Приложение к Указу от 17.10.2016 г № 257-УГ Схема

Схема и программа развития электроэнергетики иркутской области на 2017 - 2021 годы


Раздел I.Современное состояние электроэнергетики Иркутской области
Глава 1.Общая характеристика Иркутской области
Иркутская область как субъект Российской Федерации (РФ) входит в состав Сибирского Федерального округа (СФО) и расположена в центре Азиатского материка на юге Восточной Сибири, в бассейнах верхнего течения рек Ангары, Лены и Нижней Тунгуски. Площадь территории Иркутской области - 774,8 тыс. км, что составляет 4,52%% площади Российской Федерации (на 1 января 2015 года). По площади область занимает 2-е место среди регионов Сибири и 5-е место в России.
Протяженность области с запада на восток - 1500 км, с юга на север - 1400 км. Крайняя северная точка находится на широте 64°9' с.ш., южная - 51°8' с.ш., западная - 95°37' в.д., восточная - 119°10' в.д. Территория области значительно удалена от всех морей и океанов. Приблизительные расстояния по воздушной линии от Иркутска до Балтийского моря - 4,5 тыс. км, до Ледовитого океана - 3 тыс. км, до Японского моря - 2,5 тыс. км, до Индийского океана - 3,5 тыс. км.
Область расположена примерно на середине железнодорожного пути от Москвы до Владивостока, значительно удалена от основных промышленных центров страны и от морских путей. Через область проходят важные железнодорожные, водные и воздушные пути, обеспечивающие связи Восточной Сибири и Дальнего Востока с другими экономическими районами России и странами Азиатско-Тихоокеанского региона.
Находясь в центре Азиатского материка, область занимает выгодное географическое положение. На юге, юго-востоке и востоке она граничит с Республикой Бурятия, Забайкальским краем, на севере и северо-востоке - с Республикой Саха (Якутия), на северо-западе и западе - с Красноярским краем, на юго-западе - с Республикой Тыва. В пределах области расположена часть акватории оз. Байкал с островом Ольхон. Протяженность границ составляет 7240 км, из них сухопутная - 6720, водная - 520 км.
Удобное географическое положение на путях в Монголию и Китай, в бассейн Амура и к берегам Тихого океана, а также через бассейн Лены в Якутию и на северо-восток Сибири, сыгравшее в прошлом положительную роль в росте Иркутска как крупного экономического, политического и культурного центра Сибири, имеет и теперь важное значение для устойчивого развития области.
Иркутская область имеет достаточно разветвленную и развитую транспортную инфраструктуру, представленную различными видами транспорта. Через южные районы области проходит Транссибирская железная дорога, а через центральные - Байкало-Амурская железнодорожная магистраль (БАМ). Эксплуатационная длина железнодорожных путей общего пользования составляет порядка 2500 км.
Вдоль Транссиба проходит автодорога федерального значения и нефтепровод из Западной Сибири в г. Ангарске. По Иркутской области проходит нефтепровод Восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО). Ведется строительство автомагистрали вдоль БАМа. Протяженность автомобильных дорог общего пользования с твердым покрытием составляет более 12 тыс. км.
Воздушные междугородние и международные перевозки осуществляются в основном двумя аэропортами, расположенными в городах Братск и Иркутск.
Административным центром Иркутской области является г. Иркутск.
На современной карте Иркутской области - 467 муниципальных образований, из них: 32 муниципальных района, 10 городских округов, 63 городских поселения, 363 сельских поселения. На территории Иркутской области находятся 1562 населенных пункта, из которых 22 города. Наиболее крупные города: Иркутск, Ангарск, Братск.
Численность постоянного населения Иркутской области на 1 января 2016 года составила 2412800 чел., или 12,49%% от численности населения Сибирского федерального округа (СФО), в том числе:
- городского населения - 1905217 человек;
- сельского населения - 507583 человека.
Таким образом, на 1 января 2016 года удельный вес городского населения составил 78,96%%, а плотность населения - 3,11 чел./км.
Динамика численности населения (по данным Иркутскстата) за период до 2016 годы представлена в таблице 1.
Таблица 1. Динамика численности постоянного населения
Иркутской области на начало года
Год Численность постоянного населения, чел.
всего в том числе:
городское сельское
1995 2748073 2180638 567435
2000 2644022 2105627 538395
2005 2524080 2001976 522104
2006 2492143 1977368 514775
2007 2467383 1959382 508001
2008 2455410 1949006 506404
2009 2448287 1943991 504296
2010 2440391 1937638 502753
2011 2427954 1932306 495648
2012 2424355 1929039 495316
2013 2422026 1925617 496409
2014 2418348 1919317 499031
2015 2414913 1906452 508461
2016 2412800 1905217 507583

Из таблицы 1 видно, что численность населения постоянно снижается. За период наблюдений с 1995 по 2016 год численность населения уменьшилась на 12,21%%, или 335273 человека.
Прогноз численности постоянного населения на период до 2021 года (в соответствии со Стратегией Иркутской области до 2030 года) приведен в таблице 2.
Таблица 2. Прогноз численности населения на начало года
Год Численность постоянного населения, чел.
всего в том числе:
городское сельское
всего в т.ч.: всего в т.ч. всего в т.ч.:
Муж. Жен. Муж. Жен. Муж. Жен.
2017 2409595 1114629 1294966 1904060 866604 1037456 505535 248025 257510
2018 2408137 1114452 1293685 1904092 866706 1037386 504045 247745 256299
2019 2406680 1114387 1292293 1904105 866920 1037185 502575 247467 255108
2020 2405243 1114341 1290901 1904145 867200 1036945 501098 247141 253956
2021 2404009 1114441 1289568 1904333 867623 1036710 499675 246818 252858

Из таблицы 2 видно, что численность населения Иркутской области будет снижаться - к 2021 году на 0,2%% по сравнению с 2017 годом. Кроме, того из таблицы 2 видно, что количество женщин в суммарном объеме населения превышает количество мужчин, данное распределение сохранится на протяжении всего рассматриваемого периода.
В таблице 3 представлен перечень наиболее крупных населенных пунктов Иркутской области (по данным Иркутскстата) с указанием численности постоянного населения на 1 января 2016 года.
Таблица 3. Перечень наиболее крупных населенных пунктов
Иркутской области с указанием численности постоянного
населения на 1 января 2016 года
Населенный пункт Численность населения, чел. Населенный пункт Численность населения, чел.
г. Иркутск 623424 г. Тайшет 33587
г. Братск 234147 г. Зима 31283
г. Ангарск 226776 г. Железногорск-Илимский 23979
г. Усть-Илимск 82820 г. Вихоревка 21459
г. Усолье-Сибирское 78569 г. Слюдянка 18302
г. Черемхово 51338 г. Бодайбо 13419
г. Шелехов 47378 г. Свирск 13127
г. Усть-Кут 42498 г. Байкальск 12901
г. Тулун 41987 г. Киренск 11436
г. Саянск 38957 г. Бирюсинск 8484
г. Нижнеудинск 34049 г. Алзамай 6136

Наиболее экономически развитые районы Иркутской области сосредоточены в Иркутско-Ангарской зоне, в городах с высоким экспортным потенциалом. Экономическое благополучие области в целом складывается за счет крупных городов (Иркутск, Братск, Ангарск, Усолье-Сибирское, Усть-Илимск, Шелехов), где проживает более 50%% населения области.
По многим видам производимой продукции Иркутская область сохраняет ведущие позиции в России. Основными направлениями специализации Иркутской области являются металлургия (производство алюминия и ферросплавов), горнодобывающая и нефтехимическая промышленность, лесопромышленный комплекс и транспорт. Сельское хозяйство и сфера обслуживания развиты слабо.
Промышленность области сконцентрирована в Иркутске и ряде районных центров. Наиболее крупными потребителями электроэнергии являются: Братский алюминиевый завод, АО "Ангарская нефтехимическая компания", Иркутский авиационный завод, Иркутский алюминиевый завод, филиалы ОАО "Группа "Илим" в г. Братске и г. Усть-Илимске, АО "Саянскхимпласт" (крупнейший производитель ПВХ в России), Коршуновский горно-обогатительный комбинат.
В общероссийском разделении труда Иркутская область выделяется как крупная энергетическая база, дающая 6,2%% вырабатываемой в России электроэнергии, как поставщик слюды, поваренной соли, золота, алюминия, древесины, химической и нефтехимической, целлюлозно-бумажной продукции, пушно-мехового сырья.
Динамика производства валового регионального продукта (ВРП) Иркутской области (по данным Иркутскстата) представлена в таблице 4.
Таблица 4. Динамика производства валового регионального
продукта Иркутской области
Показатель 2011 2012 2013 2014 2015 (оценка)
ВРП в основных ценах, млн. руб. 634561,4 737971,6 805197,5 907400,8 1028358,6
Индекс физического объема ВРП, в %% к предыдущему году 104,5 109,4 102 104,8 100,7
ВРП на душу населения, руб./чел. 261550,4 304545,5 332700,5 375481,9 426033,0

