Geum.ru

Э. П. Волкову 119991, г. Москва, Ленинский проспект, 19

Вид материалаДокументы
Доклад Технического директора ОАО «Волжская МРК» –
Доклад заместителя главного инженера ОАО «Красноярскэнерго»
Доклад заместителя главного инженера ОАО «Омскэнерго»
Доклад заместителя главного инженера ОАО «Свердловэнерго»
ПС на балансе потребителей
Оао «рэск»
Подобный материал:
1   2   3

Доклад Технического директора ОАО «Волжская МРК» –

по Самарской энергосистеме Боброва В.П.


Материалы ОАО РАО «ЕЭС России» по первому и второму селекторным совещаниям по теме нормализации потоков реактивной мощности и уровней напряжения в распределительных сетях, проработаны с руководителями и специалистами Компании.

О ходе выполнения приказа ОАО «Волжская МРК» № 450 от 30.10.2006 г. «О компенсации реактивной мощности», направленного в Ваш адрес 30.11.2006 г., по Самарскому региону сообщаю:

1. В части организационных мероприятий:

- созданы центральная рабочая группа в Компании и рабочие группы в каждом из 4-х филиалов Самарского региона под руководством первых технических руководителей для осуществления планирования и контроля за выполнением разработанных мероприятий по компенсации реактивной мощности и улучшением технико-экономических показателей;

- совместно с ОАО «Самараэнерго» разработаны графики проведения ревизии установленных у потребителей источников реактивной мощности;

- во всех сетях проводится проверка оснащенности приборами контроля и учета реактивной мощности, разработаны графики по их доукомплектованию;

- для возможности выполнения расчетов балансов реактивной мощности и определения необходимой потребности в применении регулируемых средств реактивной мощности на подстанциях основной сети для быстрого и непрерывного регулирования напряжения организованы ежечасовые замеры P и Q на ВЛ 6-35-110 кВ.

2. В части необходимости выполнения технических мероприятий по компенсации реактивной мощности:

- в настоящее время на ПС Самарского региона не установлены устройства по компенсации реактивной мощности;

- по расчетам потокораспределения Р и Q, проведенным Самарским РДУ на ОЗП 2006-2007 г. определено, что перегруза элементов основной сети 220-110 кВ не ожидается. Энергоузлов по ожидаемому снижению уровней напряжения ниже 100 кВ нет.

Дефицит активной и реактивной мощности покрывается за счет перетоков из сети 500 кВ ЕНЭС через ПС-500/220 кВ «Куйбышевская», «Азот», 6,7,8 АТГ Жигулевской ГЭС. Из-за сложившейся топологии основной сети 220-110 кВ дефицит активной и реактивной мощности покрывается в основном за счет перетоков через 2 автотрансформаторные группы (2х801МВА) ПС «Куйбышевская» Рфакт. = 850-900 МВт, Q = 450 MВАр, tg = 0,5 что делает практически невозможным вывод в плановый ремонт одного из автотрансформаторов в рабочие дни без проведения значительных ограничений потребителей в Самарском, Новокуйбышевском и Чапаевском энергорайонах.

Решением данной проблемы является возобновление строительства ПС «Красноармейская 500/220/110 кВ».


Об участии «Волжская ТГК» в регулировании реактивной мощности.
  • Самарская энергосистема характеризуется следующими показателями:
  • 8 ТЭЦ с суммарной установленной мощностью = 3500 МВт;
  • Жигулевская ГЭС- установленная мощность = 2300 МВт;
  • Максимум потребления активной мощности на ОЗП 2006-2007г. = 3500 МВт;
  • Максимум потребления реактивной мощности = 1600-1700 МВАр;
  • tg в среднем по энергосистеме = 0,486.

Генерация реактивной мощности на ТЭЦ Q = 900-1000 МВАр.

Сальдо-переток реактивной мощности = 700-800 МВАр.


