ГУБЕРНАТОР АСТРАХАНСКОЙ ОБЛАСТИ

РАСПОРЯЖЕНИЕ
от 27 апреля 2015 г. № 303-р

О СХЕМЕ И ПРОГРАММЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
АСТРАХАНСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2016 - 2020 ГОДЫ

В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" утвердить прилагаемую схему и программу развития электроэнергетики Астраханской области на 2016 - 2020 годы.

Губернатор Астраханской области
А.А.ЖИЛКИН





Утверждена
Распоряжением Губернатора
Астраханской области
от 27 апреля 2015 г. № 303-р

СХЕМА И ПРОГРАММА
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ АСТРАХАНСКОЙ ОБЛАСТИ
НА 2016 - 2020 ГОДЫ

1. Общие положения

Схема и программа развития электроэнергетики Астраханской области на 2016 - 2020 годы (далее - Программа) разработана в соответствии с - Федеральным законом от 26.03.2003 № 35-ФЗ "Об электроэнергетике";
- Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";
- техническим заданием на разработку схемы и программы развития электроэнергетики Астраханской области на период 2016 - 2020 годов.
Астраханская область - субъект Российской Федерации (административный центр - город Астрахань) - входит в состав Южного федерального округа Российской Федерации. Ее территория вытянута вдоль Нижней Волги. Она имеет границы с Волгоградской областью, Республикой Калмыкия, Республикой Казахстан.
На площади в 49 тыс. кв. км проживает 1005.241 тыс. чел., из них в городах - 66%, в сельской местности - 34%. Астраханская область включает 11 сельских районов, 442 села и поселка и 6 городов - Астрахань, Ахтубинск, Камызяк, Знаменск, Харабали и Нариманов.
На территории области ведется добыча природного газа и его переработка на действующем газохимическом комплексе - самом энергоемком предприятии в области.
В последние годы на шельфе Каспийского моря начата добыча нефти и попутного газа. Нефть и попутный газ будут поступать на переработку на предприятия, находящиеся за пределами Астраханской области.
Накопленный в предыдущие годы потенциал позволил Астраханской области сохранить в 2014 году лидерство среди регионов России по темпам промышленного производства, в том числе по темпам объемов производства в обрабатывающей промышленности, инвестиций в основной капитал, строительства, уровню занятости.
Основным социально-экономическим достижением 2014 года стало сохранение, а в основном рост практически всех значимых социально-экономических показателей, реализация ряда важнейших программ и намеченных мероприятий.
Основной макроэкономический показатель - валовой региональный продукт - за год увеличился почти на 2% и составил по предварительной оценке более 282 млрд рублей.
По темпам роста регион более чем в 2 раза опережает показатели валового внутреннего продукта России (темп роста ВВП Российской Федерации - 100.6%).
По результатам комплексной оценки эффективности исполнительных органов государственной власти субъектов Российской Федерации в 2014 году Астраханская область вошла в состав 20 регионов с лучшими показателями качества, заняв 6-е место.
Эффективность функционирования экономики подтверждается финансовыми показателями. В целом по области объем прибыли рентабельных предприятий и организаций достиг 41.2 млрд руб., что более чем на треть выше уровня 2013 года.
За счет всех источников финансирования освоено 112.6 млрд рублей инвестиций. В последние два года наблюдается определенный рост инвестиций по сравнению с 2013 годом. Их доля в ВРП составит около 40%, что в полтора раза больше, чем в среднем по регионам России.
Темпы добычи прочих полезных ископаемых почти в 3 раза опередили нефтегазовый сектор. Индекс промышленного производства составил 129.0%. Это результаты инвестиционной программы двух ведущих предприятий нашего региона - ООО "Руссоль" и ЗАО "Кнауф Гипс Баскунчак".
В обрабатывающих производствах по основным значимым для региона отраслям, кроме нефтегазового сектора, темпы роста колеблются от 100 до 105%.
Существенна доля электроэнергетики в общем объеме промышленного производства. Астраханская энергосистема обеспечивает централизованное электроснабжение потребителей, расположенных на территории области. Она входит в объединенную энергосистему Юга - ОЭС Юга.

2. Анализ существующего состояния энергосистемы
Астраханской области

2.1. Характеристика энергосистемы Астраханской области

Характерной особенностью Астраханской энергосистемы является расположение объектов энергетической инфраструктуры с северо-запада на юго-восток вдоль реки Волги на протяжении более 600 км. Около 80% всего потребления Астраханской энергосистемы сосредоточено на юге Астраханской области (г. Астрахань и его промышленная территория).
Энергосистема Астраханской области является тупиковой и связана с энергосистемой Волгоградской области двумя линиями электропередачи напряжением 110 кВ и четырьмя линиями электропередачи напряжением 220 кВ. Кроме того, относительно небольшая часть электроэнергии по электрическим сетям напряжением 35, 110, 220 кВ передается в энергосистемы республик Калмыкия и Казахстан.
На территории Астраханской области действуют четыре электрические станции:
- Астраханская ПГУ-117 (ООО "ЛУКОЙЛ - Астраханьэнерго");
- Астраханская ТЭЦ-2 (ООО "ЛУКОЙЛ - Астраханьэнерго");
- Астраханская ПГУ-235 (ООО "ЛУКОЙЛ - Астраханьэнерго");
- ТЭЦ-Северная (ОАО "ТЭЦ-Северная").
Общая установленная мощность тепловых электростанций Астраханской области на 01.01.2014 составляет:
- установленная электрическая мощность - 744 МВт;
- установленная тепловая мощность - 1139.8 Гкал/час.

Описание схемы электроснабжения Астраханской области

Наибольшую протяженность электрических сетей в Астраханской области имеют следующие организации:
- филиал ОАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго";
- Астраханский район магистральных электрических сетей филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Волго-Донское ПМЭС.

Электрические сети филиала
ОАО "ФСК ЕЭС" - Волго-Донское ПМЭС

Магистральные электрические сети

Воздушные линии всего, км
1961.29
в том числе:
- напряжением 220 кВ (в габаритах 500 кВ)
338.53

- напряжением 220 кВ
1495.83

Межгосударственные электрические сети

Воздушные линии всего, км
126.8
в том числе:
- напряжением 110 кВ
126.8

Подстанции магистральных электрических сетей

Подстанции всего, шт.
11
в том числе:
- напряжением 500 кВ
1

- напряжением 220 кВ
8

- напряжением 110 кВ
2

Электрические сети филиала ОАО "МРСК Юга"- "Астраханьэнерго"

Класс напряжения подстанций
Количество подстанций, ед.
Количество силовых трансформаторов, ед.
Установленная мощность, МВА
110 кВ
90
144
1808
35 кВ
46
61
367.5
6/10 кВ
ТП- 3520
3850
895.59
6/10
РП-73
73
38.81

Тип линии
Напряжение, кВ
Протяженность по трассе, км
ВЛ
110
2368.2
35
653.9
0.4 - 10
16152.0
КЛ
35 - 110
4.78
0.4 - 10
1166.8

Электроэнергетика Астраханской области представлена организациями частной формы собственности с различной долей на рынке (в процентах от общей выработки):
организации, вырабатывающие электрическую энергию:
- ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" - 3451.3 млн кВт x час (99.1%);
- ОАО "ТЭЦ-Северная" - 37.3 млн кВт x час (0.9%);
распределительные сетевые компании - транспортировщики:
- филиал ОАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" - 97%;
- прочие - 3%;
энергосбытовые компании:
- ОАО "Астраханская энергосбытовая компания" - гарантирующий поставщик, потребителями которого являются город Астрахань и муниципальные образования Астраханской области (71.46% от общего объема потребления электрической энергии);
- ОАО "Межрегионэнергосбыт", потребителем которого является ООО "Газпром добыча Астрахань" (24.44% от общего объема потребления электрической энергии);
- филиал "Южный" ОАО "Оборонэнергосбыт" - гарантирующий поставщик, потребители: войсковые части Ахтубинского района (1.69% от общего объема потребления электрической энергии);
- ООО "Русэнергосбыт" - гарантирующий поставщик, потребитель - ОАО "РЖД" (0.92% от общего объема потребления электрической энергии);
- ООО "Гарант энерго" - потребители: юридические лица (1.16% от общего объема потребления электрической энергии);
- ОАО "Мосгорэнерго", потребителем которого является ООО "Метро Кэш энд Керри" (0.11% от общего объема потребления электрической энергии);
- ООО "МагнитЭнерго", потребителем которого является ЗАО "Тандер" (0.06% от общего объема потребления электрической энергии).

2.2. Анализ существующего баланса мощности и электроэнергии
энергосистемы Астраханской области.

Максимум потребления мощности по территории энергосистемы Астраханской области в 2014 году зафиксирован 30 января 2014 года в 19:00 при t= - 20.9°С и составил 806 МВт, что выше на 7.32% максимума 2013 года (751 МВт), зафиксированного 16 января 2013 года в 10:00 при t= - 12.4°С. Указанное снижение связано с температурным фактором.
На час максимума потребления мощности по территории энергосистемы Астраханской области в 2014 году нагрузка электростанций энергосистемы составила суммарно по ТЭС - 619 МВт, в том числе Астраханская ГРЭС - 121 МВт, Астраханская ТЭЦ-2 - 267 МВт, Астраханская ПГУ-235 - 228 МВт, ТЭЦ-Северная - 3 МВт. Принято из энергосистемы Волгоградской области 228 МВт, передано в другие энергосистемы всего 41 МВт, в том числе:
- "АкжайыкЭнерго"- 3 МВт;
- "Атырауэнерго" - 6 МВт;
- "Калмэнерго" - 32 МВт.
Потребление:
- ОАО "Астраханская энергосбытовая компания" - 644 МВт;
- ОАО "Межрегионэнергосбыт" (Астраханский газоперерабатывающий завод) - 100 МВт;
- ООО "Русэнергосбыт" ОАО "Российские железные дороги" - 4 МВт;
- ОАО "Оборонэнергосбыт" - 4 МВт;
- ООО "ГАРАНТЭНЕРГО" - 5 МВт;
- собственные нужды ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"- 46 МВт;
- потери ЕНЭС (ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "Россети")- 2 МВт.

Анализ максимумов потребления мощности за 2013 и 2014 годы



Максимум мощности в 2014 году 806 МВт зафиксирован 30 января в 19:00 при температуре (далее - t) -20.9°С, что на 7.3% выше максимального потребления 2013 года, зафиксированного 16 января в 10:00 при t = -12.4°С.

2.3. Баланс мощности по территории энергосистемы Астраханской области за 2010 - 2014 годы (МВт).

Показатель
2010
2011
2012
2013
2014
Электростанции
Установленная мощность
всего
504
504
521
521
754
Астраханская ТЭЦ-2
380
380
380
380
380
Астраханская ГРЭС
100
100
117
117
117
Астраханская ПГУ-235
(первая очередь)
0
0
0
0
116
Астраханская ПГУ-235
(вторая очередь)
0
0
0
0
117
Блок-станция ТЭЦ-Северная
24
24
24
24
24
Ограничения мощности всего
15
15
16
21
29
Астраханская ТЭЦ-2
0
0
0
0
8
Астраханская ГРЭС
0
0
0
0
0
Блок-станция ТЭЦ-Северная
15
15
16
21
21
Располагаемая мощность всего
489
489
505
500
725
Астраханская ТЭЦ-2
380
380
380
380
372
Астраханская ГРЭС
100
100
117
117
117
Астраханская ПГУ-235
(первая очередь)
0
0
0
0
116
Астраханская ПГУ-235
(вторая очередь)
0
0
0
0
117
Блок-станция ТЭЦ-Северная
9
9
8
3
3
Нагрузка всего
465
436
390
494
619
Астраханская ТЭЦ-2
381
327
265
375
267
Астраханская ГРЭС
75
100
117
116
121
Астраханская ПГУ-235
(первая очередь)
0
0
0
0
112
Астраханская ПГУ-235
(вторая очередь)
0
0
0
0
116
Блок-станция ТЭЦ Северная
9
9
8
3
3
Потребление мощности
По территории энергетической системы, включая потери ЕНЭС (зимний максимум)
704
741
806
751
806
(рост %)
-3.2
5.3
8.8
-6.8
7.3
Сальдо переток
По территории энергосистемы Астраханской области
239
305
416
257
187

2.4. Баланс электрической энергии по территории
энергосистемы Астраханской области
за 2010 - 2014 годы (млн кВт x ч)

Показатель
2010
2011
2012
2013
2014
Выработка
Всего по энергосистеме Астраханской области
2601.6
2612.7
3023.2
3462.6
4209.1
Астраханская ТЭЦ-2
2135.1
2029.9
2142.8
1954.8
1723.4
Астраханская ГРЭС
429.2
546.0
858.3
860.4
833.2
ПГУ-235



636.1
1647.4
Блок-станция ТЭЦ-Северная
37.3
36.8
22.2
11.3
5.1
Электропотребление
По территории энергосистемы Астраханской области
4202.8
4285.5
4321.6
4213.7
4376.5

(рост %)
5.4
1.97
0.84
-2.49
3.86

2.5. Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы
Астраханской области и крупных узлов нагрузки
за последние 5 лет (МВт)


2010
2011
2012
2013
2014
Зимний период
704
741
806
751
806
рост, %
-3.2
5.3
8.8
-6.8
7.3
Летний период
644
673
667
607
646
рост, %
13
4.5
-0.9
-9.0
6.4

2.6. Потребление электроэнергии и мощности крупного
потребителя энергосистемы Астраханской
области - Астраханского газоперерабатывающего завода


2010
2011
2012
2013
2014
Электропотребление, млн кВт x ч
818.453
826.473
827.233
785.827
766.490
рост, %
-2.13
0.98
0.09
-5.01
-2.5
Собственный максимум потребляемой мощности, МВт
119
117
116
116
113
рост, %
21.4
-1.68
-0.85
0.0
2.6

2.7. Потребление электроэнергии прочих крупных потребителей
энергосистемы Астраханской области (млн кВт час)

N
Наименование предприятия
Вид деятельности
2010
2011
2012
2013
2014
1.
ЗАО "Каспийский Трубопроводный Консорциум-Р"
Транспортирование по трубопроводам нефти
47.5
47.4
46.9
47.5
50.8
2.
МУП г. Астрахани "Астрводоканал"
Распределение воды
62.1
57.2
56.6
52.8
52.6
3.
ООО "Газпром бурение"
Разведочное бурение
10.8
7.8
4.8
6.6
5.7
4.
МКП г. Астрахани "Горсвет"
Предоставление прочих услуг
20.4
18.6
18.3
17.7
19.6
5.
ОАО "Астраханское Судостроительное Производственное Объединение"
Строительство судов
16.4
13
13
6.3
1.6
6.
ОАО "ССЗ "Красные Баррикады"
Строительство судов
8.9
8.4
9.3
10.0
8.2
7.
ОАО "Желдорреммаш"
Предоставление услуг по ремонту, техническому обслуживанию и переделке железнодорожных локомотивов, трамвайных и прочих моторных вагонов
10.5
11.8
12.1
11.8
11.4

2.8. Структура потребления электроэнергии энергосистемы Астраханской области в 2014 году.



