Постановление Правительства Свердловской области от 30.04.2013 N 540-ПП "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года"
ПРАВИТЕЛЬСТВО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 30 апреля 2013 г. № 540-ПП
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2014 - 2018 ГОДЫ
И НА ПЕРСПЕКТИВУ ДО 2023 ГОДА
В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ "Об электроэнергетике" и Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" Правительство Свердловской области постановляет:
1. Утвердить схему и программу развития электроэнергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года (прилагаются).
2. Признать утратившим силу Постановление Правительства Свердловской области от 14.06.2012 № 652-ПП "Об утверждении Схемы и Программы развития электроэнергетики Свердловской области на 2013 - 2017 годы и на перспективу до 2022 года" с 01 января 2014 года.
3. Контроль за исполнением настоящего Постановления возложить на Министра энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Свердловской области, Члена Правительства Свердловской области Н.Б. Смирнова.
Председатель Правительства
Свердловской области
Д.В.ПАСЛЕР
Утверждены
Постановлением Правительства
Свердловской области
от 30 апреля 2013 г. № 540-ПП
СХЕМА И ПРОГРАММА
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
НА 2014 - 2018 ГОДЫ И НА ПЕРСПЕКТИВУ ДО 2023 ГОДА
Раздел 1. ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РАЗРАБОТКИ СХЕМЫ
И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года разработана в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики".
Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года учитывает:
1) Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики России, утвержденную в установленном порядке в предшествующий период;
2) Схему и программу развития ЕЭС России (проект), утвержденную в установленном порядке в предшествующий период;
3) Схему и программу развития электроэнергетики Свердловской области, утвержденную в установленном порядке в предшествующий период;
4) утвержденные в установленном порядке в предшествующий период инвестиционные программы субъектов электроэнергетики;
5) Программу социально-экономического развития Свердловской области на среднесрочную перспективу;
6) Стратегию социально-экономического развития Свердловской области на период до 2020 года;
7) схемы выдачи мощности электростанций, выполненные проектными организациями;
8) схемы внешнего электроснабжения потребителей, выполненные проектными организациями;
9) схемы теплоснабжения муниципальных образований в Свердловской области, на территории у которых расположены объекты электроэнергетики Свердловской области;
10) Генеральную схему газоснабжения и газификации Свердловской области, утвержденную в установленном порядке в предшествующий период;
11) Указ Президента от 07 мая 2012 года № 596 "О долгосрочной государственной экономической политике";
12) Программу Российской Федерации "Энергоэффективность и развитие энергетики";
13) социально-экономические, экономико-технологические, географические, экологические и ресурсные особенности региона;
14) решения и рекомендации IV открытой отраслевой конференции энергетиков Свердловской области, утвержденные от 19 декабря 2012 года.
Результаты схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на пятилетний период должны использоваться в качестве основы для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний.
Основной целью разработки Схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области является разработка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.
Основными задачами работы по разработке Схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области являются:
1) разработка предложений по скоординированному развитию объектов генерации (с учетом демонтажей) и электросетевых объектов номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме Свердловской области на пятилетний период по годам;
2) разработка предложений по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме на пятилетний период для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе;
3) формирование политики в области развития распределительных электрических сетей;
4) обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса.
Раздел 2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕГИОНА
Территория Свердловской области занимает площадь 194,3 тыс. кв. км, население 4,307 млн. человек. В городах проживает 83,4 процента населения. Крупные города - Екатеринбург (1411,1 тыс. человек), Нижний Тагил (362,5 тыс. человек), Каменск-Уральский (175,0 тыс. человек), Первоуральск (149,8 тыс. человек), Серов (99,1 тыс. человек).
Основная часть населения (более 80 процентов) проживает в следующих промышленных районах: Серово-Богословском, Нижнетагильском, Верхнетагильском, Первоуральском, Екатеринбургском, Асбестовско-Артемовском, Каменск-Уральском, Полевском (рисунок 1).
Промышленность Свердловской области представлена преимущественно обрабатывающим производством, на долю которого в 2012 году приходится около 80 процентов от объема промышленного производства на территории области и 37,8 процента от объема производства в обрабатывающем производстве Уральского федерального округа. Профилирующие производства - металлургическое (черная и цветная металлургия), производство машин и оборудования - обладают высокой фондо- и материалоемкостью с высокой зависимостью от конъюнктуры сырьевых рынков. Добыча полезных ископаемых представлена добычей железных и медных руд, бокситов, асбеста.
Рис. 1. КАРТА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
С ОСНОВНЫМИ ПРОМЫШЛЕННЫМИ РАЙОНАМИ
Рисунок не приводится.
В Свердловской области имеются собственные топливно-энергетические ресурсы. Запасы угля незначительны и добыча его в настоящее время сокращается и будет полностью прекращена в 2014 году. Имеются разведанные запасы нефти на северо-востоке области. Разработка их в настоящее время не ведется. В Красноуфимском районе ведется разведка месторождений газа, возможность добычи которого оценивается в размере 1,5 - 2 млрд. куб. м в год. Гидроэнергоресурсы представлены в основном малыми реками. Гидропотенциал оценивается в 300 МВт. На территории Свердловской области располагаются существенные запасы торфа (более 3 млрд. т.у.т.). В 1985 году достигнут максимальный уровень добычи торфа, который составил 3,5 млн. т. Добыча торфа и его использование на топливные нужды на протяжении длительного периода сокращались.
Раздел 3. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Глава 1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
На территории энергосистемы Свердловской области расположены электростанции, принадлежащие следующим генерирующим компаниям: ОАО "Концерн Росэнергоатом", ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация", ОАО "ОГК-2", ОАО "Энел ОГК-5", ОАО "ТГК-9", ОАО "ГТ ТЭЦ Энерго", а также станции промышленных предприятий.
Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы на 01 января 2013 года составила 9727,4 МВт.
Кроме того, на территории Свердловской области наблюдается развитие источников генерации распределенной энергетики. Суммарная мощность составляет около 200 МВт.
В настоящее время около 99 процентов электроэнергии Свердловской области вырабатывается на ввозимом топливе. Баланс электрической мощности энергосистемы Свердловской области является избыточным.
Наиболее крупные электростанции, расположенные на территории области: Рефтинская ГРЭС, Верхнетагильская ГРЭС, Среднеуральская ГРЭС, Серовская ГРЭС, Ново-Свердловская ТЭЦ, Нижнетуринская ГРЭС, Богословская ТЭЦ, Красногорская ТЭЦ, Свердловская ТЭЦ, Первоуральская ТЭЦ, Качканарская ТЭЦ, Белоярская АЭС.
Более половины от всей установленной мощности энергосистемы 56,1 процентов (5456,5 МВт) приходится на две электростанции - Рефтинская ГРЭС и Среднеуральская ГРЭС, принадлежащие ОАО "Энел ОГК-5".
Крупнейшими энергосбытовыми компаниями на территории области являются ОАО "Свердловэнергосбыт", ОАО "Екатеринбургэнергосбыт" и ОАО "Свердловская энергогазовая компания".
Крупнейшими электросетевыми компаниями на территории Свердловской области являются филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", ОАО "Екатеринбургская электросетевая компания", ГУП СО "Облкоммунэнерго", ЗАО "Тагилэнергосети", ОАО "Региональная сетевая компания", ОАО "РЖД". Есть объекты 220, 110 кВ и ниже, которые принадлежат организациям-потребителям.
На территории энергосистемы находятся электрические сети напряжением 500, 220, 110 кВ и ниже.
Глава 2. СТРУКТУРА И СОСТАВ УСТАНОВЛЕННОЙ
МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Структура установленной мощности электрических станций, расположенных на территории энергосистемы Свердловской области, представлена в таблице 1 и на рисунке 2.
СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ПО СОСТОЯНИЮ
НА 01 ЯНВАРЯ 2013 ГОДА
Таблица 1
Тип электростанции Установленная Доля от установленной
мощность мощности энергосистемы
(МВт) Свердловской области
(процентов)
АЭС АЭС всего, в том числе 600 6,2
Росэнергоатом 600 6,2
ГЭС ГЭС всего 7 0,1
ТГК 7 0,1
ТЭС ТЭС всего 9120,4 93,7
ОГК 5994,5 61,6
ТГК 1164,5 12
Прочие ГК 1533 15,7
СПП 428,4 4,4
Итого Энергосистема в целом: 9727,4 100
Рис. 2. СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
ПО СОСТОЯНИЮ НА 01 ЯНВАРЯ 2013 ГОДА
Рисунок не приводится.
Информация о составе, месторасположении электрических станций, а также СПП, находящихся на территории энергосистемы Свердловской области, установленная мощность которых превышает 5 МВт, представлена в таблице 2.
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ, РАСПОЛОЖЕННЫЕ НА ТЕРРИТОРИИ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ,
ПО СОСТОЯНИЮ НА 01 ЯНВАРЯ 2013 ГОДА
Таблица 2
№ Собственник, Установленная Место расположения
п/п Наименование электростанции мощность электростанции
(МВт)
1 2 3 4
1. ОАО "КОНЦЕРН "РОСЭНЕРГОАТОМ" 600,0
Белоярская АЭС 600,0 поселок Заречный
2. ОАО "ИНТЕР РАО - 1497,0
ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ"
Верхнетагильская ГРЭС 1497,0 город Верхний Тагил
3. ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ОГК 5994,5
1) ОАО "ОГК-2" 538,0
Серовская ГРЭС 538,0 город Серов
2) ОАО "Энел ОГК-5" 5456,5
Рефтинская ГРЭС 3800,0 поселок Рефтинский
Среднеуральская ГРЭС 1656,5 город Среднеуральск
4. ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ТГК 1171,5
Свердловский филиал ОАО "ТГК-9" 1171,5
Ново-Свердловская ТЭЦ 557,0 город Екатеринбург
Нижнетуринская ГРЭС 279,0 город Нижняя Тура
Богословская ТЭЦ 135,5 город Краснотурьинск
Красногорская ТЭЦ 121,0 город Каменск-Уральский
Свердловская ТЭЦ 36,0 город Екатеринбург
Первоуральская ТЭЦ 36,0 город Первоуральск
Верхотурская ГЭС 7,0 Верхотурский район
(река Тура)
5. ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ НЕЗАВИСИМЫХ 36,0
ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго" 36,0
ГТ ТЭЦ, г. Реж 18,0 город Реж
Екатеринбургская ГТ ТЭЦ 18,0 город Екатеринбург
6. СТАНЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ 428,4
ПРЕДПРИЯТИЙ
Качканарская ТЭЦ 50,0 город Качканар
ТЭЦ Нижнетагильского 149,9 город Нижний Тагил
металлургического комбината
ТЭЦ ОАО "МК "Уралметпром" 70,5 город Екатеринбург
ТЭЦ ОАО "НПК "Уралвагонзавод" 128,0 город Нижний Тагил
ОАО "Уральский завод РТИ" 6,0 город Екатеринбург
ТЭЦ Екатеринбургэнерго 24,0 город Екатеринбург
7. Итого 9727,4
по Свердловской энергосистеме
На рисунке 3 показана структура распределения генерирующей мощности электрических станций с разбивкой по собственникам оборудования.
Рис. 3. СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
ПО СОСТОЯНИЮ НА 01 ЯНВАРЯ 2013 ГОДА
Рисунок не приводится.
Глава 3. ВОЗРАСТНАЯ СТРУКТУРА ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
На электростанциях энергосистемы Свердловской области около половины оборудования (42,9 процента, или 4170,5 МВт) было введено в период с 1971 по 1980 год. Порядка 20 процентов оборудования электростанций введено более 50 лет назад (до 1960 года). Полный список электростанций с указанием возрастной структуры оборудования представлен в приложении 1. График вводимой мощности в процентах от установленной на 01.01.2013 показан на рисунке 4.
%
100
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
90 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
80 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
70 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
60 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
50 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
40 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
30 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx 42,9 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
20 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
25,7 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
10 18,7 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6 0,3 2,1 4,3 0
1960 1970 1980 1990 2000 2010 2011 2012 год
xxx Установленная мощность, % Вводимая мощность в % от установленной
Рис. 4. ГРАФИК ВВОДИМОЙ МОЩНОСТИ
В ПРОЦЕНТАХ ОТ УСТАНОВЛЕННОЙ
Глава 4. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
В Свердловской области сложился развитый электросетевой комплекс, состоящий из:
ПС 500 кВ - 4 штуки
ПС 220 кВ - 27 штук
ПС 35 - 110 кВ - 552 штуки
ТП 10 - 6/0,4 кВ - 13870 штуки
ВЛ 500 кВ - 1702 км
ВЛ 220 кВ - 3283 км
ВЛ 35 - 110 кВ - 10679 км
ВЛ 10 - 0,4 кВ - 39335 км
КЛ 220 кВ - 0 км
КЛ 35 - 110 кВ - 385,8 км
КЛ 10 - 0,4 кВ - 7599 км
Условные единицы - 401821 у.е.
Кроме этого на территории Свердловской области действуют более 100 мелких территориальных сетевых организаций, в состав которых входит около 190 тыс. у.е. электросетевого оборудования.
Данные по характеристике сетевого комплекса крупнейших электросетевых компаний на территории Свердловской области (ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", ОАО "Екатеринбургская электросетевая компания", ГУП СО "Облкоммунэнерго", ОАО "Региональная сетевая компания", ЗАО "Тагилэнергосети") и ОАО "РЖД" приведены в приложении 2.
Глава 5. ОСНОВНЫЕ ВНЕШНИЕ СВЯЗИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Свердловская энергосистема входит в Объединенную энергосистему Урала и граничит с Пермской, Челябинской, Курганской, Тюменской, Башкирской энергосистемами. Внешние связи с соседними энергосистемами представлены в таблице 3.
ВНЕШНИЕ СВЯЗИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Таблица 3
№ Наименование Диспетчерское наименование линии
строки энергосистемы электропередачи
1 Энергосистема ВЛ 220 кВ Высокая - Каменская
Курганской области
2 ВЛ 110 кВ Каменская - В. Ключи
с отпайкой на ПС ЖБК
3 ВЛ 110 кВ Каменская - Колчедан
4 Энергосистема ВЛ 35 кВ Сажино - Усть-Итимская
Республики Башкирия
5 Энергосистема ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень - 1, 2
Тюменской области
6 ВЛ 220 кВ Тавда - Тюмень
7 ВЛ 110 кВ Тавда - Увал с заходом на ПС
Ваганово
8 ВЛ 110 кВ МДФ - Тавда с отпайками на ПС Кума,
ПС Карабашка
9 ВЛ 110 кВ Сотник - Тавда 2
с отпайками на ПС Юмас, ПС Мортка, ПС Кума,
ПС Карабашка, ПС Чапаевская
10 ВЛ 110 кВ Молчаново - Устье
11 ВЛ 110 кВ Гужевое - Кармак
12 ВЛ 110 кВ Перевалово - Верховино
13 ВЛ 110 кВ Картопья - Атымья - 1, 2
14 Энергосистема ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Козырево
Челябинской области
15 ВЛ 500 кВ Южная - Шагол
16 ВЛ 220 кВ БАЭС - Мраморная
17 ВЛ 220 кВ Кунашак - Каменская
18 ВЛ 110 кВ Каменская - 19 км
19 ВЛ 110 кВ Уфалей - Малахит I, II цепь
с отпайками
20 ВЛ 35 кВ Рыбино - Ларино
21 Энергосистема ВЛ 500 кВ Тагил - Калино
Пермского края
22 ВЛ 500 кВ Боткинская ГЭС - Емелино
23 ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ
24 ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар
25 ВЛ 220 кВ Красноуфимская - Ирень
26 ВЛ 220 кВ Ирень - Партизанская
27 ВЛ 110 кВ Красноуфимская - Романовка
I, II цепь
28 ВЛ 110 кВ Качканар - Промысла с отпайками
Глава 6. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
И МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Период 2008 - 2012 годов характеризуется разнонаправленной динамикой спроса на электроэнергию и электрическую мощность в Свердловской региональной энергосистеме и ОЭС Урала в целом, а именно снижением спроса в 2008 - 2009 годах и частичным его возвратом в 2010 - 2012 годах.
По итогам 2012 года спрос на электроэнергию и электрическую мощность в Свердловской энергосистеме был ниже уровня 2008 года на 842,4 млн. кВт.ч, или на 1,8 процента, а максимум электрической нагрузки ниже на 75 МВт, или на 1,1 процента, то есть докризисный уровень потребления электроэнергии в Свердловской энергосистеме достигнут не был.
В 2012 году зафиксирован рост электропотребления и мощности. По сравнению с 2011 годом электропотребление возросло на 678,6 млн. кВт.ч, или на 1,5 процента, при этом максимум электрической нагрузки увеличился на 212 МВт, или на 3,14 процента.
Динамика потребления электроэнергии Свердловской энергосистемы за последние 5 лет представлена в таблице 4. График изменения электропотребления показан на рисунке 5. График изменения прироста электропотребления в процентах по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 6.
ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Таблица 4
Наименование показателя 2008 год 2009 год 2010 год 2011 год 2012 год
Электропотребление, 47709,2 42073 44713,9 46188,2 46866,8
млн. кВт.ч
Абсолютный прирост -52,6 -5636,2 2640,9 1474,3 678,6
электропотребления
(по отношению
к предшествующему году),
млн. кВт.ч
Темпы прироста -0,1 -11,8 6,3 3,3 1,5
электропотребления
(по отношению
к предшествующему году),
проценты
49000
47709,2
48000
xxxxxxx 46866,8
47000 xxxxxxx
xxxxxxx 46188,2
xxxxxxx xxxxxxx
46000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx 44713,9 xxxxxxx xxxxxxx
45000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
млн. xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
кВт.ч xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
44000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
43000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx 42073 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
42000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
41000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
40000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
39000
2008 2009 2010 2011 2012 года
Рис. 5. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, МЛН. КВТ. Ч
8
6,3
6 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx 3,3
4 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx xxxxxx 1,5
2 xxxxxx xxxxxx
Среднегодовой xxxxxx xxxxxx
прирост 2008 2009 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
в процентах 0
xxxxxx xxxxxx 2010 2011 2012 года
xxxxxx
-2 xxxxxx
-0,1 xxxxxx
xxxxxx
-4 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
-6 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
-8 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
-10 xxxxxx
-11,8
-12
-14
Рис. 6. ПРИРОСТ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ В ПРОЦЕНТАХ
(ПО ОТНОШЕНИЮ К ПРЕДШЕСТВУЮЩЕМУ ГОДУ)
Динамика изменения собственного максимума нагрузки Свердловской энергосистемы за последние 5 лет представлена в таблице 5. График изменения максимумов нагрузки показан на рисунке 7. График изменения прироста максимума нагрузки в процентах по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 8.
ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ МАКСИМУМА НАГРУЗКИ
СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ, МВТ
Таблица 5
Наименование показателя 2008 год 2009 год 2010 год 2011 год 2012 год
Собственный максимум 7035 6509 6641 6748 6960
нагрузки, МВт
Абсолютный прирост -10 -526 132 107 212
максимума нагрузки
(по отношению
к предшествующему году),
МВт
Темпы прироста -0,14 -7,48 2,03 1,61 3,14
(по отношению
к предшествующему году),
проценты
7100
7035
6960
7000 xxxxxxx
xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx
6900 xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx
6800 xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx 6748 xxxxxxx
МВт xxxxxxx xxxxxxx
6700 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx 6641 xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
6600 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx 6509 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
6500 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
6400 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
6300 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
6200
2008 2009 2010 2011 2012 год
Рис. 7. ГОДОВЫЕ МАКСИМУМЫ НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, МВТ
4
3,14
xxxxxx
2,03 xxxxxx
xxxxxx
2 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx 1,61 xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx
2008 2009 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0
Изменение xxxxxx xxxxxx 2010 2011 2012 год
максимума xxxxxx
нагрузки -0,14 xxxxxx
в процентах xxxxxx
xxxxxx
-4 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
-6 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
-7,48
-8
-10
Рис. 8. ИЗМЕНЕНИЯ МАКСИМУМОВ НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ (ПО ОТНОШЕНИЮ
К ПРЕДШЕСТВУЮЩЕМУ ГОДУ), В ПРОЦЕНТАХ
Глава 7. СТРУКТУРА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ.
ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
В структуре электропотребления Свердловской области преобладает "промышленное" потребление - 49,00 процента.
Крупными секторами потребления электрической энергии являются: "прочие" потребители, включая сферу услуг и коммунальный сектор, - 13,04 процента, население - 8,90 процента, предприятия транспорта и связи - 8,76 процента. Предприятия сельского хозяйства и строительная сфера занимают незначительную долю в общем объеме потребления.
Кроме того, 8,93 процента в структуре потребления составляют потери в электрических сетях и 8,08 процента - расход энергии на собственные нужды на электростанциях.
Структура электропотребления показана на рисунке 9.
Рис. 9. СТРУКТУРА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Рисунок не приводится.
Крупные потребители электроэнергии Свердловской области с указанием динамики электропотребления в 2008 - 2010 годах, в разрезе энергорайонов Свердловской области приведены в приложении 3.
Перечень наиболее крупных потребителей с разбивкой по отраслям приведен в приложении 4.
Глава 8. СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПО ТИПАМ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ВИДАМ СОБСТВЕННОСТИ
Производство электроэнергии в энергосистеме Свердловской области в 2012 году составило 53,5 млрд. кВт.ч и превысило уровень 2011 года на 1,5 млрд. кВт.ч. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности представлена в таблице 6 и на рисунке 10.
СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В 2008 - 2012 ГОДАХ
Таблица 6
Год Производство в том числе:
электроэнергии
всего, АЭС ТЭС ГЭС СПП
млн. кВт.ч
млн. Доля, млн. Доля, млн. Доля, млн. Доля,
кВт.ч % кВт.ч % кВт.ч % кВт.ч %
2008 52318,1 4084,1 7,8 45940,8 87,9 21,1 0,0 2272,1 4,3
2009 49106,6 4022,3 8,2 42796,7 87,2 19,6 0,0 2268,0 4,6
2010 52092,0 3932,6 7,5 45885,4 88,2 17,8 0,0 2256,2 4,3
2011 52013,3 4249,8 8,2 45486,0 87,5 17,3 0,0 2260,2 4,3
2012 53464,1 4256,9 8,0 46987,9 87,9 20,2 0,0 2199,0 4,1
Рис. 10. СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В 2008 - 2012 ГОДАХ
Рисунок не приводится.
Глава 9. ХАРАКТЕРИСТИКА БАЛАНСОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
И МОЩНОСТИ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ
В период с 2008 по 2012 год Свердловская энергосистема была избыточной, как по мощности, так и по электроэнергии. Характеристики балансов электроэнергии и мощности за последние 5 лет приведены в таблицах 7 и 8 соответственно.
БАЛАНС ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Таблица 7
Наименование 2008 год 2009 год 2010 год 2011 год 2012 год
показателя
Электропотребление, 47709,2 42073,0 44713,9 46188,2 46866,8
млн. кВт.ч
Производство, 52318,1 49106,6 52092,0 52013,3 53464,1
млн. кВт.ч
Избыток (-) / -4608,9 -7033,6 -7378,1 -5825,1 -6597,3
Дефицит (+),
млн. кВт.ч
БАЛАНС МОЩНОСТИ СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Таблица 8
Наименование показателя 2008 год 2009 год 2010 год 2011 год 2012 год
Собственный максимум 7035 6509 6641 6748 6960
потребления, МВт
Генерация, МВт 7326 7817 7493 7396 8090
Избыток (-) / Дефицит (+), -291 -1308 -852 -648 -1130
МВт
Сальдо перетоков электроэнергии и мощности энергосистемы Свердловской области за последние 5 лет приведены на рисунках 11 и 12.
8000
7033,6 7378,1
6597,3
7000 xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx 5825,1 xxxxxxx
6000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
млн. xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
кВт.ч 4608,9 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
5000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
4000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
3000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
2000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
1000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
0
2008 2009 2010 2011 2012 года
год год год год год
Рис. 11. САЛЬДО ПЕРЕТОКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ
1308
1400
xxxxxxx 1130
1200 xxxxxxx
xxxxxxx
МВт xxxxxxx xxxxxxx
1000 xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx 852 xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx
800 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx 648 xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
600 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
291 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
400 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
200 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
0
2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. год
Рис. 12. САЛЬДО ПЕРЕТОКОВ МОЩНОСТИ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ
Глава 10. УСТАНОВЛЕННАЯ ТЕПЛОВАЯ МОЩНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Информация об установленной тепловой мощности, основном и резервном топливе электростанций, находящихся на территории Свердловской области, представлена в таблице 9.
УСТАНОВЛЕННАЯ ТЕПЛОВАЯ МОЩНОСТЬ ЭНЕРГООБЪЕКТОВ НА ТЕРРИТОРИИ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ПО СОСТОЯНИЮ НА 01 ЯНВАРЯ 2013 ГОДА
Таблица 9
№ Наименование Тепловая Основное Резервное
п/п мощность топливо топливо
(Гкал/ч)
1 2 3 4 5
1. ОАО "КОНЦЕРН РОСЭНЕРГОАТОМ" 1470
Белоярская АЭС 1470 ядерное
2. ОАО "ИНТЕР РАО 480
ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ"
Верхнетагильская ГРЭС 480 уголь, природный
природный газ газ, мазут
3. ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ОГК 1987
1) ОАО "ОГК-2" 110
Серовская ГРЭС 110 уголь природный
газ
------------------------------------------------------------------
--> примечание.
Нумерация пунктов дана в соответствии с официальным текстом документа.
------------------------------------------------------------------
3.2. 2) ОАО "Энел ОГК-5" 1877
Рефтинская ГРЭС 350 уголь
Среднеуральская ГРЭС 1527 природный газ мазут
4. ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ТГК 5718
Свердловский филиал ОАО "ТГК-9" 5718
Ново-Свердловская ТЭЦ 890 природный газ мазут
Нижнетуринская ГРЭС 430 уголь природный
газ
Богословская ТЭЦ 995 свердловский природный
уголь газ
с "подсветкой"
газом
Красногорская ТЭЦ 1006 уголь природный
газ
Свердловская ТЭЦ 1430 природный газ мазут
Первоуральская ТЭЦ 967 природный газ мазут
Верхотурская ГЭС 0 вода
5. ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ НЕЗАВИСИМЫХ
ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго"
ГТ ТЭЦ город Реж нет природный газ
данных
ЕКАТЕРИНБУРГСКАЯ ГТ ТЭЦ нет природный газ
данных
6. СТАНЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ 2485
ПРЕДПРИЯТИЙ
Качканарская ТЭЦ (ЕВРАЗ) 156 природный газ мазут
ТЭЦ Нижнетагильского 1115 природный газ доменный
металлургического комбината коксовый
газ
ТЭЦ ОАО "МК "Уралметпром" 221 природный газ мазут
ТЭЦ ОАО "НПК "Уралвагонзавод" 528 природный газ мазут
ТЭЦ Екатеринбургэнерго 465 природный газ мазут
ОАО "Уральский завод РТИ" Нет
данных
7. Итого 12140
по Свердловской энергосистеме
Глава 11. СТРУКТУРА ТОПЛИВНОГО БАЛАНСА
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ
Достигнутый уровень производства электроэнергии на электростанциях Свердловской области - 53,5 млрд. кВт.ч (в том числе 4,3 млрд. кВт.ч на АЭС). Кроме того, на электростанциях вырабатывается более 56 процентов тепловой энергии, производимой в области (36 млн. Гкал). При этом производство тепла котельными составляет 28 млн. Гкал, для чего используется 3,9 млн. т.у.т. газа, 325,4 тыс. т.у.т. угля и 358,8 тыс. т.у.т. продуктов переработки нефти.
Достигнутый объем потребления органического топлива в Свердловской области составляет 48 млн. т.у.т., в том числе электростанциями области потребляется свыше 22,5 млн. т.у.т., топливный эквивалент энергоресурсов АЭС - 1,4 млн. т.у.т., что составляет 6 процентов в топливном балансе электростанций области. На производство электроэнергии расходуется 16,5 млн. т.у.т. органического топлива.
Структура органического топлива, используемого при выработке электроэнергии тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ - 47 процентов, уголь - 52 процента, мазут - 1 процент.
Структура топлива, используемого на производство тепла тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ - 83 процента, уголь - 12 процентов, продукты переработки нефти - 2 процента, прочее - 3 процента.
Общая структура топливного баланса электростанций области с учетом топливного коэффициента АЭС составляет: газ - 52,8 процента, уголь - 40,4 процента, ядерное топливо - 4,5 процента, прочее - 2,3 процента.
Удельный расход топлива на отпущенный кВт.ч составляет 358,7 грамма условного топлива.
Удельный расход топлива на отпущенную Гкал тепловой энергии электростанциями составляет 164,4 кг.у.т., котельными 168,1 кг.у.т.
Наименее экономичными являются:
Богословская ТЭЦ - 575,4 г. у.т. на кВт.ч, 162,5 кг.у.т. на Гкал;
Красногорская ТЭЦ - 538,9 г. у.т. на кВт.ч, 161,0 кг.у.т. на Гкал;
Нижнетуринская ГРЭС - 469,1 г. у.т. на кВт.ч, 166,4 кг.у.т. на Гкал;
Серовская ГРЭС - 463,5 г. у.т. на кВт.ч, 184,6 кг.у.т. на Гкал.
Наиболее экономичным является новый блок на СУГРЭС - 220 г. у.т. на кВт.ч.
Основной угольной базой для электростанций Свердловской области является Экибастузский бассейн (Казахстан, Павлодарская область). Природный газ поступает из Западной Сибири. Структура топливного баланса электроэнергетического комплекса Свердловской области представлена на рисунке 13.
Рис. 13. СТРУКТУРА ТОПЛИВНОГО БАЛАНСА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Рисунок не приводится.
Наличие в Свердловской области крупнейшей угольной электростанции в стране Рефтинской ГРЭС обусловило долю угля в топливном балансе области гораздо более высокую, чем по стране в целом. Обеспечивая диверсифицированность топливной базы, Рефтинская ГРЭС тем не менее рассматривается в настоящее время как крупнейший в регионе загрязнитель, который наряду с выбросами оксидов углерода, азота и серы в атмосферу образует ежегодно около 4 млн. т твердых остатков в виде золы.
Энергоемкость ВРП Свердловской области в 2007 году составляла 48,4 т.у.т./млн. рублей в ценах 2007 года. В 2011 году энергоемкость ВРП региона составила 45,3 т.у.т./млн. рублей в ценах 2007 года, что ниже уровня энергоемкости 2007 года на 6,4 процента. Электроемкость в 2011 году составила 57,8 тыс. кВт.ч/млн. рублей в ценах 2007 года, что на 4,4 процента выше уровня 2007 года, теплоемкость составила 70,0 Гкал/млн. рублей в ценах 2007 года, что ниже уровня 2007 года на 17,9 процента.
Фактический рост энергоемкости ВРП Свердловской области в 2008 и 2009 годах осложняет выполнение задачи снижения энергоемкости ВРП к 2020 году на 40 процентов относительно уровня 2007 года, что определено в качестве задачи Указом Президента Российской Федерации от 04.06.2008 № 889 "О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики".
При этом динамика энергоемкости ВРП Свердловской области за 2007 - 2011 годы свидетельствует о наметившейся положительной тенденции к ее снижению.
Глава 12. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В РЕГИОНЕ
И СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОЭНЕРГИИ ОТ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
И КОТЕЛЬНЫХ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Достигнутый уровень производства составляет 62,8 млн. Гкал/год, из них 56 процентов покрывается от электростанций ОГК и ТГК, то есть с использованием когенерации. Кроме того, в покрытии тепловых нагрузок участвуют около 3000 котельных и станций промышленных предприятий.
СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Екатеринбургская промышленно-жилая агломерация (города Екатеринбург, Верхняя Пышма, Березовский, Среднеуральск (27 млн. Гкал/год)):
от электростанций ОГК и ТГК - 42,7 процента;
от СПП 12,6 процента;
от котельных - 44,7 процента;
город Каменск-Уральский (8,5 млн. Гкал/год):
Красногорская ТЭЦ - 49,4 процента;
от СПП - 23,8 процента;
от котельных - 26,8 процента;
город Первоуральск (4 млн. Гкал/год):
Первоуральская ТЭЦ - 42,5 процента;
от котельных - 57,5 процента;
город Краснотурьинск (5,5 млн. Гкал/год):
Богословская ТЭЦ - 94,5 процента;
от котельных - 5,5 процента;
город Серов (2 млн. Гкал/год):
Серовская ГРЭС - 15,7 процента;
от СПП - 26 процента;
от котельных - 58,3 процента;
город Нижний Тагил (8 млн. Гкал/год):
ТЭЦ НТМК - 39 процентов;
ТЭЦ УВЗ - 45,5 процента;
от котельных - 15,5 процента.
Необходимо отметить, что в настоящее время наблюдается рост числа котельных, в том числе крышных котельных, в зонах действия централизованного теплоснабжения, в связи с чем снижается доля комбинированной выработки тепла от электростанций, ухудшаются их технико-экономические показатели, увеличивается тарифная нагрузка на оставшихся потребителей, в том числе бюджетных потребителей и населения, ухудшается экологическая обстановка в городах.
Глава 13. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
К основным потребителям тепловой энергии относятся промышленный комплекс и население Свердловской области в виде отопительно-вентиляционной нагрузки, нагрузки горячего водоснабжения и технологической нагрузки промпредприятий.
Наиболее крупными промышленными потребителями тепловой энергии являются Богословский алюминиевый завод (4,44 млн. Гкал/год), Уральский алюминиевый завод (2,86 млн. Гкал/год), Качканарский ГОК (0,23 млн. Гкал/год), Первоуральский новотрубный завод (0,35 млн. Гкал/год), Уралмашзавод (0,26 млн. Гкал/год).
Глава 14. АНАЛИЗ НАЛИЧИЯ ВЫПОЛНЕННЫХ СХЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
В соответствии с Федеральным законом от 27.07.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении" в муниципальных образованиях в Свердловской области должны быть разработаны схемы теплоснабжения. Сводный анализ наличия выполненных схем теплоснабжения в муниципальных образованиях в Свердловской области приведен в приложении 5.
Выводы:
1. В большинстве муниципальных образований в Свердловской области существуют системы централизованного теплоснабжения, преимущественно работающие по открытой схеме.
2. Сложившиеся схемы теплоснабжения требуют проведения аудита. Они не всегда оптимальны как с точки зрения гидравлических режимов, так и с точки зрения возможности выдерживания температурных графиков, часто становятся "тормозом" для нового жилищного строительства. Учет в тепловых сетях не соответствует новым (рыночным) отношениям, это ведет к повышенным коммерческим и техническим потерям. Состояние тепловых сетей часто неудовлетворительное: предельная наработка, низкое качество отключающей и секционирующей арматуры, подтопляемость каналов, низкое качество наружной теплоизоляции.
3. Необходима оптимизация схем теплоснабжения на предмет обоснованности и достаточности схем централизованного и децентрализованного теплоснабжения.
Глава 15. ОПИСАНИЕ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА
Система теплоснабжения города Екатеринбурга является крупнейшей в Свердловской области. Численность населения Екатеринбурга составляет 1411,1 тыс. человек, площадь территории - 1025 кв. км. Теплоснабжение города (объекты жилфонда и соцкультбыта) осуществляется от 102 теплоисточников, из которых 40 муниципальных и 62 ведомственных. Эти теплоисточники подают тепловую энергию на объекты жилищного фонда, социальной сферы и прочим потребителям.
В городе Екатеринбурге центральным отоплением оборудовано ~ 23 млн. кв. м жилой площади (96 процентов жилого фонда города), горячим водоснабжением - 21,5 млн. кв. м жилой площади (90 процентов жилого фонда). Производительность водоподготовок для обеспечения горячего водоснабжения потребителей по схеме "открытого" водоразбора и восполнения утечек в сетях и потребительских системах 11000 куб. м/ч.
Суммарная установленная мощность теплоисточников города Екатеринбурга составляет 8327 Гкал/ч, располагаемая мощность - 6800 Гкал/ч, подключенная мощность - 5422 Гкал/ч.
Система централизованного теплоснабжения (СЦТ) города Екатеринбурга является крупнейшей в области. Она включает в себя пять источников теплоснабжения ОАО "ТГК-9" (Свердловскую ТЭЦ, Новосвердловскую ТЭЦ, Гурзуфскую и Кировскую котельную, котельную Академэнерго), Среднеуральскую ГРЭС ОАО "Энел ОГК-5", ТЭЦ ЕМУП "Екатеринбургэнерго" и ТЭЦ ОАО "Уралметпром". Суммарная нагрузка потребителей в зоне централизованного теплоснабжения ОАО "ТГК-9" составляет 3500 Гкал/час (66,9 процентов всей тепловой нагрузки города), потребление - около 10,5 млн. Гкал в год.
Характеристика зон теплоснабжения города Екатеринбурга представлена в таблице 10 и на рисунке 14.
ХАРАКТЕРИСТИКА ЗОН ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА
Таблица 10
Зона Теплоисточник Установ- Распола- Подклю- Дефицит
теплоснабжения ленная гаемая ченная или
мощность, мощность, нагрузка, резерв
Гкал/ч Гкал/ч Гкал/час тепловой
мощность,
Гкал/час
ТГК-9 Свердловская ТЭЦ 1430 1070 850,0 +220
Ново-Свердловская ТЭЦ 890 890 924,8 +35,2
Кировская котельная 300 70
Гурзуфская котельная 400 300 347,9 -47,9
Среднеуральская ГРЭС 1327 1114,7 1130,7 -16
(ОАО "Энел" ОГК-5)
ТЭЦ ЕМУП "Тепловые сети" 254 137 108,5 +28,5
ТЭЦ "Уралметпром" 509 159 188,3 -29,3
Котельная ЕМУП 134 70 77,7 -7,7
"Академэнерго"
Итого по зоне ТГК-9 5244 3810,7 3627,9 +182,8
Зона ТЭЦ-19 ЕМУП "Академэнерго" нет нет 154,40
"Вторчермет" данных данных
ТЭЦ ОАО "УРТИ" нет нет 219,27
данных данных
Итого по зоне "Вторчермет" 373,67
Зона Котельная ОАО "Уралхиммаш" нет нет 267,55
"Уралхиммаш" данных данных
Итого по зоне "Уралхиммаш" 267,55
Зона Котельная УрФУ нет нет 108,00
"Сортировочный" данных данных
и др. локальные
зоны Котельная ОАО НПП "Старт" нет нет 72,50
данных данных
Котельная ООО нет нет 42,38
"Юг-Энергосервис" данных данных
Другие источники нет нет 930,00
данных данных
Итого по зоне "Сортировочный" и др. 1152,88
локальные зоны
ИТОГО: 102 8327 6800 5422
Рис. 14. ХАРАКТЕРИСТИКА ЗОН ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ПО ПОДКЛЮЧЕННОЙ
НАГРУЗКЕ ОТ ОБЩЕГО КОЛИЧЕСТВА, ПРОЦЕНТОВ
Рисунок не приводится.
ОБЪЕМ, СТРУКТУРА И ДИНАМИКА РЫНКА
ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ЕКАТЕРИНБУРГА
Отпуск тепловой энергии в сеть в 2011 году составил 18,1 млн. Гкал, потери тепловой энергии в сети - 1,9 млн. Гкал (таблица 11). Объем рынка тепловой энергии в городе Екатеринбурге в 2010 году в части жилищно-коммунального сектора (без учета потребления промплощадок) составил 14,5 млн. Гкал, в том числе 9,2 млн. Гкал в год (63,7 процента) жилищными организациями.
СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Таблица 11
№ Наименование показателя Единицы 2009 год 2010 год 2011 год
п/п измерения
1. Отпуск тепловой энергии в сеть тыс. Гкал 17710,74 17917,51 18101
от теплоисточников, в том числе:
1) Среднеуральская ГРЭС тыс. Гкал 3744,45 3665,40 3532,40
2) Свердловская ТЭЦ тыс. Гкал 2449,20 2410,00 2445
3) Ново-Свердловская ТЭЦ тыс. Гкал 3119,51 3003,50 3012
4) Прочие теплоисточники тыс. Гкал 8397,58 8838,61 9111
2. Потери в тепловой энергии в сети тыс. Гкал 1675,72 1648,35 1857,2
3. Потери в тепловой энергии в сети процентов 9,46 9,20 10,26
4. Полезный отпуск тепловой тыс. Гкал 16035,02 16269,16 16243,8
энергии, в том числе:
1) Бюджетным потребителям тыс. Гкал 1690,01 1911,96 2000,4
2) Жилищным организациям и тыс. Гкал 9403,57 9226,79 9085,4
населению
3) Прочим потребителям тыс. Гкал 3272,52 3356,71 3367,6
4) Собственным нуждам тыс. Гкал 1668,92 1773,70 1790,40
теплоисточников
ХАРАКТЕРИСТИКА ДЕЙСТВУЮЩИХ МАГИСТРАЛЬНЫХ
И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
Протяженность магистральных тепловых сетей города Екатеринбурга составляет 206,33 км (в двухтрубном исчислении), разводящих и квартальных - около 1400 км. В городе имеется 12 насосных станций и 33 бака-аккумулятора горячей воды с суммарным объемом 96 тыс. куб. м, а также 405 тепловых пунктов. Структура магистральных сетей (по способу прокладки):
подземные - 106,03 км;
надземные - 100,3 км.
Средний диаметр магистральных сетей составляет 798 мм, средний диаметр разводящих и квартальных сетей - 177 мм.
Примерно 41 процент всех магистральных трубопроводов эксплуатируются более 25 лет, то есть более нормативного срока.
СЦТ объединяет 8 тепловых источников. Сети и оборудование ООО "Свердловская теплоснабжающая компания" - основа централизованного теплоснабжения города Екатеринбурга. Доля в теплоснабжении города - 66,9 процента. Общая подключенная тепловая нагрузка потребителей на 01.08.2010 составляет около 3500 Гкал/ч, суммарная циркуляция - 42000 тонн/час. Схема ГВС - открытая, объем подпитки системы составляет 9000 тонн/час.
Карта магистральных тепловых сетей с учетом перспективной застройки представлена на рисунке 15.
Рис. 15. КАРТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТЕПЛОВЫХ
СЕТЕЙ С УЧЕТОМ ПЕРСПЕКТИВНОЙ ЗАСТРОЙКИ
Рисунок не приводится.
Раздел 4. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Глава 16. ОСОБЕННОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Электроэнергетический комплекс Свердловской области характеризуется следующими особенностями:
1) наличие значительной доли электростанций, работающих в базовой части графика нагрузок (атомные и ТЭЦ);
2) избыточный баланс электрической энергии и мощности энергосистемы;
3) диверсифицированность генерации по топливу, позволяющая обеспечить более надежное электроснабжение потребителей;
4) практически полная зависимость Свердловской области от ввозимых энергоресурсов;
5) отсутствие централизованного электроснабжения ряда удаленных населенных пунктов на территории Свердловской области;
6) развитые межсистемные связи, обеспечивающие возможность выдачи избыточной мощности в дефицитные энергосистемы через соседние энергосистемы (Пермскую, Курганскую, Челябинскую).
Глава 17. "УЗКИЕ МЕСТА" ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
"Узкое место" - элемент (группа элементов) электрической сети или энергорайон (энергоузел), для которых в определенных схемно-режимных ситуациях (далее - СРС) в целях обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима требуется ввод графиков временного отключения (далее - ГВО) потребления электрической энергии (мощности) или ограничение генерирующей мощности станций.
При анализе "узких мест" энергосистемы Свердловской области рассматривались следующие схемно-режимные ситуации:
1) для зимнего периода рассматривались наиболее тяжелые нормативные возмущения (единичное аварийное отключение сетевого или генерирующего оборудования) для нормальной схемы;
2) для летнего (весеннего-осеннего) периода рассматривались наиболее тяжелые нормативные возмущения (единичное аварийное отключение сетевого или генерирующего оборудования) для нормальной и ремонтной схемы (ремонт одного сетевого элемента или одного элемента генерирующего оборудования).
В 2012 году на основании анализа электроэнергетических режимов в энергосистеме Свердловской области выявлено девять "узких мест", соответствующих указанным критериям. На рисунке 16 отмечены существующие "узкие места" с указанием величины ГВО.
Рис. 16. "УЗКИЕ МЕСТА" ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Рисунок не приводится.
Описание "узких мест", а также рекомендуемые мероприятия по их устранению приведены в приложении 6. Ликвидация "узких мест" повысит надежность энергосистемы Свердловской области, исключит необходимость ввода ограничения режима потребления в послеаварийных схемах как в зимний, так и в летний (весенне-осенний) период во время проведения ремонтной кампании.
Обосновывающие расчеты электрических режимов "узких мест" приведены в приложении 7.
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
Глава 18. ПРОБЛЕМЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА
Электросетевой комплекс Свердловской области характеризуется следующими проблемами:
1) значительное количество электросетевых объектов имеет высокий физический износ и требует незамедлительной реконструкции;
2) в эксплуатации остается значительное количество морально устаревших устройств РЗА, ПА, АИИСКУЭ, требуется реконструкция и модернизация общесистемных средств управления;
3) в эксплуатации остается значительное количество морально устаревшего маслонаполненного коммутационного оборудования, что снижает надежность энергосистемы и является негативным экологическим фактором;
4) на территории области находятся в эксплуатации ветхие линии 110 кВ и ниже и подстанции, срок эксплуатации которых превысил нормативный;
5) отмечаются пониженные уровни напряжения в послеаварийных режимах в Талицких, Артемовских и Западных электрических сетях филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" вследствие значительных протяженностей ЛЭП и отсутствия устройств компенсации реактивной мощности;
6) в муниципальном образовании "город Екатеринбург" наблюдается устойчивый рост энергопотребления, особенно в центральной части города. В то же время возможности размещения на существующих площадях новых инженерных сетей существенно ограничены. Вследствие этого происходит удорожание проектов развития электрической сети за счет применения комплектных распределительных устройств и строительства подстанций закрытого типа;
7) на территории области выявлена 141 бесхозяйных трансформаторная подстанция и 513 км распределительных сетей без надлежащего технического обслуживания, вследствие чего они ветшают и становятся неспособны нести расчетную нагрузку, не обеспечивают параметры ГОСТа по качеству электроэнергии (сверхнормативное падение напряжения и потери) и электробезопасность этих объектов;
8) имеются предприятия, владеющие непрофильными сетевыми объектами, эксплуатация которых находится на низком уровне или отсутствует, что также приводит к снижению надежности и электробезопасности объектов;
9) недостаточное финансирование реконструкции сети низкого уровня напряжения и отсутствие финансирования на поддержание сетей у мелких собственников;
10) распределенная на больших расстояниях нагрузка ведет к значительным затратам на создание условий для присоединения;
11) распределительные сети низкого напряжения находятся в собственности более 100 собственников. Многие собственники не несут ответственности за надежное электроснабжение потребителей, общая надежность и управляемость таких сетей снижается;
12) проблема оформления сервитутов на земельные участки охранных зон, доступа к территориям частной застройки, по которым проходят линии;
13) продолжительность оформления разрешительной документации на строительство новых объектов 0,4 - 10 кВ. Назрела необходимость введения упрощенной процедуры оформления разрешительной документации (акт выбора трассы, разрешение на строительство, постановление о выделении ЗУ, свидетельство о регистрации) на строительство новых объектов 0,4 - 10 кВ, что позволит ускорить процесс технологического присоединения физических и юридических лиц к электрической сети.
Глава 19. ПРОБЛЕМЫ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Существуют следующие проблемы генерирующих мощностей Свердловской области:
1) высокая степень физического износа энергетического оборудования. На данный момент более 60 процентов оборудования выработало ресурс, но оно все еще используется. Низкая экономичность (КПД 34 - 35 процентов, при достигнутых уровнях КПД в странах Европы на уровне 40 процентов). Для решения данной проблемы необходимо:
комплексно планировать модернизацию энергетического оборудования;
выводить из эксплуатации изношенное оборудование;
заменять (реконструировать) оборудование;
2) высокие удельные расходы топлива на производство электрической энергии;
3) ограничение конденсационной мощности в летний период из-за нехватки водных ресурсов;
4) исчерпание емкости существующих золоотвалов.
В настоящее время проводится полномасштабный эксперимент по переводу Рефтинской ГРЭС (на блоке № 5) на систему сухого золошлакоудаления, по итогам которого будет принято решение о целесообразности дальнейшего внедрения этой технологии, с учетом решения проблемы утилизации золы;
5) экологическая проблема - низкая эффективность золоулавливающих устройств. Для решения данной проблемы необходимо осуществить следующие мероприятия:
реконструкция золоулавливающих устройств;
реконструкция систем газоочистки;
реконструкция котлов, горелочных устройств;
6) во многих муниципальных образованиях в Свердловской области не разработаны перспективные схемы теплоснабжения. Отсутствие таких схем приводит к снижению эффективности энергоисточников (пример: неиспользование тепломагистралей ВТГРЭС, город Новоуральск, Серовская ГРЭС, город Серов). Планирование поможет определить целесообразность строительства энергетических объектов, повысить эффективность всей системы. Для решения данной проблемы необходимо законодательно утвердить разработку и пересмотр схем теплоснабжения муниципальных образований в Свердловской области один раз в 5 лет.
Проблемой развития генерирующих мощностей, обеспечивающих централизованное теплоснабжение муниципальных образований в Свердловской области, является необоснованный отказ потребителей от централизованного теплоснабжения. В результате этого:
ухудшаются технико-экономические показатели работы электростанции: увеличивается выработка электроэнергии по конденсационному циклу и, как следствие, повышается удельный расход условного топлива на отпущенный кВт.ч, что приводит к увеличению себестоимости электрической и тепловой энергии;
меняется топливный баланс региона, так как удельные расходы топлива на отпущенную Гкал в котельных значительно выше этого показателя на ТЭЦ;
происходит удорожание тарифов за тепловую энергию за счет увеличения себестоимости и значительных потерь в распределительных сетях, которые сохраняются при переводе на теплоснабжение от котельных. Потери в распределительных сетях с учетом их износа составляют от 20 до 40 процентов.
Необходимо сооружение дополнительных пиковых источников тепла, обеспеченных резервным топливом из условий ограничений подачи природного газа на основные теплоисточники - ТЭЦ в максимально холодный период зимы;
7) потеря долгосрочной заинтересованности собственников тепловых сетей в эффективной эксплуатации сетей по причине перехода потребителей на локальные источники теплоснабжения. Совершенствование нормативной и законодательной базы позволит решить эту проблему;
8) отсутствие экономических стимулов для содержания мощности теплоснабжающих источников. Решением проблемы является принятие расширенных тарифов в теплоснабжении промышленных и бытовых потребителей (двухставочных тарифов);
9) в настоящее время нет мотивационного механизма для развития энергоисточников малой и средней мощности, способных работать на местных энергоресурсов (в первую очередь торфе, лесных ресурсах).
Глава 20. ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ. РОСТ ПОВРЕЖДАЕМОСТИ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
ИЗНОС ОСНОВНЫХ ФОНДОВ
Износ объектов инженерной инфраструктуры выходит за допустимые пределы и приближается к критическому уровню 60 процентов, при котором резко растет аварийность инженерных сетей и оборудования. Так, за последние 10 лет износ основных фондов вырос в 2 раза, в коммунальном хозяйстве достиг 50 процентов, аварийность при этом значительно увеличилась. На рисунке 17 показано количество повреждений в магистральных тепловых сетях по городам присутствия ООО "СТК", включая 2011 год (по области и Екатеринбургу).
Рис. 17. КОЛИЧЕСТВО ПОВРЕЖДЕНИЙ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
ОБОСОБЛЕННОГО ПОДРАЗДЕЛЕНИЯ "СВЕРДЛОВСКИЕ
ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ" ООО "СТК"
Рисунок не приводится.
Резкое увеличение числа повреждений в отопительном сезоне 2006 - 2007 года и последующих происходит вследствие массового окончания нормативного срока эксплуатации теплотрасс. В межотопительный период 2012 года произошло 371 повреждение, что значительно больше числа повреждений прошлых лет из-за увеличения числа испытаний трубопроводов с 6 в 2009 году до 8 в последующие годы.
СНИЖЕНИЕ КАЧЕСТВА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Несмотря на формальное обеспечение существующих тепловых нагрузок потребителей, имеет место невыполнение качественных параметров тепловой энергии - температуры в подающем трубопроводе. Температурный дискомфорт в помещениях компенсируется за счет включения электронагревателей, что ведет к перегрузке и высокой аварийности в электросетях.
Наличие "температурных срезок" в утвержденных температурных графиках по основным тепловым источникам системы при температуре наружного воздуха ниже -18 град. C является следствием дефицита тепловой мощности и недостаточного количества пиковых источников тепла. Это приводит к снижению температуры в помещениях потребителей при расчетных температурах наружного воздуха.
В таблице 12 приведены основные проблемы в системе теплоснабжения в Свердловской области.
ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Таблица 12
Проблема Описание проявлений Причина
1 2 3
Надежность 1) значительное увеличение 1) окончание нормативного
числа повреждений срока эксплуатации более
теплосетей; 40 процентов теплотрасс;
2) увеличение числа 2) 99 процентов повреждений
случаев нанесения вреда теплотрасс происходит
здоровью третьих лиц и в результате наружной
повреждения имущества коррозии;
третьих лиц 3) большая часть конструкций
тепловых сетей города
не обеспечивает надежной
защиты трубопровода
при воздействии внешней среды;
4) неэффективность
существующей ливневой
канализации и дренажных систем
Качество 1) ухудшение качества ГВС 1) проведение гидроиспытаний,
(температура, при которых необходимо
органолептические снижение температуры
параметры) подпиточной воды
в межотопительный период, до 40 градусов;
периоды запуска отопления, 2) открытый водоразбор ГВС
начала циркуляции в летний период по одному
внутридомовых систем; трубопроводу;
2) недогрев теплоносителя 3) дефицит тепловой мощности и
для потребителей недостаток пиковых источников
при температурах тепла для покрытия нагрузок
наружного воздуха во всем диапазоне температур
от минус 20 град. C и ниже наружного воздуха;
4) отсутствие систем
рециркуляции во многих домах
города, низкое качество
изоляции внутридомовых систем
Организационно- 1) уровень собираемости 1) низкая платежная дисциплина
финансовые денежных средств ТСЖ, управляющих компаний и
по управляющим компаниям прочих жилищных организаций
(97,8 процента), ТСЖ и
прочим жилищным
организациям
(95,1 процента) ниже
среднего уровня по городу,
при этом доля потребления
жилищными организациями
составляет 67 процентов
от объема рынка
тепловой энергии
в городе Екатеринбурге
Обеспечение 1) с учетом выданных 1) неразвитая система
развития города технических условий транспортировки тепловой
на подключение к системе энергии, низкая пропускная
централизованного способность тепловых сетей,
теплоснабжения новых недостаточная располагаемая
объектов дефицит мощность ряда теплоисточников
составляет 131 Гкал/час
Глава 21. ОСОБЕННОСТИ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Свердловская область зависит от возможностей приема энергетического топлива из других регионов, в том числе из Казахстана. В период 1980 - 1990 годов произошел перевод значительного объема генерирующих мощностей, работавших на угле, на сжигание газа. Этому способствовали рост добычи газа в Тюменской области, ограничение по провозным способностям железных дорог и специальный режим ценообразования на газ для нужд электроэнергетики. Таким образом, сформировалась долговременная тенденция к повышению роли природного газа.
Однако наличие в Свердловской области крупнейшей угольной электростанции в стране Рефтинской ГРЭС обусловило долю угля в топливном балансе области гораздо более высокую, чем по стране в целом. Учитывая, что через Свердловскую область проходят головные участки магистральных газопроводов, а уголь является дальнепривозным, целесообразно сохранить в топливном балансе ее электростанций весомую долю газа.
Наиболее крупные риски по обеспечению топливом связаны с дальностью перевозок Экибастузского угля.
Кроме угля и газа для Свердловской области важна перспектива развития атомной энергетики, а также создание генерирующих мощностей на торфе. Использование торфа целесообразно в первую очередь для малой и распределенной генерации.
Формирование перспективной структуры энергетического топлива должно сопровождаться минимизацией затрат на его получение, особенно в части угля, диверсификацией, использованием новых возможностей малой и распределенной генерации, энергетических технологий на торфе и других возобновляемых ресурсах и оптимизацией энергетических режимов.
В Свердловской области наблюдается устойчивый тренд снижения производства (потребления) тепловой энергии, одной из причин которого является снижение потребления населением, на долю которого приходится около 35 процентов от общей величины распределенного ресурса. Положительное изменение потребления теплоэнергии населением может быть объяснено постепенным осуществлением энергосберегающих мероприятий в жилищном секторе, а именно: введение средств учета и автоматизации с возможностью регулирования подачи тепла, применение новых энергоэффективных технологий строительства, увеличение числа вводимых жилых домов, использующих альтернативные источники теплоснабжения и другие.
Глава 22. ВЛИЯНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ НА ЗАГРЯЗНЕНИЕ
ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Решение проблем негативного воздействия электроэнергетики на окружающую среду в Свердловской области актуально. Например, Рефтинская ГРЭС рассматривается в настоящее время как крупнейший в регионе загрязнитель, который наряду с выбросами оксидов углерода, азота и серы в атмосферу, а при переходе на систему сухого золоудаления будет образовывать ежегодно 5,4 млн. т твердых остатков в виде сухой золы, возможность утилизации которой оценивается в объеме от 1 до 2 млн. тонн в год.
Динамика выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от предприятий энергетики, а также их вклад в суммарный выброс по Свердловской области показаны в таблице 13 и на рисунках 18 и 19.
Динамика сбросов загрязненных сточных вод от предприятий энергетики и их вклад в суммарный сброс по Свердловской области показаны в таблице 14. Динамика водоотведения загрязненных сточных вод в поверхностные водные объекты Свердловской области и вклад водоотведения загрязненных сточных вод в поверхностные водные объекты в 2012 году предприятиями энергетики показаны на рисунках 20 и 21.
Динамика обращения с отходами на предприятиях энергетики по Свердловской области и вклад предприятий энергетики в общий объем размещения отходов показаны в таблице 15 и на рисунках 18 и 19.
ДИНАМИКА ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ
ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ И ИХ ВКЛАД В СУММАРНЫЙ ВЫБРОС
ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ТЫС. Т/ГОД
Таблица 13
№ Наименование предприятия 2007 2009 2010 2011 2012
п/п год год год год год
1 2 3 4 5 6 7
1. Филиал "Рефтинская ГРЭС" 306,2 313,7 387,8 305,0 317,3
ОАО "Энел ОГК-5"
2. Филиал "Верхнетагильская ГРЭС" 35,1 39,8 41,9 42,4 41,3
ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
3. Филиал "Среднеуральская ГРЭС" 8,6 7,5 7,5 8,0 7,8
ОАО "Энел ОГК-5"
4. Филиал ОАО "ОГК-2" - 35,7 35,9 36,3 37,7 35,2
Серовская ГРЭС
5. Богословская ТЭЦ 19,4 17,6 14,3 17,7 18,2
(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")
6. Нижнетуринская ГРЭС 14,3 13,8 13,2 12,0 11,3
(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")
7. Красногорская ТЭЦ 22,0 21,2 21,4 19,9 17,1
(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")
8. Ново-Свердловская ТЭЦ 5,5 6,2 5,9 5,8 5,8
(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")
9. Свердловская ТЭЦ 0,9 1,3 1,2 1,0 1,0
(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")
10. Первоуральская ТЭЦ 0,8 0,7 0,8 0,85 0,7
(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")
11. Верхотурская ГЭС 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")
12. Филиал ОАО "Концерн Росэнергоатом" 0,6 0,6 0,8 0,5 0,8
"Белоярская Атомная Станция"
Всего 451,0 459,3 531,8 451,2 456,5
Всего по области 1255,1 1163,8 1195,9 1103,1 1128,8
Вклад данных предприятий 35,9 39,5 44,5 40,9 40,4
в суммарный выброс по области, %
Рис. 18. ДИНАМИКА ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
В АТМОСФЕРУ ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ (ТЫС. Т)
Рисунок не приводится.
Рис. 19. ВКЛАД ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ В СУММАРНЫЙ ВЫБРОС
ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ (ТЫС. Т)
Рисунок не приводится.
ДИНАМИКА СБРОСОВ ЗАГРЯЗНЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД
ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ И ИХ ВКЛАД В СУММАРНЫЙ СБРОС
ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Таблица 14
№ Наименование Объем сброса загрязненных Масса сброса загрязняющих Примечание
п/п электростанции сточных вод, млн. м куб веществ, тыс. тонн
2009 2010 2011 2012 2009 2010 2011 2012
год год год год год год год год
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
1. Филиал "Рефтинская 29,050 28,660 19,890 22,640 5,822 5,320 7,660 10,830
ГРЭС" ОАО
"Энел ОГК-5"
2. филиал 6,070 6,500 6,100 6,100 3,925 4,930 2,490 3,890
"Верхнетагильская
ГРЭС" -
ОАО "ИНТЕР РАО -
Электрогенерация"
3. филиал 0,000 0,000 0,000 0,000 0,326 0,360 0,330 0,660 сбрасывают
"Среднеуральская нормативно-
ГРЭС" ОАО очищенные и
"Энел ОГК-5" нормативно-
чистые воды
4. Филиал 0,046 0,030 0,040 0,030 0,145 0,118 0,470 0,930 сбрасывают
ОАО "ОГК-2" - нормативно-
Серовская ГРЭС очищенные и
нормативно-
чистые воды
5. Богословская ТЭЦ 0,000 0,470 0,950 0,470 0,000 0,483 0,970 0,480
(Свердловский
филиал
ОАО "ТГК-9")
6. Нижнетуринская 2,218 2,160 2,220 2,830 0,019 0,017 0,012 0,011
ГРЭС (Свердловский
филиал
ОАО "ТГК-9")
7. Красногорская ТЭЦ 0,000 0,095 0,000 0,000 0,002 0,002 0,002 0,001 сбрасывают
(Свердловский нормативно-
филиал чистые воды
ОАО "ТГК-9") (0,09 млн.
м куб.)
8. Ново-Свердловская 0,000 0,000 0,000 0,000 0,400 0,470 0,400 0,380 сбрасывают
ТЭЦ (Свердловский нормативно-
филиал чистые воды
ОАО "ТГК-9")
9. Свердловская ТЭЦ 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 сброс сточных
(Свердловский вод
филиал не осуществляют
ОАО "ТГК-9")
10. Первоуральская ТЭЦ 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 сброс сточных
(Свердловский вод
филиал не осуществляют
ОАО "ТГК-9")
11. Качканарская ТЭЦ 0,033 0,003 0,030 0,040 0,003 0,003 0,005 0,006
(Свердловский
филиал
ОАО "ТГК-9")
12. Верхотурская ГЭС 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000
(Свердловский
филиал
ОАО "ТГК-9")
13. Режевская ГТ ТЭЦ 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 сброс сточных
вод
не осуществляют
14. ТЭЦ ОАО "МК информация
"Уралметпром" отдельно по ТЭЦ
отсутствует,
только в целом
по предприятию
15. ТЭЦ НТМК информация
отдельно по ТЭЦ
отсутствует,
только в целом
по предприятию
16. ТЭЦ УВЗ информация
отдельно по ТЭЦ
отсутствует,
только в целом
по предприятию
17. ТЭЦ УТМЗ информация
отдельно по ТЭЦ
отсутствует,
только в целом
по предприятию
18. Филиал ОАО 0,371 0,347 0,312 0,340 0,541 0,540 0,390 0,370
"Концерн
Росэнергоатом"
"Белоярская АЭС"
19. Екатеринбургская 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 сброс сточных
ГТ ТЭЦ вод
не осуществляют
ИТОГО 37,788 38,265 29,542 32,450 11,183 12,243 12,729 17,558
Всего 780,32 763,42 771,34 712,28 472,3 473 491,2 479,9
по Свердловской
области
Доля, проценты 4,8 5,0 3,8 4,6 2,4 2,6 2,6 3,7
Рис. 20. ДИНАМИКА ВОДООТВЕДЕНИЯ ЗАГРЯЗНЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД
В ПОВЕРХНОСТНЫЕ ВОДНЫЕ ОБЪЕКТЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
(МЛН. КУБ. М)
Рисунок не приводится.
Рис. 21. ВКЛАД ВОДООТВЕДЕНИЯ ЗАГРЯЗНЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД
В ПОВЕРХНОСТНЫЕ ВОДНЫЕ ОБЪЕКТЫ В 2012 ГОДУ
ПРЕДПРИЯТИЯМИ ЭНЕРГЕТИКИ (МЛН. КУБ. М)
Рисунок не приводится.
ДИНАМИКА ОБРАЩЕНИЯ С ОТХОДАМИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ
ЭНЕРГЕТИКИ, ТЫС. ТОНН/ГОД
Таблица 15
Код ХС Наименование Образовано, тыс. тонн Использовано, тыс. тонн Размещено, тыс. тонн
предприятия
2007 год 2009 год 2010 год 2011 год 2012 год 2007 год 2009 год 2010 год 2011 год 2012 год 2007 год 2009 год 2010 год 2011 год 2012 год процентов процентов
2011 года 2012 года
к 2007 к 2007
году году
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
10016 ОАО "Российский концерн 1,195 0,905 2,227 0,939 1,147 0,019 0,000 0,000 0,000 0,000 0,001 0,002 0,000 0,000 0,000 0,00 0
по производству
электрической и
тепловой энергии
на атомных станциях",
филиал "Белоярская
Атомная Станция"
10826 Филиал "Рефтинская 3763,012 4307,954 5364,773 4866,558 4965,880 124,710 0,105 0,000 174,029 225,646 3656,973 4208,477 5225,468 4686,470 4734,890 128,15 129,475
ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5"
10828 Свердловская ТЭЦ 0,152 0,162 0,150 0,225 0,234 0,006 0,000 0,001 0,001 0,000 0,028 0,034 0,050 0,059 0,000 214,69 0
(Свердловский филиал
ОАО "Территориальная
генерирующая компания
№ 9")
10829 Красногорская ТЭЦ 218,390 215,134 240,884 198,125 174,112 0,031 0,097 0,039 0,039 0,084 217,964 214,819 240,700 197,903 173,895 90,80 79,781
(Свердловский филиал
ОАО "Территориальная
генерирующая компания
№ 9")
10830 Богословская ТЭЦ 320,519 342,153 305,995 343,607 326,642 0,000 0,000 0,000 0,000 0,004 318,275 341,316 305,157 342,620 325,521 107,65 102,276
(Свердловский филиал
ОАО "Территориальная
генерирующая компания
№ 9")
10831 Качканарская ТЭЦ 0,297 0,233 0,385 0,296 0,000 0,000 0,000 0,000 0,014 0,011 0,038 0,003 24,83 0
(Свердловский филиал
ОАО "Территориальная
генерирующая компания
№ 9")
10832 Филиал "Среднеуральская 1,206 0,889 1,040 1,386 1,722 0,107 0,000 0,000 0,000 0,000 0,127 0,122 0,129 0,124 0,602 97,62 472,527
ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5"
10833 Нижнетуринская ГРЭС 194,977 199,784 190,741 180,024 188,209 0,020 0,000 0,000 0,000 0,000 194,534 199,524 190,376 179,426 187,291 92,23 96,276
(Свердловский филиал
ОАО "Территориальная
генерирующая компания
№ 9")
10834 Филиал ОАО "Вторая 561,616 538,429 555,748 644,107 526,286 0,213 0,124 0,033 0,015 0,034 561,016 538,123 555,227 642,737 524,694 114,57 93,525
генерирующая компания
оптового рынка
электроэнергии" -
Серовская ГРЭС
462335 Первоуральская ТЭЦ 0,576 0,086 0,135 0,132 0,219 0,013 0,000 0,000 0,000 0,000 0,001 0,005 0,003 0,000 0,002 2,36 314,960
(Свердловский филиал
ОАО "Территориальная
генерирующая компания
№ 9")
910118 Ново-Свердловская ТЭЦ 0,581 0,342 0,427 0,622 0,388 0,009 0,000 0,000 0,000 0,000 0,103 0,133 0,140 0,132 0,134 128,45 129,940
(Свердловский филиал
ОАО "Территориальная
генерирующая компания
№ 9")
1001204 Филиал 4100,790 560,176 621,518 594,271 629,995 0,035 0,002 0,006 0,000 0,001 409,708 559,132 607,204 571,706 592,500 139,54 144,615
"Верхнетагильская
ГРЭС" -
ОАО "ИНТЕР РАО -
Электрогенерация"
1003837 Верхотурская ГЭС 0,003 0,011 0,007 0,015 0,014 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,003 0,000 0,000 0,000 0,000 2,31 0
(Свердловский филиал
ОАО "Территориальная
генерирующая компания
№ 9")
Итого по ЭС 9163,316 6166,257 7284,030 6830,307 6814,848 125,164 0,329 0,080 174,084 225,769 5358,747 6061,697 7124,491 6621,181 6539,529 123,56 122,034
Всего по области 185029,6 156129,7 177599,4 185909,349 198988,3 86012,4 68013,9 74065,5 92348,02 86042,358 114964,1 94890,1 108646,4 117030,506 119026,88 101,80 103,533
В процентах от общего 4,952 3,949 4,101 3,674 3,425 0,146 0,000 0,000 0,189 0,262 4,661 6,388 6,558 5,658 5,494
объема отходов
Рис. 22. ДИНАМИКА РАЗМЕЩЕНИЯ ОТХОДОВ
ПРЕДПРИЯТИЯМИ ЭНЕРГЕТИКИ
Рисунок не приводится.
Рис. 23. ВКЛАД ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ
В ОБЩИЙ ОБЪЕМ РАЗМЕЩЕНИЯ ОТХОДОВ (ТЫС. Т)
Рисунок не приводится.
Основным требованием к предприятиям энергетики является снижение показателей негативного воздействия на окружающую среду в объемах, предусмотренных Концепцией экологической безопасности Свердловской области на период до 2020 года, одобренной Постановлением Правительства Свердловской области от 28.07.2009 № 865-ПП "О Концепции экологической безопасности в Свердловской области на период до 2020 года":
снижение в 2020 году к 2007 году:
1) валового выброса загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 28,3 процента;
2) сброса загрязненных сточных вод на 25,1 процента;
3) количества размещаемых отходов на 39 процентов.
Улучшение экологических показателей отрасли будет достигаться при выполнении реконструкции и модернизации объектов энергетики, предусмотренных схемой и программой развития энергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года, в том числе на Рефтинской ГРЭС будет реализована программа мероприятий предусматривающих мероприятия по снижению негативного воздействия Рефтинской ГРЭС на окружающую среду, согласованная с Правительством Свердловской области в рамках Соглашения о взаимодействии в сфере охраны окружающей среды между Правительством Свердловской области открытого акционерного общества "Энел ОГК-5".
Глава 23. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Анализ энергетической безопасности Свердловской области и Уральского федерального округа, проведенный Институтом экономики и Институтом теплофизики УрО РАН, показал, что территория области в течение 2005 - 2009 годов находилась в кризисном состоянии. Основными причинами неудовлетворительного состояния энергобезопасности Свердловской области являются:
1) высокий износ основных производственных фондов;
2) высокая степень зависимости Свердловской области от привозного топлива;
3) относительно высокое экологическое давление тепловых электростанций на территорию области.
Глава 24. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Под термином "малая генерация" приняты электростанции мощностью до 25 МВт и котельные 20 Гкал/час. Одновременно для объектов малой генерации целесообразно ввести следующую классификацию по виду использования первичной энергии:
1) энергообъекты, использующее привозное органическое топливо (уголь, газ, мазут);
2) энергообъекты на местном топливе (торф, отходы лесопереработки, местный природный газ);
3) энергообъекты, на основе возобновляемых источников энергии (гидроэнергетика, солнечные и ветростанции, биотопливо и иные).
Несмотря на то, что Свердловская область является одним из крупнейших производителей и потребителей энергоресурсов в Российской Федерации, малая энергетика в регионе развита слабо и практически не имеет влияния на развитие энергосистемы и экономики региона. За последние 15 лет перечень всех объектов малой энергетики Свердловской области, запущенных в эксплуатацию, включает в себя 21 мини ТЭЦ (на базе когенерационных агрегатов суммарной установленной электрической мощностью 50,6 МВт), что составляет менее 1 процента от установленной мощности Свердловской энергосистемы, причем часть введенных мощностей уже не используется.
Выгоды от развития малой энергетики для региона и потребителей Свердловской области:
1) снижение потребления в энергетике привозного невозобновляемого органического топлива;
2) повышение эффективности использования топлива за счет комбинированной выработки тепловой и электрической энергии;
3) ограничение роста цен на тепловую и электрическую энергию;
4) повышение надежности энергоснабжения, эффективное решение проблемы дефицита генерирующих мощностей в отдельных энергоузлах;
5) решение вопросов энергоснабжения удаленных территорий;
6) повышение экологической эффективности выработки тепловой и электрической энергии;
7) высокая эффективность преобразования энергии;
8) низкая себестоимость производства электрической и тепловой энергии.
Определяющими факторами в развитии рынка малой генерации на территории Свердловской области являются:
1) уровень развития технологий, уровень цен на оборудование малой энергетики;
2) уровень цен на рынках энергии в сопоставлении со стоимостью первичных энергоресурсов;
3) государственная политика и законодательство в области малой энергетики;
4) порядок согласований разрешительной документации и технических условий на подключение к инженерным сетям.
Причины, препятствующие быстрому развитию малой энергетики (исходя из градации по видам использования первичных энергоресурсов):
1. Энергетика на привозном органическом топливе.
Промышленные предприятия Свердловской области способны самостоятельно, причем достаточно быстрыми темпами, вводить новые мощности в центрах электрических и тепловых нагрузок. Однако сдерживающим фактором являются относительно сложные и требующие временных, а зачастую и значительных финансовых издержек мероприятия по доступу (выполнению технических условий) к инженерной инфраструктуре (газовые, электрические и тепловые сети) и получение необходимых согласований. Также в регионе не накоплен достаточный опыт реализации проектов в области малой генерации, который может стимулировать потребителей к форсированию проектов, направленных на энергосбережение путем строительства объектов малой генерации.
2. Энергетика на местном топливе.
В Свердловской области имеется значительный собственный топливный потенциал, пригодный для замещения привозного топлива: имеются запасы торфа (более 3 млрд. тонн) и биомассы (до 0,5 млн. тонн/год). Вблизи города Красноуфимска начата разработка запасов природного газа с потенциальным ежегодным дебетом 1,5 - 2 млрд. куб. м. Отдельно необходимо отметить слабое развитие энергетики на отходах лесопереработки.
В 2012 году в Тугулыме запущена полностью автоматизированная котельная мощностью 7 МВт на торфе. Таким образом дан старт началу возрождения в Свердловской области торфодобывающего кластера. В рамках данного проекта кроме строительства новых котельных и переводе существующих угольных котельных на торф, планируется строительство завода по переработке топлива, разработка логистических схем доставки торфа до котельных. В дальнейшем возможно строительство электростанции мощностью до 50 МВт. Развитие торфодобывающего кластера в Свердловской области позволит снизить зависимость от угля, в том числе привозимого из Экибастузского бассейна Казахстана.
Причинами низкого использования местного топлива являются:
1) высокая стоимость капитальных вложений в объекты энергетики и инфраструктуры;
2) слабая государственная поддержка развития добычи торфа и его использования на объектах энергетики;
3) недостаточный опыт реализации проектов в регионе на основе использования отходов лесопереработки.
3. Энергетика на основе возобновляемых источников энергии.
Альтернативные и возобновляемые виды малой энергетики (объекты, использующие солнечную, ветровую энергию, низкопотенциальные термальные источники (низкопотенциальное тепло Земли) и иные органоминеральные образования, добываемые в объемах их естественного воспроизводства, биомасса в виде отходов промышленности, жилищно-коммунального хозяйства, бытовых отходов) в Свердловской области не распространены.
На территории области протекает более 18 тысяч рек и речек. Имеется более 100 водоемов с объемом воды выше 1 млн. куб. м, большая часть из них имеет регулируемый водосброс. Гидрологический потенциал характеризуется следующими особенностями:
1) наличие рек большими дебитами и малыми перепадами высот по длине русла;
2) наличие рек с малыми дебитами и значительными перепадами высот;
3) наличие большого количества искусственных водоемов (прудов) с регулируемым водосбросом небольшой высоты (2 - 10 м);
4) значительная годовая неравномерность дебита рек.
Указанные факторы требуют детального обоснования использования энергии рек. В области действует лишь одна ГЭС - Верхотурская установленной мощностью 7 МВт.
В целом по области существующие гидрологический потенциал оценивается экспертами на уровне 300 МВт, в том числе на 12 существующих гидротехнических сооружениях возможна установка электростанций мощностью более 1 МВт (р. Сосьва - г. Серов, р. Тура - г. В. Тура, р. Исеть - г. Каменск-Уральский).
Научные разработки последних лет по совершенствованию энергетической техники для мини- и микро-ГЭС позволяют ставить вопрос о восстановлении заброшенных мини-ГЭС области (Верхнесысертская, Алапаевская, Афанасьевская, Ирбитская, Речкаловская и иные) и сооружении ряда новых мини- и микро-ГЭС.
