a j ^h j · 44 19 I_j_e dh [}dl \g _aZ\_jr_gh]h[ m^ \gbpl\Z j _dhgkljmdp l Zl _og qgh]h i_j_hkgZs_ggy 127 45 20 IeZg g\_klbp ca Z^ `_j_eZfbn gZgkm\Zggy k p_gZj c 128 46 20.1. IeZg

$Page 1: a j ^h j · 44 19 I_j_e dh [}dl \g _aZ\_jr_gh]h[ m^ \gbpl\Z j _dhgkljmdp l Zl _og qgh]h i_j_hkgZs_ggy 127 45 20 IeZg g\_klbp ca Z^ `_j_eZfbn gZgkm\Zggy k p_gZj c 128 46 20.1. IeZg$

М. П.

Найменування оператора

системи розподілу

П'ятирічний період з 2020 р. до 2024 р.

ПрАТ "Закарпаттяобленерго"

Затверджено:

Рішенням дирекції


(протокол від 17.05.2019 № 01/05-19)

___________________________________

План розвитку системи розподілу

від 07.06.2019 № 01/20817

від 08.10.2019 № 01/29-9427

Висновок ОСП

Висновок Міненерговугілля

№

п/п

Номер

розділупункт КРСР Назва Сторінка

1 2 3 4 5

1 1. Вступ 1

2 1.1. 3.3.1 п.п. 1

Фактичні обсяги попиту на електричну енергію та потужність у системі

розподілу, обсяги розподілу (у т.ч.транзиту) електричної енергії мережами

ОСР

9

3 1.2 3.3.1 п.п. 1

Прогнозні обсяги попиту на електричну енергію та потужність у системі

розподілу,обсяги розподілу (у т.ч. транзиту)електричної енергії мережами

ОСР

13

4 2.1 3.3.1 п.п. 2

Фактичні обсяги відпуску електричної енергії виробників електричної

енергії, приєднаних до счистеми розподілу (визначені, де необхідно, у

координації з ОСП)

14

5 2.2 3.3.1 п.п. 2

Обгрунтовані прогнозні обсяги відпуску електричної енергії виробників

електричної енергії, приєднаних до системи розподілу (визначені, де

необхідно, у координації з ОСП)

14

6 3.1 3.3.1 п.п. 3

Будівництво, реконструкція та технічне переоснащення електричних мереж

підстанції напругою 35-110-220кВ, які плануються до введення у 2020-

2024роках

15

7 3.1.1. 3.3.1 п.п. 3Необхідні капіталовкладення по роках для будівництва підстанцій

напругою 35-110 кВ, тис.грн. (без ПДВ)16

8 3.2 3.3.1 п.п. 3Лінії електропередач напругою 35-110 кВ, які плануються до введення у

2020-2024 роках17

9 3.2.1 3.3.1 п.п. 3Необхідні капіталовкладення по роках для будівництва ліній

електропередачі напругою 35-110 кВ, тис.грн. (без ПДВ)18

10 3.3 3.3.1 п.п. 3Обсяг реконструкції ПЛ 6-10 кВ на 2020-2024 роки

ПрАТ "Закарпаттяобленерго"19

11 3.4 3.3.1 п.п. 3Обсяг реконструкції КЛ 6-10 кВ на 2020-2024 роки


12 3.5 3.3.1 п.п. 3Обсяг реконструкції ПЛ 0,4 кВ на 2020-2024 роки


13 3.6 3.3.1 п.п. 3 Обсяг реконструкції КЛ 0,4 кВ на 2020-2024 роки


14 3.7 3.3.1 п.п. 3Обсяг реконструкції ТП 6-10/0,4 кВ із заміною трансформаторів

на 2020-2024 роки ПрАТ "Закарпаттяобленерго"23

15 3.8 3.3.1 п.п. 3Влаштування розвантажувального ТП 6-10/0,4 кВ для існуючої ПЛ 0,4 кВ

на 2020-2024 роки ПрАТ "Закарпаттяобленерго"24

16 3.9 3.3.1 п.п. 3 Загальна потреба в коштах, тис.грн. (без ПДВ) 25

17 4.1. 3.3.1 п.п. 4 Фактичні максимальні електричні навантаження за режимний день 31

18 4.2. 3.3.1 п.п. 4 Прогноз максимальних електричних навантажень області 31

19 4.3. 3.3.1 п.п. 4Наявні рівні потужностей у точках приєднання системи розподілу ПрАТ

"Закарпаттяобленерго" до мереж ОСП (ПС 35-110 кВ)32

20 4.4. 3.3.1 п.п. 4Прогнозовані рівні потужностей у точках приєднання системи розподілу

ПрАТ "Закарпаттяобленерго" до мереж ОСП (ПС 35-110 кВ)34


"Закарпаттяобленерго" до мереж ОСП (ЛЕП 35-110 кВ)36


ПрАТ "Закарпаттяобленерго" до мереж ОСП (ЛЕП 35-110 кВ)37

З М І С Т


Закарпаттяобленерго" до мереж інших ОСР38


ПрАТ Закарпаттяобленерго" до мереж інших ОСР39

25 5. 3.3.1 п.п. 5 Заходи визначені ОСП 40

26 6 3.3.1 п.п. 6

Інформація щодо нових електроустановок виробництва електричної

енергії, які мають бути приєднані до системи розподілу (на основі заяв про

приєднання та іншої інформації, наявної в ОСР)

41

27 7. 3.3.1 п.п. 7

Дані щодо прогнозної потужності приєднання нових електроустановок (на

основі заяв про приєднання та доступної потужності в точках

забезпечення потужності)

50

28 8. 3.3.1 п.п. 8

Дані щодо потужності в енерговузлах системи розподілу, ураховуючи

формування переліку елементів мережі, що спричиняють обмеження

та/або неналежну якість електропостачання споживачів, які потребують

54

29 9.1. 3.3.1 п.п. 9Дані щодо завантаження електричних мереж напругою 20 кВ та вище в

характерні періоди їх роботи для нормальних та ремонтних режимів (ПЛ)55

30 9.2. 3.3.1 п.п. 9Дані щодо завантаження електричних мереж напругою 20 кВ та вище в

характерні періоди їх роботи для нормальних та ремонтних режимів (ПС)63

31 10. 3.3.1 п.п. 10

Інформація (фактичні та заплановані рівні показників) щодо якості

електропостачання (комерційна якість послуг, надійність (безперервність)

та якість електроенергії) та заходів, направлених на її підвищення

67

32 11. 3.3.1 п.п. 11Інформація щодо розміщення пристроїв фіксації/аналізу показників якості

електроенергії та планів щодо їх встановлення72

33 11.1 3.3.1 п.п. 11Розширена програма моніторингу показників якості електричної енергії в

електроустановках ПрАТ "Закарпаттяобленерго" на 2020-2027 роки73

34 11.2 3.3.1 п.п. 11Графіки проведення замірів показників якості

електроенергії на ПС 35-110 кВ82

35 11.3 3.3.1 п.п. 11

Перелік наявних автоматичних реєстраторів аварійних подій, пропозиції

по встановленню нових реєстраторів основних параметрів електричної

мережі 110кВ

86

36 11.4 3.3.1 п.п. 11

Перелік наявних автоматичних реєстраторів аварійних подій, пропозиції

по встановленню нових реєстраторів основних параметрів електричної

мережі 6-10 кВ на базі "Альтра"

87

37 12 3.3.1 п.п. 12Інформація щодо запланованого виведення обладнання системи розподілу

з експлуатації та оцінка впливу такого виведення88

38 13 3.3.1 п.п. 13 Плани в частині заходів з компенсації реактивної потужності 89

39 14 3.3.1 п.п. 14Плани в частині улаштування "інтелектуального" обліку електричної

енергії95

40 15.1 3.3.1 п.п. 15 Фактичні та прогнозні витрати електроенергії в системі розподілу 119

41 15.2 3.3.1 п.п. 15 Заходи по зниженню ТВЕ 121

42 16. 3.3.1 п.п. 16

Плани щодо реконстр. електромереж у точках забезпечення потужності

або створення нових, із зазначенням резервів потужності, які створюють-

ся при реалізації цих планів для можливості приєднання нових замовників

124

43 18Узагальнений технічний стан об'єктів електричних мереж системи

розподілу125

44 19Перелік об'єктів незавершеного будівництва, реконструкції та технічного

переоснащення127

45 20 План інвестицій за джерелами фінансування (сценарій 1) 128

46 20.1. План інвестицій за джерелами фінансування (сценарій 2) 129

47 21 3.3.1 (3, 5, 13, 14,

16)

ПЕРЕЛІК ТА ЕТАПИ ВИКОНАННЯ ЗАХОДІВ ПРСР, що включає

інформацію по підпунктах 3, 5, 13, 14, 16 пункту 3.3.1 та пункту 3.3.2 КСР

(сценарій 1)

130

48 21.1 3.3.1 (3, 5, 13, 14,

16)

ПЕРЕЛІК ТА ЕТАПИ ВИКОНАННЯ ЗАХОДІВ ПРСР, що включає

інформацію по підпунктах 3, 5, 13, 14, 16 пункту 3.3.1 та пункту 3.3.2 КСР

(сценарій 2)

133

49 22 3.3.2.

Заходи з розвитку системи розподілу, що виконуються в рамках Плану

розвитку системи передачі на наступні 10 років та/або інших стратегічних

документів України

137

50 23 3.3.1 п.п. 17

Пояснювальна записка по кожному заходу ПРСР рівня напругою 20 кВ та

вище, що включає інформацію щодо необхідності виконання заходу

(підстави включення до ПРСР), обсяги робіт, необхідне фінансування,

очікуванні результати після реалізації заходу (аналіз витрат та вигод (з

урахуванням техніко-економічних показників) проектів з розвитку системи

розподілу))

138

51 24 3.3.4 п.п. 4Аналіз досліджених режимів з урахуванням існуючого та прогнозного

завантаження системи розподілу182

52 25Загальна характеристика ПрАТ "Закарпаттяобленерго" в динаміці за

останні пять років184

53 26 3.3.1 п.п. 17 Аналіз витрат та вигод 186

54 3.3.4 ДОДАТКИ:

55 3.3.4 п.п. 11. Схема електричних з’єднань мереж напругою 20 кВ та вище, яка охоплює як

поточний, так і прогнозний періоди2 аркуші

56 3.3.4 п.п. 2 2. Схема нормального режиму електричної мережі напругою 20 кВ та вище 1 аркуш

57 3.3.4 п.п. 3

3. Схема заміщення для розрахунку струмів короткого замикання та величини

струму короткого замикання для кожного енерговузла (елемента) електричних

мереж

2 аркуші

58 3.3.4 п.п. 44. Схеми досліджених режимів з урахуванням існуючого та прогнозного

завантаження системи розподілу10 аркушів

Загальна характеристика

ПрАТ „Закарпаттяобленерго”

Енергетика Закарпаття веде свій відлік з 1902 року коли з’явилися перші дизельні

електростанції в містах Ужгороді, Мукачеві та Берегові, які забезпечували електроенергією малі

приватні підприємства та освітлення центральних вулиць.

Загальна ж електрифікація Закарпаття розпочалася після створення в 1946 році Ужгород-ського

енергокомбінату, правонаступником якого і являється ПрАТ "Закарпаттяобленерго". Масове

будівництво електричних мереж 0,4-110 кВ дозволило до 1975 року подати електроенергію у всі

населені пункти області.

Товариство здійснює ліцензовану діяльність з розподілу електричної енергії на території

Закарпатської області, згідно ліцензії виданої Національною комісією регулювання електро-

енергетики та комунальних послуг..

В структурі товариства 58 підрозділів, в тому числі 14 районів електричних мереж.

Товариство купує електроенергії на ОРЕ, розподіляє її по електромережах 220 кВ і нижче для

здійснення постачання електроенергії споживачам на території Закарпатської області і деяких

суміжних районів Львівської області ( Бескид, Гусне, Лавочне, Сянки ).

Джерела живлення електромережі 110 кВ

Основними джерелами живлення мережі 110 кВ Закарпатської області є підстанція НЕК

«Укренерго», Мукачеве-400 кВ та Воловець-220 кВ.

Крім того, можливе часткове живлення (резервування) по мережі 110 кВ в північно-західних

районах області.

ПС 400/220/110 кВ «Мукачеве»

ПС експлуатується з 1964 року та перебуває на балансі НЕК «Укренерго».

ПС 220/110/35 кВ «Воловець»

ПС експлуатується з 1969 року та перебуває на балансі НЕК «Укренерго».

ПС 220/110/10 кВ «Хуст-2»

Дана ПС разом з ПЛ-220 кВ Мукачево - Хуст, були введені в експлуатацію в 2009 році.

Реалізація даного проекту забезпечує сталу роботу всієї енергосистеми товариства і успішне

проходження осінньо-зимових максимумів навантаження.

Наявність даного енергокомплексу дозволить і надалі забезпечувати надійну і сталу роботу

енергосистеми області, а також підтримувати необхідний рівень напруги у віддалених гірських

населених пунктах. Також є можливість в подальшому виводити в тривалий ремонт та реконструк-

цію транзити ПЛ-110 кВ, які були побудовані в 1950-60 роках.

Даний енергокомплекс, органічно вписався в існуючу схему електропостачання області.

Загальна характеристика електричних мереж станом на 01.01.2019 р.

1. Лінії електропередачі всіх класів напруги (по трасі) – 18 585,3 км ,

в т.ч.:

• ПЛ 220 кВ – 81,4 км

• ПЛ 110кВ – 1 032,8 км

• ПЛ 35 кВ – 1 120,8 км

• ПЛ 6-10 кВ – 5 439,7 км

• ПЛ 0,4 кВ – 9 785,8 км

• КЛ 35 кВ – 5,8 км

• КЛ 6-10 кВ – 918,5 км

• КЛ 0,4 кВ – 200,5 км

2. Підстанції 220-110-35 кВ – 128 шт.,

в т.ч.:

• ПС-220кВ – 1 шт.,

• ПС-110 кВ – 40 шт.,

• ПС-35 кВ – 87 шт.

3. ТП ( РП ) 6-10/0,4 кВ – 4 900 шт.

Відповідно до оцінки технічного стану підлягають повній заміні:

- 399,0 км (38,6 %) ПЛ-110 кВ побудованих в 1950-1956 роках,

- 179,0 км (16,0 %) ПЛ-35 кВ, побудованих в 1936-1940 роках,

- 1 243,4 км (8,2 %) ПЛ 0,4-10 кВ (з них 457,3 км на дерев’яних опорах),

- 97,4 км ( 8,7 %) КЛ 0,4-10 кВ,

- 5 од. ( 3,9 %) ПС 35-110 кВ,

- 517 од. ( 10,7 % ) ТП 6-10/0,4 кВ.

Максимальне електричне навантаження Закарпатської області в 2018 році

становило 434 МВт ( базовий 1990 рік - 527 МВт).

Крім цього в товаристві експлуатуються:

1. Батареї статичних конденсаторів – 4 к-ти / 16,1 МВАр,

2. Дугогасильних реакторів 6-35 кВ – 24 шт.,

3. Лабораторій (атестованих) – 15 од.,

4. Засобів вимірювальної техніки – 473,7 тис.шт.,

5. Зв‘язок:

- 4 248 каналів телефонного зв’язку,

- 539 каналів телемеханіки,

- 146 телефонних станцій та комутаторів ємністю 6 637 номерів,

- 197,8 км КЛЗ,

- 331 радіостанцій,

6. Пристроїв РЗА – 6 388, або 9 979 з врахуванням коеф. складності,

7. ПС 35-110 кВ які мають ТУ-ТС-ТВ-АПТС – 114 шт.,

8. Мікропроцесорних пристроїв РЗА – 327 шт.,

9. Локальних мереж – 18, комп’ютерів – 904, серверів – 57, принтерів – 317,

10. Електронних лічильників кл.т. 2,0 і вище – 401 352 шт.,

11. Системи АСКОЕ споживачів – 544 (в т.ч. юридичних – 349),

12. Ремонтно-виробничих баз ( РВБ ) – 53 од.,

13. Транспортних засобів – 410 од.

Загальні показники:

- Приведена потужність – 773,4 МВт,

- Кількість умовних одиниць (електромереж) – 136 772,8 у.о.,

- Чисельність персоналу – 2 669 чол.,

в т.ч. з обслуговування електромереж – 1 088 чол.,

- Початкова вартість основних фондів – 2 723 263,0 тис.грн.

- Залишкова вартість основних фондів – 1 315 142,0 тис.грн.

Інвестиційні програми

Одним з найважливіших факторів сталої роботи електромереж є виконання робіт з їх

відновлення, реконструкції та модернізації. Механізмом реалізації даного завдання є виконання

схвалених інвестиційних програм. Динаміка показників за останні роки наведена нижче:

№

п/

п

Цільові програми 2013 2014 2015 2016

2017

2018

2019

(план)

1 Розвиток електро-

мереж та обладн. 79 219,5 72 208,4 68 677,0 96 526,4 100 171,9 116 780,4 138 502,3

2 Зниження нетехніч-

них витрат ел.енергії 8 555,5 5 099,8 4 686,9 5 360,8 20 539,1 21 517,4 27 290,0

3 Впровадження та

розвиток АСДТК 1 199,1 1 466,0 1 525,2 3 532,5 172,8 612,5 1 365,1

4 Впровадження інф.

технологій 2 194,1 2 298,5 2 378,2 2 558,0 3 601,7 4 448,3 5 756,3

5 Впровадження та

розвиток зв'язку 1 556,3 3 845,8 2 367,2 441,4 1 358,9 320,1 3 239,5

6 Закупівля колісної

техніки 3 297,4 2 760,3 3 302,0 5 399,9 1 127,1 1 790,8 3 622,5

7 Інше 407,7 384,6 103,2 352,8 0,0 558,0 2 188,4

8

Разом

96 429,6 88 063,5 83 039,7 114 171,8 126 971,4 146 027,5 181 964,0

% виконання

100,0

100,3

102,8

100,3

99,7 101,6

Показники 2015 2016 2017 2018

План 80 778 113 830 127 353 143 728

Факт 83 040 114 172 126 971 146 028

% 102,8 100,3 99,7 101,6

0

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

140 000

160 000

2015 2016 2017 2018

Обсяг , тис.грн

Рік

Ряд1

Ряд2

Ряд3

Інвестиційна програма 2018 року

На виконання програми витрачено 146 027,5 тис.грн., що складає 101,6 % від

запланованого обсягу, в т.ч. фінансування І-го розділу склало 116 780,4 тис.грн. (102,2 %).

Даних коштів було достатньо, щоб здійснити першочергові заходи по забезпеченню

надійної роботи електричних мереж та замінити аварійні ділянки ПЛ 0,4-10 кВ.

По розділах виконання програми є наступним:

№

п/п Цільові програми План на рік

Факт

за рік

%

виконання

1 Технічний розвиток електро-

мереж та обладнання 114 314,9 116 780,4 102,2

2 Зниження втрат електроенергії 21 557,7 21 517,4 99,8

3 Впровадження та розвиток

АСДТК 612,5 612,5 100,0

4 Впровадження інформаційних

технологій 4 537,9 4 448,3 98,0

5 Впровадження та розвиток

зв'язку 320,1 320,1 100,0

6 Закупівля транспорту 1 800,0 1 790,8 99,5

7 Інше 558,0 558,0 100,0

8

Разом 143 701,0 146 027,5 101,6

Основні інвестиції були здійснені в електромережі, зокрема:

• Проведено реконструкцію ділянок траси ПЛ-110 кВ Майдан-Міжгір'я - 4,6 км;

• Проведено реконструкцію 115,6 км ліній електропередачі 0,4–10 кВ;

• Модернізовано комутаційні пристрої на ПС 35-110кВ: заміна 9-ти шт. масляних

вимикачів 10 кВ на вакуумні вимикачі;

• Проведено модернізацію оперативних кіл на ПС -110/35/10 кВ «Ужгород-1»

(заміна ВУ);

• Продовжено реконструкцію ПС–35/10кВ «Ужгород-7;

• Побудовано 3 шт. розвантажувальних ТП 6-10/0,4 кВ та замінено 16 шт. силових

трансформаторів.

• закуплено 10 тис. 201 шт. електронних лічильників;

• придбано 1 од. спецтехніки (бурокранову установку).

Інвестиційна програма 2019 року

Загальний обсяг інвестпрограми на 2019 рік становить 181 964,0 тис.грн (без ПДВ):

№

п/п Цільові програми План на рік

1. Технічний розвиток електромереж та обладнання 138 502,3

2. Зниження втрат електроенергії 27 290,0

3. Впровадження та розвиток АСДТК 1 365,1

4. Впровадження інформаційних технологій 5 756,3

5. Впровадження та розвиток зв'язку 3 239,5

6. Закупівля транспорту 3 622,5 7. Інше 2 188,4

Разом 181 964,0

Основні роботи які передбачені інвестпрограмою 2019 року:

• Реконструкція ПЛ-110 кВ Міжгір'я-ТРГЕС ділянки опор №3-ПС «ТРГЕС» - 2,66

км;

• Реконструкція 128,01 км ліній електропередачі 0,4–10 кВ;

• Модернізація комутаційні пристрої на ПС 35-110 кВ: заміна 27-ти шт. масляних

вимикачів 10 кВ на вакуумні вимикачі;

• Модернізація ПС -110/35/10 кВ «Тересва» (заміна БСК);

• Продовження реконструкції ПС–35/10кВ «Ужгород-7 (в частині III черги);

• Заміна 21 шт. силових трансформаторів 6-10 кВ в ТП.

• Реконструкція ПЛ-10/6 кВ в ПЛЗ-20 кВ від ПС-110 кВ Вишково (підвищення

енергоефект.розп.мереж Вишківського енерговузла з реконфігурацією мереж 6-10 (0,4 кВ).

• Закупівля 12 тис. 316 шт. електронних лічильників;

• Телемеханізація ПС 110 кВ: Хуст-1; Ужгород-8.

• Будівництво ВОЛЗ ПС «Хуст-1»-ПС «Хуст-220» по ЛЕП 110 кВ.

• Закупівля 75 шт. комп'ютерів.

• Закупівля 2 од. бригадних автомобілів; 5 од. легкових автомобілів.

Заступник генерального директора –

технічний директор О. Білак


Найменування 2014 2015 % змін 2016 % змін 2017 % змін 2018 % змінзагальний %

змін

Прогнозні обсяги попиту на

електричну енергію,

тис.кВт.год

2 138 500 2 133 258 -0,25 2 150 062 0,79 2 188 100 1,77 2 127 014 -2,79 -0,54

Фактичні обсяги попиту на

електричну енергію,


2 099 799 2 134 654 1,66 2 174 991 1,89 2 166 075 -0,41 2 177 017 0,51 3,68

Прогнозні обсяги розподілу

електричної енергії мережами

ОСР, тис.кВт.год

1 741 600 1 767 645 1,50 1 781 315 0,77 1 804 905 1,32 1 734 721 -3,89 -0,39

Фактичні обсяги розподілу

електричної енергії мережами

ОСР, тис.кВт.год

1 746 762 1 764 574 1,02 1 784 092 1,11 1 765 045 -1,07 1 805 539 2,29 3,36

Прогнозна потужність у

системі розподілу, МВА497 505 1,61 512 1,39 520 1,56 528 1,54 6,24

Фактична потужність у

системі розподілу, МВА440 441 0,18 477 8,17 459 -3,69 440 -4,31 -0,13

1.1. Фактичні обсяги попиту на електричну енергію та потужність у системі розподілу, обсяги розподілу

(у т. ч. транзиту) електричної енергії мережами ОСР

9

10

21

38

50

0

21

33

25

8

-0,2

5

21

50

06

2

0,7

9

21

88

10

0

1,7

7

21

27

01

4

20

99

79

9

21

34

65

4

1,6

6

21

74

99

1

1,8

9

21

66

07

5

-0,4

1

21

77

01

7

-500 000

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

2014 2015 % змін 2016 % змін 2017 % змін 2018

Фактичні та планові обсяги попиту на електроенергію за

2013-2018рр., тис.кВт.год

План

Факт

11

17

41

60

0

17

67

64

5

1,5

0

17

81

31

5

0,7

7

18

04

90

5

1,3

2

17

34

72

1

17

46

76

2

17

64

57

4

1,0

2

17

84

09

2

1,1

1

17

65

04

5

-1,0

7

18

05

53

9

-200 000

0

200 000

400 000

600 000

800 000

1 000 000

1 200 000

1 400 000

1 600 000

1 800 000

2 000 000

2014 2015 % змін 2016 % змін 2017 % змін 2018

Фактичні та планові обсяги розподілу електроенергії за

2013-2018рр., тис.кВт.год

План

Факт

12

49

7

50

5

1,6

1

51

2

1,3

9

52

0

1,5

6

52

8

44

0

44

1

0,1

8

47

7

8,1

7

45

9

-3,6

9

44

0

-100

0

100

200

300

400

500

600

2014 2015 % змін 2016 % змін 2017 % змін 2018

Фактична та планова потужність у системі розподілу за 2013-

2018рр., тис.кВт.год

План

Факт

Найменування 2019 2020 % змін 2021 % змін 2022 % змін 2023 % змін 2024

загальн

ий %

змін

Обсяги попиту на електричну

енергію, тис.кВт.год2 163 100 2 182 500 0,90 2 199 600 0,78 2 225 500 1,18 2 249 900 1,10 2 269 400 4,91

Обсяги розподілу електрич-ної

енергії мережами ОСР,


1 786 000 1 826 000 2,24 1 860 000 1,86 1 900 000 2,15 1 940 000 2,11 1 983 000 11,03

Потужність у системі

розподілу, МВА490 548 11,84 557 1,59 566 1,62 573 1,32 582 18,87

1.2. Прогнозні обсяги попиту на електричну енергію та потужність у системі розподілу, обсяги розподілу (у т. ч.

транзиту) електричної енергії мережами ОСР

13

За останні роки, в Закарпатській області, наявна стабільна тенденція переходу населення та комунально-побутової сфери на електричне

опалення. Даний фактор спричиняє стале зростання споживання електроенергії в побутовому секторі.

Крім цього, ріст споживання електричної енергії зумовлюється стабільним розвитком малого підприємництва та рекреаційно-туристичної

сфери Закарпаття.

Також, очікується зростання промислового споживання електроенергії. Зокрема в автомобілебудуванні та лісопереробній промисловості.


загальний

%

змін

Обсяги відпуску електричної

енергії виробників електричної

енергії, приєднаних до системи

розподілу, тис.кВт.год

136 488 123 447 -9,55 130 783 5,94 145 921 11,57 172 215 18,02 176 412 29,25


загальний

%

змін

Обсяги відпуску електричної

енергії виробників електричної

енергії, приєднаних до системи

розподілу, тис.кВт.год

179 000 185 000 3,35 191 000 3,24 197 000 3,14 201 000 2,03 206 000 15,1

2.2. Обґрунтовані прогнозні обсяги відпуску електричної енергії виробників електричної енергії, приєднаних до системи розподілу

(визначені, де необхідно, у координації з ОСП)

2.1. Фактичні обсяги відпуску електричної енергії виробників електричної енергії, приєднаних до системи розподілу (визначені, де необхідно, у

координації з ОСП)

14

НапругаКількість та

потужність тр-рівпочаток закінчення

Плановий термін

початку будівництва

Нормативний термін

будівництва

Орієнтовний термін закінчення


кВ од х МВА (квартал, рік) (квартал, рік) тис.грн. (квартал, рік) (квартал, рік) (квартал, рік)

1 Хуст-220 220/110/10 1х125МВА нове з встановлення АТ-2 220/110/10кВ (125МВА). наявна 2016р. 143 513,2 Ікв 2024р. 9 міс. ІIІ кв 2024р.

2 Ужгород-1 110/35/10 2х40 реконструкція ЗРУ-10 кВ із заміною комірок 3СШ-10 кВ наявна 2018р. 206 503,0 ІІ кв 2020р. 5 міс. ІІІ кв 2020р.

3 Ужгород-7 35/10 2х10

реконструкція підстанції 35/10кВ з улаштуванням крила 110 кВ за схемою

мостика з вимикачами в колах трансформаторів, ліній 110 кВ та ремонтною

перемичкою.

наявна 2018р. 170 321,4 ІІ кв 2016р. 18 міс. ІІІ кв 2022р.

4 Ужгород-9 110/35/10 2х25будівництво нової опорної підстанції з класом напруги 110/35/10 кВ та

встановленням силових трансформаторів 25 МВАвідсутня ІІІ кв 2018р. ІІ кв 2019р. 206 913,0 ІІ кв 2021р. 18 міс. ІІІ кв 2024р.

5 Берегово-4 110/35/6 2х25реконструкція підстанції 110/35/6кВ із заміною порталів та ошиновки

110/35 Кв.наявна 2017р. 72 269,1 ІІ кв 2022р. 6 міс. ІІІ кв 2022р.

6 Угля 110/10 2х10технічне переоснащення ПС-110/10кВ за схемою мостика з вимикачами в

колах трансформаторів, СВ-110кВ та ремонтною перемичкоюнаявна 2013р. 108 853,2 ІІ кв 2023р. 6 міс. ІІІ кв 2024р.

7 Ганичі 35/10 10технічне переоснащення ПС-35/10кВ з улаштуванням крила 110кВ та

встановлення трансформатора 110/35/10кВ потужністю 25МВА. наявна 2013р. 110 638,2 ІІ кв 2024р. 9 міс. ІV кв 2025р.

8 Страбічово 110/35/10 2х10

реконструкція ВРП-110 кВ підстанції 110/35/10 кВ із зміною схеми РП-

110 на схему мостика з вимикачами в колах трансформаторів, та

ремонтною перемичкою.

наявна 2016р. 46 212,2 ІІ кв 2022р. 6 міс. ІІІ кв 2022р.

9 Вишково 110/35/6-10 10+4 реконструкція з перевлаштуванням на напругу 20 кВ відсутня ІV кв 2018р. 110 464,5 ІІ кв 2020р. 6 міс. ІІІ кв 2020р.

10 Ужгород-3 35/10 16+10реконструкція з додатковим встановленням пристрою компенсації

реактивної потужності БСК на 1СШ-10відсутня ІІкв 2019р. ІІкв 2019р. 3 574,0 ІІІ кв 2020р. 1міс. ІІІ кв 2020р.

11 Мукачево-4 35/10 2х4реконструкція з додатковим встановленням пристрою компенсації


12 Раковець 35/10 2х2,5реконструкція з додатковим встановленням пристрою компенсації


13 Ясіня 35/10 4+6,3реконструкція з додатковим встановленням пристрою компенсації


14 ПС-110/35 кВ 110/35 технічне переоснащення із заміною МВ, ВД-КЗ, пристроїв РЗіА відсутня ІІкв 2019р. ІІкв 2023р. 97 611,8 Ікв 2020р. ІIІ кв 2024р.

Заступник генерального директора - технічний директор О. Білак

Будівельні роботи

15

3.1. Будівництво, реконструкція та технічне переоснащення електричних мереж ПрАТ "Закарпаттяобленерго"

Підстанції напругою 35-110-220 кВ, які плануються до введення у 2020-2024 роках

№

п/п Назва ПС

Характеристика ПС

Вид капітального будівництва (нове, реконстр, тех.переоснащення)Наявність

проектної

документації

Стан проектних робіт

Кошторисна/оціночна

вартість будівництва,

У цінах 2018 р.

Назва об’єктуВид будівництва (нове,

реконстр., технічне

переоснащення)

2020 2021 2022 2023 2024 Всього

ПС-220 кВ Хуст-220 реконструкція 87 526,5 87 527

ПС-110 кВ Ужгород-1 реконструкція 1 500,0 20 000,0 21 500

ПС-35 кВ Ужгород-7 реконструкція 1 700,0 49 250,0 81 107,7 38 263,7 170 321

ПС-110 кВ Ужгород-9 нове 26 200,1 24 726,9 87 780,0 68 206,0 206 913

ПС-110 кВ Берегово-4 реконструкція 72 269,1 72 269

ПС-110 кВ Угля реконструкція 52 750,0 38 200,0 90 950

ПС-35 кВ Ганичі реконструкція 41 150,0 41 150

ПС-110 кВ Страбичево реконструкція 46 212,0 46 212

ПС 110/35/6-10кВ "Вишково" реконфігурацією мережі 6(10)/0,4 кВ на клас

напруги 20/0,4 кВ

реконструкція 1 200,0 7 270,0 9 500,0 25 000,0 25 000,0 67 970

ПС-110/35 кВ заміна МВ, ВД-КЗ, пристроїв РЗіА

модернізація 14 308,5 11 750,6 19 556,0 30 111,2 21 885,5 97 612

ПС 35/10 кВ "Ужгород-3" БСК 1СШ-10 кВ

модернізація 3 574,0 3 574

ПС 35/10 кВ "Мукачево-4" БСК 1СШ-10 кВ


ПС 35/10 кВ "Раковець" БСК 1СШ-10 кВ


ПС 35/10 кВ "Ясіня" БСК 2СШ-10 кВ


Разом 22 283 115 971 254 872 235 405 281 968 910 498


Заступник генерального директора -

3.1.1. Необхідні капіталовкладення по роках для будівництва підстанцій

напругою 35-110 кВ по ПрАТ "Закарпаттяобленерго"

тис.грн. (без ПДВ)

Напруга

Довжина

лінії по

трасі

початок закінчення

Плановий

термін по-

чатку бу-

дівництва

Норматив-

ний термін

будів-

ництва

Орієнтовний

термін

закінчення


кВ км (квартал, рік) (квартал, рік) тис.грн. (квартал, рік) (квартал, рік) (квартал, рік)

1 Міжгіря-ТРГЕС 110 1 22,18 АС 70 реконструкція наявна ІІІ кв 2018 106 319 ІІ кв 2019 7 міс. ІV кв 2021

2 Хуст-Тересва 110 1 39,4 АС-120 реконструкція відсутня І кв 2020 ІІІ кв 2020 169 749 І кв 2022 10 міс. ІV кв 2023

3 Угля-Ганичі 110 1 16,98 АС 150 нове наявна ІІІ кв 2013 65 367 І кв 2023 8 міс. ІV кв 2025

4 Мукачево-400-Мукачево-2 110 1 17,68 АС-150 реконструкція відсутня І кв 2022 ІІІ кв 2022 22 679 І кв 2023 2 міс. ІV кв 2023

5 Мукачево-400-Ужгород-9 110 1 37,15 АС-185 реконструкція відсутня І кв 2023 ІІІ кв 2023 232 679 І кв 2024 11 міс. ІV кв 2024

6 Воловець220-Вовчий 110 1 16,58 АС 120 реконструкція відсутня І кв 2023 ІV кв 2023 71 450 І кв 2024 11 міс. ІV кв 2024

7 Рахів1-Рахів3 35 2 8,14АС 70

АС120 реконструкція відсутня І кв 2021 ІІІ кв 2021 24 384 І кв 2022 3 міс. ІV кв 2022

8 Рахів3-Кваси 35 2 14,68АС 70

АС120 реконструкція відсутня І кв 2022 ІІІ кв 2022 43 467 І кв 2023 7 міс. ІV кв 2024

17


Кіл

ьк

ість

ла

нц

югів

Марка

проводу

3.2. Лінії електропередач напругою 35-110 кВ, які плануються до введення у 2020-2024 роках

№

п/п

Назва і тип лінії

електропередачі

Характеристика ПЛВид кап.

будівниц-тва

(нове, реконст-

рукція, технічне


Наявність

проектної

документац

ії

Стан проектних робітКошторис-

на/оціночна

вартість


Будівельні роботи

по ПрАТ "Закарпаттяобленерго"


Назва об’єкту

Вид будівництва

(нове, реконстр.,

тех.переосна-

щення)

2020 2021 2022 2023 2024 Всього

Міжгіря-ТРГЕС реконструкція 1 000 19 000 22 000 23 000 29 355 94 355

Хуст-Тересва реконструкція 61 956 107 793 169 749

Угля-Ганичі нове 11 789 53 578 65 367

Мукачево-400-Мукачево-2 реконструкція 22 679 22 679

Мукачево-400-Ужгород-9 реконструкція 22 563 22 563

Воловець220-Вовчий реконструкція 29 570 29 570

Рахів1-Рахів3 реконструкція 24 384 24 384

Рахів3-Кваси реконструкція 13 467 29 999 43 466

Разом 1 000 19 000 108 340 178 728 165 065 472 133

3.2.1. Необхідні капіталовкладення по роках для будівництва

ліній електропередачі напругою 35-110 кВ по ПрАТ "Закарпаттяобленерго"

тис.грн. (без ПДВ

Заступник генерального директора -


Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

1 Берегівський РЕМ 4,0 3 400,0 5,0 4 400,0 5,0 4 500,0 5,0 4 750,0 6,0 5 820,0 25,0 22 870,0

2Виноградівський

РЕМ4,0 3 400,0 5,0 4 400,0 3,0 2 700,0 3,0 2 850,0 4,0 3 880,0 19,0 17 230,0

3 Воловецький РЕМ 2,0 1 700,0 2,0 1 760,0 3,0 2 700,0 3,0 2 850,0 3,0 2 910,0 13,0 11 920,0

4 Іршавський РЕМ 5,0 4 250,0 4,5 3 960,0 3,0 2 700,0 4,0 3 800,0 5,0 4 850,0 21,5 19 560,0

5 Міжгірський РЕМ 7,0 5 950,0 7,0 6 160,0 8,0 7 200,0 7,0 6 650,0 9,0 8 730,0 38,0 34 690,0

6 Мукачівський РЕМ 2,0 1 700,0 2,0 1 760,0 4,0 3 600,0 4,0 3 800,0 4,0 3 880,0 16,0 14 740,0

7 Мукачівський МРЕМ 1,0 850,0 5,0 4 400,0 1,0 900,0 1,0 950,0 1,0 970,0 9,0 8 070,0

8Перечинсько -

В. Березнянський 2,0 1 700,0 3,0 2 648,8 4,0 3 600,0 5,0 4 750,0 5,0 4 850,0 19,0 17 548,8

9 Рахівський РЕМ 3,0 2 550,0 4,0 3 520,0 6,0 5 400,0 8,0 7 600,0 10,0 9 700,0 31,0 28 770,0

10 Свалявський РЕМ 2,0 1 700,0 2,0 1 760,0 2,0 1 800,0 3,0 2 850,0 4,0 3 880,0 13,0 11 990,0

11 Тячівський РЕМ 8,0 6 800,0 9,0 7 920,0 11,0 9 900,0 13,0 12 350,0 15,0 14 550,0 56,0 51 520,0

12 Ужгородський РЕМ 5,0 4 250,0 5,5 4 840,0 6,0 5 400,0 7,0 6 650,0 8,0 7 760,0 31,5 28 900,0

13 Ужгородський МРЕМ 1,0 850,0 2,0 1 760,0 1,0 900,0 1,0 950,0 3,0 2 910,0 8,0 7 370,0

14 Хустський РЕМ 5,0 4 250,0 5,0 4 400,0 6,0 5 400,0 8,0 7 600,0 9,0 8 730,0 33,0 30 380,0

Всього: 51,0 43 350,0 61,0 53 688,8 63,0 56 700,0 72,0 68 400,0 86,0 83 420,0 333,0 305 558,8

19


3.3. Обсяг реконструкції ПЛ 6-10 кВ на 2020-2024 роки ПрАТ "Закарпаттяобленерго"

№ з/пНазва територіального

структурного підрозділу

2020 2021 2022 2023 2024 2020-2024

Прим.

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

1 Берегівський РЕМ 0,3 660,0 0,3 690,0 0,7 1 680,0 1,0 2 500,0 1,4 3 640,0 3,7 9 170,0

2 Виноградівський РЕМ 0,2 440,0 0,0 0,0 0,7 1 680,0 1,0 2 500,0 1,4 3 640,0 3,3 8 260,0

3 Воловецький РЕМ 1,1 2 420,0 1,5 3 335,0 2,1 5 040,0 2,6 6 500,0 3,0 7 800,0 10,3 25 095,0

4 Іршавський РЕМ 0,2 440,0 0,0 0,0 1,0 2 400,0 1,0 2 500,0 1,0 2 600,0 3,2 7 940,0

5 Міжгірський РЕМ 0,0 0,0 0,4 920,0 0,7 1 680,0 0,8 2 000,0 0,9 2 340,0 2,8 6 940,0

6 Мукачівський РЕМ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,5 1 200,0 0,5 1 250,0 0,5 1 300,0 1,5 3 750,0

7 Мукачівський МРЕМ 0,7 1 540,0 0,95 2 185,0 1,2 2 880,0 2,4 6 000,0 2,8 7 280,0 8,1 19 885,0


В. Березнянський РЕМ0,0 0,0 0,5 1 150,0 1,0 2 400,0 1,0 2 500,0 1,0 2 600,0 3,5 8 650,0

9 Рахівський РЕМ 0,2 440,0 0,4 966,0 0,7 1 632,0 0,8 1 900,0 0,9 2 340,0 3,0 7 278,0

10 Свалявський РЕМ 0,0 0,0 2,8 6 371,0 2,9 6 960,0 3,4 8 500,0 3,8 9 880,0 12,9 31 711,0

11 Тячівський РЕМ 0,5 990,0 0,7 1 610,0 0,8 1 920,0 0,8 2 000,0 0,8 2 080,0 3,6 8 600,0

12 Ужгородський РЕМ 0,5 1 100,0 1,0 2 300,0 1,0 2 400,0 1,0 2 500,0 1,0 2 600,0 4,5 10 900,0

13 Ужгородський МРЕМ 1,2 2 640,0 8,8 20 203,2 10,2 24 480,0 12,4 31 000,0 12,8 33 280,0 45,4 111 603,2

14 Хустський РЕМ 1,5 3 300,0 1,8 4 140,0 2,1 5 040,0 2,2 5 500,0 2,4 6 240,0 10,0 24 220,0

Всього: 6,4 13 970,0 19,1 43 870,2 25,6 61 392,0 30,9 77 150,0 33,7 87 620,0 115,6 284 002,2

20


3.4. Обсяг реконструкції КЛ 6-10 кВ на 2020-2024 роки ПрАТ "Закарпаттяобленерго"



2020 2021 2022 2023 2024 2020-2024

Прим.

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

1 Берегівський РЕМ 9,0 7 200,0 10,0 8 500,0 12,0 10 800,0 12,0 11 760,0 12,0 12 000,0 55 50 260,0

2 Виноградівський РЕМ 9,0 7 200,0 11,0 9 350,0 12,0 10 800,0 12,0 11 760,0 12,0 12 000,0 56 51 110,0

3 Воловецький РЕМ 8,0 6 400,0 8,0 6 800,0 8,0 7 200,0 10,0 9 800,0 10,0 10 000,0 44 40 200,0

4 Іршавський РЕМ 9,0 7 200,0 13,0 11 050,0 15,0 13 500,0 17,0 16 660,0 20,0 20 000,0 74 68 410,0

5 Міжгірський РЕМ 15,0 12 000,0 15,0 12 750,0 15,0 13 500,0 15,0 14 700,0 15,0 15 000,0 75 67 950,0

6 Мукачівський РЕМ 8,0 6 400,0 12,0 10 200,0 15,0 13 500,0 15,0 14 700,0 18,0 18 000,0 68 62 800,0

7 Мукачівський МРЕМ 2,0 1 600,0 5,0 4 250,0 6,0 5 400,0 7,0 6 860,0 8,0 8 000,0 28 26 110,0


В. Березнянський РЕМ3,0 2 400,0 6,0 5 100,0 10,0 9 000,0 12,0 11 760,0 12,0 12 000,0 43 40 260,0

9 Рахівський РЕМ 17,0 13 600,0 18,0 15 300,0 15,0 13 500,0 15,0 14 700,0 15,0 15 000,0 80 72 100,0

10 Свалявський РЕМ 7,0 5 600,0 7,0 5 950,0 9,0 8 100,0 10,0 9 800,0 10,0 10 000,0 43 39 450,0

11 Тячівський РЕМ 40,0 32 000,0 42,0 35 700,0 48,0 43 200,0 50,0 49 000,0 55,0 55 000,0 235 214 900,0

12 Ужгородський РЕМ 10,0 8 000,0 13,0 11 050,0 14,0 12 600,0 15,0 14 700,0 18,0 18 000,0 70 64 350,0

13 Ужгородський МРЕМ 2,0 1 600,0 6,0 5 100,0 6,0 5 400,0 6,0 5 880,0 7,0 7 000,0 27 24 980,0

14 Хустський РЕМ 19,0 15 200,0 20,0 17 000,0 21,0 18 900,0 23,0 22 540,0 26,0 26 000,0 109 99 640,0

Всього: 158,0 126 400 186,0 158 100 206,0 185 400 219,0 214 620 238,0 238 000 1 007,0 922 520

21


3.5. Обсяг реконструкції ПЛ 0,4 кВ на 2020-2024 роки ПрАТ "Закарпаттяобленерго"



2020 2021 2022 2023 2024 2020-2024

Прим.

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, км

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

1 Берегівський РЕМ 0,15 240,0 0,4 697,0 0,2 336,0 0,3 513,0 0,3 525,0 1,4 2 311,0

2 Виноградівський РЕМ 0,0 0,0 0,2 328,0 0,2 336,0 0,3 513,0 0,4 700,0 1,1 1 877,0

3 Воловецький РЕМ 0,2 320,0 0,2 328,0 0,4 672,0 0,6 1 026,0 0,5 875,0 1,9 3 221,0

4 Іршавський РЕМ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3 504,0 0,3 513,0 0,3 525,0 0,9 1 542,0

5 Міжгірський РЕМ 0,0 0,0 0,1 164,0 0,1 168,0 0,2 342,0 0,2 350,0 0,6 1 024,0

6 Мукачівський РЕМ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 171,0 0,1 175,0 0,2 346,0

7 Мукачівський МРЕМ 0,0 0,0 0,3 492,0 0,3 504,0 0,3 513,0 0,8 1 400,0 1,7 2 909,0


В. Березнянський РЕМ0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 336,0 0,2 342,0 0,2 350,0 0,6 1 028,0

9 Рахівський РЕМ 0,0 0,0 0,2 319,8 0,3 504,0 0,3 513,0 0,3 525,0 1,1 1 861,8

10 Свалявський РЕМ 0,1 160,0 0,1 164,0 0,2 336,0 0,2 342,0 0,2 350,0 0,8 1 352,0

11 Тячівський РЕМ 0,0 0,0 0,3 492,0 0,5 840,0 0,5 855,0 0,6 1 050,0 1,9 3 237,0

12 Ужгородський РЕМ 0,0 0,0 0,1 164,0 0,2 336,0 0,2 342,0 0,2 350,0 0,7 1 192,0

13 Ужгородський МРЕМ 0,8 1 280,0 0,9 1 541,6 0,9 1 512,0 0,9 1 539,0 1,2 2 100,0 4,7 7 972,6

14 Хустський РЕМ 0,0 0,0 0,5 820,0 0,5 840,0 0,5 855,0 0,5 875,0 2,0 3 390,0

Всього: 1,3 2 000,0 3,4 5 510,4 4,3 7 224,0 4,9 8 379,0 5,8 10 150,0 19,6 33 263,4

22


3.6. Обсяг реконструкції КЛ 0,4 кВ на 2020-2024 роки ПрАТ "Закарпаттяобленерго"



2020 2021 2022 2023 2024 2020-2024

Прим.

Обсяг, шт

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, шт

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, шт

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, шт

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, шт

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, шт

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

1 Берегівський РЕМ 0 0,0 1 109,0 2 230,0 2 244,0 2 262,0 7 845,0

2 Виноградівський РЕМ 0 0,0 2 218,0 2 230,0 2 244,0 2 262,0 8 954,0

3 Воловецький РЕМ 3 309,0 3 327,0 2 230,0 2 244,0 2 262,0 12 1 372,0

4 Іршавський РЕМ 3 309,0 3 327,0 3 345,0 4 488,0 4 524,0 17 1 993,0

5 Міжгірський РЕМ 0 0,0 1 109,0 1 115,0 2 244,0 1 131,0 5 599,0

6 Мукачівський РЕМ 0 0,0 2 218,0 2 230,0 2 244,0 2 262,0 8 954,0

7 Мукачівський МРЕМ 1 103,0 2 218,0 2 230,0 2 244,0 2 262,0 9 1 057,0


В. Березнянський РЕМ0 0,0 1 109,0 1 115,0 1 122,0 1 131,0 4 477,0

9 Рахівський РЕМ 1 103,0 2 218,0 2 230,0 2 244,0 2 262,0 9 1 057,0

10 Свалявський РЕМ 2 206,0 2 218,0 2 230,0 3 366,0 3 393,0 12 1 413,0

11 Тячівський РЕМ 20 2 060,0 21 2 289,0 21 2 415,0 22 2 684,0 22 2 882,0 106 12 330,0

12 Ужгородський РЕМ 0 0,0 1 109,0 1 115,0 2 244,0 2 262,0 6 730,0

13 Ужгородський МРЕМ 0 0,0 3 327,0 3 345,0 3 366,0 3 393,0 12 1 431,0

14 Хустський РЕМ 0 0,0 2 218,0 2 230,0 3 366,0 3 393,0 10 1 207,0

Всього: 30 3 090,0 46 5 014,0 46 5 290,0 52 6 344,0 51 6 681,0 225 26 419,0

23


3.7. Обсяг реконструкції ТП 6-10/0,4 кВ із заміною трансформаторів на 2020-2024 роки ПрАТ "Закарпаттяобленерго"



2020 2021 2022 2023 2024 2020-2024

Прим.