2.9. Потребление электрической энергии основными группами
потребителей Астраханской области (млн кВт x ч)

Наименование
2010
2011
2012
2013
2014
Промышленное производство
204,2
213,2
196,8
182,6
253,5
в том числе:





Добыча сырой нефти и природного газа, предоставление услуг в этих областях
37.5
37.8
35.6
35.2
37.3
Добыча прочих полезных ископаемых
17.5
19
19.4
17.5
19.2
Производство пищевых продуктов, включая напитки
23.1
34.7
30.9
26.5
26.6
Текстильное производство
1.2
1.1
1.2
1.2
1.2
Производство одежды, выделка и крашение меха
2.2
2.4
2.0
1.8
2.0
Производство кожи, изделий из кожи и производство обуви
3.2
3.2
3.3
8.5
8.3
Обработка древесины и производство изделий из дерева и пробки, кроме мебели
2.0
2
2.1
1.1
1.8
Химическое производство
2.1
2.5
1.2
0.7
0.7
Производство резиновых и пластмассовых изделий
10.3
11
9.7
9.8
10.3
Производство готовых металлических изделий
2.2
2.7
2.4
2.5
2.6
Производство машин и оборудования
2.0
1.6
1.9
2.5
2.6
Производство судов, летательных и космических аппаратов и прочих транспортных средств
62.2
62.1
65.8
58.8
54.5
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды
94.8
94.8
91.3
139.3
139.9
Строительство
54.8
65.4
62.6
69.7
60.3
Транспорт и связь
114.8
119.1
119.9
120.3
116.2
Сельское хозяйство
114.4
129.8
107.2
90.9
101.1
Сфера услуг
98.4
105.2
104.3
116.4
147.9
Бытовое потребление (жилищно-коммунальный сектор)
806.6
698.7
863.6
741.7
881.6
Потери в электрических сетях
902.1
915.2
835.2
902.5
858.3
Собственные нужды электростанции





Другие виды экономической деятельности
661.8
632.4
640.8
563.2
522.2
ВСЕГО
3094.5
2973.8
3021.66
2926.6
3081.0

2.10. Структура генерирующего оборудования электростанций
по состоянию на 01.01.2015

N
Наименование электростанций
Собственник
Установленная электрическая мощность, МВт
Тепловая мощность, Гкал/час
1
Астраханская ТЭЦ-2 (ТЭС)
ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"
380
910
2
Астраханская ПГУ-110 (ТЭС)
117
0
3
Астраханская ПГУ-235 (ТЭС)
235
131.8
4
ТЭЦ-Северная (блок-станция)
ОАО "ТЭЦ-Северная"
12
98

ИТОГО:

744
1139.8

2.10.1. Состав оборудования существующих электростанций
ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"

№ п/п
Наименование электростанции
Тип (марка)
Мощность
Год ввода
Срок службы, лет
норма
факт
1
Астраханская ГРЭС
1.1

Турбины






LM6000 PF Sprint
47
2011
12
4


LM6000 PF Sprint
47
2011
12
4


К-23
23
2011
40
4
1.2

Генераторы






BDAX-290ERJT
48,5
2011
25
4


BDAX-290ERJT
48,5
2011
25
4


ТТК-25-2У3-П
25
2011
25
4
1.3

Трансформаторы






ТДТН-63000/110 - У1
63
2011
25
4


ТДТН-63000/110 - У2
63
2011
25
4


ТДТН-40000/110 - У1
40
2011
25
4
2.
Астраханская ТЭЦ-2
2.1

Турбины






ПТ-80/100-130/13
80
1985
25 <*>
29


ПТ-80/100-130/13
80
1985
25 <*>
29


Т-110/120-130-5
110
1988
25 <*>
26


Т-110/120-130-5
110
1991
25 <*>
23
2.2

Генераторы






ТВФ-120-2УЗ
100
1985
25
29


ТВФ-110-2ЕУЗ
110
1985
30
29


ТВФ-110-2ЕУЗ
110
1988
30
26


ТВФ-110-2ЕУЗ
110
1991
30
23
2.3

Трансформаторы






ТДЦ-125000/110-70-У1
125
1985
25
29


ТДЦ-125000/110-70-У1
125
1985
25
29


ТДЦ-125000/110-70-У1
125
1988
25
26


ТДЦ-125000/110-70-У1
125
1991
25
23







3
Астраханская ПГУ-235
3.1

Турбины






LM6000 PF DF Sprint
49,0
2013

1


LM6000 PF DF Sprint
48,0
2013

1


Т-20/23-4,5/0,18
20,0
2013

1


LM6000 PF DF Sprint
49,0
2013

1


LM6000 PF DF Sprint
49,0
2013

1


Т-20/23-4,5/0,18
20,0
2013

1
3.2

Генераторы






BDAX-290ERJT
50
2013

1


BDAX-290ERJT
50
2013

1


ТТК-25-2У3-П
25
2013

1


BDAX-290ERJT
50
2013

1


BDAX-290ERJT
50
2013

1


ТТК-25-2У3-П
25
2013

1
3.3

Трансформаторы






ТДТН-63000/110 - У1
63
2013

1


ТДТН-63000/110 - У2
63
2013

1


ТДТН-40000/110 - У1
40
2013

1


ТДТН-63000/110 - У1
63
2013

1


ТДТН-63000/110 - У2
63
2013

1


ТДТН-40000/110 - У1
40
2013

1

2.10.2. Состав генерирующего оборудования ОАО "ТЭЦ-Северная"

Тип котлоагрегата
Станц. номер
Паропроизводительность, т/ч
Завод-изготовитель
Год ввода в эксплуатацию
Структура сжигаемого топлива
Давление перегретого пара, кгс/кв. см
Температура перегретого пара, °С
% износа
БКЗ-75-39-ГМ
1
75/80
Барнаульский котельный завод
1961
газ-мазут
39
440
100%
БКЗ-75-39-ГМ
2
75/80
Барнаульский котельный завод
1962
газ-мазут
39
440
100%
БКЗ-75-39-ГМ
3
75/80
Барнаульский котельный завод
1963
газ-мазут
39
440
100% (в резерве)
RIMMAX 8000
1
6.878
Завод по производству теплоэнергетического оборудования ООО "Теплостройпроект-С"
2012
Газ/дизельное топливо
6
115
15%
RIM MAX 8000
2
6.878
2012
Газ/дизельное топливо
6
115
15%
RIM MAX 8000
3
6.878
2012
Газ/дизельное топливо
6
115
15%
RIM MAX 8000
4
6.878
2012
Газ/дизельное топливо
6
115
15%
RIM MAX 8000
5
6.878
2012
Газ/дизельное топливо
6
115
15%
RIM MAX 8000
6
6.878
2012
Газ/дизельное топливо
6
115
15%

Паровые турбины:

Тип турбоагрегата
Станц. номер
Установленная эл. мощность, МВт
Завод-изготовитель турбин
Год ввода в эксплуатацию
Номинальная нагрузка регулируемых отборов пара, Гкал/ч, т/ч
Давление перегретого пара, кгс/кв. см
Температура перегретого пара, °С
П-отб
Т-отб
Паровая турбина ПР-6-35/10/1.2 м
1
6
Калужский турбинный завод
1988
32.5 Гкал/ч, 50 т/ч
-
35
435
Паровая турбина ПР-6-35/15/5
2
6
Калужский турбинный завод
1963
32.5 Гкал/ч, 50 т/ч
-
35
435

Электрические генераторы:

Тип
Станц. номер
Установленная мощность, МВт
Завод-изготовитель
Год ввода в эксплуатацию
% износа
Т-2-6-2
1
6
Завод "Электросила" им. С.М. Кирова
1962
износ 100%
Т-2-6-2
2
6
Лысьвенский турбогенераторный завод
1963

Газопоршневые установки:

Тип
Станц номер
Завод-изготовитель
Год ввода в эксплуатацию
Напряжение, В
Номинальная эл. мощность, кВт
Номинальная тепловая мощность, кВт
JMC 612GS-N.LC
1
GEJenbacher
2014
6000
2004
1833
JMC 612GS-N.LC
2
GEJenbacher
2014
6000
2004
1833
JMC 612GS-N.LC
3
GEJenbacher
2014
6000
2004
1833
JMC 612GS-N.LC
4
GEJenbacher
2014
6000
2004
1833

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

ОАО "ТЭЦ-Северная"

Показатели работы
2010
2011
2012
2013
2014
Выработка электрической энергии, млн кВт x ч
37.3
36.8
23.252
11.34
5.123
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
104.90
123.899
92.967
110.894
120.701

ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"

Выработка электрической энергии, млн кВт x ч
ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"
всего
ТЭЦ-2
ГРЭС
ПГУ-110
ПГУ-235
2010
2564.323
2135.135
429.188
0.000
0
2011
2575.903
2029.880
193.851
352.173
0
2012
3001.058
2142.767
0
858.290
0
2013
4213.7
1954.8
0
860.4
636.1
2014
4204.009
1723.386
0
833.204
1647.419

3. Основные характеристики электросетевого хозяйства

3.1. Структура электросетевого комплекса филиала
ОАО "ФСК ЕЭС" Волго-Донское ПМЭС

Воздушные линии всего, км
1960.86
в том числе:
- напряжением 220 кВ (в габаритах 500 кВ)
338.53

- напряжением 220 кВ
1495.83

- напряжением 110 кВ
126.8

Подстанции всего, ед.
11
в том числе:
- напряжением 500 кВ
1

- напряжением 220 кВ
8

- напряжением 110 кВ
2

Оборудование подстанций:
ед.
МВА
- силовые трансформаторы (автотрансформаторы)
28
1929.1
в том числе:
- напряжением 500 кВ,
3
501

- напряжением 220 кВ
14
1254

- напряжением 110 кВ
11
174.1
- шунтирующие реакторы
1
180
в том числе:
- напряжением 500 кВ
1
180




- батареи статических конденсаторов
3
105.8

- напряжением 110 кВ
3
52

- напряжением 6 кВ
2
5.8

Линии электропередачи:

N
Наименование ЛЭП
Напряжение, кВ
Протяженность обслуживаемого участка по трассе, км
% износа
1.
ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр № 1
220
100.52
54
2.
ВЛ 220 кВ Черный Яр - Астрахань
220
238.01
54
3.
ВЛ 220 кВ Нефтепровод - Астрахань
220
55.18
66
4.
ВЛ 220 кВ Астрахань - Рассвет
220
0.83
54
5.
ВЛ 220 кВ Астрахань - Баррикадная I, II цепь
220
54.55
58
6.
ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка № 1
220
62.85
90
7.
ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка № 2
220
54.07
62
8.
ВЛ 220 кВ Владимировка - Газовая
220
234.62
48
9.
ВЛ 220 кВ Астрахань - Газовая
220
65.02
86
10.
ВЛ 220 кВ Астрахань - Лиман
220
136.99
40
11.
ВЛ 220 кВ Черный Яр - Нефтепровод
220
184.61
78
12.
ВЛ 220 кВ Астраханская ПГУ-235 - Астрахань
220
30.04
0
13.
ВЛ 220 кВ Астраханская ПГУ-235 - Рассвет
220
30.3
0
14.
ВЛ 220 кВ Тяговая-1 - Харабали
220
100.64
86
15.
ВЛ 220 кВ Тяговая-1 - Рассвет
220
62.91
58
16.
ВЛ 220 кВ Харабали - Владимировка
220
132.93
88
17.
ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр № 2
220
94.28
80
18.
ВЛ 220 кВ Черный Яр - Большой Царын-1 I, II цепь
220
54.55
64
19.
ВЛ 110 кВ Бузанская - Чертомбай с отпайкой на ПС ГНСВ (ВЛ № 441)
110
41.86
75
20.
ВЛ 110 кВ Бузанская - ГНСВ (ВЛ № 443)
110
30.76
54
21.
ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Сайхин (ВЛ № 756)
110
15.38
62
22.
ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Суюндук (ВЛ № 757)
110
38.93
74
23.





Всего по ВЛ

1928.93
60.5

В том числе
ВЛ 500 кВ
338.53
54


ВЛ 220 кВ
1463.47
59.87


ВЛ 110 кВ
126.93
66.2

Подстанции:

N
Наименование подстанции
Напряжение, кВ
Установленная мощность, МВА
% износа
1
ПС 500 кВ Астрахань
500/220/10
503.5
80
2
ПС 220 кВ Баррикадная
220/110/35/10/6
291
93
3
ПС 220 кВ Владимировка
220/110/35/6
146
98
4
ПС 220 кВ Газовая
220/110/10
250
4
5
ПС 220 кВ Лиман
220/110/35/10
104
85
6
ПС 220 кВ Нефтепровод
220/110/10
126
80
7
ПС 220 кВ Рассвет
220/110/10
250
94
8
ПС 220 кВ Харабали
220/110/10
95
81
9
ПС 220 кВ Черный Яр
220/110/10
126
81
10
ПС 110 кВ Бузанская
110/10
12.6
86
11
ПС 110 кВ Верхний Баскунчак
110/35/10
25
87

Всего

1929.1
79

В том числе
ПС 500 кВ(1 ед.)
503.5
80


ПС 220 кВ (8 ед.)
1388
77


ПС 110 кВ (2 ед.)
37.6
86.5

3.2. Структура электросетевого комплекса филиала
ОАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго"

Подстанции:

№ п/п
Наименование подстанций
Год ввода в эксплуатацию
Напряжение трансформаторов, кВ
Количество трансформаторов
Мощность силовых трансформаторов, МВА
% износа
1
ЦРП
1971
110/35/10
2
2x25.0
34.56
2
Восточная
1974
110/6
2
15.0+16.0
22.10
3
Южная
1983
110/10-6
2
2x25.0
62.60
4
Трикотажная
1974
110/35/6
2
2x40.0
20.72
5
Городская
1988
110/10-6
2
2x25.0
97.65
6
Судостроительная
1976
110/6
2
2x25.0
42.80
7
Первомайская
1983
110/35/6
2
2x16.0
64.44
8
Северная
1993
110/10-6
2
2x40.0
82.65
9
Кирикили
1985
110/10
2
2x16.0
11.14
10
Лесная
1965
110/35/6
2
2x15.0
40.50
11
Стройиндустрия
1969
110/35/10
2
2x16.0
40.30
12
Окрасочная
1974
110/6
2
2x10.0
48.24
13
Резиновая
1978
110/10-6
2
2x40.0
33.75
14
Лесная-Новая
1987
110/35/6
1
40.0
95.68
15
Вододелитель
1972
110/6
2
2x10.0
100
16
Джакуевка
1988
110/10
1
6.3
93.16
17
Промстройматериалы
1988
110/10
2
2x16.0
74.63
18
Икряное
1981
110/10
2
2x10.0
100
19
Маячное
1969
110/10
1
6.3
100
20
Трудфронт
1968
110/35/ 10
1
5.6
100
110/10
1
6.3
21
Оранжерейная
1965
110/10
2
6.3+10.0
40.30
22
Мумра
1983
110/35/10
1
6.3
58.33
23
Житное
1993
110/10
1
6.3
75.74
24
Озерная
1998
110/10
2
2x6.3
0
25
Яндыки
1965
110/35 10
2
7.5+6.3
100
26
Оля
1967
110/10
2
2x6.3
100
27
Камышово
1989
110/35/10
1
6.3
100
28
Зензели
1990
110/35/10
2
2x6.3
25.25
29
Фунтово
1974
110/10
2
2x16.0
39.53
30
Евпраксино
1971
110/35/10
2
2x6.3
100
31
Водозабор
1989
110/6
2
2x2.5
100
32
ВОС
1989
110/6
2
2x6.3
100
33
Растопуловка
1996
110/10
1
16.0
50.0
34
Николо-Комаровка
1968
110/35/ 10
1
6.3
100
110/10
1
6.3
35
Чапаевская
1973
110/35/6
1
6.3
100
36
Табола
1978
110/10
2
6.3+10.0
100
37
Чаганская
1985
110/10
2
2x6.3
89.01
38
Раздор
1981
110/35/10
2
2x10.0
100
39
Камызяк
1986
110/10
1
6.3
100
40
Увары
1987
110/10
1
16.0
100
41
Новинская
1986
110/10
2
2x6.3
100
42
Тузуклей
1992
110/35/10
1
10.0
81.0
43
Коммунар
1970
110/6
1
10.0
100
44
Красный Яр
1977
110/35/10
2
2x10.0
100
45
Дружба
1978
110/10
1
6.3
100
46
Урусовка
1973
110/10
1
6.3
100
47
Сеитовка
1979
110/10
2
2x6.3
100
48
Ахтубинская
1984
110/35/10
2
2x16.0
100
49
Аксарайская
1984
110/10
2
2x16.0
20.08
50
Володаровка
1968
110/35/10
2
2х16.0
53.74
51
Сасыколи
1976
110/35/10
1
16
100
52
Тамбовка
1980
110/35/10
1
10
100
53
Вольное
1976
110/10
2
2x6.3
100
54
Ашулук
1984
110/10
1
6.3
100
55
Хошеутово
1986
110/35/10
1
10.0
100
56
Удачное
1989
110/10
1
10.0
100
57
Кочевая
1983
110/6
1
10.0
100
58
Водозабор-1
1983
110/6
1
6.3
100
59
Ахтуба
1983
110/6
1
10.0
47.09
60
Рождественка
1969
110/10
2
2x6.3
100
61
Батаевка
1986
110/10
1
6.3
100
62
Джелга
1980
110/6
2
2x6.3
100
63
Пироговка
1972
110/10
2
6.3+10.0
90.5
64
Покровка
1974
110/6
2
2x10.0
100
65
Пологое Займище
1973
110/6
2
2x6.3
100
66
Советская
1983
110/35/10
2
2x6.3
61.64
67
Горбаневка-2
1983
110/35/10
2
10.0+6.3
100
68
Капустин Яр
1958
110/35/10
2
2x25.0
57.55
69
Старица
1963
110/10
1
2.5
100
70
Вязовка
1972
110/10
1
2.5
100
71
Степная
1980
110/6
1
6.3
100
72
Дальняя
1983
110/35/6
1
10.0
100
73
Ступино
1968
110/6
1
6.3
100
74
Соленое Займище
1988
110/10
1
6.3
100
75
Старица 2
1991
110/10
1
6.3
95.29
76
Солодники
1969
110/10
1
2.5
62.50
77
Черный Яр-2
1979
110/10
2
2x6.3
100
78
Горная
1981
110/6
1
16.0
25.0
79
Ушаковка
1971
110/6
2
2x10.0
100
80
Ватажная
1979
110/35/6
1
16.0
100
81
Ленино
1979
110/10
1
2.5
100
82
Ветлянка
1972
110/6
1
6.3
100
83
Косика
1972
110/10
1
10.0
100
84
Солнечная
1988
110/6
1
10.0
100
85
Береговая
1976
110/10
2
2.5+6.3
100
86
Енотаевка
1973
110/10
2
2x10.0
46.29
87
Никольская
1966
110/35/10
1
6.3
100
110/10
1
6.3
88
Сероглазовка
1982
110/10
1
6.3
100
89
Царевская
2007
110/10/6
2
2x40.0
33.14
90
Юбилейная
2010
110/10
2
2x40.0
29.75
91
Кировская
1973
35/6
2
2x10.0
25.00
92
Стекловолокно
1967
35/6
2
2x15.0
96.00
93
Прогресс
1987
35/6
2
2x16.0
56.93
94
Кубанская
1980
35/6
1
2.5
49.39
95
ЖБК
1972
35/6
2
10.0+6.3
29.13
96
Котельная
1991
35/10
1
4.0
92.05
97
Царевская-2
1973
35/6
1
4.0
56.54
98
Временная
2008
35/6
1
10.0
31.25
99
Трусовская
1957
35/6
2
12.5+20.0
24.52
100
Октябрьская
1964
35/6
2
2x6.3
100
101
Интернациональная
1974
35/6
2
5.6+4.0
100
102
Нефтебаза
1977
35/6
2
2x6.3
34.18
103
Линейная
1970
35/10
1
4.0
100
104
Николаевка
1986
35/10
1
4.0
81.60
105
Прикаспийская
1980
110/35/10
1
6.3
100
106
Травино
1999
35/10
2
2x4.0
27.83
107
НС-5
1974
35/6
1
2.5
100
108
Калиновка
1971
35/10
1
4.0
46.82
109
Караванное
1987
35/10
2
2x4.0
100
110
Михайловка
1989
35/10
1
4.0
100
111
Бударино
1992
35/10
1
4.0
100
112
Бараний Бугор
1974
35/6
1
2.5
41.12
113
Бирюковка
1974
35/10
2
4.0+2.5
100
114
Началово
1962
35/6
1
6.3
100
110/35/6
1
7.5
115
Киреты
1985
35/6
1
2.5
100
116
Тумак
1973
35/10
2
4.0+2.5
100
117
Марфино
1983
35/10
2
2.5+4.0
100
118
Мултаново
1978
35/10
1
4.0
100
119
Зеленга
1986
35/10
1
4.0
100
120
Тишково
1970
35/10
2
4.0+1.6
100
121
Новинка
1990
35/10
1
4.0
29.7
122
Яблонька
1973
35/6
1
4.0
100
123
Послеспадовая
1978
35/6
1
6.3
3.53
124
Гремучая
1981
35/6
1
2.5
100
125
Присельская
1978
35/10-6
2
2x6.3
100
126
ХВТ
1978
35/10-6
1
6.3
100
127
Михайловка-1
1987
35/6
1
4.0
100
128
Заволжская
1978
35/10
1
6.3
100
129
Грачевская
1980
35/6
1
10
100
130
Песчаная
1980
35/6
1
4.0
100
131
Капитанская
1987
35/10
1
4.0
100
132
Бассоль
1962
35/6
1
5.6
100
133
Горбаневка
1958
35/10
1
3.2
100
134
Грачи
1979
35/6
1
4.0
100
135
Садовая
1979
35/10
1
4.0
100
136
Черноземельский тракт
1983
трансформатор демонтирован




Основные характеристики линий электропередачи филиала
ОАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго" напряжением 35 - 110 кВ

№ п/п
Наименование линий электропередачи
Год ввода в эксплуатацию
Количество цепей
Длина
В том числе на опорах
% износа
по трассе в км
деревянных
металлических
железобетонных
1
2
3
4
5
6
7
8
9

ВЛ 220/110 кВ







1
№ 453 (ТЭЦ-2-ГПП-1)
1983
1
62.800

13.180
49.620
23.62
2
№ 456 (ТЭЦ-2 - Газовая)
1986
1
50.900

9.330
41.570
22.88
2
11.300

4.200
7.100
2
3.700

0.600
3.100
3
№ 457 (Газовая - ГПП-1)
1986
1
1.810

0.560
1.250
22.82
4
№ 133, 134 участок ЦРП - Яксатово
2003
2
21.700

10.250
11.450
77.88

ВЛ 110 кВ







5
№ 455 (ТЭЦ-2 - Кирикили) с отпайкой ВЧ-отбор
1985
1
15.600

3.220
12.380
23.62
2
6.760

3.480
3.280
6
№ 454 (Кирикили - Газовая) с отпайками ПХ, ВЧ-отбор
1985
1
38.590

5.370
33.220
23.62
2
18.610

4.590
14.020
7
№ 417 (Аксарайская - Ахтубинская)
1978
1
10.750

0.670
10.080
31.27
2
0.190

0.130
0.060
8
№ 418 (Сеитовка - Аксарайская)
1978
1
10.770

1.800
8.970
31.39
2
6.400

1.880
4.520
9
№ 419 (Сеитовка - Бузанская)
1979
1
15.440

2.900
12.540
29.89
2
6.210

1.960
4.250
10
№ 420 (Бузанская - Урусовка)
1969
1
18.250

3.550
14.700
53.64
2
0.450

0.450
0.000
11
Отпайка Растопуловка от ВЛ № 420
1998
1
15.230

1.680
13.550
16.56
12
Растопуловка (Растопуловка - Бузанская)
1985
1
10.000

1.530
8.470
19.47
2
5.265

0.250
5.015
13
№ 437 (Бузанская - Володаровка)
1975
1
44.960

1.510
43.450
36.32
2
2.230

0.900
1.330
14
Отпайка Красный Яр, Дружба от ВЛ № 437
1975
1
13.960

2.570
11.390
32.93
2
0.240

0.240
0.000
15
№ 436 (Первомайская - Володаровка) с отпайкой Кирикили
1966
1
31.530

2.840
28.690
34.47
2
3.600

0.830
2.770
16
Отпайка Красный Яр, Дружба от ВЛ № 436
1966
1
14.640

2.470
12.170
64.29
2
0.240

0.240
0.000
17
№ 461 (Кирикили - Водозабор) с отпайкой ВОС
1983
1
8.848

0.540
8.308
21.32
2
6.950

1.900
5.050
18
№ 462 (Кирикили - Водозабор) с отпайкой ВОС
1983
1
8.807

0.910
7.897
21.37
2
6.737

2.140
4.597
19
№ 458 (Кирикили - Тяговая-2)
1983
1
0.367

0.367
0.000
22.07
2
11.993

3.523
8.470
20
№ 459 (Кирикили - Тяговая-2)
1983
1
0.180

0.000
0.180
22.07
2
12.190

4.300
7.890
21
№ 409 (Удачное - Сасыколи)
1970
1
25.860

0.870
24.990
46.29
2
16.350

1.590
14.760
22
№ 410 (Сасыколи - Харабали)
1975
1
29.680

1.140
28.540
32.79
2
16.350

1.590
14.760
23
№ 411 (Харабали - Тамбовка)
1979
1
22.460

0.340
22.120
29.89
2
7.760

1.100
6.660
24
№ 412 (Тамбовка - Вольное)
1975
1
24.340

0.000
24.340
36.33
2
12.690

2.240
10.450
25
№ 413 (Вольное - Хошеутово)
1985
1
20.810

0.000
20.810
23.62
2
7.050

1.800
5.250
26
№ 414 (Хошеутово - Ахтубинская)
1973
1
23.990

1.330
22.660
40.91
2
2.120

0.670
1.450
27
№ 470 (Харабали - Ашулук)
1978
1
58.300

2.800
55.500
31.27
28
Отпайка Котельная от ВЛ Первомайская (110/35 кВ)
1978
1
0.600


0.600
31.27
29
Заволжская (Хошеутово - Заволжская) 110/35 кВ
1992
2
20.330

1.330
19.000
19.01
30
Городок-1 (ПС Растопуловка - РП Растопуловка) 110/10 кВ
1998
2
5.500

1.500
4.000
16.56
31
Городок-2 (ПС Растопуловка - РП Растопуловка) 110/10 кВ
1998
2
5.500

1.500
4.000
16.56
32
№ 127, 128 с отпайками (Оранжерейная - Яндыки - Лиман - Оля)
1960, 1965
2
53.860

7.785
46.075
77.88
33
№ 125, 126 (Баррикадная - Оранжерейная)
1960, 1965
2
58.200

9.145
49.055
77.88
34
№ 135 (ГРЭС-Первомайская)
1983
1
2.560

1.213
1.347
21.66
35
№ 121 с отпайками (Рассвет - Стройиндустрия - АЗРО)
1961
1
21.840

3.718
18.122
100
36
Увары 1,2 (Камызяк - Увары)
1988
2
12.050

3.250
8.800
27.36
37
Отпайка Промстройматериалы
1988
2
1.200

0.686
0.514
21.32
38
№ 129 (Окрасочная - Лесная)
1988
1
9.160

3.898
5.262
34.62
39
№ 130 (Окрасочная - Баррикадная)
1979
1
17.590

1.099
16.491
20.452
40
№ 133, 134 с отпайками (ЦРП - Баррикадная - Табола - Камызяк - Чаганская - Маячное - Трудфронт - Мумра - Житное)
1965,
1960,
1978,
1978,
1978,
1975,
1975,
1975,
1994
1
32.840

7.580
25.260
77.88
2
95.110

14.877
80.233
41
№ 151, 152
с отпайками
(ЦРП - Камызяк - Раздор - Евпраксино - Тузуклей - Фунтово)
1970
1
103.850

15.160
88.690
49.390
2
13.800

3.665
10.135
42
№ 137, 138 (Озерная - Камышово - Баррикадная)
1984
1
59.340

1.530
57.810
24.40
43
Зензели 1, 2 (Лиман - Зензели)
1990
1
49.080

3.780
45.300
20.20
44
Судостроительная 1, 2 с отпайкой (ЦРП - Судостроительная - Южная)
1986
2
12.110

4.560
7.550
23.41
45
Городская 1, 2 (ТЭЦ-2-Городская)
1988
2
2.700

2.400
0.300
16.02
46
№ 131, 132 (ГРЭС - ЦРП - Трикотажная)
1963
2
6.900

4.310
2.590
100
47
№ 136 (Лиман - Камышово)
1980
1
32.840

0.227
32.613
28.52
48
№ 171, 172 (ТЭЦ-2 -ЦРП)
1984
2
1.687

1.054
0.633
24.40
49
№ 123, 124, 170, 173 (Рассвет - Бузанская - АТЭЦ-2-ЦРП)
1970
2
58.360

12.736
45.624
49.39
50
Заводская 1, 2 с отпайками Рассвет-Заводская - Джакуевка - Вододелитель)
1988
2
21.870

3.394
18.476
23.55
51
№ 122 с отпайками (Рассвет - Лесная - Стройиндустрия - АЗРО)
1992
1
20.050

3.310
16.740
19.10
52
Раздор - Чапаево - Новинская (Камызяк - Новинская - Чапаевская)
1989
1
13.970

1.257
12.713
20.77
2
25.350

5.090
20.260
53
№ 101 (ТЭЦ-2 -Царевская) с отпайкой ПС Восточная
2008
1
6.880

4.148
2.732
18.93
54
№ 102 (ПС Городская - ПС Юбилейная)
1992
2
1.645

1.645

18.23
55
№ 103 (ПС Северная - ПС Юбилейная)
1992
1
0.300

0.300

18.23
2
7.150

2.510
4.64
56
Восточная-1 с отпайками Восточная (ПС Городская - ПС Царевская)
1989
2
6.27

2.382
3.888
22.68
57
№ 104 (ПС Северная - ПС Царевская)
1989
2
6.70

2.510
4.190
18.23
58
Николаевка (110/35 кВ) (Октябрьская - Николаевка)
1997
1
17.890

1.460
16.430
15.91
59
Отпайка на ПС Прикаспийская от ВЛ Линейная
1969
1
24.470

2.050
22.420
53.29
60
Нефтебаза 1,2 (110/35 кВ) (Трусовская - Нефтебаза)
1979
2
14.490