Область характеризуется достаточно неравномерным распределением ветровых потоков по территории. В таблице 16 приведены данные по среднегодовым и среднемесячным скоростям ветра для ряда точек на территории.
СРЕДНЕГОДОВЫЕ И СРЕДНЕМЕСЯЧНЫЕ СКОРОСТИ ВЕТРА
ДЛЯ РЯДА ТОЧЕК НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Таблица 16
Место наблюдения Средняя скорость
ветра, м/с
Екатеринбург 3,8
Верхотурье 3
Гари 3
Ивдель 2,5
Нижний Тагил 3,6
гора Благодать 5,8
К зонам высоких ветров могут быть отнесены вершины отрогов Уральского хребта (гора Благодать, гора Качканар, гора Магнитная и др.), где среднегодовые скорости ветра находятся на уровне 5,5 - 10 м/с, и прилегающие к Свердловской области с севера области Северо-Сосьвинской возвышенности, где среднегодовая скорость ветра оценивается на уровне 6 - 12 м/с.
Существующие технологии получения биогаза из отходов животноводства для Свердловской области позволяют сделать оценку объема производства биогаза - 1000 куб. м/сут., что соответствует экономии органического топлива около 370 тыс. т.у.т./год. Несмотря на кажущуюся незначительность этой экономии, целесообразно сооружение биогазовых станций на площадках крупных животноводческих хозяйств.
Основным препятствием для внедрения объектов малой энергетики на основе альтернативных и возобновляемых источников энергии являются:
относительно низкий потенциал источников альтернативной энергии в регионе (солнце, ветер);
значительные капвложения на единицу установленной мощности (все источники альтернативной и возобновляемой энергии).
Раздел 5. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Глава 25. ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ
Основной целью развития энергетики Свердловской области является создание условий для занятия лидирующего положения Свердловской области в экономике, промышленности и социальной сфере. Это подразумевает обеспечение потребностей экономики области в энергоресурсах с учетом обеспечения конкурентоспособности экономики и энергобезопасности, а также достижение передовых показателей качества жизни населения Свердловской области.
Для реализации цели развития энергетики Свердловской области необходимо решить следующие задачи:
1) обеспечение надежного и качественного электроснабжения населения на всей территории Свердловской области, включая удаленные территории, где целесообразно развитие технологий распределенной энергетики;
2) модернизация и замена морально устаревшего оборудования электросетевого хозяйства;
3) внедрение экономически эффективных и экологически безопасных технологий производства и распределения электрической и тепловой энергии;
4) участие в разработке и внедрении наукоемких инновационных технологий для обеспечения развития электроэнергетического комплекса Свердловской области в соответствии со стратегическими ориентирами социально-экономического развития Свердловской области и Энергетической стратегии России;
5) снижение зависимости электроэнергетического комплекса от ввозимого органического топлива;
6) снижение избыточности энергосистемы до уровня гарантированного самобалансирования.
Глава 26. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ
МАКСИМАЛЬНЫЙ ВАРИАНТ
Расчеты прогнозной потребности энергосистемы Свердловской области в электроэнергии и электрической мощности на перспективу до 2018 года по максимальному варианту выполнены с использованием информации по крупным потребителям, а именно:
опросные данные;
заявки на присоединение электрической мощности (в филиалы ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала и ОАО "МРСК Урала");
схемы внешнего электроснабжения предприятий, схемы развития электрических сетей энергосистем (энергоузлов), схемы выдачи мощности электростанций и другие проработки;
данные по инвестиционным проектам.
Прогноз потребления по максимальному варианту предполагает оптимистический сценарий развития экономики и промышленности Российской Федерации и субъекта Российской Федерации в частности.
В период 1991 - 2011 годов потребление электроэнергии в зоне ОЭС Урала и Свердловской региональной энергосистемы находилось под макроэкономическим воздействием, что сохраняется и в прогнозном периоде.
По коммунально-бытовому хозяйству Свердловской области и муниципальному образованию "город Екатеринбург" на перспективу до 2018 года рост потребления в электрической мощности учтен в объеме выданных электроснабжающими организациями технических условий по подключению заявленной электрической нагрузки.
Прогнозные уровни электропотребления Свердловской энергосистемы на период до 2018 года, полученные с учетом отмеченных расчетных условий, приводятся в таблице 17. График изменения электропотребления показан на рисунке 24. Годовой темп электропотребления в процентах по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 25.
ПРОГНОЗ СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ
ПО МАКСИМАЛЬНОМУ ВАРИАНТУ (МЛН. КВТ.Ч)
Таблица 17
Период Факт Прогноз
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
год год год год год год год
Электропотребление, 46867 49250 50590 51990 54070 55630 56340
млн. кВт.ч
Абсолютный прирост 678,6 2383,0 1340,0 1400,0 2080,0 1560,0 710,0
электропотребления
(по отношению
к предшествующему
году), млн. кВт.ч
Темпы прироста 1,47 5,1 2,7 2,8 4,0 2,9 1,3
электропотребления
(по отношению
к предшествующему
году), проценты
60000
млн. 56340
кВт.ч 54070 55630
50590 51990 xxxxxxx
49250 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
50000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
46867 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
40000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
30000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
20000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
10000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
0
2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. года
Рис. 24. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ПО МАКСИМАЛЬНОМУ ВАРИАНТУ (МЛН. КВТ.Ч)
6,0
5,1
5,0 xxxxxxx
xxxxxxx
xxxxxxx
xxxxxxx
xxxxxxx 4,0
4,0 xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx
Среднегодовой xxxxxxx xxxxxxx
прирост xxxxxxx xxxxxxx
в процентах xxxxxxx 2,8 xxxxxxx 2,9
3,0 xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx 2,7 xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
2,0 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
1,5 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx 1,3
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
1,0 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
0,0
2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. года
Рис. 25. ГОДОВОЙ ПРИРОСТ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ
В ПРОЦЕНТАХ ПО МАКСИМАЛЬНОМУ ВАРИАНТУ (МЛН. КВТ.Ч)
В соответствии с выполненным прогнозом спрос на электроэнергию в Свердловской энергосистеме в период 2014 - 2018 годов будет расти и к 2018 году составит 56340 млн. кВт.ч. Среднегодовой прирост потребления электроэнергии составит 3 процента.
Прогнозные уровни максимумов нагрузки Свердловской энергосистемы на период до 2018 года приведены в таблице 18. График изменения максимумов нагрузки показан на рисунке 26. Годовой темп изменения максимума нагрузки в процентах по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 27.
В соответствие с выполненными прогнозами максимальная нагрузка по энергосистеме будет в 2018 году и составит 8100 МВт. Среднегодовой прирост нагрузки в период 2014 - 2018 годов ожидается на уровне 2,6 процента в год.
ПРОГНОЗ МАКСИМУМОВ НАГРУЗКИ ПО МАКСИМАЛЬНОМУ ВАРИАНТУ (МВТ)
Таблица 18
Наименование Факт Прогноз
показателя
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
год год год год год год год
Собственный 6960 7180 7390 7570 7790 7980 8100
максимум нагрузки,
МВт
Абсолютный прирост 212 220 210 180 220 190 120
максимума нагрузки
(по отношению
к предшествующему
году), МВт
Темпы прироста 3,14 3,2 2,9 2,4 2,9 2,4 1,5
(по отношению
к предшествующему
году), проценты
8100
8200
7980 xxxxxx
8000 xxxxxx
xxxxxx
7790 xxxxxx xxxxxx
7800 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
7570 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7600 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7390 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7400 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
МВт 7180 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7200 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6960 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7000 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6800 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6600 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6400 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6200
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 год
Рис. 26. ПРОГНОЗ МАКСИМУМОВ НАГРУЗКИ
ПО МАКСИМАЛЬНОМУ ВАРИАНТУ (МВТ)
3,5
3,2
3,14
xxxxxx 2,9 2,9
3 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx 2,4 xxxxxx 2,4
2,5 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
Изменение xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
максимума 2 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
нагрузки xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
в процентах xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx 1,5
1,5 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
1 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0,5 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 год
Рис. 27. ГОДОВОЙ ТЕМП ИЗМЕНЕНИЯ МАКСИМУМА НАГРУЗКИ
ПО МАКСИМАЛЬНОМУ ВАРИАНТУ (В ПРОЦЕНТАХ)
В приложении 9 представлены данные о перспективных электрических нагрузках крупных потребителей электроэнергии Свердловской области. Сведения получены от потребителей через запросы ОАО "МРСК Урала" при разработке Схемы развития электрической сети 110 кВ и выше Свердловской области на период до 2015 года с перспективой до 2020 года. Указанные нагрузки использованы при формировании максимального варианта прогнозных уровней электропотребления.
ОСНОВНОЙ ВАРИАНТ (ПРОГНОЗ ОАО "СО ЕЭС")
Прогноз спроса на электроэнергию и мощность, разработанный ОАО "СО ЕЭС", составлен на базе фактических показателей электропотребления за последние годы с учетом анализа имеющихся заявок и выданных технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электроэнергии к электрическим сетям с оценкой прироста потребности в электроэнергии и мощности. При формировании прогноза использованы сведения о максимальной заявленной мощности, указанные в заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям, сроках их ввода в эксплуатацию, а также сведения о характере нагрузки (вид деятельности хозяйствующего субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в электроэнергии по видам деятельности и годам прогнозирования. При разработке прогноза использованы материалы стратегий - социально-экономического развития до 2020 (2025) года, разработанные Министерством регионального развития Российской Федерации совместно с администрациями субъектов Российской Федерации и утвержденные Правительством Российской Федерации.
Прогнозные уровни электропотребления Свердловской энергосистемы на период до 2018 года, полученные с учетом отмеченных расчетных условий, приводятся в таблице 19. График изменения электропотребления показан на рисунке 28. Годовой темп электропотребления в процентах по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 29.
ПРОГНОЗ СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ
ПО ОСНОВНОМУ ВАРИАНТУ (МЛН. КВТ.Ч)
Таблица 19
Период Факт Прогноз
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
год год год год год год год
Электропотребление, 46867 47140 47572 48420 49168 49562 50079
млн. кВт.ч
Абсолютный прирост 678,6 273 432 848 748 394 517
электропотребления
(по отношению
к предшествующему
году), млн. кВт.ч
Темпы прироста 1,47 0,58 0,92 1,78 1,54 0,80 1,04
электропотребления
(по отношению
к предшествующему
году), проценты
51000
50079
50000 xxxxxx
49562 xxxxxx
49168 xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
49000 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
млн. xxxxxx xxxxxx xxxxxx
кВт.ч 48420 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
47572 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
48000 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
47140 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
46867 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
47000 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
46000 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
45000
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 года
Рис. 28. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ПО ОСНОВНОМУ ВАРИАНТУ (МЛН. КВТ.Ч)
2
1,78
1,8
xxxxxx 1,54
1,6 xxxxxx
1,47 xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
1,4 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx
Среднегодовой xxxxxx xxxxxx xxxxxx
прирост 1,2 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
в процентах xxxxxx xxxxxx xxxxxx 1,04
xxxxxx 0,92 xxxxxx xxxxxx
1 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx 0,8 xxxxxx
0,8 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx 0,58 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0,6 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0,4 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0,2 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 года
Рис. 29. ГОДОВОЙ ПРИРОСТ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ В ПРОЦЕНТАХ
ПО ОСНОВНОМУ ВАРИАНТУ (МЛН. КВТ.Ч)
В соответствии с выполненным прогнозом спрос на электроэнергию в Свердловской энергосистеме в период 2014 - 2018 годов будет расти и к 2018 году составит 50079 млн. кВт.ч, при этом наибольший прирост потребления будет наблюдаться в 2015 году. Среднегодовой прирост потребления электроэнергии составит 1,1 процента. Докризисный уровень электропотребления (47761,8 млн. кВт.ч в 2007 году) планируется достигнуть в 2014 - 2015 годах.
Прогнозные уровни максимумов нагрузки Свердловской энергосистемы на период до 2018 года приведены в таблице 20. График изменения максимумов нагрузки показан на рисунке 30. Годовой темп изменения максимума нагрузки в процентах по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 31.
В соответствии с выполненными прогнозами максимальная нагрузка по энергосистеме будет в 2018 году и составит 7406 МВт, наибольшее увеличение максимума нагрузки ожидается в 2015 году. Среднегодовой прирост нагрузки в период 2014 - 2018 годов ожидается на уровне одного процента в год. Необходимо отметить, что в 2013 году прогнозируется спад нагрузки по отношению к 2012 году. Докризисный уровень нагрузки (7045 МВт в 2007 году) планируется достигнуть в 2014 - 2015 годах.
ПРОГНОЗ МАКСИМУМОВ НАГРУЗКИ ПО ОСНОВНОМУ ВАРИАНТУ (МВТ)
Таблица 20
Наименование Факт Прогноз
показателя
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
год год год год год год год
Собственный 6960 6942 7034 7164 7271 7329 7406
максимум нагрузки,
МВт
В том числе
Серово-Богословский 1020 960 1010 1090 1158 1210 1230
энергоузел, МВт
Екатеринбургский 1510 1525 1532 1590 1605 1620 1635
энергоузел, МВт
Абсолютный прирост 212 -18 92 130 107 58 77
максимума нагрузки
(по отношению
к предшествующему
году), МВт
Темпы прироста 3,14 -0,3 1,3 1,8 1,5 0,8 1,1
(по отношению
к предшествующему
году), проценты
7500
7406
7400 xxxxxx
xxxxxx
7329 xxxxxx
xxxxxx
7300 xxxxxx xxxxxx
7271 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7200 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7164 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
МВт xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7100 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7034 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7000 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6960 6942 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6900 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6800 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6700
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 год
Рис. 30. ПРОГНОЗ МАКСИМУМОВ НАГРУЗКИ
ПО ОСНОВНОМУ ВАРИАНТУ (МВТ)
3,5
3,14
Изменение
максимума 3 xxxxxx
нагрузки xxxxxx
в процентах xxxxxx
xxxxxx
2,5 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx 1,8
2 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx 1,5
1,5 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx 1,3 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx 1,1
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx 0,8
1 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0,5 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx 2013 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0
2012 xxxxxx 2014 2015 2016 2017 2018 год
-0,3
-0,5
Рис. 31. ГОДОВОЙ ТЕМП ИЗМЕНЕНИЯ МАКСИМУМА НАГРУЗКИ
ПО ОСНОВНОМУ ВАРИАНТУ (В ПРОЦЕНТАХ)
В соответствии с максимальным прогнозом уровень электропотребления к 2018 году достигнет 56,3 млрд. кВт.ч, нагрузки - 8100 МВт, в соответствии с основным прогнозом, выполненным ОАО "СО ЕЭС", уровень электропотребления к 2018 году достигнет 50,1 млрд. кВт.ч, нагрузки 7840 МВт. Сравнительные графики прогнозируемых электропотребления и максимумов нагрузки показаны на рисунках 32 и 33.
Рис. 32. ГРАФИКИ ПРОГНОЗА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ
ПО МАКСИМАЛЬНОМУ И ОСНОВНОМУ ВАРИАНТУ (МЛН. КВТ.Ч)
Рисунок не приводится.
РИС. 33. ГРАФИКИ ПРОГНОЗА МАКСИМУМОВ НАГРУЗКИ
ПО МАКСИМАЛЬНОМУ И ОСНОВНОМУ ВАРИАНТУ (МВТ)
Рисунок не приводится.
Глава 27. ПЕРЕЧЕНЬ ПЛАНИРУЕМЫХ К СТРОИТЕЛЬСТВУ
И ВЫВОДУ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ
НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
ВЫВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ
В соответствии со Схемой и программой развития ЕЭС России на 2013 - 2019 годы планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях энергосистемы Свердловской области на 2013 - 2018 годы составят 1745,5 МВт (18 процентов от величины установленной мощности), в том числе 552 МВт - Верхнетагильская ГРЭС; 538 МВт - Серовская ГРЭС; 279 МВт - Нижнетуринская ГРЭС; 121 МВт - Красногорская ТЭЦ. Таким образом, на Серовской ГРЭС, Нижнетуринской ГРЭС и Красногорской ТЭЦ полностью демонтируется устаревшее генерирующее оборудование.
Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности приведены на рисунке 34 и составлены с учетом предложений системного оператора, поданных для разработки Схемы и программы развития ЕЭС России на 2013 - 2019 годы в ноябре - декабре 2012 года, а также с учетом вводов генерирующих мощностей по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок. Следует отметить, что в планируемых объемах демонтажа генерирующего оборудования учтено только то оборудование, при выводе которого отсутствуют:
1) нарушение надежного электроснабжения и качества электрической энергии, соответствующих требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, установленным нормативными правовыми актами;
2) нарушение устойчивости режима работы ЕЭС России;
3) нарушение надежного теплоснабжения существующих потребителей;
4) угроза жизни и здоровью людей и повреждение оборудования;
5) возможность возникновения недостатка пропускной способности электрической сети, определяемого как разность между допустимой пропускной способностью сети, установленной требованиями технических регламентов и иными обязательными требованиями, и располагаемой пропускной способностью, выраженных в единицах мощности.
В связи с тем, что данные объемы выводов генерирующего оборудования не согласованы с регионом при доработке Схемы и программы развития Свердловской области на следующие периоды, эти показатели будут уточнены.
666,0
700,0
xxxxxx
xxxxxx
600,0 xxxxxx
535,5 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
500,0 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
МВт xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
400,0 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
276,0 xxxxxx xxxxxx
300,0 xxxxxx xxxxxx
250,0 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
200,0 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
100,0 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx 12,0 6,0
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 год
Рис. 34. ОБЪЕМЫ ВЫВОДА ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ
ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ (МВТ)
Сводный перечень планируемых объемов выводимой из эксплуатации генерирующей мощности по электростанциям приведен в приложении 10.
В приложении 11 приведены объемы вывода из эксплуатации генерирующего оборудования энергосистемы Свердловской области в соответствии со специальными решениями Министерства энергетики Российской Федерации. Указанное оборудование не соответствует минимальным техническим характеристикам, установленным в Приказе Министерства энергетики Российской Федерации от 07.09.2010 № 430 "Об утверждении Порядка учета технических характеристик (параметров) генерирующего оборудования в ходе приема заявок участников конкурентного отбора мощности, а также для определения результатов конкурентного отбора мощности".
ОБЪЕМЫ МОДЕРНИЗАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ
В период 2013 - 2018 годов планируется модернизация (перемаркировка) 5 К-300-240 на Рефтинской ГРЭС с увеличением установленной мощности на 10 МВт. Указанная модернизация намечается в 2013 году.
ПЛАНИРУЕМЫЕ ВВОДЫ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ
Объемы и структура вводов генерирующих мощностей, планируемых к сооружению до 2018 года, выполнены по следующему принципу: из общего объема запланированных вводов генерирующих мощностей выделены генерирующие объекты с высокой вероятностью ввода, к которым для целей схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на период 2014 - 2018 годов и на перспективу до 2023 года отнесены следующие генерирующие объекты:
1) генерирующие объекты, строительство (реконструкция) которых осуществляется в соответствии с обязательствами, принятыми по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок;
2) генерирующие объекты, включенные в инвестиционные программы ОАО "Концерн Росэнергоатом";
3) генерирующие объекты, по которым имеются заключенные договоры об осуществлении технологического присоединения.
Остальные энергообъекты учтены в качестве дополнительных генерирующих мощностей в соответствие с информацией о намерениях по дополнительному сооружению объектов генерации, полученной от собственников генерирующих компаний. Дополнительные вводы генерации позволяют либо сдвинуть сроки ввода ряда мощностей на более поздние сроки, либо осуществить более масштабный вывод из эксплуатации генерирующего оборудования, отработавшего парковый ресурс.
Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях Свердловской области в период 2014 - 2018 годов предусматриваются в объеме до 2610 МВт.
Вводы новых дополнительных генерирующих мощностей (с низкой вероятностью реализации) на электростанциях Свердловской области в период 2014 - 2018 годов предусматриваются в объеме до 1772 МВт.
Вводы новых генерирующих мощностей на электростанциях Свердловской области в период 2019 - 2023 годов предусматриваются в объеме 1200 МВт (блок БН-1200 на Белоярской АЭС в 2021 году).
Планируемые объемы вводов генерирующей мощности, а также дополнительные объемы ввода генерирующего оборудования до 2018 года приведены на рисунке 35.
Рис. 35. ОБЪЕМЫ ВВОДА ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ (МВТ)
Рисунок не приводится.
К 2018 году в Свердловской области прогнозируется рост электрических нагрузок с достижением максимального уровня, который составит 7406 МВт по основному варианту и 8100 - по максимальному варианту. С учетом износа основных фондов электроэнергетического комплекса планируемый ввод генерирующих мощностей позволит вывести из эксплуатации неэффективное, неэкологичное оборудование. Обновление генерирующего комплекса позволит существенно повысить энергоэффективность экономики Свердловской области и снизить экологическую нагрузку на территорию.
Сводный перечень планируемых объемов ввода генерирующего оборудования по электростанциям с высокой вероятностью реализации приведен в приложении 12.
Сводный перечень дополнительных объемов ввода генерирующего оборудования по электростанциям приведен в приложении 13.
На рисунке 36 показаны вводы и демонтаж генерирующего оборудования в период до 2018 года.
1400,0
1300,0
/////
/////
1200,0 /////
/////
/////
/////
1000,0 /////
/////
МВт /////
/////
/////
/////
800,0 /////
/////
///// 650,0 666,0
/////
///// ///// xxxxx
600,0 ///// ///// xxxxx
///// 535,5 ///// xxxxx
///// ///// xxxxx 460,0
///// xxxxx ///// xxxxx
///// xxxxx ///// xxxxx /////
400,0 ///// xxxxx ///// xxxxx /////
///// xxxxx ///// xxxxx /////
250,0 276,0 ///// xxxxx ///// xxxxx /////
///// xxxxx ///// xxxxx /////
xxxxx xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx ///// 200,0
200,0 xxxxx xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx /////
xxxxx xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx ///// /////
xxxxx xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx ///// 12,0 /////
xxxxx xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx ///// ///// 6,0
xxxxx 0,0 xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx ///// 0,0
0,0 год
2013 2014 2015 2016 2017 2018
x Демонтаж генерирующего оборудования
/ Вводы генерирующего оборудования с высокой вероятностью
Рис. 36. ОБЪЕМЫ ВВОДА И ДЕМОНТАЖА
ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ (МВТ)
С 2014 по 2018 годы с учетом демонтажей и новых вводов генерирующего оборудования в энергосистеме Свердловской области установленная мощность электростанций возрастет с фактической величины 9127,4 МВт в 2012 году на 874,5 МВт и составит 10601,9 МВт в 2018 году, а с учетом дополнительных вводов суммарная мощность возрастет на 1772 МВт и составит 11499,4 МВт.
В структуре установленной мощности, как и в целом по ЕЭС России, доля АЭС увеличится относительно фактических 6,2 процента в 2012 году до прогнозных 14,0 процентов в 2018 году, доля ТЭС снизится с 93,8 процента до 86 процентов. Изменение установленной мощности генерирующего оборудования в период 2014 - 2018 годов приведено в таблице 21. Структура установленной мощности электростанций энергосистемы Свердловской области на 2018 год приведена на рисунке 37.
ИЗМЕНЕНИЕ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ
ОСНОВНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Таблица 21
Наименование 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
показателя год год год год год год год
Факт
1 2 3 4 5 6 7 8
Установленная 9727,4 9487,4 10511,4 10625,9 10419,9 10607,9 10601,9
мощность, МВт
в том числе:
АЭС 600,0 600,0 1480,0 1480,0 1480,0 1480,0 1480,0
ОАО "Концерн Росэнергоатом"
Белоярская АЭС 600,0 600,0 1480,0 1480,0 1480,0 1480,0 1480,0
ГЭС 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0
Свердловский филиал ОАО "ТГК-9"
Верхотурская ГЭС 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0
ТЭС 9120,4 8880,4 9024,4 9138,9 8932,9 9120,9 9114,9
ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
Верхнетагильская 1497,0 1497,0 1829,0 1629,0 1365,0 1365,0 1365,0
ГРЭС <1>
Электростанции
ОГК
ОАО "ОГК-2"
Серовская ГРЭС 538,0 388,0 200,0 520,0 420,0 420,0 420,0
ОАО "Энел ОГК-5"
Рефтинская ГРЭС 3800,0 3810,0 3810,0 3810,0 3810,0 3810,0 3810,0
Среднеуральская 1601,5 1656,5 1656,5 1656,5 1578,5 1578,5 1578,5
ГРЭС
Электростанции ТГК
Свердловский филиал ОАО "ТГК-9"
Ново-Свердловская 557,0 557,0 557,0 557,0 557,0 557,0 557,0
ТЭЦ
Нижнетуринская ГРЭС 279,0 191,0 191,0 103,0 460,0 460,0 460,0
Ново-Богословская 0,0 0,0 0,0 230,0 230,0 230,0 230,0
ТЭЦ <2> <2>
Академическая ТЭЦ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 200,0 200,0
<3> <3>
Богословская ТЭЦ 135,5 135,5 135,5 0,0 0,0 0,0 0,0
Красногорская ТЭЦ 121,0 121,0 121,0 121,0 0,0 0,0 0,0
Свердловская ТЭЦ 36,0 24,0 24,0 12,0 12,0 12,0 12,0
Первоуральская 36,0 36,0 36,0 36,0 36,0 24,0 18,0
ТЭЦ
Электростанции независимых производителей электроэнергии
ОАО "ГТ ТЭЦ Энерго"
ГТ ТЭЦ, г. Реж 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0
Екатеринбургская 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0
ГТ ТЭЦ
СПП
Качканарская ТЭЦ 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0
ТЭЦ 149,9 149,9 149,9 149,9 149,9 149,9 149,9
Нижнетагильского
металлургического
комбината
ТЭЦ ОАО "МК 70,5 70,5 70,5 70,5 70,5 70,5 70,5
"Уралметдром"
ТЭЦ ОАО "НПК 128,0 128,0 128,0 128,0 128,0 128,0 128,0
"Уралвагонзавод"
ОАО "Уральский 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0
завод РТИ"
ТЭЦ 24,0 24,0 24,0 24,0 24,0 24,0 24,0
Екатеринбургэнерго
--------------------------------
<1> в соответствии с планами энергокомпании ввод блока ПГУ-420 МВт планируется осуществить в 2015 году.
<2> собственником рассматривается возможность изменения параметров ДПМ.
<3> присутствует намерение собственника осуществить ввод в работу ПГУ-230 в 2017 году.
Планируемые объемы вводов генерирующих мощностей составлены с учетом предложений системного оператора, поданных для разработки Схемы и программы развития ЕЭС России на 2013 - 2019 годы в ноябре - декабре 2012 года и предложений энергокомпаний.
В связи с тем, что данные объемы вводов генерирующего оборудования не согласованы с регионом при доработке Схемы и программы развития Свердловской области на следующие периоды эти показатели будут уточнены.
Рис. 37. СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ
СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ НА 2018 ГОД
Рисунок не приводится.
Глава 28. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВНОЙ БАЛАНСОВОЙ СИТУАЦИИ
(ПО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ) НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД
Балансы электрической энергии по энергосистеме Свердловской области рассчитаны для варианта развития генерирующих мощностей с вводами мощности с высокой вероятностью реализации. При формировании перспективных балансов электроэнергии энергосистемы Свердловской области потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом прогнозных объемов электропотребления на территории региональной энергосистемы и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами. Прогнозный баланс спроса на электроэнергию на 2014 - 2018 годы приведен в таблице 22.
ПРОГНОЗ СПРОСА НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ
В СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ, МЛН. КВТ. Ч
Таблица 22
Наименование 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
показателя год год год год год год год
Факт
Электропотребление, 46867 47140 47572 48420 49168 49562 50079
млн. кВт.ч
Производство, 53466 53015 52890 54147 54216 57110 58512
млн. кВт.ч
Перетоки, млн. кВт.ч -6599 -5875 -5318 -5727 -5048 -7548 -8433
Прогнозные балансы мощности разработаны для варианта развития генерирующих мощностей с учетом только вводов мощности с высокой вероятностью реализации, величина которых составит 2610 МВт за период 2014 - 2018 годов. Прогнозный баланс мощности Свердловской энергосистемы на 2013 - 2018 годы приведен в таблице 23.
ПРОГНОЗНЫЙ БАЛАНС МОЩНОСТИ
ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ, МВТ
Таблица 23
Наименование 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
показателя год год год год год год год
Факт
Собственный 6960 6942 7034 7164 7271 7329 7406
максимум
потребления, МВт
Установленная 9727,4 9487,4 10511,4 10625,9 10419,9 10607,9 10601,9
мощность, МВт
в том числе:
АЭС 600,0 600,0 1480,0 1480,0 1480,0 1480,0 1480,0
ГЭС 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0
ТЭС 9120,4 8880,4 9024,4 9138,9 8932,9 9120,9 9114,9
Как и в предшествующие периоды энергосистема Свердловской области останется избыточной как по мощности, так и по электропотреблению. Наличие дополнительной резервной мощности может служить базой для проведения генерирующими компаниями программ по выводу из эксплуатации неэффективного и выработавшего свой ресурс генерирующего оборудования, а также для надежного функционирования энергосистемы в условиях формирующегося конкурентного рынка мощности и электрической энергии.
Глава 29. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Свердловской области в период 2014 - 2018 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на улучшение технической и экономической эффективности функционирования:
1) выдача мощности новых и расширяемых электростанций;
2) обеспечение внешнего электроснабжения новых крупных потребителей;
3) снятие сетевых ограничений в существующей электрической сети, а также исключение возможности появления "узких мест" на перспективу из-за изменения структуры сети и электростанций;
4) обновление силового оборудования, связанное с физическим и моральным старением основных фондов и повышение надежности электроснабжения существующих потребителей.
Предложения по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше на период 2014 - 2018 годов сформированы на основе: анализа существующего состояния и прогноза изменений схемно-режимной и режимно-балансовой ситуации в Свердловской энергосистеме на перспективу, результатов ранее выполненных работ по развитию ЕЭС России, ОЭС Урала, энергосистемы Свердловской области, схем выдачи мощности электростанций и схем внешнего электроснабжения потребителей, работ, связанных с обоснованием необходимости сооружения электросетевых объектов, а также на основе рекомендаций и предложений Филиала ОАО "СО ЕЭС" - Свердловское РДУ, филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиала ОАО "МРСК Урала" "Свердловэнерго", ГУП СО "Облкоммунэнерго".
При определении объемов вводов объектов электросетевого хозяйства напряжением 220 кВ и выше на период до 2018 года за основу приняты материалы Схемы и программы развития ЕЭС России на 2013 - 2019 годы.
В период 2014 - 2018 годов для решения поставленных задач выделяются следующие четыре основные направления развития электрических сетей 110 кВ и выше Свердловской энергосистемы:
1) строительство объектов электрических сетей, необходимых для выдачи мощности вновь строящихся и расширяемых электростанций;
2) развитие сетевого комплекса, связанного с появлением нагрузок новых крупных потребителей;
3) ликвидация "узких мест" Свердловской энергосистемы и повышение пропускной способности электрической сети;
4) реконструкция объектов электросетевого хозяйства.
СТРОИТЕЛЬСТВО ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ,
НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ ВНОВЬ СТРОЯЩИХСЯ
И РАСШИРЯЕМЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
В период 2014 - 2018 годов намечается сооружение основных объектов электросетевого хозяйства, обеспечивающих выдачу мощности следующих электростанций (электростанций с высокой вероятностью реализации):
1. СХЕМА ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ БН-880 БЕЛОЯРСКОЙ АЭС
Ввод в работу в 2014 году БН-880 Белоярской АЭС предполагает следующее сетевое строительство:
строительство шлейфового захода ВЛ 220 кВ БАЭС - Окунево в РУ 220 кВ ПС 500 кВ Курчатовская (апрель - август 2013 года);
строительство шлейфового захода ВЛ 220 кВ БАЭС - Каменская в РУ 220 кВ ПС 500 кВ Курчатовская (август - декабрь 2013 года);
строительство шлейфового захода ВЛ 500 кВ Южная - Шагол в РУ 500 кВ ПС 500 кВ Курчатовская. Ввод в работу АТГ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Курчатовская (декабрь 2013 - март 2014);
ввод в эксплуатацию ПС 500 кВ Исеть, ВЛ 500 кВ Курчатовская - Исеть. Строительство шлейфовых заходов ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Козырево на ПС 500 кВ Исеть. Ввод энергоблока № 4 в 2014 году.
Схема выдачи мощности разработана ОАО "Инженерный центр энергетики Урала" в 2012 году в рамках внестадийной работы "Схема выдачи мощности энергоблока № 4 Белоярской АЭС Филиала концерна Росэнергоатом".
2. СХЕМА ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ ПГУ-420 СЕРОВСКОЙ ГРЭС
Ввод в работу в 2015 <*> году ПГУ-420 Серовской ГРЭС предполагает следующее сетевое строительство:
--------------------------------
<*> присутствует намерение собственника осуществить ввод в работу ПГУ-420 в 2014 году.
заходы ВЛ 220 кВ Сосьва - Краснотурьинск на Серовскую ГРЭС (2014 год);
установка АТ3 на связи систем шин 220/110 кВ Серовской ГРЭС (2014 год);
строительство двух новых ВЛ 110 кВ Серовская ГРЭС - Ферросплав 3 и ВЛ 110 кВ Серов - Серовская ГРЭС с отв. на ПС Ферросплав (2013 год);
демонтаж существующих ВЛ 110 кВ Серовская ГРЭС - Ферросплав 3 и ВЛ 110 кВ Серов - Серовская ГРЭС с отв. на ПС Ферросплав (2013 год);
реконструкция ПС 110 кВ Ферросплав с заменой выключателей (2013 год).
Схема выдачи мощности разработана ОАО "Инженерный центр энергетики Урала" в 2011 году, в рамках внестадийной работы: "Схема выдачи мощности Серовской ГРЭС при ее расширений двумя энергоблоками единичной мощностью 420 МВт".
3. СХЕМА ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ ПГУ-230 НОВО-БОГОСЛОВСКОЙ ТЭЦ
Ввод в работу в 2015 году ПГУ-230 Ново-Богословской ТЭЦ предполагает следующее сетевое строительство:
сооружение шлейфовых заходов на РУ 110 кВ Ново-Богословской ТЭЦ двух цепей ВЛ 110 кВ Краснотурьинск - Богословская ТЭЦ 2, 4 (2014 год);
сооружение шлейфового захода на РУ 110 кВ Ново-Богословской ТЭЦ шлейфовый заход одной цепи ВЛ 100 кВ Краснотурьинск - КПП-3 (2014 год).
Схема выдачи мощности разработана ООО "Проектная компания "КАМПО" в 2011 году в рамках внестадийной работы "Схема выдачи мощности Ново-Богословской ТЭЦ".
4. СХЕМА ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ ДВУХ ПГУ-230 НИЖНЕТУРИНСКОЙ ГРЭС
Ввод в работу в 2016 <1> году двух ПГУ-230 Нижнетуринской ГРЭС не предполагает сетевое строительство (ПГУ-230 вводятся взамен существующих ТГ, которые будут демонтированы).
--------------------------------
<1> присутствует намерение собственника осуществить ввод в работу 2-х ПГУ-420 в 2015 году.
Схема выдачи мощности разработана ООО "Проектная компания "КАМПО" в 2011 году в рамках внестадийной работы "Схема выдачи мощности реконструируемой Нижнетуринской ГРЭС".
5. СХЕМА ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ ПГУ-200 ТЭЦ АКАДЕМИЧЕСКАЯ
Ввод в работу в 2017 <2> году ПГУ-200 ТЭЦ Академическая предполагает следующее сетевое строительство:
строительство шлейфового захода ВЛ 110 кВ Петрищевская - Южная с отпайкой на ПС Овощная в новое РУ 110 кВ ТЭЦ Академическая с образованием следующих ВЛ 110 кВ в 2017 году <2>;
строительство шлейфового захода ВЛ 110 кВ Академическая - Южная с отпайкой на ПС Овощная в новое РУ 110 кВ ТЭЦ Академическая с образованием следующих ВЛ 110 кВ в 2017 году <2>.
Схема выдачи мощности разработана ООО "Проектная компания "КАМПО" в 2011 году, в рамках внестадийной работы: "Схема выдачи мощности строящейся Академической ТЭЦ".
--------------------------------
<2> присутствует намерение собственника осуществить ввод в работу ПГУ-230 в 2017 году.
6. СХЕМА ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ ПГУ-420 ВЕРХНЕТАГИЛЬСКОЙ ГРЭС
Ввод в работу в 2014 году ПГУ-420 Верхнетагильской ГРЭС предполагает следующее сетевое строительство:
установка автотрансформатора мощностью 250 МВА на Верхнетагильской ГРЭС (2014 год);
замена провода ВЛ 110 кВ ВТ ГРЭС - Таволги на провод большего сечения (2014 год).
ОАО "НИИПТ" в 2012 году выполнена работа "Разработка ОТР по СВМ Верхнетагильской ГРЭС при строительстве энергоблока мощностью 410 МВт".
РАЗВИТИЕ СЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА, СВЯЗАННОГО
С ПОЯВЛЕНИЕМ НАГРУЗОК НОВЫХ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
В период 2014 - 2018 годов намечается подключение следующих новых крупных потребителей электрической энергии и мощности:
1. ОАО "КАМЕНСК-УРАЛЬСКИЙ МЕТАЛЛУРГИЧЕСКИЙ ЗАВОД"
(ПС 220 КВ КУМЗ)
Ввод в работу нового прокатного производства ОАО "КУМЗ" с заявленной мощностью потребления 100 МВт (мощность вводится по этапам) в 2013 году предполагает следующее сетевое строительство:
строительство ПС 220 кВ КУМЗ с установкой двух трансформаторов по 80 МВА (2013 год);
строительство шлейфовых заходов ВЛ 220 кВ Каменская - Травянская на ПС 220 кВ КУМЗ (2013 год);
замена участка провода ВЛ 220 кВ Окунево - Рефтинская ГРЭС 1, 2 на провод большего сечения (2014 год).
2. ОАО "УРАЛЬСКИЙ ТРУБНЫЙ ЗАВОД" (ПС 220 КВ УРАЛТРУБПРОМ)
Ввод в работу нового трубопрокатного производства ОАО "УТЗ" с заявленной мощностью потребления 80 МВт в 2015 году предполагает следующее сетевое строительство:
строительство ПС 220 кВ Уралтрубпром с установкой двух трансформаторов по 80 МВА (2015 год);
строительство двух ВЛ 220 кВ Емелино - Уралтрубпром 1 и 2 (2015 год).
3. ОЭЗ "ТИТАНОВАЯ ДОЛИНА" (ПС 220 КВ ТИТАНОВАЯ ДОЛИНА)
Подключение потребителей особой экономической зоны промышленно-производственного типа "Титановая долина" суммарной заявленной мощностью 160 МВт в 2017 году предполагает следующее сетевое строительство:
строительство ПС 220 кВ Титановая долина с установкой двух автотрансформаторов по 250 МВА (2017 год);
строительство шлейфового захода одной из цепей ВЛ 220 кВ Тагил - Салда 1(2) на ПС 220 кВ Титановая долина (2017 год);
строительство шлейфового захода одной из цепей ВЛ 220 Салда - Первомайская 1(2) на ПС 220 кВ Титановая долина (2017 год);
строительство 4-х ПС 110 кВ, в том числе ПС 110 кВ Титан (в 2013 году).
ЛИКВИДАЦИЯ "УЗКИХ МЕСТ" СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
И ПОВЫШЕНИЕ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ликвидация "узких мест" и повышение пропускной способности электрической сети энергосистемы является одной из задач развития электроэнергетики Свердловской области, поскольку ее решение позволит обеспечить надежное и бесперебойное снабжение электрической энергией потребителей, а также повысит управляемость энергосистемы.
Рекомендуемые мероприятия по ликвидации "узких мест" приведены в главе 23 "Узкие места" энергосистемы Свердловской области.
Полные перечень мероприятий, в том числе связанных с повышением надежности существующих потребителей, но не связанных с повышением пропускной способности сети, а также работы по реконструкции объектов электросетевого хозяйства приведены в сводном перечне объектов реконструкции и нового строительства, необходимых для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Свердловской области (приложение 14).
Глава 30. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД С ВЫДЕЛЕНИЕМ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Работа по прогнозированию потребления тепловой энергии по большинству городов не проводилась, кроме работы по городу Екатеринбургу.
ПРОГНОЗ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА
Рост жилого фонда города Екатеринбурга приведет к существенному увеличению нагрузки на систему теплоснабжения города Екатеринбурга. Суммарный расчетный прирост тепловой нагрузки потребителей до 2025 года составит 962,1 Гкал/ч (рисунок 38). С учетом исполнения требований Приказа Министерства регионального развития Российской Федерации от 28.05.2010 № 262 об установлении показателей энергоэффективности зданий и сооружений прирост тепловой нагрузки потребителей до 2025 года прогнозируется на уровне 726, 5 Гкал/ч.
ПРИРОСТ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ЖИЛОГО ФОНДА
ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА ДО 2025 ГОДА
1200
1000
/ Суммарная
///// тепловая
///// нагрузка,
800 ///// Гкал/ч
/////
///// x Тепловая
///// xxxxx нагрузка
600 ///// xxxxx с учетом
///// ///// xxxxx энергосбережения,
///// ///// xxxxx Гкал/ч
///// ///// xxxxx
400 ///// ///// xxxxx
///// xxxxx ///// xxxxx
///// ///// xxxxx ///// xxxxx
///// xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx
200 ///// xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx
///// xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx
///// xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx
///// xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx
0
2011 - 2015 2016 - 2025 Суммарная
Рис. 38. ПРИРОСТ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ЖИЛОГО ФОНДА
ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА ДО 2025 ГОДА
Наибольший прирост теплопотребления ожидается в районах Орджоникидзевский, ВИЗ-Правобережный и Юг центра, в том числе в микрорайоне "Академический" и районе УрФУ. Намечается также развитие города в северо-восточной части (Верхняя Пышма, Уралмаш, Эльмаш).
В целях обеспечения ожидаемого роста теплопотребления жилого фонда в соответствии с требованиями Федеральным законом от 27.07.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении" Администрация города Екатеринбурга выступила инициатором разработки схемы теплоснабжения. ОАО "ТГК-9" принимает непосредственное долевое участие в разработке. Результатом работы будет являться документ, утвержденный федеральным органом власти, как основа для развития инфраструктуры города.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ПЕРСПЕКТИВНОЙ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ
В РАЗРЕЗЕ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Екатеринбургский узел характеризуется высокой долей коммунального потребления. Перспективное развитие в узле в основном связано с интенсивным жилищным строительством в зоне городской застройки, а также освоением новых крупных планировочных районов.
В общем виде концепция развития города отражена в Генеральном плане развития Муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года.
Основные положения Генерального плана предусматривают отток производственных функций из Центрального планировочного района, разуплотнение промышленного пояса срединного кольца и развитие производственных территорий в третьем поясе.
1) Существующие потребители неизбежно будут и дальше снижать собственное теплопотребление. При прогнозе перспективной нагрузки необходимо учитывать следующие обстоятельства:
2) существующие потребители неизбежно будут и дальше снижать собственное теплопотребление. Большая часть потребителей уже имеет общедомовые приборы учета, количество квартирных водосчетчиков также будет быстро увеличиваться. Повышение стоимости топлива и соответствующий рост тарифов стимулируют потребителей к экономии. Администрацией города Екатеринбурга и Правительством Свердловской области разработаны и осуществляются программы энергосбережения;
3) новые здания оборудуются индивидуальными источниками тепла, в основном газовыми котлами, соответственно, новые потребители в систему централизованного теплоснабжения не подключаются, что снижает энергоэффективность всей системы;
4) вновь вводимые здания имеют гораздо меньшее теплопотребление. С учетом этих обстоятельств возникновение локальных дефицитов и ограничений по пропускной способности сетей можно сократить ускорением процессов энергосбережения в районах ожидаемого дефицита.
ТЕКУЩИЙ И ПЕРСПЕКТИВНЫЙ БАЛАНС ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ,
ВКЛЮЧАЯ ОЦЕНКУ ОГРАНИЧЕНИЙ ПО ВЫДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ
По состоянию на 01 января 2012 года:
суммарная величина тепловой нагрузки подключенных потребителей СЦТ города Екатеринбурга составляла ~ 3627,9 Гкал/ч;
установленная мощность источников в СЦТ - 5244 Гкал/ч;
располагаемая мощность в СЦТ - 3810,7 Гкал/ч.
В целом система СЦТ города Екатеринбурга не является дефицитной, однако существует ряд ограничений по покрытию тепловых нагрузок системы СЦТ связанных с ограничениями пропускной способности тепловых сетей и дефицитом тепловой мощности отдельных источников.
Покрытие дефицита тепловой мощности может быть обеспечено:
на Среднеуральской ГРЭС за счет дальнейшего расширения станции и развития систем выдачи и транспортировки тепловой энергии ОАО "ТГК-9" в зоне источника;
на Гурзуфской котельной за счет только за счет подачи тепла в зону действия котельной от других источников СЦТ и развития систем выдачи и транспортировки тепловой энергии ОАО "ТГК-9" в зоне источника;
на ТЭЦ УМП за счет разработки и реализации дополнительных технических решений для увеличения отпуска тепла от ТЭЦ;
на котельной Академэнерго за счет ремонта и ввода в постоянную эксплуатацию двух котлов типа ДЕ-25 и дальнейшего развития теплоисточника с целью покрытия ожидаемого роста дефицита, который может значительно вырасти за счет развития микрорайона "Академический" и ввода строящихся объектов районов Юго-Западный и Юг Центра по уже выданным техническим условиям на подключение. Общий прирост тепловой нагрузки таких объектов оценивается в 200 Гкал/час, согласно данным ООО "СТК";
на ТЭЦ Академической за счет строительство современной парогазовой ТЭЦ в городе Екатеринбурге, что позволит повысить эффективность производства, надежность энергоснабжения потребителей, покрыть тепловые нагрузки существующих и строящихся районов города Екатеринбурга. Вводимая мощность: электрическая - 230 МВт. Тепловая - 352 Гкал/ч. Срок ввода объекта: 31.12.2015 (по ДПМ 2017). В состав основного оборудования входит 1 моноблок ПТУ 230 МВт. (Газовая турбина 180 МВт + Котел-утилизатор + Паровая турбина Т-50/63);
за счет Пиково-резервных паровых котлов и водогрейных котлов.
Ряд источников в СЦТ имеют резервы тепловой мощности, однако возможность использования этих резервов для покрытия дефицита тепловой мощности в СЦТ ограничена пропускной способностью тепловых сетей.
Глава 31. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО МОДЕРНИЗАЦИИ СИСТЕМЫ
ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ
ОБРАЗОВАНИЙ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Основными критериями при разработке перспективных вариантов развития схемы теплоснабжения являются: надежность теплоснабжения, качество теплоснабжения, минимизация капитальных затрат.
При разработке схем теплоснабжения должны рассматриваться все возможные варианты повышения их эффективности, в том числе:
оптимизация сложившихся зон теплоснабжения в целях минимизации программы мероприятий по новому строительству (изменение режимов работы тепловых сетей и источников);
закрытие низкоэффективных котельных;
возможность работы низкоэффективных котельных в "пиковом" режиме;
внедрение энергосберегающих мероприятий;
перевод потребителей с открытой схемы подключения на закрытую.
Федеральный закон от 07 декабря 2011 года № 416-ФЗ "О водоснабжении и водоотведении" предполагает повсеместный переход теплоснабжения на закрытую схему при проектировании новых тепловых сетей и реконструкции существующих. Реализация перехода на закрытую схему - задача муниципалитетов.
Задачи, которые необходимо решить при переходе на закрытые СЦТ:
1) реконструкция систем холодного водоснабжения города;
2) монтаж внутридомовых (квартальных) водоводяных подогревателей;
3) реконструкция внутридомовых систем (разводок) с заменой труб на антикоррозионные (или монтаж установок по удалению из водопроводной воды растворенных газов перед нагревом);
4) незначительная реконструкция ТЭЦ и ЦТП (насосы и иное оборудование);
5) недопущение снижения эффективности работы ТЭЦ при увеличении доли конденсационной выработки;
6) внедрение энергосберегающих и эффективных мероприятий и технологий;
7) применение инновационных технологий при реконструкции и новом строительстве систем теплоснабжения.
О переходе на закрытую схему теплоснабжения в городе Екатеринбурге:
город Екатеринбург потребляет 8000 т/ч горячей воды в час из них:
3000 т/ч - через Свердловский филиал ОАО "ТГК-9";
5000 т/ч - через Среднеуральскую ГРЭС (ОАО "Энел ОГК-5").
При переходе на закрытую схему МУП "Водоканал" потребуется дополнительно в водный баланс города Екатеринбурга 5000 т/ч воды в час, с доведением ее до параметров зафиксированных в ГОСТ "Вода питьевая".
Необходимо будет заменить внутридомовые трубы на медные, пластиковые. Кроме этого потребуется проектирование и строительство большого количества локальных пунктов водоподготовки.
Возможен поэтапный переход, начиная с районов "Комсомольский" и "Ботанический".
Программа развития системы теплоснабжения Екатеринбурга до 2020 года предполагает реконструкцию 145 км магистральных теплотрасс, насосных и ЦТП.
Стоимость работ по указанным мероприятиям оценивается в 11,5 млрд. рублей, что соответствует перекладке 14,5 км в год, стоимостью 1,1 млрд. рублей в год.
С учетом проведения в городе Екатеринбурге Чемпионата мира по футболу в 2018 году и ЭКСПО-2020 данные работы необходимо провести в более сжатые сроки: с 2013 до 2017 года, что означает перекладку порядка 30 км тепловых сетей в год и увеличение стоимости работ до 1,9 млрд. рублей в год.
Глава 32. ПОТРЕБНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ В ТОПЛИВЕ
Приоритетами в формировании перспективного топливного баланса в Свердловской области должны стать диверсификация, надежное взаиморезервирование видов топлива и снижение экологической нагрузки электроэнергетики - атмосферных выбросов и образования золоотвалов электростанций.
Учитывая, что потребляемый предприятиями энергетики уголь является дальнепривозным, представляется нецелесообразным какое-либо наращивание доли и объема угля в топливном балансе электроэнергетики Свердловской области.
Смягчение рисков, связанных с дальностью перевозок Экибастузского угля, можно обеспечить приоритетным вовлечением в топливный баланс энергетики области природного газа, внутренних топливных ресурсов (торф, природный газ) и развитием атомной энергетики.
Важнейшие внутренние и пока не используемые ресурсы - торф и природный газ. Возможности потенциальной добычи торфа в Свердловской области - не менее 3 - 5 млн. т.у.т в год, что может обеспечить работу не менее 1000 МВт установленной электрической мощности электростанций и выработку не менее 10 млн. Гкал в год тепла, отпускаемого котельными. Эффективность возвращения торфа в энергобаланс определяется возможностями новых технологий его сжигания, в том числе с его газификацией. Ресурсы торфа позволяют в конечном счете заместить им использование угля для производства тепла в котельных.
Новый для Свердловской области внутренний энергоресурс - природный газ. Наиболее подготовлены к использованию Бухаровское и Кедровское месторождения на юго-западе области. Ведется разведка на других перспективных площадях. Возможности добычи газа в области оцениваются в 1,5 - 2 млрд. куб. м в год. Ресурсы собственного газа позволяют рассматривать перспективы сооружения новой электростанции мощностью порядка 1500 МВт, вблизи месторождения либо ориентировать их на нужды малой распределенной энергетики на сжиженном природном газе (СПГ) или в виде компримированного газа (КПГ), исключающем необходимость сооружения газопроводов.
Перспективы развития атомной энергетики в Свердловской области связаны, в первую очередь, со строительством блока БН-800, а в последующем, и блока БН-1200 на Белоярской АЭС. Кроме того, заслуживают самого серьезного внимания и возможность реализации пилотного проекта по строительству подземной атомной тепловой электростанции (ПАТЭС) на судовых реакторах в качестве экономичного и надежного локального энергоисточника для определенного промышленного узла. Мощность такой станции может составить 225 - 300 МВт.
Формирование перспективной структуры энергетического топлива должно сопровождаться минимизацией затрат на его получение, особенно в части угля, диверсификацией, использованием новых возможностей малой и распределенной генерации, энергетических технологий на торфе и других возобновляемых ресурсах и оптимизацией энергетических режимов. По критерию надежности топливообеспечения энергетики области на долю ввозимого в область энергоресурса каждого вида не должно приходиться более 30 - 40 процентов от суммарного потребления.
Потребность электростанций и котельных в топливе оценена на основании прогнозных балансов электрической и тепловой энергии по основному варианту прогноза выработки электроэнергии и приведена в таблице 24. При оценке долей видов топлива в потреблении учтен топливный эквивалент атомной энергии Белоярской АЭС при работе к 2017 году двух энергоблоков - БН-600 и БН-800, а после 2020 года дополнительно блока БН-1200.
Динамика потребляемых топливных ресурсов представлена в таблице 25.
ПОТРЕБНОСТИ В ОРГАНИЧЕСКОМ ТОПЛИВЕ В ЭНЕРГЕТИКЕ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Таблица 24
Наименование 2008 2009 2010 2011 2012 2018 2023
показателя год год год год год год год
Производство 52558 49573 52380 52094 53616 55000 59000
электроэнергии,
млрд. кВт.ч
Производство 66298 61338 65169 65500 66000 69000 71000
тепловой энергии,
млн. Гкал
Потребление топлива 18,5 17,7 18,4 18,3 19,0 19,1 22,0
на производство
электроэнергии,
млн. т.у.т, в т.ч.
потребление 17,1 16,3 17,0 16,9 17,6 15,6 15,5
органического
топлива
на производство
электрической
энергии,
млн. т.у.т.
потребление 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 3,5 6,5
ядерного топлива
на производство
электроэнергии,
млн. т.у.т
Потребление 11,1 10,3 11,1 11,6 11,8 12,1 12,4
органического
топлива
на производство
тепла
электростанциями и
котельными,
млн. т.у.т., в т.ч.
Потребление топлива 29,6 28,0 29,5 29,9 30,8 31,2 34,4
на производство
тепла и
электроэнергии
электростанциями и
котельными,
млн. т.у.т., в т.ч.
- газа, млн. т.у.т. 15,8 15,0 15,7 15,5 16,3 18,6 18,7
- угля, млн. т.у.т. 11,8 10,9 11,7 12,3 12,4 8,2 8,2
- торфа, 0,6 0,7 0,7 0,7 0,8 0,9 1,0
нефтепродуктов и
пр., млн. т.у.т.
- ядерного топлива, 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 3,5 6,5
в пересчете
на млн. т.у.т
ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЯЕМЫХ ТОПЛИВНЫХ РЕСУРСОВ
Таблица 25
Наименование 2012 год 2018 год 2023 год
показателя
Объем, Доля, Объем, Доля, Объем, Доля,
млн. проценты млн. проценты млн. проценты
т.у.т. т.у.т т.у.т
Уголь 12,4 40,4 8,2 40,2 8,2 35,3
в электроэнергетике
Газ 16,3 52,8 18,6 45,8 18,7 41,5
в электроэнергетике
Ядерное топливо 1,4 4,5 3,5 11,2 6,5 18,7
Торф, другие 0,7 2,3 0,9 2,9 1,0 4,5
возобновляемые
источники энергии
и нефтепродукты
Суммарное 30,8 100 31,2 100 34,4 100
потребление топлива
на производство
электрической и
тепловой энергии,
млн. т.у.т.
Рис. 39. ПОТРЕБЛЕНИЕ ТОПЛИВНЫХ РЕСУРСОВ
В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ В 2012 ГОДУ
Рисунок не приводится.
Рис. 40. ПОТРЕБЛЕНИЕ ТОПЛИВНЫХ РЕСУРСОВ
В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ В 2018 ГОДУ
Рисунок не приводится.
Рис. 41. ПОТРЕБЛЕНИЕ ТОПЛИВНЫХ РЕСУРСОВ
В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ В 2023 ГОДУ
Рисунок не приводится.
Глава 33. ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЕ УДАЛЕННЫХ ТЕРРИТОРИЙ
И ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО РАЗВИТИЮ МАЛОЙ ЭНЕРГЕТИКИ
В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
В регионе имеется ряд населенных пунктов, удаленных от сетей централизованного электроснабжения, с малой численностью населения. В таблице 26 представлен перечень населенных пунктов на территории Свердловской области, не охваченных на 01.01.2013 централизованным электроснабжением, по данным администраций муниципальных образований. Подключение их к централизованной электросети нецелесообразно в силу дороговизны, переселение населения этих населенных пунктов невозможно в силу необходимости сохранения существующего жизненного уклада, а обеспечение параметров комфортного существования на уровне среднеобластного необходимо согласно Стратегии социально-экономического развития Свердловской области.
НАСЕЛЕННЫЕ ПУНКТЫ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ,
НЕ ОХВАЧЕННЫЕ НА 01.01.2013 ЦЕНТРАЛИЗОВАННЫМ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕМ
Таблица 26
№ Наименование Населенный пункт
строки муниципального образования
1 2 3
1 Горноуральский городской округ деревня Нижняя Ослянка
2 Гаринский городской округ село Еремино, деревня Шантальская,
село Шабурово, поселок Ликино,
поселок Новый Вагиль
3 Ивдельский городской округ поселок Понил, поселок Митяево,
поселок Нагорный, поселок Суеват
Пауль, поселок Хандыбина Юрта,
поселок Юрта Курикова, поселок Юрта
Анямова, поселок Бахтиярова Юрта,
поселок Ушма, поселок Тахта,
поселок Массава, поселок Улымсос,
поселок Пакино, поселок Пристань,
поселок Юркино, поселок Гаревка
4 Муниципальное образование населенный пункт Монастырка
"Город Каменск-Уральский"
5 Махневское муниципальное поселок Калач
образование
6 Городской округ Ревда поселок Гусевка, поселок Зеленый
Бор, поселок Емелино,
поселок Краснояр,
поселок Крылатовский,
поселок Ледянка
7 Туринский городской округ село Кумаринское
При принятии решения об организации энергоснабжения удаленных территорий необходимо в каждом конкретном случае проводить технико-экономический анализ вариантов организации энергоснабжения. К альтернативе строительства электросетевых объектов можно отнести газификацию удаленных населенных пунктов (в том числе с использованием СПГ) с установкой когенерационных установок малой мощности, создание объектов малой генерации на древесных отходах или иных видах местного топлива.
На территории Свердловской области имеются объективные предпосылки к развитию малой генерации, включая генерацию на местных видах топлива и генерацию на основе возобновляемых источников энергии, в том числе:
1) значительный промышленный и жилищно-коммунальный сегменты с центрами потребления электрической и тепловой энергии, не входящие в зону охвата существующих ТЭЦ;
2) наличие ряда населенных пунктов, удаленных от сетей централизованного электроснабжения, с малой численностью населения;
3) наличие собственного топливного потенциала, пригодного для замещения импортируемого топлива. В области имеются запасы торфа (более 3 млрд. тонн) и биомассы (до 0,5 млн. тонн/год). Вблизи города Красноуфимска имеются запасы природного газа с потенциальным ежегодным дебетом 1,5 - 2 млрд. куб. м. Замещение привозных топлив является одним из механизмов достижения стратегических задач в части повышения энергетической безопасности.
Также возможно использование следующего энергетического потенциала:
солнечного - для нагрева воды, электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей в период с апреля по сентябрь;
ветрового - для электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей в течение всего года с коэффициентом использования установленной мощности 0,15 - 0,2;
гидрологического - для электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей в течение безледного периода с коэффициентом использования установленной мощности 0,3 - 0,4;
теплового потенциала грунтовых вод и грунтов, а также очистных сооружений и теплых сбросов - для отопления в системах с тепловыми насосами, питаемыми электроэнергией от централизованной электрической сети.
Существуют также предпосылки для развития атомной энергетики на базе подземных атомных теплоэлектростанций средней и большой мощности.
Для вовлечения перечисленного потенциала энергоресурсов в топливно-энергетический баланс Свердловской области целесообразна разработка:
1) концепции и программы развития торфяного и биоэнергетического кластера со схемой-картой распределения запасов и потребностей в местных энергоресурсах с их логистической увязкой;
2) технико-экономического обоснования развития атомной энергетики Свердловской области на базе подземных атомных станций в районе городов Лесного, Новоуральска, Североуральска и других, имеющих энергоемкие производства;
3) программы использования собственных ресурсов природного газа;
4) программы развития малой гидроэнергетики и иных возобновляемых источников энергии (помимо биомассы и торфа) на территории Свердловской области.
Стратегической целью программ необходимо установить достижение к 2022 году доли энергетики на собственных ресурсах в ТЭБ области не менее 17 процентов, а к 2030 году - не менее 25 процентов. В указанных программах целесообразно рассматривать возможность использования следующих перспективных технологий:
1) парогазовая установка на природном газе;
2) завод по ожижению природного газа для транспортировки в газовозах и последующей его регазификации для использования в котельных и на ТЭС области;
3) газогенераторная парогазовая теплоэлектростанция на торфе;
4) подземная атомная станция с использованием судового реакторного оборудования;
5) завод по производству метанола или синтетического жидкого топлива из торфа.
Для решения задач по повышению уровня комфортного проживания населения в населенных пунктах, указанных в таблице 25, а также в иных населенных пунктах, с использованием объектов малой энергетики целесообразно:
1) утверждение перечня населенных пунктов, где в ближайшей перспективе (2014 - 2016 годы) возможно создание опережающими темпами современных систем автономного электроснабжения;
2) организация подготовки технико-экономических обоснований для выбранных населенных пунктов по внедрению устройств локального энергообеспечения на базе перечня наилучших доступных технологий;
3) разработка областной программы создания систем автономного энергообеспечения согласно разработанным технико-экономическим обоснованиям.
Глава 34. ПОТРЕБНОСТЬ В КАДРОВЫХ РЕСУРСАХ ДЛЯ РЕАЛИЗАЦИИ
ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Численность занятых на крупных предприятиях отрасли в 2012 году составила 19,8 тыс. человек, в том числе на крупных электростанциях - 11163 человека.
В рамках схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на период 2014 - 2018 годов и на перспективу до 2023 года проведена оценка прироста численности на электростанциях в связи с изменением состава генерирующих мощностей за период 2014 - 2018 годов (таблицы 28, 29, приложение 15). Суммарная потребность увеличения численности персонала на электростанциях Свердловской области составит 836 человек, что составит 7,4 процента от существующей численности.
ЧИСЛЕННОСТЬ ЗАНЯТЫХ В ОТРАСЛИ НА КРУПНЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ПРЕДСТАВЛЕНА
Таблица 27
№ Наименование организаций Средняя
п/п численность
(человек)
1. Филиал "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" 5295
2. Свердловский филиал ОАО "ТГК-9" 3582
3. ГУП СО "Облкоммунэнерго" 2737
4. Филиал ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Белоярская АЭС" 2712
5. Филиал "Рефтинская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5" 1159
6. Филиал "Верхнетагильская ГРЭС" 1091
ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
7. ОАО "Екатеринбургская электросетевая компания" 782
8. Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС "Урала" 754
9. Серовская ГРЭС - филиал ОАО "ОГК-2" 561
10. Среднеуральская ГРЭС - филиал ОАО "Энел ОГК-5" 557
Средняя зарплата на одного работника в крупных предприятиях электросетевого комплекса составляет от 26 до 40 тыс. рублей на человека, а средняя зарплата на одного работника в крупных предприятиях генерирующего комплекса от 45 до 55 тыс. рублей на человека.
ПРОГНОЗНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ЧИСЛЕННОСТИ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ К 2018 ГОДУ
Таблица 28
Показатель 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Итого
год год год год год год за 2013 -
2018 годы
Баланс прироста -250 +1024 +114,5 -206 +188 -6 +870,5
мощности, МВт
(см. итоговые строки
табл. 2 и 3)
Расчет -293 +1200 +134 -234 +220 -7 +1020
прироста/снижения
численности (человек)
Коэффициенты 0,923 0,858 0,801 0,751 0,706 0,667
необходимого роста
производительности
труда
Окончательно -270 +1029 +107 -181 +156 -5 +836
необходимые
прирост/снижение
численности (человек)
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ЧИСЛЕННОСТИ ПРИРОСТА/СНИЖЕНИЯ
ЧИСЛЕННОСТИ ПО ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМ И ПО ГОДАМ
Таблица 29
Электростанция 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Итого
год год год год год год за 2013 -
2018 годы
1 2 3 4 5 6 7 8
Белоярская АЭС +885 +885
Верхнетагильская ГРЭС +334 -188 -232 -86
Серовская ГРЭС -162 -190 +300 -88 -140
Нижнетуринская ГРЭС -95 -83 +314 +136
Ново-Богословская ТЭЦ +216 +216
Академическая ТЭЦ +164 +164
Среднеуральская ГРЭС -69 -69
Первоуральская ТЭЦ -8 -5 -13
Свердловская ТЭЦ -13 -12 -25
Красногорская ТЭЦ -106 -106
Богословская ТЭЦ -126 -126
Прирост/Снижение -270 +1029 +107 -181 +156 -5 +836
численности (человек)
При прогнозировании численности учтена необходимость постепенного роста производительности труда с увеличением ее к 2018 году в 1,5 раза по отношению к 2012 году.
По данным электросетевых компаний увеличение объема обслуживания будет обеспечиваться без увеличения численности персонала, занятого в электросетевом комплексе области, то есть в основном за счет повышения производительности труда.
В настоящее время в электро- и теплоэнергетике практически все рабочие места являются высокопроизводительными (под которыми согласно временной методике расчета показателя "Прирост высокопроизводительных рабочих мест, в процентах к предыдущему году", утвержденной Приказом Росстата от 21.02.2013 № 70, относятся все занятые рабочие места предприятий (организаций), занятых в производстве и распределении электроэнергии газа и воды, в которых добавленная стоимость в расчете на одно рабочее место превышает 612 тыс. рублей в год. На предприятиях энергетики этот показатель составляет 955 тыс. рублей в год).
Однако рост производительности труда не имеет верхних ограничений и для повышения производительности труда к 2018 году в 1,5 раза по некоторым оценкам на энергопредприятиях Свердловской области необходимо модернизировать около 3 тыс. рабочих мест, для чего необходима согласованная деятельность всех энергопредприятий в рамках специальной программы.
Раздел 6. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Выполнение мероприятий и рекомендаций, предусмотренных Схемой и программой развития электроэнергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года, позволит обеспечить надежное функционирование электроэнергетики Свердловской области в долгосрочной перспективе.
Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года на период до 2018 года предусматривает:
ввод 2610 МВт генерирующих мощностей;
вывод 1745,5 МВт генерирующего оборудования;
строительство новых ВЛ и КЛ 110 - 220 - 500 кВ, общей протяженностью более 500 км;
реконструкцию ВЛ и КЛ 110 - 500 кВ, общей протяженностью более 200 км;
строительство 14 ПС 110 - 220 - 500 кВ с установкой более 1200 МВА новых трансформаторных мощностей.
Объем капитальных вложений по Схеме и программе развития электроэнергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года на период до 2018 года составит около 400 млрд. руб.
Приложение 1
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ВОЗРАСТНАЯ СТРУКТУРА
ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
ПО СОСТОЯНИЮ НА 01 ЯНВАРЯ 2013 ГОДА, МВТ <*>
Наименование Всего до 1960 1961 - 1971 - 1981 - 1991 - 2001 - 2011 -
года 1970 1980 1990 2000 2010 2012
годы годы годы годы годы годы
1 2 3 4 5 6 7 8 9
ВЕРХОТУРСКАЯ ГЭС
гидроагрегат 7,0 7,0
Всего по станции 7,0 7,0
БЕЛОЯРСКАЯ АЭС
БН-600 600,0 600,0
Всего по станции 600,0 600,0
ВЕРХНЕТАГИЛЬСКАЯ ГРЭС
1 Т-88-90 88,0 88,0
2 Т-88-90 88,0 88,0
3 Т-88-90 88,0 88,0
4 Т-88-90 88,0 88,0
5 К-100-90 100,0 100,0
6 К-100-90 100,0 100,0
7 К-165-130 165,0 165,0
8 К-165-130 165,0 165,0
9 К-205-130 205,0 205,0
10 К-205-130 205,0 205,0
11 К-205-130 205,0 205,0
Всего по станции 1497,0 552,0 945,0
РЕФТИНСКАЯ ГРЭС
1 К-300-240 300,0 300,0
2 К-300-240 300,0 300,0
3 К-300-240 300,0 300,0
4 К-300-240 300,0 300,0
5 К-300-240 300,0 300,0
6 К-300-240 300,0 300,0
7 К-500-240 500,0 500,0
8 К-500-240 500,0 500,0
9 К-500-240 500,0 500,0
10 К-500-240 500,0 500,0
Всего по станции 3800,0 300,0 3500,0
СЕРОВСКАЯ ГРЭС
1 К-50-90 50,0 50,0
2 К-50-90 50,0 50,0
4 К-50-90 50,0 50,0
5 К-100-90М 88,0 88,0
6 К-100-90 100,0 100,0
7 К-100-90 100,0 100,0
8 К-100-90 100,0 100,0
Всего по станции 538,0 538,0
СРЕДНЕУРАЛЬСКАЯ ГРЭС
1 Р-16-29 16,0 16,0
2 ПР-46-29 46,0 46,0
5 Р-16-29 16,0 16,0
6 Т-100-130 100,0 100,0
7 Т-100-130 100,0 100,0
8 Р-38-130 38,0 38,0
9 К-310-240 310,0 310,0
10 Т-300-240 300,0 300,0
11 Т-300-240 300,0 300,0
12 ПГУ-410 419,0 419,0
13 ТГУ-11,5 11,5 11,5
Всего по станции 1656,5 78,0 1148,0 11,5 419,0
НИЖНЕТУРИНСКАЯ ГРЭС
4 Р-15-130 15,0 15,0
8 Т-88-90 88,0 88,0
9 Т-88-90 88,0 88,0
10 Т-88-90 88,0 88,0
Всего по станции 279,0 279,0
КАЧКАНАРСКАЯ ТЭЦ
1 ПР-25-90 25,0 25,0
2 ПР-25-90 25,0 25,0
Всего по станции 50,0 50,0
ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ ТЭЦ
1 ПР-12-35 12,0 12,0
2 Р-6-35 6,0 6,0
3 Р-6-35 6,0 6,0
4 Р-6-35 6,0 6,0
5 ПР-6-29 6,0 6,0
Всего по станции 36,0 12,0 24,0
СВЕРДЛОВСКАЯ ТЭЦ
2 ПР-12-29 12,0 12,0
3 ПР-12-29 12,0 12,0
5 ПР-12-29 12,0 12,0
Всего по станции 36,0 24,0 12,0
КРАСНОГОРСКАЯ ТЭЦ
1 Р-14-29 14,0 14,0
2 Р-17-29 17,0 17,0
4 Р-14-29 14,0 14,0
5 Р-14-29 14,0 14,0
6 Т-25-29 25,0 25,0
9 Р-17-29 17,0 17,0
10 Р-20-29 20,0 20,0
Всего по станции 121,0 121,0
БОГОСЛОВСКАЯ ТЭЦ
Р-20-29 20,0 20,0
2 Р-20-29 20,0 20,0
3 Р-10-29 10,0 10,0
6 Т-33-29 33,0 33,0
7 Р-41-29 41,0 41,0
8 Р-6-29 6,0 6,0
10 Р-5-29 5,5 5,5
Всего по станции 135,5 135,5
НОВО-СВЕРДЛОВСКАЯ ТЭЦ
1 Т-110-130 110,0 110,0
2 Т-110-130 110,0 110,0
3 Т-110-130 110,0 110,0
4 Т-110-130 110,0 110,0
5 Т-117-130 117,0 117,0
Всего по станции 557,0 557,0
ТЭЦ НИЖНЕТАГИЛЬСКОГО
МЕТАЛЛУРГИЧЕСКОГО
КОМБИНАТА
1 ПТ-29-29 29,0 29,0
3 ПТ-30-29 30,0 30,0
4 Р-12-29 11,5 11,5
5 Р-12-90 12,0 12,0
6 ПТ-30-90 30,0 30,0
7 ПТ-12-35 12,0 12,0
2а Р-7-29 6,7 6,7
2б Р-7-29 6,7 6,7
5б Р-12-90 12,0 12,0
Всего по станции 149,9 12,0 137,9
ТЭЦ ОАО "НПК
"УРАЛВАГОНЗАВОД"
1 ПТ-30-90 30,0 30,0
2 АТ-20-2 20,0 20,0
3 АТ-20-2 20,0 20,0
4 АП-25-2 24,0 24,0
5 Р-12-90 12,0 12,0
6 ПР-25-90 22,0 22,0
Всего по станции 128,0 64,0 12,0 22,0 30
ТЭЦ
ЕКАТЕРИНБУРГЭНЕРГО
1 Т-12-35 12,0 12,0
2 Р-6-35 6,0 6,0
3 Р-6-35 6,0 6,0
Всего по станции 24,0 12,0 12,0
ТЭЦ ОАО
"МК "УРАЛМЕТПРОМ"
1 ПТ-25-90 23,5 23,5
2 ПР-25-90 23,5 23,5
3 ПР-25-90 23,5 23,5
4 К-25-90 25,0 25,0
(кон-
серв.)
Всего по станции 70,5 70,5
ГТ ТЭЦ (ГОРОД РЕЖ)
1 ГТ-009 9,0 9,0
2 ГТ-009 9,0 9,0
Всего по станции 18,0 18,0
ЕКАТЕРИНБУРГСКАЯ
ГТ ТЭЦ
1 ГТ-009М 9,0 9,0
2 ГТ-009М 9,0 9,0
Всего по станции 18,0 18,0
ОАО "УРАЛЬСКИЙ ЗАВОД
РТИ"
1 ПР-6-35 6,0 6,0
Всего по станции 6,0 6,0
СВЕРДЛОВСКАЯ ОБЛАСТЬ 9727,4 1822,5 2503,0 4170,5 579,0 30,0 203,4 419,0
АЭС 600,0 600,0
ГЭС 7,0 7,0
ТЭС 9120,4 1815,5 2503,0 3570,5 579,0 30,0 203,4 419
Доля, проценты 100 18,7 25,7 42,9 6,0 0,3 2,1 4,3
<*> - с учетом перемаркировки
Приложение 2
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ХАРАКТЕРИСТИКА
СЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА ПО КЛАССАМ НАПРЯЖЕНИЯ
Наименование Единицы ОАО филиал ОАО ОАО ГУП СО ОАО ЗАО ОАО
измере- "ФСК "МРСК "ЕЭСК" "Обл- "Регио- "Тагил- "РЖД"
ния ЕЭС" Урала" - коммун- нальная энерго-
МЭС "Свердлов- энерго" сетевая сети"
Урала энерго" компания"
ПС 500 кВ штук 4 0 0 0 0 0 0
ПС 220 кВ 22 2 2 0 0 0 1
ПС 35 - 110 кВ 0 382 67 16 9 1 77
ТП 10 - 6/0,4 кВ 0 8759 1984 2058 746 769 2
ВЛ 500 кВ км 1702 0 0 0 0 0 0
ВЛ 220 кВ 3256 27 0 0 0 0 0
ВЛ 35 - 110кВ 9 10008 95 64 36 0 515
ВЛ 10 - 0,4 кВ 0 27661 487 5926 1475 1097 1505
КЛ 220 кВ 0 0 0 0 0 0 0
КЛ 35 - 110 кВ 0 4,8 114 0 0 0 307
КЛ 10 - 0,4 кВ 0 1299 1957 1396 1237 1150 560
Условные единицы у.е. 37059 209512 67950 39067 17805 15428 <*>
Объем условных единиц ОАО "РЖД" определяется совместно с остальной технологией без выделения электросетевого хозяйства.