Из таблицы 4 видно, что объем валового регионального продукта растет, что совместно со снижением численности населения сказывается на объеме ВРП на душу населения. Рост валового регионального продукта на душу населения за период с 2011 по 2015 годы составил 62,89%%.
Структура валового регионального продукта Иркутской области по видам экономической деятельности представлена в таблице 5 и на рисунке 1.
Таблица 5. Структура валового регионального продукта
Иркутской области по видам экономической деятельности
Вид экономической деятельности Единица измерения Значение по годам
2011 2012 2013 2014 2015 (оценка)
Валовой региональный продукт в основных ценах млн руб. 634561,4 737971,6 805197,5 907400,8 1028358,6
%% 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство %% 5,9 5,6 5,6 5,8 5,4
Рыболовство, рыбоводство %% 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Добыча полезных ископаемых %% 13,0 15,7 18,0 19,8 22,7
Обрабатывающие производства %% 14,8 13,4 13,7 12,8 13,2
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды %% 7,5 6,6 6,0 5,6 5,5
Строительство %% 6,3 6,7 6,5 6,8 5,1
Оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования %% 11,1 10,6 9,9 9,6 9,2
Гостиницы и рестораны %% 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7
Транспорт и связь %% 18,3 17,2 14,7 15,8 15,6
Финансовая деятельность %% 0,3 0,4 0,3 0,2 0,2
Операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг %% 6,7 6,8 7,3 6,5 6,4
Государственное управление и обеспечение военной безопасности; социальное страхование %% 6,3 7,0 7,1 6,5 6,3
Образование %% 3,7 3,9 4,2 4,0 4,0
Здравоохранение и предоставление социальных услуг %% 4,2 4,5 4,7 4,7 4,5
Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг %% 1,1 1,0 1,3 1,1 1,2

Рисунок 1. Структура ВРП Иркутской области
Рисунок не приводится.
Динамика индексов производства Иркутской области по видам экономической деятельности (по данным Иркутскстата) представлена в таблице 6.
Таблица 6. Индексы производства по видам экономической
деятельности в Иркутской области, в %% к предыдущему году
Показатель 2011 2012 2013 2014 2015
Индекс промышленного производства 111,4 112,9 102,5 104,4 105,8
Добыча полезных ископаемых, в том числе: 152,6 133,2 109,7 110,9 113,6
добыча топливно-энергетических полезных ископаемых 185,9 149,4 114,5 115,6 118,8
добыча полезных ископаемых, кроме топливно-энергетических 116,5 105,3 98 97,1 95,8
Обрабатывающие производства, в том числе: 99,6 101 102,8 102,5 101,6
производство пищевых продуктов, включая напитки 103,2 108,1 96,7 98,9 98,7
текстильное и швейное производство 107,8 115,9 115,2 90,4 51,7
производство кожи, изделий из кожи и производство обуви 38,7 104,8 88,5 92,8 78,6
обработка древесины и производство изделий из дерева 111,2 111,9 118,7 97,6 95,6
целлюлозно-бумажное производство; издательская и полиграфическая деятельность 105,4 100,6 92,5 111,4 107,3
производство кокса, нефтепродуктов и других материалов 101,9 102,9 103 98,2 91,2
химическое производство 99,7 101,5 101 106,3 91,9
производство резиновых и пластмассовых изделий 106,8 125,9 128,5 96,5 97,0
производство прочих неметаллических минеральных продуктов 116,9 103,1 104 106,6 85,1
металлургическое производство и производство готовых металлических изделий 108,5 106,8 100,6 102,8 114,6
производство машин и оборудования 82,7 126,2 106,9 129,9 39,1
производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования 145,1 117,6 111,7 83,3 90,4
производство транспортных средств и оборудования 77,8 76,9 104 101,4 120,3
прочие производства 116,1 92,4 112,7 118 210
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды 98,9 111,2 87,5 93,3 95,5

Анализ таблицы 6 позволяет сделать выводы, что максимальные темпы роста показывают:
металлургическое производство и производство готовых металлических изделий - 14,6%% за 2015 год;
производство транспортных средств и оборудования - 20,3%% за 2015 год.
Анализ изменения индексов производства показывает, что производство машин и оборудования, несмотря на рост индекса в 2014 году, показывает наибольшую отрицательную динамику за отчетный период. В то же время общий индекс обрабатывающих производств демонстрирует положительную динамику изменения индексов производства.
Глава 2.Характеристика энергосистемы Иркутской области, в том числе информация по генерирующим, электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим централизованное электроснабжение потребителей в регионе, а также станциям промышленных предприятий
Иркутская энергосистема является одной из крупнейших энергосистем России и входит в состав объединенной электроэнергетической системы (ОЭС) Сибири, обеспечивая централизованное электроснабжение основных потребителей области. Электроснабжение отдаленных изолированных потребителей осуществляется от децентрализованных энергосистем на базе электростанций.
Производство электроэнергии в области осуществляется на 15 ТЭС (4160,7 МВт) и четырех ГЭС (9088,4 МВт). Из них 12 ТЭС входят в состав ПАО "Иркутскэнерго", одна ТЭС принадлежит ООО "Теплоснабжение" (г. Байкальск, бывшая ТЭЦ Байкальского целлюлозно-бумажного комбината), две ТЭС входят в состав филиалов ОАО "Группа "Илим" в г. Братске и г. Усть-Илимске.
Из четырех ГЭС три крупнейшие - Братская (4500 МВт), Усть-Илимская (3840 МВт) и Иркутская (662,4 МВт) принадлежат ПАО "Иркутскэнерго". Мамаканская ГЭС мощностью 86 МВт, расположенная в п. Мамакан Бодайбинского района, работает в составе АО "Витимэнергосбыт".
Иркутская энергосистема включает две генерирующие компании, работающие на ОРЭМ, одного производителя электрической энергии розничного рынка, две действующие электростанции промышленных предприятий, 29 электросетевых компаний и четыре гарантирующих поставщика электрической энергии.
Генерирующие компании представляют ПАО "Иркутскэнерго" и АО "Витимэнергосбыт". ТЭЦ ООО "Теплоснабжение" с 1 сентября 2015 года является станцией розничного рынка.
Электростанциями промышленных предприятий являются ТЭЦ филиала ОАО "Группа "Илим" в г. Братске и ТЭЦ филиала ОАО "Группа "Илим" в г. Усть-Илимске.
Наиболее крупные электросетевые организации представлены следующими компаниями: ОАО "Иркутская электросетевая компания" (сокращенное наименование - ОАО "ИЭСК"), АО "Витимэнерго", ОГУЭП "Облкоммунэнерго", ЗАО "Братская электросетевая компания".
Гарантирующими поставщиками электрической энергии не территории Иркутской области являются ООО "Иркутская Энергосбытовая компания", АО "Витимэнергосбыт", ООО "РУСЭНЕРГОСБЫТ", АО "Оборонэнергосбыт".
Основной особенностью структуры генерирующих мощностей Иркутской энергосистемы является большая доля ГЭС - 68,6%% - в суммарной мощности электростанций. Большая часть (97,99%%) генерирующих мощностей входит в состав ПАО "Иркутскэнерго", 0,64%% - АО "Витимэнергосбыт", 0,18%% - ООО "Теплоснабжение, 1,18%% приходится на электростанции промышленных предприятий: две ТЭЦ ОАО "Группа ИЛИМ".
В 2015 году электростанциями Иркутской энергосистемы было выработано 47,951 млрд кВт.ч электроэнергии, в том числе:
ГЭС - 35,923 млрд кВт.ч (75%%);
ТЭС - 12,028 млрд кВт.ч (25%%), в том числе электростанциями промышленных предприятий - 0,74 млрд кВт.ч.
Выработка электрической энергии на душу населения Иркутской области в 2015 году составила 19,86 тыс. кВт.ч.
Гидроэлектростанции Ангарского каскада Братская ГЭС и Иркутская ГЭС имеют водохранилища многолетнего регулирования, а Усть-Илимская ГЭС - сезонного регулирования.
В электроэнергетический комплекс Иркутской области входят также 23 линии электропередачи класса напряжения 500 кВ, две из которых временно работают на напряжении 220 кВ, 57 линий электропередачи класса напряжения 220 кВ, 203 линии электропередачи класса напряжения 110 кВ. Количество трансформаторных подстанций в энергосистеме Иркутской области составляет 297 ед., в том числе:
ПС 500 кВ (включая РУ 500 кВ, ПП 500 кВ, не учитывая УПК Тыреть 500 кВ) - 8 ед.;
ПС 220 кВ - 44 ед.;
ПС 110 кВ - 245 ед.
Суммарная мощность трансформаторов энергосистемы Иркутской области по состоянию на 1 января 2016 года составила 36282,7 МВА.
Глава 3.Динамика потребления электроэнергии в Иркутской области и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние 5 лет
Динамика электропотребления в Иркутской области неравномерная, значительное влияние на уровень электропотребления оказывает температура наружного воздуха, кроме того, на электропотреблении области отражается изменение объемов промышленного производства.
Динамика потребления электроэнергии на территории Иркутской области за последние 5 лет представлена в таблице 7 и на рисунке 2.
Таблица 7. Динамика потребления электроэнергии в Иркутской
области за последние 5 лет
Показатель 2011 2012 2013 2014 2015 2011 - 2015
Электропотребление, млн. кВт.ч 53179,5 54708,4 53412,4 52819,7 52467,1 -
Абсолютный прирост (снижение) электропотребления, млн. кВт.ч - 1528,9 -1296 -592,7 -352,6 -712,4
Среднегодовые темпы прироста (снижения), %% - 2,9 -2,4 -1,1 -0,67 -1,35

