УКАЗ Губернатора Иркутской области от 23.07.2015 № 179-уг

Примечание:

*  в одноцепном исполнении.

Таблица 49.2 – ПС 110-35 кВ, не включенные в утвержденную инвестиционную программу ОАО «ИЭСК» на период 2015 – 2019 годы

Наименование объекта	Основание для ввода объекта
ПС 110 кВ
Строительство ПС 110 кВ Еловая с заходами ВЛ 110 кВ	Подключение коммунально-бытовых потребителей п. Еловый. Максимальная нагрузка с учетом заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей составляет 8,3 МВт*.
Реконструкция ПС 35 кВ Дачная (перевод на напряжение 110 кВ)	Подключение коммунально-бытовых потребителей. Разгрузка ПС 110 кВ Летняя (максимум нагрузки на ПС 110 кВ Летняя составил 23,80 МВт при установленной мощности трансформаторов 2х16 МВА, максимальная нагрузка с учетом заявок на технологическое присоединения энергопринимающих устройств потребителей составляет 35,5 МВт). На существующей ПС 35 кВ Дачная установлен один трансформатор 3 МВА, максимальная нагрузка с учетом заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей составляет 7 МВт*.
ПС 110 кВ Ангарская, замена трансформаторов, 2х80 МВА	Заключенные договора на ТП. Максимальная нагрузка с учетом заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей составляет 97,5 МВт*.
ПС 110 кВ Огнеупоры. Замена Т-1 на трансформатор мощностью 25 МВА	Замена оборудования с истекшим сроком эксплуатации (1962 г.в.). Необходимо заключение специализированной организации
Строительство ПС 110 кВ Глазуново с заходами ВЛ 110 кВ, 10 кВ, 2х10 МВА	Подключение коммунально-бытовых потребителей. Создание нового центра питания для электроснабжения СНТ и коттеджных поселков по Александровскому тракту в районе c.п.Глазунова на основании поданных заявок технологического присоединения. Перегрузка существующих ВЛ 10 кВ от ПС 220 кВ Правобережная и от ПС 110 кВ Карлук и удаленное расположение потребителей от существующих ЦП. Разгрузка ПС 110 кВ Карлук (максимальная нагрузка с учетом заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей составляет 36,6 МВт* при установленной мощности трансформаторов 10+16 МВА). Разгрузка ПС 220 кВ Правобережная (максимальная нагрузка по 10 кВ с учетом заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей составляет 79,43 МВт*).
Строительство ПС 110 кВ Горная с ВЛ 110 кВ, заходами 10 кВ, 2х10 МВА	Подключение коммунально-бытовых потребителей п. Горный. Перегрузка существующих ВЛ 10 кВ от ПС 110 кВ Карлук (удаленность потребителей от существующих ЦП на расстояние 4-5 км). Разгрузка ПС 110 кВ Карлук (максимальная нагрузка с учетом заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей составляет 36,6 МВт* при установленной мощности трансформаторов 10+16 МВА).
Реконструкция ПС 110 кВ Урик (замена трансформаторов 25 МВА на 40 МВА)	Подключение коммунально-бытовых потребителей. Максимум нагрузки на ПС 110 кВ Урик составил 40,60 МВт. Максимальная нагрузка с учетом заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей составляет 68,2 МВт* (после перевода части нагрузок сети 35 кВ на ПС 220 кВ Столбово суммарная максимальная нагрузка не будет превышать 40 МВт).
Реконструкция ПС 110 кВ Усть-Орда (замена трансформаторов 25 МВА на 40 МВА)	Подключение коммунально-бытовых потребителей, рост нагрузок. Максимум нагрузки на ПС Усть-Орда составил 41,6 МВт. Максимальная нагрузка с учетом заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей составляет 50,8 МВт*.
Реконструкция ПС 110 кВ Никольск (замена тр-ра 6.3 МВА на 10 МВА с заменой РПН, замена ОД 110 кВ на ЭВ 110 кВ с реконструкцией защит трансформаторов)	Замена оборудования с истекшим сроком эксплуатации (1974 г.в.). Требуется заключение специализированной организации
Реконструкция ПС 35 кВ Верхоленск с захо-дами ВЛ 110 кВ, 10 кВ.(перевод на напряжение 110кВ)	Подключение коммунально-бытовых потреби-телей. Электроснабжение ПС 35 кВ Верхоленск осуществляется по одной ВЛ 35 кВ от центра питания ПС 110 кВ Качуг (максимальная нагрузка с учетом заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей составляет 27,14 МВт* при установленной мощности трансформаторов 2х25 МВА), не обеспечивая требуемую надежность электроснабжения потребителей 2 категории надежности (социальные и административные учреждения). Перевод ПС 35 кВ Верхоленск на 110 кВ (максимум нагрузки составил 1,44 МВт, максимальная нагрузка с учетом заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей составляет 1,52 МВт*) разгружает центр питания ПС 110 кВ Качуг.