Обсяг, шт

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, шт

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, шт

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, шт

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, шт

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

Обсяг, шт

Вартість,

тис.грн.

(без ПДВ)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

1 Берегівський РЕМ 0 0,0 2 560,0 2 610,0 3 960,0 4 1 320,0 11 3 450,0

2 Виноградівський РЕМ 0 0,0 1 280,0 1 305,0 1 320,0 2 660,0 5 1 565,0

3 Воловецький РЕМ 2 520,0 2 560,0 2 610,0 2 640,0 2 660,0 10 2 990,0

4 Іршавський РЕМ 1 260,0 2 560,0 3 915,0 3 960,0 3 990,0 12 3 685,0

5 Міжгірський РЕМ 0 0,0 1 280,0 2 610,0 2 640,0 2 660,0 7 2 190,0

6 Мукачівський РЕМ 1 260,0 1 280,0 1 305,0 1 320,0 1 330,0 5 1 495,0

7 Мукачівський МРЕМ 0 0,0 1 280,0 2 610,0 2 640,0 2 660,0 7 2 190,0


В. Березнянський РЕМ0 0,0 1 280,0 1 305,0 1 320,0 1 330,0 4 1 235,0

9 Рахівський РЕМ 2 520,0 3 840,0 3 915,0 4 1 280,0 5 1 650,0 17 5 205,0

10 Свалявський РЕМ 1 260,0 2 560,0 2 610,0 2 640,0 2 660,0 9 2 730,0

11 Тячівський РЕМ 2 520,0 3 840,0 4 1 220,0 5 1 600,0 6 1 980,0 20 6 160,0

12 Ужгородський РЕМ 1 260,0 2 560,0 3 915,0 3 960,0 4 1 320,0 13 4 015,0

13 Ужгородський МРЕМ 0 0,0 1 280,0 1 305,0 1 320,0 1 330,0 4 1 235,0

14 Хустський РЕМ 1 260,0 3 840,0 4 1 220,0 5 1 600,0 6 1 980,0 19 5 900,0

Всього: 11 2 860,0 25 7 000,0 31 9 455,0 35 11 200,0 41 13 530,0 143 44 045,0

24


3.8. Влаштування розвантажувального ТП 6-10/0,4 кВ для існуючої ПЛ 0,4 кВ на 2020-2024 роки ПрАТ "Закарпаттяобленерго"



2020 2021 2022 2023 2024 2020-2024

Прим.


Об’єкти електричних

мереж2020 2021 2022 2023 2024 Всього

Всього : 249 281 416 154 697 173 809 225 895 934 3 067 768

в тому числі :

ПС 35-220 кВ 22 283 115 971 254 872 235 405 281 968 910 498

ПЛ , КЛ 35-110 кВ 1 000 19 000 108 340 178 728 165 065 472 133

ПЛ, КЛ 0,4-10 кВ,

ТП 10(6)/0,4 кВ225 999 281 183 333 961 395 093 448 901 1 685 137

3.9. Загальна потреба в коштах для реалізації Плану розвитку


тис. грн. (без ПДВ)

26

22 2831 000

225 999

2020

ПС 35-220 кВ

ПЛ , КЛ 35-110 кВ

ПЛ, КЛ 0,4-10 кВ,

ТП 10(6)/0,4 кВ

27

115 971

19 000

281 183

2021ПС 35-220 кВ

ПЛ , КЛ 35-110 кВ

ПЛ, КЛ 0,4-10 кВ,

ТП 10(6)/0,4 кВ

28

254 872

108 340

333 961

2022

ПС 35-220 кВ

ПЛ , КЛ 35-110 кВ

ПЛ, КЛ 0,4-10 кВ,

ТП 10(6)/0,4 кВ

29

235 405

178 728

395 093

2023

ПС 35-220 кВ

ПЛ , КЛ 35-110 кВ

ПЛ, КЛ 0,4-10 кВ,

ТП 10(6)/0,4 кВ

30

281 968

165 065448 901

2024

ПС 35-220 кВ

ПЛ , КЛ 35-110 кВ

ПЛ, КЛ 0,4-10 кВ,

ТП 10(6)/0,4 кВ

Показники 2014 2015 2016 2017 2018

Максимальне електричне навантаження

області440 441 477 459 440

За окремими перспективними вузлами

навантаження (назва вузлів)

Мукачівський 250 243 270 263 265

Хустський 92 98 104 98 90

Воловецький 98 100 103 98 85

Показники 2020 2021 2022 2023 2024

Максимальне електричне навантаження

області534 543 551 561 568

За окремими перспективними вузлами

навантаження (назва вузлів)

Мукачівський 309 314 319 325 331

Хустський 107 109 110 112 115

Воловецький 118 120 122 124 123

4.1. Фактичні максимальні електричні навантаження за режимний день, МВА

4.2. Прогноз максимальних електричних навантажень області, МВА

534

543

551

561

568

510

520

530

540

550

560

570

580

2020 2021 2022 2023 2024

Максимальне електричне навантаження області

Назва

К-сть і потужність ав-

тотрансформаторів; дов-

жина ЛЕП, марка та пере-

різ проводів

Назва

К-сть і потуж-

ність тр-рів,

од./МВА

Рік будів-

ництва2014 2015 2016 2017 2018

Ужгород-1 110/35/10кВ 2х40 1964 49,78 45,37 54,59 50,93 51,84

Ужгород-2 110/35/10кВ 2х25 1976 21,14 12,34 17,16 16,49 15,21

Ужгород-5 110/10кВ 2х10 1983 12,26 14,01 13,02 13,32 17,71

Ужгород-6 110/10кВ 2х10 2013 3,52 4,30 6,18 5,89 6,20

Ужгород-8 110/10кВ 2х25 1985 0,00 0,11 1,14 3,98 2,27

Чоп 110/35/10кВ 2х10 1964 4,30 3,64 7,59 11,75 4,57

Перечин 110/35/10кВ 2х25 11,59 10,98 13,13 10,09 11,91

Дубриничі 110/6кВ 1х6,3 1977 0,79 1,05 0,88 0,91 1,57

Березний 110/10кВ 2х16 3,66 3,70 3,52 3,51 3,52

Кострино 110/35/10кВ 1х6,3 1979 0,82 0,89 1,54 0,58 0,54

Жорнава 110/10кВ 2х10 0,82 0,66 1,17 0,84 1,45

181км 110/10кВ 2х10 0,66 0,63 0,84 0,84 0,63

173км 110/10кВ 2х16 0,71 0,53 0,95 1,15 1,14

Сянки 110/10кВ 2х25 1,04 1,04 1,04 1,08 1,14

Мукачево-6 110/10кВ 2х10 1974 0,43 0,43 0,43 0,43 0,43

1х25

1х16

Мукачево-2 110/35/6кВ 2х40 1968 30,77 33,28 37,83 33,46 36,24

Страбічово 110/35/10кВ 2х10 1968 7,41 12,33 9,89 10,27 9,33

Батьово 110/35/6кВ 2х10 1956 11,23 10,41 7,10 6,26 9,86

Берегово-4 110/35/6кВ 2х25 1974 17,18 16,45 19,86 17,16 18,64

Берегово-3 110/6кВ 1х10 1966 3,30 2,91 3,59 2,70 2,72

1х101х6,3

Шаланки 110/10кВ 1х6,3 1978 0,91 1,32 1,20 2,40 1,39

Вілок 110/35/10кВ 1х16 1978 12,42 11,78 11,01 10,53 10,55

1х25

1х16

Рокосово 110/6кВ 2х6,3 1992 1,55 1,32 1,22 1,50 1,43

Флекстронікс 110/6кВ 1х16 2006 0,86 1,02 1,14 0,96 2,52

Соломоново 110/35/10кВ 1х25 2014 0,86 0,87 0,46 0,57 3,08

Всього 400 47/780,8 249,74 242,87 270,08 263,29 264,90

32

4.3. Наявні рівні потужностей у точках приєднання системи розподілу ПрАТ "Закарпаттяобленерго" до мереж ОСП (ПС 35-110 кВ)

Джерело живлення: ПС напругою 220 кВ і вище

або лінія 110 кВ від джерел живлення, розміщених

на території інших ліцензіатів 1

ПС 110/35/10(6) і 110/10(6) кВ, які живляться від джерела

живлення

Мукачево-районна

400/220/110/35кВ 2х200

Мукачево-1 110/35/6кВ 1956 21,35 20,68 24,79 25,59 23,92

Береги 110/35/10кВ 2,38 1,39

Іршава-1 110/35/10кВ 1964 27,52 28,65 26,96 23,71

1977 2,83 2,15 1,85

27,74

Максимальні навантаження у режимні дні в МВА за роками

Коефіцієнт

завантаження джерела 0,62 0,61 0,68 0,66 0,66

1х16

1х25

Росош 110/35/10кВ 2х16 1984 5,68 6,73 5,77 2,00 2,33

Чинадієво 110/10кВ 2х10 1975 2,04 2,54 2,71 2,50 2,70

Свалява-1 110/35/6кВ 2х25 11,01 9,39 10,58 10,29 10,77

Свалява-3 110/10кВ 2х16 1980 2,87 4,10 2,75 4,77 3,22

Пилипець 110/10кВ 1х6,3 1974 2,78 2,14 2,35 2,63 2,59

Майдан 110/10кВ 1х6,3 1980 1,87 2,00 2,04 1,95 1,50

Міжгір’я 110/35/10кВ 2х10 1959 12,61 14,49 13,12 10,21 8,66

ТРГЕС 110/10кВ 2х25 1950 1,21 1,25 1,30 1,27 1,25

Липча 110/35/10кВ 1х16 1977 10,61 9,48 9,64 8,77 6,73

Драгово 110/10кВ 1х6,3 1987 3,73 3,87 3,92 4,02 3,83

Угля 110/10кВ 2х10 1990 2,36 2,66 2,66 2,16 2,23

Хуст-1 110/35/6кВ 2х25 1977 24,01 24,68 24,46 25,77 25,66

Підполоззя 110/35/10кВ 1х10 1967 0,95 1,07 1,12 1,20 1,04

Скотарське 110/10кВ 2х10 2,85 2,07 2,09 6,63 1,71

Бескид 110/10кВ 2х25 4,91 3,72 5,64 5,48 4,08

Лавочне 110/35/10кВ 2х25 6,73 6,74 11,30 6,76 5,50

Всього 250 29/479,9 98,11 99,77 102,60 97,93 84,92


завантаження джерела 0,39 0,40 0,41 0,39 0,34

Вишково 110/6кВ 1х6,3 1972 3,59 3,21 3,87 3,45 3,36

1х6,3 2014

1х10 1986

Тячів 110/10кВ 2х10 1985 8,09 9,12 9,27 8,57 6,98

Тересва 110/35/10кВ 2х25 1979 29,16 29,07 29,91 27,37 26,72

Солотвино 110/35/6кВ 1х16 1969 4,54 4,15 4,37 3,92 4,15

Діброва 110/10кВ 1х10 1983 6,51 6,33 6,10 5,76 5,03

Копаня 110/6кВ 1х2,5 1979 0,65 0,55 0,57 0,61 0,62

1х16

1х10

Бичків 110/35/10кВ 2х10 1987 12,17 12,61 12,45 12,13 10,43

1х25

1х16

Всього 125 16/208,1 92,36 98,35 104,36 98,21 89,82


завантаження джерела

живлення

0,74 0,79 0,83 0,79 0,72

33

Воловець-220

220/110/35/6кВ2х125

Вовчий 110/10кВ

Хуст-220

220/110/10кВ1х125

Буштино 110/10кВ

13,80 12,99

Рахів-1 110/35/10кВ 1967 18,46 17,66 21,20 19,64 17,22

2,26 2,32

Виноградів-2 110/35/6кВ 1968 6,92 13,34

2,60 2,96 2,32

14,03

1,89 2,85 1,14 1,52 1,14

Назва

К-сть і потужність

автотрансформаторі

в; довжина ЛЕП,

марка та переріз

проводів

Назва

Кількість і

потужність

трансформа-

торів,

од./МВА

Рік

будівництва2020 2021 2022 2023 2024

Ужгород-1 110/35/10кВ 2х40 1964 55,41 52,66 45,22 44,13 41,20

Ужгород-2 110/35/10кВ 2х25 1976 21,46 19,78 20,08 18,40 16,20

Ужгород-5 110/10кВ 2х10 1983 17,97 18,24 18,52 18,79 19,07

Ужгород-6 110/10кВ 2х10 2013 6,29 6,38 6,48 6,58 6,67

Ужгород-7 110/35/10кВ 2х25 - 6,00 9,00 10,00 11,00

Ужгород-8 110/10кВ 2х25 1985 4,04 4,10 4,16 4,22 4,29

Ужгород-9 110/35/10кВ 2х25 - - 6,00 10,00 16,00

Чоп 110/35/10кВ 2х10 1964 11,93 12,11 12,29 12,47 12,66

Перечин 110/35/10кВ 2х25 13,33 13,53 13,73 13,94 14,15

Дубриничі 110/6кВ 1х6,3 1977 1,59 1,61 1,64 1,66 1,69

Березний 110/10кВ 2х16 3,75 3,81 3,86 3,92 3,98

Кострино 110/35/10кВ 1х6,3 1979 1,57 1,59 1,61 1,64 1,66

Жорнава 110/10кВ 2х10 1,47 1,49 1,51 1,53 1,56

181км 110/10кВ 2х10 0,85 0,86 0,88 0,89 0,90

173км 110/10кВ 2х16 1,17 1,19 1,20 1,22 1,24

Сянки 110/10кВ 2х25 1,16 1,18 1,19 1,21 1,23

Мукачево-6 110/10кВ 2х10 1974 0,44 0,45 0,45 0,46 0,47

1х25

1х16

Мукачево-2 110/35/6кВ 2х40 1968 38,39 38,97 39,55 40,15 40,75

Страбічово 110/35/10кВ 2х10 1968 12,51 12,70 12,89 13,08 13,28

Батьово 110/35/6кВ 2х10 1956 11,40 11,57 11,74 11,92 12,10

Берегово-4 110/35/6кВ 2х25 1974 20,16 20,46 20,77 21,08 21,39

Берегово-3 110/6кВ 1х10 1966 3,64 3,70 3,75 3,81 3,86

1х10

1х6,3

Шаланки 110/10кВ 1х10 1978 2,44 2,47 2,51 2,55 2,59

Вілок 110/35/10кВ 1х16 1978 12,61 12,80 12,99 13,19 13,38

1х25

1х16

Рокосово 110/6кВ 2х6,3 1992 1,58 1,60 1,63 1,65 1,67

Флекстронікс 110/6кВ 1х16 2006 2,56 2,60 2,64 2,68 2,72

Соломоново 110/35/10кВ 1х25 2014 3,12 3,17 3,22 3,26 3,31

Всього 400 47/780,8 308,74 313,79 319,18 324,99 330,50

34

Береги 110/35/10кВ 1977 2,87 2,91 3,00 3,04

26,36 26,76 27,16 27,56

4.4. Прогнозовані рівні потужностей у точках приєднання системи розподілу ПрАТ "Закарпаттяобленерго"

до мереж ОСП (ПС 35-110 кВ)

Джерело живлення: ПС 220 кВ і вище або

лінія 110 кВ від джерел живлення, розміщених

на території інших ліцензіатів 1

ПС 110(150)/35/10(6) і 110(150)/10(6) кВ, які

живляться від джерела живленняПерспективні максимальні навантаження в МВА за роками

Мукачево-районна

400/220/110/35кВ 2х200

Мукачево-1 110/35/6кВ 1956 25,97

2,96

Іршава-1 110/35/10кВ 1964 29,08 29,52 29,96 30,41 30,87



живлення

0,77 0,78 0,80 0,81 0,83

1х16

1х25

Росош 110/35/10кВ 2х16 1984 6,83 6,93 7,04 7,14 7,25

Чинадієво 110/10кВ 2х10 1975 2,75 2,79 2,83 2,87 2,92

Свалява-1 110/35/6кВ 2х25 11,18 11,34 11,51 11,69 11,86

Свалява-3 110/10кВ 2х16 1980 4,84 4,92 4,99 5,06 5,14

Пилипець 110/10кВ 1х6,3 1974 2,82 2,87 2,91 2,95 3,00

Майдан 110/10кВ 1х6,3 1980 2,07 2,11 2,14 2,17 2,20

Міжгір’я 110/35/10кВ 2х10 1959 14,71 14,93 15,15 15,38 12,91

ТРГЕС 110/10кВ 2х25 1950 1,32 1,34 1,36 1,38 1,41

1x16

1х10

Драгово 110/10кВ 1х6,3 1987 4,08 4,14 4,21 4,27 4,33

Угля 110/10кВ 1х10 1990 2,70 2,74 2,78 2,83 2,87

Хуст-1 110/35/6кВ 2х25 1977 26,16 26,55 26,95 27,35 27,76

Підполоззя 110/35/10кВ 1х10 1967 1,21 1,23 1,25 1,27 1,29

Скотарське 110/10кВ 2х10 6,73 6,83 6,93 7,04 7,14

Бескид 110/10кВ 2х25 5,73 5,81 5,90 5,99 6,08

Лавочне 110/35/10кВ 2х25 11,47 11,65 11,82 12,00 12,18

Всього 250 29/479,9 118,27 120,04 121,84 123,67 122,83



живлення

0,47 0,48 0,49 0,49 0,49

Вишково 110/6кВ 1х6,3 1972 3,93 3,99 4,05 4,11 4,17

1х6,3 2014

1х10 1986

Тячів 110/10кВ 2х10 1985 9,41 9,55 9,70 9,84 9,99

Тересва 110/35/10кВ 2х25 1979 30,36 30,82 31,28 31,75 19,68

Ганичі 110/35/10кВ 25 2024 - - - - 14,00

Солотвино 110/35/6кВ 1х16 1969 4,61 4,68 4,75 4,82 4,89

Діброва 110/10кВ 1х10 1983 6,61 6,71 6,81 6,91 7,01

Копаня 110/6кВ 1х2,5 1979 0,66 0,67 0,68 0,69 0,70

1х16

1х10

Бичків 110/35/10кВ 2х10 1987 12,80 12,99 13,18 13,38 13,58

1х25

1х16

Всього 125 16/208,1 107,14 108,74 110,38 112,03 115,17



живлення

0,86 0,87 0,88 0,90 0,46

35

Воловець-220

220/110/35/6кВ2х125

Вовчий 110/10кВ 2,89 2,93 2,98 3,02 3,07

Липча 110/35/10кВ 1977 10,77 10,93 11,09 11,26 11,43

22,83

Виноградів-2 110/35/6кВ 1968 14,24 14,46 14,67 14,89

Хуст-220

220/110/10кВ

1х125

(2х125 у 2024

році)

Буштино 110/10кВ 3,00 3,05 3,09 3,14 3,19

15,12

Рахів-1 110/35/10кВ 1967 21,51 21,84 22,16 22,50

2014 2015 2016 2017 2018

ПЛ-110 кВ Ужгород-1 100,5 41,30 39,40 44,70 43,50 44,00

ПЛ-110 кВ Ужгород-2 66 33,40 29,80 34,20 43,50 40,20

ПЛ-110 кВ Мукачево-1 76 39,70 38,80 40,00 38,50 38,90

ПЛ-110 кВ Мукачево-6 88,5 19,20 18,90 19,30 17,90 18,80

ПЛ-110 кВ Страбічово 76 42,60 43,30 41,10 41,10 40,50

ПЛ-110 кВ Іршава-1 66 27,80 28,20 27,70 25,50 24,20

ПЛ-110 кВ Берегово-4 100,5 44,10 43,70 47,10 43,00 42,50

ПЛ-220 кВ Хуст-220 "А" 270,6 49,80 47,70 50,30 43,70 43,60

ПЛ-220 кВ Хуст-220 "Б" 270,6 49,80 47,70 50,30 43,70 43,60

Всього 347,70 337,50 354,70 340,40 336,30

ПЛ-110кВ Гусне 100,5 18,50 15,50 13,00 18,40 21,80

ПЛ-110 кВ Скотарське 66 19,80 19,10 19,60 26,00 19,60

ПЛ-110кВ Вовчий 76 25,40 24,70 31,30 26,50 26,20

ПЛ-110 кВ Росош 88,5 24,40 23,30 25,50 22,20 20,10

ПЛ-110кВ Пилипець 100,5 28,30 26,50 30,60 18,40 26,10

Всього 116,40 109,10 120,00 111,50 113,80

36

ПС Воловець-220

4.5. Наявні рівні потужностей у точках приєднання системи розподілу ПрАТ "Закарпаттяобленерго" до мереж ОСП (ПЛ 110-220 кВ)

Назва підстанції ОСПНазва приєднання до мереж ОСП ПрАТ

"Закарпаттяобленерго"

Пропускна

спроможність, МВА

Максимальні навантаження за роками, МВА

ПС Мукачево-400

2020 2021 2022 2023 2024

ПЛ-110 кВ Ужгород-1 100,5 58,20 59,40 61,30 50,30 38,10

ПЛ-110 кВ Ужгород-2 66 41,60 44,30 - - 31,30

ПЛ-110 кВ Ужгород-9 10,5 - - 46,40 59,10 52,60

ПЛ-110 кВ Мукачево-1 76 43,30 44,10 44,30 45,50 46,10

ПЛ-110 кВ Мукачево-6 88,5 20,40 21,70 22,40 22,80 23,20

ПЛ-110 кВ Страбічово 76 52,40 53,90 55,00 49,20 42,00

ПЛ-110 кВ Іршава-1 66 32,80 33,50 33,70 24,90 22,40

ПЛ-110 кВ Берегово-4 100,5 51,30 51,40 51,50 49,20 52,10

ПЛ-220 кВ Хуст-220 "А" 270,6 44,20 45,10 45,70 58,30 59,50

ПЛ-220 кВ Хуст-220 "Б" 270,6 44,20 45,10 45,70 58,30 59,50

Всього 388,40 398,50 406,00 417,60 426,80

ПЛ-110кВ Гусне 100,5 23,90 24,80 25,10 22,10 18,30

ПЛ-110 кВ Скотарське 66 24,10 24,50 24,70 25,30 26,10

ПЛ-110кВ Вовчий 76 26,90 27,40 28,70 30,40 32,90

ПЛ-110 кВ Росош 88,5 25,40 26,10 26,70 24,60 24,90

ПЛ-110кВ Пилипець 100,5 28,30 29,15 29,40 26,30 27,30

Всього 128,60 131,95 134,60 128,70 129,50

37

ПС Воловець-220

4.6. Прогнозні рівні потужностей у точках приєднання системи розподілу ПрАТ "Закарпаттяобленерго" до мереж ОСП (ПЛ 110-220 кВ)

Назва підстанції ОСПНазва приєднання до мереж ОСП ПрАТ


Пропускна

спроможність, МВА

Максимальні навантаження за роками, МВА

ПС Мукачево-400

Точка приєднання

суміжного ОСР

К-сть і потуж-

ність тр-рів,

од./МВА

2014 2015 2016 2017 2018

ПЛ-110 кВ Ужгород-1 - Перечин Перечин 110/35/10кВ 2х10 11,59 10,98 13,13 10,09 11,91

ПЛ-110 кВ Перечин - В.Березний Березний 110/10кВ 2х16 3,75 3,81 3,86 3,92 3,98

ПЛ-110 кВ В.Березний - Жорнава Жорнава 110/10кВ 2х10 0,82 0,66 1,17 0,84 1,45

ПЛ-110 кВ Жорнава - 181 км 181км 110/10кВ 2х10 0,66 0,63 0,84 0,84 0,63

ПЛ-110 кВ 81 км - 173 км 173км 110/10кВ 2х16 0,71 0,53 0,95 1,15 1,14

ПЛ-110 кВ 173 км - Сянки Сянки 110/10кВ 2х25 1,04 1,04 1,04 1,08 1,14

ПЛ-110 кВ Мукачево-2 - Чинадієво Чинадієво 110/10кВ 2х10 2,04 2,54 2,71 2,50 2,70

ПЛ-110 кВ Чинадієво - Свалява-2 Свалява-1 110/35/6кВ 2х25 11,01 9,39 10,58 10,29 10,77

1х16

1х25ПЛ-110 кВ Воловець-220 -

СкотарськеСкотарське 110/10кВ 2х10 2,85 2,07 2,09 6,63 1,71

ПЛ-110 кВ Скотарське - Бескид Бескид 110/10кВ 2х25 4,91 3,72 5,64 5,48 4,08

ПЛ-110 кВ Бескид - Лавочне Лавочне 110/35/10кВ 2х25 6,73 6,74 11,30 6,76 5,50

Всього 48,00 44,96 54,45 51,10 46,14

ПЛ-110кВ Воловец-220 - Гусне Гусне 110/10кВ 1х6,3 2,34 2,67 2,48 2,51 2,42

ПЛ-110 кВ Гусне - Сянки ПЛ-110кВ Сянки - Соколики - ±10 ±10 ±10 ±10 ±10

ПЛ-110кВ Лавочне - Тухля ПЛ-110кВ Бескид - Лавочне ±20 ±20 ±20 ±20 ±20

Всього ±30 ±30 ±30 ±30 ±30

ПрАТ

"Прикарпаттяоблене

рго"

ПЛ-35 кВ Ясіня - Ворохта Ворохта 110/35/10кВ 1х16 ±10 ±10 ±10 ±10 ±10

Всього ±10 ±10 ±10 ±10 ±10

38

2,85 1,14 1,52 1,14

ПрАТ

"Львівобленерго"

4.7. Наявні рівні потужностей у точках приєднання системи розподілу ПрАТ "Закарпаттяобленерго" до мереж інших ОСР

Назва ОСР

Точка приєднання до мереж

ОСР ПрАТ


ПС 110/35/10(6) і 110/10(6) кВ, які


ПАТ "Укрзалізниця"

ПЛ-110 кВ Воловець-220 - Вовчий Вовчий 110/10кВ 1,89

Точка приєднання

суміжного ОСР

К-сть і

потуж-ність

тр-рів,

од./МВА

2020 2021 2022 2023 2024

ПЛ-110 кВ Ужгород-1 - Перечин Перечин 110/35/10кВ 2х10 13,33 13,53 13,73 13,94 14,15

ПЛ-110 кВ Перечин - В.Березний Березний 110/10кВ 2х16 3,75 3,81 3,86 3,92 3,98

ПЛ-110 кВ В.Березний - Жорнава Жорнава 110/10кВ 2х10 1,47 1,49 1,51 1,53 1,56

ПЛ-110 кВ Жорнава - 181 км 181км 110/10кВ 2х10 0,85 0,86 0,88 0,89 0,90

ПЛ-110 кВ 81 км - 173 км 173км 110/10кВ 2х16 1,17 1,19 1,20 1,22 1,24

ПЛ-110 кВ 173 км - Сянки Сянки 110/10кВ 2х25 1,16 1,18 1,19 1,21 1,23

ПЛ-110 кВ Мукачево-2 - Чинадієво Чинадієво 110/10кВ 2х10 2,75 2,79 2,83 2,87 2,92

ПЛ-110 кВ Чинадієво - Свалява-2 Свалява-1 110/35/6кВ 2х25 11,18 11,34 11,51 11,69 11,86

1х16

1х25ПЛ-110 кВ Воловець-220 -

СкотарськеСкотарське 110/10кВ 2х10 6,73 6,83 6,93 7,04 7,14

ПЛ-110 кВ Скотарське - Бескид Бескид 110/10кВ 2х25 5,73 5,81 5,90 5,99 6,08

ПЛ-110 кВ Бескид - Лавочне Лавочне 110/35/10кВ 2х25 11,47 11,65 11,82 12,00 12,18

Всього 62,47 63,40 64,35 65,32 66,30

ПЛ-110кВ Воловец-220 - Гусне Гусне 110/10кВ 1х6,3 2,82 2,87 2,91 2,95 3,00

ПЛ-110 кВ Гусне - Сянки ПЛ-110кВ Сянки - Соколики - ±10 ±10 ±10 ±10 ±10

ПЛ-110кВ Лавочне - Тухля ПЛ-110кВ Бескид - Лавочне ±20 ±20 ±20 ±20 ±20

Всього 1/6,3 2,82 2,87 2,91 2,95 3,00

ПрАТ

"Прикарпаттяобленерго"ПЛ-35 кВ Ясіня - Ворохта Ворохта 110/35/10кВ 1х16 ±10 ±10 ±10 ±10 ±10

Всього 16/208,1 ±10 ±10 ±10 ±10 ±10

39

2,93 2,98 3,02 3,07

ПрАТ "Львівобленерго"

4.8. Прогнозовані рівні потужностей у точках приєднання системи розподілу ПрАТ "Закарпаттяобленерго" до мереж інших ОСР

Назва ОСРТочка приєднання до мереж ОСР


ПС 110/35/10(6) і 110/10(6) кВ, які


ПАТ "Укрзалізниця"

ПЛ-110 кВ Воловець-220 - Вовчий Вовчий 110/10кВ 2,89

5. Заходи з будівництва об'єктів системи розподілу, включаючи засоби РЗА, ПА і зв'язку,

потреба в яких визначена ОСП відповідно до вимог підтримання належного рівня

операційної безпеки

40

При погодженні Плану розвитку системи розподілу ПрАТ "Закарпаття-

обленерго" на 2020-2024 роки, ДП "НЕК "Укренерго" (оператор системи

передачі), не висував вимог щодо будівництва об'єктів системи розподілу,

включаючи засоби РЗА, ПА і зв'язку, відповідно до вимог підтримання

належного рівня операційної безпеки (лист від 07.06.2019 № 01/20817).

№

п/пЗамовник Місце розташування Точка приэднання Підстанція

Вид джерела

енергії

Встановлена

потужність по

виданим ТУ, МВт

1 2 3 4 5 6 7

1 ВАТ "Укргідропроект" На річці "Тересва" ,

Тячівського р-ну

ПЛ-35 кВ "Вільхівці-

Новоселиця-Ганичі"

ПС 110/35/10 кВ

"Тересва"ГЕС 19,3

2ТОВ "Корлеа

Укргідропавер"

На річці "Тересва" ,


ПЛ-35 кВ "Тересва-

Вільхівці"

ПС 110/35/10 кВ


3 ПП "Ренер"

На Річці Терешул

вище с. Тарасівка,


ПЛ-10 кВ "Тарасівка",

опора № 310

ПС 110/35/10 кВ


4 ПП "Альтенер"

пр. Бертянка вище с.

Лопухово,


ПЛ-10 кВ "Лопухово",

опора № 447

ПС 110/35/10 кВ


5 ПП " Комерцконсалт"

На Річці Терешул

вище с. Тарасівка,


ПЛ-10 кВ "Тарасівка",

опора № 310

ПС 110/35/10 кВ


6 ПП "Альтенер"

пр. Бертянка вище с.

Лопухово,


ПЛ-10 кВ "Лопухово",

опора № 447

ПС 110/35/10 кВ


7 ПП "Ренер"

На річці Щауль біля

с. Богдан, Рахівського

р-ну

ПЛ-10 кВ "Богдан"

опора № 237

ПС 110/35/10 кВ

"Рахів-1"ГЕС 2,0

8 ПП "Ренер"

На річці говерла вище

с. Луги, Рахівського р-

ну

ПЛ-10 кВ "Богдан",

опора 365

ПС 110/35/10 кВ


9 ПП "Ренер"

На річці Білий біля с.

Ділове, Рахівського р-

ну

ПЛ-10 кВ "Ділове",

опора № 259/54

ПС 110/35/10 кВ


10 ПП "Ренер"

На річці Богдан в с.

Богдан, Рахівського р-

ну


опора № 237/11

ПС 110/35/10 кВ


11 ПП "Ренер" На річці Лазещина,

Рахівського р-ну

ПЛ-10 кВ "Лазещина",

опора № 166

ПС 110/35/10 кВ



На річці Павлик біля

с. Видрічка,



опора №139

ПС 110/35/10 кВ



На потоці без назви в

урочищі Козяй,

Міжгірського р-ну

опора № 294 ПЛ-10 кВ

"Підчумаль"

ПС 110/35/10 кВ

"Міжгір"я"ГЕС 2,0


На річці Ріка в

урочищі Козяй (район

бетонного вузла),



"Підчумаль"

ПС 110/35/10 кВ



На річці Теребля

вище с. Синевір,



"Син. Поляна"

ПС 110/35/10 кВ



На річці Теребля с.

Синевір, Міжгірського

р-ну


"Син. Поляна"

ПС 110/35/10 кВ



На річці Біла Тиса

між с. Відричка і с.

Богдан, Рахівського р-

ну


"Богдан"

ПС 110/35/10 кВ



На річці Біла Тиса в с.

Луги, Рахівського р-

ну


"Богдан"

ПС 110/35/10 кВ


6. Інформація щодо нових електроустановок виробництва електричної енергії, які мають бути

приєднані до систем розподілу

41


На річці Ріка вище с.

Запереділля,



"Вучкове"

ПС 110/35/10 кВ


20ТОВ "Акванова

Девелопмент"

На річці Уж в с.

Забрідь, В.

Березнянського р-ну


"Забрідь"

ПС 110/35/10 кВ

"Ужгород-1"ГЕС 1,5

21 ПП " Комерцконсалт"

На річці Ріка в с. Н.

Бистрий, Хустського

р-ну


" Н. Бистрий"

ПС 110/35/6/ кВ "Хуст-

1"ГЕС 2,0

22 ТОВ "РЕНЕР"

с. Костилівка,

вул.Заводська, 34,


опора № 130/5 ПЛ-10

кВ "Ділове"

ПС 110/35/10 кВ


23 ТОВ "Ренер"

потік Малий, с.

Костилівка

Рахівського району

опора № 130/5 ПЛ-10

кВ "Ділове"

ПС 110/35/10 кВ

"Рахів-1"ГЕС 1

24 ТОВ "Ренер"

потік Великий, с.

Костилівка

Рахівського району

опора № 130/5 ПЛ-10

кВ "Ділове"

ПС 110/35/10 кВ

"Рахів-1"ГЕС 1

23 ТОВ "Курс"с. Батєво,

Берегівського р-ну

ПС-35 кВ "Батьово-

Бовтрадь"

ПС 110/35/6 кВ

"Берегово-4"СЕС 6,0

24 ТОВ " Соляріс Енерджі"с. Шаланки,

Виноградівського р-ну

Проектована ЛЕП -110

кВ "Шаланки-

Виноградово-2"

ПС 110/35/10 кВ

"Шаланки"СЕС 30,0

25 ТзОВ "Етоп"смт. Чинадієво,

Мукачівського району

ПС 110/35/6 кВ

"Мукачево-2"

ПС 110/35/6 кВ

"Мукачево-2"СЕС 25

26 ТОВ "Блюменталь"м.Хуст, вул.Кіреші-

Кірешська, б/н

опора № 304/14 ПЛ-10

кВ "Кіреші"

ПС 110/35/6/ кВ "Хуст-

1"СЕС 0,8

27 ТОВ "Грін Енерджі"с. Рокосово,

Хустського району

ПС 110/6 кВ

"Рокосово"

ПС 110/6 кВ

"Рокосово"СЕС 5,0

42

39 ТОВ "Деренівська купіль"

с. Н. Солотвино

Ужгородського

району


"Глибоке"

ПС 110/35/10 кВ

"Ужгород-1"СЕС 0,35

40 ТзОВ "Сонячна Енергія"

с. Коритняни,


району

ошиновка 1-2 СШ-35

кВ «СЕС-Коритняни»

ПС 110/35/10 кВ


41 ТОВ "Екокошет"с. Чопівці,


на приєднанні

проектованої ЛЕП-10

кВ до ввідних комірок

10 кВ проектованої ТП

ПС 110/35/10 кВ

"Страбічово"СЕС 1,80

42ТзОВ "Харчові технології

Закарпаття"

с. Ком"яти

Виноградівського

району

ПЛ-10 кВ Л-24

"Комяти", опора № 97

ПС 110/35/10 кВ

"Іршава-1"СЕС 0,231

43 ТзОВ "Сонячна Енергія"

с. Вовкове,


району

1-2 СШ-110 кВ«СЕС

Вовкове»

ПС 110/35/10 кВ


44 ТОВ "Корлеа Енерго"

На території

Жнятинської сільської

ради Мукачівського

району

1-2 СШ-110 кВ«СЕС

КОРЛЕА»

ПС 110/35/6 кВ


45ПП "Природні

енергоджерела"

Ужгородський р-н.,

с.Тисаашвань, контур

№156

1-2 СШ-35 кВ «СЕС

Червоне»

ПС 110/35/10 кВ

"Чоп"СЕС 4,50

46ТОВ "Екотехнік Мала

Добронь"


с.Мала Добронь, ур.

"Егермегі"

проектовані лінійні

комірки 10 кВ ПС

35/10 кВ «Добронь»

ПС 110/35/10 кВ


47 ТОВ "Солар Лайт"Виноградівський р-н.,

с. Шаланки


електроустановки СЕС

ТзОВ «СоларЛайт"

ПС 110/35/10 кВ


48 ТОВ "Санбімс Енерджі"Виноградівський р-н.,

с. Шаланки



ТОВ «Санбімс

Енерджі"

ПС 110/35/10 кВ


44



Виноградівський р-н.,

с. Шаланки



ТОВ «Акванова


ПС 110/35/10 кВ


50 ТОВ "Солар інвест"Виноградівський р-н.,

с.Гудя

1 СШ-35 кВ ПС 35/6

кВ «Теково»

ПС 110/35/6/ кВ "Хуст-

1"СЕС 10,00

51ТОВ "Закарпат

Енергоресурс"

м. Мукачево, вул.

Кооперативна, 4

РП-0,4 кВ

проектованого ТП

ПС 110/35/6 кВ

"Мукачево-2"СЕС 1,452

52 ТОВ "Ткхнопромінь"



району



кВ до електро

установок замовника

ПС 110/35/10 кВ


53 ТОВ "Саненер"



району



кВ до електро

установок замовника

ПС 110/35/10 кВ


54 ТОВ "Енерсан"

с. Пацканьово,


району


"Кібляри"

ПС 110/35/10 кВ


55 ТОВ "Сонячна Енергія"

с. Пацканьово,


району


"Кібляри"

ПС 110/35/10 кВ


57ТОВ "Респект Енерго

Плюс"

с. Іванівці

Мукачівського районуРП-0,4 кВ ТП-202

ПС 110/35/6 кВ


58 ТОВ "Електро Закарпаття"вул. Залізнична, 11, м.

УжгородРП-0,4 кВ ТП-71

ПС 110/35/10 кВ


59 ТОВ "Енергія-СВ"

Тийгласька сільська

рада, Ужгородського

району



до проектованих ЛЕП-

10 кВ

ПС 110/35/10 кВ


60 ТзОВ "Енергія - СВ"Ужгородський р-н.,

с.Паладь-Комарівці

На апаратних

затискачах

роз’єднувачів

приєднання

трансформаторів до

ошиновки 1-2 СШ-110

кВ «СЕС Енергія-СВ»

ПС 110/35/10 кВ


45

28 ТОВ "Тисагаз"


с.Вовкове, контур

1229

ПС 110/35/10 кВ

"Ужгород-1"

ПС 110/35/10 кВ


29 ТОВ "Кару Енерго"90202, м.Берегово,

вул.Запорізька, 50ТП-115м

ПС 110/35/6 кВ


30 ТОВ "БС Енерджі"

с. Тийглаш


району

Проектована ПС "СЕС-

35 Тийглаш"

ПС 110/35/10 кВ


31 ТОВ "Гідроенергоінвест"

с. Гута


району

РП-35 кВ

електроустановок

замовника

ПС 110/35/10 кВ


32ПрАТ "Мукачівський

лісокомбінат"

смт. Чинадієво,


ПС 35/10 кВ

"Чинадієво"

ПС 110/35/6 кВ


33 ТОВ "ФЕС Теребля"с. Теребля,

Тячівського районуПС 35/10 кВ «Дулово»

ПС 110/35/10 кВ

"Тересва"СЕС 9,9

34ТОВ "Екотехнік Україна

Груп"

Берегівський р-н.,

с.Астей

опори № 88/3 ПЛ-6 кВ

"Лужанка"

ПС 110/35/6 кВ



Гідроресурс"

с. Горбки,


району

проектована СЕС

"Веряця"

ПС 110/35/10 кВ


36 ТОВ "Інтеренерджі"

с. Горбки,


району

проектована СЕС

"Веряця"

ПС 110/35/10 кВ


37 Дуран С.С.с. Вари, Берегівського

району

1СШ-35 кВ ПС 35/10

кВ «Вари»

ПС 110/35/6 кВ

"Берегово-4"СЕС 13

38ТОВ "Екотехнік Велика

Добронь"

с. Добронь,


району

2 СШ-35 кВ ПС 35/10

кВ «Добронь»

ПС 110/35/10 кВ


43

61ТОВ "БІОВАТ-

ПЕРСПЕКТИВА"

с. Великі Береги

Берегівського району

на контактних

затискачах приєднання


кВ до

електроустановки

«СЕС Біоват

Перспектива»

ПС 110/35/10 кВ


62ТОВ " Енергетичне

товариство "Золотарьово"

Хустський р-н.,

с.Золотарьово



кВ до


замовника

ПС 110/10 кВ

"Драгово"СЕС 5,000

63 ТОВ "Червона Гора Еко"Мукачівський р-н.,

с.Нижній Коропець

на затискачах



«СЕС Червона Гора»

до ПЛ-35 кВ «Дрисино-

СЕС Червона Гора»

ПС 110/35/6 кВ


64 ТОВ "Червона Гора Еко"Мукачівський р-н.,

с.Нижній Коропець




«СЕС-2 Червона Гора»

до ПЛ-35 кВ «Дрисино-

СЕС-2 Червона Гора»

ПС 110/35/6 кВ


65 ТОВ "Основа ЕНЕРГО"Виноградівський р-н.,

м.Виноградів


проектованих ЛЕП-6

кВ до


замовника

ПС 110/35/6 кВ

"Виноградів-2"СЕС 5,5

66 ТзОВ "Смарт Солюшион""Берегівський р-н.,

с.Великі Береги




кВ до


"Смарт Солюшион"

ПС 110/35/10 кВ

"Береги"СЕС 9,000

67 ТОВ "Солар Свалява"

м.Свалява,

вул.Першотравнева,

64/4

РП-0,4 кВ проектованої

ТП-10/0,4 кВ

ПС 110/10 кВ

"Свалява-3"СЕС 0,540

68 ТОВ "Солар Свалява"

м.Свалява,

вул.Старолюбовнянсь

ка, 16 Б


ТП-10/0,4 кВ

ПС 110/10 кВ

"Свалява-3"СЕС 0,725

46

69ТзОВ "ТЯЧІВ ПРОЕКТ

ЕНЕРДЖІ"

Тячівський р-н.,

м.Тячів, вул.Польова,

9А

ПЛ-10 кВ "Кільце"

опора № 88

ПС 110/35/10 кВ

"Тересва"СЕС 0,075

70 ТОВ "ЕКО СОЛАР"Ужгородський р-н.,

с.Кінчеш, м-н "Бази",2


ТП-10/0,4 кВ

ПС 110/35/10 кВ


71 ТОВ "Галла Фест"


смт.Буштино,

урочище "Летище"




кВ до


«Галла Фест»

ПС 110/10 кВ

"Буштино-110"СЕС 9,800

72Селянське (фермерське)

господарство "Галла"


смт.Буштино,

урочище "Летище"




кВ до


«СФГ «Галла»

ПС 110/10 кВ

"Буштино-110"СЕС 9,800

73 ТОВ "Тиса-Енерджі Груп"м.Хуст, вул.І Франка,

207

ВРП-35 кВ ПС 35/6 кВ

«Хуст-2»ПС 35/6 кВ "Хуст-2" ТЕЦ 7,0

74 ТОВ "Свидовець-Енерго"

Рахівський р-н.,

смт.Великий Бичків,

р.Шопурка



кВ до


замовника

ПС 110/35/10 кВ

"Бичків"ГЕС 0,999




р.Шопурка



кВ до


замовника

ПС 110/35/10 кВ

"Бичків"ГЕС 0,999




р.Шопурка



кВ до


замовника

ПС 35/10 кВ "Коб.

Поляна"ГЕС 0,999




р.Шопурка



кВ до


замовника

ПС 35/10 кВ "Коб.

Поляна"ГЕС 0,999

47

ТОВ "Альтернатив

електрик"



кВ до


замовника

ПС 110/35/10 кВ

"Бичків"

78 ТОВ "ХУСТ СОЛАР"

м.Хуст,

к.н.2110800000:01:045:

0008




кВ до

електроустановки ТОВ

"Хуст Солар",

ПС 110/35/6 кВ "Хуст-

1"СЕС 9,9

79 ТОВ "Уженергосервіс"

Перечинський р-н.,

с.Дубриничі,

вул.Центральна, б/н



кВ до


замовника

ПС 110/6-10 кВ

"Дубриничі"СЕС 1,5

80 ТОВ "ЕНЕРГОЮНІТ"


с.Шаланки,

к.н.2121286800:09:002:

0003




ТОВ «ЕНЕРГОЮНІТ»

до ЛЕП-10 кВ з ПС

110/10 кВ «Шаланки»

ПС-110/10кВ

«Шаланки»СЕС 15

81 ТОВ "Сан Карпат"Тячівський р-н.,

с.Угля, урочище.Гори




кВ до


«ТОВ «Сан Карпат»

ПС 110/10 кВ «Угля» СЕС 9

83ТОВ "ЛЮКС

ІНТЕРНЕШНЛ"

м.Хуст, в межах

вулиць Івана Франка ,

Сливова та об'їзної

дороги




кВ «Люкс" до


110/6 кВ «СЕС»

ПС 110/35/6 кВ "Хуст-

1"СЕС 5,2

85 ТОВ "Мак Енерджі"


смт.Вилок,

вул.Радгоспна, 1


ТП-10/0,4 кВ

ПС 110/35/10 кВ

"Вилок"СЕС 0,4

48

87 ТОВ "Іріс Вуд"

м.Хуст, в межах

вулиць Івана Франка ,

Сливова та об'їзної

дороги




кВ до

електроустановки ТОВ

«ІРІС ВУД»

ПС "Хуст-220" СЕС 9,9

89 ТОВ "Еліт-Плюс М"

Мукачівський р-н.,

с.Павшино,ур."За

керамплиткою"

на приєднанні силових

трансформаторів до

комутаційних апаратів

в РП-6 кВ

проектованої ТП-6/0,4

кВ

ПС 110/35/6 кВ


91 ТОВ "Енерджі КомплексКвасівська сільрада,





кВ до


«СЕС «Енерджі-

Комплекс»

ПС-110/35/10 кВ


93 ТОВ "Квасово Енерджі"Квасівська сільрада,





кВ до


"СЕС «Квасово

Енерджі»

ПС-110/35/10 кВ


95 ТОВ "НД Солар"с. Н. Давидково,

Мукачівського р-ну




кВ «СЕС» до


110/10 кВ «Ключарки»

ПС-110/35/6 кВ

«Мукачево-2»СЕС 14,0

97 ТОВ "ТС Солар"с. Н. Давидково,

Мукачівського р-ну




кВ «СЕС» до


110/10 кВ «Ключарки»

ПС-110/35/6 кВ

«Мукачево-2»СЕС 13,0

449,3

49

ВСЬОГО

зима літо

1 2 3 5 6 7 8 9 10 11 121 Драгово 110 6,3 3,51 1,03 1,0998 0,4331 0,2827 0,4951 0,4743 0,7255 1,1708

2 Чепа 35 6,5 1,63 1,23 0,109 0,083 0,136 0,1655 0,178 0,175 0,444

3 Новоселиця 35 3,2 1,55 0,96 0,1825 0,125 0,1295 0,13 0,161 0,127 0,3085

4 Свалява-2 35 10,3 3,39 2,35 0,678 0,13 0,258 0,1672 0,809 0,288 0,6785

5 Майдан 110 6,3 1,54 0,94 0,075 0,005 0,051 0,073 0,1381 0,098 0,229

6 Бичків 110 20 11,6 13,78 0,9301 0,438 0,5652 0,423 1,081 0,8251 1,118

7 Мукачево-3 35 12,6 4,47 3,41 0,482 0,085 0,278 0,7305 0,8185 0,572 0,731

8 Берегово-2 35 8 1,16 0,77 0,138 0,107 0,005 0,1494 0,209 0,078 0,193

9 Вари 35 8 1,41 0,35 0,137 0,13 0,019 0,022 0,062 0,152 0,112

10 Пилипець 110 6,3 2,55 1,23 1,1316 0,5 1,527 0,4283 0,722 0,5694 0,5882

11 Ужгород-2 110 50 19 2,96 64,27679 11,9813 2,0898 7,19509 6,01144 11,6544 3,9137будівництво нової ПС 110/35/10

"Ужгород-9" та реконструкція ПЛ-

110 кВ

12 Синевир 35 2,5 1,67 1,01 0,071 0,016 0,106 0,11 0,381 0,423 0,3205

13 Берегово-3 110 16,3 2,46 2,13 1,369 0,125 0,028 0,1285 0,1945 0,155 0,111

14 Іршава-2 35 14 4,05 1,78 0,514 0,219 0,199 0,2472 0,2991 0,36 0,34

15 Ужгород-6 110 20 5,8 2,37 14,79872 2,01 0,4346 1,8038 2,5045 2,2616 4,5939

16 Рахів-1 110 41 18,4 8,82 1,491 0,723 0,3602 1,063 2,3705 2,3575 2,576

17 Середнє 35 8 3,72 2,28 2,6036 2,36 0,1455 0,174 0,764 0,2091 1,0556

18 Зняцево 35 4 1,56 0,4 0,373 0,099 0,019 0,0355 0,043 0,02 0,065

19 Раковець 35 5 2,47 1,54 0,226 0,147 0,133 0,4631 0,155 0,226 0,327

20 Росош 110 32 3,48 3,23 0,139 0,139 0,0491 0,1526 0,1145 0,249 0,303

21 Бобовище 35 2,5 1,49 1,49 0,0565 0,02 0,021 0,051 0,105 0,124 0,578

22 Чинадієво 35 8 3,47 1,63 0,24 0,105 0,1077 0,1238 0,155 0,2813 0,3395

23 Рокосово 110 12,6 1,35 0,96 0,6345 0,518 0,077 0,09 0,6077 0,196 0,3315

24 Кваси 35 2,5 1,05 0,91 0,343 0,268 0,134 0,147 0,4095 0,349 0,5075

25 Ясіня 35 10,3 5,02 3,63 1,074 0,158 0,3521 0,9435 1,214 0,838 0,654

26 Хуст-3 35 4 2,21 1,31 0,54508 0,30208 0,036 0,08 0,095 0,108 0,2557

27 Іршава-1 110 41 22 15,63 3,6618 2,6326 0,884 1,4615 1,7906 1,8855 3,273

28 Берегово-1 35 8 4,4 3,03 2,89515 0,15575 0,136 0,1705 0,447 0,619 0,64725

29 Лумшори 35 2,5 0,44 0,31 0,027 0,026 0,045 0,3092 0 0,055 0,057

30 ПС Теково 35 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2016 2017 2018

4

у т. ч.

