, приведён в таблице 17.

Таблица 17

Состав существующих электростанций по состоянию на 01.01.2017 года

Наименование электростанции	Собственник	Установленная мощность, МВт
Харанорская ГРЭС	Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	665,0
Читинская ТЭЦ-1	ПАО "ТГК-14"	452,8
ТЭЦ ППГХО	филиал АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске	410,0
Приаргунская ТЭЦ	ПАО "ТГК-14"	24,0
Первомайская ТЭЦ	ООО "Коммунальник"	18,0
Читинская ТЭЦ-2	ПАО "ТГК-14"	12,0
Шерловогорская ТЭЦ	ПАО "ТГК-14"	12,0

Структура установленной мощности по тепловым электростанциям представлена в таблице 18.

Таблица 18

Структура установленной мощности на территории энергосистемы Забайкальского края

Наименование объекта	Установленная мощность, МВт	Структура, %
Энергосистема, всего в том числе:	1593,8	100,0
Филиал ПАО "ТГК-14" - "Читинская генерация" всего, в том числе:	500,8	31,4
Читинская ТЭЦ-1	452,8	28,4
Читинская ТЭЦ-2	12,0	0,8
Шерловогорская ТЭЦ	12,0	0,8
Приаргунская ТЭЦ	24,0	1,5
Харанорская ГРЭС (Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация")	665,0	41,7
Станции промпредприятий всего, в том числе:	428,0	26,9
ТЭЦ ППГХО (филиал АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске)	410,0	25,7
Первомайская ТЭЦ (ООО "Коммунальник")	18,0	1,1

В графическом виде структура установленной электрической мощности электростанций энергосистемы Забайкальского края в 2015, 2016 годах представлена на рисунке 13.

Перечень генерирующего оборудования электростанций (включая электростанции промышленных предприятий) на территории Забайкальского края мощностью более 5 МВт с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям, их порядковый номер, год ввода, технологическая структура оборудования, вид используемого топлива по состоянию на 01.01.2017 года представлен в таблице 19.

Таблица 19

Состав (перечень) электростанций в энергосистеме Забайкальского края по состоянию на 01.01.2017 года

Наименование электростанции Энергокомпания	Номер агрегата	Тип оборудования	Год ввода	Вид топлива	Место расположения	Установленная мощность (на конец отчетного года)
						МВт	Гкал/ч
Электростанции ИНТЕР РАО (ОГК)
1. Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	всего			Харанорский уголь, Уртуйский уголь	Оловяннинский район, п. Ясногорск	665	192
	1	К-215-130-1	1995			215	64
	2	К-215-130-1	2001			215	64
	3	К-225-12,8-3Р	2012			235	64
Электростанции ТГК-14
2. Читинская ТЭЦ-1 ПАО "ТГК-14"	всего			Харанорский уголь, Уртуйский уголь, Татауровксий уголь	Читинский район, г. Чита	452,8	845
	1	ПТ-60-90/13	1965			60	164
	2	ПТ-60-90/13	1966			60	164
	3	Т-80/104-85	1966			80	132
	4	Т-87-90	1968			87	100
	5	Т-87-90	1972			87	100
	6	Р-78,8-8,7/0,23	1973			78,8	185
3. Читинская ТЭЦ-2 ПАО "ТГК-14"	всего			Харанорский уголь	Читинский район, г. Чита	12	67
	1	Р-6-35/5М	1997			6	34
	2	Р-6-3,4/0,5-1	2009			6	33
4. Шерловогорская ТЭЦ ПАО "ТГК-14"	всего			Харанорский уголь	Борзинский район, п. Шерловая гора	12	55
	1	ПТ-12-35/10М	1986			12	55
5. Приаргунская ТЭЦ ПАО "ТГК-14"	всего			Харанорский уголь, Уртуйский уголь	Приаргунский район, п. Приаргунск	24	110
	1	ПТ-12-35/10М	1984			12	55
	2	ПТ-12-35/10	1994			12	55
Электростанции промпредприятий
1. ТЭЦ ППГХО филиал АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске	всего			Уртуйский уголь	Краснокаменский район, г. Краснокаменск	410	805
	1	ПТ-60/75-130/13	1972			60	139
	2	Т-50/60-130	1974			50	95
	4	Т-50/60-130	1982			50	95
	5	ПТ-60/75-130/13	1985			60	139
	6	ПТ-80/100-130/13	1989			80	162
	7	Т-110/120-130	1993			110	175
1. Первомайская ТЭЦ ООО "Коммунальник"	всего			Харанорский уголь	Шилкинский район, п. Первомайский	18	88
	1	П-6-35/5	1962			6	25
	2	Т-6-35/1,2	1963			6	19
	3	Р-6-35/10;1,2	1974			6	44

В графическом виде с выделением АО "Интер РАО - Электрогенерация" (Харанорская ГРЭС), ПАО "ТГК-14", и электростанции промпредприятий ТЭЦ ППГХО (филиал АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске) и Первомайская ТЭЦ (ООО "Коммунальник") приведена на рисунке 14.

Вывода из эксплуатации (демонтажа) основного энергетического оборудования на электростанциях энергосистемы Забайкальского края в 2016 году не было.

Изменений установленной мощности в результате реконструкции (модернизации) на действующих турбоагрегатах электростанций с поперечными связями в энергосистеме Забайкальского края в 2016 году не было.

В ноябре 2016 Филиалом "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация" проведены испытания энергоблочного оборудования с целью определения установленной (номинальной) мощности, а также фактических технических параметров располагаемой мощности Блока 3. По результатам проведенных испытаний, в соответствии с актом о перемаркировке Блока 3 Филиала "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация", утвержденным от 23.11.2016, с 01.12.2016 года установленная мощность Харанорской ГРЭС зарегистрирована - 665 МВт, в том числе установленная мощность Блока 3 - 235 МВт.

Основные технические характеристики Блока 3 Харанорской ГРЭС до и после перемаркировки представлены в таблице 20.

Таблица 20

Основные технические характеристики Блока 3 Харанорской ГРЭС

N п/п	Наименование	Значения технических характеристик
		До перемаркировки	После перемаркировки
1	2	3	4
1. Паровая турбина
1.1.	Марка турбины	К-225-12,8-3Р	К-225-12,8-3Р
1.2.	Номинальная электрическая мощность	225 МВт	235 МВт
1.3.	Номинальный расход свежего пара	604,3 т/ч	630 т/ч
1.4.	Тепловая мощность	64,3 Гкал/ч	64,3 Гкал/ч
1.5.	Параметры свежего пара: Давление температура	130 кгс/см2 561 0С	136,5 кгс/см2 561 0С
1.6.	Температура пара перед стопорными клапанами ЦСД	564 0С	564 0С
1.7.	Расчетное абсолютное давление в конденсаторах при температуре охлаждающей воды 12 0С, кПа	2,84	2,97
2. Котел энергетический (паровой стационарный)
2.1.	Марка котла	ТПЕ-216М	ТПЕ-216М
2.2.	Паропроизводительность	630 т/ч	630 т/ч
2.3.	Структура сжигаемого топлива, характеристики марок твердого топлива	основное - уголь марки 2БР, растопочное - мазут М100	основное - уголь марки 2БР, растопочное - мазут М100
2.4.	Давление свежего пара	140 кгс/см	140 кгс/см
2.5.	Температура пара за котлом	565 0С	565 0С
2.6.	Температура пара после промежуточного перегрева	565 0С	565 0С
2.7.	Температура питательной воды	254 0С	254 0С
3. Генератор
3.1.	Марка генератора	ТЗФП-220-2УЗ	ТЗФП-220-2УЗ
3.2.	Полная мощность	264,7 МВА	241 МВА
3.3.	Коэффициент мощности	0,85	0,975
3.4.	Охлаждающая среда	воздушное охлаждение сердечника статора и обмотки ротора и косвенное - обмотки статора	воздушное охлаждение сердечника статора и обмотки ротора и косвенное - обмотки статора

Состав и состояние основного энергетического оборудования электростанции энергосистемы Забайкальского края приведен в таблицах 21, 22. Располагаемая мощность принята для периода ОЗП (условно декабрь).

Таблица 21

Состав и состояние турбинного оборудования электростанции

Наименование электростанции	Ст. N агрегата	Тип оборудования	Установленная мощность, МВт	Располагаемая мощность*, МВт	Год ввода в эксплуатацию	Год выпуска
Читинская ТЭЦ-1	1	ПТ-60-90/13	60,0	60,0	1965	1963
	2	ПТ-60-90/13	60,0	60,0	1966	1965
	3	Т-80/104-85	80,0	80,0	1966	1966
	4	Т-87-90	87,0	87,0	1968	1967
	5	Т-87-90	87,0	87,0	1972	1970
	6	Р-78,8-8,7/0,23	78,8	78,8	1973	1973
ТЭЦ ППГХО	1	ПТ-60/75130/13	60,0	60,0	1972	1971
	2	Т-50/60-130	50,0	50,0	1974	1972
	4	Т-50/60-130	50,0	50,0	1982	1977
	5	ПТ-60/75130/13	60,0	60,0	1985	1978
	6	ПТ-80/100-130/13	80,0	80,0	1989	1988
	7	Т-110/120-130	110,0	110,0	1993	1990
Читинская ТЭЦ-2	1	Р-6-35/5М	6,0	6,0	1997	1963
	2	P-6-3,4/0,5-1	6,0	6,0	2009	2008
Шерловогорская ТЭЦ	2	ПТ-12-35/10М	12,0	12,0	1986	1986
Приаргунская ТЭЦ	1	ПТ-12-35/10М	12,0	12,0	1984	1983
	2	ПТ-12-35/10	12,0	12,0	1994	1992
Харанорская ГРЭС	1	К-215-130-1	215,0	215,0	1995	1991
	2	К-215-130-1	215,0	205,0*	2001	1991
	3	К-225-12,8-3Р	235,0	235,0	2012	2010
Первомайская ТЭЦ	1	П-6-35/5	6,0	6,0	1962	-
	2	Т-6-35/1,2	6,0	6,0	1963	-
	3	Р-6-35/10;1,2	6,0	6,0	1974	-

* Располагаемая мощность Блока 2 Филиала "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация" по состоянию на декабрь 2016 года принята 205 МВт до выполнения мероприятия технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" объектов по производству электрической энергии Филиала "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация" установленной (максимальной) мощностью 655 МВт от 15 ноября 2016 года, а именно: выполнение модернизации локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ) Харанорской ГРЭС и устройств РЗА смежных подстанций.

Таблица 22

Состав и состояние котельного оборудования электростанции

Электростанция	Котлоагрегаты
	ст. N	ДТ ст. N	Тип котла	Производительность т/час	Год ввода	Год модернизации
1	2	3	4	5	6	7
Читинская ТЭЦ-2	4	1	Е-42-40Р	42	1958	2005
	5	1	Е-42-40Р	42	1959	2004
	6	1	Е-42-40Р	42	1961	2003
	7	1	Е-42-40Р	42	1970	2000
	8	1	Е-42-40Р	42	1971	2001
			КВГМ 50-150	50	-	-
			КВГМ 50-150	50	-	-
Читинская ТЭЦ-1	1	1	БКЗ-240-100Ф	193	1965	2002
	2	1	БКЗ-220-100Ф	193	1966	-
	3	1	БКЗ-220-100Ф	193	1966	-
	4	1	БКЗ-220-100Ф	193	1966	-
	5	2	БКЗ-220-100Ф	193	1968	-
	6	2	БКЗ-220-100Ф	213	1968	-
	7	2	БКЗ-220-100Ф	220	1969	-
	8	3	БКЗ-220-100Ф	220	1973	-
	9	3	БКЗ-220-100Ф	220	1974	-
	10	3	БКЗ-220-100Ф	220	1974	-
	11	3	БКЗ-220-100Ф	220	1975	-
	12	3	БКЗ-220-100Ф	220	1977	-
	13	3	БКЗ-220-100Ф	220	1978	-
Приаргунская ТЭЦ	1	1	ЦКТИ-75-39Ф	75	1961	-
	2	1	ЦКТИ-75-39Ф	75	1961	-
	3	1	ЦКТИ-75-39Ф	75	1962	-
Шерловогорская ТЭЦ	1	1	Е-50-40Ф	50	1956	-
	2	1	Е-50-40Ф	50	1956	-
	3	1	Е-50-40Ф	50	1956	-
	4	1	БКЗ-50-39Ф	50	1961	-
Харанорская ГРЭС	1	1	ТПЕ-216	670	1995	-
	2	1	ТПЕ-216	670	2001	-
	3	1	ТПЕ-216М	630	2013	-
ТЭЦ ППГХО	1	1	БКЗ-320-140	320	1972	-
	2	1	БКЗ-320-140	320	1973	-
	3	1	БКЗ-320-140	320	1974	-
	4	1	БКЗ-320-140	320	1977	-
	5	1	БКЗ-210-140	210	1979	-
	6	1	БКЗ-210-140	210	1980	-
	7	2	БКЗ-210-140	210	1982	-
	8	2	БКЗ-210-140	210	1984	-
	9	2	БКЗ-210-140	210	1989	-
	10	2	БКЗ-210-140	210	1990	-
	11	2	БКЗ-210-140-10	210	1992	-
Первомайская ТЭЦ	1	1	БКЗ-50-39Ф	50	1961	-
	2	1	БКЗ-50-39Ф	50	1961	-
	3	1	БКЗ-50-39Ф	50	1962	-
	4	1	К-50-40	50	1973	-
	5	1	К-50-40	50	1973	-
	6	1	К-50-40	50	1973	-

Возрастной состав турбинного оборудования электростанций Забайкальской энергосистемы представлен на рисунке 15.

Возрастной состав котельного оборудования электростанций Забайкальской энергосистемы представлен на рисунке 16.

На рисунке 15 представлен возрастной состав турбинного оборудования электростанций Забайкальской энергосистемы. По состоянию на 01.01.2017 состав турбоагрегатов, срок ввода в эксплуатацию которых составляет более 50 лет составляет 21,7%, от 30 до 50 лет - 43,5%, от 10 до 30 лет - 26,1%, менее 10 лет - 8,7%.

На рисунке 16 представлен возрастной состав котельного оборудования электростанций Забайкальской энергосистемы. По состоянию на 01.01.2017 состав котлоагрегатов, срок ввода в эксплуатацию которых составляет более 50 лет составляет 37,8%, от 30 до 50 лет - 48,9%, от 10 до 30 лет - 11,1%, менее 10 лет - 2,2%.

Общее состояние оборудования электростанций энергосистемы может быть оценено как удовлетворительное. Оборудование паросилового цикла электростанций является ремонтно-пригодным и требует выполнения типовых объемов ремонтно-восстановительных работ.

Основное и вспомогательное оборудование турбинного цеха на электростанциях энергосистемы, в основном, выработало парковый ресурс или близко к его выработке. Дальнейшая эксплуатация оборудования продлевается после соответствующих экспертиз и анализа состояния различных элементов оборудования.

Все генераторы электростанций находятся в работоспособном состоянии. Однако генераторы отработали от 35 до 50 лет, за время их эксплуатации отмечались короткие замыкания на обмотки статора, витковые замыкания на роторе. В последние капитальные ремонты все чаще выявляются дефекты основных узлов, что свидетельствует о том, что генераторы выработали нормативный срок службы.

Дымовые трубы находятся в ограниченно-работоспособном состоянии.

Строительные конструкции производственных зданий и сооружений находятся в работоспособном или ограниченно-работоспособном состоянии.

Гидротехнические сооружения электростанций находятся в ограниченно-работоспособном состоянии.

3.4. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Структура выработки электроэнергии на электростанциях энергосистемы Забайкальского края представлена в таблице 23.

Суммарная выработка электроэнергии электростанциями энергосистемы Забайкальского края единичной мощностью 5 МВт и выше, осуществляющих централизованное электроснабжение потребителей, в 2016 году составила 7035,994 млн. кВт.ч, что на 188,502 млн. кВт.ч (-2,6%) ниже уровня 2015 года.

Выработка электроэнергии за вычетом производства электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий составила 5558,007 млн. кВтч., что на 15,684 млн. кВтч.(+0,28%) выше уровня 2015 года (5542,323 млн. кВтч.).

Выработка электроэнергии электростанций промышленных предприятий в 2016 году составила 1477,987 млн. кВтч., что на 204,186 млн. кВтч. (-12,14%) ниже показателя 2015 года (1682,1735 млн. кВтч).

Таблица 23

Структура выработки электроэнергии на электростанциях в 2016 году

Наименование объекта	Выработка электроэнергии, млн. кВт.ч		Структура, %	Изменение выработки к предыдущему году, %
	2015	2016
Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	3488,567	3502,005	49,77	+0,39
Читинская ТЭЦ-1 (ПАО "ТГК-14")	1902,535	1902,164	27,03	-0,02
Читинская ТЭЦ-2 (ПАО "ТГК-14")	69,954	70,571	1,00	+0,88
Шерловогорская ТЭЦ (ПАО "ТГК-14")	40,169	40,845	0,58	+1,68
Приаргунская ТЭЦ (ПАО "ТГК-14")	41,098	42,422	0,60	+3,22
ТЭЦ ППГХО (филиал АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске)	1663,365	1462,495	20,79	-12,08
Первомайская ТЭЦ (ООО "Коммунальник")	18,808	15,492	0,22	-17,63
ВСЕГО:	7224,496	7035,994	100,00	-2,61

Снижение выработки тепловых электростанций энергосистемы Забайкальского края определялось общей балансовой ситуацией в ОЭС Сибири, а именно, с одной стороны - снижением нагрузки ТЭС по условию обеспечения прогнозируемого отпуска тепла, что обусловлено влиянием температурного фактора в осенне-зимний период, с другой стороны - увеличением сальдо-перетоков из смежных энергосистем в связи с повышенной энергоотдачей ГЭС в ОЭС Сибири.

Выработка электроэнергии электростанциями энергосистемы в 2015, 2016 годах по месяцам года представлена в таблице 24.

Таблица 24

Выработка электроэнергии электростанциями по месяцам 2015, 2016 годов

ГОД	январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь	ГОД
2015	761,2	654,5	671,5	593,6	525,4	465,0	482,7	488,0	522,0	642,6	679,9	738,1	7224,5
2016	745,8	680,247	643,6	581,7	515,1	450,9	464,0	448,6	459,9	588,7	698,1	759,2	7036,0

Выработка электроэнергии в 2016 году электростанций энергосистемы Забайкальского края по сравнению с 2015 годом приведена на рисунках 17, 18.

Коэффициент использования установленной мощности (Киум) равен отношению фактической выработки за период эксплуатации к номинальной мощности. Таким образом, Киум характеризует надежность установки не только в отношении полных, но и частичных отказов, которые не приводят к ее остановке, а требуют снижения мощности. Данные по использованию установленной мощности электростанций (рассчитанные коэффициенты использования установленной мощности) ТЭС энергосистемы Забайкальского края за период 2015, 2016 годов представлены в таблице 25.

Таблица 25

Коэффициент использования установленной мощности, %

ГОД	январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
2015	64,60	61,49	56,99	52,06	44,58	40,75	40,96	41,41	44,30	54,54	59,62	62,64
2016	63,29	61,71	54,62	51,02	43,72	39,54	39,38	38,07	40,33	49,96	61,22	64,02

Динамика изменения коэффициентов использования установленной мощности ТЭС ЭС Забайкальского края в 2015 - 2016 гг. представлена на рисунке 19.

Как видно из таблицы 25 и рисунка 19 за I квартал 2016 года отмечено снижение значений коэффициента использования установленной мощности по сравнению с аналогичным периодом прошлого года на 1,18% за счет снижения выработки станций: ТЭЦ ППГХО в течение всего отчётного периода (-5,1% по сравнению с I кварталом 2015 года) и Читинской ТЭЦ-1 (-4,0% по сравнению с I кварталом 2015 года). В феврале рост значений коэффициента использования установленной мощности по сравнению с аналогичным периодом прошлого года обусловлен увеличением выработки всех электростанций, за исключением ТЭЦ ППГХО и Первомайской ТЭЦ.

За II квартал 2016 года отмечено снижение значений коэффициента использования установленной мощности по сравнению с аналогичным периодом прошлого года на 1,04% за счет снижения выработки станций: ТЭЦ ППГХО и Харанорской ГРЭС соответственно на 15,0% и 2,8%.

За III квартал 2016 года отмечено снижение значений коэффициента использования установленной мощности по сравнению с аналогичным периодом прошлого года на 3,4% за счет снижения выработки всех станций, за исключением Читинской ТЭЦ-2 и Шерловогорской ТЭЦ.

За IV квартал 2016 года отмечено снижение значений коэффициента использования установленной мощности по сравнению с аналогичным периодом прошлого года на 0,79%. Выработка станций энергосистемы Забайкальского края в октябре 2016 года снизилась на 8,4%, наибольшее снижение было отмечено на ТЭЦ ППГХО и Харанорской ГРЭС, в ноябре и декабре 2016 года выработка станциями энергосистемы возросла (увеличение по Читинской ТЭЦ-1 и Харанорской ГРЭС), что привело к росту Киум.

Таким образом, годовое значение коэффициента использования установленной мощности за 2016 год составило 50,55%, что меньше значения коэффициента использования установленной мощности за 2015 год, равное 52,07%, на 1,52%.

Структура выработки электроэнергии на электростанциях единичной мощностью 5 МВт и выше, осуществляющих централизованное электроснабжение потребителей Забайкальского края с группировкой по электростанциям и принадлежности к энергокомпаниям в 2015, 2016 годах, приведена на рисунках 20, 21.

3.5. Характеристика балансов электрической энергии и мощности

Баланс электрической мощности

Покрытие баланса обеспечивается мощностями действующих электростанций на территории энергосистемы и перетока мощности из смежных энергосистем (Бурятской ЭС и Амурской ЭС). Баланс мощности за отчетный период 2015, 2016 года по энергосистеме, обслуживающей потребителей на территории Забайкальского края, на час прохождения собственного зимнего максимума нагрузки электропотребления представлен в таблице 26.

Таблица 26

Отчетный баланс мощности при прохождении собственного максимума нагрузки, МВт

Показатели	2015	2016
ПОТРЕБНОСТЬ
Максимум нагрузки (22 декабря 2016 года 04-00 мск.вр.)	1258,3	1279,9
Передача мощности - ВСЕГО	0,0	0,0
Передача мощности в смежные энергосистемы	0,0	0,0
Экспорт	0,0	0,0
в ОЭС Востока	0,0	0,0
в ОЭС Сибири	0,0	0,0
ИТОГО потребность	1258,3	1279,9
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность на конец года, в том числе:	1583,8	1593,8
Электростанции ОГК (Интер РАО)	655,0	665,0
Электростанции ТГК	500,8	500,8
ТЭС, из них	1583,8	1593,8
Электростанции промпредприятий	428,0	428,0
Первомайская ТЭЦ	18,0	18,0
ТЭЦ ППГХО	410,0	410,0
Ограничения мощности на час максимума нагрузки	15,5	25,4
Располагаемая мощность на час максимума нагрузки	1569,3	1568,4
Рабочая мощность на час максимума нагрузки	1394,3	1366,4
Используемая в балансе мощность
Получение мощности - ВСЕГО	262,0	211,3
из ОЭС Востока	68,5	100,0
из ОЭС Сибири	193,5	111,3
ИТОГО покрытие максимума нагрузки	996,3	1068,6
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)	-262,0	-211,3
Фактический резерв	398,0	297,9
Расчетный резерв мощности (справочно)	151,0	153,6

Максимум потребления мощности 2016 года составляет 1280 МВт (22.12.2016 04-00 мск. вр), по сравнению с максимальным потреблением 2015 года, равного 1258 МВт (28.12.2015 15-00 мск. вр), данный показатель увеличился на 22 МВт (+1,7%). Максимальная нагрузка электростанций ЗЭС в час прохождения максимума нагрузки потребителей составила 1069 МВт, что на 73 МВт (+7,2%) выше аналогичного показателя 2015 года (996 МВт). При росте собственной нагрузки снизилось значение внешних перетоков. Сальдо внешних перетоков составило 211 МВт на прием в энергосистему Забайкальского края, что на 51 МВт (-19,5%) ниже, чем в 2015 году (262 МВт).

Потребление мощности энергосистемы Забайкальского края в час прохождения собственного максимума потребления в 2015 и 2016 годах и температура наружного воздуха приведена в таблице 27.

Таблица 27

Потребление мощности энергосистемы Забайкальского края в час прохождения собственного максимума потребления в 2015 и 2016 годы

Максимумы потребления, МВт			Среднесуточная температура, °С
28.12.2015	22.12.2016		28.12.2015	22.12.2016
	Факт	_ к 2015 г.		Факт	_ к 2015 г.	_ к норме
1258,3	1279,9	+21,6	-29,5	-25,6	+3,9	-3,5

Условия прохождения зимнего максимума нагрузок Забайкальской энергосистемы на час собственного максимума потребления представлены на рисунке 22 и в таблице 28.

Структура резервов в день прохождения собственного зимнего максимума нагрузок 22 декабря 2016 года в 04-00 (московского времени) представлена в таблице 29.

Таблица 28

Условия прохождения зимнего максимума нагрузок, МВт

Установленная мощность	Располагаемая мощность	Ремонт, консервация и реконструкция	Заявленный режим работы	Резерв	Нагрузка электростанций	Собственный максимум потребления	Сальдо перетоков ( - ), экспорт ( + ), импорт
2015 год, 28 декабря 15-00 московского времени
1583,8	1569,3	175,0	0	398,0	996,3	1258,3	+262,0
2016 год, 22 декабря 04-00 московского времени
1593,8	1568,4	202,0	0	297,9	1068,6	1279,9	+211,3

Таблица 29

Структура резервов в день прохождения зимнего максимума нагрузок в 2015, 2016 годах, МВт, %

		2015 год	2016 год
Всего резерв электростанций		397,98	297,9
% от максимума потребления		31,63%	23,28%
Выпускаемый резерв		397,98	297,9
% от максимума потребления		31,63%	23,28%
Невыпускаемый резерв		0	0
ТЭС	Всего	0	0
	ХР	0	0
	ВР	0	0
ГЭС		0	0
ХР, всего		334,58	92,0
ВР, всего		63,40	205,9
Максимум потребления		1258,25	1279,9

В день прохождения годового максимума нагрузок энергосистемы Забайкальского края резерв мощности зафиксирован на уровне 23,28% от максимума потребления энергосистемы и составил 297,9 МВт. Величина невыпускаемого резерва равна 0.

Балансы мощности на день прохождения максимальных нагрузок электропотребления энергосистемы Забайкальского края на протяжении рассматриваемого отчетного периода 2015, 2016 годов складывались дефицитно.

Величина дефицита мощности в 2015 г. составила 262,0 МВт, в 2016 г. снизилась на 50,7 МВт (-19,4%) и составила 211,3 МВт. Такая динамика дефицита обусловлена изменением фактической нагрузки, участвующей в покрытии нагрузки потребления - увеличилась собственная генерация электростанций на час максимума потребления, покрытие потребления осуществлялось так же за счет внешних перетоков.

Баланс электрической энергии

Фактический баланс электрической энергии по территории энергосистемы Забайкальского края за отчётный 2016 год в сравнении с планом 2016 и фактом 2015 года представлен в таблице 30.

Анализ балансов электроэнергии показывает, что на всём отчётном периоде потребность энергосистемы Забайкальского края в электроэнергии покрывалась как за счёт выработки собственных электростанций, так и получения со стороны смежных энергосистем: Амурской (ОЭС Востока) и республики Бурятия (ОЭС Сибири). В 2016 году произошло снижение выработки электроэнергии ТЭС энергосистемы (на 188,5 млн. кВтч относительно 2015 г.). Основная причина снижения - загрузка электростанций системным оператором по балансу ОДУ Сибири. Получение электроэнергии из смежных энергосистем в 2016 г. увеличилось на 298,0 млн. кВтч., при этом из Амурской энергосистемы - увеличилось на 61,8 млн. кВтч., а из энергосистемы республики Бурятия - увеличилось на 236,1 млн. кВтч.

Баланс электрической энергии энергосистемы Забайкальского края во всём отчётном периоде 2015, 2016 годов является дефицитным, покрытие электропотребления при этом могло быть обеспечено за счёт собственной выработки электростанций на территории энергосистемы, но в связи с высокой себестоимостью электрической энергии, покрывалась за счёт перетоков электроэнергии из смежных энергосистем.

Фактическое производство и потребление электроэнергии энергосистемы Забайкальского края за предшествующий 5-летний период (млн. кВт.ч) приведены в таблице 31.

Число часов использования установленной мощности электростанций энергосистемы Забайкальского края в отчётном периоде 2015 и 2016 годах представлено в таблице 32.

Число часов использования (ЧЧИ) суммарной установленной мощности тепловых электростанций энергосистемы Забайкальского края снизилось с 5221 часов в

году до 5085 часов в 2016 г. по причине снижения выработки электроэнергии. На Читинской ТЭЦ-2, Шерловогорской ТЭЦ и Приаргунской ТЭЦ ЧЧИ установленной мощности увеличилось (с 5830, 3347 и 1712 часов в 2015 г. до 5831, 3404 и 1768 часов в 2016 г.).

Таблица 30

Баланс электрической энергии энергосистемы за отчётный период 2015, 2016 годов

Наименование показателей		2015	2016		Откл. от плана		Откл. от 2015 г.
		факт	план	факт	тыс.кВт-ч	%	тыс.кВт-ч	%
Выработка, млн. кВт-ч
Филиал ПАО "ТГК-14"- "Читинская генерация", всего, в том числе:		2053,755	2007,622	2056,001	48,379	2,41	2,246	0,11
Читинская ТЭЦ-1		1902,535	1850,240	1902,164	51,924	2,81	-0,371	-0,02
Читинская ТЭЦ-2		69,954	67,956	70,571	2,615	3,85	0,617	0,88
Шерловогорская ТЭЦ		40,169	45,566	40,845	-4,721	-10,36	0,676	1,68
Приаргунская ТЭЦ		41,098	43,860	42,422	-1,438	-3,28	1,324	3,22
Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"		3488,567	2942,990	3502,005	559,015	18,99	13,438	0,39
ТЭЦ ППГХО (эл. ст. пром. предприятия)		1663,365	1738,047	1462,495	-275,551	-15,85	-200,870	-12,08
Первомайская ТЭЦ (эл. ст. пром. предприятия)		18,808	20,412	15,492	-4,920	-24,10	-3,316	-17,63
Выработка по территории:		7224,496	6709,071	7035,994	326,923	4,87	-188,502	-2,61
Сальдо-перетоки, млн. кВт-ч
Покупка ОАО "Читаэнергосбыт"		3325,167	3154,080	3389,467	235,388	7,46	64,300	1,93
от ОЭС Востока	ЗабПМЭС (220 кВ)	242,327	190,000	304,176	114,176	60,09	61,849	25,52
от ОЭС Сибири	ЗабПМЭС (220 кВ)	296,951	934,997	533,280	-411,601	-44,02	236,329	79,59
	РСК (110 кВ и ниже)	-9,658		-9,884			-0,226	2,34
в Республику Монголия	ЗабПМЭС(10кВ)	-0,653	-0,153	-0,153	-0,153		0,500	-76,60
от филиала ПАО "ТГК-14"- "Читинская генерация", всего, в том числе:	ЗабПМЭС (220 кВ)	325,984	1649,905	339,114	69,341	4,20	13,130	4,03
	РСК (110 кВ и ниже)	1414,181		1380,131			-34,050	-2,41
от Читинской ТЭЦ-1	ЗабПМЭС (220 кВ)	325,984	1553,298	339,114	92,311	5,94	13,130	4,03
	РСК (110 кВ и ниже)	1319,725		1306,495			-13,230	-1,00
от Читинской ТЭЦ-2	РСК (110 кВ и ниже)	40,893	36,460	42,057	5,598	15,35	1,164	2,85
от Шерловогорской ТЭЦ	РСК (110 кВ и ниже)	23,390	28,136	0,000	-28,136		-23,390
от Приаргунской ТЭЦ	РСК (110 кВ и ниже)	30,172	32,011	31,579	-0,432	-1,35	1,407	4,66
от Филиала "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО	ЗабПМЭС (220 кВ)	2585,043	2711,768	2583,327	514,297	18,97	-1,716	-0,07
- Электрогенерация"	РСК (110 кВ и ниже)	625,422		642,739			17,317	2,77
от ТЭЦ ППГХО	ЗабПМЭС (220 кВ)	260,229	713,4901	161,448	-137,756	-19,31	-98,781	-37,96
	РСК (110 кВ и ниже)	433,782		414,286			-19,496	-4,49
ООО "Русэнергосбыт"	ЗабПМЭС (220 кВ)	-2731,299	-2733,491	-2817,198	-83,707	3,06	-85,899	3,14
ОАО "Оборонэнергосбыт"	РСК (110 кВ и ниже)	-101,568	-103,624	-99,319	4,304	-4,15	2,249	-2,21
Электропотребление, млн. кВт-ч
ОАО "Читаэнергосбыт"		3325,167	3154,080	3389,467	235,388	7,46	64,300	1,93
Собственное потребление Филиала ПАО "ТГК-14"- "Читинская генерация", всего, в том числе:		313,565	357,717	310,694	-47,023	-13,15	-2,871	-0,92
Собственное потребление Читинской ТЭЦ-1		256,826	296,942	256,555	-40,387	-13,60	-0,271	-0,11
Собственное потребление Читинской ТЭЦ-2		29,061	31,496	28,513	-2,983	-9,47	-0,548	-1,88
Собственное потребление Шерловогорской ТЭЦ		16,779	17,430	14,821	-2,609	-14,97	-1,958	-11,67
Собственное потребление Приаргунской ТЭЦ		10,900	11,849	10,806	-1,043	-8,80	-0,094	-0,86
Собственное потребление Филиала "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"		278,103	231,222	275,940	44,718	19,34	-2,163	-0,78
Собственное потребление ПАО "ППГХО" (энергорайон)		969,320	1024,557	886,200	-138,356	-13,50	-83,120	-8,58
Собственное потребление Первомайская ТЭЦ (ООО "Коммунальник") (энергорайон)		16,878	13,198	9,709	-3,489	-26,43	-7,169	-42,47
Потери в сетях ЕНЭС		150,484	216,180	151,950	-64,230	-29,71	1,466	0,97
Собственное потребление ООО "Русэнергосбыт"		2592,391	2733,491	2734,068	0,577	0,02	141,677	5,47
Собственное потребление ОАО "Оборонэнергосбыт"		107,555	103,624	105,383	1,760	1,70	-2,172	-2,02
Электропотребление по территории		7753,463	7834,068	7863,413	29,345	0,37	109,950	1,42

Таблица 31

Фактическое производство и потребление электроэнергии энергосистемы Забайкальского края

Электроэнергия	Год	январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь	ЗА ГОД
Потребление электроэнергии	2012	830,285	748,287	732,514	639,016	580,846	506,897	519,892	534,157	554,669	665,135	740,584	853,038	7905,320
Выработка электроэнергии		715,485	669,453	679,968	564,218	512,396	397,811	403,893	376,826	448,707	616,570	718,883	836,624	6940,837
Сальдо перетоков		114,747	78,788	52,503	74,760	68,412	109,052	115,964	157,295	105,922	48,519	21,701	16,415	964,078
Потребление электроэнергии	2013	842,917	743,360	758,785	677,825	598,352	525,714	526,213	535,317	586,944	676,871	700,047	799,964	7972,309
Выработка электроэнергии		853,540	728,225	740,880	657,465	572,161	500,988	476,671	479,834	534,347	609,553	630,664	774,780	7559,107
Сальдо перетоков		-10,623	15,135	17,905	20,360	26,191	24,727	49,542	55,484	52,597	67,318	69,383	25,184	413,202
Потребление электроэнергии	2014	806,755	727,501	727,360	617,954	598,998	536,171	535,330	537,982	573,025	666,865	705,478	801,919	7835,338
Выработка электроэнергии		808,831	695,588	708,767	593,711	539,110	502,007	487,875	479,340	549,240	607,689	674,180	754,729	7401,068
Сальдо перетоков		-2,076	31,913	18,592	24,243	59,888	34,164	47,455	58,642	23,785	59,176	31,298	47,190	434,270
Потребление электроэнергии	2015	783,533	685,280	710,252	626,607	580,001	527,122	531,640	540,191	572,104	670,701	729,103	796,930	7753,463
Выработка электроэнергии		761,175	654,463	671,535	593,618	525,361	465,027	482,697	487,972	521,988	642,644	679,874	738,142	7224,496
Сальдо перетоков		22,359	30,817	38,717	32,989	54,639	62,095	48,942	52,219	50,116	28,057	49,229	58,788	528,967
Потребление электроэнергии	2016	791,362	719,433	711,548	642,867	591,359	529,773	538,368	551,116	558,460	680,515	744,530	804,084	7863,413
Выработка электроэнергии		745,789	680,247	643,594	581,747	515,156	450,932	463,999	448,651	459,852	588,736	698,102	759,189	7035,994
Сальдо перетоков		45,573	39,186	67,954	61,119	76,203	78,841	74,369	102,465	98,609	91,778	46,428	44,895	827,419

Таблица 32

Число часов использования установленной мощности электростанций за отчетный период 2015, 2016 годов, часов в год

Показатели	Отчётные значения		Изменения к пред. году, %
	2015 г.	2016 г.
Число часов использования установленной мощности, всего, в том числе:	5221	5085	-2,60
Харанорская ГРЭС	5326	5347	0,39
ТЭЦ ППГХО	4057	3567	-12,08
Читинская ТЭЦ-1	4202	4201	-0,02
Читинская ТЭЦ-2	5830	5881	0,87
Шерловогорская ТЭЦ	3347	3404	1,70
Приаргунская ТЭЦ	1712	1768	3,27
Первомайская ТЭЦ	1045	861	-17,61

Для наглядности структура производства и получения электроэнергии в энергосистеме Забайкальского края представлена на рисунке 23.

3.6. Динамика производства и потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии. Структура отпуска и потребления тепловой энергии

Анализ существующего состояния систем теплоснабжения городов и поселков Забайкальского края, подключенных к системам централизованного теплоснабжения, сформирован на основе:

- информации, полученной от теплоснабжающих организаций городов и поселков;

- статистических форм (6-ТП, 46-ТЭ);

- материалов схем теплоснабжения г. Чита, г. Краснокаменск, пгт. Ясногорск, п. Шерловая Гора, п. Приаргунск, п. Первомайский.

Город Чита

Город Чита - первый по численности населения город в Забайкальском крае, имеет статус краевого центра, административный центр Забайкальского края. Город Чита расположен в котловине у подножия сопок, на берегах реки Читы при её впадении в реку Ингоду. Площадь города - 538 км2. На территории города расположено озеро Кенон. Население - 343,5 тыс. человек (2017 год). Климат резко континентальный. Ведущие отрасли промышленности - энергетика и производство продуктов питания. Транспортный узел на Транссибирской магистрали и федеральных автодорогах "Байкал" и "Амур"; международный аэропорт.

Схема теплоснабжения г. Чита утверждена Постановлением Администрации городского округа "Город Чита" N 01 от 10.01.2012 г. (в ред. Постановления Администрации городского округа "Город Чита" от 19.09.2013 г. N 196).

В городском округе "Город Чита" теплоснабжение объектов жилищного фонда и городской инфраструктуры осуществляется различными способами - индивидуальными и централизованными источниками тепла. Централизованными источниками теплоснабжения являются котельные производственных предприятий, муниципальные котельные, а также принадлежащие ПАО "ТГК-14" источники комбинированной выработки тепловой и электрической энергии Читинская ТЭЦ-1 и Читинская ТЭЦ-2. Основную часть услуг теплоснабжения города предоставляет ПАО "ТГК-14", тепловые сети данной организации, примыкающие к Читинской ТЭЦ-1 и Читинской ТЭЦ-2, объединены в единую систему централизованного теплоснабжения - филиал ПАО "ТГК-14" Читинский энергетический комплекс (ЧЭК) и охватывают большую часть территории города. Тепловые сети котельных функционируют изолированно от тепловых сетей других источников. Расположение источников теплоснабжения с выделением зон действия, а также основные тепловые трассы от источников к потребителям приведены в Приложении Д.

Читинская ТЭЦ-1 и Читинская ТЭЦ-2 располагаются в городе, в непосредственной близости от оз. Кенон и реки Ингода. Схема теплоснабжения "закрытая". На данный момент система централизованного теплоснабжения г. Читы представлена теплотрассами "ТЭЦ-1 - Город", "ТЭЦ-1 - КСК" и "ТЭЦ-2 - Город". Доля покрытия теплового потребления от Читинской ТЭЦ-1 и Читинской ТЭЦ-2 распределяется соответственно 80 и 20%. Гидравлический режим работы тепловых сетей не позволяет обеспечивать теплоснабжение потребителей города от одного источника.

На Читинской ТЭЦ-1 установлено 12 котельных агрегатов БКЗ-220-100Ф и 1 реконструированный котельный агрегат БКЗ-240-100Ф, 2 турбины ПТ-60-90, 1 турбина Т-80-90, 2 турбины Т-87-90 и 1 турбина Р-78-8. Установленная тепловая мощность Читинской ТЭЦ-1 - 1072 Гкал/ч, присоединённая тепловая нагрузка по состоянию на 01.01.2016 - 1019 Гкал/ч.

На Читинской ТЭЦ-2 установлено 5 котельных агрегатов Е-42-40Р, 2 пиковых водогрейных котла КВГМ-50-150, 1 турбина Р-6-35/5 м-1 и 1 турбина Р-6-3,4/0,5-1. Установленная тепловая мощность Читинской ТЭЦ-2 - 233 Гкал/ч с присоединенной тепловой нагрузкой на 01.01.2016 - 246 Гкал/ч.

На обслуживании ПАО "ТГК-14" в городе Чита находится 91,128 км магистральных тепловых сетей и 247,994 км внутриквартальных тепловых сетей (ВКТС). Общее количество на обслуживании ПАО "ТГК-14" внутридомовой тепловой сети - 1362 ж/дома.

В настоящее время нормативный срок эксплуатации 25 лет выработали 61,4 км магистральных тепловых сетей, что составляет 67,4% и 201 км внутриквартальных тепловых сетей, что составляет 81,1%, чем и обусловлен существенный рост аварийности в тепловых сетях.

Недостаточные объемы проводимых ремонтов трубопроводов тепловых сетей в последние годы привело к значительному увеличению доли тепловых сетей, отслуживших нормативный срок эксплуатации в 25 лет и требующих замены. Несмотря на то, что в период с 2009 г. по 2016 г. количество повреждений, доля трубопроводов отслуживших нормативный срок службы продолжает расти, и к настоящему моменту составляет 69%. Добиться снижения повреждаемости тепловых сетей удалось только за счет замены наиболее проблемных участков теплотрасс, а физические объемы проводимых капитальных ремонтов не позволяют переломить ситуацию и снизить процент трубопроводов, отработавших нормативный срок.

Подключение новых потребителей к системе централизованного теплоснабжения за последние пять лет составляет в год около 25 Гкал/ч. Дальнейшее присоединение потребителей к системе централизованного теплоснабжения сдерживается ограниченной пропускной способностью магистральных, внутриквартальных тепловых сетей г. Читы и Читинской ТЭЦ-1. Имеющийся на сегодняшний день резерв установленной тепловой мощности котлоагрегатов на Читинской ТЭЦ-1 ограничен пропускной способностью головных участков теплосети Читинской ТЭЦ-1, а на Читинской ТЭЦ-2 резерв тепловой мощности отсутствует и присоединение новых потребителей к данному источнику тепла невозможно, т.к. присоединенная тепловая нагрузка потребителей на теплотрассе Читинская ТЭЦ-2 - Город превышает установленную тепловую мощность, равную 233 Гкал/ч.

Необходимость реконструкции некоторых участков тепловых сетей г. Читы вызвана увеличением присоединенной тепловой нагрузки, что влечет рост гидравлических потерь на зауженных участках теплосети и снижению качество предоставляемых услуг уже подключенным абонентам.

Состояние теплоэнергетического комплекса города Читы характеризуется:

- отсутствием замещающих источников теплоснабжения в городе Чите;

- тепловая мощность Читинской ТЭЦ-2 в период низких температур (ниже минус 38 °С) не позволяет обеспечить тепловое потребление присоединенных потребителей без включения водогрейных (мазутных) котлов;

- срок службы ответственных элементов и деталей (барабанов котлов, цилиндров турбин, паропроводов и т.п.) достиг парковый ресурс или близко к его выработке;

- увеличение объема работ по ремонту морально изношенного оборудования;

- снижение уровня воды и тепловое загрязнение озера-охладителя Читинской ТЭЦ-1 - озера "Кенон" (Снижение уровня воды в канале ниже критической отметки может привести к срыву циркуляционных насосов и останову турбин).

В настоящее время сложилась критическая ситуация с теплоснабжением потребителей г. Читы. Недофинансирование ремонтных программ последних лет привело к значительному увеличению доли тепловых сетей, отслуживших нормативный срок эксплуатации 25 лет и требующих замены.

Город Краснокаменск

Город Краснокаменск - второй по величине город Забайкальского края, является районным центром муниципального образования - Краснокаменского района, расположен в 535 км (по железной дороге) от областного центра - г. Читы и граничит с поселениями: Соктуй-Милозанское, Целиннинское, Кайластуйское, Среднеаргунское и Забайкальским районом. Население города - 53,2 тыс. жителей (2017). Территория городского поселения - 427,70 кв. км.

В городе находятся два профессиональных училища ПУ N 11 и ПУ N 34, десять (с 2012-2013 учебного года) школ, медицинский колледж, филиал ангарского политехнического техникума, филиал Московского инженерно-физического института (КПТ НИЯУ МИФИ) и филиал читинского горного техникума. Город связан железной дорогой с областным центром.

Источником теплоснабжения города является ТЭЦ ППГХО, расположенная в 4 км. восточнее города. ТЭЦ ППГХО введена в эксплуатацию в 1972 г., значительная часть оборудования физически и морально устарела. Вместе с тем при установленной тепловой мощности 1169 Гкал/ч на ТЭЦ имеется резерв тепловой мощности 175,1 Гкал/ч. На долю потребителей промплощадки приходится 60% всей подключенной к ТЭЦ ППГХО тепловой нагрузки.

Эксплуатацию ТЭЦ обеспечивает Публичное акционерное общество "Приаргунское производственное горно-химическое объединение" (ПАО "ППГХО"). Основным направлением деятельности ПАО "ППГХО" является добыча и переработка урановых руд и выпуск концентрата природного урана. На сегодняшний день ПАО "ППГХО" - крупнейшее уранодобывающее предприятие в России, которое обеспечивает поставки концентрата природного урана на внутренний рынок. ТЭЦ ППГХО вырабатывает электроэнергию и тепловую энергию в воде и паре для нужд ПАО "ППГХО" и потребителей города.

В 2008 году городские сети теплоснабжения, которые ранее обслуживались ПАО "ППГХО", были переданы в муниципальную собственность городского поселения "Город Краснокаменск". Эксплуатацию городских сетей теплоснабжения до границ с потребителями в настоящее время обеспечивает Унитарное муниципальное предприятие городского поселения "Город Краснокаменск" муниципального района "Город Краснокаменск и Краснокаменский район" Забайкальского края "Жилищно-коммунальное управление" (УМП "ЖКУ"). УМП "ЖКУ" - многопрофильное предприятие, которое специализируется на управлении многоквартирными домами, содержании общего имущества многоквартирных домов, объектов нежилого фонда, инженерной инфраструктуры, занимается благоустройством микрорайонов и содержанием автомобильных дорог, а также ремонтно-строительными работами.

Схема теплоснабжения г. Краснокаменск утверждена Постановлением Администрации городского поселения "город Краснокаменск" Муниципального района "Город Краснокаменск и Краснокаменский район" Забайкальского края от 04.10.2013 г. N 1229 (в ред. Постановления от 27.03.2015 года N 337).

Схема теплоснабжения открытая, с зависимым присоединением систем теплопотребления абонентов и непосредственным водоразбором воды из теплосети на нужды горячего водоснабжения (ГВС). Схема теплоснабжения обеспечивает потребителей теплом и технологическим паром в полном объеме, имеется резерв по тепловой мощности в пределах 250 Гкал/час. Расчётный температурный график - 15070 °С со срезкой на 130 °С. Для нужд горячего водоснабжения температура воды обеспечивается в диапазоне 60-75 °С в точке водоразбора. Летнее горячее водоснабжение выполняется насосами подпитки теплосети, вода в город и на промышленную площадку подается по одному из магистральных трубопроводов зимнего режима. Для обеспечения горячего водоснабжения объектов промышленной площадки работают две насосных станции летнего режима. В зимнем режиме гидравлические параметры тепловой сети обеспечивают повысительные насосные тепловые станции: на промышленной площадке ТНС-2, ТНС-2а, ТНС-5, ТНС-11, ТНС- 15, ТНС-15а; на тепловых сетях города (подкачивающие) ТНС-6, ТНС-14.

Упрощенная схема теплоснабжения ТЭЦ ППХО представлена на рисунке 24.

В качестве топлива на ТЭЦ используется бурый уголь с "Уртуйского" угольного разреза, принадлежащего ПАО "ППГХО". Уголь перед сжиганием измельчается в мельницах и вместе с дутьем воздуха через специальные горелочные устройства подается в топки котельных агрегатов.

Тепловой энергией от ТЭЦ ППГХО обеспечиваются потребители первой и второй категорий, не имеющие индивидуальных резервных источников тепловой энергии. Учитывая отсутствие других источников централизованного теплоснабжения в городском поселении "Город Краснокаменск", к ТЭЦ ППГХО предъявляются требования по надежности отпуска тепловой энергии потребителям как теплоисточнику первой категории. Потребителями теплоты являются производственные, административно-бытовые и жилые здания. ТЭЦ ППГХО полностью обеспечивает отопительную нагрузку, а также нагрузку горячего водоснабжения.

Для подогрева сетевой воды ТЭЦ оборудована бойлерными установками (БУ-1, 2, 3, 4, 6, 7). Подогрев сетевой воды осуществляется последовательно в основных и пиковых подогревателях паром от теплофикационных отборов турбин. Теплоноситель - перегретая вода подается в трубопроводы тепловой сети сетевыми насосами.

Для подпитки тепловой сети используется вода, прошедшая подготовку в системе химводоподготовки. На ТЭЦ установлены два аккумуляторных бака ёмкостью по 5000 куб. м каждый. Встроенные пучки конденсаторов турбин используются для подогрева подпиточной воды системы теплоснабжения и ТЭЦ. Регулирование отпуска тепловой энергии производится качественным методом.

Теплоснабжение жилых микрорайонов, объектов соцкультбыта и предприятий города осуществляется по двум основным тепломагистралям: "Северной" - проходящей вдоль автодороги N 1 (проспект "Строителей) и "Центральной" - проходящей вдоль автодороги N 3. "Северная" тепло магистраль обеспечивает подачу тепла к объектам: коммунальной зоны, ПУ-34, зоны общежитий, торгового центра, МКР-1, МКР-2, МКР-6, частично МКР-5 и северной части центра города. Остальные потребители городского поселения "Город Краснокаменск" получают тепловую энергию через "Центральную" тепломагистраль.

Прокладка магистральных тепловых сетей - надземная, на низких опорах. Геодезический профиль местности городского поселения "Город Краснокаменск" неравномерный, потребители тепловой энергии находятся как в верхних, так и в нижних зонах. Максимальная разность геодезических отметок земли около 165 м. Сеть делится на зоны насосными станциями, с помощью которых поддерживается циркуляция теплоносителя.

Прокладка магистральных тепловых сетей "Южного" и "Центрального" направлений, а также вдоль МКР-3, МКР-7 и МКР-2 предусмотрена в проходных каналах, совместно с сетями водопровода и кабелями электросвязи и автоматики. Из-за отсутствия возможностей прокладки проходного канала по "Северному" направлению магистральные теплопроводы прокладываются совместно с водопроводом в непроходных каналах. Надземная прокладка магистральных тепловых сетей выполнена на низких опорах. Все внутриплощадочные теплосети проложены совместно с водопроводными сетями в непроходных каналах. В проходных каналах предусматриваются устройства вентиляции, работающие в автоматическом режиме, служащие для создания требуемых параметров микроклимата. В местах отключения предусмотрена установка запорно-регулирующей арматуры.

Для возможности обеспечения перераспределения тепла в случае выхода из строя отдельных участков проектом системы теплоснабжения городского поселения "Город Краснокаменск" предусмотрено кольцевание магистральных теплопроводов с установкой на них секционирующих задвижек. Однако, в настоящее время не все участки магистральных теплопроводов закольцованы, что ограничивает возможности перераспределения потоков тепловой энергии в случае аварийных ситуаций.

В местах отключения основных магистралей города от магистральных теплосетей ТЭЦ установлена отключающая запорная арматура и приборы учета расхода тепла.

Компенсация температурных удлинений теплопроводов осуществляется П- образными компенсаторами. Все трубопроводы имеют антикоррозийное покрытие и изолированы минераловатными изделиями с последующим покрытием покровным слоем из рулонного стеклопластика или железа, кроме трубопроводов тепловых сетей рудника N 8, где применены скорлупы пенополиуретановые.

Тепловые сети выполнены двухтрубными с сочетанием подающих трубопроводов для подачи горячей воды от ТЭЦ до систем теплоиспользования и обратных трубопроводов для возврата охлажденной в системе воды к ТЭЦ для повторного подогрева. Подающие и обратные трубопроводы водяной тепловой сети вместе с соответствующими трубопроводами ТЭЦ и систем теплоиспользования образуют замкнутые контуры циркуляции воды. Эта циркуляция поддерживается сетевыми насосами ТЭЦ и насосными станциями на тепловых сетях.

Протяженность сетей теплоснабжения в однотрубном исчислении составляет 303,9 км (городские сети и сети промплощадки). Около 44% из них нуждаются в замене. Диаметр тепловых сетей до 1000 мм; средний диаметр составляет 360 мм. Бесхозяйные сети отсутствуют. Тепловые сети в селитебной территории выполнены преимущественно в канальной прокладке; на территории промплощадки все сети проложены надземно на опорах.

Расчетные тепловые нагрузки города:

- среднечасовая на горячее водоснабжение (ГВС) - Qг=35 Гкал/ч;

- на отопление и вентиляцию - Q=236 Гкал/ч;

Среднечасовой расход теплоносителя:

- в подающих магистралях - Gп=5300- 5600 м3/ч;

- в обратных магистралях - Gо=4900 м3/ч;

Расчётные тепловые нагрузки промышленной зоны:

- на отопление и вентиляцию - Q =286 Гкал/ч,( с учетом руд.8), нагрузка на вентиляцию составляет примерно 80% от общей нагрузки);

- среднечасовая на горячее водоснабжение - Qг =10 Гкал/ч

Среднечасовой расход теплоносителя:

- в подающих магистралях - Gп = 4650 м3/ч;

- в обратных - Gо =4500 м3/ч.

Пропускная способность магистральных трубопроводов системы теплоснабжения позволяет обеспечить покрытие существующих тепловых нагрузок присоединенных потребителей, имеется резерв по тепловой мощности для подключения перспективных потребителей в пределах 250 Гкал/ч.

Теплоснабжение населенного пункта характеризуется как удовлетворительное.

Срок эксплуатации большинства участков сетей в городском поселении "Город Краснокаменск" превышает 25 лет. Наибольшее количество повреждений приходится на подающие трубопроводы подземной прокладки со сроком службы от 15-20 лет. Основными причинами возникновения наружной коррозии являются дефекты строительных конструкций тепловых камер и непроходных каналов и неудовлетворительная герметизация плит перекрытий каналов, а также затопляемость каналов и камер. Главной причиной возникновения внутренней коррозии является неудовлетворительное качество металла трубопроводов тепловых сетей, а также попаданием воздуха в трубопроводы при пуске их в эксплуатацию после выполнения ремонтных работ на тепловых сетях в межотопительный период.

Значительная часть тепловых сетей в городском поселении "Город Краснокаменск" отработала свой ресурс. Часть камер и опор находятся в аварийном состоянии. Требует восстановления тепловая изоляция. Высоким износом сетей обусловлены значительные потери тепла и низкая надежность системы теплоснабжения.

Замена магистральных и внутриквартальных трубопроводов выполняется ежегодно, в пределах средств, предусмотренных в тарифе на тепловую энергию.

Относительные потери теплоты при транспорте сетевой воды в городском поселении "Город Краснокаменск" превышают аналогичные потери при использовании новых технологий прокладки и изоляции. Это является следствием использования устаревших технологий прокладки теплосетей в каналах и применением в качестве изоляции минеральной ваты. При степени изношенности минеральной ваты 40-50% коэффициент теплопроводности изоляции существенно увеличивается, что приводит к сверхнормативным потерям. Средний КПД изоляции тепловых сетей городского поселения "Город Краснокаменск" составляет 84%.

Поселок городского типа Ясногорск

Городское поселение "Ясногорское" занимает центральное положение внутри территории муниципального района "Оловяннинский район" Забайкальского края и граничит с его сельскими и городскими поселениями: Яснинское, Оловяннинское, Ононское и Хара-Быркинское. Территория городского поселения - 93,473 кв. км. Удаленность от краевого центра - города Читы - 300 км. В поселке имеется железнодорожная станция "Ясногорск-Забайкальский" Читинского отделения Забайкальской железной дороги.

Городское поселение Ясногорское имеет достаточно развитую социальную инфраструктуру: благоустроенное жилье, учреждения образования, здравоохранения и культуры, спортивные залы и площадки, банки, торговые центры, учреждения сферы услуг, уютные озелененные улицы и скверы. Количество многоквартирных жилых домов 39, имеющих 3121 квартир. Частных домов - 91. Общая отапливаемая площадь составляет 162197 м.кв.

Численность населения на 01.01.2017 года составляла 7,3 тыс. чел. Уровень жизни средний. Статус посёлка городского типа - с 1981 года. Плотность населения в городском поселении - 104,3 чел/кв. км. Вместе с тем, все население сосредоточено в одном населенном пункте - Ясногорске, где его плотность составляет - 2644,3 чел/кв. км (при площади населенного пункта 3,843 кв. км.), что в 4,1 раза выше, чем в городе Чите.

Градообразующим предприятием ГП Ясногорское является Харанорская ГРЭС (Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"), расположенная в поселке Ясногорск в непосредственной близости от реки Онон и железной дороги. Источником теплоснабжения города является Харанорская ГРЭС, которая является крупнейшей тепловой электростанцией в Восточном Забайкалье и самой мощной станцией Забайкальской энергосистемы. Присоединённая тепловая нагрузка на поселок составляет 36 Гкал/ч (отопление - 32,5 Гкал/ч., ГВС - 3,5 Гкал/ч). На Харанорской ГРЭС установлены 8 котлов (3-энергетических паровых котла, 2-паровых котла, 3- водогрейных котла). Установленная тепловая мощность: 329,3 Гкал/ч. или 919,8 тыс. Гкал/год, что превышает потребности населенного пункта в теплоснабжении в 8,4 раза. Теплоносителями служит вода с параметрами 110-70 °С.

Пуско-отопительная котельная является резервным источником теплоснабжения. Установленная мощность трех водогрейных котлов составляет 105 Гкал/ч.

Схема теплоснабжения городского поселения Ясногорское на период 2015 - 2030 годов разработана на основании муниципального контракта от 10.11.2014 года N 0191300004414000031-0227387-01 и технического задания, выданных Администрацией городского поселения Ясногорское муниципального района Оловяннинский район Забайкальского края (далее ГП Ясногорское).

Схема теплоснабжения - "закрытая". Существующие тепловые сети двухтрубные, тупиковые. Прокладка тепловых сетей подземная в непроходных лотковых каналах совместно с водопроводом. Подача тепла к населенному пункту осуществляется по трубопроводам диаметром 530 мм. Перед населенным пунктом установлена промежуточная насосная станция (ПНС). Системы отопления и ГВС потребителей присоединяются к двухтрубным тепловым сетям непосредственно (зависимая схема подключения).

Теплоснабжающей организацией, обеспечивающий поставку и распределение тепла потребителям является ОАО "Коммунальник" ДЗО АО "Интер РАО - Электрогенерация" (далее ОАО "Коммунальник").

Теплоснабжение населенного пункта характеризуется как удовлетворительное.

Необходимости в развитии существующих сетей нет, за исключением строительства новых участков сетей для теплоснабжения вновь строящихся объектов капитального строительства.

Зона действия теплообеспечения Харанорской ГРЭС представлена на рисунке 25.

Поселок городского типа Шерловая Гора

По данным переписи населения 2016 г. численность постоянных жителей п.г.т. Шерловая Гора составила 12,3 тыс. чел. В поселке имеется железнодорожная станция.

Источником теплоснабжения в поселке Шерловая гора является Шерловогорская ТЭЦ. На Шерловогорской ТЭЦ установлено 3 котельных агрегата ЧКД-Дукла-М, 1 котельный агрегат БКЗ-50-39 и 1 турбина ПТ-12-35/10 м.

Установленная тепловая мощность Шерловогорской ТЭЦ - 99 Гкал/ч с присоединенной тепловой нагрузкой - 32,7 Гкал/ч.

В настоящее время Шерловая Гора остаётся центром добывающей промышленности. С момента закрытия Шерловогорского ГОКа главной специализацией поселка стала добыча бурого угля. В настоящее время крупным хозяйствующим субъектом угольной отрасли является ОАО "Разрез Харанорский". Разрез расположен в северо-восточной части поселка. Его производственная мощность составляет 6 млн. тонн угля в год. В поселке имеются предприятия, производящие хлебопекарную продукцию, кондитерские изделия. В поселке имеется 3 общеобразовательных школы, детский дом;

учреждения дошкольного образования, две детских музыкальных школы и детско-юношеская спортивная школа, Дом культуры, клуб, 2 стадиона, 5 библиотек, 2 крупных больницы, Дом быта и пр.

Жилищный фонд городского поселения "Шерловогорское" характеризуется следующими показателями:

Всего домов - 1325, из них:

- в управлении (на техническом обслуживании) управляющих организаций ООО "Харанорское ЖКХ" и ООО "Эксплуатационник-ремонтник" - 461 дом (226 тыс. кв.м.);

- дома индивидуального частного сектора - 864 дома.

Всего квартир - 511, из них:

в управлении: ООО "Харанорское ЖКХ" - 2123, ООО "Эксплуатационник- ремонтник" - 1805.

Непосредственное управление - 327.

Квартиры домов индивидуального частного сектора - 864

Магистральные тепловые сети пос. Шерловая Гора находятся в удовлетворительном состоянии, квартальные теплосети имеют 80% износа.

Протяженность магистральных и внутриквартальных тепловых сетей по зоне Шерловогорской ТЭЦ составляет 90,052 км.

Средний прирост присоединенной тепловой нагрузки в период с 2011 по 2015 год по Шерловой горе - 0,1 Гкал/ч.

Общая протяжённость тепловых и водопроводных сетей, требующих перекладки составляет 25000 метров.

В связи с существующей "открытой" схемой теплоснабжения, начиная с 1990 года, в результате строительства и подключения новых потребителей и объектов произошло нарушение рециркуляции на концевых участках.

Необходимо произвести повышение общего давления на 0,5 атмосфер. Для этого необходимо выполнить реконструкцию основного коллектора.

По границам разграничения обслуживание внутридомовых сетей осуществляют управляющие компании, у которых отсутствуют необходимые средства и механизмы для проведения ремонтов внутридомовых сетей. В связи с этим, в течение последних 15 лет управляющие компании производят минимальные затраты, и ограничиваются выполнением только лишь аварийных ремонтов.

Система внутридомовой разводки (стояки, трубы в подвалах и в квартирах до радиаторов отопления) находится в крайне неудовлетворительном состоянии. Большое количество домов (частный сектор) являются потребителями тепловой энергии, предоставляемой Шерловогорской ТЭЦ.

В связи с нарушениями во внутридомовой разводке жильцы самостоятельно производят реконструкцию системы отопления, без соблюдения необходимых технических условий. В связи с чем наблюдается превышение нормативной подпитки тепловой сети в 3 раза, что приводит к необоснованным затратам по станции.

Для присоединения новых потребителей по Шерловой горе перекладка тепловых сетей не требуется.

Узлов систем теплоснабжения пос. Шерловая Гора, требующих модернизации для покрытия дефицита тепловой мощности, нет.

При этом в соответствии с Федеральным законом N 190 "О теплоснабжении" в срок до 2022 г. в системах теплоснабжения исключается схема открытого водоразбора. Доля открытого водоразбора в поселке Шерловая Гора составляет более 95%. В настоящее время программа, нацеленная на перевод потребителей на закрытую схему водоразбора, не разработана. Источник финансирования не определён.

Поселок городского типа Приаргунск

Приаргунск - посёлок городского типа, административный центр Приаргунского района Забайкальского края России. По данным переписи населения 2016 г. численность постоянных жителей п.г.т. Приаргунск составила 7,4 тыс. чел. В поселке имеется железнодорожная станция. Поселок стоит на левом берегу реки Урулюнгуй.

Источником теплоснабжения в посёлке Приаргунск является Приаргунская ТЭЦ. На Приаргунской ТЭЦ установлено 3 котельных агрегата ЦКТИ-75-39 и 2 турбины ПТ- 12-35/10 м. Установленная тепловая мощность Приаргунской ТЭЦ - 110 Гкал/ч с присоединенной тепловой нагрузкой - 38,29 Гкал/ч.

Краткая характеристика тепловых сетей:

Протяженность магистральных и внутриквартальных тепловых сетей по зоне Приаргунской ТЭЦ составляет 91,128 км.

Продолжительность отопительного периода - 240 суток.

Тепло потребителям подается по четырем тепло магистралям с диаметрами головных участков: т/с N 3 - Ду=400 мм; т/с N 4 - Ду=350 мм; т/с N 5 - Ду=200 мм; т/с N 6 - Ду= 250 мм.

Тепло расходуется на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Отпуск тепловой энергии с ТЭЦ осуществляется по графику 95-70 °С.

Схема тепловых сетей двухтрубная, радиально-тупиковая, открытая, с зависимым присоединением абонентов.

Теплопроводы тепловых сетей имеют подземную в непроходных каналах и надземную на низко расположенных опорах прокладку.

Протяженность тепловых сетей составляет 44827,8 м.

Компенсация температурных удлинений осуществляется П-образными компенсаторами и поворотами трасс.

Рельеф местности ровный. Максимальная разность геодезических отметок составляет 1-2 м.

Подключенная тепловая нагрузка составляет 28,6 Гкал/ч.

Средний прирост присоединенной тепловой нагрузки в период с 2011 по 2015 год по Приаргунску составил 0,2 Гкал/ч.

Подключение абонентов зависимое с открытым водоразбором от Приаргунской ТЭЦ. Недостатком схемы теплоснабжения с открытым водоразбором является сверхнормативная подпитка.

Пропускная способность подогревателей сетевой воды (ПСВ-200) недостаточна для дальнейшего развития тепловых сетей. Недостаточная пропускная способность тепловых сетей в местах планируемой застройки. Наличие больших тепловых потерь на участках тепловой сети с надземной прокладкой (нарушение теплоизоляционного слоя).

Неудовлетворительное состояние сетевых насосов. Неудовлетворительное состояние инженерных сетей потребителей. Неудовлетворительное состояние гидравлики по тепловым сетям.

Для присоединения новых потребителей по Приаргунску перекладка тепловых сетей не требуется.

Узлов систем теплоснабжения пос. Приаргунск, требующих модернизации для покрытия дефицита тепловой мощности, нет.