Реконструкция ПС 110 кВ Черноруд (монтаж Т-2, ОРУ 35 кВ) с заходами 110, 35 кВ.	Подключение коммунально-бытовых потребителей. Максимум нагрузки на ПС 110 кВ Черноруд составил 3,75 МВт. Максимальная нагрузка с учетом заявок на технологического присоединение энергопринимающих устройств потребителей составляет 9 МВт*. Существующий трансформатор 35/10 кВ мощностью 4 МВА. Перевод питания ПС 35 кВ Хужир (максимальная нагрузка с учетом заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей составляет 4,8 МВт*) с центра питания ПС 110 кВ Еланцы на ПС 110 кВ Черноруд.
Реконструкция ПС 35 кВ Тараса (перевод на напряжение 110 кВ)	Износ оборудования ВЛ 35 кВ, замена оборудования с истекшим сроком эксплуатации (ВЛ 35 кВ Цемзавод – Усть-Балей 2*15 км) (требуется подтверждение специализированной организации). Создание нового центра питания для кольцевой сети 35 кВ, с переводом питания в нормальной схеме от ПС 110 кВ Тараса потребителей 10 кВ ПС Тараса и ПС 35 кВ Олонки (максимум нагрузки 12,3 МВт, максимальная нагрузка с учетом заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей составляет 16 МВт*). И обеспечение резервного электроснабжения по кольцевой ВЛ-35 кВ ПС 35 кВ Каменка, ПС Казачье, ПС Середкино, ПС Усть-Алтан, , ПС Горохово, ПС Усть-Балей (максимум нагрузки 12,5 МВт, максимальная нагрузка с учетом заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей составляет 13,5 МВт*). Существующие центры питания для сети 35 кВ не обеспечивают покрытие максимальной нагрузки сети 35 кВ с учетом заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей (30 МВт).
ПС 35 кВ
Строительство ПС 35 Хадахан, 2х4 МВА	Подключение коммунально-бытовых потребителей
Строительство ПС 35 кВ Усть-Куда, с заходами10 кВ	Подключение коммунально-бытовых потребителей
Строительство ПС 35 кВ Московщина с заходами ВЛ 35 кВ, 10 кВ	Подключение коммунально-бытовых потребителей
Строительство ПС 35 кВ Плишкино с заходами 35 кВ, 10 кВ	Подключение коммунально-бытовых потребителей
Строительство ПС 35 кВ Курма с заходами ВЛ 35, 10 кВ	Подключение коммунально-бытовых потребителей
Реконструкция ПС 35 кВ Лыловщина (замена трансформаторов 4 МВА на 6,3 МВА)	Подключение коммунально-бытовых потребителей
Реконструкция ПС 35 кВ Усть-Уда (замена трансформаторов, ОРУ 35)	Подключение коммунально-бытовых потребителей
Реконструкция ПС 35 кВ Черёмушки ( замена силового трансформатора 3,2 МВА на 6,3 МВА, реконструкция ОРУ-35кВ: замена МВ 35 кВ на ВВ 35 кВ, устройств РЗА 8 присоединений)	Подключение коммунально-бытовых потребителей, рост нагрузок, замена оборудования с истекшим сроком эксплуатации
Реконструкция ПС 35 кВ Коты (замена силовых трансформаторов 2х2,5 МВА на 2х10 МВА, реконструкция ОРУ-35кВ: замена МВ 35 кВ на ВВ 35 кВ, устройств РЗА 9 прис.)	Подключение коммунально-бытовых потребителей, замена оборудования с истекшим сроком эксплуатации
Строительство ПС № 9 35 кВ с 2-мя силовыми трансформаторами ТМ - 4000/35/6 и КРУН - 6 кВ на 13 ячеек, 2х4 МВА	Срок эксплуатации ПС № 9 более 50 лет. Состоит из 2 трансформаторных ПС "Чешского производства" на передвижных платформах, смонтированных вместе с ячейками КРУН-6 кВ, укомплектованными выключателями VOP-10, ВМГ-133, снятыми с производства и по этой причине неремонтопригодными. ПС отработала свой нормативный срок эксплуатации и в настоящее время не обеспечивает требуемой надежности электроснабжения левобережной части г. Усть-Илимска. В любое время возможен выход из строя элементов оборудования ПС, что в случае развития аварийной ситуации приведет к полному погашению одного из присоединений (секционирование между Т-1 и Т-2 отсутствует).
ПС 35 кВ №4. Трансформатор Т-2 ТД-16000/35 Заменить на ТДНС-32000/35 по нагрузкам и по условию параллельной работы, 1х32 МВА	Повышение надежности электроснабжения, Необходимые условия для параллельной работы трансформаторов