4.170
10.320
30.45
61
Отпайка Октябрьская от ВЛ Нефтебаза 1,2 (110/35кВ)
1957
2
1.200

0.685
0.515
100
62
№ 119 с отпайками (Рассвет - Береговая - Вододелитель)
1971
1
41.800

3.321
38.479
41.53
63
№ 742 (Капустин Яр - Советская)
1986
1
34.320


34.320
100
64
№ 297 Колобовка - Капустин Яр
2010
1
9.53

1.53
8.0
96.00
65
№ 741 (Владимировка - Советская)
1982
1
52.140


52.140
100
66
№ 701 (Капустин Яр - Пологое Займище)
1958
1
26.60
26.60


100
67
№ 702 (Пологое Займище - Покровка)
1958
1
18.870
18.87


100
68
№ 703 (Владимировка - Покровка)
1958
1
9.100
9.100


100
69
№ 740 (Владимировка - Баскунчак)
1991
1
12.570

5.420
7.150
19.38
2
30.880


30.880
70
№ 750 (Владимировка - Батаевка)
1981
1
23.630


23.630
27.74
71
№ 704 (Владимировка - Джелга)
1963
1
9.170

5.420
3.750
100
72
№ 755 (Джелга - Рождественка)
1988
1
16.420


16.420
21.20
73
№ 705 (Джелга - Рождественка)
1963
1
22.220
16.69

5.530
100
74
Отпайка к ПС Батаевка от ВЛ № 705
1988
1
0.400


0.400
100
75
№ 707 (Рождественка - Пироговка)
1971
1
43.100


43.100
32.53
76
№ 409 Заход на ПС Удачное
1988
1
6.500


6.500
21.26
77
№ 708 (Пироговка - Удачное)
1972
1
22.290


22.290
46.02
78
Отпайка к ПС Ахтуба от ВЛ № 704
1983
1
1.010


1.010
100
79
Отпайка к ПС Водозабор от ВЛ № 704, 750
1981
2
1.620


1.620
27.37
80
№ 320 (Райгород - Солодники)
1994
1
24.200


24.200
18.37
81
№ 320 Заход на ПС Ушаковка
1994
2
5.700


5.700
18.37
82
№ 721 (Солодники - Старица)
2009
1
55.240

1.71
53.53
41.32
83
Отпайка к ПС Вязовка от ВЛ № 721
2009
1
1.831

0.181
1.65
41.32
84
Отпайка к ПС Ступино от ВЛ № 721
1976
1
5.800


5.800
36.16
85
№ 722 (Старица - Черный Яр)
2003
1
22.400


22.400
100
86
№ 723 (Черный Яр-Никольская)
1965
1
51.000


51.000
44.75
87
Отпайка к ПС Черный Яр от ВЛ № 723
1974
1
4.720


4.720
44.75
88
Отпайка к ПС Черный Яр от ВЛ № 781
1979
1
4.700


4.700
40.30
89
Отпайка к ПС Ватажная от ВЛ № 723
1979
1
1.230


1.230
23.41
90
Отпайка к ПС Ватажная от ВЛ № 781
1988
1
1.100


1.100
71.05
91
Отпайка к ПС Никольская от ВЛ № 781
1979
1
38.100


38.100
44.75
92
Отпайка к ПС Соленое Займище от ВЛ № 723, 781
1986
2
6.200


6.200
23.41
93
№ 780 (Черный Яр - Горная)
1980
2
1.800


1.800
37.85
94
№ 781 (Черный Яр - Дальняя)
1979
1
26.000


26.000
31.15
95
Отпайка к ПС Ветлянка от ВЛ № 724
1974
1
4.760


4.760
40.50
96
№ 725 (Цаган-Аман - Енотаевка)
1970
1
49.870


49.870
49.39
97
№ 727 (Енотаевка - Косика)
1976
1
42.950


42.950
34.32
98
№ 728 (Косика - Ленино)
1976
1
16.740


16.740
29.78
99
№ 729 (Ленино - Сероглазовка)
1981
1
17.070


17.070
43.09
100
№ 730 (Сероглазовка - Нефтепровод)
1981
1
21.200


21.200
43.09
101
№ 731 (Нефтепровод - Береговая)
1971
1
17.030


17.030
31.15
102
Отпайка от ВЛ № 728 к ПС Солнечная
1988
1
0.240


0.240
21.20
103
Отпайка 110 кВ на ПС Горбаневка от ВЛ № 701
1978
1
3.040


3.040
72.32
104
№ 782 (Степная - Дальная)
1980
1
25.300


25.300
31.03
105
№ 104
2011
1
1.909

1.009
0.900
16.64
106
ВЛ-110 кВ ГТУ ТЭЦ- Капустин Яр-1 (портал ПС Капустин Яр-опора № 1;(опора № 10 - портал ГТУ ТЭЦ); (опора № 1 - опора № 10)
2013
1
1.208

0.988
0.220
9.92
107
ВЛ-110 кВ ГТУ ТЭЦ- Капустин Яр-2 (портал ПС Капустин Яр - опора № 1 существующая); (опора № 11 - портал ГТУ ТЭЦ); (опора, № 1 существующая - опора № 2) L = 0.095 км; (опора № 2-опора, № 11) L = 1.077 км
2013
1
1.255

0.8785
0.3765
9.92
108
ВЛ-110 кВ ГТУ ТЭЦ- Советская (опора № 1/существующая опора № 10); (опора № 10- портал ГТУ ТЭЦ)
2013
1
1.167

0.908
0.259
9.92

КЛ-110 кВ







109
№ 102
2011
1
0.432



18.23
110
№ 103а
2011
1
0.79



18.23
111
№ 104
2011
1
0.432



18.23
112
КВЛ 110 кВ № 170 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235-ЦРП) опора 1-опора 41
2013
1
7.343

4.048
3.295
7.75
113
КВЛ 110 кВ № 170 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235-ЦРП) АПГУ-35-опора 1
2013
1
0.451



7.75
114
КВЛ 110 кВ № 466 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235-Бузанская) опора 1-опора 41
2013
1
7.321

3.801
3.520
7.75
115
КВЛ 110 кВ № 466 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235-Бузанская) АПГУ-35-опора 1
2013
1
0.491



7.75
116
КВЛ 110 кВ № 463 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235-Кири-Кили № 1)
2013
1
1.048



7.75
117
КВЛ 110 кВ № 463, 464 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235-Кири-Кили)
2013
2
0.033

0.066

7.75
118
КВЛ 110 кВ № 464 (КВЛ 110 кВ Астраханская ПГУ-235-Кири-Кили № 2)
2013
1
1.0581



7.75

ВЛ-35 кВ







119
Кировская 1,2 с отпайкой (ГРЭС-Кировская-ЖБК)
1963
2
2.51

2.405
0.105
100
120
Бирюковка (Евпраксино - Бирюковка
1981
1
15.36

0.307
15.053
27.36
121
НС-4 с отпайкой (Евпраксино-НС-4-Яблонька)
1974
1
15.9

0.620
15.28
38.21
122
Стекловолокно 1,2 с отпайкой (ГРЭС-Стекловолокно-Прогресс)
1963
2
3.17

2.591
0.579
100
123
Бударино (Лиман - Бударино)
1982
1
21.21

0.34
20.87
25.31
124
Травино (Увары-Травино)
1972
1
7.900

0.600
7.300
43.09
125
Тутинка (Увары - Тутинка)
1990
1
11.300

1.080
10.220
26.30
126
НС-5 (Раздор-НС-5)
1978
1
10.140

0.360
9.780
31.15
127
Калиновка (Коммунар - Травино)
1970
1
18.400

3.100
15.300
46.02
128
Началово 2 (ЦРП - Началово)
1958
1
6.21


6.21
40.50
2
7.52

0.850
6.670

129
Отпайка Интернациональная от Нефтебаза 1,2
1957
2
1.210

1.210

30.45
130
Киреты (Камышово - Киреты)
1982
1
18.070

0.160
17.910
26.82
131
Лесная (Трусовская - Лесная)
1957
1
6.210

3.720
2.490
100
2
4.260

2.560
1.700

132
Караванная (Яндыки-Караванная)
1982
1
26.020

2.580
23.440
26.30
133
Линейная (Баррикадная - Прикаспийская)
1971
1
38.090

1.090
37.00
53.29
134
Николаевка 2 (Баррикадная - Николаевка)
1985
1
34.850

0.150
34.700
23.96
135
Черноземельский тракт (Лиман - Черноземельский тракт) с отпайкой на ПС Караванная
1979
1
35.910

0.718
35.192
30.11
136
Началово 1 (Кировская - Началово)
1958
1
6.590
1.920
0.870
3.800
100
2
0.830

0.096
0.734

137
Центральная 1, 2 с отпайками (ГРЭС - Трикотажная - Царевская)
1989
2
7.620

1.814
5.806
34.62
138
Отпайка на ПС Трикотажная (Городская - Центральная - Царевская)
1989
2
0.480

0.480

46.55
139
Царевская 1,2 с отпайкой (ГРЭС-ЦРП-Царевская)
1989
2
5.940

4.000
1.940
46.55
140
Отпайка на ПС ЦРП (Городская - Центральная - Царевская)
1989
2
2.225

0.580
1.645
46.55
141
Тишково (Евпраксино - Тишково)
1970
1
43.700

1.460
42.240
46.551
142
Марфино (Володаровка - Марфино)
1975
1
25.300

1.360
23.940
36.32
143
Мултаново (Марфино - Мултаново)
1975
1
10.300

0.440
9.860
36.32
144
Тумак (Володаровка - Тумак)
1974
1
22.600

0.290
22.310
38.39
145
Зеленга (Тумак - Зеленга)
1974
1
15.530

0.870
14.660
38.39
146
Отпайка Новинка от ВЛ Тумак
1989
1
0.710


0.710
38.39
147
Присельская (Сасыколи - Присельская)
1975
1
19.650

0.320
19.330
36.49
148
Послеспадовая (Сасыколи - Послеспадовая)
1985
1
0.340


0.340
23.68
2
4.930

1.220
3.710

149
Гремучая (Тамбовка - Гремучая)
1979
2
17.900

4.100
13.800
29.89
150
ХВТ (Сасыколи - ХВТ)
1978
1
19.070

0.930
18.140
31.27
2
4.930

1.220
3.710

151
Михайловка (Сасыколи - Михайловка)
1983
1
25.300

0.350
24.950
22.07
152
Бассоль (Владимировка - Бассоль)
1965
1
4.540
4.540


100
153
Горбаневка (Капустин Яр - Горбаневка)
1965
1
9.800
9.800


100
154
Садовая (Горбаневка - Садовая)
1979
1
19.800


19.800
30.68
155
Грачевская (Ватажная - Грачевская)
1980
1
6.400


6.400
31.15
156
Песчаная (Грачевская-Песчаная)
1980
1
19.120


19.120
28.83
157
Пришибинская
1979
1
12.270


12.270
31.03
158
Ильинка 1,2
2005
2
4.000

0.800
3.200
0

КЛ-35 кВ







159
Спуск 35 кВ на ПС 35/6 кВ Временная
2008
1
0.090



31.25

Износ основных производственных фондов составляет:
- общий износ по оборудованию - 84.4%, в том числе:
- по трансформаторному оборудованию - 89.6%;
- по коммутационным аппаратам -78.8%;
- общий износ по линиям электропередачи - 75.3%, в том числе:
- по ВЛ 35-110 кВ - 72%;
- по ВЛ 0.4-6/10 кВ - 79.8%;
- по КЛ 35-110 кВ - 6.3%;
- по КЛ 0.4-6/10 кВ - 65.6%.

4. Основные внешние электрические связи энергосистемы Астраханской области



Основные внешние электрические связи энергосистемы Астраханской области с другими энергосистемами:
с энергосистемой Волгоградской области:
- ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка № 1 (ВЛ 220 кВ Владимировка-1);
- ВЛ 220 кВ Трубная - Владимировка № 2 (ВЛ 220 кВ Владимировка-2);
- ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр [в габаритах 220 кВ] (ВЛ 220 кВ Черный Яр);
- ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр [в габаритах 500 кВ] (ВЛ 220 кВ Южная - Черный Яр);
- ВЛ 110 кВ Колобовка - Капустин Яр (ВЛ 110 кВ № 297), разомкнутая в нормальном режиме;
- ВЛ 110 кВ Солодники - Райгород-2 с отпайкой на Ушаковка (ВЛ 110кВ № 320), разомкнутая в нормальном режиме;
с энергосистемой Республики Калмыкия:
- ВЛ 220 кВ Черный Яр Большой Царын -1 I цепь;
- ВЛ 220 кВ Черный Яр Большой Царын -1 II цепь;
- ВЛ 110кВ Лиман - Каспийская - 2 (ВЛ 110кВ 139);
- ВЛ 110кВ Лиман - Джильгита (ВЛ 110кВ 140);
- ВЛ 110кВ Никольская - Цаган-Аман с отпайкой на Ветлянка (ВЛ 110кВ 724);
- ВЛ 110кВ Цаган-Аман - Енотаевка (ВЛ 110кВ 725);
- ВЛ 110кВ Дальняя - Ковыльная (ВЛ 110кВ 783);
- ВЛ 110кВ Большой Царын-1 - Солодники с отпайками (ВЛ 110кВ Красносельская), (разомкнутая в нормальном режиме);
с энергосистемами Республики Казахстан:
- ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Сайхин (ВЛ № 756);
- ВЛ 110 кВ Верхний Баскунчак - Суюндук (ВЛ № 757);
- ВЛ 110 кВ Бузанская - Чертомбай с отпайкой на ПС ГНСВ (ВЛ № 441);
- ВЛ 110 кВ Бузанская - ГНСВ (ВЛ № 443).

5. Динамика потребления тепловой энергии и структура отпуска теплоэнергии от электростанций и котельных в Астраханской области

Теплоснабжение потребителей Астраханской области осуществляется от разных источников, как централизованных, так и нецентрализованных.
От централизованных источников в основном снабжаются тепловой энергией потребители г. Астрахани, г. Нариманова, г. Камызяка, г. Харабали, с. Черный Яр, г. Ахтубинска, р.п. Верхний Баскунчак.

5.1. Система теплоснабжения Южного филиала ООО "Газпром энерго".

Система теплоснабжения Южного филиала ООО "Газпром энерго" представляет собой самостоятельную систему, обслуживающую промышленную площадку Астраханского газоконденсатного месторождения. Основной нагрузкой является производство пара для технологических нужд газоперерабатывающего завода, отопление и горячее водоснабжение. Источником теплоснабжения являются две котельные - Узловая и Пусковая, работающие на природном газе. Суммарная установленная тепловая мощность котельных составляет 700 Гкал/час.
Отпуск тепловой энергии потребителям осуществляется от разных источников. Отпуск тепловой энергии в паре и горячей воде для нужд ГПЗ ООО "Газпром добыча Астрахань" осуществляется с коллекторов пусковой котельной. Тепловая энергия для организаций Аксарайского промузла кроме ГПЗ осуществляется с коллекторов Узловой котельной.