При этом в соответствии с Федеральным законом N 190 "О теплоснабжении" в срок до 2022 г. в системах теплоснабжения исключается схема открытого водоразбора. Доля открытого водоразбора в поселке Приаргунск составляет более 95%. В настоящее время программа, нацеленная на перевод потребителей на закрытую схему водоразбора, не разработаны. Источник финансирования не определён.

Поселок городского типа Первомайский

Первомайский - посёлок городского типа в Шилкинском районе Забайкальского края России, центр Первомайского городского поселения. Посёлок расположен на юго-западе Шилкинского района в 50 км к юго-западу от Шилки, в 10 км от железнодорожной станции Солнцевая Забайкальской железной дороги, на северо-востоке Могойтуйского хребта, недалеко от слияния рек Ингода и Онон.

Население - 11,4 тыс. человек (2017).

В посёлке действуют: ОАО "Первомайка", мясокомбинат, хлебозавод и др. До 2014 года функционировал ОАО "Забайкальский горно-обогатительный комбинат". В посёлке имеются: 4 средние школы, учебно-производственный комбинат, Детская школа искусств, Дом детского творчества, 2 ДОУ, детский дом, Дом культуры, краеведческий музей, кинотеатр, спортивный комплекс с бассейном, 2 обл. больницы восстановительного лечения.

Источником теплоснабжения города является Первомайская ТЭЦ, расположенная непосредственно в поселке Первомайский, которая находится в эксплуатации ООО "Коммунальник". Установленная электрическая мощность Первомайской ТЭЦ составляет 18 МВт. На электростанции установлено 4 паровых котла паропроизводительностью 50 т/ч каждый, 1 водогрейный котел КВ-Ф-35-150 - 35 Гкал/ч, турбины П-6-35/5; Т-6-35/1,2; Р-6-35/10;1,2 Калужского турбинного завода. В связи с превышением числа часов наработки из эксплуатации выведены турбоагрегат ст. N 1 П-6-35/5 зав. N 6007 и турбоагрегат ст. N 2 Т-6-35/1,2 зав. N 6108 до проведения экспертизы. В работе находится турбоагрегат ст. N 3 Р-6-35/10;1,2 зав. N 7813.

Первомайская ТЭЦ сжигает бурый уголь Харанорского месторождения. Уголь поступает в вагонах по железнодорожной ветке Забайкальского ГОКа. Первомайская ТЭЦ в своем распоряжении имеет угольный склад объемом 35 тыс. тонн. Территориально имеется возможность формировать склад до 90 тыс. тонн угля.

Установленная тепловая мощность Первомайской ТЭЦ - 88 Гкал/ч. Схема теплоснабжения - "открытая". Для восполнения потерь теплоносителя осуществляется водозабор с р. Онон. Среднечасовая подпитка составляет 89 т/ч, что превышает нормативные потери в 10 раз.

Теплоснабжение населенного пункта характеризуется как удовлетворительное. Необходимости в развитии существующих сетей нет, за исключением строительства новых участков сетей для теплоснабжения вновь строящихся объектов капитального строительства. Прорабатывается вопрос по консервации генерирующего оборудования и перевода режима работы Первомайской ТЭЦ в водогрейный режим с установкой дополнительных водогрейных котлов.

Динамика производства и потребления тепловой энергии

Суммарная установленная тепловая мощность электростанций, подключенных к системе централизованного теплоснабжения энергосистемы Забайкальского края, в Гкал/час представлена в таблице 19 (стр. 47).

Информация по динамике отпуска тепловой энергии и динамике подключения объектов нового строительства к централизованному теплоснабжению в г. Чите в период 2012 - 2016 годах приводится в таблицах 33, 34.

Таблица 33

Динамика производства тепловой энергии по централизованной зоне теплоснабжения

	2011	2012	2013	2014	2015	2016	сред за 5- лет
Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал	5388,076	5507,531	5418,103	5431,670	5404,527	5120,319	5376,430
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	-222,589	119,455	-89,428	13,567	-27,143	-284,208	-53,551
Среднегодовые темпы прироста, %	-3,97	2,22	-1,62	0,25	-0,50	-5,26	-0,98

Таблица 34

Динамика подключения объектов нового строительства к централизованному теплоснабжению в г. Чите

	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Подключенная тепловая нагрузка, тыс. Гкал	22,9	31,3	31,3	21,8	19,0	12,2

Динамика производства тепловой энергии по централизованной зоне энергоснабжения по территории Забайкальского края в период 2011 - 2016 годов представлена на рисунке 26. Спад отпуска тепловой энергии наблюдался в 2011 году - 3,97% по отношению к 2010 году, далее в 2012 году следует роста 2,22%, снижение отпуска тепловой энергии отмечено в 2013 году (-1,62%), небольшое увеличение в 2014 (0,25%), снижение в 2015 году (-0,50%) и значительное снижение отпуска тепла в 2016 году (-5,26%). Среднегодовой темп прироста отпуска тепловой энергии за 5 лет в период 2012 - 2016 годов составил -0,98%.

Снижение отпуска тепла потребителям по централизованной зоне теплоснабжения Забайкальского края в 2016 году по отношению к 2015 году обусловлено в основном снижением расходов сетевой воды и проведением наладочных работ по оптимизации гидравлического режима работы теплосети.

В настоящее время в перечне точек предоставления метеорологических параметров ПАК "Метео" представлены следующие точки фактической температуры наружного воздуха: г. Краснокаменск, г. Чита, г. Борзя, пгт. Оловянная, г. Петровск-Забайкальский, пгт. Приаргунск. Что соответствует зонам, подключенным к системам централизованного теплоснабжения от следующих электростанций:

- ТЭЦ ППГХО (г. Краснокаменск);

- Приаргунская ТЭЦ (пгт. Приаргунск);

- Шерловогорская ТЭЦ (г. Борзя);

- Читинская ТЭЦ-1, Читинская ТЭЦ-2 (г. Чита);

- Харанорская ГРЭС (пгт. Оловянная).

Информация по изменению отпуска тепловой энергии по электростанциям энергосистемы и средней температуры наружного воздуха в период ОЗП в 2016 году относительно 2015 года приводится в таблице 35.

Таблица 35

Отпуск тепловой энергии по электростанциям централизованной зоны теплоснабжения

	Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал		Отклонение к пред. году, %	Температура ОЗП, °С		Отклонение к пред. года
	2015	2016		2015	2016
Читинская ТЭЦ-1	2584,578	2354,336	-8,91	-13,6	-13,8	-0,2
Читинская ТЭЦ-2	486,467	472,58	-2,85	-13,6	-13,8	-0,2
Шерловогорская ТЭЦ	144,709	143,725	-0,68	-13,7	-15,9	-2,3
Приаргунская ТЭЦ	123,823	122,582	-1,00	-14,6	-17,7	-3,2
Харанорская ГРЭС	117,151	118,953	1,54	-12,5	-13,8	-1,3
ТЭЦ ППГХО	1826,470	1781,698	-2,45	-12,7	-15,2	-2,5
Первомайская ТЭЦ	121,330	126,446	4,22	-13,6	-13,8	-0,2
Всего от ТЭС Забайкальского края	5404,527	5120,319	-5,26	-13,6	-15,3	-1,7

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в регионе с потреблением более 5 Гкал/ч или более 25 тыс. Гкал/год с указанием наименования, места расположения, годового объема теплопотребления и источника покрытия потребителя за отчетный период 2013 - 2016 годов приведены в таблице 36.

Таблица 36

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии

N п/п	Наименование потребителя, место расположения	Вид деятельности	Годовой объем тепло-потребления, тыс. Гкал				Источник покрытия тепловой нагрузки
			2013	2014	2015	2016
1.	ОАО "Коммунальник", пгт. Ясногорск	Жилищно-коммунальный	93,3	94,8	95,0	98,5	Харанорская ГРЭС
2.	Объекты Министерства Обороны (Ао "ГУ ЖКХ", ФКУ "ОСК ВВО"), г. Чита	Жилищно-коммунальный	108,0	97,2	87,4	95,6	Читинская ТЭЦ-1 Читинская ТЭЦ-2
3.	ФГБОУ ВО "Забайкальский ГУ", г. Чита	Жилищно-коммунальный	33,0	31,6	32,4	33,4	Читинская ТЭЦ-1 Читинская ТЭЦ-2
4.	Комитет образования г. Читы	Образование	73,4	78,4	82,1	78,5	Читинская ТЭЦ-1 Читинская ТЭЦ-2
5.	ПАО "ППГХО", г. Краснокаменск	Промышленный	917,1	848,8	800,2	719,0	ТЭЦ ППГХО
6.	УМП "ЖКУ", г. Краснокаменск	Жилищно-коммунальный	406,9	375,7	406,9	405,4	ТЭЦ ППГХО
7.	ОАО "РЖД"	Транспортный	49,7	45,5	47,1	47,5	Читинская ТЭЦ-1 Читинская ТЭЦ-2

Структура производства и потребления тепловой энергии

Отпуск теплоэнергии потребителям энергосистемы осуществляется от различных источников. Структура отпуска теплоэнергии от ТЭС, электростанций промышленных предприятий и котельных Забайкальского края в отчетном периоде 2013 - 2016 годов представлена в таблице 37.

Таблица 37

Структура производства теплоэнергии (по параметрам пара) от электростанций и котельных Забайкальского края за отчётный период 2013 - 2016 гг.

N п/п	Наименование энергоисточника	Производство теплоэнергии, тыс. Гкал				Параметры пара, вид топлива
		2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
1.	Забайкальский край, всего	14877,765	14421,055	14179,139	13798,727	-
	Филиала "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"
2.	Харанорская ГРЭС	122,547	123,868	117,151	118,953	бурый уголь
Филиал ПАО "ТГК-14"- "Читинская генерация", в том числе:
Читинская генерация всего		3332,095	3372,728	3339,577	3093,223	-
3.	Читинская ТЭЦ-1	2523,409	2603,467	2584,578	2354,336	П-отбор - 10,0-16,0 кгс/см2,Т-отбор - 0,7-4,0 кгс/см2, бурый уголь
4.	Читинская ТЭЦ-2	527,007	494,810	486,467	472,58	Т-отбор - 4,0-7,0 кгс/см2, бурый уголь
5.	Шерловогорская ТЭЦ	150,182	147,734	144,709	143,725	П-отбор - 8,0-13,0 кгс/см2,Т-отбор - 1,7-2,5 кгс/см2, бурый уголь
6.	Приаргунская ТЭЦ	131,497	126,717	123,823	122,582	П-отбор - 8,0-13,0 кгс/см2,Т-отбор - 1,7-2,5 кгс/см2, бурый уголь
Электростанции промышленных предприятий
Всего, в том числе:		1965,401	1935,074	1947,8	1908,146	-
7.	ТЭЦ ППГХО (филиал АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске)	1826,880	1813,742	1826,470	1781,700	П-отбор - 8,0-18,0 кгс/см2,Т-отбор - 0,5-2,5 кгс/см2, бурый уголь
8.	Первомайская ТЭЦ (ООО "Коммунальник")	138,521	121,332	121,330	126,446	Т-отбор - 4,0-7,0 кгс/см2, бурый уголь
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных:		9459,662	8989,385	8774,611	8678,405	-
9.	ДУ "Тепловик" (ПАО "ТГК-14")	195,862	188,685	183,811	207,366	бурый уголь
10.	МУП котельные	9263,800	8800,700	8590,800	8471,039	бурый уголь

Структура производства от электростанций и котельных в 2015 и 2016 годах представлена на рисунке 27.

Как видно из таблицы 37 и рисунка 27, наибольшую долю в производстве тепловой энергии Забайкальского края занимают котельные производственных предприятий и муниципальные котельные (61,4%), причем отпуск тепла в 2016 году уменьшился по отношению к 2015 году на -380,412 тыс. Гкал. Доля отпуска тепла от котельных при этом увеличилась на 0,8%. Производство тепловой энергии централизованными источниками теплоснабжения ПАО "ТГК-13" является вторым по объему и составляет 22,4%, доля в 2016 году уменьшилась на 1,2% по отношению к 2015 году. Третье место по объему в структуре производства тепловой энергии занимает ТЭЦ ППГХО филиала АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске (12,9%), основным крупным потребителем которого является комбинат ПАО "ППГХО". В 2016 году доля отпуска тепла ТЭЦ ППГХО не изменилась.

Динамика и структура отпуска тепловой энергии электрическими станциями, включая котельные генерирующих компаний и муниципальные котельные Забайкальского края за отчетный период 2012 - 2016 годов представлена в таблице 38.

Таблица 38

Динамика и структура потребления тепловой энергии, тыс. Гкал

Наименование населенного пункта, объекты отпуска тепла, потребители	Факт	Факт	Факт	Факт	Факт
	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Всего по Забайкальскому краю	11870,7	11573,3	11316,3	10994,1	10808,4
пгт. Ясногорск, Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация", в т.ч.	101,3	94,5	95,3	95,3	98,5
ОАО "Коммунальник"	96,2	93,3	94,8	95,0	98,5
ЗАО "Энергопроект"	3,9	0,4	0	0	0
ООО "Разряд"	0	0,7	0,5	0,3	0
Прочие потребители	1,1	0,1	0	0	0
г. Краснокаменск, филиал АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске, в т.ч.	1524,1	1558	1442,7	1416,1	1321,6
Юридические лица, в т.ч.	1087,7	1136,6	1053,6	996,4	902,4
ПАО "ППГХО"	858,8	917,1	848,8	800,2	719,0
Бюджетные организации	98,4	95,4	91,5	91,2	84,6
Прочие потребители	130,5	124,1	113,3	105,0	98,8
Население	436,4	421,4	389,1	419,7	419,2
По региону, Филиал ПАО "ТГК-14" - "Читинская генерация", в т.ч.	2761,9	2754,7	2722,2	2677,8	2692,6
Юридические лица, в т.ч.	1184,8	1211,4	1154,8	1185,1	1191,4
Бюджетные организации	400,2	398,5	383,6	381,0	401,6
Прочие потребители	784,5	812,9	771,2	804,2	789,8
Население	1577,1	1543,3	1567,4	1492,7	1501,2
г. Чита, Читинская ТЭЦ-1, Читинская ТЭЦ-2	2552	2550,3	2522,5	2480,3	2487,1
Юридические лица, в т.ч.	1126,5	1157,2	1102,5	1132,6	1138,2
Бюджетные организации	357,4	359,7	346,0	342,3	363,0
Прочие потребители	769,1	797,5	756,5	790,3	775,2
Население	1425,5	1393,1	1420,0	1347,7	1349,0
п. Приаргунск, Приаргунская ТЭЦ	103,5	99,0	95,3	95,2	94,5
Юридические лица, в т.ч.	43,4	39,7	37,8	38,3	38,0
Бюджетные организации	31	27,5	26,2	27,5	26,7
Прочие потребители	12,4	12,2	11,6	10,9	11,3
Население	60,1	59,3	57,5	56,9	56,5
п. Шерловая Гора, Шерловогорская ТЭЦ	106,4	105,4	104,4	102,3	110,9
Юридические лица, в т.ч.	14,9	14,5	14,5	14,2	15,2
Бюджетные организации	11,8	11,3	11,4	11,2	11,9
Прочие потребители	3,0	3,2	3,1	3,0	3,3
Население	91,5	90,9	89,9	88,1	95,7
г. Чита, ДУ Тепловик	160,4	148,7	142,4	142,7	143,8
Юридические лица, в т.ч.	45,3	38,8	36,4	36,9	36,8
Бюджетные организации	30,9	27,4	24,6	25,3	26,7
Прочие потребители	14,4	11,4	11,8	11,6	10,1
Население	115,1	109,9	106,0	105,8	107,0
п. Первомайский, Первомайская ТЭЦ	130,9	130,1	114,6	103,9	115,5
Юридические лица, в т.ч.	42,9	42,4	38,2	26,3	32,3
Бюджетные организации	18,9	19,7	16,2	17,8	18,5
Прочие потребители	24,0	22,7	22,0	8,5	13,8
Население	88,0	87,7	76,4	77,6	83,2
По региону, МУП котельные	7192,1	6887,3	6799,1	6558,3	6436,4
Бюджетные организации	1504,0	1621,5	1690,7	1590,4	1590,4
На производственные нужды	1251,9	852,5	794,9	626,0	610,0
Прочим потребителям	1147,5	662,1	562,3	785,9	786,0
Население	3288,7	3751,2	3751,2	3556,0	3450,0

Динамика отпуска тепловой энергии электрическими станциями ПАО "ТГК-14", включая котельные ДУ Тепловик и МУП котельные за отчетный период 2012 - 2016 годов представлена на рисунке 28.

4. Основные характеристики электросетевого комплекса 110-500 кВ Забайкальского края

4.1. Характеристика электрической сети 110-500 кВ Забайкальского края

Схема основных связей энергосистемы Забайкальского края сформирована из системообразующей и распределительной сети. Системообразующая сеть состоит из ВЛ 220 и 110 кВ. Распределительная - из ВЛ 35-110 кВ.

Внешние связи энергосистемы Забайкальского края, сформированные с соседними энергосистемами, приведены в таблице 39.

Карта-схема энергосистемы Забайкальского края представлена на рисунке 29.

Блок-схема внешних электрических связей энергосистемы Забайкальского края приведена на рисунке 30.

Таблица 39

Внешние электрические связи энергосистемы Забайкальского края

N п/п	Класс напряжения	Наименование объекта	Протяженность, км
С Бурятской энергосистемой (ОЭС Сибири )
1.	220 кВ	ВЛ 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Петровск - Забайкальская (ВЛ-583) (в габаритах 500 кВ)	187,2
2.	220 кВ	ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Саган-Нур (СПЗ-262)	40,3
3.	220 кВ	ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Новоильинск (НПЗ-282-284)	45,8
4.	220 кВ	ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Кижа (КПЗ-283)	18,4
5.	220 кВ	ВЛ 220 кВ Таксимо - Куанда (ТК-47)	88,9
6.	110 кВ	ВЛ 110 кВ Сосновоозерск - Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123)	101,3
7.	110 кВ	ВЛ 110 кВ Таксимо - Чара (ТТ-72) (в габаритах 220 кВ)	237,3
С Амурской энергосистемой (ОЭС Востока)
1.	220 кВ	ВЛ 220 кВ Ерофей Павлович/т - Аячи/т (ВЛ-220-01)	26,5
2.	220 кВ	ВЛ 220 кВ Ерофей Павлович/т - Чичатка (ВЛ-220-02)	53,7
3.	220 кВ	ВЛ 220 кВ Хани - Чара (БД-75)	128,1

Связь с Бурятской энергосистемой осуществляется по следующим ВЛ 220 и 110 кВ:

- ВЛ 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Петровск-Забайкальская (ВЛ-583);

- ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Кижа (КПЗ-283);

- ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Новоильинск (НПЗ-282-284);

- ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Саган-Нур (СПЗ-262);

- ВЛ-220 кВ Таксимо - Куанда (ТК-47);

- ВЛ 110 кВ Сосновоозерск - Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123);

- ВЛ 110 кВ Таксимо - Чара (ТТ-72) (выполнена в габаритах 220 кВ)

Транзит с Амурской энергосистемой осуществляется по следующим ВЛ 220 и 110 кВ:

- ВЛ 220 кВ Амазар - Аячи/т (ВЛ-226);

- ВЛ 220 кВ Ерофей Павлович/т - Чичатка (ВЛ-220-02);

- ВЛ 220 кВ Хани - Чара (БД-75).

Особенностями функционирования энергосистемы Забайкальского края в составе ЕЭС России являются:

- энергосистема является избыточной по мощности и условно-дефицитной по электрической энергии;

- энергосистема работает параллельно с ОЭС Сибири;

- энергосистема работает изолированно от ОЭС Востока, в ремонтных или послеаварийных режимах осуществляется перенос точки деления сети 220 кВ;

- неравномерность и несимметричность нагрузки потребления (доля потребления электротяги Забайкальской железной дороги составляет более 30% от суммарной нагрузки потребления);

- низкая надежность электроснабжения потребителей Приаргунского энергорайона (необходимость ввода ГАО при отключении ВЛ 110 кВ Кличка - Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110-24)).

В 2016 году вводов, демонтажей ВЛ на напряжении 110 кВ и выше не было. Произведена реконструкция ВЛ 110 кВ Балей - Шелопугино (ВЛ-110-22) со строительством отпайки на ПС 110 кВ Омчак от существующей ВЛ с изменением протяженности ВЛ на 8,31 км и изменением диспетчерского наименования на ВЛ 110 кВ Балей - Шелопугино с отпайкой на ПС Омчак (ВЛ-110-22).

Протяженность ВЛ, КЛ в одноцепном исчислении по классам напряжения по состоянию на 01.01.2017 г. приведены в таблице 40.

Данные о вводе, демонтаже, реконструкции или передаче ВЛ представлены в таблице 41.

Таблица 40

Протяженность линий электропередачи напряжением 110-500 кВ (в одноцепном исчислении), км

Принадлежность	110 кВ		220 кВ		500 кВ		1150 кВ		Всего
	На 01.01.15	На 01.01.16	На 01.01.15	На 01.01.16	На 01.01.15	На 01.01.16	На 01.01.014	На 01.01.15	На 01.01.15	На 01.01.16
Энергосистема, всего, в том числе:	4554,72	4554,72	4310,85	4310,85	384,94	384,94			9250,51	9250,51
- ЛЭП генерирующих и сетевых компаний,	4339,92	4339,92	48,0	48,0	384,94	384,94			8987,71	8987,71
-потребительские ЛЭП	214,8	214,8							262,8	262,8
в том числе:. ЛЭП ОГК (АО "Интер РАО),
ТГК,
ФСК,			4262,85	4262,85	384,94	384,94			4647,79	4647,79
МРСК,	4339,92	4339,92							4339,92	4339,92
Другие сетевые компании,
Прочие потребительские линии электропередачи	214,8	214,8	48,0	48,0					262,8	262,8

Таблица 41

Общие паспортные данные о вводе, демонтаже, реконструкции или передаче ВЛ напряжением 110 и выше в 2016 году

Диспетчерское наименование, либо наименование конечным подстанциям	Диспетчер. номер ЛЭП	Проектное напряжение, кВ	Длина, в т. ч. участков с различным напряжением, км	Количество цепей, шт	Марка Провода (кабеля)	Материал опор	Принадлежность
Ввод
не было
Демонтаж
не было
Реконструкция
ВЛ 110 кВ Балей - Шелопугино с отпайкой на ПС Омчак (ВЛ-110-22)	22	110	8.31	1	АС-120/19	ПМ-110-2Ф	ПАО "МРСК Сибири" - "Читаэнерго"

Установленная мощность трансформаторов (автотрансформаторов) с высшим напряжением 110 кВ и выше на территории энергосистемы Забайкальского края представлена в таблице 42.

Таблица 42

Установленная мощность трансформаторов (автотрансформаторов) с высшим напряжением 110 кВ и выше, МВА

	110 кВ		220 кВ		500 кВ		Всего
	на 01.01.16	на 01.01.17	на 01.01.16	на 01.01.17	на 01.01.16	на 01.01.17	на 01.01.16	на 01.01.17
Всего по энергосистеме	3092,8	3108,8	4336	4336	-	-	7428,8	7444,8
из них: в электросетях	2989,5	3005,5	3711	3711			6700,5	6716,5
на электростанциях	103,3	103,3	625	625			728,3	728,3
в том числе:
На электростанциях прочих генерирующих компаний	Мощность трансформаторов указывается без учета трансформаторов собственных нужд, без учета резервных фаз, находящихся в консервации и блочных трансформаторов
На электростанциях ОГК (АО "Интер РАО) (Харанорская ГРЭС)
	-	-	250	250	-	-	250	250
На электростанциях ТГК:	71,3	71,3	375	375	-	-	446,3	446,3
Читинская ТЭЦ-1			375	375
Читинская ТЭЦ-2	30	30
Приаргунская ТЭЦ	6,3	6.3
Шерловогорская ТЭЦ	35	35
В электросетях ФСК	44,6	44,6	1306	1306	-	-	1350,6	1350,6
В электросетях МРСК	1728,7	1744,7	-	-	-	-	1728,7	1744,7
Иных сетевых компаний	-	-	-	-	-	-	-	-
Прочие:	1216,2	1216,2	2405	2405	-	-	3621,2	3621,2
из них в электросетях на электростанциях
(поименно)
Забайкальская железная дорога	610,4	610,4	2155	2155			2765,4	2765,4
ПАО "ППГХО"	362,2	362,2	250	250			612,2	612,2
Жирекенский ГОК	62,6	62,6					62,6	62,6
Харанорский разрез	32	32					32	32
Первомайская ТЭЦ	32	32					32	32
827-й объект	32	32					32	32
ЧЗРД (ПС АСЗ)	50	50					50	50
ООО "Импульс-2003 (ПС Промышленная)	35	35					35	35

Установленная мощность трансформаторов разных классов напряжением на понизительных подстанциях энергосистемы Забайкальского края представлена в таблице 43.

Данные о вновь установленных, переданных или демонтированных в 2016 году трансформаторах (автотрансформаторах) представлены в таблице 44.

Таблица 43

Установленная мощность трансформаторов разных классов напряжением на понизительных подстанциях, тыс. кВА

	110 кВ		220 кВ		500 кВ		Всего
	на 01.01.15	на 01.01.16	на 01.01.15	на 01.01.16	на 01.01.15	на 01.01.16	на 01.01.15	на 01.01.16
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Энергосистема:	3092,8	3108,8	4336	4336	-	-	7428,8	7444,8
- в том числе оборудование	103,3	103,3	625	625	-	-	728,3	728,3
генерирующих компаний - оборудование сетевых компаний	1773,3	1789,3	1306	1306			3079,3	3095,3
Потребительские ПС, станции промышленных предприятий	1216,2	1216,2	2405	2405			3621,2	3621,2

Таблица 44

Трансформаторы (автотрансформаторы), вновь установленные, переданные или демонтированные в 2016 году по энергосистеме

Место установки (ПС, электростанция)	Дисп. N	Хозяйственная принадлежность (нереф. АО-энеро, ФСК, РСК, потребительские и т.д.)	Тип	Номинальная мощность, МВА	Номинальное напряжение, кВ			Соотношение мощностей обмоток, %			Наличие РПН (n*% или нет)	Завод-изготовитель	Год изготовления
					ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Ввод
ПС 110 кВ Омчак	Т-1	ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго"	ТДН- 10000/ 110	10	115		6,5	100		100	1,78% 19 положений	УЭТМ	2015
ПС 110 кВ Борзя Западная	Т-1	ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго"	ТДТН- 16000/ 110	16	115	38,5	11	100	100	100	1,78% 19 положений	Тольяти	1988
Демонтаж
ПС 110 кВ Борзя Западная	Т-1	ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго"	ТДТН- 10000/ 110	10	115	38,5	11	100	100	100	1,78% 19 положений	ЗТЗ	1969
Передача
не было

Схема основной системообразующей сети 220-110 кВ энергосистемы Забайкальского края с нанесенными на нее контролируемыми сечениями и местами размещения устройств ЛАПНУ приведена на рисунке 31.

Упрощенная нормальная схема электрических соединений 220-110 кВ энергосистемы Забайкальского края с отображением упрощенных схем распределительных устройств объектов электроэнергетики приведена на рисунке 32.

4.2. Описание существующих связей Забайкальской энергосистемы с зарубежными энергосистемами

Забайкальская энергосистема имеет существующие электрические связи с энергосистемой Монголии по сети 10 кВ.

Передача электроэнергии из Забайкальской энергосистемы в Монголию осуществляется по ВЛ 10 кВ Соловьевск - Эренцав и ВЛ 10 кВ Верхний Ульхун-Ульхан-Майхан.

Контролируемые сечения на связях Забайкалськой ЭС с ЭС Монголии отсутствуют (не требуются).

Карта-схема участка сети со связями Забайкальской ЭС с ЭС Монголии приведена на рисунке 33.

Информация о величине экспортных поставок в ЭС Монголии представлена в таблице 45.

Таблица 45

Величины поставок электроэнергии в ЭС Монголии (по данным псевдоизмерений*), тыс. кВтч

Год	2014	2015	2016
Электроэнергия	643	653	153

Примечание: * - формирование балансовых показателей посуточного оперативного баланса электроэнергии Забайкальский край - Республика Монголия осуществляется на основании псевдоизмерений (усредненное суточное значение фактического сальдо - перетока за прошедший месяц).

С апреля 2016 года сальдо - переток по ВЛ 10 кВ Соловьевск - Эренцав равен 0 МВт (ВЛ отключена со стороны Монголии, под напряжением со стороны РФ), передача электроэнергии от ЭС Забайкальского края осуществляется по ВЛ 10 кВ Верхний Ульхун - Ульхан Майхан.

4.3. Описание энергорайонов, входящих в состав энергосистемы Забайкальского края

В энергосистему Забайкальского края входят следующие энергорайоны:

Энергорайон БАМа

Включает в себя следующие объекты:

- ПС 220 кВ Чара, ПС 220 кВ Куанда Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Забайкальское ПМЭС;

- электрические сети 220 кВ Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Забайкальское ПМЭС. По межсистемным связям энергорайон БАМа ограничивают следующие ВЛ:

- с Амурской энергосистемой:

ВЛ 220 кВ Хани - Чара (БД-75);

- с Бурятской энергосистемой:

ВЛ 220 кВ Таксимо - Куанда (ТК-47);

ВЛ 110 кВ Таксимо - Чара с отпайками (ТТ-72) (выполнена в габаритах 220 кВ).

Читинский энергорайон

Включает в себя следующие объекты:

- Читинская ТЭЦ-1 (ПАО "ТГК-14");

- Читинская ТЭЦ-2 (ПАО "ТГК-14");

- ПС 110 кВ Филиала ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго" для обеспечения электроснабжения г. Чита и его окрестностей;

- электрические сети 110 кВ Филиала ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго" для обеспечения электроснабжения г. Чита и его окрестностей.

По внутрисистемным связям Читинский энергорайон ограничивают следующие ВЛ и объекты:

- автотрансформатор связи 1АТ Читинской ТЭЦ-1;

- автотрансформатор связи 2АТ Читинской ТЭЦ-1;

- ВЛ 110 кВ Лесная - Вторая с отпайкой на ПС 110 кВ Ингода (ВЛ-110-51).

Юго-Восточный энергорайон

Включает в себя следующие объекты:

- Харанорская ГРЭС (АО "Интер РАО - Электрогенерация");

- Приаргунская ТЭЦ (ПАО "ТГК-14");

- Шерловогорская ТЭЦ (ПАО "ТГК-14");

- электростанции промышленных предприятий - Первомайская ТЭЦ, ТЭЦ ППГХО;

- электрические сети 220 кВ и подстанции 220 кВ Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Забайкальское ПМЭС;

- электрические сети 110 кВ и подстанции 110 кВ Филиала ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго";

- подстанции 220 кВ и 110 кВ Филиала ОАО "РЖД" Центральная дирекция инфраструктуры Забайкальская дирекция инфраструктуры.

По межсистемным связям Юго-Восточный энергорайон ограничивают следующие ВЛ 220 кВ с Амурской энергосистемой:

- ВЛ 220 кВ Амазар - Аячи/т (ВЛ-226);

- ВЛ 220 кВ Ерофей Павлович/т - Чичатка (ВЛ-220-02).

По внутрисистемным связям Юго-восточный энергорайон ограничивают следующие ВЛ:

- ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Новая (ВЛ-201);

- ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Чита-1 (ВЛ-202);

- ВЛ 110 кВ Вторая - Тыргетуй (ВЛ-110-81).

Приаргунский энергорайон

Входит в состав Юго-восточного энергорайона и включает в себя следующие объекты:

- Приаргунская ТЭЦ (ПАО "ТГК-14");

- ПС 110 кВ Кадая, ПС 110 кВ Михайловка, ПС 110 кВ Благодатка Филиала ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго";

- электрические сети 110 кВ Филиала ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго".

Связь Приаргунского энергорайона с энергосистемой Забайкальского края осуществляется по:

- ВЛ 110 кВ Кличка - Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110-24).

Краснокаменский энергорайон

Энергорайон входит в состав Юго-Восточного энергорайона и включает в себя следующие объекты:

- ТЭЦ ППГХО (филиал АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске );

- ПС 220 кВ ЦРП ППГХО;

- ПС 110 кВ и электрические сети 110 кВ филиал АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске.

Связь Краснокаменского энергорайона с энергосистемой Забайкальского края осуществляется по:

- ВЛ 220 кВ Шерловогорская - ЦРП ППГХО (ВЛ-237);

- ВЛ 110 кВ Кличка - ТЭЦ ППГХО с отпайкой на ПС Уртуй I цепь (ВЛ-110-26);

- ВЛ 110 кВ Кличка - ТЭЦ ППГХО с отпайкой на ПС Уртуй II цепь (ВЛ-110-27);

- ВЛ 110 кВ Абагайтуй - ТЭЦ ППГХО (ВЛ-110-39);

- ВЛ 110 кВ ТЭЦ ППГХО - Забайкальск.

Западный энергорайон

Включает в себя следующие объекты:

- электрические сети 220 кВ и подстанции 220 кВ Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Забайкальское ПМЭС;

- электрические сети 110 кВ и подстанции 110 кВ Филиала ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго";

- подстанции 220 кВ Филиала ОАО "РЖД" Центральная дирекция инфраструктуры Забайкальская дирекция инфраструктуры.

По межсистемным связям Западный энергорайон ограничивают следующие ВЛ 220 кВ с Бурятской энергосистемой:

- ВЛ 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Петровск-Забайкальская (ВЛ-583);

- ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Кижа (КПЗ-283);

- ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Новоильинск (НПЗ-282-284);

- ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Саган-Нур (СПЗ-262).

По внутрисистемным связям Западный энергорайон ограничивают следующие ВЛ:

- ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Чита I цепь (ВЛ-293);

- ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Чита II цепь (ВЛ-296);

- ВЛ 110 кВ Лесная - Вторая с отпайкой на ПС Ингода (ВЛ-110-51).

Южный энергорайон

Энергорайон входит в состав Юго-Восточного энергорайона и включает в себя следующие объекты:

- ТЭЦ ППГХО (филиал АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске);

- ПС 220 кВ ЦРП ППГХО;

- Приаргунская ТЭЦ (ПАО "ТГК-14");

- электрические сети 110 кВ и ПС 110 кВ филиал АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске;

- электрические сети 110 кВ и подстанции 110 кВ Филиала ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго".

Связь Южного энергорайона с энергосистемой Забайкальского края осуществляется по:

- ВЛ 220 кВ Шерловогорская - ЦРП ППГХО (ВЛ-237);

- ВЛ 110 кВ Балей - Шелопугино (ВЛ-110-22);

- ВЛ 110 кВ Борзя Восточная - Харанор с отпайкой на ПС Борзя Западная (ВЛ- 110-35).

Упрощенная схема энергосистемы с выделением энергорайонов представлена на рисунке 34.

4.4. О режимах работы энергосистемы. Регулирование частоты, перетоков активной мощности и напряжения в основной электрической сети. Релейная защита и автоматика

Забайкальская энергосистема имеет слабую системообразующую сеть.

Основной транзит 220 кВ ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская - ПС 220 кВ Чита

ПС 220 кВ Холбон - ПС 220 кВ Могоча служит для электроснабжения тяговых подстанций Забайкальской железной дороги.

Электроснабжение тяговых подстанций ОАО "РЖД" на участке ПС 220 кВ Холбон - ПС 220 кВ Ерофей Павлович осуществляется по двухцепной ВЛ 220 кВ в радиальном режиме. Одновременное отключение обеих транзитных ВЛ 220 кВ (аварийное отключение ВЛ 220 кВ при выведенной в ремонт другой, повреждение опоры ЛЭП) приводит к отключению тяговых ПС ОАО "РЖД" и остановке подвижного состава.

Для снижения рисков прекращения электроснабжения потребителей и обеспечения необходимых показателей качества напряжения на участке ПС 220 кВ Холбон - ПС 220 кВ Могоча - ПС 220 кВ Ерофей Павлович/т - ПС 220 кВ Сковородино необходим ввод Забайкальского преобразовательного комплекса на ПС 220 кВ Могоча.

Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети 220 кВ в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на 2017 - 2023 гг. приняты мероприятия: строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Маккавеево - Багульник - Чита и ПС 220 кВ Багульник. Срок реализации данных мероприятий в проекте СиПР ЕЭС на 2017 - 2023 гг. - 2019 год.

Пропускная способность электропередачи Южный энергорайон - Забайкальская энергосистема ограничена. Для увеличения пропускной способности данного сечения необходимо создание комплекса ЛАПНУ на ТЭЦ ППГХО и реконструкция устройств РЗА.

Приаргунская ТЭЦ связана с энергосистемой Забайкальского края радиальной ВЛ 110 кВ Приаргунская ТЭЦ - Кличка (ВЛ-110-24), отключение которой приводит к отделению Приаргунского энергорайона энергосистемы Забайкальского края от ОЭС Сибири с дефицитом мощности. При дефиците мощности в энергорайоне, в связи с отключением ВЛ 110 кВ Приаргунская ТЭЦ - Кличка (ВЛ-110-24), действием ПА будут отключены потребители данного энергорайона. Для исключения ввода ГАО необходимо создание дополнительной связи с энергосистемой (строительство ВЛ 110 кВ Ново-Широкая - Благодатка).

Регулирование частоты, перетоков активной мощности

Регулирование частоты и перетоков мощности должно осуществляться совместным действием систем первичного (общего и нормированного), вторичного и третичного регулирования.

В операционной зоне Филиала АО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ все электростанции участвуют в общем первичном (кроме ТГ-1, ТГ-2 Читинской ТЭЦ-2 и ТГ-6 Читинской ТЭЦ-1) и третичном регулирования частоты.

В операционной зоне Филиала АО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ отсутствуют генераторы, участвующие в нормированном первичном регулировании частоты.

В соответствии с Порядком установления соответствия генерирующего оборудования участников оптового рынка техническим требованиям генераторы электростанций, постоянно не участвующих в общем первичном регулировании частоты, с указанием причин неучастия приведены в таблице 46.

Таблица 46

Перечень генераторов электростанций, временно или постоянно не участвующих в общем первичном регулировании частоты

Наименование электростанции	Генератор	Установленная мощность, МВт	Основание
Читинская ТЭЦ-2	ТГ-1	6	Турбина типа "Р" "Порядок установления соответствия генерирующего оборудования участников оптового рынка техническим требованиям" Письмо ОАО "ТГК-14" N АЛ- 2375 от 20.11.2009 г.
	ТГ-2	6
Читинская ТЭЦ-1	ТГ-6	78,8	Турбина типа "Р" "Порядок установления соответствия генерирующего оборудования участников оптового рынка техническим требованиям" Акт о перемаркировке ТГ-6 Читинской ТЭЦ-1 от 27.02.13 г.

В 2016 году Забайкальская энергосистема работала с частотой 50,00 0,05 Гц, что соответствует нормальному уровню, установленному:

- Национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 55890-2013 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Регулирование частоты и перетоков активной мощности. Нормы и требования" (утвержден приказом Росстандарта от 05.12.2013 N 2164-ст.

- Стандартом ОАО "СО ЕЭС" СТО 59012820.27.100.003-2012 "Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС России. Нормы и требования", введен в действие Приказом ОАО "СО ЕЭС" от 05.12.2012 N 475 с учетом изменений.

Описание контролируемых сечений, регулирование/контроль перетоков активной мощности в которых осуществляет Филиала АО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ, представлено в таблице 47.

Таблица 47

Состав и описание контролируемых сечений по активной мощности в энергосистеме Забайкальского края

Контролируемое сечение	Состав сечения	Место контроля и положительное направление перетока мощности	Контроль перетока мощности в контролируемом сечении	Регулирование перетока мощности в контролируемом сечении
Бурятия-Чита	- ВЛ 500 кВ Гусиноозерская ГРЭС - Петровск-Забайкальская (ВЛ-583); - ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Кижа (КПЗ-283); - ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Новоильинск (НПЗ-282-284); - ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Саган-Нур (СПЗ-262).	На ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская - к шинам 220 кВ.	Диспетчерские центры филиалов АО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ и Бурятское РДУ.	Диспетчерский центр ОДУ Сибири
Южный энергорайон - Забайкальская энергосистема	- ВЛ 220 кВ Шерловогорская - ЦРП ППГХО (ВЛ-237); - ВЛ 110 кВ Даурия - Забайкальск (ВЛ-110-37); - ВЛ 110 кВ Вершина Шахтамы - Акатуй - Кличка с отпайкой на ПС Бугдаинская (ВЛ-110- 23).	- на ПС 220 кВ ЦРП ППГХО - от шин 220 кВ; - на ПС 110 кВ Забайкальск - от шин 110 кВ; - на ПС 110 кВ Кличка - от шин 110 кВ.		Диспетчерский центр филиала АО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ
Забайкальская энергосистема - Южный энергорайон	- ВЛ 220 кВ Шерловогорская - ЦРП ППГХО (ВЛ-237); - ВЛ 110 кВ Балей - Шелопугино с отпайкой на ПС Омчак (ВЛ-110-22); - ВЛ 110 кВ Борзя Восточная - Харанор с отпайкой на ПС Борзя Западная (ВЛ-110-35).	- на ПС 220 кВ Шерловогорская - от шин 220 кВ; - на ПС 110 кВ Балей - от шин 110 кВ; - на ПС 110 кВ Борзя Восточная - от шин 110 кВ.		Диспетчерский центр филиала АО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ
Забайкальская энергосистема - Южный энергорайон (ремонтное)	- ВЛ 110 кВ Турга - Первая (ВЛ-110-63); - ВЛ 110 кВ Холбон - Балей I цепь (ВЛ-110-19); - ВЛ 110 кВ Холбон - Балей II цепь (ВЛ-110- 20).	- на ПС 110 кВ Турга - от шин 110 кВ; - на ПС 220 кВ Холбон - от шин 110 кВ (контроль перетока в сечении осуществляется при отключенной ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Шерловогорская (ВЛ-230).		Диспетчерский центр филиала АО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ
Харанорская ГРЭС - Забайкальская энергосистема	- ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Шерловогорская (ВЛ-230); - ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Маккавеево; - ВЛ 220 кВ Холбон - Харанорская ГРЭС I цепь (ВЛ-229); - ВЛ 220 кВ Холбон - Харанорская ГРЭС II цепь (ВЛ-231); - ВЛ 220 кВ Холбон - Харанорская ГРЭС III цепь (ВЛ-232); - ВЛ 110 кВ Турга - Харанорская ГРЭС I цепь (ВЛ-110-64); - ВЛ 110 кВ Турга - Харанорская ГРЭС II цепь (ВЛ-110-65).	На Харанорской ГРЭС - от шин 220-110 кВ (при отсутствии генерации Харанорской ГРЭС контроль перетока в сечении не осуществляется).		Диспетчерский центр филиала АО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ
Читинская ТЭЦ-1 - Маккавеево	- ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Новая (ВЛ-201); - ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Чита-1 (ВЛ-202).	На Читинской ТЭЦ-1 - от шин 220 кВ.		Диспетчерский центр филиала АО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ
Маккавеево - Читинская ТЭЦ-1	- ВЛ 220 кВ Новая - Маккавеево (ВЛ-203); - ВЛ 220 кВ Чита-1 - Маккавеево (ВЛ-204).	На ПС 220 кВ Маккавеево - от шин 220 кВ.		Диспетчерский центр филиала АО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ
Читинская ТЭЦ-1 - Чита	- ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Чита I цепь (ВЛ- 293); - ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Чита II цепь (ВЛ-296).	На Читинской ТЭЦ-1 - от шин Читинской ТЭЦ-1.		Диспетчерский центр филиала АО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ
Чита - Читинская ТЭЦ-1 (ремонтное)	- ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Чита I цепь (ВЛ- 293); - ВЛ 220 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Чита II цепь (ВЛ-296).	На ПС 220 кВ Чита - от шин ПС 220 кВ Чита.		Диспетчерский центр филиала АО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ
Турга - Дарасун	- ВЛ 110 кВ Булак - Турга (ВЛ-110-92); - ВЛ 110 кВ Степь - Турга с отпайкой на ПС Оловянная (ВЛ-110-62).	На ПС 110 кВ Турга - от шин 110 кВ (при разрыве транзита 110 кВ Турга - Дарасун контроль перетока в сечении не осуществляется).		Диспетчерский центр филиала АО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ
Холбон - Могоча	- ВЛ 220 кВ Холбон - Шапка (ВЛ-211); - ВЛ 220 кВ Холбон - Приисковая (ВЛ-212); - ВЛ 110 кВ Чернышевск - Жирекен (ВЛ-110-69).	на ПС 220 кВ Холбон - от шин ПС 220 кВ Холбон; на ПС 110 кВ Чернышевск - от шин ПС 110 кВ Чернышевск.		Диспетчерский центр филиала АО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ

Регулирование напряжения в основной электрической сети

Регулирование напряжения на шинах электростанций и подстанций системообразующей сети 110-220 кВ осуществляется в соответствии с графиками напряжений в контрольных пунктах энергосистемы.

Контрольные пункты по напряжению выбираются, исходя из влияния напряжения в контрольных пунктах на обеспечение следующих требований:

- соответствие уровней напряжения значениям, допустимым для оборудования;

- обеспечение необходимого запаса устойчивости в контролируемых сечениях;

- обеспечение нормативных запасов устойчивости двигательной нагрузки в промежуточных узлах энергосистемы;

- возможность регулирования напряжения в контрольном пункте в диапазоне, задаваемом графиком напряжения, средствами регулирования, доступными диспетчерскому персоналу.

Перечень действующих средств компенсации реактивной мощности СК и СТК на энергообъектах ПАО "ФСК "ЕЭС" сети 220 кВ с указанием диапазона регулирования реактивной мощности представлен в таблице 48.

Таблица 48

Перечень действующих средств компенсации реактивной мощности СК и СТК на энергообъектах ПАО "ФСК "ЕЭС" сети 220 кВ

N	Диспетчерское наименование		Тип	Место коммутации, U ном	Диапазон регулирования реактивной мощности
					Qmin, МВАр	Qmax, МВАр
1	ПС 220 кВ Могоча	ТКРМ-1	РКОДЦ	СШ-10 кВ	-25	40
		ТКРМ-2	РКОДЦ	СШ-10 кВ	-25	40

Перечень действующих, демонтируемых и планируемых к вводу в эксплуатацию средств компенсации реактивной мощности (в том числе ШР, БСК, СК) на энергообъектах ПАО "МРСК Сибири" сети 110 кВ с указанием диапазона регулирования реактивной мощности представлен в таблице 49.

Таблица 49

Перечень действующих средств компенсации реактивной мощности на энергообъектах ПАО "МРСК Сибири" сети 110 кВ

Подстанция	Тип СКРМ	Ином, кВ	S уст, МВА	Диапазон регулирования		Год ввода/вывода в эксплуатацию *
				QiHn
Действующие:
ПС 110 кВ Быстринская	УККРМ-7-10,5-1-5400-900-3Р-УХЛ4	10,5	10,800 (2*2,7+6*0,9)	0,9	10,8	2012
ПС 110 кВ Бугдаинская	УККРМ-7-10,5-1-5400- 900-3Р-УХЛ4	10,5	10,800 (2*2,7+6*0,9)	0,9	10,8		2012
ПС 110 кВ Бутунтай	КРМ-10,5-5400-1350- УХЛ1	10,5	21,600 (4*5,400)	5,4	21,6		2014
ПС 110 кВ Верхняя Давенда	СК-1-0,66	6	6,688 (2*3,344)	3,344	6,688		1977
ПС 35 кВ Фабрика	КУ-3300	6	1*3,300	0	3,3		2012
Демонтируемые:
ПС 110 кВ Балей	КС-2-0,66	35	1*33,6	0	33,6	2017

Примечание: * для действующих и предполагаемых к вводу приводится год ввода, для демонтируемых - год вывода

Перечень действующих, демонтируемых и планируемых к вводу в эксплуатацию средств компенсации реактивной мощности (в т.ч. ШР, БСК, СК) на энергообъектах ОАО "РЖД" сети 110-220 кВ с указанием диапазона регулирования реактивной мощности представлен в таблице 50.

Таблица 50

Перечень действующих средств компенсации реактивной мощности на энергообъектах ОАО "РЖД" сети 110-220 кВ

Подстанция	Тип СКРМ, количество, шт.	ином, кВ	S уст, М вар	Диапазон регулирования		Год ввода/вывода в эксплуатацию *	Примечание
				Q мин	Q макс
1	2	3	4	5	6	7	8
Действующие:
Тарбагатай	УПК, 1	27,5	19,2	-	-	2015	В работе
Бада	УПК, 1	27,5	19,2	-	-	2015	В работе
Хилок	УПК, 1	27,5	19,2	-	-	2015	В работе
Харагун	УПК, 1	27,5	19,2	-	-	2015	В работе
Могзон	УПК, 1	27,5	19,2	-	-	2015	В работе
Сохондо	-	-	-	-	-	-	-
Лесная	УПК, 1	27,5	9,6	-	-	2016	В работе
Чита	УПК, 1	27,5	19,2	-	-	2016	В работе
Новая	УПК, 1	27,5	19,2	-	-	2016	В работе
Карымская		27,5	24,4	-	-	2011	В работе
Урульга	УПК, 1	27,5	9,6	-	-	2016	В работе
Размахнино	УПК, 1	27,5	9,6	-	-	2016	В работе
Шилка	-	-	-	-	-	-	-
Приисковая	УПК, 1	27,5	9,6	-	-	2016	В работе
Шапка	-	-	-	-	-	-	-
Чернышевск	-	-	-	-	-	-	-
Бушулей	УПК, 1	27,5	12,8	-	-	2015	В работе
Зилово	УПК, 1	27,5	19,2	-	-	2015	В работе
Урюм	КУ, 2	27,5	8,16	-	-	1991	В работе
Сбега	КУ, 2	27,5	8,16	-	-	1990	В работе
Ксеньевская	-	-	-	-	-	-	-
Кислый Ключ	УПК, 1	27,5	19,2	-	-	2016	В работе
Пеньковая	УПК, 1	27,5	19,2	-	-	2015	В работе
Могоча	УПК, 1	27,5	14,4	-	-	2015	В работе
Семиозерный	УПК, 1	27,5	14,4	-	-	2015	В работе
Амазар	УПК, 1	27,5	14,4	-	-	2016	В работе
Чичатка	УПК, 1	27,5	14,4	-	-	2015	В работе
Бурятская	УФК, 6	27,5	37,86	-	-	2011	Отключены
Булак	УФК, 7	27,5	44,17	-	-	2011	Отключены
Мирная	УФК, 6	27,5	37,86	-	-	2012	Отключены
Борзя	УФК, 6	27,5	37,86	-	-	2012	Отключены
Демонтируемые:
Ксеньевская	КУ, 2	27,5	6,4	-	-	2005	Вне резерва
Сохондо	КУ, 2	27,5	3,84	-	-	2016	Вне резерва
Шилка	КУ, 1	27,5	5,76	-	-	2001	Вне резерва
Шапка	УФК, 1	27,5	5,76	-	-	2001	Вне резерва
Чернышевск	КУ, 1	27,5	3,8	-	-	2008	Вне резерва
Урюм	КУ, 2	27,5	8,16	-	-	2002	Вне резерва
Сбега	КУ, 2	27,5	8,16	-	-	2007	Вне резерва
Вновь вводимые:
Сохондо	УПК, 1	27,5	19,2	-	-	План на 2017	Ведется монтаж

Примечание: * для действующих и предполагаемых к вводу приводится год ввода, для демонтируемых - год вывода

Справочные данные по номинальной и располагаемой реактивной мощности ШР, УШР на объектах генерации и энергообъектах сети 220 кВ в операционной зоне Филиала АО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ представлены в таблице 51.

Таблица 51

Справочные данные по номинальной и располагаемой реактивной мощности ШР, УШР

УШР
N	Энергообъект	Диспетчерское наименование	Тип	Место коммутации, U ном	Диапазон регулирования реактивной мощности
					Qmin, МВАр	Qmax, МВАр
1	ПС 220 кВ Чита	УШР 100 МВАр	РТДУ- 100000/220	2СШ-220	0	100
ШР
1	Читинская ТЭЦ-1	4AT R	РОД- 33333/110	2СШ-220 через АТ	1	100
2	Харанорская ГРЭС	1РШ	РОМБС- 33333/110	2 СШ-110	1	99,9
		2РШ	РТД- 100000/220	2СШ 2СЕК - 220	1	100
3	ПС220 кВ Могоча	ШРр1 ШРр2 ШРр3 ШРр4 ШРр5 ШРр6	РТМ	1СШ 10 кВ 1СШ 10 кВ 3СШ 10 кВ 3СШ 10 кВ 3СШ 10 кВ 2СШ 10 кВ	1 1 1 1 1 1	3.3 3.3 3.3 3.3 3,3 3,3
		Рр7 (включен в двухфазном режиме, на фазы А и В)	РКОС	СШ 10	1	9,9
		Рр8	РКОС	СШ 10	1	29,7
4	ПС 220 кВ Бушулей	ШР-1 ШР-2	РТД	СШ 35	1 1	19,8 20,3
5	ПС 220 кВ Урюм	ШР	РТД	СШ 35	1	20
6	ПС 220 кВ Амазар	ШР-1 ШР-3 ШР-2 ШР-4	РТМ	1СШ 10 1СШ 10 2СШ 10 2СШ 10	1 1 1 1	3.3 3.3 3.3 3.3
7	ПС 220 кВ Семиозерный	ШР-1 ШР-3 ШР-2 ШР-4	РТМ	1СШ 10 1СШ 10 2СШ 10 2СШ 10	1 1 1 1	3,3 3,3 3,3 3,3
8	ПС 220 кВ Чара	ШРр-1 ШРр-2 ШРр-3 ШРр-4 ШРр-5 ШРр-6	РТМ	1СШ-10кВ 2СШ-10кВ 1СШ-10кВ 2СШ-10кВ 1СШ-10кВ 2СШ-10кВ	1 1 1 1 1 1	3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3
9	ПС 220 кВ Куанда	ШРр-1 ШРр-2 ШРр-3 ШРр-4	РТМ	1СШ 10 кВ 1СШ 10 кВ 2СШ 10 кВ 2СШ 10 кВ	1 1 1 1	3,3 3,3 3,3 3,3

Уровни напряжения в контрольных пунктах по результатам летнего и зимнего контрольных замеров (15 июня и 21 декабря 2016 года) по Забайкальской энергосистеме представлены в таблице 52.

Таблица 52

Уровни напряжения в контрольных пунктах по результатам летнего и зимнего контрольных замеров

Контрольный пункт	Контрольный пункт (класс напряжения СШ), кВ	17.06.2016			21.12.2016
		U оптимальное (кВ)	Макс. U (кВ)	Мин. U (кВ)	U оптимально (кВ)	Макс. U (кВ)	Мин. U (кВ)
Читинская ТЭЦ-1
Шины 220 кВ	220	232-240	235	232	232-240	245	234
Шины 110 кВ	110	118-122	122	119	118-122	1124	119
ТЭЦ ППГХО
Шины 110 кВ	110	118-121	121	124	118-121	124	114
Харанорская ГРЭС
Шины 220 кВ	220	233-248	245	243	233-248	252	238
Шины 110 кВ	110	118-120	121	119	118-120	122	115
ПС 220 кВ Дарасун
Шины 110 кВ	110	116-123	123	121	116-123	122	114
ПС 220 кВ Могоча
Шины 220 кВ	220	230-248	245	231	230-248	240	227
ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская
Шины 220 кВ	220	228-244	243	232	228-244	244	240

Неравномерность электропотребления железной дороги негативно влияет на устойчивый режим работы энергосистемы и приводит как к несимметричным режимам работы тягового транзита, так и к возможному аварийному отключению и повреждению генерирующего оборудования электростанций энергосистемы.

При недостаточности объёма имеющихся на объектах энергосистемы Забайкальского края средств компенсации реактивной мощности для регулирования и ввода уровней напряжения в допустимую область используются:

- отключение транзитных ВЛ 220 кВ, что снижает надежность схемы энергосистемы;

- разгрузка турбогенераторов электростанций по реактивной мощности посредством отдачи диспетчерских команд;

- перевод турбогенераторов в режим недовозбуждения, требующий их разгрузки по активной мощности, что влечет за собой ограничение выдачи мощности электростанций;

- использование РПН трансформаторов и автотрансформаторов.

- использование имеющихся шунтирующих реакторов.

Использование источников реактивной мощности на объектах энергосистемы Забайкальского края в дни летнего и зимнего контрольных замеров в часы прохождения максимальной и минимальной нагрузки энергосистемы Забайкальского края представлено в таблице 53.

Таблица 53

Использование источников реактивной мощности на объектах энергосистемы Забайкальского края в дни летнего и зимнего контрольных замеров

Электростанции и подстанции с СК, СТК и БСК	Установленная мощность электростанций Р уст, МВт	Qmin, МВар	Qmax, МВар	Фактическая реактивная мощность Q факт, МВар				Qmin, МВар	Qmax, МВар	Фактическая реактивная мощность Q факт, МВар
				1	7	10	18			1	6	15	18
		15 июня 2016 года						21 декабря 2016 года
Электростанции
Читинская ТЭЦ-1	452,8	-278	496	34	54	52	29	-278	496	49,5	73,4	54	37,8
Харанорская ГРЭС	665,0	-245	625	24	127	109	93	-230	625	26,1	28	2,7	25
ТЭЦ ППГХО	410,0	-266	446	14	15	4	9	-266	446	8,7	12,8	14,1	2,9
Шерловогорская ТЭЦ	12,0	-4	12,5	-	-	-	-	-4	12,5	0,8	0,8	0,4	-0,1
Приаргунская ТЭЦ	24,0	-8	25	-	-	-	-	-8	25	4,1	4,5	4,7	-0,1
Читинская ТЭЦ-2	12,0	-4	12	0	2	2	1	-4	12	0,1	1,5	0,4	0,7
Итого по электростанциям	1575,8	-805	1616,5	31	67,4	79,3	36,1	-790	1616,5	89,3	121	76,3	66,2
Подстанции
220 кВ Могоча
ПН-1, ПН-2, ФР-ПН-1, Фр-ПН-2		-133	133	-1	27,9	9,8	18,5	-133	133	-8,6	3,7	-4,8	16,1
ПН-3, ПН-4, ФР-ПН-3, Фр-ПН-4		-133	133	14,1	25,7	18,7	-3	-133	133	15,2	-24	26	42,7
ТКРМ-1, ТКРМ-2	-	-50	80	-10,8	-2,5	-1,6	-3,1	-50	80	-9,8	-7,9	-2	-2,3
Итого по СКРМ	-	-316	346	2,3	51,1	26.9	12,4	-316	346	-3,2	-28,2	19,2	56,5
Всего по энергосистеме		-1121	1962,5	31	67,4	79,3	36,1	-1106	1962,5	86,1	92,8	95,5	122,7

Релейная защита и автоматика

По состоянию на 01.01.2017 г. в Забайкальской энергосистеме эксплуатируется 3228 устройств РЗА, находящихся в диспетчерском управлении или ведении Забайкальского РДУ. Из них: на электромеханической базе - 42,1% (в 2016 г. - 40,8%), на микроэлектронной - 10,4% (в 2016 г. - 11,1%), на микропроцессорной - 47,5% (в 2016 г. - 48,1%).

Плановое техническое обслуживание УРЗА проведено в полном объеме и соответствует утвержденным сводным графикам. Возникающие в течении года переносы сроков выполнения технического обслуживания, своевременно и надлежащим образом согласованы.

Работы по обеспечению реконструкции, модернизации и вводу новых устройств РЗА в 2016 году:

В части РЗА, в связи с вводом в работу новых объектов, ЛЭП и оборудования напряжением 110-220 кВ на ПС 110 кВ Даурия.

В части РЗА, в связи с реконструкцией действующих объектов, ЛЭП и оборудования напряжением 110-220 кВ на ПС 220 кВ Зилово.

В связи с реконструкцией устройств РЗА действующих объектов, ЛЭП и оборудования напряжением 110-220 кВ введены в работу:

- микропроцессорные устройства основных защит на шести ЛЭП 220 кВ;

- микропроцессорные устройства резервных защит на семи ЛЭП 220 кВ;

- микропроцессорные устройства ступенчатых защит ОШСВ на одной ПС 220 кВ;

- двадцать девять комплектов УПАСК на семи ЛЭП 110 кВ;

- регистратор аварийных событий на одной ПС 220 кВ.

Количество устройств (функций) РЗА в Забайкальской энергосистеме, отнесенных к объектам диспетчеризации ОДУ (РДУ) по состоянию на 01.01.2017 года представлено в таблице 54.

Таблица 54

Количество устройств (функций) РЗА в Забайкальской ЭС, отнесенных к объектам диспетчеризации ОДУ (РДУ)

ОЭС (ЭС)	Всего		Вид исполнения
			Электромеханические		Микроэлектронные		Микропроцессорные
	Кол-во устройств	Кол-во функций	Кол-во устройств	Кол-во функций	Кол-во устройств	Кол-во функций	Кол-во устройств	Кол-во функций
РЗ и СА
Забайкальская ЭС	1120	2863	692	1298	75	309	353	1256
ПА
Забайкальская ЭС	220	365	60	61	24	26	136	278
Всего	1340	3228	752	1359	99	335	489	1534

4.5. Существующие "узкие места" в электрической сети 110-500 кВ энергосистемы Забайкальского края

В части электрических режимов

В части электрических режимов сведения о существующих "узких местах" в электрической сети энергосистемы Забайкальского края и мероприятия по их устранению представлены в таблице 55.

Таблица 55

Сведения о существующих "узких местах" в электрической сети энергосистемы Забайкальского края и мероприятия по их устранению

N п/п	"Узкое место"	Мероприятие, направленное на устранение "узкого места"
1.	Наличие рисков отключения потребителей Юго-Восточного района края, слабая схема выдачи мощности Приаргунской ТЭЦ.	Строительство ВЛ 110 кВ Ново-Широкая - Благодатка с проводом АС-120.

1. Наличие рисков отключения потребителей Приаргунского энергорайона, слабая схема выдачи мощности Приаргунской ТЭЦ

Приаргунский энергорайон (рисунок 35) входит в состав Юго-восточного района Забайкальского края. Площадь энергорайона составляет 518,6 Га. Энергорайон граничит с Калганским, Алек-Заводским и Краснокаменским районами, на юге - с Китаем. Район пограничный.

Характеристика энергорайона:

Приаргунский энергорайон включает в себя основные энергообъекты:

- ПС 110 кВ Кадая, ПС 110 кВ Михайловка, ПС 110 кВ Благодатка Филиала ПАО "МРСК Сибири" - Читаэнерго.

Границы Приаргунского энергорайона определяют следующие элементы сети:

- выключатель ВЛ 110 кВ Кличка - Приаргунская ТЭЦ (В-110-24) на ПС 110 кВ Кличка.

На его территории расположен Приаргунский Краснознаменный пограничный отряд. Основными потребителями Приаргунского энергорайона являются потребители золотодобывающей промышленности (старательская артель "Даурия", прииск "Каракановский", ООО "Уров-Золото"). В селе Староцурухайтуй находится таможенный пост Забайкальской таможни. Среди потребителей электрической энергии Приаргунского энергорайона присутствуют потребители всех категорий по надежности электроснабжения, тип нагрузки - промышленная и коммунально-бытовая. Ориентировочная численность населения энергорайона составляет 26,1 тыс. человек., в том числе в городской местности проживает 10,0 тыс. человек, в сельской - 16,1 тыс. человек. В районе 2 поселка городского типа - Приаргунск (население - 7,368 тыс. чел.) и Кличка (2, 628 тыс. чел.), 20 сельских населенных пунктов.

В экономическом отношении район сельскохозяйственный. В нем работает 14 сельхозпредприятий.

Электроснабжение потребителей Юго-Восточного энергорайона осуществляется от центров питания подстанций 110 кВ Кадая (Калганский район), ПС 110 кВ Михайловка (Нерчинско-Заводский район), ПС 110 кВ Благодатка (Нерчинско-Заводский район) и от шин 110 кВ Приаргунской ТЭЦ.

Баланс Приаргунского энергорайона представлен в таблице 56.

Таблица 56

Баланс Приаргунского энергорайона

Составляющие баланса	Летний режим	Зимний режим
Потребление	18,6 МВт - максимальное 1 на 07.07.2014 г. 13,3 МВт - по летнему контрольному замеру 2016 г.2	26 МВт - максимальное 1 на 31.12.2012 г. 18,7 МВт - по зимнему контрольному замеру 2016 г.2
Генерация	0 МВт (на момент максимума потребления) 0 МВт (на момент летнего контрольного замера)	14 МВт (на момент максимума потребления) 9 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
Сальдо	18,6 МВт (на момент максимума потребления) 13,3 МВт (на момент летнего контрольного замера)	12 МВт (на момент максимума потребления) 9,7 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
Величина генерирующей мощности, выведенной в ремонт	9 МВт (на момент максимума потребления) 9 МВт (на момент летнего контрольного замера)	0 МВт (на момент максимума потребления) 0 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
Величина генерирующей мощности, находящейся в резерве	0 МВт (на момент максимума потребления) 0 МВт (на момент летнего контрольного замера)	4 МВт (на момент максимума потребления) 14,9 МВт (на момент зимнего контрольного замера)

_____________________________

Для летнего и зимнего периода указывается максимальное потребление за последние пять лет.

Указываются данные последнего контрольного замера.

При проведении расчетов электрических режимов учтено максимальное потребление (для летнего периода - 18,6 МВт, для зимнего периода - 26 МВт).

Электрическая станция, находящаяся в энергорайоне (Приаргунская ТЭЦ), в послеаварийном режиме загружена до располагаемой мощности: зимний период - 18 МВт, летний период - 9 МВт.

Существуют временные ограничения установленной мощности сезонного действия (связанные с недостатком тепловых нагрузок турбин типов "Т", "П", "ПТ", "Р" - конструктивные особенности, в том числе связанные с пропускной способностью ЧСД - частью среднего давления).

Для летнего периода учтена средняя за пять лет величина снижения мощности энергетического оборудования электростанции, находящегося в плановом ремонте: 1,5 МВт.

В летний период основное энергетическое оборудование Приаргунской ТЭЦ выводится в холодный резерв, плановый ремонт или вынужденный простой из-за ремонта вспомогательного оборудования, осуществляется накопление топлива к предстоящему осенне-зимнему периоду.

Связь Приаргунской ТЭЦ с энергосистемой Забайкальского края осуществляется по одной ВЛ 110 кВ Приаргунская ТЭЦ - Кличка (ВЛ-110-24).

Нормальная электрическая схема Приаргунского энергорайона представлена на рисунке 36.

Наиболее сложной схемно-режимной ситуацией (далее - СРС), приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является вывод в ремонт или аварийное отключение ВЛ 110 кВ Кличка - Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110-24) в нормальной схеме как в зимний, так и летний период.

Данная СРС приводит к выделению Приаргунского энергорайона на изолированную работу с дефицитом мощности 8 МВт в зимний период (при работе Приаргунской ТЭЦ с располагаемой мощностью - 18 МВт). В летний период данная СРС приводит к выделению Приаргунского энергорайона на изолированную работу с дефицитом активной мощности 11,1 МВт (при работе Приаргунской ТЭЦ с располагаемой мощностью 9 МВт, сниженной до 7,5 МВт с учетом величины средней за пять лет величины снижения мощности энергетического оборудования электростанции, находящегося в плановом ремонте).

В настоящее время в случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ Кличка - Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110-24) действием АОСЧ (ДАР, АЧР) осуществляется отключение нагрузки потребителей.