Анализ режимов работы распределительных сетей выявил возможность снижения перетоков реактивной мощности по сетям 110 кВ «Волжская МРК» за счет оптимизации загрузки ТЭЦ по Q. Так например:

- Новокуйбышевская ТЭЦ-1

Рфакт=90-100 МВт

Qфакт=20 МВАр

tg =0,2

при этом для покрытия потребности в Q потребителей, подключенных к шинам ТЭЦ переток Q из сети 110 кВ равен 40 МВАр, резервы Q на генераторах ТЭЦ =50-70 МВАР.

- Тольяттинская ТЭЦ

Р=450 МВт Q=120 МВАр

tg=0,27

прием из сети 110 кВт «Волжская МРК», для покрытия потребности, в Q подключенных к шинам Тольяттинской ТЭЦ = 40-50 МВАр, резервы Q на генераторах ТЭЦ=150-200 МВАр. Использование регулировочной способности ТЭЦ по Q для снижения перетоков Q в сетях-110 кВ не требует дополнительных денежных и временных затрат. Для этого РДУ при расчете графиков напряжения в контрольных точках энергосистемы должно учитывать не только необходимость обеспечения статической (динамической) устойчивости в узлах и отсутствие перегруза ВЛ и трансформаторов основной сети эергосистемы, но и возможность снижения потерь на транспорт Q по сетям.


На 12.12.2006 г. в Самарском регионе на объектах потребителей установлены батареи СК суммарной мощностью 760 МВАр, в том числе в работе 731 МВАр, в резерве 29 МВАр.

На крупных предприятиях Самарской области таких как ООО «Тольяттикаучук» установлено 40 батарей СК мощностью 7 МВАр, из них 62,5 % в работе и ОАО «Куйбышевазот» 139 батарей СК мощностью 6,95 МВАр, из них 28 % в работе.

При этом на ПС «Левобережная» -220/110 кВ, ПС «Васильевская»- 220/110 кВ к шинам 110 кВ которых, подключены эти предприятия, загрузка автотрансформаторов составляет Р=100 МВт, Q=200 МВАр, tg=2,0 и Р=125 МВт, Q=60 МВт, tg=0,48 соответственно. Для решения этой проблемы нами предпринимается следующее:
  • Приказом «Волжская МРК» от 30.10.2006 г. №450 Управлению перспективного развития при рассмотрении и согласовании технических условий на присоединение потребителей 50 кВт и более, включаются условия выполнения требований по выдерживанию tg нагрузки не выше 0.4 за счет установки собственных средств потребителя компенсации Q;
  • Внесения в договора электроснабжения условий о выдерживании потребителями значений tg не более 0,4 или cos не менее 0,93 в соответствии с требованиями Постановления Правительства РФ от 31.08.2006г. №530;
  • организованы проверки выполнения потребителями ранее выданных (до 2006 г.) технических условий по компенсации реактивной мощности.


В ходе проведения ревизии котельных с замерами напряжения на шинах распределительных устройств замечаний, касающихся пониженного напряжения, при которых возможно отключение асинхронных двигателей или неуспешный их самозапуск, не выявлено.

Направлены запросы потребителям о наличии на котельных резервных источников питания и схем присоединения к электрическим сетям «Волжская МРК». По предварительным данным котельные являются потребителями 3 категории, резервные источники единичны.

Оснащенность приборами учета реактивной мощности по основной сети 35-110 кВ составляет 70 %. В настоящее время составляется график калибровки реактивных счетчиков (индукционных) на 2007 г.

Установленные приборы имеют класс точности 1,5 с нелинейной шкалой измерения и их показания достоверны в пределах измерения более 20 МВАр.

До полной комплектации приборами учета реактивной мощности определить места установки регулируемых средств компенсации реактивной мощности не представляется возможным.

В соответствии с договором № 06-1727/Сар от 01.08.2006 г., заключенным с органом по сертификации АНО «УМИТЦ» (г.Саратов), с 11.09.2006 г. в центрах питания ОАО «Волжская МРК» Самарской, Саратовской и Ульяновской областей проводятся сертификационные испытания.

На 11.12.2006 г. получены 12 сертификатов соответствия качества электроэнергии для 148 ЦП трех регионов, что составило 74,7 % плана 4 кв.2006г.