Приложение 3
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ДИНАМИКА
ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
В 2008 - 2010 ГОДАХ В РАЗРЕЗЕ ЭНЕРГОРАЙОНОВ,
ГРУПП ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Наименование потребителя Электропотребление <*>,
млн. кВт.ч
2008 год 2009 год 2010 год
1 2 3 4
Свердловская энергосистема 47709 42073 44714
в том числе энергорайоны:
СЕРОВСКИЙ 8725 6615 7386
ОАО "Севуралбокситруда" 521 514 497
ОАО "Металлургический завод им. А.К. Серова" 485 380 465
ОАО "Серовский завод ферросплавов" 1251 751 1352
ОАО "Богословское рудоуправление" 97 82 90
ООО "Серовский завод малой металлургии" 49 49 49
ООО "АРГУС-СФК" 0 5 21
ОАО "Северо-Западные магистральные 237 245 237
нефтепроводы" (НПС Сосьва, НПС Сосновка,
НПС Платина)
Свердловская железная дорога - филиал ОАО "РЖД" 80 66 69
ООО "Валенторский медный карьер" 0 0 19
Всего по крупным потребителям 6451 4651 4620
Прочие потребители 1179 1071 1829
Собственные нужды электростанций 448 407 431
Потери в сетях 647 485 506
ВОСТОЧНЫЙ 8910 7243 7773
ОАО "Синарский трубный завод" 412 385 384
ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод" 344 405 345
Филиал "УАЗ-СУАЛ" ОАО "СУАЛ" 2883 1540 1437
Богдановичское ОАО "Огнеупоры" 73 64 78
Комбинат "Сухоложскцемент" 260 238 238
ОАО "Сухоложский завод вторичных цветных 92 67 67
металлов"
ОАО Сухоложский огнеупорный завод 37 27 37
ОАО "Ураласбест" 563 468 595
Свердловская железная дорога - филиал ОАО "РЖД" 762 665 690
"Концерн "Росэнергоатом" филиал "Белоярская 0 0 84
АЭС" (строительство)
Всего по крупным потребителям 5426 3858 3954
Прочие потребители 1295 1378 1741
Собственные нужды электростанций 1517 1502 1562
Потери в сетях 673 505 516
ЗАПАДНЫЙ (ВМЕСТЕ С МО "Г. ЕКАТЕРИНБУРГ") 15315 14721 15378
ЗАПАДНЫЙ (БЕЗ МО "Г. ЕКАТЕРИНБУРГ") 9315 8563 8872
ОАО "Северский трубный завод" 439 680 715
ЗАО "Нижнесергинский метизно-металлургический 81 74 172
завод"
ОАО "Уральская фольга" 80 74 85
ОАО "Уралэлектромедь" (Верхняя Пышма") 358 335 335
ОАО "Первоуральский новотрубный завод" 439 340 633
ОАО "Первоуральский динасовый завод" 78 78 90
ОАО "Среднеуральский медеплавильный завод" 536 502 435
ЗАО "Ревдинский метизно-металлургический завод" 1259 1162 1200
ООО "Березовское рудоуправление"
ЗАО "Березовский электрометаллургический завод" 15 68 127
ЗАО "Уральский завод прецизионных сплавов" 35 38 42
Свердловская железная дорога - филиал ОАО "РЖД" 820 721 737
ОАО Полевской криолитовый завод" 66 78 78
ОАО "Ключевской завод ферросплавов" 63 63 63
ЗАО СП "Катур-Инвест" 23 19 20
Всего по крупным потребителям 4291 4232 4730
Прочие потребители 3868 3195 3002
Собственные нужды электростанций 589 584 575
Потери в сетях 567 551 565
МО "Г. ЕКАТЕРИНБУРГ" 6000 6158 6506
ООО "ВИЗ-сталь" 585 398 480
ОАО "Уральский завод тяжелого машиностроения" 124 114 117
ОАО "Уральский завод резиновых технических 46 41 41
изделий"
ОАО "Уралэлектротяжмаш" 41 32 32
ОАО "Свердловский шинный завод" 37 28 28
ЗАО "Уралпластик" 19 18 19
ТУ МЭС Урала (ОАО "Мегафон") 0 0 112
Всего по крупным потребителям 852 630 828
Прочие потребители 4436 4767 4914
Собственные нужды электростанций 346 364 349
Потери в сетях 366 396 414
НИЖНЕТАГИЛЬСКИЙ 12437 10999 12012
Нижнетагильский металлургический комбинат 1552 1300 1300
(ОАО "ЕВРАЗ НТМК")
ОАО "Высокогорский ГОК" 338 295 282
ОАО "ЕВРАЗ Качканарский ГОК "Ванадий" 1753 1850 1850
ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА" 678 567 597
ОАО "Кировградский завод твердых сплавов" 77 51 60
ОАО "Невьянский цементный завод" 130 140 171
ОАО "Уралэлектромедь" филиалы 146 152 153
ОАО "Святогор" 232 236 237
ОАО "НПК "Уралвагонзавод" 418 418 368
ОАО "Уральский электрохимический комбинат" 1275 1275 1275
ФГУП "Комбинат "Электрохимприбор" 120 125 125
ОАО "Промко Российский металл" 0 0 3
ОАО "Ревдинский завод ОЦМ" 50 45 57
ОАО Северо-Западные магистральные нефтепроводы" 79 82 79
(НПС Арбатская)
ООО "Невьянский машиностроительный завод" 41 36 36
ОАО "Уральская химическая компания" 49 47 47
(УРАЛХИМПЛАСТ)
ОАО "Тизол" 15 14 18
ООО "Водоканал" г. Нижний Тагил 83 76 74
ОАО "Котельно-радиаторный завод" 36 37 38
ОАО "Свердловская железная дорога" 318 272 272
ЗАО "Кушвинский завод прокатных валков" 27 26 35
ОАО Нижнетуринский машиностроительный завод 8 7 7
"Вента"
МУП "Тагилэнерго" 43 39 40
Всего по крупным потребителям 7469 7089 7123
Прочие потребители 3268 2426 3097
Собственные нужды электростанций 1108 918 1196
Потери в сетях 591 565 596
АРТЕМОВСКИЙ И ТАЛИЦКИЙ 2323 2495 2165
ОАО "Режникель" 49 29 52
ОАО "Уралэлектромедь" филиал "Сафьяновская 10 9 8
медь"
ОАО "Свердловская железная дорога" 30 26 26
Всего по крупным потребителям 89 64 85
Прочие потребители 1725 1928 1597
Потери в сетях 509 504 483
--------------------------------
<*> - отчетные данные за период 2011 - 2012 год отсутствуют.
Приложение 4
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
НАИБОЛЕЕ КРУПНЫЕ ПОТРЕБИТЕЛИ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
№ Отрасль Наименование предприятия
строки
1. Производство ОАО "Нижнетагильский металлургический комбинат"
продукции
2. черной ОАО "Серовский ферросплавный завод"
металлургии
3. ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод"
4. ЗАО "Нижнесергинский метизно-металлургический
завод"
5. ОАО "ВИЗ-сталь"
6. ОАО "Металлургический завод им. Серова"
7. ОАО "Первоуральский новотрубный завод"
8. ОАО "Синарский трубный завод"
9. ОАО "Северский трубный завод"
10. Производство ОАО "Уралэлектромедь"
цветных
11. металлов ОАО "Среднеуральский медеплавильный завод"
12. ОАО "Святогор"
13. ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"
14. филиалы "БАЗ-СУАЛ" и "УАЗ-СУАЛ" ОАО "СУАЛ"
15. Машиностроение ОАО "Уральский завод тяжелого машиностроения"
16. ОАО "Уралхиммаш"
17. ОАО "Уралэлектротяжмаш"
18. ОАО "НПК "Уралвагонзавод"
19. Добывающая ОАО "Качканарский ГОК "Ванадий"
промышленность
20. ОАО "Высокогорский ГОК"
21. ОАО "Севуралбокситруда"
22. Производство ОАО "Сухоложскцемент"
прочих
23. неметаллических ОАО "Невьянский цементный завод"
минеральных
24. продуктов ОАО "Ураласбест"
Приложение 5
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
АНАЛИЗ
НАЛИЧИЯ ВЫПОЛНЕННЫХ СХЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЯ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
№ Наименование Утверждена схема Организация- Срок Наименование Суммарный объем инвестиций
п/п муниципального теплоснабжения разработчик схемы исполнения определенной в соответствии с утвержденной
образования (да/нет), срок теплоснабжения, и стоимость в соответствии схемой теплоснабжения
утверждения/ с которой заключен работ со схемой единой на период 2012 - 2014 годов
планируемый срок договор по разработке теплоснабжающей и далее на перспективу
в соответствии на разработку схемы схемы организации до 2020 годов и до 2027 годов
с графиком теплоснабжения теплоснабжения (тыс. рублей)
разработки, орган, по итогам по итогам
принявший решение проведенных проведения 2012 - 2014 2012 - 2020,
об утверждении конкурсных процедур конкурсных 2027
схемы/графика процедур
(тыс. рублей)
1 2 3 4 5 6 7 8
1 Арамильский нет, планируемый ООО НПП "Элеком" 01.12.2013,
городской округ срок утверждения 798,00 тыс.
31.12.2013 рублей
2 Артемовский нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры не определена
31.12.2013
3 Артинский нет, планируемый не определена не определен не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения
01.08.2013
4 Асбестовский нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры 4700,00 тыс.
31.12.2013 рублей
5 Ачитский нет, планируемый ГБУ СО "Институт 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения энергосбережения" не определена
31.12.2013
6 Баженовское не требуется
сельское поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
7 Байкаловский не требуется
муниципальный район в связи
с отсутствием
полномочий
у района
8 Байкаловское не требуется
сельское поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
9 Белоярский да, Постановление ГБУ СО "Институт 31.12.2012. МУП БГО 610,600,000,00 869,470,000,00
городской округ Главы Белоярского энергосбережения" - В рамках "Белоярские
городского округа ООО "Делтринг" пилотного тепловые сети"
от 07.02.2013 проекта
№ 164 средства
областного
бюджета
10 Березовский нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры не определена
31.12.2013
11 Бисертский нет, планируемый не определена 01.11.2013, ЗАО не определена не определена
городской округ срок утверждения не определена "Регионгаз-инвест"
01.12.2013
12 Верхнесалдинский нет, планируемый ООО "Политерм" 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения Санкт-Петербург не определена
31.12.2013
13 Верхотурский да, Постановлением ГБУ СО "Институт 31.12.2012. МУП "Верхотурское 172,400,000,00 143,900,000,00
городской округ Администрации энергосбережения" В рамках ЖКХ"
городского округа пилотного
Верхотурский проекта
от 11.02.2013 средства
№ 102 областного
бюджета
14 Волчанский нет, планируемый ООО "СТРОЙ ПРОЕКТ" 15.06.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения Екатеринбург 567,00 тыс.
20.06.2013 рублей
15 Восточное нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
сельское поселение срок утверждения конкурсные процедуры не определена
01.10.2013
16 Галкинское не требуется
сельское поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
17 Гаринский не требуется
городской округ в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
18 Городской округ нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
ЗАТО Свободный срок утверждения конкурсные процедуры не определена
31.12.2013
19 Горноуральский да, Постановление ГБУ СО "Институт 31.12.2012. МУП ЖКХ "Энергия" 161,860,000,00 375,400,000,00
городской округ Администрации энергосбережения" В рамках
Горноуральского пилотного
городского округа проекта
от 21.01.2013 средства
№ 42 областного
бюджета
20 Город Нижний Тагил нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
срок утверждения конкурсные процедуры не определена
31.12.2013
21 Городское поселение нет, планируемый не определена не определен не определена не определена не определена
Верхние Серги срок утверждения
01.09.2013
22 Городской округ нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
Верхняя Пышма срок утверждения не определена
31.12.2013
23 Городской округ нет, планируемый проводятся 30.11.2013, не определена не определена не определена
"Город Лесной" срок утверждения конкурсные процедуры 1600,00 тыс.
31.12.2013 рублей
24 Городской округ нет, планируемый ГБУ СО "Институт 01.06.2013, не определена не определена не определена
Богданович срок утверждения энергосбережения" не определена
30.06.2013
25 Городской округ нет, планируемый проводятся 01.12.2013, МУП ЖКХ не определена не определена
Верхнее Дуброво срок утверждения конкурсные процедуры 4700,00 тыс. МО "р.п. Верхнее
31.12.2013 рублей Дуброво"
26 Городской округ нет, планируемый ООО "Энергосоветник" 30.03.2013, ГУП СО 230,000,00 не определена
Верх-Нейвинский срок утверждения 480,00 тыс. "Облкоммунэнерго"
15.04.2013 рублей
27 Городской округ нет, планируемый договоренность 01.12.2013, не определена не определена не определена
Верхний Тагил срок утверждения с филиалом не определена
31.12.2013 "Верхнетагильская
ГРЭС" -
ОАО "ИНТЕР РАО -
Электрогенерация"
о доработке
имеющихся схем
теплоснабжения
28 Городской округ нет, планируемый ООО "Невская 01.06.2013, не определена не определена не определена
Верхняя Тура срок утверждения энергетика" 435,40 тыс.
15.08.2013 рублей
29 Городской округ да, Решение Думы ГБУ СО "Институт 31.12.2012. МУП "Служба 200,000,00 165,000,00
Дегтярск городского округа энергосбережения" В рамках единого заказчика
Дегтярск пилотного ГО Дегтярск"
от 31.01.2013 проекта
№ 138 средства
областного
бюджета
30 Городской округ да, 31.01.2013 ОАО "Концерн 10.01.2013 ООО 75,077,755,30 81,204,255,00
Заречный Росэнергоатом" "Теплопередача"
"Белоярская атомная
станция"
31 Городской округ нет, планируемый ОАО "Инженерный 12.12.2013, МУП "ККС" не определена не определена
Карпинск срок утверждения центр энергетики 301,00 тыс.
31.12.2013 Урала" рублей
32 Городской округ нет, планируемый ООО "Невская 31.05.2013, не определена не определена не определена
Краснотурьинск срок утверждения энергетика" 1688,40 тыс.
01.09.2013 Санкт-Петербург рублей
33 Городской округ нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
Красноуральск срок утверждения конкурсные процедуры не определена
31.12.2013
34 Городской округ нет, планируемый ООО "Институт 01.08.2013, не определена не определена не определена
Красноуфимск срок утверждения Развития 1000,00 тыс.
01.09.2013 Энергоэффективных рублей
Технологий"
35 Городской округ да, Постановление ООО "Региональный 26.11.2012, Филиал ОАО "ЕВРАЗ 85,860,000,00 138,375,000,00
Нижняя Салда Главы сервисный центр - 299,73 тыс. НТМК" - НСМЗ,
Администрации Урал" рублей ФГУП НИИМаш
городского округа
Нижняя Салда
от 24.12.2012
№ 1196
36 Городской округ не требуется
Пелым в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
37 Городской округ нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
Первоуральск срок утверждения не определена
31.12.2013
38 Городской округ нет, планируемый ООО "Омская 01.09.2013, не определена не определена не определена
Ревда срок утверждения Энергосервисная 1964,00 тыс.
01.10.2013 компания" (Омск) рублей
39 Городской округ нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
Рефтинский срок утверждения не определена
31.12.2013
40 Городской округ да, в 2007 году, ОАО "Объединение 01.12.2013, ОАО не определена не определена
Среднеуральск актуализация и ВНИПИЭНЕРГОПРОМ" не определена "Теплопрогресс"
утверждение
планируется
в срок
до 31.12.2013
41 Городской округ нет, планируемый ПИИ "ГЕО", 01.12.2013, не определена не определена не определена
Староуткинск срок утверждения город Екатеринбург 500,0 тыс.
31.12.2013 рублей
42 Городской округ нет, планируемый не определена не определена не определена не определена не определена
Сухой Лог срок утверждения
31.07.2013
43 Дружининское нет, планируемый ООО НПП "Элеком" 01.09.2013,
городское поселение срок утверждения 400,00 тыс.
01.10.2013 рублей
44 Зареченское нет, планируемый ООО НПП "Элеком" 30.09.2013, не определена не определена не определена
сельское поселение срок утверждения 176,00 тыс.
30.09.2013 рублей
45 Ивдельский нет, планируемый ГБУ СО "Институт 01.06.2013. МУП не определена не определена
городской округ срок утверждения энергосбережения" В рамках "Теплокомплекс"
01.06.2013 пилотного
проекта
средства
областного
бюджета
46 Ирбитское нет, планируемый ГБУ СО "Институт 01.06.2013. не определена не определена не определена
муниципальное срок утверждения энергосбережения" В рамках
образование 30.06.2013 пилотного
проекта
средства
областного
бюджета
47 Калиновское не требуется
сельское поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
48 Каменский городской нет, планируемый ГБУ СО "Институт 31.12.2012. не определена не определена не определена
округ срок утверждения энергосбережения" В рамках
01.12.2013 пилотного
проекта
средства
областного
бюджета
49 Камышловский нет, планируемый проводятся 01.06.2013, МУП "Камышловское не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры не определена теплоснабжающее
30.06.2013 предприятие"
50 Камышловский не требуется
муниципальный район в связи
с отсутствием
полномочий
у района
51 Качканарский нет, планируемый проводятся 01.08.2013, ООО "Качканарская не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры 4000,0 тыс. Теплоснабжающая
31.08.2013 рублей Компания"
52 Кировградский нет, планируемый ОАО "Инженерный 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения центр энергетики 419,655 тыс.
31.12.2013 Урала" рублей
53 Кленовское сельское не требуется
поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
54 Краснополянское не требуется
сельское поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
55 Кузнецовское не требуется
сельское поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
56 Кушвинский нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения не определена
31.12.2013
57 Малышевский нет, планируемый ИП Собецкая М.В. 01.07.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения 930,00 тыс.
01.08.2013 рублей
58 Махневское нет, планируемый ГБУ СО "Институт 01.12.2013, МУП "Соболь" не определена не определена
муниципальное срок утверждения энергосбережения" 700,00 тыс.
образование 31.12.2013 рублей
59 Михайловское да, 26.09.2011, ОАО "Инженерный 26.09.2011, ООО "Департамент 149,800,000,00 239,900,000,00
муниципальное Постановление центр энергетики 200,00 тыс. ЖКХ"
образование № 109 Урала" рублей
Администрации
Михайловского
муниципального
образования
60 Муниципальное нет, планируемый ОАО "Объединение Разработка не определена не определена не определена
образование срок утверждения ВНИПИэнергопром" произведена
"город 31.12.2013 в период
Екатеринбург" 2010 -
2012 годов.
Стоимость
работ
по контракту
составила
30237 тыс.
рублей.
Конкурсной
документацией
установлены:
срок
выполнения
работ
220 дней,
стоимость
выполнения
работ
11210 тыс.
рублей
61 Муниципальное нет, планируемый ГБУ СО "Институт 01.09.2013, не определена не определена не определена
образование срок утверждения энергосбережения" 300,00 тыс.
"Поселок Уральский" 30.09.2013 рублей
62 Муниципальное нет, планируемый ООО НПП "Элеком" 01.06.2013, ЗАО "Фанком" не определена не определена
образование срок утверждения 500,00 тыс.
Алапаевское 31.07.2013 рублей
63 Муниципальное нет, планируемый ОАО "Инженерный 31.12.2013, не определена не определена не определена
образование город срок утверждения центр энергетики 3000,00 тыс.
"Каменск-Уральский" 31.12.2013 Урала" рублей
64 Муниципальное нет, не определена не определен не определена не определена не определена
образование не определен
город Алапаевск
65 Муниципальное нет, планируемый ООО "Невская 20.07.2013 не определена не определена не определена
образование срок утверждения энергетика" 1987,00 тыс.
город Ирбит 31.07.2013 рублей
66 Муниципальное нет, планируемый проводятся 01.07.2013 МУП "Энергосервис" не определена не определена
образование срок утверждения конкурсные процедуры 2500,0 тыс.
Красноуфимский 01.07.2013 рублей
округ
67 Муниципальное нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
образование рабочий срок утверждения не определена
поселок Атиг 31.12.2013
68 Невьянский нет, планируемый ФГУ ВПО "УрФУ имени 01.09.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения первого Президента 490,00 тыс.
01.10.2013 России Б.Н. Ельцина" рублей
учебный научный
центр "Энергетика"
69 Нижнесергинский не требуется,
муниципальный район в связи
с отсутствием
полномочий
у района
70 Нижнесергинское нет, планируемый НПО "УралНИАС" 01.09.2013, не определена не определена не определена
городское поселение срок утверждения не определена
01.10.2013
71 Нижнетуринский нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения не определена
31.12.2013
72 Ницинское сельское нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
поселение срок утверждения не определена
31.12.2013
73 Новолялинский нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры 1400,0 тыс.
31.12.2013 рублей
74 Новоуральский да, постановление ООО "РЭСТ" 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ администрации 920,0 тыс.
Новоуральского рублей
городского округа
от 03.11.2010
№ 2246-А,
проводится
корректировка
в соответствии
с Федеральным
законом
от 27.07.2010
№ 190-ФЗ
"О теплоснабжении"
75 Обуховское нет, планируемый ООО ПП 01.06.2013, ООО "Комфорт" не определена не определена
сельское поселение срок утверждения "Энергосбережение" 155,00 тыс.
30.06.2013 Сухой Лог рублей
76 Полевской нет, планируемый проводятся 31.10.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры не определена
01.10.2013
77 Пышминский нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения не определена
31.12.2013
78 Режевской нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры не определена
31.12.2013
79 Североуральский нет, планируемый ГБУ СО "Институт 01.12.2013, МУП не определена не определена
городской округ срок утверждения Энергосбережения" 5200,0 тыс. "Комэнергоресурс"
31.12.2013 рублей
80 Серовский нет, планируемый ООО НПП "Элеком" 01.08.2013,
городской округ срок утверждения 6449,00 тыс.
01.09.2013 рублей
81 Сладковское нет, планируемый ООО НПП "Элеком" 01.02.2013, МУП "Сладковское не определена не определена
сельское поселение срок утверждения 90,2 тыс. ЖКХ"
31.12.2013 рублей
82 Слободо-Туринский не требуется
муниципальный район в связи
с отсутствием
полномочий
у района
83 Слободо-Туринское нет, планируемый не определена не определен не определена не определена не определена
сельское поселение срок утверждения
01.09.2013
84 Сосьвинский нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения не определена
31.12.2013
85 Сысертский нет, планируемый проводятся 01.09.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры не определена
15.09.2013
86 Таборинский не требуется
муниципальный район в связи
с отсутствием
полномочий
у района
87 Таборинское не требуется
сельское поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
88 Тавдинский нет, планируемый ГБУ СО "Институт 31.12.2012. не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения энергосбережения" В рамках
01.12.2013 пилотного
проекта
средства
областного
бюджета
89 Талицкий городской нет, планируемый ГБУ СО "Институт 31.12.2012. не определена не определена не определена
округ срок утверждения энергосбережения" В рамках
31.12.2013 пилотного
проекта
средства
областного
бюджета
90 Тугулымский нет, планируемый проводятся 01.12.2013, ГУП СО не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры не определена "Облкоммунэнерго"
31.12.2013
91 Туринский нет, планируемый ФГУ ВПО "УрФУ имени 25.04.2013, ЗАО 24,268,000,00 69,268,120,00
городской округ срок утверждения первого Президента 1250,00 тыс. "Регионгаз-инвест"
13.05.2013 России Б.Н. Ельцина" рублей МУП ЖКХ
учебный научный "Теплоэнергоцех
центр "Энергетика" № 1"
92 Унже-Павинское не требуется
сельское поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
93 Усть-Ницинское нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
сельское поселение срок утверждения не определена
31.12.2013
94 Шалинский нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения не определена
31.12.2013
ИТОГО:
ОМС схема разработана самостоятельно 5
1 этап пилотных проектов (схема утверждена) 4
2 этап пилотных проектов 5
не требуется разработка 16
работа не начата 17
проводится конкурс 17
сроки и организация разработчик определены, работы ведутся 30
Приложение 6
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
"УЗКИХ МЕСТ" ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
1. ПОЛЕВСКОЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
1) Наименование "узкого места": Полевской энергоузел;
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 14 процентов (25 МВт) от потребления Полевского энергоузла (характерно летнего (весенне-осеннего) периода);
3) характеристика энергоузла:
Полевской энергоузел включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Малахит, ПС 110 кВ Полевская, ПС 110 кВ Гвоздика.
Границы Полевского энергоузла определяют следующие элементы сети:
В 220 кВ Малахит на ПС 500 кВ Южная;
В 110 кВ Гвоздика на ПС 500 кВ Южная;
В 110 кВ Полевская на ПС 500 кВ Южная;
В 110 кВ Дегтярка 1,2 на ПС 220 кВ Первоуральская;
В 110 кВ Гидромаш на ПС 220 кВ Малахит;
В 110 кВ Уфалей 1, 2 на ПС 220 кВ Малахит.
При ведении режимов в Полевском энергоузле существенное значение имеет переток по ВЛ 110 кВ Малахит - Уфалей 1, 2, зависящий в свою очередь от схемно-режимной ситуации в прилегающей сети Челябинской энергосистемы, поэтому максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Полевской энергоузел" зависит от перетока по ВЛ 110 кВ Малахит - Уфалей 1, 2. В КС "Полевской энергоузел" входят следующие элементы сети:
В 220 кВ Малахит на ПС 500 кВ Южная;
В 110 кВ Гвоздика на ПС 500 кВ Южная;
В 110 кВ Полевская на ПС 500 кВ Южная;
В 110 кВ Дегтярка 1, 2 на ПС 220 кВ Первоуральская.
Графическое изображение Полевского энергоузла с указанием КС "Полевской энергоузел" представлено на рисунке 1;
Рис. 1. ПОЛЕВСКОЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
Рисунок не приводится.
4) баланс мощности Полевского энергоузла на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 1;
БАЛАНС ПОЛЕВСКОГО ЭНЕРГОУЗЛА
Таблица 1
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
Потребление Максимум - 174 МВт Максимум - 212 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 06.02.2012)
05.09.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 181 МВт
замеру - 150 МВт
Генерация Нет Нет
Дефицит 174 МВт (на момент 212 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
150 МВт (на момент 181 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС "Полевской до 206 МВт до 261 МВт
энергоузел"
в нормальной схеме
МДП в КС "Полевской 284 МВт 340 МВт
энергоузел"
в нормальной схеме
Переток в КС "Полевской до 174 МВт <**> -
энергоузел" в ремонтной
схеме
(ремонт ВЛ 220 кВ
Малахит - Южная)
МДП в КС в наиболее 192 МВт <**> -
тяжелой <*> ремонтной
схеме (ремонт
ВЛ 220 кВ Малахит -
Южная)
Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС;
<**> - с учетом замыкания транзита 110 кВ Колюткино - Малахит
5) электрических станций в Полевском энергоузле нет;
6) анализ схемно-режимных ситуаций, приводящих к нарушению допустимых параметров режима Полевского энергоузла:
Описание СРС:
Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является наложение аварийного отключения ВЛ 110 кВ Гвоздика - Южная (ВЛ 110 кВ Гвоздика - Полевская) на ремонт ВЛ 220 кВ Малахит - Южная в летний (весенне-осенний) период (приложение 7 рисунок 1).
При наложении аварийного отключения ВЛ 110 кВ Гвоздика - Южная (ВЛ 110 кВ Гвоздика - Полевская) на ремонт ВЛ 220 кВ Малахит - Южная загрузка ВЛ 110 кВ Полевская - Южная - до 93 процентов, ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская - до 74 процентов, ВЛ 110 кВ Дегтярка - Первоуральская 1, 2 - до 76 процентов (приложение 7 рисунок 1).
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение ВЛ 220 кВ БАЭС - Мраморная или ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с учетом работы АОПО на ПС 110 кВ Полевская приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская или ВЛ в транзите 110 кВ Южная - Полевская) (приложение 7 рисунок 2) необходим ввод графиков временного отключения потребления (ГВО).
Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО: замыкание транзита 110 кВ Колюткино - Малахит снижает ГВО на 45 МВт. Транзит замыкается: в ремонтных схемах (непосредственно перед выводом сетевого элемента в ремонт), в нормальной схеме (по команде диспетчера после аварийного отключения одного из сетевых элементов ПЭУ).
С учетом выполнения схемно-режимных мероприятий, необходимый объем ГВО составляет до 25 МВт;
7) ограничивающими элементами в Полевском энергоузле являются:
на ПС 500 кВ Южная - ошиновка ВЛ 110 кВ Полевская - Южная, ВЧ заградители ВЛ 110 кВ Гвоздика - Южная;
на ПС 110 кВ Полевская - ВЧ заградители ВЛ 110 кВ Полевская - Южная, Гвоздика - Полевская; ошиновка ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская;
провод ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская;
на ПС 110 кВ Дегтярка - ошиновка ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в Полевском энергоузле.
Перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в Полевском энергоузле, приведен в таблице 2. В приложении 7 на рисунке 3 показан режим аварийного отключения ВЛ 110 кВ Гвоздика - Южная при ремонте ВЛ 220 кВ Малахит - Южная с учетом выполнения мероприятий. Для подготовки к отключению ВЛ 220 БАЭС - Мраморная (режим показан в приложении 7 на рисунке 3) ввод ГВО не требуется, таким образом предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ПОЛЕВСКОМ ЭНЕРГОУЗЛЕ
Таблица 2
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
На ПС 500 кВ Южная заменить ошиновку ВЛ 110 кВ Полевская - 25 МВт
Южная, выполненную проводом марки АС-95/27 на провод марки
не менее АС-185/24 или аналогичный по ДТН
На ПС 500 кВ Южная заменить ВЧ заградители ВЛ 110 кВ
Гвоздика - Южная номинальным током 500 А на ВЧ заградители
номинальным током не менее 600 А
На ПС 110 кВ Полевская заменить ВЧ заградители ВЛ 110 кВ
Полевская - Южная, ВЛ 110 кВ Гвоздика - Полевская
номинальным током 500 А на ВЧ заградители номинальным током
600 А
Выполнить реконструкцию ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская
с заменой провода марки АС-95/16 на провод марки не менее
АС-150/24 или аналогичный по ДТН <*>
На ПС 110 кВ Полевская и ПС 110 кВ Дегтярка заменить
ошиновку ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская марки АС-95/16
на провод марки не менее АС-150/24 или аналогичный по ДТН
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
2. ЮГО-ЗАПАДНЫЙ ЭНЕРГОРАЙОН
1) наименование "узкого места": Юго-Западный энергорайон;
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 20 процентов (30 МВт) от потребления Юго-Западного энергорайона (характерно для летнего (весенне-осеннего) периода);
3) характеристика энергорайона:
Юго-Западный энергорайон включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Красноуфимская, ПС 110 кВ Михайловская, ПС 110 кВ Н. Серги, ПС 110 кВ Дидино, ПС 110 кВ Манчаж, ПС 110 кВ Крылово.
Границы Юго-Западного энергорайона определяют следующие элементы сети:
В 110 кВ АТ3, 4 на ПС 220 кВ Красноуфимская;
В 110 кВ Романовка 1,2 на ПС 220 кВ Красноуфимская;
В 110 кВ Дидино на ПС 220 кВ Первоуральская;
В 110 кВ Нижние Серги на ПС 220 кВ Первоуральская.
В состав контролируемого сечения "Красноуфимская - Михайловская - Первоуральская" (далее - КС КМП) входят следующие элементы сети:
В 110 кВ Дидино на ПС 220 кВ Первоуральская;
В 110 кВ Нижние Серги на ПС 220 кВ Первоуральская.
Графическое изображение Юго-Западного энергорайона с указанием КС КМП представлено на рисунке 2;
Рис. 2. ЮГО-ЗАПАДНЫЙ ЭНЕРГОРАЙОН
Рисунок не приводится.
4) баланс мощности Юго-Западного энергорайона на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 3;
БАЛАНС ЮГО-ЗАПАДНОГО ЭНЕРГОРАЙОНА
Таблица 3
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
1 2 3
Потребление Максимум - 149 МВт Максимум - 169 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 02.02.2012)
09.04.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 151 МВт
замеру - 104 МВт
Генерация Нет Нет
Дефицит 149 МВт (на момент 169 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
104 МВт (на момент 151 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС до 64 МВт до 80 МВт
в нормальной схеме
МДП в КС в нормальной 84 МВт 108 МВт
схеме
Переток в КС до 73 <**> МВт -
в ремонтной схеме
МДП в КС в наиболее 85 <**> МВт -
тяжелой <*> ремонтной
схеме (ремонт АТ-3(4)
ПС 220 кВ
Красноуфимская или
ВЛ 220 кВ Ирень -
Красноуфимская или
ВЛ 220 кВ Емелино -
Продольная
или ВЛ 220 кВ
Продольная -
Красноуфимская)
Примечание: <*> - в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС;
<**> - замкнут транзит 110 кВ Красноуфимская - Романовка - Чернушка
5) электрических станций в Юго-Западном энергорайоне нет;
6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в КС КМП:
Описание СРС:
Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является одна из следующих СРС в летний (весенне-осенний) период:
1) наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Емелино - Продольная (ВЛ 220 кВ Продольная - Красноуфимская) на ремонт ВЛ 220 кВ Ирень - Красноуфимская;
2) наложение аварийного отключения АТ3(4) на ремонт АТ4(3) на ПС 220 кВ Красноуфимская;
3) наложение аварийного отключения 1(2) С 220 кВ на ремонт 2(1) С 220 кВ на ПС 220 кВ Красноуфимская;
4) наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Ирень - Красноуфимская на ремонт 2 С 220 кВ на ПС 500 кВ Емелино.
Далее рассмотрен случай наложения аварийного отключения ВЛ 220 кВ Емелино - Продольная (ВЛ 220 кВ Продольная - Красноуфимская) на ремонт ВЛ 220 кВ Ирень - Красноуфимская при условии замыкания транзита 110 кВ Красноуфимская - Романовка - Чернушка.
При наложении аварийного отключения ВЛ 220 кВ Емелино - Продольная (ВЛ 220 кВ Продольная - Красноуфимская) на ремонт ВЛ 220 кВ Ирень - Красноуфимская наиболее загружены ВЛ 110 кВ Н. Серги - Первоуральская - до 77 процентов, ВЛ 110 кВ Дидино - Первоуральская - до 70 процентов. Напряжение на ПС Юго-Западного энергорайона, с учетом работы БСК на ПС 220 кВ Красноуфимская, ПС 110 кВ Михайловская, не ниже 110 кВ (приложение 7 рисунок 4).
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение ВЛ 110 кВ Дидино - Первоуральская приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ Н. Серги - Первоуральская; отключение ВЛ 110 кВ Н. Серги - Первоуральская приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ Дидино - Первоуральская) (приложение 7 рисунок 5) необходим ввод графиков временного отключения потребления (ГВО).
Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:
1) замыкание транзита 110 кВ Красноуфимская - Романовка - Чернушка. Транзит замыкается по согласованию с Пермским РДУ: в ремонтных схемах (непосредственно перед выводом сетевого элемента в ремонт), в нормальной схеме (сразу после аварийного отключения одного из сетевых элементов в Юго-Западном энергорайоне). В нормальной схеме для предотвращения токового перегруза ВЛ 110 кВ транзит разомкнут. Мероприятие снижает объем ГВО на 50 МВт;
2) перевод нагрузки (до 7 МВт) 2 С 110 кВ ПС 220 кВ Дружинино, запитанной от ВЛ 110 кВ Дидино - Михайловская, на 1 С 110 кВ ПС 220 кВ Дружинино, запитанной от ВЛ 220 кВ Емелино - Первоуральская 1 (на ПС 220 кВ Дружинино 1, 2 С 110 кВ работают раздельно). Параллельная работа 1, 2 С 110 кВ ПС 220 кВ Дружинино с образованием транзита мощности через АТ1 ПС 220 кВ Дружинино из сети 220 кВ в сеть 110 кВ Юго-Западного энергорайона невозможна по надежности питания потребителей ПС 220 кВ Дружинино в связи с отсутствием секционного выключателя 110 кВ, а также по условиям релейной защиты в связи с отсутствием линейных защит на ПС 220 кВ Дружинино. Мероприятие снижает объем ГВО на 5 МВт.
Необходимый объем ГВО с учетом замыкания транзита 110 кВ Красноуфимская - Романовка - Чернушка составляет до 30 МВт;
7) ограничивающим элементом в КС КМП является: на ПС 110 кВ Н. Серги - ошиновка ВЛ 110 кВ Н. Серги - Первоуральская, ВЛ 110 кВ Н. Серги - Михайловская;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в Юго-Западном энергорайоне приведен в таблице 4. В приложении 7 на рисунке 6 показан режим аварийного отключения ВЛ 220 кВ Емелино - Продольная и ВЛ 220 кВ Ирень - Красноуфимская после мероприятий. Для подготовки к отключению ВЛ 110 Дидино - Первоуральская (режим в приложении 7 на рисунке 6) ввод ГВО не требуется, таким образом предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ЮГО-ЗАПАДНОМ ЭНЕРГОРАЙОНЕ
Таблица 4
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
На ПС 110 кВ Н. Серги заменить ошиновку ВЛ 110 кВ 15 МВт
Н. Серги - Первоуральская и ВЛ 110 кВ Н. Серги -
Михайловская, выполненную проводом марки АС-95/27 на провод
марки не менее АС-120/19 или аналогичный по ДТН
Установить на ПС 220 кВ Первоуральская АОПО ВЛ 110 кВ 20 МВт
Дидино - Первоуральская и ВЛ 110 кВ Н. Серги -
Первоуральская с действием 1 ступенью на отключение
нагрузки на ПС 110 кВ Михайловская, ПС 110 кВ Н. Серги
в объеме до 20 МВт
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
3. СЕЧЕНИЕ "СВЕРДЛОВСКАЯ - ИСКРА - ВИЗ - ПЕТРИЩЕВСКАЯ"
1) наименование "узкого места": сечение "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская";
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 15 процентов (70 МВт) от максимального потребления сечения "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская" (характерно для зимнего и летнего (весенне-осеннего) периода);
3) характеристика энергорайона:
Энергорайон, ограниченный сечением "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская", включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Искра, Свердловская ТЭЦ, ТЭЦ ВИЗа, ПС 110 кВ ВИЗ, ПС 110 кВ Петрищевская.
В связи с тем, что при замкнутом транзите 110 кВ Искра - Свердловская отключающая способность выключателей 110 кВ ПС 110 кВ Свердловская и ПС 110 кВ ВИЗ не соответствует уровням токов короткого замыкания, на В 110 кВ Звезда ПС 110 кВ Свердловская и СВ 110 кВ Свердловской ТЭЦ выполнено секционирование данного транзита.
Так как в ремонтных и послеаварийных режимах транзит 110 кВ Искра - Свердловская может замыкаться, то контролируемое сечение "Искра - ВИЗ - Петрищевская" (далее - КС "Искра - ВИЗ - Петрищевская") состоит из четырех подсечений, которые актуализируются в зависимости от схемы прилегающей сети. Подсечения определяют следующие элементы сети:
КС1:
В 220 кВ Искра 1 на СУГРЭС;
В 220 кВ Искра 2 на СУГРЭС;
В 110 кВ ВИЗ 1 на ПС 110 кВ Петрищевская;
В 110 кВ ВИЗ 2 на ПС 110 кВ Петрищевская.
КС 2:
В 220 кВ Искра 1 на СУГРЭС;
В 220 кВ Искра 2 на СУГРЭС;
В 110 кВ ВИЗ 1 на ПС 110 кВ Петрищевская;
В 110 кВ ВИЗ 2 на ПС 110 кВ Петрищевская;
В 110 кВ Звезда на ПС 110 кВ Свердловская;
В 110 кВ СвТЭЦ на ПС 110 кВ Свердловская.
КС3:
В 110 кВ Звезда на ПС 110 кВ Свердловская;
В 110 кВ СвТЭЦ на ПС 110 кВ Свердловская.
КС4:
В 110 ВИЗ 1 на ПС 110 кВ Петрищевская;
В 110 ВИЗ 2 на ПС 110 кВ Петрищевская.
Графическое изображение энергорайона, ограниченного сечением "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская", представлено на рисунке 3;
Рис. 3. ГРАНИЦЫ СЕЧЕНИЯ
"СВЕРДЛОВСКАЯ - ИСКРА - ВИЗ - ПЕТРИЩЕВСКАЯ"
Рисунок не приводится.
4) баланс мощности энергорайона, ограниченного сечением "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская", на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы, и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах в КС "Искра - ВИЗ - Петрищевская" представлены в таблице 5;
БАЛАНС ЭНЕРГОРАЙОНА, ОГРАНИЧЕННОГО СЕЧЕНИЕМ
"СВЕРДЛОВСКАЯ - ИСКРА - ВИЗ - ПЕТРИЩЕВСКАЯ"
Таблица 5
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
Потребление Максимум - 380 МВт Максимум - 469 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 31.01.2012)
04.10.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 434 МВт
замеру - 313 МВт
Генерация 60 МВт (на момент 111 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
28 МВт (на момент 111 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Дефицит 320 МВт (на момент 358 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
285 МВт (на момент 323 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС до 318 МВт (КС1) до 337 МВт (КС1)
в нормальной схеме
МДП в КС в нормальной 352 МВт (КС1) 441 МВт (КС1)
схеме
МДП в КС в наиболее 380 <**> МВт (КС2) -
тяжелой <*> ремонтной
схеме (ремонт ВЛ 220 кВ
Искра - СУГРЭС 1 или 2)
Примечание: <*> - в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС.
<**> - транзит 110 кВ Искра - Свердловская замкнут
5) перечень электрических станций, находящихся в энергорайоне, ограниченном сечением "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская", с указанием располагаемой активной мощности и диапазонов регулирования активной мощности представлен в таблице 6;
ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, НАХОДЯЩИХСЯ
В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОМ СЕЧЕНИЕМ
"СВЕРДЛОВСКАЯ - ИСКРА - ВИЗ - ПЕТРИЩЕВСКАЯ"
Таблица 6
Наименование Установленная Располагаемая Диапазон
электростанции мощность, МВт мощность, МВт регулирования
<*>, МВт
зима лето зима лето
Свердловская ТЭЦ 36 36 26 - -
Уралметпром (ТЭЦ ВИЗа) 75 75 35 - -
Примечание: <*> - диапазон регулирования активной мощности
электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности
электростанций
6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в КС "Искра - ВИЗ - Петрищевская":
Описание СРС:
Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра - СУГРЭС 1 и 2 в зимний и летний (весенне-осенний) период (согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем является нормативным возмущением III группы).
При аварийном одновременном отключении ВЛ 220 кВ Искра - СУГРЭС 1 и 2 отработает дополнительная автоматическая разгрузка (ДАР), с действием на отключение В 110 кВ Сортировка 1, 2; В 110 кВ Депо 1, 2; В 10 кВ яч. 1, 7, 10,11, 13, 14, 15, 18, 22, 24, 25, 27, 31, 33, 35, 36, 41, 42, 44, 48 (ОН до 50 МВт); В 110 кВ СвТЭЦ и В 110 кВ Звезда на ПС 220 кВ Искра. После действия ДАР перегрузов оборудования нет, напряжения в допустимых пределах (приложение 7 рисунок 7).
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение ВЛ 110 кВ ВИЗ - Петрищевская 1(2) или ВЛ 110 кВ Петрищевская - Рябина 1(2) приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ ВИЗ - Петрищевская 2(1) или ВЛ 110 кВ Петрищевская - Рябина 2(1)) (приложение 7 рисунок 8) помимо возможных схемно-режимных мероприятий, выполняемых в оперативном порядке (см. ниже) необходим ввод графиков временного отключения (ГВО).
Замыкание транзита 110 кВ Искра - Свердловская в послеаварийной схеме не используется, так как это приведет к необходимости увеличения объема ГВО в рассматриваемом режиме. При замкнутом транзите 110 кВ Искра - Свердловская в режиме отключенных ВЛ 220 кВ Искра - СУГРЭС 1 и 2 наиболее тяжелым аварийным возмущением становится отключение ВЛ 110 кВ Свердловская - Свердловская ТЭЦ. Для исключения перегруза ВЛ 110 кВ Звезда - Свердловская в указанном режиме требуется увеличение объемов ГВО на 40 МВт.
Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке: замыкание транзита 110 кВ Южная - Академическая - Петрищевская (для исключения возможности выделения района при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Петрищевская - Рябина 1(2) с учетом работы АОПО на ПС 110 кВ Петрищевская по ВЛ 110 кВ Петрищевская - Рябина 2(1) на ее отключение). Транзит замыкается: в ремонтных схемах (непосредственно перед выводом сетевого элемента в ремонт), в нормальной схеме (сразу после аварийного отключения одного из сетевых элементов в сечении "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская").
Необходимый объем ГВО с учетом нагрузки, отключенной действием ДАР (50 МВт) и мероприятий, составляет до 70 МВт;
7) ограничивающими элементами в энергорайоне, ограниченном сечением "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская", являются:
на ПС 110 кВ ВИЗ - выключатели 110 кВ, ВЧ заградители ВЛ 110 кВ ВИЗ - Петрищевская 1, 2;
на ПС 110 кВ Свердловская - выключатели 110 кВ, трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Звезда - Свердловская, ВЛ 110 кВ Свердловская - СвТЭЦ;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в сечении "Искра - ВИЗ - Петрищевская", приведен в таблице 7. В приложении 7 на рисунке 9 показан режим аварийного одновременного отключения ВЛ 220 кВ Искра - СУГРЭС 1, 2 после мероприятий. Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ ВИЗ - Петрищевская 1(2) (режим показан на рисунке) ввод ГВО не требуется, таким образом предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОМ
СЕЧЕНИЕМ "СВЕРДЛОВСКАЯ - ИСКРА - ВИЗ - ПЕТРИЩЕВСКАЯ"
Таблица 7
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
Комплексная реконструкция ПС 110 кВ ВИЗ с заменой 15 МВт
выключателей и ВЧ-заградителей 110 кВ номинальным током
600 А, на выключатели и ВЧ-заградители номинальным током
1000 А
Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Свердловская 15 МВт
Установка АОПО на ПС 110 кВ Петрищевская по ВЛ 110 кВ ВИЗ - 55 МВт
Петрищевская 1(2) с действием на ОН до 55 МВт на ПС 110 кВ
ВИЗ, ПС 220 кВ Искра
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
4. СЕЧЕНИЕ "ЮЖНАЯ - СИБИРСКАЯ - НСТЭЦ"
1) Наименование "узкого места": сечение "Южная - Сибирская - НСТЭЦ";
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 20 процентов (93 МВт) от максимального потребления энергорайона, ограниченного сечением "Южная - Сибирская - НСТЭЦ" (характерно для зимнего и летнего (весенне-осеннего) периода);
3) характеристика энергорайона:
Энергорайон, ограниченный сечением "Южная - Сибирская - НСТЭЦ", включает в себя основные энергообъекты: ПС 500 кВ Южная, ПС 220 кВ Калининская, НСТЭЦ, ПС 110 кВ Сибирская, ПС 110 кВ Весна, ПС 110 кВ Чкаловская, ПС 110 кВ Нижнеисетская.
Границы контролируемого сечения "Южная - Сибирская - НСТЭЦ" (далее - КС "Южная - Сибирская - НСТЭЦ") определяют следующие элементы сети:
В 110 кВ Весна на НСТЭЦ;
В 110 кВ Сибирская на НСТЭЦ;
В 110 кВ Сибирская 1, 2 на ПС 220 кВ Калининская;
В 110 кВ Нижнеисетская 1,2 на ПС 500 кВ Южная;
В 110 кВ Сибирская 1, 2, 3 на ПС 500 кВ Южная;
В 110 кВ Чкаловская на ПС 500 кВ Южная;
СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Арена;
СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Октябрьская.
Графическое изображение КС "Южная - Сибирская - НСТЭЦ" приведено на рисунке 4;
Рис. 4. СЕЧЕНИЕ "ЮЖНАЯ - СИБИРСКАЯ - НСТЭЦ"
Рисунок не приводится.
4) баланс мощности энергорайона, ограниченного сечением "Южная - Сибирская - НСТЭЦ" на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы, и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 8;
БАЛАНС МОЩНОСТИ ЭНЕРГОРАЙОНА, ОГРАНИЧЕННОГО СЕЧЕНИЕМ
"ЮЖНАЯ - СИБИРСКАЯ - НСТЭЦ"
Таблица 8
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
Потребление Максимум - 464 МВт Максимум - 478 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 27.12.2011)
19.04.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 426 МВт
замеру - 325 МВт
Генерация Нет Нет
Дефицит 464 МВт (на момент 478 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
325 МВт (на момент 426 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС до 464 МВт до 478 МВт
в нормальной схеме
МДП в КС в нормальной 490 МВт 560 МВт
схеме
МДП в КС в наиболее 320 МВт -
тяжелой <*> ремонтной
схеме (ремонт 1(2) СШ
110 кВ ПС 500 кВ Южная)
Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС
5) электрических станций в энергорайоне, ограниченном сечением "Южная - Сибирская - НСТЭЦ", нет;
6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в энергорайоне, ограниченного сечением "Южная - Сибирская - НСТЭЦ":
Описание СРС:
Аварийные отключения 1(2) СШ 110 кВ; 1(2) СШ 220 кВ; АТ1(2) ПС 500 кВ Южная; ВЛ 110 кВ Весна - НСТЭЦ; ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская могут привести к нарушению допустимых параметров режима в зимний и летний (весенне-осенний) период. Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная.
При аварийном отключении 1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная по ВЛ 110 кВ Весна - НСТЭЦ, ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская возможно превышение длительно допустимого тока и работа 2 ступени АРЛ ПС 110 кВ Сибирская с действием на включение В 110 кВ Калининская 1, 2 на ПС 110 кВ Сибирская (приложение 7 рисунок 10).
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение 2(1) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская; ВЛ 110 кВ Весна - НСТЭЦ; ВЛ 110 кВ Калининская - Сибирская 1(2)) (приложение 7 рисунок 11) с учетом возможных схемно-режимных мероприятий необходим ввод графиков временного отключения потребления (ГВО).
Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке, для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:
1) загрузка ТГ НСТЭЦ, работающих на шины 110 кВ, до максимальной величины, с контролем загрузки ВЛ 110 кВ Весна - НСТЭЦ, ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская. Мероприятие снижает объем ГВО до 20 МВт;
2) замыкание транзита 110 кВ Южная - Академическая - Петрищевская (за исключением случая отключения 1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная). Транзит замыкается: в ремонтных схемах (непосредственно перед выводом сетевого элемента в ремонт), в нормальной схеме (сразу после аварийного отключения одного из сетевых элементов в сечении "Южная - Сибирская - НСТЭЦ"). Мероприятие снижает объем ГВО до 20 МВт;
3) на ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ Арена включение СВ 110 кВ, на ПС 110 кВ Сибирская отключить В 110 кВ Октябрьская и ПС 110 кВ Арена (перевод нагрузки и снижение ГВО до 30 МВт). Замыкание транзита 110 кВ Сибирская - Петрищевская невозможно для исключения неселективной работы релейной защиты в Екатеринбургском энергоузле;
4) на ПС 220 кВ Калининская отключение В 220 кВ АТ1 (в случае если на СУГРЭС в работе не менее трех блоков либо двух блоков и ПГУ-410). Мероприятие снижает объем ГВО до 10 МВт.
Необходимый объем ГВО с учетом мероприятий зависит от состава генерирующего оборудования на шинах 220 кВ СУГРЭС:
Состав генерирующего оборудования МДП Фактический Расчетный
на шинах 220 кВ СУГРЭС в Сечении, переток объем ГВО
МВт по Сечению
в работе 2 блока (либо 1 блок и ПГУ-410) 375 448 73
(с учетом
в работе 3 блока (либо 2 блока и ПГУ-410) 365 мероприятий, 83
указанных
в работе 3 блока и ПГУ-410 355 в п. 4.7.3) 93
7) ограничивающими элементами в КС "Южная - Сибирская - НСТЭЦ" являются: провод ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская, ВЛ 110 кВ Весна - НСТЭЦ, ВЛ 110 кВ Калининская - Сибирская 1, 2;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в сечении "Южная - Сибирская - НСТЭЦ", приведен в таблице 9. В приложении 7 на рисунке 12 показан режим аварийного отключения 1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная после мероприятий. Для подготовки к отключению 2(1) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная (режим показан в приложении 7 на рисунке 12) ввод ГВО не требуется, таким образом, предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОМ
СЕЧЕНИЕМ "ЮЖНАЯ - СИБИРСКАЯ - НСТЭЦ"
Таблица 9
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
Строительство ПС 220 кВ Надежда, с установкой двух 93 МВт
автотрансформаторов номинальной мощностью 250 МВА каждый,
с заходами ВЛ 220 НСТЭЦ - Южная и ВЛ 110 кВ Сибирская -
Южная 1, 2, 3; ВЛ 110 кВ Сибирская - Чкаловская; ВЛ 110 кВ
Сибирская - Авиатор; ВЛ 110 кВ Арена - Сибирская
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
5. ВОСТОЧНЫЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
1) наименование "узкого места": Восточный энергоузел;
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 24 процентов (55 МВт) от максимального потребления ВЭУ (характерно как для зимнего, так и для летнего (весенне-осеннего) периода);
3) характеристика энергоузла:
Восточный энергоузел включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Сирень, ПС 110 кВ Камышлов, ПС 110 кВ Светофор, ПС 110 кВ Маян, ПС 110 кВ Юшала, ПС 110 кВ Краснополянск.
Границы контролируемого сечения Восточного энергоузла (далее - КС ВЭУ) определяют следующие элементы сети:
В 220 кВ Сирень на РефтГРЭС;
В 110 кВ Черново на ПС 220 кВ Ница;
В 110 кВ Дубровный на ПС 110 кВ Сухой Лог;
В 110 кВ Сирень 1, 2 на ПС 110 кВ Сухой Лог;
В 110 кВ Краснополянск на ПС 110 кВ Красная Слобода;
СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Двинка;
СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Парус;
В 110 кВ Юшала на ПС 110 кВ Кармак.
Графическое изображение Восточного энергоузла представлено на рисунке 5;
4) баланс мощности Восточного энергоузла на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 10;
Рис. 5. ВОСТОЧНЫЙ ЭУ
Рисунок не приводится.
БАЛАНС МОЩНОСТИ ВОСТОЧНОГО ЭНЕРГОУЗЛА
Таблица 10
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
Потребление Максимум - 168 МВт Максимум - 221 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 08.02.2012)
10.11.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 183 МВт
замеру - 120 МВт
Генерация Нет Нет
Дефицит 168 МВт (на момент 221 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
120 МВт (на момент 183 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС до 168 МВт до 221 МВт
в нормальной схеме
МДП в КС в нормальной 215 МВт 230 МВт
схеме
МДП в КС в наиболее 160 МВт -
тяжелой <*> ремонтной
схеме (ремонт 1 СШ
220 кВ РефтГРЭС)
Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС
5) электрических станций в Восточном энергоузле нет;
6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима Восточного энергоузла:
Описание СРС:
Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение 1 СШ 220 кВ РефтГРЭС и подготовка к отключению в ПАР 2 СШ 220 кВ РефтГРЭС в зимний период (для летнего (весенне-осеннего) периода ситуация практически идентична при наложении аварийного отключения 1 СШ 220 кВ РефтГРЭС на ремонт Блока № 3 БАЭС).
При аварийном отключении 1 СШ 220 кВ РефтГРЭС в зимний период, токовая нагрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Окунево - РефтГРЭС 2 превысит:
1) установку АРЛ ВЛ 220 кВ ВЛ 220 кВ Окунево - РефтГРЭС 2 на ПС 220 кВ Окунево с выдержкой времени 7 с. и действием 1 ступени на отключение В 220 кВ ВЛ БАЭС;
2) установку АРЛ ВЛ 220 кВ Окунево - РефтГРЭС 2 на Рефтинской ГРЭС с выдержкой времени 9 с. и действием 1 ступени на отключение В 220 кВ одной из АТГ, работающей на связи шин 500 - 220 кВ.
После работы устройств АРЛ на ПС 220 кВ Окунево и Рефтинской ГРЭС токовая загрузка ВЛ 220 кВ Окунево - РефтГРЭС 2 - до 57 процентов, ВЛ 110 кВ Асбест - Знаменская до 98 процентов, АТ1 БАЭС - до 119 процентов. Напряжения на транзитах 110 кВ Камышлов - Маян и Сирень - Юшала в допустимых пределах - до 85 - 92 кВ, на ПС 110 кВ Сирень - до 92 кВ (приложение 7 рисунок 13).
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, а также коэффициента запаса по напряжению на подстанциях транзитов 110 кВ Камышлов - Маян и Сирень - Бутка - Юшала, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение 2 СШ 220 кВ РефтГРЭС приведет к недопустимому снижению напряжения на ПС ВЭУ и перегрузке ВЛ транзита 110 кВ Асбест - Знаменская - С. Лог) (приложение 7 рисунок 14) необходимо выполнение схемно-режимных мероприятий. При невозможности выполнения мероприятий необходим ввод графиков временного отключения потребления (ГВО) на величину до 55 МВт.
При аварийном отключении 2 СШ 220 кВ РефтГРЭС, с учетом ввода ГВО (до 55 МВт), отработает АРП Рефтинской ГРЭС с действием на отключение до 175 МВт потребителей в Каменском узле.
После работы АРП на РефтГРЭС напряжения в Каменском узле в допустимых пределах (не ниже 113 кВ), напряжения на транзитах 110 кВ Камышлов - Маян и Сирень - Бутка - Юшала снижаются до 86 - 88 кВ, на ПС 220 кВ Сирень - до 88 кВ (минимально допустимое напряжение 92 кВ, аварийно допустимое - 87 кВ). Перегрузов ВЛ 220 - 110 кВ Восточного узла нет. Наиболее загружены ВЛ 110 кВ Глубокая - НСТЭЦ - до 90 процентов, ВЛ 110 кВ Асбест - Дачная - до 95 процентов, ВЛ 110 кВ БАЭС - Измоденово - до 70 процентов, ВЛ 110 кВ БАЭС - Кортогуз - до 68 процентов, ВЛ 110 кВ Асбест - Знаменская - до 63 процентов; ВЛ 220 кВ БАЭС - Окунево - до 80 процентов; АТ1 БАЭС - до 138 процентов.
Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:
1) на ПС 110 кВ Кармак включить В 110 кВ Юшала;
2) на ПС 110 кВ Парус включить СВ 110 кВ;
3) на ПС 110 кВ Двинка включить СВ 110 кВ.
Указанные мероприятия выполняются по согласованию с Тюменским РДУ и не всегда возможны по режиму работы Тюменской энергосистемы. Замыкание транзитов 110 кВ Кармак - Юшала и Красная Слобода - Двинка - Чупино между операционными зонами Свердловского и Тюменского РДУ как правило допускается при суммарном перетоке по ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень 1 и 2 не более 500 МВт в сторону Рефтинской ГРЭС.
Необходимый объем ГВО без учета мероприятий составляет до 55 МВт;
7) ограничивающим элементом является провод ВЛ 110 кВ Глубокая - НСТЭЦ.
После замены указанного ограничивающего элемента также необходим ввод ГВО, так как в равной степени критичным в послеаварийном режиме является коэффициент запаса по напряжению. Исключить ввод ГВО возможно только после выполнения мероприятий, приведенных в таблице 9;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в Восточном энергоузле, приведен в таблице 11. В приложении 7 на рисунке 15 показан режим сети после аварийного отключения 1 и 2 СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС с учетом мероприятий. Из приложения 7 рисунка 15 видно, что для подготовки к отключению 1 (2) СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС при отключенной 2(1) СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС ввод ГВО не требуется, таким образом, предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ВОСТОЧНОМ ЭНЕРГОУЗЛЕ
Таблица 11
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
Установка БСК номинальной мощностью 50 МВАр в районе 15 МВт
г. Талица
Замена провода марки М-70 ВЛ 110 кВ Глубокая - НСТЭЦ 10 МВт
на провод марки АС-150.
Установка АОСН с действием на отключение нагрузки 25 МВт
на ПС 110 кВ ВЭУ в объеме до 20 МВт.
Установка БСК номинальной мощностью 40 МВАр на ПС 110 кВ 15 МВт
Юшала
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
6. КАЧКАНАРСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
1) Наименование "узкого места": Качканарский энергоузел;
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 7 процентов (40 МВт) от максимального потребления Качканарского энергоузла (характерно как для зимнего периода, так и для летнего (весенне-осеннего) периода);
3) характеристика энергоузла:
Качканарский энергоузел включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Качканар, Нижнетуринская ГРЭС, ПС 220 кВ Янтарь, Качканарская ТЭЦ, ПС 110 кВ Уральская, ПС 110 кВ В. Тура, ПС 110 кВ Красноуральск.
Границы Качканарского энергоузла определяют следующие элементы сети:
В 220 кВ Цемент на ПС 220 кВ Качканар;
В 220 кВ НТГРЭС 1, 2 на ПС 500 кВ Тагил;
В 220 кВ Сосьва на НТГРЭС;
В 220 кВ Сопка на НТГРЭС;
В 110 кВ Выя на НТГРЭС;
В 110 кВ В. Тура 1, 2 на Тагил;
В 110 кВ Промысла на ПС 220 кВ Качканар;
В 110 кВ Европейская на ПС 110 кВ Чекмень.
В состав контролируемого сечения "Качканарского энергоузла" (далее - КС КачЭУ) входят следующие элементы сети:
В 220 кВ Янтарь на НТГРЭС;
В 220 кВ Острая на ПС 220 кВ Качканар;
В 110 кВ В. Тура 1, 2 на ПС 500 кВ Тагил;
В 110 кВ Уральская 1, 2 на НТГРЭС;
В 110 кВ В. Тура на НТГРЭС;
В 110 кВ Красноуральск на НТГРЭС.
Графическое изображение Качканарского энергоузла представлено на рисунке 6;
4) баланс мощности Качканарский ЭУ на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 12;
Рис. 6. КАЧКАНАРСКИЙ ЭУ
Рисунок не приводится.
БАЛАНС МОЩНОСТИ КАЧКАНАРСКОГО ЭНЕРГОУЗЛА
Таблица 12
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
Потребление Максимум - 496 МВт Максимум - 546 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 01.02.2012)
02.11.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 514 МВт
замеру - 410 МВт
Генерация 155 МВт (на момент 187 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
135 МВт (на момент 176 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Дефицит 341 МВт (на момент 359 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
275 МВт (на момент 338 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС до 223 МВт (186 МВт до 334 МВт (142 МВт <**>)
в нормальной схеме <**>)
МДП в КС КачЭУ 325 МВт (186 МВт <**>) 440 МВт (142 МВт <**>)
в нормальной схеме
МДП в КС КачЭУ 430 МВт (0 МВт <**>) -
в наиболее тяжелой <*>
ремонтной схеме (ремонт
ВЛ 220 кВ Качканар -
Цемент)
Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС.
<**> - Переток по ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар
5) перечень электрических станций, находящихся в Качканарском энергоузле, с указанием располагаемой активной мощности и диапазонов регулирования активной мощности представлен в таблице 13;
ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ,
НАХОДЯЩИХСЯ В КАЧКАНАРСКОМ ЭНЕРГОУЗЛЕ
Таблица 13
Наименование Установленная Располагаемая Диапазон
электростанции мощность, МВт мощность, МВт регулирования
<*>, МВт
зима лето зима лето
НТГРЭС 279 279 262 - -
Качканарская ТЭЦ 50 47 0 - -
Примечание: <*> - диапазон регулирования активной мощности
электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности
электростанций
6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в Качканарском энергоузле:
Описание СРС:
Наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Качканар - Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1) на ремонт ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар или ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Янтарь (ВЛ 220 кВ Качканар - Янтарь) на ремонт ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар могут привести к нарушению допустимых параметров режима в летний (весенне-осенний) период.
Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Качканар - Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1) на ремонт ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар.
При наложении аварийного отключения ВЛ 220 кВ Качканар - Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1) на ремонт ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар, токовая загрузка ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Янтарь может составить до 106 процентов (допустима кратковременно, с учетом разрешенной аварийно допустимой перегрузкой). Режим сети приведен в Приложении 7 на Рисунке 16. Для разгрузки ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Янтарь в послеаварийном режиме требуется ввод ГВО на величину до 15 МВт.
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение ВЛ 110 кВ Гранит - Уральская приведет к увеличению перегрузки ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Янтарь) (приложение 7 рисунок 17) требуется ограничение перетока в КС КачЭУ в послеаварийном режиме до 365 МВт, путем дополнительного ввода ГВО в объеме до 20 МВт.
В зимний период наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар (ВЛ 220 кВ Качканар - Острая или ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1).
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение ВЛ 220 кВ Качканар - Острая или ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1 (ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар) приведет к перегрузке ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Янтарь) требуется ограничение перетока в КС КачЭУ в послеаварийном режиме до 440 МВт, путем ввода до 40 МВт ГВО или замыкание транзита с энергосистемой Пермского края.
Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:
1) в зимний период: замыкание транзита 110 кВ Цемент - Бисер по согласованию с Пермским РДУ в случае превышения МДП по КС КачЭУ при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар или ВЛ 220 кВ Качканар - Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1). В связи с тем, что ПС 110 кВ Верстовская обслуживается оперативно-выездной бригадой, время замыкания транзита 110 кВ Цемент - Бисер может составить от 30 минут до 1 часа. Мероприятие снижает объем ГВО до 40 МВт;
2) в летний период: перенос точки разрыва транзита 110 кВ Цемент - Бисер с СВ 110 кВ ПС 110 кВ Верстовская на В 110 кВ ВЛ Верстовская ПС 110 кВ Бисер по согласованию с Пермским РДУ (перевод нагрузки и снижение ГВО от 0 до 5 МВт). Замыкание транзита 110 кВ Цемент - Бисер нецелесообразно в связи с тем, что при наложении аварийного отключения ВЛ 220 кВ Качканар - Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1) на ремонт ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар для подготовки к отключению ВЛ 220 кВ Калино - Цемент требуется ввод ГВО в КачЭУ. В случае если транзит разомкнут, то в описанной СРС ввод ГВО не требуется.
Необходимый объем ГВО без учета мероприятий составляет: в летний (весенне-осенний) период - до 35 МВт; в зимний период - до 40 МВт в послеаварийном режиме;
7) ограничивающими элементами в КачЭУ являются:
на ПС 220 кВ Янтарь - трансформаторы тока ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Янтарь, ВЛ 220 кВ Качканар - Янтарь;
на ПС 220 кВ Острая - трансформаторы тока ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1 с отпайкой на ПС 220 кВ Острая, ВЛ 220 кВ Качканар - Острая;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в Качканарском энергоузле, приведен в таблице 14. В приложении 7 на рисунке 18 показан режим аварийного отключения ВЛ 220 9 кВ Качканар - Острая при ремонте ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар после мероприятий. Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ Гранит - Уральская (режим показан в приложении 7 на рисунке 18) ввод ГВО не требуется, таким образом предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В КАЧКАНАРСКОМ ЭНЕРГОУЗЛЕ
Таблица 14
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
На ПС 220 кВ Янтарь заменить трансформаторы тока ВЛ 220 кВ 40 МВт
НТГРЭС - Янтарь, ВЛ 220 кВ Качканар - Янтарь, номиналом
600 А на трансформаторы тока номиналом не менее 1000 А
На ПС 220 кВ Острая заменить трансформаторы тока ВЛ 220 кВ
НТГРЭС - Тагил 1 с отпайкой на ПС 220 кВ Острая, ВЛ 220 кВ
Качканар - Острая номиналом 600 А на трансформаторы тока
номиналом не менее 1000 А
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
7. СЕЧЕНИЕ "АЛАПАЕВСК - САЛДА - ВЯЗОВСКАЯ"
1) Наименование "узкого места": Сечение "Алапаевск - Салда - Вязовская";
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 25 процентов (50 МВт) от максимального перетока по сечению "Алапаевск - Салда - Вязовская" (в соответствии с методикой определения "узкого" места характерно для летнего (весенне-осеннего) периода);
3) Характеристика энергорайона:
Энергорайон, ограниченный сечением "Алапаевск - Салда - Вязовская" включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Салда; ПС 110 кВ Алапаевск; ПС 110 кВ Пятилетка; ПС 110 кВ Салка; ПС 110 кВ Ясашная; ПС 110 кВ Мечта.
Границы контролируемого сечения "Алапаевск - Салда - Вязовская" определяют следующие элементы сети:
В 110 кВ АТ 1, 2 ПС 220 кВ Салда;
В 110 кВ ВЛ Вязовская - Салка 1,2;
В 110 кВ ВЛ Алапаевск - Голубково;
В 110 кВ ВЛ Алапаевск - 132 км;
В 110 кВ ВЛ Алапаевск - Молзавод.
Графическое изображение энергорайона, ограниченного сечением "Алапаевск - Салда - Вязовская", представлено на рисунке 7;
Рис. 7. СЕЧЕНИЕ "АЛАПАЕВСК - САЛДА - ВЯЗОВСКАЯ"
Рисунок не приводится.
4) баланс мощности энергорайона, ограниченного сечением "Алапаевск - Салда - Вязовская" на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы, и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 15;
БАЛАНС ЭНЕРГОРАЙОНА, ОГРАНИЧЕННОГО СЕЧЕНИЕМ
"АЛАПАЕВСК - САЛДА - ВЯЗОВСКАЯ"
Таблица 15
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
Потребление Максимум - 193 МВт Максимум - 230 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 03.02.2012)
18.09.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 206 МВт
замеру - 162 МВт
Генерация Нет Нет
Дефицит 193 МВт (на момент 230 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
162 МВт (на момент 206 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС до 193 МВт до 230 МВт
в нормальной схеме
МДП в КС в нормальной 319 МВт 395 МВт
схеме
МДП в КС в наиболее 193 МВт -
тяжелой <*> ремонтной
схеме (ремонт АТ1(2)
ПС 220 кВ Салда)
Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС
5) электрических станций в энергорайоне, ограниченного сечением "Алапаевск - Салда - Вязовская" нет;
6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в энергорайоне, ограниченного сечением "Алапаевск - Салда - Вязовская":
Описание СРС:
Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является наложение аварийного отключения АТ2(1) ПС 220 кВ Салда на ремонт АТ1(2) ПС 220 кВ Салда в летний (весенне-осенний) период.
При наложении аварийного отключения АТ2(1) ПС 220 кВ Салда на ремонт АТ1(2) ПС 220 кВ Салда, по факту исчезновения напряжения на 1 и 2 С 220 кВ ПС 220 кВ Салда будет работать АРЛ ПС 220 кВ Салда с действием на отключение В 110 кВ ВЛ Апрельская 1, 2 на ПС 220 кВ Салда (ОН до 45 МВт). После работы АРЛ ПС 220 кВ Салда токовая загрузка ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1, 2 составит до 98 процентов по каждой ВЛ, напряжения на СШ 110 кВ ПС 220 кВ Салда не менее 107 кВ. Режим сети приведен в приложении 7 на Рисунке 19.
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1(2) приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 2(1)) (приложение 7 рисунок 20) необходим ввод графиков временного отключения потребления (ГВО).
Объем ГВО:
Необходимый объем ГВО, после действия ПА составит 50 МВт (суммарный объем отключенных потребителей с учетом действия АРЛ ПС 220 кВ Салда 97 МВт). Согласно утвержденному "Графику временного отключения потребления в операционной зоне Филиала ОАО "СО ЕЭС" Свердловское РДУ на 2012/2013 годов" располагаемый объем ГВО составляет 6,35 МВт;
7) ограничивающими элементами в сечении "Алапаевск - Салда - Вязовская" являются:
провод ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1, 2;
провод ВЛ 110 кВ Пятилетка - Салка 1, 2;
на ПС 220 кВ Вязовская ошиновка ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1, 2;
на ПС 110 кВ Салка ошиновка ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1, 2; Салка - Пятилетка 1, 2;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в сечении "Алапаевск - Салда - Вязовская", приведен в таблице 16. В приложении 7 на рисунке 21 показан режим аварийного отключения АТ1(2) ПС 220 кВ Салда при ремонте АТ2(1) ПС 220 кВ Салда после мероприятий. Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1(2) (режим показан в приложении 7 на рисунке 21) ввод ГВО не требуется, таким образом предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОМ
СЕЧЕНИЕМ "АЛАПАЕВСК - САЛДА - ВЯЗОВСКАЯ"
Таблица 16
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
На ПС 220 кВ Вязовская заменить ошиновку ВЛ 110 кВ 50 МВт
Вязовская - Салка 1, 2, выполненную проводом марки
АС-120/19 на провод марки не менее АС-240/39 или
аналогичный по ДТН
На ПС 110 кВ Салка заменить ошиновку ВЛ 110 кВ Вязовская -
Салка 1, 2, выполненную проводом марки АС-120/19 на провод
марки не менее АС-240/39 или аналогичный по ДТН
Реконструкция ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1,2 и ВЛ 110 кВ
Пятилетка - Салка 1, 2 с заменой провода
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
8. РЕЖЕВСКОЙ ЭНЕРГОРАЙОН
1) Наименование "узкого места": Режевской энергорайон;
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 33 процентов (45 МВт) от максимального потребления энергорайона (характерно для зимнего и летнего (весенне-осеннего) периода);
3) характеристика энергорайона:
Режевской энергорайон включает в себя следующие основные энергообъекты: ПС 110 кВ ЕГРЭС; ПС 110 кВ Реж; ПС 110 кВ Шогринская; Режевская ГТ ТЭЦ.
Границы контролируемого сечения "Режевской энергорайон" (далее - КС Реж) определяют следующие элементы сети:
В 110 кВ Осинцево на ПС 220 кВ Ница;
В 110 кВ ВЛ Новгородово на ПС 220 кВ Ница;
В 110 кВ ВЛ ЕГРЭС 1, 2 на ПС 220 кВ Окунево;
В 110 кВ ВЛ Реж 1, 2 на ПС 220 кВ Окунево;
В 110 кВ ВЛ Разъезд 132 на ПС 110 кВ Алапаевск;
В 110 кВ ВЛ Таволги на ВТГРЭС.
Графическое изображение КС Режевского энергорайона представлено на рисунке 8;
Рис. 8. РЕЖЕВСКОЙ ЭНЕРГОРАЙОН
Рисунок не приводится.
4) баланс мощности Режевского энергорайона на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 17:
БАЛАНС РЕЖЕВСКОГО ЭНЕРГОРАЙОНА
Таблица 17
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
1 2 3
Потребление Максимум - 135 МВт Максимум - 165 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 03.02.2012)
04.10.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 143 Вт
замеру - 106 МВт
Генерация 0 МВт 0 МВт
Дефицит 135 МВт (на момент 165 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
106 МВт (на момент 143 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС до 135 МВт до 165 МВт
в нормальной схеме
МДП в КС в нормальной 215 МВт 215 МВт
схеме
МДП в КС в наиболее 140 МВт -
тяжелой <*> ремонтной
схеме (ремонт 3(4) СШ
110 кВ ПС 220 кВ
Окунево)
Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС
5) перечень электрических станций, находящихся в Режевском энергорайоне, с указанием располагаемой активной мощности и диапазонов регулирования активной мощности представлен в таблице 18;
ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ,
НАХОДЯЩИХСЯ В РЕЖЕВСКОМ ЭНЕРГОРАЙОНЕ
Таблица 18
Наименование Установленная Располагаемая Диапазон
электростанции мощность, МВт мощность, МВт регулирования
<*>, МВт
зима лето зима лето
Режевская ГТ ТЭЦ 18 17,7 14,5 - -
Примечание: <*> - диапазон регулирования активной мощности
электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности
электростанций
6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в Режевском энергорайоне:
Описание СРС:
В летний (весенне-осенний) период наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является отключение 3(4) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Окунево при ремонте 4(3) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Окунево. В сложившейся СРС, токовая загрузка ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги может составить до 95 процентов. Режим сети приведен в приложении 7 на рисунке 22.
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение ВЛ 220 кВ РефтГРЭС - Ница приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги) (приложение 7 рисунок 23) требуется ограничение перетока в КС Реж в послеаварийном режиме до 110 МВт, путем ввода ГВО в объеме до 25 МВт.
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимых уровней напряжения в узлах электрической сети, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение 1 СШ 110 кВ ВТГРЭС приведет к недопустимому снижению напряжения на шинах ПС 110 кВ Каната) (приложение 7 рисунок 25) требуется ограничение перетока в КС Реж в послеаварийном режиме до 85 МВт, путем ввода ГВО в объеме до 45 МВт. Так как отключение 1 СШ 110 кВ ВТГРЭС является наиболее тяжелым нормативным возмущением в сложившейся СРС, то МДП в летний период будет определяться по критерию допустимости уровней напряжения в электрической сети.
В зимний период наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение 3(4) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Окунево. Режим сети приведен в приложении 7 на рисунке 27.
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение 1 СШ 110 кВ ВТГРЭС приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ Окунево - Реж 1(2) (приложение 7 Рисунок 28); отключение 4(3) СШ 110 кВ Окунево приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги) требуется ограничение перетока в КС Реж в послеаварийном режиме до 125 МВт, путем ввода ГВО в объеме до 40 МВт.
Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:
загрузка генераторов Режевской ГТ ТЭЦ до максимально возможной величины (снижает объем ГВО на 15 - 18 МВт).
Необходимый объем ГВО без учета разворота генераторов Режевской ГТ ТЭЦ (снижает ГВО на 15 - 18 МВт) составляет: в летний (весенне-осенний) период - до 45 МВт; в зимний период - до 40 МВт в послеаварийном режиме;
7) ограничивающими элементами в КС Реж являются:
провод ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги;
трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Окунево - Реж 1,2 на ПС 110 кВ Реж;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в Режевском энергорайоне, приведен в таблице 19. В приложении 7 на рисунках 24, 26, 29 показаны послеаварийные схемы, рассматриваемых выше СРС с учетом мероприятий, в связи с тем, что ввод ГВО не требуется - предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В РЕЖЕВСКОМ ЭНЕРГОРАЙОНЕ
Таблица 19
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
Установить АОСН на ПС 110 кВ Реж; ПС 110 кВ Калата; 30
ПС 110 кВ Таволги с действием на отключение нагрузки
в объеме до 30 МВт
Реконструкция ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги с заменой провода 25
марки АС-95 и АС-120 на провод марки АС-185/29 или
аналогичный по ДТН
Заменить трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Окунево - Реж 1,2 45
на ПС 110 кВ Реж номиналом 320 А на трансформаторы тока (для зимнего
номиналом 600 А периода)
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
9. СЕЧЕНИЕ "АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ"
1) Наименование "узкого места": сечение "АТ ПС 220 кВ Первоуральская";
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 47 процентов (155 МВт) от максимального перетока по сечению АТ ПС 220 кВ Первоуральская (характерно для летнего (весенне-осеннего) периода);
3) характеристика энергорайона:
Энергорайон, ограниченный сечением "АТ ПС 220 кВ Первоуральская", включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Первоуральская; ПС 110 кВ Хромпик; ПС 110 кВ Кузино; ПС 110 кВ Шаля.