оплачено/

проавансова

но

50

7. Дані щодо прогнозної потужності приєднання нових електроустановок (на основі заяв про приєднання та доступної потужності в точках забезпечення потужності)

№ п/п

Джерело

живлення,

ПС 20-150 кВ

Встановлена


ПС, МВт

Величина навантаження,

МВт, зима/літо

Сумарна потужність

замовлена до приєднання

(чинні ТУ), МВт

Реалізовані ТУ, МВтЗаплановані заходи зі

створення резерву

потужності у ПРСР

Всього 2014 2015

Клас напруги,

кВ

31 Гараздівка 35 2,5 0,48 0,23 0,105 0,005 0 0,01 0 0,018 0

32 Мукачево-5 35 12,6 9,17 5,37 2,4165 0,837 0,5065 0,4725 1,493 1,8855 1,4639

33 Добронь 35 5 1,59 1,21 0,283 0,232 0,1113 0,002 0,2395 0,1701 0,0941

34 Доробратово 35 4 1 1,6 0,065 0,01 0,01 0,045 0,035 0,044 0,096

35 Косино 35 5 2,2 1,63 1,877 1,348 0,08 0,191 0,29 1,677 0,504

36 Дідово 35 3,2 0,67 0,37 0,415 0,076 0,29 0,146 0,16 0,113 0,155

37 Хуст-1 110 52,5 24 11,67 19,95846 6,24626 1,2056 2,9746 2,8657 5,5136 5,8755

38 Порошково 35 3,2 1,2 1,15 0,051 0,05 0,0415 0,042 0,075 0,015 0,121

39 Королево 35 8,8 3,49 1,76 0,333 0,197 0,09 0,118 0,457 0,331 0,5255

40 Сокирниця-2 35 5 1,17 0,78 0,296 0,116 0,071 0,08 0,167 0,1491 0,347

41 Сокирниця-1 35 2,5 0,84 0,84 0,578 0,475 0,055 0,095 0,1185 0,251 0,276

42 Н.Лучки 35 4 0,41 0,32 0,2845 0,281 0,038 0,03 0,051 0,109 0,018

43 Данилово 35 2,5 1,59 0,78 1,4331 0,176 0,1936 0,108 0,4812 0,3001 0,2911

44 Перечин-2 35 4 2,41 2,39 0,2131 0,0771 0,201 0,8173 0,5723 0,4877 0,2806

45 Залуж 35 6,5 1,74 1,49 0,393 0,324 0,113 0,087 0,18 0,357 0,248

46 Рахів-2 35 4 1,44 0,67 0,11 0 0,0375 0,131 0,209 0,318 0,13

47 Поляна 35 10,3 4,98 4,05 4,9991 0,2946 0,3844 0,6786 1,1425 0,5935 0,5552

48 Страбічово 110 20 7,2 6,88 2,4155 1,315 0,276 0,3245 0,4085 0,474 0,8195

49 Виноградів-3 35 12,6 1,33 0,77 0,165 0,032 0,102 0,125 0,145 0,368 0,22

50 Виноградів-1 35 12,6 3,34 1,76 0,4135 0,2125 0,24 0,133 0,2805 0,3075 0,5631

51 Бегань 35 4 0,95 0,61 0,123 0,06 0,105 0,118 0,063 0,229 0,198

52 Кострино 110 6,3 1,67 0,4 0,03 0,03 0,015 0,019 0,082 0,152 0,0901

53 Довге 35 8 2,58 1,95 0,483 0,18 0,252 0,346 0,7265 0,312 0,3075

54 Шаланки 110 10 1,31 0,78 0,227 0,125 0,043 0,043 0,128 0,138 0,37

55 Угля 110 10 2,25 1,29 0,6325 0,491 0,163 0,129 0,1015 0,1125 0,6635

56 Копаня 110 2,5 0,61 0,32 0,063 0,063 0,157 0,0525 0,032 0,047 0,149

57 Буштино-110 110 16,3 2,39 1,49 1,431 0,466 0,1205 0,2165 0,297 0,4835 0,354

58 Мукачево-1 110 41 18,8 15,03 20,8331 2,851 0,701 1,404 1,2125 7,8506 4,6755

59 Хуст-2 35 10,3 2,93 1,24 3,522 1,963 0,1137 0,2781 0,2555 1,4722 0,8824

60 Мужієво 35 4,3 1,18 1,3 0,049 0 0,031 0,013 0,042 0,101 0,667

61 Н.Ворота 35 2,5 1,38 0,92 0,046 0,046 0,047 0,2373 0,17 0,267 0,246

63 Кам'яниця 35 2,5 0 0 0,541 0,16 0 0 0,125 0,18 0,05

64 Свалява-3 110 32 3,11 2,87 3,434 0,175 0,17 0,08054 0,189 0,254 0,2285

65 Ужгород-1 110 80 52 27,31 110,81089 26,53448 3,8832 16,309068 13,93696 18,14566 13,5448

реконструкція ПС 35/10

"Ужгород-7", з

переведенням на клас

66 Геївці 35 5 2,13 1,32 1,1852 0,208 0,175 0,2349 0,285 0,5454 0,7832

67 Т.Ремета 35 3,2 1,85 1,04 0,82 0,18 0,0475 0,024 0,0671 0,0161 0,115

68 Карпати 35 1,6 0,85 0,66 0,475 0,375 0,082 0,077 0,08 0,095 0,094

51

69 ТРГЕС 110 50 27 0,79 0,4071 0,011 0,107 0,125 0,1257 0,2033 0,1321

70 Діброва 110 10 5,19 2,13 0,334 0,145 0,22 0,318 0,461 0,3435 0,735

71 Тячево-35 35 5 2,09 1,2 1,025 0,955 0,1795 0,1115 0,052 0,843 0,268

72 Приборжава 35 5 1,06 0,98 0,4656 0,456 0,046 0,0421 0,131 0,088 0,466

73 Берегово-4 110 50 18 12 7,34965 1,98975 0,934 0,9089 1,7045 3,223 2,82575

74 Білки 35 4 1,88 1,22 0,4916 0,247 0,115 0,106 0,347 0,247 0,33

75 Паладь 35 4 0,83 0,47 0 0 0,05 0,082 0,106 0,04 0,017

76 Чоп-рай 110 24 4,8 5,22 2,6342 0,3891 0,2106 0,3994 0,4069 0,5216 0,6686

77 Сер.Водяне 35 6,3 4,15 2,38 0,0775 0,018 0,157 0,264 0,8095 0,163 0,524

78 Концево 35 12,6 4,23 1,88 14,8498 0,8285 0,49 0,617834 0,6143 5,9619 1,122

79 Ганичі 35 10 3,48 2,9 1,054 0,479 0,355 0,2905 0,8575 0,5485 1,103

80 Липча 110 26 7,62 6,91 5,1567 1,488 1,3026 1,715 2,1568 2,8133 2,7807

81 Дяково 35 2,5 1,44 0,96 0,105 0,075 0,167 0,021 0,111 0,703 0,378

82 Вілок 110 20 9,6 7,76 1,524 0,926 0,2995 0,785 0,749 1,681 1,9076

83 Солотвино 110 22,3 3,9 2,29 0,7705 0,1725 0,1725 0,3695 0,927 0,424 0,5515

84 Коб.Поляна 35 2,5 0,78 0,49 0,047 0,042 0,046 0,037 0,055 0,014 0,16

85 Береги 110 16,3 3,0 1,42 0,2411 0,103 0,12 0,055 0,044 0,217 0,182

86 Дубриничі 110 7,9 1,4 0,68 0,178 0,006 0,046 0,112 0 0,01 0,064

87 Батьово 110 20 10 2,48 0,618 0,048 0,0521 0,0475 0,0691 0,083 0,2211

88 Гать 35 5 0,73 0,35 0,063 0,063 0,01 0,055 0,026 0,125 0,137

89 Тячів-110 110 20 6,86 4,91 2,3305 0,8405 0,5265 1,338 2,5385 1,4165 1,2985

90 Мукачево-6 110 20 0,55 0,2 0 0 0 0 0 0 0

91 Бовтрадь 35 2,5 0,26 0,19 0 0 0,01 0,005 0,028 0 0

92 ПС Часлівці 35 6,3 0 0 0 0 0 0 0 0 0

94 Люта 35 1,6 0,47 0,32 0,03 0,03 0,012 0,016 0,057 0,047 0,0731

95 Ільниця 35 8 1,92 1,69 0,592 0,46 0,1795 0,159 0,335 0,2015 0,804

96 Буштино-35 35 5 0,43 0,34 0,611 0,4 0,1415 0,0765 0,171 0,0915 0,097

97 Воловець-2 35 2,5 0,78 0,56 0,1215 0,0215 0,1155 0,1617 0,094 0,931 0,123

98 Вільхівці 35 8 3,59 3,32 0,6355 0,2165 0,291 0,273 0,715 0,5865 0,9636

99 Вишково 110 18 3,2 2,27 3,7 2,52 0,58 1,2502 1,1002 1,941 1,5466

100 У.Чорна 35 7,9 1,02 0,72 0,619 0,501 0,0455 0,1405 0,067 0,078 0,4465

101 Петрово 35 8 1,46 0,94 0,06 0,03 0,035 0,081 0,123 0,239 0,359

102 Ужгород-7 35 20 5,7 5,67 22,70403 6,30616 0,6696 4,45868 3,73584 4,65576 3,85414реконструкція ПС 35/10 "Ужгород-

7", з переведенням на клас 110 кВ

103 Мукачево-4 35 8 3,83 2,28 0,2356 0,048 0,045 0,225 0,361 0,308 0,463

104 Тересва 110 50 27 17,39 6,3375 2,7085 1,871 1,6631 3,232 3,217 4,3556

105 Рівне 35 2,5 1,28 0,81 0,088 0,069 0,064 0 0,0635 0 0,064

106 Дулово 35 10,3 2,44 1,83 0,547 0,266 0,368 0,3386 0,4515 0,316 0,63

52

107 Колочава 35 5 2,09 0,93 0,699 0,551 0,096 0,1873 0,208 0,2851 0,86

108 Камянське 35 5 1,52 1,03 0,0621 0,0096 0,09 0,1341 0,135 0,153 0,377

109 Міжгір'я 110 20 8,6 6,43 3,088 1,763 0,434 0,5731 1,198 1,8931 2,409

110 Виноградів-2 110 30 11 9,12 2,3837 1,4435 0,839 1,3145 2,3576 2,4501 3,5391

111 Рахів-3 35 5 1,58 1,65 0,258 0,008 0,1891 0,195 0,238 0,2515 0,474

112 Бакта 35 6,3 1,14 0,6 0,4755 0 0,036 0,043 0,076 0,051 0,069

113 Дрисино 35 2,5 1,62 0,88 1,257 0,584 0,107 0,088 0,039 0,598 0,255

114 Ужгород-3 35 26 17 9,04 43,20016 9,58954 1,31976 12,8254 10,70582 3,4685 4,82676будівництво нової ПС 110/35/10

"Ужгород-9" та реконструкція ПЛ-

110 кВ

115 Хуст ГКС 35 8 0 0 2,7155 0,307 0,196 0,659 0,6124 0,5204 0,6276

116 Мукачево-2 110 80,5 33 23,95 10,6751 3,276 5,5737 2,0288 3,6976 5,0638 5,5191

117 Ужгород-5 110 20 17 6,71 40,68993 12,88811 2,5683 7,1424 5,67944 12,75479 2,7265реконструкція ПС 35/10 "Ужгород-

7", з переведенням на клас 110 кВ

118 Ракошино 35 10,3 3,58 2,46 3,685 0,978 0,1465 0,3925 0,253 1,565 0,5

119 Ужгород-4 35 10,3 4 1,54 6,7185 0,2525 0,2032 0,1757 0,6506 0,681 0,3172

120 Підвиноградів 35 4 3,79 1,93 1,129 0,962 0,1305 0,305 0,392 1,777 1,1315

121 Підполоззя 110 12,5 1,05 0,94 0,14 0 0,226 0,263 0,057 0,398 0,161

122 Загаття 35 5 1,14 0,66 0,0665 0 0,02 0,026 0,025 0,0315 0,098

123 Оноківці 35 8 2,99 1,53 5,3496 0,6754 0,6443 1,022834 0,5336 0,7774 0,9834

124 Струмківка 35 5 1,18 0,61 0,3131 0,046 0,0761 0,0824 0,1042 0,1505 0,189

125 Дубове 35 12,6 4,9 3,37 0,4175 0,171 0,34 0,3945 0,757 0,5225 0,667

126 Веряця 35 5 1,33 0,93 0,513 0,118 0,042 0,059 0,065 0,08 0,206

53

СПР ПРСР

1ПС 220/110/10 кВ Хуст-

220, 1х125 МВА2009 110

встановлення АТ-2 220/110/10 кВ (125 МВА) через 100% завантаження

існуючого АТ-1 та відсутність резерву у випадку його відключення або

проведення ремонтних робіт. Термін виконання - 2024 р.

сторінки 39, 170

табл 3.1, табл 9.2,

розділ 22-

обгрунтування

прийнятих рішень

2ПС 35/10 кВ Ужгород-7,

2х10 МВА1930 18

реконструкція підстанції 35/10 кВ з улаштуванням крила 110 кВ за

схемою мостика з вимикачами в колах тр-рів, ліній 110 кВ та

ремонтною перемичкою. Встановлення двох cилових трансформаторів

110/35/10 кВ 2х 25 МВА - для забезпечення надйного живлення

центральної частини м.Ужгород, розвантаження ПС-110 кВ Ужгород-

1 та забезпечення потужності нових споживачів. Термін виконання

2016- 2022р.р

сторінка 171

табл 3.1, табл 9.2,

розділ 22-



3 ПС 110/10кВ Угля, 2х10 МВА1990 3

технічне переоснащення ВРУ-110 за схемою мостика з вимикачами в

колах трансформаторів, СВ-110 кВ та ремонтною перемичкою, з

заходами на проектовану ПЛ-110 кВ Угля-Ганичі. Термін виконання

2023р


табл 3.1, розділ 22-



4ПС 35/10кВ Ганичі, 10

МВА1979 7

технічне переоснащення ПС-35/10кВ з улаштуванням крила 110кВ та

встановлення трансформатора 110/35/10кВ потужністю 25МВА. Термін

виконання 2024- 2027р.р


табл 3.1,

розділ 22-



5ПС 110/35/10 кВ Ужгород-

9, 2х25 МВА

будівництво нової опорної підстанції з класом напруги 110/35/10 кВ та

встановленням силових трансформаторів 25 МВА .Термін виконання

2021-2024р.р


табл 3.1,

розділ 22-



6

ПЛ-110 кВ Л-102 Міжгіря-

ТРГЕС

(22,75 км, АС-70, метал)

1956-

195750

реконструкція ПЛ-110 кВ із заміною опор, проводів, грозозахисного

тросу та ізоляції через вичерпання ресурсу та значне зношення

елементів ПЛ. Термін виконання 2020-2022р.р.


табл 3.2,

розділ 22-



7

ПЛ-110 кВ Угля-Ганичі

(16,98 км, АС-150, метал,

з\б.)

нове 23

будівництво нової ПЛ-110 кВ для забезпечення надійності роботи

транзиту ПЛ-35 кВ Міжгіря- Дубове-Тересва ( 97,4 км) з загальним

навантаженням 35 МВт .Термін виконання 2023-2024р.р


табл 3.2,

розділ 22-



8

транзит ПЛ-35 кВ Рахів1-

Ясіня (32,1 км, АС-70,

дерево, метал, з\б.)

1963 21,1

реконструкція ПЛ-35 кВ на деревяних опорах яка проходить через

районний центр м.Рахів та виніс її за межі густонаселеного с.Білин .

Термін виконання 2022-2024р.р.


табл 3.2,

розділ 22-



9

транзит ПЛ-110 кВ Ужго-

род-1 - Сянки (103,7 км,

АС-120, метал, з\б., 7

прохідних підстанцій в

транзиті)

1968 23Будівництво транзиту Воловець - Підполоззя - Кострино. Термін

виконання 2025-2029р.р. сторінка 179, 180

роботи будуть

виконуватись в

майбутніх періодах

10

транзит ПЛ-110 кВ

Мукачево-400 - Іршава-1 -

Хуст-1 (66,15 км, АС-95,

метал, з\б.)

1957 50

Реконструкція транзиту Мукачево-400 - Іршава-1 - Хуст-1 із заміною

опор, проводів, грозозахисного тросу та ізоляції через вичерпання

ресурсу та значне зношення елементів ПЛ. Термін виконання 2025-

2029р.р.


роботи будуть

виконуватись в

майбутніх періодах

54

8. Дані по елементах мережі, що спричиняють обмеження та/або неналежну якість електропостачання

№

п/п

ПС, ЛЕП, їх характеристика

(назва, напруга, кількість та

потужність трансформаторів,

довжина та перетин проводів

(жил), матеріал опор ЛЕП)

Рік будів-

ництва

Існ. макс.

наван-

таження,

МВт

Роботи, які планується виконати, їх обґрунтування та рік

виконання

Інформативні посилання

1 2 3 4 5 6

745 102 204

745 102 204

220 62 162

330 75 266

Мукачево-400 – 380 186 244

Мукачево-1

Воловець-220 – 330 87 175В ремонті ПЛ-110

Стрий-Любенці

Скотарськ

Хуст-220 –Тересва 380 157 336

відг. пс Буштино

Мукачево-400 – 380 168 275

Ужгород-2

Воловець-220 – 380 101 137

Вовчий

Мукачево-400 – 505 226 347

Ужгород-1

10 Л-111 Тересва-Діброва 200 86 180В ремонті ПЛ-110

Л-130

Мукачево-2 – 380 37 61

Чинадієво

Мукачево-1 – 380 83 141В ремонті ПЛ-110

Л-108

Мукачево-2

Мукачево-400 – 380 185 287

Страбичово

Мукачево-400 – 505 200 363

Берегово-4

Берегово-4 –Береги 445 49 204

відг. ПС Берегово-3

9.1. Дані щодо завантаження ПЛ напругою 35-110кВ у нормальному та ремонтних

режимах (за результатами режимного заміру зимового режимного дня 2018 року)

№ п/п

Диспетчерсь-

кий номер

ПЛ

Назва ПЛПропускна

здатність, А

Навантаження в

нормальному

режимі за зимовий

режимний день

2018 року, А

Максимальне

навантаження в

ремонтному

режимі, А

Характеристика

ремонтного

режиму

І. Повітряні лінії 220 кВ

1 -Мукачево-400 - Хуст-

220 "А"

В ремонті ПЛ-220

Мукачево-400 -

Хуст-220 "Б"

2 -Мукачево-400 - Хуст-

220 "Б"


Мукачево-400 -

Хуст-220 "А"

2

ІІ. Повітряні лінії 110 кВ

1 Л-101 ТРГЕС – Липча 440 106 213В ремонті АТ-1 ПС

Хуст-220

4 Л-104В ремонті ПЛ-110

Л-108

5 Л-105


Л-114


Л-109

55

3 Л-103 Хуст-1 - РокосовоВ ремонті АТ-1 ПС

Хуст-220

Л-102 ТРГЕС – Міжгір’яВ ремонті АТ-1 ПС

Хуст-220


Л-156


Л-109


Л-104


Л-104

12 Л-113

14 Л-115В ремонті АТ-1 ПС

Хуст-220


Хуст-220

Мукачево-400 – 330 106 240

Іршава-1

330 66 140

Скотарськ – 330 80 160

Бескид

Воловець-220 – 505 87 104

Гусне

Сянки – ПС 173 км 380 84 98

ПС 173 км – 380 82 97

ПС 181 км

ПС 181 км – 380 79 94

Жорнава

В.Березн. – Жорнава 380 75 90

відг. ПС Кострино

В. Березний – 380 54 42

Перечин

Ужгород-1

–Перечин380 16 105

відг. ПС Дубринчі

Липча – 445 29 -

Драгово

Волов.-220 –

Пилипець505 123 230

Тересва – 380 91 182

Солотвино

Мукачево-400 – 445 97 130

Мукачево-6

Мукачево-2 – 380 83 117

Мукачево-6

Свалява-1 – Вовчий 380 97 133

відг. ПС Свалява-3

445 31 128

Береги - Виноград.-2 445 32 203

відг. ПС Шаланки

Сянки – Гусне 360 78 96

Майдан – Міжгір`я 380 106 211


–Батьово330 144 246

445 50 - -


Хуст-220



17 Л-118 Бескид – ЛавочнеВ ремонті ПЛ-110



Л-127


Л-127


Л-127


Л-127


Л-127


Л-127

26 Л-128 -


Хуст-220


Л-1271


Л-108


Л-111


Л-104


Л-108


Л-115

32 Л-134 Хуст-1 – ЛипчаВ ремонті АТ-1 ПС

Хуст-220


Хуст-220


Л-127

37 Л-139 Берегово-4 – Вілок


Л-109

56

Волов.-220 – Росош 445 87 146

Свал.-3, Підполоззя

Іршава-1 – Росош 445 66 128

Діброва – Рахів-1 200 64 155

відг.ПС В.Бичків

Свалява-1 – 380 44 73

Чинадієво

Виногр.-2 – Хуст-220 380 36 268

Відг. ПС Копаня

Батьово – Чоп 445 109 210

Відг. ПС

Соломоново

Ужгород-1 – Чоп 380 76 187

Відг. ПС

Соломоново,

Тийглаш

Пилипець – 505 113 218

Майдан

Ужгород-2 – 360 93 197

Ужгород-5

Ужгород-5 – 360 9 180

Ужгород-8

Ужгород-8 – 380 17 191

Ужгород-1

Тячів-110 – Тересва 445 123 288

Солотвино – Рахів-1 200 73 162

ПС В. Бичків

Драгово – Угля 445 11 -

Іршава-1 – 380 82 280

Рокосово

Хуст-220 –Хуст-1 380 57 268

Тячів-110 – Хуст-220 380 179 350

Відг. ПС Вишково,

Буштино.

180 66 115

180 0 105

В.Бичків – 180 14 - -

К. Поляна

Мукачево-2 – 300 58 - -

Мукачево (т)


Хуст-220


Л-104


Хуст-220


Л-130


Л-109


Л-115


Хуст-220


Л-109


Л-109


Л-107


Л-106


Л-111


Л-107


Хуст-220

51 Л-153 -


Л-106


Хуст-220

2 Л-302Ужгород-1 –

Оноківці

В ремонті ПЛ-35 Л-

322

3 Л-303

ІІІ. Повітряні лінії 35 кВ

1 Л-301Вілок –

Підвиноградів

В ремонті Т-1 на

ПС Вілок

4 Л-304

57


Л-304

Мукачево (т)


Л-370

Залуж

Мукачево-2 – 240 204 277В ремонті ПЛ-35 Л-

348

Мукачево-4


357

Дрисино з від. В/ч


340

Берегово-1

Виноградово-2 – 160 31 106В ремонті Т-1 на

ПС Вілок

Виноградово-1

Виноградово-2 – 160 37 210


з відг. Підвиград.

240 90 210

Хуст-1 – 210 35 125

Сокирниця-2

Батьово ( рай ) – 360 64 64

Батьово ( т )

Батьово ( т ) – 240 43 43

Чоп ( т )

Чоп ( рай ) – 190 20 85

Струмківка

Ужгород-1 – 160 140 217

Геєвці

відг. Концево

Чоп –Чоп ( т ) 240 0 66

Мукачево-1 – 180 75 143

Ракошино

Берегово-4 – 180 65 189

Бакта

Ужгород-1 – 265 125 165

Ужгород-7

відг. Ужгород-4

Ужгород-1 – 265 38 166

Ужгород-7

відг. Ужгород-4

Перечин – 180 102

Кам’яниця

Оноківці – 170 45 60

Кам’яниця

58

6 Л-306

7 Л-307

5 Л-305

10 Л-310 «А»

11 Л-310 «Б»В ремонті Т-1 на

ПС Вілок

8 Л-308

9 Л-309

12 Л-312 Хуст-1 – ВеряцяВ ремонті ПЛ-35 Л-

399

13 Л-313В ремонті ПЛ-35 Л-

331


318


318


314

16 Л-316

В ремонті В-35 Л-

387 на ПС

Ужгород-2


363

23 Л-322


322

20 Л-320В ремонті Т-1 на

ПС Вілок


363

22 Л-321 «Б»В ремонті ПЛ-35 Л-

321 А

21 Л-321 «А»В ремонті ПЛ-35 Л-

321 Б

В.Бичків – 180 73 145

Солотвино

Веряця – 120 70 189

Королево

Зняцево- 180 1 181

Ірлява

Тересва – Вільхівці 240 186 366

Дубове – 120 44 247

Усть-Чорна

Виноградів-1 – 180 0 92

Королево

Відг. ПС Виногр.-3

Рахів-1 – Рахів-2 105 25 - -

Тересва – Тячів-35 200 89 127В ремонті ПЛ-35 Л-

313

270 142 250

170 0 9

170 9 9

180 45 204

Буштино-35 – 200 55 93

Тячів-35

Воловець-т– 200 47 68

Воловець-2

Воловець-т – 180 8 55

Вол-ГКС

Залуж – 170 19 100

Доробратово

Мукачево-2 – 180 55 128

Чинадієво

Берегово-4 – 220 96 0 -

Берегово-2

Берегово-1 – 180 76

Берегово-2

Берегово-4 – 230 0 35В ремонті Т-1 на

ПС Берегово-3

Берегово-3

Берегово-4 – 180 79 92В ремонті ПЛ-35 Л-

357

Дідово

Бігань – 170 67 80В ремонті ПЛ-35 Л-

357

Дідово

59


317


381


ПС Солотвино


399

31 Л-330

32 Л-331


327


312

34 Л-333 «А» В.Бичків – ЛХКВ ремонті ПЛ-35 Л-

333 Б

33 Л-332 Рахів-1 – Рахів-3Заживлення ПС

Ворохта

35 Л-333 «Б» В.Бичків – ЛХКВ ремонті ПЛ-35 Л-

333 А

36 Л-334 Ганичі – ДубовеВ ремонті ПЛ-35 Л-

381


336


370


313


ПС Підполоззя


347

42 Л-340

45 Л-343

46 Л-344

43 Л-341

44 Л-342

Батьово – Бовтрадь 180 0 79В ремонті ПЛ-35 Л-

343

140 27 0 -

Свалява-1 – 180 151 210

Свалява-2

Мукачево-1 – 240 64 275

Мукачево-5

Мукачево-5 – 170 65 144

Мукачево-3

Добронь – 144 1 28В ремонті ПЛ-35 Л-

346

Червоне

Яворово- 265 0 0 -

Саловка

Дрисино – Гать 200 0 30В ремонті ПЛ-35 Л-

308

Ужгород-1 – 360 174 340

Ужгород-3

відг. Ужг. - тяга

Ужгород -1 – 360 117 340

Ужгород - 3

відг. Ужг. тяга

Ужгород -1 – 120 13 33

Ужгород-ГКС

відг. ПС Коритняни

Мукачево-3 – 170 140 211

Мукачево-4

Береги – 120 13 44

Нове Село

Косино – 180 5 75

Бовтрадь

Хуст-3 – 160 8 67

Хуст-ГКС

Чоп – Червоне 170 0 28

Концево – 120 0 20

Струмківка

відг. ПС Коритняни

Кострино – Вішка 90 10 0 -

Страбічово – 170 65 257

Зняцево

Петрово – Паладь 150 17 0

Ракошино – 170 30 114

Зняцево

Ірлява – Середнє 180 0 185

Ракошино – 90 36 0 -

Бобовище

60


339


307

47 Л-345

48 Л-346 Батьово – Добронь

53 Л-351

54 Л-352


307

52 Л-350


390


307

55 Л-353 «А»В ремонті ПЛ-35 Л-

353”Б”

56 Л-353 «Б»В ремонті ПЛ-35 Л-

353”А”


391


346


308


343


317

66 Л-364 -


316

64 Л-362

69 Л-367


319

68 Л-366В ремонті СШ-110

на ПС Страбичово

Геєвці – Середнє 120 67 262

Петрово – Дяково 170 75 180

240 74 132

240 103 153

180 64 113

170 0 117

180 45 166

140 0 114

120 28 65

140 83 138

170 0 72

Чинадієво – 180 14 87

Карпати

120 49 145

240 108 328

Порошково – 120 0 93

Поляна

Т.Ремета – 120 19 113

Порошково

220 0 142

Воловець-ГКС – 130 40 56

Воловець-2

110 2 - -

Ужгород-2 –Концево 120 62 82

відг. ПС Джейбіл

Загаття – 170 0 79

Доробратово

Іршава-2 – Загаття 170 20 58

Ужгород-2 – 180 20 21

Ужгород-ГКС

відг. ПС Ядзакі

300 46 105

180 0 47

160 20 67

240 57 105

70 Л-368В ремонті СШ-110

на ПС Страбичово

73 Л-371 Іршава-1 – БілкиВ ремонті ПЛ-35 Л-

374


312

72 Л-370 Іршава-1 – Іршава-2В ремонті ПЛ-35 Л-

306

74 Л-372 Білки – РаковецьВ ремонті ПЛ-35 Л-

374

75 Л-373 Довге – ПрибожаваВ ремонті ПЛ-35 Л-

371

76 Л-374 Липча – ДовгеВ ремонті ПЛ-35 Л-

371

77 Л-375 Чепа-ТековоВ ремонті ПЛ-35 Л-

399

78 Л-376 Липча – ДаниловоВ ремонті ПЛ-35 Л-

313

79 Л-377 Свалява-2 – ПолянаВ ремонті ПЛ-35 Л-

380

8 0 Л-378 Свалява-2 – КарпатиВ ремонті ПЛ-35 Л-

347


347


377


377

82 Л-380 Перечин – Т.РеметаВ ремонті ПЛ-35 Л-

377

83 Л-381 Міжгір’я – Синевир

86 Л-384 Ясіня – ВорохтаВ ремонті ПЛ-35 Л-

332

87 Л-385В ремонті Т-2 ПС

Підполоззя


370


370

88 Л-386Т.Ремета –

Лумшори


316


354

93 Л-391 Хуст-1 – Хуст-3В ремонті ПЛ-35 Л-

394

96 Л-394 Хуст-1 – Хуст-2В ремонті ПЛ-35 Л-

391

61

94 Л-392 Липча – Хуст-ГКСВ ремонті ПЛ-35 Л-

391

95 Л-393 Хуст-2 – Хуст-ГКСВ ремонті ПЛ-35 Л-

391

Данилово – 120 0 36


170 8 163

220 97 190

120 22 -

180 101 224

180 0 114

120 13 43

240 114 210

200 8 17

200 9 17

Виноградово-1 – 170 22 - -


170 28 163

120 82 297

Воловець ГКС – 170 20 37

Н.Ворота

Підполоззя – 160 0 20

Н.Ворота

Усть-Чорна – 140 48 251

Колочава

Бігань – Косино 180 44 35

Вільхівці – Ганичі 180 127 300

Буштино-35 – 200 15 123


відг. ПС Вишково,


200 46 86

200 21 61

240 0 39

Гать – 160 0 88

Гараздівка

Бігань – 160 7 81


170 44 152

Раковець – 170 19 96

Приборжава

Іршава-1 – 200 26 -

Камянське

170 0 134

120 0 27

90 7 -

62


313

98 Л-396 Свалява-2 – РосошВ ремонті ПЛ-35 Л-

347

99 Л-397 Кваси – ЯсіняЗаживлення ПС

Ворохта

100 Л-398 Страбічово – Рівне -

101 Л-399 Вілок – ПетровоВ ремонті ПЛ-35 Л-

312

102 Л-401 Королево – ТековоВ ремонті ПЛ-35 Л-

399

103 Л-402 Нове Село – ГатьВ ремонті ПЛ-35 Л-

308

104 Л-403 Рахів-3 – КвасиЗаживлення ПС

Ворохта

107 Л-406

108 Л-407 Іршава-1 – ІльницяВ ремонті ПЛ-35 Л-

370

105 Л-404 Росош – Росош ГКСВ ремонті ПЛ-35 Л-

405

106 Л-405 Росош – Росош ГКСВ ремонті ПЛ-35 Л-

404

109 Л-408 Синевир – КолочаваВ ремонті ПЛ-35 Л-

327

110 Л-409В ремонті Т-2 ПС



343


381


409


327


331

116 Л-415 Бакта – ВариВ ремонті Т-1 ПС

Вілок

117 Л-416 Мужієво – ВариВ ремонті Т-1 ПС

Вілок

118 Л-417 Вілок – МужієвоВ ремонті Т-1 ПС

Вілок


343


343

121 Л-420 Дяково – ЧепаВ ремонті ПЛ-35 Л-

312


371

123 Л-422 -

124 Л-423 Іршава-2 –ІльницяВ ремонті ПЛ-35 Л-

370

125 Л-424 Концево - ДжейбілВ ремонті ПЛ-35 Л-

387

126 Л-425 Вішка - Люта -

МВА МВА % МВА %

Т1 6,3 1,71 27,1 3,34 53,0

Т2 6,3 1,63 25,9 3,34 53,0

Т1 16 5,00 31,3 14,39 89,9В ремонті Т-1 на

ПС Вілок

Т2 10 6,00 60,0 11 110,0 В ремонті Т-1

Т3 4 1,58 39,5 0,0

Т1 6,3 0,43 6,8 1,33 21,1 В ремонті Т-2

Т2 6,3 0,90 14,3 1,33 21,1 В ремонті Т-1


Л-312 Хуст-1-

Веряця

транзит Веряця -

Королево +6

МВА

Т2 4 0,00 0,0 2,1 52,5 В ремонті Т-1

Т1 2,5 1,11 44,4 3,49 139,6 В ремонті Т-2

Т2 6,3 2,38 37,8 3,49 55,4 В ремонті Т-1

Т1 2,5 1,63 65,2 1,95 78,0 В ремонті Т-2

Т2 4 0,32 8,0 1,95 48,8 В ремонті Т-1

Т1 2,5 1,15 46,0 1,33 53,2 В ремонті Т-2

Т2 2,5 0,18 7,2 1,33 53,2 В ремонті Т-1

Т1 4 1,21 30,3 1,46 36,5 В ремонті Т-2

Т2 4 0,25 6,3 1,46 36,5 В ремонті Т-1

9 Підвиногр. Т1 4 3,79 94,8 0,0

10 Шаланки Т1 10 1,31 13,1 0,0

11 Паладь Т1 4 0,83 20,8 0,0

12 Копаня Т1 2,5 0,61 24,4 0,0

13 Дяково Т1 2,5 1,44 57,6 0,0

14 Теково Т1 1 0,00 0,0 0,0

Т2 10 1,05 10,5 1,05 10,5 В ремонті Т-2

Т1 2,5 0,00 0,0 1,05 42,0 В ремонті Т-1

16 Воловець-2 Т1 2,5 0,78 31,2 0,0

17 Н.Ворота Т1 4 1,38 34,5 0,0

Т1 4 2,11 52,8 4,4 110,0 В ремонті Т-2

Т2 4 2,29 57,3 4,4 110,0 В ремонті Т-1

Т1 4 1,11 27,8 1,16 29,0 В ремонті Т-2

Т2 4 0,05 1,3 1,16 29,0 В ремонті Т-1

Т1 10 2,46 24,6 2,46 24,6 В ремонті Т-2

Т2 6,3 0,00 0,0 2,46 39,0 В ремонті Т-1

Т1 25 12,00 48,0 18 72,0 В ремонті Т-2

Т2 25 6,00 24,0 18 72,0 В ремонті Т-1

22 Гораздівка Т1 2,5 0,48 19,2 0,0

Т1 4 0,46 11,5 1,18 29,5 В ремонті Т-2

Т2 2,5 0,72 28,8 1,18 47,2 В ремонті Т-1

24 Бакта Т1 6,3 1,14 18,1 0,0

Т1 2,5 1,08 43,2 2,2 88,0 В ремонті Т-2

Т2 2,5 1,12 44,8 2,2 88,0 В ремонті Т-1

Т1 6,3 0,00 0,0 3 47,6 В ремонті Т-2

Т2 10 3,00 30,0 3 30,0 В ремонті Т-1

27 Бовтрадь Т1 2,5 0,26 10,4 0,0

28 Н.Село Т1 2,5 0,00 0,0 0,0

29 Чопівка Т1 0,16 0,10 62,5 0,0

30 Дідово Т2 3,2 0,67 20,9 0,0

31 Бийгань Т1 4 0,95 23,8 0,0

Т1 4 0,07 1,8 1,27 31,8 В ремонті Т-2

Т2 4 1,34 33,5 1,27 31,8 В ремонті Т-1

Т1 2,5 0,59 23,6 0,73 29,2 В ремонті Т-2Т2 2,5 0,14 5,6 0,73 29,2 В ремонті Т-1Т1 10 6,00 60,0 10 100,0 В ремонті Т-2

Т2 10 4,00 40,0 10 100,0 В ремонті Т-1

9.2. Дані щодо завантаження ПС напругою 35-110кВ у нормальному та ремонтних режимах (за

результатами режимного заміру зимового режимного дня 2018 року)

№ п/п Назва РЕМ Назва ПС Приєднання

Номінальна


Навантаження в

нормальному

режимі за зимовий

режимний день

2018 року

Максимальне

навантаження в

ремонтному

режимі по тр-

рах

Характеристика

ремонтного

режиму

9,60 60,0 15,6 97,5

1

Вин

огра

дівс

ький

РЕ

М


2 Виноград.-2

3 Виноград.-3

4 Вілок

5 Королево

6 Чепа

7 Веряця

8 Петрово

Т1 16

15

Вол

овец

ький

РЕ

М


18

Бере

гівс

ький

РЕ

М

Берегово-1

19 Берегово-2


26 Береги

32 Вари

33 Гать


23 Мужієво

25 Косино

34 Батьово

63

Т1 25 10,00 40,0 22 88,0 В ремонті Т-2

Т2 16 12,00 75,0 22 137,5 В ремонті Т-1

Т1 10 2,13 21,3 3,05 30,5 В ремонті Т-2

Т2 4 0,92 23,0 3,05 76,3 В ремонті Т-1

Т1 4 1,22 30,5 1,92 48,0 В ремонті Т-2

Т2 4 0,70 17,5 1,92 48,0 В ремонті Т-1

Т1 2,5 0,51 20,4 1,06 42,4 В ремонті Т-2

Т2 2,5 0,55 22,0 1,06 42,4 В ремонті Т-1

Т1 4 0,79 19,8 2,58 64,5 В ремонті Т-2

Т2 4 1,79 44,8 2,58 64,5 В ремонті Т-1

Т1 2,5 1,14 45,6 1,14 45,6 В ремонті Т-2

Т2 2,5 0,00 0,0 1,14 45,6 В ремонті Т-1

Т1 2,5 1,30 52,0 1,52 60,8 В ремонті Т-2

Т2 2,5 0,22 8,8 1,52 60,8 В ремонті Т-1

Т1 2,5 1,49 59,6 2,47 98,8 В ремонті Т-2

Т2 2,5 0,98 39,2 2,47 98,8 В ремонті Т-1

43 Доробратово Т1 4 1,00 25,0 0,0

44 Білки Т1 4 1,88 47,0 0,0

Т1 10 3,40 34,0 8,6 86,0 В ремонті Т-2

Т2 10 5,20 52,0 13,15 131,5 В ремонті ПЛ-35

Т1 2,5 0,86 34,4 2,09 83,6 В ремонті Т-2

Т2 2,5 1,23 49,2 2,09 83,6 В ремонті Т-1

47 Майдан Т1 6,3 1,54 24,4 4,09 64,9 В ремонті Т-1 на

48 Пилипець Т1 6,3 2,55 40,5 4,09 64,9В ремонті Т-1 на

ПС Майдан

49 Синевир Т1 2,5 1,67 66,8 0,0

Т1 25 7,80 31,2 20,4 81,6


Л-307 Мукачево-2

- Мукачево-4

Т2 16 11,00 68,8 18,8 117,5 В ремонті Т-1

Т1 40,5 27,00 66,7 33 81,5 В ремонті Т-2

Т2 40 6,00 15,0 33 82,5 В ремонті Т-1

Т1 6,3 2,95 46,8 4,47 71,0 В ремонті Т-2

Т2 6,3 1,52 24,1 4,47 71,0 В ремонті Т-1

Т1 4 2,91 72,8 3,83 95,8 В ремонті Т-2

Т2 4 0,92 23,0 3,83 95,8 В ремонті Т-1

Т1 6,3 5,35 84,9 9,17 145,6 В ремонті Т-2

Т2 6,3 3,82 60,6 9,17 145,6 В ремонті Т-1

Т1 10 0,23 2,3 0,55 5,5 В ремонті Т-2

Т2 10 0,32 3,2 0,55 5,5 В ремонті Т-1

Т1 10 1,20 12,0 7,2 72,0

Т2 10 6,00 60,0 11,85 118,5


Л-317 Ужгород-1 -

ГеєвціТ1 4 0,51 12,8 2,47 61,8 В ремонті Т-2

Т2 4 1,96 49,0 2,47 61,8 В ремонті Т-1

Т1 6,3 2,20 34,9 3,58 56,8 В ремонті Т-2

Т2 4 1,38 34,5 3,58 89,5 В ремонті Т-1

59 Зняцево Т1 4 1,56 39,0 0,0

Т1 4 1,07 26,8 1,74 43,5 В ремонті Т-2

Т2 2,5 0,67 26,8 1,74 69,6 В ремонті Т-1

61 Рівне Т1 2,5 1,28 51,2 0,0

62 Дрисино Т1 2,5 1,62 64,8 0,0

63 Карпати Т1 1,6 0,85 53,1 0,0

64 Н.Лучки Т1 4 0,41 10,3 0,0

65 Бобовище Т1 2,5 1,49 59,6 0,0

66 Шенборн Т1 0,56 0,03 5,4 0,0

67 Перечин - 2 Т2 4 2,41 60,3 0,0Т1 1,6 0,92 57,5 1,85 115,6 В ремонті Т-2Т2 1,6 0,93 58,1 1,85 115,6 В ремонті Т-1Т1 1,6 0,20 12,5 1,2 75,0 В ремонті Т-2Т2 1,6 1,00 62,5 1,2 75,0 В ремонті Т-1

70 Лумшори Т1 2,5 0,44 17,6 0,0Т1 6,3 0,78 12,4 0,0Т2 1,6 0,62 38,8 0,0

72 Кострино Т1 6,3 1,67 26,5 0,073 Люта Т1 1,6 0,47 29,4 0,0

74 Т1 16 6,60 41,3 18,4 115,0 В ремонті Т-2

75 Т2 25 11,80 47,2 18,4 73,6 В ремонті Т-1

76 Рахів-2 Т1 4 1,44 36,0 0,0

Т1 2,5 0,09 3,6 1,58 63,2 В ремонті Т-2

Т2 2,5 1,49 59,6 1,58 63,2 В ремонті Т-1

78 Кваси Т1 2,5 1,05 42,0 0,0

79 С. Водяне Т1 6,3 4,15 65,9 0,0

80 Коб.Поляна Т1 2,5 0,78 31,2 0,0

Т1 4 2,42 60,5 5,02 125,5 В ремонті Т-2

Т2 6,3 2,60 41,3 5,02 79,7 В ремонті Т-1

82 Т1 10 7,60 76,0 11,6 116,0 В ремонті Т-2

83 Т2 10 4,00 40,0 11,6 116,0 В ремонті Т-1

38 Приборжава

39 Довге

40 Загаття

35

Ірш

авсь

кий

РЕМ

Іршава-1

36 Іршава-2

37 Ільниця

41 Кам`янське

42 Раковець

45

Між

гірс

ький

РЕ

М Міжгір`я

46 Колочава

50

Мук

ачів

ськи

й М

РЕМ

Мукачево-1

51 Мукачево-2





56

Мук

ачів

ськи

й РЕ

М

Страбічево

57 Чинадієво

58 Ракошино

Рахі

вськ

ий Р

ЕМ

Рахів-1

77 Рахів-3

81 Ясіня

Бичків

60 Залуж

Пер

ечин

сько

-

Вел

икоб

ерез

нянс

ький

РЕМ

68 Т.Ремета

69 Порошково

71 Дубриничі

64

Т1 25 16,00 64,0 27 108,0 В ремонті Т-2

Т2 25 11,00 44,0 27 108,0 В ремонті Т-1

85 Солотвино Т3 16 3,90 24,4 0,0

Т1 2,5 0,55 22,0 2,09 83,6 В ремонті Т-2

Т2 2,5 1,54 61,6 2,09 83,6 В ремонті Т-1

Т1 10 4,18 41,8 6,86 68,6 В ремонті Т-2

Т2 10 2,68 26,8 6,86 68,6 В ремонті Т-1

Т1 2,5 0,36 14,4 0,43 17,2 В ремонті Т-2

Т2 2,5 0,07 2,8 0,43 17,2 В ремонті Т-1

Т1 10 1,50 15,0 2,39 23,9 В ремонті Т-2

Т2 6,3 0,89 14,1 2,39 37,9 В ремонті Т-1

Т1 6,3 2,38 37,8 4,9 77,8 В ремонті Т-2

Т2 6,3 2,52 40,0 4,9 77,8 В ремонті Т-1

Т1 2,5 1,57 62,8 3,59 143,6 В ремонті Т-2

Т2 4 2,02 50,5 3,59 89,8 В ремонті Т-1

Т1 1,6 1,46 91,3 1,55 96,9 В ремонті Т-2

Т2 1,6 0,09 5,6 1,55 96,9 В ремонті Т-1

93 Угля-110 Т1 10 2,25 22,5 0,0

94 Дулово Т1 4 2,44 61,0 0,0

95 Ганичі Т1 10 3,48 34,8 0,0

96 У.Чорна Т1 2,5 1,02 40,8 0,0

97 Діброва Т1 10 5,19 51,9 0,0

Т1 6,3 1,21 19,2 3,38 53,7 В ремонті Т-2

Т2 4 2,17 54,3 3,38 84,5 В ремонті Т-1

Т1 16 2,18 13,6 3,11 19,4 В ремонті Т-2

Т2 16 0,93 5,8 3,11 19,4 В ремонті Т-1

Т1 16 1,08 6,8 3,48 21,8 В ремонті Т-2

Т2 16 2,40 15,0 3,48 21,8 В ремонті Т-1

Т1 4 2,52 63,0 4,98 124,5 В ремонті Т-2

Т2 6,3 2,46 39,0 4,98 79,0 В ремонті Т-1

Т1 25 11,00 44,0 24 96,0 В ремонті Т-2

Т2 25 13,00 52,0 24 96,0 В ремонті Т-1

Т3 2,5 1,26 50,4 0,0

Т1 6,3 0,88 14,0 2,93 46,5 В ремонті Т-2

Т2 4 2,05 51,3 2,93 73,3 В ремонті Т-1

104 Хуст-3 Т1 4 2,21 55,3 0,0

105 Хуст-220 АТ1 125 90,00 72,0 122 97,6


Л-115 Мукачево-

400 - Берегово-4

Т1 10 3,20 32,0 3,2 32,0

Т2 4 0,00 0,0 3,2 80,0

107 Сокирниця-1 Т1 2,5 0,84 33,6 0,0

Т1 2,5 0,32 12,8 1,17 46,8 В ремонті Т-2

Т2 2,5 0,85 34,0 1,17 46,8 В ремонті Т-1

Т1 10 3,80 38,0 7,62 76,2 В ремонті Т-2

Т2 16 3,82 23,9 14,42 90,1В ремонті ПЛ-35

Л-371 Іршава-1 - 110 Данилово Т1 2,5 1,59 63,6 0,0

111 Драгово Т1 6,3 3,51 55,7 0,0

Т1 6,3 1,34 21,3 1,35 21,4 В ремонті Т-2

Т2 6,3 0,01 0,2 1,35 21,4 В ремонті Т-1

Т-1 25 13,50 54,0 27 108,0 В ремонті Т-2

Т-2 25 13,50 54,0 27 108,0 В ремонті Т-1

Т1 40 28,00 70,0 52 130,0 В ремонті Т-2

Т2 40 24,00 60,0 52 130,0 В ремонті Т-1

Т1 25 8,34 33,4 19 76,0 В ремонті Т-2

Т2 25 10,66 42,6 19 76,0 В ремонті Т-1

Т1 16 10,20 63,8 17 106,3 В ремонті Т-2

Т2 10 6,80 68,0 17 170,0 В ремонті Т-1

Т1 4 0,00 0,0 4 100,0 В ремонті Т-2

Т2 6,3 4,00 63,5 4 63,5 В ремонті Т-1

Т1 10 7,00 70,0 15 150,0 В ремонті Т-2

Т2 10 8,00 80,0 15 150,0 В ремонті Т-1

Т1 10 2,80 28,0 5,8 58,0 В ремонті Т-2

Т2 10 3,00 30,0 5,8 58,0 В ремонті Т-1

Т1 10 2,70 27,0 5,7 57,0 В ремонті Т-2

Т2 10 3,00 30,0 5,7 57,0 В ремонті Т-1

121 Ужгород-8 Т2 25 3,10 12,4 0,0

Ужгород-5

119 Ужгород-6


65

114

Уж

горо

дськ

ий М

РЕМ

Ужгород-1




118

112 Рокосово

113 ТРГЕС

Поляна

102

Хус

тськ

ий Р

ЕМ

Хуст-1

103 Хуст-2

106 Вишково

108 Сокирниця-2

98

Сва

лявс

ький

РЕ

М

Свалява-2

99 Свалява-3

100 Росош

101

109 Липча

89 Буштино-110

90 Дубове

91 Вільхівці

84

Тяч

івсь

кий

РЕМ

Тересва

86 Тячево-35

87 Тячево-110

88 Буштино-35

92 Новоселиця

Т1 6,3 2,15 34,1 4,23 67,1 В ремонті Т-2

Т2 6,3 2,08 33,0 4,23 67,1 В ремонті Т-1

Т1 2,5 1,68 67,2 2,13 85,2 В ремонті Т-2

Т2 2,5 0,45 18,0 2,13 85,2 В ремонті Т-1

Т1 2,5 0,96 38,4 1,59 63,6 В ремонті Т-2

Т2 2,5 0,63 25,2 1,59 63,6 В ремонті Т-1

Т1 2,5 1,05 42,0 1,18 47,2 В ремонті Т-2

Т2 2,5 0,13 5,2 1,18 47,2 В ремонті Т-1

Т1 4 1,39 34,8 3,72 93,0 В ремонті Т-2

Т2 4 2,33 58,3 3,72 93,0 В ремонті Т-1

Т1 10 3,25 32,5 4,8 48,0 В ремонті Т-2

Т2 10 0,95 9,5 4,8 48,0 В ремонті Т-1

Т3 4 1,57 39,3 0,0

Т1 4 1,93 48,3 2,99 74,8 В ремонті Т-2

Т2 4 1,06 26,5 2,99 74,8 В ремонті Т-1

Середне

127 Чоп 110

128 Оноковці

66

122

Уж

горо

дськ

ий Р

ЕМ

Концево

123 Геевці

124 Добронь

125 Струмківка

126

10. Інформація щодо якості електропостачання

(фактичні та заплановані показники)

В ПрАТ “Закарпаттяобленерго” ведеться моніторинг показників надійності електропостачання:

індекс середньої тривалості довгих перерв в електропостачанні (SAIDI), індекс середньої частоти

довгих перерв в електропостачанні (SAIFI), індекс середньої частоти коротких перерв в

електропостачанні в системі (MAIFI), розрахунковий обсяг недовідпущеної електроенергії (ENS). У

2018 році показник SAIDI у мережах ПрАТ “Закарпаттяобленерго” зменшився у порівнянні із 2017

роком на 12,9% для міської та на 32,5% для сільської місцевості та склав 497,79 та 892,79 хвилин

відповідно, щодо технологічних порушень та запланованих перерв без попередження. Це на 14,5%

більше для міста і на 11,7% менше для села, ніж затверджені НКРЕ КП цільові показники на 2018 рік

(431 та 997 хвилин відповідно). У цілому показник SAIDI наближається до середнього значення по

Україні 695,3 проти 696 (згідно Річного звіту НКРЕ КП за 2018 рік). На період з 2020 по 2024 рік

прогнозується зниження показників SAIDI та SAIFI на величину 10% на рік. У випадку переходу на

стимулююче регулювання, відповідно до нормативної бази, затвердженої НКРЕ КП, на восьмий рік з

початку переходу на стимулююче регулювання буде необхідність досягнути показників SAIDI 150

хвилин для міської та 300 хвилин для сільської місцевості. Значення фактичних та прогнозованих

показників якості електропостачання приведені в таблиці.