Схемно-режимными мероприятиями, направленными на включение нагрузки, отключённой действием ПА, являются:

- загрузка Приаргунской ТЭЦ до величины располагаемой мощности;

- перевод части нагрузки (3,5 МВт) на электроснабжение от ТЭЦ ППГХО.

После выполнения указанных схемно-режимных мероприятий объем нагрузки потребителей, включение которых невозможно до ввода в работу ВЛ 110 кВ Кличка - Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110-24), составляет 7,6 МВт в летний период и 4,5 МВт в зимний период.

Ремонтная/послеаварийная схема Приаргунского энергорайона представлена на рисунке 37.

Послеаварийная схема Приаргунского энергорайона с учетом схемно-режимных мероприятий представлена на рисунке 38.

Мероприятиями, направленными на обеспечение допустимых значений параметров электроэнергетического режима в указанной СРС, являются:

- строительство ВЛ 110 кВ Ново - Широкая - Благодатка протяженностью 70 км.;

- строительство второй ВЛ 110 кВ Приаргунская ТЭЦ - Кличка протяженностью 85 км.

Указанные мероприятия являются альтернативными.

Строительство ВЛ 110 кВ Ново - Широкая - Благодатка является наиболее целесообразным ввиду меньших затрат на его реализацию (данная ВЛ является менее протяженной по сравнению с ВЛ 110 кВ Приаргунская ТЭЦ - Кличка).

Строительство данной ВЛ протяженностью 70 км с проводом АС-120 при данных нормативных возмущениях обеспечивает надежное электроснабжение потребителей Приаргунского энергорайона и исключает ввод графиков аварийного ограничения потребления электрической мощности в объеме 7,6 МВт в летний период и 4,5 МВт в зимний период.

Данное мероприятие включено в ИП МРСК Сибири на 2016-2020 со сроком реализации 2022 год. Предложение АО "СО ЕЭС" по доработке проекта ИП МРСК - изменить срок реализации мероприятия по строительству ВЛ 110 кВ Ново-Широкая - Благодатка с 2022 года на 2019 год, так как данное мероприятие включено в перечень "узких мест" и подтверждается результатами электрических расчетов (Приложение А).

Послеаварийная схема Приаргунского энергорайона с учетом реализации предлагаемых мероприятий представлена на рисунке 39.

Результаты расчетов электрических режимов представлены в таблице 57.

Таблица 57

Результаты расчетов электрических режимов

Схема	Значение, МВт	Примечание
Нормальная схема	Переток в энергорайон в зимний период - 12	Располагаемая мощность Приаргунской ТЭЦ - 18 МВт, потребление энергорайона - 26 МВт
Ремонтная схема, послеаварийная схема	Переток в энергорайон в зимний период - 0	Вывод в ремонт или аварийное отключение ВЛ 110 кВ Кличка - Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110- 24). Выделение энергорайона на изолированную работу.
Послеаварийная схема с учетом схемно-режимных мероприятий	Переток в энергорайон в зимний период - 0	Отключение нагрузки действием АОСЧ (ДАР, АЧР) с последующей загрузкой станции до величины располагаемой мощности, переводом части нагрузки на электроснабжение от ТЭЦ ППГХО и вводом графиков ограничения режима потребления электрической мощности до 4,5 МВт в зимний период.
Послеаварийная схема с учетом реализации предлагаемых мероприятий	Переток в энергорайон в зимний период - 12	Строительство одноцепной ВЛ 110 кВ Ново Широкая - Благодатка. Вывод в ремонт или аварийное отключение ВЛ 110 кВ Кличка - Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110- 24). Выделение энергорайона на изолированную работу не происходит.

Кроме того, техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям Филиала ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго" (приложение к Договору N 20.7500.4397.14 от 27 марта 2015 г. об осуществлении технологического присоединения к электрическим сетям) планируется присоединение нового потребителя в Приаргунском энергорайоне - месторождение "Железный Кряж" (в 37 км северо-восточнее районного центра с. Калга, Калганского района, Забайкальского края) со строительством ПС 110 кВ Висмут в точке присоединения. Проектом электроснабжения предусмотрен поэтапный ввод мощностей: I очередь - 8,2 МВт в 4 кв. 2017 года и II очередь - 11,7 МВт во 2 кв. 2019 года (с учетом мощности 1 этапа).

Дефицит мощности в зимний период 2017 года с учетом действия устройств ПА (АОСЧ) и схемно-режимных мероприятий (загрузка Приаргунской ТЭЦ до величины установленной мощности - 18 МВт и перевод части нагрузки (3,5 МВт) на электроснабжение от ТЭЦ ППГХО) при реализации планов по технологическому присоединению месторождения "Железный Кряж" может достигнуть величины 12,7 МВт в 2017 году и 16,2 МВт в 2019 году:

объем ГАО в 2017 году = (26 + 8,2) - 18 - 3,5 = 12,7 МВт, где

- 26 МВт существующая нагрузка потребления энергорайона;

- 8,2 МВт максимальная нагрузка присоединяемого потребителя в 2017 году;

- 18 МВт нагрузка Приаргунской ТЭЦ;

- 3,5 МВт нагрузка, запитанная от ТЭЦ ППГХО.

объем ГАО в 2019 году = (26 + 11,7) - 18 - 3,5 = 16,2 МВт, где

- 26 МВт существующая нагрузка потребления энергорайона;

- 11,7 МВт максимальная нагрузка присоединяемого потребителя в 2019 году;

- 18 МВт нагрузка Приаргунской ТЭЦ;

- 3,5 МВт нагрузка, запитанная от ТЭЦ ППГХО.

Схема Приаргунского энергорайона с учетом технологического присоединения нового потребителя представлена на рисунке 40.

Также, при отключении ВЛ 110 кВ Вершина Шахтамы - Ново-Широкая (ВЛ- 110-28) происходит погашение ПС 110 кВ Ново-Широкая.

Технический эффект от выполнения мероприятий:

- Исключение ввода ГАО в объеме 7,6 МВт в летний период и 4,5 МВт в зимний период.

В части релейной защиты и автоматики

Перечень приоритетных мероприятий по модернизации устройств РЗА для включения в ИП субъектов электроэнергетики по Забайкальскому краю представлен в таблице 58.

Таблица 58

Перечень приоритетных мероприятий по модернизации устройств РЗА для включения в ИП субъектов электроэнергетики по Забайкальскому краю

N	Субъект электроэнергетики	Энергообъект	Класс напряжения	Устройство РЗА	Мероприятие	Предлагаемый срок реализации	Обоснование выполнения	Наличие в ИП
1	Забайкальская дирекция инфраструктуры Филиала ОАО "РЖД" Центральная дирекция инфраструктуры	ПС 220 кВ Амазар	220 кВ	Устройства синхронизации	Создание устройств синхронизации на ПС 220 кВ Амазар на 3 выключателях ВЛ 220 кВ	2016-2017	Погашение тяговых подстанций для обеспечения переноса точки деления в электрической сети 220 кВ с кратковременным включением на параллельную работу ОЭС Востока с ЕЭС России.	В ИП мероприятие не предусмотрено
2	Забайкальская дирекция инфраструктуры Филиала ОАО "РЖД" Центральная дирекция инфраструктуры	ПС 220 кВ Семиозерный	220 кВ	Устройства синхронизации	Создание устройств синхронизации на ПС 220 кВ Семиозерный на 3 выключателях ВЛ 220 кВ	2016-2017	Погашение тяговых подстанций для обеспечения переноса точки деления в электрической сети 220 кВ с кратковременным включением на параллельную работу ОЭС Востока с ЕЭС России.	В ИП мероприятие не предусмотрено
3	Забайкальская дирекция инфраструктуры Филиала ОАО "РЖД" Центральная дирекция инфраструктуры	ПС 220 кВ Чичатка	220 кВ	Устройства синхронизации	Создание устройств синхронизации на ПС 220 кВ Чичатка на 3 выключателях ВЛ 220 кВ	2016-2017	Погашение тяговых подстанций для обеспечения переноса точки деления в электрической сети 220 кВ с кратковременным включением на параллельную работу ОЭС Востока с ЕЭС России.	В ИП мероприятие не предусмотрено
4	Забайкальская дирекция инфраструктуры Филиала ОАО "РЖД" Центральная дирекция инфраструктуры	ПС 220 кВ Урюм	220 кВ	Устройства синхронизации	Создание устройств синхронизации на ПС 220 кВ Урюм на 3 выключателях ВЛ 220 кВ	2016-2017	Погашение тяговых подстанций для обеспечения переноса точки деления в электрической сети 220 кВ с кратковременным включением на параллельную работу ОЭС Востока с ЕЭС России.	В ИП мероприятие не предусмотрено
5	Забайкальская дирекция инфраструктуры Филиала ОАО "РЖД" Центральная дирекция инфраструктуры	ПС 220 кВ Сбега	220 кВ	Устройства синхронизации	Создание устройств синхронизации на ПС 220 кВ Сбега на 3 выключателях ВЛ 220 кВ	2016-2017	Погашение тяговых подстанций для обеспечения переноса точки деления в электрической сети 220 кВ с кратковременным включением на параллельную работу ОЭС Востока с ЕЭС России.	В ИП мероприятие не предусмотрено
6	Забайкальская дирекция инфраструктуры Филиала ОАО "РЖД" Центральная дирекция инфраструктуры	ПС 220 кВ Ксеньевская	220 кВ	Устройства синхронизации	Создание устройств синхронизации на ПС 220 кВ Ксеньевская на 3 выключателях ВЛ 220 кВ	2016-2017	Погашение тяговых подстанций для обеспечения переноса точки деления в электрической сети 220 кВ с кратковременным включением на параллельную работу ОЭС Востока с ЕЭС России.	В ИП мероприятие не предусмотрено
7	Забайкальская дирекция инфраструктуры Филиала ОАО "РЖД" Центральная дирекция инфраструктуры	ПС 220 кВ Пеньковая	220 кВ	Устройства синхронизации	Создание устройств синхронизации на ПС 220 кВ Пеньковая на 3 выключателях ВЛ 220 кВ	2016-2017	Погашение тяговых подстанций для обеспечения переноса точки деления в электрической сети 220 кВ с кратковременным включением на параллельную работу ОЭС Востока с ЕЭС России.	В ИП мероприятие не предусмотрено
8	Забайкальская дирекция инфраструктуры Филиала ОАО "РЖД" Центральная дирекция инфраструктуры	ПС 220 кВ Кислый Ключ	220 кВ	Устройства синхронизации	Создание устройств синхронизации на ПС 220 кВ Кислый Ключ на 3 выключателях ВЛ 220 кВ	2016-2017	Погашение тяговых подстанций для обеспечения переноса точки деления в электрической сети 220 кВ с кратковременным включением на параллельную работу ОЭС Востока с ЕЭС России.	В ИП мероприятие не предусмотрено
9	ПАО ППГХО	ТЭЦ ППГХО	110 кВ	ЛАПНУ ТЭЦ ППГХО	Создание комплекса ЛАПНУ ТЭЦ ППГХО	2017	Увеличение максимального допустимого перетока в контролируемом сечении, если фактические перетоки в дефицитную часть энергосистемы в указанном сечении составляют 75-100% от МДП не менее 10% времени в течение года. Ограничение допустимой нагрузки ТЭЦ ППГХО до величины 160 МВт (ниже технологического минимума в зимний период), ограничение тепловых потребителей г. Краснокаменска и ПАО "ППГХО". Нарушение устойчивости ТЭЦ ППГХО в результате нормативного возмущения "отключение сетевого элемента действием УРОВ при трехфазном КЗ с отказом одного выключателя".	В ИП мероприятие не предусмотрено
10	ПАО ТГК N 14	Приаргунская ТЭЦ	110 кВ	Автоматическое повторное включение МВ- 110-24	Установка необходимого оборудования для выполнения режима включения выключателя с улавливанием синхронизма	2017	Отсутствие на Приаргунской ТЭЦ АПВ МВ-110-24 с улавливанием синхронизма не позволяет осуществить автоматическое восстановление синхронной работы энергосистемы и Приаргунской ТЭЦ при их аварийном разделении.

4.6. Вводы и реконструкция электросетевых объектов 220-500 кВ, принятые в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2017-2023 гг.

Развитие электрических сетей 500 кВ и выше.

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2017 - 2022 гг. в прогнозный период данной работы 2017-2022 на территории энергосистемы Забайкальского края не предусмотрены мероприятия по развитию электрических сетей 500 кВ и выше.

Развитие электрических сетей 220 кВ.

Развитие электрической сети напряжением 220 кВ энергосистемы Забайкальского края в период 2017 - 2022 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на улучшение технической и экономической эффективности функционирования ЕЭС России:

- обеспечение внешнего электроснабжения новых крупных потребителей, а также обеспечение возможности увеличения роста нагрузок существующих потребителей за счет расширения производственных мощностей и (или) естественного роста нагрузок на перспективу;

- обеспечение надежности электроснабжения существующих потребителей;

- выдача мощности новых электростанций;

- снятие сетевых ограничений в существующей электрической сети, а также исключение возможности появления "узких мест" в перспективе из-за изменения структуры сети и строительства новых электростанций;

- развитие межсистемных электрических связей для обеспечения эффективной работы ЕЭС России в целом;

- решение проблем, связанных с регулированием напряжения в электрической сети и обеспечением уровней напряжения в допустимых пределах;

- обновление силового оборудования, связанное с физическим и моральным старением основных фондов.

На объектах электроэнергетики электрической сети 110-220 кВ в части ПА до 2022 года планируется:

- создание ЛАПНУ на ТЭЦ ППГХО в 2017 году;

- создание ЛАПНУ на ПС 220 кВ Могоча в 2017 году в рамках окончания работ по созданию межсистемной связи на напряжении 220 кВ между ОЭС Сибири и ОЭС Востока на основе Забайкальского преобразовательного комплекса на ПС 220 кВ Могоча (ЗБПК) с учетом реализации планов по установке устройств противоаварийной автоматики (АОПО, ФОЛ, ФСМ) в Амурской энергосистеме);

- замена устройств РЗА и ПА на ПС 220 кВ Холбон;

- реконструкция ПС 220 кВ Могоча с установкой 2 комплектов АЛАР.

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию магистральных и распределительных сетей на территории энергосистемы Забайкальского края с учетом требований по обеспечению регулирования (компенсации) реактивной мощности на 2017 - 2022 годы, реализуемых в рамках ОЭС Сибири, в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на 2017 - 2023 гг. представлен в таблице 59.

Таблица 59

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электрической сети 220-500 кВ энергосистемы Забайкальского края на период 2017 - 2022 гг. (ОЭС Сибири)

N п/п	НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)	Год ввода объекта	Технические характеристики объектов проекта ВЛ, км, ПС, МВА (Мвар)	2017 г.			2018 г.			2019 г.			2020 г.			2021 г.			2022 г.			Итого			Организация, ответственная за реализацию проекта
				км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар
Для обеспечения возможности подключения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий 220 кВ
1.	ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Быстринская I и II цепь	2017	2х234,9 км	469,8																		469,8	0	0	ПАО "ФСК ЕЭС"
2.	ПС 220 кВ Быстринская	2017	2х125 МВА		250																	0	250	0	ПАО "ФСК ЕЭС"
3.	ВЛ 220 кВ Чита - Озерный ГОК I и II цепь	2018	2х150 км				300															300	0	0	ООО "Озернинский ГОК"
4.	ПС 220 кВ Озерный ГОК	2018	2х80 МВА					160														0	160	0	ООО "Озернинский ГОК"
5.	ПС 220 кВ Удоканский ГОК	2019	2х80 МВА								160											0	160	0	ООО "Байкальская горная компания"
6.	ВЛ 220 кВ Чара - Удоканский ГМК I, II цепь	2019	2х0,5 км							1,0												1,0	0	0	ООО "Байкальская горная компания"
7.	ВЛ 220 кВ Чара - Блуждающий I, II цепь	2021	2х30 км													60						60,0			ООО "Байкальская горная компания"
8.	ПС 220 кВ Блуждающий	2021	5х50 МВА														250						250		ООО "Байкальская горная компания"
Для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) 220 кВ
7.	ПС 220 кВ Багульник	2019	2х125 МВА								250											0	250	0	ПАО "ФСК ЕЭС"
8.	ВЛ 220 кВ Маккавеево - Чита N 1 и N 2, с заходом одной цепи на ПС 220 кВ Багульник	2019	2х 118,2 км							236,4												236,4	0	0	ПАО "ФСК ЕЭС"
9.	Реконструкция ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская с изменением схемы РУ 220 кВ (секционирование системы шин)	2018	2х63 МВА					126														0	126	0	ПАО "ФСК ЕЭС"

В рассматриваемый период для снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) намечается сооружение следующих основных электросетевых объектов 220 кВ:

1. Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Маккавеево - Чита протяженностью 2х118,2 км со строительством ПС 220 кВ Багульник с установкой двух автотрансформаторов мощностью 125 МВА, подключенной в рассечку одной из цепей ВЛ 220 кВ Маккавеево - Чита.

В рамках выполнения данного мероприятия намечается сооружение следующих основных электросетевых объектов 220 кВ:

- ПС 220 кВ Багульник с установкой двух автотрансформаторов по 125 МВА каждый;

- ВЛ 220 кВ Маккавеево - Чита N 1 и N 2, с заходом одной цепи на ПС 220 кВ Багульник протяженностью 2х118,2 км.

Данные мероприятия приняты в соответствии с проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы.

Срок реализации в соответствии с проектом СиПР ЕЭС на 2017 - 2023 гг. - 2019 год. В соответствии с ИП ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016 - 2020 гг. срок реализации мероприятия - 2021 год, постановка под напряжения ПС 220 кВ Багульник с ВЛ 220 кВ Маккавеево - Чита N 1 и N 2, с заходом одной цепи на ПС 220 кВ Багульник запланирована на 2019 год.

Схема электропередачи ПС 220 кВ Маккавеево - Читинская ТЭЦ-1 - ПС 220 кВ Чита представлена на рисунке 41.

С вводом в работу двухцепной ВЛ 220 кВ Маккавеево - Чита не происходит отделение Юго-Восточной части энергосистемы Забайкальского края и энергосистемы Забайкальского края в целом от ОЭС Сибири.

Ввод в работу ПС 220 кВ Багульник, подключенной в рассечку одной из цепей ВЛ 220 кВ Маккавеево - Чита, и двух цепей 110 кВ Багульник - Заречная позволит обеспечить дополнительную связь электросетей города Читы с сетью 220 кВ.

Технический эффект от выполнения мероприятий:

- снятие ограничения электропередачи ПС 220 кВ Маккавеево - Читинская ТЭЦ-1 на выдачу мощности электростанций из энергорайона по отклонению частоты от допустимых пределов в послеаварийном режиме в ремонтной схеме;

- снятие ограничения электропередачи Читинская ТЭЦ-1 - ПС 220 кВ Чита на выдачу мощности электростанций из энергосистемы по отклонению частоты от допустимых пределов в послеаварийном режиме в ремонтной схеме.

2. Реконструкция ПС 220 кВ Петровск-Забайкальский с изменением схемы РУ 220 кВ (секционирование системы шин).

В рамках выполнения данного мероприятия намечается выполнение следующих мероприятий по объектам 220 кВ:

- Реконструкция ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская с изменением схемы РУ 220 кВ (секционирование системы шин) - для увеличения величины максимально допустимого перетока в сечении Бурятия - Чита.

Мероприятие - реконструкция ПС 220 кВ Петровск-Забайкальский с изменением схемы РУ 220 кВ (секционирование системы шин) предусмотрено проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы со сроком реализации 2018 год, включено в ИП ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016-2020 со сроком реализации 2020 год.

В соответствии с результатами расчетов допустимых перетоков мощности ОТР предпроектной документации (том П2200302-3472-ЭЭС), разработанной по титулу "Реконструкция ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская с изменением схемы РУ 220 кВ (секционирование системы шин)" данное мероприятие с учетом выполнения ПА позволит увеличить величину МДП в сечении Бурятия - Чита до величины 464 МВт.

Данное мероприятие включено в Перечень мероприятий по развитию электрических сетей, необходимых для обеспечения перспективных нагрузок ОАО "РЖД" (протокол совещания в Департаменте развития электроэнергетики Минэнерго России от 27.06.2014).

В существующей схеме величина максимально - допустимого перетока мощности (МДП) в сечении Бурятия - Чита составляет 275 МВт.

Существующая электрическая схема ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская представлена на рисунке 42.

Схема ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская с изменением схемы РУ 220 кВ (секционирование системы шин) представлена на рисунке 43.

Технический эффект от выполнения мероприятий:

- увеличение МДП в контролируемом сечении "Бурятия - Чита";

- обеспечения перспективных нагрузок ОАО "РЖД".

3. Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Быстринская и II цепь с ПС 220 кВ Быстринская.

В рассматриваемый период для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий намечается сооружение следующих основных электросетевых объектов 220 кВ:

- ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Быстринская I и II цепь протяженностью 2х234,9 км - для обеспечения технологического присоединения Быстринского ГОКа.

- ПС 220 кВ Быстринская с установкой двух автотрансформаторов по 125 МВА каждый - для обеспечения технологического присоединения Быстринского ГОКа.

Данные мероприятия предусмотрены проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы со сроком реализации 2017 год, включено в ИП ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016-2020 со сроком реализации 2017 год.

4. Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Чита - Озерный ГОК I и II цепь с ПС 220 кВ Озерный ГОК.

В рассматриваемый период для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий намечается сооружение следующих основных электросетевых объектов 220 кВ:

- ВЛ 220 кВ Чита - Озерный ГОК I и II цепь протяженностью 2х150 км - для обеспечения технологического присоединения Озерного ГОКа.

- ПС 220 кВ Озерный ГОК с установкой двух автотрансформаторов по 80 МВА каждый - для обеспечения технологического присоединения Озерного ГОКа.

Данные мероприятия предусмотрены проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы со сроком реализации 2018 год.

5. Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Чара - Удоканский ГМК I, II цепь с ПС 220 кВ Удоканский ГОК. Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Чара - Блуждающий I, II цепь с ПС 220 кВ Блуждающий.

В рассматриваемый период для обеспечения возможности присоединения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий намечается сооружение следующих основных электросетевых объектов 220 кВ:

- ВЛ 220 кВ Чара - Удоканский ГМК I, II цепь протяженностью 2х0,5 км - для обеспечения технологического присоединения 1-й очереди Удоканского ГМК.

- ПС 220 кВ Удоканский ГОК с установкой двух автотрансформаторов по 80 МВА каждый - для обеспечения технологического присоединения 1-й очереди Удоканского ГМК.

- ВЛ 220 кВ Чара - Блуждающий I, II цепь протяженностью 2х30 км - для обеспечения технологического присоединения 2-й очереди Удоканского ГМК.

- ПС 220 кВ Блуждающий с установкой пяти автотрансформаторов по 50 МВА каждый - для обеспечения технологического присоединения 2-й очереди Удоканского ГМК.

Данные мероприятия предусмотрены проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы со сроком реализации: 1 очереди - 2019 год, 2 очереди - 2021 год. Мероприятие - реконструкция ОРУ 220 кВ Подстанции Чара 220/110/35/10 кВ с изменением существующей схемы для осуществления технологического присоединения энергетических установок ООО "Байкальская горная компания" включено в ИП ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016-2020 со сроком реализации 2019 год.

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию магистральных и распределительных сетей на территории энергосистемы Забайкальского края и Амурской энергосистемы на 2017 - 2022 годы, реализуемых в рамках ОЭС Востока, в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на 2017 - 2023 гг., представлен в таблице 60.

Таблица 60

Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электрической сети 220-500 кВ энергосистемы Забайкальского края и Амурской энергосистемы на период 2017 - 2022 гг. (ОЭС Востока)

N п/п

НАИМЕНОВАНИЕ ПРОЕКТА (МЕРОПРИЯТИЕ)

Год ввода объекта

Технические характеристики объектов проекта ВЛ, км, ПС, МВА (Мвар)

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022 г.

Итого

км

МВА

Мвар

км

МВА

Мвар

км

МВА

Мвар

км

МВА

Мвар

км

МВА

Мвар

км

МВА

Мвар

км

МВА

Мвар

Межсистемные линии электропередачи 220 кВ

1.

ВЛ 220 кВ Тында - Лопча - Хани - Чара

2017, 2019

560 км

160

400

560

0

0

2.

Установка УШР-100 Мвар, ШР-33 Мвар на ПС 220 кВ Хани

2017, 2019

УШР-100 Мвар ШР-33 Мвар

133

0

0

133

В части Амурской энергосистемы в части усиления межсистемных линий электропередачи с Забайкальской энергосистемой намечается сооружение следующих основных электросетевых объектов 220 кВ:

- ВЛ 220 кВ Тында - Лопча - Хани - Чара протяженностью 560 км - для обеспечение совместной работы ОЭС Востока и ОЭС Сибири, а также для усиления межсистемных линий электропередачи на транзите вдоль БАМа от ПС Тында (ОЭС Востока) до ПС Уоян (ОЭС Сибири).

- Установка УШР-100 Мвар, ШР-33 Мвар на ПС 220 кВ Хани (УШР-100 Мвар, ШР-33 Мвар) - для обеспечение совместной работы ОЭС Востока и ОЭС Сибири, а также для усиления межсистемных линий электропередачи на транзите вдоль БАМа от ПС Тында (ОЭС Востока) до ПС Уоян (ОЭС Сибири).

Данные мероприятия приняты в соответствии с проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы. Срок реализации - 2017, 2019 годы. Мероприятие - строительство одноцепной ВЛ 220 кВ Тында - Лопча - Хани - Чара включено в ИП ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016-2020 со сроком реализации 2021 год.

Электроснабжение потребителей энергорайона БАМ, в зависимости от схемнорежимной ситуации осуществляется от ОЭС Сибири или от ОЭС Востока. Карта-схема электроснабжения зоны БАМа Забайкальской энергосистемы представлена на рисунке 44.

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 220 кВ и выше и электростанций энергосистемы Забайкальского края на 2017 - 2022 гг. в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на 2017 - 2023 гг. представлена на рисунке 45.

4.7. Предложения по развитию распределительных сетей 110-220 кВ на территории Забайкальского края на период 2017 - 2022 годов.

Предложения по развитию электрической сети напряжением 110-220 кВ на период 2018 - 2022 годов сформированы на основе анализа существующего состояния и прогноза изменений схемно-режимной и режимно-балансовой ситуации в энергосистеме Забайкальского края на перспективу, результатов ранее выполненных работ по развитию ЕЭС России, ОЭС Сибири и энергосистемы Забайкальского края, схем выдачи мощности электростанций и схем внешнего электроснабжения потребителей, работ, связанных с обоснованием необходимости сооружения электросетевых объектов, а также на основе рекомендаций и предложений АО "СО ЕЭС", ПАО "ФСК ЕЭС" и ПАО "МРСК Сибири".

Развитие электрических сетей 35 кВ и выше рассматривалось для базового варианта прогноза потребления электроэнергии и мощности Забайкальского края, принятого по материалам АО "СО ЕЭС".

Развитие электрической сети 35 кВ и выше энергосистемы Забайкальского края на рассматриваемую перспективу 2016 - 2021 г. направлено на решение следующих задач:

- обеспечение выдачи мощности электростанций;

- обеспечение надежности электроснабжения потребителей, системной надежности;

- повышение пропускной способности существующих электрических связей;

- создание условий для свободного доступа на технологическое присоединение к электрическим сетям новых потребителей при обеспечении требуемого уровня надежности;

- преодоление массового старения электросетевого оборудования линий и подстанций, развитие системы диагностики электросетевых объектов;

- развитие информационной и телекоммуникационной инфраструктуры, повышение наблюдаемости электрической сети, повышение управляемости всех элементов сети;

- проверка соответствия отключающей способности коммутационной аппаратуры, установленной на шинах подстанций и электростанций, уровню перспективных токов КЗ, оценка уровня токов КЗ для выбора коммутационной аппаратуры новых ПС;

- снижение расхода электроэнергии на ее транспорт.

При формировании предложений по развитию электрической сети 35 кВ и выше энергосистемы Забайкальского края учитывались планы развития собственников электрических сетей на основании проектов инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, а также предложения АО "СО ЕЭС" по устранению выявленных "узких мест" энергосистемы на основании проведенного анализа работы электрической сети и результатов расчетов электрической сети на период 2017 - 2022 гг.

Расчеты электрических режимов потокораспределения по годам расчетного периода 2017 - 2022 гг. выполнены для:

- зимних максимальных и минимальных нагрузок рабочего дня;

- летних максимальных нагрузок рабочего дня;

- летних минимальных нагрузок выходного дня.

1. Создание комплекса ЛАПНУ на ТЭЦ ППГХО и реконструкция устройств РЗА.

Данное мероприятие включено в инвестиционную программу филиала АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске со сроком реализации 2017 год.

Допустимые перетоки мощности в сечении "Южный энергорайон - Забайкальская энергосистема" назначены для уровня напряжения на шинах 110 кВ ТЭЦ ППГХО 120 кВ и выше. Контроль перетока мощности осуществляется от шин ПС 220 кВ ЦРП ППГХО, ПС 110 кВ Забайкальск, ПС 110 кВ Кличка. Дополнительно осуществляется контроль токовой нагрузки ВЛ 110 кВ.

Максимально допустимая нагрузка (МДН) ТЭЦ ППГХО назначена по условию сохранения динамической устойчивости станции в послеаварийном режиме при отключении ВЛ 110 кВ Кличка - ТЭЦ ППГХО I цепь с отпайкой на ПС Уртуй (ВЛ-110- 26). МДН ТЭЦ ППГХО определяется величиной потребления Краснокаменского энергоузла: МДН = (0,4 *Рпотр + 112) МВт при Рпотр>120 МВт и 160 МВт при Рпотр < 120 МВт. Ограничение максимально допустимой нагрузки станции в полной схеме составляет:

- в зимний период (Рген-МДН = 410-174)= 236 МВт;

- в летний период (Рген-МДН = 410-160) = 250 МВт.

Схема выдачи мощности ТЭЦ ППГХО представлена на рисунке 46.

Создание комплекса ЛАПНУ на ТЭЦ ППГХО для сохранения динамической устойчивости станции позволит увеличить величину максимально допустимой мощности станции без сетевого строительства до 291 МВт (до 321 МВт с учетом реконструкции РЗА).

Для уменьшения времени ликвидации КЗ при определяющем возмущении - трехфазное КЗ вблизи шин 110 кВ ТЭЦ ППГХО с отказом выключателя и УРОВ, требуется реконструкция РЗ на ТЭЦ ППГХО и ПС 220 кВ ЦРП ППГХО.

Для обеспечения теплоснабжения потребителей города Краснокаменск и промышленной нагрузки ПАО "ППГХО", временно, до выполнения АО "ОТЭК" комплекса противоаварийной автоматики - локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ) ТЭЦ ППГХО (планируемый срок - декабрь 2017 года), ТЭЦ ППГХО разрешена работа в вынужденном режиме в нормальной схеме с генерацией активной мощности не более Рген=Рпотр+125, где Рген - генерация ТЭЦ ППГХО в вынужденном режиме;

Рпотр - потребление Краснокаменского энергорайона в энергосистеме Забайкальского края.

В зимний период при Рпотр = 155 МВт, Рген=280 МВт.

Технический эффект от выполнения мероприятий:

- увеличение выдачи мощности ТЭЦ ППГХО в энергосистему Забайкальского края;

- сохранение динамической устойчивости ТЭЦ ППГХО;

- уменьшение времени ликвидации КЗ.

2. Строительство двух ВЛ 110 кВ Багульник - Заречная для связи шин 110 кВ ПС 220 кВ Багульник с сетью 110 кВ г. Читы.

Данное мероприятие включено в ИП ПАО "МРСК Сибири" на 2016-2020 со сроком реализации 2019 год. В соответствии с ИП ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016 - 2020 гг. постановка под напряжения ПС 220 кВ Багульник с ВЛ 220 кВ Маккавеево - Чита N 1 и N 2, с заходом одной цепи на ПС 220 кВ Багульник запланирована на 2019 год.

Электроснабжение потребителей г. Читы осуществляется от 17 подстанций 110 кВ, расположенных в черте города. Основной источник электроснабжения потребителей города Чита - Читинская ТЭЦ-1 (шины 110 кВ). Связь шин 110 кВ Читинской ТЭЦ-1 осуществляется через два автотрансформатора связи мощностью 125 МВА. Недостатки схемы электроснабжения города Читы:

- один источник питания - шины 110 кВ Читинской ТЭЦ-1;

- одностороннее питание подстанций города по радиальным ВЛ 110 кВ.

Результаты расчетов электрических режимов представлены в приложении А.

Схема электроснабжения города Читы представлена на рисунке 47.

В летний период при аварийных возмущениях:

- ремонт одной из систем шин 110 кВ (например, 1 СШ, все присоединения которой переводятся на 2 СШ) и аварийное отключение второй системы шин 110 кВ;

- аварийное отключение любой ВЛ 110 кВ с отказом выключателя и работой УРОВ, приводящего к отключению 2 СШ - происходит полное погашение нагрузки города Читы - 150 МВт.

Мероприятие строительство двух ВЛ 110 кВ Багульник - Заречная принято в соответствии с выданными техническими условиями на технологическое присоединение объектов электросетевого хозяйства ПАО "МРСК Сибири" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 22.05.2012 с изменениями N 1 в ТУ от 06.10.2015 (Договор об осуществлении технологического присоединения от 12.04.2013 N 16/12-ТП-М2 объектов электросетевого хозяйства ПАО "МРСК Сибири" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС").

3. Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Верхняя Давенда - ДВК с ПС 110 кВ ДВК.

В рассматриваемый период для обеспечения возможности технологического присоединения к электрической сети в рамках реализации выданных технических условий намечается сооружение следующих основных электросетевых объектов 110 кВ:

- Двухцепная ВЛ 110 кВ Верхняя Давенда - ДВК протяженностью 2х57 км - для обеспечения возможности технологического присоединения ООО "Дальневосточная компания цветных металлов" с максимальной мощностью 10 МВт.

- ПС 110 кВ ДВК с установкой двух силовых трансформаторов 110/6 кВ по 10 МВА каждый - для обеспечения возможности технологического присоединения ООО "Дальневосточная компания цветных металлов" с максимальной мощностью 10 МВт.

- Реконструкция РУ 110 кВ Верхняя Давенда - для обеспечения возможности технологического присоединения ООО "Дальневосточная компания цветных металлов".

Данные мероприятия включены в ИП ПАО "МРСК Сибири" на 2016-2020 со сроком реализации 2017 год.

4. Реконструкция ПС 110 кВ Молодежная с заменой силовых трансформаторов 3х16 на 2х40 МВА.

Целью реализации проекта является ликвидация дефицита мощности ПС 110 кВ Молодежная и исключения случаев ввода ГВО потребителей Железнодорожного и части Центрального административных районов города Читы, а также обеспечение возможности для технологического присоединения новых потребителей электрической энергии.

От ПС 110 кВ Молодежная осуществляется электроснабжение населения общей численностью 26744 человека, четырех водокачек, трех котельных, пяти школ, семи детских садов, одного медицинского учреждения, трех детских домов.

Подстанция была введена в эксплуатацию в 1965 году, на ПС 110 кВ Молодежная установлены три трансформатора марки ТДН 16000/110. В настоящее время загрузка ПС 110 кВ Молодежная 3х16 МВА в режиме N-1 по фактическим максимальным контрольным замерам за последние пять лет составляет 95% (30,5 МВА). Мощность действующих договоров на технологическое присоединение составляет 3,647 МВт, и соответственно, при выполнении обязательств по договорам технологического присоединения загрузка подстанции возрастет до 108% (34,147 МВА). Мощность действующих заявок на технологическое присоединение составляет 1,598 МВт, а, соответственно, загрузка подстанции составит 114% (35,745 МВА). В конечном итоге суммарный дефицит мощности составит 2,8 МВт.

В соответствии с п. 5.3.15 ПТЭ допустимый перегруз для силового трансформатора при загрузке от 105 до 130% составляет не более 120 минут. Таким образом, после 2-х часового перегруза необходимо вводить графики аварийного ограничения электрической энергии (мощности) на величину 2,8 МВт.

Возможность перевода нагрузки на другие центры питания - отсутствует.

ПС 110 кВ Молодежная входит в схему городского кольца г. Читы.

Мероприятия по замене силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Молодежная включены в технические условия для технологического присоединения объектов ЦРП ОАО "РЖД" с максимальной мощностью 3606 кВт; (ранее присоединенная мощность 2520 кВт, заявленная к присоединению мощность составляет 1086 кВт). Карта-схема электроснабжения города Читы представлена на рисунке 48. Электрическая схема ПС 110 кВ Молодежная представлена на рисунке 49.

Данное мероприятие включено в проект ИП ПАО "МРСК Сибири" на 2017-2022 (срок реализации 2021 год).

5. Реконструкция ПС 110 кВ Третья с заменой силовых трансформаторов 1х10 МВА и 1х6,3 МВА на 2х25 МВА, оборудования РУ 110, 35кВ.

Целью реализации проекта является ликвидация дефицита мощности ПС 110/35/6 кВ Третья и исключения случаев ввода ГВО потребителей Читинского административного района краевого центра и с. Смоленка.

От ПС 110 кВ Третья осуществляется электроснабжение населения общей численностью 1735 человек, шести водокачек, 4 котельных, одной школы, одного детского сада, одного санатория.

Подстанция была введена в эксплуатацию в 1981 году, на ПС 110 кВ Третья установлен один трансформатор марки ТДТН 10000/110 и один трансформатор марки ТДТН 16000/110.

В свою очередь, мероприятия по замене 0Д-КЗ-110 кВ на ПС 110 кВ Третья включены в целевую программу. Поскольку ОД-КЗ имеет низкую надёжность и при неправильной работе отделителя без электроснабжения может оказаться большая часть потребителей, подключенных от данного центра питания.

В настоящее время загрузка ПС 110 кВ Третья 1х10 МВА и 1х6,3 МВА в режиме N-1 по фактическим максимальным контрольным замерам за последние пять лет составляет 144% (14,4 МВА). Мощность действующих договоров на технологическое присоединение составляет 1,143 МВт, и соответственно, при выполнении обязательств по договорам технологического присоединения загрузка подстанции возрастет до 157% (15,543 МВА). Мощность действующих заявок на технологическое присоединение составляет 0,090 МВт, и соответственно загрузка подстанции составит 158% (15,633 МВА). В конечном итоге суммарный дефицит мощности составит 5,3 МВт.

В соответствии с ПТЭ п. 5.3.15 допустимый перегруз для силового трансформатора при загрузке от 145 до 160% составляет не более 45 минут. Таким образом, после 45 минутного перегруза необходимо вводить графики аварийного ограничения электрической энергии (мощности) на величину 5,3 МВт.

Возможность перевода нагрузки на другие центры питания - отсутствует.

Мероприятия о необходимости замены силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Третья в технических условиях на технологическое присоединение заявителей отсутствуют.

Электрическая схема ПС 110 кВ Третья представлена на рисунке 50.

Данное мероприятие включено в проект ИП ПАО "МРСК Сибири" на 2017-2022 (срок реализации 2020 год).

6. Реконструкция/оптимизация загрузки ПС: перемещение силовых трансформаторов с перегруженной ПС 110 кВ Казаново (6,3 МВА; 10 МВА) на недогруженную ПС 110 кВ Бугдаинская.

Целью реализации проекта является ликвидация дефицита мощности на ПС 110 кВ Казаново и исключения случаев ввода ГВО потребителей, подключенных от данного центра питания.

От ПС 110 кВ Казаново осуществляется электроснабжение населения общей численностью более 2 146 человек, 8 водокачек, 2 котельных, 2 школ, одного горнорудного предприятия, одного медицинского учреждения и прочие социально - значимые объекты.

В настоящее время загрузка ПС 110 кВ Казаново 1х6,3 МВА и 1х10 МВА в режиме N-1 по фактическим максимальным контрольным замерам за последние пять лет составляет 143% (9,0 МВА). Мощность действующих договоров на технологическое присоединение составляет 0,0 МВт, и, соответственно, загрузка подстанции останется неизменной 143% (9,0 МВА). Мощность действующих заявок на технологическое присоединение составляет 0,0 МВт, и, соответственно, загрузка подстанции останется неизменной 143% (9,0 МВА). В конечном итоге суммарный дефицит мощности составит 2,4 МВт.

В соответствии с ПТЭ п. 5.3.15 допустимый перегруз для силового трансформатора при загрузке от 130 до 145% составляет не более 80 минут. Таким образом, после 80 минутного перегруза необходимо вводить графики аварийного ограничения электрической энергии (мощности) на величину 2.4 МВт.

Возможность перевода нагрузки на другие центры питания - отсутствует.

В свою очередь, следует отметить, что проведение реконструкции позволит снизить процент загрузки и ликвидировать возникший дефицит мощности на перегруженной ПС 110 кВ Казаново при установке силовых трансформаторов мощностью 2х16 МВА. Таким образом, объём свободной мощности для возможности технологического присоединения к электрическим сетям на ПС 110 кВ Казаново составит 56% (7,8 МВт).

Также необходимо отметить, что в настоящее время загрузка ПС 110 кВ Бугдаинская 2х16 МВА по фактическим максимальным контрольным замерам за последние пять лет составляет 1% (0,1 МВА). Мощность действующих договоров на технологическое присоединение составляет 0,0 МВт, и соответственно, загрузка подстанции останется неизменной 1% (0,1 МВА). Мощность действующих заявок на технологическое присоединение составляет 0,0 МВт, и, соответственно, загрузка подстанции останется неизменной 1% (0,1 МВА). В конечном итоге суммарный объём свободной мощности на ПС составляет 16,7 МВт.

В свою очередь, следует отметить, что проведение реконструкции позволит повысить процент загрузки и тем самым ликвидировать излишний объём мощности на недогруженной ПС 110 кВ Бугдаинская при установке силовых трансформаторов мощностью 1х6,3 МВА и 1х10 МВА. Таким образом, объём свободной мощности для возможности технологического присоединения к электрическим сетям новых потребителей на ПС 110 кВ Бугдаинская составит 6,5 МВт.

Мероприятия о необходимости замены силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Казанаво, ПС 110 кВ Бугдаинская в технических условиях на технологическое присоединение заявителей отсутствуют.

Электрическая схема ПС 110 кВ Казаново представлена на рисунке 51. Электрическая схема ПС 110 кВ Бугдаинская представлена на рисунке 52.

Данное мероприятие включено в проект ИП ПАО "МРСК Сибири" на 2017-2022 (срок реализации 2017 год).

7. Реконструкция/оптимизация загрузки ПС: перемещение силового трансформатора 1х16 МВА демонтированного при реконструкции с ПС 110 кВ Антипиха на перегруженную ПС 110 кВ Третья и перемещение демонтированного при реконструкции силового трансформатора 1х10 МВА с ПС 110 кВ Третья на базу резерва.

Целью реализации проекта является ликвидация дефицита мощности ПС 110/35/6 кВ Третья и исключения случаев ввода ГВО потребителей Читинского административного района краевого центра и с. Смоленка.

От ПС 110 кВ Третья осуществляется электроснабжение населения общей численностью 1735 человек, шести водокачек, 4 котельных, одной школы, одного детского сада, одного санатория.

В настоящее время загрузка ПС 110 кВ Третья 1х10 МВА и 1х6,3 МВА в режиме N-1 по фактическим максимальным контрольным замерам за последние пять лет составляет 144% (14,4 МВА). Мощность действующих договоров на технологическое присоединение составляет 1,143 МВт, и соответственно, при выполнении обязательств по договорам технологического присоединения загрузка подстанции возрастет до 157% (15,543 МВА). Мощность действующих заявок на технологическое присоединение составляет 0,090 МВт, и соответственно загрузка подстанции составит 158% (15,633 МВА). В конечном итоге суммарный дефицит мощности составит 5,3 МВт.

В соответствии с ПТЭ п. 5.3.15 допустимый перегруз для силового трансформатора при загрузке от 145 до 160% составляет не более 45 минут. Таким образом, после 45 минутного перегруза необходимо вводить графики аварийного ограничения электрической энергии (мощности) на величину 5,3 МВт.

Возможность перевода нагрузки на другие центры питания - отсутствует.

В свою очередь, следует отметить, что проведение реконструкции позволит ликвидировать дефицит мощности и создать небольшой объём свободной мощности для технологического присоединения потребителей, перегруженной ПС 110 кВ Третья при установке силового трансформатора мощностью 1х16 МВА взамен установленного силового трансформатора 1х10 МВт.

В конечном итоге объем свободной мощности на ПС 110 кВ Третья составит 3 МВА, а загрузка ПС составит 97%.

Мероприятия о необходимости замены силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Третья, ПС 110 кВ Третья в технических условиях на технологическое присоединение заявителей отсутствуют.

Электрическая схема ПС 110 кВ Антипиха представлена на рисунке 53. Электрическая схема ПС 110 кВ Третья представлена на рисунке 54.

Данное мероприятие включено в проект ИП ПАО "МРСК Сибири" на 2017-2022 (срок реализации 2017 год).

8. Реконструкция/оптимизация загрузки ПС: перемещение силового трансформатора 1х10 МВА демонтированного при реконструкции с перегруженной ПС 110 кВ Борзя Западная на базу резерва и обратное перемещение силового трансформатора 1х16 МВА и его монтаж на с ПС 110 кВ Борзя Западная.

Целью реализации проекта является ликвидация дефицита мощности ПС 110/35/10 кВ Борзя Западная и исключения случаев ввода ГВО потребителей части г. Борзя и Борзинского района Забайкальского края, а также п. Чиндант.

От ПС 110 кВ Борзя Западная осуществляется электроснабжение населения общей численностью 15322 человека, восьми водокачек, 6 котельных, двух школ, одного детского сада, одного медицинского учреждения.

В настоящее время загрузка ПС 110 кВ Борзя Западная 1х10 МВА и 1х16 МВА в режиме N-1 по фактическим максимальным контрольным замерам за последние пять лет составляет 134% (13,4 МВА). Мощность действующих договоров на технологическое присоединение составляет 0,747 МВт и соответственно, при выполнении обязательств по договорам технологического присоединения загрузка подстанции возрастет до 142% (14,147 МВА). Мощность действующих заявок на технологическое присоединение составляет 0,0 МВт, и соответственно загрузка подстанции останется неизменной 142% (14,147 МВА). В конечном итоге суммарный дефицит мощности составит 3,7 МВт.

В соответствии с ПТЭ п. 5.3.15 допустимый перегруз для силового трансформатора при загрузке от 130 до 145% составляет не более 80 минут. Таким образом, после 80 минутного перегруза и перевода части нагрузки на ПС 110 кВ Борзя Восточная необходимо вводить графики аварийного ограничения электрической энергии (мощности) на величину 0,63 МВт.

Возможность перевода нагрузки с ПС 110 кВ Борзя Западная на ПС 110 кВ Борзя Восточная возможна в объеме 3,07 МВт.

В свою очередь, следует отметить, что проведение реконструкции перегруженной ПС 110 кВ Борзя Западная позволит не только ликвидировать дефицит мощности, но и создать объём свободной мощности необходимый для обеспечения возможности технологического присоединения потребителей при установке силового трансформатора мощностью 1х16 МВА взамен установленного силового трансформатора 1х10 МВА.

В конечном итоге объём свободной мощности на ПС 110 кВ Борзя Западная составит 2,6 МВт, а загрузка ПС составит 89%.

Мероприятия о необходимости замены силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Борзя Западная в технических условиях на технологическое присоединение заявителей отсутствуют.

Электрическая схема ПС 110 кВ Борзя Западная представлена на рисунке 55.

Данное мероприятие включено в проект ИП ПАО "МРСК Сибири" на 2017-2022 (срок реализации 2017 год).

9. Реконструкция ПС 110 кВ Антипиха с заменой силового трансформатора 1х16 МВА на 1х25 МВА.

Целью реализации проекта является ликвидация дефицита мощности ПС 110 кВ Антипиха и исключения случаев ввода ГВО потребителей части Ингодинского и Центрального административных районов города Читы.

От ПС 110 кВ Антипиха осуществляется электроснабжение населения общей численностью 23 607 человек, пяти водокачек, 3 котельных, четырех школ, двух детских садов, двух медицинских учреждений.

Подстанция была введена в эксплуатацию в 1965 году, на ПС 110 кВ Антипиха установлен один трансформатор марки ТДТН 25000/110 и один трансформатор марки ТДТН 16000/110. В настоящее время загрузка ПС 110 кВ Антипиха в режиме N-1 по фактическим максимальным контрольным замерам за последние три года составляет 134% (21,5 МВА). Мощность действующих договоров на технологическое присоединение составляет 0,115 МВт, и, соответственно, при выполнении обязательств по договорам технологического присоединения загрузка подстанции возрастет до 135% (21,615 МВА). Мощность действующих заявок на технологическое присоединение составляет 0,049 МВт и соответственно загрузка подстанции составит 136% (21,664 МВА). В конечном итоге суммарный дефицит мощности составит 4,9 МВт.

В соответствии с ПТЭ п. 5.3.15 допустимый перегруз для силового трансформатора при загрузке от 130 до 145% составляет не более 80 минут. Таким образом, после 80 минутного перегруза и перевода части нагрузки на ПС 110 кВ Антипиха необходимо вводить графики аварийного ограничения электрической энергии (мощности) на величину 1,62 МВт.

Возможность перевода нагрузки с ПС 110 кВ Антипиха на ПС 110 кВ Кайдаловская, Атамановка возможна в объеме 3,28 МВт.

Мероприятия о необходимости замены силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Антипиха в технических условиях на технологическое присоединение заявителей отсутствуют.

Электрическая схема ПС 110 кВ Антипиха представлена на рисунке 53.

Данное мероприятие включено в проект ИП ПАО "МРСК Сибири" на 2017-2022 (срок реализации 2017 год).

10. Перевод питания потребителей с ПС 110 кВ КСК на ПС 110 кВ Промышленная в г. Чита.

Целью реализации проекта является ликвидация дефицита мощности ПС 110 кВ на перегруженной ПС 110 кВ КСК при помощи перевода части нагрузки потребителей на консолидируемую ПС 110 кВ Промышленная.

В настоящее время от ПС 110 кВ КСК осуществляется электроснабжение населения общей численностью 35200 человек, одной водокачек, 3 детских домов, 3 школ, 7 детских садов, 10 медицинских учреждений.

Подстанция была введена в эксплуатацию в 1966 году, на ПС 110 кВ КСК установлены два трансформатора марки ТДНГУ 20000/110 и один трансформатор марки ТМ 6300/35. В качестве коммутационного оборудования 110 кВ используются ОД-КЗ, имеющие низкую надёжность. При срабатывании КЗ-110 происходит отключение питающей ВЛ 110 кВ, от которой подключены другие ПС "городского кольца". В настоящее время загрузка ПС 110 кВ КСК 2х20 и 1х6,3 МВА в режиме |N-1 по фактическим максимальным контрольным замерам за последние пять лет составляет 112% (22,4 МВА). Мощность действующих договоров на технологическое присоединение составляет 3,890 МВт и соответственно, при выполнении обязательств по договорам технологического присоединения загрузка подстанции возрастет до 134% (26,290 МВА). Мощность действующих заявок на технологическое присоединение составляет 0,129 МВт и соответственно, загрузка подстации составит 135% (26,419 МВА). В конечном итоге суммарный дефицит мощности составит 5,9 МВт.

В свою очередь на ПС 110 кВ Промышленная установлены силовые трансформаторы мощностью 1х10 МВА и 1х25 МВА.

По информации владельца ПС максимальный зимний контрольный замер за 2016 год составил 1,33 МВА.

Информация о заявках и заключенных договорах на технологическое присоединение к данной ПС отсутствует. Следовательно, объём свободной мощности в режиме N-1 на ПС 110 кВ Промышленная составляет 9,2 МВт.

Таким образом, можно сделать вывод, что с перегруженной ПС 110 кВ КСК можно по фидерам 10 кВ на ПС 110 кВ Промышленная можно перевести объём нагрузки до 7,1 МВт. Следовательно ввод ГАО не требуется.

При этом загрузка подстанций по фактическим данным контрольных замеров, а также с учетом заключенных договоров и поданных заявок на ТП составит:

ПС 110 кВ КСК - 15,6 МВА (96%)

ПС 110 кВ Промышленная - 8,43 МВА (84%).

Мероприятия по переводу части нагрузки с ПС 110 кВ КСК на ПС 110 кВ Промышленная в технических условиях на технологическое присоединение заявителей отсутствуют.

Электрическая схема ПС 110 кВ Промышленная представлена на рисунке 56.

Данное мероприятие включено в проект ИП ПАО "МРСК Сибири" на 2017-2022 (срок реализации 2017 год).

11. Реконструкция ПС 110 кВ Кайдаловская с заменой силовых трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА, оборудования РУ-6-10-110 кВ, РЗиА, СТДУ.

Целью реализации проекта является ликвидация дефицита мощности ПС 110 кВ Кайдаловская и обеспечение надежного и бесперебойного электроснабжения потребителей Центрального и Ингодинского административных районов городского округа города Чита.

В настоящее время от ПС 110 кВ Кайдаловская осуществляется электроснабжение населения общей численностью 26989 человек, 1 котельной, 10 детских садов, 9 школ, 8 медицинских учреждений и прочие социально-значимые объекты.

Подстанция была введена в эксплуатацию в 1984 году, на ПС 110 кВ Кайдаловская установлены два трансформатора марки ТДТН 25000/110. Кроме того, мероприятия по замене 0Д-КЗ-110 кВ на ПС 110 кВ Кайдаловская включены в целевую программу. ОД-КЗ имеют низкую надёжность, при неправильной работе отделителя без электроснабжения может оказаться большая часть потребителей, подключенных от данного центра питания. В связи с этим планово реализуется программа по замене ОД-КЗ на элегазовые выключатели.

В настоящее время загрузка ПС 110 кВ Кайдаловская 2х25 МВА в режиме N-1 по фактическим максимальным контрольным замерам за последние три года составляет 134% (33,4 МВА). Мощность действующих договоров на технологическое присоединение составляет 0,535 МВт и соответственно, при выполнении обязательств по договорам технологического присоединения загрузка подстанции возрастет до 136% (33,935 МВА). Мощность действующих заявок на технологическое присоединение составляет 0,118 МВт и соответственно, загрузка подстанции составит 137% (34,053 МВА). В конечном итоге суммарный дефицит мощности составит 7,9 МВт.

В соответствии с ПТЭ п. 5.3.15 допустимый перегруз для силового трансформатора при загрузке от 130 до 145% составляет не более 80 минут. Таким образом, после 80 минутного перегруза и перевода части нагрузки на ПС 110 кВ Северная необходимо вводить графики аварийного ограничения электрической энергии (мощности) на величину 6,9 МВт.

Возможность перевода нагрузки с ПС 110 кВ Кайдаловская на ПС 110 кВ Северная возможна в объеме 1,0 МВт.

Мероприятия о необходимости замены силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Кайдаловская в технических условиях на технологическое присоединение заявителей отсутствуют.

Электрическая схема ПС 110 кВ Кайдаловская представлена на рисунке 57.

Данное мероприятие отсутствует в проекте ИП ПАО "МРСК Сибири" на 20172022 (планируемвый срок реализации 2022 год).

12. Реконструкция/оптимизация загрузки ПС: перемещение силового трансформатора 1х1 МВА демонтированного при реконструкции с перегруженной ПС 35 кВ Верхние Усугли на РП ПС Дельмачик 35 кВ и обратное перемещение силового трансформатора 1х3,2 МВА и его монтаж на с ПС 35 кВ Верхние Усугли.

Целью реализации проекта является ликвидация дефицита мощности на ПС 35 кВ Верхние Усугли и обеспечение надежного и бесперебойного электроснабжения потребителей, подключенных от данного центра питания.

В настоящее время от ПС 35 кВ Верхние Усугли осуществляется электроснабжение населения общей численностью 2544 человек, 3 водокачек, 1 котельной, 1 детского сада, 1 школы, 1 медицинского учреждения.

В настоящее время загрузка ПС 35 кВ Верхние Усугли 1х1 МВА и 1х1,8 МВА в режиме N-1 по фактическим максимальным контрольным замерам за последние три года составляет 140% (1,4 МВА). Мощность действующих договоров на технологическое присоединение составляет 0,0535 МВт и соответственно, загрузка подстанции составит 146% (1,4535 МВА). Мощность действующих заявок на технологическое присоединение составляет 0,0127 МВт и соответственно, загрузка подстанции составит 147% (1,4662 МВА). В конечном итоге суммарный дефицит мощности на ПС 35 кВ Верхние Усугли составит 0,4 МВт.

В соответствии с ПТЭ п. 5.3.15 допустимый перегруз для силового трансформатора при загрузке от 145 до 160% составляет не более 45 минут. Таким образом, после 45 минутного перегруза необходимо вводить графики аварийного ограничения электрической энергии (мощности) на величину 0,4 МВт.

Возможность перевода нагрузки на другие центры питания - отсутствует.

В свою очередь проведение реконструкции позволит ликвидировать возникший дефицит и создать объём свободной мощности для технологического присоединения потребителей к электрическим сетям на ПС 35 кВ Верхние Усугли при установке силовых трансформаторов мощностью 2х1,8 МВА.

Мероприятия о необходимости замены силовых трансформаторов на ПС 35 кВ Верхние Усугли в технических условиях на технологическое присоединение заявителей отсутствуют.

Электрическая схема ПС 35 кВ Верхние Усугли представлена на рисунке 58. Электрическая схема ПС 35 кВ Дельмачик представлена на рисунке 59.

Данное мероприятие включено в проект ИП ПАО "МРСК Сибири" на 2017-2022 (срок реализации 2017 год).

13. Реконструкция ПС 35 кВ Верх-Чита с заменой силовых трансформаторов 2х4 МВА на 2х10 МВА, оборудования РУ- 35 кВ, 10 кВ.

Целью реализации проекта является ликвидация дефицита мощности ПС 35 кВ Верх-Чита и обеспечение надежного и бесперебойного электроснабжения потребителей Читинского района и населенных пунктов с. В.Чита, с. Карповка, п. Береговой, с. Угдан, п. Биофабрика, с. Смоленка, п. Заречный, п. Падь Лапочкина, с. Шишкино, с. Ручейки, с. Авдей находящихся близ города Читы, а также обеспечение для технологического присоединения новых потребителей электрической энергии.

В настоящее время от ПС 35 кВ Верх-Чита осуществляется электроснабжение населения общей численностью 4223 человек, 10 водокачек, 7 котельных, 1 детского сада, 7 школ, 6 детских садов, 2 медицинских учреждений 1 оздоровительного лагеря и прочих социально-значимых объектов.

Подстанция была введена в эксплуатацию в 1981 году, на ПС 35 кВ Верх-Чита установлены два трансформатора марки ТМ 4000/35. Кроме того, в процессе реконструкции предусмотрены мероприятия по замене оборудования РУ 35 кВ, 10 кВ в связи с высоким физическим и моральным износом оборудования и образованием дефектов вследствие длительного срока эксплуатации, а также необходимостью расширения ОРУ 35 кВ и РУ 0,4 кВ. В настоящее время загрузка ПС 35 кВ Верх-Чита 2х4 МВА в режиме N-1 по фактическим максимальным контрольным замерам за последние три года составляет 173% (6,9 МВА). Мощность действующих договоров на технологическое присоединение составляет 2,037 МВт и, соответственно, при выполнении обязательств по договорам технологического присоединения загрузка подстанции возрастет до 227% (8,937 МВА). Мощность действующих заявок на технологическое присоединение составляет 0,644 МВт и соответственно, загрузка подстанции составит 245% (9,581 МВА). В конечном итоге суммарный дефицит мощности составит 5,6 МВт.

В соответствии с ПТЭ п. 5.3.15 допустимый перегруз для силового трансформатора при загрузке свыше 100% составляет не более 10 минут. Таким образом, после 10 минутного перегруза необходимо вводить графики аварийного ограничения электрической энергии (мощности) на величину 5,6 МВт.

Возможность перевода нагрузки на другие центры питания-отсутствует.

Мероприятия по замене силовых трансформаторов на ПС 35 кВ Верх - Чита включены в технические условия для технологического присоединения объектов пищевой промышленности ИП Турков А.Ю. с максимальной мощностью 100 кВт; (ранее присоединенная мощность 25 кВт, заявленная к присоединению мощность составляет 75 кВт).

Электрическая схема ПС 35 кВ Верх-Чита представлена на рисунке 60.

Данное мероприятие включено в проект ИП ПАО "МРСК Сибири" на 2017-2022 (срок реализации 2021 год).

14. Реконструкция ВЛ 110 кВ Заречная-Каштак с отпайками I цепь (ВЛ 110-05), ВЛ 110 кВ Заречная-Каштак с отпайками II цепь (ВЛ 110-06) на участке от ПС 110 кВ Заречная до отпаек на ПС 110 кВ Северная с заменой провода.

Реализация данного мероприятия осуществляется в рамках реализации выданных технических условий и является частью проекта по строительству ВЛ 110 кВ Багульник - Заречная.

Проведение реконструкции позволяет увеличить пропускную способность указанных участков ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Заречная до ПС 110 кВ Антипиха, Кайдаловская, Северная, а также позволит полностью исключить ограничение потребления электроэнергии в случае возникновения аварийных ситуаций в электрической схеме Читинской ТЭЦ-1. В настоящее время на ВЛ 110 кВ использован провод марки АС - 120/19 с допустимой токовой нагрузкой 390 А. Реконструкция ВЛ с использованием композитного усиленного алюминиевого провода ACCR 207-T23 позволит увеличить допустимую токовую нагрузку до 1191 А, что позволит провести усиление схемы 110 кВ (городского кольца).

Реализация данного мероприятий определено ОТР проектной документации, разработанной ООО "ПМК Сибири" по титулу "Технологическое присоединение подстанций "городского кольца" г. Чита к ПС 220 кВ Багульник (новое строительство ВЛ 110 кВ Багульник - Заречная, реконструкция ПС 110/6 кВ Заречная, реконструкция ВЛ 110 кВ N 05, 06 Заречная - Каштак)" в рамках реализации мероприятий по технологическому присоединению объектов электросетевого хозяйства ПАО "МРСК Сибири" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 22.05.2012 с изменениями N 1 в ТУ от 06.10.2015 (Договор об осуществлении технологического присоединения от 12.04.2013 N 16/12-ТП-М2 объектов электросетевого хозяйства ПАО "МРСК Сибири" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС").

Расчет электрических режимов представлен в Приложение А.

Карта-схема ВЛ 110 кВ Заречная - Каштак представлена на рисунке 61.

Данное мероприятие включено в проект ИП ПАО "МРСК Сибири" на 2017-2022 (срок реализации 2019 год).

15. Реконструкция ВЛ-110-23 от отпайки на проектируемую ПС 110 кВ Бутунтай до ПС 110 кВ Акатуй (с заменой деревянных одноцепных опор, с подвеской ВОЛС).

Необходимость реконструкции обусловлена высокой степенью загнивания деревянных опор и возросшей аварийностью ВЛ 110 кВ Вершина Шахтамы - Акатуй - Кличка с отпайкой на ПС Бугдаинская (ВЛ-110-23) (основание: акт-предписание Забайкальского управления Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Забайкальское управление Ростехнадзора) N С-12-07-13 (Ц) ЧЭ-ЮВЭС от 19.07.2013).

Реконструкция участка вышеуказанной ВЛ 110 кВ позволит устранить ее аварийное техническое состояние, а также замечания указанные в акт-предписании Забайкальского управления Ростехнадзора.

Расчет электрических режимов представлен в Приложение А.

Карта-схема ВЛ 110 кВ Кличка - Акатуй представлена на рисунке 62.

Данное мероприятие включено в проект ИП ПАО "МРСК Сибири" на 2017-2022 (срок реализации 2022 год).

4.8. Состояние объектов электроэнергетики в части оснащения системой сбора и передачи информации (ССПИ)

Система сбора и передачи информации (ССПИ) - программно-технический комплекс, предназначенный для сбора, обработки и отображения информации, необходимой для оперативного управления энергетическим объектом.

Система сбора и передачи информации (ССПИ) выполняет следующие функции:

- сбор (измерение), первичная обработка, контроль и регистрация текущей аналоговой информации о режимных параметрах электрической сети;

- сбор, обработка, контроль и регистрация текущей дискретной информации о состоянии схемы соединений и оборудования подстанции;

- дистанционное управление коммутационными аппаратами;

- оперативный контроль и визуализация текущего режима и состояния оборудования подстанции на мнемосхеме;

- формирование отчетных документов;

- интеграция устройств подсистем (РЗА, ПА, РАС, ОМП и т.п.) различных производителей;

- формирование сигналов аварийно-предупредительной сигнализации о различных технологических событиях (недопустимые отклонения параметров режима и состояния оборудования, неисправности, срабатывание устройств РЗА, ПА и т.п.);

- синхронизация времени всех устройств, входящих в состав системы с точностью до 1 мс;

- обмен информацией с центрами управления (РДУ, ЦУС) с использованием стандартных протоколов;

- организация и ведение архивов информации с возможностью представления архивных данных на АРМе оператора (в т.ч. в удаленных центрах управления);

- тестирование и самодиагностика компонентов ПТК ЭКРА;

- обеспечение информационной безопасности.

Результат выполнения программы модернизации и расширения ССПИ на подстанциях субъектов электроэнергетики Забайкальского края за отчетный период 2011 - 2016 гг. представлен в таблице 61.

Таблица 61

Результат выполнения программы модернизации и расширения ССПИ

Наименование объекта	Введена в эксплуатацию	Примечание
Филиал ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго"
ПС 110 кВ Вторая	29.06.2010
ПС 110 кВ Дульдурга	02.07.2010
ПС 110 кВ Заречная	29.06.2010
ПС 110 кВ Ингода	02.07.2010
ПС 110 кВ Каштак	29.06.2010
ПС 110 кВ Орловский ГОК	29.06.2010
ПС 110 кВ Оловянная	29.06.2010
ПС 110 кВ Первая	29.06.2010
ПС 110 кВ Степь	29.06.2010
ПС 110 кВ Турга	29.06.2010
ПС 110 кВ Черновская	29.06.2010
ПС 110 кВ Борзя Восточная	02.07.2010
ПС 110 кВ Тыргетуй	18.02.2011
ПС 110 кВ Даурия	10.09.2012
ПС 110 кВ Чернышевск	10.09.2012
ПС 110 кВ Беклемишево	03.09.2012
ПС 110 кВ Верхняя Давенда	27.12.2012
ПС 110 кВ Ксеньевская	27.12.2012
ПС 110 кВ Нерчинск	27.12.2012
ПС 110 кВ Балей	10.12.2013
ПС 110 кВ Шелопугино	30.10.2013
ПС 110 кВ Абагайтуй	01.11.2013
ПС 110 кВ Калангуй	01.11.2013
ПС 110 кВ Кличка	06.06.2014
ПС 110 кВ Вершина Шахтамы	24.10.2014
ПС 110 кВ Акатуй	03.10.2014
ПС 110 кВ Забайкальск	02.09.2015
ПС 110 кВ Харанор	02.09.2015
ПС 110 кВ Быстринская	02.09.2015
ПС 110 кВ Бугдаинская	02.09.2015
ПС 110 кВ Омчак	в опытной эксплуатации	ввод в промышленную эксплуатацию в 2017 г.
Филиал ПАО "ФСКЕЭС" - Забайкальское ПМЭС
ПС 220 кВ Маккавеево	30.08.2013
ПС 220 кВ Чара	31.12.2014	частичная модернизация
ПС 220 кВ Холбон	30.10.2014	частичная модернизация
ПС 220 кВ Могоча	26.01.2017
Филиал ОАО "РЖД" Центральная дирекция инфраструктуры - Забайкальская дирекция инфраструктуры
ПС 110 кВ Булак	21.08.2012
ПС 110 кВ Бурятская	21.08.2012
ПС 220 кВ Карымская	21.08.2012
ПС 110 кВ Борзя тяговая	08.08.2014
ПС 110 кВ Мирная	08.08.2014

В настоящее время ведется работа с субъектами электроэнергетики по разработке мероприятий в целях повышения наблюдаемости энергосистемы. В результате совместной работы АО "СО ЕЭС" с субъектами подготовлены программы модернизации и расширения ССПИ на подстанциях субъектов электроэнергетики Забайкальского края.