Рисунок 2. Динамика потребления электроэнергии
в Иркутской области
Рисунок не приводится.
Из приведенных данных следует, что с 2011 по 2012 год наблюдался рост электропотребления, среднегодовые темпы прироста составили 2,9%%.
В 2012 году зафиксирован максимум электропотребления за последние 5 лет на уровне 54708,4 млн. кВт.ч, что обусловлено увеличением выработки продукции и услуг крупными компаниями, такими как Восточно-Сибирская железная дорога, Братский завод ферросплавов и золотодобывающие предприятия. Также на увеличении электропотребления сказывалось и снижение температуры наружного воздуха по сравнению с другими годами рассматриваемой ретроспективы.
В 2013 году произошло снижение электропотребления, связанное с сокращением потребления таких крупных предприятий, как ОАО "РУСАЛ Братск" и Филиал ОАО "РУСАЛ Братск" в г. Шелехове.
Тенденция снижения потребления электроэнергии продолжилась и в 2015 году. На снижении электропотребления сказалось сокращение объемов промышленного производства и жилищного строительства, повышение средней за отопительный период температуры воздуха в регионе.
В общем объеме потребления электроэнергии Иркутской области доля обрабатывающих производств составляет 51,01%%, на долю добычи полезных ископаемых приходится 4,68%%, на долю транспорта и связи - 6,60%%, на сельское хозяйство, охоту и лесное хозяйство приходится 1,52%%, население потребляет 9,09%%.
Структура электропотребления Иркутской области по видам экономической деятельности за 2013 - 2015 годы (по данным филиала Федеральной службы государственной статистики по Иркутской области) представлена в таблице 8.
Таблица 8. Структура электропотребления Иркутской области
по видам экономической деятельности
Показатель 2011 2012 2013 2014 2015
млн кВт.ч %% от потребления млн кВт.ч %% от потребления млн кВт.ч %% от потребления млн кВт.ч %% от потребления млн кВт.ч %% от потребления
Выработано электроэнергии 60461,2 - 62046,8 - 56424,8 - 55074,4 - 47950,9 -
Получено из-за пределов области - - - - - - - 4516,2 -
Отпущено за пределы области 7281,7 - 7338,4 - 3012,4 - 2254,7 - - -
Потреблено , в т.ч.: 53179,5 100 54708,4 100 53412,4 100 52819,7 100 52467,1 100
потери в электросетях общего пользования, в т.ч.: 4303,8 7,60 4054,0 6,99 3911,1 6,91 4473,1 7,95 4418,0 8,38
распределительных и магистральных, из них: 3672,1 6,48 3065,6 5,29 2769,9 4,90 3834,8 6,82 3730,9 7,08
коммерческие потери 19,9 0,04 184,4 0,33 133,6 0,25
технологический расход на передачу по электросетям 216,3 0,38 223,2 0,42
пристанционные потери 421,9 0,75 463,9 0,88
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство, в т.ч.: 604,9 1,07 652,1 1,12 757,9 1,34 766,3 1,36 803,1 1,52
на производственные нужды в сельском хозяйстве, в т.ч.: 505,7 0,89 590,7 1,02 644,6 1,14 630,3 1,12 534,2 1,01
животноводство 199,4 0,35 213,7 0,41
растениеводство 314,6 0,56 320,5 0,61
Добыча полезных ископаемых 1276,6 2,25 1511,1 2,61 1655,2 2,93 2370,1 4,21 2469,1 4,68
Обрабатывающие производства 31178,1 55,02 31495,7 54,34 30746,5 54,35 29085,3 51,70 26895,8 51,01
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды 5645,5 9,96 5008,8 8,64 4627,1 8,18 5395,7 9,59 6415,7 12,17
на собственные нужды электростанции 1941,9 3,43 2199,1 3,79 2558,9 4,52 1978,6 3,52 1994,7 3,78
сбор, очистка и распределение воды 377,9 0,67 553,2 0,95 423,6 0,75 276,2 0,49 321,7 0,61
Потреблено населением, в т.ч.: 6545,1 11,55 7991,6 13,79 7987,0 14,12 6641,0 11,80 4793,7 9,09
сельским 2381,9 4,20 2561,4 4,42 2593,2 4,58 2048,9 3,64 1614,4 3,06
городским 4163,2 7,35 5430,2 9,37 5393,9 9,53 4592,1 8,16 3179,2 6,03
Оптовая и розничная торговля 1005,2 1,73 927,6 1,64 1165,1 2,07 1007,4 1,91
Строительство 338,4 0,60 405,0 0,70 328,6 0,58 334,8 0,60 238,7 0,45
Транспорт и связь, в т.ч.: 3517,0 6,21 3569,4 6,16 3339,5 5,90 3521,1 6,26 3482,8 6,60
деятельность железнодорожного транспорта, в т.ч.: 2885,6 5,09 3033,0 5,23 2857,2 5,05 2866,8 5,10 2882,0 5,47
на электротягу 2509,9 4,43 2548,5 4,40 2775,2 4,91 2797,6 4,97 2824,1 5,36
деятельность прочего сухопутного транспорта, в т.ч.: 76,8 0,14 105,2 0,18 102,8 0,18 99,1 0,18 62,6 0,12
трамвайного, троллейбусного 44,0 0,08 54,6 0,09 56,4 0,10 52,1 0,09 37,7 0,07
автобусного 11,2 0,02 5,6 0,01
транспортирование нефти и нефтепродуктов 234,5 0,41 98,8 0,17 100,2 0,18 145,9 0,26 173,7 0,33
транспортирование газа и продуктов его переработки 0,1 0,00 0,2 0,00 0,2 0,00
транспортная обработка грузов и хранение 30,2 0,05 0,0 0,00 34,8 0,07
деятельность водного транспорта 24,9 0,04 15,8 0,03
деятельность воздушного транспорта 14,1 0,03 8,4 0,02
прочая вспомогательная деятельность 79,0 0,14 228,3 0,41 155,1 0,29
связь 105,1 0,19 134,1 0,23 142,7 0,25 135,9 0,24 150,2 0,28
Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг 608,4 1,07 383,0 0,66 385,5 0,68 528,7 0,94 317,9 0,60
Прочие виды деятельности 2646,7 4,67 1888,8 3,26 1905,3 3,37 1978,7 3,52 1888,4 3,58

Потери в электросетях в 2015 году составили 8,38%% от объема потребленной электроэнергии или 9,08%% от объема произведенной электроэнергии. Основные причины потерь электроэнергии связаны с превышением нормативного срока эксплуатации сетей и электрооборудования на территории Иркутской области, изменением структуры нагрузок и их значительной рассредоточенности по территории области, недостаточным оснащением системы современными средствами регулирования и распределения потоков мощности и энергии.
Глава 4.Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в регионе с указанием потребления электрической энергии и мощности за последние 5 лет
Значительная доля электропотребления Иркутской области (около 70%%) приходится на электроемкие производства и транспорт, среди которых выделяются следующие наиболее крупные (с годовым объемом электропотребления более 700 млн. кВт.ч) потребители:
ОАО "РУСАЛ Братск";
Филиал ОАО "РУСАЛ Братск" в г. Шелехове;
Восточно-Сибирская железная дорога - филиал ОАО "РЖД";
АО "Ангарская нефтехимическая компания";
Филиал ОАО "Группа "Илим" в г. Усть-Илимске;
Филиал ОАО "Группа "Илим" в г. Братске;
ООО "Братский завод ферросплавов";
АО "Саянскхимпласт".
Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Иркутской области с указанием потребления электрической энергии и мощности за последние 5 лет представлен в таблице 9.
Таблица 9. Перечень основных крупных потребителей
электрической энергии в Иркутской области
N п/п Наименование потребителя Место расположения (адрес) Вид деятельности Годовой объем электропотребления, млн. кВт.ч
2011 2012 2013 2014 2015
1. Филиал ОАО "Группа "Илим" в г. Усть-Илимске 665776, Иркутская обл., г. Усть-Илимск Лесохозяйственная заготовка, переработка и реализация древесины и изделий из нее, производство и реализация целлюлозно-бумажной и лесохимической продукции, продукция деревообработкой изделий из нее 891,4 895,0 890,2 894,0 897,0
2. Филиал ОАО "Группа "Илим" в г. Братске 665718, Иркутская обл., г. Братск Лесохозяйственная, заготовка, переработка и реализация древесины и изделий из нее, производство и реализация целлюлозно-бумажной и лесохимической продукции, продукция деревообработки и изделий из нее 1033,0 1049,1 949,0 1049,3 1523,4
3. ЗАО "Илимхимпром" 665700, Иркутская обл., г. Братск Производство кислот, аммиака, гидроксида натрия, жидкого хлора и др. 448,6 444,5 392,6 400,2 0
4. ОАО "Байкальский целлюлозно-бумажный комбинат" 665914, Иркутская обл., Слюдянский р-н, г. Байкальск Производство целлюлозы и бумаги, таллового масла, скипидара-сырца 134,6 138,5 135,4 0 0
5. ООО "Братский завод ферросплавов" 665707, Иркутская обл., г. Братск Производство ферросилиция марок ФС65, ФС75 (ГОСТ 1415-93), микро-кремнезема и др. 771,7 836,9 887,3 813,6 860,5
6. Филиал ОАО "РУСАЛ Братск" в г. Шелехове 666020, Иркутская обл., г. Шелехов Производство: алюминия первичного, катанки алюминиевой, порошка алюминиевого, пудры алюминиевой 7047,0 7237,0 6837,0 6799,0 7027,32
7. ОАО "РУСАЛ Братск" 665716, Иркутская обл., г. Братск Производство алюминия-сырца, катанки алюминиевой, чушек первичного алюминия, слитков алюминиевых цилиндрических 17296,3 17363,6 17229,5 17068,7 16985,5
8. АО "Ангарская нефтехимическая компания" 665830, Иркутская обл., г. Ангарск Нефтепереработка, химическая продукция, бензины автомобильные, дизтопливо, авиационное топливо, керосины, мазуты товарные, масла смазочные 1310,2 1296,5 1305,2 1305,0 1308,2
9. АО "Ангарский электролизный химический комбинат" 665804, Иркутская область, г. Ангарск Производство обогащенного гексафторида урана для ядерной энергетики 379,9 367,2 355,9 331,8 309,6
10. ООО "Усольехимпром" 665470, Иркутская обл., г. Усолье-Сибирское Производство химической продукции товаров народного потребления, смолы ПВХ, карбида, хлора, монокристаллов 72,0 68,0 15,3 6,0 5,0
11. ООО "Усолье-Сибирский Силикон" 665470, Иркутская обл., г. Усолье-Сибирское Производство химической продукции 108,7 111,9 109,4 109,0 108,2
12. АО "Саянскхимпласт" 665358, Иркутская обл., г. Саянск-1 Производство химической продукции (ПВХ суспензионный, сода каустическая) 694,3 747,5 736,7 736,7 736,7
13. ООО "Компания "Востсибуголь" 664674, г. Иркутск, ул. Сухэ-Батора, 6 Добыча угля 194,5 200,3 195,8 163,7 178,1
14. Иркутский авиационный завод (ИАЗ) - филиал ПАО "Корпорация "Иркут" 664020, г. Иркутск, ул. Новаторов, 3 Производство авиационной техники, ТНП, стали 137,2 134,9 137,0 137,8 137,8
15. Восточно-Сибирская железная дорога - филиал ОАО "РЖД" 664003, г. Иркутск, ул. К.Маркса, 7 Грузовые и пассажирские перевозки 2884,9 2951,8 2961,3 2979,0 2998,0
16. ОАО "Коршуновский горно-обогатительный комбинат" г. Железногорск-Илимский, Нижнеилимский район Добыча железной руды открытым способом, производство концентрата железных руд 456,5 459,0 463,0 419,0 400,0