Из них:

В филиалах Саратовского региона – 6;

В филиалах Ульяновского региона – 4;

В филиалах Самарского региона – 2.

Первоначальное отставание работ по сертификации электроэнергии в филиалах Самарского региона было вызвано отсутствием должного взаимопонимания по синхронизации испытаний на ТП 6-10 кВ, находящихся на балансе Горэлектросетей (на их ТП не были своевременно приняты меры по соответствующему регулированию уровней напряжения), что привело к ряду браковок результатов испытаний. Сейчас ситуация исправлена, достигнута согласованная работа персонала сетевых филиалов с персоналом энергосбытовых организаций по мерам обеспечения требований допустимых отклонений напряжения в пределах + 5%.

Руководством ОАО «Волжская МРК» поставлена задача перед филиалами Самарского региона получить до конца года еще не менее 4-х сертификатов.


Доклад заместителя главного инженера ОАО «Красноярскэнерго»

Зайцева Ю.Н.


В целях повышения технико-экономических показателей работы электрических сетей 6-35-110 кВ, снижения потерь электрической энергии, увеличения пропускной способности электрических сетей за счет оптимизации потоков реактивной мощности в ОАО «Красноярскэнерго» выпущен приказ от 27.10.2006 года № 443.

Приказом создана Рабочая группа под председательством главного инженера для организации планирования и реализации филиалами мероприятий по уменьшению влияния потоков реактивной мощности на режим работы электрических сетей. В состав рабочей группы входят специалисты технических служб, дирекции по развитию и инвестициям, дирекции по транспорту электроэнергии.

Приказом определены первоочередные задачи по организации работы по нормализации уровней напряжений в распределительных электросетях за счет снижения потоков реактивной мощности:
  1. Выполнить анализ электрической сети 6-35-110 кВ для определения проблемных по мощности и напряжению узлов.
  2. Выполнить оценку баланса активной и реактивной энергии в проблемных узлах энергосистемы.
  3. Разработать план мероприятий для уменьшения влияния потоков реактивной мощности на режим работы электрических сетей ОАО «Красноярскэнерго».

Проведены работы по анализу потоков активной и реактивной мощности в сетях 6-35-110 кВ. 1 декабря 2006 года проведено заседание рабочей группы совместно со специалистами Красноярского РДУ. На нем были определены участки сетей с дефицитом и избытком реактивной мощности:

ПС 110 кВ:

«Канская- опорная» - дефицит 50 МВАр;

«Богучаны» - дефицит 10 МВАр;

«Карабула» - дефицит 30 МВАр;

«Нагорная» - избыток 10 МВАр;

«Агинская», «Унер», «Партизанская» - избыток (суммарный) 50 МВАр.

Необходимо отметить, что подстанций с уровнем напряжения ниже 100 кВ нет.

Иркутский филиал Сибирского научно-технического центра по заданию ОАО «Красноярскэнерго» выполняет работу «Корректировка схемы развития электрических сетей 6, 10, 35, 110, 220 кВ Красноярского энергоузла до 2010 года с перспективой до 2015 года». Указанная схема развития сетей будет разработана с учетом роста нагрузок. Этой схемой развития электрических сетей будут дополнительно определены узлы с дефицитом или избытком реактивной мощности и предложены мероприятия по использованию компенсирующих устройств, с расчетом капитальных вложений на их установку.

При проведении анализа потоков мощностей выявлена необходимость в установке дополнительных счетчиков реактивной энергии для составления более точного баланса мощностей. В стадии разработки находится график дооснащения приборами учета реактивной мощности подстанций 110, 35 кВ.