Программа модернизации и расширения ССПИ на подстанциях субъектов электроэнергетики Забайкальского края на период 2018 - 2020 гг. представлена в таблице 62.

Таблица 62

Программа модернизации и расширения ССПИ на подстанциях субъектов электроэнергетики Забайкальского края

Наименование объекта	Планируемый срок ввода	Примечание
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Забайкальское ПМЭС
ПС 220 кВ Дарасун	2020
ПС 220 кВ Жирекен	2020
ПС 220 кВ Куанда	2020
ПС 220 кВ Лесная	2020
ПС 220 кВ Петровск-Забайкальский	2020	ПД получена
ПС 220 кВ Холбон	2020	ПД получена
ПС 220 кВ Чара	2017	ПД получена
ПС 220 кВ Шерловогорская	2020
Филиал ОАО "РЖД" Центральная дирекция инфраструктуры - Забайкальская дирекция инфраструктуры
ПС 220 кВ Приисковая	01.12.2018
ПС 220 кВ Шапка	01.12.2018
ПС 220 кВ Чернышевск	01.12.2018
ПС 220 кВ Бушулей	01.12.2018
ПС 220 кВ Зилово	01.12.2018
ПС 220 кВ Урюм	01.12.2018	ПД получена
ПС 220 кВ Сбега	01.12.2018
ПС 220 кВ Кислый Ключ	01.12.2018
ПС 220 кВ Ксеньевская	01.12.2018
ПС 220 кВ Пеньковая	01.12.2018	ПД получена
ПС 220 кВ Семиозерный	01.12.2018	ПД получена
ПС 220 кВ Амазар	01.12.2018
ПС 220 кВ Чичатка	01.12.2018
ПС 220 кВ Шилка	01.12.2018
ПС 220 кВ Размахнино	01.12.2018
ПС 220 кВ Урульга	01.12.2018
ПС 220 кВ Карымская	01.12.2018
ПС 220 кВ Новая	01.12.2018	ПД получена
ПС 220 кВ Чита-1	01.12.2018
ПС 220 кВ Сохондо	01.12.2018
ПС 220 кВ Могзон	01.12.2018	ТУ выданы
ПС 220 кВ Харагун	01.12.2018
ПС 220 кВ Хилок	01.12.2018	ПД получена
ПС 220 кВ Тарбагатай	01.12.2018
ПС 220 кВ Бада	01.12.2018	ПД получена

5. Анализ и проблемы текущего состояния электросетевого комплекса на территории энергосистемы Забайкальского края

Распределительная сеть 220 кВ энергосистемы Забайкальского края сформирована двухцепными связями вдоль железнодорожных магистралей: западного и восточного направления Транссибирской железной дороги, а также ВЛ 220 кВ, обеспечивающими выдачу мощности Харанорской ГРЭС и ТЭЦ ППГХО.

Распределительная сеть 110 кВ Забайкальского края сформирована радиальными и кольцевыми связями. Формирование распределительной сети региона определялось освоением территорий, необходимостью обеспечить электроснабжение коммунально-бытовых потребителей (как правило, радиально-кольцевые одноцепные связи), двухцепными связями в юго-западном направлении и в восточном направлении вдоль железнодорожной магистрали Забайкальской железной дороги.

Тяговые транзиты ОАО "РЖД" на территории энергосистемы Забайкальского края сформированы в широтном направлении:

- Транссибирская железнодорожная магистраль Петровск-Забайкальская - Чита Холбон - Ерофей Павлович (западное и восточное направление);

- Железная дорога Чита - Забайкальск (южное направление).

Структура и характеристика электросетевых активов ПАО "МРСК Сибири" на территории энергосистемы Забайкальского края представлены в таблице 63.

Таблица 63

Структура и характеристика электросетевых активов филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Читаэнерго"

Показатель	По состоянию на 01.01.2016	По состоянию на 01.01.2017
Общая протяженность воздушных линий электропередачи высоковольтных электрических сетей, км, в т.ч.:	7276,4	7284,6
- 110 кВ	4286,3	4294,6
- 35 кВ	2990	2990
Общая протяженность воздушных линий электропередачи распределительных электрических сетей, км, в т.ч.:	25519,6	25646,8
- 20 кВ	84,8	84,8
- 10 кВ	13905,1	13925,4
- 6 кВ	1520	1541
- 3кВ	4,3	4,3
- 0,4 кВ	10005,4	10091,3
Протяженность кабельных линий, км, в т.ч.:	565,3	570,2
- 110 кВ
- 35 кВ	10	10
- 20 кВ
- 10 кВ	191	191
- 6 кВ	228,8	222,8
- 0,4 кВ	151,3	146,4
Общее количество высоковольтных подстанций, шт., в т.ч.	185	186
- 110 кВ	69	69
- 35 кВ	116	117
Установленная трансформаторная мощность подстанций, МВА, в т.ч.
- 110 кВ	1762,2	1778,2
- 35 кВ	617,94	624,24
- 20 кВ	2,5	2,5
- 10 кВ	793,01	798,93
- 6 кВ	520,29	539,31
- 0,4 кВ
Общее количество трансформаторных подстанций распределительных сетей, шт.	5234	5273
Установленная трансформаторная мощность распределительных сетей, МВА	1321,4	1346,69
Обслуживаемая площадь, кв. км.	4318920	4318920

Структура и характеристика электросетевых активов ОАО "РЖД" на территории энергосистемы Забайкальского края представлены в таблице 64.

Таблица 64

Структура и характеристика электросетевых активов ОАО "РЖД

Показатель	01.01.2016	01.01.2017
Общая протяженность воздушных линий электропередачи высоковольтных электрических сетей, км, в т.ч.:	1219,4	1221,3
- 35 кВ	0	0
Общая протяженность воздушных линий электропередачи распределительных электрических сетей, км, в т.ч.:	1478,2	1429,9
- 20 кВ	0	0
- 10 кВ	378,2	395,3
- 6 кВ	120,3	121,4
- 0,4 кВ	1478,195	1429,816
Протяженность кабельных линий, км, в т.ч.:	282,8	285,4
- 20 кВ	0	0
- 10 кВ	193,5	195,2
- 6 кВ	92,03	92,436
- 0,4 кВ	282,818	285,425
Обслуживаемая площадь, кв. км.	-	-

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

	ПС	ВЛ
I группа	до 15 лет	до 15 лет
II группа	16-25 лет	16-30 лет
III группа	свыше 25 лет	свыше 30 лет

I группа - оборудование, эксплуатируемое в пределах половины расчетно-нормативного срока службы, обеспечивающее высокую эксплуатационную надежность (для ПС несколько более половины расчетно-нормативного срока);

II группа - оборудование, которое отработало более половины срока, и требуется замена отдельных его узлов;

III группа - оборудование, отработавшее нормативный срок, дополнительную возможность продления срока службы которого необходимо оценивать по техническому состоянию.

Перечень подстанций Филиала ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго", действующих на территории Забайкальского края на 01.01.2017 представлены в таблице 65.

Таблица 65

Перечень подстанций МРСК на территории Забайкальского края на 01.01.2017

N п/п	N ПС	Наименование ПС	Диспетч. наим. АТ (Т)	Мощность, МВА	Напряжение ивн, исн, инн кВ	Год ввода в эксплуатацию	Срок службы
1	2	3	4	5	6	7	8
Восточные
ПС 110 кВ
1	1	Аксеново-Зилово	Т-1	10	110/35/10	1977	25
			Т-2	6,3	110/35/10	1977	25
2	2	Балей	Т-1	25	110/35/10	1991	25
			Т-2	25	110/35/10	1991	25
			Т-3	40	110/35/10	1983	25
3	3	Букачача	Т-1	10	110/6	1970	25
			Т-2	4	35/6	2001	25
4	4	Верхняя Давенда	Т-1	10	110/35/6	1982	25
			Т-2	16	110/35/6	1983	25
5	5	Вершина Дарасуна	Т-1	10	110/35/6	2002	25
			Т-2	10	110/35/6	2002	25
			Т-3	4	35/10	2002	25
6	6	Вершина Шахтамы	Т-1	5,6	110/35/6	1964	25
			Т-2	6,3	110/35/6	1966	25
7	7	Казаново	Т-1	6,3	110/35/10	1977	25
			Т-2	10	110/35/10	1987	25
8	8	Карьерная	Т-1	6,3	110/6	2015	25
			Т-2	6,3	110/6	2015	25
9	9	Кокуй	Т-1	10	110/35/6	1983	25
			Т-2	10	110/35/6	1969	25
10	10	Ксеньевская	Т-1	6,3	110/35/10	1978	25
			Т-2	10	110/35/10	1978	25
11	11	Нерчинск	Т-1	10	110/35/6	1969	25
			Т-2	10	110/35/6	1969	25
			Т-3	4	35/10	1985	25
12	12	Омчак	Т-1	10	110/6	2016	25
13	13	Промкотельная	Т-1	25	110/35/6	1990	25
			Т-2	25	110/35/6	1990	25
			Т-связи	1	6/10	1978	25
14	14	Чернышевск	Т-1	10	110/35/10	1969	25
			Т-2	10	110/35/10	1969	25
15	15	Шелопугино	Т-1	6,3	110/35/10	1998	25
			Т-2	6,3	110/35/10	1999	25
ПС 35 кВ
16	1	Аргунь	Т-1	2,5	35/10	1988	25
		(Объект 2468)	Т-2	2,5	35/10	1988	25
17	2	Ареда	Т-1	2,5	35/10	1971	25
			Т-2	2,5	35/10	1971	25
18	3	В.Усугли	Т-1	1,8	35/6	1983	25
			Т-2	1	35/6	2006	25
19	4	В.Хила	Т-1	1,8	35/10	1973	25
			Т-2	1,8	35/10	1989	25
20	5	ЖБИ	Т-1	7,5	35/6	2013	25
			Т-2	4	35/6	2006	25
21	6	Знаменка	Т-1	1,6	35/10	1999	25
22	7	Калинино	Т-1	2,5	35/10	1985	25
			Т-2	2,5	35/10	1987	25
23	8	Копунь	Т-1	2,5	35/10	1966	25
24	9	Кудеча	Т-1	2,5	35/6	1992	25
25	10	Н.Стан	Т-1	1,6	35/10	1993	25
			Т-2	0,56	35/10	1982	25
26	11	Н.Усугли	Т-1	1,6	35/10	1978	25
			Т-2	1	35/10	1978	25
27	12	Олинск	Т-1	2,5	35/10	1979	25
			Т-2	2,5	35/10	1979	25
28	13	ОПХ	Т-1	2,5	35/10	1995	25
29	14	Подойницыно	Т-1	2,5	35/10	1981	25
30	15	Рудник Ключи	Т-1	4	35/6	1998	25
			Т-2	4	35/6	1998	25
31	16	ПС N 1 ГПП-1	Т-1	16	35/6	1978	25
			Т-2	16	35/6	1978	25
32	17	ПС N 4 Насосная Ингода	Т-1	4	35/6	1979	25
			Т-2	2,5	35/6	1978	25
33	18	ПС N 6 Насосная Онон	Т-1	5,6	35/6	1978	25
			Т-2	5,6	35/6	1992	25
34	19	ПС N 13 ГПП-2	Т-1	6,3	35/6	1993	25
			Т-2	6,3	35/6	1993	25
35	20	Сретенск	Т-1	4	35/10	2006	25
			Т-2	4	35/10	2006	25
36	21	Старый Олов	Т-1	1	35/10	1978	25
			Т-2	0,56	35/10	1978	25
37	22	Тасеево	Т-1	6,3	35/6	1994	25
			Т-2	6,3	35/6	1995	25
38	23	Унда	Т-1	4	35/10	1979	25
			Т-2	4	35/10	1979	25
39	24	Ундино-Поселье	Т-1	2,5	35/10	1983	25
40	25	Урюм-58	Т-1	1,8	35/6	2012	25
41	26	Усть-Кара	Т-1	6,3	35/6	1995	25
			Т-2	6,3	35/6	1995	25
42	27	Фабрика	Т-1	10	35/6	2012	25
43	28	Фирсово	Т-1	2,5	35/10	1991	25
			Т-2	2,5	35/10	1991	25
44	29	Чикичей	Т-1	1,6	35/10	1978	25
			Т-2	1,6	35/10	1978	25
45	30	Шилка	Т-1	10	35/6	1976	25
			Т-2	10	35/6	1980	25
Центральные
ПС 110 кВ
46	1	Антипиха	Т-1	25	110/35/6	1987	25
			Т-2	16	110/35/6	2003	25
47	2	Атамановка 110 кВ	Т-1	10	110/35/6	1983	25
			Т-2	10	110/35/6	1983	25
48	3	Беклемишево	Т-1	6,3	110/35/10	1978	25
			Т-2	6,3	110/35/10	1978	25
49	4	Вторая	Т-1	10	110/35/6	1966	25
			Т-2	10	110/35/6	1966	25
50	5	Заречная	Т-1	25	110/10/6	2009	25
			Т-2	25	110/10/6	2009	25
51	6	Ингода	Т-1	10	110/35/10	1984	25
			Т-2	10	110/35/10	1984	25
52	7	Кадала	Т-1	10	110/6	1971	25
			Т-2	10	110/6	1979	25
53	8	Кайдаловская	Т-1	25	110/10/6	1984	25
			Т-2	25	110/10/6	1986	25
54	9	Каштак	Т-1	40	110/10/6	2009	25
			Т-2	40	110/10/6	2009	25
55	10	КСК	Т-1	20	110/10	1968	25
			Т-2	20	110/10	1968	25
			Т-3	6,3	10/35	2010	25
56	11	Молодежная	Т-1	16	110/6	1973	25
			Т-2	16	110/6	1984	25
			Т-3	16	110/6	1971	25
57	12	Николаевская	Т-1	6,3	110/35/10	1993	25
58	13	Северная	Т-1	25	110/10/6	2007	25
			Т-2	25	110/10/6	2007	25
59	14	Третья	Т-1	10	110/35/6	1981	25
			Т-2	16	110/35/6	1983	25
60	15	Тепловая насосная 110 кВ	Т-3	10	110/6	1987	25
61	16	Улеты	Т-1	6,3	110/10	1979	25
			Т-2	10	110/10	1981	25
62	17	Угдан	Т-1	10	110/10	1981	25
			Т-2	16	110/10	1991	25
63	18	Центральная	Т-1	40	110/10/6	1992	25
			Т-2	25	110/10/6	2006	25
64	19	Черновская	Т-1	25	110/35/6	1984	25
			Т-2	25	110/35/6	1984	25
65	20	Южная	Т-1	10	110/6	1969	25
			Т-2	10	110/6	1970	25
66	21	Альбитуй	Т-1	6,3	110/35/10	1985	25
			Т-2	2,5	110/10	1985	25
67	22	Красный Чикой	Т-1	10	110/35/10	1979	25
			Т-2	10	110/35/10	1979	25
68	23	Малета	Т-1	2,5	110/10	1979	25
			Т-2	2,5	110/10	1979	25
69	24	Метизы	Т-1	40	110/6	1978	25
			Т-2	40	110/6	1978	25
70	25	Урлук	Т-1	2,5	110/10	1986	25
			Т-2	2,5	110/10	1986	25
ПС 35 кВ
71	1	Атамановка 35 кВ	Т-1	4	35/6	1984	25
			Т-2	4	35/6	1984	25
72	2	Аэропорт	Т-1	4	35/6	1980	25
			Т-2	4	35/6	2002	25
73	3	Бройлерная	Т-1	4	35/10	1979	25
			Т-2	4	35/10	1979	25
74	4	Бургень	Т-1	1,6	35/10	1979	25
75	5	База НИИЭВ	Т-1	1	35/6	1985	25
			Т-2	1	35/6	1985	25
76	6	Верх-Чита	Т-1	4	35/10	1990	25
			Т-2	4	35/10	1990	25
77	7	Дачная	Т-1	4	35/10	1989	25
78	8	Доронинская	Т-1	1	35/10	1981	25
			Т-2	1	35/10	1974	25
79	9	Елизаветино	Т-1	2,5	35/10	1990	25
			Т-2	2,5	35/10	1990	25
80	10	З.Д.М.	Т-1	2,5	35/6	1981	25
81	11	Иван-озеро	Т-1	4	35/10	2014	25
82	12	Колочная	Т-1	2,5	35/10	1991	25
83	13	Маккавеево	Т-1	4	35/10	1976	25
			Т-2	4	35/10	1976	25
84	14	Насосная ГРЭС	Т-1	10	35/6	2013	25
			Т-2	10	35/6	2013	25
85	15	Новотроицкая	Т-1	1	35/10	1978	25
			Т-2	1	35/10	1992	25
86	16	РПБ ЦПЭС	Т-1	2,5	35/10	1985	25
			Т-2	2,5	35/10	1987	25
87	17	Танга	Т-1	2,5	35/10	1994	25
			Т-2	2,5	35/10	1992	25
88	18	Тепловая	Т-1	6,3	35/6	1991	25
		насосная 35 кВ	Т-2	6,3	35/6	1984	25
89	19	Техникум	Т-1	6,3	35/6	1977	25
		Механизации	Т-2	5,6	35/6	1996	25
90	20	ТП N 1	Т-1	2,5	35/6	2002	25
			Т-2	3,2	35/6	2006	25
91	21	ТП N 2	Т-1				25
			Т-2	1	35/6	2006	25
92	22	ТП N 3	Т-1	1,8	35/6	1964	25
			Т-2	1,8	35/6	1964	25
93	23	Чара 35 кВ	Т-1	4	35/10	1987	25
94	24	ЭКСКиД	Т-1	2,5	35/6	1970	25
			Т-2	2,5	35/6	1981	25
95	25	Заречье	Т-1	2,5	35/10	1986	25
			Т-2	2,5	35/10	1986	25
96	26	Захарово	Т-1	2,5	35/10	1982	25
			Т-2	2,5	35/10	1965	25
97	27	ЗДС	Т-1	2,5	35/10	1979	25
			Т-2	1	35/10	2009	25
98	28	Коротково	Т-1	1,6	35/10	1980	25
			Т-2	1,6	35/10	1980	25
99	29	Линево-Озеро	Т-1	1,8	35/6	1979	25
			Т-2	2,5	35/6	2010	25
100	30	Новопавловка	Т-1	2,5	35/6	1976	25
			Т-2	2,5	35/6	2002	25
101	31	Пятая	Т-1	2,5	35/10	1981	25
			Т-2	2,5	35/10	1981	25
102	32	РПБ-2	Т-1	3,2	35/10	2001	25
			Т-2	4	35/10	2001	25
Южные
ПС 110 кВ
103	1	Абагайтуй	Т-1	6,3	110/6	1983	25
			Т-2	6,3	110/35/10	2005	25
			Т-3	1	10/6	1981	25
104	2	Безречная	Т-1	10	110/35/6	1985	25
			Т-2	6,3	110/35/6	1981	25
105	3	Борзя-Восточная	Т-1	25	110/35/10	1999	25
			Т-2	10	110/35/10	2003	25
106	4	Борзя-Западная	Т-1	16	110/35/10	1971	25
			Т-2	16	110/35/10	1989	25
107	5	Даурия	Т-1	6,3	110/10	1977	25
			Т-2	6,3	110/10	1977	25
108	6	Забайкальск	Т-1	25	110/35/10	1990	25
			Т-2	25	110/35/10	2008	25
109	7	Калангуй	Т-1	10	110/35/3	1960	25
			Т-2	10	110/35/3	1974	25
			Т-4	1,6	35/10	1981	25
			Т-5	2,5	35/10	1988	25
110	8	Нижний Цасучей	Т-1	6,3	110/35/10	1978	25
			Т-2	6,3	110/35/10	1978	25
111	9	Оловянная	Т-1	6,3	110/35/6	1966	25
			Т-2	1,6	10/6	1972	25
			Т-3	6,3	110/35/10	2000	25
112	10	Первая	Т-1	10	110/35/6	1974	25
			Т-2	10	110/35/6	1968	25
113	11	Степь	Т-1	10	110/35/10	1984	25
			Т-2	10	110/35/10	1990	25
114	12	Турга	Т-1	6,3	110/35/6	1982	25
			Т-2	10	110/35/6	2003	25
115	13	Харанор	Т-1	2,5	110/10	1972	25
			Т-2	2,5	110/10	2014	25
ПС 35 кВ
116	1	Долгокыча	Т-1	2,5	35/10	1981	25
117	2	Жетково	Т-1	1,8	35/10	1959	25
118	3	Жетково-Рудник	Т-1	1	35/6	1983	25
119	4	Золотореченск	Т-1	6,3	35/10	1984	25
			Т-2	6,3	35/10	1983	25
120	5	Красная Ималка	Т-1	2,5	35/10	1996	25
			Т-2	2,5	35/10	1982	25
121	6	Курунзулай					25
			Т-2	1,6	35/10	1982	25
122	7	Мирная	Т-1	3,2	35/6	2008	25
			Т-2	1	35/6	2012	25
123	8	Нижний Калтан	Т-1	2,5	35/10	1992	25
			Т-2	1	35/10	1978	25
124	9	Новый Дурулгуй	Т-1	2,5	35/10	2000	25
			Т-2	2,5	35/10	1983	25
125	10	Старый Чиндант	Т-1	1,6	35/10	1979	25
			Т-2	1,6	35/10	1979	25
126	11	Улятуй	Т-1	2,5	35/10	1980	25
			Т-2	2,5	35/10	1981	25
127	12	Усть-Борзя	Т-1	2,5	35/6	1972	25
			Т-2	2,5	35/6	1972	25
128	13	Усть-Озерное	Т-1	2,5	35/10	1991	25
			Т-2	2,5	35/10	1988	25
129	14	Хара-Бырка	Т-1	2,5	35/10	1983	25
130	15	Харанор-Поселковая	Т-1	4	35/6	1984	25
			Т-2	4	35/6	1974	25
130	16	Шерловая ВЧ	Т-1	1,6	35/6	1973	25
			Т-2	1,6	35/6	1973	25
Юго-Восточные
ПС 110 кВ
131	1	Акатуй	Т-1	7,5	110/35/6	1973	25
			Т-2	5,6	110/35/6	1986	25
132	2	Благодатка	Т-1	5,6	110/35/6	1961	25
			Т-2	5,6	110/35/6	1974	25
133	3	Бутунтай	Т-1	40	110/10	2014	25
134	4	Бугдаинская	Т-1	16	110/35/10	2012	25
			Т-2	16	110/35/10	2012	25
135	5	Быстринская	Т-1	16	110/35/10	2012	25
			Т-2	16	110/35/10	2012	25
136	6	Кличка	Т-1	10	110/35/6	1967	25
			Т-2	10	110/35/6	1968	25
137	7	Кадая	Т-1	10	110/35/6	1968	25
			Т-2	6,3	110/35/6	1970	25
			Т-3	1	35/10	2012	25
138	8	Михайловка	Т-1	5,6	110/6	1977	25
139	9	Ново-Широкая	Т-1	10	110/35/6	1983	25
			Т-2	10	110/35/6	1983	25
ПС 35 кВ
140	1	Алек. Завод	Т-1	4	35/10	1990	25
141	2	Булдуруй	Т-1	1,6	35/10	1980	25
142	3	Бырка	Т-1	2,5	35/10	1994	25
			Т-2	1,6	35/10	1981	25
143	4	Газ.Завод	Т-1	4	35/10	1983	25
			Т-2	4	35/10	1983	25
144	5	Горда	Т-1	1,6	35/10	1989	25
145	6	Гульдиха	Т-1	0,32	35/0,4	1977	25
146	7	Доно	Т-1	1,6	35/10	1986	25
			Т-2				25
147	8	Досатуй	Т-1	2,5	35/10	1977	25
			Т-2	4	35/10	1999	25
148	9	Ишага	Т-1	1,6	35/10	1997	25
149	10	Калга	Т-1	4	35/10	1987	25
			Т-2	2,5	35/10	1997	25
150	11	Капцегайтуй	Т-1	4	35/10	1996	25
151	12	Кайластуй	Т-1	1,6	6/10	1986	25
152	13	К.-Маркса	Т-1	1,8	35/10	1969	25
			Т-2	1,6	35/10	1980	25
153	14	Молодежная	Т-1	1	35/10	1996	25
			Т-2	1,6	35/10	1983	25
154	15	Мотогорск	Т-1	2,5	35/10	1974	25
			Т-2	2,5	35/10	2011	25
155	16	Нер. Завод	Т-1	2,5	35/10	1997	25
			Т-2	4	35/10	1986	25
156	17	Пограничный	Т-1	2,5	35/10	1999	25
157	18	Приаргунская	Т-1	4	35/10	1992	25
158	19	Ст. Цурухайтуй	Т-1	2,5	35/10	1989	25
			Т-2	2,5	35/10	1997	25
159	20	Талман-Борзя	Т-1	1	35/10	2011	25
160	21	Урулюнгуй	Т-1	2,5	35/10	1979	25
			Т-2	2,5	35/10	1979	25
Юго-Западные
ПС 110 кВ
161	1	Агинская	Т-1	10	110/35/10	2006	25
			Т-2	10	110/35/10	2006	25
162	2	Дульдурга	Т-1	10	110/35/10	1972	25
			Т-2	10	110/35/10	1991	25
163	3	Курорт Дарасун	Т-1	10	110/35/6	1993	25
			Т-2	4	6/20	2013	25
164	4	Мордой	Т-1	10	110/35/10	1981	25
			Т-2	10	110/35/10	1983	25
165	5	Орловский ГОК	Т-1	25	110/35/6	1985	25
			Т-2	25	110/35/6	1990	25
166	6	Тыргетуй	Т-1	10	110/35/10	1985	25
			Т-2	10	110/35/10	1986	25
167	7	Урейск	Т-1	10	110/35/10	1976	25
ПС 35 кВ
168	1	Акша	Т-1	2,5	35/10	1993	25
			Т-2	2,5	35/10	1986	25
169	2	Боржигантай	Т-1	1,6	35/10	1990	25
			Т-2	1,6	35/10	1994	25
170	3	Билютуй	Т-1	1	35/10	1985	25
171	4	Гуней	Т-1	2,5	35/10	1988	25
			Т-2	2,5	35/10	1987	25
172	5	Зуткулей	Т-1	2,5	35/10	1986	25
			Т-2	2,5	35/10	1992	25
173	6	Карымская	Т-1	6,3	35/10	1979	25
			Т-2	6,3	35/10	1997	25
174	7	Кусочи	Т-1	2,5	35/10	1998	25
			Т-2	4	35/10	1992	25
175	8	Могойтуй-1	Т-1	6,3	35/10	2009	25
			Т-2	6,3	35/10	2007	25
176	9	Могойтуй-2	Т-1	1,6	35/10	1993	25
			Т-2	1,6	35/10	1986	25
177	10	Н-Орловск	Т-1	2,5	35/6	1982	25
			Т-2	2,5	35/6	1982	25
178	11	Ст.-Орловск	Т-1	1,6	35/6	1982	25
			Т-2	1,8	35/6	2012	25
179	12	Урдо-Ага	Т-1	2,5	35/10	1990	25
			Т-2	2,5	35/10	1984	25
180	13	Урульга	Т-1	2,5	35/10	2001	25
			Т-2	2,5	35/10	2005	25
181	14	Хара-Шибирь	Т-1	4	35/10	2013	25
			Т-2	1,6	35/10	1987	25
182	15	Цаган-Оль	Т-1	1,6	35/10	1984	25
			Т-2	1,8	35/10	1986	25
183	16	Цокто-Хангил	Т-1	2,5	35/10	1995	25
			Т-2	1	35/10	2012	25

Возрастная структура ПС 110 кВ Филиала ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго" представлена на рисунке 63.

Перечень подстанций 110-220 кВ ОАО "РЖД", действующих на территории Забайкальского края на 01.01.2017 представлены в таблице 66.

Таблица 66

Наименование ПС (N ПС, название)	Оборудование (диспетч. наим. АТ (Т), тип)	Мощность, МВА	Класс напряжения "Свн, "Ссн, инн, кВ	Год ввода в эксплуатацию	Срок службы
ПС 110-220 кВ
Тарбагатай	Т1,Т2	80	230/38,5/27,5	1974	43
Бада	Т1,Т2	80	230/27,5/11	1974	43
Хилок	Т1,Т2	80	230/38,5/27,5	1975	42
Харагун	Т1,Т2	80	230/27,5/11	1975	42
Могзон	Т1,Т2	80	230/27,5/11	1975	42
Сохондо	Т1,Т2	80	230/27,5/11	1974	43
Лесная	Т1,Т2,Т3	120	110/27,5/11	1980	37
Чита	Т1,Т2	80	230/38,5/27,5	1973	44
Новая	Т1,Т2	80	230/38,5/27,5	1974	43
Карымская	Т1,Т2,Т6	195	220/35/27,5	1973	44
	Т3,Т4,Т5		220/2*27,5	2011	6
Урульга	Т1,Т2	80	230/27,5/11	1985	32
Размахнино	Т1,Т2	80	230/27,5/11	1985	32
Шилка	Т1,Т2	80	230/38,5/27,5	1985	32
Приисковая	Т1,Т2	80	230/27,5/11	1989	28
Шапка	Т1,Т2	80	230/27,5/11	1989	28
Чернышевск	Т1,Т2	80	230/27,5/11	1989	28
Бушулей	Т1,Т2	80	230/38,5/27,5	1990	27
Зилово	Т!,Т2	80	230/27,5/11	1990	27
Урюм	Т1,Т2	80	230/38,5/27,5	1994	23
Сбега	Т1,Т2	80	230/27,5/11	1997	20
Ксеньевская	Т1,Т2	80	230/27,5/11	1994	23
Кислый Ключ	Т1,Т2	80	230/38,5/27,5	1992	25
Пеньковая	Т1,Т2	80	230/27,5/11	1994	23
Могоча	Т1,Т2	80	110/27,5/11	1988	29
Семиозерный	Т1,Т2	80	230/27,5/11	1989	28
Амазар	Т1,Т2	80	230/27,5/11	1988	29
Чичатка	Т1,Т2,Т3	120	230/27,5/11	1989	28
Бурятская	Т1,Т2,Т3,Т4,Т5	125	115/2*27,5	2011	6
Булак	Т1,Т2,Т3,Т4	100	115/2*27,5	2011	6
Мирная	Т1,Т2,Т3	75	115/2*27,5	2012	5
Борзя	Т1,Т2,Т3,Т4	100	115/2*27,5	2012	5

Возрастная структура 110-220 кВ ОАО "РЖД" представлена на рисунке 64.

Перечень ЛЭП 110-35 кВ Филиала ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго", действующих на территории Забайкальского края на 01.01.2017 представлены в таблице 67.

Таблица 67

Перечень ЛЭП 110-35 кВ на территории Забайкальского края на 01.01.2017

Наименование ЛЭП	N ПС начала / конца ЛЭП	Допустимый ток линии I доп, А		Марка провода/ кабеля	Протяженность (км)	Год ввода в эксплуатацию/ реконструкции	Срок службы
		t=-50	t=+250
1	2	3	4	5	6	7	8
Восточные
ВЛ 110 кВ
ВЛ 110 кВ Холбон - Промкотельная (ВЛ-110-11)	Заб МЭС / ВЭС ПС 110 кВ N 13	200	200	АС-95	3,48	1960	30
ВЛ 110 кВ Холбон - Казаново (ВЛ-110-12)	Заб МЭС / ВЭС ПС 110 кВ N 7	200	150	АС-95	29,36	1960	25
ВЛ 110 кВ Холбон - В.Дарасун I цель (ВЛ-110-13)	Заб МЭС / ВЭС ПС 110 кВ N 5	200	300	АС-95	75,80	1985	30
ВЛ 110 кВ Холбон - В.Дарасун II цепь (ВЛ-110-14)	Заб МЭС / ВЭС ПС 110 кВ N 5	200	300	АС-95	75,29	1970	25
ВЛ 110 кВ Холбон - Чернышевск I цепь с отпайкой на ПС Нерчинск (ВЛ-110-15)	Заб МЭС / ВЭС ПС 110 кВ N 14	484	450	АС-150	117,00	1969	50
ВЛ 110 кВ Холбон - Чернышевск II цепь с отпайкой на ПС Нерчинск (ВЛ-110-16)	Заб МЭС / ВЭС ПС 110 кВ N 14	484	450	АС-150	117,00	1969	50
ВЛ 110 кВ Чернышевск - Букачача (ВЛ-110-17)	ВЭС ПС 110 кВ N 14 / ВЭС ПС 110 кВ N 3	300	300	АС-70	65,61	1970	25
ВЛ 110 кВ Нерчинск - Кокуй (ВЛ-110-18)	ВЭС ПС 110 кВ N 11 / ВЭС ПС 110 кВ N 9	150	150	АС-70, - 95,-120	74,00	1970	30
ВЛ 110 кВ Холбон - Балей I цепь (ВЛ-110-19)	Заб МЭС / ВЭС ПС 110 кВ N 2	484	375	АС-120, АС-150	50,50	1971	30
ВЛ 110 кВ Холбон - Балей II цепь (ВЛ-110-20)	Заб МЭС / ВЭС ПС 110 кВ N 2	426	330	АС-95, 120,-150	53,12	1949	25
ВЛ 110 кВ Балей - Калангуй (ВЛ-110-21)	ВЭС ПС 110 кВ N 2 / ЮЭС ПС 110 кВ N 7	484	375	АС-120	73,50	1961	25
ВЛ 110 кВ Балей - Шелопугино с отпайкой на ПС Омчак (ВЛ- 110-22)	ВЭС ПС 110 кВ N 2 / ВЭС ПС 110 кВ N 15	426	300	АС-95, АС- 120	76,16	2005	30
ВЛ 110 кВ Чернышевск - Жирекен (ВЛ-110-69)	ВЭС ПС 110 кВ N 14 / Заб МЭС	484	375	АС-120	42,61	1979	50
ВЛ 110 кВ Жирекен - Аксеново Зилово (ВЛ-110-70)	Заб МЭС / ВЭС ПС 110 кВ N 1	484	375	АС-120	42,40	1977	50
ВЛ 110 кВ Аксеново Зилово - Ксеньевская (ВЛ-110-71)	ВЭС ПС 110 кВ N 1 / ВЭС ПС 110 кВ N 10	484	375	АС-120	112,37	1977	50
ВЛ 110 кВ Ксеньевская - Верхняя Давенда (ВЛ-110-72)	ВЭС ПС 110 кВ N 10 / ВЭС ПС 110 кВ N 4	426	330	АС-95	44,92	1978	50
ВЛ 110 кВ Верхняя Давенда - Могоча (ВЛ-110-73)	ВЭС ПС 110 кВ N 4 / Заб МЭС	400	330	АС-95	41,22	1981	50
ВЛ 110 кВ Могоча 220 - Могоча тяговая I цепь (ВЛ-110-74)	Заб МЭС/ РЖД	300	300	АС-150	1,03	1988	50
ВЛ 110 кВ Могоча 220 - Могоча тяговая II цепь (ВЛ-110-75)	Заб МЭС/ РЖД	300	300	АС-150	1,03	1988	50
ВЛ 110 кВ Жирекен - Карьерная I цепь (ВЛ-110-76)	Заб МЭС / ВЭС ПС 110 кВ N 8	426	330	АС-95	4,47	1989	50
ВЛ 110 кВ Жирекен - Карьерная II цепь (ВЛ-110-77)	Заб МЭС / ВЭС ПС 110 кВ N 8	426	330	АС-95	4,47	1989	50
ВЛ 110 кВ Шелопугино - Вершина Шахтамы (ВЛ-110-93)	ВЭС ПС 110 кВ N 15 / ВЭС ПС 110 кВ N 5	426	300	АС-95	50,30	1965	25
ВЛ 110 кВ Холбон - Первомайская ТЭЦ (ВЛ-110- 100)	Заб МЭС / Первомайская ТЭЦ	426	200	АС-95	52,42	1991	50
ВЛ 35 кВ
ВЛ 35 кВ Верхняя Давенда-Рудник Ключи I цепь (ВЛ-35-02)	ВЭС ПС 110 кВ N 4 / ВЭС ПС 35 кВ N 15	200	200	АС-95	13,63	1982	30
ВЛ 35 кВ Верхняя Давенда-Рудник Ключи II цепь (ВЛ-35- 04)	ВЭС ПС 110 кВ N 4 / ВЭС ПС 35 кВ N 15	150	150	АС-95	12,00	1957	25
ВЛ-35 кВ Аргунь (Объект 24680) - ЖБИ (ВЛ-35-201)	ВЭС ПС 35 кВ N 1 / ВЭС ПС 35 кВ N 5	271	210	АС-50	5,00	2010	30
ВЛ-35 кВ Балей-Тасеево (ВЛ-35- 204)	ВЭС ПС 110 кВ N 2 / ВЭС ПС 35 кВ N 22	300	300	АС-120	5,10	1962	30
ВЛ 35 кВ Шилка - ЖБИ (ВЛ-35- 205)	ВЭС ПС 35 кВ N 30 / ВЭС ПС 35 кВ N 5	426	330	АС-95	3,75	2010	50
ВЛ 35 кВ Вершина Дарасуна-Верхние Усугли (ВЛ-35-206)	ВЭС ПС 110 кВ N 5 / ВЭС ПС 35 кВ N 3	75	75	АС-120, - 95, А-35	49,93	2002	30
ВЛ 35 кВ Промкотельная-Верхняя Хила (ВЛ-35-211)	ВЭС ПС 110 кВ N 13 / ВЭС ПС 35 кВ N 4	200	200	АС-95, -70	31,03	1953	30
ВЛ 35 кВ Казаново-ОПХ (ВЛ- 35-212)	ВЭС ПС 110 кВ N 7 / ВЭС ПС 35 кВ N 13	100	100	АС-50,-95, 70	57,10	1971	25
ВЛ 35 кВ Балей-Подойницино (ВЛ-35-213)	ВЭС ПС 110 кВ N 2 / ВЭС ПС 35 кВ N 14	75	75	АС-70, -50	16,00	1947	30
ВЛ 35 кВ Нерчинск-Калинино (ВЛ-35-214)	ВЭС ПС 110 кВ N 11 / ВЭС ПС 35 кВ N 7	200	200	АС-120	14,70	1985	30
ВЛ 35 кВ Балей-Ундино-Поселье (ВЛ-35-215)	ВЭС ПС 110 кВ N 2 / ВЭС ПС 35 кВ N 24	100	100	АС-70	34,58	1986	30
ВЛ 35 кВ Балей-Унда (ВЛ-35- 216)	ВЭС ПС 110 кВ N 2 / ВЭС ПС 35 кВ N 23	75	75	АС-95, - 120	27,70	1978	25
ВЛ 35 кВ Верхняя Хила-Знаменка (ВЛ-35-221)	ВЭС ПС 35 кВ N 4 / ВЭС ПС 35 кВ N 6	50	50	АС-95,-70, 50	34,00	1978	30
ВЛ 35 кВ Верхняя Хила-Нижний Стан (ВЛ-35-222)	ВЭС ПС 35 кВ N 4 / ВЭС ПС 35 кВ N 10	150	150	АС-95	32,00	1953	30
ВЛ 35 кВ Казаново-Шилка (ВЛ- 35-223)	ВЭС ПС 110 кВ N 7 / ВЭС ПС 35 кВ N 30	150	150	АС-95	18,10	1988	30
ВЛ 35 кВ Шелопугино-Копунь (ВЛ-35-224)	ВЭС ПС 110 кВ N 15 / ВЭС ПС 35 кВ N 8	100	100	АС-35 -70	29,00	1968	25
ВЛ 35 кВ Казаново-объект 2468 Аргунь (ВЛ-35-225)	ВЭС ПС 110 кВ N 7 / ВЭС ПС 35 кВ N 13	150	150	АС-50	17,80	1988	30
ВЛ 35 кВ Чернышевск - Букачача (ВЛ-35-231)	ВЭС ПС 110 кВ N 14 / ВЭС ПС 110 кВ N 3	200	200	АС-95	68,00	1961	25
ВЛ 35 кВ Чернышевск-Ареда (ВЛ-35-232)	ВЭС ПС 110 кВ N 14 / ВЭС ПС 35 кВ N 2	300	265	АС-70	26,00	1970	25
ВЛ 35 кВ Кокуй-Чикичей (ВЛ- 35-233)	ВЭС ПС 110 кВ N 9 / ВЭС ПС 35 кВ N 29	50	50	АС-35	19,00	1976	30
ВЛ 35 кВ Кокуй-Сретенск (ВЛ- 35-234)	ВЭС ПС 110 кВ N 9 / ВЭС ПС 35 кВ N 20	100	100	АС-70	15,00	1978	30
ВЛ 35 кВ Чернышевск-Старый Олов (ВЛ-35-235)	ВЭС ПС 110 кВ N 14 / ВЭС ПС 35 кВ N 21	300	300	АС-50	24,10	1978	30
ВЛ 35 кВ Старый Олов - Олинск (ВЛ-35-236)	ВЭС ПС 35 кВ N 21 / ВЭС ПС 35 кВ N 12	342	265	АС-70	34,10	1978	30
ВЛ 35 кВ Вершина Дарасуна-Нижний Стан (ВЛ-35-237)	ВЭС ПС 110 кВ N 5 / ВЭС ПС 35 кВ N 10	200	200	АС-95	19,55	1978	30
ВЛ 35 кВ Верхняя Давенда-Кудеча (ВЛ-35-238)	ВЭС ПС 110 кВ N 4 / ВЭС ПС 35 кВ N 9	200	200	АС-95	14,00	1962	25
ВЛ 35 кВ Сретенск-Фирсово (ВЛ-35-239)	ВЭС ПС 35 кВ N 20 / ВЭС ПС 35 кВ N 28	100	100	АС-120	42,00	1990	30
ВЛ 35 кВ Урюм - Усть-Кара I цепь (ВЛ-35-241)	РЖД / ВЭС ПС 35 кВ N 26	150	150	АС-95	90,00	1995	30
ВЛ 35 кВ Урюм - Усть-Кара II цепь (ВЛ-35-242)	РЖД / ВЭС ПС 35 кВ N 26	150	150	АС-95	90,00	1995	30
ВЛ 35 кВ ПмТЭЦ - ГПП-1, ГПП- 2 I цепь (ВЛ-35-351)	ПмТЭЦ / ВЭС ПС 35 кВ N 16	581	300	АС-150	2,69	1969	50
ВЛ 35 кВ ПмТЭЦ - ГПП-1, ГПП- 2 II цепь (ВЛ-35-352)	ПмТЭЦ / ВЭС ПС 35 кВ N 16	581	300	АС-150	2,69	1969	50
ВЛ 35 кВ ПмТЭЦ - Насосная Онон I цепь (ВЛ-35-353)	ПмТЭЦ / ВЭС ПС 35 кВ N 18	581	200	АС-150	16,54	1982	50
ВЛ 35 кВ ПмТЭЦ - Насосная Онон II цепь (ВЛ-35-354)	ПмТЭЦ / ВЭС ПС 35 кВ N 18	581	200	АС-150	16,54	1982	50
ВЛ 35 кВ ПмТЭЦ - Насосная Ингода I цепь (ВЛ-35-355)	ПмТЭЦ / ВЭС ПС 35 кВ N 17	271	150	АС-50	5,62	1969	50
ВЛ 35 кВ ПмТЭЦ - Насосная Ингода II цепь (ВЛ-35-356)	ПмТЭЦ / ВЭС ПС 35 кВ N 17	271	150	АС-50	5,62	1969	50
Центральные
ВЛ 110 кВ
ВЛ 110 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Заречная I цепь с отпайками (ВЛ-110-01)	Читинская ТЭЦ-1 / ЦЭС ПС 110 кВ N 5	600	510	АС-185	27,89	1960	50
ВЛ 110 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Заречная II цепь с отпайками (ВЛ-110-02)	Читинская ТЭЦ-1 / ЦЭС ПС 110 кВ N 5	600	510	АС-185	27,89	1960	50
ВЛ 110 кВ Заречная - Каштак I цепь с отпайками (ВЛ-110-05)	ЦЭС ПС 110 кВ N 5 / ЦЭС ПС 110 кВ N 9	484	375	АС0-240, АС-120	20,31	1972	50
ВЛ 110 кВ Заречная - Каштак II цепь с отпайками (ВЛ-110-06)	ЦЭС ПС 110 кВ N 5 / ЦЭС ПС 110 кВ N 9	484	375	АС0-240, АС-120	20,31	1972	50
ВЛ 110 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Каштак I цепь с отпайками (ВЛ- 110-07)	Читинская ТЭЦ-1 / ЦЭС ПС 110 кВ N 9	600	600	АС-240	21,16	1972	30
ВЛ 110 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Каштак II цепь с отпайками (ВЛ- 110-08)	Читинская ТЭЦ-1 / ЦЭС ПС 110 кВ N 9	600	600	АС-240	20,23	1972	30
ВЛ 110 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Черновская I цепь с отпайкой на ПС Кадала (ВЛ-110-09)	Читинская ТЭЦ-1 / ЦЭС ПС 110 кВ N 19	484	375	АС-120	14,60	1992	30
ВЛ 110 кВ Читинская ТЭЦ-1 - Черновская II цепь с отпайкой на ПС Кадала (ВЛ-110-10)	Читинская ТЭЦ-1 / ЦЭС ПС 110 кВ N 19	484	375	АС-120	14,60	1992	30
ВЛ 110 кВ Дарасун - Дульдурга I цепь с отпайками (ВЛ-110-40, 44)	Заб МЭС / ЮЗЭС ПС 110 кВ N 2	400	375	АЖ-120, АС-120	134,17	1985	30
ВЛ 110 кВ Дарасун - Орловский ГОК с отпайкой на ПС Агинская (ВЛ-110-41)	Заб МЭС / ЮЗЭС ПС 110 кВ N 5	484	375	АС-150, АС-120	103,60	1971	50
ВЛ 110 кВ Дарасун - Бурятская (ВЛ-110-42)	Заб МЭС / РЖД	484	375	АС-150, АС-120	116,90	1971	50
ВЛ 110 кВ Дарасун - Дульдурга II цепь с отпайками (ВЛ-110-43, 45)	Заб МЭС / ЮЗЭС ПС 110 кВ N 2	400	375	АЖ-120, АС-120	134,17	1975	30
ВЛ 110 кВ Черновская - Ингода (ВЛ-110-48)	ЦЭС ПС 110 кВ N 18 / ЦЭС ПС 110 кВ N 6	400	375	АС-120	32,68	1998	30
ВЛ 110 кВ Черновская - Беклемишево (ВЛ-110-49)	ЦЭС ПС 110 кВ N 18 / ЦЭС ПС 110 кВ N 3	300	300	АС-120	46,00	1991	30
ВЛ 110 кВ Вторая - Улеты (ВЛ- 110-50)	ЦЭС ПС 110 кВ N 4 / ЦЭС ПС 110 кВ N 16	200	200	АС-120, АС-95, АС- 70	62,91	1991	30
ВЛ 110 кВ Лесная - Вторая с отпайкой на ПС Ингода (ВЛ- 110-51)	Заб МЭС / ЦЭС ПС 110 кВ N 4	400	375	АС-120	46,80	1991	50
ВЛ 110 кВ Каштак - Третья I цепь (ВЛ-110-55)	ЦЭС ПС 110 кВ N 9 / ЦЭС ПС 110 кВ N 14	426	330	АС-95	10,19	1981	50
ВЛ 110 кВ Каштак - Третья II цепь (ВЛ-110-56)	ЦЭС ПС 110 кВ N 9 / ЦЭС ПС 110 кВ N 14	426	330	АС-95	10,19	1981	50
ВЛ 110 кВ Антипиха - 827 объект с отпайкой ПС Атамановка I цепь (ВЛ-110-57)	ЦЭС ПС 110 кВ N 1 / Ведомственная ПС 110 кВ	342	100	АС-70	25,17	1970	30
ВЛ 110 кВ Антипиха - 827 объект с отпайкой ПС Атамановка II цепь (ВЛ-110-58)	ЦЭС ПС 110 кВ N 1 / Ведомственная ПС 110 кВ	342	100	АС-70	25,17	1970	30
ВЛ 110 кВ Тыргетуй - Вторая (ВЛ-110-81)	ЮЗЭС ПС 110 кВ N 6 / ЦЭС ПС 110 кВ N 4	400	375	АС-120	64,11	1975	50
ВЛ 110 кВ Улеты - Николаевская (ВЛ-110-84)	ЦЭС ПС 110 кВ N 16 / ЦЭС ПС 110 кВ N 12	426	330	АС-95, АС- 120	67,14	1972	30
ВЛ 110 кВ Сосново - Озерская - Беклемишево с отпайкой на ПС Грязнуха (СБ-123)	Бурятэнерго / ЦЭС ПС 110 кВ N 3	100	100	АС-95	102,30	1971	30
ВЛ 110 кВ Петровск-Забайкальская - Малета (ВЛ- 110-52)	Заб МЭС / ЦЭС ПС 110 кВ N 23	100	100	АС-95	66,40	1979	30
ВЛ 110 кВ Петровск-Забайкальская - Метизы I цепь (ВЛ-110-53)	Заб МЭС / ЦЭС ПС 110 кВ N 24	581	450	АС-150	7,26	1976	50
ВЛ 110 кВ Петровск-Забайкальская - Метизы II цепь (ВЛ-110-54)	Заб МЭС / ЦЭС ПС 110 кВ N 24	581	450	АС-150	7,26	1976	50
ВЛ 110 кВ Малета - Красный-Чикой (ВЛ-110-59)	ЦЭС ПС 110 кВ N 23 / ЦЭС ПС 110 кВ N 22	484	375	АЖ-120	68,27	1979	30
ВЛ 110 кВ Красный Чикой - Альбитуй (ВЛ-110-60)	ЦЭС ПС 110 кВ N 22 / ЦЭС ПС 110 кВ N 21	484	375	АС-120	52,10	1985	30
ВЛ-110 кВ Альбитуй - Урлук (ВЛ-110-82)	ЦЭС ПС 110 кВ N 21 / ЦЭС ПС 110 кВ N 25	484	375	АС -120	26,50	1986	30
ВЛ 35 кВ
ВЛ 35 кВ Антипиха - База НИИЭВ (ВЛ-35-101)	ЦЭС ПС 110 кВ N 1 / ЦЭС ПС 35 кВ N 5	200	200	АС-50	7,20	1980	30
ВЛ 35 кВ КСК - Верх-Чита (ВЛ-35-102)	ЦЭС ПС 110 кВ N 10 / ЦЭС ПС 35 кВ N 6	77	77	АС-50, АС- 95	22,20	1981	30
ВЛ 35 кВ Дарасун - Карымская (ВЛ-35-103)	Заб МЭС / ЮЗЭС ПС 35 кВ N 6	200	200	АС-95	27,70	1970	30
ВЛ 35 кВ Атамановка 35 - База НИИЭВ (ВЛ-35-104)	ЦЭС ПС 35 кВ N 1 / ЦЭС ПС 35 кВ N 5	200	200	АС-50	11,69	1980	30
ВЛ 35 кВ Беклемишево - Иван-озеро (ВЛ-35-105)	ЦЭС ПС 110 кВ N 3 / ЦЭС ПС 35 кВ N 11	100	100	АС-70	27,40	2006	30
ВЛ 35 кВ Черновская - Техникум Механизации (ВЛ-35- 107)	ЦЭС ПС 110 кВ N 18 / ЦЭС ПС 35 кВ N 19	200	200	АС-95, АСБ-95	18,97	1972	50
ВЛ 35 кВ Черновская - Насосная ГРЭС (ВЛ-35-108)	ЦЭС ПС 110 кВ N 18 / ЦЭС ПС 35 кВ N 14	200	200	АС-95	19,29	1972	50
ВЛ 35 кВ Черновская - Колочная (ВЛ-35-109)	ЦЭС ПС 110 кВ N 18 / ЦЭС ПС 35 кВ N 12	100	100	АС-95	6,93	1976	30
ВЛ 35 кВ Дарасун - Маккавеево (ВЛ-35-111)	Заб МЭС / ЦЭС ПС 35 кВ N 13	150	150	АС-95	13,70	1975	30
ВЛ 35 кВ Карымск.тяг.- Карымская (ВЛ-35-112)	РЖД / ЮЗЭС ПС 35 кВ N 6	200	200	АС-120, АС-50	42,43	1970	30
ВЛ 35 кВ Николаевская - Танга (ВЛ-35-113)	ЦЭС ПС 110 кВ N 12 / ЦЭС ПС 35 кВ N 17	150	150	АС-35	19,06	1973	30
ВЛ 35 кВ Николаевская - Доронинская (ВЛ-35-114)	ЦЭС ПС 110 кВ N 12 / ЦЭС ПС 35 кВ N 8	150	150	АС-35	26,40	1975	30
ВЛ 35 кВ Третья - Верх-Чита (ВЛ-35-115)	ЦЭС ПС 110 кВ N 14 / ЦЭС ПС 35 кВ N 6	150	150	АС-95	22,54	1980	30
ВЛ 35 кВ Верх-Чита - Бургень (ВЛ-35-116)	ЦЭС ПС 35 кВ N 6 / ЦЭС ПС 35 кВ N 4	50	50	АС-50	32,04	1980	30
ВЛ 35 кВ Новая тяг.- Маккавеево (ВЛ-35-118)	РЖД / ЦЭС ПС 35 кВ N 13	100	100	АС-95	21,36	1975	30
ВЛ 35 кВ Новая тяг. - Бройлерная (ВЛ-35-119)	РЖД / ЦЭС ПС 35 кВ N 3	100	100	АС-50	4,90	1979	30
ВЛ 35 кВ Атамановка 110- Новотроицкая-Объект 200 (ВЛ- 35-121)	ЦЭС ПС 110 кВ N 2 / ЦЭС ПС 35 кВ N 15	271	210	АС-95, АС- 50	38,30	1985	30
ВЛ 35 кВ Атамановка 110 - Атамановка 35 (ВЛ-35-122)	ЦЭС ПС 110 кВ N 2 / ЦЭС ПС 35 кВ N 1	271	210	АС-95, АС- 50	1,50	1985	30
ВЛ 35 кВ Чита-1 тяг. - Тепловая Насосная 1 I цепь (ВЛ-35-124)	РЖД / ЦЭС ПС 35 кВ N 18	150	150	АС-95	2,27	1984	50
ВЛ 35 кВ Чита-1 тяг. - Тепловая Насосная 1 II цепь (ВЛ-35-125)	РЖД / ЦЭС ПС 35 кВ N 18	150	150	АС-95	2,08	1984	50
ВЛ 35 кВ Тыргетуй - Елизаветино (ВЛ-35-127)	ЮЗЭС ПС 110 кВ N 6 / ЦЭС ПС 35 кВ N 9	300	300	АПС-120	37,65	1990	30
ВЛ 35 кВ Новая Чара - Старая Чара (ВЛ-35-155)	Заб МЭС / ЦЭС ПС 35 кВ N 23	150	150	АПС-120	14,62	1987	50
ВЛ 35 кВ Верх-Чита - Телемба (ВЛ-35-ВЧТ-396)	ЦЭС ПС 35 кВ N 6 / Бурятэнерго	50	50	АС-50	68,88	1969	30
ВЛ 35 кВ Вторая - ТП N 1 I цепь (ВЛ-35-1)	ЦЭС ПС 110 кВ N 4 / ЦЭС ПС 35 кВ N 20	150	150	АС-95	13,90	1975	50
ВЛ 35 кВ Вторая - ТП N 1 II цепь (ВЛ-35-3)	ЦЭС ПС 110 кВ N 4 / ЦЭС ПС 35 кВ N 20	150	150	АС-95	13,90	1975	50
ВЛ 35 кВ ТП N 2 - ТП N 3 (ВЛ- 35-6)	ЦЭС ПС 35 кВ N 21 / ЦЭС ПС 35 кВ N 22	426	265	АС-95, АС- 70	29,40	1975	50
ВЛ 35 кВ Петровск-Забайкальская- (ВЛ-35-140)	Заб МЭС	на хх	на хх	АС-95	8,83	1978	30
ВЛ 35 кВ Петровск-Забайкальская-п/сN5 (ВЛ-35- 141)	Заб МЭС / ЦЭС ПС 35 кВ N 31	200	200	АС-70	17,90	1981	30
ВЛ 35 кВ Тарбагатай тяг. - Новопавловка I цепь (ВЛ-35- 142)	РЖД / ЦЭС ПС 35 кВ N 30	100	100	АС-70	9,40	1974	30
ВЛ 35 кВ Тарбагатай тяг. - Новопавловка II цепь (ВЛ-35- 143)	РЖД / ЦЭС ПС 35 кВ N 30	100	100	АС-70	9,40	1974	30
ВЛ 35 кВ Красный Чикой-Коротково (ВЛ-35-150)	ЦЭС ПС 110 кВ N 22 / ЦЭС ПС 35 кВ N 28	200	200	АС -95	18,30	1980	30
ВЛ 35 кВ Коротково-Захарово (ВЛ-35-151)	ЦЭС ПС 35 кВ N 28 / ЦЭС ПС 35 кВ N 26	200	200	АС-95	38,60	1980	30
ВЛ 35 кВ Хилок тяг. - Заречье (ВЛ-35-152)	РЖД / ЦЭС ПС 35 кВ N 25	100	100	АС-95	8,90	1986	30
ВЛ 35 кВ Петровск-Забайкальская-РПБ-2 I цепь (ВЛ-35-601)	Заб МЭС / ЦЭС ПС 35 кВ N 32	484	375	АС-120	2,48	1996	30
ВЛ 35 кВ Петровск-Забайкальская-РПБ-2 II цепь (ВЛ-35-602)	Заб МЭС / ЦЭС ПС 35 кВ N 32	484	375	АС-120	2,48	1996	30
ВЛ 35 кВ Тарбагатай тяг. - З Д С I цепь (ВЛ-35-603)	РЖД / ЦЭС ПС 35 кВ N 27	200	200	АС-70	2,03	1978	50
ВЛ 35 кВ Тарбагатай тяг. - З Д С II цепь (ВЛ-35-604)	РЖД / ЦЭС ПС 35 кВ N 27	75	75	АС-70	2,03	1978	50
ВЛ 35 кВ Хилок тяг. - Линево Озеро (ВЛ-35-605)	РЖД / ЦЭС ПС 35 кВ N 29	100	100	АС-70	12,65	1975	30
Южные
ВЛ 110 кВ
ВЛ 110 кВ Шерловогорская ТЭЦ - Шерловогорская I цепь (ВЛ- 110-29)	Шерловогорская ТЭЦ / Заб МЭС	600	600	АС0-240	5,90	1971	30
ВЛ 110 кВ Шерловогорская ТЭЦ - Шерловогорская II цепь (ВЛ- 110-30)	Шерловогорская ТЭЦ / Заб МЭС	600	600	АС0-240	5,90	1971	30
ВЛ 110 кВ Калангуй - Шерловогорская ТЭЦ (ВЛ-110- 31)	ЮЭС ПС 110 кВ N 7 / Шерловогорская ТЭЦ	484	375	АС-120	58,60	1962	30
ВЛ 110 кВ Мирная - Шерловогорская ТЭЦ с отпайкой на ПС Безречная (ВЛ- 110-32)	РЖД/Шерловогорская ТЭЦ	300	300	АС-150	40,20	2009	30
ВЛ 110 кВ Шерловогорская - Борзя Восточная I цепь (ВЛ-110- 33)	Шерловогорская ТЭЦ / ЮЭС ПС 35 кВ N 3	484	375	АС-120	31,47	2004	30
ВЛ 110 кВ Шерловогорская - Борзя Восточная II цепь (ВЛ- 110-34)	Шерловогорская ТЭЦ / ЮЭС ПС 35 кВ N 3	484	375	АС-120	29,20	2004	30
ВЛ 110 кВ Борзя Восточная - Харанор с отпайкой на ПС Борзя Западная (ВЛ-110-35)	ЮЭС ПС 110 кВ N 3 / ЮЭС ПС 35 кВ N 13	484	375	АС-120	56,30	2009	30
ВЛ 110 кВ Харанор - Даурия (ВЛ-110-36)	ЮЭС ПС 110 кВ N 13 / ЮЭС ПС 35 кВ N 5	484	375	АС-120	35,40	1974	30
ВЛ 110 кВ Даурия - Забайкальск (ВЛ-110-37)	ЮЭС ПС 110 кВ N 5 / ЮЭС ПС 35 кВ N 6	484	375	АС-120	58,80	1987	30
ВЛ 110 кВ Забайкальск - Абагайтуй (ВЛ-110-38)	ЮЭС ПС 110 кВ N 6 / ЮЭС ПС 35 кВ N 1	484	375	АС-120, АС-150	48,86	2003	30
ВЛ 110 кВ Абагайтуй - ТЭЦ ППГХО (ВЛ-110-39)	ЮЭС ПС 110 кВ N 1 / ТЭЦ ППГХО	400	375	АС-120	53,80	2005	30
ВЛ 110 кВ Орловский ГОК - Степь (ВЛ-110-61)	ЮЗЭС ПС 110 кВ N 5 / ЮЭС ПС 35 кВ N 11	484	375	АС- 120,АС-150	50,49	1970	30
ВЛ 110 кВ Степь - Турга с отпайкой на ПС Оловянная (ВЛ- 110-62)	ЮЭС ПС 110 кВ N 11 / ЮЭС ПС 35 кВ N 12	581	450	АС-150	27,00	1970	30
ВЛ 110 кВ Турга - Первая (ВЛ- 110-63)	ЮЭС ПС 110 кВ N 12 / ЮЭС ПС 35 кВ N 10	581	450	АС-150	13,00	1970	30
ВЛ 110 кВ Турга - Харанорская ГРЭС I цепь (ВЛ-110-64)	ЮЭС ПС 110 кВ N 12 / Харанорская ГРЭС	1000	1000	ACCR-241	1,70	1989	30
ВЛ 110 кВ Турга - Харанорская ГРЭС II цепь (ВЛ-110-65)	ЮЭС ПС 110 кВ N 12 / Харанорская ГРЭС	1000	1000	ACCR-241	1,70	1989	30
ВЛ 110 кВ Орловский ГОК - Нижний Цасучей (ВЛ-110-88)	ЮЗЭС ПС 110 кВ N 5 / ЮЭС ПС 35 кВ N 8	484	375	АС-120	70,00	1977	30
ВЛ 110 кВ Орловский ГОК - Булак (ВЛ-110-91)	ЮЗЭС ПС 110 кВ N 5 / РЖД	484	375	АС-120	42,80	2008	30
ВЛ 110 кВ Булак - Турга (ВЛ- 110-92)	РЖД / ЮЭС ПС 35 кВ N 12	484	375	АС-120	36,04	2008	30
ВЛ 110 кВ Первая - Мирная (ВЛ-110-94)	ЮЭС ПС 110 кВ N 10 / РЖД	581	450	АС-150	46,40	2009	30
ВЛ-110 кВ Борзя Восточная - Борзя Тяговая I цепь (ВЛ-110- 97)	ЮЭС ПС 110 кВ N 3 / РЖД	426	330	АС-95	7,00	2010	30
ВЛ-110 кВ Борзя Восточная - Борзя Тяговая II цепь (ВЛ-110- 98)	ЮЭС ПС 110 кВ N 3 / РЖД	426	330	АС-95	7,00	2010	30
ВЛ-110 кВ Борзя Восточная - Борзя Западная (ВЛ-110-99)	ЮЭС ПС 110 кВ N 3 / ЮЭС ПС 35 кВ N 4	484	375	АПС-120	9,20	1991	30
ВЛ-110 кВ ТЭЦ ППГХО - Забайкальск (ВЛ-110-105)	ТЭЦ ППГХО / ЮЭС ПС 35 кВ N 6	484	375	АС-120	100,75	2014	30
ВЛ 35 кВ
ВЛ 35 кВ Калангуй-Курунзулай (ВЛ-35-401)	ЮЭС ПС 110 кВ N 7 / ЮЭС ПС 35 кВ N 6	50	50	АС-50,АС- 35	49,70	1943	25
ВЛ 35 кВ Борзя-Западная-Соловьевск (ВЛ-35-402, 416, 417)	ЮЭС ПС 110 кВ N 4 / Заб МЭС	200	200	АС-95,-50	13,80	1991	30
ВЛ 35 кВ Шерловогорская ТЭЦ-Харанор Поселковая I цепь (ВЛ- 35-406)	Шерловогорская ТЭЦ / ЮЭС ПС 35 кВ N 15	150	150	АС-70	5,50	1963	25
ВЛ 35 кВ Шерловогорская ТЭЦ-Харанор Поселковая II цепь (ВЛ-35-407)	Шерловогорская ТЭЦ / ЮЭС ПС 35 кВ N 15	150	150	АС-35	5,30	1963	25
ВЛ 35 кВ Калангуй-Рудник Жетково-Жетково (ВЛ-35-408)	ЮЭС ПС 110 кВ N 7 / ЮЭС ПС 35 кВ N 3	271	210	АС-50,М- 50,М-35	55,00	1943	25
ВЛ 35 кВ Шерловогорская ТЭЦ-Шерловая в/ч (ВЛ-35-410)	Шерловогорская ТЭЦ / ЮЭС ПС 35 кВ N 16	50	50	АС-70	4,70	1974	30
ВЛ 35 кВ Первая-Хара Бырка (ВЛ-35-411)	ЮЭС ПС 110 кВ N 10 / ЮЭС ПС 35 кВ N 14	100	100	АС-50	14,30	1977	25
ВЛ 35 кВ Калангуй-Золотореченск I цепь (ВЛ-35- 412)	ЮЭС ПС 110 кВ N 7 / ЮЭС ПС 35 кВ N 4	75	75	АС-150	34,20	1988	50
ВЛ 35 кВ Калангуй-Долгокыча (ВЛ-35-413)	ЮЭС ПС 110 кВ N 7 / ЮЭС ПС 35 кВ N 1	75	75	АС-70,АС- 50	14,60	1981	30
ВЛ 35 кВ Долгокыча-Улятуй (ВЛ-35-414)	ЮЭС ПС 35 кВ N 1 / ЮЭС ПС 35 кВ N 11	200	175	АС-70,-50, 35	17,40	1981	30
ВЛ 35 кВ Калангуй-Золотореченск II цепь (ВЛ-35- 415)	ЮЭС ПС 110 кВ N 7 / ЮЭС ПС 35 кВ N 4	100	100	АС-150	34,20	1988	50
ВЛ 35 кВ Нижний Цасучей-Старый Чиндант (ВЛ-35-418)	ЮЭС ПС 110 кВ N 8 / ЮЭС ПС 35 кВ N 10	100	100	АС-70, АС- 50,АС-35	35,70	1979	30
ВЛ 35 кВ Нижний Цасучей-Красная Ималка (ВЛ-35-419)	ЮЭС ПС 110 кВ N 8 / ЮЭС ПС 35 кВ N 5	100	100	АС-70, АС- 35	44,30	1980	30
ВЛ 35 кВ Нижний Цасучей-Новый Дурулгуй (ВЛ-35-420)	ЮЭС ПС 110 кВ N 8 / ЮЭС ПС 35 кВ N 9	100	100	АС-95	57,30	1982	30
ВЛ 35 кВ Борзя-Западная-Борзя-Восточная (ВЛ-35-421)	ЮЭС ПС 110 кВ N 4 / ЮЭС ПС 110 кВ N 3	200	100	АС-120	12,30	1991	30
ВЛ 35 кВ Борзя-Восточная-Усть-Озерная (ВЛ-35-422)	ЮЭС ПС 110 кВ N 3 / ЮЭС ПС 35 кВ N 13	200	200	АС-120	59,63	1985	30
ВЛ 35 кВ Забайкальск-Нижний Калтан (ВЛ-35-423)	ЮЭС ПС 110 кВ N 6 / ЮЭС ПС 35 кВ N 8	150	150	АПС-120	30,80	1987	30
ВЛ 35 кВ Безречная-Мирная (ВЛ-35-424)	ЮЭС ПС 110 кВ N 2 / ЮЭС ПС 35 кВ N 7	150	150	АС-95	8,00	1968	25
ВЛ 35 кВ Старый Чиндант - Усть-Борзя (ВЛ-35-427)	ЮЭС ПС 35 кВ N 10 / ЮЭС ПС 35 кВ N 12	100	50	АС-95	9,30	1994	30
Юго-Восточные
ВЛ 110 кВ
ВЛ 110 кВ Вершина Шахтамы - Акатуй - Кличка с отпайкой на ПС Бугдаинская (ВЛ-110-23)	ВЭС ПС 110 кВ N 6 / ЮВЭС ПС 110 кВ N 6	426	300	АС-120, АС-95	119,00	1965	25
ВЛ 110 кВ Кличка - Приаргунская ТЭЦ (ВЛ-110-24)	ЮВЭС ПС 110 кВ N 6 / Приаргунская ТЭЦ	300	300	АС-120	85,00	1961	50
ВЛ 110 кВ Приаргунская ТЭЦ - Благодатка (ВЛ-110-25)	Приаргунская ТЭЦ / ЮВЭС ПС 110 кВ N 2	150	150	АС-95	108,00	1961	50
ВЛ 110 кВ Вершина Шахтамы - Новоширокая (ВЛ-110-28)	ВЭС ПС 110 кВ N 6 / ЮВЭС ПС 110 кВ N 9	300	300	АС-95	70,20	1983	30
ВЛ 110 кВ Кличка - Бутунтай (ВЛ-110-95)	ЮВЭС ПС 110 кВ N 6 / ЮВЭС ПС 110 кВ N 3	484	375	АС-120	36,00	2015	50
ВЛ 35 кВ
ВЛ 35 кВ Приаргунская ТЭЦ-Талман Борзя (ВЛ-35-301)	Приаргунская ТЭЦ / ЮВЭС ПС 35 кВ N 20	150	150	АС-50	30,00	1979	30
ВЛ 35 кВ Приаргунская ТЭЦ-Молодежная (ВЛ-35-302)	Приаргунская ТЭЦ / ЮВЭС ПС 35 кВ N 14	150	150	АС-50	12,90	1983	30
ВЛ 35 кВ Кличка-Карла Маркса (ВЛ-35-303)	ЮВЭС ПС 110 кВ N 6 / ЮВЭС ПС 35 кВ N 13	50	50	АС-35	27,30	1964	25
ВЛ 35 кВ Кличка-Урулюнгуй (ВЛ-35-304)	ЮВЭС ПС 110 кВ N 6 / ЮВЭС ПС 35 кВ N 21	50	50	АС-50	20,20	1975	30
ВЛ 35 кВ Акатуй-Алек-Завод (ВЛ-35-305)	ЮВЭС ПС 110 кВ N 1 / ЮВЭС ПС 35 кВ N 1	100	100	АС-50	19,20	1965	30
ВЛ 35 кВ Кадая-Калга (ВЛ-35- 306)	ЮВЭС ПС 110 кВ N 7 / ЮВЭС ПС 35 кВ N 10	100	100	АС-70	28,60	1965	30
ВЛ 35 кВ Благодатка-Нер-Завод I цепь (ВЛ-35-307)	ЮВЭС ПС 110 кВ N 2 / ЮВЭС ПС 35 кВ N 16	100	100	АС-95	10,34	1986	30
ВЛ 35 кВ Приаргунская ТЭЦ-Досатуй (ВЛ-35-308)	Приаргунская ТЭЦ / ЮВЭС ПС 35 кВ N 8	100	100	АС-95	39,00	1974	30
ВЛ 35 кВ Кадая-Булдуруй (ВЛ- 35-309)	ЮВЭС ПС 110 кВ N 7 / ЮВЭС ПС 35 кВ N 2	75	75	АС-50	31,80	1980	30
ВЛ 35 кВ Ново-Широкая-Газ-Завод (ВЛ-35-310)	ЮВЭС ПС 110 кВ N 9 / ЮВЭС ПС 35 кВ N 4	400	330	АС-95	25,40	1983	30
ВЛ 35 кВ Ново-Широкая - Солонечный (ВЛ-35-311)	ЮВЭС ПС 110 кВ N 9 / Ведомственная ПС 35 кВ	300	300	АС-95	16,20	1983	30
ВЛ 35 кВ Благодатка-Мотогорск (ВЛ-35-312)	ЮВЭС ПС 110 кВ N 2 / ЮВЭС ПС 35 кВ N 15	50	50	АС-95	60,00	1988	30
ВЛ 35 кВ Досатуй-Насосная (ВЛ-35-313)	ЮВЭС ПС 35 кВ N 8 / ТЭЦ ППГХО	100	100	АС-95	9,11	1988	30
ВЛ 35 кВ Благодатка-Нер-Завод II цепь (ВЛ-35-314)	ЮВЭС ПС 110 кВ N 2 / ЮВЭС ПС 35 кВ N 16	100	100	АС-95	10,10	1986	30
ВЛ 35 кВ Приаргунская ТЭЦ-Старый Цурухайтуй (ВЛ-35-315)	Приаргунская ТЭЦ / ЮВЭС ПС 35 кВ N 19	150	150	АСП-120	25,80	1989	30
ВЛ 35 кВ Приаргунская ТЭЦ-Приаргунская (ВЛ-35-316)	Приаргунская ТЭЦ / ЮВЭС ПС 35 кВ N 18	50	50	АСП-120	1,50	1989	30
ВЛ 35 кВ Нер-Завод - Ишага (ВЛ-35-317)	ЮВЭС ПС 35 кВ N 16 / ЮВЭС ПС 35 кВ N 9	100	100	АС-35	36,50	1967	30
ВЛ 35 кВ Талман Борзя - Пограничный (ВЛ-35-318)	ЮВЭС ПС 35 кВ N 20 / ЮВЭС ПС 35 кВ N 17	75	75	АС-50	10,50	1979	30
ВЛ 35 кВ Талман Борзя - Бырка (ВЛ-35-319)	ЮВЭС ПС 35 кВ N 20 / ЮВЭС ПС 35 кВ N 3	150	150	АС-50	26,00	1983	30
ВЛ 35 кВ Молодежная - Капцегайтуй (ВЛ-35-320)	ЮВЭС ПС 35 кВ N 14 / ЮВЭС ПС 35 кВ N 11	271	210	АС-50	46,40	1983	30
ВЛ 35 кВ Калга - Доно (ВЛ-35- 321)	ЮВЭС ПС 35 кВ N 10 / ЮВЭС ПС 35 кВ N 7	300	300	АС-95	25,12	1985	30
Юго-Западные
ВЛ 110 кВ
ВЛ 110 кВ Бурятская - Орловский ГОК с отпайкой на ПС Агинская (ВЛ-110-90)	РЖД / ЮЗЭС ПС 110 кВ N 5	484	375	АС-150, АС-120	79,50	2008	30
ВЛ 110 кВ Дульдурга - Мордой (ВЛ-110-46)	ЮЗЭС ПС 110 кВ N 2 / ЮЗЭС ПС 110 кВ N 4	200	200	АС-120	187,50	1977	30
ВЛ 110 кВ Дульдурга - Мордой (ВЛ-110-47)	ЮЗЭС ПС 110 кВ N 2 / ЮЗЭС ПС 110 кВ N 4	200	200	АС-120	187,50	1977	30
ВЛ 35 кВ
ВЛ 35 кВ Дульдурга-Зуткулей (ВЛ-35-501)	ЮЗЭС ПС 110 кВ N 2 / ЮЗЭС ПС 35 кВ N 5	75	75	АС-50,АС- 35	49,30	1972	30
ВЛ 35 кВ Урейск-Акша (ВЛ-35- 502)	ЮЗЭС ПС 110 кВ N 7 / ЮЗЭС ПС 35 кВ N 1	200	200	АС-70,АС- 95	7,50	1974	30
ВЛ 35 кВ Акша-Могойтуй-2 (ВЛ-35-503)	ЮЗЭС ПС 35 кВ N 1 / ЮЗЭС ПС 35 кВ N 9	226	175	АС-35	46,28	1976	30
ВЛ 35 кВ Мордой-Билютуй (ВЛ- 35-505)	ЮЗЭС ПС 110 кВ N 4 / ЮЗЭС ПС 35 кВ N 3	50	50	АС-50	29,70	1982	30
ВЛ 35 кВ Орловский ГОК - Агинская (ВЛ-35-508)	ЮЗЭС ПС 110 кВ N 5 / ЮЗЭС ПС 110 кВ N 1	200	200	АС-70, -95	19,40	1971	30
ВЛ 35 кВ Орловский ГОК - Могойтуй-1 (ВЛ-35-509)	ЮЗЭС ПС 110 кВ N 5 / ЮЗЭС ПС 35 кВ N 8	200	200	АС-70, -95	31,27	1971	30
ВЛ 35 кВ Агинская - Урдо-Ага (ВЛ-35-511)	ЮЗЭС ПС 110 кВ N 1 / ЮЗЭС ПС 35 кВ N 12	30	30	АС-70	25,74	1984	30
ВЛ 35 кВ Могойтуй-1 - Хара-Шибирь (ВЛ-35-512)	ЮЗЭС ПС 35 кВ N 8 / ЮЗЭС ПС 35 кВ N 14	150	150	АС-95	40,93	1985	30
ВЛ 35 кВ Хара-Шибирь - Цаган-Оль (ВЛ-35-513)	ЮЗЭС ПС 35 кВ N 14 / ЮЗЭС ПС 35 кВ N 15	200	200	АС-95	26,94	1987	30
ВЛ 35 кВ Зуткулей-Гуней (ВЛ- 35-514)	ЮЗЭС ПС 35 кВ N 5 / ЮЗЭС ПС 35 кВ N 4	50	50	АС-120	33,90	1990	30
ВЛ 35 кВ Цугол-Баржигантай (ВЛ-35-515)	Оборонэнерго / ЮЗЭС ПС 35 кВ N 2	75	75	АС-95	28,00	1981	30
ВЛ 35 кВ Орловский ГОК-Цокто-Хангил (ВЛ-35-516)	ЮЗЭС ПС 110 кВ N 5 / ЮЗЭС ПС 35 кВ N 16	200	200	АС-120	24,70	1972	30
ВЛ 35 кВ Турга-Кусочи (ВЛ-35- 517)	ЮЭС ПС 110 кВ N 12 / ЮЗЭС ПС 35 кВ N 7	50	50	АС-120	24,80	1991	30
ВЛ 35 кВ Орловский ГОК - Ново-Орловск I цепь (ВЛ-35- 518)	ЮЗЭС ПС 110 кВ N 5 / ЮЗЭС ПС 35 кВ N 10	200	200	АС-70	2,90	1981	30
ВЛ 35 кВ Орловский ГОК - Ново-Орловск II цепь (ВЛ-35- 519)	ЮЗЭС ПС 110 кВ N 5 / ЮЗЭС ПС 35 кВ N 10	100	100	АС-70	2,90	1981	30
ВЛ 35 кВ Орловский ГОК - Старо-Орловск (ВЛ-35-520)	ЮЗЭС ПС 110 кВ N 5 / ЮЗЭС ПС 35 кВ N 11	200	200	АС-70	5,50	1970	30