Глава 5.Динамика изменения максимума нагрузки и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние 5 лет
В рамках рассматриваемого пятилетнего периода наибольший максимум нагрузки соответствует 2012 году и составляет 8051 МВт. С 2013 года происходит постепенное падение максимума нагрузки. Наименьшее значение за рассматриваемый период зафиксировано в 2015 году и составляет 7571 МВт. Снижение происходит в связи с экономической обстановкой, снижением производства и соответствует общей динамике изменения максимума нагрузке по ЕЭС России.
Динамика изменения собственного максимума нагрузки в часы прохождения годовых максимумов потребления мощности ЭС Иркутской области за последние 5 лет представлена в таблице 10 и на рисунке 3.
Таблица 10. Динамика изменения собственного максимума
нагрузки ЭС Иркутской области за последние 5 лет
Показатель 2011 2012 2013 2014 2015 2011 - 2015
Собственный максимум нагрузки, МВт 7987 8051 7918 7670 7571 -
Абсолютный прирост (снижение) максимума нагрузки, МВт - +64,0 -133,0 -248,0 -99,0 -416,0
Среднегодовые темпы прироста/снижения, %% - +0,80 -1,65 -3,13 -1,29 -5,21

Рисунок 3. Динамика изменения собственного максимума
нагрузки, МВт
Рисунок не приводится.
Годовой максимум потребления мощности ЕЭС России зафиксирован в 18-00 (мск) 26.01.2015. Резерв мощности Иркутской энергосистемы составил 3094,2 МВт.
Сведения о наличии резерва мощности на электростанциях Иркутской энергосистемы по станциям представлены в таблице 12.
Таблица 11. Наличие резервов мощности на электростанциях
Иркутской энергосистемы по станциям
Показатель Значение на час максимума ЕЭС, МВт
Резерв, всего, в том числе: 3094,2
ТЭС, в том числе: 1284,5
Участок N 1 Иркутской ТЭЦ-9 ПАО "Иркутскэнерго" 66,8
Иркутская ТЭЦ-6 ПАО "Иркутскэнерго" 67,3
Иркутская ТЭЦ-9 ПАО "Иркутскэнерго" 183,8
Иркутская ТЭЦ-10 ПАО "Иркутскэнерго" 495,6
Иркутская ТЭЦ-11 ПАО "Иркутскэнерго" 147,7
Ново-Иркутская ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго" 21,8
Усть-Илимская ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго" 244,1
Ново-Зиминская ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго" 57,5
Шелеховский участок Ново-Иркутской ТЭЦ ПАО "Иркутскэнерго" 0,0
Участок ТИиТС Иркутской ТЭЦ-6 ПАО "Иркутскэнерго" 0,0
Иркутская ТЭЦ-12 ПАО "Иркутскэнерго" 0,0
Иркутская ТЭЦ-16 ПАО "Иркутскэнерго" 0,0
ТЭЦ ООО "Теплоснабжение" 0,0
ГЭС, в том числе: 1768,7
Иркутская ГЭС 0,0
Братская ГЭС 1156,4
Усть-Илимская ГЭС 612,3
Мамаканская ГЭС 0,0
Электростанции промышленных предприятий 41,0

В настоящее время энергосистема Иркутской области является избыточной по мощности. Однако анализ изменения собственного максимума нагрузок в энергосистеме показывает, что на его величину влияет целый комплекс факторов. В связи с этим обеспечение резерва в энергосистеме должно осуществляться с учетом наиболее вероятных сценариев загрузки мощностей.
Глава 6.Структура установленной электрической мощности в Иркутской области, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в последнем году
По состоянию на 1 января 2016 года установленная мощность электростанций Иркутской области составляет 13249,1 МВт.
Структура установленной электрической мощности в Иркутской области с разбивкой по типам электростанций представлена в таблице 12 и на рисунке 4.
Таблица 12. Структура установленной электрической мощности
в Иркутской области на начало года
Показатель 2011 2012 2013 2014 2015
Установленная мощность, всего, в том числе: 13146,10 13157,10 13182,10 13255,10 13296,10
ГЭС (включая Мамаканскую ГЭС) 9088,4 9088,4 9088,4 9088,4 9088,4
ТЭС (включая электростанции промышленных предприятий и розничного рынка) 4057,70 4068,70 4093,70 4166,70 4207,70

Как видно из таблицы, установленная мощность ГЭС в Иркутской области остается неизменной, установленная мощность ТЭС незначительно изменяется.
Рисунок 4. Структура установленной электрической мощности
Рисунок не приводится.
В 2015 году осуществлен вывод из эксплуатации Мамаканской ТЭЦ установленной мощностью 20,5 МВт, ТЭС "МУП Бирюсинское ТВК" установленной мощностью 1,5 МВт, а также произведена перемаркировка со снижением установленной мощности ТЭЦ ООО "Теплоснабжение" суммарно на 25 МВт (ТГ-1, ТГ-2 с 12 МВт до 4 МВт - снижение установлененной мощности на 16 МВт и ТГ-4 с 25 МВт до 16 МВт - снижение на 9 МВт).
Глава 7.Состав существующих электростанций и станций промышленных предприятий с группировкой по принадлежности к генерирующим компаниям, с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 мвт
Энергосистема Иркутской области входит в состав ОЭС Сибири и включает в себя 15 действующих ТЭС и 4 ГЭС, объединенных на параллельную работу электрическими сетями напряжением 500, 220 и 110 кВ. В состав энергосистемы Иркутской области входят электростанции ПАО "Иркутскэнерго", АО "Витимэнергосбыт", ООО "Теплоснабжение" и две электростанции промышленных предприятий.
Состав (перечень) электростанций (включая электростанции промышленных предприятий и прочие электростанции) Иркутской области мощностью более 5,0 МВт с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям и информация об основном энергетическом оборудовании действующих электростанций представлены в таблице 13.
Таблица 13. Состав существующих электростанций
с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям
N п/п Наименование Установленная электрическая мощность, МВт Установленная тепловая мощность, Гкал/ч Год ввода в эксплуатацию
Станции ПАО "Иркутскэнерго"
1 Иркутская ГЭС 662,4 - 1959
2 Братская ГЭС 4500 - 1966
3 Усть-Илимская ГЭС 3840 - 1979
4 Участок N 1 Иркутской ТЭЦ-9 (ТЭЦ-1) 166 590 1955
5 Шелеховский участок Ново-Иркутской ТЭЦ (ТЭЦ-5) 18 100 1962
6 Иркутская ТЭЦ-6 270 1529,3 1965
7 Участок ТИиТС Иркутской ТЭЦ-6 12 81 1961
8 Иркутская ТЭЦ-9 540 2280 1959
9 Иркутская ТЭЦ-10 1110 453 1962
10 Иркутская ТЭЦ-11 350,3 960 1959
11 Иркутская ТЭЦ-12 12 74 1932
12 Иркутская ТЭЦ-16 18 117 1965
13 Ново-Иркутская ТЭЦ 708 1332 1975
14 Усть-Илимская ТЭЦ 515 1015 1978
15 Ново-Зиминская ТЭЦ 260 616 1983
Станции АО "Витимэнергосбыт"
16 Мамаканская ГЭС 86 - 1963
Станции ООО "Теплоснабжение"
17 ТЭЦ ООО "Теплоснабжение", г. Байкальск 24 - 1965
Станции промышленных предприятий
18 ТЭС филиала ОАО "Группа "Илим" в г. Братске 113 - 1966
19 ТЭС филиала ОАО "Группа "Илим" в г. Усть-Илимске 44,4 - 1979

Суммарное количество агрегатов электростанций ПАО "Иркутскэнерго" представлено в таблице 14.
Таблица 14. Суммарное количество агрегатов электростанций
Иркутской энергосистемы
Объекты Турбо- (гидро-) агрегаты
Кол-во, шт. Мощность, МВт
ТЭЦ 76 4207,7
ГЭС 46 9088,4
ИТОГО: 122 13296,1