Структура отпуска тепловой энергии (по параметрам пара)
от котельных Южного филиала ООО "Газпром энерго" за 2014 год

№ п/п
Наименование источника
Отпуск тепловой энергии в 2014 году, тыс. Гкал
Параметры пара/ вид топлива

Пусковая котельная
1.
Пар высокого давления
1278.170
36 - 39 кг с/кв. см (380 - 420 °С)
2.
Пар низкого давления
46.998
4.5 - 5.06 кгс/кв. см (160-200 °С)

Узловая котельная пар не отпускает

5.2. Основные характеристики теплосетевого хозяйства
филиала ООО "ЛУКОЙЛ-ТТК" в городе Астрахани

Теплоснабжение осуществляется от шести крупных источников тепловой энергии - ТЭЦ-2, котельных "Городская", "Центральная", "Покровская", № 1, и котельной Т-15, принадлежащей МУП г. Астрахани "Коммунэнерго".
На балансе филиала ООО "ЛУКОЙЛ-ТТК" в городе Астрахани (далее - филиал) находятся водяные тепловые сети общей протяженностью 482.1 км (223 км трассы) в однотрубном исчислении, условным диаметром от 32 до 1000 мм, из них надземного исполнения - 332.8 км (151.9 км трассы), канального - 115.5 км (55.0 км трассы), бесканального - 33.8 км (16.0 км трассы). Сети построены в период с 1960 по 2011 год. Нуждаются в замене - 402.4 км (186.3 км трассы), из них ветхих - 213.9 км (99 км трассы).
Суммарная установленная мощность источников теплоснабжения в горячей воде, от которых осуществляется теплоснабжение тепловых сетей филиала, составляет:

Всего
- 1776.6 Гкал/ч
В том числе мощностью:

до 3 Гкал/ч
- 9.2 Гкал/ч (котельные № 2, 3, 5, 17, 21, 22, Т-15);
от 3 до 20 Гкал/ч
- 67.1 Гкал/ч (котельные № 6, 9, 10, 12, 15, 16, 36, 51, 52, 53);
от 20 до 100 Гкал/ч
- 108.6 Гкал/ч (ПГУ-110, котельная № 1, "Покровская);
свыше 100 Гкал/ч
- 1591.7 Гкал/ч (ТЭЦ-2, ПГУ-235, котельные "Центральная", "Городская");
Число теплоисточников:

Всего
- 24;
В том числе мощностью:

до 3 Гкал/ч
- 7;
от 3 до 20 Гкал/ч
- 10;
от 20 до 100 Гкал/ч
- 3;
свыше 100 Гкал/ч
- 4.

Отпуск тепловой энергии от теплоисточников осуществляется в горячей воде.
На теплоисточниках ТЭЦ-2, котельных "Покровская", "Центральная", № 1, 6, 16, 21, 22, 36, 52 установлены коммерческие узлы учета тепловой энергии и теплоносителя.
Существующие мощности котельных "Центральная", "Покровская", "Городская", № 1, 5, 9, 15, 16, 17, Т-15, 36, 51, 52 в основном превышают величину максимальной присоединенной к тепловой сети нагрузки.
В настоящее время все источники теплоснабжения в городе работают локально, каждый - на свою зону. Тепловые сети выполнены по тупиковой схеме, двухтрубными либо четырехтрубными (в одном канале проложены сети отопления и горячего водоснабжения), циркуляционными, подающими одновременно тепловую энергию на отопление, вентиляцию, технологические нужды и горячее водоснабжение.
Система теплоснабжения:
- на котельных "Центральная", № 2, 3, 5, 9, 12, 16, 22, 36, 51, 52, т-15 - закрытая,
- на теплоисточниках ТЭЦ-2, ГРЭС-ПГУ-110, котельных "Покровская", "Городская", № 1, 6, 10,15, 16,17, 21,53 - открытая.
Система горячего водоснабжения работает круглогодично. Регулирование отпуска тепловой энергии от источников тепловой энергии осуществляется централизованно по качественному методу, путем изменения температуры сетевой воды в подающем трубопроводе по отопительному графику с соблюдением утвержденных температурных графиков.

5.3 Динамика потребления тепловой энергии от электростанций
и котельных города Астрахани за 2010 - 2014 годы

ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"
2010
2011
2012
2013
2014
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
2078
2185
2154
1949
2101
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
-313
107
-31
-205
152
Среднегодовые темпы прироста, %
0
0
0

+7.8
Астраханская ТЭЦ-2





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
1231
1412
1580
1423
1518
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
-198
182
168
-157
95
Среднегодовые темпы прироста, %
0
0
0

+6.7
Астраханская ГРЭС





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
357
219
0
0
0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
-44
-138
-219
0
0
Среднегодовые темпы прироста, %
0
0
-1
0
0
Астраханская ПГУ-235





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал



61
231
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал



61
170
Среднегодовые темпы прироста, %



0
+279
Котельная "Центральная"





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
206
231
252
175
22
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
-23
24
21
-77
-153
Среднегодовые темпы прироста, %
0
0
0
0
-87.4
Малые котельные





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
283
317
322
308
331
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
-48
34
4
-14
+23
Среднегодовые темпы прироста, %
0
0
0
0
+7.5
Астраханская ГРЭС





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
-
5.4
0.0
00
0
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
0.0
0.0
-5.4
00
0
Среднегодовые темпы прироста, %
0.0
0.0
-1.0
00
0
МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"
318.8
305.4
296.8
291.3
292.1

Динамика потребления тепловой энергии по Астраханской
области за 2010 - 2014 годы


2010
2011
2012
2013
2014
Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
11875.21
12260.89
11946.8
11481.42
11511.54
Абсолютный прирост теплопотребления, тыс. Гкал
1013.24
385.68
-314.09
-465.38
30.12
Среднегодовые темпы прироста, %
9.3
3.1
-2.6
-3.9
0.26

5.4. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара)
от электростанций и котельных генерирующих компаний
Астраханской области за 2014 год по филиалу
ООО "ЛУКОЙЛ-ТТК"

№ п/п
Наименование энергоисточника
Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал
Параметры пара, вид топлива
Энергокомпания, ТЭС
Всего от ТЭС, в том числе:
1748.67

1
Астраханская ТЭЦ-2
1517.9
газ
2
Астраханская ПГУ-235
230.77
газ
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в том числе:
352.671
газ
1
Центральная
21.627
газ
2
Городская
128.464
газ
3
Покровская
18.058
газ
4
№ 1
45.707
газ
5
№ 2
3.978
газ
6
№ 3
1.157
мазут
7
№ 5
0.469
дизель
8
№ 6
17.599
газ
9
№ 7
1.185
газ
10
№ 9
5.535
газ
11
№ 10
22.581
газ
12
№ 12
4.387
газ
13
№ 13
0.298
электроэнергия
14
№ 15
8.764
газ
15
№ 16
11.854
газ
16
№ 17
2.414
газ
17
№ 21
4.066
газ
18
№ 22
3.101
газ
19
№ 28
1.336
газ
20
№ 36
2.078
мазут
21
№ 47
0.139
газ
22
№ 48
0.126
газ
23
№ 51
15.350
газ
24
№ 52
5.979
газ
25
№ 53
26.280
газ
26
Т-15
0.139
газ
Блок-станции (электростанции предприятий других отраслей)
Всего, в том числе:



-
-


5.5. Отпуск тепловой энергии теплоисточниками
города Астрахани (тыс. Гкал)


2010
2011
2012
2013
2014
Отпуск тепловой энергии электростанциями:





Астраханская ТЭЦ-2
1231
1412
1580
1423
1518
Астраханская ГРЭС
357
224
0
0
0
Астраханская ПГУ-235
-
-
-
61
231
ОАО "ТЭЦ-Северная"
104.9
104.30
93.0
98.0

Котельные ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"
490
548
574
465.9
352.5
Котельные МУП города Астрахани "Коммунэнерго"
318.8
305.4
296.8
308

Всего
2501.7
2593.7
2543.8
2355.9
2101.5

5.6. Динамика потребления тепловой энергии
в 2010 - 2014 годах (МУП г. Астрахани "Коммунэнерго")


2010
2011
2012
2013
2014
1. Основные показатели топливно-энергетического баланса





Тепловая энергия (Гкал):





- выработка





котельными
310858
321020
358970
319664
322400
- полезный отпуск:





котельными
318812
305371
296801
291361
300373
Расход натурального топлива на выработку тепловой энергии:





- мазут (тыс. тонн)
0.393
0.505
0.416
0.322
0.380
- газ (млн куб. м)
46.049
47.866
49.241
44.219
47.932
- печное топливо (тыс. тонн)





- уголь (тыс. тонн)





2. Потребление тепловой энергии в разрезе основных потребителей (Гкал):
318812
305371
296801
291361
300373
промышленность
31628
30099
27509
23186
28990
транспорт





сельское хозяйство





строительство





население
235992
222091
218049
223245
220954
коммунально-бытовой сектор
51192
53181
51243
44930
50429

5.7. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара)
от котельных МУП г. Астрахани "Коммунэнерго" за 2014 год

№ п/п
Наименование энергоисточника
Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал
Параметры пара, вид топлива
Котельные (энергокомпаний, муниципальные)
Всего от котельных, в т.ч.:

325,91

1
котельная № Т-1
143.589
горячая вода, природный газ
2
котельная № Т-2
36.266
горячая вода, природный газ
3
котельная № Т-3
5.277
горячая вода, природный газ
4
котельная № Т-4
24.853
горячая вода, природный газ
5
котельная № Т-6
56.721
горячая вода, природный газ
6
котельная № Т-8
6.66
горячая вода, природный газ
7
котельная № Т-9
4.901
горячая вода, природный газ
8
котельная № Т-10
3.665
горячая вода, природный газ
9
котельная № Т-11
1.495
горячая вода, природный газ
10
котельная № Т-12
0.578
горячая вода, природный газ
11
котельная № Т-13
0.307
горячая вода, природный газ
12
котельная № Т-14
0.924
горячая вода, природный газ
13
котельная № Т-15
2.071
горячая вода, природный газ
14
котельная № Т-16
1.977
горячая вода, природный газ
15
котельная № Т-17
1.957
горячая вода, природный газ
16
котельная № Т-18
0.107
горячая вода, природный газ
17
котельная № Т-19
0.403
горячая вода, природный газ
18
котельная № Т-20
3.172
горячая вода, природный газ
19
котельная № Т-21
2.964
горячая вода, природный газ
20
котельная № Т-22
0.236
горячая вода, природный газ
21
котельная № Т-23
6.013
горячая вода, природный газ
22
котельная № Т-24
0.401
горячая вода, природный газ
23
котельная № Т-25
0.259
горячая вода, природный газ
24
котельная № Т-41
1.545
горячая вода, мазут топочный
25
котельная № Т-43
0.909
горячая вода, мазут топочный
26
котельная № Т-44
18.66
горячая вода, природный газ

5.8. Структура отпуска теплоэнергии (по параметрам пара)
от электростанций и котельных ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"
за 2014 год

№ п/п
Наименование энергоисточника
Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
Всего от ТЭС, в т.ч.:
1802.823
1
Астраханская ТЭЦ-2
1517.945
2
Астраханская ПГУ-235
230.771
Всего от котельных, в том числе:
352.533
1
Центральная
21.627
2
Городская
128.464
3
Покровская
18.058
4
№ 1
45.707
5
№ 2
3.978
6
№ 3
1.157
7
№ 5
0.469
8
№ 6
17.599

№ 7
1.185
9
№ 9
5.535
10
№ 10
22.581
11
№ 12
4.387
12
№ 13
0.298
13
№ 15
8.764
14
№ 16
11.854
15
№ 17
2.414
16
№ 21
4.066
17
№ 22
3.101
18
№ 28
1.336
19
№ 36
2.078
20
№ 47
0.139
21
№ 48
0.126
22
№ 51
15.350
23
№ 52
5.979
24
№ 53
26.280
25
Т-15
2.255

5.9. Динамика потребления тепловой энергии по
муниципальным образованиям за 2010 - 2014 годы


Наименование
2010
2011
2012
2013
2014
МО "ЗАТО Знаменск Астраханской области"





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
177.7
173.59
166.8
166.7
162.7
Источники тепловой энергии, всего
5
5
5
5
5
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
-
-
-
-
-
котельные, всего, в том числе:
5
5
5
5
5
энергокомпаний
-
-
-
-
-
муниципальные
5
5
5
5
5
Прочие источники
-
-
-
-
-
МО "Икрянинский район"





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
46.289
49.002
47.892
40.791
42.384
Источники тепловой энергии, всего
-
-
-
-
-
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
-
-
-
-
-
котельные, всего, в том числе:
-
-
38
38
38
энергокомпаний
-
-
-
-
-
муниципальные
-
-
38
38
38
прочие источники
-
-
-
-

МО "Черноярский район"





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
51.588
54.419
49.367
49.986
47.609
Источники тепловой энергии, всего
20
20
20
20
20
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
-
-
-
-
-
котельные, всего, в том числе:
20
20
20
20
20
энергокомпаний
-
-
-
-

муниципальные
19
19
19
19
19
прочие источники
1
1
1
1
1
МО "Приволжский район"





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
8.6
12.7
15.00
16.27
10.63
Источники тепловой энергии, всего
-
-
1
-
-
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
-
-
-
-
-
котельные, всего, в том числе:
-
-
-
42
43
энергокомпаний
14
34
35
-
-
муниципальные
-
-
-
42
43
прочие источники
-
-
-
-
-
МО "Лиманский район"





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
21.5
20.4
22.6
35.27
34.64
Источники тепловой энергии, всего
31
31
31
31
31
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
-
-
-
-
-
котельные, всего, в том числе:
28
28
28
28
31
энергокомпаний
-
-
-
-
-
муниципальные
3
3
3
3
31
прочие источники
-
-
-
-
-
МО "Красноярский район"
-
-
-
-
-
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
48.58
37.51
30.88
30.54
30.54
Источники тепловой энергии, всего
37
37
35
35
35
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
1
1
1
1
1
котельные, всего, в том числе:
36
36
34
34
33
энергокомпаний
-
-
-
-
-
муниципальные
36
36
34
34
33
прочие источники
-
-
-
-
-
МО "Наримановский район"





Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
42.06
40.49
32.45
46.04
129.36
Источники тепловой энергии, всего
2
2
3
3
16
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
-
-
-
-
-
котельные, всего, в том числе:
2
2
3
3
16
энергокомпаний
-
-
-
-
-
муниципальные
2
2
3
3
16
прочие источники
-
-
-
-
-
МО "Камызякский район"





Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
42.06
40.49
32.45
36.51
36.27
Источники тепловой энергии, всего
9
9
9
9
9
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
-
-
-
-
-
котельные, всего, в том числе:
9
9
9
9
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
муниципальные
9
9
9
9
9
прочие источники
-
-
-
-
-
МО "Харабалинский район"





Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
45.59
49.37
54.68
49.91
51.78
Источники тепловой энергии, всего
-
-
-
-
-
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
-
-
-
-
-
котельные, всего, в том числе:
34
34
34
34
51.78
энергокомпаний
-
-
-
-
-
муниципальные
34
34
34
34
51.78
прочие источники
-
-
-
-
-
МО "Ахтубинский район"





Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал
178.161
159.211
161.332
165.96
157.29
Источники тепловой энергии, всего
-
-
-
-
-
ТЭЦ, всего, в том числе:
-
-
-
-
-
энергокомпаний
-
-
-
-
-
блок-станций
-
-
-
-
-
котельные, всего, в том числе:
12
12
12
12
12
энергокомпаний
-
-
-
-
-
муниципальные
12
12
12
12
12
прочие источники
-
-
-
-
-
МО "Енотаевский район"