Фактичні і прогнозовані показники якості електропостачання SAIDI, SAIFI, MAIFI та ENS

(технологічні порушення в мережах ліцензіата та заплановані без попередження

2014р. 2015р. 2016р. 2017р.

SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI

місто 547,70 7,42 515,16 8,21 571,22 8,66 571,66 8,04

село 844,88 7,03 947,55 7,78 1016,79 8,31 1322,28 10,07

2018р. 2019р. 2020р.

SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI

місто 497,79 6,98 490 6,9 465 6,6

село 892,79 7,55 890 7,5 845 7,1

2021р. 2022р. 2023р.

SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI

місто 442 6,27 420 5,96 399 5,66

село 803 6,7 763 6,4 727 6,1

2014р. 2015р. 2016р. 2017р.

MAIFI ENS MAIFI ENS MAIFI ENS MAIFI ENS

місто 1,55 883,1 1,32 789,1 1,24 768,6 1,19 741,7

село 1,97 2998,1 1,93 2950,2 1,89 2761 1,76 2332,2

2018р. 2019р. 2020р.

MAIFI ENS MAIFI ENS MAIFI ENS

місто 1,038 703,5 0,99 668,3 0,93 634,9

село 1,58 1489,8 1,52 1415,3 1,48 1344,5

2021р. 2022р. 2023р.

MAIFI ENS MAIFI ENS MAIFI ENS

місто 0,88 603,2 0,83 573,1 0,79 544,4

село 1,43 1277,3 1,37 1213,4 1,32 1152,7

0

2

4

6

8

10

12

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

2014р. 2015р. 2016р. 2017р. 2018р. 2019р. 2020р. 2021р. 2022р. 2023р.

SAIF

I

SAID

I

Рік

Динаміка зміни показників надійності

електропостачанняв мережах ПрАТ

"Закарпаттяобленерго

SAIDI місто SAIDI село SAIFI місто SAIFI село

Показники 2014 2015 2016 2017 2018

Технологічні порушення - всього 89 79 102 135 121

у тому числі з вини персоналу 0 0 0 0 0

в мережах 35 кВ 11 15 17 27 32

в мережах 110 кВ 78 64 85 108 89

Аварійний недовідпуск

електроенергії, тис.кВт.год7,56 10,2 1,62 95,51 12,56

в мережах 35 кВ 0 0 0 5,3 7,2

в мережах 110 кВ 7,56 10,2 1,62 90,21 5,36

Відмови І категорії 0 0 0 0 0


Відмови ІІ категорії 0 0 0 3 1


в мережах 35 кВ 0 0 0 0 0

в мережах 110 кВ 0 0 0 3 1

Цехові технологічні порушення 89 79 102 132 120


в мережах 35 кВ 11 15 17 27 32

в мережах 110 кВ 78 64 85 105 88

Кількість відключень на 100 км

ПЛ-35 кВ1,06 1,24 1,51 2,31 2,85


ПЛ-110 кВ6,9 5,8 7,9 9,51 7,89

Аналіз технологічних порушень

Показники 2014 2015 2016 2017 2018

Технологічні порушення - всього 2956 3073 3155 3392 2981


в мережах 0,4 кВ 2120 2000 1985 1971 1515

в мережах 6-10 кВ 836 1073 1170 1421 1466

Аварійний недовідпуск

електроенергії, тис.кВт.год947,41 1224,248 1199,62 1399,74 1432,2

в мережах 0,4 кВ 173,09 194,288 185,65 185,74 142,7

в мережах 6-10 кВ 774,32 1029,96 1013,97 1214 1289,5

Відмови І категорії 0 0 0 0 0


Відмови ІІ категорії 0 0 0 0 0


в мережах 35 кВ 0 0 0 0 0

в мережах 110 кВ 0 0 0 0 0

Цехові технологічні порушення 2956 3073 3155 3392 2981


в мережах 0,4 кВ 2120 2000 1985 1971 1515

в мережах 6-10 кВ 836 1073 1170 1421 1466


ПЛ-0,4 кВ22,38 22,05 20,5 20,28 15,48


ПЛ-6-10 кВ7,8 16,9 17,8 22 23,3

Аналіз технологічних порушень

З метою покращення якості електропостачання, було проведено аналіз по фідерах

0,4-10 кВ, де відповідні показники є найнижчими. Їх перелік наведений нижче:

Всі перераховані об’єкти включені в проєкт інвестиційної програми товариства на 2020 рік.

№ з/п Назва підрозділу Диспетчерська назва обладнанняРівень

напруги

К-ть

споживачів

К-ть

відключень

Заг. час


Частка

SAIDI в ПЕМ

Частка SAIDI в

компанії

1 Іршавський РЕМ ПЛ-10 "Лисичево" 6-20 кВ 2267 27 7389 30,93% 2,22%

2 Рахівський РЕМ ПЛ-10"Терентин" 6-20 кВ 3411 31 3997 14,22% 1,80%

3 Рахівський РЕМ ПЛ-10"Профілакторій" 6-20 кВ 3525 10 3006 11,05% 1,40%

4 Тячівський РЕМ Ф-р"Новоселиця" 6-20 кВ 2396 14 4196 5,64% 1,33%

5 Рахівський РЕМ ПЛ-10"Кваси" 6-20 кВ 2965 49 3203 9,91% 1,26%

6 Тячівський РЕМ ПС-110/10кВ"Діброва"_1СШ 6-20 кВ 5247 6 1665 4,90% 1,16%

7 Хустський РЕМ ПЛ-6кВ Ф-р "237" 6-20 кВ 1498 9 5163 9,16% 1,02%

8 Рахівський РЕМ ПЛ-10"Терентин" 6-20 кВ 2045 17 3550 7,57% 0,96%

9 Тячівський РЕМ Ф-р"Теребля" 6-20 кВ 1716 12 3781 3,64% 0,86%

10 Тячівський РЕМ Ф-р"В.Лази" 6-20 кВ 2999 11 2102 3,53% 0,83%

11 Тячівський РЕМ Ф-р "Терново" 6-20 кВ 1531 7 3986 3,42% 0,81%

12 Тячівський РЕМ Ф-р"Гл. Потік" 6-20 кВ 2320 16 2603 3,39% 0,80%

13 Іршавський РЕМ ф-р "Суха" 6-20 кВ 1448 20 3643 9,74% 0,70%

14 Тячівський РЕМ Ф-р"МТФ-Дубове" 6-20 кВ 2244 8 2335 2,938% 0,693%

№ з/п Назва підрозділу Диспетчерська назва обладнанняРівень

напруги

К-ть

споживачів

К-ть


Заг. час


Частка

SAIDI в ПЕМ

Частка SAIDI в

компанії

1 Свалявський РЕМ КТП-84_Л-1 0,4 кВ 72 38 15187 14,31% 0,99%

2 Берегівський РЕМ ЗТП-24гф-р"вул; Маяковськ." 0,4 кВ 122 26 8708 15,85% 0,97%

3 Мукачівський МРЕМ ТП-256 Ф-2 Виноградна-Ужг. 0,4 кВ 123 38 7683 15,87% 0,82%

4 Рахівський РЕМ ТП-177 Л-3 0,4 кВ 63 26 8412 7,45% 0,58%

5 Міжгірський РЕМ Л-2КТП-11 0,4 кВ 127 14 4668 5,63% 0,54%

6 Рахівський РЕМ ТП-490Л-1 0,4 кВ 150 1 3910 6,83% 0,53%

7 Ужгородський МРЕМ ТП-148_Л-Проектна 0,4 кВ 113 24 4807 6,62% 0,49%

8 Ужгородський РЕМ Л-3КТП-134 0,4 кВ 55 22 8948 5,87% 0,45%


10 Хустський РЕМ ТП-180 Л-2 0,4 кВ 90 12 5319 7,21% 0,44%

11 Мукачівський МРЕМ ТП-179Ф-6Ужгородська-Водна 0,4 кВ 345 10 1348 8,11% 0,42%




15 Міжгірський РЕМ Л-2КТП-153 0,4 кВ 142 14 2919 3,93% 0,38%

16 Тячівський РЕМ КТП-353Л-2 0,4 кВ 156 7 2607 2,39% 0,37%

17Перечинсько-

В.Березнянський РЕМЛ-3(відЗТП-17) 0,4 кВ 90 11 4250 5,94% 0,35%

18 Хустський РЕМ ТП-161Л-2 0,4 кВ 100 11 3704 5,58% 0,34%

19 Мукачівський МРЕМ кТП-261Ф-р Північна 0,4 кВ 66 29 5245 6,11% 0,31%

20 Ужгородський РЕМ Л-1; Л-2КТП-338 0,4 кВ 120 7 2855 4,09% 0,31%

6-10 кВ

0,4 кВ

11. Пристрої фіксації/аналізу показників якості електроенергії

З метою оцінки реального технічного стану електричних мереж Товариства та реалізації вимог Кодексу системи розподілу в

частині вимірювання параметрів електричної енергії, триває формування Програми моніторингу якості електричної енергії на 2020 рік.

До основних і пріоритетних завдань в діяльності Товариства та формування програми є створення в подальшому комплексної системи

моніторингу, яка дозволить об’єднати дані з усіх пристроїв вимірювання і реєстраторів, концентрувати дані, проводити аналіз і

визначати електроустановки з джерелом спотворень електричної енергії.

Як перший рівень в електроустановках з вищим класом напруги 220/110 кВ ПС «Хуст-220» та вузлових ПС 110 кВ «Ужгород-1»,

«Мукачево-1», «Мукачево-2», «Іршава-1», «Берегово-4», «Хуст-1», «Липча», «ТрГЕС», «Тересва» використовуються стаціонарні цифрові

вимірювальні пристрої, які дозволяють:

• виконувати вимірювання та моніторинг параметрів електричної мережі в режимі онлайн;

• здійснювати автоматичний запис основних параметрів електричної мережі 110 кВ, у випадку невідповідності їх характеристик заданим,

з фіксацією часових даних;

• архівування даних цифрограм на самому пристрої;

• автоматичну передачу даних на вищий диспетчерський рівень та відповідним підрозділам для контролю за відповідністю режимів

роботи електричної мережі.

Другий рівень програми охоплює шини СН-НН підстанцій «Шаланки», «Батєво», «Веряця-СЕС», «ГУТА-3», «Бовтрадь», «Вари»,

«Дулово» та ряд інших, де необхідно неперервно забезпечувати моніторинг та змонтовано стаціонарні пристрої вимірювання якості

електричної енергії типу SATEK PM-175, SATEK PM-135 ЕН. В короткотерміновій перспективі планується додаткова комплектація

стаціонарними пристроями на наступних ПС: «Страбичево», «Чоп», «Дубриничі», «Береги», «Рокосово», «Драгово», «Ракошино»,

«Чинадієво», «Виноградів3».

Пристрої типу SATEK PM-175 відповідають класу А відповідно до ДСТУ ІЕС 61000-4-30:2010, забезпечують вимірювання параметрів

електроенергії, включаючи показники якості, в розподільних енергосистемах, моніторинг зовнішніх подій, взаємодію з зовнішнім

обладнанням через контакти реле. Математичну обробку сигналів забезпечує контролер з оперативною пам'яттю RAM і внутрішньої

енергонезалежною пам'яттю.

Для проведення короткотермінового-планового моніторингу в електроустановках пропонується залучати мобільні прилади

SATEC EDL 175-XR або «MAVOWATT 230», які відповідають класу А відповідно до ДСТУ ІЕС 61000-4-30:2010. Закупівлю трьох

мобільних приладів включено в проект інвестиційної програми ПрАТ "Закарпаттяобленерго" на І квартал 2020 року. Це дозволить

забезпечити проведення замірів в електроустановках 110/35 кВ ПрАТ «Закарпаттяобленерго», згідно графіку моніторингу показників

якості електричної енергії. На виконання вимог п. 6.3 КСР до1 листопада ПрАТ «Закарпаттяобленерго» розробить та надасть Регулятору

Програму моніторингу якості електричної енергії в системі розподілу з комплексним опрацюванням всіх складових і чинників, що

впливають на результат.

В 2020 році за результатами проведених замірів по І і ІІ-му кварталах та здійснененому аналізу буде проведено уточнення і корекцію

графіка. Графік проведення замірів з прив’язкою до структурних підрозділів в період з 2020 до 2024 року наведений нижче.

Окремо слід відмітити, що при виконанні проектних робіт з реконструкції існуючих електроустановок, проектування нових

електроустановок, або приєднанні нових електроустановок, обов’язковою складовою є використання пристроїв вимірювання параметрів

якості електричної енергії відповідного класу.

72

1-2 СШ-35 168

СШ-10 168

1-2 СШ-6 168

2 110/6 "Копаня" СШ-6 168

3 110/10 "Шаланки" СШ-10 168

1-2-3 СШ-35 168

1-2-3 СШ-10 168

1 СШ-6 168

2СШ-6 168

1 СШ-6 168

2СШ-6 168

7 35/6 "Теково" СШ-6 168

8 35/10 "Королево" СШ-10 168

9 35/10 "Веряця" СШ-10 168

10 35/10 "Підвиноградів" СШ-10 168

11 35/10 "Петрово" СШ-10 168

6 35/6 "Виноградів-3"

Ви

но

гра

дів

ськи

й Р

ЕМ

1 110/35/6-10 "Виноградів-2"

4 110/35/10 "Вілок"

5 35/6 "Виноградів-1"

73

11.1. Розширений графік моніторингу показників якості електричної енергії в електроустановках ПрАТ

"Закарпаттяобленерго" на 2020-2027 роки

Підрозділ

ПрАТ

"Закарпат

тяобленер

го"

N

п/п

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

Клас

напруги

електроуст

ановки, кВ

Назва електро-

установки

То

чка

ви

мір

юв

ан

ня

, кВ

Тр

ив

ал

ість

за

мір

ів, г

од 2020 2021 2022 2023 2024

Період

вимірювань

Період


Період


Період


Період


3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1235/10

"Паладь" СШ-10

168

13 35/10 "Дяково" СШ-10 168

14 35/10 "Чепа" СШ-10 168

1СШ-35 168

2СШ-35 168

1СШ-6 168

2СШ-6 168

1-2 СШ-35 168

1 СШ-6 168

3 110/35/6 "Берегово-3" 1-2 СШ-6 168

СШ-35 168

1-2 СШ-6 168

1СШ-6 168

2СШ-6 168

6 35/6 "Берегово-2" 1-2 СШ-6 168

7 35/6 "Бакта" СШ-6 168

8 35/6 "Н.Село" СШ-6 168

9 35/6 "Дідово" СШ-6 168

10 35/6 "Бігань" СШ-6 168

1СШ-6 168

2СШ-6 168

12 35/6 "Бовтрадь" СШ-6 168

СШ-10 168

СШ-6 16813 35/10/6 "Мужієво"

"Берегово-1"

11 35/6 "Косино"

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

Ви

но

гра

дів

ськ

ий

РЕ

МБ

ер

егі

всь

ий

РЕ

М

1 110/35/6 "Берегово-4"

2 110/35/6 "Батєво"

1 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

"Береги"

5 35/6

2024

Період


Період


Період


Період


Період


То

чка

ви

мір

юв

ан

ня

,

кВ

Тр

ив

ал

ість

за

мір

ів,

год

2020 2021 2022 2023

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

74

Підрозділ

ПрАТ

"Закарпат

тяобленер

го"

N

п/п

Клас

напруги


ановки, кВ


установки

4 110/35/10

14 35/10 "Вари" 1-2 СШ-10 168

15 35/10 "Гать" 1-2 СШ-10 168

16 35/10 "Гараздівка" СШ-6 168

17 35/0,4 "Чопівка" СШ-0,4 168

1 35/10 Воловець-2 СШ-10 168

2 110/35/10 Підполоззя СШ-10 168

3 35/10 Н.Ворота СШ-10 168

1 35/10 Загаття СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-35 168

2СШ-35 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

5 35/10 Приборжава СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

8 35/10 Ільниця СШ-10 168

9 35/10 Білки СШ-10 168

10 35/10 Доробратово СШ-10 168

СШ-35 168

СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168Колочава

35/10 Іршава-2

6 35/10 Довге

7 35/10 Кам'янське

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

2024Період


Період


Період


Період


Період


То

чка

ви

мір

юв

ан

ня

, кВ

Тр

ив

ал

ість

зам

ірів

, го

д

2020 2021 2022 2023

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

75

Підрозділ

ПрАТ

"Закарпат

тяобленер

го"

N

п/п

Клас

напруги


ановки, кВ


установки

Іршава-1

4

Бе

ре

гів

сь

кий

РЕ

М

Во

ло

ве

цьк

ий

РЕ

М

Ірш

ав

ськи

й Р

ЕМ

2 35/10 Раковець

3 110/35/10

Між

гір

ськ

ий

РЕ

М 1 110/35/10 Міжгір'я

2 35/10

3 110/10 Майдан СШ-10 168

4 110/10 Пилипець СШ-10 168

5 35/10 Синевір СШ-10 168

1СШ-35 168

2СШ-35 168

1СШ-6 168

2СШ-6 168

1СШ-35 168

2СШ-35 168

1СШ-6 168

2СШ-6 168

3СШ-6 168

4СШ-6 168

1СШ-6 168

2СШ-6 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-6 168

2СШ-6 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1 35/10 Карпати СШ-10 168

2 35/10 Н.Лучки СШ-10 168

3 35/10 Дрисино СШ-10 168

4 35/10 Бобовище СШ-10 168

5 35/6 Шенборн СШ-6 168

76

6 110/10 Мукачево-6

Мук

ачі

всь

кий

РЕ

М

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

Між

гір

с

ьки

й

РЕ

М

Мук

ачі

всь

кий

МР

ЕМ

1 110/35/6 Мукачево-1

2 110/35/6

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

Підрозділ

ПрАТ

"Закарпат

тяобленер

го"

N

п/п

Клас

напруги


ановки, кВ


установки

Мукачево-3


Мукачево-2

3 35/6


Період


1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

Тр

ив

ал

ість

зам

ірів

, го

д

2020 2021 2022 2023 2024Період


Період


Період


Період


То

чка

ви

мір

юв

ан

ня

, кВ

4 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

СШ-35 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

9 35/10 Рівне СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

11 35/10 Зняцево СШ-10 168

СШ-35 168

СШ-10 168

1СШ-35 168

2СШ-35 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

3 35/10 Рахів-2 СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

6 35/10 Кваси СШ-10 168

7 35/10 К.Поляна СШ-10 168

8 35/10 С.Водяне СШ-10 168

Бичків-110

4 35/10 Рахів-3

5 35/10 Ясіня

Залуж

10 35/10 Чинадієво

Ра

хів

ськи

й Р

ЕМ

1 110/35/10 Рахів-1

2 110/35/10

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

Мук

ачі

всь

кий

РЕ

М

6 110/35/10 Страбічово

7 35/10 Ракошино

8

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

77

Підрозділ

ПрАТ

"Закарпат

тяобленер

го"

N

п/п

Клас

напруги


ановки, кВ


установки

35/10

2024

Період


Період


Період


Період


Період


То

чка

ви

мір

юв

ан

ня

, кВ

Тр

ив

ал

ість

за

мір

ів,

год

2020 2021 2022 2023

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

СШ-35 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

3 110/35/6 Солотвино СШ-6 168

4 110/10 Угля СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

7 35/10 Ганичі СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-35 168

2СШ-35 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

10 110/10 Діброва СШ-10 168

2 35/10 Тячево-35

8 35/10 Вільхівці

9 110/35/10 Тересва

5 35/10 Дубове

6 35/10 Новоселиця

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

Період


1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

Тр

ив

ал

ість

зам

ірів

, го

д

2020 2021 2022 2023 2024

Період


Період


Період


Період


2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

78

Підрозділ

ПрАТ

"Закарпат

тяобленер

го"

N

п/п

Клас

напруги


ановки, кВ


установки То

чка

ви

мір

юв

ан

ня

, кВ

3 110/35/10 Росош

Св

ал

яв

ськи

й Р

ЕМ

1 35/10 Свалява-2

2 110/10 Свалява-3

4 35/10 Поляна

Тя

чів

ськи

й Р

ЕМ

1 110/10 Тячево-110

1СШ-10 168

2СШ-10 168

12 35/10 У.Чорна СШ-10 168

13 35/10 Дулово СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-35 168

2СШ-35 168

1СШ-6 168

2СШ-6 168

2 35/6 Хуст-2 СШ-6 168

3 35/6 Хуст-3 СШ-6 168

4 110/6 Вишково СШ-6 168

СШ-35 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

6 35/10 Сокирниця-1 СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-6 168

2СШ-6 168

9 35/10 Данилово СШ-10 168

10 110/10 Драгово СШ-10 168

8 110/6 Рокосово

79

Хус

тськ

ий

РЕ

М

Хуст-1

5 110/35/10 Липча

7 35/10 Сокирниця-2

Тя

чів

ськи

й Р

ЕМ

1 110/35/6

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

11 110/10 Буштино-110

14 35/10 Буштино-35

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

То

чка

ви

мір

юв

ан

ня

,

кВ

Підрозділ

ПрАТ

"Закарпат

тяобленер

го"

N

п/п

Клас

напруги


ановки, кВ


установки

Період


1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

Тр

ив

ал

ість

за

мір

ів,

год

2020 2021 2022 2023 2024

Період


Період


Період


Період


4 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

1СШ-35 168

2СШ-35 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

3СШ-10 168

4СШ-10 168

1СШ-35 168

2СШ-35 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

5 110/10 Ужгород-8 СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

7 35/10 Ужгород-4 СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1 СШ-35 168

2СШ-35 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

СШ-6 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

Уж

гор

од

ськи

й М

РЕ

М

1 110/35/10 Ужгород-1

2 110/35/10 Ужгород-2

3

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

8 35/10 Ужгород-71

кв

ар

тал

2 к

ва

рта

л

4 110/10 Ужгород-6

6 35/10 Ужгород-3

2024

Період


Період


Період


Період


Період


То

чка

ви

мір

юв

ан

ня

,

кВ

Тр

ив

ал

ість

за

мір

ів,

год

2020 2021 2022 2023

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

80

Підрозділ

ПрАТ

"Закарпат

тяобленер

го"

N

п/п

Клас

напруги


ановки, кВ


установки

110/10 Ужгород-5

Уж

горо

дсь

кий

РЕ

М

1 110/35/10/6 Чоп-110

2 35/10 Концево

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

6 35/10 Часлівці СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

СШ-6 168

СШ-10 168

СШ-35 168

СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

1СШ-10 168

2СШ-10 168

5 35/10 Лумшори СШ-10 168

6 35/10 Перечин-2 СШ-10 168

7 35/10 Люта СШ-10 168

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

4 35/10 Порошково

1 110/6/10 Дубриничі

2 110/35/10 Кострино

3 35/10 Т.Ремета

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

7 Добронь

35/10

1 к

ва

рта

л

Період


1 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

1 к

ва

рта

л

Тр

ив

ал

ість

зам

ірів

, го

д

2020 2021 2022 2023 2024Період


Період


Період


2 к

ва

рта

л

Період


3 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

4 к

ва

рта

л

2 к

ва

рта

л

3 к

ва

рта

л

81

Підрозділ

ПрАТ

"Закарпат

тяобленер

го"

N

п/п

Клас

напруги


ановки, кВ


установки То

чка

ви

мір

юв

ан

ня

, кВ

5 35/10 Струмківка

Уж

гор

од

ськи

й Р

ЕМ

3 35/10 Геєвці

4 35/10 Середнє

Пе

ре

чин

сько

-

В.Б

ер

езн

ян

ськи

й Р

ЕМ

35/10

8 Оноківці

11.2. Графіки проведення замірів показників якості

електроенергії на ПС 35-110 кВ

82

23

10

34

29

8

22

0 0

1 квартал 2 квартал з квартал 4 квартал

2020 рік

Заміри по 110 кВ Заміри по 35 кВ

23

10

34

29

12

19

0 0

1 квартал 2 квартал 3 квартал 4 квартал

2021 рік


83

23

10

34

29

12

19

0 0


2022 рік


23

10

34

29

12

17

0 0

1 квартал 2 квартал 3 квартал 4 квартал

2023 рік


84

10

7

12

9

6

15

0 0


2020 рік

Кількість ПС по 110 кВ Кількість ПС по 35 кВ

10

7

12

910

15

0 0


2021 рік


85

10

7

12

99

13

0 0


2022 рік


10

7

12

9

8

9

0 0


2023 рік


№Рік виробництва,

впровадження

Пропозиції по модернізації,

розширення функціоналу

1 2009

2 2002 2022

3 2008

4 2012

5 2007

6 2009 2022

7 2007 2021

8 2016 2024

9 2007 2022

1 2021

2 2021

3 2022

Пропозиції по місцях встановлення стаціонарних пристроїв фіксації/аналізу показників якості електроенергії

1 3

2 2

3 4

4 3

5 Іршавський РЕМ 4

6 Міжгірський РЕМ 2

7 4

8 4

9 Мукачівський РЕМ 3

10 Рахівський РЕМ 2

11 Тячівський РЕМ 4

12 Хустський РЕМ 4

13 4

14 3

15 Ужгородський РЕМ 4

Берегово-4

86

Ужгородський МРЕМ

Ужгород-1 СШ-35 кВ, СШ-10 кВ 2024

Ужгород-2 СШ-35 кВ, СШ-10 кВ 2022

Хуст-1 СШ-35 кВ, СШ-10 кВ 2021

Чоп 110 СШ-35 кВ, СШ-10 кВ 2021

Рахів-1 СШ-35 кВ, СШ-10 кВ 2024

Тересва СШ-35 кВ, СШ-10 кВ 2022

Міжгір`я СШ-35 кВ, СШ-10 кВ 2023

Страбічево СШ-35 кВ, СШ-10 кВ 2021

Берегівський РЕМ

СШ-35 кВ, СШ-6 кВ 2021

Батьово СШ-35 кВ, СШ-6 кВ

Мукачівський МРЕМ

Мукачево-1 СШ-35 кВ, СШ-6 кВ 2021

2021

Іршава-1 СШ-35 кВ, СШ-10 кВ 2023

Мукачево-2 СШ-35 кВ, СШ-6 кВ 2024

Виноградівський РЕМ

СШ-35 кВ, СШ-10 кВ 2024

Вілок СШ-35 кВ, СШ-10 кВ 2022


ПС Кострино СШ - 110кВ ЦРАС (Альтра-16) " Ужгород - 1 - Перечин - Березний - Жорнава - 181км - 173км - Сянки"

№ п/п Назва РЕМ Назва ПС Місце встановлення кількість прогнозний рік впровадження Примітка

ПС Ужгород-2 1 і 2 СШ - 110кВ ЦРАС (Альтра-16) " Ужгород - 2 - Мукачево-400 "

" Ужгород-2-Ужгород-5-Ужгород-7-Ужгород-8-Ужгород-1"

ПС Батєво 1 і 2 СШ - 110кВ ЦРАС (Альтра-16) Ужгород - 1 - Чоп - Батєво - Страбічево - Мукачево - 400

ПС Іршава - 1 1 і 2 СШ - 110кВ ЦРАС (Альтра-16)

" Іршава - 1 - Росош - Підполоззя - Воловець -220 "

" Іршава - 1 - Мукачево -400 ", "

Іршава - 1 - Рокосово - Хуст - 1 "

Пропоновані місця встановлення додаткових пристроїв реєстрації аварійних подій.

ПС Мукачево -2 1 і 2 СШ - 110кВ ЦРАС (Альтра-16)

" Мукачево -2 - Мукачево -1 - Мукачево -400 " "

Мукачево -2 - Чинадієво - Свалява-1 - Вовчий - Воловець -220 " "

Мукачево -2 - Мукачево -6 - Мукачево -400 "

ПС Ужгород - 1 1 і 2 СШ - 110кВ ЦРАС (Альтра-32)

" Ужгород - 1 - Мукачево - 400 "

"Ужгород - 1 - Ужгород - 8 - Ужгород - 6 - Ужгород - 5 - Ужгород - 2 -

Мукачево - 400 ", "

Ужгород - 1 - Перечин - Березний - Жорнава - 181км - 173км - Сянки"

" Ужгород - 1 - Чоп - Батєво - Страбічево - Мукачево - 400"

ПС ТРГЕС 1 і 2 СШ - 110кВ ЦРАС (Альтра-16) "ТРГЕС - Липча "

" ТРГЕС - Міжгіря - Майдан - Воловець -220 "

ПС Берегово - 4 1 і 2 СШ - 110кВ ЦРАС (Альтра-16) " Берегово - 4 - Мукачево - 400", "

Берегово - 4 - Береги - Виноградів-2 - Хуст - 220 ",

11.3. Перелік наявних автоматичних реєстраторів аварійних подій, пропозиції по встановленню нових реєстраторів основних параметрів електричної мережі 110кВ

Місце встановлення Місце приєднання Тип приладу Перелік транзитів Примітка

ПС Хуст - 220 1 і 2 СШ - 110кВ ЦРАС (Альтра-16) 4шт

ПС Хуст - 1 1 і 2 СШ - 110кВ ЦРАС (Альтра-16) " Хуст - 1 - Хуст - 220 ", " Хуст - 1 -Липча ",

" Хуст - 1 - Рокосово - Іршава - 1 "

ПС Липча 1 і 2 СШ - 110кВ

" Хуст - 220 - Тячів -Тересва ",

" Хуст - 220 - Вишково - Буштино -Тересва " " Хуст -

220 - Виноградів-2 - Береги - Берегово - 4 "

ПС Тересва 1 і 2 СШ - 110кВ ЦРАС (Альтра-16) 2шт " Тересва - Солотвино - Бичків - Рахів " , "

Тересва - Діброва - Бичків - Рахів "

ЦРАС (Альтра-16) " Липча - Хуст -1", " Липча - ТРГЕС ", "

Липча - Драгово - Угля "

№ Місце приєднання Тип приладу Рік виробництва,

впровадження Примітка

1 СШ - 10кВ 2018

2 СШ - 10кВ 2011

1 СШ - 10кВ 2018

2 СШ - 10кВ 2011

1 СШ - 10кВ 2014

2 СШ - 10кВ 2000

1 СШ - 10кВ 2011

2 СШ - 10кВ 2018

1 СШ - 10кВ

2 СШ - 10кВ Альтра-16 2003

1 СШ - 10кВ 2017

2 СШ - 10кВ 2017

1 СШ - 6кВ 2017

2 СШ - 6кВ 2017

№ Місце приєднання Тип приладу Пропонований рік

встановлення Примітка

1 СШ - 10кВ

2 СШ - 10кВ

1 СШ - 10кВ

2 СШ - 10кВ

1 СШ - 6кВ

2 СШ - 6кВ

3 СШ - 6кВ

4 СШ - 6кВ

1 СШ - 6кВ

2 СШ - 6кВ

1 СШ - 10кВ

2 СШ - 10кВ

1 СШ - 6кВ

2 СШ - 6кВ

1 СШ - 6кВ

2 СШ - 6кВ

1 СШ - 6кВ

2 СШ - 6кВ

87

8 Берегово-4 Альтра-16 2024

6 Хуст-1 Альтра-16 2023

7 Берегово-1 Альтра-16 2022

4 ПС Мукачево-5 Альтра-16 2021


2ЦРП-22

Ужгород МРЕМАльтра-32 2021


7 ПС Мукачево -1 Альтра-16

Пропоновані місця встановлення автоматичних реєстраторів аварійних подій електричної мережі 6-10 кВ на базі "Альтра"

Місце встановлення

1ЦРП-5 Ужгород

МРЕМАльтра-16 2020

6 ЦРП-1 Альтра-16

2 ПС Ужгород-3 Альтра-32



5 ПС Ужгород-7

11.4. Перелік наявних автоматичних реєстраторів аварійних подій, пропозиції по встановленню нових реєстраторів основних

параметрів електричної мережі 6-10кВ на базі "Альтра"

Місце встановлення


12. Інформація щодо запланованого виведення обладнання з експлуатації

У відповідності до розпорядчих документів Міненерговугілля України та планів

товариства, щодо виведення з експлуатації та утилізації електротехнічного обладнання,

першочергово підлягають виведенню з експлуатації протягом 2020-2024 років наступне

обладнання:

Даний захід спричинений вимогами екологічних норм, щодо виведення з роботи та

утилізації обладнання, яке містить поліхлордифеніли та агресивні кислоти, що дозволить

уникнути можливих негативних наслідків дії на навколишнє середовище та забезпечить

дотримання екологічних норм згідно ДСТУ ISO 14001-97.

Його впровадження, не матиме негативного впливу на забезпечення надійного

електропостачання електричної енергії споживачам, так як взамін виведеного обладнання,

буде змонтовано нове з аналогічними технічними параметрами.

№

п/

п

Структурний

підрозділ РЕМ

Назва

електро-

установки

Тип

облад-

нання

Кл

ас

на

пр

уги

об

ла

дн

ан

ня

, к

В

Загальна

характеристика

обладнання

Підлягають виведенню

з експлуатаціїї

протягом планового

періоду, одиниць.

основні

технічні

параметри


рік

будівн./

введення

в експл.

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

1 Тячівський

РЕМ

ПС110/35/10

кВ "Тересва"

БСК-2 10 5,30 - /1985 1

2 Рахівський

РЕМ

ПС110/35/10

кВ "Рахів-1"

БСК-2 10 5,0 - /1989 1

3 Мукачево

МРЕМ

ПС110/35/6

кВ


Акум.

Бат.

СК-8

0,23 118 елем.

2,0 В

2004/20

04

1

4 Мукачево

МРЕМ

ПС110/35/6

кВ


Акум.

Бат.

СК-8

0,23 120 елем.

2,0 В

2004/20

04

1

5 Хустський

РЕМ

ПС110/35/6-

10 "Хуст-1"

Акум.

Бат.

СК-8

0,23 108 елем.

2,0 В

2002/20

02

1

6 Берегівський

РЕМ

ПС-110/35/6

кВ "Берегово-

4"

Акум.

Бат.

СК-8

0,23 120 елем.

2,0 В

2001/20

01

1

7 Виноградівсь

кий РЕМ

ПС110/35/6

кВ

"Виноградово

-1"

Акум.

Бат.

СК-8

0,48 24 елем.

2,0 В

2002/20

02

1

13. Плани заходів з компенсації реактивної потужності в електроустановках 110/35 кВ

ПрАТ «Закарпаттяобленерго» та заходи з оптимізації

Проблема компенсації реактивної потужності є актуальною для як для ОСР так і користувачів

електричної енергії. Як правило електрична енергія на шляху до безпосереднього користувача

проходить по лініях електропередавання 110/35/6-10/0,4 кВ відстані які вимірюються тисячами

кілометрів, та більші ніж дві ступені трансформації.

Основним критерієм ефективності роботи ОСР є мінімізація та прогнозованість втрат

електричної енергії. Зазначені критерії безпосередньо зобов’язують проводити всебічний аналіз

режимів роботи електричної мережі з врахуванням як існуючого навантаження так і його ймовірного

приросту на наступні роки.

Одним із важливих показників, що дозволяє впливати на втрати електричної енергії є

коефіцієнт потужності cos φ і його максимальне наближення до одиниці свідчить про правильність

проведеного аналізу та вжиті заходи з енергоефективності.

Проведені режимні заміри, та попередні результати розрахунків чітко виділяють як

першочерговий Хустський енерговузол з транзитом потужності 110/35 кВ «ПСХуст220-ПСТересва-

ПСРахів-1» як найбільш звантажений перетоками реактивної потужності.

У відповідності до технічних рішень в 2017 року було проведено пілотний проект з

встановлення на ПС 110/35/10 кВ «Рахів1» БСК-10 кВ Lifasa, який протягом експлуатації 2018 року

дозволив підтвердити розрахунковий економічний ефект від реалізації заходу. Наступним кроком

до кінця 2019 року буде встановлено на ПС 110/35/10 кВ «Тересва» БСК-10 кВ Lifasa. БСК на

номінальну напругу 10 кВ, загальної потужності 5300кВАр складається з однофазних конденсаторів

(C1-C6 6 кВ, 464 кВАр, 28/75кВ) включених за схемою подвійна зірка, струмообмежуючих реакторів

(L1 250 А, 40 мГ, 16кА/ 1с), реле захисту від несиметрії струмів фаз (RE1 GE Multilin 350), контролеру

реактивної потужності (PFC1 Master Var III).

В наступній черзі за попередніми результатам замірів та режимних розрахунків виконаних

режимною групою ОДС пропонується реалізувати підключення на наступних чотирьох підстанціях

з вищим класом напруги 35 кВ комірок з БСК-10 кВ.

№

п/

п




установки

Тип

обладн

ання

Кл

ас

на

пр

уги

об

ла

дн

ан

ня

, к

В Загальна

характеристика


Підлягають виведенню

з експлуатаціїї

протягом планового

періоду, одиниць.

основні

технічні

параметри


рік

будівн./

введення

в експл.

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

1 Ужгордський

МРЕМ

ПС 35/10 кВ

"Ужгород-3"

1СШ-10

БСК-1 10 1 МВА 2020 1

2 Мукачівський

МРЕМ

ПС 35/10 кВ


1СШ-10

БСК-1 10 1МВА 2021 1

3 Іршавський

РЕМ

ПС 35/10 кВ

"Раковець"

1СШ-10

БСК-1 10 1МВА 2022 1

4 Рахівський

РЕМ

ПС 35/10 кВ

"Ясіня"

2СШ-10

БСК-2 103 1МВА 2023

1

Для підтвердження необхідності встановлення БСК-10, вибору оптимально місця та технічних

характеристик нової БСК-10 проводились розрахунки за допомогою програмного комплексу «Дакар

ЕЛЕКС», який дозволяє виконувати розрахунок та аналіз усталених нормальних, граничних та

післяаварійних режимів роботи електричних мереж напругою 0,4÷1150 кВ; електромеханічних

перехідних процесів (аналіз стійкості) електроенергетичних систем з врахуванням дії будь-яких

пристроїв автоматики.

Базовим режимом для аналізу є зимовий максимум. Напруги опорних вузлів ПС

«Мукачево400», ПС «Воловець-220» і «Хуст-220» прийняті до розрахунків у відповідності до

рекомендованих положень анцапф РДЦ Західного регіону ДП«НЕК«Укренерго» для характерного

періоду. Нормальні розриви електричної мережі 110/35 кВ прийняті у відповідності до затверджених

відомостей ПрАТ «Закарпаттяобленерго» та РДЦ Західного регіону ДП«НЕК«Укренерго». Режим

роботи існуючих БСК на ПС «ТЕРЕСВА» і ПС «Рахів1» визначений по рівню напруги на шинах

підстанції з метою оптимізації режиму роботи мережі та мінімізації втрат, та заданий диспетчерською

службою.

ТРГЕС заданий на максимальну видачу активної потужності, та мінімальної складової

реактивної потужності з врахуванням рівня напруги мережі 110 кВ, у відповідності до характерного

для даного періоду рівня води водосховища, та режиму роботи гідрогенераторів.

Навантаження на СШ-10 кВ, СШ-35 кВ підстанцій ПрАТ «Закарпаттяобленерго» прийняті на

основі фактичних режимних замірів на відповідний період 2018 року.

Зокрема в 2020 році по проведеному аналізу в Ужгородському енерговузлі транзит 35 кВ «ПС

Ужгород-1 - ПС Ужгород-3 - Ужгород-Тяга» як один з найбільш завантажений перетоками

реактивної потужності. З метою мінімізації завантаженості перетоків реактивної потужності та

врахування всіх оптимізаційних критеріїв приєднується до 1СШ-10 на ПС 35/10 кВ "Ужгород-3"

БСК-1.

Принципову схему БСК Lifasa зовнішньої установки (IP 43), якої наведено на рис.1.

Рис1. Принципова схема.

БСК на номінальну напругу 10 кВ, загальної потужності 1000 кВАр складається з

однофазних конденсаторів (C1-C6 6 кВ, 201,7 кВАр, 28/75кВ) включених за схемою подвійна

зірка, струмообмежуючих реакторів (L1 125 А, 50 мГ, 16кА/ 1с), реле захисту від несиметрії

струмів фаз, контролеру реактивної потужності (PFC1 Master Var III). Для приєднання БСК

до 1СШ-10 кВ ПС 35/10 кВ «Ужгород-3» монтується нова високовольтна комірка 10 кВ типу

Galset-2-03/1250/10 в складі вакуумного вимикача Schneider EasyPact EXE та прокладається

КЛ-10 кВ типу ААБл 10 3*95 довжиною 20м. Дана комірка буде інтегрована в ОІК ОДГ

Ужгородського МРЕМ через комплекс «Стріла». Наведемо окремі результати розрахунків в

графічному виді для літнього і зимового режиму за наявності та відсутності БСК для ПС 35/10

кВ «Ужгород-3».



Графічні матеріали з відображеними результатами розрахунків по ПС 35/10 кВ

«Мукачево-4», ПС 35/10 кВ «Раковець», ПС 35/10 кВ «Ясіня» зберігаються в ОДС.

Окремо наведемо розрахунок зменшення втрат активної електроенергії по пропонованим

електроустановкам:

Нормальний режим зимовий

максимум 2020 року МВт МВар

Сумарне генерування 551.172 149.015

Сумарне навантаження 522.390 128.460

Втрати поздовжні 25.095 130.774

Втрати поперечні 3.687 110.220

Нормальний режим зимовий максимум 2020 року встановлено

БСК ПС Уж-3 1СШ-10





Нормальний режим зимовий максимум 2021 року






БСК ПС Мук-4 1СШ-10



Потужність синх.двиг. 0.000 0.000









БСК ПС Раковець 1СШ-10











БСК ПС Ясіня 2СШ-10





Наведемо розрахунок економічного ефекту при встановленні батареї статичних

конденсаторів, по зазначених вище результатах розрахунків,

Час максимальної потужності прийнятий в розрахунках Тмах= 6200 год;

Час максимальних втрат =(0,124+Тмах

104 )2х8760=4849 год.

Різниця втрат внаслідок впровадження заходу (Р) =Р1 -Р2

Економічний ефект від зниження ТВЕ (вартість електричної енергії для розрахунків прийнято

1,68 грн) при встановленні БСК розраховуємо по слідуючій формулі: Е = 1,68*(Р) * .

Для підтвердження розрахунків та вибору технічних характеристик нових БСК-10 на

стадії проектування, буде здійснено додаткові вимірювання існуючих параметрів електричної

мережі аналізатором якості електричної енергії «MAVOWATT 230». Даний пристрій

дозволить згенерувати базу добових даних характеристичних значень струму, напруги,

потужностей і cos φ як з врахуванням періодів максимальних і мінімальних навантажень, так

і змін величини напруги при роботі пристроїв РПН силових трансформаторів. Дослідження

перетоків реактивної потужності в мережах 35-110 кВ, проводились також при розробці

Схеми перспективного розвитку (СПР).

№

п/п

Назва

електроустано

вки

Прогнозова

ний період

встановлен

ня

Р

максимальне

навантаження

МВт

Тмах

год. Р1

МВт

Р2

МВт

Економічний

ефект

тис. грн./рік

1 ПС 35/10 кВ

"Ужгород-3" 2020 522,39 6200 25,095 25,044 334

2 ПС 35/10 кВ

"Мукачево-4" 2021 530,39 6200 21,005 20,923 668

3 ПС 35/10 кВ

"Раковець" 2022 542.497 6200 21,868 21,842 211,8

4 ПС 35/10 кВ

"Ясіня" 2023 560.076 6200 23,597 23,569 228,1

14 Плани в частині улаштування «інтелектуального» обліку

електричної енергії

Впровадження інтелектуальних приладів обліку з перспективою об’єднання їх в

АСКОЕ побутових споживачів набуває на сьогоднішній день все більшої актуальності.

Це пов'язано з імплементацією нової моделі ринку електричної енергії та з метою

моніторингу і формування достовірних даних комерційного обліку.

Мова йде про облік електричної енергії в багатоповерхових житлових будинках,

а також про облік в будинках приватного сектору, котеджних забудов, селищах і

дачних кооперативах. При організації обліку побутових споживачів на об'єктах

виникає традиційний набір проблем:

− велика кількість приладів обліку (мова може йти про десятки і сотні тисяч точок

обліку);

− великий обсяг монтажних робіт, пов'язаних з установкою приладів обліку і

прокладанням мереж 0,4 кВ;

− складність організації зберігання, обробки і аналізу великої кількості показників;

− низька оперативність збору показників з великої кількості територіально

віддалених приладів обліку;

− великі фінансові вкладення на розгортання системи АСКОЕ.

Стан автоматизації

(дистанційного збору даних) приладів обліку у побутовому секторі

інтегральні

лічильники,

штук

Смарт-лічильники, штук

здійснюється

дистанційний

зйом даних

Фактично здійснюється

подобовий облік електричної

енергії ОСР

включено

до

АСКОЕ

всього

430 621 9 932 9 932 9 932 9 932


(дистанційного збору даних) приладів обліку у побутовому секторі

в розрізі (М)РЕМ станом на 01 січня 2019 року.

№ Назва (М)РЕМ

Кількість лічильників

об’єднаних в систему

шт.