Разработан «План мероприятий по оптимизации потоков реактивной мощности в распределительных сетях ОАО «Красноярскэнерго». Основные направления плана мероприятий:
  • обеспечение достоверного учета реактивной энергии на подстанциях;
  • выявление узлов нагрузки, центров питания и распределительных подстанций, в которых не выдерживаются нормированные уровни напряжения в послеаварийных режимах;
  • снижение потоков реактивной мощности за счет ввода имеющихся у потребителя устройств компенсации реактивной мощности;

Составлен перечень потребителей, имеющих установки по компенсации реактивной мощности. Таких потребителей – 41, установленная мощность компенсирующих устройств 197 МВАр, в том числе 111,5 МВАр установлено по подстанциях тягового транзита железной дороги. Направлены запросы потребителям о предоставлении информации о техническом состоянии устройств компенсации реактивной мощности.

В течение ряда лет в нашем регионе наблюдался спад промышленного производства и, как следствие, снижалось потребление электроэнергии промышленными предприятиями. В последнее время наметилась устойчивая тенденция роста потребления электроэнергии предприятиями, связанными с добычей полезных ископаемых, том числе и золотодобывающими предприятиями. В качестве примера успешной работы с потребителями по компенсации реактивной мощности можно привести ЗАО «Полюс». При выдаче технических условий на расширение Олимпиадинского горно-обогатительного комбината оговаривалась установка устройств компенсации реактивной мощности на подстанциях «Соврудник», «ЗИФ», «ЗИФ-3». В апреле 2005 года ЗАО «Полюс» технические условия выполнили, были установлены БСК суммарной мощностью 17,1 МВАр. Сейчас на ПС 110 кВ «Новая Еруда» мы имеем нулевой переток реактивной мощности.

На собственных подстанциях ОАО «Красноярскэнерго» установлены 2 батареи статических конденсаторов на ПС 110 кВ «Богучаны» мощностью 3,2 МВАр. На ПС 220 кВ «Абалаковская», находящейся на техническом обслуживании филиалом «Северные электрические сети» ОАО «Красноярскэнерго», установлены 2 БСК суммарной мощностью 78 МВАр.

В связи с началом подготовительных работ по реализации проекта строительства алюминиевого завода в районе поселка Таежный Богучанского района мы ожидаем значительный рост потребления электрической энергии. Проблему по компенсации реактивной мощности и повышения напряжения на подстанциях, подключаемых к тупиковой ВЛ 110 кВ, мы предполагаем решить установкой БСК на подстанциях 110/10 кВ «Богучаны», «Карабула». Ориентировочная стоимость оборудования и монтажных работ составляет порядка 25 млн.рублей. Финансирование работ будет осуществляться за счет платы за технологическое присоединение электроустановок потребителей к нашим сетям. Кроме того в настоящее время в технические условия на технологическое присоединение потребителей включаются требования по компенсации реактивной мощности.

В заключение хочу сказать, что мы работали и продолжаем работать по решению проблем и задач по нормализации потоков реактивной мощности и уровней напряжения в наших распределительных сетях.


Доклад заместителя главного инженера ОАО «Омскэнерго»

Наумкина А.В.


Электроснабжение Омской энергосистемы осуществляется от 3 ВЛ 500 кВ и трех ТЭЦ, принадлежащих Омской энергогенерирующей компании. В период зимнего максимума нагрузок станции Омской энергосистемы покрывают около 65% потребности в электроэнергии. При этом основное потребление электрической энергии, постоянно растущее, (на данный момент около 75%) приходится на город Омск. Потребление северных районов Омской области падает.

Исходя из этого, в АК «Омскэнерго» существуют две основные проблемы, связанные с реактивной мощностью:
  1. В северных районах ее избыток, обусловленный малыми нагрузками и большой протяженностью высоковольтных линий, что приводит к повышенным уровням напряжения на шинах подстанций.
  2. Недостаток реактивной мощности в городе Омске, обусловленный большим потреблением электрической энергии промышленными потребителями с двигательной нагрузкой, малой загрузкой ТЭЦ в летний период и тем, что большинство крупных потребителей не поддерживает соотношение потребляемой реактивной и активной мощности (tg φ не выше 0,4). В частности по промышленному узлу подстанции «Октябрьская» переток реактивной мощности составляет 200 МВАр. Эта мощность дополнительно вырабатывается на Омских ТЭЦ. Это влечет за собой пониженные уровни напряжения в летний период, и возможность перегруза городских ВЛ-110 и трансформаторов городских подстанций в послеаварийных режимах. Так же снижение надежности электроснабжения Омского региона из-за возможности перегруза в послеаварийном режиме автотрансформатора на подстанции «Таврическая».