Суммарная установленная мощность гидрогенераторов Иркутской области почти в два раза превышает установленную мощность генераторов ТЭЦ, несмотря на значительное превышение количества генераторов ТЭЦ над количеством гидрогенераторов, что позволяет сделать вывод о высокой единичной мощности генераторов ГЭС.
Статистическое распределение генераторов электростанций ЭС Иркутской области относительно превышения срока нормативной эксплуатации (на основании данных о дате ввода в эксплуатацию) представлено в таблице 15.
Таблица 15. Состояние генераторов электростанций ЭС
Иркутской области по превышению срока нормативной
эксплуатации
Наименование Нормативный срок службы генератора, лет Состояние генераторов
Нормативный срок не истек, %% Нормативный срок истек, %%
Электростанции всех собственников Турбо- 30 19,7 80,3
Гидро- 40 10,9 89

Большую часть установленной мощности в энергосистеме Иркутской области занимают гидроэлектростанции, что является дешевым и надежным источником электроэнергии.
Оборудование большинства электростанций энергосистемы Иркутской области имеет сроки эксплуатации более 30 лет, т.е. эксплуатируется за пределами нормативных сроков службы.
Глава 8.Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности
Суммарная собственная выработка электроэнергии электростанциями Иркутской области в 2015 году составила 47950 млн. кВт.ч. По сравнению с 2014 годом выработка электроэнергии сократилась на 12,93%%, или на 7123,5 млн. кВт. ч.
Структура выработки электроэнергии по типам электростанций представлена в таблице 16 и на рисунке 5.
Таблица 16. Структура выработки электроэнергии по типам
электростанций Иркутской области
Показатель 2014 год, млн. кВт.ч 2015 год, млн. кВт.ч 2015/2014, %%
Выработка электроэнергии, всего, в том числе: 55074,5 47950,9 87,07
ГЭС 43603,3 35922,9 82,39
ТЭС, в том числе: 11471,2 12028,0 104,85
электростанции промышленных предприятий 819,0 706,4 86,25

Рисунок 5. Структура выработки электроэнергии по типам
электростанций
Рисунок не приводится.
В 2015 году доля ГЭС в суммарной выработке электроэнергии области составила 74,92%%, доля ТЭС ПАО "Иркутскэнерго" - 23,53%%, электростанции промышленных предприятий - 1,55%%. При этом доля предприятий ПАО "Иркутскэнерго" (ГЭС и ТЭС) составила 98,45%%.
Структура выработки электроэнергии в разрезе электростанций Иркутской области представлена в таблице 17.
Таблица 17. Структура выработки электроэнергии в разрезе
электростанций Иркутской области
Наименование объекта Выработка электроэнергии, млн. кВт.ч Доля от суммарной выработки за 2015 год, %%
2011 2012 2013 2014 2015
Иркутская ГЭС 3461,4 3888,3 3562,5 3573,1 2848,74 5,94
Братская ГЭС 22134,6 20766,9 20099,6 20484,6 16611,48 34,64
Усть-Илимская ГЭС 20884,4 20015 18801,3 19155,7 16131,83 33,64
Мамаканская ГЭС 418,1 389 359 389,8 330,93 0,69
Итого ГЭС: 46898,5 45059,2 42822,4 43603,2 35922,97 74,92
Иркутская ТЭЦ-6 1105,4 1240,3 1061,1 888,8 808,97 1,69
Участок ТИиТС Иркутской ТЭЦ-6 98,5 85,1 78,5 74,9 76,8 0,16
Иркутская ТЭЦ-9 1389,1 2283 1890,4 1605,3 1611,17 3,36
Участок N 1 Иркутской ТЭЦ-9 327 358,5 313,3 298,5 318,59 0,66
Иркутская ТЭЦ-10 4537,6 5523,4 3847,4 2281,7 2732,61 5,70
Иркутская ТЭЦ-11 676,2 890,7 790,5 691 784,86 1,64
Иркутская ТЭЦ-12 52,5 50,8 45,5 48,6 45,88 0,10
Иркутская ТЭЦ-16 66 72,9 73,7 73,5 70,93 0,15
Ново-Иркутская ТЭЦ 2663 2954,2 2786,3 2662,1 2722,65 5,68
Шелеховский участок Ново-Иркутской ТЭЦ 88,1 92,6 82,9 79,5 86,4 0,18
Усть-Илимская ТЭЦ 968,6 1586 977,8 971,6 1054,74 2,20
Ново-Зиминская ТЭЦ 875,9 1103,1 983 976,6 955,69 1,99
Итого ТЭС ПАО "Иркутскэнерго": 12847,9 16240,6 12930,4 10652,1 11269,29 23,50
ТЭЦ ООО "Теплоснабжение" г. Байкальск 189,3 231,8 127,2 77,1 52,22 0,11
ТЭС филиала ОАО "Группа "Илим" в г. Братске 181,8 168,3 190,2 382,4 351,72 0,73
ТЭС филиала ОАО "Группа "Илим" в г. Усть-Илимске 343,7 346,9 354,6 359,5 354,7 0,74
Итого ТЭС промышленных предприятий и розничного рынка: 714,8 747 672 819 758,64 1,58
ВСЕГО: 60461,2 62046,8 56424,8 55074,3 47950,91 100

Анализ таблицы 17 позволяет сделать вывод, что более 68%% электроэнергии в Иркутской области вырабатывается двумя ГЭС: Братской и Усть-Илимской. Суммарная выработка тепловыми электростанциями составляет около 25%%. Наиболее крупными производителями электроэнергии из тепловых станций являются: Ново-Иркутская ТЭЦ (5,68%% от общей выработки), Иркутская ТЭЦ-10 (5,70%%) и Иркутская ТЭЦ-9 (3,36%%).
Глава 9.Анализ балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет
Энергосистема Иркутской области большую часть периода своего существования характеризуется избыточным балансом электрической мощности и энергии. Потенциальная возможность выработки электроэнергии на ГЭС при средне-многолетней обеспеченности гидроресурсами составляет 47 - 48 млрд. кВт.ч, на тепловых электростанциях 18 - 20 млрд кВт.ч. При этом часть избытков мощности и электроэнергии передается в соседние энергосистемы Красноярского края и Республики Бурятия.
Балансы электрической мощности ЭС Иркутской области в 2011 - 2015 годах на конец года и час собственного максимума энергосистемы представлены в таблицах 18 и 19 соответственно.
Таблица 18. Электрическая мощность ЭС Иркутской области
на конец года, МВт
Показатели 2011 2012 2013 2014 2015
Установленная мощность на конец года, в том числе: 13157,1 13182,1 13255,1 13296,1 13249,1
ГЭС 9088,4 9088,4 9088,4 9088,4 9088,4
ТЭС, в том числе: 4068,7 4093,7 4166,7 4207,7 4160,7
электростанции промышленных предприятий 187,4 187,4 187,4 228,4 157,4
Ограничения мощности на конец года 558,5 417,4 372,0 4587,5 2809,8
Располагаемая мощность на конец года 12598,6 12764,7 12883,1 8806,0 10457,9

Таблица 19. Баланс электрической мощности ЭС Иркутской
области на час собственного максимума, МВт
Показатели 2011 2012 2013 2014 2015
Максимум нагрузки 7987 8051 7918 7670 7571
Установленная мощность на час собственного максимума нагрузки энергосистемы, в том числе: 13146,1 13182,1 13182,1 13296,1 13249,1
ГЭС 9088,4 9088,4 9088,4 9088,4 9088,4
ТЭС, в том числе: 4057,7 4093,7 4093,7 4207,7 4160,7
электростанции промышленных предприятий 187,4 187,4 187,4 228,4 157,4
Резерв мощности 1654,8 3079,1 2883,0 1533,0 1993,6
Ограничения мощности на час собственного максимума нагрузки 547,7 417,4 494,4 1405,9 2809,8
Располагаемая мощность 12598,4 12764,7 12687,7 11897,7 10457,9
Рабочая мощность 11288,3 11350,9 11485,5 10352,0 8912,5
Избыток (+)/дефицит (-) 3301,3 3299,9 3567,5 2682,0 1341,5

Установленная мощность Ангарского каскада ГЭС и Мамаканской ГЭС остается неизменной. Мощность ТЭЦ Иркутской энергосистемы постепенно изменяется в связи с выводом из эксплуатации оборудования, вводом нового и перемаркировкой установленного оборудования.
Производство электроэнергии в энергосистеме Иркутской области формируется потребностью региональных потребителей и ее поставками на оптовый рынок, а также текущей ситуацией с запасом гидроресурсов.
Баланс электрической энергии ЭС Иркутской области в 2011 - 2015 годов представлен в таблице 20.
Таблица 20. Баланс электрической энергии ЭС Иркутской
области, млн. кВт.ч
Показатели 2011 2012 2013 2014 2015
Выработка электроэнергии, в том числе: 60461,2 62046,8 56424,8 55074,4 47950,91
ГЭС 46898,6 45059,3 42822,5 43603,2 35922,97
ТЭС, в том числе: 13562,6 16987,5 13602,3 11471,1 12027,93
электростанции промышленных предприятий 714,7 747,0 672,0 819,0 743,41
Электропотребление на территории ЭС 53179,5 54708,4 53412,4 52819,7 52467,1
Сальдо перетоков электроэнергии: "+" прием, "-" выдача -7281,7 -7338,4 -3012,4 -2254,7 4516,2