1 Ужгород МРЕМ 6 366

2 Ужгород РЕМ 824

3 Мукачево МРЕМ 541

5 Свалявський РЕМ 100

6 Виноградівський РЕМ 835


8 Тячівський РЕМ 1 240

9 Перечинсько-Великоберезнянський РЕМ 8

Згідно з Концепцією впровадження АСКОЕ в побутовому секторі (таб.2) ПрАТ

«Закарпаттяобленерго», затвердженої 15 березня 2019 року (Концепція), товариством

планується проводити встановлення АСКОЕ в побутових споживачів на окремих

периметрах вимірювання зі складанням балансу споживання електричної енергії у

ньому по кожному енерговузлу. Станом на початок 2020р. в систему АСКОЕ буде

підключено 157 точок обліку по трансформаторних підстанціях 10-6/0,4 та загально-

будинкових вводів. На 2020-2024рр. товариством планується встановити 540 точок

обліку в ТП з подальшим веденням балансу, а саме:

➢ 2020р.- 96 т.о.

➢ 2021р.- 96 т.о.

➢ 2022р.- 104 т.о.

➢ 2023р.- 114 т.о.

➢ 2024р.- 130 т.о.

Для локалізації та усунення осередків підвищених втрат електричної енергії,

фахівцями товариства визначається напрямок першочергового впровадження заходів

по усуненню, що включає в себе капітальний ремонт та капітальне будівництво ПЛ-

0,4кВ, з подальшою автоматизацією споживачів. Етапи впровадження в розрізі

(М)РЕМ нижче додається.

Етапи впровадження АСКОЕ в побутових

споживачів в розрізі (М)РЕМ на 2020-2024рр.

№

з/

п

1

Наймену-

вання

енерговузлів

К-

сть,

т.о.

Наймену-вання


К-

сть.

т.о..

Наймену-

вання


К-

сть.

т.о..

Наймену-

вання


К-

сть.

т.о.

Наймену-

вання


К-

сть.

т.о.

2020 2021 2022 2023 2024

1 Берегівський РЕМ

ЗТП-100г м.

Берегово 48

КТП-353

с.Рафайлово

вул.Миру

47 ЗТП-77г 70 ЗТП-79г 34 МТП-12 46

ЗТП-24г м.

Берегово 100

КТП-303 м.

Берегово 64 ЗТП-34г 55

КТП-176

109 ЗТП-35 27

ПЛ-0,4 кВ ф-р

"вул.Барток"

від ЗТП-334 с.


70 КТП-145 Село 64 КТП-245

вул. Пушкіна 43

КТП-208

67

КТПП-106г

вул.Мочолівс

ька 33

ПЛ-0,4 кВ ф-р

"вул.Село" від

КТП-2 с.

Береги

125 КТП-148

Село 51

КТП-245

вул.

Жігмунда

31 МТП-74 72 КТПП-106г

вул.Кутузова 21

ПЛ-0,4 кВ ф-р

"вул.Сечені"



70 ЗТП-6г

вул.Фабрична 37 ТП-171 82

КТП-232

45

КТП-25

76

ПЛ-0,4 кВ ф-р

"вул.Пісочнпа"

від КТП-109 с.

Дідово

31 ЗТП-1г/180

вул.Поштова 70

КТП-380

50

КТП-453

43 ЗТП-107г 25

ПЛ-0,4 кВ ф-р

"вул.Спортивн

а" від КТП-187

с. Попово

68 КТП-353

с.Рафайлово

вул.Петефі

74 КТП-164 40 КТП-144

33 ЗТП-56г 44

Л-2 вул. Вузька

від КТП-325

61 КТП-25 81 КТП-54 35 ЗТП-14г 31

Л-2 Окремого

хутора від КТП-

279 Бадалово

63 КТП-449 102 КТП-128 56 КТП-388 55

МТП-103 47 КТП-394 56 КТП-38 142

КТП-382 27 ЗТП-32г 63 КТП-197 59

КТП-71 28

К-сть.

балансуючих

лічильників

7 К-сть.



9 К-сть.



10 К-сть.



11 К-сть.



12

2 Виноградівський РЕМ

ЗТП-188

с.Перехрестя 60 КТП-21 Л-1 50 КТП-75 Л-2 10 ЗТП-513 Л-2 28 КТП-145 Л-1 61

Л-3

"Спортивна"

ЗТП-409

с.Черна Л-2

"Дитсад"

79 КТП-135 Л-1 48 КТП-141 Л-1 17 КТП-105 Л-1 61 ЗТП-38 Л-2 51

КТП-172 Л-1 34 КТП-368 Л-2 46 КТП-248 Л-1 69 КТП-87 Л-1 165 ЗТП-100 Л-4 57

КТП-214 Л-1 58 КТП-21 Л-2 45 КТП-248 Л-2 29 КТП-42 Л-2 86 КТП-26 Л-3 47


КТП-172 Л-2 41 КТП-329 Л-1 69 КТП-108 Л-3 37 КТП-332 Л-2 20 ЗТП-10 Л-3 100

ЗТП-282 Л-1 62 КТП-232 Л-1 69 КТП-133 Л-1 46 КТП-332 Л-1 62 ЗТП-10 Л-4 83


КТП-368 Л-1 55 ЗТП-1 Л-2 64 КТП-242 Л-1 30 КТП-79 Л-4 49

КТП-61 Л-1 33 КТП-37 Л-1 47 КТП-79 Л-5 42

КТП-189 Л-1 89

КТП-242 Л-2 49

КТП-242 Л-3 32

КТП-332 Л-1 33

К-сть.



9 К-сть.



8 К-сть.



12 К-сть.



7 К-сть.



7

3 Воловецький РЕМ

ЗТП-42

с.Верхні

Ворота

29

ПЛ-0,4кВ Л-1

Село від КТП-46

с.В.Ворота

85

ПЛ-0,4кВ Л-1

Н.Кінець від

КТП-36

с.Латірка

52

ПЛ-0,4кВ Л-2


КТП-50

с.Скотарське

38

ПЛ-0,4кВ Л-2

Центер від

КТП-52

с.Гукливе

69

КТП-50

с.Скотарське 40

ПЛ-0,4кВ Л-1

Кобличка від

КТП-120

с.В.Ворота

58

ПЛ-0,4кВ Л-2

В.Кінець від

КТП-36

с.Латірка

94

ПЛ-0,4кВ Л-3

Свалявка від

КТП-54


151

ПЛ-0,4кВ Л-1

Пилорама

від ЗТП-56

с.Гукливе

20

КТП-54


ПЛ-0,4кВ Л-2

Драшовець від

КТП-120

с.В.Ворота

64

ПЛ-0,4кВ Л-1

Село від

КТП-35

с.Латірка

52

ПЛ-0,4кВ Л-3


КТП-53


56

ПЛ-0,4кВ Л-1

Село від

ЗТП-119

смт.Воловець

69

КТП-53


ПЛ-0,4кВ Л-2

Під тунель від

КТП-105


48

ПЛ-0,4кВ Л-1


ЗТП-34

с.Латірка

62

ПЛ-0,4кВ Л-1

Село від КТП-

79 с.Завадка

54

ПЛ-0,4кВ Л-2

Посёлок від

КТП-86


64

КТП-79

с.Завадка 57

ПЛ-0,4кВ Л-1


КТП-54


48

ПЛ-0,4кВ Л-2


ЗТП-34

с.Латірка

52

ПЛ-0,4кВ Л-1


ЗТП-25

с.Завадка

41

ПЛ-0,4кВ Л-2


ЗТП-5

смт.Жденієво

59

ЗТП-25


ПЛ-0,4кВ Л-4

Школа від КТП-

54 с.Скотарське

36

ПЛ-0,4кВ Л-1

Село від

КТП-187

с.В.Ворота

52

ПЛ-0,4кВ Л-2


ЗТП-25

с.Завадка

51

ПЛ-0,4кВ Л-3

Клуб від

ЗТП-5


39

ЗТП-25


ПЛ-0,4кВ Л-1

Зарічна від КТП-


37

ПЛ-0,4кВ Л-1

Село оп.№ 7-

32від КТП-8

с.Збини

52

ПЛ-0,4кВ Л-1

Село від КТП-


92

ПЛ-0,4кВ Л-4

Село від

КТП-151


39

КТП-33


ПЛ-0,4кВ Л-1

Стара вулиця від

КТП-161

с.Завадка

48

ПЛ-0,4кВ Л-1

Лаз Потік

опора № 5 -11,

38-46 від ЗТП-

42 с.В.Ворота

28

ПЛ-0,4кВ Л-

12

Карпатська

від ЗТП-94


59

ПЛ-0,4кВ Л-1

Село від

ЗТП-37

с.Н.Ворота

59

К-сть.



7 К-сть.



6 К-сть.



5 К-сть.



7 К-сть.



8

4 Іршавський РЕМ

ПЛ-0.4 кВ від

КТП-249

с.Суха Л-01

165

ПЛ-0.4 кВ Л-02

"Борканюка "

с.Довге КТП-

459

68

ПЛ-0,4 кВ Л-

01 левош

КТП-161 с.

Луково

182

ПЛ-0,4 кВ від

КТП-249

с.Суха Л-02

214

ПЛ-0,4 кВ Л-

01 Кутузова

від КТП-353

с.Кушниця

49

ПЛ-0,4 кВ Л-01

низ від КТП-

162

с.Імстичево

51

ПЛ-0.4 кВ Л-0

1"ресторан "

с.Вільхівка КТП-

149

16

ПЛ-0,4 кВ Л-

02 магазин

КТП-161

с.Луково

114

ПЛ-0,4 кВ Л-01

КТП-215

с.Суха

71

ПЛ-0,4 кВ Л-

02 Горького

від КТП-353

с.Кушниця

74

ПЛ-0,4 кВ Л-02

верх від КТП-

162


183

ПЛ-0.4 кВ Л-02

"садик"

с.Вільхівка КТП-

149

69

ПЛ-0,4 кВ Л-

03 лісна

КТП-161

с.Луково

187

ПЛ-0,4 кВ Л-04

від ЗТП-240

с.Кушниця

255

ПЛ-0,4 кВ Л-

01 КТП-425

с.Кушниця

49

ПЛ-0,4 кВ Л-04

від КТП-162


114

ПЛ-0.4 кВ Л-01

"село"

с.Лисичево КТП-

238 с.Лисичево

42

ПЛ-0,4 кВ Л-

01 низ КТП-

214 с.Суха

161

ПЛ-0,4 кВ Л-01

від КТП-277

с.Луково за

рікою

204

ПЛ-0,4 кВ Л-

02 КТП-425

с.Кушниця

64

ПЛ-0.4 кВ Л-01

с.Лисичево КТП-

227

216

ПЛ-0,4 кВ Л-

02 школа

КТП-214

с.Суха

135

ПЛ-0,4 кВ Л-02

КТП-89

м.Іршава

26

ПЛ-0,4 кВ Л-

02 від КТП-

256

с.Кушниця

74

ПЛ-0,4 кВ Л-01

Колгоспна

с.Приборжавське

КТП-203

60

ПЛ-0,4 кВ Л-01

верх КТП-426

с.Білки

20

ПЛ-0,4 кВ Л-

01 від ЗТП-

217

с.Кушниця

118

ПЛ-0,4 кВ Л-02

Лісна

с.Приборжавське

КТП-203

177

ПЛ-0,4 кВ Л-02

низ КТП-426

с.Білки

41

ПЛ-0,4 кВ Л-

01 від КТП-

135 с.Білки

34

ПЛ-0,4 кВ Л-01

"Горб" від КТП-

139 с. Білки

40

Пл-0,4 кВ Л-01

село КТП- 341

с.Загаття

36

ПЛ-0,4 кВ Л-

05 від КТП-

135 с.Білки

74

ПЛ-0,4 кВ Л-

01 від ЗТП-

346 с.Білки

49

ПЛ-0,4 кВ Л-

02 від ЗТП-

346 с.Білки

74

ПЛ-0,4 кВ Л-

02 зелена

КТП-459

с.Довге

59

ПЛ-0,4 кВ Л-

01 низ від

КТП-16

с.Локоть

25

ПЛ-0,4 кВ Л-

02 верх від

КТП-16

с.Локоть

64

ПЛ-0,4 кВ Л-

02 від КТП-

422 с.Довге

29

ПЛ-0,4 кВ Л-

02 від КТП-

140 с.Білки

59

ПЛ-0,4 кВ Л-

03 від КТП-

140 с.Білки

64

ПЛ-0,4 кВ Л-

01 від КТП-

141 с.Білки

Зовдуновиця

25

К-сть.



2 К-сть.



6 К-сть.



2 К-сть.



7 К-сть.



11

5 Міжгірський РЕМ

ПЛ-0.4 кВ Л-2

низ від КТП-60

с.Буковець

142

ПЛ-0.4 кВ Л-2

верх від КТП-55

с.Тюшка

239

ПЛ-0.4 кВ Л-

1 низ від

КТП-90

с.Лопушне

306

ПЛ-0.4 кВ Л-3

церква від

КТП-150

пр.Слобода

66

ПЛ-0.4 кВ Л-

1 низ від

КТП-96

пр.Тітківці

162

ПЛ-0.4 кВ Л-1


с.Н.Студене

52

ПЛ-0.4 кВ Л-1


109 с.Рекіти

345

ПЛ-0.4 кВ Л-

1верх від

КТП-150

пр.Слобода

179 ПЛ-0.4 кВ Л-4

заріка від КТП-

150 пр.Слобода

61

ПЛ-0.4 кВ Л-

3 ферма від

КТП-96


73

ПЛ-0.4 кВ Л-2


72 с.Н.Студене

87

ПЛ-0.4 кВ Л-1

село від ЗТП-50

с.Репинне

139

ПЛ-0.4кВ Л-5

буковинка від

КТП-150

пр.Слобода

198 ПЛ-0.4 кВ Л-1

верх від КТП-3

с.Колочава

77

ПЛ-0.4 кВ Л-

2 верх від

КТП-96


74

ПЛ-0.4 кВ Л-2


11

смт.Міжгір"я

140

ПЛ-0.4 кВ Л-2

незалежності від

КТП-6


74

ПЛ-0.4 кВ Л-

2 низ від

КТП-150

пр.Слобода

98 ПЛ-0.4 кВ Л-2


с.Колочава

97

ПЛ-0.4 кВ Л-

2 низ від

КТП-92

с.Торун

49

ПЛ-0.4 кВ Л-6

синевирська 100

ПЛ-0.4 кВ Л-1


60 с.Буковець

31 ПЛ-0.4 кВ Л-

2 верх від 167

від ЗТП-7


КТП-97

с.Присліп

ПЛ-0.4 кВ Л-2

низ від ЗТП-

153 с.Колочава

127 ПЛ-0.4 кВ Л-1


с.Буковець

77

ПЛ-0.4 кВ Л-

1 заріка від

КТП-121

с.Колочава

93

ПЛ-0.4 кВ Л-1

верх від ЗТП-

153 с.Колочава

34 ПЛ-0.4 кВ Л-2


94 с.Торун

235

ПЛ-0.4 кВ Л-

2 низ від

КТП-121

с.Колочава

81

ПЛ-0.4 КВ Л-2


111

с.Лісковець

176 ПЛ-0.4 кВ Л-1


265 с.Річка

122

ПЛ-0.4 кВ Л-

3 середня від

КТП-111

с.Лісковець

37

ПЛ-0.4 кВ Л-1

низ від КТП-

124


74

К-сть.



8 К-сть.



4 К-сть.



2 К-сть.



5 К-сть.



5

6 Перечинсько-В.Березнянський РЕМ

ПЛ-0.4 кВ Л-1

"Зарічний" від

КТП-39

103 ПЛ-0.4 кВ Л-

9"Партизанська"

від КТП-84

98

ПЛ-0,4кВ Л-

19

"Шевченка"

від КТП-168

с.Т.Ремета

104

ВЛ-0.4кВ Л-1

від ЗТП-165

с.Т.Пасіка 112

ПЛ-0,4кВ Л-

14

"Партизанськ

а" від КТП-65

с.Порошково

69

ПЛ-0.4 кВ Л-4

"Центр" від

КТП-93

86 ПЛ-0.4 кВ Л-8

"Село" від КТП-

186

43

ПЛ-0,4кВ Л-6

"Пекарня" від

КТП-66


62

ВЛ-0.4кВ Л-3

від ЗТП-165

с.Т.Пасіка 56

ПЛ-0,4кВ Л-3

"Тінь" від

КТП-57 74

ПЛ-0,4кВ Л-

28

"Перемоги"

від КТП-134


31

ВЛ-0.4кВ Л-14

від ЗТП-165

с.Т.Пасіка 77 ПЛ-0.4 кВ Л-

16

"Воєводино"

від КТП-61

74

ПЛ-0,4кВ Л-

від КТП-47

с.Лікіцари 104

ВЛ-0.4кВ Л-9

від ЗТП-58

с.Раково 61

ПЛ-0.4 Л-118

"Дзержинськ

ого" від КТП-

159

78

К-сть.



2 К-сть.



2 К-сть.



4 К-сть.



2 К-сть.



4

7 Мукачівський РЕМ

Л-1 "Село" від

КТП-340

с.Пістрялово

108

ПЛ-0,4 кВ Л-4

"Миру" від КТП-

277

смт.Чинадієво

80 ПЛ-0,4 кВ Л-

1 від ЗТП-81

с. Рівне

62

ПЛ-0,4 кВ Л-1

"Шевченка

лівий" від

КТП-316 с.

Зубівка

26 ПЛ-0,4 кВ Л-

5 "Млинська"


В.Лучки

29

Л-1 "Миру" від

КТП-460

с.Жуково

93

ПЛ-0,4 кВ Л-1


419

с.Кендерешів

16

ПЛ-0,4 кВ Л-

1

"Набережна"


Баркасово

83

ПЛ-0,4 кВ Л-2

"Шевченка

правий" від

КТП-316 с.

Зубівка

46 ПЛ-0,4 кВ Л-

2 "Магазин"


Жнятино

49


КТП-115

с.Драгиня

(Стара)

59

ПЛ-0,4 кВ

Л-2 "Дачі" від

КТП-419

с.Кендерешів

36 ПЛ-0,4 кВ Л-

2 "Я.Аронь"


Баркасово

62 ПЛ-0,4 кВ від


КТП-338 с.

Барбово

31

ПЛ-0,4 кВ Л-

2

"Борканюка"

від КТП-412

с. Рівне

69

ПЛ-0,4кВ від

Л-2 "КПП" від

КТП-339 с.

Барбово

29 ПЛ-0,4 кВ Л-2

"Миру" від КТП-

240 с.Дубино

75

ПЛ-0,4 кВ Л-

1

"Добровольці

в" від КТП-90

с. Страбичово


Л-2 "Столова"


Барбово

51 ПЛ-0,4 кВ Л-

2 "І.Франка"



34

ПЛ-0,4кВ від

Л-1"Єсєніна"


В.Коропець

44 ПЛ-0,4 кВ Л-3

"Садок" від КТП-

240 с.Дубино

50

ПЛ-0,4 кВ Л-

2

"Центральна"




Л-3 "Магазин"


Барбово

77 ПЛ-0,4 кВ Л-

1 "Школа"

від КТП-142

с. Копинівці

59

ПЛ-0,4кВ від

Л-2 "Комарова"


В.Коропець

59

ПЛ-0,4 кВ Л-1

"Леніна" від

ЗТП-106

с.Зняцево

99

ПЛ-0,4 кВ Л-

1 "Село" від

КТП-91 с.

Зняцево

42


Л-2 "Пошта"


Барбово

107

ПЛ-0,4 кВ Л-

2 "Село" від

КТП-142 с.

Копинівці

44

ПЛ-0,4 кВ Л-3

"Клуб" від

КТП-288 с.

Н.Кучава

63

ПЛ-0,4 кВ Л-5

"Лікарня" від

ЗТП-106

с.Зняцево

74 ПЛ-0,4 кВ Л-

1 "Школа" від

КТП-142 с.

Копинівці

63


Л-1 "Лесі

Українки" від

ЗТП-329 с.

В.Коропець

57

ПЛ-0,4 кВ Л-

1 "Школа"

від КТП-147

с.

Ростоватівці

86

ПЛ-0,4кВ Л-1 від

КТП-4

с.Н.Давидково

32

ПЛ-0,4

кВ Л-2 "Село"

від КТП-142

с. Копинівці

48


Л-1 "Школа"


Гандеровиця

117

ПЛ-0,4 кВ Л-

1 "Магазин"

від КТП-181

с. Крите

75

ПЛ-0,4кВ Л-1

"Село" від КТП-9

с.Н.Давидково

64

ПЛ-0,4 кВ Л-

1 "Школа" від

КТП-147 с.

Ростоватівці

91




Гандеровиця

36

ПЛ-0,4 кВ Л-

2 "Село" від

КТП-181 с.

Крите

53

ПЛ-0,4кВ Л-1

"К.Маркса" від

КТП-63

с.Жнятино

58 ПЛ-0,4 кВ Л-

2 "Село" від

КТП-520 с.

Медведівці


Л-4 "Гараж"


Дерцен

57

ПЛ-0,4 кВ Л-

1

"Буковинка"

від КТП-288

с. Н.Кучава

49

ПЛ-0,4кВ Л-3

"Рафайлівська"

від КТП-414

с.Баркасово

27

ПЛ-0,4 кВ Л-

1 "Пошта" від

КТП-355 с.

Бабичі

73


Л-1 "АТС" від

ТП-194 с.

Клячаново

73

ПЛ-0,4 кВ Л-

2 "Насосна"

від КТП-248

с. Н.Визниця

43

ПЛ-0,4 кВ Л-1


21 с. Чомонин

27

ПЛ-0,4 кВ Л-

1 "Село" від

КТП-294 с.

Лецовиця

(Цолоновиця)




Форнош

36 ПЛ-0,4 кВ Л-

2 "Магазин"

від КТП-178

с. Пузняківці

49


Л-1

"Духновича"


Ромочевиця

52 ПЛ-0,4 кВ Л-

1 "Школа"

від КТП-287

с. Буковинка

105

ПЛ-0,4 кВ Л-

1 "Садова"

від КТП-280

с. Бистриця

36

ПЛ-0,4 кВ Л-

2 "АВМ" від

КТП-228 с.

Н.Визниця

67

ПЛ-0,4 кВ Л-

2 від КТП-

284 с.

Плоскановиц

я

34

К-сть.



7 К-сть.



9 К-сть.



10 К-сть.



9 К-сть.



13

8 Мукачівський МРЕМ

ТП-29

м.Мукачево 57

ПЛ-0.4 кВ ф-р

Північна ТП-261 117

ПЛ-0.4 кВ

вул.Шевченк

а-початок

ТП-16

36

ПЛ-0.4 кВ

вул.Г.Петрова-

початок ТП-

240

41

ПЛ-0.4 кВ

вул. Робоча

ТП-186

34

КТП-179

м.Мукачево 23

ПЛ-0.4кВ

вул.Підлавочна

ТП-247

48

ПЛ-0.4 кВ

вул.Шевченк

а-Молодіжна

ТП-16

36

ПЛ-0.4 кВ

вул.Сільвая

ТП-93

26

ПЛ-0.4 кВ

вул.

Гвардійська-

Кошевого

ТП-186

44

КТП-256

м.Мукачево 34 ПЛ-0.4кВ

вул.Поперечна

ТП-132

42

ПЛ-0.4 кВ

вул.

Шенборна

ТП-22

16

ПЛ-0.4 кВ

вул.Окружна-

Драгули ТП-97

36

ПЛ-0.4 кВ

вул.Коцюбин

ського-

Одеська ТП-

181

69

ПЛ-0.4кВ

вул.Крута ТП-

263

58

ПЛ-0.4 кВ

вул.Шенборн

а-кінець ТП-

22

62

ПЛ-0.4 кВ

вул.ПетефіЛ.Ч

айніной ТП-97

36

ПЛ-0.4 кВ

вул.Набережн

а-кінець ТП-

200

59

ПЛ-0.4 кВ

вул.Лобачевс

ького ТП-22

62

ПЛ-0.4 кВ

вул.Димитрова

-16 липня ТП-

99

41

ПЛ-0.4 кВ

вул.Набережн

а-початок

ТП-200

20

ПЛ-0.4 кВ


а ТП-28

47

ПЛ-0.4 кВ

вул.Петефі-

Железняка ТП-

99

61

ПЛ-0.4 кВ

вул.Гагаріна

ТП-216

20

ПЛ-0.4 кВ


а ТП-54

52

ПЛ-0.4 кВ

вул.Петефі-

гаражі ТП-99

36

ПЛ-0.4 кВ

вул.Гагаріна-

Стеценка ТП-

216

25

ПЛ-0.4 кВ

вул.Камінськог

о-Осипенка

ТП-104

61

ПЛ-0.4 кВ

вул. Козінці

ТП-220

98

ПЛ-0.4 кВ вул.

І.Зріні-Ромжі

ТП-176

20

ПЛ-0.4 кВ

вул. Щорса-

Бакуніна ТП-

220

25

К-сть.



3 К-сть.



4 К-сть.



4 К-сть.



6 К-сть.



5

9 Рахівський РЕМ

Л-1 КТП-490 75 Л-2 КТП-244 143 Л-1 КТП-320 83 Л-3 КТП-100 25 Л-1КТП-306 54

Л-2 КТП-193 125 Л-1 КТП-63 191 Л-1 КТП-287 135 Л-1 КТП-238 204 Л-2КТП-179 78

Л-3 КТП-177 199 Л-2 КТП-283 217 Л-2 КТП-287 99 Л-1 КТП-239 306 Л-1ТП-95

с.Ділове 88


с.Видричка 39


с.Розтоки 73


смт.Ясіня 103

Л-2 КТП-328 36 Л-1 КТП-198 42 Л-3 КТП-100 31 Л-2ТП-129

с.Ясіня 122

Л-1 КТП-150 177 Л-3 КТП-212 21 Л-1 КТП-435 47 Л-1ТП-141

смт.Ясіня 108

Л-3 КТП-161 39 Л-2 КТП-101 53 Л-1ТП-227

с.Ч.Тиса 34

Л-3 КТП-179 69 Л-2ТП-242

с.Кваси 34

К-сть.



9 К-сть.



10 К-сть.



7 К-сть.



6 К-сть.



8

10 Свалявський РЕМ

Л-2 Село від

КТП-98 с.

Уклин

104

Л-1

Маяковського


Поляна

101 Л-2 Церква

від КТП-118

с.Плоске

55 Л-1 Село від

КТП-284 с.

Поляна

71

Л-1

Духновича


Поляна

93

Л-1

Овочесховище


Керецьки

74 Л-2 Низ від КТП-

119 с. Плоске 101


КТП-84

с.Керецьки


КТП-69 с.

Голубине

61 Л-1 Верх від

КТП-29

м.Свалява

20

Л-2 Низ від

КТП-165 с.

Дусино

79 Л-2 Дім лісника


Пасіка

90 Л-3 Ларьок

від КТП-84

с.Керецьки


КТП-64 с.

Сасівка

70 Л-2 Низ від

КТП-29

м.Свалява

20

Л-4 Квасний


Стройно

120 Л-1 Перевал від

КТП-81 с. Росош 80

Л-1 Гучало

від КТП-288

с.Голубине

36 Л-1 Магазин


Черник

51 Л-3 Садик від

КТП-161

с.Пасіка

25

Л-1 Низ від

КТП-161 с.

Пасіка

21

Л-2 Низ від

КТП-288

с.Голубине

83 Л-2 Клуб від

КТП-67 с.

Черник


КТП-168

с.Керецьки

127

Л-1 Школа

від КТП-42

с.Пасіка


КТП-200 с.

Павлово

64 Л-3 Носулько

від КТП-218

с.Поляна

27

Л-3 Верх від

КТП-42

с.Пасіка


СКТП-122 с.

Родниківка

51 Л-5 Клуб від

КТП-70

с.Стройно

59


КТП-50

м.Свалява

48 Л-1 Борканюка

від ЗТП-8

м.Свалява


СКТП-68

с.Стройно

37

Л-1

Стролюбовнян

ська від ЗТП-31

м.Свалява

51 Л-7 Тацея від

ЗТП-31

м.Свалява

22

Л-4 Головна

від ЗТП-11

м.Свалява

29

Л-7 І.Франка

від ЗТП-11

м.Свалява

31

К-сть.



5 К-сть.



4 К-сть.



5 К-сть.



8 К-сть.



9

11 Тячівський РЕМ

Л-2 від КТП-

122 с. Ш.Луг 114

Л-3 від КТП-16

с. Т.Лази 99

Л-1 від КТП-

243 с.

Н.Апша

52 Л-1 від КТП-73

с. Бедевля 185

Л-4 від КТП-

643 смт.

Тересва

98

Л-1 від КТП-

187 с. Тарасівка 147

Л-2 від КТП-17 с.

Т.Лази 240

Л-2 від КТП-

243 с.

Н.Апша

166 Л-2 від КТП-73


Л-1 від КТП-

499 смт.

Солотвино

29

Л-2 від КТП-

442 с. В. Лази

125 Л-3 від КТП-17 с.

Т.Лази

189 Л-1 від КТП-

361 с.

Топчино

85 Л-3 від СКТП-

132 смт.

Дубове


700 с. Т.Лази

195

Л-3 від КТП-

469 с. Дулово 71


с. Н. Апша 80

Л-2 від КТП-

361 с.

Топчино

114 Л-4 від ЗТП-

460 смт.

Дубове

51 Л-1 від

СКТП-451

смт. Дубове

103

Л-1 від КТП-

394 с. Угля 128


с. Н. Апша 85

Л-3 від КТП-

361 с.

Топчино


443 с. В. Лази 51

Л-1 від КТП-

704 с. Калини 39

Л-2 від КТП-

303 с. Т.Лази 97


с. Н.Апша 477

Л-1 від КТП-

88 с. Вонігово 275

Л-2 від КТП-

637 с. Угля 90

Л-2 від КТП-




Л-2 КТП-165 с.

Ш.Луг 170

Л-2 від КТП-

444 с. В. Лази 73

Л-1 від КТП-

334 с. Теребля 71

Л-2 від

СКТП-82 с.

Новобарово

108

Л-1 від КТП-

478 с. Гл.Потік 185


с. Тарасівка 276

Л-1 від КТП-

275 смт.

Солотвино


334 с. Теребля 92

Л-2 від

СКТП-248 с.

Теребля

34


с. Топчино 120


с. Топчино 95

Л-1 від

СКТП-217



390 с. Терново 67

Л-1 від КТП-

403 с.

Кричево

133

Л-1 від КТП-

564 смт.

Солотвино

63 Л-1 від КТП-33 с.

Біловарці 85

Л-2 від

СКТП-217



390 с. Терново 240

Л-2 від КТП-

403 с.

Кричево

127

Л-1 від КТП-

205 с. Грушево 154



Л-5 від

СКТП-217



551 с. Т.Лази 446

Л-1 від ЗТП-

265 смт.

Солотвино

80

Л-2 від КТП-



с. Ганичі 159

Л-1 від ЗТП-

50 с. Грушево 99


с. Т.Лази 189

Л-2 від ЗТП-

265 смт.

Солотвино

34

Л-1 від КТП-

353 смт.

Дубове

80 Л-2 від КТП-147

с. Терново 101

Л-1 від КТП-

396 с. В. Лази 52

Л-2 від КТП-

107 с. Чумалево 122

Л-3 від КТП-

107 с.

Чумалево

212

Л-2 від КТП-

353 смт.

Дубове

114 Л-1 від КТП-540


Л-1 від КТП-

258 с.

Вонігово



Л-3 від КТП-

176 с.

Чумалево

163

Л-1 від КТП-

262 смт.

Солотвино

81

Л-1 від КТП-

108 с.

Чумалево



Л-1 від КТП-

287 с.

Колодно

172

Л-3 від КТП-

262 смт.

Солотвино

21

Л-1 від КТП-

107 с.

Чумалево


287 с. Колодно 153

Л-1 від КТП-


Л-1 від КТП-

406 с. В.

Уголька

165

Л-1 від КТП-

210 смт.

Буштино


423 с. Угля 66

Л-3 від

СКТП-128 с.

Калин

108

Л-2 від КТП-


Л-1 від КТП-

197 с. Угля 172

Л-1 від КТП-

650 с. Гл.Потік 92

Л-2 від

СКТП-164


83

Л-1 від КТП-

540 с. Бедевля 93

Л-1 від КТП-

423 с. Угля 120 Л-2 від КТП-

650 с. Гл.Потік


327 смт.

Дубове

25

Л-2 від КТП-

262 смт.

Солотвино

97

Л-1 від КТП-

318 с. Гл.

Потік


303 с. Т.Лази


596 с.

Лопухово

88

Л-1 від КТП-

465 с.

Гл.Потік


500 смт.

Дубове


55 с. Н.Апша 289

Л-2 від КТП-

465 с. Гл.

Потік


315 с.

Топчино

25

Л-3 від КТП-

315 с.

Топчино

59

Л-2 від КТП-

315 с.

Топчино

103

Л-7 від КТП-

211 с. Бедевля 74

Л-2 від КТП-

143 с. Криве

108

К-сть.



18 К-сть.



13 К-сть.



16 К-сть.



16 К-сть.



21

12 Ужгородський РЕМ

КТП-338, с. В.

Добронь 67

с.Струмківка

КТП-77 Л-1 35 ЗТП-242, с.

Сторожниця

Л-1 42

КТП-118, с.

Камяниця Л-1 56

КТП-48, с.

Геївці Л-1 118

КТП-338 с. В.

Добронь, Л-2 102


КТП-77 Л-2 95 ЗТП-242, с.


Л-2 62

КТП-118, с.


КТП-48, с.


КТП-338, с. В.

Добронь 53


КТП-77 Л-3 97 КТП-23

с.Кінчеш Л-1 85

КТП-302, с.


КТП-217, с.


КТП-362, с.

Сторожниця 40

с.Камяниця

КТП-114 Л-2 63 КТП-435

с.Минай Л-1 104

КТП-195, с.

М.Добронь Л-2 26

КТП-217, с.


КТП-134, смт.

Середнє 45

с.Камяниця

КТП-114 Л-3 33 КТП-435


КТП-195, с.


ЗТП-388, с.

Часлівці Л-4 41

КТП-377, с.

Добронь 40

с.Камяниця

КТП-114 Л-4 28 КТП-447


КТП-195, с.


ЗТП-3 м.Чоп

Л-4 51

КТП-223, с.


с.Н.Солотвино

КТП-127 131 КТП-447


КТП-195, с.


ЗТП-3 м.Чоп

Л-8 64

КТП-6, с.

Сторожницяву

л. Перемоги

18 с.Минай КТП-

249 Л-1 26 КТП-435

с.Розівка Л-1 416

КТП-285, с.


ЗТП-2 м.Чоп

Л-1 66

КТП-6, с.


вул.

Фізкультурна

30

с.Минай КТП-

249 Л-2 61

КТП-435

с.Розівка Л-2 76

КТП-285, с.


ЗТП-38 м.Чоп

Л-1 54

КТП-450, с.



249 Л-3 26 МТП-80

с.Ратівці Л-1 99

КТП-328, с.


ЗТП-38 м.Чоп

Л-2 49

ЗТП-242, с.



249 Л-5 48 МТП-80

с.Ратівці Л-2 50

КТП-328, с.


КТП-437,

с.Лінці Л-1 21

с.Холмок КТП-

423 Л-4 46 КТП-526, с.


КТП-437,

с.Лінці Л-2 140

КТП-526, с.


КТП-183, с.

Невицьке Л-3 42

КТП-306, с.

Соломоново Л-

1

41 КТП-118, с.

Камяниця Л-

2 49

КТП-306, с.


2

56

КТП-306, с.


3

61

ЗТП-24 м.Чоп

Л-1 61

ЗТП-24 м.Чоп

Л-6 46

К-сть.



8 К-сть.



5 К-сть.



6 К-сть.



8 К-сть.



9

13 Ужгородський МРЕМ

КТП-30 м.

Ужгород 23

ЗТП-26 м.

Ужгород Л-2 29 ЗТП-13 м.

Ужгород Л-1 21

ЗТП-32 м.


ЗТП-179 м.


ТП-333 м.

Ужгород 34

КТП-147 м.



ЗТП-37 м.


КТП-198 м.


ТП-148 м.

Ужгород 40

КТП-161 м.



ЗТП-41 м.


ЗТП-276 м.


ЗТП-30

Ужгород 17

КТП-267 м.



ЗТП-59 м.


ЦРП-8 м.


КТП-342 м.



ЗТП-59 м.


ЦРП-22 м.


ЗТП-19 м.



ЗТП-76 м.


ЗТП-21 м.


ЗТП-25 м.


ЗТП-90 м.


ЗТП-27 м.


ЗТП-83 м.


ЗТП-129 м.


ЗТП-40 м.


КТП-161 м.


ЗТП-71 м.


ЦРП-8 м.


ЗТП-46 м.


К-сть.



4 К-сть.



6 К-сть.



8 К-сть.



9 К-сть.



10

14 Хустський РЕМ

Л-2 КТП-161 с.

Липча 91

Л-2 ЗТП-237

м.Хуст 29 Л-1 КТП-345

с. Березово 139 Л-1 КТП-104 с.

Рокосово 64

Л-1 КТП-129

с. Липча 42

Л-2 КТП-167 с.

Липовець 222

Л-1 КТП-505

с.Горінчево 75 Л-1 КТП-37

с. Велятино 32 Л-5 КТП-117 с.

Іза 104

Л-2 КТП-129

с. Липча 210

Л-1 КТП-17 с.

Копашнево 141

Л-2 КТП-394с.

Драгово 129 Л-2 СКТП-38

ур.Дід с.

Нанково 99

Л-6 КТП-117 с.

Іза 55

Л-2 КТП-158

с. Липча 115

Л-1 КТП-131 с.

Липча 182

Л-3 КТП-323 с.

Драгово 194 Л-2 КТП-50

с. Золотарево 140 Л-1 КТП-13 с.

Н.Селище 127

Л-1 КТП-121

с. Липча 56

Л-2 КТП-172 с.

Драгово 174

Л-1 КТП-60

пр.Кічерели 226 Л-1 ЗТП-229


смт. Вишково 54

Л-2 КТП-131

с. Липча 223

Л-2 КТП-180 с.

Іза 84

Л-1 КТП-155 с.

Монастирець 71 Л-1 ЗТП-243



Л-1 КТП-158

с. Липча 66

Л-1 КТП-41

с.Н.Селище 187

Л-2 КТП-325 с.

Стеблівка 88 Л-1 КТП-545

с. Іза 137 Л-1 КТП-705


Л-1 КТП-78

смт.Вишково 26

Л-1 КТП-160 с.

Монастирець пр.

Пищик 87

Л-2 КТП-545

с. Іза 29 Л-1 КТП-192

с.Сокирниця 44

Л-2 КТП-78


Л-3 КТП-68 пр.

М.Лунка 76 Л-1 КТП-58

пр.Становець 99 Л-1 КТП-527

с.Сокирниця 52

Л-1 КТП-78


Л-1 КТП-

55оп.№12з

перекл. КТП-744

с. Драгово

85

Л-1 КТП-368

пр.Делешур 75

Л-2 КТП-27

с.Крайниково 71

Л-1 КТП-116

с.Іза 51

Л-1 КТП-575

пр.Хустець 114 Л-2 КТП-42

с.Копашнево 102

Л-1 КТП-117

с.Іза 60

Л-5 ЗТП-206



Л-4 КТП-414

м.Хуст 65

Л-2 КТП-40


Л-1 ЗТП-222


с.Шаян 86

Л-1 КТП-302


Л-1 КТП-117

с.Іза 46

Л-3 КТП-186

с.Іза 92

К-сть.



7 К-сть.



10 К-сть.



13 К-сть.



13 К-сть.



8

Зважаючи на те, що пріоритетом є зниження втрат електроенергії, а також

контроль параметрів якості електричної енергії пропонуємо застосувати наступну

послідовність впровадження інтелектуальних приладів обліку.

На першому етапі закриваються всі трансформаторні підстанції, а саме на вводах

0,4 кВ ТП 6, 10 кВ встановлюються балансуючі інтелектуальні електролічильники.

Впровадивши даний етап ми отримаємо достовірну картину втрат по кожній

трансформаторній підстанції. Оператор системи розподілу отримає дієвий інструмент

для локалізації та усунення осередків підвищених втрат електричної енергії та

визначить напрямок першочергового провадження АСКОЕ. Подальший розвиток

АСКОЕ буде полягати в простій заміні електролічильників на багатофункціональні у

споживачів, які заживлені від підстанцій з найвищими втратами. Крім того вже на

першому етапі буде охоплено максимальний регіон для контролю параметрів якості

постачання електричної енергії.

Вимоги до засобів обліку

− відповідність діючим нормативним документам.

− можливість роботи маршрутизаторів/модемів та приладів обліку з відкритими

протоколами (наприклад DLMS/COSEM);

− наявність модуля зв’язку для роботи в системі (PLC, ZigВее, GSM/GPRS тощо);

− прилади обліку повинні мати можливість фіксації, збереження та передачі

інформації на верхній рівень щодо будь-якого втручання в роботу засобів обліку;

− підтримка роботи внутрішнього годинника при зникненні живлення

− можливість дистанційної параметризації;

− можливість комутації та обмеження потужності споживання.

Прилади обліку повинні:

- забезпечувати періоди інтеграції величин, що вимірюються за 1, 3, 5, 10, 15, 30, 60

хвилин.

- забезпечувати збереження інформації при втраті живлення не менше 40 діб.

- мати можливість зовнішньої синхронізації ходу внутрішніх годин.

- мати можливість підключення резервного живлення.

- зберігати в енергозалежній пам'яті інформацію як про всі випадки доступу до режиму

параметрування, так і про нештатні ситуації.

Лічильники прямого ввімкнення мають мати вбудований комутуючий пристрій

(контактор) розрахований на максимальний струм електролічильника, з можливістю

проведення відключень, (підключень) по веденій програмі або згідно отриманої

команди.

На сьогоднішній день у світовій практиці для таких систем, застосовують три технології

для збирання даних:

-GPRS: пакет на базі даних послуг операторів мобільного зв'язку (в цьому випадку

кожен пристрій оснащений GPRS-модемом та сім-карткою оператора);

- PLC (Power Line Communication): передача даних по мережі 0,4кВ (у цьому випадку,

група ПО об'єднується електричною мережею);

-Безпровідна технологія: передачі даних через радіозв’язок (у цьому випадку, група

об'єднує лічильники частотним радіоканал).

Типові схеми побудови системи збору даних по технології PLC


Типові схеми побудови системи збору даних по технології ZigBee

Організація обміну даними та особистого кабінета споживача

Дані з електронних пристроїв обліку передаються на сервер АСКОЕ, де в свою чергу

показники узагальнюються, перевіряються та зберігаються. Заплановано розробити

механізм вивантаження показників з цього серверу для використання іншими

автоматизованими системами, в тому числі для передачі в особисті кабінети

споживачів. В особистому кабінеті можуть відображатись дані про споживання

кожного споживача а також ключові характеристики пристроїв обліку, такі як тип,

серійний номер, фазність, зонність та інше.

Схема взаємодії систем

В продовж 2020-2024 років Товариством планується проводити встановлення

інтелектуальних лічильників з подальшою підключенням в АСКОЕ побутових

споживачів на окремих периметрах вимірювання зі складанням балансу споживання

електричної енергії у ньому. Для локалізації та усунення осередків підвищених втрат

електричної енергії фахівцями товариства визначається напрямок першочергового

впровадження заходів по усуненню , що включає в себе капітальний ремонт та

капітальне

будівництво ПЛ 0,4кВ з подальшою автоматизацією споживачів.

Також слід відмітити, що на базі Товариства створена служба реконструкції мереж

(багатоквартирних будинків, гуртожитків, дачних кооперативів тощо). Зазначена

служба проводить реконструкцію мереж із заміною приладів обліку на системні

прилади обліку із об’єднанням їх у АСКОЕ.

Система

комерційного обліку

Прилади

обліку

Інші автоматизовані системи




Особистий

кабінет

споживача

Етапи модернізації точок обліку та впровадження АСКОЕ в побутовому секторі на 2020-

2024рр.

Згідно затвердженої Концепції (таб.1 та таб.3) у побутовому секторі товариством

заплановано поетапно вилучити з експлуатації лічильники класу точності 2,5 до 2026 року, а

саме по 3100 ПО на рік. План-графік вилучення з експлуатації вищевказаних лічильників

складався виходячи з технічних можливостей товариства, доступу та специфіки окремих

об’єктів (важкодоступні гірські місцевості, відсутність власників домогосподарств, тощо). На

початок 2025 року в експлуатації товариства буде налічуватись лічильників класу 2,5 – 5959

шт.

Етапи вилучення однофазних індукційних ПО класу точності 2,5

(з протермінованою Держповіркою ) в розрізі (М)РЕМ

№

Назва (М)РЕМ

Кількість

ПО к.т. 2,5 в

експлуатаціїї

станом на

01.01.2019

Етапи вилучення

п/

п 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

1 Берегівський РЕМ 842 130 130 130 130 130 130 62

2

Перечинсько-

Великоберезнянськи

й РЕМ

1070 160 160 160 160 160 160 110

3 Виноградівський

РЕМ 2124 310 310 310 310 310 310 264

4 Воловецький РЕМ 294 45 45 45 45 45 45 24

5 Іршавський РЕМ 2242 330 330 330 330 330 330 262

№

Заходи по

модернізації

точок обліку

в побутовому

секторі

Загальна

кількість


кл. т. 2,5 які

знаходяться в

експлуатації

на початок

2020р.

Кількість


Роки впровадження

2020 2021 2022 2023 2024

Разом

(тис.грн

без ПДВ) к-ть

шт.

сума

(тис.грн)

(без

ПДВ)

к-ть

шт.

сума

(тис.грн)

(без

ПДВ)

к-ть

шт.

сума

(тис.грн)

(без

ПДВ)

к-ть

шт.

сума

(тис.грн)

(без

ПДВ)

к-ть

шт.

сума

(тис.грн)

(без

ПДВ)

1

Вилучення з


1ф.лічильни

ків к.т. 2,5 та

протермінов

аною

Держповірко

ю

21459 1ф 15500 3100 4960 3100 4960 3100 4960 3100 4960 3100 4960 24800

2

Впровадженн

я АСКОЕ

побут

1ф 27000 5200 8320 5300 8480 5400 8640 5500 8800 5600 8960 43200

3ф 19500 3800 14060 3850 14245 3900 14430 3950 14615 4000 14800 72150

3

Інше (заява

споживача,

підтримка

існуючої

системи

тощо)

1ф 3000 600 960 600 960 600 960 600 960 600 960 4800

3ф 3000 600 2220 600 2220 600 2220 600 2220 600 2220 11100

Разом 30520 30865 31210 31555 31900 156050

6 Міжгірський РЕМ 1127 161 161 161 161 161 161 161

7 Мукачівський МРЕМ 514 74 74 74 74 74 74 70

8 Мукачівський РЕМ 1246 178 178 178 178 178 178 178

9 Рахівський РЕМ 1103 160 160 160 160 160 160 143

10 Свалявський РЕМ 559 80 80 80 80 80 80 79

11 Тячівський РЕМ 3318 474 474 474 474 474 474 474

12 Ужгородський

МРЕМ 2569 370 370 370 370 370 370 349

13 Ужгородський РЕМ 847 125 125 125 125 125 125 97

14 Хустський РЕМ 3604 520 520 520 520 520 520 484

ВСЬОГО: 21459 3117 3117 3117 3117 3117 3117 2757

Впровадження інтелектуальних приладів обліку в енергоємних юридичних

споживачів (з приєднаною потужністю 150 кВт і більше та середньомісячним

споживанням 50 тис. кВт*год і більше) з перспективою дистанційного зчитування

інформації в сучасних умовах енергоринку набуває все більшої актуальності. Це

пов'язано з імплементацією нової моделі ринку електричної енергії та з метою

моніторингу і формування достовірних даних комерційного обліку. Що в свою чергу

буде сприяти активній участі споживачів електричної енергії та інших учасників ринку

електричної енергії в наданні послуг з балансування та допоміжних послуг. Загалом в

мережах оператора системи розподілу нараховується 89 енергоємних юридичних

споживачів, 61 з яких обладнані локальним устаткуванням збору та обробки даних

(ЛУЗОД) або автоматизованої системи комерційного обліку електричної енергії

(АСКОЕ), тобто 28 юридичних споживачів у яких відсутнє ЛУЗОД, АСКОЕ не

відповідає сучасним вимогам ринку електричної енергії.

Вимоги до засобів обліку

− відповідність діючим нормативним документам.

− можливість роботи маршрутизаторів/модемів та приладів обліку з

відкритими протоколами (наприклад DLMS/COSEM);

− наявність модуля зв’язку для роботи в системі (RS-485, RS-232,

вбудований GSM/GPRS тощо);

− прилади обліку повинні мати можливість фіксації, збереження та передачі

інформації на верхній рівень щодо будь-якого втручання в роботу засобів

обліку;

− підтримка роботи внутрішнього годинника при зникненні живлення

Прилади обліку повинні:

- забезпечувати періоди інтеграції величин, що вимірюються за 1, 3, 5, 10, 15,

30, 60 хвилин.

- забезпечувати збереження інформації при втраті живлення не менше 40 діб.

- мати можливість зовнішньої синхронізації ходу внутрішніх годин.

- мати можливість підключення резервного живлення.

- зберігати в енергозалежній пам'яті інформацію як про всі випадки доступу до

режиму параметрування, так і про нештатні ситуації.