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
31.14
30.98
26.38
28.68
54.43
Источники тепловой энергии, всего
15
15
15
14
14
ТЭЦ, всего, в том числе:





энергокомпаний





блок-станций





котельные, всего, в том числе:
15
15
15
14
14
энергокомпаний





муниципальные
15
15
15
14
13
прочие источники





МО "Володарский район"





Потребление теплоэнергии, тыс. Гкал
30.60
30.80
30.40
30.40
23.90
Источники тепловой энергии, всего
27
27
27
27
33
ТЭЦ, всего, в т.ч.:





энергокомпаний





блок-станций





котельные, всего, в том числе:
27
27
27
27
33
энергокомпаний





муниципальные
26
26
26
26
33
прочие источники






5.10. Перечень основных потребителей тепловой энергии за 2014 год

N
Наименование потребителя, место расположения
Вид деятельности
Годовой объем теплопотребления, тыс. Гкал
Источник покрытия тепловой нагрузки
Параметры пара
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
1
ГАУ АО "Спорткомплекс "Звездный", г. Астрахань, ул. Н. Островского, 147
производство
20276.40
ТЭЦ-2
-
5.41
2
ГБОУ ВПО "Астраханский государственный медицинский университет" Минздрава России, г. Астрахань, ул. Бакинская, 121
образование
2485.01
ТЭЦ-2
-
1.22
3
ГБОУ ВПО "Астраханский государственный медицинский университет" Минздрава России, г. Астрахань, ул. Мечникова, 20
образование
2297.35
ТЭЦ-2
-
1.1
4
ГБУ АО "Областная детская клиническая больница им. Н.Н. Силищевой", г. Астрахань, ул. Медиков, 6
медицина
6287.17
ТЭЦ-2
-
2.73
5
ГБУЗАО "Областная детская клиническая больница имени Н.Н. Силищевой", г. Астрахань, ул. Татищева, 2а
медицина
4065.16
ТЭЦ-2
-
1.76
6
ООО "НОА", г. Астрахань, ул. Куйбышева, 69
производство
19219.25
ТЭЦ-2
-
5.16
7
ОАО "Астрахань ПассажирТранс", г. Астрахань, ул. Энергетическая, 2
производство
3254.44
Котельная "Центральная"
-
1.79
8
ОАО "Астраханский станкостроительный завод", г. Астрахань, ул. Латышева, 16а
производство
11148.66
ТЭЦ-2
-
5.49
9
Автономное учреждение культуры Астраханской области "Астраханский государственный театр Оперы и Балета", г. Астрахань, ул. А. Барбюса, 16, литер 1
культура
11570.18
ТЭЦ-2
-
5.67
10
ОАО "Федеральная пассажирская компания", г. Астрахань, ул. 1- я Гаражная, 7
транспорт
8357.68
ТЭЦ -2
-
3.42

5.11. Потребление топлива электростанциями и котельными за 2014 год

Наименование
Всего
в том числе
газ
уголь
нефтетопливо (мазут)
прочее топливо (котельно-печное)
ВСЕГО - годовой расход топлива
502928.40
500895.97
58.36
104.16
0.783
ООО "ЛУКОЙЛ - Астраханьэнерго" - годовой расход топлива, всего, тыс. т.у.т.
1419.685
1418.204
-
1.348
0.133
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.
1 103.398
1 103.369
-
0.029
-
Расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч
281.986
-
-
-
-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.
316.287
314.835
-
1.319
0.133
Расход условного топлива на отпуск тепловой энергии
150.524
-
-
-
-
в том числе:





Астраханская ТЭЦ-2
Топливо всего, тыс. т.у.т.
735.528
735.491
-
0.037
-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.
511.825
511.796
-
0.029
-
Расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч
333.374
-
-
-
-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.
223.703
223.696
-
0.007
-
Расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал
147.372
-
-
-
-
Астраханская ПГУ-235
Топливо всего, тыс. т.у.т.
415.252
415.252
-
-
-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.
382.285
382.285
-
-
-
Расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч
242.633
-
-
-
-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.
32.967
32.967
-
-
-
Расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал
142.857
-
-
-
-
Астраханская ГРЭС
Топливо всего, тыс. т.у.т.
209.288
209.288
-
-
-
Топливо на электрическую энергию, тыс. т.у.т.
209.288
209.288
-
-
-
Расход условного топлива на отпуск электрической энергии, г/кВтч
260.924
-
-
-
-
Топливо на тепловую энергию, тыс. т.у.т.
-
-
-
-
-
Расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал
-
-
-
-
-
Котельная "Центральная"
Топливо, тыс. т.у.т.
3.941
3.941
-
-
-
Расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/ Гкал
182.216
-
-
-
-
Малые котельные
Топливо, тыс. т.у.т.
55.676
54.232
-
1.311
0.133
Расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг/Гкал
168.255
-
-
-
-
ООО "Газпром энерго", тыс. т.у.т.
254 719.65
254 707.37
-
12.28
-
Узловая котельная, тыс. т.у.т
13 473.56
13 461.28
-
12.28
-
Пусковая котельная, тыс. т.у.т.
241 246.09
241.246.09
-
-
-
Приволжская дирекция по тепловодоснабжению филиала ОАО "РЖД", тыс. т.у.т.
10 895.037
10 887.5
2.3
4.8
0.6
ОАО "ТЭЦ - Северная", тыс. т.у.т.
30.898
30.898
-
-
-
МУП г. Астрахани "Коммунэнерго", тыс. т.у.т.
56 481.0
55 889.0
-

-
Муниципальные (всего, тыс. т.у.т.)
179382.128
177963
56.064
85.732
0.05

5.12. Динамика потребления в топливе Южным филиалом
ООО "Газпром энерго" (млн т.у.т.)


газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого

млнт.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
2011
230.733
100
-
-
-
-
-
-
230.733
100
2012
220.77
100
-
-
-
-
-
-
220.77
100
2013
209.484
100
-
-
-
-
-
-
209.484
100
2014
254.706
99.995
0.01228
0.005
-
-
-
-
254.719
100

5.13. Единый топливно-энергетический баланс
Астраханской области

№ п/п
Наименование показателей
Единица измерения
2010
2011
2012
2013
2014
Суммарный объем внутреннего производства
1
Добыча газа
млн куб. м
11751.3
12035.5
11834.6
10860.6
10282.4
2
Добыча газового конденсата
тыс. тонн
4094.8
4183.9
4092.5
3742.6
3520.7
3
Добыча нефти
тыс. тонн
25.19
23.04
22.06
22.54
41.1
4
Выработка автомобильных бензинов
тыс. тонн
930.9
841.5
895.9
988.6
1002.6
5
Выработка дизельного топлива
тыс. тонн
849.0
662.8
784.1
756.5
764.4
6
Выработка топочного мазута
тыс. тонн
369.1
295.2
347.3
351.4
329.6
7
Выработка сжиженного газа
тыс. тонн
341.4
323.6
341.7
300.1
296.9
8
Выработка товарного газа
млн куб. м
6240.4
6425.7
6372.7
5784.8
5461.1
9
Заготовка топливных дров
тыс. пл. куб. м
16.5
14.2
13.6
8.3
10.0
10
Электроэнергия
млн кВт час
2601.6
2612.7
3023.2
3462.6
4209.1
11
Тепловая энергия
тыс. Гкал
13023.5
13723.72
13325.42
12528.09
12796.51
Суммарный объем внутреннего потребления
1
Автомобильные бензины, всего
тыс. тонн
192.5
215.9
265.2
227.0
243.2
2
Дизельное топливо
тыс. тонн
62.3
62.0
65.5
76.7
77.8
153.2 - с учетом ОАО "РЖД" - РОСЖЕЛДОРСНАБ Астраханского отдела
165.5 - с учетом Астраханского отделения ПЖД филиала ОАО "РЖД"
167.9 - с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД"
3
Топочный мазут
тыс. тонн
22
22.6
21.2
13.1
13.9
4
Топливо печное
тыс. тонн
0.5
0.4
0.12
0.05
0
5
Керосин осветительный
тыс. тонн
0.018
0.013
0
0
0
6
Природный газ всего,
млн куб. м
2020.2
2018.2
2035.4
2011.9
2240.4
в том числе для бытовых нужд населения
427.4
452.8
428.8
401.6
441.1
7
Сжиженный газ всего,
тыс. тонн
43.3
53.2
56.04
38.1
54.8
в том числе для бытовых нужд населения
3.0
3.6
2.99
2.97
3.1
8
Уголь всего,
тыс. тонн
8.3
7.8
9.8
13.1 (с учетом Астраханского отделения ПЖД - филиала ОАО "РЖД" - 6.3)
13.5 (с учетом Астраханского территориального управления филиала ОАО "РЖД" - 6.4)
в том числе для бытовых нужд населения
4.9
4.7
6.7
4.4
4.5
9
Дрова всего,
тыс. куб. м
16.5
14.7
13.2
7.4
10.1
в том числе для бытовых нужд населения
14.8
13.8
12.4
7.0
9.0
10
Авиационное топливо
тыс. тонн
6.3
5.3
5.8
6.2
6.1
11
Электроэнергия
млн кВт час
4202.8
4285.3
4321.4
4213.7
3954.8
12
Тепловая энергия
тыс. Гкал
11875.2
12260.89
11946.8
11481.42
11913.59

6. Особенности функционирования и существующие проблемы
электроэнергетики энергосистемы Астраханской области

6.1. Наличие отдельных частей энергосистемы, в которых
имеются ограничения на технологическое присоединение
потребителей к электрической сети

"Узкими местами", по которым имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети, являются ПС 110/6 кВ Восточная, ПС 110/10 кВ Кирикили, ПС 110/6 кВ Судостроительная, ПС 110/35/6 кВ Трикотажная, ПС 110/10 кВ Красный Яр, ПС 110/10 кВ Черный Яр-2, ПС 35/10 кВ Тишково, ПС 35/10 кВ Марфино, ПС 35/6 кВ Началово, ПС 35/6 кВ Октябрьская, ПС 35/6 кВ Трусовская, ПС 35/6 кВ Интернациональная по причине загрузки трансформаторов, превышающей нормативные требования по результатам замеров в режимные дни (приложение 1).

6.2. Наличие "узких мест", связанных с недостатком
пропускной способности электрических сетей 35 - 110 кВ
для обеспечения передачи мощности в необходимых
объемах с указанием ограничивающих элементов

В энергосистеме Астраханской области отсутствуют "узкие места", связанные с недостатком пропускной способности электрических сетей 35 - 110 кВ.

6.3. Наличие "узких мест", связанных с отсутствием
возможности обеспечения допустимых уровней напряжения

В энергосистеме Астраханской области отсутствуют "узкие места", связанные с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения.

7. Основные направления развития электроэнергетики
Астраханской области

За основу прогноза роста спроса на электроэнергию, основных вводов генерирующей мощности и электросетевых объектов 220 кВ приняты материалы Схемы развития ЕЭС России на семилетний период, выполненной ОАО "СО ЕЭС".
Схемы потокораспределения в сети 110 кВ и выше (нормальная схема) указаны в приложении 2.
Схемы потокораспределения сети 110 кВ и выше в ремонтно-аварийных режимах указаны в приложении 3.
Схема энергосистемы Астраханской области с учетом перспективного развития указана в приложении 4.

7.1. Прогноз потребления электрической энергии
по территории энергосистемы Астраханской области
на 2015 - 2020 годы (млн кВт x ч)

Наименование
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Потребность (потребление электрической энергии)
4388
4429
4448
4474
4492
4496
Рост, %
0.27
0.93
0.43
0.58
0.40
0.09

7.2. Прогноз потребления мощности по территории
энергосистемы Астраханской области
на 2015 - 2020 годы (МВт)

Наименование
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Потребность (собственный максимум)
784
787
791
795
796
796
Рост, %
-2.7
0.4
0.5
0.5
0.1
0.0

8. Прогноз потребления тепловой энергии и топлива
на период 2015 - 2020 годов

8.1. Прогноз потребления тепловой энергии
(МУП города Астрахани "Коммунэнерго")


2015
2016
2017
2018
2019
2020
1. Основные показатели топливно-энергетического баланса






Тепловая энергия (Гкал):






- выработка






котельными
317966
317966
317966
317966
317966
326723
- полезный отпуск:






котельными
297891
297891
297891
297891
297891
305839
Расход натурального топлива на выработку тепловой энергии:






- мазут (тыс. тонн)
0,385
0,385
0,385
0,385
0,385
0,385
- газ (млн куб. м)
49,279
49,279
49,279
49,279
49,279
49,529
- печное топливо (тыс. тонн)






- уголь (тыс. тонн)






2. Потребление тепловой энергии в разрезе основных потребителей (Гкал):
297891
297891
297891
297891
297891
305839
промышленность
27135
27135
27135
27135
27135
27267
транспорт






сельское хозяйство






строительство






население
220946
220946
220946
220946
220946
226048
коммунально-бытовой сектор
49810
49810
49810
49810
49810
52524

8.2. Прогноз потребления топлива электростанций и котельных
энергосистемы Астраханской области

Подразделение
Вид топлива
Единица измерения
2015
2016
2017
2018
2019
2020
ОАО "ТЭЦ-Северная"
газ
тыс. т.у.т.
63.253
63.253
63.253
63.253
63.253
63.253
Знаменская ПГУ-ТЭЦ
газ
тыс. куб. м
97800
97800
97800
97800
97800
97800
Астраханская ТЭЦ-2
газ
млн куб. м
706.360
706.360
706.360
706.360
706.360
706.360
мазут
тыс. тонн
0
0
0
0
0
0
Астраханская ГРЭС
газ
млн куб. м
180.638
179.732
170.063
170.063
170.063
170.063
Астраханская ПГУ-235
газ
млн куб. м
352.441
351.502
358.459
358.459
358.459
358.459
котельное печное
тыс. тонн
0.695
0.196
0.196
0.196
0.196
0.196
Котельные
газ
млн куб. м
42.497
42.497
42.497
42.497
42.497
42.497
ВСЕГО по ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго"
мазут
тыс. тонн
0.346
0.346
0.346
0.346
0.346
0.346
котельное печное
тыс. тонн
0.041
0.041
0.041
0.041
0.041
0.041
газ
млн куб. м
1281.936
1280.091
1277.379
1277.379
1277.379
1277.379

8.3. Прогноз потребления топлива электростанций
и котельных ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" (млн т.у.т.)