Рисунок 6. Баланс электрической энергии ЭС
Иркутской области, млн. кВт.ч
Рисунок не приводится.
Максимальный уровень собственного потребления электроэнергии в энергосистеме Иркутской области в последние 5 лет наблюдался в 2012 году, когда составил 54708,4 млн. кВт.ч. С 2013 года наблюдается спад электропотребления, в 2015 году электропотребление составило 52467,1 млн. кВт.ч, что на 0,7%% ниже, чем в 2014 году.
Анализ баланса электрической мощности и электрической энергии энергосистемы Иркутской области позволяет сделать вывод о наличии избытков и возможности обеспечения электрической энергией новых потребителей Иркутской области или передачи ее в соседние энергосистемы в 2011 - 2014 годах. В связи с гидрологической обстановкой в 2015 году вырос переток из соседних энергосистем (на 6770,9 млн. кВт.ч), в первую очередь из энергосистемы Красноярского края в связи с увеличением выработки на Богучанской ГЭС. Имеющиеся избытки электрической энергии в 2011 - 2014 годах передавались в энергосистемы Красноярского края и республики Бурятия, тем самым обеспечивая надежное электроснабжение потребителей не только в Иркутской области, но и за ее пределами.
В 2012 году наблюдался рост, связанный с увеличением потребления электроэнергии промышленными предприятиями. Дальнейшее снижение темпов роста максимумов нагрузки в 2013 - 2015 годах обусловлено аномально теплыми погодными условиями, наблюдаемыми в Иркутской области.
Выработка электроэнергии электростанциями энергосистемы Иркутской области в 2015 году сократилась на 12,93%% по сравнению с 2014 годом. В 2014 году вырабатываемой электроэнергии было достаточно для покрытия потребности Иркутской области, энергосистема являлась избыточной. В 2015 году впервые за рассматриваемый период в энергосистеме Иркутской области электропотребление по территории ЭС превысило выработку электроэнергии. Потребность в электроэнергии покрывалась за счет перетоков из соседних энергосистем.
Глава 10.Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 110 кв и Выше
Перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения
которых равен или превышает 110 кВ, с указанием сводных
данных по ним
Перечень основного электрооборудования энергосистемы Иркутской области включает в себя:
электросетевые объекты (линии электропередачи, (авто-) трансформаторы) напряжением 110 кВ и выше ОАО "ИЭСК" (с выделением Южных, Восточных, Центральных, Западных и Северных электрических сетей), АО "Витимэнерго", ОГУЭП "Облкоммунэнерго", ЗАО "Братская электросетевая компания", ВСЖД - филиал ОАО "РЖД", филиал ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Сибири, КГКУ "ДКР НП", ОАО "Тыретский Солерудник", АО "АНХК", АО "АЭХК", ЗАО "Электросеть", ОАО "Энергетическая компания "Радиан", ОАО "Первенец", ОАО "Высочайший", ООО "АС "Иркутская";
электростанции (генераторы, (авто-) трансформаторы) ПАО "Иркутскэнерго" и АО "Витимэнергосбыт";
компенсирующие устройства ОАО "ИЭСК".
Сведения о протяженности электрических сетей и трансформаторной мощности ПС и ЭС генерирующих и сетевых компаний по классам напряжения на 1 января 2016 года представлены в таблице 21.
Таблица 21. Протяженность электрических сетей
и трансформаторная мощность ПС и ЭС генерирующих и сетевых
компаний по классам напряжения
Класс напряжения Протяженность ВЛ и КЛ (в одноцепном исполнении), км Количество трансформаторов Трансформаторная мощность ПС и ЭС, МВА
500 кВ 3593,7 36 8776
220 кВ 4972,8 44 10377
110 кВ 7281,1 552 17129,7

Рисунок 7. Структура протяженности ВЛ и КЛ
по номинальному напряжению
Рисунок не приводится.
Рисунок 8. Структура трансформаторной мощности ПС по классам
напряжения
Рисунок не приводится.
Сводные данные по ЛЭП с распределением по собственникам представлены в таблице 22.
Таблица 22. Сводные данные по ЛЭП с распределением
по собственникам
Принадлежность 110 кВ 220 кВ 500 кВ
Энергосистема, всего, в том числе: 7281,083 4972,844 3593,666
ЛЭП генерирующих и сетевых компаний 7242,857 4972,844 3383,393
ЛЭП потребителей 38,226 0 210,273
ЛЭП сетевых организаций
ОАО "ИЭСК" 6683,757 4548,644 3163,462
АО "Витимэнерго" 435 424,2
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Сибири 219,931
ОАО "Тыретский солерудник" 1,8
АО "АНХК" 12,5
АО "АЭХК" 10,7
ОГУЭП "Облкоммунэнерго" 81,5
ЗАО "Электросеть" 16,2
ОАО "Энергетическая компания "Радиан" 1,4
ЛЭП потребителей
ОАО "Первенец" 8
ОАО "Высочайший" 29,826
КГКУ "ДКР НП" 210,273
ООО "АС "Иркутская" 0,4

Анализ технического состояния и возрастная структура
электрических сетей (ЛЭП и ПС), определение объемов
необходимого технического перевооружения электросетевых
объектов
На основании сроков ввода в эксплуатацию проведена оценка текущего состояния (превышение срока нормативной эксплуатации) основного электрооборудования и линий электропередачи напряжением 110 - 500 кВ энергосистемы Иркутской области с разделением по принадлежности к ОАО "ИЭСК", ПАО "Иркутскэнерго", АО "Витимэнерго", ОГУЭП "Облкоммунэнерго", ЗАО "Братская электросетевая компания" и ВСЖД - филиал ОАО "РЖД".
Оценка состояния выполнена исходя из сроков ввода в эксплуатацию оборудования, с учетом нормируемых сроков эксплуатации, принимаемых:
для ВЛ всех классов напряжения на деревянных, железобетонных и металлических опорах - 40 лет;
для масляных трансформаторов и автотрансформаторов - 25 лет (в соответствии с ГОСТ 11677-85);
для турбогенераторов - 30 лет;
для гидрогенераторов - 40 лет.
Нормируемые сроки эксплуатации турбо- и гидрогенераторов приняты в соответствии с данными, предоставленными ПАО "Иркутскэнерго".
По состоянию на конец 2015 года наибольшее число сетей с превышенным сроком эксплуатации находится в зоне обслуживания филиала Западных, Южных и Центральных электрических сетей ОАО "ИЭСК".
Таблица 23. Превышение нормативного срока эксплуатации ВЛ
110 кВ энергосистемы Иркутской области
Электрические сети Нормативный срок службы ЛЭС, лет Состояние ЛЭП
Нормативный срок не истек, %% Нормативный срок истек, %%
СЭС 40 95,89 4,11
ЦЭС 43,13 56,87
ВЭС 95,18 4,82
ЗЭС 30,90 69,10
ЮЭС 60,65 39,35
Итого по ОАО "ИЭСК": 65,15 34,85
АО "Витимэнерго" 59,87 40,13
ОГУЭП "Облкоммунэнерго" 100 0
ЗАО "Братская электросетевая компания" 100 0

В Северных электрических сетях 41 ВЛ 110 кВ, из них для 4,11%% ВЛ превышен нормативный срок эксплуатации, 95,89%% не выработали нормативный срок.
В Центральных электрических сетях 51 ВЛ 110 кВ, из них для 56,87%% ВЛ превышен нормативный срок эксплуатации, 43,13%% не выработали нормативный срок.
В Восточных электрических сетях 16 ВЛ 110 кВ, из них для 4,82%% ВЛ превышен нормативный срок эксплуатации, 95,18%% не выработали нормативный срок.
В Западных электрических сетях 47 ВЛ 110 кВ, из них для 69,10%% ВЛ превышен нормативный срок эксплуатации, 30,90%% не выработали нормативный срок.
В Южных электрических сетях 26 ВЛ 110 кВ, из них для 39,35%% ВЛ превышен свой нормативный срок эксплуатации, 60,65%% не выработали нормативный срок.
Итого на 1 января 2016 года из 155 ВЛ 110 кВ ОАО "ИЭСК" нормативный срок эксплуатации превышен для 34,85%%.
В АО "Витимэнерго" 10 ВЛ 110 кВ, из них для 40,13%% ВЛ превышен нормативный срок эксплуатации, 59,87%% не выработали нормативный срок.
В ОГУЭП "Облкоммунэнерго" имеется две ВЛ 110 кВ, которые не выработали нормативный срок.
В ЗАО "Братская электросетевая компания" имеются две ВЛ 110 кВ, которые не выработали нормативный срок.
Таблица 24. Превышение нормативного срока эксплуатации ВЛ
220 кВ энергосистемы Иркутской области
Электрические сети Нормативный срок службы ЛЭС, лет Состояние ЛЭП
Нормативный срок не истек, %% Нормативный срок истек, %%
СЭС 40 81,97 18,03
ЦЭС 98,35 1,65
ЗЭС 0 100
ЮЭС 74,15 25,85
Итого по ОАО "ИЭСК": 63,62 36,38
АО "Витимэнерго" 100 0