Уровень нагрузок на трансформаторах ПС 35 кВ, 110 кВ, 220 кВ определен по данным контрольных замеров, мониторинга уровня напряжений на шинах подстанций.

Данные по максимальной загрузке автотрансформаторов и трансформаторов подстанций, находящихся на балансе филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Читаэнерго" в зимний максимум 2016 года представлены в таблице 68.

Таблица 68

Данные по максимальной загрузке автотрансформаторов и трансформаторов подстанций ПАО "МРСК Сибири"

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование (АТ, Т)	Мощность, МВА	Напряжение ивн, исн, инн, кВ	Номиналь ими ток, 1 ном, А	Максимальная нагрузка в зимний максимум 2016 года		Аварийная нагрузка в зимний максимум 2016 года
							МВА	%	МВА	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Восточные
ПС 110 кВ
1	1	Аксеново-Зилово	Т-1	10	110/35/10	50,2	0	0	0,3	3
			Т-2	6,3	110/35/10	31,6	0,3	5	0,3	5
2	2	Балей	Т-1	25	110/35/10	125,5	4,7	19	8,3	32
			Т-2	25	110/35/10	125,5	3,6	14	8,3	32
			Т-3	40	110/35/10	на консервации
3	3	Букачача	Т-1	10	110/6	47,7	0,4	4	0,8	8
			Т-2	4	35/6	65,9	0,4	10	0,8	19
4	4	Верхняя Давенда	Т-1	10	110/35/6	50,2	0,3	3	7,5	71
			Т-2	16	110/35/6	83	7,2	45	7,5	45
5	5	Вершина Дарасуна	Т-1	10	110/35/6	50,2	5,7	57	11,5	109
			Т-2	10	110/35/6	50,2	5,7	57	11,5	109
			Т-3	4	35/10	66	2,0	50	-	-
6	6	Вершина Шахтамы	Т-1	5,6	110/35/6	29,4	0,4	7	0,4	7
			Т-2	6,3	110/35/6	33,1	0,0	1	0,4	6
7	7	Казаново	Т-1	6,3	110/35/10	31,6	3,7	59	6,7	101
			Т-2	10	110/35/10	50,5	3,0	30	6,7	64
8	8	Карьерная	Т-1	6,3	110/6	31,6	0,1	1	0,2	3
			Т-2	6,3	110/6	31,6	0,1	2	0,2	3
9	9	Кокуй	Т-1	10	110/35/6	50,2	3,2	32	6,7	64
			Т-2	10	110/35/6	50,2	3,6	36	6,7	64
10	10	Ксеньевская	Т-1	6,3	110/35/10	31,6	0,7	12	1,2	18
			Т-2	10	110/35/10	50,2	0,5	5	1,2	12
11	11	Нерчинск	Т-1	10	110/35/6	50,2	5,1	51	7,6	72
			Т-2	10	110/35/6	50,2	2,5	25	7,6	72
			Т-3	4	35/10	66	0,5	13	-	-
12	12	Омчак	Т-1	10	110/6	50,2	0,6	6	-	-
13	13	Промкотельная	Т-1	25	110/35/6	125,5	5,7	23	11,1	42
			Т-2	25	110/35/6	125,5	5,4	22	11,1	42
			Т-связи	1	6/10	16,5	0,0	0	-	-
14	14	Чернышевск	Т-1	10	110/35/10	50,2	3,5	35	6,4	61
			Т-2	10	110/35/10	50,2	2,9	29	6,4	61
15	15	Шелопугино	Т-1	6,3	110/35/10	31,6	1,2	19	1,7	25
			Т-2	6,3	110/35/10	31,6	0,5	8	1,7	25
ПС 35 кВ
16	1	Аргунь (Объект 2468)	Т-1	2,5	35/10	41,3	0,4	15	0,7	25
17	2	Ареда	Т-1	2,5	35/10	41,3	0,5	21	0,7	25
			Т-2	2,5	35/10	66	0,1	5	0,7	25
18	3	Верхние Усугли	Т-1	1,8	35/6	29,7	0,6	35	1,1	60
			Т-2	1	35/6	16,5	0,5	51	1,1	109
19	4	Верхняя Хила	Т-1	1,8	35/10	29,7	0,0	0	0,6	33
			Т-2	1,8	35/10	29,7	0,6	34	0,6	33
20	5	ЖБИ	Т-1	7,5	35/6	104	2,1	28	2,7	35
			Т-2	4	35/6	66	0,6	15	2,7	65
21	6	Знаменка	Т-1	1,6	35/10	26,5	0,6	34	-	-
22	7	Калинино	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,1	4	0,3	10
			Т-2	2,5	35/10	41,2	0,2	7	0,3	10
23	8	Копунь	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,3	14	-	-
24	9	Кудеча	Т-1	2,5	35/6	41,2	0,1	4	-	-
25	10	Нижний Стан	Т-1	1,6	35/10	26,4	0,2	15	0,2	14
			Т-2	0,56	35/10	16,5	0,0	0	0,2	41
26	11	Нижние Усугли	Т-1	1,6	35/10	26,4	0,0	0	0,2	13
			Т-2	1	35/10	16,5	0,2	21	0,2	20
27	12	Олинск	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,0	0	0,7	26
			Т-2	2,5	35/10	41,2	0,7	27	0,7	26
28	13	ОПХ	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,7	26	-	-
29	14	Подойницыно	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,4	15	-	-
30	15	Рудник Ключи	Т-1	4	35/6	66	0,6	16	0,8	19
			Т-2	4	35/6	66	0,2	4	0,8	19
31	16	ПС N 1 ГПП-1	Т-1	16	35/6	264	0,9	6	1,1	6
			Т-2	16	35/6	264	0,2	1	1,1	6
32	17	ПС N 4 Насосная Ингода	Т-1	4	35/6	66	0,3	7	0,6	15
			Т-2	2,5	35/6	41,2	0,4	14	0,6	24
33	18	ПС N 6 Насосная Онон	Т-1	5,6	35/6	84	0,4	6	0,5	8
			Т-2	5,6	35/6	84	0,1	2	0,5	8
34	19	ПС N 13 ГПП-2	Т-1	6,3	35/6	104	0,3	5	0,4	6
			Т-2	6,3	35/6	104	0,1	1	0,4	6
35	20	Сретенск	Т-1	4	35/10	66	0,4	10	2,1	50
			Т-2	4	35/10	66	1,7	43	2,1	50
36	21	Старый Олов	Т-1	1	35/10	16,5	0,3	32	0,3	30
			Т-2	0,56	35/10	9,2	0,0	0	0,3	54
37	22	Тасеево	Т-1	6,3	35/6	104	0,0	0	1,8	26
			Т-2	6,3	35/6	104	1,8	28	1,8	26
38	23	Унда	Т-1	4	35/10	66	0,3	9	0,7	17
			Т-2	4	35/10	66	0,4	9	0,7	17
39	24	Ундино-Поселье	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,2	10
40	25	Урюм-58	Т-1	1,8	35/6	29,7	0,0	0	-	-
41	26	Усть-Кара	Т-1	6,3	35/6	104	0,1	2	0,8	12
			Т-2	6,3	35/6	104	0,7	11	0,8	12
42	27	Фабрика	Т-1	10	35/6	157,1	5,4	54	-	-
43	28	Фирсово	Т-1	2,5	35/10	41,3	0,2	9	0,3	12
			Т-2	2,5	35/10	41,3	0,1	4	0,3	12
44	29	Чикичей	Т-1	1,6	35/10	26,5	0,0	0	0,3	20
			Т-2	1,6	35/10	26,5	0,3	21	0,3	20
45	30	Шилка	Т-1	10	35/6	157,1	0,0	0	0,9	9
			Т-2	10	35/6	157,1	0,9	9	0,9	9
Центральные
ПС 110 кВ
46	1	Антипиха	Т-1	25	110/35/6	125,5	8,8	35	14,2	54
			Т-2	16	110/35/6	80,3	5,4	34	14,2	84
47	2	Атамановка 110 кВ	Т-1	10	110/35/6	50,2	2,4	24	4,7	44
			Т-2	10	110/35/6	50,2	2,3	23	4,7	44
48	3	Беклемишево	Т-1	6,3	110/35/10	31,6	0,2	3	2,1	32
			Т-2	6,3	110/35/10	31,6	1,9	30	2,1	32
49	4	Вторая	Т-1	10	110/35/6	52,5	3,8	38	7,4	71
			Т-2	10	110/35/6	52,5	3,7	37	7,4	71
50	5	Заречная	Т-1	25	110/10/6	125,5	10,8	43	22,1	84
			Т-2	25	110/10/6	125,5	11,3	45	22,1	84
51	6	Ингода	Т-1	10	110/35/10	50,2	2,3	23	6,7	63
			Т-2	10	110/35/10	50,2	4,4	44	6,7	63
52	7	Кадала	Т-1	10	110/6	50,2	1,8	18	2,7	26
			Т-2	10	110/6	50,2	0,9	9	2,7	26
53	8	Кайдаловская	Т-1	25	110/10/6	125,5	12,9	52	29,1	111
			Т-2	25	110/10/6	125,5	16,2	65	29,1	111
54	9	Каштак	Т-1	40	110/10/6	200,8	10,1	25	22,6	54
			Т-2	40	110/10/6	200,8	12,5	31	22,6	54
55	10	КСК	Т-1	20	110/10	100	11,4	57	18,7	89
			Т-2	20	110/10	100	7,3	37	18,7	89
			Т-3	6,3	10/35	104	3,9	62	-	-
56	11	Молодежная	Т-1	16	110/6	80,3	12,7	79	16,7	99
			Т-2	16	110/6	80,3	8,2	52	12,2	73
			Т-3	16	110/6	80,3	3,9	25	17	99
57	12	Николаевская	Т-1	6,3	110/35/10	31,6	1,5	24	-	-
58	13	Северная	Т-1	25	110/10/6	125,5	9,1	36	23,9	91
			Т-2	25	110/10/6	125,5	14,8	59	23,9	91
59	14	Третья	Т-1	10	110/35/6	50,2	8,2	82	14,4	137
			Т-2	16	110/35/6	80,3	6,2	39	14,4	86
60	15	Тепловая насосная 110 кВ	Т-3	10	110/6	50,2	4,4	44
61	16	Улеты	Т-1	6,3	110/10	31,6	2,8	44	3,2	48
			Т-2	10	110/10	50,2	0,4	4	3,2	30
62	17	Угдан	Т-1	10	110/10	50,2	3,0	30	7,2	69
			Т-2	16	110/10	80,3	4,2	26	7,2	43
63	18	Центральная	Т-1	40	110/10/6	200,8	11,9	30	13,0	31
			Т-2	25	110/10/6	125,5	1,1	4	13,0	50
64	19	Черновская	Т-1	25	110/35/6	125,5	9,4	37	17,1	65
			Т-2	25	110/35/6	125,5	7,7	31	17,1	65
65	20	Южная	Т-1	10	110/6	50,2	6,1	61	6,8	65
			Т-2	10	110/6	50,2	0,8	8	6,8	65
66	21	Альбитуй	Т-1	6,3	110/35/10	31,6	0,1	2	0,5	7
			Т-2	2,5	110/10	13,1	0,4	15	0,5	18
67	22	Красный Чикой	Т-1	10	110/35/10	50,2	2,8	28	4,6	44
			Т-2	10	110/35/10	50,2	1,9	19	4,6	44
68	23	Малета	Т-1	2,5	110/10	13,1	1,1	44	1,5	57
			Т-2	2,5	110/10	13,1	0,4	16	1,5	57
69	24	Метизы	Т-1	40	110/6	200,8	4,3	11	7,3	17
			Т-2	40	110/6	200,8	3,0	7	7,3	17
70	25	Урлук	Т-1	2,5	110/10	13,1	0,6	22	0,6	24
			Т-2	2,5	110/10	13,1	0,06	2	0,6	24
ПС 35 кВ
71	1	Атамановка 35 кВ	Т-1	4	35/6	66	2,3	57	2,9	68
			Т-2	4	35/6	66	0,6	14	2,9	68
72	2	Аэропорт	Т-1	4	35/6	65,9	0,5	12	1,6	37
			Т-2	4	35/6	65,9	1,1	27	1,6	37
73	3	Бройлерная	Т-1	4	35/10	66	1,7	43	2,1	49
			Т-2	4	35/10	66	0,4	9	2,1	49
74	4	Бургень	Т-1	1,6	35/10	26,4	0,3	19	-	-
75	5	База НИИЭВ	Т-1	1	35/6	17,4		0	0,1	13
			Т-2	1	35/6	17,4	0,1	14	0,1	13
76	6	Верх-Чита	Т-1	4	35/10	66	1,6	39	5,0	118
			Т-2	4	35/10	66	3,4	85	5,0	118
77	7	Дачная	Т-1	4	35/10	66	2,2	55	-	-
78	8	Доронинская	Т-1	1	35/10	16,5	0,3	25	0,4	34
			Т-2	1	35/10	16,5	0,1	10	0,4	34
79	9	Елизаветино	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,1	3	0,7	25
			Т-2	2,5	35/10	41,2	0,6	23	0,7	25
80	10	З.Д.М.	Т-1	2,5	35/6	41	0,6	23	-	-
81	11	Иван-озеро	Т-1	4	35/10	66	1,3	32	-	-
82	12	Колочная	Т-1	2,5	35/10	41,2	1,6	65	-	-
83	13	Маккавеево	Т-1	4	35/10	65,9	0,9	23	1,7	41
			Т-2	4	35/10	65,9	0,8	20	1,7	41
84	14	Насосная ГРЭС	Т-1	10	35/6	157,1	3,2	32	6,0	57
			Т-2	10	35/6	157,1	2,8	28	6,0	57
85	15	Новотроицкая	Т-1	1	35/10	14,4		0	0,4	34
			Т-2	1	35/10	14,4	0,4	36	0,4	34
86	16	РПБ ЦПЭС	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,3	10	0,5	20
			Т-2	2,5	35/10	41,2	0,3	11	0,5	20
87	17	Танга	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,6	25	0,9	34
			Т-2	2,5	35/10	41,2	0,3	10	0,9	34
88	18	Тепловая	Т-1	6,3	35/6	104	1,6	25	3,3	50
		насосная 35 кВ	Т-2	6,3	35/6	104	1,7	27	3,3	50
89	19	Техникум	Т-1	6,3	35/6	103,9	1,3	21	3,9	59
		Механизации	Т-2	5,6	35/6	84	2,6	47	3,9	67
90	20	ТП N 1	Т-1	2,5	35/6	41,2	0,5	18	0,6	22
			Т-2	3,2	35/6	52,8	0,1	4	0,6	17
91	21	ТП N 2	Т-1	демонтирован
			Т-2	1	35/6	16,5	0,0	4	-	-
92	22	ТП N 3	Т-1	1,8	35/6	29,7	0,2	9	0,5	28
			Т-2	1,8	35/6	29,7	0,4	21	0,5	28
93	23	Чара 35 кВ	Т-1	4	35/10	66	2,0	50	-	-
94	24	ЭКСКиД	Т-1	2,5	35/6	41,2	1,6	62	2,0	76
			Т-2	2,5	35/6	41,2	0,4	18	2,0	76
95	25	Заречье	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,7	26	1,0	38
			Т-2	2,5	35/10	41,2	0,3	13	1,0	38
96	26	Захарово	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,3	11	0,7	27
			Т-2	2,5	35/10	41,2	0,4	18	0,7	27
97	27	ЗДС	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,4	16	0,7	27
			Т-2	1	35/10	16,5	0,3	31	0,7	67
98	28	Коротково	Т-1	1,6	35/10	26,4	0,3	16	0,3	17
			Т-2	1,6	35/10	26,4	0,0	2	0,3	17
99	29	Линево-Озеро	Т-1	1,8	35/6	29,7	0,8	42	1,0	54
			Т-2	2,5	35/6	41,2	0,3	10	1,0	39
100	30	Новопавловка	Т-1	2,5	35/6	41,2	0,5	20	1,4	53
			Т-2	2,5	35/6	41,2	0,9	36	1,4	53
101	31	Пятая	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,4	18	1,0	37
			Т-2	2,5	35/10	41,2	0,5	21	1,0	37
102	32	РПБ-2	Т-1	3,2	35/10	52,8	1,0	31	1,0	30
			Т-2	4	35/10	66	0,0	0	1,0	24
Южные
ПС 110 кВ
103	1	Абагайтуй	Т-1	6,3	110/6	33,1	0,3	4	0,8	11
			Т-2	6,3	110/35/10	31,6	0,5	8	0,8	11
			Т-3	1	10/6	16,5	0,0	0	-	-
104	2	Безречная	Т-1	10	110/35/6	52,5	0,8	8	0,8	8
			Т-2	6,3	110/35/6	31,6	0,0	0	0,8	12
105	3	Борзя-Восточная	Т-1	25	110/35/10	125,5	5,3	21	8,8	34
			Т-2	10	110/35/10	50,2	3,5	35	8,8	84
106	4	Борзя-Западная	Т-1	16	110/35/10	80,3	4,6	28	10,3	61
			Т-2	16	110/35/10	80,3	5,7	36	10,3	61
107	5	Даурия	Т-1	6,3	110/10	31,6	1,2	20	2,2	33
			Т-2	6,3	110/10	31,6	0,9	15	2,2	33
108	6	Забайкальск	Т-1	25	110/35/10	122,5	5,3	21	12,8	49
			Т-2	25	110/35/10	126	7,4	30	12,8	49
109	7	Калангуй	Т-1	10	110/35/3	52,5	2,2	22	3,7	35
			Т-2	10	110/35/3	52,5	1,5	15	3,7	35
			Т-4	1,6	35/10	26,4	0,4	26	0,4	25
			Т-5	2,5	35/10	41,2	0,0	0	0,4	16
110	8	Нижний Цасучей	Т-1	6,3	110/35/10	31,6	1,6	26	3,3	50
			Т-2	6,3	110/35/10	31,6	1,7	26	3,3	50
111	9	Оловянная	Т-1	6,3	110/35/6	31,6	2,6	41	3,0	46
			Т-2	1,6	10/6	92	0,0	0	3,0	181
			Т-3	6,3	110/35/10	31,6	0,5	7	3,0	46
112	10	Первая	Т-1	10	110/35/6	52,5	1,8	18	2,4	23
			Т-2	10	110/35/6	52,5	0,6	6	2,4	23
113	11	Степь	Т-1	10	110/35/10	52,5	0,7	7	3,1	29
			Т-2	10	110/35/10	50,2	2,4	24	3,1	29
114	12	Турга	Т-1	6,3	110/35/6	31,6	2,4	37	3,7	56
			Т-2	10	110/35/6	52,5	1,4	14	3,7	35
115	13	Харанор	Т-1	2,5	110/10	13,1	0,9	36	0,9	35
			Т-2	2,5	110/10	13,1	0,02	1	0,9	35
ПС 35 кВ
116	1	Долгокыча	Т-1	2,5	35/10	41,3	0,3	11	-	-
117	2	Жетково	Т-1	1,8	35/10	29,7	0,1	5	-	-
118	3	Жетково-	Т-1	1	35/6	16,5	0,0	3	-	-
		Рудник
119	4	Золотореченск	Т-1	6,3	35/10	103,92	0,4	6	1,5	22
			Т-2	6,3	35/10	104	1,1	18	1,5	22
120	5	Красная Ималка	Т-1	2,5	35/10	41,3	0,4	15	0,5	21
			Т-2	2,5	35/10	41,3	0,2	7	0,5	21
121	6	Курунзулай	Т-1	демонтирован
			Т-2	1,6	35/10	26,4	0,3	17	-	-
122	7	Мирная	Т-1	3,2	35/6	52,3	0,5	16	0,6	18
			Т-2	1	35/6	16,5	0,1	10	0,6	58
123	8	Нижний Калтан	Т-1	2,5	35/10	41,3	0,2	7	0,7	28
			Т-2	1	35/10	16,5	0,5	55	0,7	69
124	9	Новый Дурулгуй	Т-1	2,5	35/10	41,3	0,3	13	0,4	14
			Т-2	2,5	35/10	41,3	0,0	1	0,4	14
125	10	Старый Чиндант	Т-1	1,6	35/10	26,4	0,1	8	0,3	18
			Т-2	1,6	35/10	26,4	0,2	11	0,3	18
126	11	Улятуй	Т-1	2,5	35/10	41,3	0,4	15	0,5	20
			Т-2	2,5	35/10	41,3	0,2	6	0,5	20
127	12	Усть-Борзя	Т-1	2,5	35/6	41,2	0,1	4	0,1	3
			Т-2	2,5	35/6	41,2	0,0	0	0,1	3
128	13	Усть-Озерное	Т-1	2,5	35/10	41,3	0,3	12	0,5	19
			Т-2	2,5	35/10	41,3	0,2	8	0,5	19
129	14	Хара-Бырка	Т-1	2,5	35/10	41,3	0,1	4	-	-
130	15	Харанор-Поселковая	Т-1	4	35/6	65,9	0,3	8	2,4	58
			Т-2	4	35/6	65,9	2,1	53	2,4	58
130	16	Шерловая ВЧ	Т-1	1,6	35/6	26,4	0,1	9	0,3	17
			Т-2	1,6	35/6	26,4	0,1	9	0,3	17
Юго-Восточные
ПС 110 кВ
131	1	Акатуй	Т-1	7,5	110/35/6	39,4	0,2	2	1,5	19
			Т-2	5,6	110/35/6	29,4	1,3	24	1,5	25
132	2	Благодатка	Т-1	5,6	110/35/6	29,4	0,8	15	2,7	45
			Т-2	5,6	110/35/6	29,4	1,8	33	2,7	45
133	3	Бутунтай	Т-1	40	110/10	200,8	6,5	16	-	-
134	4	Бугдаинская	Т-1	16	110/35/10	80,3	0,0	0	0,1	0
			Т-2	16	110/35/10	80,3	0,1	0	0,1	0
135	5	Быстринская	Т-1	16	110/35/10	80,3	4,3	27	4,3	26
			Т-2	16	110/35/10	80,3	0,0	0	4,3	26
136	6	Кличка	Т-1	10	110/35/6	52,5	1,0	10	3,3	31
			Т-2	10	110/35/6	52,5	2,3	23	3,3	31
137	7	Кадая	Т-1	10	110/35/6	50,2	2,6	26	3,6	34
			Т-2	6,3	110/35/6	33,1	0,9	15	3,6	54
			Т-3	1	35/10	16,5	0,3	27	-	-
138	8	Михайловка	Т-1	5,6	110/6	29,4	1,4	25	-	-
139	9	Ново-Широкая	Т-1	10	110/35/6	50,2	5,0	50	12,8	122
			Т-2	10	110/35/6	50,2	7,8	78	12,8	122
ПС 35 кВ
140	1	Алек-Завод	Т-1	4	35/10	66	1,3	33	-	-
141	2	Булдуруй	Т-1	1,6	35/10	26,4	0,2	9	-	-
142	3	Бырка	Т-1	2,5	35/10	41,3	0,0	0	0,6	21
			Т-2	1,6	35/10	24,9	0,6	34	0,6	33
143	4	Газ-Завод	Т-1	4	35/10	66	0,4	9	2,8	66
			Т-2	4	35/10	66	2,4	60	2,8	66
144	5	Горда	Т-1	1,6	35/10	26,4	0,0	1	-	-
145	6	Гульдиха	Т-1	0,32	35/0,4	5,3	0,0	2	-	-
146	7	Доно	Т-1	1,6	35/10	26,4	0,3	17	-	-
			Т-2	демонтирован
147	8	Досатуй	Т-1	2,5	35/10	41,3	0,5	20	0,9	33
			Т-2	4	35/10	66	0,4	9	0,9	20
148	9	Ишага	Т-1	1,6	35/10	26,4	0,4	28	-	-
149	10	Калга	Т-1	4	35/10	66	0,8	19	1,9	45
			Т-2	2,5	35/10	41,3	1,1	45	1,9	72
150	11	Капцегайтуй	Т-1	4	35/10	66	1,2	30	-	-
151	12	Кайластуй	Т-1	1,6	6/10	92,4	0,0	0	-	-
152	13	Карла-Маркса	Т-1	1,8	35/10	29,7	0,0	0	0,8	40
			Т-2	1,6	35/10	26,4	0,8	48	0,8	45
153	14	Молодежная	Т-1	1	35/10	16,5	0,1	13	0,4	37
			Т-2	1,6	35/10	26,4	0,3	16	0,4	23
154	15	Мотогорск	Т-1	2,5	35/10	41,3	0,2	6	0,2	6
			Т-2	2,5	35/10	41,3	0,0	0	0,2	6
155	16	Нер-Завод	Т-1	2,5	35/10	41,3	0,6	22	1,8	67
			Т-2	4	35/10	66	1,2	30	1,8	42
156	17	Пограничный	Т-1	2,5	35/10	41,3	0,5	21	-	-
157	18	Приаргунская	Т-1	4	35/10	66	0,5	12	-	-
158	19	Старый Цурухайтуй	Т-1	2,5	35/10	41,3	0,4	15	0,5	18
			Т-2	2,5	35/10	41,3	0,1	4	0,5	18
159	20	Талман-Борзя	Т-1	1	35/10	16,5	0,2	16	-	-
160	21	Урулюнгуй	Т-1	2,5	35/10	41,3	0,9	34	0,9	33
			Т-2	2,5	35/10	41,3	0,01	0,4	0,9	33
Юго-Западные
ПС 110 кВ
161	1	Агинская	Т-1	10	110/35/10	50,2	4,1	41	7,9	75
			Т-2	10	110/35/10	50,2	3,8	38	7,9	75
162	2	Дульдурга	Т-1	10	110/35/10	50,2	4,1	41	5,7	54
			Т-2	10	110/35/10	50,2	1,6	16	5,7	54
163	3	Курорт Дарасун	Т-1	10	110/35/6	51,5	1,8	18	2,1	20
			Т-2	4	6/20	66	0,2	6	2,1	49
164	4	Мордой	Т-1	10	110/35/10	52	0,3	3	2,4	23
			Т-2	10	110/35/10	52	2,1	21	2,4	23
165	5	Орловский ГОК	Т-1	25	110/35/6	131	3,6	14	13,1	50
			Т-2	25	110/35/6	131	9,5	38	13,1	50
166	6	Тыргетуй	Т-1	10	110/35/10	50,2	0,4	4	1,7	16
			Т-2	10	110/35/10	50,2	1,2	12	1,7	16
167	7	Урейск	Т-1	10	110/35/10	52	3,1	31	-	-
ПС 35 кВ
168	1	Акша	Т-1	2,5	35/10	41,2	1,6	64	2	76
			Т-2	2,5	35/10	41,2	0,4	16	2	76
169	2	Боржигантай	Т-1	1,6	35/10	26	0,0	0	0,3	15
			Т-2	1,6	35/10	26,4	0,3	16	0,3	15
170	3	Билютуй	Т-1	1	35/10	16,5	0,3	34	-	-
171	4	Гуней	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,2	8	0,7	27
			Т-2	2,5	35/10	41,2	0,5	21	0,7	27
172	5	Зуткулей	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,3	10	0,9	35
			Т-2	2,5	35/10	41,2	0,7	26	0,9	35
173	6	Карымская	Т-1	6,3	35/10	104	3,1	48	5,1	77
			Т-2	6,3	35/10	104	2,1	33	5,1	77
174	7	Кусочи	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,2	8	0,5	17
			Т-2	4	35/10	66	0,2	6	0,5	11
175	8	Могойтуй-1	Т-1	6,3	35/10	103,9	3,3	53	5,3	80
			Т-2	6,3	35/10	103,9	1,9	31	5,3	80
176	9	Могойтуй-2	Т-1	1,6	35/10	26,4	0,2	14	0,4	23
			Т-2	1,6	35/10	26,4	0,2	9	0,4	23
177	10	Ново-Орловск	Т-1	2,5	35/6	41,3	1,1	44	1,3	48
			Т-2	2,5	35/6	41,3	0,2	6	1,3	48
178	11	Старо-Орловск	Т-1	1,6	35/6	26,4	0,8	48	0,9	55
			Т-2	1,8	35/6	29,7	0,2	9	0,9	49
179	12	Урдо-Ага	Т-1	2,5	35/10	41,28	0,4	14	0,6	23
			Т-2	2,5	35/10	41,28	0,3	10	0,6	23
180	13	Урульга	Т-1	2,5	35/10	41,2	0,1	4	0,5	20
			Т-2	2,5	35/10	41,2	0,4	17	0,5	20
181	14	Хара-Шибирь	Т-1	4	35/10	66	0,5	13	0,9	20
			Т-2	1,6	35/10	26,4	0,4	23	0,9	51
182	15	Цаган-Оль	Т-1	1,6	35/10	24,6	0,3	19	0,5	31
			Т-2	1,8	35/10	29,7	0,2	12	0,5	28
183	16	Цокто-Хангил	Т-1	2,5	35/10	42,28	0,3	10	0,3	12
			Т-2	1	35/10	16,5	0,1	6	0,3	30

Данные по загрузке автотрансформаторов и трансформаторов подстанций, находящихся на балансе Забайкальской железной дороги в режимный день зимнего максимума 2016 года представлены в таблице 69.

Таблица 69

Данные по максимальной загрузке автотрансформаторов и трансформаторов подстанций ОАО "РЖД"

N п/п	N ПС	Название ПС	Дисп. наименование	Мощность, МВА	Напряжение ивн, исн, инн, кВ	Максимальная нагрузка в зимн. максимум 2016 г
						МВА	%
1	2	3	4	5	6	7	8
1	1	Тарбагатай	ЭЧЭ-1	80	230/38,5/27,5	23,569	29,461
2	2	Бада	ЭЧЭ-2	80	230/27,5/11	28,248	35,310
3	3	Хилок	ЭЧЭ-3	80	230/38,5/27,5	30,844	38,555
4	4	Харагун	ЭЧЭ-4	80	230/27,5/11	25,333	31,666
5	5	Могзон	ЭЧЭ-5	80	230/27,5/11	21,570	26,963
6	6	Сохондо	ЭЧЭ-6	80	230/27,5/11	17,919	22,399
7	7	Лесная	ЭЧЭ-7	120	110/27,5/11	18,651	15,543
8	8	Чита	ЭЧЭ-8	80	230/38,5/27,5	22,595	28,244
9	9	Новая	ЭЧЭ-9	80	230/38,5/27,5	29,755	37,194
10	10	Карымская	ЭЧЭ-10	195	220/35/27,5 220/2*27,5	30,098	15,435
11	11	Урульга	ЭЧЭ-11	80	230/27,5/11	12,881	16,101
12	12	Размахнино	ЭЧЭ-12	80	230/27,5/11	13,574	16,968
13	13	Шилка	ЭЧЭ-13	80	230/38,5/27,5	13,376	16,720
14	14	Приисковая	ЭЧЭ-14	80	230/27,5/11	18,964	23,705
15	15	Шапка	ЭЧЭ-15	80	230/27,5/11	16,093	20,116
16	16	Чернышевск	ЭЧЭ-16	80	230/27,5/11	19,206	24,008
17	17	Бушулей	ЭЧЭ-17	80	230/38,5/27,5	23,958	29,948
18	18	Зилово	ЭЧЭ-18	80	230/27,5/11	17,479	21,849
19	19	Урюм	ЭЧЭ-19	80	230/38,5/27,5	10,648	13,310
20	20	Сбега	ЭЧЭ-20	80	230/27,5/11	14,784	18,480
21	21	Ксеньевская	ЭЧЭ-21	80	230/27,5/11	17,028	21,285
22	22	Кислый Ключ	ЭЧЭ-22	80	230/38,5/27,5	25,322	31,653
23	23	Пеньковая	ЭЧЭ-23	80	230/27,5/11	22,616	28,270
24	24	Могоча	ЭЧЭ-24	80	110/27,5/11	17,268	21,585
25	25	Семиозерный	ЭЧЭ-25	80	230/27,5/11	16,027	20,034
26	26	Амазар	ЭЧЭ-26	80	230/27,5/11	17,281	21,601
27	27	Чичатка	ЭЧЭ-27	120	230/27,5/11	25,854	21,545
28	50	Бурятская	ЭЧЭ-50	125	115/2*27,5	6,996	5,597
29	51	Булак	ЭЧЭ-51	100	115/2*27,5	11,448	11,448
30	52	Мирная	ЭЧЭ-5 2	75	115/2*27,5	6,382	8,509
31	53	Борзя	ЭЧЭ-53	100	115/2*27,5	3,076	3,076

Данные по договорной и фактической (на 01.01.2017 г.) загрузки центров питания 110 (35) кВ и выше Забайкальского края, в том числе в разрезе крупных потребителей с объемом мощности более 5 МВт филиала ПАО "МРСК Сибири" - "Читаэнерго" представлены в таблице 70.

Таблица 70

Договорная и фактическая загрузка центров питания 110 (35) кВ и выше ПАО "МРСК Сибири" по состоянию на 01.01.2017 г.

N п/п	Характеристика центров питания 110 (35) кВ и выше
	Название	Класс напряжения	Муниципальный район	Количество и марка силовых трансформаторов	Установленная мощность	Максимальная нагрузка в зимн. замерный день 2016 г.	Мощность, подключаемая в соответствии с заключенными договорам и на ТП	Перечень и договорная мощность крупных потребителей (более 5 МВт), присоединенных к ЦП
					МВА	МВА	МВА	МВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Копунь	35/10	Шелопугинский район	ТМ-2500/35/10 (1х2,5)	2,5	0,3	0,013	Отсутствуют
2	Подойницыно	35/10	Балейский район	ТМ-2500/35/10 (1х2,5)	2,5	0,4	0	Отсутствуют
3	Тасеево	35/6	Балейский район	Т0а-6300/35 (2х6,3)	12,6	1,8	0,1103	Отсутствуют
4	Унда	35/10	Балейский район	ТМ-4000/35/10 (2х4)	8	0,7	0,0055	Отсутствуют
5	Ундино-Поселье	35/10	Балейский район	ТМ-2500/35/10 (1х2,5)	2,5	0,2	0	Отсутствуют
6	Знаменка	35/10	Нерчинский район	ТМ-1600/35/10 (1х1,6)	1,6	0,6	0	Отсутствуют
7	Калинино	35/10	Нерчинский район	ТМ-2500/35/10 (2х2,5)	5	0,3	0	Отсутствуют
8	Олинск	35/10	Нерчинский район	ТМ-2500/35/10 (2х2,5)	5	0,7	0	Отсутствуют
9	Сретенск	35/10	Сретенский район	ТМ-4000/35/10 (2х4)	8	2,1	0,031	Отсутствуют
10	Усть-Карск	35/6	Сретенский район	Т0а-6300/35 (2х6,3)	12,6	0,8	0,01	Отсутствуют
11	Фирсово	35/10	Сретенский район	ТМ-2500/35/10 (2х2,5)	5	0,3	0,003	Отсутствуют
12	Чикичей	35/10	Сретенский район	ТМ-1600/35/10 (2х1,6)	3,2	0,3	0	Отсутствуют
13	Верхние Усугли	35/6	Тунгокоченский район	ТМ-1000/35/6 (1х1); ТМ-1800/35/6 (1х1,8)	2,8	1,1	0,055	Отсутствуют
14	Верхняя Хила	35/10	Шилкинский район	ТМ-1800/35/10 (2х1,8)	3,6	0,6	0,01426	Отсутствуют
15	ЖБИ	35/6	Шилкинский район	ТМ-7500/35/6 (1х7,5); T0Nb-4000/35/6 (1х4)	11,5	2,7	0,0615	Отсутствуют
16	Нижние Усугли	35/10	Тунгокоченский район	ТМ-1600/35/10 (1х1,6); ТМ- 1000/35/10 (1х1)	2,6	0,2	0,01	Отсутствуют
17	Нижний Стан	35/10	Тунгокоченский район	ТМ-1600/35/10 (1х1,6); ТМ-560/35 (1х0,56)	2,16	0,2	0,038	Отсутствуют
18	Объект 2468 (Аргунь)	35/10	Шилкинский район	ТМН-2500/35/10 (2х2,5)	5	0,7	0,015	Отсутствуют
19	ОПХ	35/10	Шилкинский район	ТМ-2500/35/10 (1х2,5)	2,5	0,7	0	Отсутствуют
20	Шилка	35/10	Шилкинский район	ТМН-10000/35/6 (2х10)	20	0,9	0,03738	Отсутствуют
21	Ареда	35/10	Чернышевский район	ТМ-2500/35/10 (2х2,5)	5	0,6	0,007	Отсутствуют
22	Рудник Ключи	35/6	Тунгоиро-Олекминский район	T0Nb-4000/35/6 (2х4)	8	0,8	0	Отсутствуют
23	Кудеча	35/6	Тунгоиро-Олекминский район	ТМ-2500/35/6 (1х2,5)	2,5	0,1	0	Отсутствуют
24	Старый Олов	35/10	Чернышевский район	ТМ-1000/35/10 (1х1); ТМ-560/35/10 (1х0,56)	1,56	0,3	0,0055	Отсутствуют
25	Захарово	35/10	Красночикойский район	ТМ-2500/35/10 (2х2,5)	5	0,7	0,22	Отсутствуют
26	Коротково	35/10	Красночикойский район	ТМН-1600/35/10 (2х1,6)	3,2	0,33	0,01	Отсутствуют
27	Пятая	35/10	Петровск - Забайкальский район	ТМН-2500/35/10 (2х2,5)	5	0,9	0,067	Отсутствуют
28	РПБ-2	35/10	Петровск - Забайкальский район	ТМ-3200/35/6 (1х3,2); ТМ-4000/35/10 (1х4)	7,2	1	0	Отсутствуют
29	Заречье	35/10	Хилокский район	ТМ-2500/35/10 (2х2,5)	5	1	0,208	Отсутствуют
30	ЗДС	35/10	Петровск - Забайкальский район	ТМ-1000/35/10 (1х1); ТМ-2500/35/10 (1х2,5)	3,5	0,8	0,958	Отсутствуют
31	Линёво Озеро	35/6	Хилокский район	ТМ-1800/35/6 (1х1,8); ТМ-2500/35/6 (1х2,5)	4,3	1,1	0,01	Отсутствуют
32	Новопавловка	35/6	Петровск - Забайкальский район	ТМ-2500/35/6 (2х2,5)	5	1,4	0,095	Отсутствуют
33	Карымская	35/10	Карымский район	ТМ-6300/35/10- 1 шт; ТМН-6300/35/10 - 1 шт (2х6,3)	12,6	5,2	0,659	Отсутствуют
34	Урульга	35/10	Карымский район	ТМ-2500/35/10 (2х2,5)	5	0,5	0,0923	Отсутствуют
35	Доронинская	35/10	Улётовский район	ТМ-1000/35/10 (2х1)	2	0,35	0	Отсутствуют
36	Танга	35/10	Улётовский район	ТМ-2500/35/10 (2х2,5)	5	0,89	0,93	Отсутствуют
37	ТП-1	35/6	Улётовский район	ТМ-2500/35/6 (1х2,5); ТМН-3200/35/6 (1х3,2)	5,7	0,57	0	Отсутствуют
38	ТП-2	35/6	Улётовский район	ТМ-1000/35/6 (1х1)	1	0,04	0	Отсутствуют
39	ТП-3	35/6	Улётовский район	ТМ-1800/35/6 (2х1,8)	3,6	0,54	0	Отсутствуют
40	Атамановка	35/6	Читинский район	ТМ-4000/35/6 (2х4)	8	2,85	0,438	Отсутствуют
41	Аэропорт	35/6	Читинский район	ТМ-4000/35/6 (2х4)	8	1,56	0,03	Отсутствуют
42	База НИИЭВ	35/6	Читинский район	ТМ-1000/35/6 (2х1)	2	0,14	0,25	Отсутствуют
43	Бройлерная	35/10	Читинский район	ТМ-4000/35/10 (2х4)	8	2,07	0,425	Отсутствуют
44	Бургень	35/10	Читинский район	ТМ-1600/35/10 (1х1,6)	1,6	0,3	0,001	Отсутствуют
45	Верх-Чита	35/10	Читинский район	ТМ-4000/35/10 (2х4)	8	4,97	2,74	Отсутствуют
46	Елизаветино	35/10	Читинский район	ТМН-2500/35/10 (2х2,5)	5	0,67	0,015	Отсутствуют
47	Иван-Озеро	35/10	Читинский район	ТМ-4000/35/10 (1х4)	4	1,29	0,195	Отсутствуют
48	Колочная	35/10	Читинский район	ТМ-2500/35/10 (1х2,5)	2,5	1,63	0,015	Отсутствуют
49	Маккавеево	35/10	Читинский район	ТМ-4000/35/10 (2х4)	8	1,74	0,215	Отсутствуют
50	Насосная ГРЭС	35/6	Читинский район	ТДНС-10000/35/6 (2х10)	20	5,96	3,84	Отсутствуют
51	Насосная тепловых сетей ПНС-35/6	35/6	Черновский район	ТМН-6300/35/6 (2х6,3)	12,6	3,29	0	Отсутствуют
52	Новотроицкая	35/10	Читинский район	ТМ-1000/35/10 (2х1)	2	0,36	0,115	Отсутствуют
53	Старая Чара	35/10	Каларский район	ТМН-4000/35/10 (1х4)	4	2,01	0,029	Отсутствуют
54	Техникум-Механизации	35/6	Черновский район	ТМ-6300/35/6 (1х6,3); ТМ-5600/35/6 (1х5,6)	11,9	3,92	0,823	Отсутствуют
55	Экскид	35/6	Читинский район	ТМ-2500/35/6 (2х2,5)	5	2,01	0,03	Отсутствуют
56	Александровский Завод	35/10	Александрово - Заводский район	ТМН-4000/35/10 (1х4)	4	1,3	0,745	Отсутствуют
57	Газимурский Завод	35/10	Газимуро - Заводский район	ТМ-4000/35/10 (2х4)	8	2,8	0,16992	Отсутствуют
58	Булдуруй	35/10	Нерчинско - Заводский район	ТМ-1600/35/10 (1х1,6)	1,6	0,2	0	Отсутствуют
59	Доно	35/10	Калганский район	ТМН-1600/35/10 (1х1,6)	1,6	0,3	0	Отсутствуют
60	Ишага	35/10	Нерчинско - Заводский район	ТМ-1600/35/10 (1х1,6)	1,6	0,4	0,005	Отсутствуют
61	Калга	35/10	Калганский район	ТМН-4000/35/10 (1х4); ТМН- 2500/35/10 (1х2,5)	6,5	1,9	0,018	Отсутствуют
62	Мотогорск	35/10	Нерчинско - Заводский район	ТМ-2500/35/10 (2х2,5)	5	0,21	0	Отсутствуют
63	Нерчинский Завод	35/10	Нерчинско - Заводский район	ТМН-2500/35/10 (1х2,5); ТМН- 4000/35/10 (1х4)	6,5	1,8	0,023	Отсутствуют
64	Бырка	35/10	Приаргунский район	ТМ-2500/35/10 (1х2,5); ТМ- 1600/35/10 (1х1,6)	4,1	0,6	0	Отсутствуют
65	Горда	35/10	Приаргунский район	ТМ-1600/35/10 (1х1,6)	1,6	0,02	0	Отсутствуют
66	Досатуй	35/10	Приаргунский район	ТМ-2500/35/10 (1х2,5); ТМН- 4000/35/10 (1х4)	6,5	0,9	0	Отсутствуют
67	Капцегайтуй	35/10	Краснокаменский район	ТМН-4000/35/10 (1х4)	4	1,2	0	Отсутствуют
68	Карла Маркса	35/10	Краснокаменский район	ТМ-1600/35/10 (1х1,8); ТМ- 1600/35/10 (1х1,6)	3,4	0,8	0,015	Отсутствуют
69	Молодёжный	35/10	Приаргунский район	ТМ-1000/35/10 (1х1); ТМ-1600/35/10 (1х1,6)	2,6	0,4	0	Отсутствуют
70	Пограничный	35/10	Приаргунский район	ТМ-2500/35/10 (1х2,50	2,5	0,5	0,008	Отсутствуют
71	Приаргунская	35/10	Приаргунский район	ТМН-4000/35/10 (1х4)	4	0,5	0,045	Отсутствуют
72	Старый Цурухайтуй	35/10	Приаргунский район	Трансформатор ТМ- 2500/35/10 (2х2,5)	5	0,5	0	Отсутствуют
73	Талман Борзя	35/10	Приаргунский район	ТМ-1000/35/10 (1х1)	1	0,2	0	Отсутствуют
74	Урулюнгуй	35/10	Краснокаменский район	ТМ-2500/35/10 (2х2,5)	5	0,91	0	Отсутствуют
75	Новый Орловск	35/6	Агинский район	ТМ-2500/35/6 (2х2,5)	5	1,3	0,015	Отсутствуют
76	Старый Орловск	35/6	Агинский район	ТМ-1800/35/6 (1х1,8); ТМ-1600/35/6 (1х1,6)	3,4	1	0,007	Отсутствуют
77	Урдо-Ага	35/10	Агинский район	ТМ-2500/35/10 (2х2,5)	5	0,7	0,02	Отсутствуют
78	Цокто-Хангил	35/10	Агинский район	ТМ-2500/35/10 (1х2,5); ТМН- 1000/35/10 (1х1)	3,5	0,36	0,015	Отсутствуют
79	Акша	35/10	Акшинский район	ТМ-2500/35/10 (2х2,5)	5	2	0,075	Отсутствуют
80	Билютуй	35/10	Кыринский район	ТМ-1000/35/10 (1х1)	1	0,3	0,015	Отсутствуют
81	Могойтуй-2	35/10	Акшинский район	ТМ-1600/35/10 (2х1,6)	3,2	0,4	0,03	Отсутствуют
82	Гунэй	35/10	Дульдургниский район	ТМ-2500/35/10 (2х2,5)	5	0,7	0,022	Отсутствуют
83	Зуткулей	35/10	Дульдургниский район	ТМ-2500/35/10 (2х2,5)	5	1	0,042	Отсутствуют
84	Боржигантай	35/10	Могойтуйский район	ТМ-1600/35/10 (2х1,6)	3,2	0,3	0	Отсутствуют
85	Кусочи	35/10	Могойтуйский район	ТМН-2500/35/10 (1х2,5); ТМН- 4000/35/10 (1х4)	6,5	0,4	0,016	Отсутствуют
86	Могойтуй-1	35/10	Могойтуйский район	ТМН-6300/35/10 - 1 шт, ТМ-6300/35/10 - 1 шт (2х6,3)	12,6	5,2	0,651	Отсутствуют
87	Хара Шибирь	35/10	Могойтуйский район	ТМН-4000/35/10 (1х4); ТМ-1600/35/10 (1х1,6)	5,6	0,9	0,044	Отсутствуют
88	Цаган Оль	35/10	Могойтуйский район	ТМ-1600/35/10 (1х1,6); ТМ- 1800/35/10 (1х1,8)	3,4	0,5	0,015	Отсутствуют
89	Курунзулай	35/10	Борзинский район	ТМ-1600/35/10 (1х1,6)	1,6	0,3	0,0055	Отсутствуют
90	Поселковая	35/6	Забайкальский район	ТМН-4000/35/6 - 1 шт; ТМ-4000/35/6 - 1 шт; (2х4)	8	2,4	0,162	Отсутствуют
91	Усть-Озёрная	35/10	Борзинский район	ТМН-2500/35/10 - 1 шт, ТМ-2500/35/10 - 1 шт, (2х2,5)	5	0,5	0,0175	Отсутствуют
92	Шерловая В/Ч	35/6	Борзинский район	ТМ-1600/35/6 (2х1,6)	3,2	0,2	0	Отсутствуют
93	Нижний Калтан	35/10	Забайкальский район	ТМН-2500/35/10 (1х2,5); ТМН- 1000/35/10 (1х1)	3,5	0,7	0,015	Отсутствуют
94	Долгокыча	35/10	Оловянинский район	ТМ-2500/35/10 (1х2,5)	2,5	0,3	0	Отсутствуют
95	Жетково	35/10	Оловянинский район	ТМ-1800/35/10 (1х1,8)	1,8	0,09	0	Отсутствуют
96	Рудник Жетково	35/6	Оловянинский район	ТМ-1000/35/6 (1х1)	1	0,03	0	Отсутствуют
97	Золотореченск	35/10	Оловянинский район	ТМН-6300/35/10 (2х6,3)	12,6	1,5	0	Отсутствуют
98	Мирная	35/6	Оловянинский район	ТМ-3200/35/6 (1х3,2); ТМ-1000/35/6 (1х1)	4,2	0,6	0	Отсутствуют
99	Улятуй 35/10	35/10	Оловянинский район	ТМ-2500/35/10 (2х2,5)	5	0,6	0,015	Отсутствуют
100	Хара-Бырка	35/10	Оловянинский район	ТМ-2500/35/10 (1х2,5)	2,5	0,1	0	Отсутствуют
101	Красная Ималка	35/10	Ононский район	ТМН-2500/35/10 - 1 шт, ТМ-2500/35/10 - 1 шт,( 2х2,5)	5	0,6	0	Отсутствуют
102	Новый Дурулгуй	35/10	Ононский район	ТМН-2500/35/10 (2х2,5)	5	0,33	0	Отсутствуют
103	Старый Чиндант	35/10	Ононский район	ТМ-1600/35/10 (2х1,6)	3,2	0,3	0	Отсутствуют
104	Усть-Борзя	35/6	Ононский район	ТМН-2500/35/6 (2х2,5)	5	0,09	0	Отсутствуют
105	ЗДМ	35/6	Черновский район	ТМ-2500/35/6 (1х2,5)	2,5	0,58	0	Отсутствуют
106	РПБ ЦЭС	35/10	Читинский район	ТМ-2500/35/10 (2х2,5); ТМ-400/10 (1х0,4); ТМ-630/10 (1х0,63)	6,03	0,53	0	Отсутствуют
107	Урюм М-58 (базовая станция)	35/10	Чернышевский район	ТМ-400/10 (1х1,8)	1,8	0,005	0,03	Отсутствуют
108	Фабрика 35/6	35/6	Могочинский район	ТМН-10000/35/6 (1х10)	10	5,4	0	Отсутствуют
109	Насосная Ингода	35/6	Шилкинский район	ТМ-4000/35/6 (1х4); ТМ-2500/35/6 (1х2,5)	6,5	0,7	0,006	Отсутствуют
110	Насосная Онон	35/6	Шилкинский район	ТМ-5600/35/6 (2х5,6)	11,2	0,5	0,008	Отсутствуют
111	ГПП-1	35/6	Шилкинский район	Трансформатор ТД- 16000/35/6 (2х16)	32	1,1	0,01	Отсутствуют
112	ГПП-2	35/6	Шилкинский район	ТМН-6300/35/6 (2х6,3)	12,6	0,4	0,01	Отсутствуют
113	Дачная	35/10	Читинский район	ТМ-4000/35/10 (1х4)	4	2,2	0,015	Отсутствуют
114	Улёты	110/10	Улётовский район	ТМН-6300/110/10 (1х6,3); ТДН- 10000/110/10 (1х10)	16,3	3,2	0,53236	Отсутствуют
115	Николаевская	110/35/10	Улётовский район	ТМТН-6300/110/35/10 (1х6,3)	6,3	1,5	0,06	Отсутствуют
116	Урлук	110/10	Красночикойский район	ТМН-2500/110/10 (2х2,5)	5	0,66	0,045	Отсутствуют
117	Балей	110/35/10	Балейский район	ТДТН-25000/110 (2х25); ТДТН- 40000/110/35/10 (1х40)	90	8,3	0,0036	Отсутствуют
118	Вершина Шахтамы	110/35/6	Шелопугинский район	ТМТГ-5600/110/35/6 (1х5,6); ТМТН- 6300/110/10/6 (1х6,3)	11,9	0,4	0	Отсутствуют
119	Шелопугино	110/35/10	Шелопугинский район	ТМ-6300/110/10 (2х6,3)	12,6	1,7	0,1197	Отсутствуют
120	Нерчинск	110/35/10/6	Нерчинский район	ТДТН- 10000/110/35/10 (2х10): ТМ-4000/35/10 (1х4)	24	7,6	0,37	Отсутствуют
121	Кокуй	110/35/6	Сретенский район	ТДТН-10000/110/35/10 (2х10)	20	6,8	0,4675	Отсутствуют
122	ВершинаДарасуна	110/35/10/6	Шилкинский район	ТДТН-10000/110/35/6 (2х10); ТМН- 4000/35/10 (1х4).	24	11,4	0,157	Отсутствуют
123	Казаново	110/35/10	Шилкинский район	ТМТН-6300/110/35/10 (1х6,3); ТДТН- 10000/110/35/10 (1х10)	16,3	6,7	0	Отсутствуют
124	Промкотельная	110/35/10/6	Холбонсский район	ТДТН-25000/110/35/6 (2х25); ТМ-1000/10 (1х1)	51	11,1	0	Отсутствуют
125	Букачача	110/35/6	Чернышевский район	ТДН-10000/110/6 (1х100; ТМ-4000/35/6 (1х4)	14	0,8	0,15	Отсутствуют
126	В.Давенда	110/35/6	Могочинский район	ТДТН-10000/110 (1х10); ТДТН- 16000/110 (1х16)	26	7,5	0	20.7500.763.12 (Горно-обогатительный комплекс "Александровский") - 10 МВт
127	Зилово	110/35/10	Чернышевский район	ТМТН-6300/110/35/10 (1х6,3); ТДТН- 10000/110/35/10 (1х10)	16,3	0,3	0	Отсутствуют
128	Ксеньевская	110/35/10	Могочинский район	ТМТН-6300/110/35/10 (1х6,3); ТМТН- 10000/110 (1х10)	16,3	1,2	0	Отсутствуют
129	Чернышевск	110/35/10	Чернышевский район	ТДТН-10000/110/35/10 (2х10)	20	6,4	0,396	Отсутствуют
130	Альбитуй	110/35/10	Красночикойский район	ТМТН-6300/110/35/10 (1х6,3); ТМ- 2500/110/10 (1х2,5)	8,8	0,5	0,015	Отсутствуют
131	Красный Чикой	110/35/10	Красночикойский район	ТДТН-10000/110/35/10 (2х10)	20	4,7	0,315	Отсутствуют
132	Малета	110/10	Петровск - Забайкальский район	ТМН-2500/110/10 (2х2,5)	5	1,5	0,223	Отсутствуют
133	Метизы	110/6	Петровск - Забайкальский район	ТРДН-40000/110/6 (2х40)	80	7,6	0,5628	Отсутствуют
134	Курорт-Дарасун	110/20/6	Карымский район	ТМ-4000/35/10 (1х4) ТДТН-10000/110/35/6 (1х10).	14	1,8	0,044	Отсутствуют
135	Тыргетуй	110/35/10	Карымский район	ТДТН-10000/110/35/10 (2х10)	20	1,6	0,775	Отсутствуют
136	Вторая	110/35/6	Улётовский район	ТДТН-10000/110/35/6 (2х10)	20	7,5	0,127	Отсутствуют
137	Антипиха	110/35/6	Ингодинский район	ТДТН-25000/110/35/6 (1х25); ТДТН- 16000/110/35/6 (1х16)	41	14,2	0,21626	Отсутствуют
138	Атамановка	110/35/10	Читинский район	ТДТН-10000/110/35/6 (2х10)	20	4,7	0,496	Отсутствуют
139	Беклемишево	110/35/10	Читинский район	ТМТН-6300/110/35/10 (2х6,3)	12,6	2,1	0,165	Отсутствуют
140	Заречная	110/6	Ингодинский район	ТДТН-25000/110/10/6 (2х25)	50	22,1	1,367	Отсутствуют
141	Ингода	110/10	Читинский район	ТДТН-10000/110/35/10 (2х10)	20	6,7	0,603	Отсутствуют
142	Кадала	110/6	Черновский район	ТДН-10000/110/6 (2х10)	20	2,7	0,173	Отсутствуют
143	Кайдаловская	110/10/6	Центральный район	ТДТН-25000/110/10/6 (2х25)	50	29,1	0,657	Отсутствуют
144	Каштак	110/10/6	Центральный район	ТДТН-40000/110/10/6 (2х40)	80	22,6	6,4871	Отсутствуют
145	КСК	110/35/10	Черновский район	ТДНГ-20000/110/10 (2х20); ТМ- 6300/35/10 (1х6,3)	46,3	18,7	5,5222	Отсутствуют
146	Молодёжная	110/6	Железнодорожный район	ТДН-16000/110/6 (3х16)	48	24,8	5,245	Отсутствуют
147	Насосная тепловых сетей ПНС-110/6	110/6	Железнодорожный район	ТДН-10000/110/6 (1х10)	10	4,4	0	Отсутствуют
148	Северная	110/10/6	Центральный район	ТДТН-25000/110/10/6 (2х25)	50	23,9	2,83641	Отсутствуют
149	Третья	110/35/6	Читинский район	ТДТН- 16000/110/35/10 (1х16); ТДТН- 10000/110/35/6 (1х10)	26	14,4	1,233	Отсутствуют
150	Угдан	110/10	Железнодорожный район	ТДН-10000/110/10 (1х10); ТДН- 16000/110/10 (1х16)	26	7,2	1,016	Отсутствуют
151	Центральная	110/10/6	Железнодорожный район	ТДТН-40000/110/10/6 (1х40); ТДТН- 25000/110/10/6 (1х25)	65	13	5,07546	Отсутствуют
152	Черновская	110/35/6	Черновский район	ТДТН-25000/110/35/6 (2х25)	50	17,1	0,143	Отсутствуют
153	Южная	110/6	Ингодинский район	ТДН-10000/110/6 (2х10)	20	6,9	2,07	Отсутствуют
154	Акатуй	110/35/6	Александрово - Заводский район	ТМТГ-7500/110/35/10 (1х7,5); ТМТГ- 5600/110/35/6 (1х5,6)	13,1	1,5	0	Отсутствуют
155	Новоширокая	110/35/6	Газимуро - Заводский район	ТДТН-10000/110/35/6 (2х10)	20	12,8	0	Отсутствуют
156	Благодатка	110/35/6	Нерчинско - Заводский район	ТМТГ-5600/110/35/6 (2х5,6)	11,2	2,6	0	Отсутствуют
157	Кадая	110/35/10/6	Калганский район	ТДТН-10000/110/35/6 (1х10); ТМТ- 6300/110/35/6 (1х6,3); ТМТГ-5600/110/35/6 (1х2,5)	18,8	3,5	0	Отсутствуют
158	Михайловка	110/6	Нерчинско - Заводский район	ТМТГ-5600/110/35/6 (1х5,6)	5,6	1,4	0	Отсутствуют
159	Кличка	110/35/6	Приаргунский район	ТДТН-10000/110/35/6 (2х10)	20	3,3	0,01	Отсутствуют
160	Агинская	110/35/10	Агинский район	ТДТН- 10000/110/35/10 (2х10)	20	7,9	0,71326	Отсутствуют
161	ОГОК	110/35/6	Агинский район	ТДТН-25000/110/35/6 (2х25)	50	13,1	0	Отсутствуют
162	Мордой	110/35/10	Кыринский район	ТДТН-10000/110/35/10 (2х10)	20	2,4	0,105	Отсутствуют
163	Урейск	110/35/10	Акшинский район	ТДТН-10000/110/35/10 (1х10)	10	3,1	0	Отсутствуют
164	Дульдурга	110/35/10	Дульдургинский район	ТДТН-10000/110/35/10 (2х10)	20	5,7	0,171	Отсутствуют
165	Борзя Восточная	110/35/10	Борзинский район	ТДТН- 25000/110/35/10 (1х25); ТДТН- 10000/110/35/10 (1х10)	35	8,8	0,17	Отсутствуют
166	Борзя Западная	110/35/10	Борзинский район	ТДТН-16000/110/35/10 (2х16)	32	10,3	0,86	Отсутствуют
167	Абагайтуй	110/10/6	Забайкальский район	ТМН-6300/110/6 - 1 шт; ТМТН- 6300/110/10/6 - 1 шт (2х6,3); ТМ-1000/10 (1х1)	13,6	0,8	0	Отсутствуют
168	Даурия	110/10	Забайкальский район	ТМН-6300/110/10 (2х6,3)	12,6	2,1	0,029	20.4000.568. 11 (Тяговая подстанция Даурия) - 9,36574 МВт
169	Забайкальск	110/35/10	Забайкальский район	ТДТН-25000/110/35/10 (2х25)	50	12,7	4,59126	20.4000.568. 11 (Тяговая подстанция Забайкальск) 3,57426 МВт; 20.4000.422. 11 (Развитие станции Забайкальск) 5,76987 МВт
170	Харанор	110/10	Забайкальский район	ТМН-2500/110/10 (2х2,5)	5	0,9	0	Отсутствуют
171	Безречная	110/35/6	Оловянинский район	ТДТН-10000/110/35/6 (2х6,3)	12,6	0,8	0	Отсутствуют
172	Калангуй	110/35/10/3	Оловянинский район	ТДТН-10000/110/35/3 (2х10); ТМ-2500/35/10 (1х2,5); ТМ- 1600/35/10 (1х1,6)	24,1	3,7	0,115	Отсутствуют
173	Оловянная	110/10/6	Оловянинский район	ТМТ-6300/110/35/6 - 1 шт; ТМТН- 6300/110/35/10 (2х6,3); ТМ-1600/10 (1х1,6)	14,2	3,1	0,125	Отсутствуют
174	Первая	110/35/6	Оловянинский район	ТДТН-10000/110/35/6 - 1 шт; ТДТНГ- 10000/110/35/6 - 1 шт (2х10)	20	2,4	0	Отсутствуют
175	Степь	110/35/10	Оловянинский район	ТДТН-10000/110/35/10 (2х10)	20	3,1	7,89726	Отсутствуют
176	Турга	110/35/6	Оловянинский район	ТМТН-6300/110/35/6 (1х6,3); ТДТН- 10000/110/35/6 (1х10)	16,3	3,4	0,135	Отсутствуют
177	Нижний Цасучей	110/35/10	Ононский район	ТМТН-6300/110/35/10 (2х6,3)	12,6	3,3	0,225	Отсутствуют
178	Бугдаинская	110/35/10	Александрово - Заводский район	ТДТН-16000/110/35/10 (2х16)	32	0,1	0	20.75.745.08, дс N 3 от 08.08.11 (объекты строительства Бугдаинского ГОКа) - 8 МВт
179	Быстринская	110/35/10	Газимуро - Заводский район	ТДТН-16000/110/35/10 (2х16)	32	4,3	0,5686	20.75.746.08, дс N 3 08.08.11 (объекты строительства Быстринского ГОКа) - 7 МВт
180	Бутунтай	110/10	Приаргунский район	ТДН-40000/110/6 (2х40)	80	6,5	30	Отсутствуют
181	Карьерная	110/6	Чернышевский район	ТМН-6300/110/10 (2х6,3)	12,6	0,2	0	Отсутствуют
182	Омчак	110/6	Балейский район	ТДН-10000/110/6 (1х10)	10	0,6	0	20.7500.415.13 (Горноперерабатывающее предприятие ЗАО "ЗРК "ОМЧАК") - 6,3 МВт
183	Дельмачик	35/6	Шилкинский район	ТМ 2500/35/6 (1х2,5)	2,5	0	4,9	Отсутствуют

Данные по договорной и фактической (на 01.01.2017 г.) загрузки центров питания 220-110 (35) кВ и выше Забайкальского края, в том числе в разрезе крупных потребителей с объемом мощности более 5 МВт ОАО "РЖД" представлены в таблице 71.