(дистанційного збору даних) приладів обліку у енергоємних

юридичних споживачів (з приєднаною потужністю 150 кВт і

більше та середньомісячним споживанням 50 тис. кВт*год і більше)

в розрізі (М)РЕМ станом на 01 січня 2019 року.


Кількість площадок

вимірювань споживачів у

яких встановлено

ЛУЗОД/АСКОЕ

шт.

1 Ужгород МРЕМ 13



4 Мукачево РЕМ 6








12 Міжгірський РЕМ 1

13 Воловецький РЕМ 1

14 Берегівський РЕМ 10


Кількість точок обліку

запланованих до

встановлення

ЛУЗОД/АСКОЕ

шт.

1 Ужгород МРЕМ 50


4 Мукачево РЕМ 30






11 Берегівський РЕМ 35




Заміна високовольтних вимірювальних трансформаторів струму класу точності

0,5 на клас точності 0,5s

В експлуатації товариства знаходиться 202 високовольтних точок обліку які

облаштовані вимірювальними трансформаторами струму та напруги 6кВ і вище. При

цьому слід відмітити що 85 трансформатори струму з класом точності 0,5

Вимоги чинних нормативних документів.

Відповідно до Розділу 1. Загальні правила, глави 1.5. Облік електроенергії Правил

улаштування електроустановок таблиця № 1.5.2. «Класи точності трансформаторів

струму і трансформаторів напруги» та Глави VI. Улаштування вузлів обліку розділу 4.

Мінімальні вимоги до точності та функціональності ЗВТ Кодексу комерційного обліку

електричної енергії в залежності від рівня напруги та приєднаної потужності

вимірювальні трансформатори струму повинні бути класу точності 0,2s - 0,5s

План заміни високовольтних

трансформаторів струму з класом точності 0.5

на клас точності 0.5s в розрізі (М)РЕМ


Кількість ТС

запланованих до заміни

шт.

1 Ужгородський МРЕМ 35

2 Мукачівський МРЕМ 24

3 Ужгородський РЕМ 2






Директор комерційний І. Плиска

2016 2017 2018

тис.кВт.год 368 747 383 195 392 293

% 17,15 17,51 18,44

тис.кВт.год 384 744 394 872 365 965

% 17,69 18,23 16,81

119

15.1. Фактичні та прогнозні витрати електроенергії в системі розподілу електричної

Найменування

Планові витрати електроенергії в

системі розподілу

Фактичні витрати електроенергії в

системі розподілу

17,69

18,23

16,81

17,15

17,51

18,44

15,5

16

16,5

17

17,5

18

18,5

19

2016 2017 2018

Фактичні витрати електроенергії в системі розподілу, (звітні, (%)

Планові витрати електроенергії в системі розподілу, тис.кВт.год (%)

2019 2020 2021 2022 2023 2024

тис.кВт.год 365 900 362 000 361 500 361 000 360 500 360 000

% 16,92 16,59 16,43 16,22 16,02 15,86

15.2. Прогнозні витрати електроенергії в системі розподілу та заходи, направлені на їх зниження

Найменування

Прогнозовані

витрати електро-

енергії в системі

розподілу

120

357 000

358 000

359 000

360 000

361 000

362 000

363 000

364 000

365 000

366 000

367 000

1 2 3 4 5 6

Прогнозовані витрати електро-енергії в системі розподілу тис.кВт.год

Прогнозовані витрати електро-енергії в системі розподілу тис.кВт.год

16. Плани щодо реконструкції електромереж у точках забезпечення потужності

або створення нових, із зазначенням резервів потужності, які створюються при

реалізації цих планів для можливості приєднання нових замовників

За останні роки в м. Ужгороді та його околицях, спостерігається стійка тенденція до

стрімкого росту комунально-побутового навантаження та розбудова прилеглих територій. Як

свідчить світовий досвід, розвиток електричних мереж, повинен завчасно забезпечувати

прогнозований на найближчий період попит на електроенергію. У відповідності до

проведених інженерних вишукувань і плану розбудови територій, на сьогоднішній день, в

південній частині міста Ужгорода є нагальна потреба в створенні додаткового джерела

живлення напругою 110 кВ.

Оптимальним варіантом, який не тільки забезпечить в повній мірі зростаючий попит на

електроенергію, а й значно розвантажить існуючу ПС-35 кВ Ужгород-3 та ПС-110 кВ

Ужгород-2, є будівництво нової підстанції з вищим класом напруги 110 кВ «Ужгород-

9», з електричною схемою підстанції «110-6» та чотирма лінійними комірками 110 кВ. Дана

ПС буде розміщена в безпосередньому наближенні до існуючої ПЛ-110 кВ Л-107 «Мукачево

400-Ужгород 2».

Будівництво даної ПС передбачено Схемою перспективного розвитку ПрАТ

«Закарпаттяобленерго» на 2020-2029 роки (стор.182).

Завершення реалізації до 2023 року проекту реконструкції ПЛ-110 кВ «Мукачево 400 –

Ужгород 2», з її перевлаштуванням на двоколову ПЛ, дозволить одну ланку використати для

приєднання 1 СШ-110 кВ ПС «Ужгород 9» від збірних шин ПС «Мукачеве400». Друга ланка

проектованої ПЛ буде заведена через вимикач комірки №1 Л-127 «Перечин» на 1СШ-110 кВ

ПС110/35/10 кВ «Ужгород-1».

Монтаж на ПС«Ужгород-1» нової лінійної комірки 110 кВ «Ужгород9», дозволить

виконати захід проектної ПЛ-110кВ «Ужгород1-Ужгород9» на 2СШ-110кВ ПС«Ужгород-

9».

Зазначені зміни в конфігурації мережі 110кВ Ужгородського вузла, дозволять

забезпечити надійність електропостачання, уникнути обезживлень підстанцій, забезпечити

належний рівень напруги на шинах підстанцій як в нормальних, так і в ремонтних схемах і

при будь яких аварійних вимкненнях в мережах 110кВ.

На підстанції буде встановлено два трансформатори 110/35/10кВ з номінальною

потужністю 25МВА кожен. Це створить нову точку забезпечення потужності з резервом 46

МВт.

Складовою частиною цього проекту передбачено зміна конфігурації мережі 35кВ, що

дозволить зменшити довжину ПЛ-35кВ які проходять через житлові масиви Ужгорода.

2020 р. 2021 р. 2022 р. 2023 р. 2024 р.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Повітряні лінії (ПЛ)-220 кВ,

усього

81,40 0,00 81,40 81,40 81,40 81,40 81,40

у доброму стані 81,40 81,40 81,40 81,40 81,40 81,40

підлягає реконструкції 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

підлягає капітальному ремонту 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

підлягає повній заміні 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

виведено з експлуатації 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

ПЛ-110 (150) кВ, усього1 032,80 9,62 1 032,80 1 032,80 1 032,80 1 050,48 1 104,97

у доброму стані 616,40 626,02 638,58 652,96 713,39 821,61



підлягає повній заміні 399,00 9,62 389,38 376,82 362,44 319,69 265,96


ПЛ-35 кВ, усього1 120,80 0,00 1 120,80 1 120,80 1 120,80 1 120,80 1 120,80

у доброму стані 930,50 930,50 930,50 930,50 930,50 930,50





ПЛ-6 (10) кВ, усього5 439,70 51,00 5 444,40 5 452,40 5 464,40 5 480,40 5 502,40

у доброму стані 4 338,30 4 394,00 4 463,00 4 538,00 4 626,00 4 734,00

підлягає реконструкції 396,40 51,00 345,40 284,40 221,40 149,40 63,40




ПЛ-0,4 кВ, усього9 785,90 158,00 9 797,90 9 823,90 9 860,90 9 915,90 9 992,90

у доброму стані 7 046,00 7 216,00 7 428,00 7 671,00 7 945,00 8 260,00

підлягає реконструкції 1 426,90 20,00 1 406,90 1 370,90 1 334,90 1 295,90 1 243,70




Кабельні лінії (КЛ)-220 кВ,

усього1 124,80 7,70 1 129,50 1 137,00 1 152,10 1 169,30 1 193,80

у доброму стані 701,40 709,10 736,30 773,70 824,60 881,30





КЛ-110 (150) кВ, усього0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

у доброму стані 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


підлягає капітальному ремонту 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


виведено з експлуатації 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

КЛ-35 кВ, усього5,80 0,00 5,80 5,80 5,80 5,80 5,80

у доброму стані 5,80 0,00 5,80 5,80 5,80 5,80 5,80


підлягає капітальному ремонту 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


виведено з експлуатації 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

КЛ-6 (10) кВ, усього918,50 6,40 921,30 925,20 933,60 942,70 956,00

у доброму стані 576,80 586,00 609,00 643,00 683,00 730,00





КЛ-0,4 кВ, усього200,50 1,30 202,40 206,00 212,70 220,80 232,00

у доброму стані 118,80 122,00 129,00 140,00 153,00 170,00





Підстанції (ПС) з вищим класом

напруги 220 кВ, усього1 1 1 1 1 1

у доброму стані 1 1 1 1 1 1

підлягає реконструкції 0 0 0 0 0 0

підлягає капітальному ремонту 0 0 0 0 0 0

підлягає повній заміні 0 0 0 0 0 0

18. Узагальнений технічний стан об'єктів електричних мереж системи розподілу

№

з/п

Назва обладнання та

якісна оцінка*

Одиниця

виміру

Прогнозний технічний

стан на початок 2020

року

Обсяги

запланованих робіт

на 2020 рік

Прогнозний технічний стан (з урахуванням обсягів запланованих робіт) на кінець

1км

(по трасі)

2км

(по трасі)

3км

(по трасі)

4км

(по трасі)

5км

(по трасі)

6 км

7 км

8 км

9 км

10 км

11 шт.

125

ПС з вищим класом напруги

110 (150) кВ, усього40 1 40 40 40 40 40

у доброму стані29 30 30 32 32 33

підлягає реконструкції4 1 3 3 1 1 0

підлягає капітальному ремонту5 5 5 5 5 5

підлягає повній заміні2 2 2 2 2 2

ПС з вищим класом напруги

35 кВ, усього87 1 87 87 87 87 87





Трансформаторні підстанції (ТП),

розподільні пункти (РП) 6 (10)

кВ, усього

4 899 30 4 910 4 946 5 013 5 115 5 258

у доброму стані3 546 3 587 3 669 3 782 3 936 4 130




виведено з експлуатації0 0 0 0 0 0

Силові трансформатори ПС

вищою напругою 220 кВ, усього1 0 1 1 1 1 2


вимагають заміни з метою зниження

технологічних витрат електричної

енергії (ТВЕ)0 0 0 0 0 0

вимагають заміни як такі, що не

підлягають ремонту0 0 0 0 0 0


вищою напругою 110 (150) кВ,

усього

65 0 65 66 67 68 69



ТВЕ0 0 0 0 0 0




вищою напругою 35 кВ, усього137 0 137 137 137 137 138

у доброму стані137 137 137 137 137 138


ТВЕ0 0 0 0 0 0




вищою напругою 6 – 10 кВ,

усього

5 305 11 5 316 5 341 5 372 5 407 5 448

у доброму стані5 030 11 5 041 5 066 5 097 5 132 5 173


ТВЕ250 250 250 250 250 250



13 шт.

14 шт.

12 шт.

126

18 шт.

* Оцінку необхідності капітального ремонту або повної заміни ліній електропередачі (ЛЕП) проводити за пріоритетом

реального технічного стану, а не з урахуванням періодичності капітального ремонту.

** Зазначити відповідний рік.

15 шт.

16 шт.

17 шт.

№ з/п Найменування об'єктівПочаток виконання

ПВР (рік, місяць)

Початок

виконання БМР

(рік, місяць)

Затверджена

кошторисна

вартість,

тис. грн

(без ПДВ)

Залишок

кошторисної

вартості на

початок

прогнозного

періоду,

тис. грн (без ПДВ)

Характер робіт (нове

будівництво,

реконструкція, технічне


Джерело

фінансування

Пропозиції щодо подальшого використання

(виконати, списати, продати тощо), зазначити

роки

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1 ПЛ-35кВ Рахів - Ясіня 1994, грудень - 6 042 1 671 реконструкція власні коштироботи продовжаться після вирішення

земельного спору

2 ПС-110/35/10 кВ Часлівці 1992, березень - 1 555 524 нове власні кошти буде списано у 2019 році

3 ПС 35/10 кВ "Ужгород-7" 2016, травень 2017, березень 151 520 116 101 реконструкція власні кошти роботи продовжаться в 2020 році

4 ПЛ-110 кВ "Міжгір'я - ТРГЕС" 2016, травень 2017, березень 89 401 61 937 реконструкція власні кошти роботи продовжаться в 2020 році

5ПЛ-10/6 кВ в ПЛЗ-20 кВ від ПС-110 кВ

Вишково2017, квітень 2018, квітень 23 216 15 533 реконструкція власні кошти роботи продовжаться в 2020 році

6 ЛЕП 0,4 кВ 2018 2019, лютий 592 0 реконструкція власні кошти буде введено в експлуатацію в 2019 році

7 ЛЕП 6-10 кВ 2019 2019, лютий 323 0 реконструкція власні кошти буде введено в експлуатацію в 2019 році

8 ПС 220/110/10 кВ "Хуст-220" 2016, квітень - 81 459 80 367 реконструкція власні кошти буде реалізовуватись в 2024 році

9 ПС-110/35/10 кВ "Ужгород - 1" 2018, квітень - 172 938 171 944 реконструкція власні кошти буде реалізовуватись в 2020 році

—527 046 448 077

В. Гумен

м.п.

О. Ванюшкін_________________

18.07.2019

127

19. Перелік об'єктів незавершеного будівництва, реконструкції та технічного переоснащення системи розподілу станом на початок прогнозного періоду по


Усього

Генеральний директор _________________

18.07.2019

Головний бухгалтер

№ з/пСтатті джерел фінансування

(тис. грн без ПДВ)2020 2021 2022 2023 2024

1 2 3 4 5 6 7

1 Власні кошти: 291 888,23 321 751,88 334 896,27 355 621,59 380 367,47

1.1 амортизаційні відрахування 234 962,23 246 710,34 259 045,86 271 998,15 285 598,06

1.2 прибуток на виробничі інвестиції 10 276,00 16 435,89 17 032,69 47 773,07 57 081,52

1.3 за перетоки реактивної е/е 28 291,00 29 705,55 31 190,83 32 750,37 34 387,89

1.4 плата за приєднання 0,00 26 200,10 24 726,90 0,00 0,00

1.5 інші (економія ТВЕ) 18 359,00 2 700,00 2 900,00 3 100,00 3 300,00

2 Залучені кошти: 28 102,00 0,00 0,00 0,00 0,00

2.1 кредити 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

2.2 фінансова допомога 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

2.3 інші (без джерела, згідно Акту) 28 102,00 0,00 0,00 0,00 0,00

3 Усього 319 990,23 321 751,88 334 896,27 355 621,59 380 367,47

Генеральний директор В. Гумен

18.07.2019 р. М. П.

12

8

20. План інвестицій за джерелами фінансування (сценарій 1)

№ з/пСтатті джерел фінансування

(тис. грн без ПДВ)2020 2021 2022 2023 2024

1 2 3 4 5 6 7

1 Власні кошти: 291 888,23 495 321,98 780 298,97 896 508,40 987 580,72

1.1 амортизаційні відрахування 234 962,23 296 014,00 363 326,00 445 765,00 543 366,00

1.2 прибуток на виробничі інвестиції 10 276,00 140 702,33 358 155,24 414 893,03 406 526,83

1.3 за перетоки реактивної е/е 28 291,00 29 705,55 31 190,83 32 750,37 34 387,89

1.4 плата за приєднання 0,00 26 200,10 24 726,90 0,00 0,00

1.5 інші (економія ТВЕ) 18 359,00 2 700,00 2 900,00 3 100,00 3 300,00

2 Залучені кошти: 28 102,00 0,00 0,00 0,00 0,00

2.1 кредити 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

2.2 фінансова допомога 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

2.3 інші (без джерела, згідно Акту) 28 102,00 0,00 0,00 0,00 0,00

3 Усього 319 990,23 495 321,98 780 298,97 896 508,40 987 580,72

Генеральний директор В. Гумен

18.07.2019 р. М. П.

20.1 План інвестицій за джерелами фінансування (сценарій 2)

12

9

2020 р 2021 р. 2022 р. 2023 р. 2024 р.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

1

1.1.Підстанції рівня напруги 110

(154, 220) кВ, усього1 206 913,0 0,0 5 500,0 6 000,0 7 200,0 6 000,0 46

1.1.1. ПС 110/35/10 кВ Ужгород-9 шт. 1 206 913,0 так ІІІ-2018 ІІ-2019 ІІ-2021 ІІІ-2026 0,0 5 500,0 6 000,0 7 200,0 6 000,0 46приєд-

нання,

прибуток

1, 2, 3 СПР, ст.182будівництво нової ПС 110/35/10 кВ з

двома тр-рами по 25 МВА кожен151


(27,5; 20) кВ, усього0,00 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

1.3.Лінії електропередачі рівня

напруги 110 (220) кВ, усього0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0


напруги 35 (27,5; 20) кВ, усього0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

206 913,0 0,0 5 500,0 6 000,0 7 200,0 6 000,0

2.


(154, 220) кВ, усього1 500,0 1 500,0 0,0 0,0 0,0 0,0 40

2.1.2 ПС-110 кВ Ужгород-1 шт. 1 1 500,0 так І-2018 ІІ-2019 ІІ-2020 ІІІ-2020 1 500,0 0 аморт. 1, 2, 3СПР, ст.177,

техстан

заміна секційної комірки 10 кВ на ІІІ-ІV

СШ-10 кВ147


(27,5; 20) кВ, усього223 104,3 19 582,5 30 800,0 35 300,0 36 200,0 35 000,0 19

2.2.1 ПС-35 кВ Ужгород-7 шт. 1 170 321,8 так І-2018 ІІІ-2018 І-2020 ІІІ-2025 1 700,0 22 100,0 26 300,0 27 000,0 27 000,0 19реактивн

а1, 2, 3

СПР, ст.177,

техстанпереведення на клас напруги 110 кВ 149

2.2.3

технічне переоснащення із

заміною МВ, ВД-КЗ,

пристроїв РЗіА ПС 35-110

кВ

ПС 19 44 708,5 І-2020 ІІІ-2024 14 308,5 7 200,0 7 500,0 7 700,0 8 000,0 аморт. 1,2,3СПР, ст.182,

техстан

заміна масляних вимикачів 6-110 кВ ВД-

КЗ 35-11 на вакуумні та елегазові

вимикачі

161

2.2.4

технічне переоснащення,

ПС 35-110 кВ, установка

БСК

шт. 4 8 074,0 ІІ-2020 ІІІ-2023 3 574,0 1 500,0 1 500,0 1 500,0 аморт. 1,2,3 техстанустановка нових БСК, згідно режимних

розрахунків88


напруги 110 (220) кВ, усього94 355,0 1 000,0 19 000,0 22 000,0 23 000,0 29 355,0 0

2.3.1. Міжгіря-ТРГЕС км. 22,2 94 355,0 так ІІ-2018 ІІІ-2018 І-2020 ІІІ-2024 1 000 19 000 22 000,0 23 000,0 29 355,0 0 аморт. 1, 2, 3СПР, ст.179,

техстанзаміна існуючих опор і проводів 139


напруги 35 (27,5; 20) кВ, усього0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0

318 959,3 22 082,5 49 800,0 57 300,0 59 200,0 64 355,0 59

525 872,3 22 082,5 55 300,0 63 300,0 66 400,0 70 355,0 59

3.

4. 1, 2, 3,10 техстан 168

4.1.

4.1.1. ТП (РП) шт. 7 845,0 І-2021 ІV-2024 0,0 109,0 230,0 244,0 262,0 0,28 прибуток заміна трансформатора 6-10/0,4 кВ

4.1.2. ЛЕП км. 30,6 27 565,7 І-2020 ІV-2024 4 065,7 6 000,0 6 000,0 5 500,0 6 000,0 аморт. заміна опор і проводів з вводами у будівлі

4.2.



Примітка

21. Перелік та етапи виконання заходів ПРСР ПрАТ "Закарпаттяобленерго" на 2020-2024 роки (сценарій 1)

№ з/п Найменування заходів шт./км*

Усього Наявність

проектної

документаці

ї на початок


періоду

(так/ні)

Стан виконання

ПВРСтан виконання БМР Створювани

й резерв

потужності/

пропускної

здатності,

МВт

Джерело

фінансува

ння

Критерії

(відповідно до

підпунтку 3.2.6

глави 3.2 КСР)

Обгрунтування

включення до ПРСР

(СПР, технічний стан,

ПРСП, вимога ОСП

тощо), вказати назву

документа та сторінку

Стислий опис робіт

№ сторінки

пояснювал

ьної

записки

обсяг фінансування, тис. грн (без ПДВ)

Нове будівництво об'єктів системи розподілу

Усього (сума по п.1.1-1.4)

Реконструкція, технічне переоснащення об'єктів системи

розподілу

Усього (сума по п. 2.1-2.4)

Усього мережі 35-220 кВ(сума по п. 1 та 2)

Нове будівництво об'єктів системи розподілу рівня напруги 10

(6); 0,4 кВ

кількість*


вартість БМР тис. грн

(без ПДВ)

початок

(квартал,

рік)


(квартал,

рік)

початок

(квартал,

рік)


(квартал,

рік)


розподілу рівня напруги 10 (6); 0,4 кВ

Берегівський РЕМ, усього

Виноградівський РЕМ, усього

13

0

4.3.

ТП (РП) шт. 12 1 403,5 І-2020 ІV-2024 340,5 327,0 230,0 244,0 262,0 0,50 прибуток заміна трансформатора 6-10/0,4 кВ

ЛЕП км. 30,0 27 025,2 І-2020 ІV-2024 5 025,2 6 000,0 6 000,0 5 000,0 5 000,0 аморт. заміна опор і проводів з вводами у будівлі

4.4.



4.5.

ТП (РП) шт. 5 599,0 І-2021 ІV-2024 0,0 109,0 115,0 244,0 131,0 0,22 прибуток заміна трансформатора 6-10/0,4 кВ


4.6.



4.7. 0,0


ЛЕП км. 19,4 17 500,0 І-2021 ІV-2024 0,0 3 000,0 4 000,0 5 000,0 5 500,0 аморт. заміна опор і проводів з вводами у будівлі

4.8.



4.9.



4.10.



4.11.

ТП (РП) шт. 106 13 210,9 І-2020 ІV-2024 2 940,9 2 289,0 2 415,0 2 684,0 2 882,0 3,70 прибуток заміна трансформатора 6-10/0,4 кВ


4.12.



4.13.



4.14.



0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

ТП (РП) шт. 0 0,0 І-2020 ІV-2024 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

ЛЕП км. 0 0,0 І-2020 ІV-2024 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

920 971,5 218 062,5 174 014,0 172 570,0 170 144,0 186 181,0

ТП (РП) шт. 225 27 444,2 І-2020 ІV-2024 4 115,2 5 014,0 5 290,0 6 344,0 6 681,0

ЛЕП км. 992,8 893 527,4 І-2020 ІV-2024 213 947,4 169 000,0 167 280,0 163 800,0 179 500,0

Перечинсько-В. Березнянський РЕМ, усього

Воловецький РЕМ, усього

Іршавський РЕМ, усього

Міжгірський РЕМ, усього

Мукачівський РЕМ, усього

Мукачівський МРЕМ, усього

Рахівський РЕМ, усього

Свалявський РЕМ, усього

Тячівський РЕМ, усього

Ужгородський РЕМ, усього

Ужгородський МРЕМ, усього

Хустський РЕМ, усього

Усього по п. 3:


131

920 971,5 218 062,5 174 014,0 172 570,0 170 144,0 186 181,0

5 1, 2, 3,10 техстан

5.1. 67 970,0 І-2020 ІV-2024 1 200,0 7 270,0 9 500,0 25 000,0 25 000,0реактивн

а1,2,3,10 ТЕО

перевлаштування ПС 110/6-10 на ПС

110/20 з реконфігурацією мережі 6-10 кВ

на мережу 20 кВ

172

5.2. 42 936,0 І-2020 ІV-2024 7 936,0 8 000,0 8 500,0 9 000,0 9 500,0реактивн

а

110 906,0 9 136,0 15 270,0 18 000,0 34 000,0 34 500,0

1 557 749,9 249 281,1 244 584,0 253 870,0 270 544,0 291 036,0

6

265 236,4 48 001,1 50 401,2 52 921,2 55 567,3 58 345,6економія

ТВЕ, інші

94,

114

13 864,8 2 509,2 2 634,6 2 766,4 2 904,7 3 049,9 аморт

41 444,2 7 500,4 7 875,4 8 269,1 8 682,6 9 116,7 прибуток

10 560,5 1 911,2 2 006,7 2 107,1 2 212,4 2 323,1 прибуток

39 316,0 4 835,0 8 000,0 8 400,0 8 820,0 9 261,0амортиза

ція

32 890,4 5 952,3 6 250,0 6 562,5 6 890,6 7 235,1 інші

403 312,4 70 709,2 77 167,9 81 026,3 85 077,6 89 331,5

1 712 627,4 319 990,2 321 751,9 334 896,3 355 621,6 380 367,5

м.п.

18.07.2019

Інші заходи

Усього мережі 0,4-10 кВ(сума по п. 3 та 4)

Інше

Реконстр. ПС 110/35/6-10кВ "Вишково" з ре-

конфігур. мережі 6(10) кВ на напруг 20 кВ

Проектні роботи


Всього по електричних мережах 0,4-220

кВ

Генеральний директор ________________________ В. Гумен

13

2

Всього інші

Разом по ПРСР

* Довжина ліній електропередачі вказується по трасі ліній.

** Зазначити відповідний рік.

Впровадження АСКОЕ і інших засобів

обліку

Впровадження та розвиток АСДТК

Розвиток інформаційних технологій

Засоби зв'язку

Закупівля колісної техніки

Інше

2020 р 2021 р. 2022 р. 2023 р. 2024 р.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

1


(154, 220) кВ, усього1 206 913,0 0,0 26 200,1 24 726,9 87 780,0 68 206,0 46

1.1.1. ПС 110/35/10 кВ Ужгород-9 шт. 1 206 913,0 так ІІІ-2018 ІІ-2019 ІІ-2021 ІІІ-2024 0,0 26 200,1 24 726,9 87 780,0 68 206,0 46приєд-

нання,

прибуток

1, 2, 3 СПР, ст.182будівництво нової ПС 110/35/10 кВ з

двома тр-рами по 25 МВА кожен151


(27,5; 20) кВ, усього


напруги 110 (220) кВ, усього65 367,0 0,0 0,0 0,0 11 789,0 53 578,0

1.3.1. ПЛ-110 кВ Угля-Ганичі км. 16,98 65 367,0 так І-2013 ІІІ-2013 ІІ-2023 ІІІ-2024 0,0 0,0 0,0 11 789,0 53 578,0 прибуток 1, 2, 3 СПР, ст.44 будівництво по новій трасі ПЛ-110 кВ 140


напруги 35 (27,5; 20) кВ, усього

272 280,0 0,0 26 200,1 24 726,9 99 569,0 121 784,0

2.


(154, 220) кВ, усього318 457,6 1 500,0 20 000,0 118 481,1 52 750,0 125 726,5 40

2.1.1 ПС-220 кВ Хуст-220 шт. 1 87 526,5 так ІІ-2016 ІІІ-2016 І-2024 ІІІ-2024 87 526,5 40 прибуток 1, 2, 3 СПР, ст.176 встановлення другого АТ 125 МВА 146

2.1.2 ПС-110 кВ Ужгород-1 шт. 1 21 500,0 так І-2018 ІІ-2019 ІІ-2020 ІІІ-2021 1 500,0 20 000,0 0 аморт. 1, 2, 3СПР, ст.177,

техстан

заміна секційної комірки 10 кВ на ІІІ-ІV

СШ-10 кВ147

2.1.3 ПС-110 кВ Берегово-4 шт. 1 72 269,1 так ІІ-2017 ІІІ-2017 ІІ-2022 ІІІ-2022 72 269,1 0 аморт. 1, 2, 3 техстан заміна бетонних порталів ВРП 35-110 кВ 157

2.1.4 ПС-110 кВ Угля шт. 1 90 950,0 так ІІ-2013 ІІІ-2013 ІІ-2023 ІІІ-2024 52 750,0 38 200,0 0 прибуток 1, 2, 3СПР, ст.178,

техстанвлаштування другого крила 110 кВ 157

2.1.5 ПС-110 кВ Страбичево шт. 1 46 212,0 так І-2016 ІІ-2016 ІІ-2022 ІІІ-2022 46 212,0 0 аморт. 1, 2, 3СПР, ст.268,

техстанзміна схеми РУ-110 кВ 158


(27,5; 20) кВ, усього317 157,2 19 582,5 62 500,6 102 163,7 69 874,9 63 035,5 19

2.2.1 ПС-35 кВ Ужгород-7 шт. 1 170 321,4 так І-2018 ІІІ-2018 І-2020 ІІІ-2023 1 700,0 49 250,0 81 107,7 38 263,7 19реактивн

а1, 2, 3

СПР, ст.177,


2.2.2 ПС-35 кВ Ганичі шт. 1 41 150,0 так ІІ-2013 ІІІ-2013 І-2024 ІІІ-2024 41 150,0 0реактивн

а1, 2, 3

СПР, ст.178,


2.2.3

техпереоснащення із замі-

ною МВ, ВД-КЗ, пристроїв

РЗіА ПС 35-110 кВ

ПС 47 97 611,8 14 308,5 11 750,6 19 556,0 30 111,2 21 885,5 аморт. 1,2,3СПР, ст.182,

техстан

заміна масляних вимикачів 6-110 кВ ВД-

КЗ 35-11 на вакуумні та елегазові

вимикачі

161

2.2.4

технічне переоснащення,

ПС 35-110 кВ, установка

БСК

шт. 4 8 074,0 3 574,0 1 500,0 1 500,0 1 500,0 аморт. 1,2,3 техстанустановка нових БСК, згідно режимних

розрахунків88


напруги 110 (220) кВ, усього338 915,9 1 000,0 19 000,0 83 956,0 153 471,9 81 488,0 0

2.3.1. Міжгіря-ТРГЕС км. 22,2 94 355,0 так ІІ-2018 ІІІ-2018 І-2020 ІІІ-2024 1 000 19 000 22 000,0 23 000,0 29 355,0 0 аморт. 1, 2, 3СПР, ст.179,


2.3.2 Хуст-Тересва км. 39,4 169 748,7 ні І-2020 ІІ-2020 ІІ-2022 ІІ-2023 61 956,0 107 792,7 0 аморт. 1, 2, 3СПР, ст.180,


2.3.3 Мукачево-400-Мукачево-2 км. 17,68 22 679,3 ні ІІ-2022 ІІ-2022 ІІ-2023 ІІІ-2023 22 679,3 0 прибуток 1, 2, 3СПР, ст.180,

техстанчасткова реконструкція 144

2.3.4 Мукачево-400-Ужгород-9 км. 37,15 22 563,0 ні І-2023 ІІІ-2023 І-2024 ІІІ-2024 22 563,0 0 прибуток 1, 2, 3 СПР, ст.180 реконструкція з перевлаштуванням на

двоколову143

2.3.5 Воловець220-Вовчий км. 16,58 29 570,0 ні І-2023 ІІІ-2023 І-2024 ІІІ-2024 29 570,0 0 аморт. 1, 2, 3СПР, ст.179,


№ сторінки

пояснювал

ьної

записки

Приміткаобсяг фінансування, тис. грн (без ПДВ)Кошторисна/оціночна


(без ПДВ)

початок

(квартал,

рік)


(квартал,

рік)


(квартал,

рік)

Нове будівництво об'єктів системи розподілу

Усього (сума по п.1.1-1.4)


розподілу

початок

(квартал,

рік)

кількість*

21.1 Перелік та етапи виконання заходів ПРСР ПрАТ "Закарпаттяобленерго" на 2020-2024 роки (сценарій 2)

№ з/п Найменування заходів шт./км*

Усього Наявність

проектної

документаці

ї на початок


періоду

(так/ні)

Стан виконання

ПВРСтан виконання БМР Створювани

й резерв

потужності/

пропускної

здатності,

МВт

Джерело

фінансува

ння

Критерії

(відповідно до

підпунтку 3.2.6

глави 3.2 КСР)

Обгрунтування

включення до ПРСР

(СПР, технічний стан,

ПРСП, вимога ОСП

тощо), вказати назву

документа та сторінку

Стислий опис робіт

133


напруги 35 (27,5; 20) кВ, усього67 850,0 0,0 0,0 24 384,0 13 467,0 29 999,0 0

2.4.1. Рахів1-Рахів3 км. 8,14 24 384,0 ні І-2021 ІІІ-2021 ІІ-2022 ІІІ-2022 24 384,0 0 аморт. 1, 2, 3СПР, ст.180,


2.4.2. Рахів3-Кваси км. 14,68 43 466,0 ні І-2022 ІІІ-2022 ІІ-2023 ІІІ-2024 13 467,0 29 999,0 0 аморт. 1, 2, 3СПР, ст.180,


1 042 380,7 22 082,5 101 500,6 328 984,8 289 563,8 300 249,0 59

1 314 660,7 22 082,5 127 700,7 353 711,7 389 132,8 422 033,0 59

3. 1, 2, 3,10

приведення довжини

ПЛ-0,4 кВ до норма-

тивної довжини

171

3.1.

3.1.1. ТП (РП) шт. 11 3 450,0 І-2020 ІV-2024 560,0 610,0 960,0 1 320,0 0,77 прибуток влаштування розвантажувального ТП

3.1.2. ЛЕП км. 0,0

3.2.

ТП (РП) шт. 5 1 565,0 І-2020 ІV-2024 280,0 305,0 320,0 660,0 0,28 прибуток влаштування розвантажувального ТП

ЛЕП км. 0,0

3.3.


ЛЕП км. 0,0

3.4.


ЛЕП км. 0,0

3.5.


ЛЕП км. 0,0

3.6.


ЛЕП км. 0,0

3.7.


ЛЕП км. 0,0

3.8.


ЛЕП км. 0,0

3.9.

ТП (РП) шт. 17 4 685,0 І-2020 ІV-2024 840,0 915,0 1 280,0 1 650,0 0,95 прибуток влаштування розвантажувального ТП

ЛЕП км. 0,0

3.10.


ЛЕП км. 0,0

3.11.

ТП (РП) шт. 20 5 640,0 І-2020 ІV-2024 840,0 1 220,0 1 600,0 1 980,0 1,10 прибуток влаштування розвантажувального ТП

ЛЕП км. 0,0

3.12.

ТП (РП) шт. 13 3 755,0 І-2020 ІV-2024 560,0 915,0 960,0 1 320,0 0,76 прибуток влаштування розвантажувального ТП

ЛЕП км. 0,0

Усього мережі 35-220 кВ(сума по п. 1 та 2)

Нове будівництво об'єктів системи розподілу рівня напруги 10

(6); 0,4 кВ



Усього (сума по п. 2.1-2.4)











13

4

3.13.


ЛЕП км. 0,0

3.14.

ТП (РП) шт. 19 5 640,0 І-2020 ІV-2024 840,0 1 220,0 1 600,0 1 980,0 0,83 прибуток влаштування розвантажувального ТП

ЛЕП км. 0,0

4. 1, 2, 3,10 техстан 168

4.1.



4.2.



4.3.



4.4.



4.5.



4.6.



4.7. 0,0


ЛЕП км. 46,8 52 984,0 І-2021 ІV-2024 0,0 11 327,0 9 684,0 14 323,0 17 650,0 аморт. заміна опор і проводів з вводами у будівлі

4.8.



4.9.



4.10.



4.11.

ТП (РП) шт. 106 13 210,9 І-2020 ІV-2024 2 940,9 2 289,0 2 415,0 2 684,0 2 882,0 3,70 прибуток заміна трансформатора 6-10/0,4 кВ


4.12.



4.13.









розподілу рівня напруги 10 (6); 0,4 кВ

135











4.14.


ЛЕП км. 154 164 984,8 І-2020 ІV-2024 30 104,8 26 360,0 30 180,0 36 495,0 41 845,0 аморт. заміна опор і проводів з вводами у будівлі

41 185,0 0,0 7 000,0 9 455,0 11 200,0 13 530,0

ТП (РП) шт. 143 41 185,0 І-2020 ІV-2024 0,0 7 000,0 9 455,0 11 200,0 13 530,0

ЛЕП км. 0 0,0 І-2020 ІV-2024 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

1 601 015,9 218 062,5 266 183,4 316 006,0 374 893,0 425 871,0

ТП (РП) шт. 225 27 444,2 І-2020 ІV-2024 4 115,2 5 014,0 5 290,0 6 344,0 6 681,0

ЛЕП км. 1 475,4 1 573 571,8 І-2020 ІV-2024 213 947,4 261 169,4 310 716,0 368 549,0 419 190,0

1 642 200,9 218 062,5 273 183,4 325 461,0 386 093,0 439 401,0

5 1, 2, 3,10 техстан

5.1. 67 970,0 І-2020 ІV-2024 1 200,0 7 270,0 9 500,0 25 000,0 25 000,0реактивн

а1,2,3,10 ТЕО

перевлаштування ПС 110/6-10 на ПС

110/20 з реконфігурацією мережі 6-10 кВ

на мережу 20 кВ

173

5,2 42 936,0 І-2020 ІV-2024 7 936,0 8 000,0 8 500,0 9 000,0 9 500,0реактивн

а

110 906,0 9 136,0 15 270,0 18 000,0 34 000,0 34 500,0

3 067 767,7 249 281,1 416 154,1 697 172,7 809 225,8 895 934,0

6

265 236,4 48 001,1 50 401,2 52 921,2 55 567,3 58 345,6економія

ТВЕ, інші

94,

114

13 864,8 2 509,2 2 634,6 2 766,4 2 904,7 3 049,9 аморт

41 444,2 7 500,4 7 875,4 8 269,1 8 682,6 9 116,7 прибуток

10 560,5 1 911,2 2 006,7 2 107,1 2 212,4 2 323,1 прибуток

47 936,3 4 835,0 10 000,0 10 500,0 11 025,0 11 576,3амортиза

ція

32 890,4 5 952,3 6 250,0 6 562,5 6 890,6 7 235,1 інші

411 932,6 70 709,2 79 167,9 83 126,3 87 282,6 91 646,7

3 479 700,3 319 990,2 495 322,0 780 299,0 896 508,4 987 580,7

м.п.

18.07.2019

В. ГуменГенеральний директор ________________________




Усього мережі 0,4-10 кВ(сума по п. 3 та 4)

Разом по ПРСР

Всього по електричних мережах 0,4-220

кВ

Інше


Всього інші

Інші заходи

Впровадження АСКОЕ і інших засобів

обліку

Інше

136

Реконстр. ПС 110/35/6-10кВ "Вишково" з ре-

конфігур. мережі 6(10) кВ на напруг 20 кВ

Впровадження та розвиток АСДТК

Розвиток інформаційних технологій

Засоби зв'язку

Закупівля колісної техніки

Проектні роботи

138

137

22. Заходи з розвитку системи розподілу, що виконуються в рамках Плану

розвитку системи передачі на наступні 10 років та/або інших стратегічних

документів України

При погодженні Плану розвитку системи розподілу ПрАТ "Закар-

паттяобленерго" на 2020-2024 роки, ДП "НЕК "Укренерго" (оператор

системи передачі), не надавав пропозицій, щодо здійснення заходів з

розвитку системи розподілу, в рамках Плану розвитку системи передачі

на наступні 10 років та/або інших стратегічних документів України (лист

від 07.06.2019 № 01/20817).

139

23. Пояснювальна записка

ПрАТ «Закарпаттяобленерго» (оператор системи розподілу – ОСР), для здійснення

ліцензованої діяльності з розподілу електричної енергії на території Закарпатської

області, проводить експлуатацію та розвиток електричних мереж 0,4-220 кВ,

забезпечуючи цим стале та надійне енергопостачання населення краю, об’єктів

життєзабезпечення, галузей народного господарства, зокрема міждержавний транзит

газу і залізничні перевезення, рекреаційні об’єкти та цілий ряд інших споживачів.

Тому, розвиток електричних мереж (заміна, реконструкція та модернізація), повинні

проводитись на постійній основі та в достатніх обсягах у відповідності із

довготривалими планами, які формуються на підставі аналізу технологічних

порушень, технічного стану та важливості ЛЕП або ПС у забезпеченні надійної

роботи енергосистеми.

З огляду на викладене, та у відповідності з вимогами Кодексу системи розподілу

(розділ ІІІ), було розроблено «План розвитку системи розподілу ПрАТ

«Закарпаттяобленерго» на 2020-2024 роки» (ПРСР).

Даний План корелюється з діючою на даний час «Схемою перспективного розвитку

електричних мереж 35-110 кВ ПрАТ «Закарпаттяобленерго» на 2019-2029 роки»

(СПР).

При цьому, оператором системи передачі (ОСП), при погодженні ПРСР, не

висувались вимоги по будівництву об’єктів ОСР, включаючи засоби РЗА, ПА і

зв’язку, потребу в яких визначає ОСП відповідно до вимог підтримання належного

рівня операційної безпеки.

Також, ОСП не ставив вимоги по впровадженню заходів з розвитку системи

розподілу, що повинні виконуватись в рамках виконання Плану розвитку системи

передачі на наступні 10 років.

При формуванні Плану товариством бралося до уваги:

- існуючий технічний стан та пропускна здатність електричних мереж;

- якісні показники електропостачання та надійність роботи електромереж;

- прогноз попиту на електричну енергію та потужність;

- схеми планування територій області та генеральних планів населених

пунктів;

140

Джерела фінансування ПРСР визначені такими:

Обсяг фінансування ПРСР по роках є наступним:

Роки Сценарій 1,


Сценарій 2,


2020 319 990,23 319 990,23

2021 495 321,98 321 751,88

2022 780 298,97 334 896,27

2023 896 508,4 355 621,59

2024 987 580,72 380 367,47

2020-2024 3 479 700,3 1 712 627,4

2020 2020-2024 2020 2020-2024

1 2 3 4 5

Амортизація 234 962 1 298 315 234 962 1 883 433

Прибуток 10 276 148 599 10 276 1 330 553

Реактивна енергія 28 291 156 326 28 291 156 326

Небаланс ТВЕ 18 359 30 359 18 359 30 359

Платиа за приєднання 0 50 927 0 50 927

Інші джерела 28 102 28 102 28 102 28 102

Всього: 319 990 1 712 627 319 990 3 479 700

Джерело фінансування

Сценарій 1,


Сценарій 2,


141

Реалізація Сценарію 2 ПРСР в загальному забезпечить:

- кардинальне покращення технічного стану електричної мережі;

- достатню пропускну здатність електромереж згідно з потребами

споживачів електричної енергії;

- значне підвищення рівня якості постачання електроенергії споживачам;

- достатню надійність роботи електричних мереж, як в штатних умовах,

так і при стихійних явищах;

- зниження технологічних та комерційних втрат електроенергії;

- розвиток автоматизовані системи обліку електричної енергії;

- розбудову та модернізацію існуючих, системи зв'язку та

автоматизованого диспетчерсько-технологічного керування процесом

розподілу електроенергії;

Порівняння обсягів виконання робіт при реалізації різних сценаріїв:

Сценарій 1 Сценарій 2

1 2 3 4

Нове будівництво ПС-110 кВ (Ужгород-9) ПС 1 1

Реконструкція ПС 110(220) кВ ПС 1 5

Реконструкція ПС 35 кВ

(переведення на клас напруги 110 кВ)ПС 1 2

Технічне переоснащення ПС 35-110 кВ

(заміна комутаційних пристроїв 6-110 кВ)ПС 19 47

Технічне переоснащення ПС 35 кВ

(встановлення БСК)ПС 4 4

Реконструкція ПЛ-110 кВ км 22 133

Реконструкція ПЛ-35 кВ км 0 23

Реконструкція ПЛ 0,4-10 кВ км 993 1 475

Реконструкція ТП 6-10/0,4 (заміна силових

трансформаторів)шт 225 225

Влаштування розвантажувальних ТП 6-10/0,4 кВ

(приведення до нормативної величини довжини ПЛ-0,4 кВ)шт 0 143

Реконструкція ПС-110 кВ Вишково з реконфігурацією

мережі та переходом на ступінь вищої напругиоб'єкт 1 1

Назва робіт Од.вим.

Обсяг робіт

142

Планом передбачено здійснити цілий комплекс робіт з розвитку електричних мереж

0,5-220 кВ, обґрунтованість яких, наведена нижче.

Реконструкція ЛЕП 35-110 кВ

На даний час в товаристві експлуатуються шістнадцять ПЛ-110 кВ загальною

довжиною 210 км і двадцять ПЛ-35 кВ загальною довжиною 96 км, які повністю

амортизовані і фізично зношені. Із них, першочерговій заміні та реконструкції

підлягають передбачені Планом такі лінії.

- Міжгір’я-ТРГЕС (стор.179 СПР)

Транзит ПЛ-110 кВ «Пилипець-Майдан-Міжгіря-ТРГЕС» є одним із найваж-ливіших

елементом у забезпеченні надійного електропостачання гірських населених пунктів

Міжгірського, Воловецького та значної частини Хустського районів області. Даний

транзит проходить виключно по складних та важкодоступних гірських хребтах, з

перетинами гірських річок на складному рельєфі місцевості. Він побудований в 1952-

1956 р.р., має довжину 50,18 км, з яких 42,56 км виконано проводом АС-70.

При незначних вітрових навантаженнях, налипанні мокрого снігу або при наявності

ожеледиці, неодноразово мали місце обриви проводу, що призвело до наявності

великої кількості з’єднань та вставок в лінійних проводах. Сталевий сердечник

проводу за час експлуатації зруйнований корозією та втратив свою міцність.

Фундаменти металевих опор виконано з металу (продовження поясів опор) і

внаслідок пошкодження корозією відзначається зниження їх несучої здатності. Це

може призвести до масового руйнування опор на ділянках де наявні зсувні процеси,

які за останні роки значно активізувалися та на ділянках з підмиванням опор в

заплавах річок. Дана ситуація є вкрай небезпечною і може призвести до тривалого

виводу даного транзиту з експлуатації, що в свою чергу може спричинити

довготривале знеструмлення великої кількості гірських населених пунктів.

В 2013 р. завершено перший етап реконструкції даного транзиту: введено в

експлуатацію 12,97 км ПЛ-110 кВ «Воловець 220-Пилипець». У відповідністю із

Планом, який запропонований до реалізації, не пізніше 2021р., даний транзит буде

повністю реконструйований. Це дозволить забезпечити:

• надійне живлення підстанцій 110 кВ в нормальному, ремонтному і

післяаварійному режимах роботи електричної мережі;

• видачу потужності з Теребле-Ріцької гідроелектростанції, яка згідно

діючої інструкції - «План заживлення власних потреб і пуску блоків БТЕС

від ТРГЕС при повному погашенні острова БТЕС», розробленої ЦДС ВП

“Західної електроенергетичної системи” - розглядається як одне із

ключових джерел гарантованої потужності для забезпечення пуску блоків

на Бурштинській ТЕС.

142

143

- ПЛ-110 кВ Л-106 «Хуст220- Тересва відг. Буштино 110» (стор.180 СПР)

Дана лінія електропередавання протяжністю 39,4 км збудована будівельно-монтажною

організацією «Львівське спецмонтажне управління №1» в 1963 році по проекту ВГПН

«Теплоелектропроект». Марка проводу на лінії АС-120 та загальна кількість опор 188

одиниці.

Лінія Л-106 «Хуст220-Тересва відгал. Буштино110» та Л-156 «Хуст220-Тячів»

забезпечують транзит перетоків електричної енергії від живильної ПС «Хуст-220» до

вузлової ПС110/35/10 кВ «Тересва» та живлення споживачів Хустського-Тячівського-

Рахівського районів. На підставі проведеного аналізу режимних замірів навантаження

підстанцій зазначеного регіону та здійснених розрахунків оперативно-диспетчер-ською

службою, відслідковується тенденція до прогресуючого зростання електричного

навантаження. Останні зимові заміри навантаження з ПС «Хуст220» по лінії Л-106 «Тересва»

становить 49 МВт, по лінії Л-156 «Тячів» становить 57 МВт. При цьому у випадку

виникнення технологічного порушення, що призведе до відключення однієї з ліній

електропередавання дією протиаварійної автоматики АОПО (автоматика обмеження

перевантаження обладнання) на ПС «Тересва» з уставкою перевищення струму в одній з ліній

величини 360А і уставкою по часу 10сек., вимикаються приєднання 35 кВ з загальною

кількістю ПС 35/10 кВ 7 одиниць (потужністю 27 МВт).та ряд приєднань 10 кВ. Зазначена

протиаварійна автоматика реалізована з метою недопущення виникнення пошкодження на

ЛЕП яка залишилась в роботі та захисту потенційно небезпечних «вузьких» місць перетину.

Проведена оцінка стану окремих елементів лінії електропередавання від проводу, лінійної

ізоляції та арматури до опор, сформували необхідність виконання реконструкції

Л-106 «Хуст220-Тересва відгал. Буштино110.

На проектованій ЛЕП виконується заміна існуючого проводу на більший з перерізом АС-

185/29, траса для проектованої лінії електропередавання використовується існуюча з

дотриманням вимог ПУЕ та державних будівельних норм України, в випадках наближення

елементів ЛЕП на недопустиму відстань до будівель або інших об’єктів інфраструктури, буде

розглянуто зміни траси проходження.