Примечание:

* данные о максимальной мощности в соответствии с заключенными договорами на технологическое присоединения приняты на основании информации, опубликованной на сайте ОАО «ИЭСК».

Таблица 49.3 – ПС 110-35 кВ, не включенные в утвержденную инвестиционную программу ОГУЭП «Облкоммунэнерго» на период 2015 – 2019 годы

Наименование объекта	Основание для ввода объекта
ПС 110 кВ
Строительство ПС 110/10 кВ Западный, п. Западный, г.Усолье-Сибирское (2*10 МВА)	Подключение коммунально-бытовых потребителей (электроснабжение нового коттеджного п. Западный в соответствии с заявками на технологическое присоединнеие). Максимальная нагрузка с учетом заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей на 2014 г. составляет 1,9 МВт (ожидается увеличение количества заявок на ТП, исходя из планировки п.Западный). Существующий ближайший центр питания сети 35 кВ – ПС 35/6 кВ ГПП-1 35/6кВ (максимальная нагрузка 33,78 МВт). Ближайший существующий центр питания сети 110 кВ – ПС 110 кВ Вокзальная (с максимальной нагрузкой 18,3 МВт, максимальная нагрузка с учетом заявок на технологическое присоединения энергопринимающих устройств потребителей составляет 19,3 МВт* при установленной мощности трансформаторов 2х16 МВА).
Строительство ПС 110/10 кВ Северная, г. Тайшет (2*16 МВА)	Необходимость снижения нетяговой нагрузки на тяговой ПС 110 кВ Тайшет-Запад для обеспечения возможности развития БАМа и Восточного полигона ОАО «РЖД», путем перевода существующих коммунально-бытовых потребителей на новый центр питания (фактическая нагрузка 10,5 МВт, максимальная нагрузка с учетом заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей 14,5 МВт*).
ПС 35 кВ
Строительство ПС 35/10 Ключи, Казачинско-Ленский район	Подключение коммунально-бытовых потребителей, рост нагрузок
Строительство ПС 35/10 кВ Смоленщина-2, Иркутский район	Подключение коммунально-бытовых потребителей, рост нагрузок
Строительство ПС 35/10 Тибельти, Слюдянский район	Подключение коммунально-бытовых потребителей, рост нагрузок
Строительство ПС 35/10 кВ Предгорная, Слюдянский район	Подключение коммунально-бытовых потребителей, рост нагрузок
Строительство ПС 35/10 кВ Береговая, Слюдянский район	Подключение коммунально-бытовых потребителей, рост нагрузок
Реконструкция РП-5 35/6 кВ (увеличение мощности трансформаторов), г.Ангарск	Подключение коммунально-бытовых потребителей, рост нагрузок
Реконструкция ПС 35/10 кВ Бирюсинка (установка Т2), г. Усть-Кут	Подключение коммунально-бытовых потребителей, рост нагрузок
Реконструкция ПС 35/6 кВ Мама (увеличение мощности трансформаторов), Мамско-Чуйский район	Подключение коммунально-бытовых потребителей, рост нагрузок
Реконструкция ПС 35/10 кВ Зверосовхоз (увеличение мощности трансформаторов, установка Т2), Иркутский район	Подключение коммунально-бытовых потребителей, рост нагрузок
Реконструкция ПС 35 кВ Савватеевка (установка второго трансформатора), Ангарский район	Подключение коммунально-бытовых потребителей, рост нагрузок
Реконструкция ПС 35/10 кВ Бугульдейка (увеличение мощности трансформаторов), Ольхонский район	Подключение коммунально-бытовых потребителей, рост нагрузок
Реконструкция ПС 35/10 кВ Нижний Кочергат (замена трансформатора), Иркутский район	Подключение коммунально-бытовых потребителей, рост нагрузок, замена оборудования с истекшим сроком эксплуатации
Реконструкция ПС 35/10 кВ Шумский (увеличение мощности трансформаторов), Нижнеудинский район	Подключение коммунально-бытовых потребителей, рост нагрузок
Реконструкция ПС 35/6 кВ ГПП-1, г. Байкальск, Слюдянский район (реконструкция ОРУ-35 кВ - монтаж КРУН-35 кВ на элегазовых выключател, реконструкция ЗРУ-6 кВ)	Подключение коммунально-бытовых потребителей, рост нагрузок, замена оборудования с истекшим сроком эксплуатации
Реконструкция ПС 35 кВ Мелькомбинат (увеличение мощности трансформаторов)	Подключение коммунально-бытовых потребителей, рост нагрузок