ООО
Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого
год
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
2015
1.490892
99.90
0.000484
0.07


0.001082
0.03
1.492458
100
2016
1.4871263
99.95
0.000484
0.03


0.000348
0.02
1.4879585
100
2017
1.4855608
99.94
0.000484
0.03


0.000348
0.02
1.486393
100
2018
1.4855608
99.94
0.000484
0.03


0.000348
0.02
1.486393
100
2019
1.4855608
99.94
0.000484
0.03


0.000348
0.02
1.486393
100
2020
1.4855608
99.94
0.000484
0.03


0.000348
0.02
1.486393
100











Астраханская ТЭЦ-2
Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого
год
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
2015
0.821497
100
0
0




0.821497
100
2016
0.821497
100
0
0




0.821497
100
2017
0.821497
100
0
0




0.821497
100
2018
0.821497
100
0
0




0.821497
100
2019
0.821497
100
0
0




0.821497
100
2020
0.821497
100
0
0




0.821497
100











Астраханская ГРЭС
Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого
год
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
2015
0.210082
100






0.210082
100
2016
0.209028
100






0.209028
100
2017
0.197783
100






0.197783
100
2018
0.197783
100






0.197783
100
2019
0.197783
100






0.197783
100
2020
0.197783
100






0.197783
100

Астраханская ПГУ-235
Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого
год
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
2015
0.410911
99.75




0.001023
0.25
0.411934
100
2016
0.407177
99.93




0.000288
0.07
0.407465
100
2017
0.416856
99.93




0.000288
0.07
0.417144
100
2018
0.416856
99.93




0.000288
0.07
0.417144
100
2019
0.416856
99.93




0.000288
0.07
0.417144
100
2020
0.416856
99.93




0.000288
0.07
0.417144
100
Котельная "Центральная"
Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого
год
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
2015
0.003271
100






0.00327133
100
2016
0.003271
100






0.00327133
100
2017
0.003271
100






0.00327133
100
2018
0.003271
100






0.00327133
100
2019
0.003271
100






0.00327133
100
2020
0.003271
100






0.00327133
100
Малые котельные
Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого
год
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
2015
0.046153
98.84
0.000484
1.04


0.00006
0.13
0.046697
100
2016
0.046153
98.84
0.000484
1.04


0.00006
0.13
0.046697
100
2017
0.046153
98.84
0.000484
1.04


0.00006
0.13
0.046697
100
2018
0.046153
98.84
0.000484
1.04


0.00006
0.13
0.046697
100
2019
0.046153
98.84
0.000484
1.04


0.00006
0.13
0.046697
100
2020
0.046153
98.84
0.000484
1.04


0.00006
0.13
0.046697
100

8.4. Прогноз потребления топлива Астраханского участка
Приволжской дирекции по тепловодоснабжению филиала
ОАО "РЖД" (млн т.у.т.)


Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого

год
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
2015
8.299
-
0.005
-
0.003
-
0.0006
-
8.307
-
2016
8.299
-
0.005
-
0.003
-
0.0006
-
8.307
-
2017
8.299
-
0.005
-
0.003
-
0.0006
-
8.307
-
2018
8.299
-
0.005
-
0.003
-
0.0006
-
8.307
-
2019
8.299
-
0.005
-
0.003
-
0.0006
-
8.307
-
2020
8.299
-
0.005
-
0.003
-
0.0006
-
8.307
-

8.5. Прогноз потребления топлива Южного филиала
ООО "Газпром энерго"(млн т.у.т.)


Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого

год
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
2015
225.0
100
-
-
-
-
-
-
225.0
100
2016
225.0
100
-
-
-
-
-
-
225.0
100
2017
225.0
100
-
-
-
-
-
-
225.0
100
2018
225.0
100
-
-
-
-
-
-
225.0
100
2019
225.0
100
-
-
-
-
-
-
225.0
100
2020
225.0
100
-
-
-
-
-
-
225.0
100

8.6. Прогноз потребления топлива котельных МУП г. Астрахани
"Коммунэнерго" (млнт.у.т.)

Год
Газ
Мазут
Уголь
Прочее
Итого
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
млн т.у.т.
%
2015
55.636

0.547







2016
55.636

0.547







2017
55.636

0.547







2018
55.636

0.547







2019
55.636

0.547







2020
55.636

0.547








8.7. Прогноз потребления тепловой энергии.
Прогноз теплопотребления по централизованной
зоне теплоснабжения

Потребление тепловой энергии потребителями, Гкал
Прогноз
ООО "ЛУКОЙЛ-ТТК"
МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"
ОАО "ТЭЦ-Северная"
Всего
2015
1519469.21
299476
114770
1931375.21
2016
1519469.21
305839
114770
1931375.21
2017
1519469.21
305839
114770
1931375.21
2018
1519469.21
305839
114770
1931375.21
2019
1519469.21
305839
114770
1931375.21
2020
1519469.21
305839
114770
1931375.21
Итого
91168125.26
1782816
688620
93636561.26

8.8. Прогноз производства (отпуска) тепловой энергии
от электростанций и котельных (тыс. Гкал)

№ п/п
Наименование
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1.
ООО "ЛУКОЙЛ - Астраханьэнерго"
1995.286
1995.286
1952.667
1952.667
1952.667
1952.667
1.1
Астраханская ТЭЦ -2
1483.521
1483.521
1449.581
1449.581
1449.581
1449.581
1.2
Астраханская ГРЭС
-
-
-
-
-
-
1.3
Астраханская ПГУ-235
176.1358
176.1358
167.4567
167.4567
167.4567
167.4567
1.4
Котельные:
281.8839
281.8839
281.8839
281.8839
281.8839
281.8839
1.5
Котельная "Центральная"
53.74521
53.74521
53.74521
53.74521
53.74521
53.74521
1.6
Малые котельные
281.8839
281.8839
281.8839
281.8839
281.8839
281.8839
2
МУП г. Астрахани "Коммунэнерго"
358.048
358.048
358.048
358.048
358.048
358.048
3
Южный филиал ООО "Газпром энерго"
1285
1285
1285
1285
1285
1285
4
ОАО "ТЭЦ - Северная"
114.8
114.8
114.8
114.8
114.8
114.8
5
Астраханский участок Приволжской дирекции по тепловодоснабжению ОАО "РЖД"
99.6
99.6
99.6
99.6
99.6
99.6
6
Муниципальные образования (всего)
789.9
789.9
789.9
789.9
789.9
789.9

всего
5036.25
5036.25
5036.25
5036.25
5036.25
5036.25

8.9. Прогноз развития теплового хозяйства Астраханской области

Описание развития схемы теплоснабжения г. Астрахани до 2020 года

В настоящее время тепловые мощности в области сконцентрированы на 390 отопительных котельных суммарной мощностью 2412.2 Гкал/час и на трех электростанциях - Астраханской ПГУ-235, Астраханской ТЭЦ-2, ОАО "ТЭЦ-Северная".
Развитие теплового хозяйства Астраханской области в основном планируется за счет тепловых сетей города Астрахани, где намечается массовое строительство жилья, как отдельных многоквартирных домов, так и микрорайонов. К застройке планируется микрорайон Началовский, улицы Плещеева, Бакинская, Бехтерева, Набережная реки Царев, Кирова, Моздокская, переулок Березовский и другие.
В основном снабжение теплом планируемого к строительству жилья в городе Астрахани предполагается осуществлять от централизованных теплоисточников.
Некоторые котельные города Астрахани планируется закрыть с переводом снабжения теплом их потребителей на сети Астраханской ТЭЦ-2. Переход на централизованное теплоснабжение от Астраханской ТЭЦ-2 взамен квартальных котельных предусматривается отдельными планами мероприятий ООО "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго". Планируется закрыть и вывести из эксплуатации старую электростанцию ОАО "ТЭЦ-Северная".
Министерством жилищно-коммунального хозяйства Астраханской области на перспективу до 2020 года предусмотрено использование электроэнергии на электроотопление на следующих объектах:
1. Перевод на электроснабжение многоквартирных домов по ул. Молодежная и Мира с. Сасыколи Харабалинского района, стоимость строительства - 1.54 млн рублей.
2. Перевод на электроснабжение котельной школы, с. Вольное Харабалинского района, стоимость строительства - 2.37 млн рублей.
3. Перевод на электроснабжение котельной школы с. Михайловка Харабалинского района, стоимость строительства - 1.54 млн рублей.
Предусмотрена реализация следующих мероприятий: "Строительство котельной "Табола", г. Камызяк, Астраханская область" и "Строительство объединенной котельной микрорайона Южный в г. Камызяке Астраханской области" с целью ликвидации двух нерентабельных котельных "Чебурашка" и "Коммунар".
В 2014 году продолжилась реализация намеченных мероприятий по модернизации системы теплоснабжения города Камызяка. Завершено строительство 4 блочных котельных для объектов социальной сферы Камызякского района (школ в селах Хмелевка, Парыгино, Затон, Лебяжье), а также завершены работы по строительству котельной "Табола" в городе Камызяке, котельной "Южная".
По состоянию на 01.01.2015 продолжена работа по разработке и актуализации схем теплоснабжения муниципальных образований.
Схемы теплоснабжения разрабатывают 24 муниципальных образования. На сегодняшний день утверждено 20 схем теплоснабжения населенных пунктов с численностью населения до 500 тыс. человек. Схема теплоснабжения города Астрахани разработана и находится на утверждении в Министерстве энергетики Российской Федерации.
Схемы водоснабжения и водоотведения разрабатывают 149 муниципальных образований. Утверждено 98 схем.
Министерством жилищно-коммунального хозяйства Астраханской области постоянно ведется активная работа с муниципальными образованиями, направленная на ускорение решения данного вопроса. Все схемы находятся в стадии разработки.

8.10. Перечень планируемых новых (реконструкция)
источников теплоснабжения (ТЭЦ и крупных котельных)
в Астраханской области

№ п/п
Наименование теплоисточника
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1.
Реконструкция котельной № 6 с увеличением тепловой мощности и закрытие котельной № 10


+



2.
Реконструкция котельной № 3


+



3.
Реконструкция котельной № 5

+




4.
Реконструкция котельной № 36 с установкой блочной котельной и переводом на сжигание природного газа
+





5.
Реконструкция котельной № 47с установкой блочной котельной

+




6.
Реконструкция котельной № 48

+




7.
Реконструкция котельной № 28 с установкой блочной котельной

+




8.
Реконструкция котельной № 12 по ул. Безжонова с монтажом блочной котельной, реконструкция тепловой сети от котельной № 12 к потребителям котельных № 9, 52 и их закрытие


+



9.
Реконструкция котельной № 16 с установкой блочной котельной

+




10.
Котельная "Покровская". Установка горелочных устройств на два котла ДКВР4/13






11.
Закрытие котельной № 13 с оборудованием у потребителей индивидуального отопления на природном газе

+




12.
Техперевооружение АТЭЦ-2 с переводом тепловой нагрузки с котельных № 1, 17, 53, Городской Центральной котельной на Астраханскую ТЭЦ-2



+


13.
Знаменская ПГУ-ТЭЦ
+






8.11. Перечень новых объектов теплосетевого
хозяйства на 2015 - 2020 годы

№ п/п
Наименование объекта
Год ввода
Присоединяемая тепловая мощность, Гкал/час
Протяженность, км
Обоснование необходимости строительства
Тепловой источник (наименование ТЭЦ, котельной)
Место расположения
Стоимость строительства (или удельные капиталовложения)
11.
Блочно-модульная котельная (далее - БМК) (на территории Узловой котельной Южного филиала ООО "Газпром энерго")
2015
31.136
0
Снижение затрат на эксплуатацию Узловой котельной, уменьшение расхода топлива на отпуск тепловой энергии, сокращение собственных нужд на выработку тепловой энергии
БМК, территория Узловой котельной
Астраханская область, Красноярский район, п. Аксарайский, территория Узловой котельной Южного филиала ООО "Газпром энерго"
Будет определена после разработки проектно-сметной документации (далее - ПСД)
22.
Блочно-модульная котельная (на территории административно-блочного корпуса Южного филиала ООО "Газпром энерго" (далее - АБК ЮФ)
2015
4.98
0
Снижение затрат на эксплуатацию Узловой котельной, уменьшение расхода топлива на отпуск тепловой энергии, сокращение собственных нужд на выработку тепловой энергии
БМК, территория АБК ЮФ
Астраханская область, Красноярский район, п. Аксарайский, территория АБК ЮФ
Будет определена после разработки ПСД
3.
Тепловая сеть по ул. Плещеева города Астрахани, Ду 200 мм
2015
18.4
1.0
Подключение нового микрорайона
ТЭЦ-2
г. Астрахань, ул. Ахшарумова/Бакинская/Волжская/Мусы Джалиля
56 351

8.12. Перечень новых объектов теплосетевого хозяйства на 2015 - 2020 годы

№ п/п
Наименование объекта
Год ввода
Присоединяемая тепловая мощность, Гкал/час
Протяженность, км
Обоснование необходимости строительства
Тепловой источник (наименование ТЭЦ, котельной)
Место расположения
Стоимость строительства (или удельные капиталовложения)
1
Жилой дом по ул. Балаковская г. Астрахани
2015
0,87
по ПСД
жилые дома
котельная № Т-1
г. Астрахань
по ПСД
2
Жилой комплекс, 207 квартир в г. Астрахани
2015
1,618
по ПСД
жилые дома
котельная № Т-1
г. Астрахань
по ПСД
3
Западный-2 (участок № 3), г. Астрахань
До 2020
2,54
по ПСД
жилые дома
котельная № Т-1
г. Астрахань
по ПСД
4
Жилые дома по ул. 3-я Керченская г. Астрахани
До 2020
1,474845
по ПСД
жилые дома
котельная № Т-1
г. Астрахань
по ПСД
5
Жилые дома по ул. Молдавская г. Астрахани
До 2020
1,274845
по ПСД
жилые дома
котельная № Т-1
г. Астрахань
по ПСД
6
Бывший профилакторий "Дельта", г. Астрахань, ул. Гомельская, 11
До 2020
0,5
по ПСД
ИП
котельная № Т-9
г. Астрахань
по ПСД
7
4-секционный жилой дом в мкрн. "Западный-2"
До 2020
0,63874
по ПСД
жилые дома
котельная № Т-1
г. Астрахань
по ПСД
8
Итого:

8,906






9. Перечень планируемых к строительству и выводу
из эксплуатации генерирующих мощностей

9.1. Планируемые вводы электрических станций

№ п/п
Наименование объекта
Вводимая мощность
Год ввода
Источник информации
1.
Строительство Знаменской ПГУ - ТЭЦ (ЗАО "ГК-4")
44 МВт
2015
Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы.
Договор технологического присоединения (далее - договор ТП) от 21.08.2009 № ГК/2-ТП
2.
Строительство солнечной электростанции "Резиновая" (ООО "МРЦ Энергохолдинг")
15 МВт
2015
Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы.
Договор ТП от 03.06.2014 № 23105-14-00161013-5
3.
Строительство солнечной электростанции "Володаровка" (ООО "МРЦ Энергохолдинг")
15 МВт
2015
Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы.
Договор ТП от 03.06.2014 № 23110-14-00161107-5
4.
Строительство солнечной электростанции "Промстройматериалы" (ООО "МРЦ Энергохолдинг")
15 МВт
2015
Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы
5.
Строительство солнечной электростанции "Енотаевка" (ООО "МРЦ Энергохолдинг")
15 МВт
2015
Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы
6.
Строительство солнечной электростанции "Заводская" (ООО "КомплексИндустрия")
15 МВт
2015
Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы
7.
Строительство солнечной электростанции "Володаровка" (ООО "КомплексИндустрия")
15 МВт
2015
Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы
8.
Строительство ветровой электростанции "Фунтово" (ООО "КомплексИндустрия")
15 МВт
2017
Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы
9.
Строительство ветровой электростанции "Аксарайская" (ООО "КомплексИндустрия")
15 МВт
2016
Проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 годы

9.2. Планируемые выводы из эксплуатации генерирующего
оборудования в Астраханской энергосистеме

Планируется вывод из эксплуатации старой части электростанции ОАО "ТЭЦ-Северная" мощностью 12 МВт с использованием генераторов № 1 и 2 1962 и 1963 годов ввода в эксплуатацию.