Границы контролируемого сечения АТ ПС 220 кВ Первоуральская (далее - КС "АТ ПС 220 кВ Первоуральская") определяют следующие элементы сети:
В 110 кВ АТП на ПС 220 кВ Первоуральская;
В 110 кВ АТ2, 3 на ПС 220 кВ Первоуральская;
В 110 кВ ВЛ Хромпик 1,2 на СУГРЭС;
В 110 кВ ВЛ Дегтярка 1, 2 на ПС 220 кВ Первоуральская;
В 110 кВ ВЛ Дидино на ПС 220 кВ Первоуральская;
В 110 кВ ВЛ Нижние Серги на ПС 220 кВ Первоуральская;
В 110 кВ ВЛ Шамары на ПС 110 кВ Вогулка.
Графическое изображение КС "АТ ПС 220 кВ Первоуральская" представлено на рисунке 9;
4) баланс мощности энергорайона, ограниченного сечением "АТ ПС 220 кВ Первоуральская", на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы, и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 20;
Рис. 9. СЕЧЕНИЕ "АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ"
Рисунок не приводится.
БАЛАНС МОЩНОСТИ ЭНЕРГОРАЙОНА, ОГРАНИЧЕННОГО
СЕЧЕНИЕМ "АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ"
Таблица 20
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
Потребление Максимум - 339 МВт Максимум - 394 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 31.01.2012)
25.05.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 353 МВт
замеру - 311 МВт
Генерация 9 (на момент максимума 36 (на момент максимума
потребления) 6 МВт потребления) 36 МВт
(на момент летнего (на момент зимнего
контрольного замера) контрольного замера)
Дефицит 330 МВт (на момент 358 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
305 МВт (на момент 317 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС до 330 МВт до 358 МВт
в нормальной схеме
МДП в КС в нормальной 370 МВт 540 МВт
схеме
МДП в КС в наиболее 260 <**> МВт -
тяжелой <*> ремонтной
схеме (ремонт АТ2(3)
ПС 220 кВ
Первоуральская)
Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС.
<**> - МДП указан с учетом схемно-режимных мероприятий
5) перечень электрических станций, находящихся в энергорайоне, ограниченном сечением "АТ ПС 220 кВ Первоуральская", с указанием располагаемой активной мощности и диапазонов регулирования активной мощности, представлен в таблице 21;
ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, НАХОДЯЩИХСЯ
В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОГО СЕЧЕНИЕМ
"АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ"
Таблица 21
Наименование Установленная Располагаемая Диапазон
электростанции мощность, МВт мощность, МВт регулирования
<*>, МВт
зима лето зима лето
Первоуральская ТЭЦ 36 36 9,7 - -
Примечание: <*> - диапазон регулирования активной мощности
электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности
электростанций
6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в энергорайоне, ограниченного сечением "АТ ПС 220 кВ Первоуральская":
Описание СРС:
В летний (весенне-осенний) период наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является отключение АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская при ремонте АТ3(2) ПС 220 кВ Первоуральская. В сложившейся СРС без учета схемно-режимных мероприятий токовая загрузка АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская может достигнуть 117 процентов. С учетом схемно-режимных мероприятий (размыкание и перенос точки разрыва транзитов 110 кВ) токовая загрузка АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская - до 94 процентов, токовая загрузка ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1(2) до 96 процентов. Режим сети приведен в приложении 7 на рисунке 30.
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1(2); ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская - Приложение 7 Рисунок 31) требуется ограничение перетока в КС "АТ ПС 220 кВ Первоуральская" в послеаварийном режиме до 105 МВт, путем ввода ГВО в объеме до 155 МВт.
Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:
1) размыкание транзита 110 кВ Первоуральская - Михайловская - Красноуфимская на В 110 кВ ВЛ Н. Серги и В 110 кВ ВЛ Дидино на ПС 110 кВ Михайловская Первоуральская (снижает объем ГВО на 15 МВт);
2) перенос точки разрыва транзита 110 кВ Первоуральская - Кузино - Ирень на В 110 кВ ВЛ Бойцы и В 110 кВ ВЛ Кузино на ПС 220 кВ Первоуральская (снижает объем ГВО на 35 МВт);
3) перевод нагрузки (до 7 МВт) 2 С 110 кВ ПС 220 кВ Дружинино, запитанной от ВЛ 110 кВ Дидино - Михайловская, на 1 С 110 кВ ПС 220 кВ Дружинино, запитанной от ВЛ 220 кВ Емелино - Первоуральская 1 (на ПС 220 кВ Дружинино 1, 2 С 110 кВ работают раздельно). Параллельная работа 1, 2 С 110 кВ ПС 220 кВ Дружинино с образованием транзита мощности через АТ1 ПС 220 кВ Дружинино из сети 220 кВ в сеть 110 кВ Юго-Западного энергорайона невозможна по надежности питания потребителей ПС 220 кВ Дружинино в связи с отсутствием секционного выключателя 110 кВ, а также по условиям релейной защиты в связи с отсутствием линейных защит на ПС 220 кВ Дружинино (снижает объем ГВО на 5 МВт).
Необходимый объем ГВО с учетом мероприятий в летний (весенне-осенний) период составляет до 155 МВт в послеаварийном режиме;
7) ограничивающими элементами в КС "АТ ПС 220 кВ Первоуральская" являются:
ТГ1 и АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская;
провод ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1(2);
трансформатор тока и ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1, 2 на ПС 110 кВ Хромпик;
ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1 и 2 на СУГРЭС;
провод ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская;
ошиновка ПС 110 кВ Полевская и ПС 110 кВ Дегтярка по ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в энергорайоне, ограниченном сечением "АТ ПС 220 кВ Первоуральская", приведен в таблице 22. В приложении 7 на рисунке 32 показан режим аварийного отключения АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская при ремонте АТ3(1) ПС 220 кВ Первоуральская после мероприятий. Для подготовки к отключению АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская (режим показан в приложении 7 на рисунке 32) ввод ГВО не требуется, таким образом предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ЭНЕРГОРАЙОНЕ,
ОГРАНИЧЕННОМ СЕЧЕНИЕМ "АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ"
Таблица 22
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
Выполнить установку САОН на ПС 220 кВ Первоуральская, 40
действующей по факту отключения всех АТП, АТ2 и АТ3 на ПС
220 кВ Первоуральская, с действием на отключение нагрузки
в сечении АТ Первоуральская до 40 МВт.
Выполнить установку АОПО АТП, АТ2, АТ3 на ПС 220 кВ
Первоуральская с действием на отключение нагрузки до 40 МВт
на ПС 220 кВ Первоуральская
Заменить провод марки АС-120 и АС-150 на ВЛ 110 кВ СУГРЭС - 115
Хромпик 1 и 2 на провод марки АС-240/39 или аналогичный
по ДТН. На ПС 110 кВ Хромпик заменить трансформатор тока и
ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1 и 2 номиналом
500 А на трансформатор тока и ВЧ заградитель с номинальным
током не менее 1000 А
На Среднеуральской ГРЭС заменить ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ
СУГРЭС - Хромпик 1 и 2 номиналом 500 А на ВЧ заградитель
с номинальным током не менее 1000 А.
Реконструкция ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с заменой
провода марки АС-95/16 на провод марки не менее АС-150/24
или аналогичный по ДТН. На ПС 110 кВ Полевская и ПС 110 кВ
Дегтярка заменить ошиновку ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская
марки АС-95/16 на провод марки не менее АС-150/24 или
аналогичный по ДТН
Приложение 7
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
РАСЧЕТЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ
Рис. 1. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ГВОЗДИКА - ЮЖНАЯ
ПРИ РЕМОНТЕ ВЛ 220 КВ МАЛАХИТ - ЮЖНАЯ
(СВ НА ПС 110 КВ СВОБОДА ЗАМКНУТ)
Рисунок не приводится.
Рис. 2. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 220 КВ БАЭС - МРАМОРНАЯ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 110 КВ ГВОЗДИКА - ЮЖНАЯ И ВЛ 220 КВ
МАЛАХИТ - ЮЖНАЯ
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Полевская - Южная и ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская при аварийном отключении ВЛ 220 БАЭС - Мраморная необходим ввод ГВО.
Рис. 3. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 220 КВ БАЭС - МРАМОРНАЯ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 110 КВ ГВОЗДИКА - ЮЖНАЯ И ВЛ 220 КВ
МАЛАХИТ - ЮЖНАЯ ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению ВЛ 220 БАЭС - Мраморная (режим показан на рисунке) ввод ГВО не требуется.
Рис. 4. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 220 КВ ЕМЕЛИНО - ПРОДОЛЬНАЯ
ПРИ РЕМОНТЕ ВЛ 220 КВ ИРЕНЬ - КРАСНОУФИМСКАЯ
Рисунок не приводится.
Рис. 5. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 ДИДИНО - ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 220 КВ ЕМЕЛИНО - ПРОДОЛЬНАЯ
И ВЛ 220 КВ ИРЕНЬ - КРАСНОУФИМСКАЯ
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Н. Серги - Первоуральская и ВЛ 110 кВ Михайловская - Н. Серги при аварийном отключении ВЛ 110 Дидино - Первоуральская необходим ввод ГВО.
Рис. 6. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 ДИДИНО - ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 220 КВ ЕМЕЛИНО - ПРОДОЛЬНАЯ
И ВЛ 220 КВ ИРЕНЬ - КРАСНОУФИМСКАЯ ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению ВЛ 110 Дидино - Первоуральская (режим показан на рисунке) ввод ГВО не требуется.
Рис. 7. АВАРИЙНОЕ ОДНОВРЕМЕННОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ
ВЛ 220 КВ ИСКРА - СУГРЭС 1, 2
Рисунок не приводится.
Рис. 8. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ВИЗ -
ПЕТРИЩЕВСКАЯ 1(2) ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ
ВЛ 220 КВ ИСКРА - СУГРЭС 1, 2
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ ВИЗ - Петрищевская 1(2) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ ВИЗ - Петрищевская 2(1) необходим ввод ГВО.
Рис. 9. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ВИЗ -
ПЕТРИЩЕВСКАЯ 1(2) ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ
ВЛ 220 КВ ИСКРА - СУГРЭС 1, 2 ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ ВИЗ - Петрищевская 1(2) (режим показан на рисунке) ввод ГВО не требуется.
Рис. 10. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ АВАРИЙНОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ
1(2) СШ 110 КВ ПС 550 КВ ЮЖНАЯ
Рисунок не приводится.
Рис. 11. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ АВАРИЙНОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ
1 И 2 СШ 110 КВ ПС 550 КВ ЮЖНАЯ
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Калининская - Сибирская, ВЛ 110 кВ Весна - НСТЭЦ и ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская при аварийном отключении 1 и 2 СШ 110 кВ Южная необходим ввод ГВО.
Рис. 12. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ АВАРИЙНОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ
1 И 2 СШ 110 КВ ПС 550 КВ ЮЖНАЯ ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению 2(1) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная при отключенной 1(2) СШ 110 кВ Южная ввод ГВО не требуется.
Рис. 13. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ АВАРИЙНОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ
1 СШ 220 КВ РЕФТИНСКОЙ ГРЭС
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению 2 СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС требуется ввод ГВО.
Рис. 14. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ
1 И 2 СШ 220 КВ РЕФТИНСКОЙ ГРЭС
Рисунок не приводится.
Для поднятия напряжений и разгрузки ВЛ 110 кВ необходим ввод ГВО.
Рис. 15. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ
1 И 2 СШ 220 КВ РЕФТИНСКОЙ ГРЭС ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
При отключении 1 СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС для подготовки к отключению 2 СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС ввод ГВО не требуется.
Рис. 16. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 220 КВ КАЧКАНАР - ОСТРАЯ
ПРИ РЕМОНТЕ ВЛ 220 КВ ЦЕМЕНТ - КАЧКАНАР
Рисунок не приводится.
Рис. 17. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ГРАНИТ - УРАЛЬСКАЯ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 220 КВ КАЧКАНАР - ОСТРАЯ
И ВЛ 220 КВ ЦЕМЕНТ - КАЧКАНАР
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Янтарь и ВЛ 220 кВ Качканар - Янтарь при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Гранит - Уральская необходим ввод ГВО.
Рис. 18. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ГРАНИТ - УРАЛЬСКАЯ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 220 КВ КАЧКАНАР - ОСТРАЯ И
ВЛ 220 КВ ЦЕМЕНТ - КАЧКАНАР ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ Гранит - Уральская при отключенных ВЛ 220 кВ Качканар - Острая и ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар ввод ГВО не требуется.
Рис. 19. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ АТ1(2) ПС 220 КВ САЛДА
ПРИ РЕМОНТЕ АТ2(1) ПС 220 КВ САЛДА
Рисунок не приводится.
Рис. 20. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ВЯЗОВСКАЯ -
САЛКА 1(2) ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ АТ1 И 2 ПС 220 КВ САЛДА
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 2(1) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1(2) необходим ввод ГВО.
Рис. 21. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ВЯЗОВСКАЯ -
САЛКА 1(2) ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ АТ1 И 2 ПС 220 КВ САЛДА
ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1(2) при отключенных АТ1 и 2 ПС 220 кВ Салда ввод ГВО не требуется.
Рис. 22. АВАРИЙНОЕ 3(4) СШ 110 КВ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
ПРИ РЕМОНТЕ 4(3) СШ 110 КВ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
В ЛЕТНИЙ ПЕРИОД
Рисунок не приводится.
Рис. 23. АВАРИЙНОЕ ВЛ 220 КВ НИЦА - РЕФТГРЭС
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ 3 И 4 СШ 110 КВ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
В ЛЕТНИЙ ПЕРИОД
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги при ВЛ 220 кВ РефтГРЭС - Ница требуется ввод ГВО.
Рис. 24. АВАРИЙНОЕ ВЛ 220 КВ НИЦА - РЕФТГРЭС
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ 3 И 4 СШ 110 КВ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
В ЛЕТНИЙ ПЕРИОД С МЕРОПРИЯТИЯМИ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению ВЛ 220 кВ РефтГРЭС - Ница ввод ГВО не требуется.
Рис. 25. АВАРИЙНОЕ ВЛ 110 КВ ВТГРЭС - ТАВОЛГИ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ 3 И 4 СШ 110 КВ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
В ЛЕТНИЙ ПЕРИОД
Рисунок не приводится.
Для исключения недопустимых уровней напряжения требуется ввод ГВО.
Рис. 26. АВАРИЙНОЕ ВЛ 110 КВ ВТГРЭС - ТАВОЛГИ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ 3 И 4 СШ 110 КВ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
В ЛЕТНИЙ ПЕРИОД ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
После работы автоматики ввод ГВО требуется.
Рис. 27. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ 3(4) СШ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
В ЗИМНИЙ ПЕРИОД
Рисунок не приводится.
Рис. 28. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ВТГРЭС - ТАВОЛГИ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННОЙ 3(4) СШ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
В ЗИМНИЙ ПЕРИОД
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Окунево - Реж 1(2) при отключении ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги необходим ввод ГВО.
Рис. 29. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ВТГРЭС - ТАВОЛГИ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННОЙ 3(4) СШ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
В ЗИМНИЙ ПЕРИОД ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги ввод ГВО не требуется.
Рис. 30. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ АТ2(3) ПС 220 КВ
ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ ПРИ РЕМОНТЕ АТ3(2) ПС 220 КВ
ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ
Рисунок не приводится.
Рис. 31. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ АТГ1 ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ АТ 2, 3 ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1(2) и ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская при аварийном отключении АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская необходим ввод ГВО.
Рис. 32. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ АТГ1 ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ АТ 2, 3 ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ
ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская ввод ГВО не требуется.
Приложение 8
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
АНАЛИЗ
СРС И ЭФФЕКТИВНОСТЬ РЕАЛИЗАЦИИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЛИКВИДАЦИИ
"УЗКИХ МЕСТ" ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Год Харак- Схема Состав Потреб- Генерация До выполнения мероприятий С учетом выполнения мероприятий Примечание
терный сети контролируемого ление (распола-
период сечения энерго- гаемая МДП с ПА/ Возмущение МДП Прогнозный Объем ГВО Описание мероприятия МДП Возмущение МДП Прогнозный Объем ГВО
района, мощность) МДП без ПА с ПА/МДП переток в ПАР, МВт с ПА/МДП с ПА/МДП переток в ПАР, МВт
МВт энерго- в ИР, МВт без ПА в КС (или без ПА без ПА в КС (или
района в ПАР, ИР/ПАР, ограничение в ИР, МВт в ПАР, ИР/ПАР, ограничение
с выде- МВт МВт мощности МВт МВт мощности
лением станции станции
по стан- в ПАР в ПАР
циям с выделением с выделением
по станциям, по станциям,
МВт) <**> МВт)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
1. ПОЛЕВСКОЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
2011 - зима Нормальная Энергоузел: 212 нет 340/309 Аварийное отключение 233 <*>/ 261/ - Предлагаемые 360/335 Аварийное 271/214 261/240 - <*> - замкнут
2012 схема - В 220 кВ Малахит ВЛ 220 кВ Малахит - 210 <*> 219 <*> мероприятия: отключение транзит 110 кВ
(факт) на ПС 500 кВ Южная; Южная 1. На ПС 500 кВ ВЛ 220 кВ Колюткино -
- В 110 кВ Гвоздика Южная заменить Малахит - Южная Малахит
на ПС 500 кВ Южная; ошиновку ВЛ 110 кВ
лето Нормальная - В 110 кВ Полевская 174 нет 284/251 Аварийное отключение 192 <*>/ 206/ - Полевская - Южная 317/284 Аварийное 210/180 206/183 - <*> - замкнут
схема на ПС 500 кВ Южная; ВЛ 220 кВ Малахит - 166 <*> 174 <*> на провод АС-185/24 отключение транзит 110 кВ
- В 110 кВ Дегтярка Южная или аналогичный ВЛ 220 кВ Колюткино -
1, 2 на ПС 220 кВ по ДТН. Малахит - Южная Малахит
Первоуральская; 2. На ПС 500 кВ
лето Ремонтная схема - В 110 кВ Гидромаш 174 нет 192 <*>/ Аварийное отключение 133 <*>/ 174 <*>/ 25 Южная заменить ВЧ 230 <*>/ Аварийное 160 <*>/ 174 <*>/ - <*> - замкнут
(в ремонте на ПС 220 кВ 166 <*> ВЛ 110 кВ Гвоздика - 97 <*> 158 <*> заградители 200 <*> отключение 130 <*> 158 <*> транзит 110 кВ
ВЛ 220 кВ Малахит; Южная (ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ Гвоздика - ВЛ 110 кВ Колюткино -
Малахит - - В 110 кВ Уфалей 1, Гвоздика - Южная на ВЧ Гвоздика - Малахит
Южная) 2 на ПС 220 кВ Полевская) заградители Южная (ВЛ 110 кВ
Малахит. номинальным током Гвоздика -
не менее 600 А. Полевская)
КС "Полевской 3. На ПС 110 кВ
2012 - зима Нормальная энергоузел": 227 нет 340/309 Аварийное отключение 233 <*>/ 273/ - Полевская 360/335 Аварийное 271/214 273/241 - <*> - замкнут
2013 схема - В 220 кВ Малахит ВЛ 220 кВ Малахит - 210 <*> 225 <*> заменить ВЧ отключение транзит 110 кВ
(прогноз) на ПС 500 кВ Южная; Южная заградители ВЛ 220 кВ Колюткино -
- В 110 кВ Гвоздика ВЛ 110 кВ Малахит - Южная Малахит
на ПС 500 кВ Южная; Полевская - Южная,
лето Нормальная - В 110 кВ Полевская 184 нет 284/251 Аварийное отключение 192 <*>/ 214/ - Гвоздика - 317/284 Аварийное 210/180 214/195 - <*> - замкнут
схема на ПС 500 кВ ВЛ 220 кВ Малахит - 166 <*> 180 <*> Полевская на ВЧ отключение транзит 110 кВ
Южная; Южная заградители ВЛ 220 кВ Колюткино -
- В 110 кВ Дегтярка номинальным Малахит - Южная Малахит
1, 2 на ПС 220 кВ током 600 А.
лето Ремонтная Первоуральская 184 нет 192 <*>/ Аварийное 133 <*>/ 180 <*>/ 30 4. Заменить 230 <*>/ Аварийное 165 <*>/ 180 <*>/ - <*> - замкнут
схема 166 <*> отключение 97 <*> 162 <*> провод ВЛ 110 кВ 200 <*> отключение 130 <*> 162 <*> транзит 110 кВ
(в ремонте ВЛ 110 кВ Гвоздика - Дегтярка - Полевская ВЛ 110 кВ Колюткино -
ВЛ 220 кВ Южная (ВЛ 110 кВ на провод марки Гвоздика - Южная Малахит.
Малахит - Гвоздика - не менее АС-150/24 (ВЛ 110 кВ
Южная) Полевская) или аналогичный Гвоздика - <**> - см.
по ДТН <**>. Полевская) Сечение
5. На ПС 110 кВ "АТ ПС 220 кВ
Полевская и ПС Первоуральская"
110 кВ Дегтярка
заменить ошиновку
ВЛ 110 кВ Дегтярка -
Полевская на провод
марки не менее
АС-150/24 или
аналогичный
по ДТН <**>
2. ЮГО-ЗАПАДНЫЙ ЭНЕРГОРАЙОН (СЕЧЕНИЕ "КРАСНОУФИМСКАЯ - МИХАЙЛОВСКАЯ - ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ")
2011 - зима Нормальная Энергоузел: 169 нет 108 Аварийное 110 <*> 80/99 <*> - Предлагаемые 160/145 Аварийное 125 <*>/ 80/99 <*> - <*> - замкнут
2012 схема - В 110 кВ АТ 1, 2 отключение мероприятия: отключение 110 <*> транзит 110 кВ
(факт) на ПС 220 кВ ВЛ 220 кВ Емелино - 1. На ПС 110 кВ ВЛ 220 кВ Емелино Романовка -
Красноуфимская; Продольная Н. Серги заменить - Продольная Чернушка
- В 110 кВ Романовка (ВЛ 220 кВ Ирень - ошиновку ВЛ 110 кВ (ВЛ 220 кВ
1, 2 на ПС 220 кВ Красноуфимская) Н. Серги - Ирень -
Красноуфимская; Первоуральская, Красноуфимская)
- В 110 кВ Дидино Михайловская -
лето Нормальная на ПС 220 кВ 149 нет 84 Аварийное 85 <*> 64/73 <*> - Н. Серги, 130/110 Аварийное 115 <*>/ 64/73 <*> - <*> - замкнут
схема Первоуральская; отключение выполненную отключение 95 <*> транзит 110 кВ
- В 110 кВ ВЛ 220 кВ Емелино - проводом марки ВЛ 220 кВ Романовка -
Нижние Серги Продольная АС-95/27 на провод Емелино - Чернушка
на ПС 220 кВ (ВЛ 220 Ирень - марки АС-120/19 Продольная
Первоуральская. Красноуфимская) или аналогичный (ВЛ 220 Ирень -
по ДТН. Красноуфимская)
КС КМП: 2. Установить
лето Ремонтная схема - В 110 кВ Дидино 149 нет 85 <*> Аварийное отключение 70 <*> 73 <*>/ 30 на ПС 220 кВ 115 <*>/ Аварийное 110 <*>/ 73 <*>/ - <*> - замкнут
(в ремонте на ПС 220 кВ ВЛ 220 кВ Емелино - 103 <*> Первоуральская 95 <*> отключение 90 <*> 103 <*> транзит 110 кВ
ВЛ 220 кВ Первоуральская; Продольная АО ПО ВЛ 110 кВ ВЛ 220 кВ Романовка -
Ирень - - В 110 кВ (ВЛ 220 кВ Дидино - Емелино - Чернушка
Красноуфимская) Нижние Серги Продольная - Первоуральская и Продольная
на ПС 220 кВ Красноуфимская) ВЛ 110 кВ Н. Серги - (ВЛ 220 кВ
Первоуральская Первоуральская Продольная -
с действием Красноуфимская)
на отключение
2012 - зима Нормальная 173 нет 108 Аварийное 110 <*> 82/101 <*> - нагрузки 160/145 Аварийное 125 <*>/ 82/101 <*> - <*> - замкнут
2013 схема отключение на ПС 110 кВ отключение 110 <*> транзит 110 кВ
(прогноз) ВЛ 220 кВ Емелино - Михайловская, ВЛ 220 кВ Романовка -
Продольная ПС 110 кВ Н. Серги Емелино - Чернушка
(ВЛ 220 кВ Ирень - Продольная
Красноуфимская) (ВЛ 220 кВ
Ирень -
Красноуфимская)
лето Нормальная 153 нет 84 Аварийное 85 <*> 66/75 <*> - 130/110 Аварийное 115 <*>/ 66/75 <*> - <*> - замкнут
схема отключение отключение 95 <*> транзит 110 кВ
ВЛ 220 кВ Емелино - ВЛ 220 кВ Романовка -
Продольная Емелино - Чернушка
(ВЛ 220 Ирень - Продольная
Красноуфимская) (ВЛ 220 Ирень -
Красноуфимская)
лето Ремонтная 153 нет 85 <*> Аварийное 70 <*> 75 <*>/ 35 115 <*>/ Аварийное 110 <*>/ 75 <*>/ - <*> - замкнут
схема отключение 105 <*> 95 <*> отключение 90 <*> 105 <*> транзит 110 кВ
(в ремонте ВЛ 220 кВ Емелино - ВЛ 220 кВ Романовка -
ВЛ 220 кВ Продольная Емелино - Чернушка
Ирень - (ВЛ 220 кВ Продольная
Красноуфимская) Продольная - (ВЛ 220 кВ
Красноуфимская) Продольная -
Красноуфимская)
3. СЕЧЕНИЕ "СВЕРДЛОВСКАЯ - ИСКРА - ВИЗ - ПЕТРИЩЕВСКАЯ"
2011 - зима Нормальная КС "Искра - ВИЗ - 469 111 441 (КС1) Аварийное 165 337/ 70 <*> Запланированные 500/485 Аварийное 235/195 337/235 - <*> - с учетом
2012 схема Петрищевская" КС1: одновременное (КС4) 185 <*> мероприятия: (КС1) одновременное (КС4) (КС1/КС4) нагрузки,
(факт) - В 220 Искра 1 отключение ВЛ 220 кВ (КС1/КС4) 1. Комплексная отключение отключенной ДАР
на СУГРЭС; Искра - СУГРЭС 1 и 2 реконструкция ВЛ 220 кВ Искра -
- В 220 Искра 2 ПС 110 кВ ВИЗ. СУГРЭС 1 и 2
на СУГРЭС; 2. Комплексная
лето Нормальная - В 110 ВИЗ 1 380 61 352 (КС1) Аварийное 152 318/ 45 <*> реконструкция 383/352 Аварийное 205/185 318/198 - <*> - с учетом
схема на ПС 110 кВ одновременное (КС4) 178 <*> ПС 110 кВ (КС1) одновременное (КС4) (КС1/КС4 нагрузки,
Петрищевская; отключение ВЛ 220 кВ (КС1/КС4) Свердловская. отключение отключенной ДАР
- В 110 ВИЗ 2 Искра - СУГРЭС 1 и 2 3. Установка АОПО ВЛ 220 кВ Искра -
на ПС 110 кВ на ПС 110 кВ СУГРЭС 1 и 2
Петрищевская. Петрищевская по ВЛ
лето Ремонтная схема 380 61 380 <*> Аварийное отключение 152 319 <**>/ 45 <*> 110 кВ ВИЗ - 395/382 Аварийное 205/185 319 <**>/ - <*> - с учетом
(в ремонте ВЛ КС 2: (КС2) ВЛ 220 кВ Искра - (КС4) 178 <*> Петрищевская (КС2) отключение (КС4) 198 нагрузки,
220 кВ Искра - - В 220 Искра 1 СУГРЭС 2(1) (КС2/КС4) с действием на ОН ВЛ 220 кВ Искра - (КС2/КС4) отключенной
СУГРЭС 1(2)) на СУГРЭС; на ПС 110 кВ ВИЗ, СУГРЭС 2(1) ДАР;
- В 220 Искра 2 ПС 220 кВ Искра <**> - транзит
на СУГРЭС; 110 кВ Искра -
- В 110 ВИЗ 1 на ПС Свердловская -
110 кВ Петрищевская. замкнут
- В 110 ВИЗ 2 на ПС
2012 - зима Нормальная 110 кВ Петрищевская; 483 111 441 (КС1) Аварийное 165 355/191 81 <*> 500/485 Аварийное 245/195 355/241 - <*> - с учетом
2013 схема - В 110 кВ Звезда одновременное (КС4) (КС1/КС4) (КС1) одновременное (КС4) (КС1/КС4) нагрузки,
(прогноз) на ПС 110 кВ отключение ВЛ 220 кВ отключение отключенной ДАР
Свердловская; Искра - СУГРЭС 1 и 2 ВЛ 220 кВ Искра -
- В 110 кВ СвТЭЦ СУГРЭС 1 и 2
на ПС 110 кВ
лето Нормальная Свердловская. 407 61 352 (КС1) Аварийное 152 320/187 52 <*> 383/352 Аварийное 205/185 320/203 - <*> - с учетом
схема одновременное (КС4) (КС1/КС4) (КС1) одновременное (КС4) (КС1/КС4) нагрузки,
КС3: отключение ВЛ 220 кВ отключение отключенной ДАР
- В 110 кВ Звезда Искра - СУГРЭС 1 и 2 ВЛ 220 кВ Искра -
на ПС 110 кВ СУГРЭС 1 и 2
Свердловская;
лето Ремонтная схема - В 110 кВ СвТЭЦ 407 61 380 <*> Аварийное отключение 152 328 <**>/ 52 <*> 395/382 Аварийное 205/185 328 <**>/ - <*> - с учетом
(в ремонте ВЛ на ПС 110 кВ (КС2) ВЛ 220 кВ Искра - (КС4) 187 (КС2) отключение (КС4) 203 нагрузки,
220 кВ Искра - Свердловская. СУГРЭС 2(1) (КС2/КС4) ВЛ 220 кВ Искра - (КС2/КС4) отключенной
СУГРЭС 1(2)) СУГРЭС 2(1) ДАР;
КС4: <**> - транзит
- В 110 ВИЗ 1 110 кВ Искра -
на ПС 110 кВ Свердловская -
Петрищевская; замкнут
- В 110 ВИЗ 2
на ПС 110 кВ
Петрищевская
4. СЕЧЕНИЕ "ЮЖНАЯ - СИБИРСКАЯ - НСТЭЦ"
2011 - зима Нормальная КС "Южная - 478 нет 560 Аварийное отключение 355 478/448 93 Предлагаемые 750 Аварийное 750 478/448 -
2012 схема Сибирская - НСТЭЦ": 1 (2) СШ 110 кВ мероприятия: отключение 1(2)
(факт) - В 110 кВ Весна на ПС 500 кВ Южная Строительство СШ 110 кВ на ПС
на НСТЭЦ; ПС 220 кВ Надежда, 500 кВ Южная
- В 110 кВ Сибирская с установкой двух
лето Нормальная на НСТЭЦ; 464 нет 490 Аварийное отключение 345 464/434 89 автотрансформаторов 710 Аварийное 710 464/434 -
схема - В 110 кВ 1 (2) СШ 110 кВ номинальной отключение 1(2)
Сибирская 1, 2 на ПС 500 кВ Южная мощностью 250 МВА СШ 110 кВ на ПС
на ПС 220 кВ каждый, с заходами 500 кВ Южная
Калининская; ВЛ 220 НСТЭЦ -
лето Ремонтная схема - В 110 кВ 320 <*> нет 320 Аварийное отключение 270 310/310 40 Южная и ВЛ 110 кВ 600 Аварийное 600 310/310 - <*> - с учетом
(в ремонте Нижнеисетская 1, 2 1 (2) СШ 110 кВ Сибирская - Южная отключение 1(2) схемно-режимных
2 (1) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная; на ПС 500 кВ Южная 1, 2, 3; СШ 110 кВ на ПС мероприятий
на ПС 500 кВ - В 110 кВ Сибирская ВЛ 110 кВ Сибирская 500 кВ Южная
Южная) 1, 2, 3 - Чкаловская;
на ПС 500 кВ Южная; ВЛ 110 кВ
2012 - зима Нормальная - В 110 кВ 492 нет 560 Аварийное отключение 355 492/460 105 Сибирская - Авиатор; 750 Аварийное 750 492/460 -
2013 схема Чкаловская 1 (2) СШ 110 кВ ВЛ 110 кВ Арена - отключение 1(2)
(прогноз) на ПС 500 кВ Южная. на ПС 500 кВ Южная Сибирская. СШ 110 кВ на ПС
500 кВ Южная
КС "Южная - Предлагаемые
лето Нормальная Сибирская - НСТЭЦ": 479 нет 490 Аварийное отключение 345 479/445 100 мероприятия: 710 Аварийное 710 479/445 -
схема - В 110 кВ Весна 1 (2) СШ 110 кВ Строительство отключение 1(2)
на НСТЭЦ; на ПС 500 кВ Южная ПС 220 кВ Надежда, СШ 110 кВ на ПС
- В 110 кВ Сибирская с установкой двух 500 кВ Южная
на НСТЭЦ; автотрансформаторов
лето Ремонтная схема - В 110 кВ 320 <*> нет 320 Аварийное отключение 270 320/320 50 номинальной 600 Аварийное 600 320/320 - <*> - с учетом
(в ремонте 2(1) Сибирская 1, 2 1 (2) СШ 110 кВ мощностью 250 МВА отключение 1(2) схемно-режимных
СШ 110 кВ на ПС на ПС 220 кВ на ПС 500 кВ Южная каждый, с заходами СШ 110 кВ на ПС мероприятий
500 кВ Южная) Калининская; ВЛ 220 НСТЭЦ - Южная 500 кВ
- В 110 кВ и ВЛ 110 кВ
Нижнеисетская 1, 2 Сибирская - Южная
на ПС 500 кВ Южная; 1, 2, 3;
- В 110 кВ Сибирская ВЛ 110 кВ
1, 2, 3 на ПС 500 кВ Сибирская -
Южная; Чкаловская;
- В 110 кВ ВЛ 110 кВ
Чкаловская Сибирская - Авиатор;
на ПС 500 кВ Южная ВЛ 110 кВ Арена -
Сибирская
5. ВОСТОЧНЫЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
2011 - зима Нормальная КС ВЭУ: 221 нет 230 (240) Аварийное отключение 160 221/215 55 Запланированные 230 (240) Аварийное 220(230) 221/215 -
2012 схема - В 220 кВ Сирень 1 СШ 220 кВ мероприятия: отключение
(факт) на РефтГРЭС; на РефтГРЭС 1. Установка БСК 1 СШ 220 кВ
- В 110 кВ Черново номинальной на РефтГРЭС
на ПС 220 кВ Ница; мощностью 50 МВАр
лето Нормальная - В 110 кВ Дубровный 168 нет 215 (225) Аварийное отключение 160 168/165 5 в районе г. Талица. 215 (225) Аварийное 210(220) 168/165 -
схема на ПС 110 кВ Сухой 1 СШ 220 кВ 2. Замена провода отключение
Лог; на РефтГРЭС марки М-70 ВЛ 110 кВ 1 СШ 220 кВ
- В 110 кВ Сирень 1, Глубокая - НСТЭЦ на РефтГРЭС
2 на ПС 110 кВ Сухой на провод марки
лето Ремонтная схема Лог; 115 нет 160 (175) Аварийное отключение 90 115/118 20 АС-150. 160 (175) Аварийное 160(170) 115/118 -
(в ремонте - В 110 кВ 1 СШ 220 кВ 3. Установка АОСН отключение
Блок № 3 БАЭС) Краснополянск на РефтГРЭС с действием 1 СШ 220 кВ
на ПС 110 кВ при ремонте на отключение на РефтГРЭС
Красная Слобода; Блока № 3 БАЭС нагрузки при ремонте
- СВ 110 кВ на ПС 110 кВ ВЭУ Блока № 3 БАЭС
на ПС 110 кВ Двинка; в объеме до 20 МВт.
2012 - зима Нормальная - СВ 110 кВ 228 нет 230 (240) Аварийное отключение 160 228/223 63 4. Установка БСК 230 (240) Аварийное 220(230) 228/223 -
2013 схема на ПС 110 кВ Парус; 1 СШ 220 кВ номинальной отключение
(прогноз) - В 110 кВ Юшала на РефтГРЭС мощностью 40 МВАр 1 СШ 220 кВ
на ПС 110 кВ Кармак на ПС 110 кВ Юшала на РефтГРЭС
лето Нормальная 170 нет 215 (225) Аварийное отключение 160 170/168 8 215 (225) Аварийное 210(220) 170/168 -
схема 1 СШ 220 кВ отключение
на РефтГРЭС 1 СШ 220 кВ
на РефтГРЭС
лето Ремонтная схема 117 нет 160 (170) Аварийное отключение 90 117/115 25 160 (175) Аварийное 160(170) 117/115 -
(в ремонте Блок 1 СШ 220 кВ отключение
№ 3 БАЭС) на РефтГРЭС 1 СШ 220 кВ
при ремонте на РефтГРЭС
Блока № 3 БАЭС при ремонте
Блока № 3 БАЭС
6. КАЧКАНАРСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
2011 - зима Нормальная Энергоузел: 546 326 440 Аварийное отключение 440 334/480 40 Предлагаемые 560 Аварийное 585 334/480 -
2012 схема - В 220 кВ Цемент ВЛ 220 кВ Цемент - мероприятия: отключение
(факт) на ПС 220 кВ Качканар 1. На ПС 220 кВ ВЛ 220 кВ
Качканар; Янтарь заменить Цемент - Качканар
- В 220 кВ НТГРЭС 1, трансформаторы тока
лето Нормальная 2 на ПС 500 кВ 496 262 325 Аварийное отключение 430 223/400 - ВЛ 220 кВ НТГРЭС - 325 Аварийное 430 223/400 -
схема Тагил; ВЛ 220 кВ Цемент - Янтарь, ВЛ 220 кВ отключение
- В 220 кВ Сосьва Качканар Качканар - Янтарь, ВЛ 220 кВ
на НТГРЭС; номинальным током Цемент - Качканар
- В 220 кВ Сопка 600 А
лето Ремонтная схема на НТГРЭС; 496 262 430 Аварийное отключение 365 400/400 35 на трансформаторы 430 Аварийное 420 400/400 -
(в ремонте - В 110 кВ Выя ВЛ 220 кВ Качканар - тока номиналом отключение
ВЛ 220 кВ на НТГРЭС; Острая не менее 1000 А. ВЛ 220 кВ
Демент - - В 110 кВ В. Тура 2. На ПС 220 кВ Качканар - Острая
Качканар) 1, 2 на Тагил; Острая заменить
- В 110 кВ Промысла трансформаторы тока
2012 - зима Нормальная на ПС 220 кВ 562 326 440 Аварийное отключение 440 348/498 58 ВЛ 220 кВ НТГРЭС - 560 Аварийное 585 348/498 -
2013 схема Качканар; ВЛ 220 кВ Цемент - Тагил 1 с отпайкой отключение
(прогноз) - В 110 кВ Качканар на ПС 220 кВ Острая, ВЛ 220 кВ
Европейская ВЛ 220 кВ Качканар - Цемент - Качканар
на ПС 110 кВ Острая током 600 А
лето Нормальная Чекмень. 510 262 325 Аварийное отключение 430 232/411 - на трансформаторы 325 Аварийное 430 232/411 -
схема ВЛ 220 кВ Цемент - тока номиналом отключение
КС КачЭУ: Качканар не менее 1000 А ВЛ 220 кВ
- В 220 кВ Янтарь Цемент - Качканар
на НТГРЭС;
лето Ремонтная схема - В 220 кВ Острая 510 262 430 Аварийное отключение 365 411/411 46 430 Аварийное 420 411/411 -
(в ремонте на ПС 220 кВ ВЛ 220 кВ Качканар - отключение
ВЛ 220 кВ Качканар; Острая ВЛ 220 кВ
Качканар - - В 110 кВ В. Тура Качканар - Острая
Острая) 1, 2 на ПС
500 кВ Тагил;
- В 110 кВ Уральская
1, 2 на НТГРЭС;
- В 110 кВ В. Тура
на НТГРЭС;
- В 110 кВ
Красноуральск
на НТГРЭС
7. СЕЧЕНИЕ "АЛАПАЕВСК - САЛКА - ВЯЗОВСКАЯ"
2011 - зима Нормальная КС "Алапаевск - 230 - 395 Аварийное отключение 238/185 230/230 - Предлагаемые 340 Аварийное 340/250 230/230 -
2012 схема Салка - Вязовская": АТ1(2) Салда мероприятия: отключение АТ1(2)
(факт) - В 110 кВ АТ1, 2 1. На ПС 220 кВ Салда
ПС 220 кВ Салда; Вязовская заменить
лето Нормальная - В 110 кВ 193 - 319 Аварийное отключение 195/147 193/191 - ошиновку ВЛ 110 кВ 385 Аварийное 290/240 193/191 -
схема ВЛ Вязовская - Салка АТ1(2) Салда Вязовская - Салка отключение АТ1(2)
1, 2; 1, 2. Салда
- В 110 кВ 2. На ПС 110 кВ
лето Ремонтная схема ВЛ Алапаевск - 193 - 195/147 Аварийное отключение 95 191/147 97 <*> Салка заменить 290/240 Аварийное 190 191/147 - <*> - 45 (ОН
(в ремонте Голубково; АТ2(1) Салда ошиновку ВЛ 110 кВ отключение АТ2(1) от действия
АТ1(2) - В 110 кВ ВЛ Вязовская - Салка Салда АРЛ)
ПС 220 кВ Алапаевск - 132 км; 1, 2,
Салда) - В 110 кВ ВЛ 3. Заменить провод
Алапаевск - Молзавод ВЛ 110 кВ
2012 - зима Нормальная 235 - 395 Аварийное отключение 242/185 235/235 - Вязовская - Салка 1, 340 Аварийное 340/250 235/235 -
2013 схема АТ1(2) Салда 2 и ВЛ 110 кВ отключение АТ1(2)
(прогноз) Пятилетка - Салда
Салка 1, 2
лето Нормальная 197 - 319 Аварийное отключение 195/147 197/195 - 385 Аварийное 290/240 197/195 -
схема АТ1(2) Салда отключение АТ1(2)
Салда
лето Ремонтная схема 197 195/147 Аварийное отключение 95 195/148 98 <*> 290/240 Аварийное 190 195/148 - <*> - 50 (ОН
(в ремонте АТ2(1) Салда отключение АТ2(1) от действия
АТ1(2) Салда АРЛ)
ПС 220 кВ
Салда)
8. РЕЖЕВСКОЙ ЭНЕРГОРАЙОН
2011 - зима Нормальная КС "Режевской 165 18 215 <*> Аварийное отключение 125 <*> 165/165 40 <*> Предлагаемые 300 Аварийное 180 165/165 - <*> -
2012 схема энергоузел": 3(4) СШ ПС 220 кВ мероприятия: отключение 3(4) при генерации
(факт) - В 110 кВ Осинцево Окунево 1. Установить АОСН СШ ПС 220 кВ Режевской ГТ
на ПС 220 кВ Ница; на ПС 110 кВ Реж; Окунево ТЭЦ 0 МВт;
- В 110 кВ ВЛ ПС 110 кВ Калата; <**> - см. СВМ
Новгородово на ПС ПС 110 кВ Таволги РГЕ 110 ВТГРЭС
220 кВ Ница; с действием
лето Нормальная - В 135 15 215 <*> Аварийное отключение 140 <*> 135/135 - на отключение 255 Аварийное 175 135/135 - <*> -
схема 110 кВ ВЛ ЕГРЭС 1, 2 3(4) СШ ПС 220 кВ нагрузки в объеме отключение 3(4) при генерации
на ПС 220 кВ Окунево до 30 МВт. СШ ПС 220 кВ Режевской ГТ
Окунево; 2. Заменить провод Окунево ТЭЦ 0 МВт,
- В 110 кВ ВЛ Реж 1, марки АС-95 и АС-120 <**> - см. СВМ
2 на ПС 220 кВ на ВЛ 110 кВ РГЕ 110 ВТГРЭС
Окунево; ВТГРЭС - Таволги
лето Ремонтная схема - В 110 кВ ВЛ 135 15 140 <*> Аварийное отключение 85 <*> 135/135 45 <*> на провод марки 175 Аварийное 140 135/135 - <*> -
(в ремонте 3(4) Разъезд 132 на ПС 4(3) СШ ПС 220 кВ АС-185/29 отключение 4(3) при генерации
СШ 110 кВ ПС 110 кВ Алапаевск; Окунево или аналогичный СШ ПС 220 кВ Режевской ГТ
220 кВ Окунево) - В 110 кВ ВЛ по ДТН <**>. Окунево ТЭЦ 0 МВт;
Таволги на ВТГРЭС 3. Заменить <**> - см. СВМ
трансформатор тока РГЕ 110 ВТГРЭС
ВЛ 110 кВ
2012 - зима Нормальная 169 18 215 <*> Аварийное отключение 125 <*> 169/169 43 <*> Окунево - Реж 1, 2 300 Аварийное 180 169/169 - <*> -
2013 схема 3(4) СШ ПС 220 кВ на ПС 110 кВ Реж отключение 3(4) при генерации
(прогноз) Окунево номиналом 320 А СШ ПС 220 кВ Режевской ГТ
на трансформаторы Окунево ТЭЦ 0 МВт;
тока номиналом <**> - см. СВМ
600 А РГЕ 110 ВТГРЭС
лето Нормальная 138 15 215 <*> Аварийное отключение 140 <*> 138/138 - 255 Аварийное 175 138/138 - <*> -
схема 3(4) СШ ПС 220 кВ отключение 3(4) при генерации
Окунево СШ ПС 220 кВ - Режевской ГТ
Окунево ТЭЦ 0 МВт;
<**> - см. СВМ
РГЕ 110 ВТГРЭС
лето Ремонтная схема 138 15 140 <*> Аварийное отключение 85 <*> 138/138 47 <*> 175 Аварийное 140 138/138 - <*> -
(в ремонте 3(4) 4(3) СШ ПС 220 кВ отключение 4(3) при генерации
СШ 110 кВ ПС Окунево СШ ПС 220 кВ Режевской ГТ
220 кВ Окунево) Окунево ТЭЦ 0 МВт;
<**> - см. СВМ
РГЕ 110 ВТГРЭС
9. СЕЧЕНИЕ "АТ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ"
2011 - зима Нормальная КС 394 36 540 Аварийное отключение 360 355/355 - Предлагаемые 640/580 Аварийное 430/360 355/355 -
2012 схема "АТ Первоуральская": АТ2(3) ПС 220 кВ мероприятия: отключение АТ2(3)
(факт) - В 110 кВ АТГ1 Первоуральская 1. Выполнить ПС 220 кВ
на ПС 220 кВ установку САОН и Первоуральская
Первоуральская; АОПО на ПС 220 кВ
лето Нормальная - В 110 кВ АТ2, 3 339 9,7 370 Аварийное отключение 270 <*> 339/ - Первоуральская. 590/540 Аварийное 310 <*>/ 339/ - <*> - с учетом
схема на ПС 220 кВ АТ2(3) ПС 220 кВ 260 <*> 2. Заменить провод отключение АТ2(3) 270 <*> 260 <*> схемно-режимных
Первоуральская; Первоуральская на ВЛ 110 кВ ПС 220 кВ мероприятий
- В 110 кВ ВЛ СУГРЭС - Хромпик 1 и Первоуральская
Хромпик 1, 2 2 на провод марки
лето Ремонтная схема на СУГРЭС; 265 <*> 9,7 260 <*> Аварийное отключение 105 <*> 260 <*>/ 155 АС-240/39 или 310 <*>/ Аварийное 275 <*>/ 260 <*>/ - <*> - с учетом
(в ремонте - В 110 кВ ВЛ АТ2(3) ПС 220 кВ 260 <*> аналогичный по ДТН. 270 <*> отключение АТ2(3) 225 <*> 260 <*> схемно-режимных
АТ2(3) Дегтярка 1, 2 Первоуральская или 3. На ПС 110 кВ ПС 220 кВ мероприятий
ПС 220 кВ на ПС 220 кВ ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик заменить Первоуральская
Первоуральская) Первоуральская; Хромпик 1(2) трансформатор тока и или ВЛ 110 кВ
- В 110 кВ ВЛ Дидино ВЧ заградитель СУГРЭС
на ПС 220 кВ ВЛ 110 кВ СУГРЭС - - Хромпик 1(2)
Первоуральская; Хромпик 1 и 2
2012 - зима Нормальная - В 110 кВ ВЛ 400 36 540 Аварийное отключение 360 364/364 4 на трансформатор 640/580 Аварийное 430/360 364/364 -
2013 схема Нижние Серги АТ2(3) ПС 220 кВ тока и ВЧ отключение АТ2(3)
(прогноз) на ПС 220 кВ Первоуральская заградитель ПС 220 кВ
Первоуральская; с номинальным током Первоуральская
- В 110 кВ ВЛ Шамары не менее 1000 А.
лето Нормальная на ПС 110 кВ Вогулка 345 9,7 370 Аварийное отключение 270 <*> 335/ - 4. На СУГРЭС 590/540 Аварийное 310 <*>/ 335/ - <*> - с учетом
схема АТ2(3) ПС 220 кВ 266 <*> заменить ВЧ отключение АТ2(3) 270 <*> 266 <*> схемно-режимных
Первоуральская заградитель ПС 220 кВ мероприятий
ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Первоуральская
Хромпик 1 и 2 на ВЧ
лето Ремонтная схема 270 9,7 260 <*> Аварийное отключение 105 <*> 266 <*>/ 161 заградитель 310 <*>/ Аварийное 275 <*>/ 266 <*>/ - <*> - с учетом
(в ремонте АТ2(3) ПС 220 кВ 266 <*> с номинальным током 270 <*> отключение АТ2(3) 225 <*> 266 <*> схемно-режимных
АТ2(3) Первоуральская или не менее 1000 А. ПС 220 кВ мероприятий
ПС 220 кВ ВЛ 110 кВ СУГРЭС - 5. Заменить провод Первоуральская
Первоуральская) Хромпик 1(2) ВЛ 110 кВ Дегтярка - или ВЛ 110 кВ
Полевская СУГРЭС - Хромпик
на провод марки 1(2)
не менее АС-150/24
или аналогичный
по ДТН.
6. На ПС 110 кВ
Полевская и
ПС 110 кВ Дегтярка
заменить ошиновку
ВЛ 110 кВ Дегтярка -
Полевская
на провод марки
не менее АС-150/24
или аналогичный
по ДТН
Приложение 9
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ПРОГНОЗНЫЕ УРОВНИ
ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ И МАКСИМУМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ
СВЕРДЛОВСКОЙ РЕГИОНАЛЬНОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ НА ПЕРСПЕКТИВУ
ДО 2020 ГОДА
Наименование Электрическая нагрузка, МВт
потребителя
Отчет Прогноз по годам
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
год год год год год год год год год
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
МАКСИМАЛЬНЫЙ ВАРИАНТ
Свердловская энергосистема 6641 6760 6990 7180 7390 7570 7790 7980 8100
Филиал ОАО "БАЗ-СУАЛ" 290 370 370 370 370 370 480 480 480
ОАО "СУАЛ"
ОАО "Каменск-Уральский 50 50 50 70 70 70 70 135 135
металлургический завод"
ОАО "Уральская фольга" 14 14 14 16 16 16 16 16 16
ОАО "Первоуральский 106 156 207 207 287 287 287 287 287
новотрубный завод"
ОАО "Нижне-Тагильский 230 230 230 230 230 230 296 296 296
металлургический комбинат"
Титановая долина 0 0 0 0 0 0 0 50 50
ОАО "НПК "Уралвагонзавод" 75 89 89 89 89 89 89 89 120
ОАО "Левихинский ГОК" - - - - - - - 22 22
Всего по восьми предприятиям 764 909 960 982 1062 1062 1238 1375 1406
Учтено по техусловиям - - 70 130 131 157 163 163 163
Прочие потребители 2732 2712 2758 2805 2839 2873 2909 2945 3007
МИНИМАЛЬНЫЙ ВАРИАНТ
Свердловская энергосистема 6641 6720 6870 7050 7160 7320 7450 7650 7840
Филиал ОАО "БАЗ-СУАЛ" 290 370 370 370 370 370 370 480 480
ОАО "СУАЛ"
ОАО "Каменск-Уральский 50 50 50 70 70 70 70 70 70
металлургический завод"
ОАО "Уральская фольга" 14 14 14 14 14 14 14 14 14
ОАО "Первоуральский 106 156 207 207 207 207 287 287 287
новотрубный завод"
ОАО "Нижне-Тагильский 230 230 230 230 230 230 230 230 230
металлургический комбинат"
Титановая долина 0 0 0 0 0 0 0 20 50
ОАО "НПК 75 75 75 89 89 89 89 89 89
"Уралвагонзавод"
ОАО "Левихинский ГОК" - - - - - - - - 22
Всего по восьми предприятиям 764 895 946 980 980 980 1060 1190 1242
По техусловиям - - - - - 6 17 11 92
Прочие потребители 2732 2706 2748 2789 2817 2845 2874 2903 2941
Приложение 10
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ОБЪЕМЫ
ВЫВОДА ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ И (ИЛИ)
ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, МВТ
Электростанция Генерирующая Вид топлива Тип 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2013 -
(станционный номер, компания демонтажа год год год год год год 2018
тип турбины) годы
ВЕРХНЕТАГИЛЬСКАЯ ГРЭС ОАО "ИНТЕР РАО -
Электрогенерация"
1 Т-88-90 <*> Газ природный окончательный 88,0 88,0
2 Т-88-90 <*> Уголь Экибастузский окончательный 88,0 88,0
3 Т-88-90 <*> Уголь Экибастузский окончательный 88,0 88,0
4 Т-88-90 Уголь Экибастузский окончательный 88,0 88,0
5 К-100-90 Газ природный окончательный 100,0 100,0
6 К-100-90 Уголь Экибастузский окончательный 100,0 100,0
Всего по станции 88,0 200,0 264,0 552,0
СЕРОВСКАЯ ГРЭС ОАО "ОГК-2"
1 К-50-90 <**> Уголь Экибастузский окончательный 50,0 50,0
2 К-50-90 <**> Уголь Экибастузский окончательный 50,0 50,0
4 К-50-90 <**> Уголь Экибастузский окончательный 50,0 50,0
5 Т-88-90 Уголь Экибастузский окончательный 88,0 88,0
6 К-100-90 Газ природный окончательный 100,0 100,0
7 К-100-90 Газ природный окончательный 100,0 100,0
8 К-100-90 Уголь Экибастузский окончательный 100,0 100,0
Всего по станции 150,0 188,0 100,0 100,0 538,0
СРЕДНЕУРАЛЬСКАЯ ГРЭС ОАО "Энел ОГК-5"
1 Р-16-29 <*> Газ природный окончательный 16,0 16,0
2 ПР-46-29 <*> Газ природный окончательный 46,0 46,0
5 Р-16-29 <*> Газ природный окончательный 16,0 16,0
Всего по станции 78,0 78,0
НИЖНЕТУРИНСКАЯ ГРЭС ЗАО "КЭС"
4 Р-...-130 Газ природный окончательный 15,0 15,0
8 Т-88-90 <*> Газ природный окончательный 88,0 88,0
9 Т-88-90 <*> Уголь Экибастузский окончательный 88,0 88,0
10 Т-88-90 <*> Газ природный окончательный 88,0 88,0
Всего по станции 88,0 88,0 103,0 279,0
ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
1 ПР-12-35 Газ природный окончательный 12,0 12,0
2 Р-6-35 Газ природный окончательный 6,0 6,0
Всего по станции 12,0 6,0 18,0
СВЕРДЛОВСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
3 ПР-12-29 Газ природный окончательный 12,0 12,0
5 ПР-12-29 Газ природный окончательный 12,0 12,0
Всего по станции 12,0 12,0 24,0
КРАСНОГОРСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
1 Р-14-29 <*> Уголь Экибастузский окончательный 14,0 14,0
2 Р-17-29 Уголь Экибастузский окончательный 17,0 17,0
4 Р-14-29 <*> Газ природный окончательный 14,0 14,0
5 Р-14-29 Газ природный окончательный 14,0 14,0
6 Т-25-29 <*> Газ природный окончательный 25,0 25,0
9 Р-17-29 Уголь Экибастузский окончательный 17,0 17,0
10 Р-20-29 <*> Газ природный окончательный 20,0 20,0
Всего по станции 121,0 121,0
БОГОСЛОВСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
1 Р-20-29 <*> Уголь Богословский окончательный 20,0 20,0
2 Р-20-29 <*> Уголь Богословский окончательный 20,0 20,0
3 Р-10-29 <*> Газ природный окончательный 10,0 10,0
6 Т-33-29 <**> Газ природный окончательный 33,0 33,0
7 Р-...-29 <**> Газ природный окончательный 41,0 41,0
8 Р-6-29 <*> Газ природный окончательный 6,0 6,0
10 Р-6-29 Газ природный окончательный 5,5 5,5
Всего по станции 135,5 135,5
Демонтаж всего 250,0 276,0 535,5 666,0 12,0 6,0 1745,5
Примечание: <*> в соответствии с заключением Министерства энергетики Российской Федерации приостановлен вывод генерирующих объектов из эксплуатации;
<**> - вывод по эксплуатации генерирующих объектов учтен после выполнения компенсационных мероприятий по сооружению генерирующих или электросетевых объектов.
Приложение 11
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ОБЪЕМЫ
ВЫВОДА ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ В СООТВЕТСТВИИ
СО СПЕЦИАЛЬНЫМИ РЕШЕНИЯМИ МИНИСТЕРСТВА ЭНЕРГЕТИКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ, МВТ
Электростанция Генерирующая Вид топлива Тип 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Примечание
(станционный номер, компания демонтажа год год год год год год
тип турбины)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
ВЕРХНЕТАГИЛЬСКАЯ ГРЭС ОАО "ИНТЕР РАО -
Электрогенерация"
1 Т-88-90 Газ природный окончательный 88,0 Письмо Минэнерго
РФ от 05.09.2012
2 Т-88-90 Уголь окончательный 88,0 № МК-8144/10
Экибастузский
3 Т-88-90 Уголь окончательный 88,0
Экибастузский
СЕРОВСКАЯ ГРЭС ОАО "ОГК-2"
1 К-50-90 Уголь окончательный 50,0 Письмо Минэнерго
Экибастузский РФ от 04.06.2012
№ АШ-4911/10
2 К-50-90 Уголь окончательный 50,0
Экибастузский
4 К-50-90 Уголь окончательный 50,0
Экибастузский
СРЕДНЕУРАЛЬСКАЯ ГРЭС ОАО "Энел ОГК-5"
1 Р-16-29 Газ природный окончательный 16,0 Письмо Минэнерго
РФ от 26.12.2011
2 ПР-46-29 Газ природный окончательный 46,0 № АШ-12838/10
5 Р-16-29 Газ природный окончательный 16,0
НИЖНЕТУРИНСКАЯ ГРЭС ЗАО "КЭС"
8 Т-88-90 Газ природный окончательный 88,0 Письмо Минэнерго
РФ от 16.12.2011
№ АШ-12456/10
9 Т-88-90 Уголь окончательный 88,0 Письмо Минэнерго
Экибастузский РФ от 05.09.2012
№ МК-8137/10
10 Т-88-90 Газ природный окончательный 88,0
СВЕРДЛОВСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
5 ПР-12-29 Газ природный окончательный 12,0 Письмо Минэнерго
РФ от 05.09.2012
№ МК-8138/10
КРАСНОГОРСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
1 Р-14-29 Уголь 14,0 Письмо
Экибастузский окончательный Минэнерго РФ
от 16.12.2011
4 Р-14-29 Газ природный окончательный 14,0 № АШ-12456/10
6 Т-25-29 Газ природный окончательный 25,0
10 Р-20-29 Газ природный окончательный 20,0 Письмо Минэнерго
РФ от 05.09.2012
№ МК-8136/10
БОГОСЛОВСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
1 Р-20-29 Уголь окончательный 20,0 Письмо Минэнерго
Богословский РФ от 16.12.2011
№ АШ-12456/10
2 Р-20-29 Уголь окончательный 20,0
Богословский
3 Р-10-29 Газ природный окончательный 10,0
6 Т-33-29 Газ природный окончательный 33,0 Письмо Минэнерго
РФ от 05.09.2012
7 Р-...-29 Газ природный окончательный 41,0 № МК-8135/10
8 Р-6-29 Газ природный окончательный 6,0
Приложение 12
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ОБЪЕМЫ И СТРУКТУРА
ВВОДОВ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ И (ИЛИ) ГЕНЕРИРУЮЩЕГО
ОБОРУДОВАНИЯ С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ РЕАЛИЗАЦИИ
ПО ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, МВТ
Электростанция Генерирующая Вид Тип ввода 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2013 -
(станционный номер, компания топлива год год год год год год 2018
тип турбины) годы
БЕЛОЯРСКАЯ АЭС ОАО "Концерн
Росэнергоатом"
4 БН-880 ядерное новое 880,0 880,0
топливо строительство
ВЕРХНЕТАГИЛЬСКАЯ ГРЭС ОАО "ИНТЕР РАО
Электрогенерация"
12 ПГУ-420 Газ новое 420,0 420,0
природный строительство
СЕРОВСКАЯ ГРЭС ОАО "ОГК-2"
9 ПГУ-420 <*> Газ новое 420,0 420,0
природный строительство
НИЖНЕТУРИНСКАЯ ГРЭС ЗАО "КЭС"
12 ПГУ-230 <**> Газ новое 230,0 230,0
природный строительство
13 ПГУ-230 <**> Газ новое 230,0 230,0
природный строительство
Всего по станции 460,0 460,0
НОВО-БОГОСЛОВСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
1 ПГУ-230 Газ новое 230,0 230,0
природный строительство
АКАДЕМИЧЕСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
1 ПГУ-200 <***> Газ новое 200,0 200,0
природный строительство
Вводы, всего 0,0 1300,0 650,0 460,0 200,0 0,0 2610,0
--------------------------------
<*> - присутствует намерение собственника ввести в работу ПГУ-420 в 2014 году.
<**> - присутствует намерение собственника ввести в работу 2 блока ПГУ-230 в 2015 году.
<***> - присутствует намерение собственника ввести в работу ПГУ-230 в 2017 году.
Приложение 13
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ОБЪЕМЫ И СТРУКТУРА
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ВВОДОВ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ И (ИЛИ)
ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, МВТ
Электростанция Генерирующая Вид топлива Тип ввода 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2013 -
(станционный номер, компания год год год год год год 2018
тип турбины) годы
ТЭЦ ОАО "ЕВРАЗ НТМК" Эл./ст. пром.
предприятий
2 Т-10-29 Газ природный замена 10,0 10,0
24 ПТ-...-90 Газ новое 10,0 10,0
искусственный строительство
25 ГУБТ-12 Газ новое 12,0 12,0
искусственный строительство
Всего по станции 12,0 20,0 32,0
СЕРОВСКАЯ ГРЭС ОАО "ОГК-2"
10 ПГУ-420 Газ природный Новое 420,0 420,0
строительство
ДЕМИДОВСКАЯ ТЭС ООО
"УГМК-Холдинг"
1 К-660-300 Уголь новое 660,0 660,0
Кузнецкий строительство
2 К-660-300 Уголь новое 660,0 660,0
Кузнецкий строительство
Всего по станции 1320,0 1320,0
Вводы, всего 0,0 0,0 12,0 440,0 0,0 1320,0 1792,0
Приложение 14
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ПЕРЕЧЕНЬ
ОБЪЕКТОВ РЕКОНСТРУКЦИИ И НОВОГО СТРОИТЕЛЬСТВА,
НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
№ Наименование объекта Назначение объекта Технические Срок Ориентиро- Владелец сетевого
п/п характеристики ввода вочная объекта
сметная
стоимость,
млн.
рублей,
без НДС
<1>
1 2 3 4 5 6 7
ОБЪЕКТЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ СТРОЯЩИХСЯ СТАНЦИЙ
1. ВЛ 500 кВ Курчатовская - обеспечение выдачи 80 км 2014 2691 филиал ОАО "ФСК
Исеть мощности Белоярской ЕЭС" - МЭС Урала
АЭС-2
2. Заходы ВЛ 500 кВ обеспечение выдачи 2 x 7 км, 2014, 6757 филиал ОАО "ФСК
Рефтинская ГРЭС - Козырево мощности Белоярской 4 x 2 x 10 км, 2016 ЕЭС" - МЭС Урала
на одноцепных опорах на ПП АЭС-2 4 x 167 МВА
500 кВ Исеть с последующим 180 МВАр
расширением ПП 500 кВ
Исеть до ПС 500 кВ Исеть
3. Заходы ВЛ 500 кВ Южная - обеспечение выдачи 1 x 84,4 км, 2014 5165 филиал ОАО "ФСК
Шагол на ПС 500 кВ мощности Белоярской 1 x 84,5 км ЕЭС" - МЭС Урала
Курчатовская АЭС-2
4. Заходы одной цепи ВЛ 220 кВ обеспечение выдачи 11,12 км 2014 367 филиал ОАО "ФСК
БАЭС - Каменская мощности Белоярской ЕЭС" - МЭС Урала
на ПС 500 кВ Курчатовская АЭС-2
5. Заходы ВЛ 220 кВ Сосьва - обеспечение выдачи 2 x 18 км 2013 536 филиал ОАО "ФСК
Краснотурьинск мощности ПГУ-420 ЕЭС" - МЭС Урала
на Серовскую ГРЭС Серовской ГРЭС
6. Строительство участков двух обеспечение выдачи 12,1 км 2013 117 филиал ОАО "МРСК
новых ВЛ 110 кВ Серовская мощности ПГУ-420 Урала" -
ГРЭС - Ферросплав 3 и ВЛ Серовской "Свердловэнерго"
110 кВ Серов - Серовская ГРЭС
ГРЭС с отв. на ПС
Ферросплав
7. Реконструкция ПС 110 кВ обеспечение выдачи замена 2014 378 филиал ОАО "МРСК
Ферросплав мощности ПГУ-420 выключателей Урала" -
Серовской ГРЭС 110 кВ "Свердловэнерго"
8. Сооружение шлейфовых обеспечение выдачи 0,8 км 2015 118 филиал ОАО "МРСК
заходов на РУ 110 кВ НБТЭЦ мощности НБТЭЦ Урала" -
двух цепей ВЛ 110 кВ "Свердловэнерго"
Богословская ТЭЦ -
Краснотурьинск
9. Сооружение шлейфовых обеспечение выдачи 0,2 км 2015 уточняется филиал ОАО "МРСК
заходов на РУ 110 кВ НБТЭЦ мощности НБТЭЦ проектом Урала" -
одной цепи ВЛ 110 кВ "Свердловэнерго"
Краснотурьинск - КПП-3
10. Реконструкция ПС 220 кВ обеспечение выдачи замена 2015 3086 филиал ОАО "ФСК
Краснотурьинск мощности НБТЭЦ выключателей, ЕЭС" - МЭС Урала
разъединителей,
трансформаторов
тока 110 кВ
11. Сооружение шлейфовых обеспечение выдачи 4 x 1,2 км 2017 уточняется филиал ОАО "МРСК
заходов на РУ 110 кВ ТЭЦ мощности ТЭЦ <2> проектом Урала" -
Академическая ВЛ 110 кВ Академическая "Свердловэнерго"
Академическая - Южная и
Петрищевская - Южная
12. Реконструкция ВЛ 110 кВ обеспечение выдачи 17 км 2014 уточняется филиал ОАО "МРСК
ВТГРЭС - Таволги с заменой мощности <3> проектом Урала" -
провода на провод большего Верхнетагильской "Свердловэнерго"
сечения ГРЭС
ОБЪЕКТЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ПОДКЛЮЧЕНИЯ НОВЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
13. Строительство шлейфовых электроснабжение ОАО 2 x 1 км 2013 - ОАО "КУМЗ"
заходов ВЛ 220 кВ "Каменск-Уральского
Каменская - Травянская металлургического
на ПС 220 кВ КУМЗ завода"
14. Строительство ПС 220 кВ электроснабжение ОАО 2 x 80 МВА 2013 - ОАО "КУМЗ"
КУМЗ с установкой двух "Каменск-Уральского
трансформаторов по 80 МВА металлургического
завода"
15. Реконструкция ВЛ 220 кВ электроснабжение ОАО 1,3 км 2014 13,7 филиал ОАО "ФСК
Окунево - Рефтинская ГРЭС "Каменск-Уральского ЕЭС" - МЭС Урала
1, 2 с заменой провода металлургического
на провод большего сечения завода"
16. Строительство электроснабжение ОАО 2 x 50 км 2015 - ОАО "Уральский
ВЛ 220 кВ Емелино - "Уральский трубный трубный завод"
Уралтрубпром 1, 2 ц. завод"
17. Строительство ПС 220 кВ электроснабжение ОАО 2 x 80 МВА 2015 - ОАО "Уральский
Уралтрубпром с установкой "Уральский трубный трубный завод"
двух трансформаторов завод"
по 80 МВА
18. Строительство ПС 220 кВ электроснабжение ОЭЗ 2 x 250 МВА 2017 2773 филиал ОАО "ФСК
Титановая долина ППТ "Титановая ЕЭС" - МЭС Урала
с установкой двух долина"
автотрансформаторов
по 250 МВА
19. Строительство шлейфового электроснабжение ОЭЗ 2 x 1 км 2017 - филиал ОАО "ФСК
захода одной из цепей ВЛ ППТ "Титановая ЕЭС" - МЭС Урала
220 кВ Тагил - Салда 1(2) долина"
на ПС 220 кВ Титановая
долина
20. Строительство шлейфового электроснабжение 2 x 1 км 2017 - филиал ОАО "ФСК
захода одной из цепей ВЛ ОЗЭ ППТ "Титановая ЕЭС" - МЭС Урала
220 Салда - Первомайская долина"
1(2) на ПС 220 кВ Титановая
долина
21. Строительство трех ПС электроснабжение 3 x 2 x 40 МВА, 2014 - ОЗЭ ППТ
110 кВ с ВЛ 110 кВ ОЗЭ ППТ "Титановая 4,2 км "Титановая
долина" долина"
22. Строительство ПС 110 кВ электроснабжение 2 x 10 МВА 2013 91 филиал ОАО "МРСК
Титан ОЗЭ ППТ "Титановая Урала" -
долина" "Свердловэнерго"
23. Строительство ПС 110 кВ электроснабжение 2 x 40 МВА 2013 270 ОАО "ЕЭСК"
Спортивная новых потребителей
города Екатеринбурга
24. Строительство ПС 110 кВ электроснабжение 2 x 40 МВА 2014 258 ОАО "ЕЭСК"
Медная объектов программы
малоэтажного
строительства
города Екатеринбурга
25. Реконструкция ПС Нива электроснабжение 2 x 40 МВА 2016 705 ОАО "ЕЭСК"
с реконструкцией объектов программы
ПС 35/10 кВ Полевая малоэтажного
строительства
города Екатеринбурга
26. Строительство ПС 110 кВ Электроснабжение 2 x 40 МВА 2019 429 ОАО "ЕЭСК"
Островская новых
потребителей
города Екатеринбурга
27. Строительство ПС 110 кВ выполнение 2 x 40 МВА 2017 687 ОАО "ЕЭСК"
Чкаловская-2 предписания
СанПиН
электроснабжение
новых потребителей
города Екатеринбурга
ОБЪЕКТЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ"
28. Замена на ПС 500 кВ Южная обеспечение АС-185/24 2014 уточняется филиал ОАО "ФСК
ошиновки на вводе ВЛ 110 кВ надежности проектом ЕЭС" - МЭС Урала
Полевская выполненной энергоснабжения
проводом марки АС-95/27 потребителей
на провод марки не менее Полевского
АС-185/24 (или аналогичный энергоузла
по длительно-допустимым
токовым нагрузкам)
29. Замена на ПС 500 кВ Южная обеспечение Iном >= 600 А 2014 уточняется филиал ОАО "ФСК
ВЧ заградителя надежности проектом ЕЭС" - МЭС Урала
(Iном = 500 А) на вводе энергоснабжения
110 кВ Гвоздика на ВЧ потребителей
заградитель с Iном >= 600 А Полевского
энергоузла
30. Замена на ПС 110 кВ обеспечение Iном >= 600 А 2014 уточняется филиал ОАО "МРСК
Полевская ВЧ заградителей надежности проектом Урала" -
(Iном = 500 А) на вводах энергоснабжения "Свердловэнерго"
110 кВ Южная, Гвоздика потребителей
на ВЧ заградители Полевского
с Iном >= 600 А энергоузла
31. Реконструкция ВЛ 110 кВ обеспечение 29 км 2018 уточняется филиал ОАО "МРСК
Дегтярка - Полевская надежности проектом Урала" -
с заменой провода на провод энергоснабжения "Свердловэнерго"
сечением не менее АС-150/24 потребителей
(или аналогичный Полевского
по длительно-допустимым энергоузла
токовым нагрузкам)
32. Замена на ПС 110 кВ обеспечение АС-150/24 2018 уточняется филиал ОАО "МРСК
Полевская и Дегтярка надежности проектом Урала" -
ошиновки ВЛ 110 кВ энергоснабжения "Свердловэнерго"
Дегтярка - Полевская марки потребителей
АС-95/16 на провод марки Полевского
не менее АС-150/24 энергоузла
33. Установка на ПС 220 кВ обеспечение - 2014 уточняется филиал ОАО "ФСК
Первоуральская АОПО надежности проектом ЕЭС" - МЭС Урала
на вводах 110 кВ Дидино, энергоснабжения
Н. Серги с действием потребителей
на отключение нагрузки Юго-Западного
на ПС 110 кВ Михайловская энергоузла
и ПС 110 кВ Н. Серги
34. Замена на ПС 110 кВ обеспечение АС-120/19 2014 уточняется ОАО "НСММЗ"
Н. Серги ошиновки по вводам надежности проектом
110 кВ Первоуральская, энергоснабжения
Михайловская, выполненной потребителей
проводом марки АС-95/27 Юго-Западного
на провод марки АС-120/19 энергоузла
(или аналогичный
по длительно-допустимым
токовым нагрузкам)
35. Реконструкция ПС 110 кВ ВИЗ обеспечение 2 x 40 МВА 2016 - 511 ОАО "ЕЭСК"
с заменой выключателей и надежности Iном >= 1000 А 2018
ВЧ-заградителей 110 кВ энергоснабжения <4>
номинальным током 600 А потребителей
на выключатели и Екатеринбургского
ВЧ-заградители номинальным энергоузла
током 1000 А
36. Реконструкция ПС 110 кВ обеспечение замена 2014 - 316 филиал ОАО "МРСК
Свердловская надежности выключателей 2016 Урала" -
энергоснабжения 110 кВ <5> "Свердловэнерго"
потребителей
Екатеринбургского
энергоузла
37. Установка АОПО на ПС 110 кВ обеспечение - 2014 уточняется ОАО "ЕЭСК"
Петрищевская по ВЛ 110 кВ надежности проектом
ВИЗ 1, 2 с действием энергоснабжения
на отключение нагрузки потребителей
на ПС 110 кВ ВИЗ и Екатеринбургского
ПС 220 кВ энергоузла
38. Строительство ПС 220 кВ обеспечение 2 x 250 МВА 2014 3243 филиал ОАО "ФСК
Надежда, с установкой двух надежности ЕЭС" - МЭС Урала
автотрансформаторов энергоснабжения
номинальной мощностью потребителей
250 МВА Екатеринбургского
энергоузла
39. Заходы ВЛ 220 НСТЭЦ - Южная обеспечение 2 x 6 км 2014 256 филиал ОАО "ФСК
на ПС 220 кВ Надежда надежности ЕЭС" - МЭС Урала
энергоснабжения
потребителей
Екатеринбургского
энергоузла
40. Заходы ВЛ 110 кВ обеспечение 1,4 км 2014 150,5 филиал ОАО "МРСК
Сибирская - Южная 1, 2, 3; надежности Урала" -
ВЛ 110 кВ Сибирская - энергоснабжения "Свердловэнерго"
Чкаловская; ВЛ 110 кВ потребителей
Сибирская - Авиатор; Екатеринбургского
на ПС 220 кВ Надежда энергоузла
41. Заходы ВЛ 110 кВ Арена - обеспечение 1,25 км 2016 90 ОАО "ЕЭСК"
Сибирская на ПС 220 кВ надежности
Надежда энергоснабжения
потребителей
Екатеринбургского
энергоузла
42. Установка на ПС 110 кВ обеспечение качества - 2014 уточняется филиал ОАО "МРСК
ВЭУ АОСН с действием напряжения в ВЭУ проектом Урала" -
на отключение нагрузки в ремонтных режимах "Свердловэнерго"
43. Установка УКРМ номинальной обеспечение качества 2 x 25 МВАр 2014 уточняется филиал ОАО "МРСК
мощностью 50 МВАр напряжения проектом Урала" -
в Восточном энергоузле в ремонтных режимах "Свердловэнерго"
в районе г. Талица
44. Установка на ПС 110 кВ обеспечение качества 40 МВАр 2015 уточняется филиал ОАО "МРСК
Юшала УКРМ мощностью напряжения в ВЭУ проектом Урала" -
до 40 МВАр в ремонтных режимах "Свердловэнерго"
45. Реконструкция ВЛ 110 кВ повышение надежности 2,5 км 2017 19,5 филиал ОАО "МРСК
Глубокая - НСТЭЦ с заменой электроснабжения Урала" -
провода марки М-70 потребителей "Свердловэнерго"
на провод марки АС-150 Восточного
энергоузла
46. Замена на ПС 220 кВ Острая повышение надежности Iном >= 1000 А 2014 уточняется филиал ОАО "ФСК
трансформаторов тока электроснабжения проектом ЕЭС" - МЭС Урала
(Iном = 600 А) на вводах ВЛ потребителей
220 кВ НТГРЭС - Тагил Качканарского
с отп. на ПС 220 кВ Острая, энергоузла
Качканар - Острая
на трансформаторы тока
с Iном >= 1000 А
47. Замена на ПС 220 кВ повышение надежности АС-240/39 2018 уточняется филиал ОАО "ФСК
Вязовская ошиновки электроснабжения проектом ЕЭС" - МЭС Урала
по вводам Салка 1, 2, потребителей
выполненной проводом марки Тагильского
АС-120/19 на провод марки энергорайона
не менее АС-240/39 (или
аналогичный
по длительно-допустимым
токовым нагрузкам)
48. Замена на ПС 220 кВ Янтарь повышение надежности Iном >= 1000 А 2014 уточняется ОАО "КЭХП"
трансформаторов тока электроснабжения проектом
(Iном = 600 А) на вводах потребителей
220 кВ НТГРЭС, Качканар Качканарского
на трансформаторы тока энергоузла
с Iном >= 1000 А
49. Реконструкция ВЛ 110 кВ ВЛ повышение надежности 16,7 км, 21 км 2018 уточняется филиал ОАО "МРСК
110 кВ Вязовская - Салка электроснабжения проектом Урала" -
1,2 и ВЛ 110 кВ Пятилетка - потребителей "Свердловэнерго"
Салка 1,2 с заменой провода Тагильского
на провод большего сечения энергорайона
50. Замена на ПС 110 кВ Салка повышение надежности АС-240/39 2014 уточняется ОАО "РЖД"
ошиновки по вводам электроснабжения проектом
Вязовская 1, 2, выполненной потребителей
проводом марки АС-120/19 Тагильского
на провод марки не менее энергорайона
АС-240/39 (или аналогичный
по длительно-допустимым
токовым нагрузкам),
и оборудования,
ограничивающего ток
по ВЛ 110 кВ Вязовская 1, 2
и Пятилетка 1, 2
на оборудование
с Iном >= 600 А
51. Установить АОСН на ПС повышение надежности - 2014 уточняется филиал ОАО "МРСК
110 кВ Реж, ПС 110 кВ электроснабжения проектом Урала" -
Таволги с действием потребителей "Свердловэнерго"
на отключение нагрузки Режевского
энергорайона
52. Замена на ПС 110 кВ Реж повышение надежности Iном >= 600 А 2014 уточняется филиал ОАО "МРСК
трансформаторов тока электроснабжения проектом Урала" -
(Iном = 320 А) на вводах потребителей "Свердловэнерго"
Окунево 1, 2 Режевского
на трансформаторы тока энергорайона
с Iном >= 600 А
53. Установка САОН на ПС 220 кВ повышение надежности - 2014 уточняется филиал ОАО "ФСК
Первоуральская с действием электроснабжения проектом ЕЭС" - МЭС Урала
по факту отключения АТГ1, потребителей
АТ2 и АТ3 на отключение Первоуральского
нагрузки энергорайона
54. Установка на ПС 220 кВ повышение надежности - 2014 уточняется филиал ОАО "ФСК
Первоуральская АОПО АТГ1, электроснабжения проектом ЕЭС" - МЭС Урала
АТ2 и АТ3с действием потребителей
на отключение нагрузки Первоуральского
энергорайона
55. Замена провода марки АС-120 повышение надежности 6,7 км 2014 уточняется филиал ОАО "МРСК
и АС-150 ВЛ 110 кВ электроснабжения проектом Урала" -
СУГРЭС - Хромпик 1, 2 потребителей "Свердловэнерго"
на провод марки АС-240/48 Первоуральского
энергорайона
56. Замена ВЧ-заградителей и повышение надежности Iном >= 1000 А 2014 уточняется филиал ОАО "МРСК
трансформаторов тока на ПС электроснабжения проектом Урала" -
110 кВ Хромпик по вводам потребителей "Свердловэнерго"
110 кВ СУГРЭС 1 и 2 Первоуральского
(Iном = 500 А) энергорайона
на ВЧ-заградители и
трансформаторы тока
с Iном >= 1000 А
57. Замена ВЧ-заградителей повышение надежности Iном >= 1000 А 2014 уточняется филиал
на СУГРЭС по вводам 110 кВ электроснабжения проектом "Среднеуральская
Хромпик 1 и 2 потребителей ГРЭС" ОАО
(Iном = 500 А) Первоуральского "Энел ОГК-5"
на ВЧ-заградители и энергорайона
трансформаторы тока
с Iном >= 1000 А
ОБЪЕКТЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ
И ПОВЫШЕНИЯ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ СЕТИ
58. Строительство ВЛ 220 кВ повышение надежности 75 км 2016 1722 филиал ОАО "ФСК
Малахит - Мраморная электроснабжения ЕЭС" - МЭС Урала
потребителей
Полевского
энергоузла
59. Реконструкция ВЛ 110 кВ повышение надежности 15 км 2016 170 филиал ОАО "МРСК
Асбест - Дачная с заменой электроснабжения Урала" -
провода на провод большей потребителей, "Свердловэнерго"
пропускной способности обеспечение транзита
мощности
в Восточном
энергоузле
60. Реконструкция ВЛ 110 кВ повышение надежности 49,3 км 2017 350 филиал ОАО "МРСК
Асбест - Знаменская - электроснабжения Урала" -
238 км - Сухой Лог потребителей, "Свердловэнерго"
с заменой провода на провод обеспечение транзита
большей пропускной мощности
способности в Восточном
энергоузле
61. Реконструкция ВЛ 110 кВ повышение надежности 25,1 км 2017 205 филиал ОАО "МРСК
НСТЭЦ - Дачная с заменой электроснабжения Урала" -
провода на провод большей потребителей, "Свердловэнерго"
пропускной способности обеспечение транзита
мощности
в Восточном
энергоузле
62. Установка повышение 250 МВА 2014 Уточняется ОАО "ИНТЕР РАО -
автотрансформатора динамической проектом Электрогенерация"
мощностью 250 МВА устойчивости
на Верхнетагильской ГРЭС генераторов
Верхнетагильской
ГРЭС
63. Установка на СУГРЭС АОПО ВЛ повышение надежности - 2014 Уточняется филиал
110 кВ Свердловская 1 и 2 электроснабжения проектом "Среднеуральская
потребителей ГРЭС" ОАО
Первоуральского и "Энел ОГК-5"
Екатеринбургского
энергорайонов
64. Установка на СУГРЭС АОПО ВЛ повышение надежности - 2014 Уточняется филиал
110 кВ Хромпик 1 и 2 электроснабжения проектом "Среднеуральская
потребителей ГРЭС" ОАО
Первоуральского и "Энел ОГК-5"
Екатеринбургского
энергорайонов
ОБЪЕКТЫ РЕКОНСТРУКЦИИ
65. ПС 220 кВ Калининская повышение надежности 2 x 250 МВА 2013 1804 филиал ОАО "ФСК
электроснабжения <5> ЕЭС" - МЭС Урала
потребителей
Екатеринбургского
энергоузла
66. ПС 220 кВ Каменская повышение надежности 2 x 250 МВА 2016 2464 филиал ОАО "ФСК
электроснабжения ЕЭС" - МЭС Урала
потребителей
Каменского
энергоузла
67. ПС 110 кВ Сибирская повышение надежности 2 x 63 МВА 2015 - 387,8 ОАО "ЕЭСК"
электроснабжения 2016
потребителей
Екатеринбургского
энергоузла
68. ПС 110 кВ Керамик повышение надежности 2 x 40 МВА 2015 346,5 ОАО "ЕЭСК"
электроснабжения
потребителей
Екатеринбургского
энергоузла
69. ВЛ 110 кВ Гранит - Качканар повышение надежности 10,4 км 2017 114 филиал ОАО "МРСК
электроснабжения Урала" -
потребителей "Свердловэнерго"
Качканарского
энергоузла
70. КЛ 110 кВ ВИЗ - Новая повышение надежности 3 км 2015 304 ОАО "ЕЭСК"
электроснабжения
потребителей
Екатеринбургского
энергоузла
МЕРОПРИЯТИЯ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДЕМОНТАЖА ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ
71. Замена Т-1, Т-2, Т-3, Т-4 обеспечение 4 x 80 МВА 2015 - -
Богословской ТЭЦ демонтажа ТГ-6, 7
на трансформаторы с большей Богословской ТЭЦ
номинальной мощностью
72. Реконструкция ВЛ 110 кВ обеспечение 2,13 км 2015 - -
БТЭЦ - Краснотурьинск 1, 3 демонтажа ТГ-6, 7
с заменой провода марки Богословской ТЭЦ
АС-150/24 на провод
АС-240/39 или аналогичный
по пропускной способности
73. Замена на БТЭЦ выключателей обеспечение Iном >= 1000 А 2015 - -
ВЛ 110 кВ Краснотурьинск 1, демонтажа ТГ-6, 7
2, 3, 4 с номинальным током Богословской ТЭЦ
600 А на выключатели
с номинальным током 1000 А
74. Замена на ПС 220 кВ обеспечение Iном >= 1000 А 2015 - -
Краснотурьинск выключателей демонтажа ТГ-6, 7
ВЛ 110 кВ БТЭЦ 2 Богословской ТЭЦ
с номинальным током 600 А
на выключатели
с номинальным током 1000 А
75. Замена на БТЭЦ обеспечение Iном >= 1000 А 2015 - -
разъединителей ВЛ 110 кВ демонтажа ТГ-6, 7
Краснотурьинск 1, 2, 3, 4 Богословской ТЭЦ
с номинальным током 600 А
на разъединители
с номинальным током 1000 А
76. Замена на ПС 220 кВ обеспечение Iном >= 1000 А 2015 - -
Краснотурьинск демонтажа ТГ-6, 7
разъединителя ВЛ 110 кВ Богословской ТЭЦ
БТЭЦ 4 с номинальным током
600 А на разъединитель
с номинальным током 1000 А
77. Замена на ПС 220 кВ обеспечение Iном >= 630 А 2015 - -
Краснотурьинск ВЧ демонтажа ТГ-6, 7
заградителей ВЛ 110 кВ Богословской ТЭЦ
Краснотурьинск 2, 3, 4
с номинальным током 600 А
на по на ВЧ-заградители
с номинальным током
не менее 630 А
Примечания:
<1> - Укрупненные показатели стоимости сооружения объектов.