Примечание:

* На основании информации, опубликованной на сайте ОГУЭП «Облкоммунэнерго».

2. Перспективный баланс электроэнергии и мощности,

    разработанный на основе прогноза системного оператора по

    потреблению электроэнергии

С целью выявления возможных балансовых дефицитов или избытков, определяющих требования к развитию основных электрических сетей, в соответствии с ожидаемой потребностью в мощности и электрической энергии с учетом прогнозируемых вводов мощности на электростанциях, формируется баланс электроэнергии и мощности энергосистемы Иркутской области на час прохождения собственного максимума нагрузки; кроме того, отражены дополнительные вводы мощностей в рассматриваемой перспективе. В соответствии с представленными данными филиала ОАО «СО ЕЭС» «РДУ энергосистемы Иркутской области» и крупных потребителей выполнен перспективный баланс мощности энергосистемы Иркутской области.

В таблице 50 представлена динамика баланса мощности энергосистемы Иркутской области на период до 2020 года (на основе прогноза потребления системного оператора). На всем периоде до 2020 года предполагается увеличение мощности Иркутской энергосистемы за счет модернизации оборудования на Иркутской и Усть-Илимской ГЭС с суммарным приростом мощности 148,8 МВт.

Таблица 50 – Баланс мощности энергосистемы Иркутской области на период до 2020 года (на основе прогноза потребления системного оператора)