Для решения проблемы северных сетей необходимо провести проектно-изыскательские работы и по их результатам произвести установку компенсирующих реакторов.

Для решения проблем и задач по нормализации потоков реактивной мощности и напряжения в распределительных сетях были проведены следующие мероприятия:
  1. Издан приказ №791 от 26.10.2006 «О компенсации реактивной мощности».
  2. Этим приказом создана рабочая группа для разработки мероприятий по управлению реактивной мощностью.
  3. Произведена инвентаризация точек учета реактивной энергии.

Количество: 10 кВ: 1406 шт.

35 кВ: 102 шт.

110 кВ: 18 шт.

Общий итог по ОАО АК «Омскэнерго»: 1526 шт.

К сожалению, большинство имеющихся приборов учета были выпушены в 70-х годах прошлого века, не проходили поверку в установленные сроки. Сетевые предприятия сейчас разрабатывают программы приведения учетов в нормальное состояние. В этом году будет заменено 358 приборов учета (~ 3,0 млн.руб.), в 2007 г. планируется замена 184 приборов учета (~ 1,7 млн.руб.), остальные приборы учета будут поверены в 2007 году.
  1. Организована работа по постоянному контролю за балансами реактивной мощности на подстанциях АК «Омскэнерго», посредством периодических снятий показаний приборов учета. На основании данных контрольных замеров видно, что передаваемая по некоторым городским и тяговым ВЛ-110 реактивная мощность превышает активную.
  2. Было проведено совещание с участием представителей Омской энергосбытовой компании, Омской генерирующей компании, Омского РДУ, на котором было отмечено отсутствие нормативной базы, обязывающей потребителей принимать участие в регулировании потребления реактивной мощности.
  3. Были направлены письма потребителям о включении имеющихся БСК.
  4. До 20 декабря 2006 года будет разработана программа мероприятий по управлению реактивной мощностью.
  5. В 2007 году запланировано начать работу по созданию АИСКУЭ по городским подстанциям.
  6. Произведена инвентаризация устройств компенсации реактивной мощности, находящихся на балансе АК «Омскэнерго» и потребителей. На подстанциях АК «Омскэнерго» все устройства компенсации реактивной мощности находятся в работоспособном состоянии.
  7. Был издан приказ № 791 обязывающий вносить в технические условия, требования по установке устройств компенсации реактивной мощности, в размере, обеспечивающем в точках балансового раздела коэффициент мощности tg φ не более 0,4, при осуществлении технологического присоединения новых потребителей с установленной мощностью 50 кВт и выше.


Доклад заместителя главного инженера ОАО «Свердловэнерго»

Овчинникова В.Я.

  1. Для организации работы по решению проблем нормализации потоков реактивной мощности и уровней напряжения в сетях ОАО «Свердловэнерго» выпущен приказ от 30.10.2006 № 281.
    1. Проведена инвентаризация наличия и технического состояния источников реактивной мощности. На 3 ПС ОАО «Свердловэнерго» установлены БСК, все находятся в работе, еще 9 БСК установлены на ПС Свердловского предприятия МЭС, 3 из которых выведены из работы, находятся в нерабочем состоянии.
    2. Проведена инвентаризация выданных технических условий потребителям в части определения планируемых объемов ввода в работу устройств компенсации реактивной мощности.
    3. Обозначены дефицитные узлы по реактивной мощности это: Наиболее тяжелый Серово-Богословский узел, а также длинные транзиты:

110 кВ Красноуфимск – Манчаж– Арти- Михайловская – Первоуральская, 110 кВ Сирень-Камышлов-Светофор-Маян, 110 кВ Сирень-Захаровская- Свктинская-Четкарино-Бутка-Истоур-Юшала.
    1. Отдельно анализируется cos φ по всем подстанциям (всего 700 ПС), в том числе и ПС потребителей (таблица № 1). Выявлены потребители с высоким потреблением реактивной мощности, в адрес указанных потребителей направлены письма с требованием включить в работу БСК. Повторно будет проведен анализ загрузки ПС и энергоузлов по итогам зимнего контрольного замера 20.12.2006.
    2. Подготовлено техническое задание на разработку проекта по компенсации реактивной мощности в Серово-Богословском энергоузле и согласованно с филиалом ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» «Свердловским РДУ». Осуществляется выбор проектной организации.
    3. Предусмотрена проектная проработка вопроса компенсации реактивной мощности при выдаче технических условии потребителям на подключение (увеличение присоединенной мощности). Ужесточены требования по данному вопросу.
    4. Ведется работа с институтом ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ по разработке проекта схемы развития сетей области, в котором предусмотрен раздел регулирование напряжения в сети 500-110 кВ и компенсация реактивной энергии.
    5. Организуется контроль по имеющимся телеизмерениям за наиболее крупными потребителями в части потребления реактивной мощности и cos φ.
    6. По итогам зимнего контрольного замера, проведение которого запланировано на 20.12.2006, будет проведен очередной анализ потребления реактивной мощности в ОАО «Свердловэнерго» и сделаны соответствующие выводы для дальнейшей работы.
    7. Ввиду отмены Инструкции Министерства топлива и энергетики от 30.11.1993 г. № ВК-7539 «О порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию» потребители электрической энергии не имеют стимула обеспечивать надлежащую эксплуатацию своих компенсирующих устройств и вводить новые. Ввод платы за реактивную мощность позволил бы решить эти вопросы.
    8. Кроме того, нарабатывается база данных на понимание, для комплексного управлении и владения ситуацией по компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения для разных энергоузлов, так как в обеспечении этой системообразующей функции, для принятия грамотного решения, необходимо учитывать большое количество факторов, участников (интересантов), наличие вариантности решения вопроса, экономических и политических аспектов.
    9. С учетом вышеизложенной информации в январе, феврале месяцах будет проведена работа с потребителями по убеждению и понуждению их к разработке и исполнению графиков внедрения компенсирующих устройств, так как считаем, что опережающий ввод компенсирующих устройств должен быть на объектах потребителей, а затем у учетом сложившихся режимов решать вопросы по установке компенсирующих устройств в электроустановках РСК.
    10. В дополнение к приказу ОАО «Свердловэнерго» от 30.10.2006 № 281 назначим рабочую группу с участием представителей филиалов, энергосбытовых компаний, крупных потребителей.
    11. Работу по компенсации реактивной мощности на территории Свердловской области попытаемся включить в областную программу «Энергосбережение».

Таблица №2

№п\п
Наименование ПС
cosφ
Основные потребители

СЭС

1
Кордюково
0,78
с/х население, ж/д станция

2
Кранная Гора
0,76
с/х население

3
Кранный Октябрь
0,79
бытовая нагрузка

4
Предтурье
0,73
быт п.Восточный, д/обработка

5
Птицефабрика
0,78
бытовая нагрузка

6
Сотрино
0,8
бытовая нагрузка

7
Турья
0,8
бытовая нагрузка (г.Кр.Турьинск), ПТФ

8
Фура
0,72
бытовая нагрузка (г.Верхотурье)

9
Черная
0,8
бытовая нагрузка

10
Энерголесокомбинат
0,75
ЗАО «СЗММ», быт г.Серов, д/обработка

ВЭС

1
Белая
0,78
Птицефабрика Свердловская

2
Перовая
0,75
Птицефабрика Рефтинская

3
Походилово
0,79
бытовая нагрузка

4
Синарская
0,8
КУЗЦМ

5
Сухой Лог
0,8
Сухоложский з-д по обработке ЦМ

6
Тыгиш
0,8
бытовая нагрузка

7
Фарфоровая
0,8
Богдан. фарфоровый з-д, Комбикорм з-д, ЗАО «Известняк»