Реконструкція даної ПЛ-110кВ дозволить покращити надійність електропоста-чання

споживачів регіону, покращити якість надання послуг, зменшити технологічні втрати

електроенергії, виконати перегляд діючої на даний момент часу протиаварійної автоматики в

Хустському енерговузлі.

144

- ПЛ 110 «Угля-Ганичі» (стор.44 СПР)

Масова електрифікація віддалених гірських населених пунктів області відбувалася більше 40 років

тому і на даний час 50-60 % існуючої електромережі відпрацювали свій ресурс. При цьому пропускна

здатність електричних мереж не відповідає теперішньому електричному навантаженню, в основному

комунально-побутовій сфері, яке суттєво зросло за останні роки.

Так, вже останні 10-15 років схема електропостачання гірських населених пунктів в північно-східній

частині області (Хустський, Міжгірський та Тячівський райони) не відповідає нормативним вимогам

по надійності та не забезпечує пропускну здатність електричних мереж 35-110 кВ.

З точки зору надійності електрична мережа 110 кВ повинна будуватися на засадах, що викладені в

СОУ-Н ЕЕ 40.1-00100227-101:2014, одним із основних принципів є створення кільцевих мереж 110

кВ, які повинні прокладатись по різних і підключатися до різних джерел живлення.

Існуючий стан радіального транзиту 110 кВ Липча-Драгово-Угля не відповідає вимогам наведеного

СОУ-Н. Перевід ПС 35/10 кВ «Ганичі» на вищий клас напруги 110 кВ, та будівництво НОВОЇ ПЛ-

110 кВ «Угля-Ганичі» дозволяють врахувати вимоги п. 13.7 СОУ-Н ЕЕ 40.1-00100227-101:2014 та

сприяють отриманню другого живлення для тупикової ПС «Угля».

Щодо обмежень по пропускній здатності одним із самих вузьких місць в даній схемі є транзит ПЛ 35

кВ між підстанціями «Міжгір'я-Синевир-Колочава-У.Чорна-Дубове-Ганичі-Новоселиця-Вільхівці-

Тересва», довжиною 107,83 км, який був побудований у 1970-80 роках. На частині повітряних ліній

змонтований провід АС-70 (95). Електрична схема транзитів 110 і 35 кВ наведена нижче:

Транзит 35 кВ проходить по складному гірському рельєфу із значною кількістю важкодоступних

хребтів, що зумовлює неодноразові відключення ПЛ, внаслідок падіння дерев із-за меж охоронної

зони, обриви проводів та грозозахисних тросів через значні вітрові навантаження, налипання мокрого

снігу та утворення ожеледиці, які перевищують проектні величини.

Сумарне навантаження по ПС-35 кВ даного транзиту в окремі дні зимового максимуму може

перевищувати критичну відмітку в 35,0 МВт (за 2018 рік зафіксовано 29 грудня 18:00).

145

Навантаження по транзиту 35 кВ Міжгір'я – Тересва згідно режимних замірів

навантажень

Схема Назва

Величина навантаження контрольованого

приєднання (А)

2017 2018 2019

21

червня

20

грудня

20

червня

19

грудня

6

червня

Норм.

Міжгір'я Л-381 «Синевир» 90 115 97 80 65

Тересва Л-327 «Вільхівці» 180 250 180 260 180

Угля В-10 Т-1 108 145 83 132 254

У випадку аварійних вимкнень ПЛ-35кВ «Тересва-Вільхівці» або ПЛ-35 кВ «Міжгір’я-Синевир» в

зимовий період, для забезпечення допустимих рівнів напруги та запобіганню перевантаження

обладнання, на діючому транзиті необхідно вводити графік аварійного вимкнення споживачів. Навіть

в літній період в ремонтних схемах під час виведення в ремонт однієї з ліній електропередавання

необхідно вводити графік аварійного вимкнення споживачів.

Аналіз ремонтної схеми по величині навантаження згідно режимного дня зими 2018.

Ремонтна схема

Допустиме


Обмеження


Введені обмеження по

приєднаннях

Виведена в

ремонт Л-327

«Тересва-

Вільхівці»

Л-381 = 168А 172А

1,2 СШ-10 ПС Вільхівці

1СШ-10 ПС Ганичі

1,2 СШ-10 ПС Новоселиця

Виведена в

ремонт Л-

381»Міжгіря-

Синевир»

Л-327 = 271А 69А

1,2 СШ-10 ПС Колочава

1,2 СШ-10 ПС Синевир

Виведена в

ремонт Л-408

«Синевир-

Колочава»

Л-327 = 279А 32А Окремі ПЛ-10 від ПС Колочава

Виведена в

ремонт Л-413

«Вільхівці-

Ганичі»

Л-381 = 176А 156А

1,2 СШ-10 ПС Вільхівці

Окремі ПЛ-10 від ПС Ганичі

1,2 СШ-10 ПС Новоселиця

Базовим режимом для аналізу використано зимові заміри навантаження 19 грудня 2018року.

Розрахунок проводився за допомогою програмного комплексу «Дакар ЕЛЕКС», результати

розрахунків наведені в графічних матеріалах для нормального, після аварійного режимів роботи

електричної мережі. Додатково наведено результати після виконання реконструкції даного вузла.

Крім того, постачання електроенергії для Тячівського та Рахівського районів здійснюється по двох

ПЛ-110 кВ від ПС Хуст-220 кВ, загальне навантаження по яких в зимовий період складає 100,4 МВт.

У випадку відключення однієї з ПЛ, для запобігання пошкодження іншої, передбачена робота

аварійної автоматика, яка обмежує електричне навантаження на ПС 110/35/10кВ Тересва, в т.ч.

вимикається ПЛ-35кВ «Тересва-Дубове» з навантаженням 19 МВт.

Для забезпечення надійного електропостачання та дотримання нормативного рівня напруги у

споживачів в нормальному та післяаварійному режимах електромережі 35-110 кВ, пропонується

виконати такі роботи:

146

- реконструкція ВРП-110 ПС 110 кВ «Угля» (розширення «крила» 110 кВ для можливості

приєднати нову ПЛ-110 кВ);

- реконструкція ПС 35/10 кВ «Ганичі» з переведенням її на напругу 110 кВ і установкою

трансформатора 110/35/10 кВ потужністю 25 МВА;

- будівництво ПЛ-110кВ від ПС «Угля» до реконструйованої ПС «Ганичі» довжиною

приблизно 18 км.

Також, впровадження даного проекту дозволить виконати перегляд діючої на даний момент

часу протиаварійної автоматики в Хустському енерговузлі:

o АОЗН (автоматика обмеження зниження напруги);

o АОПО (автоматика обмеження перевантаження обладнання);

Зокрема внести корективи через зміну конфігурації мережі і як наслідок розвантаження транзиту 110

кВ Хуст 220-Тересва, в якому при аварійному вимкненні однієї з ПЛ-110кВ через дію АОПО на ПС

«Тересва» з уставкою перевищення струму в одній з ліній величини 360 А і уставкою по часу 10сек.,

або зниження напруги на збірних шинах ПС Тересва нижче рівня 100кВ, з часом 5сек., вимикаються

приєднання 35кВ та 10кВ сумарною потужністю 27МВт.

В цілому реалізація проекту будівництва нової ПЛ-110кВ «Угля–Ганичі» з реконструкцією

підстанцій «Угля» і «Ганичі» дозволить розвантажити транзит 35 кВ «Міжгіря-Дубове-Тересва»,

оптимізувати схему мережі 35 кВ у даному регіоні, покращити надійність електропостачання

споживачів, зменшити технологічні втрати електроенергії та покращити якість надання послуг.

Схема транзиту, наведена нижче (Хустський енерговузол)

147

Хустський енерговузол

148

- ПЛ-110 кВ «Мукачево 400 – Ужгород 9» (стор.180 СПР)

На даний час, існуюча ПЛ-110 кВ Л-107 «Мукачево 400 – Ужгород 2 відг. Ужгород-1», є

однією з основних ліній, що забезпечують живлення Ужгородського енерговузла. ПЛ-110 кВ

була запроектована та побудована у 1970 році загальною протяжністю 37,25 км, виконана

проводом АС-120 на залізобетонних та частково металевих опорах. Лінія проходить по

відносно рівнинній частині області, але має велику кількість пересічень із природніми і

штучними водними перешкодами (річки, канали) та іншими інженерними спорудами

(повітряні лінії електропередавання, трубопроводи, газопроводи, шосейні та залізничні

дороги та ін.). Внаслідок тривалої експлуатації збільшилась кількість пошкоджень елементів

ПЛ, що викликані фізичним старінням проводу, старінням грозозахисного троса,

забрудненням ізоляції, впливу птахів, а також через перевантаження які виникали в

ремонтних та післяаварійних режимах.

З огляду на ці обставини, зважаючи на зростання прогнозного навантаження Ужгородського

енерговузла та будівництвом опорної ПС 110/35/10 кВ «Ужгород-9» є необхідність в 2024

році розпочати реконструкцію даної ПЛ-110 кВ, з перевлаштуванням її на двоколову і

утворенням нової лінії електропередавання напругою 110 кВ «Мукачево 400 – Ужгород 9».

Дана реконструкція дозволить використати існуючу трасу ПЛ-110 кВ, уникнути можливих

ризиків в відсутності коридору для будівництва нової лінії електропередавання, зменшити

видатки на викуп земельних ділянок для будівництва опор, підвищити економічну

привабливість та ефективність використання коштів.

- ПЛ-110 кВ «Мукачево 400 – Мукачево 2» (стор.180 СПР)

Зазначена лінія електропередавання на даний момент часу знаходиться на незавершеній

стадії будівництва. Основною із причин яка не дозволяла завершити процес її будівництва та

введення в експлуатацію, є відсутність вільної комірки 110 кВ на ПС НЕК

«Укренерго» «Мукачеве-400 кВ». На сьогоднішній день на замовлення «НЕК «Укренерго»

тривають проектні роботи з реконструкції ПС 400/220/110 кВ «Мукачево» з переходом до

електричної схеми 110 кВ з двома робочими і обхідною системами шин, з додатковими

лінійними комірками 110 кВ. Це дозволить завершити реалізацію важливого об’єкту ПЛ-110

кВ «Мукачево400 – Мукачево2».

У зв’язку з тим, що розроблена проектно-кошторисна документація на даній ПЛ не

відповідає сучасним вимогам нормативних документів та через необхідність внесення змін

до траси проходження, що виникла через наближення до її елементів споруд на недопустимі

віддалі, протягом 2022 буде відкоригованою проектно-кошторисна документація. Роботи з

будівництва будуть розпочаті і завершені протягом 2024 року і дозволять підвищити

надійність та якість енергопостачання Мукачівського енерговузла, оптимізувати схему

транзитних ПЛ-110 кВ зменшити втрати електричної енергії.

- ПЛ-110кВ «Воловець220-Вовчий» (стор.179 СПР)

ПЛ-110 кВ «Воловець-220 - Вовчий» довжиною 16,58 км має визначальну роль в забезпеченні

надійного електропостачання 3-х ПС 110кВ: Чинадієво, Свалява-1, Вовчий, що забезпечують

електропостачання об’єктів ДТГО «Львівська залізниця», яке здійснює міжнародні і

внутрішньодержавні залізничні перевезення та ПС110/10кВ Свалява-3, яка є основним

джерелом електропостачання курортної зони Свалявського району.

Дана ПЛ була запроектована на клас напруги 35 кВ, введена в експлуатацію в 1956 році, а в

1965 році переведена на напругу 110кВ. Грозозахисний трос на лінії згідно проектних рішень

149

змонтований тільки на підходах до ПС Воловець-220 довжиною 3,3 км. Тобто 13,28 км лінії

взагалі не захищаються від прямих ударів блискавки, що згідно діючих вимог нормативних

документів є порушенням.

Внаслідок цього, наявна велика кількість грозових відключень та пошкоджень проводів, які

крім цього, через природне старіння, корозію та втому металу, втратили механічну міцність і

не відповідають критеріям, які дозволяють їх подальшу експлуатацію.

На металевих опорах (типу «Рюмка») даного транзиту наявні значні корозійні пошкодження

елементів опор розміщених в землі та на відстані до 0,5м від її поверхні, в місцях з’єднань

поясів та розкосів. Значна кількість дефектів та незадовільний технічний стан вимагають

невідкладного проведення робіт з реконструкції

Враховуючи те, що дана ПЛ-110 кВ є одним із самих уразливих місць важливого транзиту

ПЛ-110 кВ від ПС-220 кВ Воловець до ПС-110 кВ Мукачево-2 та відсутність вільного

коридору для будівництва нової ПЛ-110кВ по всій довжині, першочерговим заходом по

забезпеченню надійності роботи зазначеного транзиту, було визначено проведення

реконструкції ПЛ-110 «Воловець 220 - Вовчий», на ділянці яка проходить в найбільш

складній та важкодоступній гірській місцевості, де відсутні під’їзні шляхи та наявна значна

кількість (13) переходів через річки.

Подальша реконструкція транзиту від ПС-110 кВ Вовчий до ПС-110 кВ Мукачево-2 буде

виконана після 2020 р. із завершенням будівельно-монтажних робіт до 2022р.

- ПЛ-35 кВ «Рахів1-Рахів3 – Кваси» (стор.180 СПР)

В Плані розвитку електричних мереж 2012-2015, передбачалось вирішення питання

завершення реконструкції транзиту ПЛ-35кВ «Рахів1 – Рахів3 – Кваси -Ясіня» в габаритах

110 кВ, розпочатої в 1993році. Через виникнення спірного питання землевідведення в с.Білин,

дані роботи були тимчасово призупинені.

На даний час, Інститутом "Укрзахіденергопроект" проводяться проектні роботи щодо виносу

даної ПЛ за межі населеного пункту (с.Білин), що дозволить завершити розпочаті роботи.

Реалізація даного проекту буде сприяти розвитку Рахівського району, підвищить надійність

та якість електропостачання споживачів, збільшить рівень безпеки громади даної місцевості,

дозволить забезпечити взаємне резервування між енергосистемами Закарпатської та Івано-

Франківської областей в достатніх для енерговузлів Рахова та Ворохти обсягах.

150

ПС 35-220 кВ

- ПС 220/110/10кВ Хуст-220 (стор.176 СПР)

Основними джерелами електропостачання Закарпатської області є ПС-400 кВ Мукачево, ПС-

220 кВ Воловець та ПС-220 кВ Хуст. Підстанції та зв`язки між нипи по ЛЕП, за географічним

розміщенням умовно можна розділити на Ужгородський, Мукачівський, Хустський та

Воловецький енерговузли.

На даний час спостерігається значне зростання електричного навантаження в

Ужгородському та Хустському енерговузлах. Це в свою чергу відбувається внаслідок

стрімкого зростання кількості електроприладів в населення, перехід від централізо-ваного

теплопостачання в містах на індивідуальне електричне опалення і як наслідок, збільшення

споживання електроенергії.

Разом із зростанням споживання електричної енергії, на багатьох підстанціях виникає гостра

необхідність у встановленні додаткових трансформаторів для забезпечення нормативного

значення рівня напруги на шинах розподільних пристроїв, недопущення довготривалого

перевантаження існуючих трансформаторів, або заміні менш потужних силових

трансформаторів на більш потужні.

В 2009 році було введено в експлуатацію ПС 220/110 кВ Хуст з автотрансформатором 125

МВА, що забезпечило стабільну роботу енергосистеми регіону, дозволило зменшити

завантаження автотрансформаторів на ПС-400 кВ Мукачево та ПС-220 кВ Воловець,

зменшити складність можливих аварій та дозволило уникнути каскадного розвитку

технологічних порушень.

Разом з тим, за рахунок стрімкого зростання навантаження в Хустському енерговузлі,

фіксується вихід на номінальне завантаження АТ-1 на ПС-220 кВ Хуст в осінньо-весняний

період та режими тривалого перевантаження в зимовий час. Експлуатація

автотрансформатора в такому режимі скорочує термін його служби, призводить до зниження

електричної міцності ізоляції обмоток та провідників, порушення температурного режиму

роботи і, як наслідок, погіршення властивостей трансформаторної оливи та зростання

перехідного опору контактів перемикаючих пристроїв.

Якщо при такому режимі роботи АТ-1 накладається поява КЗ в електричній мережі, зокрема

на ПЛ-220 кВ або ПЛ-110 кВ, то є велика імовірність пошкодження автотрансформатора або

окремих його елементів та вузлів.

Встановлення другого автотрансформатора (АТ-2) потужністю 125 МВА дозволить:

• виключити режими перевантаження АТ-1;

• збільшити надійність живлення Хустського енерговузла;

• зменшити технологічні втрати в мережах 110кВ на передачу електро-енергії, за

рахунок завантаження ПЛ-220кВ «Мукачево 400- Хуст 220»;

• забезпечити відповідність рівня напруги в мережі 110кВ в нормальних,

аварійних та післяаварійних режимах;

• покращити гнучкість схеми мережі та полегшить виконання ремонтних та

аварійно-відновлювальних робіт.

151

- ПС 110/35/10 кВ «Ужгород-1» (стор.177 СПР) Вузлова підстанція Ужгородського енерговузла 110/35/10 кВ «Ужгород-1» побудована та введена в

експлуатацію в 1968 році.

Коротка характеристика електроустановки:

• електрична схема 110 кВ одна робоча, секціонована вимикачем, і обхідна система шин;

• електрична схема 35 кВ одна робоча, секціонована вимикачем система шин;

• електрична схема 10 кВ дві секціоновані вимикачами системи шин;

• силові трансформатори Т1-Т2 ТДТН-40000/110 1981р., 1979 року виготовлення.

• Згідно зимових замірів загальне навантаження підстанції складає 70 МВт.

Підстанція відіграє визначальну роль в забезпеченні електропостачання обласного центру м.

Ужгорода та прилеглих районів. Безпосередньо з шин 35/10 кВ підстанції отримують

електропостачання відповідальні споживачі першої та другої категорії з надійності, об’єкти

соціальної сфери, підприємства та установи, житлові мікрорайони і комплекси. Серед важливих яких

слід відмітити:

• Закарпатське лінійне виробниче управління магістральних газопроводів (ПС 35/6кВ

«Ужгород-ГКС») - перерва в електропостачанні якого може призвести до порушення

технологічного процесу транзиту газу магістральними газопроводами, та, як наслідок,

порушення функціонування особливо важливих елементів комунального господарства

країни.

• ПС 35/6кВ «Коритняни» забезпечує електропостачання як об’єктів КП «Водоканал

м.Ужгорода» - водозабезпечення обласного центру м.Ужгород, так і об’єктів Закарпатської

філії Концерну радіомовлення, радіозв’язку та телебачення.

• ПС35/6 кВ «Ужгород-Тяга» що відносяться до Ужгородської дистанції електропостачання

ДТГО «Львівська залізниця», та забезпечують міжнародні і внутрішньо державні залізничні

перевезення.

Але слід відмітити, що внаслідок ряду чинників є обладнання яке на даному етапі вимагає

невідкладних заходів по заміні та переоснащенні для упередження ймовірних перерв в

електропостачанні споживачів.

Зокрема це високовольтні комірки в ЗРУ-10 кВ ІІІ-СШ 10 кВ виготовлені в 1987 р., обладнані

вимикачами типу ВЭ-10 із електромагнітним гасінням дуги. Компоновка елементів у відсіках

вимикача та збірних шин виконано досить щільно і компактно з мінімальними ізоляційними

відстанями. Для забезпечення нормативних величин ізоляції між струмоведучими частинами різних

фаз застосовуються перегородки із склотекстоліту та ізоляційні накладки з вінілу. Дані технічні

рішення під час технічного обслуговування або ремонту не дозволяють виконувати роботи без

повного розбирання конструкцій, які обмежують доступ до збірних шин, та призводить до великих

затрат часу.

Внаслідок того, що підстанція Ужгород-1 побудована на території з високим рівнем грунтових вод,

повітря всередині ЗРУ-10 кВ має підвищений вміст вологи, що негативно впливає на ізоляцію

комірок. Це змушувало скоротити міжремонтні періоди, витрачати значно більше часу та трудозатрат

для обслуговування даного обладнання.

Існуюча ізоляція (склотекстоліт, вініл) внаслідок тривалого часу експлуатації та природнього

старіння матеріалів в багатьох випадках сильно втратили свої ізоляційні якості, що призводило до

пошкодження ізоляційних перегородок на шинному мості, у відсіках збірних шин. За відсутності

запасних частин, для заміни пошкоджених елементів застосовувались наявні ізоляційні матеріали,

які адаптувались під цей тип комірок.

152

Незважаючи на вжиті заходи, внаслідок перекриття ізоляції сталось пошкодження комірок

секційного вимикача 10 кВ та секційного роз’єднувача 10 кВ між ІІІ та ІV секціями збірних шин, у

результаті якого ці комірки відновленню не підлягають. Було прийнято рішення демонтувати комірки

СВ та СР-10 кВ для відновлення живлення споживачів. Так як замінити пошкоджені комірки немає

чим, на даний час відсутнє резервування між ІІІ та ІV секціями збірних шин, що створює додаткові

труднощі у ремонтних режимах та призводить до вимушеного обезживлення споживачів.

Додатково є наявний дефект на вимикачі 35 кВ, комірки Л-302 «Оноківці», елегазовий вимикач типу

ВГБЕ-35, виробництва Російської Федерації, змонтований у 2011 р. За цей короткий час експлуатації,

виявлено дефект на вводі 35 кВ №2 фаза «С», а саме перевищення допустимої величини 7% тангенса

кута діелектричних втрат (по протоколу вимірювання 10.46%), що суперечить вимогам СОУ-Н ЕЕ

20.302:2007 «Норми випробування електрообладнання». У зв’язку з відсутністю ремонтного

комплекта на території України, та спеціалізованої організації по заміні ввода, необхідно виконати

заміну на вакуумний вимикач 35 кВ, демонтувати і утилізувати даний вимикач і елегаз.

В 2019 році розроблено проект реконструкції підстанції Ужгород-1, із заміною комірок ІІІ-СШ-10,

типу КЭ-10 на сучасні комірки із вакуумними вимикачами для відновлення нормальної схеми мережі

10 кВ та заміною дефектного вимикача 35 кВ Л-302 «Оноківці

153

154

- ПС 35/10 кВ Ужгород-7 (стор.177 СПР)

Реконструкція підстанції 35/10/6кВ «Ужгород-7» передбачає улаштуванням крила 110кВ за схемою

мостика з вимикачами в колах трансформаторів, ліній 110 кВ та ремонтною перемичкою, з

встановленням двох трансформаторів 110/35/10 кВ потужністю 25 МВА..

Реалізація цього проекту забезпечить, надійність електропостачання центральної частини м.

Ужгорода, зокрема й струмоприймачів І-ІІ категорії з надійності, ряд державних установ (обласна

державна адміністрація, мерія, СБУ, УМВС, Нацбанк, музеї, заклади освіти і дошкільного

виховання), об’єкти соціальної сфери і населення. Разом з цим покращуються умови роботи

Ужгородської гідроелектростанції, яка підключена до шин 10 кВ даної ПС.

Складовою частиною проекту передбачено зміну конфігурації мережі 35 кВ, що дозволить

ліквідувати дві ПЛ-35 кВ які побудовані ще в 30-тих роках минулого століття, проходять через

житлові масиви, дворогосподарства жителів міста Ужгород та є фізично зношені. Все це в свою

чергу, дозволить значно розвантажити силові трансформатори Т-1, Т-2 на вузловій ПС 110/35/10 кВ

Ужгород-1, навантаження яких в зимовий час сягає номінального, а післяаварійний режим (при

відключенні одного із працюючих) не забезпечується.

В 2017 році було виконано частину будівельних робіт загальною вартістю 2 988,3 тис. грн.(без ПДВ):

влаштування фундаментів під силові тр-ри Т-1, Т-2, влаштування залізобетонних лежаків під

обладнання ВРУ-110 кВ; установка лінійних порталів; земляні роботи для влаштування заземлення,

будівництво маслоприймача на 50 м.куб., влаштування маслопроводів. В 2018 році виконано

частину будівельних робіт загальною вартістю 18332,26 тис. грн.(без ПДВ): огорожа відкритого

розподільчого пристрою 110 кВ підстанції та змонтовано силове обладнання ВРУ-110/35 кВ з його

ошинуванням в складі:

1. чотири блоки вимикачів 110 кВ типу БВ(А)-110-7 У1;

2. дванадцять блоків роз’єднувачів БР(А)110-8У1, БР(А)110-9 У1;

3. два блоки блоки трансформаторів напруги БТН(А) 110-10;

4. чотири блоки трансформаторів струму БТТ(А) 110-11ШУ1;

5. два блоки обмежувачів перенапруги БРР(Ф)110-13У1;

6. два блоки вимикачів 35 кВ БВ(Ф)35-15-ШУ1

В 2019 році проводиться реконструкція існуючої будівлі в межах існуючих стін з розміщенням ЗПУ

підстанції, додаткового приміщення для захисних засобів, пристроїв телемеханіки, приміщень як для

оперативних працівників так і інших служб ОСР:

- демонтаж існуючих будівель;

- влаштування зовнішніх інженерних мереж;

- реконструкція ЗРУ-6 кВ;

- реконструкція ЗПУ;

- внутрішні інженерні мережі, пожежна та охоронна сигналізація

Планом передбачено завершити реконструкцію ПС Ужгород-7 в 2022 році.

Електрична схема Ужгородського енерговузла наведена нижче.

155

Л-109

11,6

9

35кВАС-120

5,35

АС-120

АС-120

АС-120

Ужгород-5

0,1Т-2

110кВ

Т-1

Ужгород-1

Л-149

Л-150

Л-107

2,82

ОСШ

АС-120

Т2

10кВ

25

Перечин

Л-127

Ужгород-8

10кВ

АС-120

5.04

Т1

10

Л-146

25Т1

Л-126

Т2

Т2

25

10

13,27

18,2

3

АВР

АС-120

АС-120

4,88

АС-120

3.91

АС-120

1,64

АС-150

Л-107

Т2

Т1

АВР

4040

I II

Л-107

3,03

Л-148

Ужгород-2

10кВ

10кВ

1010

АВР

I35кВ

II

10кВ

III

IV

АВР

Т-1

25

35кВ

Т-2 25

АВР

АВР

Т-1

25

35кВ

Т-2 25

АВР

АВР

Ужгород-6

Ужгород-7

10кВ

Л-302

Л-321А

Л-321Б

156

- ПС-110 кВ «Ужгород-9» (стор.182 СПР) За останні роки в м. Ужгороді та його околицях, спостерігається стійка тенденція до стрімкого росту

комунально-побутового навантаження та розбудова прилеглих територій. Як свідчить світовий

досвід, розвиток електричних мереж, повинен завчасно забезпечувати прогнозований на найближчий

період попит на електроенергію. У відповідності до проведених інженерних вишукувань і плану

розбудови територій, на сьогоднішній день, в південній частині міста є потреба в створенні

додаткового джерела живлення напругою 110 кВ.

Оптимальним варіантом, який не тільки забезпечить в повній мірі зростаючий попит на

електроенергію, а й значно розвантажить існуючу ПС-35 кВ «Ужгород-3» та ПС-110 кВ Ужгород-2

є будівництво нової підстанції з вищим класом напруги 110кВ «Ужгород-9», з електричною схемою

підстанції «110-6» та трьома лінійними комірками 110 кВ. На підстанції буде встановлено два

трансформатори 110/35/10кВ з номінальною потужністю 25МВА кожен. Дана ПС буде розміщена в

безпосередньому наближенні до існуючої ПЛ-110 кВ Л-107 «Мукачево 400-Ужгород 2», що дасть

змогу мінімізувати витрати на підключення її в мережу 110 кВ.

Введення в експлуатацію ПС 110 кВ «Ужгород-9» забезпечить:

▪ Розвантаження підстанції Ужгород-3 шляхом переведення частини навантаження

мережі 10 кВ;

▪ Оптимізацію та скорочення протяжності ЛЕП 10 кВ з метою покращення надійності

живлення споживачів, якості електроенергії та зменшення технологічних втрат;

▪ Скорочення протяжності ЛЕП-35 кВ шляхом переключення приєднань 35 кВ з ПС

«Ужгород-1» та «Ужгород-2» на ПС «Ужгород-9» з метою ліквідації частини ПЛ-35 кВ,

які проходять по житловим масивам міста Ужгород та є фізично зношеними і повністю

амортизованими.

▪ Створення резерву потужності у районі міста Ужгород, який підлягає перспективній

забудові;

▪ В комплексі із реконструкцією прилеглих ПЛ-110 кВ покращить надійність мережі 110

кВ.

Наведемо дані по навантаженням підстанцій даного вузла згідно режимних замірів.

Підстанція Приєднання Обмеження,

А

Навантаження по рокам, А Максимальне завантаження в ремонтній схемі, А 2017 2018 2019

літо зима літо зима літо

Ужгород-3 Т-1, А 240 90 125 60 160 65 240

Т-2, А 83 72 115 75 80 85 240

Ужгород-2

Т-1, А

ст. 110 кВ 125 10 21 15 15 29 77

ст. 35 кВ 525 0 0 0 0 45 93

ст. 10 кВ 1425 120 255 180 185 165 580

Т-2, А

ст. 110 кВ 125 34 47 40 58 48 77

ст. 35 кВ 262 50 60 42 75 75 93

ст. 10 кВ 712 210 325 280 395 280 580

В тому числі:

ПС Джейбіл А ст. 35 кВ - 31 25 31 28 34

ПС Ядзакі А ст. 35 кВ - 11 11 10 11 9,8

ПС Концево 1СШ-35 кВ

А ст. 35 кВ

- 10 23 13 32 13

ПС Ужгород-ГКС 1СШ-35 кВ

А ст. 35 кВ

- 2 3 2 3 4

На першому етапі реконструкції мережі 110 кВ Ужгородського кільця до 2024 року планується

будівництво підстанції «Ужгород-9», підключення її в мережу 110 кВ врозріз ПЛ-110 кВ Л-107

157

«Мукачево-400 – Ужгород-2» та переключення приєднань ПЛ-35 кВ які живлять ПС «Ужгород-3» з

ПС «Ужгород-1» на ПС «Ужгород-9».

Проектовані максимальні навантаження ПС «Ужгород-9» після реалізації першого етапу приведені

у таблиці:

Підстанція Приєднання Обмеження 2022 2023 2024

зима зима зима

Ужгород-9

Т-1, А

ст. 110 кВ - 15 15 70

ст. 35 кВ - 0 0 160

ст. 10 кВ - 180 180 180

Т-2, А

ст. 110 кВ - 15 90 90

ст. 35 кВ - 0 180 180

ст. 10 кВ - 180 180 180

Розрахунки нормального та ремонтного режимів існуючого та з врахуванням введення в

експлуатацію ПС 110 кВ «Ужгород-9 приведені нижче.

Надалі, завершення реалізації проекту реконструкції ПЛ-110кВ «Мукачево 400 – Ужгород 2», з її

перевлаштуванням на двоколову ПЛ, дозволить одну ланку використати для приєднання 1 СШ-

110кВ ПС«Ужгород 9» від збірних шин ПС «Мукачеве400». Друга ланка проектованої ПЛ буде

заведена через вимикач комірки №1 Л-127 «Перечин» на 1СШ-110кВ ПС110/35/10 кВ «Ужгород-1».

Монтаж на ПС«Ужгород-1» нової лінійної комірки 110кВ «Ужгород9», дозволить виконати захід

проектної ПЛ-110кВ «Ужгород1-Ужгород9» на 2СШ-110кВ ПС«Ужгород-9».

В мережі 35 кВ планується переключення ПЛ-35 кВ Л-387 «Концево» та Л-390 «Ужгород-ГКС» з

ПС «Ужгород-2» на ПС «Ужгород-9» з метою покращення надійності живлення споживачів, у тому

числі виробництв з іноземними інвестиціями «Ядзаки» та «Джейбіл».

158

159

160

161

162

- ПС110/35/6кВ «Берегово-4»

ПС 110/35/6 кВ «Берегово-4» є вузловою підстанцією з двома силовими трансформаторами

по 25 МВА кожен. Підстанція введена в експлуатацію в 1974 році за схемою: одна робоча,

секціонована вимикачем і обхідна системи шин.

Дана ПС відіграє важливу роль в забезпеченні надійності роботи транзиту ПЛ-110кВ

Мукачево-400 –Берегово-4 – Виноградів-2 – Хуст220. З шин 35-6 кВ забезпечується живлення

споживачів м. Берегово та Берегівського району.

У зв’язку із вдалим географічним розміщенням, близькість до західного держкордону,

спостерігається стрімка розбудова м. Берегове та району, створюються нові підприємства ту

установи. Також, в даній місцевості за рахунок теплого клімату та наявних геотермальних

ресурсів, будуються туристичні комплекси з басейнами, аквапарки та оздоровчі заклади.

Проведення реконструкції викликано необхідністю заміни бетонних конструк-цій порталів та

ошинування РУ 110-35кВ, через наявні ознаки пошкодження облицювання, незадовільний

стан зварних і болтових з’єднань закладних деталей збірних залізобетонних конструкцій,

бетону та фундаментів. Стан порталів та ошинування 110/35кВ не відповідає вимогам ПУЕ

та нормативним документам, зокрема ГКД 34.20.571 «Портали металеві та залізобетонні

відкритих розподільчих пристроїв напругою 35-110кВ».

Інститутом "Укрзахіденергопроект" проводиться розробка проекту реконструкції ПС

110/35/6кВ «Берегово-4», яким передбачається заміна порталів і ошинування РУ 35-110 кВ,

та заміна відділювачів 110 кВ Т-1, Т-2 на елегазові вимикачі 110 кВ.

- ПС 110/10кВ Угля, ПС 35/10кВ Ганичі (стор.178 СПР)

Масова електрифікація віддалених гірських населених пунктів області відбувалася більше 40

років тому і на даний час 50-60 % існуючої електромережі відпрацювали свій ресурс. При

цьому пропускна здатність електричних мереж не відповідає зрослому за останні роки

електричному навантаженню, в основному комунально-побутовій сфері.

Так, вже останні 10-15 років схема електропостачання гірських населених пунктів північно-

східній частині області (Хустський, Міжгірський та Тячівський райони) не відповідає

нормативним вимогам по надійності та не забезпечує пропускну здатність електричних

мереж 35-110 кВ.

Одним із самих вузьких місць в даній схемі є транзит ПЛ 35 кВ між підстанціями «Міжгір'я-

Синевир-Колочава-У.Чорна-Дубове-Ганичі-Новоселиця-Вільхівці-Тересва», довжиною

107,83 км, який був побудований у 1970-80 роках. На частині повітряних ліній змонтований

провід АС-70 (95). Транзит проходить складним гірським рельєфом із значною кількістю

важкодоступних хребтів, що зумовлює неодноразові відключення ПЛ, внаслідок падіння

дерев із-за меж охоронної зони, обриви проводів та грозозахисних тросів через значні вітрові

навантаження, налипання мокрого снігу та утворення ожеледиці, які перевищують проектні

величини.

Сумарне навантаження по ПС-35 кВ даного транзиту в зимовий максимум перевищує

критичну відмітку в 35,0 МВт. В літній період при планових вимкненнях ПЛ-35кВ потрібно

вводити обмеження навантаження споживачів.

У випадку аварійних вимкнень ПЛ-35кВ «Тересва-Вільхівці» або ПЛ-35 кВ «Міжгір’я-

Синевир» в зимовий період, для забезпечення необхідних рівнів напруги та запобіганню

перевантаження обладнання, на діючому транзиті потрібно вводити графік аварійного

вимкнення споживачів на величину потужності до 17 МВт.

Крім того, постачання електроенергії для Тячівського та Рахівського районів здійснюється по

двох ПЛ-110 кВ від ПС Хуст-220 кВ, загальне навантаження по яких в зимовий період складає

100,4 МВт. У випадку відключення однієї з ПЛ, для запобігання пошкодження іншої,

передбачена робота аварійної автоматика, яка обмежує електричне навантаження на ПС

163

110/35/10кВ Тересва, в т.ч. вимикається ПЛ-35кВ «Тересва-Дубове» з навантаженням 19

МВт.

Для забезпечення надійного електропостачання та дотримання нормативного рівня напруги

у споживачів в нормальному та післяаварійному режимах електромережі 35-110 кВ,

пропонується виконати такі роботи:

- реконструкція ВРП-110 ПС 110 кВ «Угля» (розширення «крила» 110 кВ для

можливості приєднати нову ПЛ-110 кВ);

- реконструкція ПС 35/10 кВ «Ганичі» з переведенням її на напругу 110 кВ і

установкою трансформатора 110/35/10 кВ потужністю 25 МВА;

- будівництво ПЛ-110кВ від ПС «Угля» до реконструйованої ПС «Ганичі» довжиною

приблизно 18 км.

Також, впровадження даного проекту дозволить виконати перегляд діючої на даний

момент часу протиаварійної автоматики в Хустському енерговузлі:

o АОЗН (автоматика обмеження зниження напруги);

o АОПО (автоматика обмеження перевантаження обладнання);

Зокрема внести корективи через зміну конфігурації мережі і як наслідок розвантаження

транзиту 110 кВ Хуст 220-Тересва, в якому при аварійному вимкненні однієї з ПЛ-110кВ

через дію АОПО на ПС «Тересва» з уставкою перевищення струму в одній з ліній величини

360 А і уставкою по часу 10сек., або зниження напруги на збірних шинах ПС Тересва нижче

рівня 100кВ, з часом 5сек., вимикаються приєднання 35кВ та 10кВ сумарною потужністю

27МВт.

В цілому реалізація проекту будівництва нової ПЛ-110кВ «Угля–Ганичі» з реконструкцією

підстанцій «Угля» і «Ганичі» дозволить розвантажити транзит 35 кВ «Міжгіря-Дубове-

Тересва», оптимізувати схему мережі 35 кВ у даному регіоні, покращити надійність

електропостачання споживачів, зменшити технологічні втрати електроенергії та покращити

якість надання послуг.

- ПС 110/35/10 кВ «Страбичево» (стор.268 СПР). Інститутом "Укрзахіденергопроект" розроблено проектні рішення по реконструкції ПС 110/35/10кВ

«Страбичево» із зміною схеми РУ-110 на схему мостика з вимикачами в колах трансформаторів та

ремонтною перемичкою з боку ПЛ.

Цей проект є завершальним етапом з реконструкції транзиту 110 кВ між підстанціями Мукачево 400-

Страбичево-Батєво-Чоп-Ужгород-1.

o І-й етап (2012 р.) – реконструкція ПС 110/35/10 кВ «Чоп»;

o ІІ-й етап(2013 р.) - реконструкція ПС 110/35/10/6 кВ «Батєво» та введення в експлуатацію

ПЛ-110кВ «Батєво - Чоп»;

o ІІІ-й етап (2014 р.)- реконструкція ПЛ-110кВ Л-138 «Страбичево-Батєво».

Актуальність питання реконструкції ПС-110 «Страбичево» полягає у невідповідності схеми

електроустановки вимогам нормативних документів щодо:

o забезпечення надійного живлення приєднаних споживачів у нормальному, ремонтному і

післяаварійному режимах, відповідно до категорії надійності електропостачання

струмоприймачів;

o забезпечення надійності транзиту, перетоків потужності через шини ПС 110 кВ за будь-

яких режимів роботи даного транзиту;

164

165

Основні технічні показники електроустановки, існуючий стан:

1. Ел. схема на стороні 110 кВ - нетипова з ВД-КЗ в колах трансформаторів та роз’єднувачами в

колах ПЛ;

2. Ел. схема на стороні 35 кВ - нетипова з вимикачами в колах ліній та трансформаторів та

неавтоматичною ремонтною перемичкою;

3. Ел. схема на стороні 10 кВ- одна, секціонована вимикачем, система шин;

4. Силовий трансформатор 110/35/10кВ Т1 ТДТ10000/110-70У1 1981р.;

5. Силовий трансформатор 110/35/10кВ Т2 ТДТ10000/110-70У1 1983р.

Недосконала електрична схема підстанції по стороні 110 кВ, внесла ряд ускладнень в проведення

оперативних перемиканнь, та характеризуються як значною кількістю операцій обладнанням під

робочою напругою так і необхідністю забезпечити оперативних працівників на суміжних

електроустановках. Підвищені кваліфікаційні вимоги до персонала який проводить планові

перемикання та постійний контроль зі сторони диспетчерських служб дозволяє виконувати операції

без перерви в електропостачанні споживачів.

Але під час ліквідації технологічних порушень наявна схема відображає всі вузькі місця, а саме

пошкодження на будь якій із ліній 110 кВ «Мукачево 400- Страбичево» або «Страбичево-Батєво»

призведе до відключення на суміжних живлячих підстанціях ПС «Мукачево400», та ПС «Батєво» з

повним погашенням ПС «Страбичево» та 5 підстанцій 35/10 кВ. Коротке замикання на СШ-110 кВ

аналогічно призведе до повного погашення підстанції. Робота захистів силових трансформаторів

реалізована на створенні штучного кз і короткочасного погашення підстанції. Тривалість перерви в

електропостачанні під час аварійного вимкнення буде визначатись часом приїзду оперативних

працівників (з бази Мукачівського РЕМ до 30 хв.), та затраченим часом на самі перемикання, що

призводить до погіршення показників якості надання послуги з електропостачання.

Відповідно до розробленого проекта передбачено встановлення секційного вимикача СВ-110 кВ з

виконанням на ньому релейних захистів двох окремих ПЛ-110 кВ «Мукачево-400-Страбичево» та

«Страбичево-Батєво». В якості основного захисту ПЛ-110 кВ «Мукачево400-Страбичево»

використано термінал SIEMENS -7SD610 з організацією повздовжнього диференційного захисту ПЛ-

110 кВ «Мукачево-400-Страбичево»(резервний захист на основі REL 650.

Проектом виконано заміну ВД-110 кВ Т1, ВД-110кВ Т2 на блоки з елегазовими вимикачами та

реконструкцію кіл РЗА трансформаторів Т1, Т2 на основі терміналів RET 650. Монтаж СВ-35 кВ

дозволить реалізувати АВР-35 кВ, модернізувати існуючі АВР-10/0,4кВ та виконати автоматичне

регулювання напруги на силових трансформаторах Т1 і Т2. Вибрані пристрої РЗА підтверджуються

розрахунками уставок згідно з вимогами ПТЕЕСіМ, і ПУЕ і забезпечують повну селективність

захистів.

Влаштування повноцінних електричних схем по стороні 110 кВ - мостика з вимикачами в колах

трансформаторів та ремонтною перемичкою з боку ПЛ і по стороні 35 кВ - одна, секціонована

вимикачем, система шин дадуть змогу забезпечити гнучкість та маневреність обладнання підстанції

під час оперативних перемикань, дозволить уникнути погашення підстанції. Проведена

реконструкція дозволить забезпечити надійність транзиту перетоків потужності через шини ПС 110

кВ за будь-яких умов, та мінімізувати сьогоденні ризики, пов’язані з експлуатацією обладнання та

суттєво покращити надійність енергозабезпечення Ужгородського та Мукачівського енерговузлів.

166

Модернізація ПС 35-110 кВ (стор.182 СПР)

До обладнання яке підлягає заміні в силу тривалого терміну експлуатації, сучасних викликів

та підвищених вимог по забезпеченню надійного електропостачання користувачів слід

віднести:

▪ масляні вимикачі 110-35-10 кВ, які відпрацювали свій нормативний ресурс і мають

дефекти та знос основних контактних з’єднань дугогасних камер, що ускладнює

проведення оперативних перемикань і приводить до зменшення надійності мережі в

цілому;

▪ відділювачі і короткозамикачі (ВД і КЗ), які зняті з виробництва з 1985 р., і згідно

сучасних вимог нормативних документів під час реконструкції підстанції необхідно

передбачати їх заміну;

▪ пристрої релейного захисту і автоматики виконані на електромеханічних реле які

відпрацювали нормативний ресурс експлуатації, та не забезпечують реалізацію

захистів відповідного обладнання;

▪ запобіжники з боку високої напруги силових трансформаторів 35 кВ;

▪ силові трансформатори з підвищеними втратами, або регулювальними

характеристиками;

В електроустановках підстацій на класі напруги 110 кВ встановлені наступні основні

комутаційні апарати:

▪ ВД - 45 шт. (в томі числі з КЗ -35 шт.) (33,6 %);

▪ Елегазові вимикачі - 44 шт. (32,8 %),

▪ Масляні вимикачі - 45 шт. (33,6 %).

На рис.1. наведено відношення типу комутаційних апаратів до їх загальної кількості для класу

напруги - 110 кВ.

В електроустановках підстацій на класі напруги 35 кВ встановлені вимикачі мають слідуючий

розподіл:

▪ Вакуумні вимикачі - 36 шт. (9,4 %);

▪ Масляні вимикачі - 350 шт. (90,6 %).

0

20

40

60

80

100

120

140

1

Загальна 134

ВД і КЗ 45

Елегазові 44

Масляні 45

134

45 44 45

167

На рис. 2 наведено відношення типу комутаційних апаратів до їх загальної кількості для класу

напруги - 35 кВ.

В електроустановках підстацій на класі напруги 10 кВ встановлені такі комутаційні апарати:

▪ Масляні вимикачі - 917 шт. (67,4 %);

▪ Вакуумні вимикачі - 442 шт. (32,6 %).

Рисунок 3. Наведено відношення типу комутаційних апаратів до їх загальної кількості для класу

напруги - 10(6) кВ.

Для забезпечення належного стану устаткування підстанцій передбачається проведення ряду

заходів з модернізації комутуючих пристроїв з поділом на наступні прогнозовані періоди.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1

Загальна кількість 386

Вакуумні вимикачі 36

Масляні вимикачі 350

386

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1

Загальна кількість 1359

Масляні вимикачі 917

Вакуумні вимикачі 442

1359

917

442

168

Перелік електроустановок з реалізованими захистами силових трансформаторів 35

кВ на запобіжниках

№

п/

п



Загальна характеристика Підлягають модернізації

протягом планового періоду,

одиниць.

назва

електроустано

вки

комірка номінальна


20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

1 Тячівський РЕМ ПС 35/10 кВ

"Тячів-35"

Т-1 2,5 1 0 0 0 0


"Буштино"

Т-1 2,5 0 1 0 0 0


"Буштино"

Т-2 2,5 0 0 1 0 0


"У.Чорна"

Т-1 1,6 0 0 0 1 0

5 Берегівський РЕМ ПС 35/0,4 кВ

"Чопівка"

Т-1 0,18 0 0 0 0 1

Модернізація комутаційних пристроїв в електроустановках

підстанцій 110-35 кВ

№

п/

п

Клас

напруги, кВ

Загальна характеристика

комутуючих пристроїв, одиниць

Підлягають модернізації

протягом планового періоду,

одиниць.

мо

дер

ніз

ов

ан

і к

ом

ірк

и в

ко

мп

лек

ті

з в

ак

уум

ни

ми

ви

ми

ка

ча

ми

та

мік

ро

пр

оц

есо

рн

им

и

пр

истр

оя

ми

РЗ

іА

ко

мір

ки

в к

ом

пл

екті

з

ма

сля

ни

м в

им

ик

ач

ем

та

елек

тр

ом

еха

ніч

ни

ми

пр

истр

оя

ми

РЗ

іА

рез

ерв

ні

ко

мір

ки

в к

ом

пл

екті

з

ма

сля

ни

м в

им

ик

ач

ем

та

елек

тр

ом

еха

ніч

ни

ми

пр

истр

оя

ми

РЗ

іА

2020

2021

2022

2023

2024

1 6-10 кВ 442 810 107 43 148 191 193 235

2 35 кВ 36 350 0 1 60 80 85 124

3 110 кВ 44 45 0 1 7 11 12 14

4 ВД/КЗ-110 кВ 0 45 0 1 7 9 14 14

3 ПСН-35 кВ 0 5 0 1 1 1 1 1

169

Пооб’єктних перелік ПС де буде проходити заміна масляних вимикачів 6-110 кВ

2020 р 2021 р. 2022 р. 2023 р. 2024 р.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

1 Всього: 97 611,8 14 308,5 11 750,6 19 556,0 30 111,2 21 885,5

2 в т.ч.:

3заміна МВ 110 кВ на елегазовий

вимикач 110 кВ на ПС 35-110 кВшт.

4 Рокосово шт. 1 1 521,0

5заміна МВ-10 кВ на ПС 35-110

кВ на вакуумні вимикачі 10 кВшт.

6 Ужгород-8 шт. 5 2 407,3

7 В. Копаня шт. 5 2 337,8

8 Вілок шт. 2 908,3

9 Новоселиця шт. 5 2 263,9

10 Берегово-1 шт. 2 798,5

11 В.Бегань шт. 2 798,4

12 Раковеуь шт. 3 1 121,7

13 Довге шт. 2 971,0

14 Ільниця шт. 2 808,2

15 Загаття шт. 1 372,4

16Дулово

шт. 4 1 778,0

17Концево

шт. 2 889,0

18Ужгород-4

шт. 4 1 778,0

19Ракошино

шт. 3 1 333,5

20Мукачево-4

шт. 7 3,1

21Берегово-4

шт. 2 889,0

22Т.Ремета

шт. 2 889,0

23Хуст-1

шт. 1 444,5

24Новоселиця

шт. 2 889,0

25Дубове

шт. 3 1 333,5

26Вільхівці

шт. 2 889,0


шт. 5 2 444,5


шт. 4 1 955,6

29Бовтрадь

шт. 4 1 955,6

30В.Бігань

шт. 2 977,8

№ з/п Найменування заходів шт.