Показатели	Ед. изм.	Годы
		2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребность
Максимум нагрузки	МВт	7670	7700	7723	7814	8058	8226	8235
Расчетный резерв мощности (отчетный*, для посл. годов 12%)	МВт	2492	924	927	938	967	987	988
ИТОГО потребность	МВт	10162	8624	8650	8752	9025	9213	9223
Покрытие
Установленная мощность на конец года	МВт	13296	13296	13343	13381	13418	13445	13445
ГЭС, в т.ч.	МВт	9088	9088	9136	9173	9210	9237	9237
ГЭС ОАО «Иркутскэнерго», в т.ч.	МВт	9002	9002	9050	9087	9124	9151	9151
Иркутская ГЭС	МВт	662	662	690	717	744	771	771
Братская ГЭС	МВт	4500	4500	4500	4500	4500	4500	4500
Усть-Илимская ГЭС	МВт	3840	3840	3860	3870	3880	3880	3880
ГЭС других ведомств, в т.ч.	МВт	86	86	86	86	86	86	86
Мамаканская ГЭС	МВт	86	86	86	86	86	86	86
ТЭС, в т.ч.	МВт	4208	4208	4208	4208	4208	4208	4208
ТЭС ОАО «Иркутскэнерго», в т.ч.	МВт	3979	3979	3979	3979	3979	3979	3979
Участок №1 ТЭЦ-9	МВт	166	166	166	166	166	166	166
ТЭЦ-6	МВт	270	270	270	270	270	270	270
ТИ и ТС ТЭЦ-6	МВт	12	12	12	12	12	12	12
ТЭЦ-9	МВт	540	540	540	540	540	540	540
ТЭЦ-10	МВт	1110	1110	1110	1110	1110	1110	1110
ТЭЦ-11	МВт	350	350	350	350	350	350	350
ТЭЦ-12	МВт	12	12	12	12	12	12	12
ТЭЦ-16	МВт	18	18	18	18	18	18	18
Н-ИТЭЦ	МВт	708	708	708	708	708	708	708
ШУ Н-ИТЭЦ	МВт	18	18	18	18	18	18	18
У-ИТЭЦ	МВт	515	515	515	515	515	515	515
Н-ЗТЭЦ	МВт	260	260	260	260	260	260	260
Блок-станции, в т.ч.	МВт	228	228	228	228	228	228	228
ТЭЦ ООО «Теплоснабжение», г. Байкальск	МВт	49	49	49	49	49	49	49
ТЭС ОАО «Группа Илим» в г.Братске	МВт	113	113	113	113	113	113	113
ТЭС ОАО «Группа Илим» в г.Усть-Илимске	МВт	44	44	44	44	44	44	44
ТЭС МУП «Бирюсинское ТВК»*	МВт	2	2	2	2	2	2	2
ТЭС МУП «ЖКХ п.Мамакан»*	МВт	21	21	21	21	21	21	21
Ограничения мощности на час максимума нагрузки	МВт	447	447	447	447	447	447	447
ГЭС	МВт	216	216	216	216	216	216	216
ТЭС	МВт	231	231	231	231	231	231	231
Располагаемая мощность на час максимума нагрузки	МВт	12855	12778	12850	12752	12799	12827	12827
ГЭС, в т.ч.	МВт	8875	8784	8856	8919	8966	8994	8994
ГЭС ОАО «Иркутскэнерго», в т.ч.	МВт	8789	8698	8770	8833	8880	8908	8908
Иркутская ГЭС	МВт	662	662	690	717	744	771	771
Братская ГЭС	МВт	4287	4196	4220	4246	4256	4257	4257
Усть-Илимская ГЭС	МВт	3840	3840	3860	3870	3880	3880	3880
ГЭС других ведомств, в т.ч.	МВт	86	86	86	86	86	86	86
Мамаканская ГЭС	МВт	86	86	86	86	86	86	86
ТЭС, в т.ч.	МВт	3980	3994	3994	3833	3833	3833	3833
ТЭС ОАО «Иркутскэнерго», в т.ч.	МВт	3853	3867	3867	3755	3755	3755	3755
Участок №1 ТЭЦ-9	МВт	166	166	166	54	54	54	54
ТЭЦ-6	МВт	244	260	260	260	260	260	260
ТИ и ТС ТЭЦ-6	МВт	12	12	12	12	12	12	12
ТЭЦ-9	МВт	542	540	540	540	540	540	540
ТЭЦ-10	МВт	1110	1110	1110	1110	1110	1110	1110
ТЭЦ-11	МВт	315	315	315	315	315	315	315
ТЭЦ-12	МВт	11	11	11	11	11	11	11
ТЭЦ-16	МВт	18	18	18	18	18	18	18
Н-ИТЭЦ	МВт	708	708	708	708	708	708	708
ШУ Н-ИТЭЦ	МВт	16	16	16	16	16	16	16
У-ИТЭЦ	МВт	449	450	450	450	450	450	450
Н-ЗТЭЦ	МВт	262	260	260	260	260	260	260
Блок-станции, в т.ч.	МВт	127	127	127	78	78	78	78
ТЭЦ ООО «Теплоснабжение», г. Байкальск	МВт	49	49	49	0	0	0	0
ТЭС ОАО «Группа Илим» в г.Братске	МВт	34	34	34	34	34	34	34
ТЭС ОАО «Группа Илим» в г.Усть-Илимске	МВт	44	44	44	44	44	44	44
ТЭС МУП «Бирюсинское ТВК»*	МВт	0	0	0	0	0	0	0
ТЭС МУП «ЖКХ п. Мамакан»*	МВт	0	0	0	0	0	0	0
Избыток + / Дефицит –	МВт	2693	4154	4200	4000	3774	3614	3604