10. Перспективные балансы производства и потребления
электрической энергии и мощности

10.1. Перспективный баланс электроэнергии по территории энергосистемы Астраханской области на 2016 - 2020 годы (млн кВт x ч)


2015
2016
2017
2018
2019
2020
Потребность (потребление электрической энергии)
4388
4429
4448
4474
4492
4496
Покрытие (производство электрической энергии)
4531
4357
4615
4085
4095
4117
в том числе:






Теплоэлектростанции (ТЭС)
4369
4165
4393
3863
3873
3895
Возобновляемые источники энергии (ВИЭ)
162
192
222
222
222
222
Сальдо перетоков электрической энергии
-143
72
-167
389
397
379

10.2. Региональная структура перспективных балансов
мощности энергосистемы Астраханской области
на 2015 - 2020 годы (МВт)


2015
2016
2017
2018
2019
2020
Потребность (собственный максимум)
784
787
791
795
796
796
Покрытие (установленная мощность)
878
893
908
908
908
908
в том числе:






ТЭС
788
788
788
788
788
788
ВИЭ
90
105
120
120
120
120

10.3. Баланс мощности по территории энергосистемы
Астраханской области на 2015 - 2020 годы (МВт)

Астраханская энергосистема
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Установленная мощность всего
878
893
908
908
908
908
Астраханская ТЭЦ-2
380
380
380
380
380
380
Астраханская ГРЭС
117
117
117
117
117
117
Астраханская ПГУ-235
235
235
235
235
235
235
Знаменская ПГУ-ТЭЦ
44
44
44
44
44
44
ТЭЦ Северная
12
12
12
12
12
12
Объекты ВИЭ
90
105
120
120
120
120
Ввод мощности всего
134
15
15
0
0
0
ГТУ-ТЭЦ в г. Знаменске
44
0
0
0
0
0
Объекты ВИЭ
90
15
15
0
0
0
Вывод мощности (демонтаж/перемаркировка) всего
0
0
0
0
0
0
Ограничения мощности всего
0
0
0
0
0
0
Располагаемая мощность всего
878
893
908
908
908
908
Астраханская ТЭЦ-2
380
380
380
380
380
380
Астраханская ГРЭС
117
117
117
117
117
117
Астраханская ПГУ-235
235
235
235
235
235
235
Знаменская ПГУ-ТЭЦ
44
44
44
44
44
44
ТЭЦ Северная
12
12
12
12
12
12
Объекты ВИЭ
90
105
120
120
120
120
Нагрузка всего
725
725
725
725
725
725
Астраханская ТЭЦ-2
323
323
323
323
323
323
Астраханская ГРЭС
117
117
117
117
117
117
Астраханская ПГУ-235
235
235
235
235
235
235
Знаменская ПГУ-ТЭЦ
44
44
44
44
44
44
ТЭЦ Северная
6
6
6
6
6
6
Объекты ВИЭ
0
0
0
0
0
0
Потребление мощности по территории энергосистемы Астраханской области
784
787
791
795
796
796
Прирост (%)
-2,7
0,4
0,5
0,5
0,1
0,0
Сальдо перетоков
-59
-62
-66
-70
-71
-71

11. Предложения по развитию электроэнергетической
системы Астраханской области

№ п/п
Необходимые мероприятия по объектам электроэнергетики (с указанием технических характеристик)
Новое строительство/реконструкция/демонтаж
Необходимые сроки реализации
Ответственные исполнители (субъекты электроэнергетики)
Документы, обосновывающие необходимость включения
Обоснование необходимости реализации мероприятий и возможные риски в отсутствие их реализации
1.
Установка БСК на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Харабали (26 МВА)
Реконструкция
2015
МЭС Центра ОАО "ФСК ЕЭС"
Мероприятие включено в утвержденную инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС" 2015 - 2019 годов на 2015 год/Проект СиПР ЕЭС 2015 - 2021 годов на 2015 г.
В период летнего максимума потребления при отключении ВЛ 110 кВ Владимировка - Джелга с отпайками (ВЛ 110кВ 704) или ВЛ 110 кВ Бузанская - Сеитовка (ВЛ 110 кВ 419) в схеме ремонта АТ-3 на ПС 220 кВ Харабали имеет место снижение напряжения ниже аварийно допустимого значения на ПС 110 кВ транзитов ПС 220 кВ Владимировка - ПС 220 кВ Харабали или ПС 220 кВ Харабали - ПС 110 кВ Бузанская

12. Перечень реализуемых и перспективных проектов развития электроэнергетической системы Астраханской области напряжением 110 кВ и ниже на период до 2020 года
Реализуемый проект:
- строительство газотурбинной электростанции в ЗАТО Знаменск Астраханской области.
12.1. Планируемые вводы крупных потребителей.

N
Объект
Максимальная мощность, МВт
Год ввода
Источник информации
Точки присоединения
1
ПС 110 кВ А-НПС-5А
19,5
2015
Договор ТП от 21.04.2010 № 22-2010-22/ТП-М1
ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Нефтепровод, ответвление от ВЛ 110 кВ Лиман - Зензели-2
2
ПС 110 кВ ГПП-3 (II очередь)
29
2015
Договор ТП от 17.06.2008 № 22-2008-36/ТП-М1
ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Газовая
3
Аэродром "Приволжский"
16
2015 - 2016
Договор ТП от 01.07.2014 № 18-2014
РУ-10 кВ ПС Аэродромная (проектируемая)

12.2. Предложения по развитию сети 35-110 кВ на период до 2020 года предусматривают реконструкцию и новое строительство следующих объектов <*>:

N
Наименование объекта
Характеристика объекта (МВА, км)
Год ввода
1
Реконструкция ПС 110/10 кВ Кирикили с заменой трансформаторов
2 x 40.0 МВА
2019 - 40 МВА
2020 - 40 МВА
2
Реконструкция ПС 35/6 кВ Началово с заменой трансформаторов
2 x 10.0 МВА
2019 - 10 МВА
2020 - 10 МВА
3
Реконструкция ВЛ-110 кВ Капустин Яр - Пологое Займище (№ 701)
26.6 км
2018 - 18.1 км
2019 - 8.5 км
4
Строительство ЛЭП 110 кВ от ВЛ 110 кВ Рассвет - Резиновая с отпайкой на ПС Стройиндустрия (№ 121) и от ВЛ 110 кВ Рассвет - Лесная с отпайками (№ 122) для электроснабжения проектируемой ПС 110/10 кВ Аэродромная
21.74
2016

--------------------------------
<*> Перечень объектов и сроки ввода могут быть скорректированы по итогам принятия тарифно-балансовых решений.

Сроки реконструкции ПС 110/6 кВ Судостроительная, ПС 110/35/6 кВ Трикотажная, ПС 110/10 кВ Красный Яр, ПС 110/10 кВ Черный Яр-2, ПС 35/10 кВ Тишково, ПС 35/10 кВ Марфино, ПС 35/6 кВ Трусовская, ПС 35/6 кВ Интернациональная с заменой трансформаторов будут определены по итогам принятия тарифно-балансовых решений.
Развитие распределительных электрических сетей 6 - 10 кВ предусматривает новое строительство и реконструкцию существующих объектов, находящихся в неудовлетворительном техническом состоянии, разукрупнение сетей, отходящих от центров питания, а также поэтапный перевод с напряжения 6 кВ на 10 кВ.

Оценка плановых значений показателей надежности
и качества оказываемых услуг филиала
ОАО "МРСК Юга" - "Астраханьэнерго":


2013 (факт)
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Показатель средней продолжительности прекращений передачи электроэнергии
0.0641
0.1546
0.1523
0.15
0.1478
0.1478
0.1478
0.1478
Показатель уровня качества обслуживания потребителей услуг территориальных сетевых организаций
0.8989
1.0102
1.0102
1.0102
1.0102
1.0102
1.0102
1.0102

13. Сводные данные по развитию электрических сетей
напряжением 110 кВ на период 2016 - 2020 годов

Астраханская энергосистема
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2016 - 2020 гг.
МВАр
км
МВА
МВАр
км
МВА
МВАр
км
МВА
МВАр
км
МВА
МВАр
км
МВА
МВАр
км
МВА
110 кВ

21.74





18.1


8.5
40


40

48.34
80
35 кВ











10


10


20

14. Предложения по развитию генерирующих мощностей в Астраханской области
С целью увеличения установленной электрической мощности энергосистемы области и повышения надежности электроснабжения потребителей в проект схемы и программы развития ЕЭС России на 2015 - 2021 годы включены генерирующие объекты, а также имеются намерения о строительстве следующих объектов генерации:
14.1. ОАО "Газпром" намерено осуществить строительство ТЭЦ на территории ООО "Газпром добыча Астрахань" (Астраханская ПГУ-ТЭЦ) суммарной электрической мощностью около 147 МВт. Схема выдачи мощности Астраханской ПГУ-ТЭЦ проходит процедуру согласования. Планируемый срок ввода электростанции - 2016 год. По предварительной информации, работа электростанции планируется в режиме когенерации.
Строительство собственной электростанции ОАО "Газпром" позволит повысить надежность электроснабжения Астраханского газоперерабатывающего завода (далее - АГПЗ).
Особенностью строительства ТЭЦ АГПЗ является целенаправленность современной ТЭЦ на электроснабжение конкретного электрического приемника (Астраханского газоперерабатывающего завода).
14.2. Строительство ветроэлектростанций:
- ВЭС "Тинаки" (ООО "СовиТекРус") 200 МВт - с 2020 года;
- ВЭС "Промысловка" (ООО "СовиТекРус") 150 МВт - с 2020 года;
- "Фунтово" и "Аксарайская" по 15 МВт - на период до 2020 года.
14.3. Строительство солнечной электростанции в Наримановском, Володарском, Енотаевском и Приволжском районах мощностью по 15 МВт на период 2015 - 2020 годов.
14.4. Мощность солнечных электростанций для реализации электроэнергии на розничном рынке может составить величину около 21 МВт.
Предварительно имеется письмо ГК "Энергия солнца" от 26.03.2015 № 20-Т/2015 о возможности строительства солнечных электростанций малой мощности:
- от ПС 110/10 кВ Фунтово - 4.8 МВт;
- от ПС 110/35/10 кВ Володаровка - 4.8 МВт;
- от ПС 110/6 кВ Окрасочная - 4.8 МВт;
- от ПС 110/6 кВ Вододелитель - менее 4.8 МВт;
- от ПС 110/10 - 6 кВ Резиновая - 4.8 МВт;
- от ПС 110/10 кВ Промстройматериалы - 4.8 МВт;
- от ПС 110/10 кВ Заводская - менее 4.8 МВт;
- от КТП 10/0.4 кВ Котельная - менее 1.2 МВт.
Включение в Программу развития электростанций с использованием ВИЭ для реализации электроэнергии на розничном рынке электрической энергии и мощности будет осуществлено на основе конкурса.





Приложение 1
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Астраханской области
на 2016 - 2020 годы

Центры питания:

№ п/п
Наименование центра питания
Класс напряжения, кВ
Суммарная установленная мощность трансформаторов Sуст., в том числе с разбивкой по трансформаторам
Суммарная полная мощность ЦП по результатам контрольных замеров максимума нагрузки
Профицит/дефицит мощности по результатам контрольных замеров максимума нагрузки

Т-1
Т-2
МВА
Sмакс, МВА
S загр. МВА
1
2
3
4
5
6
1
ПС 110/6 кВ Восточная
110/6
31
16
15
16
-0.25
2
ПС 110/10 кВ Кирикили
110/10
32
16
16
19.7
-2.9
3
ПС 110/6 кВ Судостроительная
110/6
50
25
25
27.5
-1.25
4
ПС 110/35/6 кВ Трикотажная
110/35/6
80
40
40
56.60
-14.6
5
ПС 110/10 кВ Красный Яр
110/10
20
10
10
11.2
-0.7
6
ПС 110/10 кВ Черный Яр-2
110/10
12.6
6.3
6.3
8.9
-2.285
7
ПС 35/10 кВ Тишково
35/10
5.6
1.6
4
2.5
-0.82
8
ПС 35/10 кВ Марфино
35/10
6.5
2.5
4
3.1
-0.475
9
ПС 35/6 кВ Началово
35/6
13.8
6.3
7.5
7.4
-0.785
10
ПС 35/6 кВ Октябрьская
35/6
12.6
6.3
6.3
11.1
-4.485
11
ПС 35/6 кВ Трусовская
35/6
32.5
12.5
20
18.8
-5.675
12
ПС 35/6 кВ Интернациональная
35/6 кВ
9.6
5.6
4
4.4
-0.2





Приложение 2
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Астраханской области
на 2016 - 2020 годы

СХЕМА ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
В СЕТИ 110 КВ И ВЫШЕ В РЕЖИМЕ ЗИМНИХ МАКСИМАЛЬНЫХ
НАГРУЗОК 2016 ГОДА. НОРМАЛЬНАЯ СХЕМА. ЛИСТ 1


СХЕМА ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
В СЕТИ 110 КВ И ВЫШЕ В РЕЖИМЕ ЗИМНИХ МАКСИМАЛЬНЫХ
НАГРУЗОК 2016 ГОДА. НОРМАЛЬНАЯ СХЕМА.
ЛИСТ 2 (ПРОДОЛЖЕНИЕ)


СХЕМА ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
В СЕТИ 110 КВ И ВЫШЕ В РЕЖИМЕ ЛЕТНИХ МАКСИМАЛЬНЫХ
НАГРУЗОК 2016 ГОДА. НОРМАЛЬНАЯ СХЕМА. ЛИСТ 1


СХЕМА ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
В СЕТИ 110 КВ И ВЫШЕ В РЕЖИМЕ ЛЕТНИХ МАКСИМАЛЬНЫХ
НАГРУЗОК 2016 ГОДА. НОРМАЛЬНАЯ СХЕМА.
ЛИСТ (ПРОДОЛЖЕНИЕ)






Приложение 3
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Астраханской области
на 2016 - 2020 годы

СХЕМА
ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В СЕТИ 110 КВ И ВЫШЕ В РЕЖИМЕ
ЛЕТНИХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2016 ГОДА. РЕМОНТ АТ-3
НА ПС 220 КВ ХАРАБАЛИ, АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ
БУЗАНСКАЯ-СЕИТОВКА (ВЛ 110 КВ 419). ВЫХОДА ПАРАМЕТРОВ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РЕЖИМА ИЗ ОБЛАСТИ ДОПУСТИМЫХ
ЗНАЧЕНИЙ НЕ НАБЛЮДАЕТСЯ


СХЕМА
ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В СЕТИ 110 КВ И ВЫШЕ В РЕЖИМЕ
ЛЕТНИХ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК 2016 ГОДА. РЕМОНТ АТ-3
НА ПС 220 КВ ХАРАБАЛИ, АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ
ВЛАДИМИРОВКА - ДЖЕЛГА С ОТПАЙКАМИ (ВЛ 110 КВ 704).
ВЫХОДА ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РЕЖИМА
ИЗ ОБЛАСТИ ДОПУСТИМЫХ ЗНАЧЕНИЙ НЕ НАБЛЮДАЕТСЯ






Приложение 4
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Астраханской области
на 2016 - 2020 годы
(не приводится)


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