По состоянию на конец 2015 года наибольшее количество сетей 220 кВ с превышением нормативного срока эксплуатации наблюдается в зоне обслуживания филиалов Западных, Южных и Центральных электрических сетей ОАО "ИЭСК".
В Северных электрических сетях 33 ВЛ 220 кВ, из них 18,03%% выработали нормативный срок, 81,97%% не выработали нормативный срок.
В Центральных электрических сетях четыре ВЛ 220 кВ, из них 1,65%% выработали нормативный срок, 98,35%% не выработали нормативный срок.
В Западных электрических сетях четыре ВЛ 220 кВ, все линии выработали нормативный срок.
В Южных электрических сетях 14 ВЛ 220 кВ, из них 25,85%% выработали нормативный срок, 74,15%% не выработали нормативный срок.
Итого на 1 января 2016 года из 55 ВЛ 220 кВ ОАО "ИЭСК" выработали нормативный срок эксплуатации 36,38%%.
В АО "Витимэнерго" одна ВЛ 220 кВ, которая не выработала нормативный срок.
Таблица 25. Превышение нормативного срока эксплуатации ВЛ
500 кВ энергосистемы Иркутской области
Электрические сети Нормативный срок службы ЛЭС, лет Состояние ЛЭП
Нормативный срок не истек, %% Нормативный срок истек, %%
СЭС 40 45,29 54,71
ЦЭС 60,04 39,96
ЗЭС 21,10 78,90
ЮЭС 100 0
Итого по ОАО "ИЭСК": 56,61 43,39
МЭС Сибири - филиал ПАО "ФСК ЕЭС" 100 0
КГКУ "ДКР НП" 100 0

По состоянию на конец 2015 года наибольшее количество сетей 500 кВ с превышением нормативного срока эксплуатации наблюдается в зоне обслуживания филиалов Западных и Центральных электрических сетей ОАО "ИЭСК".
В Центральных электрических сетях три ВЛ 500 кВ, из них 39,96%% выработали нормативный срок, 60,04%% не выработали нормативный срок.
В Западных электрических сетях 12 ВЛ 500 кВ, из них 78,90%% выработали нормативный срок, 21,10%% не выработали нормативный срок.
В Северных электрических сетях пять ВЛ 500 кВ, из них 54,71%% выработали нормативный срок, 45,29%% не выработали нормативный срок.
В Южных электрических сетях одна ВЛ 500 кВ, которая не выработала нормативный срок.
Итого на 1 января 2016 года из 21 ВЛ 500 кВ ОАО "ИЭСК" выработали нормативный срок эксплуатации 66,07%%.
В филиале ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Сибири одна ВЛ 500 кВ, которая не выработала нормативный срок.
Более 51%% электрических сетей 110 - 500 кВ энергосистемы Иркутской области по состоянию на конец 2015 года находится за пределами нормативных сроков службы.
Таблица 26. Превышение нормативного срока эксплуатации
трансформаторов 110 кВ энергосистемы Иркутской области
Электрические сети Нормативный срок службы трансформатора, лет Состояние (авто-) трансформаторов
Нормативный срок не истек, %% Нормативный срок истек, %%
СЭС 25 39,3 60,7
ЦЭС 26,4 73,6
ВЭС 38,0 62,0
ЗЭС 38,0 62,0
ЮЭС 48,7 51,3
Итого по ОАО "ИЭСК": 39,0 61,0
ПАО "Иркутскэнерго" 18,75 81,25
АО "Витимэнерго" 42,9 57,1
ОГУЭП "Облкоммунэнерго" 0 100
ЗАО "Братская электросетевая компания" 66,7 33,3
ВСЖД - филиал ОАО "РЖД" 21,0 79,0

В Северных электрических сетях 56 трансформаторов напряжением 110 кВ. Из них 34 (60,7%%) выработали свой нормативный срок, 22 (39,3%%) не выработали нормативный срок.
В Центральных электрических сетях 53 трансформатора напряжением 110 кВ. Из них 39 (73,6%%) выработали свой нормативный срок, 14 (26,4%%) не выработали нормативный срок.
В Восточных электрических сетях 50 трансформаторов напряжением 110 кВ. Из них 31 (62%%) выработали свой нормативный срок, 19 (38%%) не выработали нормативный срок.
В Западных электрических сетях 42 трансформатора напряжением 110 кВ. Из них 26 (62%%) выработали свой нормативный срок, 16 (38%%) не выработали нормативный срок.
В Южных электрических сетях 78 трансформаторов напряжением 110 кВ. Из них 40 (51,3%%) выработали свой нормативный срок, 38 (48,7%%) не выработали нормативный срок.
Итого на 1 января 2016 года из 279 трансформаторов 110 кВ ОАО "ИЭСК" выработали нормативный срок эксплуатации 170 трансформаторов (61%%).
В ПАО "Иркутскэнерго" 48 трансформаторов напряжением 110 кВ. Из них 39 (81,25%%) выработали свой нормативный срок, 9 (18,75%%) не выработали нормативный срок службы.
В АО "Витимэнерго" 14 трансформаторов напряжением 110 кВ. Из них восемь (57,1%%) выработали свой нормативный срок, шесть (42,9%%) не выработали нормативный срок.
В ОГУЭП "Облкоммунэнерго" четыре трансформатора напряжением 110 кВ. Все трансформаторы выработали нормативный срок.
В ЗАО "Братская электросетевая компания" девять трансформаторов напряжением 110 кВ. Из них три (33,3%%) выработали свой нормативный срок, шесть (66,7%%) не выработали нормативный срок.
В ВСЖД - филиале ОАО "РЖД" 120 трансформаторов напряжением 110 кВ. Из них 84 (79%%) выработали свой нормативный срок, 36 (21%%) не выработали нормативный срок.
Таблица 27. Превышение нормативного срока эксплуатации
трансформаторов 220 кВ энергосистемы Иркутской области
Трансформаторы Нормативный срок службы трансформатора, лет Состояние (авто-) трансформаторов
Нормативный срок не истек, %% Нормативный срок истек, %%
СЭС 25 33,3 66,7
ЦЭС 30,8 69,2
ЗЭС 25,0 75,0
ЮЭС 34,6 65,4
Итого по ОАО "ИЭСК": 33,0 67,0
ПАО "Иркутскэнерго" 32,2 67,8
АО "Витимэнерго" 100 0
ВСЖД - филиал ОАО "РЖД" 12,0 88,0

По состоянию на 2015 год наибольшее количество трансформаторов 220 кВ с превышением нормативного срока эксплуатации наблюдается в сетях зоны обслуживания Центральных, Западных электрических сетей ОАО "ИЭСК" и ВСЖД - филиале ОАО "РЖД".
В Северных электрических сетях 36 трансформаторов напряжением 220 кВ. Из них 24 (66,7%%) выработали свой нормативный срок, 12 (33,3%%) не выработали нормативный срок.
В Центральных электрических сетях 13 трансформаторов напряжением 220 кВ. Из них девять (69,2%%) выработали свой нормативный срок, четыре (30,8%%) не выработали нормативный срок.
В Западных электрических сетях четыре трансформатора напряжением 220 кВ. Из них три (75%%) выработали свой нормативный срок, один (25%%) не выработал нормативный срок.
В Южных электрических сетях 26 трансформаторов напряжением 220 кВ. Из них 17 (65,4%%) выработали свой нормативный срок, девять (34,6%%) не выработали нормативный срок.
Итого на 1 января 2016 года из 79 трансформаторов 220 кВ ОАО "ИЭСК" выработали нормативный срок эксплуатации 53 трансформатора (67%%).
В ПАО "Иркутскэнерго" 31 трансформатор напряжением 220 кВ. Из них 21 (67,8%%) выработали свой нормативный срок, 10 (32,2%%) не выработали нормативный срок.
В АО "Витимэнерго" один автотрансформатор напряжением 220 кВ. Его нормативный срок службы не истек.
В ВСЖД - филиале ОАО "РЖД" 25 трансформаторов напряжением 220 кВ. Из них 22 (88%%) выработали свой нормативный срок, три (12%%) не выработали нормативный срок.
Таблица 28. Превышение нормативного срока эксплуатации
трансформаторов 500 кВ энергосистемы Иркутской области
Трансформаторы Нормативный срок службы трансформатора, лет Состояние (авто-) трансформаторов
Нормативный срок не истек, %% Нормативный срок истек, %%
СЭС 25 0 100
ЦЭС 11,1 88,8
ЗЭС 85,7 14,3
ЮЭС 100 0
Итого по ОАО "ИЭСК": 40,0 60,0
ПАО "Иркутскэнерго" 72,76 27,24