<2> - срок в соответствии с ДПМ.
<3> - Отсутствует договор на ТП, срок определен в соответствии с ДПМ. При отсутствии договора на ТП срок - 2018 год. Реконструкция ВЛ необходима для повышения надежности потребителей Режевского энергорайона.
<4> - Замена выключателей и ВЧ-заградителей необходима в 2013 году. Однако замена выключателей нецелесообразна без глубокой реконструкции ПС 110 кВ ВИЗ. Ограничение по предельному росту тарифов 2013 года и последующих лет потребовало перенос начала реконструкции ПС 110 кВ ВИЗ на 2016 г.
<5> - замена выключателей по условиям режима необходима в 2014 году.
<6> - В соответствии с ИП ОАО "ФСК ЕЭС" - срок окончания реконструкции ПС 220 кВ Калининская - 2014 год.
Приложение 15
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ПРОГНОЗ
ПОТРЕБНОСТИ В КАДРОВЫХ РЕСУРСАХ ДЛЯ РЕАЛИЗАЦИИ
ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Для определения дополнительной потребности в кадрах использовалось три варианта прогноза.
ПЕРВЫЙ ВАРИАНТ ПРОГНОЗА ПРИРОСТА ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА
Метод: опросные листы от предприятий.
Исходная информация - таблица 1.
ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА НА КРУПНОЙ ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИИ
И ПРОГНОЗ ПРИРОСТА, ЧЕЛОВЕК
Таблица 1
Организация Численность, Прогноз
2012 год прироста
численности
к 2018 году
по опросу
предприятий
Свердловский филиал ОАО "ТГК 9" 5295 558
Филиал ОАО "Концерн Росэнергоатом" 2500 967
"Белоярская АЭС"
Филиал "Рефтинская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5" 1159 0
Филиал "Среднеуральская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5" 557 0
Филиал "Верхнетагильская ГРЭС" - 1091 200
ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
Серовская ГРЭС - филиал ОАО "ОГК-2" 561 200
Сумма 11163 1925
ВТОРОЙ ВАРИАНТ ПРОГНОЗА ПРИРОСТА ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА
Метод: использование свойства устойчивости пропорций между мощностью генерации и численностью.
Задача 1: прогноз суммарного и погодового прироста численности в электроэнергетике области за 2013 - 2018 годы.
Исходная информация - таблицы 2 и 3 и итоговая строка таблицы 1.
ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ПО ВЫВОДИМОЙ МОЩНОСТИ, МВТ
Таблица 2
Электростанция 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2013 -
год год год год год год 2018
годы
Верхнетагильская ГРЭС 88 200 264 552
Серовская ГРЭС 150 188 100 100 538
Среднеуральская ГРЭС 78 78
Нижнетуринская ГРЭС 88 88 103 279
Первоуральская ТЭЦ 12 6 18
Свердловская ТЭЦ 12 12 24
Красногорская ТЭЦ 121 121
Богословская ТЭЦ 135,5 135,5
Демонтаж, всего 250 276 535,5 666 12 6 1745,5
ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ПО ВВОДИМОЙ МОЩНОСТИ, МВТ
Таблица 3
Электростанция 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2013 -
год год год год год год 2018
годы
Белоярская АЭС 880 880
Верхнетагильская ГРЭС 420 420
Серовская ГРЭС 420 420
Нижнетуринская ГРЭС 460 460
Ново-Богословская ТЭЦ 230 230
Академическая ТЭЦ 200 200
Вводы, всего 0 1300 650 460 200 0 2610
Суммарный прогноз прироста численности за 2013 - 2018 годы определялся на основании пропорции: между численностью и мощностью (в 2012 году) и между приростом численности и приростом мощности (за 2013 - 2018 годы). При этом учитывались:
1) вывод мощности в 2013 - 2018 годы;
2) объемы модернизации генерирующего оборудования (с помощью соотношения между вводом новых и вводом новых плюс модернизируемых мощностей) (приложения 10, 12);
3) коэффициент увеличения численности в сетях при росте мощностей генерации экспертно принят равным 0,01, то есть 1 процент к росту численности в генерации;
4) заданный рост производительности труда в промышленности к 2018 году в 1,5 раза, то есть коэффициент роста: 1/1,5 = 0,667 в 2018 году;
5) принят равномерный рост производительности труда за период 2013 - 2018 годов, то есть коэффициенты роста соответственно по годам: 1/1,083; 1/1,166; 1/1,249; 1/1,332; 1/1,416; 1/1,5;
6) прирост мощности в тот или иной год определен как разность между вводимой и выводимой в этом году мощностью (исходные данные - таблицы 2 и 3);
7) генерирующая мощность в 2012 году составляла 9527,4 МВт;
8) суммарная численность в генерации в 2012 году принята по таблице 1.
Результаты прогноза численности сведены в таблице 4.
ПРОГНОЗНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ЧИСЛЕННОСТИ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ К 2018 ГОДУ
Таблица 4
Показатель 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Итого
год год год год год год за
2013 -
2018
годы
Баланс прироста мощности, -250 +1024 +114,5 -206 +188 -6 +870,5
МВт (см. итоговые строки
таблиц 2 и 3)
Расчет прироста/снижение -293 +1200 +134 -234 +220 -7 +1020
численности (человек)
Коэффициенты необходимого 0,923 0,858 0,801 0,751 0,706 0,667
роста производительности
труда
Окончательно необходимые -270 +1029 +107 -181 +156 -5 +836
прирост/снижение численности
(человек)
Задача 2: прогноз прироста численности по электростанциям и по годам.
При расчете используется тот же подход, что и при решении задачи 2 и те же допущения и гипотезы. Исходные данные - таблицы 2 и 3.
В таблице 5 приведен баланс ввода-вывода мощностей по электростанциям и по годам.
Результаты расчета численности приведены в таблице 6.
БАЛАНС ВВОДА-ВЫВОДА МОЩНОСТЕЙ ПО ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМ, МВТ
Таблица 5
Электростанция 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2013 -
год год год год год год 2018
годы
Белоярская АЭС +880 +880
Верхнетагильская ГРЭС +332 -200 -264 -132
Серовская ГРЭС -150 -188 +320 -100 -118
Нижнетуринская ГРЭС -88 -88 +357 +181
Ново-Богословская ТЭЦ +230 +230
Академическая ТЭЦ +200 +200
Среднеуральская ГРЭС -78 -78
Первоуральская ТЭЦ -12 -6 -18
Свердловская ТЭЦ -12 -12 -24
Красногорская ТЭЦ -121 -121
Богословская ТЭЦ -135,5 -135,5
Баланс приростов -250 +1024 +114,5 -206 +188 -6 +864,5
мощности, МВт
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ЧИСЛЕННОСТИ ПРИРОСТА/СНИЖЕНИЯ
ЧИСЛЕННОСТИ ПО ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМ И ПО ГОДАМ
Таблица 6
Электростанция 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2013 -
год год год год год год 2018
годы
Белоярская АЭС +885 +885
Верхнетагильская ГРЭС +334 -188 -232 -86
Серовская ГРЭС -162 -190 +300 -88 -140
Нижнетуринская ГРЭС -95 -83 +314 +136
Ново-Богословская ТЭЦ +216 +216
Академическая ТЭЦ +164 +164
Среднеуральская ГРЭС -69 -69
Первоуральская ТЭЦ -8 -5 -13
Свердловская ТЭЦ -13 -12 -25
Красногорская ТЭЦ -106 -106
Богословская ТЭЦ -126 -126
Прирост/снижение -270 +1029 +107 -181 +156 -5 +836
численности, чел.
ТРЕТИЙ ВАРИАНТ ПРОГНОЗА ПРИРОСТА ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА
Метод: основан на "сглаживании" резких изменений численности на отдельных электростанциях (корректировка результатов второго варианта прогноза).
Исходная информация: данные по отдельным электростанциям таблица 6 и данные таблицы 1.
Дополнительное предположение: если на электростанции по таблице 6 получены скачки приростов численности по годам, имеет смысл избежать перманентного приема на работу и перманентного сокращения численности путем сглаживания прироста/снижения численности. На рисунке 1 показаны направления изменений приростов численности и их снижения при линейном сглаживании прогнозных значений. Скорость прироста численности на Верхнетагильской ГРЭС, Серовской ГРЭС, Нижнетуринской ГРЭС, при этом составляет соответственно: -30; +25; +28 чел./год.
Рис. 1. СГЛАЖИВАНИЕ ПРИРОСТА/СНИЖЕНИЯ ЧИСЛЕННОСТИ
НА ТРЕХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
Рисунок не приводится.
ВЫВОДЫ
1. С учетом объемов выводимой в период 2014 - 2018 годов генерирующей мощности (1745,5 МВт) и вводимой мощности (2610 МВт) прирост численности персонала в электроэнергетике Свердловской области не может считаться значительным (всего 7,4 процентов от существующей в 2012 году численности в генерации или 4,2 процента от суммарной численности).
2. Суммарный прирост численности за период 2014 - 2018 годов по выполненному прогнозу в генерации составит 836 человек.
3. По опросам наиболее крупных сетевых предприятий прирост численности в сетевых предприятиях не ожидается. Экспертно принято возможное увеличение численности сетевых предприятий, равное 1 проценту от прироста численности в генерации.
4. Прогноз численности проведен как в погодовом разрезе, так и по отдельным наиболее крупным генерирующим предприятиям.
5. При прогнозировании численности учтена необходимость постепенного роста производительности труда с увеличением ее к 2018 году в 1,5 раза по отношению к 2012 году.
6. В настоящее время в электро- и теплоэнергетике практически все рабочие места являются высокопроизводительными (под которыми согласно временной методике расчета показателя "Прирост высокопроизводительных рабочих мест, в процентах к предыдущему году", утвержденной Приказом Росстата от 21.02.2013 № 70 относятся все занятые рабочие места предприятий (организаций), занятых в производстве и распределении электроэнергии газа и воды в которых добавленная стоимость в расчете на одно рабочее место превышает 612 тыс. рублей в год).
7. Однако рост производительности труда не имеет верхних ограничений и для повышения производительности труда к 2018 году в 1,5 раза по некоторым оценкам на энергопредприятиях Свердловской области необходимо модернизировать около 3 тыс. рабочих мест, для чего необходима согласованная деятельность всех энергопредприятий в рамках специальной программы.
8. При прогнозировании численности использовалось три метода прогноза: 1 - пропорциональный - устойчивость соотношения между объемом генерации и численностью; 2 - опросный - по оценкам предприятий; 3 - статистического сглаживания при резких колебаниях изменений по годам.
9. С учетом незначительного прироста численности в целом (836 человек) и незначительного прироста численности на отдельном крупном генерирующем энергопредприятии (если выбрать 6 крупных предприятий) потребность в приросте кадров в каждый год шестилетнего прогнозного периода составляет 836 : 6 : 6 = 23 человека в год на одном крупном предприятии, по-видимому, нет необходимости в организации специальных дополнительных систем обучения или переподготовки кадров для реализации целей схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области.
ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ
АВР - автоматическое включение резерва;
АИИСКУЭ - автоматическая информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии;
АОПО - автоматическое ограничение нагрузки оборудования;
АОСН - автоматическое ограничение снижения нагрузки;
АРЛ - автоматическая разгрузка линии;
АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления;
АТ - автотрансформатор;
АТГ - автотрансформаторная группа;
АУМСУ - автоматическое управление мощностью для сохранения устойчивости;
АЧР - автоматическая частотная разгрузка;
АЧРС - алгоритм частотной разгрузки по скорости;
АЭС - атомная электрическая станция;
БАЗ - Богословский алюминиевый завод;
БАЭС - Белоярская атомная электростанция;
БН - (реактор) на быстрых нейтронах;
БСК - батарея статических конденсаторов;
В - выключатель;
ВИЗ - Верх-Исетский завод;
ВЛ - воздушная линия;
ВРП - валовый региональный продукт;
ВТГРЭС - Верхнетагильская ГРЭС;
ВЧЗ - высокочастотный заградитель;
ВЭУ - Восточный энергоузел;
ГК - генерирующая компания;
Гкал - гигакалория;
ГВС - горячее водоснабжение;
ГВО - график временного отключения;
ГОК - горно-обогатительный комбинат;
ГОП - главная понизительная подстанция;
ГРЭС - государственная районная электрическая станция;
ГТ ТЭЦ - газотурбинная теплоэлектроцентраль;
ГУП СО - государственное унитарное предприятие Свердловской области;
ГЭС - гидроэлектростанция;
ДПМ - договор о предоставлении мощности;
ЕМУП - Екатеринбургское муниципальное унитарное предприятие;
ЕЭС - единая энергетическая система;
ЕЭСК - Екатеринбургская электросетевая компания;
ЗАО - закрытое акционерное общество;
ЗРУ - закрытое распределительное устройство;
ЗУ - заземляющее устройство;
ИРМ - источник реактивной мощности;
ИП - индивидуальный предприниматель;
кВ - киловольт;
кВт - киловатт;
кВтч - Киловатт-час;
кг.у.т. - килограмм условного топлива;
КЗ - короткое замыкание;
КЛ - кабельная линия;
КПГ - компримированный газ;
КПД - коэффициент полезного действия;
КС - контролируемое сечение;
КУМЗ - Каменск-Уральский металлургический завод;
ЛЭП - линия электропередач;
МВА - мегавольтампер;
МВАр - мегавольтампер реактивных;
МВт - мегаватт;
МДП - максимально допустимый переток;
МО - муниципальное образование;
МРСК - магистральная распределительная сетевая компания;
МЭС - магистральные электрические сети;
НДС - налог на добавленную стоимость;
НСТЭЦ - Ново-Свердловская ТЭЦ;
НТГРЭС - Нижнетуринская ГРЭС;
НТМК - Нижнетагильский металлургический комбинат;
ОАО - открытое акционерное общество;
ОГК - генерирующая компания оптового рынка электроэнергии;
ООО - общество с ограниченной ответственностью;
ОН - ограничение нагрузки;
ОРУ - открытое распределительное устройство;
ОРЭ - оптовый рынок электроэнергии;
ОЭЗ ППТ - особая экономическая зона промышленно-производственного типа;
ОЭС - объединенная энергетическая система;
ПА - противоаварийная автоматика;
ПАР - послеаварийный режим;
ПГУ - парогазовая установка;
ПИН;
ПИР - проектно-изыскательские работы;
ПНТЗ - Первоуральский металлургический завод;
ПС - подстанция;
ПСУ - паросиловая установка;
ПЭУ - Полевской энергоузел;
РАО - российское акционерное общество;
РДУ - региональное диспетчерское управление;
РЖД - Российские железные дороги;
РЗА - релейная защита и автоматика;
РП - распределительный пункт;
РГШ - регулирование под нагрузкой;
РУ - распределительное устройство;
РЭС - районные электрические сети;
САОН - специальная автоматика отключения нагрузки;
СанПиН - санитарные нормы и правила;
СВМ - схема выдачи мощности;
СвТЭЦ - Свердловская ТЭЦ;
СК - статический конденсатор;
СО - Свердловская область;
СО ЕЭС - системный оператор Единой энергетической системы;
СПГ - сжиженный природный газ;
СПП - станции промышленных предприятий;
СРС - схемно-режимные ситуации;
ССПИ - система сбора и передачи информации;
СТЗ - Синарский трубный завод;
СЦТ - система централизованного теплоснабжения;
СТК - Свердловская теплоснабжающая компания;
СУГРЭС - Среднеуральская ГРЭС;
СШ - система шин;
т.у.т. - тонна условного топлива;
ТГ - турбогенератор;
ТГК - территориальная генерирующая компания;
ТП - трансформаторная подстанция;
ТТ - трансформатор тока;
ТЭБ - топливно-энергетический баланс;
ТЭР - топливные энергетические ресурсы;
ТЭС - тепловая электрическая станция;
ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;
УВЗ - Уралвагонзавод;
УКРМ - устройство компенсации реактивной мощности;
УМП - унитарное муниципальное предприятие;
УрО РАН - Уральское отделение Российской академии наук;
УрФО - Уральский федеральный округ;
ФГУП - федеральное государственное предприятие;
ФСК - федеральная сетевая компания;
ЦРП - центральный распределительный пункт;
ЧДЗ - частотная дифференциальная защита;
ЧТПЗ - Челябинский трубопрокатный завод;
ЦТП - центральный теплопункт;
ШР - шинный разъединитель.
------------------------------------------------------------------
ПРАВИТЕЛЬСТВО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 30 апреля 2013 г. № 540-ПП
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2014 - 2018 ГОДЫ
И НА ПЕРСПЕКТИВУ ДО 2023 ГОДА
В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ "Об электроэнергетике" и Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" Правительство Свердловской области постановляет:
1. Утвердить схему и программу развития электроэнергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года (прилагаются).
2. Признать утратившим силу Постановление Правительства Свердловской области от 14.06.2012 № 652-ПП "Об утверждении Схемы и Программы развития электроэнергетики Свердловской области на 2013 - 2017 годы и на перспективу до 2022 года" с 01 января 2014 года.
3. Контроль за исполнением настоящего Постановления возложить на Министра энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Свердловской области, Члена Правительства Свердловской области Н.Б. Смирнова.
Председатель Правительства
Свердловской области
Д.В.ПАСЛЕР
Утверждены
Постановлением Правительства
Свердловской области
от 30 апреля 2013 г. № 540-ПП
СХЕМА И ПРОГРАММА
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
НА 2014 - 2018 ГОДЫ И НА ПЕРСПЕКТИВУ ДО 2023 ГОДА
Раздел 1. ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РАЗРАБОТКИ СХЕМЫ
И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года разработана в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики".
Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года учитывает:
1) Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики России, утвержденную в установленном порядке в предшествующий период;
2) Схему и программу развития ЕЭС России (проект), утвержденную в установленном порядке в предшествующий период;
3) Схему и программу развития электроэнергетики Свердловской области, утвержденную в установленном порядке в предшествующий период;
4) утвержденные в установленном порядке в предшествующий период инвестиционные программы субъектов электроэнергетики;
5) Программу социально-экономического развития Свердловской области на среднесрочную перспективу;
6) Стратегию социально-экономического развития Свердловской области на период до 2020 года;
7) схемы выдачи мощности электростанций, выполненные проектными организациями;
8) схемы внешнего электроснабжения потребителей, выполненные проектными организациями;
9) схемы теплоснабжения муниципальных образований в Свердловской области, на территории у которых расположены объекты электроэнергетики Свердловской области;
10) Генеральную схему газоснабжения и газификации Свердловской области, утвержденную в установленном порядке в предшествующий период;
11) Указ Президента от 07 мая 2012 года № 596 "О долгосрочной государственной экономической политике";
12) Программу Российской Федерации "Энергоэффективность и развитие энергетики";
13) социально-экономические, экономико-технологические, географические, экологические и ресурсные особенности региона;
14) решения и рекомендации IV открытой отраслевой конференции энергетиков Свердловской области, утвержденные от 19 декабря 2012 года.
Результаты схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на пятилетний период должны использоваться в качестве основы для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний.
Основной целью разработки Схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области является разработка предложений по развитию сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечению удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики.
Основными задачами работы по разработке Схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области являются:
1) разработка предложений по скоординированному развитию объектов генерации (с учетом демонтажей) и электросетевых объектов номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме Свердловской области на пятилетний период по годам;
2) разработка предложений по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме на пятилетний период для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе;
3) формирование политики в области развития распределительных электрических сетей;
4) обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса.
Раздел 2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕГИОНА
Территория Свердловской области занимает площадь 194,3 тыс. кв. км, население 4,307 млн. человек. В городах проживает 83,4 процента населения. Крупные города - Екатеринбург (1411,1 тыс. человек), Нижний Тагил (362,5 тыс. человек), Каменск-Уральский (175,0 тыс. человек), Первоуральск (149,8 тыс. человек), Серов (99,1 тыс. человек).
Основная часть населения (более 80 процентов) проживает в следующих промышленных районах: Серово-Богословском, Нижнетагильском, Верхнетагильском, Первоуральском, Екатеринбургском, Асбестовско-Артемовском, Каменск-Уральском, Полевском (рисунок 1).
Промышленность Свердловской области представлена преимущественно обрабатывающим производством, на долю которого в 2012 году приходится около 80 процентов от объема промышленного производства на территории области и 37,8 процента от объема производства в обрабатывающем производстве Уральского федерального округа. Профилирующие производства - металлургическое (черная и цветная металлургия), производство машин и оборудования - обладают высокой фондо- и материалоемкостью с высокой зависимостью от конъюнктуры сырьевых рынков. Добыча полезных ископаемых представлена добычей железных и медных руд, бокситов, асбеста.
Рис. 1. КАРТА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
С ОСНОВНЫМИ ПРОМЫШЛЕННЫМИ РАЙОНАМИ
Рисунок не приводится.
В Свердловской области имеются собственные топливно-энергетические ресурсы. Запасы угля незначительны и добыча его в настоящее время сокращается и будет полностью прекращена в 2014 году. Имеются разведанные запасы нефти на северо-востоке области. Разработка их в настоящее время не ведется. В Красноуфимском районе ведется разведка месторождений газа, возможность добычи которого оценивается в размере 1,5 - 2 млрд. куб. м в год. Гидроэнергоресурсы представлены в основном малыми реками. Гидропотенциал оценивается в 300 МВт. На территории Свердловской области располагаются существенные запасы торфа (более 3 млрд. т.у.т.). В 1985 году достигнут максимальный уровень добычи торфа, который составил 3,5 млн. т. Добыча торфа и его использование на топливные нужды на протяжении длительного периода сокращались.
Раздел 3. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕГО СОСТОЯНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Глава 1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
На территории энергосистемы Свердловской области расположены электростанции, принадлежащие следующим генерирующим компаниям: ОАО "Концерн Росэнергоатом", ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация", ОАО "ОГК-2", ОАО "Энел ОГК-5", ОАО "ТГК-9", ОАО "ГТ ТЭЦ Энерго", а также станции промышленных предприятий.
Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы на 01 января 2013 года составила 9727,4 МВт.
Кроме того, на территории Свердловской области наблюдается развитие источников генерации распределенной энергетики. Суммарная мощность составляет около 200 МВт.
В настоящее время около 99 процентов электроэнергии Свердловской области вырабатывается на ввозимом топливе. Баланс электрической мощности энергосистемы Свердловской области является избыточным.
Наиболее крупные электростанции, расположенные на территории области: Рефтинская ГРЭС, Верхнетагильская ГРЭС, Среднеуральская ГРЭС, Серовская ГРЭС, Ново-Свердловская ТЭЦ, Нижнетуринская ГРЭС, Богословская ТЭЦ, Красногорская ТЭЦ, Свердловская ТЭЦ, Первоуральская ТЭЦ, Качканарская ТЭЦ, Белоярская АЭС.
Более половины от всей установленной мощности энергосистемы 56,1 процентов (5456,5 МВт) приходится на две электростанции - Рефтинская ГРЭС и Среднеуральская ГРЭС, принадлежащие ОАО "Энел ОГК-5".
Крупнейшими энергосбытовыми компаниями на территории области являются ОАО "Свердловэнергосбыт", ОАО "Екатеринбургэнергосбыт" и ОАО "Свердловская энергогазовая компания".
Крупнейшими электросетевыми компаниями на территории Свердловской области являются филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", ОАО "Екатеринбургская электросетевая компания", ГУП СО "Облкоммунэнерго", ЗАО "Тагилэнергосети", ОАО "Региональная сетевая компания", ОАО "РЖД". Есть объекты 220, 110 кВ и ниже, которые принадлежат организациям-потребителям.
На территории энергосистемы находятся электрические сети напряжением 500, 220, 110 кВ и ниже.
Глава 2. СТРУКТУРА И СОСТАВ УСТАНОВЛЕННОЙ
МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Структура установленной мощности электрических станций, расположенных на территории энергосистемы Свердловской области, представлена в таблице 1 и на рисунке 2.
СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ПО СОСТОЯНИЮ
НА 01 ЯНВАРЯ 2013 ГОДА
Таблица 1
Тип электростанции Установленная Доля от установленной
мощность мощности энергосистемы
(МВт) Свердловской области
(процентов)
АЭС АЭС всего, в том числе 600 6,2
Росэнергоатом 600 6,2
ГЭС ГЭС всего 7 0,1
ТГК 7 0,1
ТЭС ТЭС всего 9120,4 93,7
ОГК 5994,5 61,6
ТГК 1164,5 12
Прочие ГК 1533 15,7
СПП 428,4 4,4
Итого Энергосистема в целом: 9727,4 100
Рис. 2. СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
ПО СОСТОЯНИЮ НА 01 ЯНВАРЯ 2013 ГОДА
Рисунок не приводится.
Информация о составе, месторасположении электрических станций, а также СПП, находящихся на территории энергосистемы Свердловской области, установленная мощность которых превышает 5 МВт, представлена в таблице 2.
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ, РАСПОЛОЖЕННЫЕ НА ТЕРРИТОРИИ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ,
ПО СОСТОЯНИЮ НА 01 ЯНВАРЯ 2013 ГОДА
Таблица 2
№ Собственник, Установленная Место расположения
п/п Наименование электростанции мощность электростанции
(МВт)
1 2 3 4
1. ОАО "КОНЦЕРН "РОСЭНЕРГОАТОМ" 600,0
Белоярская АЭС 600,0 поселок Заречный
2. ОАО "ИНТЕР РАО - 1497,0
ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ"
Верхнетагильская ГРЭС 1497,0 город Верхний Тагил
3. ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ОГК 5994,5
1) ОАО "ОГК-2" 538,0
Серовская ГРЭС 538,0 город Серов
2) ОАО "Энел ОГК-5" 5456,5
Рефтинская ГРЭС 3800,0 поселок Рефтинский
Среднеуральская ГРЭС 1656,5 город Среднеуральск
4. ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ТГК 1171,5
Свердловский филиал ОАО "ТГК-9" 1171,5
Ново-Свердловская ТЭЦ 557,0 город Екатеринбург
Нижнетуринская ГРЭС 279,0 город Нижняя Тура
Богословская ТЭЦ 135,5 город Краснотурьинск
Красногорская ТЭЦ 121,0 город Каменск-Уральский
Свердловская ТЭЦ 36,0 город Екатеринбург
Первоуральская ТЭЦ 36,0 город Первоуральск
Верхотурская ГЭС 7,0 Верхотурский район
(река Тура)
5. ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ НЕЗАВИСИМЫХ 36,0
ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго" 36,0
ГТ ТЭЦ, г. Реж 18,0 город Реж
Екатеринбургская ГТ ТЭЦ 18,0 город Екатеринбург
6. СТАНЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ 428,4
ПРЕДПРИЯТИЙ
Качканарская ТЭЦ 50,0 город Качканар
ТЭЦ Нижнетагильского 149,9 город Нижний Тагил
металлургического комбината
ТЭЦ ОАО "МК "Уралметпром" 70,5 город Екатеринбург
ТЭЦ ОАО "НПК "Уралвагонзавод" 128,0 город Нижний Тагил
ОАО "Уральский завод РТИ" 6,0 город Екатеринбург
ТЭЦ Екатеринбургэнерго 24,0 город Екатеринбург
7. Итого 9727,4
по Свердловской энергосистеме
На рисунке 3 показана структура распределения генерирующей мощности электрических станций с разбивкой по собственникам оборудования.
Рис. 3. СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
ПО СОСТОЯНИЮ НА 01 ЯНВАРЯ 2013 ГОДА
Рисунок не приводится.
Глава 3. ВОЗРАСТНАЯ СТРУКТУРА ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
На электростанциях энергосистемы Свердловской области около половины оборудования (42,9 процента, или 4170,5 МВт) было введено в период с 1971 по 1980 год. Порядка 20 процентов оборудования электростанций введено более 50 лет назад (до 1960 года). Полный список электростанций с указанием возрастной структуры оборудования представлен в приложении 1. График вводимой мощности в процентах от установленной на 01.01.2013 показан на рисунке 4.
%
100
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
90 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
80 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
70 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
60 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
50 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
40 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
30 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx 42,9 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
20 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
25,7 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
10 18,7 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6 0,3 2,1 4,3 0
1960 1970 1980 1990 2000 2010 2011 2012 год
xxx Установленная мощность, % Вводимая мощность в % от установленной
Рис. 4. ГРАФИК ВВОДИМОЙ МОЩНОСТИ
В ПРОЦЕНТАХ ОТ УСТАНОВЛЕННОЙ
Глава 4. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
В Свердловской области сложился развитый электросетевой комплекс, состоящий из:
ПС 500 кВ - 4 штуки
ПС 220 кВ - 27 штук
ПС 35 - 110 кВ - 552 штуки
ТП 10 - 6/0,4 кВ - 13870 штуки
ВЛ 500 кВ - 1702 км
ВЛ 220 кВ - 3283 км
ВЛ 35 - 110 кВ - 10679 км
ВЛ 10 - 0,4 кВ - 39335 км
КЛ 220 кВ - 0 км
КЛ 35 - 110 кВ - 385,8 км
КЛ 10 - 0,4 кВ - 7599 км
Условные единицы - 401821 у.е.
Кроме этого на территории Свердловской области действуют более 100 мелких территориальных сетевых организаций, в состав которых входит около 190 тыс. у.е. электросетевого оборудования.
Данные по характеристике сетевого комплекса крупнейших электросетевых компаний на территории Свердловской области (ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго", ОАО "Екатеринбургская электросетевая компания", ГУП СО "Облкоммунэнерго", ОАО "Региональная сетевая компания", ЗАО "Тагилэнергосети") и ОАО "РЖД" приведены в приложении 2.
Глава 5. ОСНОВНЫЕ ВНЕШНИЕ СВЯЗИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Свердловская энергосистема входит в Объединенную энергосистему Урала и граничит с Пермской, Челябинской, Курганской, Тюменской, Башкирской энергосистемами. Внешние связи с соседними энергосистемами представлены в таблице 3.
ВНЕШНИЕ СВЯЗИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Таблица 3
№ Наименование Диспетчерское наименование линии
строки энергосистемы электропередачи
1 Энергосистема ВЛ 220 кВ Высокая - Каменская
Курганской области
2 ВЛ 110 кВ Каменская - В. Ключи
с отпайкой на ПС ЖБК
3 ВЛ 110 кВ Каменская - Колчедан
4 Энергосистема ВЛ 35 кВ Сажино - Усть-Итимская
Республики Башкирия
5 Энергосистема ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень - 1, 2
Тюменской области
6 ВЛ 220 кВ Тавда - Тюмень
7 ВЛ 110 кВ Тавда - Увал с заходом на ПС
Ваганово
8 ВЛ 110 кВ МДФ - Тавда с отпайками на ПС Кума,
ПС Карабашка
9 ВЛ 110 кВ Сотник - Тавда 2
с отпайками на ПС Юмас, ПС Мортка, ПС Кума,
ПС Карабашка, ПС Чапаевская
10 ВЛ 110 кВ Молчаново - Устье
11 ВЛ 110 кВ Гужевое - Кармак
12 ВЛ 110 кВ Перевалово - Верховино
13 ВЛ 110 кВ Картопья - Атымья - 1, 2
14 Энергосистема ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Козырево
Челябинской области
15 ВЛ 500 кВ Южная - Шагол
16 ВЛ 220 кВ БАЭС - Мраморная
17 ВЛ 220 кВ Кунашак - Каменская
18 ВЛ 110 кВ Каменская - 19 км
19 ВЛ 110 кВ Уфалей - Малахит I, II цепь
с отпайками
20 ВЛ 35 кВ Рыбино - Ларино
21 Энергосистема ВЛ 500 кВ Тагил - Калино
Пермского края
22 ВЛ 500 кВ Боткинская ГЭС - Емелино
23 ВЛ 500 кВ Северная - БАЗ
24 ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар
25 ВЛ 220 кВ Красноуфимская - Ирень
26 ВЛ 220 кВ Ирень - Партизанская
27 ВЛ 110 кВ Красноуфимская - Романовка
I, II цепь
28 ВЛ 110 кВ Качканар - Промысла с отпайками
Глава 6. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
И МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Период 2008 - 2012 годов характеризуется разнонаправленной динамикой спроса на электроэнергию и электрическую мощность в Свердловской региональной энергосистеме и ОЭС Урала в целом, а именно снижением спроса в 2008 - 2009 годах и частичным его возвратом в 2010 - 2012 годах.
По итогам 2012 года спрос на электроэнергию и электрическую мощность в Свердловской энергосистеме был ниже уровня 2008 года на 842,4 млн. кВт.ч, или на 1,8 процента, а максимум электрической нагрузки ниже на 75 МВт, или на 1,1 процента, то есть докризисный уровень потребления электроэнергии в Свердловской энергосистеме достигнут не был.
В 2012 году зафиксирован рост электропотребления и мощности. По сравнению с 2011 годом электропотребление возросло на 678,6 млн. кВт.ч, или на 1,5 процента, при этом максимум электрической нагрузки увеличился на 212 МВт, или на 3,14 процента.
Динамика потребления электроэнергии Свердловской энергосистемы за последние 5 лет представлена в таблице 4. График изменения электропотребления показан на рисунке 5. График изменения прироста электропотребления в процентах по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 6.
ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Таблица 4
Наименование показателя 2008 год 2009 год 2010 год 2011 год 2012 год
Электропотребление, 47709,2 42073 44713,9 46188,2 46866,8
млн. кВт.ч
Абсолютный прирост -52,6 -5636,2 2640,9 1474,3 678,6
электропотребления
(по отношению
к предшествующему году),
млн. кВт.ч
Темпы прироста -0,1 -11,8 6,3 3,3 1,5
электропотребления
(по отношению
к предшествующему году),
проценты
49000
47709,2
48000
xxxxxxx 46866,8
47000 xxxxxxx
xxxxxxx 46188,2
xxxxxxx xxxxxxx
46000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx 44713,9 xxxxxxx xxxxxxx
45000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
млн. xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
кВт.ч xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
44000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
43000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx 42073 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
42000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
41000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
40000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
39000
2008 2009 2010 2011 2012 года
Рис. 5. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, МЛН. КВТ. Ч
8
6,3
6 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx 3,3
4 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx xxxxxx 1,5
2 xxxxxx xxxxxx
Среднегодовой xxxxxx xxxxxx
прирост 2008 2009 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
в процентах 0
xxxxxx xxxxxx 2010 2011 2012 года
xxxxxx
-2 xxxxxx
-0,1 xxxxxx
xxxxxx
-4 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
-6 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
-8 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
-10 xxxxxx
-11,8
-12
-14
Рис. 6. ПРИРОСТ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ В ПРОЦЕНТАХ
(ПО ОТНОШЕНИЮ К ПРЕДШЕСТВУЮЩЕМУ ГОДУ)
Динамика изменения собственного максимума нагрузки Свердловской энергосистемы за последние 5 лет представлена в таблице 5. График изменения максимумов нагрузки показан на рисунке 7. График изменения прироста максимума нагрузки в процентах по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 8.
ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ МАКСИМУМА НАГРУЗКИ
СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ, МВТ
Таблица 5
Наименование показателя 2008 год 2009 год 2010 год 2011 год 2012 год
Собственный максимум 7035 6509 6641 6748 6960
нагрузки, МВт
Абсолютный прирост -10 -526 132 107 212
максимума нагрузки
(по отношению
к предшествующему году),
МВт
Темпы прироста -0,14 -7,48 2,03 1,61 3,14
(по отношению
к предшествующему году),
проценты
7100
7035
6960
7000 xxxxxxx
xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx
6900 xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx
6800 xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx 6748 xxxxxxx
МВт xxxxxxx xxxxxxx
6700 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx 6641 xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
6600 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx 6509 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
6500 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
6400 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
6300 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
6200
2008 2009 2010 2011 2012 год
Рис. 7. ГОДОВЫЕ МАКСИМУМЫ НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, МВТ
4
3,14
xxxxxx
2,03 xxxxxx
xxxxxx
2 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx 1,61 xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx
2008 2009 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0
Изменение xxxxxx xxxxxx 2010 2011 2012 год
максимума xxxxxx
нагрузки -0,14 xxxxxx
в процентах xxxxxx
xxxxxx
-4 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
-6 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
-7,48
-8
-10
Рис. 8. ИЗМЕНЕНИЯ МАКСИМУМОВ НАГРУЗКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ (ПО ОТНОШЕНИЮ
К ПРЕДШЕСТВУЮЩЕМУ ГОДУ), В ПРОЦЕНТАХ
Глава 7. СТРУКТУРА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ.
ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
В структуре электропотребления Свердловской области преобладает "промышленное" потребление - 49,00 процента.
Крупными секторами потребления электрической энергии являются: "прочие" потребители, включая сферу услуг и коммунальный сектор, - 13,04 процента, население - 8,90 процента, предприятия транспорта и связи - 8,76 процента. Предприятия сельского хозяйства и строительная сфера занимают незначительную долю в общем объеме потребления.
Кроме того, 8,93 процента в структуре потребления составляют потери в электрических сетях и 8,08 процента - расход энергии на собственные нужды на электростанциях.
Структура электропотребления показана на рисунке 9.
Рис. 9. СТРУКТУРА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Рисунок не приводится.
Крупные потребители электроэнергии Свердловской области с указанием динамики электропотребления в 2008 - 2010 годах, в разрезе энергорайонов Свердловской области приведены в приложении 3.
Перечень наиболее крупных потребителей с разбивкой по отраслям приведен в приложении 4.
Глава 8. СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПО ТИПАМ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ВИДАМ СОБСТВЕННОСТИ
Производство электроэнергии в энергосистеме Свердловской области в 2012 году составило 53,5 млрд. кВт.ч и превысило уровень 2011 года на 1,5 млрд. кВт.ч. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности представлена в таблице 6 и на рисунке 10.
СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В 2008 - 2012 ГОДАХ
Таблица 6
Год Производство в том числе:
электроэнергии
всего, АЭС ТЭС ГЭС СПП
млн. кВт.ч
млн. Доля, млн. Доля, млн. Доля, млн. Доля,
кВт.ч % кВт.ч % кВт.ч % кВт.ч %
2008 52318,1 4084,1 7,8 45940,8 87,9 21,1 0,0 2272,1 4,3
2009 49106,6 4022,3 8,2 42796,7 87,2 19,6 0,0 2268,0 4,6
2010 52092,0 3932,6 7,5 45885,4 88,2 17,8 0,0 2256,2 4,3
2011 52013,3 4249,8 8,2 45486,0 87,5 17,3 0,0 2260,2 4,3
2012 53464,1 4256,9 8,0 46987,9 87,9 20,2 0,0 2199,0 4,1
Рис. 10. СТРУКТУРА ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В 2008 - 2012 ГОДАХ
Рисунок не приводится.
Глава 9. ХАРАКТЕРИСТИКА БАЛАНСОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
И МОЩНОСТИ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ
В период с 2008 по 2012 год Свердловская энергосистема была избыточной, как по мощности, так и по электроэнергии. Характеристики балансов электроэнергии и мощности за последние 5 лет приведены в таблицах 7 и 8 соответственно.
БАЛАНС ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Таблица 7
Наименование 2008 год 2009 год 2010 год 2011 год 2012 год
показателя
Электропотребление, 47709,2 42073,0 44713,9 46188,2 46866,8
млн. кВт.ч
Производство, 52318,1 49106,6 52092,0 52013,3 53464,1
млн. кВт.ч
Избыток (-) / -4608,9 -7033,6 -7378,1 -5825,1 -6597,3
Дефицит (+),
млн. кВт.ч
БАЛАНС МОЩНОСТИ СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Таблица 8
Наименование показателя 2008 год 2009 год 2010 год 2011 год 2012 год
Собственный максимум 7035 6509 6641 6748 6960
потребления, МВт
Генерация, МВт 7326 7817 7493 7396 8090
Избыток (-) / Дефицит (+), -291 -1308 -852 -648 -1130
МВт
Сальдо перетоков электроэнергии и мощности энергосистемы Свердловской области за последние 5 лет приведены на рисунках 11 и 12.
8000
7033,6 7378,1
6597,3
7000 xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx 5825,1 xxxxxxx
6000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
млн. xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
кВт.ч 4608,9 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
5000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
4000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
3000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
2000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
1000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
0
2008 2009 2010 2011 2012 года
год год год год год
Рис. 11. САЛЬДО ПЕРЕТОКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ
1308
1400
xxxxxxx 1130
1200 xxxxxxx
xxxxxxx
МВт xxxxxxx xxxxxxx
1000 xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx 852 xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx
800 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx 648 xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
600 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
291 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
400 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
200 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
0
2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. год
Рис. 12. САЛЬДО ПЕРЕТОКОВ МОЩНОСТИ ЗА ПОСЛЕДНИЕ 5 ЛЕТ
Глава 10. УСТАНОВЛЕННАЯ ТЕПЛОВАЯ МОЩНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Информация об установленной тепловой мощности, основном и резервном топливе электростанций, находящихся на территории Свердловской области, представлена в таблице 9.
УСТАНОВЛЕННАЯ ТЕПЛОВАЯ МОЩНОСТЬ ЭНЕРГООБЪЕКТОВ НА ТЕРРИТОРИИ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ПО СОСТОЯНИЮ НА 01 ЯНВАРЯ 2013 ГОДА
Таблица 9
№ Наименование Тепловая Основное Резервное
п/п мощность топливо топливо
(Гкал/ч)
1 2 3 4 5
1. ОАО "КОНЦЕРН РОСЭНЕРГОАТОМ" 1470
Белоярская АЭС 1470 ядерное
2. ОАО "ИНТЕР РАО 480
ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИЯ"
Верхнетагильская ГРЭС 480 уголь, природный
природный газ газ, мазут
3. ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ОГК 1987
1) ОАО "ОГК-2" 110
Серовская ГРЭС 110 уголь природный
газ
------------------------------------------------------------------
--> примечание.
Нумерация пунктов дана в соответствии с официальным текстом документа.
------------------------------------------------------------------
3.2. 2) ОАО "Энел ОГК-5" 1877
Рефтинская ГРЭС 350 уголь
Среднеуральская ГРЭС 1527 природный газ мазут
4. ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ТГК 5718
Свердловский филиал ОАО "ТГК-9" 5718
Ново-Свердловская ТЭЦ 890 природный газ мазут
Нижнетуринская ГРЭС 430 уголь природный
газ
Богословская ТЭЦ 995 свердловский природный
уголь газ
с "подсветкой"
газом
Красногорская ТЭЦ 1006 уголь природный
газ
Свердловская ТЭЦ 1430 природный газ мазут
Первоуральская ТЭЦ 967 природный газ мазут
Верхотурская ГЭС 0 вода
5. ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ НЕЗАВИСИМЫХ
ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго"
ГТ ТЭЦ город Реж нет природный газ
данных
ЕКАТЕРИНБУРГСКАЯ ГТ ТЭЦ нет природный газ
данных
6. СТАНЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ 2485
ПРЕДПРИЯТИЙ
Качканарская ТЭЦ (ЕВРАЗ) 156 природный газ мазут
ТЭЦ Нижнетагильского 1115 природный газ доменный
металлургического комбината коксовый
газ
ТЭЦ ОАО "МК "Уралметпром" 221 природный газ мазут
ТЭЦ ОАО "НПК "Уралвагонзавод" 528 природный газ мазут
ТЭЦ Екатеринбургэнерго 465 природный газ мазут
ОАО "Уральский завод РТИ" Нет
данных
7. Итого 12140
по Свердловской энергосистеме
Глава 11. СТРУКТУРА ТОПЛИВНОГО БАЛАНСА
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ
Достигнутый уровень производства электроэнергии на электростанциях Свердловской области - 53,5 млрд. кВт.ч (в том числе 4,3 млрд. кВт.ч на АЭС). Кроме того, на электростанциях вырабатывается более 56 процентов тепловой энергии, производимой в области (36 млн. Гкал). При этом производство тепла котельными составляет 28 млн. Гкал, для чего используется 3,9 млн. т.у.т. газа, 325,4 тыс. т.у.т. угля и 358,8 тыс. т.у.т. продуктов переработки нефти.
Достигнутый объем потребления органического топлива в Свердловской области составляет 48 млн. т.у.т., в том числе электростанциями области потребляется свыше 22,5 млн. т.у.т., топливный эквивалент энергоресурсов АЭС - 1,4 млн. т.у.т., что составляет 6 процентов в топливном балансе электростанций области. На производство электроэнергии расходуется 16,5 млн. т.у.т. органического топлива.
Структура органического топлива, используемого при выработке электроэнергии тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ - 47 процентов, уголь - 52 процента, мазут - 1 процент.
Структура топлива, используемого на производство тепла тепловыми электростанциями Свердловской области, составляет: газ - 83 процента, уголь - 12 процентов, продукты переработки нефти - 2 процента, прочее - 3 процента.
Общая структура топливного баланса электростанций области с учетом топливного коэффициента АЭС составляет: газ - 52,8 процента, уголь - 40,4 процента, ядерное топливо - 4,5 процента, прочее - 2,3 процента.
Удельный расход топлива на отпущенный кВт.ч составляет 358,7 грамма условного топлива.
Удельный расход топлива на отпущенную Гкал тепловой энергии электростанциями составляет 164,4 кг.у.т., котельными 168,1 кг.у.т.
Наименее экономичными являются:
Богословская ТЭЦ - 575,4 г. у.т. на кВт.ч, 162,5 кг.у.т. на Гкал;
Красногорская ТЭЦ - 538,9 г. у.т. на кВт.ч, 161,0 кг.у.т. на Гкал;
Нижнетуринская ГРЭС - 469,1 г. у.т. на кВт.ч, 166,4 кг.у.т. на Гкал;
Серовская ГРЭС - 463,5 г. у.т. на кВт.ч, 184,6 кг.у.т. на Гкал.
Наиболее экономичным является новый блок на СУГРЭС - 220 г. у.т. на кВт.ч.
Основной угольной базой для электростанций Свердловской области является Экибастузский бассейн (Казахстан, Павлодарская область). Природный газ поступает из Западной Сибири. Структура топливного баланса электроэнергетического комплекса Свердловской области представлена на рисунке 13.
Рис. 13. СТРУКТУРА ТОПЛИВНОГО БАЛАНСА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Рисунок не приводится.
Наличие в Свердловской области крупнейшей угольной электростанции в стране Рефтинской ГРЭС обусловило долю угля в топливном балансе области гораздо более высокую, чем по стране в целом. Обеспечивая диверсифицированность топливной базы, Рефтинская ГРЭС тем не менее рассматривается в настоящее время как крупнейший в регионе загрязнитель, который наряду с выбросами оксидов углерода, азота и серы в атмосферу образует ежегодно около 4 млн. т твердых остатков в виде золы.
Энергоемкость ВРП Свердловской области в 2007 году составляла 48,4 т.у.т./млн. рублей в ценах 2007 года. В 2011 году энергоемкость ВРП региона составила 45,3 т.у.т./млн. рублей в ценах 2007 года, что ниже уровня энергоемкости 2007 года на 6,4 процента. Электроемкость в 2011 году составила 57,8 тыс. кВт.ч/млн. рублей в ценах 2007 года, что на 4,4 процента выше уровня 2007 года, теплоемкость составила 70,0 Гкал/млн. рублей в ценах 2007 года, что ниже уровня 2007 года на 17,9 процента.
Фактический рост энергоемкости ВРП Свердловской области в 2008 и 2009 годах осложняет выполнение задачи снижения энергоемкости ВРП к 2020 году на 40 процентов относительно уровня 2007 года, что определено в качестве задачи Указом Президента Российской Федерации от 04.06.2008 № 889 "О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики".
При этом динамика энергоемкости ВРП Свердловской области за 2007 - 2011 годы свидетельствует о наметившейся положительной тенденции к ее снижению.
Глава 12. ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В РЕГИОНЕ
И СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОЭНЕРГИИ ОТ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
И КОТЕЛЬНЫХ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Достигнутый уровень производства составляет 62,8 млн. Гкал/год, из них 56 процентов покрывается от электростанций ОГК и ТГК, то есть с использованием когенерации. Кроме того, в покрытии тепловых нагрузок участвуют около 3000 котельных и станций промышленных предприятий.
СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Екатеринбургская промышленно-жилая агломерация (города Екатеринбург, Верхняя Пышма, Березовский, Среднеуральск (27 млн. Гкал/год)):
от электростанций ОГК и ТГК - 42,7 процента;
от СПП 12,6 процента;
от котельных - 44,7 процента;
город Каменск-Уральский (8,5 млн. Гкал/год):
Красногорская ТЭЦ - 49,4 процента;
от СПП - 23,8 процента;
от котельных - 26,8 процента;
город Первоуральск (4 млн. Гкал/год):
Первоуральская ТЭЦ - 42,5 процента;
от котельных - 57,5 процента;
город Краснотурьинск (5,5 млн. Гкал/год):
Богословская ТЭЦ - 94,5 процента;
от котельных - 5,5 процента;
город Серов (2 млн. Гкал/год):
Серовская ГРЭС - 15,7 процента;
от СПП - 26 процента;
от котельных - 58,3 процента;
город Нижний Тагил (8 млн. Гкал/год):
ТЭЦ НТМК - 39 процентов;
ТЭЦ УВЗ - 45,5 процента;
от котельных - 15,5 процента.
Необходимо отметить, что в настоящее время наблюдается рост числа котельных, в том числе крышных котельных, в зонах действия централизованного теплоснабжения, в связи с чем снижается доля комбинированной выработки тепла от электростанций, ухудшаются их технико-экономические показатели, увеличивается тарифная нагрузка на оставшихся потребителей, в том числе бюджетных потребителей и населения, ухудшается экологическая обстановка в городах.
Глава 13. ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
К основным потребителям тепловой энергии относятся промышленный комплекс и население Свердловской области в виде отопительно-вентиляционной нагрузки, нагрузки горячего водоснабжения и технологической нагрузки промпредприятий.
Наиболее крупными промышленными потребителями тепловой энергии являются Богословский алюминиевый завод (4,44 млн. Гкал/год), Уральский алюминиевый завод (2,86 млн. Гкал/год), Качканарский ГОК (0,23 млн. Гкал/год), Первоуральский новотрубный завод (0,35 млн. Гкал/год), Уралмашзавод (0,26 млн. Гкал/год).
Глава 14. АНАЛИЗ НАЛИЧИЯ ВЫПОЛНЕННЫХ СХЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЙ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
В соответствии с Федеральным законом от 27.07.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении" в муниципальных образованиях в Свердловской области должны быть разработаны схемы теплоснабжения. Сводный анализ наличия выполненных схем теплоснабжения в муниципальных образованиях в Свердловской области приведен в приложении 5.
Выводы:
1. В большинстве муниципальных образований в Свердловской области существуют системы централизованного теплоснабжения, преимущественно работающие по открытой схеме.
2. Сложившиеся схемы теплоснабжения требуют проведения аудита. Они не всегда оптимальны как с точки зрения гидравлических режимов, так и с точки зрения возможности выдерживания температурных графиков, часто становятся "тормозом" для нового жилищного строительства. Учет в тепловых сетях не соответствует новым (рыночным) отношениям, это ведет к повышенным коммерческим и техническим потерям. Состояние тепловых сетей часто неудовлетворительное: предельная наработка, низкое качество отключающей и секционирующей арматуры, подтопляемость каналов, низкое качество наружной теплоизоляции.
3. Необходима оптимизация схем теплоснабжения на предмет обоснованности и достаточности схем централизованного и децентрализованного теплоснабжения.
Глава 15. ОПИСАНИЕ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА
Система теплоснабжения города Екатеринбурга является крупнейшей в Свердловской области. Численность населения Екатеринбурга составляет 1411,1 тыс. человек, площадь территории - 1025 кв. км. Теплоснабжение города (объекты жилфонда и соцкультбыта) осуществляется от 102 теплоисточников, из которых 40 муниципальных и 62 ведомственных. Эти теплоисточники подают тепловую энергию на объекты жилищного фонда, социальной сферы и прочим потребителям.
В городе Екатеринбурге центральным отоплением оборудовано ~ 23 млн. кв. м жилой площади (96 процентов жилого фонда города), горячим водоснабжением - 21,5 млн. кв. м жилой площади (90 процентов жилого фонда). Производительность водоподготовок для обеспечения горячего водоснабжения потребителей по схеме "открытого" водоразбора и восполнения утечек в сетях и потребительских системах 11000 куб. м/ч.
Суммарная установленная мощность теплоисточников города Екатеринбурга составляет 8327 Гкал/ч, располагаемая мощность - 6800 Гкал/ч, подключенная мощность - 5422 Гкал/ч.
Система централизованного теплоснабжения (СЦТ) города Екатеринбурга является крупнейшей в области. Она включает в себя пять источников теплоснабжения ОАО "ТГК-9" (Свердловскую ТЭЦ, Новосвердловскую ТЭЦ, Гурзуфскую и Кировскую котельную, котельную Академэнерго), Среднеуральскую ГРЭС ОАО "Энел ОГК-5", ТЭЦ ЕМУП "Екатеринбургэнерго" и ТЭЦ ОАО "Уралметпром". Суммарная нагрузка потребителей в зоне централизованного теплоснабжения ОАО "ТГК-9" составляет 3500 Гкал/час (66,9 процентов всей тепловой нагрузки города), потребление - около 10,5 млн. Гкал в год.
Характеристика зон теплоснабжения города Екатеринбурга представлена в таблице 10 и на рисунке 14.
ХАРАКТЕРИСТИКА ЗОН ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА
Таблица 10
Зона Теплоисточник Установ- Распола- Подклю- Дефицит
теплоснабжения ленная гаемая ченная или
мощность, мощность, нагрузка, резерв
Гкал/ч Гкал/ч Гкал/час тепловой
мощность,
Гкал/час
ТГК-9 Свердловская ТЭЦ 1430 1070 850,0 +220
Ново-Свердловская ТЭЦ 890 890 924,8 +35,2
Кировская котельная 300 70
Гурзуфская котельная 400 300 347,9 -47,9
Среднеуральская ГРЭС 1327 1114,7 1130,7 -16
(ОАО "Энел" ОГК-5)
ТЭЦ ЕМУП "Тепловые сети" 254 137 108,5 +28,5
ТЭЦ "Уралметпром" 509 159 188,3 -29,3
Котельная ЕМУП 134 70 77,7 -7,7
"Академэнерго"
Итого по зоне ТГК-9 5244 3810,7 3627,9 +182,8
Зона ТЭЦ-19 ЕМУП "Академэнерго" нет нет 154,40
"Вторчермет" данных данных
ТЭЦ ОАО "УРТИ" нет нет 219,27
данных данных
Итого по зоне "Вторчермет" 373,67
Зона Котельная ОАО "Уралхиммаш" нет нет 267,55
"Уралхиммаш" данных данных
Итого по зоне "Уралхиммаш" 267,55
Зона Котельная УрФУ нет нет 108,00
"Сортировочный" данных данных
и др. локальные
зоны Котельная ОАО НПП "Старт" нет нет 72,50
данных данных
Котельная ООО нет нет 42,38
"Юг-Энергосервис" данных данных
Другие источники нет нет 930,00
данных данных
Итого по зоне "Сортировочный" и др. 1152,88
локальные зоны
ИТОГО: 102 8327 6800 5422
Рис. 14. ХАРАКТЕРИСТИКА ЗОН ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ПО ПОДКЛЮЧЕННОЙ
НАГРУЗКЕ ОТ ОБЩЕГО КОЛИЧЕСТВА, ПРОЦЕНТОВ
Рисунок не приводится.
ОБЪЕМ, СТРУКТУРА И ДИНАМИКА РЫНКА
ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ЕКАТЕРИНБУРГА
Отпуск тепловой энергии в сеть в 2011 году составил 18,1 млн. Гкал, потери тепловой энергии в сети - 1,9 млн. Гкал (таблица 11). Объем рынка тепловой энергии в городе Екатеринбурге в 2010 году в части жилищно-коммунального сектора (без учета потребления промплощадок) составил 14,5 млн. Гкал, в том числе 9,2 млн. Гкал в год (63,7 процента) жилищными организациями.
СТРУКТУРА ОТПУСКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Таблица 11
№ Наименование показателя Единицы 2009 год 2010 год 2011 год
п/п измерения
1. Отпуск тепловой энергии в сеть тыс. Гкал 17710,74 17917,51 18101
от теплоисточников, в том числе:
1) Среднеуральская ГРЭС тыс. Гкал 3744,45 3665,40 3532,40
2) Свердловская ТЭЦ тыс. Гкал 2449,20 2410,00 2445
3) Ново-Свердловская ТЭЦ тыс. Гкал 3119,51 3003,50 3012
4) Прочие теплоисточники тыс. Гкал 8397,58 8838,61 9111
2. Потери в тепловой энергии в сети тыс. Гкал 1675,72 1648,35 1857,2
3. Потери в тепловой энергии в сети процентов 9,46 9,20 10,26
4. Полезный отпуск тепловой тыс. Гкал 16035,02 16269,16 16243,8
энергии, в том числе:
1) Бюджетным потребителям тыс. Гкал 1690,01 1911,96 2000,4
2) Жилищным организациям и тыс. Гкал 9403,57 9226,79 9085,4
населению
3) Прочим потребителям тыс. Гкал 3272,52 3356,71 3367,6
4) Собственным нуждам тыс. Гкал 1668,92 1773,70 1790,40
теплоисточников
ХАРАКТЕРИСТИКА ДЕЙСТВУЮЩИХ МАГИСТРАЛЬНЫХ
И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
Протяженность магистральных тепловых сетей города Екатеринбурга составляет 206,33 км (в двухтрубном исчислении), разводящих и квартальных - около 1400 км. В городе имеется 12 насосных станций и 33 бака-аккумулятора горячей воды с суммарным объемом 96 тыс. куб. м, а также 405 тепловых пунктов. Структура магистральных сетей (по способу прокладки):
подземные - 106,03 км;
надземные - 100,3 км.
Средний диаметр магистральных сетей составляет 798 мм, средний диаметр разводящих и квартальных сетей - 177 мм.
Примерно 41 процент всех магистральных трубопроводов эксплуатируются более 25 лет, то есть более нормативного срока.
СЦТ объединяет 8 тепловых источников. Сети и оборудование ООО "Свердловская теплоснабжающая компания" - основа централизованного теплоснабжения города Екатеринбурга. Доля в теплоснабжении города - 66,9 процента. Общая подключенная тепловая нагрузка потребителей на 01.08.2010 составляет около 3500 Гкал/ч, суммарная циркуляция - 42000 тонн/час. Схема ГВС - открытая, объем подпитки системы составляет 9000 тонн/час.
Карта магистральных тепловых сетей с учетом перспективной застройки представлена на рисунке 15.
Рис. 15. КАРТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТЕПЛОВЫХ
СЕТЕЙ С УЧЕТОМ ПЕРСПЕКТИВНОЙ ЗАСТРОЙКИ
Рисунок не приводится.
Раздел 4. ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Глава 16. ОСОБЕННОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Электроэнергетический комплекс Свердловской области характеризуется следующими особенностями:
1) наличие значительной доли электростанций, работающих в базовой части графика нагрузок (атомные и ТЭЦ);
2) избыточный баланс электрической энергии и мощности энергосистемы;
3) диверсифицированность генерации по топливу, позволяющая обеспечить более надежное электроснабжение потребителей;
4) практически полная зависимость Свердловской области от ввозимых энергоресурсов;
5) отсутствие централизованного электроснабжения ряда удаленных населенных пунктов на территории Свердловской области;
6) развитые межсистемные связи, обеспечивающие возможность выдачи избыточной мощности в дефицитные энергосистемы через соседние энергосистемы (Пермскую, Курганскую, Челябинскую).
Глава 17. "УЗКИЕ МЕСТА" ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
"Узкое место" - элемент (группа элементов) электрической сети или энергорайон (энергоузел), для которых в определенных схемно-режимных ситуациях (далее - СРС) в целях обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима требуется ввод графиков временного отключения (далее - ГВО) потребления электрической энергии (мощности) или ограничение генерирующей мощности станций.
При анализе "узких мест" энергосистемы Свердловской области рассматривались следующие схемно-режимные ситуации:
1) для зимнего периода рассматривались наиболее тяжелые нормативные возмущения (единичное аварийное отключение сетевого или генерирующего оборудования) для нормальной схемы;
2) для летнего (весеннего-осеннего) периода рассматривались наиболее тяжелые нормативные возмущения (единичное аварийное отключение сетевого или генерирующего оборудования) для нормальной и ремонтной схемы (ремонт одного сетевого элемента или одного элемента генерирующего оборудования).
В 2012 году на основании анализа электроэнергетических режимов в энергосистеме Свердловской области выявлено девять "узких мест", соответствующих указанным критериям. На рисунке 16 отмечены существующие "узкие места" с указанием величины ГВО.
Рис. 16. "УЗКИЕ МЕСТА" ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Рисунок не приводится.
Описание "узких мест", а также рекомендуемые мероприятия по их устранению приведены в приложении 6. Ликвидация "узких мест" повысит надежность энергосистемы Свердловской области, исключит необходимость ввода ограничения режима потребления в послеаварийных схемах как в зимний, так и в летний (весенне-осенний) период во время проведения ремонтной кампании.
Обосновывающие расчеты электрических режимов "узких мест" приведены в приложении 7.
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
Глава 18. ПРОБЛЕМЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА
Электросетевой комплекс Свердловской области характеризуется следующими проблемами:
1) значительное количество электросетевых объектов имеет высокий физический износ и требует незамедлительной реконструкции;
2) в эксплуатации остается значительное количество морально устаревших устройств РЗА, ПА, АИИСКУЭ, требуется реконструкция и модернизация общесистемных средств управления;
3) в эксплуатации остается значительное количество морально устаревшего маслонаполненного коммутационного оборудования, что снижает надежность энергосистемы и является негативным экологическим фактором;
4) на территории области находятся в эксплуатации ветхие линии 110 кВ и ниже и подстанции, срок эксплуатации которых превысил нормативный;
5) отмечаются пониженные уровни напряжения в послеаварийных режимах в Талицких, Артемовских и Западных электрических сетях филиала ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" вследствие значительных протяженностей ЛЭП и отсутствия устройств компенсации реактивной мощности;
6) в муниципальном образовании "город Екатеринбург" наблюдается устойчивый рост энергопотребления, особенно в центральной части города. В то же время возможности размещения на существующих площадях новых инженерных сетей существенно ограничены. Вследствие этого происходит удорожание проектов развития электрической сети за счет применения комплектных распределительных устройств и строительства подстанций закрытого типа;
7) на территории области выявлена 141 бесхозяйных трансформаторная подстанция и 513 км распределительных сетей без надлежащего технического обслуживания, вследствие чего они ветшают и становятся неспособны нести расчетную нагрузку, не обеспечивают параметры ГОСТа по качеству электроэнергии (сверхнормативное падение напряжения и потери) и электробезопасность этих объектов;
8) имеются предприятия, владеющие непрофильными сетевыми объектами, эксплуатация которых находится на низком уровне или отсутствует, что также приводит к снижению надежности и электробезопасности объектов;
9) недостаточное финансирование реконструкции сети низкого уровня напряжения и отсутствие финансирования на поддержание сетей у мелких собственников;
10) распределенная на больших расстояниях нагрузка ведет к значительным затратам на создание условий для присоединения;
11) распределительные сети низкого напряжения находятся в собственности более 100 собственников. Многие собственники не несут ответственности за надежное электроснабжение потребителей, общая надежность и управляемость таких сетей снижается;
12) проблема оформления сервитутов на земельные участки охранных зон, доступа к территориям частной застройки, по которым проходят линии;
13) продолжительность оформления разрешительной документации на строительство новых объектов 0,4 - 10 кВ. Назрела необходимость введения упрощенной процедуры оформления разрешительной документации (акт выбора трассы, разрешение на строительство, постановление о выделении ЗУ, свидетельство о регистрации) на строительство новых объектов 0,4 - 10 кВ, что позволит ускорить процесс технологического присоединения физических и юридических лиц к электрической сети.
Глава 19. ПРОБЛЕМЫ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Существуют следующие проблемы генерирующих мощностей Свердловской области:
1) высокая степень физического износа энергетического оборудования. На данный момент более 60 процентов оборудования выработало ресурс, но оно все еще используется. Низкая экономичность (КПД 34 - 35 процентов, при достигнутых уровнях КПД в странах Европы на уровне 40 процентов). Для решения данной проблемы необходимо:
комплексно планировать модернизацию энергетического оборудования;
выводить из эксплуатации изношенное оборудование;
заменять (реконструировать) оборудование;
2) высокие удельные расходы топлива на производство электрической энергии;
3) ограничение конденсационной мощности в летний период из-за нехватки водных ресурсов;
4) исчерпание емкости существующих золоотвалов.
В настоящее время проводится полномасштабный эксперимент по переводу Рефтинской ГРЭС (на блоке № 5) на систему сухого золошлакоудаления, по итогам которого будет принято решение о целесообразности дальнейшего внедрения этой технологии, с учетом решения проблемы утилизации золы;
5) экологическая проблема - низкая эффективность золоулавливающих устройств. Для решения данной проблемы необходимо осуществить следующие мероприятия:
реконструкция золоулавливающих устройств;
реконструкция систем газоочистки;
реконструкция котлов, горелочных устройств;
6) во многих муниципальных образованиях в Свердловской области не разработаны перспективные схемы теплоснабжения. Отсутствие таких схем приводит к снижению эффективности энергоисточников (пример: неиспользование тепломагистралей ВТГРЭС, город Новоуральск, Серовская ГРЭС, город Серов). Планирование поможет определить целесообразность строительства энергетических объектов, повысить эффективность всей системы. Для решения данной проблемы необходимо законодательно утвердить разработку и пересмотр схем теплоснабжения муниципальных образований в Свердловской области один раз в 5 лет.