Таблица 71

Договорная и фактическая загрузка центров питания 220-110 (35) кВ и выше ОАО "РЖД" по состоянию на 01.01.2017 г.

N п/п	Характеристика центров питания 110 (35) кВ и выше					Договорная загрузка
	Название	Муниципальными район	Количество и марка силовых трансформаторов	Установленная мощность	Максимальная нагрузка в зимн. замерный день 2016 г.	Мощность, подключаемая в соответствии с заключенными договорам и на ТП	Перечень и договорная мощность крупных потребителей (более 5 МВт), присоединенных к ЦП	Нагрузка крупных потребителей (более 5 МВт) в зимн. замерный день 2016 г.
				МВА	МВА	МВА	МВА	МВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Тарбагатай	Петровск Забайкальский	ТДТН-40000, 2 шт	80	23,569	34,452
2	Бада	Хилокский	ТДТН-40000, 2 шт	80	28,248	31,878
3	Хилок	Хилокский	ТДТН-40000, 2 шт	80	30,844	35,582
4	Харагун	Хилокский	ТДТН-40000, 2 шт	80	25,333	31,96
5	Могзон	Хилокский	ТДТН-40000, ТДТНЖ-40000, 2 шт	80	21,570	27,39
6	Сохондо	Читинский	ТДТНЖ-40000, ТДТНЖУ-40000, 2 шт.	80	17,919	25,014
7	Лесная	Читинский	ТДТНЖ-40000, 2 шт	120	18,651	26,176
8	Чита	Читинский	ТДТН-40000, 2 шт	80	22,595	37,752
9	Новая	Читинский	ТДТН-40000, 2 шт	80	29,755	28,82
10	Карымская	Карымский	ТДТН-40000, 2 шт, ТДТНЖ-40000, 1 шт, ОРНДЖ-25000, 3 шт.	195	30,098	35,772
11	Урульга	Карымский	ТДТНЖ-40000, ТДТНЖУ- 40000, 2 шт.	80	12,881	23,523
12	Размахнино	Шилкинский	ТДТНЖ-40000, 2 шт	80	13,574	18,227
13	Шилка	Шилкинский	ТДТНЖ-40000, 2 шт	80	13,376	22,06
14	Приисковая	Нерчинский	ТДТНЖ-40000, 2 шт	80	18,964	18,469
15	Шапка	Сретенский	ТДТНЖ-40000, 2 шт	80	16,093	26,455
16	Чернышевск	Чернышевский	ТДТНЖ-40000, 2 шт	80	19,206	27,335
17	Бушулей	Чернышевский	ТДТНЖ-40000, 2 шт	80	23,958	29,689
18	Зилово	Чернышевский	ТДТНЖ-40000, 2 шт	80	17,479	26,092
19	Урюм	Чернышевский	ТДТНЖ-40000, 2 шт	80	10,648	19,877
20	Сбега	Могочинский	ТДТНЖ-40000, 2 шт	80	14,784	22,792
21	Ксеньевская	Могочинский	ТДТНЖ-40000, 2 шт	80	17,028	28,149
22	Кислый Ключ	Могочинский	ТДТНЖ-40000, 2 шт	80	25,322	30,239
23	Пеньковая	Могочинский	ТДТНЖ-40000, 2 шт	80	22,616	23,375
24	Могоча	Могочинский	ТДТНЖ-40000, 2 шт	80	17,268	24,777
25	Семиозерный	Могочинский	ТДТНЖ-40000, 2 шт	80	16,027	23,364
26	Амазар	Могочинский	ТДТНЖ-40000, 2 шт	80	17,281	24,981
27	Чичатка	Могочинский	ТДТНЖ-40000, 2 шт	120	25,854	28,871
50	Бурятская	Могойтуйский	0РДНЖ-25000, 5 шт	125	6,996	16,527
51	Булак	Оловяннинский	0РДНЖ-25000, 4 шт	100	11,448	13,982
52	Мирная	Оловяннинский	0РДНЖ-25000, 3 шт	75	6,382	12,214
53	Борзя	Борзинский	0РДНЖ-25000, 4 шт	100	3,076	12,686

Максимальные и минимальные уровни напряжений на шинах ПС 110 кВ, 220 кВ Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Забайкальское предприятия магистральных электрических сетей представлены в таблице 72.

Уровни нагрузок на АТ 220-750 кВ на ПС Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Забайкальское предприятия магистральных электрических сетей в дни контрольного замера (июнь, декабрь) представлены в таблице 73.

Таблица 72

Максимальные и минимальные уровни напряжений на шинах ПС 220 кВ

N п/п	Наименование ПС	U ном. РУ, кВ	Напряжения в 2015 г., кВ		Напряжения в 2016 г., кВ
			мин | макс		мин	макс
	Забайкальское ПМЭС
1	Петровск-Забайкальская	220	236,0	244,0	237	244
		110	116,0	121,0	117	121
2	Холбон	220	235,0	242,0	240	240
		110	120,0	122,0	122	122
3	Жирекен	220	227,0	242,0	230	245
		110	117,0	121,0	116	122
4	Чара	220	231,5	241,4	236	242
		110	110	115,0	108	112
5	Могоча	220	230,0	243,0	228	248
		110	114,0	119,0	117	121
6	Шерловогорская	220	228,0	235,0	235	238
		110	119,0	123,0	121	122
7	Куанда	220	230,0	235,0	232	235
8	Лесная	220	235	241,0	238	237
		110	117	122,0	119	119
9	Чита	220	231,1	238,8	236	238
10	Дарасун	220	240,0	249,0	244	248
		110	116,0	122,0	120	122
11	Маккавеево	220	235	244,6	240	243

Таблица 73

Уровни нагрузок на АТ 220-750 кВ на ПС 220 кВ

Наименование подстанции, диспетчерское наименование и тип АТ	Мощность 15.06.16 г.				Мощность 21.12.16 г
	Sмакс		Sмин		Sмакс		Sмин
	МВА	%	МВА	%	МВА	%	МВА	%
ПС Петровск-Забайкальская
АТ-1 АТДЦТН-63000/220/110 кВ	11,31	17,96%	6,51	10,34%	7,42	11,78%	5,40	8,57%
АТ-2 АТДЦТГН-63000/220/110 кВ	откл.	откл.	откл.	откл.	12,08	19,17%	8,49	13,48%
ПС Лесная
АТ-1 АТЦДТН-63000/220/110 кВ	15,40	24,45%	8,89	14,12%	16,54	26,25%	9,55	15,16%
АТ-2 АТЦДТН- 63000/220/110 кВ	14,47	22,96%	8,66	13,74%	16,09	25,54%	9,63	15,29%
ПС Дарасун
АТ-1 АТДЦТН 63000 кВА 220/110 кВ	7,93	12,58%	3,28	5,21%	6,36	10,10%	1,75	2,78%
АТ-2 АТДЦТН 63000 кВА 220/110 кВ	8,93	14,17%	4,40	6,98%	6,90	10,95%	2,10	3,33%
ПС Холбон
АТ-1 АТДЦТНГ-125000 кВА 220/110 кВ	21,99	17,59%	12,41	9,93%	39,02	31,22%	27,49	21,99%
АТ-2 АТДЦТН-125000 кВА 220/110 кВ	13,91	11,13%	8,25	6,60%	22,91	18,33%	15,39	12,31%
ПС Шерловогорская
АТ-1 АТДЦТН-63000 кВА 220/110/10 кВ	резерв	резерв	резерв	резерв	13,52	21,46%	10,98	17,43%
АТ-2 АТДЦТН-63000 кВА 220/110/10 кВ	21,40	33,97%	11,35	18,02%	13,51	21,44%	11,03	17,51%
ПС Жирекен
АТ-1 АТДЦТН 63000 кВА 220/110/10 кВ	откл.	откл.	откл.	откл.	3,24	5,14%	2,37	3,76%
АТ-2 63000 кВА 220/110/10 кВ	5,27	8,37%	1,69	2,68%	4,57	7,25%	3,18	5,05%
ПС Куанда
Т-1 ТДТН 25000 кВА 220/35/10 кВ	12,18	48,71%	11,99	47,97%	13,26	53,04%	12,94	51,76%
Т-2 ТДТН 25000 кВА 220/35/10 кВ	резерв	резерв	резерв	резерв	резерв	резерв	резерв	резерв
ПС Чара
АТ-1 АТДЦТН 63000 кВА 220/110/35 кВ	откл.	откл.	откл.	откл.	0,00	0,00%	0,00	0,00%
АТ-2 АТДЦТН 63000 кВА 220/110/35 кВ	16,49	26,18%	16,49	26,18%	24,32	38,60%	23,63	37,51%
ПС Могоча
АТ-1 АТДТЦН-125000 кВА 220/110 кВ	16,37	13,10%	5,85	4,68%	15,73	12,58%	9,49	7,59%
АТ-2 АТДТЦН-125000 кВА 220/110 кВ	16,05	12,84%	5,80	4,64%	15,59	12,47%	9,37	7,50%

На основании проведенного анализа по уровню нагрузок на трансформаторах подстанций Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Забайкальское предприятия магистральных электрических сетей можно сделать вывод, что подстанций ПАО "ФСК ЕЭС" 110 кВ и 220 кВ с уровнями напряжения, превышающими наибольшее рабочее, на территории энергосистемы Забайкальского края нет.

Средняя величина нагрузок на трансформаторах подстанций сетей 35-110 кВ Филиала ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго" по результатам контрольных замеров за 2014 - 2016 гг. в режиме N-1 представлены в таблице 74.

Таблица 74

Уровни нагрузок на трансформаторах подстанций сетей 35-110 кВ филиала ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго" в послеаварийном режиме N-1.

Наименование подстанции	N тр-ров	ином (кВ)	Sном (МВА)	Сред. величина по контр. замерам 2014 - 2016 гг. Sнагр (МВА)	% норм. реж.,	Загрузка тр-ров в реж. N-1, в %	Заявленная мощность по техническим условиям, МВт
1	2	3	4	5	6	7	8
ПС 35 кВ Верхние Усугли	Т-1	35/6	1,8	0,8	44,8	78
	Т-2	35/6	1	0,6	56	140	0,03
ПС 35 кВ Верх-Чита	Т-1	35/10	4	3,2	80	173	2,3
	Т-2	35/10	4	3,7	92,5	173
ПС 35 кВ Калга	Т-1	35/10	4	1,4	35	70	0,003
	Т-2	35/10	2,5	1,4	56	112
ПС 35 кВ Бырка	Т-1	35/10	2,5	1,7	68	68	0,0
	Т-2	35/10	1,6	0	0	106
ПС 35 кВ Могойтуй -1	Т-1	35/10	6,3	4,3	68,3	106	0,558
	Т-2	35/10	6,3	2,4	38,3	106
ПС 110 кВ Вершина Дарасуна	Т-1	110/35/10/6	10	5,9	58,9	118	0,142
	Т-2	110/35/10/6	10	5,9	58,9	118
ПС 110 кВ Казаново	Т-1	110/35/10	6,3	3,3	52,5	143	0
	Т-2	110/35/10	10	5,7	57,2	90
ПС 110 кВ Антипиха	Т-1	110/35/6	25	12,8	51,4	86	0,135
	Т-2	110/35/6	16	8,7	54,6	134
ПС 110 кВ Кайдаловская	Т-1	110/10/6	25	15,6	62,6	134	0,684
	Т-2	110/10/6	25	17,8	71,2	134
ПС 110 кВ КСК	Т-1	110/35/10	20	11,8	59	112	5,3922
	Т-2	110/35/10	20	10,6	53	112
ПС 110 кВ Третья	Т-1	110/35/6	10	8,2	82,5	144	1,173
	Т-1	110/35/6	16	6,2	38,6	90
ПС 110 кВ Новоширокая	Т-1	110/35/6	10	6,3	63	136	0
	Т-2	110/35/6	10	7,3	73	136

Количество перегруженных в послеаварийном режиме более 105% подстанций Забайкальского края ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго" на 2017 г. представлено в таблице 75.

Таблица 75

Количество перегруженных в послеаварийном режиме подстанций 110-35 кВ ПАО "МРСК Сибири

Наименование электрических сетей	110 кВ			35 кВ
	Общее кол-во ПС	Кол-во ПС		Общее кол-во ПС	Кол-во ПС
		шт.	%		шт.	%
Восточные	15	2	13,33	30	2	6,67
Центральные	25	6	24	32	3	9,38
Южные	13	1	7,69	16	0	0
Юго-Западные	7	1	14,29	16	1	6,25
Юго-Восточные	9	1	11,1	20	2	10
ВСЕГО по Читаэнерго:	69	11	15,94	114	8	7,02

Сети 110 кВ Забайкальского края характеризуются высокой степенью износа. В частности, эксплуатируются подстанции, срок службы которых превысил ресурс практически вдвое, порядка 15 трансформаторов этих подстанций имеют износ 90100%.

Реконструкция сети 110 кВ и выше энергосистемы Забайкальского края сопровождается масштабной модернизацией и техперевооружением электросетевых объектов на современной элементной базе, укрупнением центров питания и преодолением процесса старения оборудования, снижения уровня потерь электроэнергии, повышая тем самым надежность и экономичность работы сети, а также обеспечивая возможность присоединения новых потребителей.

Анализ развития и функционирования электросетевого комплекса Забайкальского края выявил основные проблемы существующего состояния электрических сетей, которые требуют решения в ближайшей перспективе:

- ограниченная пропускная способность электропередачи Читинская ТЭЦ-1 - Чита на выдачу мощности электростанций из энергосистемы по отклонению частоты от допустимых пределов в послеаварийном режиме в ремонтной схеме;

- ограниченная пропускная способность электропередачи Маккавеево - Читинская ТЭЦ-1 на выдачу мощности электростанций из энергорайона по отклонению частоты от допустимых пределов в послеаварийном режиме в ремонтной схеме;

- наличие центров питания, при технологическом присоединении к которым необходимо выполнение мероприятий по усилению электрической сети.

6. Динамика добычи и потребления топлива. Единый топливно-энергетический баланс Забайкальского края

На территории Забайкальского края известно 46 угольных месторождений, из которых 22 оценено и разведано. На государственном балансе числятся запасы около 4 млрд. тонн. Угли Забайкальского края представлены почти всеми известными разновидностями от бурых (1Б, 2Б, ЗБ) до каменных (Д, Г) и коксующихся (Ж, КЖ, К, ОС, КС, Т). На сегодняшний день добычу угля осуществляют предприятия, принадлежащие ОАО "СУЭК": это разрез "Харанорский", "Восточный" и "Тугнуйский", принадлежащий ПАО "ППГХО" разрез "Уртуйский", кроме этих крупных предприятий работают пять малых угледобывающих предприятий, которые добывают уголь для местных нужд. Это ОАО "Зашуланский угольный разрез", АО "Буртуй" в Хилокском районе, ТОО "Малый Апсат" в Каларском районе, ОАО "Урейский угольный разрез" в Акшинском районе, АО "Нерчуган" в Могочинском районе.

Основу топливно-энергетического комплекса Забайкальского края составляют ископаемые угли, общие учтенные ресурсы которых оцениваются в 7 млрд. т. Максимальная добыча угля в 2013 году достигала 21,3 млн. т, из них почти третья часть вывозится в соседние регионы (Приморский, Хабаровский края, Амурская область, Республика Бурятия) и около 3 млн. т экспортируется в страны АТР (Тугнуйский разрез, Олонь- Шибирское месторождение).

Схема расположения угольных месторождений и углепроявлений на территории Забайкальского края по состоянию на 01.01.2017 представлена на рисунке 65.

Основные ресурсы углей (90%) сосредоточены в 6-ти группах месторождений:

- Северная (Апсатское, Читкандинское, Нерчуганское и др.);

- Западная (Олонь-Шибирское, Никольское, Тарбагатайское);

- Чикойская (Красночикойское, Зашуланское, Шимбеликское);

- Центральная (Харанорское, Чиндантское, Даурское, Татауровское, Арбагаро-Холбонское, Беклемишевская и Тангинская площади);

- Приаргунская (Уртуйское, Кутинское, Пограничное, Приозерное и др.);

- Южная (Мордойское, Алтайское, Урейское).

Состояние угольных ресурсов и динамика добычи угля за последние 5 лет на территории Забайкальского края характеризуются следующими показателями.

Общие ресурсы ископаемых углей, учтенные по состоянию на 01.01.2015 года, составляют 7,1 млрд. т, из них числятся на государственном балансе по категориям А+В+С1+С2 - 4,5 млрд. т., в том числе ресурсы бурых углей - 3,1 млрд. т (на государственно балансе - 2,2 млрд. т); ресурсы каменных углей - 4,0 млрд. т (на государственном балансе - 2,3 млрд. т).

Из числящихся на государственном балансе запасов бурых углей (по категориям А+В+С1+С2) распределенный фонд составляет - 58%, по каменным углям - всего 11,3%. При преобладании в общем балансе ресурсов каменных углей (56,4%), в структуре добычи основную долю составляют бурые угли (75-80%), каменные угли добываются, главным образом, Тугнуйским разрезом на Олонь-Шибирском месторождении и малыми предприятиями для местных нужд (Апсатское, Зашуланское, Урейское, Нерчуганское).

В 2003 г. Всероссийским институтом экономики минерального сырья была выполнена работа "Стоимостная оценка национального богатства недр Читинской области". По этим данным ресурсы угля составляют весьма существенную долю. Так от общего национального богатства недр Забайкальского края (суммарные запасы и ресурсы полезных ископаемых) уголь составляет 31,6%; по запасам, учтенным государственным балансом - 34,4%; по востребованному национальному богатству (запасы эксплуатируемых месторождений) - 81%. В то же время темпы угледобычи (около 1% от учтенных запасов) совершенно не соответствуют возможностям ресурсной базы.

Действующие угледобывающие предприятия (разрезы Харанорский, Восточный, Уртуйский, Тигнинский, Тунгуйский) обеспечены разведанными запасами на длительную перспективу (40-70 лет), имеется реальная возможность увеличения мощности разрезов при наличии потребности на 30-40%.

Краткая характеристика основных групп и отдельных месторождений на территории Забайкальского края

Сводные показатели по характеристике основных угольных месторождений на территории Забайкальского края приведены в таблице 76.

Таблица 76

Характеристика основных угольных месторождений на территории Забайкальского края

N п/п	Наименование месторождений	Количественные показатели						Качественные показатели
		площадь кв. км.	кол-во пластов всего/осн.	сред. м-ть осн. пластов, м	глубины отработки, м, коэф. Вскрыши м3/т	прогноз. ресурсы, млн. т	проект. производ. т.т угля в год	влагоем. максим. Wmax %	зольность Ad, %		сера общ. Sd, %	теплота сгорания высш. Odaf низм.Q1	марка, технолог. Группа (подгруппа)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
I Западная группа
1	Олонь-Шибирское	16,6	22/7	3,5-12,9	150/3,0	-	6000	7,5	22,1	44,2	0,53	5832 (24,4) / 4230(17,7)	Д, ГД
2	Никольское	11,4	17/9	1,9-7,7	120/3,6	-	4500	3,06	18,3	44,86	0,75	7700 (32,0) / 5600(23,5)	Д, ГД
3	Тарбагатайское	54,0	15/6	2,4-12,5	150/3,0		500	3,55	19,4	42,05	2,54	7700 (32,26) 4560(19,08)	Б, 3Б
II Чикойская группа
4	Красночикойское	132,5	26/7	1,2-8,1	200/3,7	-	5000 (10000max)	15,3	15,2	35,1	0,74	7130 (29,85) 5000(20,92)	Д (ДВ)
5	Зашуланское	170,0	15/5	2,2-8,0	150/3,1	-	5000	10,5-17,5	10,1-16,1	38,4-42,7	0,51-0,87	7848 (32,0) / 5138(21,5)	Д, ДГ, Г, ГВ
6	Шимбеликское	66,0	15/5	1,0-2,4	-	-	-	16,4	14,6-16,0	41,8	0,63	6800 (28,47) / 4670(19,6)
III Северная группа
7	Апсатское	100,0											Ж,КЖ,К
	нижний горизонт	-	40/7-16	1-17,6	-	1249	-	2,4-3,6	16,5-19,9	20,5-26,5	0,36-0,48	8560 (35,8) / 6200(26,0)	кок, с,ос,т
	верхний горизонт	-	6/3	3,4-5,4	-	-	-	3,5	32,8	37,6-33,8	0,92	7930 (33,2) / 4780(20,0)	Ж
8	Читкандинское (уч. Угольный, Болотистый)	2,5	27/1	4,5-8,7	-	-	-	1,7-3,1	16,1 12,6	43,1-46,6	0,13-0,45	7770 (32,5) 5330(22,3)	Д, ДГ, Г
9	Верхне-Каларская площадь	-	17/9	1-2	-	P1-171 P2-276	-	4,5	21,3-27,5	5,4-46,9	0,25	8010 (33,5) 5090(21,3)
10	Нерчуганское	4,0	5/2	3,4-5,0	75/3,5	Pi-16	250	11,5	15,0	42,6	0,9-1,7	7600	ДГ, Г
IV Приаргунская группа
11	Уртуйское	2,9	18/5	4,3-25,1	100/2,0	-	4500	29	12,5	39,2	0,33	7127 / 4277	Б, 2Б, 3Б
12	Приозерное	38,0	28/7	1,8-5,8	200/4,9 5,6	-	3000	26	28,0	46,0	0,3	7067 / 3687	Б, 3Б
13	Кутинское	15,0	51/6	3,8-12,6	150/3,3 5,6	43,0	900	29,5	31,4	43,5	0,4	7142 / 3069	Б, 3Б
14	Пограничное	77,5	13/3	1,3-4,6	150/4,8	-	1500	25	24,2	46,3	0,41	7207 / 3740	Б, 3Б
V Центральная группа
15	Харанорское	85,0	21/6	4,8-13,3	200/3-3,5	263	9700	39,2	14,6	43,2-44,5	0,42	6620 (27,7) / 3070(12,8)	Б, 2Б (2БВ)
16	Татауровское	50,2	15/3	4,0-8,4	150/3,0	117,0	2500 (5000 max)	32,0	14,2	42,6	0,3	6780 (28,4) 3595(15,0)	Б, 2Б, 3Б
17	Тангинская площадь	50,0	12/3	3,5-12,0	-	370	-	28,0	20,0	42,5	0,4	5497 (23,0) 3728(15,6)	Б, 2Б, 3Б

Информация по видам используемого топлива на тепловых электростанциях и котельных генерирующих компаний энергосистемы Забайкальского края за отчетный 2016 год представлена в таблице 77.

Таблица 77

Виды углей, мазута используемых электростанциями и котельными генерирующих компаний за отчетный 2016 год.

Вид топлива	Поставщик
	2016 год
ТЭЦ ППГХО (филиал АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске)
Уртуйский уголь	ОАО "ППГХО" РУ "Уртуйское"
Топочный мазут	Ангарская "НХК"
Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
Уртуйский уголь	ООО "ЕСК АРМЗ"
Харанорский уголь	ОАО "СУЭК"
Топочный мазут	ООО "Иркутскнефтепродукт"
Читинская ТЭЦ-1 (ПАО "ТГК-14")
Уртуйский уголь	-
Харанорский уголь	ОАО "СУЭК"
Татауровский уголь	ОАО "СУЭК"
Топочный мазут	ОАО "Роснефть", ООО "Сибирьэнергоресурс"
Читинская ТЭЦ-2 (ПАО "ТГК-14")
Харанорский уголь	-
Татауровский уголь	ОАО "СУЭК"
Топочный мазут	ОАО "Роснефть"
Шерловогорская ТЭЦ (ПАО "ТГК-14")
Харанорский уголь	ОАО "СУЭК"
Топочный мазут	ОАО "Роснефть"
Приаргунская ТЭЦ (ПАО "ТГК-14")
Уртуйский уголь	-
Харанорский уголь	ОАО "СУЭК"
Топочный мазут	ОАО "Роснефть"
Первомайская ТЭЦ (ООО "Коммунальник")
Харанорский уголь	ОАО "СУЭК"
Топочный мазут	ОАО "АНХК"
Читинский энергетический комплекс ДУ "Тепловик" (ПАО "ТГК-14")
Татауровский уголь	ОАО "СУЭК"

Основным видом топлива для ТЭС энергосистемы Забайкальского края являются бурые угли, добываемые открытым способом на местных угольных разрезах. Другие виды топлива, ввиду удалённости региона от мест добычи и производства, являются очень дорогими и, как следствие, неконкурентоспособными. Мазут используется лишь в качестве растопочного топлива и для работы ПВК (Харанорская ГРЭС и Читинская ТЭЦ-2).

Поставщиком Харанорского и Татауровского углей для генерирующих компаний Забайкальского края является владелец одноимённых разрезов - ОАО "СУЭК". Поставщиками Уртуйского угля являются: для Харанорской ГРЭС - ООО "ЕСК АРМЗ", для ТЭЦ ППГХО Уртуйский уголь поставлялся ПАО "ППГХО", т.к. угольный разрез является подразделением ПАО "ППГХО".

Топочный мазут ПАО "ТГК-14" покупают у ОАО "Роснефть" и ООО "Сибирь-энергоресурс", Харанорская ГРЭС у ООО "Иркутскнефтепродукт", ТЭЦ ППГХО у Ангарской "НХК".

Структура использования угля и мазута электростанциями и котельными генерирующих компаний в энергосистеме за отчётный 2016 год представлена в графическом виде на рисунках 66, 67.

Величины расхода натурального и условного топлива на электростанциях энергосистемы за отчётный период 2015 и 2016 годов представлен в таблице 78.

Таблица 78

Структура расхода топлива на электростанциях энергосистемы в 2015, 2016 годах

Субъект, вид топлива	2016 год				2015 год
	топливо ВСЕГО тыс. тонн млн. куб. м.	условное топливо			топливо ВСЕГО тыс. тонн млн. куб. м.	условное топливо
		тыс. тут	% к 2015	доля, %		тыс. тут	доля, %
1	2	3	4	5	6	7	8
ТЭС энергосистемы всего, в том числе:		3700,706	115,89%	100,00%		3193,207	100,00%
мазут	6,341	8,888	129,49%	0,24%	4,897	6,864	0,21%
уголь	7137,559	3691,817	115,86%	99,76%	6160,296	3186,340	99,78%
Генерирующие компании (ТГК, ИНТЕР РАО, ОТЭК)		2373,926	75,41%	100,00%		3148,007	100,00%
мазут	3,532	4,950	72,15%	0,21%	4,895	6,861	0,22%
уголь	4576,651	2368,976	75,42%	99,79%	6068,410	3141,143	99,78%
Читинская генерация, в том числе:		1136,487	97,68%	100,00%		1163,512	100,00%
мазут	1,359	1,900	49,43%	0,17%	2,749	3,843	0,33%
уголь	2452,448	1134,588	97,84%	99,83%	2506,662	1159,669	99,67%
Читинская ТЭЦ-1		987,061	97,69%	100,00%		1010,445	100,00%
мазут	1,190	1,669	103,59%	0,17%	1,151	1,611	0,16%
уголь	2084,415	985,392	97,68%	99,83%	2063,028	1008,834	99,84%
Читинская ТЭЦ-2		95,507	96,93%	100,00%		98,537	100,00%
мазут	0,020	0,028		0,03%	0,000	0,000	0,00%
уголь	206,799	95,479	96,90%	99,97%	214,819	98,537	100,00%
Шерловогорская ТЭЦ		36,872	101,79%	100,00%		36,223	100,00%
мазут	0,105	0,147	89,09%	0,40%	0,120	0,165	0,46%
уголь	80,888	36,725	101,85%	99,60%	79,984	36,058	99,54%
Приаргунская ТЭЦ		37,052	100,66%	100,00%		36,809	100,00%
мазут	0,044	0,061	71,08%	0,16%	0,062	0,086	0,23%
уголь	80,346	36,991	100,73%	99,84%	80,783	36,723	99,77%
ДУ Тепловик		44,575	109,07%	100,00%		40,868	100,00%
мазут				0,00%			0,00%
уголь	86,319	44,575	109,07%	100,00%	80,158	40,868	100,00%
Харанорская ГРЭС		1124,166	99,76%	100,00%		1126,852	100,00%
мазут	2,173	3,057	138,30%	0,27%	1,571	2,211	0,20%
уголь	2124,203	1121,109	99,69%	99,73%	2002,906	1124,641	99,80%
ТЭЦ ППГХО		715,396	90,30%	100,00%		792,273	100,00%
мазут	1,405	1,987	169,26%	0,28%	0,830	1,174	0,15%
уголь	1280,454	713,408	90,18%	99,72%	1419,895	791,098	99,85%

Динамика добычи и потребления угля

Динамика добычи и структура потребления угля за отчетный период 2011 - 2015 гг. на территории Забайкальского края представлена в таблице 79 и рисунке 68.

Таблица 79

Динамика добычи и структура потребления угля на территории Забайкальского края

N п/п	Показатели, тыс. т угля	2012	2013	2014	2015	2016
1.	Добыча всего: в том числе:	20454	21300	21000	19900	20895
	Разрез Харанорский	3048	3360	3000	2889	3236
	Разрез Татауровский (Восточный)	1215	1335	1200	944	806
	Разрез Уртуйский	3064	3380	2993	2900	3000
	Разрез Тугнуйский	2908	3380	2963	3055	3526
	Апсатское месторождение	300	651	1007	384	485
	Разрез Тигнинский	0	214	274	300	321
	Малые предприятия	9919	8980	9563	9428	9521
2.	Потребление всего: в том числе:	10170	10326	10069	9915	9851
	Всего ТЭС, ГРЭС	6064	6239	6000	5928	6109
	ПАО "ТГК-14"	2507	2457	2435	2439	2539
	Харанорский	1697	1560	1556	1810	1875
	Татауровский	750	988	853	709	628
	Уртуйский	61	0	61	0	0
	Из других регионов	0	0	50	0	36
	Харанорская ГРЭС	1987	2271	2014	2004	2107
	Харанорский	788	809	557	622	912
	Уртуйский	1199	1462	1457	1381	1195
	ТЭЦ ППГХО	1472	1407	1465	1420	1399
	Уртуйский	1472	1407	1465	1420	1399
	Первомайская ТЭЦ	98	104	86	65	64
	Харанорский	98	104	86	65	64
	Прочие	4106	4087	4069	3987	3742
3.	Отгрузка за пределы края	10284	10974	10931	9985	11044

Структура используемых углей на электростанциях энергосистемы Забайкальского края в 2015, 2016 годах представлено на рисунках 69 и 70.

Единый топливно-энергетический баланс

Единый топливно-энергетический баланс (ЕТЭБ) представляет собой систему показателей, отражающих полное количественное соответствие между следующими показателями: выработка, отпуск тепла, приход и расход топливно-энергетических ресурсов (угля) в энергосистеме в целом и на отдельных электростанциях.

Единый топливно-энергетический баланс Забайкальского края за отчетный период 2012 - 2016 годов представлен в таблице 80.

Таблица 80

Единый топливно-энергетический баланс Забайкальского края

N п/п	Показатель баланса	2011	2012	2013	2014	2015	2016
1.	Электропотребление, млн. кВтч, в том числе:	7562,583	7905,321	7972,309	7835,338	7753,463	7863,413
	Харанорская ГРЭС	220,321	265,101	310,887	280,894	278,103	275,940
	Читинская ТЭЦ-1	297,240	262,153	256,636	255,981	256,826	256,555
	ТЭЦ ППГХО	1070,193	1080,361	1080,055	1019,493	969,320	886,200
	Приаргунская ТЭЦ	12,843	12,538	12,031	11,950	10,900	10,806
	Читинская ТЭЦ-2	28,684	30,597	29,196	28,127	29,061	28,513
	Шерловогорская ТЭЦ	17,783	17,621	16,914	16,297	16,779	14,821
	Первомайская ТЭЦ	53,228	57,606	56,009	49,207	16,878	9,709
2.	Выработка электрической энергии, млн. кВтч, в том числе:	6781,324	6940,837	7559,107	7401,068	7224,496	7035,994
	Харанорская ГРЭС	2789,649	3319,032	3930,342	3611,477	3488,567	3502,005
	Читинская ТЭЦ-1	2084,280	1658,436	1735,954	1868,415	1902,535	1902,164
	ТЭЦ ППГХО	1726,721	1756,635	1685,115	1725,550	1663,365	1462,495
	Приаргунская ТЭЦ	47,012	47,013	43,178	44,433	41,098	42,422
	Читинская ТЭЦ-2	51,709	63,790	69,092	67,263	69,954	70,571
	Шерловогорская ТЭЦ	39,838	42,443	42,323	42,928	40,169	40,845
	Первомайская ТЭЦ	42,117	53,489	53,105	41,000	18,808	15,492
3.	Отпуск тепла, тыс. Гкал, в том числе:	5388,076	5507,531	5418,103	5431,670	5404,527	5120,319
	Харанорская ГРЭС	133,741	129,813	122,547	123,868	117,151	118,953
	Читинская ТЭЦ-1	2444,298	2541,375	2523,409	2603,467	2584,578	2354,336
	ТЭЦ ППГХО	1829,392	1821,121	1824,940	1813,742	1826,470	1781,698
	Приаргунская ТЭЦ	136,970	136,449	131,497	126,717	123,823	122,582
	Читинская ТЭЦ-2	555,768	572,160	527,007	494,810	486,467	472,580
	Шерловогорская ТЭЦ	153,240	159,774	150,182	147,734	144,709	143,725
	Первомайская ТЭЦ	134,667	146,839	138,521	121,332	121,329	126,445
4.	Приход угля, тыс. т	6221,689	5821,844	6570,316	5788,033	5853,001	6075,541
	Харанорская ГРЭС	1755,525	1885,898	2381,840	2021,486	1910,709	2059,473
	Читинская ТЭЦ-1	2424,399	2018,542	2139,241	1999,618	2087,264	2109,024
	ТЭЦ ППГХО	1550,570	1393,733	1535,792	1287,543	1419,833	1477,635
	Приаргунская ТЭЦ	80,412	94,477	76,448	88,375	78,126	75,620
	Читинская ТЭЦ-2	235,419	240,973	245,036	218,400	214,935	208,653
	Шерловогорская ТЭЦ	86,162	87,852	83,257	82,922	79,416	81,463
	Первомайская ТЭЦ	89,202	100,369	108,702	89,689	62,718	63,673
5.	Расход угля, тыс. т	6089,870	6112,736	6252,092	6052,760	5953,301	5976,874
	Харанорская ГРЭС	1688,581	1997,585	2271,444	2011,902	2002,906	2124,996
	Читинская ТЭЦ-1	2401,936	2119,616	2059,125	2099,499	2087,229	2096,120
	ТЭЦ ППГХО	1496,661	1471,872	1406,701	1465,252	1419,895	1323,797
	Приаргунская ТЭЦ	91,187	92,438	86,212	85,897	81,934	80,346
	Читинская ТЭЦ-2	234,585	240,942	238,285	220,935	216,755	206,800
	Шерловогорская ТЭЦ	86,722	87,167	84,010	83,369	79,277	80,943
	Первомайская ТЭЦ	90,198	103,116	106,315	85,906	65,305	63,872
6.	Остаток угля, тыс. т	801,133	510,240	821,727	810,949	545,649	644,316
	Харанорская ГРЭС	266,009	154,322	264,719	274,303	182,106	116,583
	Читинская ТЭЦ-1	242,624	141,550	214,927	115,046	115,081	127,985
	ТЭЦ ППГХО	208,305	130,166	259,257	170,498	170,436	324,274
	Приаргунская ТЭЦ	58,218	60,257	50,493	52,971	49,163	44,437
	Читинская ТЭЦ-2	14,157	14,188	20,939	18,404	16,584	18,437
	Шерловогорская ТЭЦ	3,153	3,838	3,085	2,638	2,777	3,297
	Первомайская ТЭЦ	8,667	5,919	8,307	12,089	9,502	9,303

7. Динамика основных макроэкономических показателей по Забайкальскому краю

В 2016 году макроэкономические показатели имели разнонаправленную динамику. Наблюдался рост объемов производства по видам деятельности: добыча полезных ископаемых, строительство. Увеличились инвестиции в основной капитал и грузооборот автомобильного транспорта.

Вместе с тем, отмечалось снижение по видам деятельности - обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды, сельское хозяйство, оборот розничной торговли, оборот общественного питания, объем платных услуг населению. Сократились реальная заработная плата и реальные располагаемые денежные доходы населения.

Основные показатели социально-экономические показатели развития Забайкальского края в сравнении с Российской Федерацией представлены в таблице 81.

Таблица 81

Показатели социально-экономические показатели развития Забайкальского края в сравнении с РФ

Показатели	2016 год
	Забайкальский край	Российская Федерация	Место региона среди субъектов РФ
Индекс промышленного производства, в % к пред.году	101,1	101,5	52
Индекс производства продукции сельского хозяйства, в % к пред.году	98,0	104,8	67
Объем работ, выполненных по виду деятельности "строительство", в % к пред.году	118,2	95,7	8
Ввод в действие жилых домов, в % к пред.году	62,3	93,5	78
Оборот розничной торговли, в % к пред.году	96,3	94,8	35
Оборот общественного питания, в % к пред.году	94,9	96,2	56
Объем платных услуг населению, в % к пред.году	96,5	99,7	67
Индекс потребительских цен, в % к декабрю 2015 года	105,0	105,4	33
Объем инвестиций в основной капитал, в % к пред.году	104,4	99,1	16
Реальные располагаемые денежные доходы населения, в % к пред.году	92,4	94,4	51
Среднемесячная номинальная начисленная заработная плата работников организаций, руб.	32785	36746	21
Коэффициент рождаемости, родившихся на 1000 чел. населения	14,6	12,9	10
Коэффициент смертности, умерших на 1000 чел. населения	12,3	12,9	24
Коэффициент миграции, человек на 10 тыс. чел. населения	-59,7	17,9	80
Уровень безработицы по методологии МОТ, в % от экономически активного населения	10,8	5,5	76

Динамика основных макроэкономических показателей социально-экономического развития Забайкальского края за 2013, 2014, 2015 и 2016 годы в сопоставимых ценах приведена в таблице 82.

Таблица 82

Динамика основных макроэкономических показателей социально-экономического развития Забайкальского края

Показатели	Единица измерения	2013	2014	2015	прогноз 2016
		отчет	отчет	оценка	вариант 1	вариант 2
Валовой региональный продукт (в основных ценах соответствующих лет) - всего	млн. руб.	229782	246721,6	259176,0	276865,3	280413,1
Индекс физического объема валового регионального продукта	% к пред. году	98,1	102,1	99,1	100,3	101,8
Индекс-дефлятор объема валового регионального продукта	% к пред. году	104,6	105,1	106,3	106,5	106,3
Индекс промышленного производства	% к пред. году	107,5	103,3	97,7	102,2	102,6
Индекс производства: Добыча полезных ископаемых	% к пред. году	109,1	109,1	98,0	103,4	103,8
Индекс производства: Обрабатывающие производства	% к пред. году	105,0	91,7	92,8	100,8	101,1
Индекс производства: Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	% к пред. году	103,2	97,6	100,0	100,9	101,3
Индекс производства: Транспорт и связь	% к пред. году	104,7	241,4	84,4	100,3	101,5
Индекс производства: Продукция сельского хозяйства	% к пред. году	100,1	101,8	95,0	102,3	102,5
Индекс производства: Строительство	% к пред. году	101,6	94,8	86,7	100,3	102,3
Инвестиции в основной капитал	млн. руб.	57461,0	65 181,0	62002,6	68823,9	69572,1
Индекс физического объема инвестиций в основной капитал	% к пред. году	80,7	107,70	86,4	101,2	103,2
Индекс-дефлятор: Инвестиции	% к пред. году	105,3	105,30	110,1	109,7	108,7
Оборот розничной торговли	млн. руб.	126912,5	136033,7	146550,9	156592,7	159887,2
Оборот розничной торговли	% к пред. году	102,2	99,6	92,9	98,3	101,3
Индекс-дефлятор оборота розничной торговли	% к пред. году	106,9	107,6	116,0	108,7	107,7
Численность экономически активного населения	тыс. чел.	535,4	535,2	532,0	530,0	531,0
Среднегодовая численность занятых в экономике	тыс. чел.	487,0	482,0	481,1	480,2	480,8
Численность безработных (по методологии МОТ)	тыс. чел.	56,0	53,7	54,6	53,8	56,0
Уровень зарегистрированной безработицы (на конец года)	%	1,9	1,9	2,2	2,1	2,0

Одним из главных показателей экономического развития региона является валовой региональный продукт. ВРП Забайкальского края, который, в основном, формируется за счет экономической деятельности в сфере "транспорта и связи".

Объем ВРП в 2015 году по оценке Министерства экономического развития Забайкальского края составил 259,176 млрд. рублей, или 107,3% к уровню предыдущего года. По экспертной оценке Министерства экономического развития Забайкальского края объем ВРП в 2015 году составит 259,2 млрд. рублей или 105,04% к уровню предыдущего года.

Прогноз социально-экономического развития Забайкальского края в 2016 году представлен для двух вариантов развития: базовый с ростом объема ВРП 6,8% и оптимистический с ростом объема ВРП 8,2%.

8. Прогноз развития электроэнергетики Забайкальского края на период 2018 - 2022 гг.

8.1. Ключевые инвестиционные проекты развития электроэнергетики Забайкальского края

Одной из важнейших задач, решаемых в регионе, является обеспечение устойчивого развития энергосистемы Забайкальского края при обязательном согласовании с перспективами развития всей совокупности потребителей в ее пределах и с учетом взаимодействия ее в составе ОЭС Сибири.

В целях сбалансированного развития электроэнергетики Сибири и Забайкальского региона для поддержания роста экономики необходим комплексный подход к решению целого ряда задач.

Правительство Забайкальского края планомерно работает в этом направлении, особое внимание уделяется приоритетам сегодняшнего дня. В целях развития электросетевой инфраструктуры для обеспечения технологического присоединений вводимых в эксплуатацию социально-значимых объектов, а также в целях повышения надежности электроснабжения потребителей, в том числе для ликвидации "узких мест" энергосистемы необходимо выделить ключевые инвестиционные проекты развития электроэнергетики Забайкальского края. К ним относятся:

* Освоение полиметаллических месторождений юго-востока Забайкальского края (Строительство Быстринского ГОКа, максимальной мощностью 81,6 МВт и Бугдаинского ГОКа, максимальной мощностью 90,5 МВт; Создание транспортной инфраструктуры для освоения минеральных ресурсов юго-востока Забайкальского края)

Срок ввода в эксплуатацию Быстринского ГОКа, определенный Инвестором - третий квартал 2017 года. Одним из значимых факторов риска в реализации проекта является обеспеченность транспортной и энергетической инфраструктурой.

ПАО "ГМК "Норильский никель" и ПАО "ФСК ЕЭС" согласованы основные условия сотрудничества по реализации проекта строительства энергетической инфраструктуры к Быстринскому ГОКу. К настоящему моменту создана проектная компания ООО "Быстринская электросетевая компания", силами которой будет реализовываться данный проект. Кроме того, ПАО "ГМК "Норильский никель" и ПАО "ФСК ЕЭС" пришли к договоренностям о подписании Соглашения с участием Минэнерго России о взаимодействии при реализации проекта по строительству ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Быстринская с ПС 220 кВ Быстринская. В настоящее время ПАО "ФСК ЕЭС", по итогам консультаций с Минэнерго России, дорабатывает текст трехстороннего соглашения. Для реализации проекта по строительству ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Быстринская с ПС 220 кВ Быстринская. Генеральным подрядчиком в июле 2015 года определен АО "ЦИУС ЕЭС". Работы по строительству электросетевой инфраструктуры завершаются. 23.12.2016 проведена проверка выполнения основных технических решений 1,2,3 очереди ОТР проектной и рабочей документации (постановка под напряжение по временной схеме ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Быстринская I,II цепь и ПС 220 кВ Быстринская). 31.03.2017 проведена проверка выполнения 1 очереди ТУ на ТП. В настоящее время осуществляется строительство подъездных путей и объектов Быстринского ГОКа, строительство обогатительной фабрики. В связи с падением цен на молибден принято решение о переносе срока строительства и ввода в эксплуатацию Бугдаинского ГОКа минимум на 5 лет в зависимости от мировой конъюнктуры.

Мероприятия по технологическому присоединению Быстринского ГОКа:

- строительство ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Быстринская I и II цепь;

- строительство ПС 220 кВ Быстринская.

Данные мероприятия включены в:

- Утвержденную инвестиционную программу ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016 - 2020 годы со сроком реализации 2017 год.

- Проект схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы, со сроком реализации 2017 год со сроком реализации 2017 год.

- Концепцию долгосрочного социально-экономического развития РФ на период до 2020 года.

- Стратегию социально-экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона до 2025 года.

- Стратегию социально-экономического развития Забайкальского края на период до 2030 года, утвержденную Постановлением Правительства Забайкальского края от 26 декабря 2013 г. N 586.

- Инвестиционную стратегию Забайкальского края на период до 2020 года, утвержденную Распоряжением Губернатора Забайкальского края от 15 декабря 2014 года N 496-р.

* Освоение Удоканского месторождения меди

В настоящее время ведутся работы по обновлению международного ТЭО проекта для получения единого документа, учитывающего в себе результаты всех выполненных работ по проекту. В 2014 году были завершены работы по оценке ресурсов и запасов в соответствии с JORC, оценка воздействия в соответствии с международными стандартами (ESIA), инженерно-геологические изыскания (общий объем бурения составил 3060,83 пм) и оптимизация проектных решений в рамках этапа функционально-стоимостной оценки (value engineering). В 2015 - 2016 годах осуществлялась подготовка к этапу базового проектирования и разработке проектной документации по российским стандартам. Завершается подготовка ТЭО кондиций. До 2020 года планируется завершение I этапа: технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Байкальская горная компания" с максимальной мощностью 50 МВт. До 2022 года планируется завершение II этапа: технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Байкальская горная компания" с максимальной мощностью 146 МВт.

Мероприятия по технологическому присоединению Удоканского ГОКа:

- строительство ВЛ 220 кВ Чара - Удоканский ГОК I и II цепь;

- строительство ПС 220 кВ Удоканский ГОК;

- строительство ВЛ 220 кВ Чара - Блуждающий I, II цепь;

- строительство ПС 220 кВ Блуждающий;

- реконструкция ПС 220 кВ Чара;

- строительство одноцепной ВЛ 220 кВ Тында - Лопча - Хани - Чара.

Данные мероприятия включены в:

- Утвержденную инвестиционную программу ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016 - 2020 годы.

- Проект схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы, со сроком реализации 2017 год.

- Концепцию долгосрочного социально-экономического развития РФ на период до 2020 года.

- Стратегию социально-экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона до 2025 года.

- Стратегию социально-экономического развития Забайкальского края на период до 2030 года, утвержденную Постановлением Правительства Забайкальского края от 26 декабря 2013 г. N 586.

- Инвестиционную стратегию Забайкальского края на период до 2020 года, утвержденную Распоряжением Губернатора Забайкальского края от 15 декабря 2014 года N 496-р.

* Освоение Чинейского титано-магнетитового месторождения

Завершены геологоразведочные работы, утверждены временные разведочные кондиции к подсчету запасов, выполнен подсчет запасов, составлен отчет. В настоящее время институт ВИМС ведет работу по теме "Разработка технико-экономического обоснования постоянных разведочных кондиций и подсчёт запасов ванадийсодержащих титаномагнетитовых руд участка Магнитный Чинейского месторождения (в пределах лицензии ЧИТ 00745 ТР)".

Завершение работ по составлению ТЭО постоянных кондиций, утверждению их в ГКЗ и сдача отчета с подсчетом запасов по результатам разведки ожидается после решения ключевой проблемы месторождения - остановка процедуры изъятия лицензии.

Данное мероприятие включено в:

- Концепцию долгосрочного социально-экономического развития РФ на период до 2020 года.

- Стратегию социально-экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона до 2025 года.

- Стратегию социально-экономического развития Забайкальского края на период до 2030 года, утвержденную Постановлением Правительства Забайкальского края от 26 декабря 2013 г. N 586.

- Инвестиционную стратегию Забайкальского края на период до 2020 года, утвержденную Распоряжением Губернатора Забайкальского края от 15 декабря 2014 года N 496-р.

* Освоение Апсатского месторождения

Предприятием в 2014, 2015 годах выполнены мероприятия, предусмотренные первым этапом развития месторождения - строительство разреза мощностью 500 тыс. тонн (включая оборудование карьерной техникой, вахтовый поселок и проч.). Ведется разработка детального проекта вывода разреза на целевую производственную мощность.

В 2013 году поставлены на баланс запасы в объеме 3,5 млн. тонн участка "Угольный". Сейчас на месторождении ведется добыча в режиме промышленной разведки - добыто в 2013 г. - 650 тыс. т, в 2014 г. - 1007 тыс. т. В 2015 году поставлены на баланс запасы по всему месторождению.

ООО "Арктические разработки", является недропользователем Апеатского каменноугольного месторождения, расположенного в Канарском районе Забайкальского края на основании лицензии ЧИТ N 14483 ГР. В целях реализации инвестиционного проекта "Освоение Апеатского каменноугольною месторождения" была разработана проектная документация "Увеличение производственной мощности разреза "Апсатский" до 3,0 млн тонн угля в год", в марте 2017 года получено положительное заключение ФАУ "Главгосэкспертиза России". В настоящее время разрезом выполняются горно-добычные работы, а также разрабатывается проектная документация на объекты инфраструктуры, в том числе и на строительство Обогатительной фабрики "Апсатская" производительностью до 500 тонн угля в час. Указанными проектами определена присоединяемая мощность энергопринимающих устройств разреза "Апсатский" в количестве 10 MBA.

Следующим шагом ООО "Арктические разработки" будет получение технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" для дальнейшего проектирования и строительства ВЛ 220 кВ и ПС 220/110/35 кВ. Получить технические условия планируется до 31.12.2017.

Данное мероприятие включено в:

- Концепцию долгосрочного социально-экономического развития РФ на период до 2020 года.

- Стратегию социально-экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона до 2025 года.

- Стратегию социально-экономического развития Забайкальского края на период до 2030 года, утвержденную Постановлением Правительства Забайкальского края от 26 декабря 2013 г. N 586.

- Инвестиционную стратегию Забайкальского края на период до 2020 года, утвержденную Распоряжением Губернатора Забайкальского края от 15 декабря 2014 года N 496-р.

Присвоен статус инвестиционного проекта краевого значения (на основании распоряжения Правительства Забайкальского края от 18.06.2013 г. N 303-р).

* Строительство Озерного ГОКа

Мероприятия по технологическому присоединению Озерного ГОКа определены на территории энергосистемы Забайкальского края. Целью данного проекта является добыча полиметаллических руд на месторождении Озерное в Еравнинском районе Республики Бурятия. Лицензия на право пользования недрами выдана на срок до 15 июня 2024 года и принадлежит ГК МЕТРОПОЛЬ, Управляющей компании - ООО "Корпорация "Металлы Восточной Сибири". Лицензионный участок расположен в 160 км к северу от железнодорожной станции Могзон Транссибирской магистрали; в 30 км от федеральной автотрассы Улан-Удэ-Чита; в 60 км от райцентра Сосново-Озерское, насчитывающего более 10 тыс. жителей.

Месторождение Озерное входит в десятку лучших цинковых месторождений в мире по объемам запасов и качеству руды.

В ноябре 2010 года в соответствии с Проектом "Вскрытие и опытно-промышленная отработка месторождения полиметаллических руд Озерное, прошедшего государственную экспертизу и получившего положительное заключение, введена в эксплуатацию первая очередь горнорудного предприятия с производительностью 1 млн. тонн руды в год. В рамках данного Проекта создана необходимая инфраструктура: вахтовый поселок, кернохранилище, внутриплощадочные дороги, мостовой переход, ЛЭП 10 кВ, мобильная связь, Интернет и т.д.

В рамках реализации Проекта в целом завершено проектирование Озерного горно-обогатительного комбината с производительностью 8,0 млн. тонн руды в год и выпуском свинцового и цинкового концентратов. На проектную документацию в 2012 году получено положительное заключение Главгосэкспертизы. В 2013 году получены Разрешения на строительство карьера и объектов Озерного ГОКа.

Запасы месторождения Озерное, числящиеся на Государственном балансе запасов полезных ископаемых РФ в количестве 135 млн. тонн руды, утверждены ГКЗ СССР.

В настоящее время проводится работа по организации финансирования строительства Озерного ГОКа.

Мероприятия по технологическому присоединению Озерного ГОКа:

- строительство ВЛ 220 кВ Чита - Озерный ГОК I и II цепь;

- строительство ПС 220 кВ Озерный ГОК.

Данные мероприятия включены в:

* Проект схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы, со сроком реализации 2017 год со сроком реализации 2018 год.

* Строительство ЛПК "Полярная" в Могочинском районе Забайкальского края (ООО "ЦПК "Полярная")

В 2014 году выполнен комплекс лесозаготовительных и лесоочистительных работ на лесном участке (зоны затопления), проведена негосударственная экспертиза проектной документации и результатов инженерных изысканий. Получено ТЭО строительства мостового перехода через р. Амур в районе Покровка - Логухэ. Разработана рабочая документация по организации пропуска паводковых вод.

Проведены земляные работы на периферийных объектах золошлаконакопителя и сезонном накопителе сточных вод.

Получено разрешение на ввод в эксплуатацию производственно-бытового корпуса, гаража с офисными помещениями лесопильного завода.

В 2015 году ООО "ЦПК Полярная" приступило к реализации второго этапа проекта. Выполнены строительно-монтажные работы на восьми строящихся объектах (Управление автомобильно-транспортного предприятия, заложен фундамент заводоуправления, пожарная часть ЦЗ, заложен фундамент центральных ремонтно-механических мастерских, склад материально-технического снабжения, резервуар склада жидких химикатов, заложен фундамент склада ГСМ, гидроузел). Гидроузел предполагает возведение бетонной водосливной плотины, бетонной глухой плотины, грунтовой плотины, подводящего канала, водоспуска, рыбопропускного сооружения, насосной станции, вспомогательных сооружений.

В 2016 году осуществлялись мероприятия по технологическому присоединению к электрической сети. Выполнить технические условия планируется до 31.12.2017.

Данное мероприятие включено в:

- Стратегию социально-экономического развития Забайкальского края на период до 2030 года, утвержденную Постановлением Правительства Забайкальского края от 26 декабря 2013 г. N 586.

- Инвестиционную стратегию Забайкальского края на период до 2020 года, утвержденную Распоряжением Губернатора Забайкальского края от 15 декабря 2014 года N 496-р.

- Присвоен статус приоритетного инвестиционного проекта Забайкальского края Распоряжением Правительства Забайкальского края от 25 апреля 2014 года N 236-р.

* Освоение Зашуланского каменноугольного месторождения

Зашуланское угольное месторождение находится на территории Красночикойского района Забайкальского края, в 115 км от ж/д станции "Петровск- Забайкальский", в 26 км от пос. Шимбилик.

Добычу угля на месторождении будут производить открытым способом, проектная мощность разреза составляет до 6 млн. тонн угля в год.

Для эксплуатации месторождения необходимо построить автомобильную дорогу до ближайшей железнодорожной станции (около 100 км) и вахтовый поселок, а также проложить инженерные сети. Реализация мероприятий по внешнему электроснабжению запланирована на 2017 - 2018 гг., строительство автомобильной дороги на 2017 - 2019 гг.

Запуск проекта позволит создать более одной тысячи рабочих мест для местного населения. Ежегодные налоговые отчисления после выхода проекта на полную мощность планируются в объеме более 400 млн. рублей.

По предварительным оценкам, инвестиции в проект могут составить более 30 млрд. рублей. В ближайшие два года необходимо провести геологоразведочные работы и утвердить запасы на месторождении, затем подготовить всю необходимую проектную документацию. Добычу на месторождении предполагается начать в 2018 году, выйти на проектную мощность в 2021 году.

Данное мероприятие включено в:

- Концепцию долгосрочного социально-экономического развития РФ на период до 2020 года.

- Стратегию социально-экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона до 2025 года.

- Стратегию социально-экономического развития Забайкальского края на период до 2030 года, утвержденную Постановлением Правительства Забайкальского края от 26 декабря 2013 г. N 586.

- Инвестиционную стратегию Забайкальского края на период до 2020 года, утвержденную Распоряжением Губернатора Забайкальского края от 15 декабря 2014 года N 496-р.

* Усиление и модернизация системы тягового электроснабжения Байкало-Амурской и Транссибирской железнодорожных магистралей с развитием пропускных и провозных способностей

Железные дороги Восточного полигона имеют огромное значение в транспортной системе Российской Федерации. Они обслуживают грузообразующие комплексы Восточного полигона, обеспечивают значительные объёмы грузоперевозок для обеспечения жизнедеятельности региона, включая поставки сырья на предприятия энергетики и промышленности, вывоз готовой продукции и сырья, транспортировку грузов стройиндустрии и другие. По железнодорожным магистралям Восточного полигона, в состав которого входят железные дороги Восточной части БАМа, осуществляются внешнеэкономические связи с Монголией, Китаем, КНДР, с интенсивно развивающимся рынком государств Азиатско-Тихоокеанского региона через морские порты Дальневосточного бассейна и пограничные станции на границе России. Восточные участки Байкало-Амурской магистрали обеспечивают транспортировку грузов, главным образом в сообщении с Ванино-Совгаванским транспортным узлом (ВСТУ).

В последние годы, несмотря на негативное влияние мирового финансово-экономического кризиса, показатели работы ОАО "РЖД", объёмы грузоперевозок на Восточном полигоне характеризовались устойчивым ростом.

Железнодорожная инфраструктура рассматриваемого полигона, в том числе и устройства тягового электроснабжения, имеет большое количество ограничений по пропускной способности. Эти ограничения не позволяют удовлетворить потенциальный спрос на перевозки грузов в восточном направлении в рассматриваемой перспективе до

года в полном объёме, что может привести к невозможности вывоза всей продукции, производимой предприятиями добывающего сектора, в том числе каменного угля, с месторождений Восточного полигона.

Развитие инфраструктуры железнодорожного транспорта БАМа является необходимым условием для обеспечения экономического развития страны, формирования внутренней производственной базы, реализации промышленного потенциала, расширения внешнеэкономических связей и обеспечения целостности и безопасности государства.

Данное мероприятие включено в:

- План мероприятий по повышению надежности электроснабжения объектов Забайкальской железной дороги.

- План поэтапной реализации мероприятий по повышению надежности объектов ОАО "РЖД" с объемами реконструкции первичного оборудования РУ 110-220 кВ, модернизации устройств РЗА и обеспечению наблюдаемости.

8.2. Прогноз потребления электрической энергии и мощности по территории энергосистемы Забайкальского края с детализацией по крупным узлам нагрузки

Прогноз потребления электроэнергии и мощности Забайкальского края на период 2017 - 2022 гг. с разбивкой по годам представлен для двух вариантов:

а) Базовый прогноз потребления электроэнергии и мощности, разработанный АО "СО ЕЭС" в соответствии с проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы со среднегодовым темпом прироста по ЕЭС России за прогнозный период - 1,0%.

Прогноз сформирован на основе прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на период 2017 - 2019 годов, разработанного Министерством экономического развития (ноябрь 2016 года).

По данным базового сценария прогноза социально-экономического развития России, базирующегося на прогнозируемой среднегодовой цене нефти в 2017 году 40 долларов за баррель, ожидается незначительный рост ВВП в 2017 году (на 0,6%), увеличение промышленного производства на 1,1%, рост оборота розничной торговли на 6%.