ПС на балансе потребителей

8
Калибровочная
0,72
Синарский трубный з-д

9
Талицкая
0,66
Комбинат Ураласбест

10
Ф-ка 5
0,79
Комбинат Ураласбест

НТЭС

1
Белогорская
0,79
ООО «Магистраль»

2
Карпушиха
0,79
ОАО «Агроэнерго»

3
Ключевская
0,76
в/ч

4
Красноуральск
0,78
ОАО «Святогор», ООО «Энергосервис»

5
Лялинская
0,76
Лялинский НПУ МГ

6
Половинная
0,77
Птицефабрика(г.Кировград)

7
Пятилетка
0,74
ОАО «Корпорация ВСМПО»

8
Сверхглубокая
0,78
ОАО «НПЦ Недро»

9
Верховина
0,76
бытовая нагрузка

10
Ива
0,77
в/ч

11
НПУ
0,79
бытовая нагрузка

12
Реши
0,75
бытовая нагрузка

13
Рудник
0,77
бытовая нагрузка

14
Санаторная
0,79
в/ч

ТалЭС

1
Зарубино
0,62
бытовая нагрузка

2
Истоур
0,78
с/х нагрузка (колхоз)

3
Туринская Слобода
0,73
Электрокательная, водозабор

4
Юшала
0,77
Юшалинский ДОК

АртЭС

1
Бурсунка
0,53
ГУПСО «Облкомунэнерго», ОАО «Егорш. Радио з-д». ФГУП «137-Комбинат железобетонных изделий», ООО «ТЭС»

2
Красногвардейская
0,7
ОАО «РЖД», ОАО «Красногвардейский крановый з-д»

3
Останино
0,8
ОАО «РЭСК»

4
Черемисска
0,76
Артель старателей «Нейва»

5
ИМЗ
0,39
ЗАО Ирбитский механический з-д Ницца, ОАО ССП Уралсибгидромеханизация, ООО ПК ИМЗ, ЗАО Регионгаз, ООО Модуль, ООО Центр

6
Пионерская
0,76
ОАО «РЭСК»,, ОАО «РЖД», ООО «Агросервис»

7
Карабашка
0,35/0,75
ОАО «РЖД», ООО «Карабашлес», ООО Север

8
Оверино
0,66
бытовая нагрузка

9
Чапаевская
0,48
бытовая нагрузка

10
Алапаевск
0,71
ЗАО «ТЭКУР», ЗАО «Амет», ОАО «Алапаевский станкозавод», ОАО «З-д СДМ», ООО «Уралстройсервис», ООО «РЕВЕРС-ИМПЕКС», ОАО ПКТ «Свердлстройтрас»

11
Тычкино
0,8
бытовая нагрузка

ЗЭС

1
Арти

078
ОАО «Артинский з-д»

2
ДОЗ
0,73
ОАО «Лэмп-компани»

3
Марковская
0,78
ООО «НПП Полимер», ОАО «БОЗЭЦМ», ЗАО «Екатеринбург втор. мет», ЗАО «НПО Спецнефтегаз»

4
Мирная
0,71
бытовая нагрузка

5
Михайловская
0,75
ОАО «Уральская фольга», ЗАО «Литейно-прокатный з-д», ЗАО «ГЭУ АСП Прокат», ООО «УЗТФО»

6
Монетка
0,73
ООО «Дельтастрой», ООО «СЕАЛиК», ГУПСО «Монетный щебень»

7
Монтажная
0,76
З-д элементов трубопроводов, ООО «Комплект 92»,и Арамильский комбикормовый з-д

8
Ново-Ивановская
0,79
бытовая нагрузка

9
Рудник
0,71
ОАО «Цех 2»

10
Свердловская
0,73
ФГОП «Уралтрансмаш», Екат-ий метрополитен, АООТ «НИИ Уралэлектротяжмаш», ОАО «ЕЭСК»

11
Уфимка
0,71
МП ЖКХ Ачитского района

12
Березовая
0,8
бытовая нагрузка

13
Гипсовая
0,72
бытовая нагрузка

14
Трактовая
0,69
бытовая нагрузка