Проблемой развития генерирующих мощностей, обеспечивающих централизованное теплоснабжение муниципальных образований в Свердловской области, является необоснованный отказ потребителей от централизованного теплоснабжения. В результате этого:
ухудшаются технико-экономические показатели работы электростанции: увеличивается выработка электроэнергии по конденсационному циклу и, как следствие, повышается удельный расход условного топлива на отпущенный кВт.ч, что приводит к увеличению себестоимости электрической и тепловой энергии;
меняется топливный баланс региона, так как удельные расходы топлива на отпущенную Гкал в котельных значительно выше этого показателя на ТЭЦ;
происходит удорожание тарифов за тепловую энергию за счет увеличения себестоимости и значительных потерь в распределительных сетях, которые сохраняются при переводе на теплоснабжение от котельных. Потери в распределительных сетях с учетом их износа составляют от 20 до 40 процентов.
Необходимо сооружение дополнительных пиковых источников тепла, обеспеченных резервным топливом из условий ограничений подачи природного газа на основные теплоисточники - ТЭЦ в максимально холодный период зимы;
7) потеря долгосрочной заинтересованности собственников тепловых сетей в эффективной эксплуатации сетей по причине перехода потребителей на локальные источники теплоснабжения. Совершенствование нормативной и законодательной базы позволит решить эту проблему;
8) отсутствие экономических стимулов для содержания мощности теплоснабжающих источников. Решением проблемы является принятие расширенных тарифов в теплоснабжении промышленных и бытовых потребителей (двухставочных тарифов);
9) в настоящее время нет мотивационного механизма для развития энергоисточников малой и средней мощности, способных работать на местных энергоресурсов (в первую очередь торфе, лесных ресурсах).
Глава 20. ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ. РОСТ ПОВРЕЖДАЕМОСТИ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
ИЗНОС ОСНОВНЫХ ФОНДОВ
Износ объектов инженерной инфраструктуры выходит за допустимые пределы и приближается к критическому уровню 60 процентов, при котором резко растет аварийность инженерных сетей и оборудования. Так, за последние 10 лет износ основных фондов вырос в 2 раза, в коммунальном хозяйстве достиг 50 процентов, аварийность при этом значительно увеличилась. На рисунке 17 показано количество повреждений в магистральных тепловых сетях по городам присутствия ООО "СТК", включая 2011 год (по области и Екатеринбургу).
Рис. 17. КОЛИЧЕСТВО ПОВРЕЖДЕНИЙ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
ОБОСОБЛЕННОГО ПОДРАЗДЕЛЕНИЯ "СВЕРДЛОВСКИЕ
ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ" ООО "СТК"
Рисунок не приводится.
Резкое увеличение числа повреждений в отопительном сезоне 2006 - 2007 года и последующих происходит вследствие массового окончания нормативного срока эксплуатации теплотрасс. В межотопительный период 2012 года произошло 371 повреждение, что значительно больше числа повреждений прошлых лет из-за увеличения числа испытаний трубопроводов с 6 в 2009 году до 8 в последующие годы.
СНИЖЕНИЕ КАЧЕСТВА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Несмотря на формальное обеспечение существующих тепловых нагрузок потребителей, имеет место невыполнение качественных параметров тепловой энергии - температуры в подающем трубопроводе. Температурный дискомфорт в помещениях компенсируется за счет включения электронагревателей, что ведет к перегрузке и высокой аварийности в электросетях.
Наличие "температурных срезок" в утвержденных температурных графиках по основным тепловым источникам системы при температуре наружного воздуха ниже -18 град. C является следствием дефицита тепловой мощности и недостаточного количества пиковых источников тепла. Это приводит к снижению температуры в помещениях потребителей при расчетных температурах наружного воздуха.
В таблице 12 приведены основные проблемы в системе теплоснабжения в Свердловской области.
ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Таблица 12
Проблема Описание проявлений Причина
1 2 3
Надежность 1) значительное увеличение 1) окончание нормативного
числа повреждений срока эксплуатации более
теплосетей; 40 процентов теплотрасс;
2) увеличение числа 2) 99 процентов повреждений
случаев нанесения вреда теплотрасс происходит
здоровью третьих лиц и в результате наружной
повреждения имущества коррозии;
третьих лиц 3) большая часть конструкций
тепловых сетей города
не обеспечивает надежной
защиты трубопровода
при воздействии внешней среды;
4) неэффективность
существующей ливневой
канализации и дренажных систем
Качество 1) ухудшение качества ГВС 1) проведение гидроиспытаний,
(температура, при которых необходимо
органолептические снижение температуры
параметры) подпиточной воды
в межотопительный период, до 40 градусов;
периоды запуска отопления, 2) открытый водоразбор ГВС
начала циркуляции в летний период по одному
внутридомовых систем; трубопроводу;
2) недогрев теплоносителя 3) дефицит тепловой мощности и
для потребителей недостаток пиковых источников
при температурах тепла для покрытия нагрузок
наружного воздуха во всем диапазоне температур
от минус 20 град. C и ниже наружного воздуха;
4) отсутствие систем
рециркуляции во многих домах
города, низкое качество
изоляции внутридомовых систем
Организационно- 1) уровень собираемости 1) низкая платежная дисциплина
финансовые денежных средств ТСЖ, управляющих компаний и
по управляющим компаниям прочих жилищных организаций
(97,8 процента), ТСЖ и
прочим жилищным
организациям
(95,1 процента) ниже
среднего уровня по городу,
при этом доля потребления
жилищными организациями
составляет 67 процентов
от объема рынка
тепловой энергии
в городе Екатеринбурге
Обеспечение 1) с учетом выданных 1) неразвитая система
развития города технических условий транспортировки тепловой
на подключение к системе энергии, низкая пропускная
централизованного способность тепловых сетей,
теплоснабжения новых недостаточная располагаемая
объектов дефицит мощность ряда теплоисточников
составляет 131 Гкал/час
Глава 21. ОСОБЕННОСТИ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Свердловская область зависит от возможностей приема энергетического топлива из других регионов, в том числе из Казахстана. В период 1980 - 1990 годов произошел перевод значительного объема генерирующих мощностей, работавших на угле, на сжигание газа. Этому способствовали рост добычи газа в Тюменской области, ограничение по провозным способностям железных дорог и специальный режим ценообразования на газ для нужд электроэнергетики. Таким образом, сформировалась долговременная тенденция к повышению роли природного газа.
Однако наличие в Свердловской области крупнейшей угольной электростанции в стране Рефтинской ГРЭС обусловило долю угля в топливном балансе области гораздо более высокую, чем по стране в целом. Учитывая, что через Свердловскую область проходят головные участки магистральных газопроводов, а уголь является дальнепривозным, целесообразно сохранить в топливном балансе ее электростанций весомую долю газа.
Наиболее крупные риски по обеспечению топливом связаны с дальностью перевозок Экибастузского угля.
Кроме угля и газа для Свердловской области важна перспектива развития атомной энергетики, а также создание генерирующих мощностей на торфе. Использование торфа целесообразно в первую очередь для малой и распределенной генерации.
Формирование перспективной структуры энергетического топлива должно сопровождаться минимизацией затрат на его получение, особенно в части угля, диверсификацией, использованием новых возможностей малой и распределенной генерации, энергетических технологий на торфе и других возобновляемых ресурсах и оптимизацией энергетических режимов.
В Свердловской области наблюдается устойчивый тренд снижения производства (потребления) тепловой энергии, одной из причин которого является снижение потребления населением, на долю которого приходится около 35 процентов от общей величины распределенного ресурса. Положительное изменение потребления теплоэнергии населением может быть объяснено постепенным осуществлением энергосберегающих мероприятий в жилищном секторе, а именно: введение средств учета и автоматизации с возможностью регулирования подачи тепла, применение новых энергоэффективных технологий строительства, увеличение числа вводимых жилых домов, использующих альтернативные источники теплоснабжения и другие.
Глава 22. ВЛИЯНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ НА ЗАГРЯЗНЕНИЕ
ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Решение проблем негативного воздействия электроэнергетики на окружающую среду в Свердловской области актуально. Например, Рефтинская ГРЭС рассматривается в настоящее время как крупнейший в регионе загрязнитель, который наряду с выбросами оксидов углерода, азота и серы в атмосферу, а при переходе на систему сухого золоудаления будет образовывать ежегодно 5,4 млн. т твердых остатков в виде сухой золы, возможность утилизации которой оценивается в объеме от 1 до 2 млн. тонн в год.
Динамика выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от предприятий энергетики, а также их вклад в суммарный выброс по Свердловской области показаны в таблице 13 и на рисунках 18 и 19.
Динамика сбросов загрязненных сточных вод от предприятий энергетики и их вклад в суммарный сброс по Свердловской области показаны в таблице 14. Динамика водоотведения загрязненных сточных вод в поверхностные водные объекты Свердловской области и вклад водоотведения загрязненных сточных вод в поверхностные водные объекты в 2012 году предприятиями энергетики показаны на рисунках 20 и 21.
Динамика обращения с отходами на предприятиях энергетики по Свердловской области и вклад предприятий энергетики в общий объем размещения отходов показаны в таблице 15 и на рисунках 18 и 19.
ДИНАМИКА ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ
ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ И ИХ ВКЛАД В СУММАРНЫЙ ВЫБРОС
ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, ТЫС. Т/ГОД
Таблица 13
№ Наименование предприятия 2007 2009 2010 2011 2012
п/п год год год год год
1 2 3 4 5 6 7
1. Филиал "Рефтинская ГРЭС" 306,2 313,7 387,8 305,0 317,3
ОАО "Энел ОГК-5"
2. Филиал "Верхнетагильская ГРЭС" 35,1 39,8 41,9 42,4 41,3
ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
3. Филиал "Среднеуральская ГРЭС" 8,6 7,5 7,5 8,0 7,8
ОАО "Энел ОГК-5"
4. Филиал ОАО "ОГК-2" - 35,7 35,9 36,3 37,7 35,2
Серовская ГРЭС
5. Богословская ТЭЦ 19,4 17,6 14,3 17,7 18,2
(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")
6. Нижнетуринская ГРЭС 14,3 13,8 13,2 12,0 11,3
(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")
7. Красногорская ТЭЦ 22,0 21,2 21,4 19,9 17,1
(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")
8. Ново-Свердловская ТЭЦ 5,5 6,2 5,9 5,8 5,8
(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")
9. Свердловская ТЭЦ 0,9 1,3 1,2 1,0 1,0
(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")
10. Первоуральская ТЭЦ 0,8 0,7 0,8 0,85 0,7
(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")
11. Верхотурская ГЭС 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
(Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")
12. Филиал ОАО "Концерн Росэнергоатом" 0,6 0,6 0,8 0,5 0,8
"Белоярская Атомная Станция"
Всего 451,0 459,3 531,8 451,2 456,5
Всего по области 1255,1 1163,8 1195,9 1103,1 1128,8
Вклад данных предприятий 35,9 39,5 44,5 40,9 40,4
в суммарный выброс по области, %
Рис. 18. ДИНАМИКА ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
В АТМОСФЕРУ ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ (ТЫС. Т)
Рисунок не приводится.
Рис. 19. ВКЛАД ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ В СУММАРНЫЙ ВЫБРОС
ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ (ТЫС. Т)
Рисунок не приводится.
ДИНАМИКА СБРОСОВ ЗАГРЯЗНЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД
ОТ ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ И ИХ ВКЛАД В СУММАРНЫЙ СБРОС
ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Таблица 14
№ Наименование Объем сброса загрязненных Масса сброса загрязняющих Примечание
п/п электростанции сточных вод, млн. м куб веществ, тыс. тонн
2009 2010 2011 2012 2009 2010 2011 2012
год год год год год год год год
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
1. Филиал "Рефтинская 29,050 28,660 19,890 22,640 5,822 5,320 7,660 10,830
ГРЭС" ОАО
"Энел ОГК-5"
2. филиал 6,070 6,500 6,100 6,100 3,925 4,930 2,490 3,890
"Верхнетагильская
ГРЭС" -
ОАО "ИНТЕР РАО -
Электрогенерация"
3. филиал 0,000 0,000 0,000 0,000 0,326 0,360 0,330 0,660 сбрасывают
"Среднеуральская нормативно-
ГРЭС" ОАО очищенные и
"Энел ОГК-5" нормативно-
чистые воды
4. Филиал 0,046 0,030 0,040 0,030 0,145 0,118 0,470 0,930 сбрасывают
ОАО "ОГК-2" - нормативно-
Серовская ГРЭС очищенные и
нормативно-
чистые воды
5. Богословская ТЭЦ 0,000 0,470 0,950 0,470 0,000 0,483 0,970 0,480
(Свердловский
филиал
ОАО "ТГК-9")
6. Нижнетуринская 2,218 2,160 2,220 2,830 0,019 0,017 0,012 0,011
ГРЭС (Свердловский
филиал
ОАО "ТГК-9")
7. Красногорская ТЭЦ 0,000 0,095 0,000 0,000 0,002 0,002 0,002 0,001 сбрасывают
(Свердловский нормативно-
филиал чистые воды
ОАО "ТГК-9") (0,09 млн.
м куб.)
8. Ново-Свердловская 0,000 0,000 0,000 0,000 0,400 0,470 0,400 0,380 сбрасывают
ТЭЦ (Свердловский нормативно-
филиал чистые воды
ОАО "ТГК-9")
9. Свердловская ТЭЦ 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 сброс сточных
(Свердловский вод
филиал не осуществляют
ОАО "ТГК-9")
10. Первоуральская ТЭЦ 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 сброс сточных
(Свердловский вод
филиал не осуществляют
ОАО "ТГК-9")
11. Качканарская ТЭЦ 0,033 0,003 0,030 0,040 0,003 0,003 0,005 0,006
(Свердловский
филиал
ОАО "ТГК-9")
12. Верхотурская ГЭС 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000
(Свердловский
филиал
ОАО "ТГК-9")
13. Режевская ГТ ТЭЦ 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 сброс сточных
вод
не осуществляют
14. ТЭЦ ОАО "МК информация
"Уралметпром" отдельно по ТЭЦ
отсутствует,
только в целом
по предприятию
15. ТЭЦ НТМК информация
отдельно по ТЭЦ
отсутствует,
только в целом
по предприятию
16. ТЭЦ УВЗ информация
отдельно по ТЭЦ
отсутствует,
только в целом
по предприятию
17. ТЭЦ УТМЗ информация
отдельно по ТЭЦ
отсутствует,
только в целом
по предприятию
18. Филиал ОАО 0,371 0,347 0,312 0,340 0,541 0,540 0,390 0,370
"Концерн
Росэнергоатом"
"Белоярская АЭС"
19. Екатеринбургская 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 сброс сточных
ГТ ТЭЦ вод
не осуществляют
ИТОГО 37,788 38,265 29,542 32,450 11,183 12,243 12,729 17,558
Всего 780,32 763,42 771,34 712,28 472,3 473 491,2 479,9
по Свердловской
области
Доля, проценты 4,8 5,0 3,8 4,6 2,4 2,6 2,6 3,7
Рис. 20. ДИНАМИКА ВОДООТВЕДЕНИЯ ЗАГРЯЗНЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД
В ПОВЕРХНОСТНЫЕ ВОДНЫЕ ОБЪЕКТЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
(МЛН. КУБ. М)
Рисунок не приводится.
Рис. 21. ВКЛАД ВОДООТВЕДЕНИЯ ЗАГРЯЗНЕННЫХ СТОЧНЫХ ВОД
В ПОВЕРХНОСТНЫЕ ВОДНЫЕ ОБЪЕКТЫ В 2012 ГОДУ
ПРЕДПРИЯТИЯМИ ЭНЕРГЕТИКИ (МЛН. КУБ. М)
Рисунок не приводится.
ДИНАМИКА ОБРАЩЕНИЯ С ОТХОДАМИ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ
ЭНЕРГЕТИКИ, ТЫС. ТОНН/ГОД
Таблица 15
Код ХС Наименование Образовано, тыс. тонн Использовано, тыс. тонн Размещено, тыс. тонн
предприятия
2007 год 2009 год 2010 год 2011 год 2012 год 2007 год 2009 год 2010 год 2011 год 2012 год 2007 год 2009 год 2010 год 2011 год 2012 год процентов процентов
2011 года 2012 года
к 2007 к 2007
году году
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
10016 ОАО "Российский концерн 1,195 0,905 2,227 0,939 1,147 0,019 0,000 0,000 0,000 0,000 0,001 0,002 0,000 0,000 0,000 0,00 0
по производству
электрической и
тепловой энергии
на атомных станциях",
филиал "Белоярская
Атомная Станция"
10826 Филиал "Рефтинская 3763,012 4307,954 5364,773 4866,558 4965,880 124,710 0,105 0,000 174,029 225,646 3656,973 4208,477 5225,468 4686,470 4734,890 128,15 129,475
ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5"
10828 Свердловская ТЭЦ 0,152 0,162 0,150 0,225 0,234 0,006 0,000 0,001 0,001 0,000 0,028 0,034 0,050 0,059 0,000 214,69 0
(Свердловский филиал
ОАО "Территориальная
генерирующая компания
№ 9")
10829 Красногорская ТЭЦ 218,390 215,134 240,884 198,125 174,112 0,031 0,097 0,039 0,039 0,084 217,964 214,819 240,700 197,903 173,895 90,80 79,781
(Свердловский филиал
ОАО "Территориальная
генерирующая компания
№ 9")
10830 Богословская ТЭЦ 320,519 342,153 305,995 343,607 326,642 0,000 0,000 0,000 0,000 0,004 318,275 341,316 305,157 342,620 325,521 107,65 102,276
(Свердловский филиал
ОАО "Территориальная
генерирующая компания
№ 9")
10831 Качканарская ТЭЦ 0,297 0,233 0,385 0,296 0,000 0,000 0,000 0,000 0,014 0,011 0,038 0,003 24,83 0
(Свердловский филиал
ОАО "Территориальная
генерирующая компания
№ 9")
10832 Филиал "Среднеуральская 1,206 0,889 1,040 1,386 1,722 0,107 0,000 0,000 0,000 0,000 0,127 0,122 0,129 0,124 0,602 97,62 472,527
ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5"
10833 Нижнетуринская ГРЭС 194,977 199,784 190,741 180,024 188,209 0,020 0,000 0,000 0,000 0,000 194,534 199,524 190,376 179,426 187,291 92,23 96,276
(Свердловский филиал
ОАО "Территориальная
генерирующая компания
№ 9")
10834 Филиал ОАО "Вторая 561,616 538,429 555,748 644,107 526,286 0,213 0,124 0,033 0,015 0,034 561,016 538,123 555,227 642,737 524,694 114,57 93,525
генерирующая компания
оптового рынка
электроэнергии" -
Серовская ГРЭС
462335 Первоуральская ТЭЦ 0,576 0,086 0,135 0,132 0,219 0,013 0,000 0,000 0,000 0,000 0,001 0,005 0,003 0,000 0,002 2,36 314,960
(Свердловский филиал
ОАО "Территориальная
генерирующая компания
№ 9")
910118 Ново-Свердловская ТЭЦ 0,581 0,342 0,427 0,622 0,388 0,009 0,000 0,000 0,000 0,000 0,103 0,133 0,140 0,132 0,134 128,45 129,940
(Свердловский филиал
ОАО "Территориальная
генерирующая компания
№ 9")
1001204 Филиал 4100,790 560,176 621,518 594,271 629,995 0,035 0,002 0,006 0,000 0,001 409,708 559,132 607,204 571,706 592,500 139,54 144,615
"Верхнетагильская
ГРЭС" -
ОАО "ИНТЕР РАО -
Электрогенерация"
1003837 Верхотурская ГЭС 0,003 0,011 0,007 0,015 0,014 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,003 0,000 0,000 0,000 0,000 2,31 0
(Свердловский филиал
ОАО "Территориальная
генерирующая компания
№ 9")
Итого по ЭС 9163,316 6166,257 7284,030 6830,307 6814,848 125,164 0,329 0,080 174,084 225,769 5358,747 6061,697 7124,491 6621,181 6539,529 123,56 122,034
Всего по области 185029,6 156129,7 177599,4 185909,349 198988,3 86012,4 68013,9 74065,5 92348,02 86042,358 114964,1 94890,1 108646,4 117030,506 119026,88 101,80 103,533
В процентах от общего 4,952 3,949 4,101 3,674 3,425 0,146 0,000 0,000 0,189 0,262 4,661 6,388 6,558 5,658 5,494
объема отходов
Рис. 22. ДИНАМИКА РАЗМЕЩЕНИЯ ОТХОДОВ
ПРЕДПРИЯТИЯМИ ЭНЕРГЕТИКИ
Рисунок не приводится.
Рис. 23. ВКЛАД ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИКИ
В ОБЩИЙ ОБЪЕМ РАЗМЕЩЕНИЯ ОТХОДОВ (ТЫС. Т)
Рисунок не приводится.
Основным требованием к предприятиям энергетики является снижение показателей негативного воздействия на окружающую среду в объемах, предусмотренных Концепцией экологической безопасности Свердловской области на период до 2020 года, одобренной Постановлением Правительства Свердловской области от 28.07.2009 № 865-ПП "О Концепции экологической безопасности в Свердловской области на период до 2020 года":
снижение в 2020 году к 2007 году:
1) валового выброса загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 28,3 процента;
2) сброса загрязненных сточных вод на 25,1 процента;
3) количества размещаемых отходов на 39 процентов.
Улучшение экологических показателей отрасли будет достигаться при выполнении реконструкции и модернизации объектов энергетики, предусмотренных схемой и программой развития энергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года, в том числе на Рефтинской ГРЭС будет реализована программа мероприятий предусматривающих мероприятия по снижению негативного воздействия Рефтинской ГРЭС на окружающую среду, согласованная с Правительством Свердловской области в рамках Соглашения о взаимодействии в сфере охраны окружающей среды между Правительством Свердловской области открытого акционерного общества "Энел ОГК-5".
Глава 23. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Анализ энергетической безопасности Свердловской области и Уральского федерального округа, проведенный Институтом экономики и Институтом теплофизики УрО РАН, показал, что территория области в течение 2005 - 2009 годов находилась в кризисном состоянии. Основными причинами неудовлетворительного состояния энергобезопасности Свердловской области являются:
1) высокий износ основных производственных фондов;
2) высокая степень зависимости Свердловской области от привозного топлива;
3) относительно высокое экологическое давление тепловых электростанций на территорию области.
Глава 24. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
МАЛОЙ ГЕНЕРАЦИИ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Под термином "малая генерация" приняты электростанции мощностью до 25 МВт и котельные 20 Гкал/час. Одновременно для объектов малой генерации целесообразно ввести следующую классификацию по виду использования первичной энергии:
1) энергообъекты, использующее привозное органическое топливо (уголь, газ, мазут);
2) энергообъекты на местном топливе (торф, отходы лесопереработки, местный природный газ);
3) энергообъекты, на основе возобновляемых источников энергии (гидроэнергетика, солнечные и ветростанции, биотопливо и иные).
Несмотря на то, что Свердловская область является одним из крупнейших производителей и потребителей энергоресурсов в Российской Федерации, малая энергетика в регионе развита слабо и практически не имеет влияния на развитие энергосистемы и экономики региона. За последние 15 лет перечень всех объектов малой энергетики Свердловской области, запущенных в эксплуатацию, включает в себя 21 мини ТЭЦ (на базе когенерационных агрегатов суммарной установленной электрической мощностью 50,6 МВт), что составляет менее 1 процента от установленной мощности Свердловской энергосистемы, причем часть введенных мощностей уже не используется.
Выгоды от развития малой энергетики для региона и потребителей Свердловской области:
1) снижение потребления в энергетике привозного невозобновляемого органического топлива;
2) повышение эффективности использования топлива за счет комбинированной выработки тепловой и электрической энергии;
3) ограничение роста цен на тепловую и электрическую энергию;
4) повышение надежности энергоснабжения, эффективное решение проблемы дефицита генерирующих мощностей в отдельных энергоузлах;
5) решение вопросов энергоснабжения удаленных территорий;
6) повышение экологической эффективности выработки тепловой и электрической энергии;
7) высокая эффективность преобразования энергии;
8) низкая себестоимость производства электрической и тепловой энергии.
Определяющими факторами в развитии рынка малой генерации на территории Свердловской области являются:
1) уровень развития технологий, уровень цен на оборудование малой энергетики;
2) уровень цен на рынках энергии в сопоставлении со стоимостью первичных энергоресурсов;
3) государственная политика и законодательство в области малой энергетики;
4) порядок согласований разрешительной документации и технических условий на подключение к инженерным сетям.
Причины, препятствующие быстрому развитию малой энергетики (исходя из градации по видам использования первичных энергоресурсов):
1. Энергетика на привозном органическом топливе.
Промышленные предприятия Свердловской области способны самостоятельно, причем достаточно быстрыми темпами, вводить новые мощности в центрах электрических и тепловых нагрузок. Однако сдерживающим фактором являются относительно сложные и требующие временных, а зачастую и значительных финансовых издержек мероприятия по доступу (выполнению технических условий) к инженерной инфраструктуре (газовые, электрические и тепловые сети) и получение необходимых согласований. Также в регионе не накоплен достаточный опыт реализации проектов в области малой генерации, который может стимулировать потребителей к форсированию проектов, направленных на энергосбережение путем строительства объектов малой генерации.
2. Энергетика на местном топливе.
В Свердловской области имеется значительный собственный топливный потенциал, пригодный для замещения привозного топлива: имеются запасы торфа (более 3 млрд. тонн) и биомассы (до 0,5 млн. тонн/год). Вблизи города Красноуфимска начата разработка запасов природного газа с потенциальным ежегодным дебетом 1,5 - 2 млрд. куб. м. Отдельно необходимо отметить слабое развитие энергетики на отходах лесопереработки.
В 2012 году в Тугулыме запущена полностью автоматизированная котельная мощностью 7 МВт на торфе. Таким образом дан старт началу возрождения в Свердловской области торфодобывающего кластера. В рамках данного проекта кроме строительства новых котельных и переводе существующих угольных котельных на торф, планируется строительство завода по переработке топлива, разработка логистических схем доставки торфа до котельных. В дальнейшем возможно строительство электростанции мощностью до 50 МВт. Развитие торфодобывающего кластера в Свердловской области позволит снизить зависимость от угля, в том числе привозимого из Экибастузского бассейна Казахстана.
Причинами низкого использования местного топлива являются:
1) высокая стоимость капитальных вложений в объекты энергетики и инфраструктуры;
2) слабая государственная поддержка развития добычи торфа и его использования на объектах энергетики;
3) недостаточный опыт реализации проектов в регионе на основе использования отходов лесопереработки.
3. Энергетика на основе возобновляемых источников энергии.
Альтернативные и возобновляемые виды малой энергетики (объекты, использующие солнечную, ветровую энергию, низкопотенциальные термальные источники (низкопотенциальное тепло Земли) и иные органоминеральные образования, добываемые в объемах их естественного воспроизводства, биомасса в виде отходов промышленности, жилищно-коммунального хозяйства, бытовых отходов) в Свердловской области не распространены.
На территории области протекает более 18 тысяч рек и речек. Имеется более 100 водоемов с объемом воды выше 1 млн. куб. м, большая часть из них имеет регулируемый водосброс. Гидрологический потенциал характеризуется следующими особенностями:
1) наличие рек большими дебитами и малыми перепадами высот по длине русла;
2) наличие рек с малыми дебитами и значительными перепадами высот;
3) наличие большого количества искусственных водоемов (прудов) с регулируемым водосбросом небольшой высоты (2 - 10 м);
4) значительная годовая неравномерность дебита рек.
Указанные факторы требуют детального обоснования использования энергии рек. В области действует лишь одна ГЭС - Верхотурская установленной мощностью 7 МВт.
В целом по области существующие гидрологический потенциал оценивается экспертами на уровне 300 МВт, в том числе на 12 существующих гидротехнических сооружениях возможна установка электростанций мощностью более 1 МВт (р. Сосьва - г. Серов, р. Тура - г. В. Тура, р. Исеть - г. Каменск-Уральский).
Научные разработки последних лет по совершенствованию энергетической техники для мини- и микро-ГЭС позволяют ставить вопрос о восстановлении заброшенных мини-ГЭС области (Верхнесысертская, Алапаевская, Афанасьевская, Ирбитская, Речкаловская и иные) и сооружении ряда новых мини- и микро-ГЭС.
Область характеризуется достаточно неравномерным распределением ветровых потоков по территории. В таблице 16 приведены данные по среднегодовым и среднемесячным скоростям ветра для ряда точек на территории.
СРЕДНЕГОДОВЫЕ И СРЕДНЕМЕСЯЧНЫЕ СКОРОСТИ ВЕТРА
ДЛЯ РЯДА ТОЧЕК НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Таблица 16
Место наблюдения Средняя скорость
ветра, м/с
Екатеринбург 3,8
Верхотурье 3
Гари 3
Ивдель 2,5
Нижний Тагил 3,6
гора Благодать 5,8
К зонам высоких ветров могут быть отнесены вершины отрогов Уральского хребта (гора Благодать, гора Качканар, гора Магнитная и др.), где среднегодовые скорости ветра находятся на уровне 5,5 - 10 м/с, и прилегающие к Свердловской области с севера области Северо-Сосьвинской возвышенности, где среднегодовая скорость ветра оценивается на уровне 6 - 12 м/с.
Существующие технологии получения биогаза из отходов животноводства для Свердловской области позволяют сделать оценку объема производства биогаза - 1000 куб. м/сут., что соответствует экономии органического топлива около 370 тыс. т.у.т./год. Несмотря на кажущуюся незначительность этой экономии, целесообразно сооружение биогазовых станций на площадках крупных животноводческих хозяйств.
Основным препятствием для внедрения объектов малой энергетики на основе альтернативных и возобновляемых источников энергии являются:
относительно низкий потенциал источников альтернативной энергии в регионе (солнце, ветер);
значительные капвложения на единицу установленной мощности (все источники альтернативной и возобновляемой энергии).
Раздел 5. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Глава 25. ОСНОВНЫЕ ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ
Основной целью развития энергетики Свердловской области является создание условий для занятия лидирующего положения Свердловской области в экономике, промышленности и социальной сфере. Это подразумевает обеспечение потребностей экономики области в энергоресурсах с учетом обеспечения конкурентоспособности экономики и энергобезопасности, а также достижение передовых показателей качества жизни населения Свердловской области.
Для реализации цели развития энергетики Свердловской области необходимо решить следующие задачи:
1) обеспечение надежного и качественного электроснабжения населения на всей территории Свердловской области, включая удаленные территории, где целесообразно развитие технологий распределенной энергетики;
2) модернизация и замена морально устаревшего оборудования электросетевого хозяйства;
3) внедрение экономически эффективных и экологически безопасных технологий производства и распределения электрической и тепловой энергии;
4) участие в разработке и внедрении наукоемких инновационных технологий для обеспечения развития электроэнергетического комплекса Свердловской области в соответствии со стратегическими ориентирами социально-экономического развития Свердловской области и Энергетической стратегии России;
5) снижение зависимости электроэнергетического комплекса от ввозимого органического топлива;
6) снижение избыточности энергосистемы до уровня гарантированного самобалансирования.
Глава 26. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ
МАКСИМАЛЬНЫЙ ВАРИАНТ
Расчеты прогнозной потребности энергосистемы Свердловской области в электроэнергии и электрической мощности на перспективу до 2018 года по максимальному варианту выполнены с использованием информации по крупным потребителям, а именно:
опросные данные;
заявки на присоединение электрической мощности (в филиалы ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала и ОАО "МРСК Урала");
схемы внешнего электроснабжения предприятий, схемы развития электрических сетей энергосистем (энергоузлов), схемы выдачи мощности электростанций и другие проработки;
данные по инвестиционным проектам.
Прогноз потребления по максимальному варианту предполагает оптимистический сценарий развития экономики и промышленности Российской Федерации и субъекта Российской Федерации в частности.
В период 1991 - 2011 годов потребление электроэнергии в зоне ОЭС Урала и Свердловской региональной энергосистемы находилось под макроэкономическим воздействием, что сохраняется и в прогнозном периоде.
По коммунально-бытовому хозяйству Свердловской области и муниципальному образованию "город Екатеринбург" на перспективу до 2018 года рост потребления в электрической мощности учтен в объеме выданных электроснабжающими организациями технических условий по подключению заявленной электрической нагрузки.
Прогнозные уровни электропотребления Свердловской энергосистемы на период до 2018 года, полученные с учетом отмеченных расчетных условий, приводятся в таблице 17. График изменения электропотребления показан на рисунке 24. Годовой темп электропотребления в процентах по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 25.
ПРОГНОЗ СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ
ПО МАКСИМАЛЬНОМУ ВАРИАНТУ (МЛН. КВТ.Ч)
Таблица 17
Период Факт Прогноз
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
год год год год год год год
Электропотребление, 46867 49250 50590 51990 54070 55630 56340
млн. кВт.ч
Абсолютный прирост 678,6 2383,0 1340,0 1400,0 2080,0 1560,0 710,0
электропотребления
(по отношению
к предшествующему
году), млн. кВт.ч
Темпы прироста 1,47 5,1 2,7 2,8 4,0 2,9 1,3
электропотребления
(по отношению
к предшествующему
году), проценты
60000
млн. 56340
кВт.ч 54070 55630
50590 51990 xxxxxxx
49250 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
50000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
46867 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
40000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
30000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
20000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
10000 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
0
2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. года
Рис. 24. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ПО МАКСИМАЛЬНОМУ ВАРИАНТУ (МЛН. КВТ.Ч)
6,0
5,1
5,0 xxxxxxx
xxxxxxx
xxxxxxx
xxxxxxx
xxxxxxx 4,0
4,0 xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx
Среднегодовой xxxxxxx xxxxxxx
прирост xxxxxxx xxxxxxx
в процентах xxxxxxx 2,8 xxxxxxx 2,9
3,0 xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx 2,7 xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
2,0 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
1,5 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx 1,3
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
1,0 xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx xxxxxxx
0,0
2012 г. 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. года
Рис. 25. ГОДОВОЙ ПРИРОСТ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ
В ПРОЦЕНТАХ ПО МАКСИМАЛЬНОМУ ВАРИАНТУ (МЛН. КВТ.Ч)
В соответствии с выполненным прогнозом спрос на электроэнергию в Свердловской энергосистеме в период 2014 - 2018 годов будет расти и к 2018 году составит 56340 млн. кВт.ч. Среднегодовой прирост потребления электроэнергии составит 3 процента.
Прогнозные уровни максимумов нагрузки Свердловской энергосистемы на период до 2018 года приведены в таблице 18. График изменения максимумов нагрузки показан на рисунке 26. Годовой темп изменения максимума нагрузки в процентах по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 27.
В соответствие с выполненными прогнозами максимальная нагрузка по энергосистеме будет в 2018 году и составит 8100 МВт. Среднегодовой прирост нагрузки в период 2014 - 2018 годов ожидается на уровне 2,6 процента в год.
ПРОГНОЗ МАКСИМУМОВ НАГРУЗКИ ПО МАКСИМАЛЬНОМУ ВАРИАНТУ (МВТ)
Таблица 18
Наименование Факт Прогноз
показателя
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
год год год год год год год
Собственный 6960 7180 7390 7570 7790 7980 8100
максимум нагрузки,
МВт
Абсолютный прирост 212 220 210 180 220 190 120
максимума нагрузки
(по отношению
к предшествующему
году), МВт
Темпы прироста 3,14 3,2 2,9 2,4 2,9 2,4 1,5
(по отношению
к предшествующему
году), проценты
8100
8200
7980 xxxxxx
8000 xxxxxx
xxxxxx
7790 xxxxxx xxxxxx
7800 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
7570 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7600 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7390 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7400 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
МВт 7180 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7200 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6960 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7000 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6800 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6600 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6400 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6200
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 год
Рис. 26. ПРОГНОЗ МАКСИМУМОВ НАГРУЗКИ
ПО МАКСИМАЛЬНОМУ ВАРИАНТУ (МВТ)
3,5
3,2
3,14
xxxxxx 2,9 2,9
3 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx 2,4 xxxxxx 2,4
2,5 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
Изменение xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
максимума 2 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
нагрузки xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
в процентах xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx 1,5
1,5 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
1 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0,5 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 год
Рис. 27. ГОДОВОЙ ТЕМП ИЗМЕНЕНИЯ МАКСИМУМА НАГРУЗКИ
ПО МАКСИМАЛЬНОМУ ВАРИАНТУ (В ПРОЦЕНТАХ)
В приложении 9 представлены данные о перспективных электрических нагрузках крупных потребителей электроэнергии Свердловской области. Сведения получены от потребителей через запросы ОАО "МРСК Урала" при разработке Схемы развития электрической сети 110 кВ и выше Свердловской области на период до 2015 года с перспективой до 2020 года. Указанные нагрузки использованы при формировании максимального варианта прогнозных уровней электропотребления.
ОСНОВНОЙ ВАРИАНТ (ПРОГНОЗ ОАО "СО ЕЭС")
Прогноз спроса на электроэнергию и мощность, разработанный ОАО "СО ЕЭС", составлен на базе фактических показателей электропотребления за последние годы с учетом анализа имеющихся заявок и выданных технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электроэнергии к электрическим сетям с оценкой прироста потребности в электроэнергии и мощности. При формировании прогноза использованы сведения о максимальной заявленной мощности, указанные в заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям, сроках их ввода в эксплуатацию, а также сведения о характере нагрузки (вид деятельности хозяйствующего субъекта), позволяющие оценить распределение прироста потребности в электроэнергии по видам деятельности и годам прогнозирования. При разработке прогноза использованы материалы стратегий - социально-экономического развития до 2020 (2025) года, разработанные Министерством регионального развития Российской Федерации совместно с администрациями субъектов Российской Федерации и утвержденные Правительством Российской Федерации.
Прогнозные уровни электропотребления Свердловской энергосистемы на период до 2018 года, полученные с учетом отмеченных расчетных условий, приводятся в таблице 19. График изменения электропотребления показан на рисунке 28. Годовой темп электропотребления в процентах по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 29.
ПРОГНОЗ СПРОСА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ
ПО ОСНОВНОМУ ВАРИАНТУ (МЛН. КВТ.Ч)
Таблица 19
Период Факт Прогноз
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
год год год год год год год
Электропотребление, 46867 47140 47572 48420 49168 49562 50079
млн. кВт.ч
Абсолютный прирост 678,6 273 432 848 748 394 517
электропотребления
(по отношению
к предшествующему
году), млн. кВт.ч
Темпы прироста 1,47 0,58 0,92 1,78 1,54 0,80 1,04
электропотребления
(по отношению
к предшествующему
году), проценты
51000
50079
50000 xxxxxx
49562 xxxxxx
49168 xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
49000 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
млн. xxxxxx xxxxxx xxxxxx
кВт.ч 48420 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
47572 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
48000 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
47140 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
46867 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
47000 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
46000 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
45000
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 года
Рис. 28. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ ПО ОСНОВНОМУ ВАРИАНТУ (МЛН. КВТ.Ч)
2
1,78
1,8
xxxxxx 1,54
1,6 xxxxxx
1,47 xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
1,4 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx
Среднегодовой xxxxxx xxxxxx xxxxxx
прирост 1,2 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
в процентах xxxxxx xxxxxx xxxxxx 1,04
xxxxxx 0,92 xxxxxx xxxxxx
1 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx 0,8 xxxxxx
0,8 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx 0,58 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0,6 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0,4 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0,2 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 года
Рис. 29. ГОДОВОЙ ПРИРОСТ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ В ПРОЦЕНТАХ
ПО ОСНОВНОМУ ВАРИАНТУ (МЛН. КВТ.Ч)
В соответствии с выполненным прогнозом спрос на электроэнергию в Свердловской энергосистеме в период 2014 - 2018 годов будет расти и к 2018 году составит 50079 млн. кВт.ч, при этом наибольший прирост потребления будет наблюдаться в 2015 году. Среднегодовой прирост потребления электроэнергии составит 1,1 процента. Докризисный уровень электропотребления (47761,8 млн. кВт.ч в 2007 году) планируется достигнуть в 2014 - 2015 годах.
Прогнозные уровни максимумов нагрузки Свердловской энергосистемы на период до 2018 года приведены в таблице 20. График изменения максимумов нагрузки показан на рисунке 30. Годовой темп изменения максимума нагрузки в процентах по отношению к предыдущему году приведен на рисунке 31.
В соответствии с выполненными прогнозами максимальная нагрузка по энергосистеме будет в 2018 году и составит 7406 МВт, наибольшее увеличение максимума нагрузки ожидается в 2015 году. Среднегодовой прирост нагрузки в период 2014 - 2018 годов ожидается на уровне одного процента в год. Необходимо отметить, что в 2013 году прогнозируется спад нагрузки по отношению к 2012 году. Докризисный уровень нагрузки (7045 МВт в 2007 году) планируется достигнуть в 2014 - 2015 годах.
ПРОГНОЗ МАКСИМУМОВ НАГРУЗКИ ПО ОСНОВНОМУ ВАРИАНТУ (МВТ)
Таблица 20
Наименование Факт Прогноз
показателя
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
год год год год год год год
Собственный 6960 6942 7034 7164 7271 7329 7406
максимум нагрузки,
МВт
В том числе
Серово-Богословский 1020 960 1010 1090 1158 1210 1230
энергоузел, МВт
Екатеринбургский 1510 1525 1532 1590 1605 1620 1635
энергоузел, МВт
Абсолютный прирост 212 -18 92 130 107 58 77
максимума нагрузки
(по отношению
к предшествующему
году), МВт
Темпы прироста 3,14 -0,3 1,3 1,8 1,5 0,8 1,1
(по отношению
к предшествующему
году), проценты
7500
7406
7400 xxxxxx
xxxxxx
7329 xxxxxx
xxxxxx
7300 xxxxxx xxxxxx
7271 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7200 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7164 xxxxxx xxxxxx xxxxxx
МВт xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7100 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7034 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
7000 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6960 6942 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6900 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6800 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
6700
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 год
Рис. 30. ПРОГНОЗ МАКСИМУМОВ НАГРУЗКИ
ПО ОСНОВНОМУ ВАРИАНТУ (МВТ)
3,5
3,14
Изменение
максимума 3 xxxxxx
нагрузки xxxxxx
в процентах xxxxxx
xxxxxx
2,5 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx 1,8
2 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx 1,5
1,5 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx 1,3 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx 1,1
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx 0,8
1 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0,5 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx 2013 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0
2012 xxxxxx 2014 2015 2016 2017 2018 год
-0,3
-0,5
Рис. 31. ГОДОВОЙ ТЕМП ИЗМЕНЕНИЯ МАКСИМУМА НАГРУЗКИ
ПО ОСНОВНОМУ ВАРИАНТУ (В ПРОЦЕНТАХ)
В соответствии с максимальным прогнозом уровень электропотребления к 2018 году достигнет 56,3 млрд. кВт.ч, нагрузки - 8100 МВт, в соответствии с основным прогнозом, выполненным ОАО "СО ЕЭС", уровень электропотребления к 2018 году достигнет 50,1 млрд. кВт.ч, нагрузки 7840 МВт. Сравнительные графики прогнозируемых электропотребления и максимумов нагрузки показаны на рисунках 32 и 33.
Рис. 32. ГРАФИКИ ПРОГНОЗА ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ
ПО МАКСИМАЛЬНОМУ И ОСНОВНОМУ ВАРИАНТУ (МЛН. КВТ.Ч)
Рисунок не приводится.
РИС. 33. ГРАФИКИ ПРОГНОЗА МАКСИМУМОВ НАГРУЗКИ
ПО МАКСИМАЛЬНОМУ И ОСНОВНОМУ ВАРИАНТУ (МВТ)
Рисунок не приводится.
Глава 27. ПЕРЕЧЕНЬ ПЛАНИРУЕМЫХ К СТРОИТЕЛЬСТВУ
И ВЫВОДУ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ
НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
ВЫВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ
В соответствии со Схемой и программой развития ЕЭС России на 2013 - 2019 годы планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности на электростанциях энергосистемы Свердловской области на 2013 - 2018 годы составят 1745,5 МВт (18 процентов от величины установленной мощности), в том числе 552 МВт - Верхнетагильская ГРЭС; 538 МВт - Серовская ГРЭС; 279 МВт - Нижнетуринская ГРЭС; 121 МВт - Красногорская ТЭЦ. Таким образом, на Серовской ГРЭС, Нижнетуринской ГРЭС и Красногорской ТЭЦ полностью демонтируется устаревшее генерирующее оборудование.
Планируемые объемы выводимой из эксплуатации генерирующей мощности приведены на рисунке 34 и составлены с учетом предложений системного оператора, поданных для разработки Схемы и программы развития ЕЭС России на 2013 - 2019 годы в ноябре - декабре 2012 года, а также с учетом вводов генерирующих мощностей по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок. Следует отметить, что в планируемых объемах демонтажа генерирующего оборудования учтено только то оборудование, при выводе которого отсутствуют:
1) нарушение надежного электроснабжения и качества электрической энергии, соответствующих требованиям технических регламентов и иным обязательным требованиям, установленным нормативными правовыми актами;
2) нарушение устойчивости режима работы ЕЭС России;
3) нарушение надежного теплоснабжения существующих потребителей;
4) угроза жизни и здоровью людей и повреждение оборудования;
5) возможность возникновения недостатка пропускной способности электрической сети, определяемого как разность между допустимой пропускной способностью сети, установленной требованиями технических регламентов и иными обязательными требованиями, и располагаемой пропускной способностью, выраженных в единицах мощности.
В связи с тем, что данные объемы выводов генерирующего оборудования не согласованы с регионом при доработке Схемы и программы развития Свердловской области на следующие периоды, эти показатели будут уточнены.
666,0
700,0
xxxxxx
xxxxxx
600,0 xxxxxx
535,5 xxxxxx
xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
500,0 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
МВт xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
400,0 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx
276,0 xxxxxx xxxxxx
300,0 xxxxxx xxxxxx
250,0 xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
200,0 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
100,0 xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx 12,0 6,0
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx xxxxxx
0,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 год
Рис. 34. ОБЪЕМЫ ВЫВОДА ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ
ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ (МВТ)
Сводный перечень планируемых объемов выводимой из эксплуатации генерирующей мощности по электростанциям приведен в приложении 10.
В приложении 11 приведены объемы вывода из эксплуатации генерирующего оборудования энергосистемы Свердловской области в соответствии со специальными решениями Министерства энергетики Российской Федерации. Указанное оборудование не соответствует минимальным техническим характеристикам, установленным в Приказе Министерства энергетики Российской Федерации от 07.09.2010 № 430 "Об утверждении Порядка учета технических характеристик (параметров) генерирующего оборудования в ходе приема заявок участников конкурентного отбора мощности, а также для определения результатов конкурентного отбора мощности".
ОБЪЕМЫ МОДЕРНИЗАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ
В период 2013 - 2018 годов планируется модернизация (перемаркировка) 5 К-300-240 на Рефтинской ГРЭС с увеличением установленной мощности на 10 МВт. Указанная модернизация намечается в 2013 году.
ПЛАНИРУЕМЫЕ ВВОДЫ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ
Объемы и структура вводов генерирующих мощностей, планируемых к сооружению до 2018 года, выполнены по следующему принципу: из общего объема запланированных вводов генерирующих мощностей выделены генерирующие объекты с высокой вероятностью ввода, к которым для целей схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на период 2014 - 2018 годов и на перспективу до 2023 года отнесены следующие генерирующие объекты:
1) генерирующие объекты, строительство (реконструкция) которых осуществляется в соответствии с обязательствами, принятыми по договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок;
2) генерирующие объекты, включенные в инвестиционные программы ОАО "Концерн Росэнергоатом";
3) генерирующие объекты, по которым имеются заключенные договоры об осуществлении технологического присоединения.
Остальные энергообъекты учтены в качестве дополнительных генерирующих мощностей в соответствие с информацией о намерениях по дополнительному сооружению объектов генерации, полученной от собственников генерирующих компаний. Дополнительные вводы генерации позволяют либо сдвинуть сроки ввода ряда мощностей на более поздние сроки, либо осуществить более масштабный вывод из эксплуатации генерирующего оборудования, отработавшего парковый ресурс.
Вводы новых генерирующих мощностей (с высокой вероятностью реализации) на электростанциях Свердловской области в период 2014 - 2018 годов предусматриваются в объеме до 2610 МВт.
Вводы новых дополнительных генерирующих мощностей (с низкой вероятностью реализации) на электростанциях Свердловской области в период 2014 - 2018 годов предусматриваются в объеме до 1772 МВт.
Вводы новых генерирующих мощностей на электростанциях Свердловской области в период 2019 - 2023 годов предусматриваются в объеме 1200 МВт (блок БН-1200 на Белоярской АЭС в 2021 году).
Планируемые объемы вводов генерирующей мощности, а также дополнительные объемы ввода генерирующего оборудования до 2018 года приведены на рисунке 35.
Рис. 35. ОБЪЕМЫ ВВОДА ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ (МВТ)
Рисунок не приводится.
К 2018 году в Свердловской области прогнозируется рост электрических нагрузок с достижением максимального уровня, который составит 7406 МВт по основному варианту и 8100 - по максимальному варианту. С учетом износа основных фондов электроэнергетического комплекса планируемый ввод генерирующих мощностей позволит вывести из эксплуатации неэффективное, неэкологичное оборудование. Обновление генерирующего комплекса позволит существенно повысить энергоэффективность экономики Свердловской области и снизить экологическую нагрузку на территорию.
Сводный перечень планируемых объемов ввода генерирующего оборудования по электростанциям с высокой вероятностью реализации приведен в приложении 12.
Сводный перечень дополнительных объемов ввода генерирующего оборудования по электростанциям приведен в приложении 13.
На рисунке 36 показаны вводы и демонтаж генерирующего оборудования в период до 2018 года.
1400,0
1300,0
/////
/////
1200,0 /////
/////
/////
/////
1000,0 /////
/////
МВт /////
/////
/////
/////
800,0 /////
/////
///// 650,0 666,0
/////
///// ///// xxxxx
600,0 ///// ///// xxxxx
///// 535,5 ///// xxxxx
///// ///// xxxxx 460,0
///// xxxxx ///// xxxxx
///// xxxxx ///// xxxxx /////
400,0 ///// xxxxx ///// xxxxx /////
///// xxxxx ///// xxxxx /////
250,0 276,0 ///// xxxxx ///// xxxxx /////
///// xxxxx ///// xxxxx /////
xxxxx xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx ///// 200,0
200,0 xxxxx xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx /////
xxxxx xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx ///// /////
xxxxx xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx ///// 12,0 /////
xxxxx xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx ///// ///// 6,0
xxxxx 0,0 xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx ///// 0,0
0,0 год
2013 2014 2015 2016 2017 2018
x Демонтаж генерирующего оборудования
/ Вводы генерирующего оборудования с высокой вероятностью
Рис. 36. ОБЪЕМЫ ВВОДА И ДЕМОНТАЖА
ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ (МВТ)
С 2014 по 2018 годы с учетом демонтажей и новых вводов генерирующего оборудования в энергосистеме Свердловской области установленная мощность электростанций возрастет с фактической величины 9127,4 МВт в 2012 году на 874,5 МВт и составит 10601,9 МВт в 2018 году, а с учетом дополнительных вводов суммарная мощность возрастет на 1772 МВт и составит 11499,4 МВт.
В структуре установленной мощности, как и в целом по ЕЭС России, доля АЭС увеличится относительно фактических 6,2 процента в 2012 году до прогнозных 14,0 процентов в 2018 году, доля ТЭС снизится с 93,8 процента до 86 процентов. Изменение установленной мощности генерирующего оборудования в период 2014 - 2018 годов приведено в таблице 21. Структура установленной мощности электростанций энергосистемы Свердловской области на 2018 год приведена на рисунке 37.
ИЗМЕНЕНИЕ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ
ОСНОВНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Таблица 21
Наименование 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
показателя год год год год год год год
Факт
1 2 3 4 5 6 7 8
Установленная 9727,4 9487,4 10511,4 10625,9 10419,9 10607,9 10601,9
мощность, МВт
в том числе:
АЭС 600,0 600,0 1480,0 1480,0 1480,0 1480,0 1480,0
ОАО "Концерн Росэнергоатом"
Белоярская АЭС 600,0 600,0 1480,0 1480,0 1480,0 1480,0 1480,0
ГЭС 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0
Свердловский филиал ОАО "ТГК-9"
Верхотурская ГЭС 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0
ТЭС 9120,4 8880,4 9024,4 9138,9 8932,9 9120,9 9114,9
ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
Верхнетагильская 1497,0 1497,0 1829,0 1629,0 1365,0 1365,0 1365,0
ГРЭС <1>
Электростанции
ОГК
ОАО "ОГК-2"
Серовская ГРЭС 538,0 388,0 200,0 520,0 420,0 420,0 420,0
ОАО "Энел ОГК-5"
Рефтинская ГРЭС 3800,0 3810,0 3810,0 3810,0 3810,0 3810,0 3810,0
Среднеуральская 1601,5 1656,5 1656,5 1656,5 1578,5 1578,5 1578,5
ГРЭС
Электростанции ТГК
Свердловский филиал ОАО "ТГК-9"
Ново-Свердловская 557,0 557,0 557,0 557,0 557,0 557,0 557,0
ТЭЦ
Нижнетуринская ГРЭС 279,0 191,0 191,0 103,0 460,0 460,0 460,0
Ново-Богословская 0,0 0,0 0,0 230,0 230,0 230,0 230,0
ТЭЦ <2> <2>
Академическая ТЭЦ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 200,0 200,0
<3> <3>
Богословская ТЭЦ 135,5 135,5 135,5 0,0 0,0 0,0 0,0
Красногорская ТЭЦ 121,0 121,0 121,0 121,0 0,0 0,0 0,0
Свердловская ТЭЦ 36,0 24,0 24,0 12,0 12,0 12,0 12,0
Первоуральская 36,0 36,0 36,0 36,0 36,0 24,0 18,0
ТЭЦ
Электростанции независимых производителей электроэнергии
ОАО "ГТ ТЭЦ Энерго"
ГТ ТЭЦ, г. Реж 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0
Екатеринбургская 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0
ГТ ТЭЦ
СПП
Качканарская ТЭЦ 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0 50,0
ТЭЦ 149,9 149,9 149,9 149,9 149,9 149,9 149,9
Нижнетагильского
металлургического
комбината
ТЭЦ ОАО "МК 70,5 70,5 70,5 70,5 70,5 70,5 70,5
"Уралметдром"
ТЭЦ ОАО "НПК 128,0 128,0 128,0 128,0 128,0 128,0 128,0
"Уралвагонзавод"
ОАО "Уральский 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0
завод РТИ"
ТЭЦ 24,0 24,0 24,0 24,0 24,0 24,0 24,0
Екатеринбургэнерго
--------------------------------
<1> в соответствии с планами энергокомпании ввод блока ПГУ-420 МВт планируется осуществить в 2015 году.
<2> собственником рассматривается возможность изменения параметров ДПМ.
<3> присутствует намерение собственника осуществить ввод в работу ПГУ-230 в 2017 году.
Планируемые объемы вводов генерирующих мощностей составлены с учетом предложений системного оператора, поданных для разработки Схемы и программы развития ЕЭС России на 2013 - 2019 годы в ноябре - декабре 2012 года и предложений энергокомпаний.
В связи с тем, что данные объемы вводов генерирующего оборудования не согласованы с регионом при доработке Схемы и программы развития Свердловской области на следующие периоды эти показатели будут уточнены.
Рис. 37. СТРУКТУРА УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ
СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ НА 2018 ГОД
Рисунок не приводится.
Глава 28. ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВНОЙ БАЛАНСОВОЙ СИТУАЦИИ
(ПО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ) НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД
Балансы электрической энергии по энергосистеме Свердловской области рассчитаны для варианта развития генерирующих мощностей с вводами мощности с высокой вероятностью реализации. При формировании перспективных балансов электроэнергии энергосистемы Свердловской области потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом прогнозных объемов электропотребления на территории региональной энергосистемы и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами. Прогнозный баланс спроса на электроэнергию на 2014 - 2018 годы приведен в таблице 22.
ПРОГНОЗ СПРОСА НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ
В СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ, МЛН. КВТ. Ч
Таблица 22
Наименование 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
показателя год год год год год год год
Факт
Электропотребление, 46867 47140 47572 48420 49168 49562 50079
млн. кВт.ч
Производство, 53466 53015 52890 54147 54216 57110 58512
млн. кВт.ч
Перетоки, млн. кВт.ч -6599 -5875 -5318 -5727 -5048 -7548 -8433
Прогнозные балансы мощности разработаны для варианта развития генерирующих мощностей с учетом только вводов мощности с высокой вероятностью реализации, величина которых составит 2610 МВт за период 2014 - 2018 годов. Прогнозный баланс мощности Свердловской энергосистемы на 2013 - 2018 годы приведен в таблице 23.
ПРОГНОЗНЫЙ БАЛАНС МОЩНОСТИ
ПО СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ, МВТ
Таблица 23
Наименование 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
показателя год год год год год год год
Факт
Собственный 6960 6942 7034 7164 7271 7329 7406
максимум
потребления, МВт
Установленная 9727,4 9487,4 10511,4 10625,9 10419,9 10607,9 10601,9
мощность, МВт
в том числе:
АЭС 600,0 600,0 1480,0 1480,0 1480,0 1480,0 1480,0
ГЭС 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0
ТЭС 9120,4 8880,4 9024,4 9138,9 8932,9 9120,9 9114,9
Как и в предшествующие периоды энергосистема Свердловской области останется избыточной как по мощности, так и по электропотреблению. Наличие дополнительной резервной мощности может служить базой для проведения генерирующими компаниями программ по выводу из эксплуатации неэффективного и выработавшего свой ресурс генерирующего оборудования, а также для надежного функционирования энергосистемы в условиях формирующегося конкурентного рынка мощности и электрической энергии.
Глава 29. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Свердловской области в период 2014 - 2018 годов будет связано с решением следующих задач, направленных на улучшение технической и экономической эффективности функционирования:
1) выдача мощности новых и расширяемых электростанций;
2) обеспечение внешнего электроснабжения новых крупных потребителей;
3) снятие сетевых ограничений в существующей электрической сети, а также исключение возможности появления "узких мест" на перспективу из-за изменения структуры сети и электростанций;
4) обновление силового оборудования, связанное с физическим и моральным старением основных фондов и повышение надежности электроснабжения существующих потребителей.
Предложения по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше на период 2014 - 2018 годов сформированы на основе: анализа существующего состояния и прогноза изменений схемно-режимной и режимно-балансовой ситуации в Свердловской энергосистеме на перспективу, результатов ранее выполненных работ по развитию ЕЭС России, ОЭС Урала, энергосистемы Свердловской области, схем выдачи мощности электростанций и схем внешнего электроснабжения потребителей, работ, связанных с обоснованием необходимости сооружения электросетевых объектов, а также на основе рекомендаций и предложений Филиала ОАО "СО ЕЭС" - Свердловское РДУ, филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, филиала ОАО "МРСК Урала" "Свердловэнерго", ГУП СО "Облкоммунэнерго".
При определении объемов вводов объектов электросетевого хозяйства напряжением 220 кВ и выше на период до 2018 года за основу приняты материалы Схемы и программы развития ЕЭС России на 2013 - 2019 годы.
В период 2014 - 2018 годов для решения поставленных задач выделяются следующие четыре основные направления развития электрических сетей 110 кВ и выше Свердловской энергосистемы:
1) строительство объектов электрических сетей, необходимых для выдачи мощности вновь строящихся и расширяемых электростанций;
2) развитие сетевого комплекса, связанного с появлением нагрузок новых крупных потребителей;
3) ликвидация "узких мест" Свердловской энергосистемы и повышение пропускной способности электрической сети;
4) реконструкция объектов электросетевого хозяйства.
СТРОИТЕЛЬСТВО ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ,
НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ ВНОВЬ СТРОЯЩИХСЯ
И РАСШИРЯЕМЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
В период 2014 - 2018 годов намечается сооружение основных объектов электросетевого хозяйства, обеспечивающих выдачу мощности следующих электростанций (электростанций с высокой вероятностью реализации):
1. СХЕМА ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ БН-880 БЕЛОЯРСКОЙ АЭС
Ввод в работу в 2014 году БН-880 Белоярской АЭС предполагает следующее сетевое строительство:
строительство шлейфового захода ВЛ 220 кВ БАЭС - Окунево в РУ 220 кВ ПС 500 кВ Курчатовская (апрель - август 2013 года);
строительство шлейфового захода ВЛ 220 кВ БАЭС - Каменская в РУ 220 кВ ПС 500 кВ Курчатовская (август - декабрь 2013 года);
строительство шлейфового захода ВЛ 500 кВ Южная - Шагол в РУ 500 кВ ПС 500 кВ Курчатовская. Ввод в работу АТГ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Курчатовская (декабрь 2013 - март 2014);
ввод в эксплуатацию ПС 500 кВ Исеть, ВЛ 500 кВ Курчатовская - Исеть. Строительство шлейфовых заходов ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Козырево на ПС 500 кВ Исеть. Ввод энергоблока № 4 в 2014 году.
Схема выдачи мощности разработана ОАО "Инженерный центр энергетики Урала" в 2012 году в рамках внестадийной работы "Схема выдачи мощности энергоблока № 4 Белоярской АЭС Филиала концерна Росэнергоатом".
2. СХЕМА ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ ПГУ-420 СЕРОВСКОЙ ГРЭС
Ввод в работу в 2015 <*> году ПГУ-420 Серовской ГРЭС предполагает следующее сетевое строительство:
--------------------------------
<*> присутствует намерение собственника осуществить ввод в работу ПГУ-420 в 2014 году.
заходы ВЛ 220 кВ Сосьва - Краснотурьинск на Серовскую ГРЭС (2014 год);
установка АТ3 на связи систем шин 220/110 кВ Серовской ГРЭС (2014 год);
строительство двух новых ВЛ 110 кВ Серовская ГРЭС - Ферросплав 3 и ВЛ 110 кВ Серов - Серовская ГРЭС с отв. на ПС Ферросплав (2013 год);
демонтаж существующих ВЛ 110 кВ Серовская ГРЭС - Ферросплав 3 и ВЛ 110 кВ Серов - Серовская ГРЭС с отв. на ПС Ферросплав (2013 год);
реконструкция ПС 110 кВ Ферросплав с заменой выключателей (2013 год).
Схема выдачи мощности разработана ОАО "Инженерный центр энергетики Урала" в 2011 году, в рамках внестадийной работы: "Схема выдачи мощности Серовской ГРЭС при ее расширений двумя энергоблоками единичной мощностью 420 МВт".
3. СХЕМА ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ ПГУ-230 НОВО-БОГОСЛОВСКОЙ ТЭЦ
Ввод в работу в 2015 году ПГУ-230 Ново-Богословской ТЭЦ предполагает следующее сетевое строительство:
сооружение шлейфовых заходов на РУ 110 кВ Ново-Богословской ТЭЦ двух цепей ВЛ 110 кВ Краснотурьинск - Богословская ТЭЦ 2, 4 (2014 год);
сооружение шлейфового захода на РУ 110 кВ Ново-Богословской ТЭЦ шлейфовый заход одной цепи ВЛ 100 кВ Краснотурьинск - КПП-3 (2014 год).
Схема выдачи мощности разработана ООО "Проектная компания "КАМПО" в 2011 году в рамках внестадийной работы "Схема выдачи мощности Ново-Богословской ТЭЦ".
4. СХЕМА ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ ДВУХ ПГУ-230 НИЖНЕТУРИНСКОЙ ГРЭС
Ввод в работу в 2016 <1> году двух ПГУ-230 Нижнетуринской ГРЭС не предполагает сетевое строительство (ПГУ-230 вводятся взамен существующих ТГ, которые будут демонтированы).
--------------------------------
<1> присутствует намерение собственника осуществить ввод в работу 2-х ПГУ-420 в 2015 году.
Схема выдачи мощности разработана ООО "Проектная компания "КАМПО" в 2011 году в рамках внестадийной работы "Схема выдачи мощности реконструируемой Нижнетуринской ГРЭС".
5. СХЕМА ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ ПГУ-200 ТЭЦ АКАДЕМИЧЕСКАЯ
Ввод в работу в 2017 <2> году ПГУ-200 ТЭЦ Академическая предполагает следующее сетевое строительство:
строительство шлейфового захода ВЛ 110 кВ Петрищевская - Южная с отпайкой на ПС Овощная в новое РУ 110 кВ ТЭЦ Академическая с образованием следующих ВЛ 110 кВ в 2017 году <2>;
строительство шлейфового захода ВЛ 110 кВ Академическая - Южная с отпайкой на ПС Овощная в новое РУ 110 кВ ТЭЦ Академическая с образованием следующих ВЛ 110 кВ в 2017 году <2>.
Схема выдачи мощности разработана ООО "Проектная компания "КАМПО" в 2011 году, в рамках внестадийной работы: "Схема выдачи мощности строящейся Академической ТЭЦ".
--------------------------------
<2> присутствует намерение собственника осуществить ввод в работу ПГУ-230 в 2017 году.
6. СХЕМА ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ ПГУ-420 ВЕРХНЕТАГИЛЬСКОЙ ГРЭС
Ввод в работу в 2014 году ПГУ-420 Верхнетагильской ГРЭС предполагает следующее сетевое строительство:
установка автотрансформатора мощностью 250 МВА на Верхнетагильской ГРЭС (2014 год);
замена провода ВЛ 110 кВ ВТ ГРЭС - Таволги на провод большего сечения (2014 год).
ОАО "НИИПТ" в 2012 году выполнена работа "Разработка ОТР по СВМ Верхнетагильской ГРЭС при строительстве энергоблока мощностью 410 МВт".
РАЗВИТИЕ СЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА, СВЯЗАННОГО
С ПОЯВЛЕНИЕМ НАГРУЗОК НОВЫХ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
В период 2014 - 2018 годов намечается подключение следующих новых крупных потребителей электрической энергии и мощности:
1. ОАО "КАМЕНСК-УРАЛЬСКИЙ МЕТАЛЛУРГИЧЕСКИЙ ЗАВОД"
(ПС 220 КВ КУМЗ)
Ввод в работу нового прокатного производства ОАО "КУМЗ" с заявленной мощностью потребления 100 МВт (мощность вводится по этапам) в 2013 году предполагает следующее сетевое строительство:
строительство ПС 220 кВ КУМЗ с установкой двух трансформаторов по 80 МВА (2013 год);
строительство шлейфовых заходов ВЛ 220 кВ Каменская - Травянская на ПС 220 кВ КУМЗ (2013 год);
замена участка провода ВЛ 220 кВ Окунево - Рефтинская ГРЭС 1, 2 на провод большего сечения (2014 год).
2. ОАО "УРАЛЬСКИЙ ТРУБНЫЙ ЗАВОД" (ПС 220 КВ УРАЛТРУБПРОМ)
Ввод в работу нового трубопрокатного производства ОАО "УТЗ" с заявленной мощностью потребления 80 МВт в 2015 году предполагает следующее сетевое строительство:
строительство ПС 220 кВ Уралтрубпром с установкой двух трансформаторов по 80 МВА (2015 год);
строительство двух ВЛ 220 кВ Емелино - Уралтрубпром 1 и 2 (2015 год).
3. ОЭЗ "ТИТАНОВАЯ ДОЛИНА" (ПС 220 КВ ТИТАНОВАЯ ДОЛИНА)
Подключение потребителей особой экономической зоны промышленно-производственного типа "Титановая долина" суммарной заявленной мощностью 160 МВт в 2017 году предполагает следующее сетевое строительство:
строительство ПС 220 кВ Титановая долина с установкой двух автотрансформаторов по 250 МВА (2017 год);
строительство шлейфового захода одной из цепей ВЛ 220 кВ Тагил - Салда 1(2) на ПС 220 кВ Титановая долина (2017 год);
строительство шлейфового захода одной из цепей ВЛ 220 Салда - Первомайская 1(2) на ПС 220 кВ Титановая долина (2017 год);
строительство 4-х ПС 110 кВ, в том числе ПС 110 кВ Титан (в 2013 году).
ЛИКВИДАЦИЯ "УЗКИХ МЕСТ" СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
И ПОВЫШЕНИЕ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Ликвидация "узких мест" и повышение пропускной способности электрической сети энергосистемы является одной из задач развития электроэнергетики Свердловской области, поскольку ее решение позволит обеспечить надежное и бесперебойное снабжение электрической энергией потребителей, а также повысит управляемость энергосистемы.
Рекомендуемые мероприятия по ликвидации "узких мест" приведены в главе 23 "Узкие места" энергосистемы Свердловской области.
Полные перечень мероприятий, в том числе связанных с повышением надежности существующих потребителей, но не связанных с повышением пропускной способности сети, а также работы по реконструкции объектов электросетевого хозяйства приведены в сводном перечне объектов реконструкции и нового строительства, необходимых для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Свердловской области (приложение 14).
Глава 30. ПРОГНОЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
НА ПЯТИЛЕТНИЙ ПЕРИОД С ВЫДЕЛЕНИЕМ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Работа по прогнозированию потребления тепловой энергии по большинству городов не проводилась, кроме работы по городу Екатеринбургу.
ПРОГНОЗ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА
Рост жилого фонда города Екатеринбурга приведет к существенному увеличению нагрузки на систему теплоснабжения города Екатеринбурга. Суммарный расчетный прирост тепловой нагрузки потребителей до 2025 года составит 962,1 Гкал/ч (рисунок 38). С учетом исполнения требований Приказа Министерства регионального развития Российской Федерации от 28.05.2010 № 262 об установлении показателей энергоэффективности зданий и сооружений прирост тепловой нагрузки потребителей до 2025 года прогнозируется на уровне 726, 5 Гкал/ч.
ПРИРОСТ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ЖИЛОГО ФОНДА
ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА ДО 2025 ГОДА
1200
1000
/ Суммарная
///// тепловая
///// нагрузка,
800 ///// Гкал/ч
/////
///// x Тепловая
///// xxxxx нагрузка
600 ///// xxxxx с учетом
///// ///// xxxxx энергосбережения,
///// ///// xxxxx Гкал/ч
///// ///// xxxxx
400 ///// ///// xxxxx
///// xxxxx ///// xxxxx
///// ///// xxxxx ///// xxxxx
///// xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx
200 ///// xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx
///// xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx
///// xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx
///// xxxxx ///// xxxxx ///// xxxxx
0
2011 - 2015 2016 - 2025 Суммарная
Рис. 38. ПРИРОСТ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ЖИЛОГО ФОНДА
ГОРОДА ЕКАТЕРИНБУРГА ДО 2025 ГОДА
Наибольший прирост теплопотребления ожидается в районах Орджоникидзевский, ВИЗ-Правобережный и Юг центра, в том числе в микрорайоне "Академический" и районе УрФУ. Намечается также развитие города в северо-восточной части (Верхняя Пышма, Уралмаш, Эльмаш).
В целях обеспечения ожидаемого роста теплопотребления жилого фонда в соответствии с требованиями Федеральным законом от 27.07.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении" Администрация города Екатеринбурга выступила инициатором разработки схемы теплоснабжения. ОАО "ТГК-9" принимает непосредственное долевое участие в разработке. Результатом работы будет являться документ, утвержденный федеральным органом власти, как основа для развития инфраструктуры города.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ПЕРСПЕКТИВНОЙ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ
В РАЗРЕЗЕ КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Екатеринбургский узел характеризуется высокой долей коммунального потребления. Перспективное развитие в узле в основном связано с интенсивным жилищным строительством в зоне городской застройки, а также освоением новых крупных планировочных районов.
В общем виде концепция развития города отражена в Генеральном плане развития Муниципального образования "город Екатеринбург" на период до 2025 года.
Основные положения Генерального плана предусматривают отток производственных функций из Центрального планировочного района, разуплотнение промышленного пояса срединного кольца и развитие производственных территорий в третьем поясе.
1) Существующие потребители неизбежно будут и дальше снижать собственное теплопотребление. При прогнозе перспективной нагрузки необходимо учитывать следующие обстоятельства:
2) существующие потребители неизбежно будут и дальше снижать собственное теплопотребление. Большая часть потребителей уже имеет общедомовые приборы учета, количество квартирных водосчетчиков также будет быстро увеличиваться. Повышение стоимости топлива и соответствующий рост тарифов стимулируют потребителей к экономии. Администрацией города Екатеринбурга и Правительством Свердловской области разработаны и осуществляются программы энергосбережения;
3) новые здания оборудуются индивидуальными источниками тепла, в основном газовыми котлами, соответственно, новые потребители в систему централизованного теплоснабжения не подключаются, что снижает энергоэффективность всей системы;
4) вновь вводимые здания имеют гораздо меньшее теплопотребление. С учетом этих обстоятельств возникновение локальных дефицитов и ограничений по пропускной способности сетей можно сократить ускорением процессов энергосбережения в районах ожидаемого дефицита.
ТЕКУЩИЙ И ПЕРСПЕКТИВНЫЙ БАЛАНС ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ,
ВКЛЮЧАЯ ОЦЕНКУ ОГРАНИЧЕНИЙ ПО ВЫДАЧЕ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ
По состоянию на 01 января 2012 года:
суммарная величина тепловой нагрузки подключенных потребителей СЦТ города Екатеринбурга составляла ~ 3627,9 Гкал/ч;
установленная мощность источников в СЦТ - 5244 Гкал/ч;
располагаемая мощность в СЦТ - 3810,7 Гкал/ч.
В целом система СЦТ города Екатеринбурга не является дефицитной, однако существует ряд ограничений по покрытию тепловых нагрузок системы СЦТ связанных с ограничениями пропускной способности тепловых сетей и дефицитом тепловой мощности отдельных источников.
Покрытие дефицита тепловой мощности может быть обеспечено:
на Среднеуральской ГРЭС за счет дальнейшего расширения станции и развития систем выдачи и транспортировки тепловой энергии ОАО "ТГК-9" в зоне источника;
на Гурзуфской котельной за счет только за счет подачи тепла в зону действия котельной от других источников СЦТ и развития систем выдачи и транспортировки тепловой энергии ОАО "ТГК-9" в зоне источника;
на ТЭЦ УМП за счет разработки и реализации дополнительных технических решений для увеличения отпуска тепла от ТЭЦ;
на котельной Академэнерго за счет ремонта и ввода в постоянную эксплуатацию двух котлов типа ДЕ-25 и дальнейшего развития теплоисточника с целью покрытия ожидаемого роста дефицита, который может значительно вырасти за счет развития микрорайона "Академический" и ввода строящихся объектов районов Юго-Западный и Юг Центра по уже выданным техническим условиям на подключение. Общий прирост тепловой нагрузки таких объектов оценивается в 200 Гкал/час, согласно данным ООО "СТК";
на ТЭЦ Академической за счет строительство современной парогазовой ТЭЦ в городе Екатеринбурге, что позволит повысить эффективность производства, надежность энергоснабжения потребителей, покрыть тепловые нагрузки существующих и строящихся районов города Екатеринбурга. Вводимая мощность: электрическая - 230 МВт. Тепловая - 352 Гкал/ч. Срок ввода объекта: 31.12.2015 (по ДПМ 2017). В состав основного оборудования входит 1 моноблок ПТУ 230 МВт. (Газовая турбина 180 МВт + Котел-утилизатор + Паровая турбина Т-50/63);
за счет Пиково-резервных паровых котлов и водогрейных котлов.
Ряд источников в СЦТ имеют резервы тепловой мощности, однако возможность использования этих резервов для покрытия дефицита тепловой мощности в СЦТ ограничена пропускной способностью тепловых сетей.
Глава 31. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО МОДЕРНИЗАЦИИ СИСТЕМЫ
ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНЫХ
ОБРАЗОВАНИЙ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Основными критериями при разработке перспективных вариантов развития схемы теплоснабжения являются: надежность теплоснабжения, качество теплоснабжения, минимизация капитальных затрат.
При разработке схем теплоснабжения должны рассматриваться все возможные варианты повышения их эффективности, в том числе:
оптимизация сложившихся зон теплоснабжения в целях минимизации программы мероприятий по новому строительству (изменение режимов работы тепловых сетей и источников);
закрытие низкоэффективных котельных;
возможность работы низкоэффективных котельных в "пиковом" режиме;
внедрение энергосберегающих мероприятий;
перевод потребителей с открытой схемы подключения на закрытую.
Федеральный закон от 07 декабря 2011 года № 416-ФЗ "О водоснабжении и водоотведении" предполагает повсеместный переход теплоснабжения на закрытую схему при проектировании новых тепловых сетей и реконструкции существующих. Реализация перехода на закрытую схему - задача муниципалитетов.
Задачи, которые необходимо решить при переходе на закрытые СЦТ:
1) реконструкция систем холодного водоснабжения города;
2) монтаж внутридомовых (квартальных) водоводяных подогревателей;
3) реконструкция внутридомовых систем (разводок) с заменой труб на антикоррозионные (или монтаж установок по удалению из водопроводной воды растворенных газов перед нагревом);
4) незначительная реконструкция ТЭЦ и ЦТП (насосы и иное оборудование);
5) недопущение снижения эффективности работы ТЭЦ при увеличении доли конденсационной выработки;
6) внедрение энергосберегающих и эффективных мероприятий и технологий;
7) применение инновационных технологий при реконструкции и новом строительстве систем теплоснабжения.