На перспективу после 2019 года приняты параметры скорректированного в октябре 2013 года "Прогноза долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года". "Прогноз социально-экономического развития России на период до 2030 года" представлен в трех основных сценариях долгосрочного развития: консервативном, умеренно-оптимистичном и форсированном (целевом). В качестве базового сценария социально-экономического развития России на весь перспективный период рассматривается консервативный сценарий.

Макроэкономическая конъюнктура в 2016 году определялась продолжающимся действием совокупности негативных факторов (в том числе сохранение сниженных цен на нефть, внешние экономические санкции), в результате чего наблюдается стагнация основных макроэкономических показателей.

Базовый прогноз потребления электроэнергии (млн.кВтч) по Забайкальскому краю на период 2017 - 2022 гг. принят со среднегодовым темпом прироста за 5 лет - 0,33%.

Базовый прогноз потребления мощности (МВт) по Забайкальскому краю на период 2017 - 2022 гг. принят со среднегодовым темпом прироста за 5 лет - 0,28%.

Прогнозируемые темпы прироста потребности в электрической энергии по энергосистеме Забайкальского края незначительно ниже средних темпов по отдельным энергосистемам ОЭС Сибири.

Базовый прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по энергосистеме Забайкальского края на период 2017 - 2022 годов разработан на базе фактических показателей потребления электрической энергии за последние годы с учетом анализа имеющейся информации о поданных заявках и утвержденных технических условиях, а также заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям с оценкой прироста потребности для каждого из вариантов. При разработке прогноза использованы сведения о максимальной мощности присоединяемых энергопринимающих устройств, сроках их ввода в эксплуатацию, а также о характере нагрузки (вид деятельности хозяйствующего субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в электрической энергии по видам экономической деятельности и годам прогнозирования.

б) Форсированный (целевой) прогноз потребления электроэнергии и мощности, альтернативный прогноз, разработанный Забайкальским государственным университетом при содействии Министерства территориального развития Забайкальского края со среднегодовым темпом прироста за 5 лет: по электрической энергии - 0,6%, по мощности - 0,7%.

На перспективу после 2018 года для форсированного (целевого) прогноза потребления использовались ориентиры и приоритеты предстоящего развития региона на основании Стратегии социально-экономического развития Забайкальского края на период до 2030 года, утвержденной Постановлением Правительства Забайкальского края от 26 декабря 2013 г. N 586, а также информация органов исполнительной власти Забайкальского края о крупных инвестиционных проектах, намечаемых к реализации в прогнозный период, их максимальной мощности, сроках ввода в эксплуатацию и местах расположения.

При разработке форсированного (целевого) прогноза потребления электрической энергии по энергосистеме Забайкальского края учитывались данные прогнозов социально-экономического развития Забайкальского края. Прогнозируемые тенденции изменения динамики потребления электрической энергии и мощности для двух вариантов спроса на электрическую энергию связаны, в основном, с темпом роста основных макроэкономических показателей региона.

При разработке форсированного (целевого) прогноза потребления электрической энергии также учитывалось увеличение объема перевозки грузов в восточном направлении в рассматриваемый период 2017 - 2022 годов, в том числе для обеспечения вывоза всей продукции, производимой предприятиями добывающего сектора с месторождений Восточного полигона.

Особенностью энергосистемы является высокая доля потребления электрической энергии по виду деятельности "Транспорт", превышающая уровень спроса на электрическую энергию в промышленном производстве.

Развитие транспортной и энергетической инфраструктуры как необходимое условие для комплексного освоения уникальных минерально-сырьевых ресурсов рассматривается в качестве приоритета планируемого социально-экономического развития Забайкальского края. Кроме того, на территории Забайкальского края планируется модернизация железнодорожной инфраструктуры в рамках реализации Плана мероприятий по повышению надежности электроснабжения объектов Забайкальской железной дороги и увеличение пропускной способности магистралей БАМ и Транссиб, что в свою очередь приведет к увеличению мощности и потребления электрической энергии на участке Транссиб Петровский Завод - Могоча.

В рамках инвестиционного проекта ОАО "РЖД" запланировано завершение комплексной реконструкции, включая электрификацию, южного хода Забайкальской железной дороги Карымская - Забайкальск (участок Борзя - Забайкальск) с развитием станции Забайкальск.

Большая часть увеличения потребности в электрической энергии на территории энергосистемы до 2022 года будет связана с осуществлением инвестиционных проектов по освоению месторождений полиметаллических руд и вводу в эксплуатацию Быстринского ГОК, первого этапа строительства Удоканского горно-металлургического комбината (ООО "Байкальская горная компания") и расширения добычи угля (Апсатское месторождение, Зашуланское каменноугольное месторождение).

Показатели потребления электрической энергии и мощности по энергосистеме Забайкальского края, сформированные в рамках двух прогнозных вариантов спроса на электрическую энергию (базовый и форсированный), представлены в таблицах 83 и 84.

Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по энергосистеме Забайкальского края на период до 2022 года для двух прогнозных вариантов спроса на электрическую энергию (базовый и форсированный) в графическом виде представлен на рисунках 71 и 72.

Таблица 83

Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по энергосистеме Забайкальского края на период 2017 - 2022 гг.

Базовый вариант

Показатель	Отчет	Прогноз						Ср. год. за 2018 - 2022 годы
	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Потребление электрической энергии, млн. кВтч	7863,4	7853	7867	7887	7920	7948	7984	7921
годовой темп прироста, %	1,4	-0,1	0,2	0,3	0,4	0,4	0,5	0,33
Собственный максимум нагрузки, МВт	1280,0	1273	1272	1277	1279	1288	1291	1281
годовой темп прироста, %	1,7	-0,5	-0,1	0,4	0,2	0,7	0,2	0,28
Число часов использования максимума потребления, час/год	6143	6169	6185	6176	6192	6171	6184	6182

Таблица 84

Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по энергосистеме Забайкальского края на период 2017 - 2022 гг.,

Форсированный (целевой) вариант

Показатель	Отчет	Прогноз						Ср. год. за 2018 - 2022 годы
	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Потребление электрической энергии, млн. кВтч	7863,4	8095	8156	8342	8654	8750	8866	8554
годовой темп прироста, %	1,4	2,9	0,8	2,3	3,7	1,1	1,3	1,84
Собственный максимум нагрузки, МВт	1280,0	1309	1316	1349	1394	1412	1430	1380
годовой темп прироста, %	1,7	2,3	0,5	2,5	3,3	1,3	1,3	1,79
Число часов использования максимума потребления, час/год	6143	6184	6198	6184	6208	6197	6200	6197

Детализация электропотребления и максимума нагрузки по основным крупным потребителям Забайкальского края для двух прогнозных вариантов спроса на электрическую энергию (базовый и форсированный (целевой) вариант) приведена в таблицах 85, 86.

Детализация электропотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы (по энергорайонам) Забайкальского края для двух прогнозных вариантов спроса на электрическую энергию (базовый и форсированный (целевой) вариант) приведена в таблицах 87, 88.

Таблица 85

Детализация электропотребления по основным крупным потребителям Забайкальского края на период 2017 - 2022 гг.,

Базовый вариант

Показатель	Отчет	Прогноз
	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Потребление электрической энергии Забайкальского края всего, млн. кВтч	7863,4	7853,0	7867,0	7887,0	7920,0	7948,0	7984,0
АО "Читаэнергосбыт	3389,5	3396,2	3401,2	3409,9	3421,7	3432,5	3443,5
ООО "Русэнергосбыт"	2734,1	2793,5	2799,4	2808	2826,5	2840,8	2860,3
ПАО "ППГХО"	886,2	890,2	892,0	892,9	893,8	894,8	897,3
ПАО "ТГК-14"	310,7	336,9	337,6	338,6	339,6	340,6	342,3
Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	275,9	276,2	276,8	277,6	278,4	279,3	280,6
Первомайская ТЭЦ (ООО "Коммунальник")	9,7	10,0	10,	10,	10,0	10,0	10,0
АО "Оборонэнергосбыт"	105,4	-	-	-	-	-	-
Потери в электрических сетях	151,9	150	150	150	150	150	150

Таблица 86

Детализация электропотребления по основным крупным потребителям Забайкальского края на период 2017 - 2022 гг.,

Форсированный (целевой) вариант

Показатель	Отчет	Прогноз
	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Потребление электрической энергии Забайкальского края всего, млн. кВтч	7863,4	8095,0	8156,0	8342,0	8654,0	8750,0	8866,0
АО "Читаэнергосбыт	3389,5	3652,1	3678,5	3765,4	3912,0	3956	4008,7
ООО "Русэнергосбыт"	2734,1	2766,1	2789,8	2853,8	2961,3	2995,7	3037,6
ПАО "ППГХО"	886,2	912,6	919,2	940,4	975,2	985,8	998,7
ПАО "ТГК-14"	310,7	320	322,3	329,7	341,9	345,6	350,1
Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация"	275,9	284,2	286,2	292,7	303,6	306,9	310,9
Первомайская ТЭЦ (ООО "Коммунальник")	9,7	10	10	10	10	10	10
АО "Оборонэнергосбыт"	105,4	-	-	-	-	-	-
Потери в электрических сетях	151,9	150	150	150	150	150	150

Таблица 87

Детализация электропотребления и собственного максимума нагрузки по отдельным энергорайонам энергосистемы на период 2017 - 2022 гг.,

Базовый вариант

Показатель	Отчет	Прогноз
	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Потребление электрической энергии Забайкальского края, всего, млн. кВтч	7863,4	7853	7867	7887	7920	7948	7984
Читинский энергорайон	1305	1303	1307	1313	1318	1323	1328
Краснокаменский энергорайон	886	885	885	890	890	890	890
Приаргунский энергорайон	112	113	113	113	114	114	116
Прочие	5560	5552	5562	5571	5598	5621	5650
Собственный максимум нагрузки энергосистемы, МВт	1280	1 273	1272	1277	1279	1288	1291
Читинский энергорайон	254	252	252	254	254	254	254
Краснокаменский энергорайон	145	155	155	155	155	155	155
Приаргунский энергорайон	21	22	22	22	23	23	23
Прочие	860	844	843	846	847	856	859

Таблица 88

Детализация электропотребления и собственного максимума нагрузки по отдельным энергорайонам энергосистемы на период 2017 - 2022 гг.,

Форсированный (целевой) вариант

Показатель	Отчет	Прогноз
	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Потребление электрической энергии Забайкальского края, всего, млн. кВтч	7753,5	8095	8156	8342	8654	8750	8866
Читинский энергорайон	1305	1317	1327	1344	1367	1383	1401
Краснокаменский энергорайон	886	886	888	892	892	892	895
Приаргунский энергорайон	112	115	115	115	116	116	118
Прочие	5560	5777	5825	5991	6278	6360	6452
Собственный максимум нагрузки энергосистемы, МВт	1280	1309	1316	1349	1394	1412	1430
Читинский энергорайон	254	256	256	258	260	260	262
Краснокаменский энергорайон	145	155	155	155	155	155	155
Приаргунский энергорайон	21	23	23	23	23	24	24
Прочие	860	875	882	913	956	973	989

Выводы:

1. Величина собственного максимума нагрузки потребления по Забайкальскому краю к концу прогнозного периода оценивается в размере 1291 МВт в базовом варианте и 1430 МВт в форсированном (целевом) варианте. Это больше максимальной нагрузки потребления 2016 года на 11 МВт и 150 МВт соответственно. Превышение уровня 2016 года составит в 2022 году 0,86% по базовому варианту при среднегодовом приросте за 5-ий период 0,28% и 11,72% по форсированному варианту при среднегодовом приросте 1,79%. Разница между прогнозными вариантами собственного максимума потребления на уровне 2022 года оценивается в 139 МВт.

2. Величина спроса на электрическую энергию по Забайкальскому краю к концу прогнозного периода оценивается в размере 7984 млн. кВт.ч в базовом варианте и 8866 млн. кВт.ч в форсированном варианте. Это больше объема потребления электрической энергии 2016 года на 121 млн. кВт.ч и 1003 млн. кВт.ч соответственно. Превышение уровня 2016 года составит в 2022 году 1,53% по базовому варианту при среднегодовом приросте за 5-ий период 0,33% и 12,75% по форсированному варианту при среднегодовом приросте 1,84%. Разница между прогнозными вариантами потребления электрической энергии на уровне 2022 года оценивается в 882 млн. кВт.ч.

3. Годовое число часов использования максимума потребления мощности по энергосистеме Забайкальского края к 2022 году незначительно увеличивается в базовом варианте и составит порядка 6184 часов, в форсированном варианте данный показатель значительно увеличивается и составит порядка 6200 часов. Среднегодовое число часов использования максимума нагрузки за период 2018-2022 составит 6182 часов для базового варианта и 6197 часов для форсированного варианта.

8.3. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Забайкальского края

Развитие генерирующих мощностей энергосистемы Забайкальского края в рассматриваемый период до 2022 года определяется модернизаций, реконструкцией, перемаркировкой, демонтажом и вводами с высокой вероятностью реализации, а также дополнительными объемами вводов в соответствии с проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы.

Объемов вывода из эксплуатации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по энергосистеме Забайкальского края на период 20172022 годов не предусмотрено проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы.

Дополнительных объемов вывода из эксплуатации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по энергосистеме Забайкальского края на период 2017 - 2022 годов не предусмотрено проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы.

Вводы и структура генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по энергосистеме Забайкальского края на период 2017 - 2022 годов в соответствии с проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы представлены в таблице 89.

Дополнительных объемов вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по энергосистеме Забайкальского края на период 20172022 годов в соответствии с проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы не предусмотрено.

Модернизации, реконструкции и перемаркировки генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по энергосистеме Забайкальского края на период 2017 - 2022 годов не предусмотрено проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы.

Дополнительных объемов модернизации, реконструкции и перемаркировки генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по энергосистеме Забайкальского края на период 2017 - 2022 годов не предусмотрено проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы.

Таблица 89

Объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по энергосистеме Забайкальского края на период 2017 - 2022 гг., МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	Тип ввода	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год	2017-2022 годы
Энергосистема Забайкальского края
АСТ-Забайкальская СЭС-3 51 солнечные агрегаты	ООО "Авелар Солар Технолоджи"	нет топлива	новое строительство	10,0						10,0
Балей СЭС 51 солнечные агрегаты	ООО "КомплексИндустрия"	нет топлива	новое строительство		15,0					15,0
СЭС Орловский ГОК 51 солнечные агрегаты	ООО "КомплексИндустрия"	нет топлива	новое строительство		15,0					15,0

В части изменения установленной мощности электростанций

В соответствии с официальными письмами генерирующих компаний - субъектов ОРЭМ: АО "Объединенная теплоэнергетическая компания" (АО "ОТЭК"), ПАО "ТГК- 14", АО "Интер РАО - Электрогенерация" по запросу АО "СО ЕЭС" - изменений установленной мощности электростанций на протяжении всего прогнозного периода 2017 - 2022 гг. не планируется.

Исторический максимум суммарной установленной мощности объектов генерации был установлен в 2012 году и составил 1602 МВт.

В 2013 году проведена реконструкция по переводу ТГ-6 Читинской ТЭЦ-1 (Т- 97-90) на противодавление (Р-78,8-8,7/0,23) с уменьшением установленной мощности на 18,2 МВт.

С 01.12.2016 года увеличилась установленная мощность Харанорской ГРЭС Филиала "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация" до величины 665 МВт в связи с увеличением установленной мощности Блока 3 до величины 235 МВт по результатам проведенных испытаний.

В 2019 году ПАО "ТГК-14" планирует проведение реконструкции по переводу ТГ-1 Читинской ТЭЦ-1 (ПТ-60-90) на противодавление (Р-60-90) без изменения установленной мощности турбогенератора (60 МВт), с увеличением установленной тепловой мощности с 164 Гкал/ч на 180 Гкал/ч (+16,0 Гкал/ч).

Информация об изменении установленной мощности электростанций энергосистемы Забайкальского края на конец года на период 2017 - 2022 гг. с учетом объемов вывода генерирующей мощности с высокой степенью реализации представлена в таблице 90.

Динамика изменения установленной мощности электростанций энергосистемы Забайкальского края в период 2011 - 2022 гг. с учетом объемов вывода генерирующей мощности с высокой степенью реализации представлена на рисунке 73.

Таблица 90

Динамика изменения установленной мощности электростанций энергосистеме Забайкальского края на период 2017 - 2022 гг., МВт

Установленная мощность, всего	2017	2018	2019	2020	2021	2022
	1603,8	1633,8	1633,8	1633,8	1633,8	1633,8
Харанорская ГРЭС	665,0	665,0	665,0	665,0	665,0	665,0
Читинская ТЭЦ-1	452,8	452,8	452,8	452,8	452,8	452,8
Читинская ТЭЦ-2	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
Приаргунская ТЭЦ	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0
Шерловогорская ТЭЦ	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
Эл. станции промышленных предприятий, всего, в том числе:	428,0	428,0	428,0	428,0	428,0	428,0
ТЭЦ ППГХО	410,0	410,0	410,0	410,0	410,0	410,0
Первомайская ТЭЦ	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0
АСТ-Забайкальская СЭС-3	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0
Балей СЭС		15,0	15,0	15,0	15,0	15,0
СЭС Орловский ГОК		15,0	15,0	15,0	15,0	15,0

8.4. Прогноз возможных объемов развития энергетики на основе ВИЭ и местных видов топлива. Развития в регионе когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ

В 2015 году вступило в силу Постановление правительства РФ "О стимулировании использования возобновляемых источников энергии на розничных рынках электроэнергии", которое предполагает усовершенствование механизма поддержки объектов, работающих на основе ВИЭ. Согласно прогнозу Международного энергетического агентства (МЭА), доля углеводородного сырья в РФ к 2040 году снизится до 66% и потребует компенсации за счет солнечной и ветровой электроэнергии.

В рамках программы по развитию электроэнергетики Восточной Сибири и Дальнего Востока на основе гидрогенерации и возобновляемых источников энергии (ВИЭ) рассматриваются проекты по строительству комплексов ГЭС на территории Забайкальского края, такие как: строительство Шилкинской ГЭС, Тельмамской ГЭС, малой ГЭС на реке Шонуй, Нерчинской ГЭС-1 и Нерчинской ГЭС-2.

Одним из наиболее проработанных проектов является проект строительства Шилкинской ГЭС. Проектные проработки по строительству Шилкинской ГЭС с ожидаемой среднемноголетней выработкой 3000 ГВтч осуществлял НИИ "Ленгидропроект". Рассматривалось несколько вариантов размещения ГЭС, наиболее оптимальный, примерно на 50 километров южнее пгт. Могоча, ниже г. Сретенска по течению реки Шилка. Проект предполагал затопление до 20 населённых пунктов, в которых в настоящее время проживает около тысячи человек. Водохранилище Шилкинской ГЭС не затронет сельхозугодий и населенных пунктов Сретенск, Кокуй, Шилка, Нерчинск. В настоящее время проекты строительства Шилкинской ГЭС и Тельмамской ГЭС приостановлены.

Проектирование малой ГЭС на реке Шонуй Красночикойского района Забайкальского края начато в 2005 году, к настоящему времени практически закончена утверждаемая часть проекта. Проектирование ГЭС ведет по договору с муниципальным образованием МНТО "ИНСЭТ" (г. Санкт-Петербург). Малая ГЭС предназначена для обеспечения электроэнергией населения и социальной сферы трех труднодоступных сел района, которые в настоящее время обеспечиваются энергией от дизельных электростанций. По проработкам МНТО "ИНСЭТ" для населения (1000 человек) и социальной сферы необходимо до 250 кВт электрической мощности. Исследования реки Шонуй показали, что имеются возможности строительства малой ГЭС мощностью 300 кВт. Малая ГЭС позволит получить дешевую электроэнергию, избежать завоза дизельного топлива в труднодоступные районы (по хребтам) и дать толчок развитию района. В настоящее время продолжается проектирование.

Аналогичные проработки МНТО "ИНСЭТ" начало по проектированию малой ГЭС в северном Тунгиро-Олекминском районе края, где электроснабжение производится от ДЭСов, при этом себестоимость энергии составляет более 10 руб/кВтч.

В настоящее время решение о строительстве данных объектов гидрогенерации на территории Забайкальского края не принято, объекты указанных ГЭС не включены в "Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики России до 2030 года", не предусмотрены проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы.

Одним из перспективных проектов по вводу новых объектов малой гидрогенерации на территории Забайкальского края является строительство Нерчинской ГЭС-1 и Нерчинской ГЭС-2. Данный проект осуществляет ЗАО "Норд Гидро" - управляющая генерирующая и инжиниринговая компания, осуществляющая деятельность в сфере развития проектов по вводу новых, реконструкции и модернизации существующих объектов малой гидрогенерации на территории Российской Федерации.

Основные показатели проекта:

Дата ввода МГЭС - 2020 - 2021 гг.

Установленная мощность МГЭС - 2х24,9 МВт

Ежегодная выработка электроэнергии - 2х126,5 млн.кВтч

Проектная величина напора воды - 40 метров

Полная инвестиционная стоимость строительства 2-х ГЭС ~8 млрд. руб.

Нормативный срок службы МГЭС > 50 лет.

Технический эффект от выполнения мероприятий:

- при появлении нового объекта генерации, появляется дополнительная свободная мощность для подключения новых потенциальных потребителей;

- повышение надежности энергоснабжения Нерчинского района;

- улучшение электросетевой инфраструктуры Нерчинского района;

- отсутствие существенных территорий затопления - из-за особенностей рельефа местности.

Планируется продажа электроэнергии (мощности) от Нерчинских МГЭС на оптовый рынок электроэнергии, в связи с чем отсутствует нагрузка на региональный НВВ (нет нагрузки-роста тарифа для потребителей электроэнергии в регионе при появлении нового объекта электроэнергетики, так как вся нагрузка размазывается на оптовый рынок).

Выполнение заложенных в законодательстве норм - реализация проекта по восстановлению гидроэлектростанции удовлетворяет целям, зафиксированным в Энергетической стратегии Российской Федерации до 2030 года, утверждённой распоряжением Правительства РФ от 13.11.2099 г. N 1715-р, в части повышения надёжности электроснабжения, развитию экологически чистых возобновляемых источников энергии (ВИЭ), а также решает поставленные Правительством Российской Федерации задачи по росту доли экологически чистых возобновляемых источников энергии в энергобалансе страны, предусмотренные Распоряжением Правительства РФ от 08.01.2009 г. N 1-р "Об основных направления государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе возобновляемых источников энергии до 2020 года".

Работа по проектированию и строительству данных ГЭС будет продолжена в период до 2021 года. Ввод в строй нового объекта генерации работающего на возобновляемом источнике энергии - энергии воды внесет существенный фискальный доход в размере порядка 150 млн. руб. в год в бюджеты разных уровней, в том числе в бюджет региона как в период строительства так и в период эксплуатации объекта.

Рассматриваются проекты размещения дизельных электростанций (ДЭС), автономной гибридной установки (АГЭУ) и мини-ТЭЦ на древесном топливе в отдельных районах Забайкальского края, изолированных от централизованного электроснабжения.

Размещение автономной гибридной установки (АГЭУ) планируется в с. Менза, с. Укыр Красночикойского района Забайкальского края.

Основные показатели проекта:

Мощность АГЭУ - 400 кВт (ДГУ 200 кВт основной + 200 кВт резервный) Емкость накопителей - 720 кВт*ч (гелиевые АКБ большой емкости)

Установка ФЭС в составе АГЭУ - 200 кВт Выработка ФЭС - 260 МВт*ч/год Площадь размещения = 0,7 Га Стоимость установки АГЭУ - 38 723,27 тыс. руб.

Срок окупаемости проекта - 4,8 года

Технический эффект от выполнения мероприятий:

- при появлении нового объекта генерации, появляется дополнительная свободная мощность для подключения новых потенциальных потребителей;

- повышение надежности энергоснабжения Красночикойского района;

- улучшение электросетевой инфраструктуры Красночикойского района;

- снижение затрат на топливо на 30,1 млн. руб. за 5 лет за счет снижения расхода топлива на 169 т в год.

Эскиз автономной гибридной установки (АГЭУ) представлен на рисунке 74.

Размещения объектов локальной генерации на основе установки дизельных электростанций рассматривается:

- в сельском поселение "Усть-Начинское" и сельском поселение "Верхне-Куларкинское" Сретенского района;

- в сельском поселение "Энгорокское" Хилокского района;

- в сельском поселение "Кыкерское" Тунгокоченского района;

- с. Шонуй сельского поселения "Мензинское", в с. Семиозерье сельского поселения "Черемховское" Красночикойского района.

Энергетическая компания "Хевел" планирует запустить автономную гибридную установку поселении "Мензинское" в Забайкальском крае в 2017 году.

В Забайкальском крае начала работать первая и единственная солнечная электростанция мощностью 150 кВт. СЭС ввели в эксплуатацию в конце 2015 года, после окончательной отладки оборудования объект выйдет на полную мощность.

Станция расположена на промплощадке одной из компаний по вывозу мусора и, полностью обеспечивает потребность электроэнергией.

Работу станции обеспечивают 510 солнечных панелей. Срок окупаемости проекта составляет 4-5 лет. Запланированный срок службы объекта около 25 лет.

Фото первой солнечной электростанции в Забайкальском крае мощностью 150 кВт представлено на рисунке 75.

В соответствии с конкурсным отбором проектов по строительству генерирующих объектов на 2014 - 2018 годы, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии, проведенным ОАО "АТС" на территории Забайкальского края предусмотрено строительство следующих объектов солнечной генерации:

- строительство АСТ - Забайкальская СЭС-3, мощностью 10 МВт (ООО "Авелар Солар Технолоджи"). Плановая дата начала поставки мощности - 01.12.2017.

- строительство "Балей СЭС", мощностью 15 МВт (ООО "КомплексИндустрия"). Плановая дата начала поставки мощности - 01.12.2018.

- строительство "Орловский ГОК", мощностью 15 МВт (ООО "КомплексИндустрия"). Плановая дата начала поставки мощности - 01.12.2018.

Место расположения фотоэлектрической солнечной электростанции с установленной мощностью 10 МВт: Забайкальский край, Нерчинский район, г. Нерчинск. Точки присоединения к электрической сети с заявленным распределением максимальной мощности:

- ячейка 6 кВ I секции шин КРУН 6 кВ ПС 110 кВ Нерчинск с максимальной мощностью 5 МВт;

- ячейка 6 кВ II секции шин КРУН 6 кВ ПС 110 кВ Нерчинск с максимальной мощностью 5 МВт.

Однолинейная электрическая схема распределительных устройств АСТ- Забайкальская СЭС-3 приведена на рисунке 76.

На сегодняшний день окончательного решения о месте размещения солнечных электростанций в Забайкальском крае не принято, технические условия на технологическое присоединение к электрической сети не выдавались.

Ввод новых электростанций, использующих местные виды топлива, в период до

года не предусматривается.

В связи с отсутствием в регионе систем централизованного газоснабжения - развития в Забайкальском крае когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ, в том числе перевод на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ не предусмотрено.

8.5. Прогнозные балансы электрической энергии и мощности на период 2017 - 2022 гг. Общая оценка балансовой ситуации

Балансы мощности и электроэнергии выполнены в соответствии с "Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем", утвержденными Приказом Минэнерго России N 281 от 30 июня 2003 г.

Перспективные балансы мощности и электроэнергии сформированы в соответствии с намеченной нагрузкой потребителей и прогнозируемым составом генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Забайкальского края на период 2017 - 2022 гг. Перспективные балансы мощности и электроэнергии сформированы для двух вариантов спроса на электрическую энергию - базовый и форсированный (целевой) вариант развития.

Прогноз потребления электроэнергии и мощности по территории Забайкальского края на 2017 - 2022 гг. принят для базового варианта в соответствии с прогнозом потребления электроэнергии и мощности, представленном в проекте Схемы и программы развития ЕЭС России на 2017 - 2023 гг., для форсированного - в соответствии с прогнозом, разработанным Забайкальским государственным университетом при содействии Министерства территориального развития Забайкальского края.

Балансы мощности разработаны с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.

Баланс мощности рассчитан на час прохождения собственного максимума нагрузки энергосистемы Забайкальского края (условно декабрь). Участие электростанций в покрытии собственного максимума нагрузки определено исходя из условий использования максимальной мощности, готовой к несению нагрузки, без ограничений мощности в соответствии с базовыми ограничениями установленной мощности для декабря (ограничений установленной мощности на электростанциях энергосистемы в декабре месяце нет). Кроме того учитывались ограничения на использование установленной мощности ТЭЦ ( "запертая мощность" - мощность электростанций, которая не может быть выдана за пределы энергорайона (энергоузла) по сетевым ограничениям в нормальной схеме).

Величины нормируемого расчетного резерва мощности нормируются для ЕЭС и ОЭС России в соответствии с Методическим подходом к определению нормативных значений резерва мощности энергосистем, разработанным в составе Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем, прошедших в 2012 году публичное обсуждение в рамках НП "НТС ЕЭС" с участием представителей субъектов электроэнергетики и ведущих проектных институтов, в том числе ОАО "ТЭП", ОАО "ГазпромПромгаз", Институт энергетических исследований РАН, ЗАО "ГУ Институт энергетической стратегии", НП "ИНВЭЛ", ОАО "ЭНИН", ОАО "НТЦ ФСК". Так как величина нормируемого расчетного резерва мощности не нормируется для отдельных энергосистем, то балансы мощности энергосистемы Забайкальского края составлены без учета нормативного расчетного резерва, размещаемого на электростанциях ОЭС Сибири в объеме 22% от максимальной нагрузки энергосистемы.

В качестве исходных данных при рассмотрении режимно-балансовой ситуации учитывалось следующее:

- Объем вводов генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации составит:

- - 2017 г. - 10 МВт (АСТ-Забайкальская СЭС N 3);

- - 2018 г. - 30 МВт (Балей СЭС - 15 МВт, СЭС Орловский ГОК - 15 МВт).

- Временные ограничения установленной мощности сезонного действия, в том числе связанных с недостатком тепловых нагрузок турбин типов "Т", "П", "ПТ", "Р" на электростанциях энергосистемы Забайкальского края в декабре месяце отсутствуют. Первомайская ТЭЦ - электрическая станция промышленного предприятия, осуществляющая работу на розничном рынке электроэнергии в зимний период (декабрь) загружена до величины максимально включенной мощности при работе одного турбогенератора - 6 МВт по режиму обеспечения теплофикационных нагрузок.

- Максимально-допустимый переток мощности в сечении Бурятия - Чита для нормальной схемы в зимний период до 2017 года составляет 275 МВт.

- После окончания реконструкции ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская с секционированием системы шин РУ 220 кВ в 2018 году (мероприятие предусмотрено проектом СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 гг. со сроком реализации в 2018 год), МДП в контролируемом сечении Бурятия - Чита для нормальной схемы в соответствии с результатами расчетов допустимых перетоков мощности ОТР предпроектной документации (том П2200302-3472-ЭЭС) составит 464 МВт.

- Точка деления сети 220 кВ энергосистемы Забайкальского края с ОЭС Востока по ТранСибу принят на ПС 220 кВ Могоча (отключены СР-1-220, СР-2-220 на ПС 220 кВ Могоча).

- Точка деления сети 220 кВ энергосистемы Забайкальского края с ОЭС Востока по БАМу принят на ПС 220 кВ Куанда (отключен ЛР-220 ВЛ 220 кВ Таксимо - Куанда (ТК-47) на ПС 220 кВ Куанда).

- Переток мощности от ОЭС Востока в нормальной схеме составит 50 МВт (40 МВт - потребление ПС 220 кВ Семиозерный, ПС 220 кВ Амазар, ПС 220 кВ Чичатка, 10 МВт - потребление ПС 220 кВ Чара, ПС 220 кВ Куанда).

- По данным Амурского РДУ, в зимний период для послеаварийных режимов возможно увеличение перетока активной мощности из ОЭС Востока в Забайкальскую энергосистему до величины 125 МВт, что соответствует перетоку через ЗБПК на ПС 220 кВ Могоча в размере 75 МВт (зависит от потребления на участке Сковородино - Могоча). В соответствии с утвержденной ИП ПАО "ФСК ЕЭС" на 2016 - 2020 гг. срок окончания работ по вводу ЗБПК на ПС 220 кВ Могоча - 2018 год (с учетом реализации планов по научно-техническому сопровождению ввода в работу оборудования СТАТКОМ 1, СТАТКОМ 2, СТАТКОМ 3 и СТАТКОМ 4 на ПС 220 кВ Могоча).

- В настоящее время максимально допустимая нагрузка ТЭЦ ППГХО в зимний период составляем 174 МВт (при потреблении Краснокаменского энергорайона 155 МВт). В связи с необходимостью обеспечения надежного теплоснабжения потребителей г. Краснокаменск и промышленной нагрузки ПАО "ППГХО" временно, до создания комплекса ПА (ЛАПНУ ТЭЦ ППГХО) принято Решение о работе в вынужденном режиме ТЭЦ ППГХО с максимальной нагрузкой 280 МВт (Рген=Рпотр+125 МВт, при прогнозируемом максимальном потреблении Краснокаменского энергорайона 155 МВт). После создания комплекса ЛАПНУ ТЭЦ ППГХО (декабрь 2017 год) допустимая нагрузка ТЭЦ ППГХО в зимнем режиме составит 291 МВт. С учетом создания комплекса ЛАПНУ ТЭЦ ППГХО и реконструкции РЗА на ТЭЦ ППГХО и ПС 220 кВ ЦРП ППГХО - 321 МВт. Запертая мощность ТЭЦ ППГХО на час максимума нагрузки составит: в 2017 году - 130 МВт, с 2018 года - 119 МВт (с учетом создания комплекса ЛАПНУ).

- В качестве наиболее тяжелого возмущения, которое учитывается в требованиях к устойчивости энергосистем (нормативное возмущение) в соответствии с Методическими указаниями по устойчивости энергосистем принято - отключение одного энергоблока Харанорской ГРЭС (Блок 3 мощностью 235 МВт). При этом электропотребление энергосистемы снижается на величину собственных нужд энергоблока - 15 МВт.

- Располагаемая мощность Блока 2 Филиала "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация" принята 205 МВт до конца 2017 года (до выполнения модернизации локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ) Харанорской ГРЭС и устройств РЗА смежных подстанций).

- Располагаемая мощность Первомайской ТЭЦ принята 6 МВт из расчета работы одного ТГ по условию обеспечения теплофикационных нагрузок станции.

- Располагаемая мощность солнечных электростанций в период прохождения максимума потребления мощности принимается равной нулю.

БАЛАНС МОЩНОСТИ

Прогнозный баланс мощности энергосистемы Забайкальского края на прохождение собственного максимума нагрузки для базового варианта электропотребления в нормальной схеме представлен в таблице 91.

Прогнозный баланс мощности энергосистемы Забайкальского края на прохождение собственного максимума нагрузки для форсированного (целевого) варианта электропотребления в нормальной схеме представлен в таблице 92.

Таблица 91

Прогнозный баланс мощности энергосистемы Забайкальского края на прохождение собственного максимума нагрузки на период 2017 - 2022 годов, МВт

Базовый вариант

Показатель	2017	2018	2019	2020	2021	2022
СПРОС
Собственный максимум потребления	1273,0	1272,0	1277,0	1279,0	1288,0	1291,0
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность ТЭС на конец года, всего	1603,8	1633,8	1633,8	1633,8	1633,8	1633,8
Харанорская ГРЭС	665	665	665	665	665	665
Читинская ТЭЦ-1	452,8	452,8	452,8	452,8	452,8	452,8
Читинская ТЭЦ-2	12	12	12	12	12	12
Приаргунская ТЭЦ	24	24	24	24	24	24
Шерловогорская ТЭЦ	12	12	12	12	12	12
Эл. станции промышленных предприятий, всего, в том числе:	428	428	428	428	428	428
ТЭЦ ППГХО	410	410	410	410	410	410
Первомайская ТЭЦ	18	18	18	18	18	18
ВИЭ	10	40	40	40	40	40
Ограничения установленной мощности (Первомайская ТЭЦ)	12	12	12	12	12	12
Ограничения установленной мощности (Харанорская ГРЭС)	10	0	0	0	0	0
Ограничения установленной мощности (ВИЭ)	10	40	40	40	40	40
Запертая мощность ТЭЦ ППГХО на максимум нагрузки	130	119	119	119	119	119
ИТОГО ПОКРЫТИЕ	1441,8	1462,8	1462,8	1462,8	1462,8	1462,8
Собственный ДЕФИЦИТ(-)/ ИЗБЫТОК(+) резервов	168,8	190,8	185,8	183,8	174,8	171,8
Переток в сечении Бурятия - Чита (с учетом реконструкция ПС 220 кВ Петровск- Забайкальский)	275	275	464	464	464	464
Переток из Амурской энергосистемы	50	50	50	50	50	50
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов с учетом перетоков мощности из смежных энергосистем	493,8	515,8	699,8	697,8	688,8	685,8
Отключение одного энергоблока Харанорской ГРЭС и снижение СН на 15 МВт (225-15=210 МВт)	220	220	220	220	220	220
Переток из Амурской энергосистемы через ЗБПК на ПС 220 кВ Могоча в послеаварийном режиме	50	125	125	125	125	125
ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов с учетом перетоков мощности из смежных энергосистем при отключении одного энергоблока Харанорской ГРЭС	273,8	370,8	554,8	552,8	543,8	540,8

Таблица 92

Прогнозный баланс мощности энергосистемы Забайкальского края на прохождение собственного максимума нагрузки на период 2017 - 2022 годов, МВт

Форсированный (целевой) вариант

Показатель	2017	2018	2019	2020	2021	2022
СПРОС
Собственный максимум потребления	1309,0	1316,0	1349,0	1394,0	1412,0	1430,0
ПОКРЫТИЕ
Установленная мощность ТЭС на конец года, всего	1603,8	1633,8	1633,8	1633,8	1633,8	1633,8
Харанорская ГРЭС	665	665	665	665	665	665
Читинская ТЭЦ-1	452,8	452,8	452,8	452,8	452,8	452,8
Читинская ТЭЦ-2	12	12	12	12	12	12
Приаргунская ТЭЦ	24	24	24	24	24	24
Шерловогорская ТЭЦ	12	12	12	12	12	12
Эл. станции промышленных предприятий, всего, в том числе:	428	428	428	428	428	428
ТЭЦ ППГХО	410	410	410	410	410	410
Первомайская ТЭЦ	18	18	18	18	18	18
ВИЭ	10	40	40	40	40	40
Ограничения установленной мощности (Первомайская ТЭЦ)	12	12	12	12	12	12
Ограничения установленной мощности (Харанорская ГРЭС)	10	0	0	0	0	0
Ограничения установленной мощности (ВИЭ)	10	40	40	40	40	40
Запертая мощность ТЭЦ ППГХО на максимум нагрузки	130	119	119	119	119	119
ИТОГО ПОКРЫТИЕ	1441,8	1462,8	1462,8	1462,8	1462,8	1462,8
Собственный ДЕФИЦИТ(-)/ ИЗБЫТОК(+) резервов	132,8	146,8	113,8	68,8	50,8	32,8
Переток в сечении Бурятия - Чита (с учетом реконструкция ПС 220 кВ Петровск- Забайкальский)	275	275	464	464	464	464
Переток из Амурской энергосистемы	50	50	50	50	50	50
ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов с учетом перетоков мощности из смежных энергосистем	457,8	471,8	627,8	582,8	564,8	546,8
Отключение одного энергоблока Харанорской ГРЭС и снижение СН на 15 МВт (225-15=210 МВт)	220	220	220	220	220	220
Переток из Амурской энергосистемы через ЗБПК на ПС 220 кВ Могоча в послеаварийном режиме	50	125	125	125	125	125
ИЗБЫТОК (+)/ДЕФИЦИТ(-) резервов с учетом перетоков мощности из смежных энергосистем при отключении одного энергоблока Харанорской ГРЭС	237,8	326,8	482,8	437,8	419,8	401,8

Выводы по балансам мощности:

1. Установленная мощность электростанций энергосистемы Забайкальского края на период 2017 - 2022 годы сформирована с учетом планов по вводу новых генерирующих мощностей и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции (перемаркировке) действующего генерирующего оборудования электростанций в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 годы. Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях энергосистемы в период 2017 - 2022 годов предусматриваются в объеме 40,0 МВт, в том числе на ВИЭ - 40,0 МВт.

2. Установленная мощность электростанций, участвующая в покрытии потребления снижена на величину запертой мощности ТЭЦ ППГХО в объеме 130 МВт, мощности холодного резерва электростанции розничного рынка - Первомайской ТЭЦ в объеме 12 МВт (по условию режима работы теплосети и недостатка тепловых нагрузок на турбинах типа "П" и "Р"), ограничений установленной мощности на Харанорской ГРЭС в объеме 10 МВт в 2017 году и ограничений мощности солнечных электростанций в период прохождения максимума нагрузок.

3. Увеличение максимально допустимого перетока в контролируемом сечении Бурятия - Чита после реконструкции ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская с секционированием системы шин РУ 220 кВ в 2018 году позволит увеличить объем избыточной резервной мощности в энергосистеме Забайкальского края в период 20192022 годов на величину 189 МВт (увеличение МДП с 275 МВт до 464 МВт). Величина 464 МВт определена в соответствии с результатами расчетов допустимых перетоков мощности ОТР предпроектной документации (том П2200302-3472-ЭЭС), разработанной по титулу "Реконструкция ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская с изменением схемы РУ 220 кВ (секционирование системы шин)".

4. Собственный резерв энергосистемы для базового варианта оценивается с избытком в 2017 - 2022 годах на уровне 168,8 МВт; 190,8 МВт; 185,8 МВт; 183,8 МВт;

МВт и 171,8 МВт соответственно.

5. Собственный резерв энергосистемы для форсированного (целевого) варианта оценивается с избытком в период с 2017 - 2022 годах на уровне 132,8 МВт;

МВт; 113,8 МВт; 68,8 МВт; 50,8 МВт и 32,8 МВт.

6. Резерв энергосистемы с учетом внешних перетоков мощности из ОЭС Сибири и ОЭС Востока для базового и форсированного (целевого) варианта избыточен на протяжении всего прогнозируемого периода 2017 - 2022 годов и к уровню потребления 2022 года достигает 685,8 МВт для базового варианта и 546,8 МВт для форсированного (целевого) варианта.

7. При выходе параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений при нормативном возмущении (отключении Блока 3 Харанорской ГРЭС, мощностью 235 МВт) предполагается увеличение передаваемой мощности из Амурской энергосистемы в Забайкальскую энергосистему через ЗБПК на ПС 220 кВ Могоча до величины 75 МВт), что соответствует перетоку мощности из ОЭС Востока - 125 МВт. При этом дефицит мощности в послеаварийном режиме при отключении Блока 3 Харанорской ГРЭС мощностью 235 МВт для базового и форсированного (целевого) варианта по всем годам рассматриваемого периода отсутствует.

8. Анализ баланса мощности на 2017 - 2022 годы показывает, что при прогнозируемом росте потребления мощности с 1272 МВт в 2017 году до 1291 МВт в 2022 году для базового варианта и 1316 МВт в 2017 году до 1430 МВт в 2022 году для форсированного (целевого) варианта по всем годам рассматриваемого периода до 2022 года существует достаточный резерв активной мощности как в нормальной схеме, так и в послеаварийном режиме.

БАЛАНС ЭЛЕКТИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Балансы электрической энергии сформированы с учетом следующих расчетных условий:

- рассмотрен вариант развития генерирующих мощностей с вводами и мероприятиями по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке, имеющими высокую вероятность реализации;

- потребность в электрической энергии по энергосистеме формируется исходя из прогнозируемых величин электропотребления (в условиях отсутствия экспорта-импорта электрической энергии);

- производство электрической энергии электростанциями энергосистемы для обоих вариантов прогноза электропотребления разработаны с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации.

- производство электрической энергии электростанций сформировано по предложениям генерирующих компаний, по данным проекта СиПР ЕЭС России на 2017 - 2022 гг.

- объем производства электрической энергии ВИЭ определен исходя из числа часов использования установленной мощности вновь вводимых ВЭС (СЭС (солнечные электростанции) -1800 часов/год).

Прогнозный баланс электрической энергии энергосистемы Забайкальского края для базового варианта электропотребления представлен в таблице 93.

Таблица 93

Прогнозный баланс электрической энергии на период 2017 - 2022 годов, тыс. кВтч

Базовый вариант

	2017	2018	2019	2020	2021	2022
СПРОС
Потребление электрической энергии, всего	7853,0	7867,0	7887,0	7920,0	7948,0	7984,0
ПОКРЫТИЕ
Производство электрической энергии - всего	6940,0	6377,0	6754,0	7232,0	7327,0	7432,0
Харанорская ГРЭС	3312,8	3339,3	3359,3	3382,9	3406,5	3406,5
Читинская ТЭЦ-1	1745,8	1158,8	1481,7	1936,1	2007,5	2112,5
Читинская ТЭЦ-2	70,0	70,0	70,0	70,0	70,0	70,0
Приаргунская ТЭЦ	42,0	42,0	42,0	42,0	42,0	42,0
Шерловогорская ТЭЦ	40,6	40,6	40,6	40,6	40,6	40,6
Эл. станции промышленных предприятий, всего, в том числе:	1728,8	1708,3	1688,4	1688,4	1688,4	1688,4
ТЭЦ ППГХО	1713,8	1693,3	1673,4	1673,4	1673,4	1673,4
Первомайская ТЭЦ	15,0	15,0	15,0	15,0	15,0	15,0
ВИЭ	0,0	18,0	72,0	72,0	72,0	72,0
ИТОГО покрытие спроса	6940,0	6377,0	6754,0	7232,0	7327,0	7432,0
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)	-913,0	-1490,0	-1133,0	-688,0	-621,0	-552,0
Переток из ОЭС Сибири	628,0	1183,0	826,0	381,0	314,0	245,0
Переток из ОЭС Востока	285,0	307,0	307,0	307,0	307,0	307,0
Сальдо перетоков электрической энергии ( - ) - выдача, (+) - получение	913,0	1490,0	1133,0	688,0	621,0	552,0

Прогнозный баланс электрической энергии энергосистемы Забайкальского края для форсированного (целевого) вариант варианта электропотребления представлен в таблице 94.

Таблица 94

Прогнозный баланс электрической энергии на период 2017 - 2022 годов, тыс. кВтч

Форсированный (целевой) вариант

	2017	2018	2019	2020	2021	2022
СПРОС
Потребление электрической энергии, всего	8095,0	8156,0	8342,0	8654,0	8750,0	8866,0
ПОКРЫТИЕ
Производство электрической энергии - всего	7130,3	7225,7	7279,8	7408,4	7455,0	7570,0
Харанорская ГРЭС	3312,8	3339,3	3359,3	3382,9	3406,5	3406,5
Читинская ТЭЦ-1	1936,1	2007,5	2007,5	2112,5	2135,5	2250,5
Читинская ТЭЦ-2	70,0	70,0	70,0	70,0	70,0	70,0
Приаргунская ТЭЦ	42,0	42,0	42,0	42,0	42,0	42,0
Шерловогорская ТЭЦ	40,6	40,6	40,6	40,6	40,6	40,6
Эл. станции промышленных предприятий, всего, в том числе:	1728,8	1708,3	1688,4	1688,4	1688,4	1688,4
ТЭЦ ППГХО	1713,8	1693,3	1673,4	1673,4	1673,4	1673,4
Первомайская ТЭЦ	15,0	15,0	15,0	15,0	15,0	15,0
ВИЭ	0,0	18,0	72,0	72,0	72,0	72,0
ИТОГО покрытие спроса	7130,3	7225,7	7279,8	7408,4	7455,0	7570,0
Собственный ИЗБЫТОК(+)/ДЕФИЦИТ(-)	-964,7	-930,3	-1062,2	-1245,6	-1295,0	-1296,0
Переток из ОЭС Сибири	679,7	623,3	755,2	938,6	988,0	989,0
Переток из ОЭС Востока	285,0	307,0	307,0	307,0	307,0	307,0
Сальдо перетоков электрической энергии ( - ) - выдача, (+) - получение	964,7	930,3	1062,2	1245,6	1295,0	1296,0

Число часов использования установленной мощности электростанций энергосистемы Забайкальского края с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации, реконструкции и перемаркировке с высокой вероятностью реализации представлено в таблице 95.

Годовая загрузка электростанций энергосистемы Забайкальского края для обеспечения баланса электрической энергии характеризуется числом часов использования установленной мощности, которое в период 2017 - 2022 годов изменяется в диапазоне 3903-4549 часов/год для базового варианта и 4423-4633 часов/год для форсированного (целевого) варианта потребления. Среднее число часов использования установленной мощности за период 2018 - 2022 гг. 4299 часов/год для базового варианта и 4522 часов/год для форсированного (целевого) варианта потребления.

Таблица 95

Число часов использования установленной мощности электростанций на период 2017 - 2022 годов, часов в год

Вариант электропотребления	Показатель	2017	2018	2019	2020	2021	2022	Сред за 2018-2022
Базовый	Производство Электрической энергии	6940,0	6377,0	6754,0	7232,0	7327,0	7432,0	7024
	Установленная мощность	1603,8	1633,8	1633,8	1633,8	1633,8	1633,8	-
	Число часов использования установленной мощности	4327	3903	4134	4426	4485	4549	4299
Форсированный (целевой)	Производство Электрической энергии	7130,3	7225,7	7279,8	7408,4	7455,0	7570,0	7388
	Установленная мощность	1603,8	1633,8	1633,8	1633,8	1633,8	1633,8	-
	Число часов использования установленной мощности	4446	4423	4456	4534	4563	4633	4522

Выводы:

1. Для базового уровня спроса на электрическую энергию производство электрической энергии электростанциями энергосистемы Забайкальского края увеличится с 6940,0 млн. кВтч в 2017 году до 7432,0 млн. кВтч в 2022 году. Собственный дефицит при этом уменьшится с 913,0 млн. кВтч в 2017 году до 552,0 млн. кВтч в 2022 году.

2. Для форсированного (целевого) уровня спроса на электрическую энергию производство электрической энергии электростанциями энергосистемы Забайкальского края увеличится с 7130,3 млн. кВтч в 2017 году до 7570,0 млн. кВтч в 2022 году. Собственный дефицит при этом увеличится с 964,7 млн. кВтч в 2017 году до 1296,0 млн. кВтч в 2022 году.

3. Доля выработки ВИЭ в прогнозируемой структуре выработки по энергосистеме увеличится с 0,28% в 2018 году до 0,97% в 2022 году для базового варианта и с 0,25% в 2018 году до 0,95% в 2022 году для форсированного варианта.

4. Величина перетоков электрической энергии от ОЭС Востока (Амурская энергосистема) в нормальной схеме определена расчетным путем и принята на уровне 285,0 млн. кВтч в 2017 году и 307,0 млн. кВтч в период с 2018 по 2022 гг. (точка деления сети 220 кВ по ТранСибу - на ПС 220 кВ Могоча: отключены СР-1-220, СР-2-220 на ПС 220 кВ Могоча, по БАМу - на ПС 220 кВ Куанда: отключен ЛР-220 ВЛ 220 кВ Таксимо Куанда (ТК-47) на ПС 220 кВ Куанда).

5. Производство электрической энергии электростанциями энергосистемы Забайкальского края относительно фактической величины 2016 года (7035,994 млн. кВт.ч) увеличится на 396,006 млн. кВт.ч (+5,63%) в 2022 году при базовом прогнозе потребления электрической энергии и увеличится на 534,006 млн. кВт.ч (+7,59%) в 2022 году - при форсированном (целевом) прогнозе потребления.

6. Годовая загрузка электростанций для обеспечения баланса электрической энергии в форсированном (целевом) прогнозе потребления характеризуется увеличением выработки Читинской ТЭЦ-1 относительно базового варианта. При этом объем выработки в период с 2017 по 2022 года определен по условию непревышения максимальной выработки за 5-ий период согласно графика ремонтов энергетического оборудования:

Максимальная выработка, определенная расчетным путем на основании графика ремонтов энергетического оборудования на 2018 год и составляет:

- для Харанорской ГРЭС - 5028,8 млн. кВт.ч;

- для Читинской ТЭЦ-1 - 3123,8 млн. кВт.ч.;

- для Читинской ТЭЦ-2 - 77,4 млн. кВт.ч;

- для Шерловогорской ТЭЦ - 70,7 млн. кВт.ч;

- для Приаргунской ТЭЦ - 124,4 млн. кВт.ч;

- для ТЭЦ ППГХО - 2296,7 млн. кВт.ч.

7. Величина перетоков электрической энергии от ОЭС Сибири определяется расчетным путем, величиной покрытия возникающего дефицита электрической энергии в целях покрытия общего уровня потребления при участии в покрытии электростанций различных типов и сальдо перетоков от ОЭС Востока.

9. Прогноз потребления тепловой энергии на период 2017 - 2022 годов

Прогноз потребления тепловой энергии городов Забайкальского края и поселков городского типа на перспективный период 2017 - 2022 гг., описанный в данной главе, сформирован на основе информации, полученной от теплоснабжающих организаций.

Прогноз потребления тепловой энергии Забайкальского края по зонам действия теплоисточников на период 2017-2022 гг. с выделением наиболее крупных потребителей представлен в таблице 96.

Таблица 96

Прогноз потребления тепловой энергии по Забайкальскому краю на период 2017 - 2022 годов, тыс. Гкал/ч

Объекты генерации, котельные	Прогноз
	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Забайкальский край, всего	10885,3	10899,7	10963,5	10988,4	11047,2	11107,2
пгт. Ясногорск, Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация", в т.ч.	110,8	110,8	110,8	110,8	110,8	110,8
ОАО "Коммунальник"	110,8	110,8	110,8	110,8	110,8	110,8
ЗАО "Энергопроект"	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ООО "Разряд"	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Прочие потребители	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
г. Краснокаменск, филиал АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске, в т.ч.	1340,9	1301,2	1282,1	1248,2	1248,2	1248,2
Юридические лица, в том числе:	921,2	905,8	886,7	852,8	852,8	852,8
ОАО "ППГХО"	697,1	695,0	676,6	642,8	642,8	642,8
Бюджетные организации	81,5	79,2	79,2	79,2	79,2	79,2
Прочие потребители	142,6	131,6	130,9	130,8	130,8	130,8
Население	419,7	395,4	395,4	395,4	395,4	395,4
По региону, Филиал ПАО "ТГК-14"-"Читинская генерация", в т.ч.:	2 580,9	2 606,1	2 630,2	2 654,2	2 674,2	2 734,2
Юридические лица, в т.ч:	1 170,5	1 195,7	1 219,8	1 243,8	1 263,8	1 323,8
Бюджетные организации	394,3	395,5	395,5	395,5	395,5	395,5
Прочие потребители	776,2	800,2	824,3	848,3	868,3	928,3
Население	1 410,4	1 410,4	1 410,4	1 410,4	1 410,4	1 410,4
г. Чита, Читинская ТЭЦ-1, Читинская ТЭЦ-2	2 386,8	2 412,0	2 436,1	2 460,1	2 480,1	2 540,1
Юридические лица, в т.ч.	1 118,7	1 143,9	1 168,0	1 192,0	1 212,0	1 272,0
Бюджетные организации	356,8	358,0	358,0	358,0	358,0	358,0
Прочие потребители	761,9	785,9	810,0	834,0	854,0	914,0
Население	1 268,1	1 268,1	1 268,1	1 268,1	1 268,1	1 268,1
п. Приаргунск, Приаргунская ТЭЦ	90,1	90,1	90,1	90,1	90,1	90,1
Юридические лица, в т.ч.:	37,0	37,0	37,0	37,0	37,0	37,0
Бюджетные организации	25,9	25,9	25,9	25,9	25,9	25,9
Прочие потребители	11,0	11,0	11,0	11,0	11,0	11,0
Население	53,1	53,1	53,1	53,1	53,1	53,1
п. Шерловая Гора, Шерловогорская ТЭЦ	104,1	104,1	104,1	104,1	104,1	104,1
Юридические лица, в т.ч:
Бюджетные организации	14,9	14,9	14,9	14,9	14,9	14,9
Прочие потребители	11,6	11,6	11,6	11,6	11,6	11,6
Население	3,3	3,3	3,3	3,3	3,3	3,3
г. Чита, ДУ Тепловик	142,4	142,4	142,4	142,4	142,4	142,4
Юридические лица, в т.ч:	36,7	36,7	36,7	36,7	36,7	36,7
Бюджетные организации	26,6	26,6	26,6	26,6	26,6	26,6
Прочие потребители	10,1	10,1	10,1	10,1	10,1	10,1
Население	105,7	105,7	105,7	105,7	105,7	105,7
п. Первомайский. Первомайская ТЭЦ	125,0	125,0	125,0	125,0	125,0	125,0
Юридические лица, в т.ч:	40,0	40,0	40,0	40,0	40,0	40,0
Бюджетные организации	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0
Прочие потребители	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0	22,0
Население	85,0	85,0	85,0	85,0	85,0	85,0
По региону, МУП котельные	6585,3	6614,2	6673,0	6707,8	6746,6	6746,6
Бюджетные организации	1715,2	1720,6	1726,3	1736,3	1750,3	1750,3
На производственные нужды	613,0	615,3	646,9	650,2	653,4	653,4
Прочим потребителям	789,9	793,8	797,8	801,8	805,8	805,8
Население	3467,2	3484,5	3502,0	3519,5	3537,1	3537,1

Итоговые результаты по прогнозу потребления тепловой энергии Забайкальского края представлены в таблице 97.

В графическом виде динамика потребления тепловой энергии Забайкальского края в период 2017 - 2022 гг. представлена на рисунке 77.

Таблица 97

Прогноз потребления тепловой энергии Забайкальского края на период 2017 - 2022 годов

	2017	2018	2019	2020	2021	2022	Сред прирост за 2018 - 2022 гг.
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал	10885,3	10899,7	10963,5	10988,4	11047,2	11107,2	11001,2
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал	76,9	14,4	63,8	24,9	58,8	60,0	44,4
Среднегодовые темпы прироста, %	0,71	0,13	0,59	0,23	0,54	0,54	0,40

Величина потребления тепла по Забайкальскому краю к концу прогнозного периода оценивается в размере 11107,2 тыс. Гкал. Прирост потребления тепловой энергии за рассматриваемый период 2017 - 2022 гг. относительно фактической величины 2016 года (10808,4 тыс. Гкал) ожидается на уровне 298,8 тыс. Гкал к 2022 году. Среднегодовой темп прироста за 5-ий период с 2018 по 2022 годов составит 0,40%. Увеличение потребления тепловой энергии в период 2017 - 2022 годов относительно уровня 2016 года в основном связано с увеличением потребления тепловой энергии населением, в том числе за счет модернизации систем теплоснабжения, переключения существующих потребителей к источникам централизованного теплоснабжения, ввода новых муниципальных котельных и подключения к системам теплоснабжения новых потребителей.

10. Анализ наличия выполненных схем централизованного теплоснабжения муниципальных образований Забайкальского края. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на период 20172022 гг., предложения по модернизации систем централизованного теплоснабжения

Основными предприятиями, осуществляющими централизованное теплоснабжение потребителей в Забайкальском крае являются:

- ПАО "ТГК-14", обеспечивающее функционирование четырех ТЭЦ - Читинская ТЭЦ-1, Читинской ТЭЦ-2, Шерловогорская ТЭЦ, Приаргунская ТЭЦ. Суммарная установленная тепловая мощность составляет 1077 Гкал/час.

- Филиал АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске, обеспечивающее функционирование ТЭЦ ППГХО, тепловая мощность которой составляет 805 Гкал/час.

- Филиал "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация", обеспечивающее функционирование Харанорской ГРЭС, станция в основном осуществляет выработку электрической энергии, установленная тепловая мощность составляет 192 Гкал/час,

- ООО "Коммунальник", обеспечивающее функционирование Первомайской ТЭЦ, тепловая мощность которой составляет 88 Гкал/час.

- Предприятия различных форм собственности (ООО, ОАО, МУП) жилищно-коммунального хозяйства Забайкальского края, обеспечивающие функционирование 1208 источников теплоснабжения, суммарной тепловой мощностью 5463,4 Гкал/час.

Количество источников теплоснабжения приведено в таблице 98.

Таблица 98

Наличие источников теплоснабжения

	2011	2012	2013	2014	2015
Число источников теплоснабжения на конец года - всего, единиц	1074	1070	1213	1206	1208
из них мощностью, Гкал/ч:
до 3	910	918	1059	1001	996
от 3 до 20	141	131	134	183	189
от 20 до 100	17	15	16	17	19
Из общего числа источников теплоснабжения, работающие:
на твердом топливе	1037	1040	1171	1181	1165
на жидком топливе	15	12	15	17	12
Введено источников теплоснабжения 1 - всего, единиц	299	232	368	162	293
в том числе мощностью, Гкал/ч:
до 3	230	215	315	85	215
от 3 до 20	64	15	49	71	69
от 20 до 100	5	2	4	4	9
Ликвидировано источников теплоснабжения 2) - всего, единиц	155	120	159	106	257
в том числе мощностью, Гкал/ч:
до 3	127	97	120	98	192
от 3 до 20	28	20	39	6	58
от 20 до 100	-	3	-	2	7
Количество котлов (энергоустановок), единиц	2460	2421	2725	2800	2735

С учетом принятых на баланс от других организаций.

С учетом переданных на баланс другим организациям.

В Забайкальском крае на конец 2015 года 1208 источников теплоснабжения обеспечивали теплоэнергией население и организации Забайкальского края; их суммарная мощность составила 5463,4 Гкал/ч.

Тепловые и паровые сети в двухтрубном исчислении имеют протяженность 2291,3 км, нуждается в замене 681,9 км тепловых и паровых сетей, их них ветхих - 525,0 км. Отпуск тепловой энергии составил 6943,6 тыс. Гкал.

В 2015 году произошло 209 аварий: 79 - на паровых и тепловых сетях, 120 - на источниках теплоснабжения. Потери тепловой энергии составили 1555,6 тыс. Гкал.

На территории Забайкальского края на конец 2015 года 515 источника теплоснабжения в городской местности и 693 источников в сельской местности обеспечивали теплоэнергией население и бюджето-финансируемые организации.

Наибольшая суммарная мощность источников теплоснабжения наблюдалась в городском округе "Город Чита" - 1640,1 Гкал/ч, наименьшая - в муниципальном районе "Тунгиро-Олекминский район" - 1,9 Гкал/ч.

Наибольшая доля сетей, нуждающихся в замене в общем протяжении всех тепловых сетей наблюдался в муниципальном районе "Калганский район" - 58,9%, в муниципальном районе "Ононский район" - 55,6%.

В 2015 году самое большое количество аварий на источниках теплоснабжения, паровых и тепловых сетях произошло в муниципальном районе "Читинский район" - 53 аварии (25,4% от общего числа аварий в крае), в муниципальном районе "Оловяннинский район" - 42 аварии (20,1%).

Протяженность тепловых сетей и паровых сетей представлена в таблице 99.

Таблица 99

Протяженность тепловых сетей и паровых сетей

	2012	2013	2014	2014	2015
Протяженность тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении, км	2104.3	2053.9	2150.8	2248.5	2291.3
из них диаметром:
до 200 мм	1514.2	1451.4	1521.7	1640.4	1650.9
от 200 до 400 мм	378.1	383.6	407.6	384.6	403,1
от 400 до 600 мм	168.2	209.2	215.1	215.3	224.2
Протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене, км	496.7	637.9	652.7	582.5	681.9
из них ветхие сети	409.1	569.9	554.1	502.4	525.0
Заменено тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении, км	57.0	59.0	77.6	50.0	36.5
из них ветхих	53.9	54.5	64.5	41.6	28.8
Суммарная мощность источников теплоснабжения - всего, Гкал/ч	4303.7	4195.5	3982.4	5205.7	5463.4
их них мощностью:
до 3 Гкал/ч	1030.3	961.5	1057.2	959.6	966.9
от 3 до 20 Гкал/ч	912.3	911.8	843.2	1117.9	1053.8
от 20 до 100 Гкал/ч	753.7	650.5	735.0	778.8	895.4

Число источников теплоснабжения (котельных) в период с 2012 по 2015 годы с разделением по районам Забайкальского края представлено в таблице 100.

Таблица 100

Число источников теплоснабжения (на конец года; единиц)

Городской округ, муниципальный район	2011	2012	2013	2014	2015
Забайкальский край	2460	2421	2725	2800	2735
Город Чита	150	158	403	381	259
Город Петровск-Забайкальский	31	28	45	61	45
Акшинский район	31	53	52	54	54
Александрово-Заводский район	10	21	28	29	29
Балейский район	71	67	61	57	63
Борзинский район	124	113	88	98	87
Газимуро-Заводский район	20	28	29	27	36
Забайкальский район	27	25	27	27	21
Каларский район	21	21	21	21	23
Калганский район	31	32	34	17	43
Карымский район	53	68	83	126	123
Город Краснокаменск и Краснокаменский район	40	36	37	35	29
Красночикойский район	76	61	71	66	80
Кыринский район	76	76	75	75	115
Могочинский район	133	102	103	106	104
Нерчинский район	111	71	131	126	132
Нерчинско-Заводский район	56	58	63	64	63
Оловяннинский район	193	152	119	139	96
Ононский район	67	65	71	68	69
Петровск-Забайкальский район	51	53	56	57	54
Приаргунский район	18	16	16	19	19
Сретенский район	41	45	106	111	82
Тунгиро-Олекминский район	6	6	6	6	6
Тунгокоченский район	54	53	57	60	62
Улетовский район	43	52	59	56	88
Хилокский район	139	139	126	105	96
Чернышевский район	157	133	160	164	169
Читинский район	250	254	247	257	270
Шелопугинский район	27	28	28	20	15
Шилкинский район	26	87	24	46	47
Агинский Бурятский округ	289	282	278	269	311
Поселок Агинское	44	42	43	41	41
Агинский район	80	80	72	71	73
Дульдургинский район	72	68	74	69	65
Могойтуйский район	93	92	89	88	132
Не распределено	38	38	21	53	45

Число источников теплоснабжения по видам используемого топлива в 2015 году представлено в таблице 101.

Таблица 101

Число источников теплоснабжения по видам используемого топлива в 2015 году

Городской округ, муниципальный район	Число источников теплоснабжения, работающих		В % к общему числу источников теплоснабжения, работающих
	на твердом топливе	на жидком топливе	на твердом топливе	на жидком топливе
Забайкальский край	1165	12	96.4	1.0
Город Чита	77	3	96.3	3.8
Город Петровск-Забайкальский	17	-	100.0	-
Акшинский район	40	-	100.0	-
Александрово-Заводский район	17	-	100.0	-
Балейский район	33	-	91.7	-
Борзинский район	33	-	100.0	-
Газимуро-Заводский район	24	-	100.0	-
Забайкальский район	8	-	100.0	-
Каларский район	8	-	100.0	-
Калганский район	28	-	100.0	-
Карымский район	40	2	95.2	4.8
Город Краснокаменск и
Краснокаменский район	7	-	100.0	-
Красночикойский район	45	-	97.8	-
Кыринский район	59	-	89.4	-
Могочинский район	42	-	100.0	-
Нерчинский район	69	-	100.0	-
Нерчинско-Заводский район	41	-	100.0	-
Оловяннинский район	38	-	77.6	-
Ононский район	25	-	100.0	-
Петровск-Забайкальский район	28	-	100.0	-
Приаргунский район	6	-	75.0	-
Сретенский район	37	-	90.2	-
Тунгиро-Олекминский район	3	-	100.0	-
Тунгокоченский район	38	-	100.0	-
Улетовский район	50	-	100.0	-
Хилокский район	39	-	100.0	-
Чернышевский район	66	-	97,1	-
Читинский район	91	3	96.8	3.2
Шелопугинский район	8	-	100.0	-
Шилкинский район	15	1	88.2	5.9
Агинский Бурятский округ	127	-	100.0	-
Поселок Агинское	12	-	100.0	-
Агинский район	37	-	100.0	-
Дульдургинский район	24	-	100.0	-
Могойтуйский район	54	-	100.0	-
Не распределено	6	3	66.7	33.3

Количество котлов (энергоустановок) в период с 2011 по 2015 годы с разделением по районам Забайкальского края представлено в таблице 102.