По состоянию на 2015 год 100%% превышение нормативного срока эксплуатации трансформаторов и автотрансформаторов 500 кВ наблюдается в сетях зоны обслуживания Северных и Центральных электрических сетей ОАО "ИЭСК".
В Северных электрических сетях 6 трансформаторов напряжением 500 кВ, из них 100%% выработали свой нормативный срок.
В Центральных электрических сетях девять трансформаторов напряжением 500 кВ. Из них восемь (88,9%%) выработали свой нормативный срок, один (11,1%%) не выработал нормативный срок.
В Западных электрических сетях семь трансформаторов напряжением 500 кВ. Из них один (14,3%%) выработал свой нормативный срок, шесть (85,7%%) не выработали свой срок.
В Южных электрических сетях три трансформатора напряжением 500 кВ, из них 100%% не выработали свой нормативный срок.
Итого на 31 декабря 2015 года из 25 трансформаторов 500 кВ ОАО "ИЭСК" выработали нормативный срок эксплуатации 15 трансформаторов (60,0%%).
В ПАО "Иркутскэнерго" 33 трансформатора напряжением 500 кВ. Из них девять (27,24%%) выработали свой нормативный срок, 24 (72,76%%) не выработали нормативный срок.
По состоянию на конец 2015 года более 61%% трансформаторов 110 - 500 кВ энергосистемы Иркутской области эксплуатируются за пределами нормативных сроков службы.
Количество сетей и основного электрооборудования 110 кВ и выше Иркутской области с превышением нормативного срока эксплуатации составляет более 50%%.
Оценка и анализ потерь электроэнергии на ее транспорт
Потери электрической энергии при ее передаче в энергосистеме Иркутской области в 2015 году достигают 7,86%% от отпуска электроэнергии в сеть. При этом уровень нормативных потерь устанавливается для каждой электросетевой компании индивидуально и утверждается Министерством Энергетики РФ. Так, самый низкий норматив технологических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям в %% от отпуска электрической энергии в сеть утвержден для ОАО "ИЭСК" на уровне 6,16%% (фактический объем потерь за 2015 год не превысил норматив); самый высокий норматив утвержден для ОГУЭП "Облкоммунэнерго" - 16,28%%. Для ЗАО "Братская электросетевая компания" утвержден норматив потерь в размере 13,04%%, фактический объем составил 13,96%%. Для АО "Витимэнерго норматив потерь на 2015 год утвержден в размере 14,67%% (фактический объем потерь составил 14,06%%).
По данным электросетевых компаний фактический уровень потерь электроэнергии при ее передаче в отчетном 2015 году не превысил нормативных значений, утвержденных приказами Министерства Энергетики РФ.
Информация о строящихся электросетевых объектах
Наиболее значимые проекты, реализация которых осуществлялась в 2015 году:
строительство ВЛ 110 кВ Пеледуй - РП Полюс с РП 110 кВ Полюс;
строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Кропоткинская - Вернинская на РП Полюс;
реконструкция ПС 500 кВ Тулун с заменой выключателей 220 кВ;
строительство ВЛ 220 кВ Иркутская - Восточная с ПС 220 кВ Восточная в Иркутском районе;
перевод КЛ с ПС 220 кВ Рабочая на ПС 220 кВ Восточная;
ПС 110 кВ РКК-2 с КЛ 110 кВ Кировская ПП-3 - РКК-2;
реконструкция ПС 220 кВ БЦБК (реконструкция защит, схем СН и ОТ с заменой АБ);
строительство двух ВЛ 35 кВ для электроснабжения аэропорта г. Усть-Илимска;
строительство ВЛ 10 кВ Пионерская - Тальяны с ответвлениями;
строительство ВЛ 6 кВ с воздушным переходом через р. Лена для электроснабжения с. Турука Усть-Кутского района;
реконструкция электрических сетей с. Подволошино Катангского района;
реконструкция КЛ 6 кВ, г. Ангарск, п. Майск.
Информация по вводам, демонтажу и реконструкции ВЛ по энергосистеме Иркутской области приведена в таблице 29.
Информация по вновь установленным и демонтированным трансформаторам в 2015 году по энергосистеме Иркутской области приведена в таблице 30.
Таблица 29. Ввод, демонтаж и реконструкция ВЛ по ЭС
Иркутской области в 2015 году
Наименование по конечным подстанциям Диспетчерское наименование ЛЭП Проектное напряжение, кВ Длина, км Количество цепей, шт. Марка провода (кабеля) Материал опор
Ввод
Восточная - Правобережная (участок ВЛ Искра - Восточная) ВЛ 110 кВ Восточная - Правобережная I, II цепь с отпайками 110 12,08 2 АС-120 металл
Иркутская - Восточная (Иркутская - оп. 2а) ВЛ 220 кВ Иркутская - Восточная II цепь 220 0,457 1 АС-500 металл
Иркутская - Восточная (оп. 2а - оп. 67) ВЛ 220 кВ Иркутская - Восточная I, II цепь 220 35,568 2 АС-500 металл
Иркутская - Восточная (оп. 67 - оп. 69) ВЛ 220 кВ Иркутская - Восточная I, II цепь 220 2,512 2 AERO-Z AACSR Z 747 металл
Иркутская - Восточная (оп. 69 - Восточная) ВЛ 220 кВ Иркутская - Восточная I, II цепь 220 87 2 АС-500 металл
Ново-Иркутская ТЭЦ - Иркутская (оп. 106 - оп. 6) ВЛ 220 кВ Ново-Иркутская ТЭЦ - Иркутская N 1 с отпайками 220 0,592 1 АС-400 металл
Восточная - Туристская (Восточная - оп. 65А) ВЛ 110 кВ Восточная - Туристская I, II цепь с отпайками 110 43,26 2 АСПТ-400 металл
Восточная - Туристская (отп. на ПС Байкальская оп. 22 - оп. 33) ВЛ 110 кВ Восточная - Туристская I, II цепь с отпайками 110 4,86 2 АС-300 металл
Заходы от ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-10 - Ново-Ленино на ПС 110 кВ Еловка ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-10 - Еловка с отпайками 110 0,485 1 АС-185 металл
ВЛ 110 кВ Ново-Ленино - Еловка с отпайками 110 0,485 1 АС-185 металл
Отпайки от ВЛ 110 кВ Восточная - Туристская на ПС 110 кВ Покровская ВЛ 110 кВ Восточная - Туристская I, II цепь с отпайками 110 1,882 2 АС-240 металл
0,25 1 АС-240
0,293 1 АС-240
Усть-Кут - Верхнемарково (оп. 199 - оп. 273) ВЛ 110 кВ Лена - Подымахино - Верхнемарково - Киренск 110 35,81 2 АС-120 металл
Демонтаж
Седановский ПП - Кодинская I цепь (оп. 461 - оп. 705) ВЛ 220 кВ Седановский ПП - Кодинская ГПП с отпайками I цепь (Д-141) 220 59,065 1 АС-240 дерево
Седановский ПП - Кодинская II цепь (оп. 450 - оп. 695) ВЛ 220 кВ Седановский ПП - Кодинская ГПП с отпайками I цепь (Д-142) 220 59,534 1 АС-240 АС-330 дерево
Ново-Иркутская ТЭЦ - Иркутская (оп. 106 - Иркутская) ВЛ 220 кВ Ново-Иркутская ТЭЦ - Иркутская N 1 с отпайками 220 0,599 1 АС-400 металл
Усть-Кут - Верхнемарково (оп. 199 - оп. 273) ВЛ 110 кВ Лена - Подымахино - Верхнемарково - Киренск 110 17,905 1 АС-95 дерево
Восточная - Туристская (отп. на ПС Байкальская оп. 22 - оп. 33) ВЛ 110 кВ Восточная - Туристская I, II цепь с отпайками 110 4,404 2 АС-300 металл
Реконструкция
Иркутская ТЭЦ-10 - Иркутская ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-10 блок 4 - ГПП-1 110 7,3 1 АСО-500 -
ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-10 - Иркутская 110 6,594 1 АСО-500 -
ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-10 блок 3 - ГПП-1 110 7,3 1 АСО-500 -
Иркутская ТЭЦ-9 - Иркутская ВЛ 110 кВ Иркутская ТЭЦ-9 - ГПП-2 с отпайками 110 1,307 1 АС-500 -
0,466 1 АС-300
6,422 1 АС-400

Таблица 30. Вновь установленные и демонтированные
трансформаторы по энергосистеме Иркутской области
в 2015 году
Место установки Дисп. N Хозяйственная принадлежность Тип Номинальная мощность, МВА Номинальное напряжение, кВ Наличие РПН (n x %%) Завод-изготовитель Год изготовления
ВН СН НН
Ввод
ПС 220 кВ Восточная АТ-1 ОАО "ИЭСК" АТДЦТН-250000/220/110 У1 (OSFSZ-250000/220/110) 250 230 121 10,5 РПН 110 Шаньдунь Лунэн Маунт Тай Электрик 2013
ПС 220 кВ Восточная АТ-2 ОАО "ИЭСК" АТДЦТН-250000/220/110 У1 (OSFSZ-250000/220/110) 250 230 121 10,5 РПН 110 Шаньдунь Лунэн Маунт Тай Электрик 2013
ПС 220 кВ Кунерма РПТ-4 ОАО "РЖД" ТДТН-25000/220 УХЛ1 25 230 38,5 10,5 РПН 220 35 ПБВ Тольяттинский з-д 2014
ПС 110 кВ Еловка Т-1 ОАО "ИЭСК" ТРДН-25000/110 УХЛ1 25 115 11 11 РПН 110 Тольяттинский з-д 2013
ПС 110 кВ Еловка Т-2 ОАО "ИЭСК" ТРДН-25000/110 УХЛ1 25 115 38,5 11 РПН 110 Тольяттинский з-д 2013
ПС 110 кВ Покровская Т-1 ОАО "ИЭСК" ТРДН-40000/110 УХЛ1 40 115 11 11 РПН 110 Тольяттинский з-д 2013
ПС 110 кВ Покровская Т-2 ОАО "ИЭСК" ТРДН-40000/110 УХЛ1 40 115 11 11 РПН 110 Тольяттинский з-д 2013
ПС 110 кВ Студенческая Т-1 ОАО "ИЭСК ТРДН 40000/110-У1 (SFFZ-40000/110) 40 115 6,3 6,3 РПН 110 Шэньянская трансформаторная компания 2014
Седановский ПП 220 кВ Т-2 ОАО "ИЭСК" ТДТН-25000/220/35/6 25 230 35 6,6 РПН 220 Запорожский з-д 1976
Демонтаж
ПС 110 кВ Студенческая Т-1 ОАО "ИЭСК" ТРДН 25000/110-79 У1 25 115 6,3 6,3 РПН 115 Тольяттинский з-д 1983
Седановский ПП 220 кВ Т-2 ОАО "ИЭСК" ТДТН-40000/220/35/6 40 230 35 6,6 РПН 220 Тольятинский з-д 1975