О переходе на закрытую схему теплоснабжения в городе Екатеринбурге:
город Екатеринбург потребляет 8000 т/ч горячей воды в час из них:
3000 т/ч - через Свердловский филиал ОАО "ТГК-9";
5000 т/ч - через Среднеуральскую ГРЭС (ОАО "Энел ОГК-5").
При переходе на закрытую схему МУП "Водоканал" потребуется дополнительно в водный баланс города Екатеринбурга 5000 т/ч воды в час, с доведением ее до параметров зафиксированных в ГОСТ "Вода питьевая".
Необходимо будет заменить внутридомовые трубы на медные, пластиковые. Кроме этого потребуется проектирование и строительство большого количества локальных пунктов водоподготовки.
Возможен поэтапный переход, начиная с районов "Комсомольский" и "Ботанический".
Программа развития системы теплоснабжения Екатеринбурга до 2020 года предполагает реконструкцию 145 км магистральных теплотрасс, насосных и ЦТП.
Стоимость работ по указанным мероприятиям оценивается в 11,5 млрд. рублей, что соответствует перекладке 14,5 км в год, стоимостью 1,1 млрд. рублей в год.
С учетом проведения в городе Екатеринбурге Чемпионата мира по футболу в 2018 году и ЭКСПО-2020 данные работы необходимо провести в более сжатые сроки: с 2013 до 2017 года, что означает перекладку порядка 30 км тепловых сетей в год и увеличение стоимости работ до 1,9 млрд. рублей в год.
Глава 32. ПОТРЕБНОСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ В ТОПЛИВЕ
Приоритетами в формировании перспективного топливного баланса в Свердловской области должны стать диверсификация, надежное взаиморезервирование видов топлива и снижение экологической нагрузки электроэнергетики - атмосферных выбросов и образования золоотвалов электростанций.
Учитывая, что потребляемый предприятиями энергетики уголь является дальнепривозным, представляется нецелесообразным какое-либо наращивание доли и объема угля в топливном балансе электроэнергетики Свердловской области.
Смягчение рисков, связанных с дальностью перевозок Экибастузского угля, можно обеспечить приоритетным вовлечением в топливный баланс энергетики области природного газа, внутренних топливных ресурсов (торф, природный газ) и развитием атомной энергетики.
Важнейшие внутренние и пока не используемые ресурсы - торф и природный газ. Возможности потенциальной добычи торфа в Свердловской области - не менее 3 - 5 млн. т.у.т в год, что может обеспечить работу не менее 1000 МВт установленной электрической мощности электростанций и выработку не менее 10 млн. Гкал в год тепла, отпускаемого котельными. Эффективность возвращения торфа в энергобаланс определяется возможностями новых технологий его сжигания, в том числе с его газификацией. Ресурсы торфа позволяют в конечном счете заместить им использование угля для производства тепла в котельных.
Новый для Свердловской области внутренний энергоресурс - природный газ. Наиболее подготовлены к использованию Бухаровское и Кедровское месторождения на юго-западе области. Ведется разведка на других перспективных площадях. Возможности добычи газа в области оцениваются в 1,5 - 2 млрд. куб. м в год. Ресурсы собственного газа позволяют рассматривать перспективы сооружения новой электростанции мощностью порядка 1500 МВт, вблизи месторождения либо ориентировать их на нужды малой распределенной энергетики на сжиженном природном газе (СПГ) или в виде компримированного газа (КПГ), исключающем необходимость сооружения газопроводов.
Перспективы развития атомной энергетики в Свердловской области связаны, в первую очередь, со строительством блока БН-800, а в последующем, и блока БН-1200 на Белоярской АЭС. Кроме того, заслуживают самого серьезного внимания и возможность реализации пилотного проекта по строительству подземной атомной тепловой электростанции (ПАТЭС) на судовых реакторах в качестве экономичного и надежного локального энергоисточника для определенного промышленного узла. Мощность такой станции может составить 225 - 300 МВт.
Формирование перспективной структуры энергетического топлива должно сопровождаться минимизацией затрат на его получение, особенно в части угля, диверсификацией, использованием новых возможностей малой и распределенной генерации, энергетических технологий на торфе и других возобновляемых ресурсах и оптимизацией энергетических режимов. По критерию надежности топливообеспечения энергетики области на долю ввозимого в область энергоресурса каждого вида не должно приходиться более 30 - 40 процентов от суммарного потребления.
Потребность электростанций и котельных в топливе оценена на основании прогнозных балансов электрической и тепловой энергии по основному варианту прогноза выработки электроэнергии и приведена в таблице 24. При оценке долей видов топлива в потреблении учтен топливный эквивалент атомной энергии Белоярской АЭС при работе к 2017 году двух энергоблоков - БН-600 и БН-800, а после 2020 года дополнительно блока БН-1200.
Динамика потребляемых топливных ресурсов представлена в таблице 25.
ПОТРЕБНОСТИ В ОРГАНИЧЕСКОМ ТОПЛИВЕ В ЭНЕРГЕТИКЕ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Таблица 24
Наименование 2008 2009 2010 2011 2012 2018 2023
показателя год год год год год год год
Производство 52558 49573 52380 52094 53616 55000 59000
электроэнергии,
млрд. кВт.ч
Производство 66298 61338 65169 65500 66000 69000 71000
тепловой энергии,
млн. Гкал
Потребление топлива 18,5 17,7 18,4 18,3 19,0 19,1 22,0
на производство
электроэнергии,
млн. т.у.т, в т.ч.
потребление 17,1 16,3 17,0 16,9 17,6 15,6 15,5
органического
топлива
на производство
электрической
энергии,
млн. т.у.т.
потребление 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 3,5 6,5
ядерного топлива
на производство
электроэнергии,
млн. т.у.т
Потребление 11,1 10,3 11,1 11,6 11,8 12,1 12,4
органического
топлива
на производство
тепла
электростанциями и
котельными,
млн. т.у.т., в т.ч.
Потребление топлива 29,6 28,0 29,5 29,9 30,8 31,2 34,4
на производство
тепла и
электроэнергии
электростанциями и
котельными,
млн. т.у.т., в т.ч.
- газа, млн. т.у.т. 15,8 15,0 15,7 15,5 16,3 18,6 18,7
- угля, млн. т.у.т. 11,8 10,9 11,7 12,3 12,4 8,2 8,2
- торфа, 0,6 0,7 0,7 0,7 0,8 0,9 1,0
нефтепродуктов и
пр., млн. т.у.т.
- ядерного топлива, 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 3,5 6,5
в пересчете
на млн. т.у.т
ДИНАМИКА ПОТРЕБЛЯЕМЫХ ТОПЛИВНЫХ РЕСУРСОВ
Таблица 25
Наименование 2012 год 2018 год 2023 год
показателя
Объем, Доля, Объем, Доля, Объем, Доля,
млн. проценты млн. проценты млн. проценты
т.у.т. т.у.т т.у.т
Уголь 12,4 40,4 8,2 40,2 8,2 35,3
в электроэнергетике
Газ 16,3 52,8 18,6 45,8 18,7 41,5
в электроэнергетике
Ядерное топливо 1,4 4,5 3,5 11,2 6,5 18,7
Торф, другие 0,7 2,3 0,9 2,9 1,0 4,5
возобновляемые
источники энергии
и нефтепродукты
Суммарное 30,8 100 31,2 100 34,4 100
потребление топлива
на производство
электрической и
тепловой энергии,
млн. т.у.т.
Рис. 39. ПОТРЕБЛЕНИЕ ТОПЛИВНЫХ РЕСУРСОВ
В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ В 2012 ГОДУ
Рисунок не приводится.
Рис. 40. ПОТРЕБЛЕНИЕ ТОПЛИВНЫХ РЕСУРСОВ
В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ В 2018 ГОДУ
Рисунок не приводится.
Рис. 41. ПОТРЕБЛЕНИЕ ТОПЛИВНЫХ РЕСУРСОВ
В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ В 2023 ГОДУ
Рисунок не приводится.
Глава 33. ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЕ УДАЛЕННЫХ ТЕРРИТОРИЙ
И ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО РАЗВИТИЮ МАЛОЙ ЭНЕРГЕТИКИ
В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
В регионе имеется ряд населенных пунктов, удаленных от сетей централизованного электроснабжения, с малой численностью населения. В таблице 26 представлен перечень населенных пунктов на территории Свердловской области, не охваченных на 01.01.2013 централизованным электроснабжением, по данным администраций муниципальных образований. Подключение их к централизованной электросети нецелесообразно в силу дороговизны, переселение населения этих населенных пунктов невозможно в силу необходимости сохранения существующего жизненного уклада, а обеспечение параметров комфортного существования на уровне среднеобластного необходимо согласно Стратегии социально-экономического развития Свердловской области.
НАСЕЛЕННЫЕ ПУНКТЫ НА ТЕРРИТОРИИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ,
НЕ ОХВАЧЕННЫЕ НА 01.01.2013 ЦЕНТРАЛИЗОВАННЫМ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕМ
Таблица 26
№ Наименование Населенный пункт
строки муниципального образования
1 2 3
1 Горноуральский городской округ деревня Нижняя Ослянка
2 Гаринский городской округ село Еремино, деревня Шантальская,
село Шабурово, поселок Ликино,
поселок Новый Вагиль
3 Ивдельский городской округ поселок Понил, поселок Митяево,
поселок Нагорный, поселок Суеват
Пауль, поселок Хандыбина Юрта,
поселок Юрта Курикова, поселок Юрта
Анямова, поселок Бахтиярова Юрта,
поселок Ушма, поселок Тахта,
поселок Массава, поселок Улымсос,
поселок Пакино, поселок Пристань,
поселок Юркино, поселок Гаревка
4 Муниципальное образование населенный пункт Монастырка
"Город Каменск-Уральский"
5 Махневское муниципальное поселок Калач
образование
6 Городской округ Ревда поселок Гусевка, поселок Зеленый
Бор, поселок Емелино,
поселок Краснояр,
поселок Крылатовский,
поселок Ледянка
7 Туринский городской округ село Кумаринское
При принятии решения об организации энергоснабжения удаленных территорий необходимо в каждом конкретном случае проводить технико-экономический анализ вариантов организации энергоснабжения. К альтернативе строительства электросетевых объектов можно отнести газификацию удаленных населенных пунктов (в том числе с использованием СПГ) с установкой когенерационных установок малой мощности, создание объектов малой генерации на древесных отходах или иных видах местного топлива.
На территории Свердловской области имеются объективные предпосылки к развитию малой генерации, включая генерацию на местных видах топлива и генерацию на основе возобновляемых источников энергии, в том числе:
1) значительный промышленный и жилищно-коммунальный сегменты с центрами потребления электрической и тепловой энергии, не входящие в зону охвата существующих ТЭЦ;
2) наличие ряда населенных пунктов, удаленных от сетей централизованного электроснабжения, с малой численностью населения;
3) наличие собственного топливного потенциала, пригодного для замещения импортируемого топлива. В области имеются запасы торфа (более 3 млрд. тонн) и биомассы (до 0,5 млн. тонн/год). Вблизи города Красноуфимска имеются запасы природного газа с потенциальным ежегодным дебетом 1,5 - 2 млрд. куб. м. Замещение привозных топлив является одним из механизмов достижения стратегических задач в части повышения энергетической безопасности.
Также возможно использование следующего энергетического потенциала:
солнечного - для нагрева воды, электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей в период с апреля по сентябрь;
ветрового - для электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей в течение всего года с коэффициентом использования установленной мощности 0,15 - 0,2;
гидрологического - для электропитания потребителей и зарядки аккумуляторных батарей в течение безледного периода с коэффициентом использования установленной мощности 0,3 - 0,4;
теплового потенциала грунтовых вод и грунтов, а также очистных сооружений и теплых сбросов - для отопления в системах с тепловыми насосами, питаемыми электроэнергией от централизованной электрической сети.
Существуют также предпосылки для развития атомной энергетики на базе подземных атомных теплоэлектростанций средней и большой мощности.
Для вовлечения перечисленного потенциала энергоресурсов в топливно-энергетический баланс Свердловской области целесообразна разработка:
1) концепции и программы развития торфяного и биоэнергетического кластера со схемой-картой распределения запасов и потребностей в местных энергоресурсах с их логистической увязкой;
2) технико-экономического обоснования развития атомной энергетики Свердловской области на базе подземных атомных станций в районе городов Лесного, Новоуральска, Североуральска и других, имеющих энергоемкие производства;
3) программы использования собственных ресурсов природного газа;
4) программы развития малой гидроэнергетики и иных возобновляемых источников энергии (помимо биомассы и торфа) на территории Свердловской области.
Стратегической целью программ необходимо установить достижение к 2022 году доли энергетики на собственных ресурсах в ТЭБ области не менее 17 процентов, а к 2030 году - не менее 25 процентов. В указанных программах целесообразно рассматривать возможность использования следующих перспективных технологий:
1) парогазовая установка на природном газе;
2) завод по ожижению природного газа для транспортировки в газовозах и последующей его регазификации для использования в котельных и на ТЭС области;
3) газогенераторная парогазовая теплоэлектростанция на торфе;
4) подземная атомная станция с использованием судового реакторного оборудования;
5) завод по производству метанола или синтетического жидкого топлива из торфа.
Для решения задач по повышению уровня комфортного проживания населения в населенных пунктах, указанных в таблице 25, а также в иных населенных пунктах, с использованием объектов малой энергетики целесообразно:
1) утверждение перечня населенных пунктов, где в ближайшей перспективе (2014 - 2016 годы) возможно создание опережающими темпами современных систем автономного электроснабжения;
2) организация подготовки технико-экономических обоснований для выбранных населенных пунктов по внедрению устройств локального энергообеспечения на базе перечня наилучших доступных технологий;
3) разработка областной программы создания систем автономного энергообеспечения согласно разработанным технико-экономическим обоснованиям.
Глава 34. ПОТРЕБНОСТЬ В КАДРОВЫХ РЕСУРСАХ ДЛЯ РЕАЛИЗАЦИИ
ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Численность занятых на крупных предприятиях отрасли в 2012 году составила 19,8 тыс. человек, в том числе на крупных электростанциях - 11163 человека.
В рамках схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на период 2014 - 2018 годов и на перспективу до 2023 года проведена оценка прироста численности на электростанциях в связи с изменением состава генерирующих мощностей за период 2014 - 2018 годов (таблицы 28, 29, приложение 15). Суммарная потребность увеличения численности персонала на электростанциях Свердловской области составит 836 человек, что составит 7,4 процента от существующей численности.
ЧИСЛЕННОСТЬ ЗАНЯТЫХ В ОТРАСЛИ НА КРУПНЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ПРЕДСТАВЛЕНА
Таблица 27
№ Наименование организаций Средняя
п/п численность
(человек)
1. Филиал "МРСК Урала" - "Свердловэнерго" 5295
2. Свердловский филиал ОАО "ТГК-9" 3582
3. ГУП СО "Облкоммунэнерго" 2737
4. Филиал ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Белоярская АЭС" 2712
5. Филиал "Рефтинская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5" 1159
6. Филиал "Верхнетагильская ГРЭС" 1091
ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
7. ОАО "Екатеринбургская электросетевая компания" 782
8. Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС "Урала" 754
9. Серовская ГРЭС - филиал ОАО "ОГК-2" 561
10. Среднеуральская ГРЭС - филиал ОАО "Энел ОГК-5" 557
Средняя зарплата на одного работника в крупных предприятиях электросетевого комплекса составляет от 26 до 40 тыс. рублей на человека, а средняя зарплата на одного работника в крупных предприятиях генерирующего комплекса от 45 до 55 тыс. рублей на человека.
ПРОГНОЗНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ЧИСЛЕННОСТИ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ К 2018 ГОДУ
Таблица 28
Показатель 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Итого
год год год год год год за 2013 -
2018 годы
Баланс прироста -250 +1024 +114,5 -206 +188 -6 +870,5
мощности, МВт
(см. итоговые строки
табл. 2 и 3)
Расчет -293 +1200 +134 -234 +220 -7 +1020
прироста/снижения
численности (человек)
Коэффициенты 0,923 0,858 0,801 0,751 0,706 0,667
необходимого роста
производительности
труда
Окончательно -270 +1029 +107 -181 +156 -5 +836
необходимые
прирост/снижение
численности (человек)
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ЧИСЛЕННОСТИ ПРИРОСТА/СНИЖЕНИЯ
ЧИСЛЕННОСТИ ПО ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМ И ПО ГОДАМ
Таблица 29
Электростанция 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Итого
год год год год год год за 2013 -
2018 годы
1 2 3 4 5 6 7 8
Белоярская АЭС +885 +885
Верхнетагильская ГРЭС +334 -188 -232 -86
Серовская ГРЭС -162 -190 +300 -88 -140
Нижнетуринская ГРЭС -95 -83 +314 +136
Ново-Богословская ТЭЦ +216 +216
Академическая ТЭЦ +164 +164
Среднеуральская ГРЭС -69 -69
Первоуральская ТЭЦ -8 -5 -13
Свердловская ТЭЦ -13 -12 -25
Красногорская ТЭЦ -106 -106
Богословская ТЭЦ -126 -126
Прирост/Снижение -270 +1029 +107 -181 +156 -5 +836
численности (человек)
При прогнозировании численности учтена необходимость постепенного роста производительности труда с увеличением ее к 2018 году в 1,5 раза по отношению к 2012 году.
По данным электросетевых компаний увеличение объема обслуживания будет обеспечиваться без увеличения численности персонала, занятого в электросетевом комплексе области, то есть в основном за счет повышения производительности труда.
В настоящее время в электро- и теплоэнергетике практически все рабочие места являются высокопроизводительными (под которыми согласно временной методике расчета показателя "Прирост высокопроизводительных рабочих мест, в процентах к предыдущему году", утвержденной Приказом Росстата от 21.02.2013 № 70, относятся все занятые рабочие места предприятий (организаций), занятых в производстве и распределении электроэнергии газа и воды, в которых добавленная стоимость в расчете на одно рабочее место превышает 612 тыс. рублей в год. На предприятиях энергетики этот показатель составляет 955 тыс. рублей в год).
Однако рост производительности труда не имеет верхних ограничений и для повышения производительности труда к 2018 году в 1,5 раза по некоторым оценкам на энергопредприятиях Свердловской области необходимо модернизировать около 3 тыс. рабочих мест, для чего необходима согласованная деятельность всех энергопредприятий в рамках специальной программы.
Раздел 6. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Выполнение мероприятий и рекомендаций, предусмотренных Схемой и программой развития электроэнергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года, позволит обеспечить надежное функционирование электроэнергетики Свердловской области в долгосрочной перспективе.
Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года на период до 2018 года предусматривает:
ввод 2610 МВт генерирующих мощностей;
вывод 1745,5 МВт генерирующего оборудования;
строительство новых ВЛ и КЛ 110 - 220 - 500 кВ, общей протяженностью более 500 км;
реконструкцию ВЛ и КЛ 110 - 500 кВ, общей протяженностью более 200 км;
строительство 14 ПС 110 - 220 - 500 кВ с установкой более 1200 МВА новых трансформаторных мощностей.
Объем капитальных вложений по Схеме и программе развития электроэнергетики Свердловской области на 2014 - 2018 годы и на перспективу до 2023 года на период до 2018 года составит около 400 млрд. руб.
Приложение 1
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ВОЗРАСТНАЯ СТРУКТУРА
ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
ПО СОСТОЯНИЮ НА 01 ЯНВАРЯ 2013 ГОДА, МВТ <*>
Наименование Всего до 1960 1961 - 1971 - 1981 - 1991 - 2001 - 2011 -
года 1970 1980 1990 2000 2010 2012
годы годы годы годы годы годы
1 2 3 4 5 6 7 8 9
ВЕРХОТУРСКАЯ ГЭС
гидроагрегат 7,0 7,0
Всего по станции 7,0 7,0
БЕЛОЯРСКАЯ АЭС
БН-600 600,0 600,0
Всего по станции 600,0 600,0
ВЕРХНЕТАГИЛЬСКАЯ ГРЭС
1 Т-88-90 88,0 88,0
2 Т-88-90 88,0 88,0
3 Т-88-90 88,0 88,0
4 Т-88-90 88,0 88,0
5 К-100-90 100,0 100,0
6 К-100-90 100,0 100,0
7 К-165-130 165,0 165,0
8 К-165-130 165,0 165,0
9 К-205-130 205,0 205,0
10 К-205-130 205,0 205,0
11 К-205-130 205,0 205,0
Всего по станции 1497,0 552,0 945,0
РЕФТИНСКАЯ ГРЭС
1 К-300-240 300,0 300,0
2 К-300-240 300,0 300,0
3 К-300-240 300,0 300,0
4 К-300-240 300,0 300,0
5 К-300-240 300,0 300,0
6 К-300-240 300,0 300,0
7 К-500-240 500,0 500,0
8 К-500-240 500,0 500,0
9 К-500-240 500,0 500,0
10 К-500-240 500,0 500,0
Всего по станции 3800,0 300,0 3500,0
СЕРОВСКАЯ ГРЭС
1 К-50-90 50,0 50,0
2 К-50-90 50,0 50,0
4 К-50-90 50,0 50,0
5 К-100-90М 88,0 88,0
6 К-100-90 100,0 100,0
7 К-100-90 100,0 100,0
8 К-100-90 100,0 100,0
Всего по станции 538,0 538,0
СРЕДНЕУРАЛЬСКАЯ ГРЭС
1 Р-16-29 16,0 16,0
2 ПР-46-29 46,0 46,0
5 Р-16-29 16,0 16,0
6 Т-100-130 100,0 100,0
7 Т-100-130 100,0 100,0
8 Р-38-130 38,0 38,0
9 К-310-240 310,0 310,0
10 Т-300-240 300,0 300,0
11 Т-300-240 300,0 300,0
12 ПГУ-410 419,0 419,0
13 ТГУ-11,5 11,5 11,5
Всего по станции 1656,5 78,0 1148,0 11,5 419,0
НИЖНЕТУРИНСКАЯ ГРЭС
4 Р-15-130 15,0 15,0
8 Т-88-90 88,0 88,0
9 Т-88-90 88,0 88,0
10 Т-88-90 88,0 88,0
Всего по станции 279,0 279,0
КАЧКАНАРСКАЯ ТЭЦ
1 ПР-25-90 25,0 25,0
2 ПР-25-90 25,0 25,0
Всего по станции 50,0 50,0
ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ ТЭЦ
1 ПР-12-35 12,0 12,0
2 Р-6-35 6,0 6,0
3 Р-6-35 6,0 6,0
4 Р-6-35 6,0 6,0
5 ПР-6-29 6,0 6,0
Всего по станции 36,0 12,0 24,0
СВЕРДЛОВСКАЯ ТЭЦ
2 ПР-12-29 12,0 12,0
3 ПР-12-29 12,0 12,0
5 ПР-12-29 12,0 12,0
Всего по станции 36,0 24,0 12,0
КРАСНОГОРСКАЯ ТЭЦ
1 Р-14-29 14,0 14,0
2 Р-17-29 17,0 17,0
4 Р-14-29 14,0 14,0
5 Р-14-29 14,0 14,0
6 Т-25-29 25,0 25,0
9 Р-17-29 17,0 17,0
10 Р-20-29 20,0 20,0
Всего по станции 121,0 121,0
БОГОСЛОВСКАЯ ТЭЦ
Р-20-29 20,0 20,0
2 Р-20-29 20,0 20,0
3 Р-10-29 10,0 10,0
6 Т-33-29 33,0 33,0
7 Р-41-29 41,0 41,0
8 Р-6-29 6,0 6,0
10 Р-5-29 5,5 5,5
Всего по станции 135,5 135,5
НОВО-СВЕРДЛОВСКАЯ ТЭЦ
1 Т-110-130 110,0 110,0
2 Т-110-130 110,0 110,0
3 Т-110-130 110,0 110,0
4 Т-110-130 110,0 110,0
5 Т-117-130 117,0 117,0
Всего по станции 557,0 557,0
ТЭЦ НИЖНЕТАГИЛЬСКОГО
МЕТАЛЛУРГИЧЕСКОГО
КОМБИНАТА
1 ПТ-29-29 29,0 29,0
3 ПТ-30-29 30,0 30,0
4 Р-12-29 11,5 11,5
5 Р-12-90 12,0 12,0
6 ПТ-30-90 30,0 30,0
7 ПТ-12-35 12,0 12,0
2а Р-7-29 6,7 6,7
2б Р-7-29 6,7 6,7
5б Р-12-90 12,0 12,0
Всего по станции 149,9 12,0 137,9
ТЭЦ ОАО "НПК
"УРАЛВАГОНЗАВОД"
1 ПТ-30-90 30,0 30,0
2 АТ-20-2 20,0 20,0
3 АТ-20-2 20,0 20,0
4 АП-25-2 24,0 24,0
5 Р-12-90 12,0 12,0
6 ПР-25-90 22,0 22,0
Всего по станции 128,0 64,0 12,0 22,0 30
ТЭЦ
ЕКАТЕРИНБУРГЭНЕРГО
1 Т-12-35 12,0 12,0
2 Р-6-35 6,0 6,0
3 Р-6-35 6,0 6,0
Всего по станции 24,0 12,0 12,0
ТЭЦ ОАО
"МК "УРАЛМЕТПРОМ"
1 ПТ-25-90 23,5 23,5
2 ПР-25-90 23,5 23,5
3 ПР-25-90 23,5 23,5
4 К-25-90 25,0 25,0
(кон-
серв.)
Всего по станции 70,5 70,5
ГТ ТЭЦ (ГОРОД РЕЖ)
1 ГТ-009 9,0 9,0
2 ГТ-009 9,0 9,0
Всего по станции 18,0 18,0
ЕКАТЕРИНБУРГСКАЯ
ГТ ТЭЦ
1 ГТ-009М 9,0 9,0
2 ГТ-009М 9,0 9,0
Всего по станции 18,0 18,0
ОАО "УРАЛЬСКИЙ ЗАВОД
РТИ"
1 ПР-6-35 6,0 6,0
Всего по станции 6,0 6,0
СВЕРДЛОВСКАЯ ОБЛАСТЬ 9727,4 1822,5 2503,0 4170,5 579,0 30,0 203,4 419,0
АЭС 600,0 600,0
ГЭС 7,0 7,0
ТЭС 9120,4 1815,5 2503,0 3570,5 579,0 30,0 203,4 419
Доля, проценты 100 18,7 25,7 42,9 6,0 0,3 2,1 4,3
<*> - с учетом перемаркировки
Приложение 2
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ХАРАКТЕРИСТИКА
СЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА ПО КЛАССАМ НАПРЯЖЕНИЯ
Наименование Единицы ОАО филиал ОАО ОАО ГУП СО ОАО ЗАО ОАО
измере- "ФСК "МРСК "ЕЭСК" "Обл- "Регио- "Тагил- "РЖД"
ния ЕЭС" Урала" - коммун- нальная энерго-
МЭС "Свердлов- энерго" сетевая сети"
Урала энерго" компания"
ПС 500 кВ штук 4 0 0 0 0 0 0
ПС 220 кВ 22 2 2 0 0 0 1
ПС 35 - 110 кВ 0 382 67 16 9 1 77
ТП 10 - 6/0,4 кВ 0 8759 1984 2058 746 769 2
ВЛ 500 кВ км 1702 0 0 0 0 0 0
ВЛ 220 кВ 3256 27 0 0 0 0 0
ВЛ 35 - 110кВ 9 10008 95 64 36 0 515
ВЛ 10 - 0,4 кВ 0 27661 487 5926 1475 1097 1505
КЛ 220 кВ 0 0 0 0 0 0 0
КЛ 35 - 110 кВ 0 4,8 114 0 0 0 307
КЛ 10 - 0,4 кВ 0 1299 1957 1396 1237 1150 560
Условные единицы у.е. 37059 209512 67950 39067 17805 15428 <*>
Объем условных единиц ОАО "РЖД" определяется совместно с остальной технологией без выделения электросетевого хозяйства.
Приложение 3
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ДИНАМИКА
ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
В 2008 - 2010 ГОДАХ В РАЗРЕЗЕ ЭНЕРГОРАЙОНОВ,
ГРУПП ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И КРУПНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Наименование потребителя Электропотребление <*>,
млн. кВт.ч
2008 год 2009 год 2010 год
1 2 3 4
Свердловская энергосистема 47709 42073 44714
в том числе энергорайоны:
СЕРОВСКИЙ 8725 6615 7386
ОАО "Севуралбокситруда" 521 514 497
ОАО "Металлургический завод им. А.К. Серова" 485 380 465
ОАО "Серовский завод ферросплавов" 1251 751 1352
ОАО "Богословское рудоуправление" 97 82 90
ООО "Серовский завод малой металлургии" 49 49 49
ООО "АРГУС-СФК" 0 5 21
ОАО "Северо-Западные магистральные 237 245 237
нефтепроводы" (НПС Сосьва, НПС Сосновка,
НПС Платина)
Свердловская железная дорога - филиал ОАО "РЖД" 80 66 69
ООО "Валенторский медный карьер" 0 0 19
Всего по крупным потребителям 6451 4651 4620
Прочие потребители 1179 1071 1829
Собственные нужды электростанций 448 407 431
Потери в сетях 647 485 506
ВОСТОЧНЫЙ 8910 7243 7773
ОАО "Синарский трубный завод" 412 385 384
ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод" 344 405 345
Филиал "УАЗ-СУАЛ" ОАО "СУАЛ" 2883 1540 1437
Богдановичское ОАО "Огнеупоры" 73 64 78
Комбинат "Сухоложскцемент" 260 238 238
ОАО "Сухоложский завод вторичных цветных 92 67 67
металлов"
ОАО Сухоложский огнеупорный завод 37 27 37
ОАО "Ураласбест" 563 468 595
Свердловская железная дорога - филиал ОАО "РЖД" 762 665 690
"Концерн "Росэнергоатом" филиал "Белоярская 0 0 84
АЭС" (строительство)
Всего по крупным потребителям 5426 3858 3954
Прочие потребители 1295 1378 1741
Собственные нужды электростанций 1517 1502 1562
Потери в сетях 673 505 516
ЗАПАДНЫЙ (ВМЕСТЕ С МО "Г. ЕКАТЕРИНБУРГ") 15315 14721 15378
ЗАПАДНЫЙ (БЕЗ МО "Г. ЕКАТЕРИНБУРГ") 9315 8563 8872
ОАО "Северский трубный завод" 439 680 715
ЗАО "Нижнесергинский метизно-металлургический 81 74 172
завод"
ОАО "Уральская фольга" 80 74 85
ОАО "Уралэлектромедь" (Верхняя Пышма") 358 335 335
ОАО "Первоуральский новотрубный завод" 439 340 633
ОАО "Первоуральский динасовый завод" 78 78 90
ОАО "Среднеуральский медеплавильный завод" 536 502 435
ЗАО "Ревдинский метизно-металлургический завод" 1259 1162 1200
ООО "Березовское рудоуправление"
ЗАО "Березовский электрометаллургический завод" 15 68 127
ЗАО "Уральский завод прецизионных сплавов" 35 38 42
Свердловская железная дорога - филиал ОАО "РЖД" 820 721 737
ОАО Полевской криолитовый завод" 66 78 78
ОАО "Ключевской завод ферросплавов" 63 63 63
ЗАО СП "Катур-Инвест" 23 19 20
Всего по крупным потребителям 4291 4232 4730
Прочие потребители 3868 3195 3002
Собственные нужды электростанций 589 584 575
Потери в сетях 567 551 565
МО "Г. ЕКАТЕРИНБУРГ" 6000 6158 6506
ООО "ВИЗ-сталь" 585 398 480
ОАО "Уральский завод тяжелого машиностроения" 124 114 117
ОАО "Уральский завод резиновых технических 46 41 41
изделий"
ОАО "Уралэлектротяжмаш" 41 32 32
ОАО "Свердловский шинный завод" 37 28 28
ЗАО "Уралпластик" 19 18 19
ТУ МЭС Урала (ОАО "Мегафон") 0 0 112
Всего по крупным потребителям 852 630 828
Прочие потребители 4436 4767 4914
Собственные нужды электростанций 346 364 349
Потери в сетях 366 396 414
НИЖНЕТАГИЛЬСКИЙ 12437 10999 12012
Нижнетагильский металлургический комбинат 1552 1300 1300
(ОАО "ЕВРАЗ НТМК")
ОАО "Высокогорский ГОК" 338 295 282
ОАО "ЕВРАЗ Качканарский ГОК "Ванадий" 1753 1850 1850
ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА" 678 567 597
ОАО "Кировградский завод твердых сплавов" 77 51 60
ОАО "Невьянский цементный завод" 130 140 171
ОАО "Уралэлектромедь" филиалы 146 152 153
ОАО "Святогор" 232 236 237
ОАО "НПК "Уралвагонзавод" 418 418 368
ОАО "Уральский электрохимический комбинат" 1275 1275 1275
ФГУП "Комбинат "Электрохимприбор" 120 125 125
ОАО "Промко Российский металл" 0 0 3
ОАО "Ревдинский завод ОЦМ" 50 45 57
ОАО Северо-Западные магистральные нефтепроводы" 79 82 79
(НПС Арбатская)
ООО "Невьянский машиностроительный завод" 41 36 36
ОАО "Уральская химическая компания" 49 47 47
(УРАЛХИМПЛАСТ)
ОАО "Тизол" 15 14 18
ООО "Водоканал" г. Нижний Тагил 83 76 74
ОАО "Котельно-радиаторный завод" 36 37 38
ОАО "Свердловская железная дорога" 318 272 272
ЗАО "Кушвинский завод прокатных валков" 27 26 35
ОАО Нижнетуринский машиностроительный завод 8 7 7
"Вента"
МУП "Тагилэнерго" 43 39 40
Всего по крупным потребителям 7469 7089 7123
Прочие потребители 3268 2426 3097
Собственные нужды электростанций 1108 918 1196
Потери в сетях 591 565 596
АРТЕМОВСКИЙ И ТАЛИЦКИЙ 2323 2495 2165
ОАО "Режникель" 49 29 52
ОАО "Уралэлектромедь" филиал "Сафьяновская 10 9 8
медь"
ОАО "Свердловская железная дорога" 30 26 26
Всего по крупным потребителям 89 64 85
Прочие потребители 1725 1928 1597
Потери в сетях 509 504 483
--------------------------------
<*> - отчетные данные за период 2011 - 2012 год отсутствуют.
Приложение 4
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
НАИБОЛЕЕ КРУПНЫЕ ПОТРЕБИТЕЛИ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СВЕРДЛОВСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
№ Отрасль Наименование предприятия
строки
1. Производство ОАО "Нижнетагильский металлургический комбинат"
продукции
2. черной ОАО "Серовский ферросплавный завод"
металлургии
3. ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод"
4. ЗАО "Нижнесергинский метизно-металлургический
завод"
5. ОАО "ВИЗ-сталь"
6. ОАО "Металлургический завод им. Серова"
7. ОАО "Первоуральский новотрубный завод"
8. ОАО "Синарский трубный завод"
9. ОАО "Северский трубный завод"
10. Производство ОАО "Уралэлектромедь"
цветных
11. металлов ОАО "Среднеуральский медеплавильный завод"
12. ОАО "Святогор"
13. ОАО "Корпорация ВСМПО-АВИСМА"
14. филиалы "БАЗ-СУАЛ" и "УАЗ-СУАЛ" ОАО "СУАЛ"
15. Машиностроение ОАО "Уральский завод тяжелого машиностроения"
16. ОАО "Уралхиммаш"
17. ОАО "Уралэлектротяжмаш"
18. ОАО "НПК "Уралвагонзавод"
19. Добывающая ОАО "Качканарский ГОК "Ванадий"
промышленность
20. ОАО "Высокогорский ГОК"
21. ОАО "Севуралбокситруда"
22. Производство ОАО "Сухоложскцемент"
прочих
23. неметаллических ОАО "Невьянский цементный завод"
минеральных
24. продуктов ОАО "Ураласбест"
Приложение 5
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
АНАЛИЗ
НАЛИЧИЯ ВЫПОЛНЕННЫХ СХЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
МУНИЦИПАЛЬНЫХ ОБРАЗОВАНИЯ В СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
№ Наименование Утверждена схема Организация- Срок Наименование Суммарный объем инвестиций
п/п муниципального теплоснабжения разработчик схемы исполнения определенной в соответствии с утвержденной
образования (да/нет), срок теплоснабжения, и стоимость в соответствии схемой теплоснабжения
утверждения/ с которой заключен работ со схемой единой на период 2012 - 2014 годов
планируемый срок договор по разработке теплоснабжающей и далее на перспективу
в соответствии на разработку схемы схемы организации до 2020 годов и до 2027 годов
с графиком теплоснабжения теплоснабжения (тыс. рублей)
разработки, орган, по итогам по итогам
принявший решение проведенных проведения 2012 - 2014 2012 - 2020,
об утверждении конкурсных процедур конкурсных 2027
схемы/графика процедур
(тыс. рублей)
1 2 3 4 5 6 7 8
1 Арамильский нет, планируемый ООО НПП "Элеком" 01.12.2013,
городской округ срок утверждения 798,00 тыс.
31.12.2013 рублей
2 Артемовский нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры не определена
31.12.2013
3 Артинский нет, планируемый не определена не определен не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения
01.08.2013
4 Асбестовский нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры 4700,00 тыс.
31.12.2013 рублей
5 Ачитский нет, планируемый ГБУ СО "Институт 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения энергосбережения" не определена
31.12.2013
6 Баженовское не требуется
сельское поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
7 Байкаловский не требуется
муниципальный район в связи
с отсутствием
полномочий
у района
8 Байкаловское не требуется
сельское поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
9 Белоярский да, Постановление ГБУ СО "Институт 31.12.2012. МУП БГО 610,600,000,00 869,470,000,00
городской округ Главы Белоярского энергосбережения" - В рамках "Белоярские
городского округа ООО "Делтринг" пилотного тепловые сети"
от 07.02.2013 проекта
№ 164 средства
областного
бюджета
10 Березовский нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры не определена
31.12.2013
11 Бисертский нет, планируемый не определена 01.11.2013, ЗАО не определена не определена
городской округ срок утверждения не определена "Регионгаз-инвест"
01.12.2013
12 Верхнесалдинский нет, планируемый ООО "Политерм" 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения Санкт-Петербург не определена
31.12.2013
13 Верхотурский да, Постановлением ГБУ СО "Институт 31.12.2012. МУП "Верхотурское 172,400,000,00 143,900,000,00
городской округ Администрации энергосбережения" В рамках ЖКХ"
городского округа пилотного
Верхотурский проекта
от 11.02.2013 средства
№ 102 областного
бюджета
14 Волчанский нет, планируемый ООО "СТРОЙ ПРОЕКТ" 15.06.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения Екатеринбург 567,00 тыс.
20.06.2013 рублей
15 Восточное нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
сельское поселение срок утверждения конкурсные процедуры не определена
01.10.2013
16 Галкинское не требуется
сельское поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
17 Гаринский не требуется
городской округ в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
18 Городской округ нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
ЗАТО Свободный срок утверждения конкурсные процедуры не определена
31.12.2013
19 Горноуральский да, Постановление ГБУ СО "Институт 31.12.2012. МУП ЖКХ "Энергия" 161,860,000,00 375,400,000,00
городской округ Администрации энергосбережения" В рамках
Горноуральского пилотного
городского округа проекта
от 21.01.2013 средства
№ 42 областного
бюджета
20 Город Нижний Тагил нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
срок утверждения конкурсные процедуры не определена
31.12.2013
21 Городское поселение нет, планируемый не определена не определен не определена не определена не определена
Верхние Серги срок утверждения
01.09.2013
22 Городской округ нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
Верхняя Пышма срок утверждения не определена
31.12.2013
23 Городской округ нет, планируемый проводятся 30.11.2013, не определена не определена не определена
"Город Лесной" срок утверждения конкурсные процедуры 1600,00 тыс.
31.12.2013 рублей
24 Городской округ нет, планируемый ГБУ СО "Институт 01.06.2013, не определена не определена не определена
Богданович срок утверждения энергосбережения" не определена
30.06.2013
25 Городской округ нет, планируемый проводятся 01.12.2013, МУП ЖКХ не определена не определена
Верхнее Дуброво срок утверждения конкурсные процедуры 4700,00 тыс. МО "р.п. Верхнее
31.12.2013 рублей Дуброво"
26 Городской округ нет, планируемый ООО "Энергосоветник" 30.03.2013, ГУП СО 230,000,00 не определена
Верх-Нейвинский срок утверждения 480,00 тыс. "Облкоммунэнерго"
15.04.2013 рублей
27 Городской округ нет, планируемый договоренность 01.12.2013, не определена не определена не определена
Верхний Тагил срок утверждения с филиалом не определена
31.12.2013 "Верхнетагильская
ГРЭС" -
ОАО "ИНТЕР РАО -
Электрогенерация"
о доработке
имеющихся схем
теплоснабжения
28 Городской округ нет, планируемый ООО "Невская 01.06.2013, не определена не определена не определена
Верхняя Тура срок утверждения энергетика" 435,40 тыс.
15.08.2013 рублей
29 Городской округ да, Решение Думы ГБУ СО "Институт 31.12.2012. МУП "Служба 200,000,00 165,000,00
Дегтярск городского округа энергосбережения" В рамках единого заказчика
Дегтярск пилотного ГО Дегтярск"
от 31.01.2013 проекта
№ 138 средства
областного
бюджета
30 Городской округ да, 31.01.2013 ОАО "Концерн 10.01.2013 ООО 75,077,755,30 81,204,255,00
Заречный Росэнергоатом" "Теплопередача"
"Белоярская атомная
станция"
31 Городской округ нет, планируемый ОАО "Инженерный 12.12.2013, МУП "ККС" не определена не определена
Карпинск срок утверждения центр энергетики 301,00 тыс.
31.12.2013 Урала" рублей
32 Городской округ нет, планируемый ООО "Невская 31.05.2013, не определена не определена не определена
Краснотурьинск срок утверждения энергетика" 1688,40 тыс.
01.09.2013 Санкт-Петербург рублей
33 Городской округ нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
Красноуральск срок утверждения конкурсные процедуры не определена
31.12.2013
34 Городской округ нет, планируемый ООО "Институт 01.08.2013, не определена не определена не определена
Красноуфимск срок утверждения Развития 1000,00 тыс.
01.09.2013 Энергоэффективных рублей
Технологий"
35 Городской округ да, Постановление ООО "Региональный 26.11.2012, Филиал ОАО "ЕВРАЗ 85,860,000,00 138,375,000,00
Нижняя Салда Главы сервисный центр - 299,73 тыс. НТМК" - НСМЗ,
Администрации Урал" рублей ФГУП НИИМаш
городского округа
Нижняя Салда
от 24.12.2012
№ 1196
36 Городской округ не требуется
Пелым в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
37 Городской округ нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
Первоуральск срок утверждения не определена
31.12.2013
38 Городской округ нет, планируемый ООО "Омская 01.09.2013, не определена не определена не определена
Ревда срок утверждения Энергосервисная 1964,00 тыс.
01.10.2013 компания" (Омск) рублей
39 Городской округ нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
Рефтинский срок утверждения не определена
31.12.2013
40 Городской округ да, в 2007 году, ОАО "Объединение 01.12.2013, ОАО не определена не определена
Среднеуральск актуализация и ВНИПИЭНЕРГОПРОМ" не определена "Теплопрогресс"
утверждение
планируется
в срок
до 31.12.2013
41 Городской округ нет, планируемый ПИИ "ГЕО", 01.12.2013, не определена не определена не определена
Староуткинск срок утверждения город Екатеринбург 500,0 тыс.
31.12.2013 рублей
42 Городской округ нет, планируемый не определена не определена не определена не определена не определена
Сухой Лог срок утверждения
31.07.2013
43 Дружининское нет, планируемый ООО НПП "Элеком" 01.09.2013,
городское поселение срок утверждения 400,00 тыс.
01.10.2013 рублей
44 Зареченское нет, планируемый ООО НПП "Элеком" 30.09.2013, не определена не определена не определена
сельское поселение срок утверждения 176,00 тыс.
30.09.2013 рублей
45 Ивдельский нет, планируемый ГБУ СО "Институт 01.06.2013. МУП не определена не определена
городской округ срок утверждения энергосбережения" В рамках "Теплокомплекс"
01.06.2013 пилотного
проекта
средства
областного
бюджета
46 Ирбитское нет, планируемый ГБУ СО "Институт 01.06.2013. не определена не определена не определена
муниципальное срок утверждения энергосбережения" В рамках
образование 30.06.2013 пилотного
проекта
средства
областного
бюджета
47 Калиновское не требуется
сельское поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
48 Каменский городской нет, планируемый ГБУ СО "Институт 31.12.2012. не определена не определена не определена
округ срок утверждения энергосбережения" В рамках
01.12.2013 пилотного
проекта
средства
областного
бюджета
49 Камышловский нет, планируемый проводятся 01.06.2013, МУП "Камышловское не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры не определена теплоснабжающее
30.06.2013 предприятие"
50 Камышловский не требуется
муниципальный район в связи
с отсутствием
полномочий
у района
51 Качканарский нет, планируемый проводятся 01.08.2013, ООО "Качканарская не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры 4000,0 тыс. Теплоснабжающая
31.08.2013 рублей Компания"
52 Кировградский нет, планируемый ОАО "Инженерный 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения центр энергетики 419,655 тыс.
31.12.2013 Урала" рублей
53 Кленовское сельское не требуется
поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
54 Краснополянское не требуется
сельское поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
55 Кузнецовское не требуется
сельское поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
56 Кушвинский нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения не определена
31.12.2013
57 Малышевский нет, планируемый ИП Собецкая М.В. 01.07.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения 930,00 тыс.
01.08.2013 рублей
58 Махневское нет, планируемый ГБУ СО "Институт 01.12.2013, МУП "Соболь" не определена не определена
муниципальное срок утверждения энергосбережения" 700,00 тыс.
образование 31.12.2013 рублей
59 Михайловское да, 26.09.2011, ОАО "Инженерный 26.09.2011, ООО "Департамент 149,800,000,00 239,900,000,00
муниципальное Постановление центр энергетики 200,00 тыс. ЖКХ"
образование № 109 Урала" рублей
Администрации
Михайловского
муниципального
образования
60 Муниципальное нет, планируемый ОАО "Объединение Разработка не определена не определена не определена
образование срок утверждения ВНИПИэнергопром" произведена
"город 31.12.2013 в период
Екатеринбург" 2010 -
2012 годов.
Стоимость
работ
по контракту
составила
30237 тыс.
рублей.
Конкурсной
документацией
установлены:
срок
выполнения
работ
220 дней,
стоимость
выполнения
работ
11210 тыс.
рублей
61 Муниципальное нет, планируемый ГБУ СО "Институт 01.09.2013, не определена не определена не определена
образование срок утверждения энергосбережения" 300,00 тыс.
"Поселок Уральский" 30.09.2013 рублей
62 Муниципальное нет, планируемый ООО НПП "Элеком" 01.06.2013, ЗАО "Фанком" не определена не определена
образование срок утверждения 500,00 тыс.
Алапаевское 31.07.2013 рублей
63 Муниципальное нет, планируемый ОАО "Инженерный 31.12.2013, не определена не определена не определена
образование город срок утверждения центр энергетики 3000,00 тыс.
"Каменск-Уральский" 31.12.2013 Урала" рублей
64 Муниципальное нет, не определена не определен не определена не определена не определена
образование не определен
город Алапаевск
65 Муниципальное нет, планируемый ООО "Невская 20.07.2013 не определена не определена не определена
образование срок утверждения энергетика" 1987,00 тыс.
город Ирбит 31.07.2013 рублей
66 Муниципальное нет, планируемый проводятся 01.07.2013 МУП "Энергосервис" не определена не определена
образование срок утверждения конкурсные процедуры 2500,0 тыс.
Красноуфимский 01.07.2013 рублей
округ
67 Муниципальное нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
образование рабочий срок утверждения не определена
поселок Атиг 31.12.2013
68 Невьянский нет, планируемый ФГУ ВПО "УрФУ имени 01.09.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения первого Президента 490,00 тыс.
01.10.2013 России Б.Н. Ельцина" рублей
учебный научный
центр "Энергетика"
69 Нижнесергинский не требуется,
муниципальный район в связи
с отсутствием
полномочий
у района
70 Нижнесергинское нет, планируемый НПО "УралНИАС" 01.09.2013, не определена не определена не определена
городское поселение срок утверждения не определена
01.10.2013
71 Нижнетуринский нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения не определена
31.12.2013
72 Ницинское сельское нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
поселение срок утверждения не определена
31.12.2013
73 Новолялинский нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры 1400,0 тыс.
31.12.2013 рублей
74 Новоуральский да, постановление ООО "РЭСТ" 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ администрации 920,0 тыс.
Новоуральского рублей
городского округа
от 03.11.2010
№ 2246-А,
проводится
корректировка
в соответствии
с Федеральным
законом
от 27.07.2010
№ 190-ФЗ
"О теплоснабжении"
75 Обуховское нет, планируемый ООО ПП 01.06.2013, ООО "Комфорт" не определена не определена
сельское поселение срок утверждения "Энергосбережение" 155,00 тыс.
30.06.2013 Сухой Лог рублей
76 Полевской нет, планируемый проводятся 31.10.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры не определена
01.10.2013
77 Пышминский нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения не определена
31.12.2013
78 Режевской нет, планируемый проводятся 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры не определена
31.12.2013
79 Североуральский нет, планируемый ГБУ СО "Институт 01.12.2013, МУП не определена не определена
городской округ срок утверждения Энергосбережения" 5200,0 тыс. "Комэнергоресурс"
31.12.2013 рублей
80 Серовский нет, планируемый ООО НПП "Элеком" 01.08.2013,
городской округ срок утверждения 6449,00 тыс.
01.09.2013 рублей
81 Сладковское нет, планируемый ООО НПП "Элеком" 01.02.2013, МУП "Сладковское не определена не определена
сельское поселение срок утверждения 90,2 тыс. ЖКХ"
31.12.2013 рублей
82 Слободо-Туринский не требуется
муниципальный район в связи
с отсутствием
полномочий
у района
83 Слободо-Туринское нет, планируемый не определена не определен не определена не определена не определена
сельское поселение срок утверждения
01.09.2013
84 Сосьвинский нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения не определена
31.12.2013
85 Сысертский нет, планируемый проводятся 01.09.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры не определена
15.09.2013
86 Таборинский не требуется
муниципальный район в связи
с отсутствием
полномочий
у района
87 Таборинское не требуется
сельское поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
88 Тавдинский нет, планируемый ГБУ СО "Институт 31.12.2012. не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения энергосбережения" В рамках
01.12.2013 пилотного
проекта
средства
областного
бюджета
89 Талицкий городской нет, планируемый ГБУ СО "Институт 31.12.2012. не определена не определена не определена
округ срок утверждения энергосбережения" В рамках
31.12.2013 пилотного
проекта
средства
областного
бюджета
90 Тугулымский нет, планируемый проводятся 01.12.2013, ГУП СО не определена не определена
городской округ срок утверждения конкурсные процедуры не определена "Облкоммунэнерго"
31.12.2013
91 Туринский нет, планируемый ФГУ ВПО "УрФУ имени 25.04.2013, ЗАО 24,268,000,00 69,268,120,00
городской округ срок утверждения первого Президента 1250,00 тыс. "Регионгаз-инвест"
13.05.2013 России Б.Н. Ельцина" рублей МУП ЖКХ
учебный научный "Теплоэнергоцех
центр "Энергетика" № 1"
92 Унже-Павинское не требуется
сельское поселение в связи
с отсутствием
систем
теплоснабжения
93 Усть-Ницинское нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
сельское поселение срок утверждения не определена
31.12.2013
94 Шалинский нет, планируемый не определена 01.12.2013, не определена не определена не определена
городской округ срок утверждения не определена
31.12.2013
ИТОГО:
ОМС схема разработана самостоятельно 5
1 этап пилотных проектов (схема утверждена) 4
2 этап пилотных проектов 5
не требуется разработка 16
работа не начата 17
проводится конкурс 17
сроки и организация разработчик определены, работы ведутся 30
Приложение 6
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
"УЗКИХ МЕСТ" ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
1. ПОЛЕВСКОЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
1) Наименование "узкого места": Полевской энергоузел;
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 14 процентов (25 МВт) от потребления Полевского энергоузла (характерно летнего (весенне-осеннего) периода);
3) характеристика энергоузла:
Полевской энергоузел включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Малахит, ПС 110 кВ Полевская, ПС 110 кВ Гвоздика.
Границы Полевского энергоузла определяют следующие элементы сети:
В 220 кВ Малахит на ПС 500 кВ Южная;
В 110 кВ Гвоздика на ПС 500 кВ Южная;
В 110 кВ Полевская на ПС 500 кВ Южная;
В 110 кВ Дегтярка 1,2 на ПС 220 кВ Первоуральская;
В 110 кВ Гидромаш на ПС 220 кВ Малахит;
В 110 кВ Уфалей 1, 2 на ПС 220 кВ Малахит.
При ведении режимов в Полевском энергоузле существенное значение имеет переток по ВЛ 110 кВ Малахит - Уфалей 1, 2, зависящий в свою очередь от схемно-режимной ситуации в прилегающей сети Челябинской энергосистемы, поэтому максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Полевской энергоузел" зависит от перетока по ВЛ 110 кВ Малахит - Уфалей 1, 2. В КС "Полевской энергоузел" входят следующие элементы сети:
В 220 кВ Малахит на ПС 500 кВ Южная;
В 110 кВ Гвоздика на ПС 500 кВ Южная;
В 110 кВ Полевская на ПС 500 кВ Южная;
В 110 кВ Дегтярка 1, 2 на ПС 220 кВ Первоуральская.
Графическое изображение Полевского энергоузла с указанием КС "Полевской энергоузел" представлено на рисунке 1;
Рис. 1. ПОЛЕВСКОЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
Рисунок не приводится.
4) баланс мощности Полевского энергоузла на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 1;
БАЛАНС ПОЛЕВСКОГО ЭНЕРГОУЗЛА
Таблица 1
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
Потребление Максимум - 174 МВт Максимум - 212 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 06.02.2012)
05.09.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 181 МВт
замеру - 150 МВт
Генерация Нет Нет
Дефицит 174 МВт (на момент 212 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
150 МВт (на момент 181 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС "Полевской до 206 МВт до 261 МВт
энергоузел"
в нормальной схеме
МДП в КС "Полевской 284 МВт 340 МВт
энергоузел"
в нормальной схеме
Переток в КС "Полевской до 174 МВт <**> -
энергоузел" в ремонтной
схеме
(ремонт ВЛ 220 кВ
Малахит - Южная)
МДП в КС в наиболее 192 МВт <**> -
тяжелой <*> ремонтной
схеме (ремонт
ВЛ 220 кВ Малахит -
Южная)
Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС;
<**> - с учетом замыкания транзита 110 кВ Колюткино - Малахит
5) электрических станций в Полевском энергоузле нет;
6) анализ схемно-режимных ситуаций, приводящих к нарушению допустимых параметров режима Полевского энергоузла:
Описание СРС:
Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является наложение аварийного отключения ВЛ 110 кВ Гвоздика - Южная (ВЛ 110 кВ Гвоздика - Полевская) на ремонт ВЛ 220 кВ Малахит - Южная в летний (весенне-осенний) период (приложение 7 рисунок 1).
При наложении аварийного отключения ВЛ 110 кВ Гвоздика - Южная (ВЛ 110 кВ Гвоздика - Полевская) на ремонт ВЛ 220 кВ Малахит - Южная загрузка ВЛ 110 кВ Полевская - Южная - до 93 процентов, ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская - до 74 процентов, ВЛ 110 кВ Дегтярка - Первоуральская 1, 2 - до 76 процентов (приложение 7 рисунок 1).
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение ВЛ 220 кВ БАЭС - Мраморная или ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с учетом работы АОПО на ПС 110 кВ Полевская приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская или ВЛ в транзите 110 кВ Южная - Полевская) (приложение 7 рисунок 2) необходим ввод графиков временного отключения потребления (ГВО).
Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО: замыкание транзита 110 кВ Колюткино - Малахит снижает ГВО на 45 МВт. Транзит замыкается: в ремонтных схемах (непосредственно перед выводом сетевого элемента в ремонт), в нормальной схеме (по команде диспетчера после аварийного отключения одного из сетевых элементов ПЭУ).
С учетом выполнения схемно-режимных мероприятий, необходимый объем ГВО составляет до 25 МВт;
7) ограничивающими элементами в Полевском энергоузле являются:
на ПС 500 кВ Южная - ошиновка ВЛ 110 кВ Полевская - Южная, ВЧ заградители ВЛ 110 кВ Гвоздика - Южная;
на ПС 110 кВ Полевская - ВЧ заградители ВЛ 110 кВ Полевская - Южная, Гвоздика - Полевская; ошиновка ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская;
провод ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская;
на ПС 110 кВ Дегтярка - ошиновка ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в Полевском энергоузле.
Перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в Полевском энергоузле, приведен в таблице 2. В приложении 7 на рисунке 3 показан режим аварийного отключения ВЛ 110 кВ Гвоздика - Южная при ремонте ВЛ 220 кВ Малахит - Южная с учетом выполнения мероприятий. Для подготовки к отключению ВЛ 220 БАЭС - Мраморная (режим показан в приложении 7 на рисунке 3) ввод ГВО не требуется, таким образом предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ПОЛЕВСКОМ ЭНЕРГОУЗЛЕ
Таблица 2
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
На ПС 500 кВ Южная заменить ошиновку ВЛ 110 кВ Полевская - 25 МВт
Южная, выполненную проводом марки АС-95/27 на провод марки
не менее АС-185/24 или аналогичный по ДТН
На ПС 500 кВ Южная заменить ВЧ заградители ВЛ 110 кВ
Гвоздика - Южная номинальным током 500 А на ВЧ заградители
номинальным током не менее 600 А
На ПС 110 кВ Полевская заменить ВЧ заградители ВЛ 110 кВ
Полевская - Южная, ВЛ 110 кВ Гвоздика - Полевская
номинальным током 500 А на ВЧ заградители номинальным током
600 А
Выполнить реконструкцию ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская
с заменой провода марки АС-95/16 на провод марки не менее
АС-150/24 или аналогичный по ДТН <*>
На ПС 110 кВ Полевская и ПС 110 кВ Дегтярка заменить
ошиновку ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская марки АС-95/16
на провод марки не менее АС-150/24 или аналогичный по ДТН
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
2. ЮГО-ЗАПАДНЫЙ ЭНЕРГОРАЙОН
1) наименование "узкого места": Юго-Западный энергорайон;
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 20 процентов (30 МВт) от потребления Юго-Западного энергорайона (характерно для летнего (весенне-осеннего) периода);
3) характеристика энергорайона:
Юго-Западный энергорайон включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Красноуфимская, ПС 110 кВ Михайловская, ПС 110 кВ Н. Серги, ПС 110 кВ Дидино, ПС 110 кВ Манчаж, ПС 110 кВ Крылово.
Границы Юго-Западного энергорайона определяют следующие элементы сети:
В 110 кВ АТ3, 4 на ПС 220 кВ Красноуфимская;
В 110 кВ Романовка 1,2 на ПС 220 кВ Красноуфимская;
В 110 кВ Дидино на ПС 220 кВ Первоуральская;
В 110 кВ Нижние Серги на ПС 220 кВ Первоуральская.
В состав контролируемого сечения "Красноуфимская - Михайловская - Первоуральская" (далее - КС КМП) входят следующие элементы сети:
В 110 кВ Дидино на ПС 220 кВ Первоуральская;
В 110 кВ Нижние Серги на ПС 220 кВ Первоуральская.
Графическое изображение Юго-Западного энергорайона с указанием КС КМП представлено на рисунке 2;
Рис. 2. ЮГО-ЗАПАДНЫЙ ЭНЕРГОРАЙОН
Рисунок не приводится.
4) баланс мощности Юго-Западного энергорайона на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 3;
БАЛАНС ЮГО-ЗАПАДНОГО ЭНЕРГОРАЙОНА
Таблица 3
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
1 2 3
Потребление Максимум - 149 МВт Максимум - 169 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 02.02.2012)
09.04.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 151 МВт
замеру - 104 МВт
Генерация Нет Нет
Дефицит 149 МВт (на момент 169 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
104 МВт (на момент 151 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС до 64 МВт до 80 МВт
в нормальной схеме
МДП в КС в нормальной 84 МВт 108 МВт
схеме
Переток в КС до 73 <**> МВт -
в ремонтной схеме
МДП в КС в наиболее 85 <**> МВт -
тяжелой <*> ремонтной
схеме (ремонт АТ-3(4)
ПС 220 кВ
Красноуфимская или
ВЛ 220 кВ Ирень -
Красноуфимская или
ВЛ 220 кВ Емелино -
Продольная
или ВЛ 220 кВ
Продольная -
Красноуфимская)
Примечание: <*> - в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС;
<**> - замкнут транзит 110 кВ Красноуфимская - Романовка - Чернушка
5) электрических станций в Юго-Западном энергорайоне нет;
6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в КС КМП:
Описание СРС:
Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является одна из следующих СРС в летний (весенне-осенний) период:
1) наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Емелино - Продольная (ВЛ 220 кВ Продольная - Красноуфимская) на ремонт ВЛ 220 кВ Ирень - Красноуфимская;
2) наложение аварийного отключения АТ3(4) на ремонт АТ4(3) на ПС 220 кВ Красноуфимская;
3) наложение аварийного отключения 1(2) С 220 кВ на ремонт 2(1) С 220 кВ на ПС 220 кВ Красноуфимская;
4) наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Ирень - Красноуфимская на ремонт 2 С 220 кВ на ПС 500 кВ Емелино.
Далее рассмотрен случай наложения аварийного отключения ВЛ 220 кВ Емелино - Продольная (ВЛ 220 кВ Продольная - Красноуфимская) на ремонт ВЛ 220 кВ Ирень - Красноуфимская при условии замыкания транзита 110 кВ Красноуфимская - Романовка - Чернушка.
При наложении аварийного отключения ВЛ 220 кВ Емелино - Продольная (ВЛ 220 кВ Продольная - Красноуфимская) на ремонт ВЛ 220 кВ Ирень - Красноуфимская наиболее загружены ВЛ 110 кВ Н. Серги - Первоуральская - до 77 процентов, ВЛ 110 кВ Дидино - Первоуральская - до 70 процентов. Напряжение на ПС Юго-Западного энергорайона, с учетом работы БСК на ПС 220 кВ Красноуфимская, ПС 110 кВ Михайловская, не ниже 110 кВ (приложение 7 рисунок 4).
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение ВЛ 110 кВ Дидино - Первоуральская приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ Н. Серги - Первоуральская; отключение ВЛ 110 кВ Н. Серги - Первоуральская приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ Дидино - Первоуральская) (приложение 7 рисунок 5) необходим ввод графиков временного отключения потребления (ГВО).
Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:
1) замыкание транзита 110 кВ Красноуфимская - Романовка - Чернушка. Транзит замыкается по согласованию с Пермским РДУ: в ремонтных схемах (непосредственно перед выводом сетевого элемента в ремонт), в нормальной схеме (сразу после аварийного отключения одного из сетевых элементов в Юго-Западном энергорайоне). В нормальной схеме для предотвращения токового перегруза ВЛ 110 кВ транзит разомкнут. Мероприятие снижает объем ГВО на 50 МВт;
2) перевод нагрузки (до 7 МВт) 2 С 110 кВ ПС 220 кВ Дружинино, запитанной от ВЛ 110 кВ Дидино - Михайловская, на 1 С 110 кВ ПС 220 кВ Дружинино, запитанной от ВЛ 220 кВ Емелино - Первоуральская 1 (на ПС 220 кВ Дружинино 1, 2 С 110 кВ работают раздельно). Параллельная работа 1, 2 С 110 кВ ПС 220 кВ Дружинино с образованием транзита мощности через АТ1 ПС 220 кВ Дружинино из сети 220 кВ в сеть 110 кВ Юго-Западного энергорайона невозможна по надежности питания потребителей ПС 220 кВ Дружинино в связи с отсутствием секционного выключателя 110 кВ, а также по условиям релейной защиты в связи с отсутствием линейных защит на ПС 220 кВ Дружинино. Мероприятие снижает объем ГВО на 5 МВт.
Необходимый объем ГВО с учетом замыкания транзита 110 кВ Красноуфимская - Романовка - Чернушка составляет до 30 МВт;
7) ограничивающим элементом в КС КМП является: на ПС 110 кВ Н. Серги - ошиновка ВЛ 110 кВ Н. Серги - Первоуральская, ВЛ 110 кВ Н. Серги - Михайловская;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в Юго-Западном энергорайоне приведен в таблице 4. В приложении 7 на рисунке 6 показан режим аварийного отключения ВЛ 220 кВ Емелино - Продольная и ВЛ 220 кВ Ирень - Красноуфимская после мероприятий. Для подготовки к отключению ВЛ 110 Дидино - Первоуральская (режим в приложении 7 на рисунке 6) ввод ГВО не требуется, таким образом предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ЮГО-ЗАПАДНОМ ЭНЕРГОРАЙОНЕ
Таблица 4
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
На ПС 110 кВ Н. Серги заменить ошиновку ВЛ 110 кВ 15 МВт
Н. Серги - Первоуральская и ВЛ 110 кВ Н. Серги -
Михайловская, выполненную проводом марки АС-95/27 на провод
марки не менее АС-120/19 или аналогичный по ДТН
Установить на ПС 220 кВ Первоуральская АОПО ВЛ 110 кВ 20 МВт
Дидино - Первоуральская и ВЛ 110 кВ Н. Серги -
Первоуральская с действием 1 ступенью на отключение
нагрузки на ПС 110 кВ Михайловская, ПС 110 кВ Н. Серги
в объеме до 20 МВт
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
3. СЕЧЕНИЕ "СВЕРДЛОВСКАЯ - ИСКРА - ВИЗ - ПЕТРИЩЕВСКАЯ"
1) наименование "узкого места": сечение "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская";
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 15 процентов (70 МВт) от максимального потребления сечения "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская" (характерно для зимнего и летнего (весенне-осеннего) периода);
3) характеристика энергорайона:
Энергорайон, ограниченный сечением "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская", включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Искра, Свердловская ТЭЦ, ТЭЦ ВИЗа, ПС 110 кВ ВИЗ, ПС 110 кВ Петрищевская.
В связи с тем, что при замкнутом транзите 110 кВ Искра - Свердловская отключающая способность выключателей 110 кВ ПС 110 кВ Свердловская и ПС 110 кВ ВИЗ не соответствует уровням токов короткого замыкания, на В 110 кВ Звезда ПС 110 кВ Свердловская и СВ 110 кВ Свердловской ТЭЦ выполнено секционирование данного транзита.
Так как в ремонтных и послеаварийных режимах транзит 110 кВ Искра - Свердловская может замыкаться, то контролируемое сечение "Искра - ВИЗ - Петрищевская" (далее - КС "Искра - ВИЗ - Петрищевская") состоит из четырех подсечений, которые актуализируются в зависимости от схемы прилегающей сети. Подсечения определяют следующие элементы сети:
КС1:
В 220 кВ Искра 1 на СУГРЭС;
В 220 кВ Искра 2 на СУГРЭС;
В 110 кВ ВИЗ 1 на ПС 110 кВ Петрищевская;
В 110 кВ ВИЗ 2 на ПС 110 кВ Петрищевская.
КС 2:
В 220 кВ Искра 1 на СУГРЭС;
В 220 кВ Искра 2 на СУГРЭС;
В 110 кВ ВИЗ 1 на ПС 110 кВ Петрищевская;
В 110 кВ ВИЗ 2 на ПС 110 кВ Петрищевская;
В 110 кВ Звезда на ПС 110 кВ Свердловская;
В 110 кВ СвТЭЦ на ПС 110 кВ Свердловская.
КС3:
В 110 кВ Звезда на ПС 110 кВ Свердловская;
В 110 кВ СвТЭЦ на ПС 110 кВ Свердловская.
КС4:
В 110 ВИЗ 1 на ПС 110 кВ Петрищевская;
В 110 ВИЗ 2 на ПС 110 кВ Петрищевская.
Графическое изображение энергорайона, ограниченного сечением "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская", представлено на рисунке 3;
Рис. 3. ГРАНИЦЫ СЕЧЕНИЯ
"СВЕРДЛОВСКАЯ - ИСКРА - ВИЗ - ПЕТРИЩЕВСКАЯ"
Рисунок не приводится.
4) баланс мощности энергорайона, ограниченного сечением "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская", на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы, и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах в КС "Искра - ВИЗ - Петрищевская" представлены в таблице 5;
БАЛАНС ЭНЕРГОРАЙОНА, ОГРАНИЧЕННОГО СЕЧЕНИЕМ
"СВЕРДЛОВСКАЯ - ИСКРА - ВИЗ - ПЕТРИЩЕВСКАЯ"
Таблица 5
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
Потребление Максимум - 380 МВт Максимум - 469 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 31.01.2012)
04.10.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 434 МВт
замеру - 313 МВт
Генерация 60 МВт (на момент 111 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
28 МВт (на момент 111 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Дефицит 320 МВт (на момент 358 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
285 МВт (на момент 323 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС до 318 МВт (КС1) до 337 МВт (КС1)
в нормальной схеме
МДП в КС в нормальной 352 МВт (КС1) 441 МВт (КС1)
схеме
МДП в КС в наиболее 380 <**> МВт (КС2) -
тяжелой <*> ремонтной
схеме (ремонт ВЛ 220 кВ
Искра - СУГРЭС 1 или 2)
Примечание: <*> - в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС.
<**> - транзит 110 кВ Искра - Свердловская замкнут
5) перечень электрических станций, находящихся в энергорайоне, ограниченном сечением "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская", с указанием располагаемой активной мощности и диапазонов регулирования активной мощности представлен в таблице 6;
ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, НАХОДЯЩИХСЯ
В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОМ СЕЧЕНИЕМ
"СВЕРДЛОВСКАЯ - ИСКРА - ВИЗ - ПЕТРИЩЕВСКАЯ"
Таблица 6
Наименование Установленная Располагаемая Диапазон
электростанции мощность, МВт мощность, МВт регулирования
<*>, МВт
зима лето зима лето
Свердловская ТЭЦ 36 36 26 - -
Уралметпром (ТЭЦ ВИЗа) 75 75 35 - -
Примечание: <*> - диапазон регулирования активной мощности
электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности
электростанций
6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в КС "Искра - ВИЗ - Петрищевская":
Описание СРС:
Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра - СУГРЭС 1 и 2 в зимний и летний (весенне-осенний) период (согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем является нормативным возмущением III группы).
При аварийном одновременном отключении ВЛ 220 кВ Искра - СУГРЭС 1 и 2 отработает дополнительная автоматическая разгрузка (ДАР), с действием на отключение В 110 кВ Сортировка 1, 2; В 110 кВ Депо 1, 2; В 10 кВ яч. 1, 7, 10,11, 13, 14, 15, 18, 22, 24, 25, 27, 31, 33, 35, 36, 41, 42, 44, 48 (ОН до 50 МВт); В 110 кВ СвТЭЦ и В 110 кВ Звезда на ПС 220 кВ Искра. После действия ДАР перегрузов оборудования нет, напряжения в допустимых пределах (приложение 7 рисунок 7).
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение ВЛ 110 кВ ВИЗ - Петрищевская 1(2) или ВЛ 110 кВ Петрищевская - Рябина 1(2) приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ ВИЗ - Петрищевская 2(1) или ВЛ 110 кВ Петрищевская - Рябина 2(1)) (приложение 7 рисунок 8) помимо возможных схемно-режимных мероприятий, выполняемых в оперативном порядке (см. ниже) необходим ввод графиков временного отключения (ГВО).
Замыкание транзита 110 кВ Искра - Свердловская в послеаварийной схеме не используется, так как это приведет к необходимости увеличения объема ГВО в рассматриваемом режиме. При замкнутом транзите 110 кВ Искра - Свердловская в режиме отключенных ВЛ 220 кВ Искра - СУГРЭС 1 и 2 наиболее тяжелым аварийным возмущением становится отключение ВЛ 110 кВ Свердловская - Свердловская ТЭЦ. Для исключения перегруза ВЛ 110 кВ Звезда - Свердловская в указанном режиме требуется увеличение объемов ГВО на 40 МВт.
Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке: замыкание транзита 110 кВ Южная - Академическая - Петрищевская (для исключения возможности выделения района при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Петрищевская - Рябина 1(2) с учетом работы АОПО на ПС 110 кВ Петрищевская по ВЛ 110 кВ Петрищевская - Рябина 2(1) на ее отключение). Транзит замыкается: в ремонтных схемах (непосредственно перед выводом сетевого элемента в ремонт), в нормальной схеме (сразу после аварийного отключения одного из сетевых элементов в сечении "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская").
Необходимый объем ГВО с учетом нагрузки, отключенной действием ДАР (50 МВт) и мероприятий, составляет до 70 МВт;
7) ограничивающими элементами в энергорайоне, ограниченном сечением "Свердловская - Искра - ВИЗ - Петрищевская", являются:
на ПС 110 кВ ВИЗ - выключатели 110 кВ, ВЧ заградители ВЛ 110 кВ ВИЗ - Петрищевская 1, 2;
на ПС 110 кВ Свердловская - выключатели 110 кВ, трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Звезда - Свердловская, ВЛ 110 кВ Свердловская - СвТЭЦ;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в сечении "Искра - ВИЗ - Петрищевская", приведен в таблице 7. В приложении 7 на рисунке 9 показан режим аварийного одновременного отключения ВЛ 220 кВ Искра - СУГРЭС 1, 2 после мероприятий. Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ ВИЗ - Петрищевская 1(2) (режим показан на рисунке) ввод ГВО не требуется, таким образом предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОМ
СЕЧЕНИЕМ "СВЕРДЛОВСКАЯ - ИСКРА - ВИЗ - ПЕТРИЩЕВСКАЯ"
Таблица 7
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
Комплексная реконструкция ПС 110 кВ ВИЗ с заменой 15 МВт
выключателей и ВЧ-заградителей 110 кВ номинальным током
600 А, на выключатели и ВЧ-заградители номинальным током
1000 А
Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Свердловская 15 МВт
Установка АОПО на ПС 110 кВ Петрищевская по ВЛ 110 кВ ВИЗ - 55 МВт
Петрищевская 1(2) с действием на ОН до 55 МВт на ПС 110 кВ
ВИЗ, ПС 220 кВ Искра
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
4. СЕЧЕНИЕ "ЮЖНАЯ - СИБИРСКАЯ - НСТЭЦ"
1) Наименование "узкого места": сечение "Южная - Сибирская - НСТЭЦ";
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 20 процентов (93 МВт) от максимального потребления энергорайона, ограниченного сечением "Южная - Сибирская - НСТЭЦ" (характерно для зимнего и летнего (весенне-осеннего) периода);
3) характеристика энергорайона:
Энергорайон, ограниченный сечением "Южная - Сибирская - НСТЭЦ", включает в себя основные энергообъекты: ПС 500 кВ Южная, ПС 220 кВ Калининская, НСТЭЦ, ПС 110 кВ Сибирская, ПС 110 кВ Весна, ПС 110 кВ Чкаловская, ПС 110 кВ Нижнеисетская.
Границы контролируемого сечения "Южная - Сибирская - НСТЭЦ" (далее - КС "Южная - Сибирская - НСТЭЦ") определяют следующие элементы сети:
В 110 кВ Весна на НСТЭЦ;
В 110 кВ Сибирская на НСТЭЦ;
В 110 кВ Сибирская 1, 2 на ПС 220 кВ Калининская;
В 110 кВ Нижнеисетская 1,2 на ПС 500 кВ Южная;
В 110 кВ Сибирская 1, 2, 3 на ПС 500 кВ Южная;
В 110 кВ Чкаловская на ПС 500 кВ Южная;
СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Арена;
СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Октябрьская.
Графическое изображение КС "Южная - Сибирская - НСТЭЦ" приведено на рисунке 4;
Рис. 4. СЕЧЕНИЕ "ЮЖНАЯ - СИБИРСКАЯ - НСТЭЦ"
Рисунок не приводится.
4) баланс мощности энергорайона, ограниченного сечением "Южная - Сибирская - НСТЭЦ" на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы, и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 8;
БАЛАНС МОЩНОСТИ ЭНЕРГОРАЙОНА, ОГРАНИЧЕННОГО СЕЧЕНИЕМ
"ЮЖНАЯ - СИБИРСКАЯ - НСТЭЦ"
Таблица 8
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
Потребление Максимум - 464 МВт Максимум - 478 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 27.12.2011)
19.04.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 426 МВт
замеру - 325 МВт
Генерация Нет Нет
Дефицит 464 МВт (на момент 478 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
325 МВт (на момент 426 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС до 464 МВт до 478 МВт
в нормальной схеме
МДП в КС в нормальной 490 МВт 560 МВт
схеме
МДП в КС в наиболее 320 МВт -
тяжелой <*> ремонтной
схеме (ремонт 1(2) СШ
110 кВ ПС 500 кВ Южная)
Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС
5) электрических станций в энергорайоне, ограниченном сечением "Южная - Сибирская - НСТЭЦ", нет;
6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в энергорайоне, ограниченного сечением "Южная - Сибирская - НСТЭЦ":
Описание СРС:
Аварийные отключения 1(2) СШ 110 кВ; 1(2) СШ 220 кВ; АТ1(2) ПС 500 кВ Южная; ВЛ 110 кВ Весна - НСТЭЦ; ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская могут привести к нарушению допустимых параметров режима в зимний и летний (весенне-осенний) период. Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная.