Таблица 102

Количество котлов (энергоустановок) (на конец года; единиц)

Городской округ, муниципальный район	2011	2012	2013	2014	2015
Забайкальский край	2460	2421	2725	2800	2735
Город Чита	150	158	403	381	259
Город Петровск-Забайкальский	31	28	45	61	45
Акшинский район	31	53	52	54	54
Александрово-Заводский район	10	21	28	29	29
Балейский район	71	67	61	57	63
Борзинский район	124	113	88	98	87
Газимуро-Заводский район	20	28	29	27	36
Забайкальский район	27	25	27	27	21
Каларский район	21	21	21	21	23
Калганский район	31	32	34	17	43
Карымский район	53	68	83	126	123
Город Краснокаменск и Краснокаменский район	40	36	37	35	29
Красночикойский район	76	61	71	66	80
Кыринский район	76	76	75	75	115
Могочинский район	133	102	103	106	104
Нерчинский район	111	71	131	126	132
Нерчинско-Заводский район	56	58	63	64	63
Оловяннинский район	193	152	119	139	96
Ононский район	67	65	71	68	69
Петровск-Забайкальский район	51	53	56	57	54
Приаргунский район	18	16	16	19	19
Сретенский район	41	45	106	111	82
Тунгиро-Олекминский район	6	6	6	6	6
Тунгокоченский район	54	53	57	60	62
Улетовский район	43	52	59	56	88
Хилокский район	139	139	126	105	96
Чернышевский район	157	133	160	164	169
Читинский район	250	254	247	257	270
Шелопугинский район	27	28	28	20	15
Шилкинский район	26	87	24	46	47
Агинский Бурятский округ	289	282	278	269	311
Поселок Агинское	44	42	43	41	41
Агинский район	80	80	72	71	73
Дульдургинский район	72	68	74	69	65
Могойтуйский район	93	92	89	88	132
Не распределено	38	38	21	53	45

Протяженность тепловых и паровых сетей на конец кода в период с 2011 по 2015 годы с разделением по районам Забайкальского края представлено в таблице 103.

Таблица 103

Протяженность тепловых и паровых сетей (на конец года; километров)

Городской округ, муниципальный район	2011	2012	2013	2014	2015
Забайкальский край	2104,3	2053,9	2150,8	2248,5	2291,3
Город Чита	407,7	397,3	444,5	495,8	443,4
Город Петровск-Забайкальский	54,0	54,5	59,1	65,4	63,8
Акшинский район	14,1	11,6	7,7	7,7	7,7
Александрово-Заводский район	2,4	4,3	4,2	3,5	3,5
Балейский район	49,2	44,1	40,3	37,8	50,9
Борзинский район	108,4	116,6	115,4	132,6	131,7
Газимуро-Заводский район	3,7	3,8	3,8	3,8	4,7
Забайкальский район	19,5	18,5	28,2	28,2	40,5
Каларский район	68,2	59,9	59,7	59,7	59,7
Калганский район	13,3	14,9	14,9	12,0	26,3
Карымский район	26,1	33,7	33,8	58,8	53,2
Город Краснокаменск и Краснокаменский район	259,0	258,8	258,9	258,9	250,6
Красночикойский район	15,5	14,1	13,0	12,8	17,4
Кыринский район	4,0	5,8	5,8	5,8	6,2
Могочинский район	79,7	51,3	58,7	54,5	65,7
Нерчинский район	32,9	29,8	41,7	41,9	40,7
Нерчинско-Заводский район	1,2	1,1	1,1	1,1	1,2
Оловяннинский район	228,6	226,8	222,7	204,5	186,3
Ононский район	31,3	24,1	15,7	14,5	13,5
Петровск-Забайкальский район	8,0	8,8	9,8	9,8	9,5
Приаргунский район	61,6	61,4	61,4	70,4	70,4
Сретенский район	31,6	34,0	34,0	44,4	37,2
Тунгиро-Олекминский район	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Тунгокоченский район	32,7	33,1	31,9	32,7	34,8
Улетовский район	8,1	8,8	13,3	11,4	18,2
Хилокский район	51,6	51,4	50,2	43,1	41,8
Чернышевский район	118,8	102,9	138,4	133,1	142,8
Читинский район	127,5	135,3	133,9	133,7	157,3
Шелопугинский район	21,7	21,7	21,7	8,4	3,0
Шилкинский район	102,3	105,4	108,0	113,8	132,3
Агинский Бурятский округ	87,4	85,9	84,8	84,6	116,0
Поселок Агинское	26,7	26,3	31,3	32,9	41,4
Агинский район	23,8	21,8	21,1	21,1	21,1
Дульдургинский район	9,7	10,6	11,6	9,8	12,1
Могойтуйский район	27,2	27,2	20,8	20,8	41,4
Не распределено	33,2	33,2	33,2	62,8	60,0

Протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене на конец кода в период с 2011 по 2015 годы с разделением по районам Забайкальского края представлено в таблице 104.

Таблица 104

Протяженность тепловых и паровых сетей, нуждающихся в замене (на конец года; километров)

Городской округ, муниципальный район	2011	2012	2013	2014	2015
Забайкальский край	496,7	637,9	652,7	582,5	681,9
Город Чита	206,7	209,6	222,7	208,6	180,0
Город Петровск-Забайкальский	5,1	27,0	27,2	27,3	18,1
Акшинский район	2,8	3,1	3,5	3,0	1,9
Александрово-Заводский район	0,5	1,1	1,0	0,3	0,1
Балейский район	16,7	20,7	22,7	22,3	18,9
Борзинский район	4,2	31,9	31,7	30,2	36,8
Газимуро-Заводский район	0,3	0,4	0,3	0,1	-
Забайкальский район	7,8	7,8	17,0	17,2	18,3
Каларский район	13,9	18,2	11,5	18,8	22,3
Калганский район	8,3	9,2	6,6	6,7	15,5
Карымский район	5,1	6,9	4,6	6,4	6,0
Город Краснокаменск и Краснокаменский район	6,6	24,9	24,9	22,9	17,8
Красночикойский район	1,2	0,3	0,5	6,9	7,7
Кыринский район	0,5	0,1	1,9	1,8	1,9
Могочинский район	22,4	21,6	23,0	22,9	23,9
Нерчинский район	10,7	12,2	13,3	14,4	8,8
Оловяннинский район	15,5	72,8	33,7	37,1	38,6
Ононский район	9,3	1,3	6,7	7,5	7,5
Петровск-Забайкальский район	2,2	2,5	1,8	1,7	1,9
Приаргунский район	15,2	13,3	13,3	22,9	22,3
Сретенский район	11,0	10,6	10,2	10,1	10,3
Тунгиро-Олекминский район	0,1	0,1	0,1	0,2	-
Тунгокоченский район	16,0	26,5	9,1	9,6	9,6
Улетовский район	0,5	0,5	0,2	-	2,2
Хилокский район	17,7	17,6	13,6	11,7	12,9
Чернышевский район	13,3	18,0	51,4	10,5	16,8
Читинский район	57,4	45,6	68,4	34,8	73,7
Шелопугинский район	2,3	2,3	2,3	2,3	0,7
Шилкинский район	11,4	10,4	15,1	14,6	55,8
Агинский Бурятский округ	9,3	13,4	11,7	9,5	14,3
Поселок Агинское	0,1	-	0,3	-	-
Агинский район	9,0	9,2	7,8	9,5	8,8
Дульдургинский район	-	3,7	3,6	-	1,0
Могойтуйский район	0,2	0,5	-	-	4,5
Не распределено	2,7	8,0	2,7	0,2	37,3

По предварительной оценке, износ систем теплоснабжения составляет 70%, сетей водопровода - 65%, канализации - 70%, электрических сетей - 62%. Вследствие износа объектов коммунальной инфраструктуры суммарные потери в тепловых сетях достигают 30% произведенной тепловой энергии. Потери, связанные с утечками теплоносителя из-за коррозии труб, составляют 15-20%. Более 60% водопроводов не имеют необходимого комплекса очистных сооружений и не обеспечивают очистку питьевой воды в соответствии с требованиями, предъявляемыми к ее качеству.

Значительная степень износа основных фондов приводит к высокой аварийности, низкому коэффициенту полезного действия мощностей. Вследствие износа объектов коммунальной инфраструктуры суммарные потери в тепловых сетях достигают 30% произведенной тепловой энергии. Потери, связанные с утечками теплоносителя из-за коррозии труб, составляют 15-20%. Следствием высокого износа и технологической отсталости объектов коммунальной инфраструктуры является низкое качество предоставления коммунальных услуг, не соответствующее запросам потребителей.

Информация о замене тепловых и паровых сетей в 2015 году представлена в таблице 105.

Таблица 105

Заменено тепловых и паровых сетей (на конец года; километров)

Городской округ, муниципальный район	Заменено тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении сетей, всего	Из них ветхих сетей
Забайкальский край	36,5	28,8
Город Чита	6,1	5,7
Акшинский район	1,1	0,5
Александрово-Заводский район	0,2	0,2
Борзинский район	2,0	1,3
Каларский район	3,8	3,8
Калганский район	0,1	-
Карымский район	0,5	0,5
Город Краснокаменск и Краснокаменский район	0,8	0,2
Кыринский район	1,1	-
Нерчинский район	6,8	6,8
Оловяннинский район	0,3	0,3
Петровск-Забайкальский район	0,1	0,1
Приаргунский район	4,2	2,0
Сретенский район	0,2	0,2
Тунгиро-Олекминский район	0,2	0,2
Хилокский район	3,1	1,6
Чернышевский район	3,2	3,2
Читинский район	1,2	1,0
Шилкинский район	0,7	0,7
Агинский Бурятский округ	0,7	0,4
Агинский район	0,7	0,4
Не распределено	0,1	0,1

В 2013 - 2016 годах осуществлялись следующие проекты по модернизации систем теплоснабжения:

- теплоснабжение сельского поселения "Яснинское" Оловяннинского района;

- реконструкция теплоснабжения в пгт. Вершино-Дарасунский, Тунгокоченский район;

- реконструкция дамбы пруда-накопителя в г.п. "Жирекенское" Чернышевского района;

Значительно улучшено теплоснабжение в городах: Петровск-Забайкальский, Хилок, Нерчинск, Борзя, Могоча, Балей; поселках: Песчанка, Даурия, Забайкальск, Кокуй, Вершино-Дарасунский, Карымская, Новая Чара, Оловянная, Шилка, Могойтуй, Агинское, Новоорловский, Атамановка.

В сентябре 2013 года котельная в г. Шилка запущена в работу, закрыто шесть нерентабельных котельных.

В рамках реализации мероприятий подпрограммы "Модернизация объектов коммунальной инфраструктуры" федеральной целевой программы "Жилище" на 20112015 годы введен в эксплуатацию объект "Реконструкция сетей водоснабжения, очистных и канализационных сетей в. Чите - канализационные очистные сооружение (расширение), г. Чита (II - очередь)".

В целом за 5 прошедших года потребность твердого топлива снизилась на 476,5 тыс. тонн или 578,0 млн. рублей за счет снижения энергоемкости оборудования снижено потребление электроэнергии на 10-15%. Заменено 224 котла, что позволило повысить коэффициент полезного действия котлов с 60 до 80 процентов, это позволило увеличить выработку тепловой энергии на 109 тыс. Гкал, или 119,9 млн. рублей.

Замена тепловых сетей 48,2 км (в 2-х трубном исчислении) с применением новейших технологий прокладки тепловых сетей позволила снизить потери тепла до потребителя с 15,2 до 13,5 процентов, это позволило уменьшить утечки горячей воды на 80 тыс. куб м.

В рамках реализации мероприятий краевой долгосрочной целевой программы "Чистая вода Забайкальского края (2011 - 2015 годы)" также осуществлялось реконструкция объекта "Очистные сооружения хозяйственно-бытовых стоков с канализационными сетями в г. Борзя".

В рамках мероприятий по развитию коммунальной инфраструктуры в городском поселении "Первомайское" проводились работы по строительству сетей теплоснабжения.

В рамках подготовки объектов коммунальной инфраструктуры к осенне-зимнему периоду за 2013 - 2015 годы капитально отремонтировано 228 котельных, 149,8 км тепловых сетей, 110,9 км водопроводных сетей. Капитальный ремонт и замена систем коммунальной инфраструктуры позволили снизить долю утечек и неучтенного расхода воды в суммарном объеме воды, поданной в сеть, на 0,5%, долю потерь тепловой энергии в суммарном объеме отпуска тепловой энергии - на 0,4%.

Основные направления развития и модернизации системы теплоснабжения Забайкальского края предусматривают:

- повышение защитных характеристик теплотрасс;

- повышение надежности и эффективности работы системы теплоснабжения, развитие тепловых сетей и при необходимости - строительства дополнительных тепловых установок;

- модернизацию существующих магистральных и внутриквартальных тепловых сетей (с увеличением диаметра трубопроводов) и строительство новых тепловых сетей для присоединения потребителей к сетям централизованного теплоснабжения;

- реконструкцию генерирующих мощностей для увеличения отпуска тепла от источников теплоснабжения;

- планомерный капитальный ремонт внутридомовых сетей теплоснабжения.

В целях модернизации и развития систем централизованного теплоснабжения, закрытия нерентабельных котельных на период 2017 - 2022 годов предполагается реализация следующих мероприятий:

- продолжение реализации проекта "Создание промышленного парка в пос. Могойтуй", в рамках которого предусмотрены котельная, водонапорная башня, система канализации с локальными очистными сооружениями, тепловые сети;

- реконструкция тепловых сетей, сетей водопровода и канализации в населенных пунктах Забайкальского края;

- продолжение работ по налаживанию теплового режима и устранению утечек в поселках Забайкальского края;

- реконструкция магистральных и внутриквартальных тепловых сетей в г. Чите.

Модернизация системы централизованного теплоснабжение г. Читы

Основные направления развития и модернизации системы теплоснабжения г. Читы предусматривают:

- повышение защитных характеристик теплотрасс;

- повышение надежности и эффективности работы системы теплоснабжения, развитие тепловых сетей и при необходимости - строительства дополнительных тепловых установок;

- модернизацию существующих магистральных и внутриквартальных тепловых сетей (с увеличением диаметра трубопроводов) и строительство новых тепловых сетей для присоединения потребителей к сетям централизованного теплоснабжения;

- реконструкцию генерирующих мощностей для увеличения отпуска тепла от источников теплоснабжения;

- планомерный капитальный ремонт внутридомовых сетей теплоснабжения.

Мероприятия по повышению надежности и эффективности работы теплосетей предусматривают замену устаревшей арматуры на шаровую, замену компенсаторов теплового расширения труб на сильфонные, перекладку изношенных труб на трубы необходимых диаметров с применением предварительной изоляции, строительство и реконструкцию насосных станций и тепловых пунктов.

К настоящему времени разработана и утверждена в установленном порядке следующая градостроительная документация, конкретизирующая основные положения действующего генерального плана города и позволяющая осуществлять комплексную застройку, как на свободной территории, так и в условиях реконструкции:

- проект планировки территории в границах улиц Гаюсана, Красной Звезды, Народной и реки Чита в Центральном административном районе;

- проект планировки территории в границах улиц Бабушкина, Кирова, Верхоленской и обводной автодороги в Ингодинском административном районе;

- проект планировки территории в границах улиц Новобульварной, Шилова, Коханского и Богомягкова в Центральном административном районе;

- проект планировки территории микрорайона N 10-Д по улице Магистральной, в Железнодорожном административном районе;

- проект планировки территории в границах улиц Новобульварной, Шилова и Нагорной, в Центральном административном районе;

- проект планировки территории микрорайона N 9 поселка Текстильщиков, в Черновском административном районе.

В соответствии с разработанной и утвержденной в установленном порядке градостроительной документацией продолжается строительство двух крупных жилых комплексов в микрорайоне "Девичья сопка", в Черновском административном районе и в поселке Каштак в Центральном административном районе. В частности строительство жилья в микрорайоне "Девичья сопка" и улице Космонавтов, в Черновском административном районе относится к экономическому классу. Строительство жилья экономического класса также предполагается в районе улиц Базовских на берегу реки Чита (район школы N 17).

В целях малоэтажного жилищного строительства разрешена разработка проектов планировки в пределах территории, прилегающей, с северной и юго-восточной сторон к поселку Кутузовка, в Черновском административном районе.

Разработан и находится в стадии согласования проект планировки территории вдоль федеральной автодороги М-55, на участке между рекой Чита и озером Угдан, в Железнодорожном административном районе.

Предоставление земельных участков планируется осуществлять с условием их комплексного освоения. Для комплексного освоения разработана документация по застройке индивидуальными жилыми домами территории микрорайона "Мирный" в поселке Восточном, в Черновском административном районе.

Для комплексного освоения земельных участков в целях жилищного строительства начата работа по разработке проекта планировки микрорайона N 7 в поселке Текстильщиков, в Черновском административном районе, а также микрорайон школы N 17, в Железнодорожном административном районе.

Также на территории городского округа планируется многочисленное точечное строительство на местах сноса ветхого жилья и свободных к застройке площадках.

В перспективе на период 2017 - 2021 г.г., учитывая имеющийся перечень планируемых к строительству объектов точечной и комплексной застройки, планируется подключение новых потребителей на общую тепловую нагрузку около 70 Гкал/ч.

Новое строительство тепловых сетей на мелких котельных в городе чита на период 2017 - 2022 гг. не предусматривается.

Перечень мероприятий, выполнение которых направлено на устранение проблемных узлов системы теплоснабжения и покрытие дефицита тепловой мощности в городе Чите на период 2017 - 2022 гг. представлен в таблице 106.

Схема централизованного теплоснабжения и теплоснабжения от ведомственных котельных г. Читы представлена в Приложении Д.

Таблица 106

Перечень мероприятий, направлено на устранение проблемных узлов системы теплоснабжения и покрытие дефицита тепловой мощности в городе Чите на период 2017 - 2022 годов

N п/п	Наименование мероприятий	2017	2018	2019	2020	2021
1	Замена или строительство основных участков тепловых сетей для подключения новых потребителей
	Реконструкция теплосети Ду-800 мм на Ду-1000 мм по ул. Бабушкина от П-2-7 до УРГ L=1650 и с Ду-500 мм на Ду-800 мм от УРГ до ТК-2-27 L = 1370	-	-	-	-
	Реконструкция головного участка тепломагистрали Ду-800 мм на Ду-1000 мм от ТЭЦ-1	-	-	-
	Реконструкция теплотрассы на Ду-600 мм по ул. Красной Звезды от ТК-7-13 до ТК-8-27		-	-
	Реконструкция участка теплосети от ПНС-5 до П-7-14 с увеличением Ду-700 на Ду-800 протяженностью 90 м				-
	Реконструкция участка теплосети по ул. Ковыльная от П-7-14 до П-7-12 с увеличением Ду- 500 на Ду-800 протяженностью 125 м				-
	Реконструкция участка теплосети ул. Ковыльная от П-7-12 до П-7-13 с увеличением Ду-500 на Ду-800 протяженностью 190 м				-
	Реконструкция участка теплосети в районе ПНС-Рахова условной Ду-1000 с увеличением Ду-800 на Ду-1000 протяженностью 440 м				-
	Реконструкция участка теплосети от перекрестка Локомотивная и Варганова до ПНС-4 условной Ду-1000 с увеличением Ду-800 на Ду-1000 протяженностью 240 м и до П-16- 11 240 м.					-
	Реконструкция участка теплосети по ул. Новобульварная, Шилова от ТК-8-13а до ТК-8-9 с увеличением Ду-500 на Ду-600 протяженностью 830 м		-	-
	Реконструкция участка теплосети от П-2-9 до ТК-8-13а с увеличением Ду-600 на Ду-800 протяженностью 2350 м				-
	Реконструкция участка теплосети по ул. Красной Звезды от ТК-8-13а до ТК-8-27 с увеличением Ду-500 на Ду-700 протяженностью 2300 м					-
	Реконструкция участка теплосети по ул. Набережная от П-2-5в до ЦТП-27 с увеличением Ду-400 на Ду-600 протяженностью 1200 м				-
	Реконструкция участка теплосети по ул. Недорезова от ЦТП-27 до ТК-13-13 с увеличением Ду-250 на Ду-400 протяженностью 1180 м					-
	Реконструкция участка теплосети от П-2-5 до ТК-5-0а с увеличением Ду-500 на Ду-700 протяженностью 160 м					-
	Реконструкция участка теплосети по ул. Шилова от П-2-7 до ТК-8-9 с увеличением Ду-500 на Ду-700 протяженностью 1200 м		-	-
	Реконструкция участка теплосети по ул. Профсоюзная, Ленина, Пушкина от ТК-1-35 до ТК- 10-21 с увеличением Ду-300 на Ду-500 протяженностью 530 м				-
	Реконструкция участка теплосети по ул. Островского от ТК-1-27 до ТК-11-9 с увеличением Ду-350 на Ду-500 протяженностью 530 м				-
	Реконструкция участка теплосети по ул. Декабристов, Столярова от ТК-1-17 до ТК-1-24 с увеличением Ду-400 на Ду-600 протяженностью 470 м					-
	Реконструкция участка теплосети от ТК-4-6-1 до ТК-4-6-3 с увеличением Ду-200 на Ду-400 протяженностью 20 м
	Реконструкция участка теплосети от ТК-4-4-2 до ТК-4-4-8 с увеличением Ду-250 на Ду-300 протяженностью 100 м					-
	Реконструкция участка теплосети от ЗВ-3-1 до ЗВ-3-6 с увеличением Ду300 на Ду-400 протяженностью 530 м					-
	Реконструкция участка теплосети от ТК-14-6-1 до ТК-14-6 с увеличением Ду-150 на Ду-300 протяженностью 51 м					-
	Реконструкция участка теплосети по ул. Горького от УРГ до ТК-12-2 с увеличением Ду-500 на Ду-700 протяженностью 430 м				-
	Реконструкция участка теплосети по ул. Красноармейская от ПНС-2 до ТК-9-11 с увеличением Ду-500 на Ду-600 протяженностью 215 м				-
	Реконструкция участка теплосети по ул. Богомякова от ТК-2-14 до ТК-10-9 с увеличением Ду-300 на Ду-400 протяженностью 470 м				-
	Реконструкция участка теплосети от ТЭЦ-1 до ТК-В-В с увеличением Ду700 на Ду800 протяженностью 840 м				-
	Реконструкция тепловой сети Ду200 на Ду300 от угла ул. Шилова-Нечаева до ТК-8-9-2-4, реконструкция тепловой сети Ду200 на Ду250 от ТК-8-9-2-4 до ТК-8-9-2-4-2 для подключения объекта по ул. Сухая падь, 6		-
	Строительство тепловых сетей до мкр. Каштакский со строительством внутриплощадочных тепловых сетей	-
	Строительство тепловых сетей для подключения объекта по ул. Сухая Падь, 6	-
	Строительство тепловых сетей до комплекса жилых домов по ул. Матвеева, со строительством внутриплощадочных тепловых сетей	-
	Строительство тепловых сетей до комплекса жилых домов по ул. Кирова, со строительством внутриплощадочных тепловых сетей	-

Модернизация системы централизованного теплоснабжение г. Краснокаменск

В городском поселении "Город Краснокаменск" в настоящее время единственным источником теплоснабжения является ТЭЦ ППГХО (Филиал АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске). В перспективе документами территориального планирования теплоснабжение города также предусматривается от ТЭЦ ППГХО. В филиале АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске разработана и реализуется программа по энергосбережению и повышению энергетической эффективности деятельности предприятия, в том числе теплоэлектроцентрали. Основными задачами указанной программы являются:

- повышение конкурентоспособности продукции за счет уменьшения удельного потребления энергоресурсов на единицу выпускаемой продукции;

- повышение уровня рационального использования топлива и энергии за счет широкого внедрения энергосберегающих технологий и оборудования;

- мониторинг энергопотребления и разработка механизмов стимулирования эффективного использования топливно-энергетических ресурсов.

В частности, применительно к производству и передаче тепловой энергии в программе по энергосбережению и повышению энергетической эффективности предусмотрены следующие мероприятия:

- переход на оптимальное распределение режимов эксплуатации оборудования ТЭЦ ППГХО;

- совершенствование технологии сжигания жидкого топлива (в том числе автоматизация режима горения топлива и использование отработанного моторного и трансформаторного масла для растопки пылеугольного котла и для стабилизации горения (подсветки) пылеугольного факела);

- модернизация системы ХВО (внедрение технологии обратного осмоса);

- внедрение автоматики управления приточными системами;

- замена изоляции на паропроводах;

- внедрение систем рекуперации тепла;

- установка автоматизированных систем учета и потребления пара;

- внедрение частотного регулирования;

- оптимизация использования электроэнергии (в том числе установка энергосберегающих систем на трансформаторных подстанциях, снижение потерь электроэнергии за счет отключения одного трансформаторов на 2-х трансформаторных подстанциях, снижение технических потерь электроэнергии за счет внедрения электропроводящей смазки для контактов, приведение в соответствие с НТД состояния контактов, болтовых соединений и электрооборудования ПС, ТП, РП, модернизация систем освещения).

Планируемое снижение потребления тепловой энергии за счет технических мероприятий по энергосбережению составит 57900 Гкал/год.

Реализация мероприятий программы производится за счет средств немуниципальных источников финансирования. Реализация вышеуказанных мероприятий позволит повысить энергоэффективность теплоснабжения городского поселения "Город Краснокаменск", оптимизировать расходы потребителей на теплоснабжение.

Для подключения объектов нового строительства к системе теплоснабжения необходимо подвести к участкам нового строительства сети теплоснабжения; строительство дополнительных мощностей теплоисточника не требуется.

Развитие системы теплоснабжения городского поселения "Город Краснокаменск" предлагается осуществлять с учетом сохранения применяемого температурного графика отпуска тепловой энергии потребителям.

Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей города Краснокаменск

С целью повышения надежности и сокращения потерь подлежат замене в соответствии со степенью износа существующие магистральные тепловые сети. В частности, на отдельных участках необходимо восстановление тепловой изоляции магистральных теплосетей, замена запорной арматуры, восстановление тепловых камер, колодцев и опор. Также необходимо произвести работы по регулировке систем теплоснабжения с привлечением специализированной организации.

В период 2017 - 2022 годов предусматривается строительство новых распределительных тепловых сетей в соответствии с очерёдностью ввода новой жилой и культурно-досуговой застройки.

В целях исполнения законодательства Российской Федерации в части перехода от открытой системы теплоснабжения к закрытой, а также для обеспечения потребителей в жилищном фонде городского поселения "Город Краснокаменск" коммунальными услугами отопления и горячего водоснабжения надлежащего качества планируется реализовать мероприятия по модернизации внутридомовых систем отопления и горячего водоснабжения.

Кроме того, будут реализовываться мероприятия для подключения новых потребителей. Теплосетевая организация обеспечивает прокладку сетей теплоснабжения до границ участков застройки. От границ участка застройки и непосредственно до объектов строительства прокладку необходимых коммуникаций осуществляет застройщик.

Состав мероприятий строительству и реконструкции тепловых сетей на конкретном объекте будет детализироваться после разработки проектной документации (при необходимости после проведения энергетических обследований).

Основные инвестиционные проекты по техническому перевооружению тепловых сетей г. Краснокаменска в период 2017 - 2022 годов:

- Замена тепловой изоляции теплотрасс надземной прокладки в микрорайонах 2, 5, 6 и в коммунальной зоне города.

- Замена изношенных сетей теплоснабжения в микрорайоне 2.

- Оборудование многоквартирных домов приборами учета тепловой энергии.

- Замена изношенных сетей теплоснабжения в микрорайонах 3, 4 А, 4 Б, 5.

- Прокладка сетей теплоснабжения Ду=300 в проходных каналах.

- Строительство тепловой сети Ду=100, Ду=80.

Схема теплоснабжения Краснокаменского энергорайона представлена в Приложении Е.

11. Потребность электрических станций и котельных энергосистемы в топливе. Прогнозный топливно-энергетический баланс энергосистемы на период 2017 - 2022 гг.

При определении потребности электростанций в различных видах топлива учитываются режимы работы ТЭС, характеристики действующего, виды установленного для ТЭС топлива, существующее состояние топливоснабжения. Оценка потребности электростанций энергосистемы в органическом топливе формируется исходя из намечаемых уровней производства электрической энергии для базового варианта электропотребления.

Динамика добычи Забайкальского края и потребления углей электростанциями энергосистемы на перспективный период 2017-2022 представлена в таблице 107.

Таблица 107

Динамика добычи и структура потребления угля на территории Забайкальского края на период 2017 - 2022 гг.

N п/п	Показатели, тыс. т угля	2017	2018	2019	2020	2021	2022
1.	Добыча всего: в том числе:	21000	22000	23000	24000	24000	24000
	Разрез Харанорский	3000	3000	3000	3000	3000	3000
	Разрез Татауровский (Восточный)	1200	1200	1700	1700	1700	1700
	Разрез Уртуйский	3000	3000	3000	3000	3000	3000
	Разрез Тугнуйский	3500	3500	3500	3500	3500	3500
	Апсатское месторождение	500	1500	2000	3000	3000	3000
	Разрез Тигнинский	300	300	300	300	300	300
	Малые предприятия	9500	9500	9500	9500	9500	9500
2.	Потребление всего: в том числе:	9868	9181	9553	10097	10194	10317
	Всего ТЭС, ГРЭС	5868	5181	5553	6097	6194	6317
	Филиал ПАО "ТГК-14" - "Читинская генерация"	2417	1732	2109	2639	2723	2845
	Харанорский	1854	1169	1546	2076	2160	2282
	Татауровский	563	563	563	563	563	563
	Уртуйский	0	0	0	0	0	0
	Из других регионов	0	0	0	0	0	0
	Харанорская ГРЭС	1932	1948	1959	1973	1987	1987
	Харанорский	1009	1033	1037	1045	1053	1053
	Уртуйский	923	915	922	928	934	934
	ТЭЦ ППГХО	1454	1437	1420	1420	1420	1420
	Уртуйский	1454	1437	1420	1420	1420	1420
	Первомайская ТЭЦ	65	65	65	65	65	65
	Харанорский	65	65	65	65	65	65
	Прочие	4000	4000	4000	4000	4000	4000
3.	Отгрузка за пределы края	11132	12819	13447	13903	13806	13683

Структура потребления топлива на прогнозируемый период 2017 - 2022 гг. не меняется, основную его долю составляет уголь более 99%.

К концу рассматриваемого периода (2022 год) суммарная потребность в топливе по электростанциям и котельным энергосистемы Забайкальского края составит 10317 тыс. т. Потребление углей электростанциями энергосистемы в период 2017 - 2022 годов изменяется в пределах от 9181 тыс. т. (в 2018 г.) до величины 10317 тыс. т. (в 2022 г.).

При этом в течении всего прогнозного периода добыча топлива угольными разрезами Забайкальского края возрастет. Увеличение относительно фактической величины 2016 года (20895, тыс. т.) в период с 2017 по 2022 год ожидается на уровне 3105 тыс. т. Отгрузка угля за пределы края к 2022 году увеличится до 13683 тыс. т., что больше фактической отгруженной в 2016 году (11044 тыс. т.) на величину 2639 тыс. т.

Прогноз добычи угля в Забайкальском крае в период 2017 - 2022 годов представлен на рисунке 78.

Единый прогнозный топливно-энергетический баланс Забайкальского края для базового варианта электропотребления на период 2017 - 2022 гг. представлен в таблице 108.

Таблица 108

Единый топливно-энергетический баланс Забайкальского края на период 2017 - 2022 гг.

N п/п	Показатель баланса	2017	2018	2019	2020	2021	2022
1.	Электропотребление, млн. кВтч, в т.ч.:	7853,0	7867,0	7887,0	7920,0	7948,0	7984,0
	Харанорская ГРЭС	276,2	276,8	277,6	278,4	279,3	280,6
	Читинская ТЭЦ-1	279,9	280,6	281,6	282,6	283,6	285,3
	ТЭЦ ППГХО	890,2	892,0	892,9	893,8	894,8	897,3
	Приаргунская ТЭЦ	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
	Читинская ТЭЦ-2	29,0	29,0	29,0	29,0	29,0	29,0
	Шерловогорская ТЭЦ	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0	16,0
	Первомайская ТЭЦ	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0
2.	Выработка, млн. кВтч	6940,0	6359,0	6682,0	7160,0	7255,0	7360,0
	Харанорская ГРЭС	3312,8	3339,3	3359,3	3382,9	3406,5	3406,5
	Читинская ТЭЦ-1	1745,8	1158,8	1481,7	1936,1	2007,5	2112,5
	ТЭЦ ППГХО	1713,8	1693,3	1673,4	1673,4	1673,4	1673,4
	Приаргунская ТЭЦ	42,0	42,0	42,0	42,0	42,0	42,0
	Читинская ТЭЦ-2	70,0	70,0	70,0	70,0	70,0	70,0
	Шерловогорская ТЭЦ	40,6	40,6	40,6	40,6	40,6	40,6
	Первомайская ТЭЦ	15,0	15,0	15,0	15,0	15,0	15,0
3.	Отпуск тепла, тыс. Гкал	5376,5	5355,8	5361,5	5347,0	5373,1	5451,2
	Харанорская ГРЭС	133,8	133,8	133,8	133,8	133,8	133,8
	Читинская ТЭЦ-1	2477,2	2510,0	2541,4	2572,7	2598,7	2676,9
	ТЭЦ ППГХО	1807,7	1754,2	1728,4	1682,7	1682,7	1682,7
	Приаргунская ТЭЦ	119,8	119,8	119,8	119,8	119,8	119,8
	Читинская ТЭЦ-2	543,7	543,7	543,7	543,7	543,7	543,7
	Шерловогорская ТЭЦ	148,3	148,3	148,3	148,3	148,3	148,3
	Первомайская ТЭЦ	146,0	146,0	146,0	146,0	146,0	146,0
4.	Приход угля, тыс.	5847,0	5072,0	5598,0	6048,0	6258,0	6253,0
	Харанорская ГРЭС	2000,0	1880	2000	1950	2010	1960
	Читинская ТЭЦ-1	2100	1300	1750	2250	2350	2450
	ТЭЦ ППГХО	1300	1450	1400	1400	1450	1400
	Приаргунская ТЭЦ	80	85	80	85	85	85
	Читинская ТЭЦ-2	220	210	220	215	215	210
	Шерловогорская ТЭЦ	82	82	83	83	83	83
	Первомайская ТЭЦ	65	65	65	65	65	65
5.	Расход угля, тыс. т.	5868,3	5181,1	5552,8	6097,1	6194,2	6316,8
	Харанорская ГРЭС	1932,2	1947,7	1959,3	1973,1	1986,9	1986,9
	Читинская ТЭЦ-1	2038,2	1352,9	1729,9	2260,4	2343,7	2466,3
	ТЭЦ ППГХО	1454,1	1436,7	1419,8	1419,8	1419,8	1419,8
	Приаргунская ТЭЦ	82,6	82,6	82,6	82,6	82,6	82,6
	Читинская ТЭЦ-2	214,0	214,0	214,0	214,0	214,0	214,0
	Шерловогорская ТЭЦ	82,3	82,3	82,3	82,3	82,3	82,3
	Первомайская ТЭЦ	65,0	65,0	65,0	65,0	65,0	65,0
6.	Остаток угля, тыс. т	623,0	513,9	559,1	510,0	573,8	510,0
	Харанорская ГРЭС	184,4	116,7	157,3	134,2	157,3	130,5
	Читинская ТЭЦ-1	189,8	136,9	157,1	146,7	153,0	136,7
	ТЭЦ ППГХО	170,2	183,5	163,8	144,0	174,2	154,4
	Приаргунская ТЭЦ	41,9	44,3	41,7	44,2	46,6	49,0
	Читинская ТЭЦ-2	24,4	20,4	26,4	27,4	28,4	24,4
	Шерловогорская ТЭЦ	3,0	2,8	3,5	4,2	5,0	5,7
	Первомайская ТЭЦ	9,3	9,3	9,3	9,3	9,3	9,3

12. Сводные данные по развитию электрической сети 35-500 кВ энергосистемы Забайкальского края

В таблице 109 указаны сводные предложения по развитию электрической сети 35 кВ и выше на территории энергосистемы Забайкальского края на период 2017 - 2022 гг., с указанием информации о наличие мероприятий в инвестиционных программах субъектов электроэнергетики. Предложения сформированы с учетом замечаний и предложений АО "СО ЕЭС" и органов исполнительной власти Забайкальского края.

Сводные данные по развитию электрических сетей на территории энергосистемы Забайкальского края на период 2017 - 2022 годы представлен в таблице 110.

Таблица 109

Сводные предложения по развитию электрической сети 35 кВ и выше на территории энергосистемы Забайкальского края на период 2017 - 2022 гг. в соответствии с инвестиционными программами субъектов электроэнергетики

N п/п	Наименование проекта (Мероприятие)	Организация, ответственная за реализацию проекта	Предлагаемый год ввода объекта	Технические характеристики объектов проекта ВЛ, км, ПС, МВА (Мвар)	Наличие обоснований в документах и сроки их реализации
					СиПР ЕЭС 2017-2023/СиПР 2018-2022	Утвержденная ИП субъекта электроэнергетики
Развитие сетей 500 кВ
Мероприятий не предусмотрено
Развитие сетей 220 кВ
Мероприятия, необходимые для обеспечения возможности подключения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
1.	ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Быстринская I и II цепь.	ПАО "ФСК ЕЭС"	2017	2х234,9 км	СиПР ЕЭС 2017-2023, срок ввода - 2017	ИП ПАО "ФСК ЕЭС" 2016-2020, срок ввода - 2017
2.	ПС 220 кВ Быстринская.	ПАО "ФСК ЕЭС"	2017	2х125 МВА	СиПР ЕЭС 2017-2023, срок ввода - 2017	ИП ПАО "ФСК ЕЭС" 2016-2020, срок ввода - 2017
3.	ВЛ 220 кВ Чита - Озерный ГОК I и II цепь.	ООО "Озернинский ГОК"	2018	2х150 км	СиПР ЕЭС 2017-2023, срок ввода - 2018	Отсутствует
4.	ПС 220 кВ Озерный ГОК.	ООО "Озернинский ГОК"	2018	2х80 МВА	СиПР ЕЭС 2017-2023, срок ввода - 2018	Отсутствует
5.	ПС 220 кВ Удоканский ГОК.	ООО "Байкальская горная компания"	2019	2х80 МВА	СиПР ЕЭС 2017-2023, срок ввода - 2019	Отсутствует
6.	ВЛ 220 кВ Чара - Удоканский ГМК I, II цепь.	ООО "Байкальская горная компания"	2019	2х0,5 км	СиПР ЕЭС 2017-2023, срок ввода - 2019	Отсутствует
7.	ВЛ 220 кВ Чара - Блуждающий I, II цепь.	ООО "Байкальская горная компания"	2021	2х30 км	СиПР ЕЭС 2017-2023, срок ввода - 2021	Отсутствует
8.	ПС 220 кВ Блуждающий.	ООО "Байкальская горная компания"	2021	5х50 МВА	СиПР ЕЭС 2017-2023, срок ввода - 2021	Отсутствует
9.	Реконструкция ОРУ 220 кВ Подстанции Чара 220/110/35/10 кВ с изменением существующей схемы (для осуществления технологического присоединения энергетических установок ООО "Байкальская горная компания").	ПАО "ФСК ЕЭС"	2019	4 ячейки 220 кВ	Отсутствует	ИП ПАО "ФСК ЕЭС" 2016-2020, срок ввода - 2019
Мероприятия, направленные на устранение "узких мест", снятия сетевых ограничений (повышения пропускной способности электрической сети) и развитие межсистемных линий электропередачи, развитие РЗА и ПА
10.	ПС 220 кВ Багульник.	ПАО "ФСК ЕЭС"	2019	2х125 МВА	СиПР ЕЭС 2017-2023, срок ввода - 2019	ИП ПАО "ФСК ЕЭС" 2016-2020, срок ввода - 2021
11.	ВЛ 220 кВ Маккавеево - Чита N 1 и N 2, с заходом одной цепи на ПС 220 кВ Багульник	ПАО "ФСК ЕЭС"	2019	2х118,2 км	СиПР ЕЭС 2017-2023, срок ввода - 2019	ИП ПАО "ФСК ЕЭС" 2016-2020, срок ввода - 2021
12.	Реконструкция ПС 220 кВ Петровск-Забайкальская с изменением схемы РУ 220 кВ (секционирование системы шин)	ПАО "ФСК ЕЭС"	2018	2х63 МВА	СиПР ЕЭС 2017-2023, срок ввода - 2018	ИП ПАО "ФСК ЕЭС" 2016-2020, срок ввода - 2020
13.	ВЛ 220 кВ Тында - Лопча - Хани - Чара.	ПАО "ФСК ЕЭС"	2017, 2019	160 км, 400 км	СиПР ЕЭС 2017-2023, срок ввода - 2019	ИП ПАО "ФСК ЕЭС" 2016-2020, срок ввода - 2021
14.	Установка УШР-100 Мвар, ШР-33 Мвар на ПС 220 кВ Хани.	ПАО "ФСК ЕЭС"	2019	УШР-100 Мвар ШР- 33 Мвар	СиПР ЕЭС 2017-2023, срок ввода - 2019	Отсутствует
15.	Комплекты основных защит ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Тарбагатай, ВЛ 220 кВ Петровск-Забайкальская - Бада.	ПАО "ФСК ЕЭС"	2018	-	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2018	Отсутствует
16.	Создание устройств синхронизации на ПС 220 кВ Амазар на 3 выключателях ВЛ 220 кВ.	ОАО "РЖД"	2017	-	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	Отсутствует
17.	Создание устройств синхронизации на ПС 220 кВ Семиозерный на 3 выключателях ВЛ 220 кВ.	ОАО "РЖД"	2017	-	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	Отсутствует
18.	Создание устройств синхронизации на ПС 220 кВ Чичатка на 3 выключателях ВЛ 220 кВ.	ОАО "РЖД"	2017	-	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	Отсутствует
19.	Создание устройств синхронизации на ПС 220 кВ Урюм на 3 выключателях ВЛ 220 кВ.	ОАО "РЖД"	2017	-	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	Отсутствует
20.	Создание устройств синхронизации на ПС 220 кВ Сбега на 3 выключателях ВЛ 220 кВ.	ОАО "РЖД"	2017	-	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	Отсутствует
21.	Создание устройств синхронизации на ПС 220 кВ Ксеньевская на 3 выключателях ВЛ 220 кВ	ОАО "РЖД"	2017	-	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	Отсутствует
22.	Создание устройств синхронизации на ПС 220 кВ Пеньковая на 3 выключателях ВЛ 220 кВ.	ОАО "РЖД"	2017	-	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	Отсутствует
23.	Создание устройств синхронизации на ПС 220 кВ Кислый Ключ на 3 выключателях ВЛ 220 кВ.	ОАО "РЖД"	2017	-	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	Отсутствует
Развитие сетей 110 кВ
Мероприятия, необходимые для обеспечения возможности подключения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
24.	ВЛ 110 кВ Багульник - Заречная с реконструкцией ПС 110 кВ Заречная с расширением ОРУ 110 кВ для присоединения вновь строящейся ВЛ 110 кВ.	ПАО "МРСК Сибири"	2019	2х15 км	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2019	ИП ПАО "МРСК Сибири" 2016-2020, срок ввода - 2021
25.	Реконструкция ВЛ 110 Заречная - Каштак с отпайками I цепь (ВЛ-110-05), ВЛ-110 Заречная Каштак II цепь (ВЛ-110-06) на участке от ПС 110 кВ Заречная до отпаек на ПС-110 кВ Северная с заменой провода.	ПАО "МРСК Сибири"	2019	2х13 км	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2019	ИП ПАО "МРСК Сибири" 2016-2020, срок ввода - 2021
26.	ПС 110/6 кВ ДВК.	ПАО "МРСК Сибири"	2017	2х10 МВА	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	ИП ПАО "МРСК Сибири" 2016-2020, срок ввода - 2017
27.	ВЛ 110 кВ Верхняя Давенда - ДВК с реконструкцией ПС 110/35/6 кВ Верхняя Давенда для присоединения вновь строящейся ВЛ 110 кВ	ПАО "МРСК Сибири"	2017	2х57 км	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	ИП ПАО "МРСК Сибири" 2016-2020, срок ввода - 2017
28.	Реконструкция ПС 110 кВ Молодежная с заменой силовых трансформаторов 3х16 на 2х40 МВА.	ПАО "МРСК Сибири"	2021	2х40 МВА	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2021	ИП ПАО "МРСК Сибири" 2016-2020, срок ввода - 2020
Мероприятия, направленные на устранение "узких мест", снятия сетевых ограничений, развитие РЗА и ПА
29.	Создание комплекса ЛАПНУ на ТЭЦ ППГХО и реконструкция устройств РЗА.	ПАО "ППГХО"	2017	-	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	Отсутствует
30.	ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Ново-Широкая - Благодатка с реконструкцией ПС 110 кВ Ново Широкая, ПС 110 кВ Благодатка с расширением ОРУ 110 кВ для присоединения вновь строящейся ВЛ 110 кВ.	ПАО "МРСК Сибири"	2019	1х70 км	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2019	ИП ПАО "МРСК Сибири" 2016-2020, срок ввода - 2021
31.	Реконструкция ПС 110 кВ Третья с заменой силовых трансформаторов 1х10 МВА и 1х6,3 МВА на 2х25 МВА, оборудования РУ 110, 35кВ.	ПАО "МРСК Сибири"	2020	2х25 МВА	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2020	ИП ПАО "МРСК Сибири" 2016-2020, срок ввода - 2019
32.	Реконструкция ПС 110 кВ Казаново (перемещение трансформаторов с ПС 110 кВ Казаново 1х6,3 МВА и 1х10 МВА на ПС 110 кВ Бугдаинская и перемещение трансформаторов с ПС 110 кВ Бугдаинская 2х16 МВА на ПС 110 кВ Казаново).	ПАО "МРСК Сибири"	2017	1х6,3 МВА 1х10 МВА 2х16 МВА	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	ИП ПАО "МРСК Сибири" 2016-2020, срок ввода - 2017
33.	Реконструкция ПС 110 кВ Третья (демонтаж трансформатора 1х10 МВА и его перемещение на базу резерва и установка силового трансформатора 1х16 МВА).	ПАО "МРСК Сибири"	2017	1х16 МВА	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	ИП ПАО "МРСК Сибири" 2016-2020, срок ввода - 2017
34.	Реконструкция ПС 110 кВ Борзя Западная (демонтаж трансформатора 1х10 МВА и его перемещение на базу резерва и установка силового трансформатора 1х16 МВА).	ПАО "МРСК Сибири"	2017	1х16 МВА	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	ИП ПАО "МРСК Сибири" 2016-2020, срок ввода - 2017
35.	Реконструкция ПС Антипиха с заменой силового трансформатора 1х16 МВА на 1х25 МВА.	ПАО "МРСК Сибири"	2017	1х25 МВА	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	ИП ПАО "МРСК Сибири" 2016-2020, срок ввода - 2017
36.	Перевод питания потребителей с ПС 110 кВ КСК на ПС 110 кВ Промышленная в г. Чита	ПАО "МРСК Сибири"	2017	1х10 МВА 1х25 МВА	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	Отсутствует
37.	Реконструкция ПС 110 кВ Кайдаловская, с заменой силовых трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА, оборудования РУ 6 (10), ОРУ-110 кВ, РЗА, СДТУ.	ПАО "МРСК Сибири"	2022	2х40 МВА	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2022	Отсутствует
38.	Реконструкция ВЛ 110 кВ Вершина Шахтамы - Акатуй - Кличка с отпайкой на ПС Бугдаинская (ВЛ-110-23) от отпайки на проектируемую ПС Бутунтай до ПС Акатуй (с заменой деревянных одноцепных опор, с подвеской ВОЛС).	ПАО "МРСК Сибири"	2022	1х62,145 км	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2022	ИП ПАО "МРСК Сибири" 2016-2020, срок ввода - 2018
39.	Установка автоматического повторного включения МВ-110-24 на Приаргунской ТЭЦ	ПАО "ТГК-14"	2017	-	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	Отсутствует
Развитие сетей 35 кВ
Мероприятия, необходимые для обеспечения возможности подключения новых потребителей, а также для реализации выданных технических условий
40.	Реконструкция ПС 35 кВ Верх-Чита с заменой силовых трансформаторов 2х4 МВА на 2х10 МВА, оборудования РУ-35, 10 кВ	ПАО "МРСК Сибири"	2021	2х4 МВА 2х10 МВА	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2021	Отсутствует
Мероприятия, направленные на устранение "узких мест", снятия сетевых ограничений, развитие РЗА и ПА
41.	Реконструкция ПС 35 кВ Верхние Усугли (демонтаж трансформатора 1х1 МВА и его перемещение на РП ПС Дельмачик и обратное перемещение трансформатора 1х3,2 МВА на ПС 35 кВ Верхние Усугли)	ПАО "МРСК Сибири"	2017	1х1 МВА 1х3,2 МВА	СиПР 2018-2022, срок ввода - 2017	Отсутствует

Таблица 110

Сводные данные по развитию электрической сети 35 кВ и выше на территории энергосистемы Забайкальского края на период 2017 - 2022 гг.

	2017 г.			2018 г.			2019 г.			2020 г.			2021 г.			2022 г.			Итого
	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар	км	МВА	Мвар
ВСЕГО, в т.ч	743,8	422,5	0,0	300,0	286,0	0,0	763,4	410,0	133,0	0,0	50,0	0,0	60,0	358,0	0,0	62,1	80,0	0,0	1929,3	1606,5	133,0
по 220 кВ	629,8	250,0	0	300,0	286,0	0	637,4	410,0	133,0	0	0	0	60,0	250,0	0	0	0	0	1627,2	1196,0	133,0
по 110 кВ	114,0	140,3	0	0	0	0	126,0	0	0	0	50,0	0	0	80,0	0	62,1	80,0	0	302,1	350,3	0,0
по 35 кВ	0	32,2	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	28,0	0	0	0	0	0,0	60,2	0,0

Выводы:

1. Реализация намеченных планов по развитию электрической сети на территории энергосистемы Забайкальского края обеспечит надежное функционирование энергосистемы в составе ОЭС Сибири и ЕЭС России в рассматриваемый перспективный период 2017 - 2022 гг., обеспечит выдачу мощности существующих электростанций, повысит эффективность функционирования ЕЭС России за счет ликвидации "узких мест", развития магистральных и распределительных сетей, обновления силового оборудования, имеющего высокий физический и моральный износ.

2. Всего за период 2017 - 2022 годов намечается ввод ВЛ напряжением 35 кВ и выше протяженностью 1929,3 км, трансформаторной мощности 1606,5 МВА и устройств регулирования реактивной мощности 133,0 Мвар.

Схема развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше на период 2017 - 2022 годов представлена в Приложение Б.

Схема развития электрической сети напряжением 35-110 кВ на период 2017 - 2022 гг. представлена в Приложение В.

Географическая карта-схема размещения объектов электроэнергетики на период 2017 - 2022 годов представлена в Приложение Г.

13. Заключение

Настоящий работа "Схема и программа развития электроэнергетики Забайкальского края на период 2017 - 2021 гг." выполнена ФГБОУ ВПО "Забайкальский Государственный университет" по заказу Министерства территориального развития Забайкальского края в соответствии с техническим заданием на выполнение работы "Схема и программа развития электроэнергетики Забайкальского края на период до 2017 - 2021 гг." от 22.01.2016. В подготовке материалов к настоящей работы принимали участие специалисты Филиала ОАО "СО ЕЭС" Забайкальское РДУ, Министерства территориального развития Забайкальского края, ПАО "ТГК-14", Филиала "Харанорская ГРЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация", филиала ПАО "МРСК Сибири"- "Читаэнерго", Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Забайкальское ПМЭС, филиала ОАО "РЖД" "Забайкальская железная дорога", ТЭЦ ППГХО филиала АО "ОТЭК" в г. Краснокаменске, ООО "Коммунальник", АО "Оборонэнергосбыт", АО "Читаэнергосбыт", ООО "Русэнергосбыт" и др.

Расчеты режимов работы электрической сети 220 кВ, 110 кВ к настоящей работе выполнены с помощью программного комплекса по расчету установившихся режимов RastrWin на базе верифицированных расчетных моделей с учетом утвержденной "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на период 2016 - 2020 гг.".

На основании проведенного анализа разработанных мероприятий по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей с целью удовлетворения долгосрочного спроса на электрическую энергию и мощность (для базового и форсированного (целевого) варианта социально-экономического развития Забайкальского края на период 2017 - 2021 годов можно сделать вывод о наличие в регионе стабильных и благоприятных условий для обеспечения гарантированного электроснабжения потребителей. Надежное, экономичное и качественное электроснабжение потребителей при этом можно обеспечить только при надлежащем и скоординированном развитии электрических сетей всех уровней напряжения. Напротив, срыв ввода линий электропередачи, подстанций и энергетических мощностей в регионе может послужить серьезным препятствием для подключения в перспективе к энергосистеме новых потребителей и, соответственно, стать высоким сдерживающим фактором развития экономики.

Масштабы, динамика, приоритеты и "география" развития электроэнергетики в Забайкальском крае определяются, в основном, темпами роста электрических нагрузок и единичной мощностью электростанций, местонахождением электростанций и центров нагрузки, а также величиной межсистемных перетоков мощности.

Наличие существенных избытков резерва мощности в регионе связано, в условиях замедления прогнозного роста электропотребления, при относительно малых объемах заявленных собственниками вводов в эксплуатацию новых объектов потребления электрической энергии и мощности. Наличие резервов позволяет генерирующим компаниям рассматривать планы по более интенсивной реконструкции и модернизации неэффективного генерирующего оборудования.

Приложение А. Результаты расчетов электрической сети 35 кВ и выше энергосистемы Забайкальского края

Результаты расчета электрических режимов зимнего максимума 2019 г.

Значение тока по ВЛ 110 кВ за час максимума в зимний период 2019 года

	I доп А	Полная схема I, А	откл. ВЛ-110-24 I, А	откл. ВЛ-110-28 I, А	откл. ВЛ-110-23 I, А	откл. ВЛ-110-22 I, А
ВЛ-110-24	390	79	-	212	115	102
ВЛ-110-28	330	95	181	-	72	80
ВЛ-110-23	330	91	145	33	-	145
ВЛ-110-22	330	71	106	47	131	-
ВЛ 110 кВ НовоШирокая - Благодатка	390	69	135	64	67	58

Уровни напряжения в контрольных точках в зимний максимум 2019 года

	Норм. Схема и, кВ	откл. ВЛ-110-24 U, кВ	откл. ВЛ-110-28 U, кВ	откл. ВЛ-110-23 U, кВ	откл. ВЛ-110-22 U, кВ
ПС 110 кВ Кличка	119,1	118,6	118,8	118,6	118,01
ПС 110 кВ Ново-Широкая	113,4	109,7	103,3	112,1	109,7
Приаргунская ТЭЦ	117,7	112,9	114,2	116,9	116,17
ПС 110 кВ Балей	119,1	118,7	119,6	118,9	119,61
Примечание	-	-	вкл. БСК-15 МВар	-	-

Вывод: При строительстве ВЛ 110 кВ Ново-Широкая - Благодатка превышение максимально допустимых значений тока не наблюдается. Для поддержания напряжения в пределах ГОСТ в ремонтных схемах при отсутствии связи с ПС 220 кВ Быстринская необходимо предусмотреть установку БСК на ПС 110 кВ Благодатка мощностью =10-15 МВар.

Результаты расчета электрических режимов зимнего минимум 2019 г.

Значение тока по ВЛ-110-кВ за час минимума нагрузки в зимний период 2019 г.

	I доп., А	Полная схема I, А	откл. ВЛ-110-24 I, А	откл. ВЛ-110-28 I, А	откл. ВЛ-110-23 I, А	откл. ВЛ-110-22 I, А	Примечание
ВЛ-110-24	390	81	-	167	122	88
ВЛ-110-28	330	67	157	-	42	62
ВЛ-110-23	330	104	161	59	-	124
ВЛ-110-22	330	30	64	18	99	-
ВЛ 110 кВ НовоШирокая - Благодатка	390	63	124	60	69	62

Уровни напряжения в контрольных точках

	Норм. Схема U,кВ	откл. ВЛ-110-24 U,кВ	откл. ВЛ-110-28 U,кВ	откл. ВЛ-110-23 U,кВ	откл. ВЛ-110-22 U,кВ
ПС 110 кВ Кличка	121,9	121,5	121,4	121,2	121,8
ПС 110 кВ НовоШирокая	118,3	116,1	106,9	117,3	118,05
Приаргунская ТЭЦ	120,4	118,2	117,1	119,6	120,3
ПС 110 кВ Балей	119,9	119,6	120,1	119,8	119,6
Примечание	-	-	-	-	-

Результаты расчета электрических режимов летнего максимума 2019 г.

Значение тока по ВЛ-110-кВ за час максимума нагрузки в летний период 2019 г.

	I доп., А	Полная схема I, А	откл. ВЛ-110-24 I, А	откл. ВЛ-110-28 I, А	откл. ВЛ-110-23 I, А	откл. ВЛ-110-22 I, А	Примечание
ВЛ-110-24	390	99	-	200	126	117
ВЛ-110-28	330	75	200	-	56	61
ВЛ-110-23	330	81	141	42	-	129
ВЛ-110-22	330	67	15	44	120	-
ВЛ 110 кВ НовоШирокая - Благодатка	390	56	173	63	61	30

Уровни напряжения в контрольных точках

	Норм. Схема U,кВ	откл. ВЛ-110-24 U,кВ	откл. ВЛ-110-28 U,кВ	откл. ВЛ-110-23 U,кВ	откл. ВЛ-110-22 U,кВ
ПС 110 кВ Кличка	118,96	118,9	117,2	118,1	118,01
ПС 110 кВ НовоШирокая	116,6	111,8	100,1	116,2	113,7
Приаргунская ТЭЦ	115,6	105,3	107,7	114,5	113,8
ПС 110 кВ Балей	119,8	119,4	119,9	119,9	120,03
Примечание	-	БСК =10 МВАр	-	-	-

Результаты расчета электрических режимов летнего минимума 2019 г.

Значение тока по ВЛ-110-кВ за час минимума нагрузки в летний период 2019 г.

	I доп., А	Полная схема I, А	откл. ВЛ-110-24 I, А	откл. ВЛ-110-28 I, А	откл. ВЛ-110-23 I, А	откл. ВЛ-110-22 I, А	Примечание
ВЛ-110-24	390	81	-	136	114	84
ВЛ-110-28	330	48	133	-	27	45
ВЛ-110-23	330	93	142	61	-	109
ВЛ-110-22	330	29	49	19	86	-
ВЛ 110 кВ НовоШирокая - Благодатка	390	40	109	50	56	43

Уровни напряжения в контрольных точках

	Норм. Схема U,кВ	откл. ВЛ-110-24 U,кВ	откл. ВЛ-110-28 U,кВ	откл. ВЛ-110-23 U,кВ	откл. ВЛ-110-22 U,кВ
ПС 110 кВ Кличка	122,1	121,4	121,3	121,1	122,63
ПС 110 кВ НовоШирокая	121,5	115,5	114,1	121,2	122,75
Приаргунская ТЭЦ	120,5	109,9	116,9	119,3	121,2
ПС 110 кВ Балей	120,6	120,02	120,5	120,8	120,1
Примечание	-	-	-	-	-

Результаты расчета электрических режимов зимнего максимума 2019 г.

Значение тока по ВЛ 110 кВ за час максимума нагрузки в зимний период 2019 г.

	I доп., А	Полная схема I, А	откл. ВЛ-110-1 цепь I, А	откл. АТ-1 и В-110 на ПС 220 кВ Багульник, авар откл. ВЛ-110-08 с дейст. УРОВ и откл. 2 сш на ЧТЭЦ-1 I, А	откл. ВЛ-110-05, падение опоры на ВЛ-110-07 и ВЛ- 110-08 I, А
ВЛ-110-1 цепь	1271	102	-	1099	292
ВЛ-110-2 цепь	1271	127	206	0	62
ВЛ-110-05	484	116	109	301	0
ВЛ-110-06	484	131	161	313	630

Вывод: после замены провода на ВЛ-110-05, ВЛ-110-06 на АС-240 превышения максимально допустимого значения тока нет.

Уровни напряжения в контрольных точках

	Норм. Схема U,кВ	откл. ВЛ- 110-1 цепь U,кВ	откл. АТ-1 и В-110 на ПС Багульник, авар откл. ВЛ-110-08 с дейст. УРОВ и откл. 2 сш на ЧТЭЦ-1 U,кВ	откл. ВЛ-110-05, падение опоры на ВЛ-110-07 и ВЛ-110-08 U,кВ
ПС 110 кВ Заречная	121,4	120,7	113,6	118,5
ПС 110 кВ Каштак	120,9	119,9	111,9	114,1
ПС 110 кВ Угдан	121,6	120,7	113,6	121,06
Шины 110 кВ ЧТЭЦ-1	121,9	120,9	113,8	121,3

Вывод: Уровни напряжения поддерживаются в допустимых пределах для ремонтного и послеаварийного режима.

Результаты расчета электрических режимов зимнего минимума 2019 г.

Значение тока по ВЛ 110 кВ за час минимума нагрузки в зимний период 2019 г.

	I доп., А	Полная схема I, А	откл. ВЛ-110-1 цепь I, А	откл. АТ-1 и В-110 на ПС 220 кВ Багульник, авар откл. ВЛ-110-08 с дейст. УРОВ и откл. 2 сш на ЧТЭЦ-1 I, А	откл. ВЛ-110-05, падение опоры на ВЛ-110-07 и ВЛ- 110-08 I, А
ВЛ-110-1 цепь	1271	125	-	686	238
ВЛ-110-2 цепь	1271	138	213	0	101
ВЛ-110-05	484	97	116	157	0
ВЛ-110-06	484	112	91	288	460

Вывод: после замены провода на ВЛ-110-05, ВЛ-110-06 на АС-240 превышения максимально допустимого значения тока нет.

Уровни напряжения в контрольных точках

	Норм. Схема U,кВ	откл. ВЛ-110-1 цепь U,кВ	откл. АТ-1 и В-110 на ПС Багульник, авар откл. ВЛ-110-08 с дейст. УРОВ и откл. 2 сш на ЧТЭЦ-1 U,кВ	откл. ВЛ-110-05, падение опоры на ВЛ-110-07 и ВЛ- 110-08 U,кВ
ПС 110 кВ Заречная	121,4	121,3	117,7	120
ПС 110 кВ Каштак	120,8	119,6	115,5	116,6
ПС 110 кВ Угдан	121,2	120,6	117,6	121
Шины 110 кВ ЧТЭЦ-1	121,4	120,7	117,7	121,2

Вывод: Уровни напряжения поддерживаются в допустимых пределах для ремонтного и послеаварийного режима.

Результаты расчета электрических режимов летнего максимума 2019 г.

Значение тока по ВЛ 110 кВ за час максимума нагрузки в летний период 2019 г.

	I доп., А	Полная схема I, А	откл. ВЛ-110-1 цепь I, А	откл. АТ-1 и В-110 на ПС 220 кВ Багульник, авар откл. ВЛ-110-08 с дейст. УРОВ и откл. 2 сш на ЧТЭЦ-1 I, А	откл. ВЛ-110-05, падение опоры на ВЛ-110-07 и ВЛ- 110-08 I, А
ВЛ-110-1 цепь	1271	55	-	401	38
ВЛ-110-2 цепь	1271	66	99	0	90
ВЛ-110-05	484	61	70	81	0
ВЛ-110-06	484	70	55	186	147

Вывод: после замены провода на ВЛ-110-05, ВЛ-110-06 на АС-240 превышения максимально допустимого значения тока нет.

Уровни напряжения в контрольных точках

	Норм. Схема U, кВ	откл. ВЛ-110-1 цепь U, кВ	откл. АТ-1 и В-110 на ПС Багульник, авар откл. ВЛ-110-08 с дейст. УРОВ и откл. 2 сш на ЧТЭЦ-1 U, кВ	откл. ВЛ-110-05, падение опоры на ВЛ-110-07 и ВЛ- 110-08 U,кВ
ПС 110 кВ Заречная	120,7	120,5	118	120,2
ПС 110 кВ Каштак	120,6	120,3	116,5	118,1
ПС 110 кВ Угдан	121	120,7	117,6	120,7
Шины 110 кВ ЧТЭЦ-1	121	120,9	118,3	120,9

Вывод: Уровни напряжения поддерживаются в допустимых пределах для ремонтного и послеаварийного режима.

Результаты расчета электрических режимов летнего минимума 2019 г.

Значение тока по ВЛ 110 кВ за час минимума нагрузки в летний период 2019 г.

	I доп., А	Полная схема I, А	откл. ВЛ-110-1 цепь I, А	откл. АТ-1 и В-110 на ПС 220 кВ Багульник, авар откл. ВЛ-110-08 с дейст. УРОВ и откл. 2 сш на ЧТЭЦ-1 I, А	откл. ВЛ-110-05, падение опоры на ВЛ-110-07 и ВЛ- 110-08 I, А
ВЛ-110-1 цепь	1271	25	-	181	66
ВЛ-110-2 цепь	1271	27	43	0	29
ВЛ-110-05	484	35	35	28	0
ВЛ-110-06	484	40	38	122	196

Вывод: после замены провода на ВЛ-110-05, ВЛ-110-06 на АС-240 превышения максимально допустимого значения тока нет.

Уровни напряжения в контрольных точках

	Норм. Схема U, кВ	откл. ВЛ-110-1 цепь U,кВ	откл. АТ-1 и В-110 на ПС Багульник, авар откл. ВЛ-110-08 с дейст. УРОВ и откл. 2 сш на ЧТЭЦ-1 U,кВ	откл. ВЛ-110-05, падение опоры на ВЛ-110-07 и ВЛ- 110-08 U,кВ
ПС 110 кВ Заречная	120,6	120,6	118,3	119,8
ПС 110 кВ Каштак	120,6	120,7	117,4	118,4
ПС 110 кВ Угдан	121	121,0	118,7	120,9
Шины 110 кВ ЧТЭЦ-1	121	121,2	118,8	121

Вывод: Уровни напряжения поддерживаются в допустимых пределах для ремонтного и послеаварийного режима.

Приложение Б. Схема развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше на период 2018 - 2022 гг.

Приложение В. Схема развития электрической сети напряжением 35-110 кВ на период 2018 - 2022 гг.

Приложение Г. Географическая карта-схема размещения объектов электроэнергетики на период 2018 - 2022 гг.

Приложение Д. Схема централизованного теплоснабжения и теплоснабжения от ведомственных котельных г. Читы

Приложение Е. Схема теплоснабжения Краснокаменского энергорайона