Усього Стан виконання БМР

Примітка

кількість



(без ПДВ)

обсяг фінансування, тис. грн (без ПДВ)

170

31Довге

шт. 3 1 466,7

32Кострино

шт. 3 1 466,7

33Лумшори

шт. 1 488,9

34Драгово

шт. 2 977,8

35Поляна

шт. 4 1 955,6

36Ясіня

шт. 4 1 955,6

37Кваси

шт. 4 1 955,6

38Коб. Поляна

шт. 2 977,8

39Ганичі

шт. 2 977,8

40Середнє

шт. 1 537,7

41Оноківці

шт. 5 2 688,5

42Ракошино

шт. 1 537,7

43Виноградів-2

шт. 2 1 075,4

44Вілок

шт. 5 2 688,5

45Королево

шт. 7 3 763,9

46Чепа

шт. 6 3 226,2

47Петрово

шт. 3 1 613,1

48Рахів-2

шт. 3 1 613,1

49Ясіня

шт. 2 1 075,4

50Кваси

шт. 1 537,7

51С.Водяне

шт. 4 2 150,8

52Мукачево-2

шт. 16 8 603,2

53Довге

шт. 5 2 957,5

54Лумшори

шт. 2 1 183,0

55Усть Чорна

шт. 2 1 183,0

56Вільхівці

шт. 4 2 366,0

57Угля

шт. 3 1 774,5

58Дубове

шт. 5 2 957,5

59Ясіня

шт. 2 1 183,0

60Коб.Поляна

шт. 3 1 774,5

61Вишково

шт. 1 591,5

62Рокосово

шт. 2 1 183,0

63Липча

шт. 1 591,5

171

Характеристики існуючих пристроїв релейного захисту і аватоматики в

електроустановках ПрАТ "Закарпаттяобленерго"

Класифікатор

захистів


Основні елементні бази реалізованих захистів

Мікропроцесорні реле Електромеханічні реле Мікроелектронні реле

К-сть

Термін


(рік)

К-сть

Термін


(рік)

К-

сть

Термін


(рік)

ПЛ-110 кВ 17 <12р

56

3

>30р

<25р - -

Силові

трансформатори

110 кВ

6+1(АТ) <12р 49

9

>30р

<25р - -

Силові

трансформатори

35 кВ

2 <12р 121

20

>30р

<25р - -

ПЛ-35 кВ 8 <12р

131

8

>30р

<25р - -

ЛЕП-6-10 кВ 294 <12р

555

124

>30р

<25р

108

17

<12р

>12р

Пристрої релейного захисту і автоматики змонтовані на підстанціях є найбільш технічно

складною й важливою частиною будь-якого енергетичного об’єкта, успішне функціонування

яких є головним показником надійності конкретного обладнання та енергосистеми в цілому.

Неправильна робота пристроїв РЗіА може спричинити як відмови у спрацюванні так і

помилкові спрацьовування, що призведе як наслідок до матеріальних збитків від перерв у

електропостачанні та аварійних пошкоджень обладнання.

Одним з шляхів підвищення надійності роботи РЗіА, а також розширення функціональних

можливостей і поліпшення загальних характеристик, що існують, є модернізація

устаткування, що передбачає заміну пристроїв РЗіА на сучасній мікропроцесорній базі.

Протягом 2020-2024 років необхідно провести їх модернізацію на підстанціях 110-35 кВ кВ

в наступних транзитах:

64Вілок

шт. 1 591,5

65Теково

шт. 1 591,5

66Ужгород-3

шт. 1 591,5

67Оноківці

шт. 1 591,5

68Поляна

шт. 3 1 774,5

69Заміна МВ-35 кВ на ПС 35-

110 кВшт.

70 Ужгород-1 шт. 1 635,0

172

План модернізації пристроїв релейного захисту і аватоматики в

електроустановках ПрАТ "Закарпаттяобленерго"

Роки 2020 2021 2022 2023 2024

Приєднання

ПЛ-110 кВ 2 13 14 14 16

ПЛ-35 кВ 4 32 33 32 32

Тр-ри -110 кВ 1 11 12 11 15

Тр-ри -35 кВ 4 30 33 30 30

Приєднання 6-10 кВ 20 184 159 165 149

Пропоновані заходи дозволять забезпечити:

• широкий діапазон уставок і можливостей зміни характеристик спрацьовування за часом,

напрямком;

• багатофункціональність, що дозволяє в одному пристрої об’єднати декілька захистів та

встановити складні алгоритми їх роботи;

• забезпечити повну селективність та вимкнення пошкодженого елемента електричної

мережі;

• реєстрацію інформації про спрацювання пристрою, параметри мережі, від моменту

виникнення пошкодження до його ліквідації, перехідні процеси та передачу інформації

на вищий рівень (диспетчерським службам, службам СРЗА);

• вести постійний моніторинг, аналіз за режимом і параметрами роботи електричної мережі;

• зменшити кількість задіяних елементів, що в свою чергу дозволить скоротити кількість

панелей, релейних шаф;

• мінімізувати витрати електричної енергії, яку споживають зазначені пристрої;

• збільшити міжповірочний інтервал та мінімізувати час виконання перевірок, що в свою

чергу дозволить оптимізувати роботу служб.

173

ЛЕП 6-10 кВ

Необхідність заміни значної кількості ПЛ 6-10 кВ викликана тим, що інтенсивний розвиток

електроенергетики області проходив у 1950-1960-х роках і значна частина існуючих ЛЕП

морально та фізично застаріли і за 30–40 років експлуатації прийшли в повну непридатність.

Згідно оцінки технічного стану 816 км (15 %) даних ПЛ потребують заміни або реконструкції.

Треба відмітити, що із-за відсутності коштів в 1992-2005 роках розвиток електричних мереж

практично не відбувався, а в основному проводились роботи по відновленню окремих

аварійних об’єктів.

Таке становище зі станом розподільчих мереж постійно загрожує споживачам тривалими

вимкненнями електроживлення. Крім цього, в багатьох випадках, особливо для ПЛ

побудованих 50-60 років, недостатнім є переріз струмоведучих частин, не розрахованих на

існуюче навантаження і окрім додаткових втрати електроенергії при її передачі, мають

недостатню стійкість до впливів зовнішнього середовища.

Тому, Планом передбачено замінити 333 км ПЛ 6-10 кВ, тобто всі лінії, технічний стан яких

не відповідає нормативним вимогам і ті, які не забезпечують необхідної пропускної

здатності.

При цьому, практично не враховано фактор природнього «старіння» ПЛ, які на даний час

мають задовільний технічний стан. Щорічна потреба в заміні таких ліній складає орієнтовно

150 км. Окрім іншого, окупність таких заходів, по результатах проведених техніко-

економічних обрахунків, складає як правило 5-6 років, що вже само по собі свідчить про

неабияку доцільність їх впровадження.

Не менш складною є ситуація і з кабельними мережами товариства, які мають термін

експлуатації 45-55 років і здебільшого проходять щільно забудованими частинами міст. За

останні роки пошкоджуваність кабельних ліній має тенденцію до зростання. Це викликано

наступними причинами:

- тривалий термін експлуатації: більше 40 років;

- значний ріст навантаження, особливо в центральних частинах міст, при перерізі

струмоведучих частин 50-70 мм2;

- наявністю кабелів 6 кВ, які свого часу були переведені на напругу 10 кВ;

- наявність КЛ 6-10 кВ з дефектами монтажу, які були прийняті від сторонніх організацій,

або були безхазяйні, по причині того, що є транзитними;

- використання в минулих періодах для ремонту кабелів свинцевих муфт, з неякісною

герметизацією оболонки кабелю з власне муфтою.

Для забезпечення надійної роботи міських кабельних електромереж по схемі нормального

режиму з достатнім рівнем резервування, мінімізації аварійних пошкоджень КЛ внаслідок

незадовільного технічного стану або невідповідності технічним параметрам, щороку в

товаристві необхідно міняти 50-60 км КЛ 6-10 кВ.

Планом передбачено замінити 115,6 км кабельних ліній, що дасть змогу забезпечити надійне

електропостачання найбільш відповідальних споживачів електроенергії з І-ІІ категорією по

надійності.

У відповідності до Кодексу системи розподілу, даний захід відноситься до таких категорій

згідно п.3.2.6: 1, 2, 3, 10.

174

ЛЕП-0,4 кВ

Важливе значення в надійному забезпеченні якісною електроенергією споживачів, особливо

побутових, доля яких в структурі споживання товариства складає близько 60%, має належний

технічний стан та достатня пропускна здатність ПЛ-0,4 кВ. Враховуючи те, що інтенсивний

розвиток електроенергетики області проходив у 1950-60-х роках, 2 251 км (23%) ПЛ-0,4 кВ,

прийшли в непридатність і потребують повної заміни чи реконструкції.

Таке становище зі станом розподільчих мереж, постійно загрожує споживачам аварійними

вимкненнями електроживлення, не забезпечує достатню якість наданих послуг і спричинює

збільшення експлуатаційних витрат.

Крім цього, недостатнім на теперішній час є переріз алюмінієвих проводів ПЛ, які

проектувалися в 60-70-х роках, і не розраховані на теперішнє, особливо побутове,

навантаження.

Все це приводить до збільшення витрат електроенергії на її передачу, низький рівень напруги

у частини споживачів та недостатню надійність роботи електромережі при стихійних явищах.

Слід відмітити, що для повного відновлення ПЛ-0,4 кВ, які відпрацювали нормативний

термін, необхідно щороку будувати 350-370 км нових ліній.

Виконання робіт буде виконуватись з врахування заходів по енергоефективності, а саме:

- реконфігурація розподільчої мережі 0,4-6(10) кВ, шляхом заміщення частини ПЛ-0,4 кВ

мережею 20 кВ з установкою мачтових ТП 20/0,4(0,22) кВ для окремих груп споживачів.

- кількість лінійних комірок 10-20 кВ для секції понижуючої підстанції розраховуються із

пропускної потужності однієї комірки 1,2 МВА та не може перевищувати 12 одиниць.

- для розвантажувальних ТП і для ТП від яких буде проводитись реконструкція ПЛ-0,4 кВ

передбачено ведення балансу електричної енергії по ПЛІ-0,4 кВ з встановленням лічильника

електричної енергії з передачею даних через PLC-канал, який включений через вимірювальні

трансформатори струму, номінал яких визначати в залежності від приєднаної потужності.

Передбачено встановлення в ТП шафи АСКОЕ PLC 1(2).

- якщо в результаті проведених розрахунків виникає потреба в застосуванні проводів

перерізом 95 мм2 і більше, в проекті розглянута можливість встановлення розвантажувальної

ТП 10/0,4 кВ;

- ПЛІ-0,4 кВ довжиною більше 400 м від джерела живлення, обґрунтовуються окремим

проектним рішенням з відповідними техніко-економічними розрахунками.

Планом передбачено замінити 1090 км існуючих ПЛ 0,4 кВ.

Також, складною є ситуація з кабельними лініями 0,4 кВ в містах Ужгород, Мукачево, Хуст,

Виноградово, Берегово, Іршава де в період масової забудови в 50-60 роках, для

електроживлення багатоквартирних житлових будинків застосовувався кабель перерізом 25-

35 мм2.

З цього часу реальне навантаження в побуті зросло в декілька разів і значна частина існуючих

КЛ-0,4 кВ працюють з перевантаженням в 1,5-2,5 рази і особливо в зимовий період. Є

випадки коли електропостачання здійснюється по двох, а то й одній струмопровідній жилі.

Серед КЛ, які приймають участь у схемі електропостачання багатоповерхівок забудови 60-х

років минулого століття і підлягають заміні, є частина таких, які не перебувають на балансі

компанії, а є безхазяйними. Враховуючи те, що по таких ЛЕП здійснюється

175

електропостачання побутових споживачів (населення) з якими компанія має укладені

договори необхідно виконати заміну таких безхазяйних КЛ-0,4 кВ, які не в змозі забезпечити

необхідний транзит електроенергії.

Планом передбачена заміна 19,6 км таких кабельних ліній які є найбільш перевантаженими і

відповідальними, тобто живлять по декілька будинків.


згідно п.3.2.6: 1, 2, 3, 10.

176

ТП 6-10/0,4 кВ

- розвантажувальні ТП 6-10/0,4 кВ

Значне зростання комунально-побутового споживання електроенергії, особливо в сільській

місцевості, призводить до перевантаження силових трансформаторів в ТП 6-10/0,4 кВ та

значних втрат напруги, особливо в ПЛ-0,4 кВ побудованих в 50-60-х роках і значна кількість

яких, мають довжину більше 1,5 км.

Для поліпшення якості електричної енергії у споживачів приватного сектору (занижена

напруга наприкінці ліній, значні її коливання), що живляться в основному від повітряної

мережі, а також для зниження технологічних витрат електроенергії, доцільна установка

розвантажувальних підстанцій, що дозволить «поділити» дані ПЛ на декілька частин, з

приведенням їх довжини до 400-800 м. Даний захід, крім іншого, підвищить надійність

електропостачання споживачів.

Установка розвантажувальних ТП 6-10 кВ проводиться на основі аналізу наявного техніко-

економічного стану мережі 0,4 кВ у місцях, де йшла інтенсивна забудова житлового фонду

та комунально-побутової сфери, із збільшенням споживаної потужності. В таких місцях лінії

та ТП працюють з перевантаженням та погіршеними технічними характеристиками, і як

правило з неможливістю виконати селективний захист мережі.

Дана ситуація може спричинити масові скарги споживачів на незадовільну якість електричної

енергії та тривалі перерви в електропостачанні.

Встановлення розвантажувальних ТП забезпечує достатню якість надання послуги з

розподілу електроенергії та значно зменшує ймовірність аварійних відключень та можливі

збитки.

На основі результатів замірів навантажень та рівнів напруги, з метою доведення їх до

заданих величин, оптимізації режимів роботи трансформаторів та приведення довжин ПЛ-

0,4 кВ до нормативної величини, визначається потреба в будівництві розвантажувальних ТП.

Загальна потреба в установці таких розвантажувальних ТП, що забезпечить максимальну

довжину ПЛ-0,4 кВ на рівні 400 м, складає більше 1000 штук. При цьому, нагальною до

впровадження є установка таких ТП на ПЛ-0,4 кВ, які мають довжину більше 2,5 км. Їх

кількість по попереднім підрахункам складає 143 шт., що і передбачено Планом.


згідно п.3.2.6: 1, 2, 3, 10.

- реконструкція ТП 6-10/0,4 кВ

В ОСР знаходиться в експлуатації значна кількість трансформаторів 6-10 кВ старого зразка,

які працюють більше 25 років (3 358 од.) і значна частина з них мають велике перевищення

втрат х.х., в порівнянні з нормою, що суттєво збільшує нормативну складову втрат

електроенергії при її передачі.

Першочерговими до заміни є понад 300 трансформаторів, з незадовільним технічним станом

та тривалим терміном експлуатації.

177

Планом передбачено замінити 225 шт. таких трансформаторів, технічний стан яких не

відповідає встановленим вимогам, термін експлуатації перевищує 30 років і в зимовий період

працюють з перевантаженням. Крім цього, дані трансформатори мають завищені показники

втрат х.х. в 2,6-3,5 рази.

Заміна трансформаторів буде проводитись із збільшенням існуючої потужності, відповідно

до результатів замірів максимальних навантажень, що також позитивно відобразиться на

якості електроенергії та зменшенні втрат.


згідно п.3.2.6: 1, 2, 3, 10.

178

ТЕО. Реконфігурація мережі 6-10 кВ

Реконструкція ПС 110/35/6-10кВ "Вишково" з реконфігурацією мережі 6(10)/0,4 кВ на

кл.напруги 20/0,4 кВ (стор.184 СПР)

Підстанція Вишково побудова в кінці 60-тих на початку 70-тих років. Основне обладнання

фізично та морально застаріле. Внаслідок тривалої експлуатації періодичність проведення

технічного обслуговування та ремонтних робіт устаткування ПС збільшено та приділяється

підвищена увага до відслітковування тенденціальних характеристик стану обладнання.

Електрична схема ПС є не типовою, наявні дві живлячі напруги ВН 110 кВ і 35 кВ, та дві

секції НН 6 і 10 кВ. Дане проектне рішення було прийнято у зв’язку із особливістю

обладнання основного споживача ртутної шахти із заводом по первинній переробці де

електричні двигуни працювали на напрузі 6кВ. При цьому окремі приєднання 6 кВ

використовуються також і для живлення побутових споживачів, це фідера Л-1 “Шахта

Шаяни” і Л-4 “Шахта Грендеш”.

Напруга розподільчої мережі 10кВ використовується для живлення побутових споживачів

смт. Вишково та прилеглих сіл Ракош, Яблунівка, Грендеш ресурси якої вичерпано на 99 %.

Існуюча схема електричної мережі 6 кВ повністю виключає можливість її резервування в

ремонтних схемах, можливе обмежене резервування декількох трансформаторних пунктів

мережі 10 кВ.

Дана ситуація не відповідає сучасним вимогам по забезпеченню надійного

електропостачання споживачів, вносить обмеження в подальше її розширення, та вимагає

повного перегляду підходів до побудови нової 20 кВ з її переконфігуруванням а не

переходом з напруги 6 кВ на вищу 10 кВ. Слід відмітити вдале географічне розташування

краю, теплий клімат та наявні геотермальні ресурси спонукають до розбудови туристичних

комплексів з басейнами, значної кількості оздоровчих закладів, що в свою чергу ініціює

попит на електроенергію та дозволить зменшити термін окупності пропонованих проектних

рішень.

Основні проектні рішення Вишківського енерговузла розділяється на три складові (етапи):

I - Розробка нової електричної схеми розподільчої мережі 20 кВ на заміну існуючій 6-10 кВ

яка відповідає сучасним вимогам з надійності електропостачання, енергоефективності,

забезпеченням підвищених вимог до показників якості електроенергії та наданих послуг.

II – Вибір нової електричної схеми та устаткування ПС 110/20 кВ «Вишково» з розміщенням

в межах існуючої земельної ділянки. Опрацювання оптимального варіанту режиму

заземлення нейтралі для нової електричної мережі 20 кВ, основні принципи організації РЗіА,

обліку електричної енергії, оперативно-диспетчерського звязку і управління з повною

автоматизацією на всіх рівнях.

III – Зміна конфігурації ЛЕП-110 кВ для заживлення даного вузла із використанням існуючих

трас як ПЛ-110 кВ Л-156 «Хуст220-Тячів110 відг. Вишково» так і ПЛ-35 кВ Л-414

«Сокирниця2-Буштино відг.Вишково».

В першу чергу буде розроблену нову схему розподільчої електромережі середньої напруги

20 кВ, яка б забезпечувала надійне електропостачання споживачів з належними якісними

характеристиками електроенергії.

Нова розподільча мережа повинна зменшити існуючі втрати електроенергії з 16 % до 5-6 %.

Для досягнення даних показників потрібно:

- підвищити напругу існуючої мережі 6-10 кВ до 20 кВ. Це значно зменшить величину

струмів (в 2-3 рази) і відповідно зменшить втрати в лініях від чотирьох (для 10кВ) до

179

дев'яти кратного (для 6кВ), зменшення втрат електроенергії. Підвищення номінальної

напруги мережі також значно зменшить падіння (відхилення) напруги з +/-10%

існуючих, до 1,5-2,5% прогнозованих. Відповідно підвищаться якісні показники

електроенергії.

- переконфігурувати існуючу мережу 6-10/0,4 кВ так, щоб до мінімуму зменшити відстань

від ТП до споживача на напрузі 0,22(0,4)кВ. При цьому треба враховувати те що, значне

збільшення кількості ТП з зменшенням їх потужності приводить до зростання витрат на

їх будівництво і постійних втрат електроенергії на холостий хід. Звідси повинна бути

вибрана оптимальна усереднена потужність одно ТП 20/0,4кВ. Для сільської місцевості

вона знаходитися в межах 63-100 кВА. Такий підхід забезпечить максимальне відхилення

напруги у споживача в межах +/- 2,5-5,0% від номінальної величини та зменшить втрати

в мережі 20/0,4 кВ щонайменше в 2,5-3 рази в порівнянні з існуючою схемою 6-10/0,4 кВ.

Підчас реконструкції всіх існуючих ПЛ 6(10) кВ та побудові нових ділянок ПЛ-20 кВ буде

застосовуватись провід типу СІП-3 січенням 50 мм.кв.

Порівняльна таблиця технічного переоснащення електромереж Вишківського енерговузла з

реконфігурацією розподільчої мережі

Технічне переоснащення електричних мереж Вишківського енерговузла із застосуванням

класу напруги 20 кВ, перевищує вартість аналогічних робіт на діючій напрузі 6(10) кВ на 7

160 тис.грн., або 4,4 %

Враховуючи те, що клас напруги 20 кВ забезпечує більшу пропускну здатність мережі із

забезпеченням необхідних рівнів напруги при передачі електроенергії на більші відстані, ніж

при напрузі 10 кВ, більш перспективним та прийнятним для впровадження є застосування

класу напруги 20 кВ.

Висновки

№

п/пСтруктура витрат

на напрузі

10(6) кВ

на напрузі

20 кВПрим.

ПС-110 кВ Вишково

1 реконструкція (будівництво) ВРП-110 кВ 20 400,00 20 400,00

2 реконструкція (будівництво) КРПЗ-10(20) кВ 10 100,00 12 300,00

3 засоби РЗіА 3 100,00 3 100,00

4 силові трансформатори 110/10(20) кВ 16 900,00 18 000,00

5 інші роботи 2 100,00 2 100,00

Всього по ПС 52 600,00 55 900,00

ПЛ-110 кВ

1 перевлаштування ПЛ-110 кВ 10 950,00 10 950,00

електромережі 10(20)/0,4 кВ

1 секціонуючі розподільчі пункти (РП) - 6 шт. 5 800,00 6 500,00

2 реконструкція (будівництво) ПЛ-10(20) кВ - 133 км 59 840,00 62 000,00

3 будівництво (спільна підвіска з ПЛ-10(20) кВ - 53 км 10 200,00 10 600,00

4 будівництво мачтових ТП 10(20)/0,4 кВ - 188 шт. 21 200,00 23 000,00

Всього електромережі 10(20)/0,4 кВ 97 040,00 100 900,00

Разом: 160 590,00 167 750,00

180

Сучасні тенденції стрімкого розвитку електричних мереж засвідчують необхідність

впроваджувати більш вищий клас напруги під час реконструкції існуючих розподільних

мереж 6 – 10 кВ. Їх заміщення на нові мережі 20 кВ дозволить:

- підвищити надійність електропостачання споживачів;

- збільшити пропускну здатність розподільних мереж і підвищити якість електроенергії

яка передається споживачам;

- використати сучасне обладнання (трансформаторні підстанції, розподільні пункти)

вищого класу напруги та потужності в габаритах на порядок менший ніж існуюче

устаткування;

- знизити технологічні витрати електричної енергії на її передавання; унеможливити

наявність в товаристві комерційних витрат електричної енергії;

- мінімізувати експлуатаційні затрати на обслуговування електричних мереж;

- зберегти охоронні зони повітряних ліній електропередачі;

- привести показники якості електропостачання SAIDI та SAIFI до європейських

величин.

- створити резерв потужності для гарантованого надійного електропостачання нових

споживачів.

Так, реалізація окреслених напрямків під час технічного переоснащення Вишківського

енерговузля із реконфігурацією мережі 6(10)/0,4 кВ здійсненої на класі напруги 20/0,4 кВ,

забезпечить:

зменшення втрат електричної енергії на 9,7 %, що складає 2,2 млн. кВт. год.;

максимальне відхилення напруги у споживачів на рівні ± 2,5% ;

показники якості електроенергії на рівні: SAIDI – 900 (1486), SAIFI – 5,3 (8,8);

зменшення експлуатаційних витрат на 320 тис. грн.;

відсутність штрафних санкцій за недовідпуск та неякісні показники електроенергії.

Отже, реалізація даного проекту є економічно обгрунтованою і перспективною до

впровадження.

В 2018 році розпочато перший етап робіт з підвищення енергоефективності Вишківського

енерговузла, у відповідності до розробленого ТЕО. На суму запланованих коштів в сумі

4 902, тис.грн., було проведено реконструкція частини ПЛ-6 кВ «Вишково» (9,7 км), яка

виконана на клас напруги 20 кВ.

В 2019 році продовжуються розпочаті роботи по реконструкції ПЛ 6-10 даного енерговузла.

Запроектовано кабельний вивід двох ПЛ: 6 кВ та 10 кВ з ПС-110 Вишково із подальшою

спільною підвіскою на п’яти опорах. Після чого буде здійснена заміна ПЛ-6 кВ до споживачів

с.Грендеш (табір) із заміною існуючої ПЛ-0,4 кВ на ПЛ виконану проводом СІП та

влаштуванням мачтового ТП.

- 2 КЛ-20 кВ – 0,26 км,

- 2ПЛЗ-20 кВ – 0,216 км,

- ПЛЗ-20 кВ – 1,159 км,

- СТП-63 кВА – 1 шт.,

- ПЛІ-0,4 кВ – 1,282 км

181

Етапність виконання даного заходу та кінцевий термін його реалізації буде залежати від

обсягів фінансування інвестиційних програм ОСР наступних періодів.


згідно п.3.2.6: 1, 2, 3, 10.

Отже, враховуючи всі надані пояснення та дані наведені в табличних формах, розроблений

проєкт План розвитку системи розподілу ПрАТ «Закарпаттяобленерго» на 2020-2024 роки

можна вважати технічно вмотивованим і прийнятним для реалізації.

Заступник генерального директора –


182

24. Аналіз досліджених режимів з урахуванням існуючого та прогнозного

завантаження системи розподілу (3.3.4 п.п.4)

З огляду на основне функціональне призначення електричної мережі, яка повинна

забезпечити надійне живлення приєднаних споживачів та забезпечити транзит потоків

електричної енергії для нормального, ремонтного і післяаварійних режимів, проведено

розрахунок режимів роботи електричної мережі, з врахуванням прогнозованого приросту

навантаження та її поетапного розвитку. Це дозволяє провести дослідження ряду критеріїв

стану електричної мережі 110/35 кВ та виконати перевірку визначених заходів в Плані на

усунення вузьких місць та недопущення появи нових.

Перевірку пропускної здатності та відповідності електричної мережі здійснено на основі

нормального та після аварійного режимів роботи електричної мережі для:

• літнього мінімуму навантаження станом на 13:00 годину на 2020р., 2021р., 2022р.,

2023р., 2024р.;

• зимового максимуму навантаження станом на 17:00 годину на 2020р., 2021р., 2022р.,

2023р., 2024р. Зимовий режим

Для літнього режиму розрахунки проводилися при температурі навколишнього середовища

+350 С з врахуванням поправочних коефіцієнтів на температуру для голих проводів. Зимовий

режим роботи розраховувався при температурі навколишнього середовища -50 С з

врахуванням поправочних коефіцієнтів на температуру для голих проводів.

Базовим режимом для аналізу є зимовий максимум. Розрахунок проводився за допомогою

програмного комплексу «Дакар ЕЛЕКС», який дозволяє виконувати розрахунок та аналіз

усталених нормальних, граничних та післяаварійних режимів роботи електричних мереж

напругою 0,4÷1150 кВ; електромеханічних перехідних процесів (аналіз стійкості)

електроенергетичних систем з врахуванням дії будь-яких пристроїв автоматики.

Напруги опорних вузлів ПС «Мукачево400», ПС «Воловець-220» і «Хуст-220» прийняті до

розрахунків у відповідності до рекомендованих положень анцапф РДЦ Західного регіону ДП

«НЕК «Укренерго» для характерного періоду.

Нормальні розриви електричної мережі 110/35 кВ прийняті у відповідності до затверджених

відомостей ПрАТ «Закарпаттяобленерго» та РДЦ Західного регіону ДП «НЕК «Укренерго».

Режим роботи БСК на ПС «ТЕРЕСВА» і ПС «Рахів1» визначений по рівню напруги на

шинах підстанції з метою оптимізації режиму роботи мережі та мінімізації втрат.

ТРГЕС заданий на максимальну видачу активної потужності, та мінімальної складової

реактивної потужності з врахуванням рівня напруги мережі 110 кВ ,у відповідності до

характерного для даного періоду рівня води водосховища, та режиму роботи

гідрогенераторів. Робота ГГ в режимі СК не розглядалась.

Навантаження на СШ-10 кВ, СШ-35 кВ підстанцій ПрАТ «Закарпаттяобленерго» прийняті

на основі фактичних режимних замірів на відповідний період 2018 року з врахуванням

перспективного приросту навантажень. Дані по фактичним та прогнозованим навантаженням

Закарпатської області з розбивкою по вузлах наведені в р.4.

183

Результати наведені в графічних матеріалах, а саме:

• Схема перетоків мережі 110-35кВ ПрАТ «Закарпаттяобленерго» Зимовий максимум 2020

року- арк.1;


року- арк.1;


року- арк.1;


року- арк.1;


року- арк.1;

• Схема перетоків мережі 110-35кВ ПрАТ «Закарпаттяобленерго» Літній денний мінімум

2020 року- арк.1;









Висновок: Як видно з графічних матеріалів струми в лініях електропередавання не

перевищують тривалих допустимих. В режимах максимальних навантажень рівні напруги на

СШ 10-35 кВ становлять не нижче 1,05 від номінальної напруги, та забезпечуються

регулювальними характеристиками трансформаторів.

184 26.

2014 2015 2016 2017 2018

1 2 3 4 5 6 7

1Площа території, на якій здійснюється

ліцензована діяльність, км2 12 800,00 12 800,00 12 800,00 12 800,00 12 800,00

Кількість споживачів (абонентів)

ліцензіата:435 684 439 351 442 541 445 607 448 541

у тому числі по 2 класу напруги 435 662 439 327 442 517 445 584 448 514

з них населення 417 265 420 360 422 963 425 347 427 644

Загальна довжина електричних мереж,

км ***18 514,02 18 677,98 18 726,68 18 715,18 18 815,17

з них повітряних: 17 388,74 17 546,50 17 590,90 17 629,20 17 711,6

110 (220) кВ 1 335,3 1 334,3 1 337,6 1 337,6 1 337,6

35 кВ 1 249,80 1 249,80 1 248,40 1 246,90 1 246,20

6/10 кВ 5 464,50 5 493,20 5 393,80 5 381,60 5 413,00

0.38 кВ 9 339,10 9 469,20 9 611,10 9 663,10 9 714,80

кабельних: 1 125,28 1 131,48 1 135,78 1 085,98 1 103,57

110 кВ

35 кВ 1,58 1,58 1,58 1,58 2,27

6/10 кВ 954,6 957,7 953,9 902,6 910,8

0.38 кВ 169,1 172,2 180,3 181,8 190,5

Сумарна потужність власних

трансформаторів, МВА:2 777,1 2 775,8 2 840,0 2 878,3 2 909,5

110 (220) кВ 1 046,0 1 056,0 1 066,0 1 091,0 1 097,3

35 кВ 550,5 546,5 540,2 535,4 530,6

6/10 кВ 1 180,6 1 173,3 1 233,8 1 251,9 1 281,6

Середньооблікова чисельність

персоналу, осіб2 966 2 986 2 846 2 896 2 913

у тому числі з передачі 1 748 1 761 1 683 1 737 2 463

6 Нормативна чисельність персоналу, осіб 3 213 3 270 3 278 3 278 3 270

7Середньомісячна заробітна плата

працівників, грн4 057,0 4 261,0 4 848,0 6 918,0 7 616,0

3

25. Загальна характеристика ПрАТ "Закарпаттяобленрго" в динаміці за останні п'ять років

№ з/п Параметр

Рік

2

4

5

184

185

Річний обсяг передачі електроенергії,

млн. кВт·год

прогноз 1 654,9 1 738,0 1 758,9 1 778,2 1 769,9

факт 1 747,1 1 746,8 1 764,6 1 784,1 1 765,0

9Річна виручка від передачі

електроенергії, тис.грн310 861,0 256 936,0 284 586,0 382 555,0 430 701,0

10Операційні витрати з передачі


Річний обсяг постачання електроенергії,

млн. кВт·год

прогноз 1 654,9 1 738,0 1 750,9 1 767,1 1 760,9

факт 1 740,8 1 740,7 1 758,8 1 777,7 1 759,9

12Річна виручка від постачання


13Операційні витрати з постачання


Прибуток усього, тис.грн 23 545,0 -58 581,0 -138 389,0 -221 236,0 -202 490,0

від діяльності з передачі 19 885,0 -52 829,0 -137 180,0 -216 026,0 -250 250,0

від діяльності з постачання 3 660,0 -5 752,0 -1 209,0 -5 210,0 47 760,0

15 База нарахування прибутку, тис. грн

16 Сума залучених інвестицій, тис.грн

17 Норма прибутку на базу нарахування, %

18 Втрати електроенергії в мережах, % 18,4 16,6 17,1 17,9 18,2

19 Понаднормативні втрати, % -2,30 -3,77 -3,44 -2,87 -2,23

Обсяг основних фондів в умовних

одиницях, всього103 040 118 301 135 140 135 848 133 977

Ліній електропередач 37 965 40 992 39 681 39 588 39 716

Підстанцій 40 825 48 378 48 968 49 353 48 376

РЗА

Зв'язку та ОТ 24 250 28 931 46 491 46 906 45 886

20

*** Без довжини вводів в індивідуальні житлові будинки та довжини внутрішньо-будинкових мереж

185

8

11

14

186

27. АНАЛІЗ ВИТРАТ ТА ВИГОД ПРОЕКТІВ З РОЗВИТКУ СИСТЕМИ РОЗПОДІЛУ

Для проведення аналізу витрат та вигод проектів розвитку електричних мереж

використову\ться СОУ НЕК 20.171:2017 “Методологія аналізу витрат і вигод проектів розвитку

електричних мереж”, згідно якої рекомендовано для використання комбінований аналіз затрат і

вигод та багатокритеріальний аналіз, що відповідає Регламенту (ЄС) 347/2013, на основі якого і

була розроблена "Методологія ….." (даний стандарт служить для "внутрішнього" застосування).

Орім цього, даному методу оцінювання віддає перевагу загальноєвропейська енергосистема

ENTSO-E, інтеграція до якої передбачена Угодою про Асоціацію між Україною та ЄС.

При оцінюванні проектів розвитку системи розподілу застосовують наступні категорії вигід:

підвищення надійності електропостачання;

соціально-економічний ефект;

підтримка інтеграції ВДЕ;

енергоефективність;

зменшення викидів вуглекислого газу за рахунок введення нових ВДЕ;

Загальні пооб’єктні витрати Плану розвитку визначалися відповідно до нормативного

документу СОУ-Н МЕВ 45.2-37471933-44:2011 "Укрупнені показники вартості підстанцій

напругою від 6 кВ до 150 кВ та ліній електропередавання напругою від 0,38 кВ до 150 кВ".

Проте, слід відмітити, що вище наведена схема та система оцінки не може бути застосованою

повністю відносно проектів системи розподілу, які включені в План розвитку, оскільки на даному

етапі вони визначені, як найоптимальніше рішення конкретного "вузького місця" в системі

розподілу.

В Плані розвитку враховано два сценарії фінансування заходів, необхідних для впровадження

в мережах ОСР.

Для оцінки ефективності інвестиційних проектів використовують чисту приведену вартість

(NPV – Net Present Value), звану також інтегральним ефектом – ІЕ, яку визначають як різницю між

дисконтованою сумою грошових надходжень, обумовлених реалізацією інвестиційного проекту, і

сумою дисконтованих поточних витрат, необхідних для реалізації цього проекту.

Другим за значенням критерієм, який використовується для оцінки ефективності інвестиційних

проектів, є внутрішня норма прибутковості (IRR –Internal Rate of Return), звана також внутрішньою

нормою рентабельності.

IRR можна охарактеризувати як ставку дисконту, за якої сумарні дисконтовані вигоди

дорівнюють сумарним дисконтованим витратам. Тобто, IRR є ставкою дисконту, за якої NPV проекту

дорівнює нулю. Отже, IRR дорівнює максимальному рівню вартості капіталу CC, який можна

сплачувати за використання необхідних ресурсів, залишаючись при цьому на беззбитковому рівні.

Індекс прибутковості (РІ – Profitability Index) характеризує відносну прибутковість

інвестиційного проекту у розрахунку на одну грошову одиницю інвестицій.

Дисконтований термін окупності (DPP – Discounted Payback Period) є часом, за який приведені

(дисконтовані) капітальні витрати за проектом будуть відшкодовані приведеними (дисконтованими)

вигодами, які надходитимуть від його експлуатації.

Приведений нижче аналіз економічної ефективності капіталовкладень, показує доцільність

інвестицій за обома сценаріями розвитку. При цьому, при другому сценарію надійність роботи

електричних мереж та якісні показники електропостачання, будуть на значно вищому рівні.

187

ВХІДНІ ДАНІ

Норма дисконту Е 0,058 5,73

Аморт. відрахування 10% 2,87

Податок на прибуток 18% 5,73

ПДВ 20% 7,5%

Режим роботи 8760 год/рік 23000

Тривалість використання максимального

навантаження4850 год/рік

Тривалість максимальних втрат і втрат

холостого ходу2690 год/рік 15,0%

Навантажувальні втрати потужності 50 МВт 0,10%

Втрати холостого ходу 4,6 МВт

курс долара 25 грн

СТАТТІ 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040

Відпуск енергі ї (брутто), млн кВт·год 2 163 2 182 2 197 2 250 2 270 2 272 2 275 2 277 2 279 2 281 2 284 2 286 2 288 2 291 2 293 2 295 2 297 2 300 2 302 2 304 2 307

Втрати в мережі навантаження, млн

кВт·год362 361,5 361 360,5 360 341 341 342 342 342 343 343 343 344 344 344 345 345 345 346 346

Витрати е/е на власні потреби ОСР 4,9 4,85 4,8 4,75 4,7 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5

Витрати е/е на її транспортування в

мережах ОСР356,6 356,1 355,6 355,1 354,6 335,7 336,1 336,4 336,7 337,1 337,4 337,7 338,1 338,4 338,8 339,1 339,4 339,8 340,1 340,5 340,8

Відпуск енергі ї (нетто), млн кВт·год 1 801 1 821 1 836 1 890 1 910 1 931 1 933 1 935 1 937 1 939 1 941 1 943 1 945 1 947 1 949 1 951 1 953 1 955 1 957 1 959 1 961

Залишкова вартість, тис. дол.

Інвестиційні витрати, тис. дол. 12 800 12 870 13 396 14 225 15 227

Витрати на експлуатацію електричної

мережі , тис. дол.2400 2500 2600 2 700 2 800 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000

Вартість витрат е/е на власні потреби ОСР,

тис. дол.279,3 276,5 273,6 270,8 267,9 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5

Вартість витрат е/е на її транспортування,

тис. дол.20 324,5 20 296,4 20 268,3 20 240,3 20 212,2 19 136,5 19 155,6 19 174,8 19 194,0 19 213,2 19 232,4 19 251,6 19 270,8 19 290,1 19 309,4 19 328,7 19 348,0 19 367,4 19 386,8 19 406,1 19 425,6

Сумарний річний дохід, тис. дол. 102 916,5 104 036,7 104 927,8 107 996,2 109 173,7 110 413,1 110 523,7 110 634,5 110 745,4 110 856,4 110 967,5 111 078,7 111 190,1 111 301,5 111 413,1 111 524,8 111 636,5 111 748,4 111 860,4 111 972,6 112 084,8

Поточні річні витрати, тис. дол. 23 000 23 000 23 000 23 000 23 000 23 000 23 000 23 000 23 000 23 000 23 000 23 000 23 000 23 000 23 000 23 000 23 000 23 000 23 000 23 000 23 000

Операційний грошовий потік

+ Дохід (виручка) від операційної

діяльності102 917 104 037 104 928 107 996 109 174 110 413 110 524 110 635 110 745 110 856 110 968 111 079 111 190 111 302 111 413 111 525 111 637 111 748 111 860 111 973 112 085

– Витрати операційної діяльності 58 804 58 943 59 538 60 436 61 507 45 393 45 412 45 431 45 450 45 470 45 489 45 508 45 527 45 547 45 566 45 585 45 605 45 624 45 643 45 663 45 682

+ Залишкова вартість

= Обліковий прибуток 44 113 45 094 45 390 47 560 47 667 65 020 65 112 65 203 65 295 65 387 65 479 65 571 65 663 65 755 65 847 65 940 66 032 66 125 66 217 66 310 66 403

– Амортизація 10080 11360 12647 13986,6 15409,1 16931,8 16931,8 16931,8 16931,8 16931,8 16931,8 16931,8 16931,8 16931,8 16931,8 16931,8 16931,8 16931,8 16931,8 16931,8 16931,8

– Податок на прибуток 6 126 6 072 5 894 6 043 5 806 8 656 8 672 8 689 8 705 8 722 8 738 8 755 8 772 8 788 8 805 8 821 8 838 8 855 8 871 8 888 8 905

Прибуток після оподаткування 37 987 39 022 39 496 41 517 41 860 56 364 56 439 56 514 56 590 56 665 56 740 56 816 56 891 56 967 57 042 57 118 57 194 57 270 57 346 57 422 57 498

Інвестиційні грошові потоки: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Інвестиційні витрати 12 800 12 870 13 396 14 225 15 227

Вільний грошовий потік -12 800 25 117 25 626 25 271 26 290 41 860 56 364 56 439 56 514 56 590 56 665 56 740 56 816 56 891 56 967 57 042 57 118 57 194 57 270 57 346 57 422

Вільний грошовий потік накопиченим

підсумком-12 800 12 317 37 943 63 214 89 504 131 364 187 728 244 167 300 682 357 271 413 936 470 676 527 492 584 383 641 350 698 392 755 511 812 704 869 974 927 320 984 742

Дисконтований вільний грошовий потік -12 058 22 041 22 394 23 673 23 150 35 098 50 392 50 459 50 526 50 594 50 661 50 728 50 796 50 863 50 931 50 998 51 066 51 134 51 202 51 270 51 337

DFCF накопиченим підсумком -12 058 9 983 32 378 56 050 79 201 114 299 164 691 215 150 265 677 316 270 366 931 417 659 468 455 519 318 570 249 621 247 672 313 723 447 774 649 825 918 877 256

877 256

92,19

1,81

1,46

1,64

Термін окупності (PP ), років

Дисконтований термін окупності (DРР ), років

СЦЕНАРІЙ 1

центів/кВт*год

Орієнтовні поточні річні витрати

Споживання е/е від попереднього року

Чиста приведена вартість (NPV ) з урахуванням залишкової

вартості, тис. дол.

Внутрішня норма прибутковості (IRR ) в.о., %

Індекс прибутковості (PI ), в.о.

Тариф холостого ходу ПЛ (ПС)

Витрати на експлуатацію електричної мережі

Витрати е/е від її надходження у мережу

Тариф на виході центів/кВт*год

Тариф на вході центів/кВт*год

188

ВХІДНІ ДАНІ

Норма дисконту Е 0,058 5,73

Аморт. відрахування 10% 2,87

Податок на прибуток 18% 5,73

ПДВ 20% 7,5%

Режим роботи 8760 год/рік 13000

Тривалість використання

максимального навантаження4850 год/рік

Тривалість максимальних втрат і

втрат холостого ходу2690 год/рік 15,0%

Навантажувальні втрати потужності 50 МВт 0,10%

Втрати холостого ходу 4,6 МВт

курс долара 25 грн

СТАТТІ 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040

Відпуск енергії (брутто), млн кВт·год 2 163 2 182 2 197 2 250 2 270 2 272 2 275 2 277 2 279 2 281 2 284 2 286 2 288 2 291 2 293 2 295 2 297 2 300 2 302 2 304 2 307

Втрати в мережі навантаження, млн

кВт·год362 361,5 361 360,5 360 341 341 342 342 342 343 343 343 344 344 344 345 345 345 346 346

Витрати е/е на власні потреби ОСР 4,9 4,85 4,8 4,75 4,7 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5

Витрати е/е на її транспортування в

мережах ОСР356,6 356,1 355,6 355,1 354,6 335,7 336,1 336,4 336,7 337,1 337,4 337,7 338,1 338,4 338,8 339,1 339,4 339,8 340,1 340,5 340,8

Відпуск енергії (нетто), млн кВт·год 1 801 1 821 1 836 1 890 1 910 1 931 1 933 1 935 1 937 1 939 1 941 1 943 1 945 1 947 1 949 1 951 1 953 1 955 1 957 1 959 1 961

Залишкова вартість, тис. дол.

Інвестиційні витрати, тис. дол. 12 800 19 813 21 212 35 860 39 503

Витрати на експлуатацію електричної

мережі, тис. дол.2400 2500 2600 2 700 2 800 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000 3 000

Вартість витрат е/е на власні потреби

ОСР, тис. дол.279,3 276,5 273,6 270,8 267,9 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5 256,5

Вартість витрат е/е на її

транспортування, тис. дол.20 324,5 20 296,4 20 268,3 20 240,3 20 212,2 19 136,5 19 155,6 19 174,8 19 194,0 19 213,2 19 232,4 19 251,6 19 270,8 19 290,1 19 309,4 19 328,7 19 348,0 19 367,4 19 386,8 19 406,1 19 425,6

Сумарний річний дохід, тис. дол. 102 916,5 104 036,7 104 927,8 107 996,2 109 173,7 110 413,1 110 523,7 110 634,5 110 745,4 110 856,4 110 967,5 111 078,7 111 190,1 111 301,5 111 413,1 111 524,8 111 636,5 111 748,4 111 860,4 111 972,6 112 084,8

Поточні річні витрати, тис. дол. 13 000 13 000 13 000 13 000 13 000 13 000 13 000 13 000 13 000 13 000 13 000 13 000 13 000 13 000 13 000 13 000 13 000 13 000 13 000 13 000 13 000

Операційний грошовий потік

+ Дохід (виручка) від операційної

діяльності102 917 104 037 104 928 107 996 109 174 110 413 110 524 110 635 110 745 110 856 110 968 111 079 111 190 111 302 111 413 111 525 111 637 111 748 111 860 111 973 112 085

– Витрати операційної діяльності 48 804 55 886 57 354 72 071 75 783 35 393 35 412 35 431 35 450 35 470 35 489 35 508 35 527 35 547 35 566 35 585 35 605 35 624 35 643 35 663 35 682

+ Залишкова вартість

= Обліковий прибуток 54 113 48 151 47 574 35 925 33 391 75 020 75 112 75 203 75 295 75 387 75 479 75 571 75 663 75 755 75 847 75 940 76 032 76 125 76 217 76 310 76 403

– Амортизація 10080 11360 13341,3 15462,5 19048,5 22998,8 22998,8 22998,8 22998,8 22998,8 22998,8 22998,8 22998,8 22998,8 22998,8 22998,8 22998,8 22998,8 22998,8 22998,8 22998,8

– Податок на прибуток 7 926 6 622 6 162 3 683 2 582 9 364 9 380 9 397 9 413 9 430 9 446 9 463 9 480 9 496 9 513 9 529 9 546 9 563 9 579 9 596 9 613

Прибуток після оподаткування 46 187 41 529 41 412 32 242 30 809 65 656 65 731 65 806 65 882 65 957 66 032 66 108 66 183 66 259 66 334 66 410 66 486 66 562 66 638 66 714 66 790

Інвестиційні грошові потоки: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Інвестиційні витрати 12 800 19 813 21 212 35 860 39 503

Вільний грошовий потік -12 800 26 374 20 317 5 552 -7 261 30 809 65 656 65 731 65 806 65 882 65 957 66 032 66 108 66 183 66 259 66 334 66 410 66 486 66 562 66 638 66 714

Вільний грошовий потік

накопиченим підсумком-12 800 13 574 33 890 39 442 32 181 62 990 128 646 194 378 260 184 326 066 392 023 458 055 524 163 590 346 656 605 722 939 789 349 855 836 922 397 989 035 1 055 749

Дисконтований вільний грошовий

потік-12 058 24 279 17 162 7 575 -8 352 19 119 58 689 58 756 58 823 58 890 58 957 59 025 59 092 59 160 59 227 59 295 59 363 59 430 59 498 59 566 59 634

DFCF накопиченим підсумком -12 058 12 221 29 383 36 959 28 607 47 725 106 414 165 170 223 993 282 883 341 840 400 865 459 957 519 117 578 344 637 639 697 001 756 432 815 930 875 496 935 130

935 130

86,19

1,69

2,57

2,90

СЦЕНАРІЙ 2

Витрати на експлуатацію електричної мережі

Орієнтовні поточні річні витрати

Витрати е/е від її надходження у мережу

Споживання е/е від попереднього року

Чиста приведена вартість (NPV ) з урахуванням залишкової

вартості, тис. дол.

Внутрішня норма прибутковості (IRR ) в.о., %

Індекс прибутковості (PI ), в.о.

Термін окупності (PP ), років

Дисконтований термін окупності (DРР ), років

Тариф на вході центів/кВт*год

Тариф на виході центів/кВт*год

Тариф холостого ходу ПЛ (ПС) центів/кВт*год

Documents

a j ^h j · 44 19 I_j_e dh [}dl \g _aZ\_jr_gh]h[ m^ \gbpl\Z j _dhgkljmdp l Zl _og qgh]h i_j_hkgZs_ggy 127 45 20 IeZg g\_klbp ca Z^ `_j_eZfbn gZgkm\Zggy k p_gZj c 128 46 20.1. IeZg