При аварийном отключении 1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная по ВЛ 110 кВ Весна - НСТЭЦ, ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская возможно превышение длительно допустимого тока и работа 2 ступени АРЛ ПС 110 кВ Сибирская с действием на включение В 110 кВ Калининская 1, 2 на ПС 110 кВ Сибирская (приложение 7 рисунок 10).
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение 2(1) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская; ВЛ 110 кВ Весна - НСТЭЦ; ВЛ 110 кВ Калининская - Сибирская 1(2)) (приложение 7 рисунок 11) с учетом возможных схемно-режимных мероприятий необходим ввод графиков временного отключения потребления (ГВО).
Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке, для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:
1) загрузка ТГ НСТЭЦ, работающих на шины 110 кВ, до максимальной величины, с контролем загрузки ВЛ 110 кВ Весна - НСТЭЦ, ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская. Мероприятие снижает объем ГВО до 20 МВт;
2) замыкание транзита 110 кВ Южная - Академическая - Петрищевская (за исключением случая отключения 1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная). Транзит замыкается: в ремонтных схемах (непосредственно перед выводом сетевого элемента в ремонт), в нормальной схеме (сразу после аварийного отключения одного из сетевых элементов в сечении "Южная - Сибирская - НСТЭЦ"). Мероприятие снижает объем ГВО до 20 МВт;
3) на ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ Арена включение СВ 110 кВ, на ПС 110 кВ Сибирская отключить В 110 кВ Октябрьская и ПС 110 кВ Арена (перевод нагрузки и снижение ГВО до 30 МВт). Замыкание транзита 110 кВ Сибирская - Петрищевская невозможно для исключения неселективной работы релейной защиты в Екатеринбургском энергоузле;
4) на ПС 220 кВ Калининская отключение В 220 кВ АТ1 (в случае если на СУГРЭС в работе не менее трех блоков либо двух блоков и ПГУ-410). Мероприятие снижает объем ГВО до 10 МВт.
Необходимый объем ГВО с учетом мероприятий зависит от состава генерирующего оборудования на шинах 220 кВ СУГРЭС:
Состав генерирующего оборудования МДП Фактический Расчетный
на шинах 220 кВ СУГРЭС в Сечении, переток объем ГВО
МВт по Сечению
в работе 2 блока (либо 1 блок и ПГУ-410) 375 448 73
(с учетом
в работе 3 блока (либо 2 блока и ПГУ-410) 365 мероприятий, 83
указанных
в работе 3 блока и ПГУ-410 355 в п. 4.7.3) 93
7) ограничивающими элементами в КС "Южная - Сибирская - НСТЭЦ" являются: провод ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская, ВЛ 110 кВ Весна - НСТЭЦ, ВЛ 110 кВ Калининская - Сибирская 1, 2;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в сечении "Южная - Сибирская - НСТЭЦ", приведен в таблице 9. В приложении 7 на рисунке 12 показан режим аварийного отключения 1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная после мероприятий. Для подготовки к отключению 2(1) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная (режим показан в приложении 7 на рисунке 12) ввод ГВО не требуется, таким образом, предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОМ
СЕЧЕНИЕМ "ЮЖНАЯ - СИБИРСКАЯ - НСТЭЦ"
Таблица 9
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
Строительство ПС 220 кВ Надежда, с установкой двух 93 МВт
автотрансформаторов номинальной мощностью 250 МВА каждый,
с заходами ВЛ 220 НСТЭЦ - Южная и ВЛ 110 кВ Сибирская -
Южная 1, 2, 3; ВЛ 110 кВ Сибирская - Чкаловская; ВЛ 110 кВ
Сибирская - Авиатор; ВЛ 110 кВ Арена - Сибирская
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
5. ВОСТОЧНЫЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
1) наименование "узкого места": Восточный энергоузел;
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 24 процентов (55 МВт) от максимального потребления ВЭУ (характерно как для зимнего, так и для летнего (весенне-осеннего) периода);
3) характеристика энергоузла:
Восточный энергоузел включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Сирень, ПС 110 кВ Камышлов, ПС 110 кВ Светофор, ПС 110 кВ Маян, ПС 110 кВ Юшала, ПС 110 кВ Краснополянск.
Границы контролируемого сечения Восточного энергоузла (далее - КС ВЭУ) определяют следующие элементы сети:
В 220 кВ Сирень на РефтГРЭС;
В 110 кВ Черново на ПС 220 кВ Ница;
В 110 кВ Дубровный на ПС 110 кВ Сухой Лог;
В 110 кВ Сирень 1, 2 на ПС 110 кВ Сухой Лог;
В 110 кВ Краснополянск на ПС 110 кВ Красная Слобода;
СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Двинка;
СВ 110 кВ на ПС 110 кВ Парус;
В 110 кВ Юшала на ПС 110 кВ Кармак.
Графическое изображение Восточного энергоузла представлено на рисунке 5;
4) баланс мощности Восточного энергоузла на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 10;
Рис. 5. ВОСТОЧНЫЙ ЭУ
Рисунок не приводится.
БАЛАНС МОЩНОСТИ ВОСТОЧНОГО ЭНЕРГОУЗЛА
Таблица 10
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
Потребление Максимум - 168 МВт Максимум - 221 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 08.02.2012)
10.11.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 183 МВт
замеру - 120 МВт
Генерация Нет Нет
Дефицит 168 МВт (на момент 221 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
120 МВт (на момент 183 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС до 168 МВт до 221 МВт
в нормальной схеме
МДП в КС в нормальной 215 МВт 230 МВт
схеме
МДП в КС в наиболее 160 МВт -
тяжелой <*> ремонтной
схеме (ремонт 1 СШ
220 кВ РефтГРЭС)
Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС
5) электрических станций в Восточном энергоузле нет;
6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима Восточного энергоузла:
Описание СРС:
Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение 1 СШ 220 кВ РефтГРЭС и подготовка к отключению в ПАР 2 СШ 220 кВ РефтГРЭС в зимний период (для летнего (весенне-осеннего) периода ситуация практически идентична при наложении аварийного отключения 1 СШ 220 кВ РефтГРЭС на ремонт Блока № 3 БАЭС).
При аварийном отключении 1 СШ 220 кВ РефтГРЭС в зимний период, токовая нагрузка оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Окунево - РефтГРЭС 2 превысит:
1) установку АРЛ ВЛ 220 кВ ВЛ 220 кВ Окунево - РефтГРЭС 2 на ПС 220 кВ Окунево с выдержкой времени 7 с. и действием 1 ступени на отключение В 220 кВ ВЛ БАЭС;
2) установку АРЛ ВЛ 220 кВ Окунево - РефтГРЭС 2 на Рефтинской ГРЭС с выдержкой времени 9 с. и действием 1 ступени на отключение В 220 кВ одной из АТГ, работающей на связи шин 500 - 220 кВ.
После работы устройств АРЛ на ПС 220 кВ Окунево и Рефтинской ГРЭС токовая загрузка ВЛ 220 кВ Окунево - РефтГРЭС 2 - до 57 процентов, ВЛ 110 кВ Асбест - Знаменская до 98 процентов, АТ1 БАЭС - до 119 процентов. Напряжения на транзитах 110 кВ Камышлов - Маян и Сирень - Юшала в допустимых пределах - до 85 - 92 кВ, на ПС 110 кВ Сирень - до 92 кВ (приложение 7 рисунок 13).
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, а также коэффициента запаса по напряжению на подстанциях транзитов 110 кВ Камышлов - Маян и Сирень - Бутка - Юшала, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение 2 СШ 220 кВ РефтГРЭС приведет к недопустимому снижению напряжения на ПС ВЭУ и перегрузке ВЛ транзита 110 кВ Асбест - Знаменская - С. Лог) (приложение 7 рисунок 14) необходимо выполнение схемно-режимных мероприятий. При невозможности выполнения мероприятий необходим ввод графиков временного отключения потребления (ГВО) на величину до 55 МВт.
При аварийном отключении 2 СШ 220 кВ РефтГРЭС, с учетом ввода ГВО (до 55 МВт), отработает АРП Рефтинской ГРЭС с действием на отключение до 175 МВт потребителей в Каменском узле.
После работы АРП на РефтГРЭС напряжения в Каменском узле в допустимых пределах (не ниже 113 кВ), напряжения на транзитах 110 кВ Камышлов - Маян и Сирень - Бутка - Юшала снижаются до 86 - 88 кВ, на ПС 220 кВ Сирень - до 88 кВ (минимально допустимое напряжение 92 кВ, аварийно допустимое - 87 кВ). Перегрузов ВЛ 220 - 110 кВ Восточного узла нет. Наиболее загружены ВЛ 110 кВ Глубокая - НСТЭЦ - до 90 процентов, ВЛ 110 кВ Асбест - Дачная - до 95 процентов, ВЛ 110 кВ БАЭС - Измоденово - до 70 процентов, ВЛ 110 кВ БАЭС - Кортогуз - до 68 процентов, ВЛ 110 кВ Асбест - Знаменская - до 63 процентов; ВЛ 220 кВ БАЭС - Окунево - до 80 процентов; АТ1 БАЭС - до 138 процентов.
Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:
1) на ПС 110 кВ Кармак включить В 110 кВ Юшала;
2) на ПС 110 кВ Парус включить СВ 110 кВ;
3) на ПС 110 кВ Двинка включить СВ 110 кВ.
Указанные мероприятия выполняются по согласованию с Тюменским РДУ и не всегда возможны по режиму работы Тюменской энергосистемы. Замыкание транзитов 110 кВ Кармак - Юшала и Красная Слобода - Двинка - Чупино между операционными зонами Свердловского и Тюменского РДУ как правило допускается при суммарном перетоке по ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень 1 и 2 не более 500 МВт в сторону Рефтинской ГРЭС.
Необходимый объем ГВО без учета мероприятий составляет до 55 МВт;
7) ограничивающим элементом является провод ВЛ 110 кВ Глубокая - НСТЭЦ.
После замены указанного ограничивающего элемента также необходим ввод ГВО, так как в равной степени критичным в послеаварийном режиме является коэффициент запаса по напряжению. Исключить ввод ГВО возможно только после выполнения мероприятий, приведенных в таблице 9;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в Восточном энергоузле, приведен в таблице 11. В приложении 7 на рисунке 15 показан режим сети после аварийного отключения 1 и 2 СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС с учетом мероприятий. Из приложения 7 рисунка 15 видно, что для подготовки к отключению 1 (2) СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС при отключенной 2(1) СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС ввод ГВО не требуется, таким образом, предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ВОСТОЧНОМ ЭНЕРГОУЗЛЕ
Таблица 11
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
Установка БСК номинальной мощностью 50 МВАр в районе 15 МВт
г. Талица
Замена провода марки М-70 ВЛ 110 кВ Глубокая - НСТЭЦ 10 МВт
на провод марки АС-150.
Установка АОСН с действием на отключение нагрузки 25 МВт
на ПС 110 кВ ВЭУ в объеме до 20 МВт.
Установка БСК номинальной мощностью 40 МВАр на ПС 110 кВ 15 МВт
Юшала
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
6. КАЧКАНАРСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
1) Наименование "узкого места": Качканарский энергоузел;
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 7 процентов (40 МВт) от максимального потребления Качканарского энергоузла (характерно как для зимнего периода, так и для летнего (весенне-осеннего) периода);
3) характеристика энергоузла:
Качканарский энергоузел включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Качканар, Нижнетуринская ГРЭС, ПС 220 кВ Янтарь, Качканарская ТЭЦ, ПС 110 кВ Уральская, ПС 110 кВ В. Тура, ПС 110 кВ Красноуральск.
Границы Качканарского энергоузла определяют следующие элементы сети:
В 220 кВ Цемент на ПС 220 кВ Качканар;
В 220 кВ НТГРЭС 1, 2 на ПС 500 кВ Тагил;
В 220 кВ Сосьва на НТГРЭС;
В 220 кВ Сопка на НТГРЭС;
В 110 кВ Выя на НТГРЭС;
В 110 кВ В. Тура 1, 2 на Тагил;
В 110 кВ Промысла на ПС 220 кВ Качканар;
В 110 кВ Европейская на ПС 110 кВ Чекмень.
В состав контролируемого сечения "Качканарского энергоузла" (далее - КС КачЭУ) входят следующие элементы сети:
В 220 кВ Янтарь на НТГРЭС;
В 220 кВ Острая на ПС 220 кВ Качканар;
В 110 кВ В. Тура 1, 2 на ПС 500 кВ Тагил;
В 110 кВ Уральская 1, 2 на НТГРЭС;
В 110 кВ В. Тура на НТГРЭС;
В 110 кВ Красноуральск на НТГРЭС.
Графическое изображение Качканарского энергоузла представлено на рисунке 6;
4) баланс мощности Качканарский ЭУ на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 12;
Рис. 6. КАЧКАНАРСКИЙ ЭУ
Рисунок не приводится.
БАЛАНС МОЩНОСТИ КАЧКАНАРСКОГО ЭНЕРГОУЗЛА
Таблица 12
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
Потребление Максимум - 496 МВт Максимум - 546 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 01.02.2012)
02.11.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 514 МВт
замеру - 410 МВт
Генерация 155 МВт (на момент 187 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
135 МВт (на момент 176 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Дефицит 341 МВт (на момент 359 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
275 МВт (на момент 338 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС до 223 МВт (186 МВт до 334 МВт (142 МВт <**>)
в нормальной схеме <**>)
МДП в КС КачЭУ 325 МВт (186 МВт <**>) 440 МВт (142 МВт <**>)
в нормальной схеме
МДП в КС КачЭУ 430 МВт (0 МВт <**>) -
в наиболее тяжелой <*>
ремонтной схеме (ремонт
ВЛ 220 кВ Качканар -
Цемент)
Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС.
<**> - Переток по ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар
5) перечень электрических станций, находящихся в Качканарском энергоузле, с указанием располагаемой активной мощности и диапазонов регулирования активной мощности представлен в таблице 13;
ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ,
НАХОДЯЩИХСЯ В КАЧКАНАРСКОМ ЭНЕРГОУЗЛЕ
Таблица 13
Наименование Установленная Располагаемая Диапазон
электростанции мощность, МВт мощность, МВт регулирования
<*>, МВт
зима лето зима лето
НТГРЭС 279 279 262 - -
Качканарская ТЭЦ 50 47 0 - -
Примечание: <*> - диапазон регулирования активной мощности
электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности
электростанций
6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в Качканарском энергоузле:
Описание СРС:
Наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Качканар - Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1) на ремонт ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар или ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Янтарь (ВЛ 220 кВ Качканар - Янтарь) на ремонт ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар могут привести к нарушению допустимых параметров режима в летний (весенне-осенний) период.
Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Качканар - Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1) на ремонт ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар.
При наложении аварийного отключения ВЛ 220 кВ Качканар - Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1) на ремонт ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар, токовая загрузка ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Янтарь может составить до 106 процентов (допустима кратковременно, с учетом разрешенной аварийно допустимой перегрузкой). Режим сети приведен в Приложении 7 на Рисунке 16. Для разгрузки ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Янтарь в послеаварийном режиме требуется ввод ГВО на величину до 15 МВт.
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение ВЛ 110 кВ Гранит - Уральская приведет к увеличению перегрузки ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Янтарь) (приложение 7 рисунок 17) требуется ограничение перетока в КС КачЭУ в послеаварийном режиме до 365 МВт, путем дополнительного ввода ГВО в объеме до 20 МВт.
В зимний период наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар (ВЛ 220 кВ Качканар - Острая или ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1).
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение ВЛ 220 кВ Качканар - Острая или ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1 (ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар) приведет к перегрузке ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Янтарь) требуется ограничение перетока в КС КачЭУ в послеаварийном режиме до 440 МВт, путем ввода до 40 МВт ГВО или замыкание транзита с энергосистемой Пермского края.
Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:
1) в зимний период: замыкание транзита 110 кВ Цемент - Бисер по согласованию с Пермским РДУ в случае превышения МДП по КС КачЭУ при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар или ВЛ 220 кВ Качканар - Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1). В связи с тем, что ПС 110 кВ Верстовская обслуживается оперативно-выездной бригадой, время замыкания транзита 110 кВ Цемент - Бисер может составить от 30 минут до 1 часа. Мероприятие снижает объем ГВО до 40 МВт;
2) в летний период: перенос точки разрыва транзита 110 кВ Цемент - Бисер с СВ 110 кВ ПС 110 кВ Верстовская на В 110 кВ ВЛ Верстовская ПС 110 кВ Бисер по согласованию с Пермским РДУ (перевод нагрузки и снижение ГВО от 0 до 5 МВт). Замыкание транзита 110 кВ Цемент - Бисер нецелесообразно в связи с тем, что при наложении аварийного отключения ВЛ 220 кВ Качканар - Острая (ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1) на ремонт ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар для подготовки к отключению ВЛ 220 кВ Калино - Цемент требуется ввод ГВО в КачЭУ. В случае если транзит разомкнут, то в описанной СРС ввод ГВО не требуется.
Необходимый объем ГВО без учета мероприятий составляет: в летний (весенне-осенний) период - до 35 МВт; в зимний период - до 40 МВт в послеаварийном режиме;
7) ограничивающими элементами в КачЭУ являются:
на ПС 220 кВ Янтарь - трансформаторы тока ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Янтарь, ВЛ 220 кВ Качканар - Янтарь;
на ПС 220 кВ Острая - трансформаторы тока ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил 1 с отпайкой на ПС 220 кВ Острая, ВЛ 220 кВ Качканар - Острая;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в Качканарском энергоузле, приведен в таблице 14. В приложении 7 на рисунке 18 показан режим аварийного отключения ВЛ 220 9 кВ Качканар - Острая при ремонте ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар после мероприятий. Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ Гранит - Уральская (режим показан в приложении 7 на рисунке 18) ввод ГВО не требуется, таким образом предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В КАЧКАНАРСКОМ ЭНЕРГОУЗЛЕ
Таблица 14
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
На ПС 220 кВ Янтарь заменить трансформаторы тока ВЛ 220 кВ 40 МВт
НТГРЭС - Янтарь, ВЛ 220 кВ Качканар - Янтарь, номиналом
600 А на трансформаторы тока номиналом не менее 1000 А
На ПС 220 кВ Острая заменить трансформаторы тока ВЛ 220 кВ
НТГРЭС - Тагил 1 с отпайкой на ПС 220 кВ Острая, ВЛ 220 кВ
Качканар - Острая номиналом 600 А на трансформаторы тока
номиналом не менее 1000 А
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
7. СЕЧЕНИЕ "АЛАПАЕВСК - САЛДА - ВЯЗОВСКАЯ"
1) Наименование "узкого места": Сечение "Алапаевск - Салда - Вязовская";
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 25 процентов (50 МВт) от максимального перетока по сечению "Алапаевск - Салда - Вязовская" (в соответствии с методикой определения "узкого" места характерно для летнего (весенне-осеннего) периода);
3) Характеристика энергорайона:
Энергорайон, ограниченный сечением "Алапаевск - Салда - Вязовская" включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Салда; ПС 110 кВ Алапаевск; ПС 110 кВ Пятилетка; ПС 110 кВ Салка; ПС 110 кВ Ясашная; ПС 110 кВ Мечта.
Границы контролируемого сечения "Алапаевск - Салда - Вязовская" определяют следующие элементы сети:
В 110 кВ АТ 1, 2 ПС 220 кВ Салда;
В 110 кВ ВЛ Вязовская - Салка 1,2;
В 110 кВ ВЛ Алапаевск - Голубково;
В 110 кВ ВЛ Алапаевск - 132 км;
В 110 кВ ВЛ Алапаевск - Молзавод.
Графическое изображение энергорайона, ограниченного сечением "Алапаевск - Салда - Вязовская", представлено на рисунке 7;
Рис. 7. СЕЧЕНИЕ "АЛАПАЕВСК - САЛДА - ВЯЗОВСКАЯ"
Рисунок не приводится.
4) баланс мощности энергорайона, ограниченного сечением "Алапаевск - Салда - Вязовская" на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы, и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 15;
БАЛАНС ЭНЕРГОРАЙОНА, ОГРАНИЧЕННОГО СЕЧЕНИЕМ
"АЛАПАЕВСК - САЛДА - ВЯЗОВСКАЯ"
Таблица 15
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
Потребление Максимум - 193 МВт Максимум - 230 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 03.02.2012)
18.09.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 206 МВт
замеру - 162 МВт
Генерация Нет Нет
Дефицит 193 МВт (на момент 230 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
162 МВт (на момент 206 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС до 193 МВт до 230 МВт
в нормальной схеме
МДП в КС в нормальной 319 МВт 395 МВт
схеме
МДП в КС в наиболее 193 МВт -
тяжелой <*> ремонтной
схеме (ремонт АТ1(2)
ПС 220 кВ Салда)
Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС
5) электрических станций в энергорайоне, ограниченного сечением "Алапаевск - Салда - Вязовская" нет;
6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в энергорайоне, ограниченного сечением "Алапаевск - Салда - Вязовская":
Описание СРС:
Наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является наложение аварийного отключения АТ2(1) ПС 220 кВ Салда на ремонт АТ1(2) ПС 220 кВ Салда в летний (весенне-осенний) период.
При наложении аварийного отключения АТ2(1) ПС 220 кВ Салда на ремонт АТ1(2) ПС 220 кВ Салда, по факту исчезновения напряжения на 1 и 2 С 220 кВ ПС 220 кВ Салда будет работать АРЛ ПС 220 кВ Салда с действием на отключение В 110 кВ ВЛ Апрельская 1, 2 на ПС 220 кВ Салда (ОН до 45 МВт). После работы АРЛ ПС 220 кВ Салда токовая загрузка ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1, 2 составит до 98 процентов по каждой ВЛ, напряжения на СШ 110 кВ ПС 220 кВ Салда не менее 107 кВ. Режим сети приведен в приложении 7 на Рисунке 19.
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1(2) приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 2(1)) (приложение 7 рисунок 20) необходим ввод графиков временного отключения потребления (ГВО).
Объем ГВО:
Необходимый объем ГВО, после действия ПА составит 50 МВт (суммарный объем отключенных потребителей с учетом действия АРЛ ПС 220 кВ Салда 97 МВт). Согласно утвержденному "Графику временного отключения потребления в операционной зоне Филиала ОАО "СО ЕЭС" Свердловское РДУ на 2012/2013 годов" располагаемый объем ГВО составляет 6,35 МВт;
7) ограничивающими элементами в сечении "Алапаевск - Салда - Вязовская" являются:
провод ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1, 2;
провод ВЛ 110 кВ Пятилетка - Салка 1, 2;
на ПС 220 кВ Вязовская ошиновка ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1, 2;
на ПС 110 кВ Салка ошиновка ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1, 2; Салка - Пятилетка 1, 2;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в сечении "Алапаевск - Салда - Вязовская", приведен в таблице 16. В приложении 7 на рисунке 21 показан режим аварийного отключения АТ1(2) ПС 220 кВ Салда при ремонте АТ2(1) ПС 220 кВ Салда после мероприятий. Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1(2) (режим показан в приложении 7 на рисунке 21) ввод ГВО не требуется, таким образом предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОМ
СЕЧЕНИЕМ "АЛАПАЕВСК - САЛДА - ВЯЗОВСКАЯ"
Таблица 16
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
На ПС 220 кВ Вязовская заменить ошиновку ВЛ 110 кВ 50 МВт
Вязовская - Салка 1, 2, выполненную проводом марки
АС-120/19 на провод марки не менее АС-240/39 или
аналогичный по ДТН
На ПС 110 кВ Салка заменить ошиновку ВЛ 110 кВ Вязовская -
Салка 1, 2, выполненную проводом марки АС-120/19 на провод
марки не менее АС-240/39 или аналогичный по ДТН
Реконструкция ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1,2 и ВЛ 110 кВ
Пятилетка - Салка 1, 2 с заменой провода
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
8. РЕЖЕВСКОЙ ЭНЕРГОРАЙОН
1) Наименование "узкого места": Режевской энергорайон;
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 33 процентов (45 МВт) от максимального потребления энергорайона (характерно для зимнего и летнего (весенне-осеннего) периода);
3) характеристика энергорайона:
Режевской энергорайон включает в себя следующие основные энергообъекты: ПС 110 кВ ЕГРЭС; ПС 110 кВ Реж; ПС 110 кВ Шогринская; Режевская ГТ ТЭЦ.
Границы контролируемого сечения "Режевской энергорайон" (далее - КС Реж) определяют следующие элементы сети:
В 110 кВ Осинцево на ПС 220 кВ Ница;
В 110 кВ ВЛ Новгородово на ПС 220 кВ Ница;
В 110 кВ ВЛ ЕГРЭС 1, 2 на ПС 220 кВ Окунево;
В 110 кВ ВЛ Реж 1, 2 на ПС 220 кВ Окунево;
В 110 кВ ВЛ Разъезд 132 на ПС 110 кВ Алапаевск;
В 110 кВ ВЛ Таволги на ВТГРЭС.
Графическое изображение КС Режевского энергорайона представлено на рисунке 8;
Рис. 8. РЕЖЕВСКОЙ ЭНЕРГОРАЙОН
Рисунок не приводится.
4) баланс мощности Режевского энергорайона на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 17:
БАЛАНС РЕЖЕВСКОГО ЭНЕРГОРАЙОНА
Таблица 17
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
1 2 3
Потребление Максимум - 135 МВт Максимум - 165 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 03.02.2012)
04.10.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 143 Вт
замеру - 106 МВт
Генерация 0 МВт 0 МВт
Дефицит 135 МВт (на момент 165 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
106 МВт (на момент 143 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС до 135 МВт до 165 МВт
в нормальной схеме
МДП в КС в нормальной 215 МВт 215 МВт
схеме
МДП в КС в наиболее 140 МВт -
тяжелой <*> ремонтной
схеме (ремонт 3(4) СШ
110 кВ ПС 220 кВ
Окунево)
Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС
5) перечень электрических станций, находящихся в Режевском энергорайоне, с указанием располагаемой активной мощности и диапазонов регулирования активной мощности представлен в таблице 18;
ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ,
НАХОДЯЩИХСЯ В РЕЖЕВСКОМ ЭНЕРГОРАЙОНЕ
Таблица 18
Наименование Установленная Располагаемая Диапазон
электростанции мощность, МВт мощность, МВт регулирования
<*>, МВт
зима лето зима лето
Режевская ГТ ТЭЦ 18 17,7 14,5 - -
Примечание: <*> - диапазон регулирования активной мощности
электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности
электростанций
6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в Режевском энергорайоне:
Описание СРС:
В летний (весенне-осенний) период наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является отключение 3(4) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Окунево при ремонте 4(3) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Окунево. В сложившейся СРС, токовая загрузка ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги может составить до 95 процентов. Режим сети приведен в приложении 7 на рисунке 22.
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение ВЛ 220 кВ РефтГРЭС - Ница приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги) (приложение 7 рисунок 23) требуется ограничение перетока в КС Реж в послеаварийном режиме до 110 МВт, путем ввода ГВО в объеме до 25 МВт.
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимых уровней напряжения в узлах электрической сети, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение 1 СШ 110 кВ ВТГРЭС приведет к недопустимому снижению напряжения на шинах ПС 110 кВ Каната) (приложение 7 рисунок 25) требуется ограничение перетока в КС Реж в послеаварийном режиме до 85 МВт, путем ввода ГВО в объеме до 45 МВт. Так как отключение 1 СШ 110 кВ ВТГРЭС является наиболее тяжелым нормативным возмущением в сложившейся СРС, то МДП в летний период будет определяться по критерию допустимости уровней напряжения в электрической сети.
В зимний период наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является аварийное отключение 3(4) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Окунево. Режим сети приведен в приложении 7 на рисунке 27.
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение 1 СШ 110 кВ ВТГРЭС приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ Окунево - Реж 1(2) (приложение 7 Рисунок 28); отключение 4(3) СШ 110 кВ Окунево приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги) требуется ограничение перетока в КС Реж в послеаварийном режиме до 125 МВт, путем ввода ГВО в объеме до 40 МВт.
Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:
загрузка генераторов Режевской ГТ ТЭЦ до максимально возможной величины (снижает объем ГВО на 15 - 18 МВт).
Необходимый объем ГВО без учета разворота генераторов Режевской ГТ ТЭЦ (снижает ГВО на 15 - 18 МВт) составляет: в летний (весенне-осенний) период - до 45 МВт; в зимний период - до 40 МВт в послеаварийном режиме;
7) ограничивающими элементами в КС Реж являются:
провод ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги;
трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Окунево - Реж 1,2 на ПС 110 кВ Реж;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в Режевском энергорайоне, приведен в таблице 19. В приложении 7 на рисунках 24, 26, 29 показаны послеаварийные схемы, рассматриваемых выше СРС с учетом мероприятий, в связи с тем, что ввод ГВО не требуется - предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В РЕЖЕВСКОМ ЭНЕРГОРАЙОНЕ
Таблица 19
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
Установить АОСН на ПС 110 кВ Реж; ПС 110 кВ Калата; 30
ПС 110 кВ Таволги с действием на отключение нагрузки
в объеме до 30 МВт
Реконструкция ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги с заменой провода 25
марки АС-95 и АС-120 на провод марки АС-185/29 или
аналогичный по ДТН
Заменить трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Окунево - Реж 1,2 45
на ПС 110 кВ Реж номиналом 320 А на трансформаторы тока (для зимнего
номиналом 600 А периода)
Свод описания "узкого места" с анализом результативности указанных мероприятий приведен в приложении 8.
9. СЕЧЕНИЕ "АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ"
1) Наименование "узкого места": сечение "АТ ПС 220 кВ Первоуральская";
2) причины отнесения к "узкому месту": ввод ГВО на величину до 47 процентов (155 МВт) от максимального перетока по сечению АТ ПС 220 кВ Первоуральская (характерно для летнего (весенне-осеннего) периода);
3) характеристика энергорайона:
Энергорайон, ограниченный сечением "АТ ПС 220 кВ Первоуральская", включает в себя основные энергообъекты: ПС 220 кВ Первоуральская; ПС 110 кВ Хромпик; ПС 110 кВ Кузино; ПС 110 кВ Шаля.
Границы контролируемого сечения АТ ПС 220 кВ Первоуральская (далее - КС "АТ ПС 220 кВ Первоуральская") определяют следующие элементы сети:
В 110 кВ АТП на ПС 220 кВ Первоуральская;
В 110 кВ АТ2, 3 на ПС 220 кВ Первоуральская;
В 110 кВ ВЛ Хромпик 1,2 на СУГРЭС;
В 110 кВ ВЛ Дегтярка 1, 2 на ПС 220 кВ Первоуральская;
В 110 кВ ВЛ Дидино на ПС 220 кВ Первоуральская;
В 110 кВ ВЛ Нижние Серги на ПС 220 кВ Первоуральская;
В 110 кВ ВЛ Шамары на ПС 110 кВ Вогулка.
Графическое изображение КС "АТ ПС 220 кВ Первоуральская" представлено на рисунке 9;
4) баланс мощности энергорайона, ограниченного сечением "АТ ПС 220 кВ Первоуральская", на основании фактических замеров за 2011 - 2012 годы, и максимально допустимые перетоки мощности в нормальной и ремонтной схемах представлены в таблице 20;
Рис. 9. СЕЧЕНИЕ "АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ"
Рисунок не приводится.
БАЛАНС МОЩНОСТИ ЭНЕРГОРАЙОНА, ОГРАНИЧЕННОГО
СЕЧЕНИЕМ "АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ"
Таблица 20
Составляющие баланса Летний Зимний режим,
(весенне-осенний) с 15 ноября 2011 года
режим, по 15 марта 2012 года
с 16 марта 2012 года
по 14 ноября 2012 года
Потребление Максимум - 339 МВт Максимум - 394 МВт
(зафиксирован (зафиксирован 31.01.2012)
25.05.2012) По зимнему контрольному
По летнему контрольному замеру - 353 МВт
замеру - 311 МВт
Генерация 9 (на момент максимума 36 (на момент максимума
потребления) 6 МВт потребления) 36 МВт
(на момент летнего (на момент зимнего
контрольного замера) контрольного замера)
Дефицит 330 МВт (на момент 358 МВт (на момент
максимума потребления) максимума потребления)
305 МВт (на момент 317 МВт (на момент
летнего контрольного зимнего контрольного
замера) замера)
Переток в КС до 330 МВт до 358 МВт
в нормальной схеме
МДП в КС в нормальной 370 МВт 540 МВт
схеме
МДП в КС в наиболее 260 <**> МВт -
тяжелой <*> ремонтной
схеме (ремонт АТ2(3)
ПС 220 кВ
Первоуральская)
Примечание: <*> в качестве наиболее тяжелой ремонтной схемы
рассматривается единичный ремонт электросетевого оборудования или единицы
генерирующего оборудования, приводящий к наибольшему снижению МДП в КС
или к наибольшему увеличению перетока мощности в КС.
<**> - МДП указан с учетом схемно-режимных мероприятий
5) перечень электрических станций, находящихся в энергорайоне, ограниченном сечением "АТ ПС 220 кВ Первоуральская", с указанием располагаемой активной мощности и диапазонов регулирования активной мощности, представлен в таблице 21;
ПЕРЕЧЕНЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, НАХОДЯЩИХСЯ
В ЭНЕРГОРАЙОНЕ, ОГРАНИЧЕННОГО СЕЧЕНИЕМ
"АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ"
Таблица 21
Наименование Установленная Располагаемая Диапазон
электростанции мощность, МВт мощность, МВт регулирования
<*>, МВт
зима лето зима лето
Первоуральская ТЭЦ 36 36 9,7 - -
Примечание: <*> - диапазон регулирования активной мощности
электростанции указывается только при наличии "запертой" мощности
электростанций
6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в энергорайоне, ограниченного сечением "АТ ПС 220 кВ Первоуральская":
Описание СРС:
В летний (весенне-осенний) период наиболее сложной СРС, приводящей к нарушению допустимых параметров режима, является отключение АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская при ремонте АТ3(2) ПС 220 кВ Первоуральская. В сложившейся СРС без учета схемно-режимных мероприятий токовая загрузка АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская может достигнуть 117 процентов. С учетом схемно-режимных мероприятий (размыкание и перенос точки разрыва транзитов 110 кВ) токовая загрузка АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская - до 94 процентов, токовая загрузка ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1(2) до 96 процентов. Режим сети приведен в приложении 7 на рисунке 30.
Для соблюдения в послеаварийном режиме требований к устойчивости энергосистем, в части допустимой токовой нагрузки оборудования, при подготовке к следующему нормативному возмущению (наиболее тяжелое возмущение в ПАР - отключение АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1(2); ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская - Приложение 7 Рисунок 31) требуется ограничение перетока в КС "АТ ПС 220 кВ Первоуральская" в послеаварийном режиме до 105 МВт, путем ввода ГВО в объеме до 155 МВт.
Возможные схемно-режимные мероприятия, выполняемые в оперативном порядке для ввода режима в допустимую область и минимизации ГВО:
1) размыкание транзита 110 кВ Первоуральская - Михайловская - Красноуфимская на В 110 кВ ВЛ Н. Серги и В 110 кВ ВЛ Дидино на ПС 110 кВ Михайловская Первоуральская (снижает объем ГВО на 15 МВт);
2) перенос точки разрыва транзита 110 кВ Первоуральская - Кузино - Ирень на В 110 кВ ВЛ Бойцы и В 110 кВ ВЛ Кузино на ПС 220 кВ Первоуральская (снижает объем ГВО на 35 МВт);
3) перевод нагрузки (до 7 МВт) 2 С 110 кВ ПС 220 кВ Дружинино, запитанной от ВЛ 110 кВ Дидино - Михайловская, на 1 С 110 кВ ПС 220 кВ Дружинино, запитанной от ВЛ 220 кВ Емелино - Первоуральская 1 (на ПС 220 кВ Дружинино 1, 2 С 110 кВ работают раздельно). Параллельная работа 1, 2 С 110 кВ ПС 220 кВ Дружинино с образованием транзита мощности через АТ1 ПС 220 кВ Дружинино из сети 220 кВ в сеть 110 кВ Юго-Западного энергорайона невозможна по надежности питания потребителей ПС 220 кВ Дружинино в связи с отсутствием секционного выключателя 110 кВ, а также по условиям релейной защиты в связи с отсутствием линейных защит на ПС 220 кВ Дружинино (снижает объем ГВО на 5 МВт).
Необходимый объем ГВО с учетом мероприятий в летний (весенне-осенний) период составляет до 155 МВт в послеаварийном режиме;
7) ограничивающими элементами в КС "АТ ПС 220 кВ Первоуральская" являются:
ТГ1 и АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская;
провод ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1(2);
трансформатор тока и ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1, 2 на ПС 110 кВ Хромпик;
ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1 и 2 на СУГРЭС;
провод ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская;
ошиновка ПС 110 кВ Полевская и ПС 110 кВ Дегтярка по ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская;
8) перечень мероприятий, рекомендуемых для ликвидации "узких мест" в энергорайоне, ограниченном сечением "АТ ПС 220 кВ Первоуральская", приведен в таблице 22. В приложении 7 на рисунке 32 показан режим аварийного отключения АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская при ремонте АТ3(1) ПС 220 кВ Первоуральская после мероприятий. Для подготовки к отключению АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская (режим показан в приложении 7 на рисунке 32) ввод ГВО не требуется, таким образом предложенных мероприятий достаточно.
ПЕРЕЧЕНЬ МЕРОПРИЯТИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ В ПЕРСПЕКТИВЕ
ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ" В ЭНЕРГОРАЙОНЕ,
ОГРАНИЧЕННОМ СЕЧЕНИЕМ "АТ ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ"
Таблица 22
Мероприятие Эффективность
мероприятия
(МВт)
Выполнить установку САОН на ПС 220 кВ Первоуральская, 40
действующей по факту отключения всех АТП, АТ2 и АТ3 на ПС
220 кВ Первоуральская, с действием на отключение нагрузки
в сечении АТ Первоуральская до 40 МВт.
Выполнить установку АОПО АТП, АТ2, АТ3 на ПС 220 кВ
Первоуральская с действием на отключение нагрузки до 40 МВт
на ПС 220 кВ Первоуральская
Заменить провод марки АС-120 и АС-150 на ВЛ 110 кВ СУГРЭС - 115
Хромпик 1 и 2 на провод марки АС-240/39 или аналогичный
по ДТН. На ПС 110 кВ Хромпик заменить трансформатор тока и
ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1 и 2 номиналом
500 А на трансформатор тока и ВЧ заградитель с номинальным
током не менее 1000 А
На Среднеуральской ГРЭС заменить ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ
СУГРЭС - Хромпик 1 и 2 номиналом 500 А на ВЧ заградитель
с номинальным током не менее 1000 А.
Реконструкция ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с заменой
провода марки АС-95/16 на провод марки не менее АС-150/24
или аналогичный по ДТН. На ПС 110 кВ Полевская и ПС 110 кВ
Дегтярка заменить ошиновку ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская
марки АС-95/16 на провод марки не менее АС-150/24 или
аналогичный по ДТН
Приложение 7
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
РАСЧЕТЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ
Рис. 1. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ГВОЗДИКА - ЮЖНАЯ
ПРИ РЕМОНТЕ ВЛ 220 КВ МАЛАХИТ - ЮЖНАЯ
(СВ НА ПС 110 КВ СВОБОДА ЗАМКНУТ)
Рисунок не приводится.
Рис. 2. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 220 КВ БАЭС - МРАМОРНАЯ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 110 КВ ГВОЗДИКА - ЮЖНАЯ И ВЛ 220 КВ
МАЛАХИТ - ЮЖНАЯ
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Полевская - Южная и ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская при аварийном отключении ВЛ 220 БАЭС - Мраморная необходим ввод ГВО.
Рис. 3. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 220 КВ БАЭС - МРАМОРНАЯ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 110 КВ ГВОЗДИКА - ЮЖНАЯ И ВЛ 220 КВ
МАЛАХИТ - ЮЖНАЯ ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению ВЛ 220 БАЭС - Мраморная (режим показан на рисунке) ввод ГВО не требуется.
Рис. 4. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 220 КВ ЕМЕЛИНО - ПРОДОЛЬНАЯ
ПРИ РЕМОНТЕ ВЛ 220 КВ ИРЕНЬ - КРАСНОУФИМСКАЯ
Рисунок не приводится.
Рис. 5. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 ДИДИНО - ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 220 КВ ЕМЕЛИНО - ПРОДОЛЬНАЯ
И ВЛ 220 КВ ИРЕНЬ - КРАСНОУФИМСКАЯ
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Н. Серги - Первоуральская и ВЛ 110 кВ Михайловская - Н. Серги при аварийном отключении ВЛ 110 Дидино - Первоуральская необходим ввод ГВО.
Рис. 6. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 ДИДИНО - ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 220 КВ ЕМЕЛИНО - ПРОДОЛЬНАЯ
И ВЛ 220 КВ ИРЕНЬ - КРАСНОУФИМСКАЯ ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению ВЛ 110 Дидино - Первоуральская (режим показан на рисунке) ввод ГВО не требуется.
Рис. 7. АВАРИЙНОЕ ОДНОВРЕМЕННОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ
ВЛ 220 КВ ИСКРА - СУГРЭС 1, 2
Рисунок не приводится.
Рис. 8. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ВИЗ -
ПЕТРИЩЕВСКАЯ 1(2) ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ
ВЛ 220 КВ ИСКРА - СУГРЭС 1, 2
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ ВИЗ - Петрищевская 1(2) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ ВИЗ - Петрищевская 2(1) необходим ввод ГВО.
Рис. 9. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ВИЗ -
ПЕТРИЩЕВСКАЯ 1(2) ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ
ВЛ 220 КВ ИСКРА - СУГРЭС 1, 2 ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ ВИЗ - Петрищевская 1(2) (режим показан на рисунке) ввод ГВО не требуется.
Рис. 10. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ АВАРИЙНОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ
1(2) СШ 110 КВ ПС 550 КВ ЮЖНАЯ
Рисунок не приводится.
Рис. 11. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ АВАРИЙНОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ
1 И 2 СШ 110 КВ ПС 550 КВ ЮЖНАЯ
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Калининская - Сибирская, ВЛ 110 кВ Весна - НСТЭЦ и ВЛ 110 кВ НСТЭЦ - Сибирская при аварийном отключении 1 и 2 СШ 110 кВ Южная необходим ввод ГВО.
Рис. 12. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ АВАРИЙНОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ
1 И 2 СШ 110 КВ ПС 550 КВ ЮЖНАЯ ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению 2(1) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная при отключенной 1(2) СШ 110 кВ Южная ввод ГВО не требуется.
Рис. 13. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ АВАРИЙНОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ
1 СШ 220 КВ РЕФТИНСКОЙ ГРЭС
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению 2 СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС требуется ввод ГВО.
Рис. 14. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ
1 И 2 СШ 220 КВ РЕФТИНСКОЙ ГРЭС
Рисунок не приводится.
Для поднятия напряжений и разгрузки ВЛ 110 кВ необходим ввод ГВО.
Рис. 15. СХЕМА И РЕЖИМ СЕТИ ПОСЛЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ
1 И 2 СШ 220 КВ РЕФТИНСКОЙ ГРЭС ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
При отключении 1 СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС для подготовки к отключению 2 СШ 220 кВ Рефтинской ГРЭС ввод ГВО не требуется.
Рис. 16. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 220 КВ КАЧКАНАР - ОСТРАЯ
ПРИ РЕМОНТЕ ВЛ 220 КВ ЦЕМЕНТ - КАЧКАНАР
Рисунок не приводится.
Рис. 17. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ГРАНИТ - УРАЛЬСКАЯ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 220 КВ КАЧКАНАР - ОСТРАЯ
И ВЛ 220 КВ ЦЕМЕНТ - КАЧКАНАР
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Янтарь и ВЛ 220 кВ Качканар - Янтарь при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Гранит - Уральская необходим ввод ГВО.
Рис. 18. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ГРАНИТ - УРАЛЬСКАЯ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ ВЛ 220 КВ КАЧКАНАР - ОСТРАЯ И
ВЛ 220 КВ ЦЕМЕНТ - КАЧКАНАР ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ Гранит - Уральская при отключенных ВЛ 220 кВ Качканар - Острая и ВЛ 220 кВ Цемент - Качканар ввод ГВО не требуется.
Рис. 19. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ АТ1(2) ПС 220 КВ САЛДА
ПРИ РЕМОНТЕ АТ2(1) ПС 220 КВ САЛДА
Рисунок не приводится.
Рис. 20. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ВЯЗОВСКАЯ -
САЛКА 1(2) ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ АТ1 И 2 ПС 220 КВ САЛДА
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 2(1) при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1(2) необходим ввод ГВО.
Рис. 21. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ВЯЗОВСКАЯ -
САЛКА 1(2) ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ АТ1 И 2 ПС 220 КВ САЛДА
ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1(2) при отключенных АТ1 и 2 ПС 220 кВ Салда ввод ГВО не требуется.
Рис. 22. АВАРИЙНОЕ 3(4) СШ 110 КВ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
ПРИ РЕМОНТЕ 4(3) СШ 110 КВ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
В ЛЕТНИЙ ПЕРИОД
Рисунок не приводится.
Рис. 23. АВАРИЙНОЕ ВЛ 220 КВ НИЦА - РЕФТГРЭС
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ 3 И 4 СШ 110 КВ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
В ЛЕТНИЙ ПЕРИОД
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги при ВЛ 220 кВ РефтГРЭС - Ница требуется ввод ГВО.
Рис. 24. АВАРИЙНОЕ ВЛ 220 КВ НИЦА - РЕФТГРЭС
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ 3 И 4 СШ 110 КВ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
В ЛЕТНИЙ ПЕРИОД С МЕРОПРИЯТИЯМИ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению ВЛ 220 кВ РефтГРЭС - Ница ввод ГВО не требуется.
Рис. 25. АВАРИЙНОЕ ВЛ 110 КВ ВТГРЭС - ТАВОЛГИ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ 3 И 4 СШ 110 КВ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
В ЛЕТНИЙ ПЕРИОД
Рисунок не приводится.
Для исключения недопустимых уровней напряжения требуется ввод ГВО.
Рис. 26. АВАРИЙНОЕ ВЛ 110 КВ ВТГРЭС - ТАВОЛГИ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ 3 И 4 СШ 110 КВ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
В ЛЕТНИЙ ПЕРИОД ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
После работы автоматики ввод ГВО требуется.
Рис. 27. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ 3(4) СШ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
В ЗИМНИЙ ПЕРИОД
Рисунок не приводится.
Рис. 28. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ВТГРЭС - ТАВОЛГИ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННОЙ 3(4) СШ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
В ЗИМНИЙ ПЕРИОД
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Окунево - Реж 1(2) при отключении ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги необходим ввод ГВО.
Рис. 29. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ ВЛ 110 КВ ВТГРЭС - ТАВОЛГИ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННОЙ 3(4) СШ ПС 220 КВ ОКУНЕВО
В ЗИМНИЙ ПЕРИОД ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги ввод ГВО не требуется.
Рис. 30. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ АТ2(3) ПС 220 КВ
ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ ПРИ РЕМОНТЕ АТ3(2) ПС 220 КВ
ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ
Рисунок не приводится.
Рис. 31. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ АТГ1 ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ АТ 2, 3 ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ
Рисунок не приводится.
Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1(2) и ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская при аварийном отключении АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская необходим ввод ГВО.
Рис. 32. АВАРИЙНОЕ ОТКЛЮЧЕНИЕ АТГ1 ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ
ПРИ ОТКЛЮЧЕННЫХ АТ 2, 3 ПС 220 КВ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ
ПОСЛЕ МЕРОПРИЯТИЙ
Рисунок не приводится.
Для подготовки к отключению АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская ввод ГВО не требуется.
Приложение 8
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
АНАЛИЗ
СРС И ЭФФЕКТИВНОСТЬ РЕАЛИЗАЦИИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЛИКВИДАЦИИ
"УЗКИХ МЕСТ" ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Год Харак- Схема Состав Потреб- Генерация До выполнения мероприятий С учетом выполнения мероприятий Примечание
терный сети контролируемого ление (распола-
период сечения энерго- гаемая МДП с ПА/ Возмущение МДП Прогнозный Объем ГВО Описание мероприятия МДП Возмущение МДП Прогнозный Объем ГВО
района, мощность) МДП без ПА с ПА/МДП переток в ПАР, МВт с ПА/МДП с ПА/МДП переток в ПАР, МВт
МВт энерго- в ИР, МВт без ПА в КС (или без ПА без ПА в КС (или
района в ПАР, ИР/ПАР, ограничение в ИР, МВт в ПАР, ИР/ПАР, ограничение
с выде- МВт МВт мощности МВт МВт мощности
лением станции станции
по стан- в ПАР в ПАР
циям с выделением с выделением
по станциям, по станциям,
МВт) <**> МВт)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
1. ПОЛЕВСКОЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
2011 - зима Нормальная Энергоузел: 212 нет 340/309 Аварийное отключение 233 <*>/ 261/ - Предлагаемые 360/335 Аварийное 271/214 261/240 - <*> - замкнут
2012 схема - В 220 кВ Малахит ВЛ 220 кВ Малахит - 210 <*> 219 <*> мероприятия: отключение транзит 110 кВ
(факт) на ПС 500 кВ Южная; Южная 1. На ПС 500 кВ ВЛ 220 кВ Колюткино -
- В 110 кВ Гвоздика Южная заменить Малахит - Южная Малахит
на ПС 500 кВ Южная; ошиновку ВЛ 110 кВ
лето Нормальная - В 110 кВ Полевская 174 нет 284/251 Аварийное отключение 192 <*>/ 206/ - Полевская - Южная 317/284 Аварийное 210/180 206/183 - <*> - замкнут
схема на ПС 500 кВ Южная; ВЛ 220 кВ Малахит - 166 <*> 174 <*> на провод АС-185/24 отключение транзит 110 кВ
- В 110 кВ Дегтярка Южная или аналогичный ВЛ 220 кВ Колюткино -
1, 2 на ПС 220 кВ по ДТН. Малахит - Южная Малахит
Первоуральская; 2. На ПС 500 кВ
лето Ремонтная схема - В 110 кВ Гидромаш 174 нет 192 <*>/ Аварийное отключение 133 <*>/ 174 <*>/ 25 Южная заменить ВЧ 230 <*>/ Аварийное 160 <*>/ 174 <*>/ - <*> - замкнут
(в ремонте на ПС 220 кВ 166 <*> ВЛ 110 кВ Гвоздика - 97 <*> 158 <*> заградители 200 <*> отключение 130 <*> 158 <*> транзит 110 кВ
ВЛ 220 кВ Малахит; Южная (ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ Гвоздика - ВЛ 110 кВ Колюткино -
Малахит - - В 110 кВ Уфалей 1, Гвоздика - Южная на ВЧ Гвоздика - Малахит
Южная) 2 на ПС 220 кВ Полевская) заградители Южная (ВЛ 110 кВ
Малахит. номинальным током Гвоздика -
не менее 600 А. Полевская)
КС "Полевской 3. На ПС 110 кВ
2012 - зима Нормальная энергоузел": 227 нет 340/309 Аварийное отключение 233 <*>/ 273/ - Полевская 360/335 Аварийное 271/214 273/241 - <*> - замкнут
2013 схема - В 220 кВ Малахит ВЛ 220 кВ Малахит - 210 <*> 225 <*> заменить ВЧ отключение транзит 110 кВ
(прогноз) на ПС 500 кВ Южная; Южная заградители ВЛ 220 кВ Колюткино -
- В 110 кВ Гвоздика ВЛ 110 кВ Малахит - Южная Малахит
на ПС 500 кВ Южная; Полевская - Южная,
лето Нормальная - В 110 кВ Полевская 184 нет 284/251 Аварийное отключение 192 <*>/ 214/ - Гвоздика - 317/284 Аварийное 210/180 214/195 - <*> - замкнут
схема на ПС 500 кВ ВЛ 220 кВ Малахит - 166 <*> 180 <*> Полевская на ВЧ отключение транзит 110 кВ
Южная; Южная заградители ВЛ 220 кВ Колюткино -
- В 110 кВ Дегтярка номинальным Малахит - Южная Малахит
1, 2 на ПС 220 кВ током 600 А.
лето Ремонтная Первоуральская 184 нет 192 <*>/ Аварийное 133 <*>/ 180 <*>/ 30 4. Заменить 230 <*>/ Аварийное 165 <*>/ 180 <*>/ - <*> - замкнут
схема 166 <*> отключение 97 <*> 162 <*> провод ВЛ 110 кВ 200 <*> отключение 130 <*> 162 <*> транзит 110 кВ
(в ремонте ВЛ 110 кВ Гвоздика - Дегтярка - Полевская ВЛ 110 кВ Колюткино -
ВЛ 220 кВ Южная (ВЛ 110 кВ на провод марки Гвоздика - Южная Малахит.
Малахит - Гвоздика - не менее АС-150/24 (ВЛ 110 кВ
Южная) Полевская) или аналогичный Гвоздика - <**> - см.
по ДТН <**>. Полевская) Сечение
5. На ПС 110 кВ "АТ ПС 220 кВ
Полевская и ПС Первоуральская"
110 кВ Дегтярка
заменить ошиновку
ВЛ 110 кВ Дегтярка -
Полевская на провод
марки не менее
АС-150/24 или
аналогичный
по ДТН <**>
2. ЮГО-ЗАПАДНЫЙ ЭНЕРГОРАЙОН (СЕЧЕНИЕ "КРАСНОУФИМСКАЯ - МИХАЙЛОВСКАЯ - ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ")
2011 - зима Нормальная Энергоузел: 169 нет 108 Аварийное 110 <*> 80/99 <*> - Предлагаемые 160/145 Аварийное 125 <*>/ 80/99 <*> - <*> - замкнут
2012 схема - В 110 кВ АТ 1, 2 отключение мероприятия: отключение 110 <*> транзит 110 кВ
(факт) на ПС 220 кВ ВЛ 220 кВ Емелино - 1. На ПС 110 кВ ВЛ 220 кВ Емелино Романовка -
Красноуфимская; Продольная Н. Серги заменить - Продольная Чернушка
- В 110 кВ Романовка (ВЛ 220 кВ Ирень - ошиновку ВЛ 110 кВ (ВЛ 220 кВ
1, 2 на ПС 220 кВ Красноуфимская) Н. Серги - Ирень -
Красноуфимская; Первоуральская, Красноуфимская)
- В 110 кВ Дидино Михайловская -
лето Нормальная на ПС 220 кВ 149 нет 84 Аварийное 85 <*> 64/73 <*> - Н. Серги, 130/110 Аварийное 115 <*>/ 64/73 <*> - <*> - замкнут
схема Первоуральская; отключение выполненную отключение 95 <*> транзит 110 кВ
- В 110 кВ ВЛ 220 кВ Емелино - проводом марки ВЛ 220 кВ Романовка -
Нижние Серги Продольная АС-95/27 на провод Емелино - Чернушка
на ПС 220 кВ (ВЛ 220 Ирень - марки АС-120/19 Продольная
Первоуральская. Красноуфимская) или аналогичный (ВЛ 220 Ирень -
по ДТН. Красноуфимская)
КС КМП: 2. Установить
лето Ремонтная схема - В 110 кВ Дидино 149 нет 85 <*> Аварийное отключение 70 <*> 73 <*>/ 30 на ПС 220 кВ 115 <*>/ Аварийное 110 <*>/ 73 <*>/ - <*> - замкнут
(в ремонте на ПС 220 кВ ВЛ 220 кВ Емелино - 103 <*> Первоуральская 95 <*> отключение 90 <*> 103 <*> транзит 110 кВ
ВЛ 220 кВ Первоуральская; Продольная АО ПО ВЛ 110 кВ ВЛ 220 кВ Романовка -
Ирень - - В 110 кВ (ВЛ 220 кВ Дидино - Емелино - Чернушка
Красноуфимская) Нижние Серги Продольная - Первоуральская и Продольная
на ПС 220 кВ Красноуфимская) ВЛ 110 кВ Н. Серги - (ВЛ 220 кВ
Первоуральская Первоуральская Продольная -
с действием Красноуфимская)
на отключение
2012 - зима Нормальная 173 нет 108 Аварийное 110 <*> 82/101 <*> - нагрузки 160/145 Аварийное 125 <*>/ 82/101 <*> - <*> - замкнут
2013 схема отключение на ПС 110 кВ отключение 110 <*> транзит 110 кВ
(прогноз) ВЛ 220 кВ Емелино - Михайловская, ВЛ 220 кВ Романовка -
Продольная ПС 110 кВ Н. Серги Емелино - Чернушка
(ВЛ 220 кВ Ирень - Продольная
Красноуфимская) (ВЛ 220 кВ
Ирень -
Красноуфимская)
лето Нормальная 153 нет 84 Аварийное 85 <*> 66/75 <*> - 130/110 Аварийное 115 <*>/ 66/75 <*> - <*> - замкнут
схема отключение отключение 95 <*> транзит 110 кВ
ВЛ 220 кВ Емелино - ВЛ 220 кВ Романовка -
Продольная Емелино - Чернушка
(ВЛ 220 Ирень - Продольная
Красноуфимская) (ВЛ 220 Ирень -
Красноуфимская)
лето Ремонтная 153 нет 85 <*> Аварийное 70 <*> 75 <*>/ 35 115 <*>/ Аварийное 110 <*>/ 75 <*>/ - <*> - замкнут
схема отключение 105 <*> 95 <*> отключение 90 <*> 105 <*> транзит 110 кВ
(в ремонте ВЛ 220 кВ Емелино - ВЛ 220 кВ Романовка -
ВЛ 220 кВ Продольная Емелино - Чернушка
Ирень - (ВЛ 220 кВ Продольная
Красноуфимская) Продольная - (ВЛ 220 кВ
Красноуфимская) Продольная -
Красноуфимская)
3. СЕЧЕНИЕ "СВЕРДЛОВСКАЯ - ИСКРА - ВИЗ - ПЕТРИЩЕВСКАЯ"
2011 - зима Нормальная КС "Искра - ВИЗ - 469 111 441 (КС1) Аварийное 165 337/ 70 <*> Запланированные 500/485 Аварийное 235/195 337/235 - <*> - с учетом
2012 схема Петрищевская" КС1: одновременное (КС4) 185 <*> мероприятия: (КС1) одновременное (КС4) (КС1/КС4) нагрузки,
(факт) - В 220 Искра 1 отключение ВЛ 220 кВ (КС1/КС4) 1. Комплексная отключение отключенной ДАР
на СУГРЭС; Искра - СУГРЭС 1 и 2 реконструкция ВЛ 220 кВ Искра -
- В 220 Искра 2 ПС 110 кВ ВИЗ. СУГРЭС 1 и 2
на СУГРЭС; 2. Комплексная
лето Нормальная - В 110 ВИЗ 1 380 61 352 (КС1) Аварийное 152 318/ 45 <*> реконструкция 383/352 Аварийное 205/185 318/198 - <*> - с учетом
схема на ПС 110 кВ одновременное (КС4) 178 <*> ПС 110 кВ (КС1) одновременное (КС4) (КС1/КС4 нагрузки,
Петрищевская; отключение ВЛ 220 кВ (КС1/КС4) Свердловская. отключение отключенной ДАР
- В 110 ВИЗ 2 Искра - СУГРЭС 1 и 2 3. Установка АОПО ВЛ 220 кВ Искра -
на ПС 110 кВ на ПС 110 кВ СУГРЭС 1 и 2
Петрищевская. Петрищевская по ВЛ
лето Ремонтная схема 380 61 380 <*> Аварийное отключение 152 319 <**>/ 45 <*> 110 кВ ВИЗ - 395/382 Аварийное 205/185 319 <**>/ - <*> - с учетом
(в ремонте ВЛ КС 2: (КС2) ВЛ 220 кВ Искра - (КС4) 178 <*> Петрищевская (КС2) отключение (КС4) 198 нагрузки,
220 кВ Искра - - В 220 Искра 1 СУГРЭС 2(1) (КС2/КС4) с действием на ОН ВЛ 220 кВ Искра - (КС2/КС4) отключенной
СУГРЭС 1(2)) на СУГРЭС; на ПС 110 кВ ВИЗ, СУГРЭС 2(1) ДАР;
- В 220 Искра 2 ПС 220 кВ Искра <**> - транзит
на СУГРЭС; 110 кВ Искра -
- В 110 ВИЗ 1 на ПС Свердловская -
110 кВ Петрищевская. замкнут
- В 110 ВИЗ 2 на ПС
2012 - зима Нормальная 110 кВ Петрищевская; 483 111 441 (КС1) Аварийное 165 355/191 81 <*> 500/485 Аварийное 245/195 355/241 - <*> - с учетом
2013 схема - В 110 кВ Звезда одновременное (КС4) (КС1/КС4) (КС1) одновременное (КС4) (КС1/КС4) нагрузки,
(прогноз) на ПС 110 кВ отключение ВЛ 220 кВ отключение отключенной ДАР
Свердловская; Искра - СУГРЭС 1 и 2 ВЛ 220 кВ Искра -
- В 110 кВ СвТЭЦ СУГРЭС 1 и 2
на ПС 110 кВ
лето Нормальная Свердловская. 407 61 352 (КС1) Аварийное 152 320/187 52 <*> 383/352 Аварийное 205/185 320/203 - <*> - с учетом
схема одновременное (КС4) (КС1/КС4) (КС1) одновременное (КС4) (КС1/КС4) нагрузки,
КС3: отключение ВЛ 220 кВ отключение отключенной ДАР
- В 110 кВ Звезда Искра - СУГРЭС 1 и 2 ВЛ 220 кВ Искра -
на ПС 110 кВ СУГРЭС 1 и 2
Свердловская;
лето Ремонтная схема - В 110 кВ СвТЭЦ 407 61 380 <*> Аварийное отключение 152 328 <**>/ 52 <*> 395/382 Аварийное 205/185 328 <**>/ - <*> - с учетом
(в ремонте ВЛ на ПС 110 кВ (КС2) ВЛ 220 кВ Искра - (КС4) 187 (КС2) отключение (КС4) 203 нагрузки,
220 кВ Искра - Свердловская. СУГРЭС 2(1) (КС2/КС4) ВЛ 220 кВ Искра - (КС2/КС4) отключенной
СУГРЭС 1(2)) СУГРЭС 2(1) ДАР;
КС4: <**> - транзит
- В 110 ВИЗ 1 110 кВ Искра -
на ПС 110 кВ Свердловская -
Петрищевская; замкнут
- В 110 ВИЗ 2
на ПС 110 кВ
Петрищевская
4. СЕЧЕНИЕ "ЮЖНАЯ - СИБИРСКАЯ - НСТЭЦ"
2011 - зима Нормальная КС "Южная - 478 нет 560 Аварийное отключение 355 478/448 93 Предлагаемые 750 Аварийное 750 478/448 -
2012 схема Сибирская - НСТЭЦ": 1 (2) СШ 110 кВ мероприятия: отключение 1(2)
(факт) - В 110 кВ Весна на ПС 500 кВ Южная Строительство СШ 110 кВ на ПС
на НСТЭЦ; ПС 220 кВ Надежда, 500 кВ Южная
- В 110 кВ Сибирская с установкой двух
лето Нормальная на НСТЭЦ; 464 нет 490 Аварийное отключение 345 464/434 89 автотрансформаторов 710 Аварийное 710 464/434 -
схема - В 110 кВ 1 (2) СШ 110 кВ номинальной отключение 1(2)
Сибирская 1, 2 на ПС 500 кВ Южная мощностью 250 МВА СШ 110 кВ на ПС
на ПС 220 кВ каждый, с заходами 500 кВ Южная
Калининская; ВЛ 220 НСТЭЦ -
лето Ремонтная схема - В 110 кВ 320 <*> нет 320 Аварийное отключение 270 310/310 40 Южная и ВЛ 110 кВ 600 Аварийное 600 310/310 - <*> - с учетом
(в ремонте Нижнеисетская 1, 2 1 (2) СШ 110 кВ Сибирская - Южная отключение 1(2) схемно-режимных
2 (1) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная; на ПС 500 кВ Южная 1, 2, 3; СШ 110 кВ на ПС мероприятий
на ПС 500 кВ - В 110 кВ Сибирская ВЛ 110 кВ Сибирская 500 кВ Южная
Южная) 1, 2, 3 - Чкаловская;
на ПС 500 кВ Южная; ВЛ 110 кВ
2012 - зима Нормальная - В 110 кВ 492 нет 560 Аварийное отключение 355 492/460 105 Сибирская - Авиатор; 750 Аварийное 750 492/460 -
2013 схема Чкаловская 1 (2) СШ 110 кВ ВЛ 110 кВ Арена - отключение 1(2)
(прогноз) на ПС 500 кВ Южная. на ПС 500 кВ Южная Сибирская. СШ 110 кВ на ПС
500 кВ Южная
КС "Южная - Предлагаемые
лето Нормальная Сибирская - НСТЭЦ": 479 нет 490 Аварийное отключение 345 479/445 100 мероприятия: 710 Аварийное 710 479/445 -
схема - В 110 кВ Весна 1 (2) СШ 110 кВ Строительство отключение 1(2)
на НСТЭЦ; на ПС 500 кВ Южная ПС 220 кВ Надежда, СШ 110 кВ на ПС
- В 110 кВ Сибирская с установкой двух 500 кВ Южная
на НСТЭЦ; автотрансформаторов
лето Ремонтная схема - В 110 кВ 320 <*> нет 320 Аварийное отключение 270 320/320 50 номинальной 600 Аварийное 600 320/320 - <*> - с учетом
(в ремонте 2(1) Сибирская 1, 2 1 (2) СШ 110 кВ мощностью 250 МВА отключение 1(2) схемно-режимных
СШ 110 кВ на ПС на ПС 220 кВ на ПС 500 кВ Южная каждый, с заходами СШ 110 кВ на ПС мероприятий
500 кВ Южная) Калининская; ВЛ 220 НСТЭЦ - Южная 500 кВ
- В 110 кВ и ВЛ 110 кВ
Нижнеисетская 1, 2 Сибирская - Южная
на ПС 500 кВ Южная; 1, 2, 3;
- В 110 кВ Сибирская ВЛ 110 кВ
1, 2, 3 на ПС 500 кВ Сибирская -
Южная; Чкаловская;
- В 110 кВ ВЛ 110 кВ
Чкаловская Сибирская - Авиатор;
на ПС 500 кВ Южная ВЛ 110 кВ Арена -
Сибирская
5. ВОСТОЧНЫЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
2011 - зима Нормальная КС ВЭУ: 221 нет 230 (240) Аварийное отключение 160 221/215 55 Запланированные 230 (240) Аварийное 220(230) 221/215 -
2012 схема - В 220 кВ Сирень 1 СШ 220 кВ мероприятия: отключение
(факт) на РефтГРЭС; на РефтГРЭС 1. Установка БСК 1 СШ 220 кВ
- В 110 кВ Черново номинальной на РефтГРЭС
на ПС 220 кВ Ница; мощностью 50 МВАр
лето Нормальная - В 110 кВ Дубровный 168 нет 215 (225) Аварийное отключение 160 168/165 5 в районе г. Талица. 215 (225) Аварийное 210(220) 168/165 -
схема на ПС 110 кВ Сухой 1 СШ 220 кВ 2. Замена провода отключение
Лог; на РефтГРЭС марки М-70 ВЛ 110 кВ 1 СШ 220 кВ
- В 110 кВ Сирень 1, Глубокая - НСТЭЦ на РефтГРЭС
2 на ПС 110 кВ Сухой на провод марки
лето Ремонтная схема Лог; 115 нет 160 (175) Аварийное отключение 90 115/118 20 АС-150. 160 (175) Аварийное 160(170) 115/118 -
(в ремонте - В 110 кВ 1 СШ 220 кВ 3. Установка АОСН отключение
Блок № 3 БАЭС) Краснополянск на РефтГРЭС с действием 1 СШ 220 кВ
на ПС 110 кВ при ремонте на отключение на РефтГРЭС
Красная Слобода; Блока № 3 БАЭС нагрузки при ремонте
- СВ 110 кВ на ПС 110 кВ ВЭУ Блока № 3 БАЭС
на ПС 110 кВ Двинка; в объеме до 20 МВт.
2012 - зима Нормальная - СВ 110 кВ 228 нет 230 (240) Аварийное отключение 160 228/223 63 4. Установка БСК 230 (240) Аварийное 220(230) 228/223 -
2013 схема на ПС 110 кВ Парус; 1 СШ 220 кВ номинальной отключение
(прогноз) - В 110 кВ Юшала на РефтГРЭС мощностью 40 МВАр 1 СШ 220 кВ
на ПС 110 кВ Кармак на ПС 110 кВ Юшала на РефтГРЭС
лето Нормальная 170 нет 215 (225) Аварийное отключение 160 170/168 8 215 (225) Аварийное 210(220) 170/168 -
схема 1 СШ 220 кВ отключение
на РефтГРЭС 1 СШ 220 кВ
на РефтГРЭС
лето Ремонтная схема 117 нет 160 (170) Аварийное отключение 90 117/115 25 160 (175) Аварийное 160(170) 117/115 -
(в ремонте Блок 1 СШ 220 кВ отключение
№ 3 БАЭС) на РефтГРЭС 1 СШ 220 кВ
при ремонте на РефтГРЭС
Блока № 3 БАЭС при ремонте
Блока № 3 БАЭС
6. КАЧКАНАРСКИЙ ЭНЕРГОУЗЕЛ
2011 - зима Нормальная Энергоузел: 546 326 440 Аварийное отключение 440 334/480 40 Предлагаемые 560 Аварийное 585 334/480 -
2012 схема - В 220 кВ Цемент ВЛ 220 кВ Цемент - мероприятия: отключение
(факт) на ПС 220 кВ Качканар 1. На ПС 220 кВ ВЛ 220 кВ
Качканар; Янтарь заменить Цемент - Качканар
- В 220 кВ НТГРЭС 1, трансформаторы тока
лето Нормальная 2 на ПС 500 кВ 496 262 325 Аварийное отключение 430 223/400 - ВЛ 220 кВ НТГРЭС - 325 Аварийное 430 223/400 -
схема Тагил; ВЛ 220 кВ Цемент - Янтарь, ВЛ 220 кВ отключение
- В 220 кВ Сосьва Качканар Качканар - Янтарь, ВЛ 220 кВ
на НТГРЭС; номинальным током Цемент - Качканар
- В 220 кВ Сопка 600 А
лето Ремонтная схема на НТГРЭС; 496 262 430 Аварийное отключение 365 400/400 35 на трансформаторы 430 Аварийное 420 400/400 -
(в ремонте - В 110 кВ Выя ВЛ 220 кВ Качканар - тока номиналом отключение
ВЛ 220 кВ на НТГРЭС; Острая не менее 1000 А. ВЛ 220 кВ
Демент - - В 110 кВ В. Тура 2. На ПС 220 кВ Качканар - Острая
Качканар) 1, 2 на Тагил; Острая заменить
- В 110 кВ Промысла трансформаторы тока
2012 - зима Нормальная на ПС 220 кВ 562 326 440 Аварийное отключение 440 348/498 58 ВЛ 220 кВ НТГРЭС - 560 Аварийное 585 348/498 -
2013 схема Качканар; ВЛ 220 кВ Цемент - Тагил 1 с отпайкой отключение
(прогноз) - В 110 кВ Качканар на ПС 220 кВ Острая, ВЛ 220 кВ
Европейская ВЛ 220 кВ Качканар - Цемент - Качканар
на ПС 110 кВ Острая током 600 А
лето Нормальная Чекмень. 510 262 325 Аварийное отключение 430 232/411 - на трансформаторы 325 Аварийное 430 232/411 -
схема ВЛ 220 кВ Цемент - тока номиналом отключение
КС КачЭУ: Качканар не менее 1000 А ВЛ 220 кВ
- В 220 кВ Янтарь Цемент - Качканар
на НТГРЭС;
лето Ремонтная схема - В 220 кВ Острая 510 262 430 Аварийное отключение 365 411/411 46 430 Аварийное 420 411/411 -
(в ремонте на ПС 220 кВ ВЛ 220 кВ Качканар - отключение
ВЛ 220 кВ Качканар; Острая ВЛ 220 кВ
Качканар - - В 110 кВ В. Тура Качканар - Острая
Острая) 1, 2 на ПС
500 кВ Тагил;
- В 110 кВ Уральская
1, 2 на НТГРЭС;
- В 110 кВ В. Тура
на НТГРЭС;
- В 110 кВ
Красноуральск
на НТГРЭС
7. СЕЧЕНИЕ "АЛАПАЕВСК - САЛКА - ВЯЗОВСКАЯ"
2011 - зима Нормальная КС "Алапаевск - 230 - 395 Аварийное отключение 238/185 230/230 - Предлагаемые 340 Аварийное 340/250 230/230 -
2012 схема Салка - Вязовская": АТ1(2) Салда мероприятия: отключение АТ1(2)
(факт) - В 110 кВ АТ1, 2 1. На ПС 220 кВ Салда
ПС 220 кВ Салда; Вязовская заменить
лето Нормальная - В 110 кВ 193 - 319 Аварийное отключение 195/147 193/191 - ошиновку ВЛ 110 кВ 385 Аварийное 290/240 193/191 -
схема ВЛ Вязовская - Салка АТ1(2) Салда Вязовская - Салка отключение АТ1(2)
1, 2; 1, 2. Салда
- В 110 кВ 2. На ПС 110 кВ
лето Ремонтная схема ВЛ Алапаевск - 193 - 195/147 Аварийное отключение 95 191/147 97 <*> Салка заменить 290/240 Аварийное 190 191/147 - <*> - 45 (ОН
(в ремонте Голубково; АТ2(1) Салда ошиновку ВЛ 110 кВ отключение АТ2(1) от действия
АТ1(2) - В 110 кВ ВЛ Вязовская - Салка Салда АРЛ)
ПС 220 кВ Алапаевск - 132 км; 1, 2,
Салда) - В 110 кВ ВЛ 3. Заменить провод
Алапаевск - Молзавод ВЛ 110 кВ
2012 - зима Нормальная 235 - 395 Аварийное отключение 242/185 235/235 - Вязовская - Салка 1, 340 Аварийное 340/250 235/235 -
2013 схема АТ1(2) Салда 2 и ВЛ 110 кВ отключение АТ1(2)
(прогноз) Пятилетка - Салда
Салка 1, 2
лето Нормальная 197 - 319 Аварийное отключение 195/147 197/195 - 385 Аварийное 290/240 197/195 -
схема АТ1(2) Салда отключение АТ1(2)
Салда
лето Ремонтная схема 197 195/147 Аварийное отключение 95 195/148 98 <*> 290/240 Аварийное 190 195/148 - <*> - 50 (ОН
(в ремонте АТ2(1) Салда отключение АТ2(1) от действия
АТ1(2) Салда АРЛ)
ПС 220 кВ
Салда)
8. РЕЖЕВСКОЙ ЭНЕРГОРАЙОН
2011 - зима Нормальная КС "Режевской 165 18 215 <*> Аварийное отключение 125 <*> 165/165 40 <*> Предлагаемые 300 Аварийное 180 165/165 - <*> -
2012 схема энергоузел": 3(4) СШ ПС 220 кВ мероприятия: отключение 3(4) при генерации
(факт) - В 110 кВ Осинцево Окунево 1. Установить АОСН СШ ПС 220 кВ Режевской ГТ
на ПС 220 кВ Ница; на ПС 110 кВ Реж; Окунево ТЭЦ 0 МВт;
- В 110 кВ ВЛ ПС 110 кВ Калата; <**> - см. СВМ
Новгородово на ПС ПС 110 кВ Таволги РГЕ 110 ВТГРЭС
220 кВ Ница; с действием
лето Нормальная - В 135 15 215 <*> Аварийное отключение 140 <*> 135/135 - на отключение 255 Аварийное 175 135/135 - <*> -
схема 110 кВ ВЛ ЕГРЭС 1, 2 3(4) СШ ПС 220 кВ нагрузки в объеме отключение 3(4) при генерации
на ПС 220 кВ Окунево до 30 МВт. СШ ПС 220 кВ Режевской ГТ
Окунево; 2. Заменить провод Окунево ТЭЦ 0 МВт,
- В 110 кВ ВЛ Реж 1, марки АС-95 и АС-120 <**> - см. СВМ
2 на ПС 220 кВ на ВЛ 110 кВ РГЕ 110 ВТГРЭС
Окунево; ВТГРЭС - Таволги
лето Ремонтная схема - В 110 кВ ВЛ 135 15 140 <*> Аварийное отключение 85 <*> 135/135 45 <*> на провод марки 175 Аварийное 140 135/135 - <*> -
(в ремонте 3(4) Разъезд 132 на ПС 4(3) СШ ПС 220 кВ АС-185/29 отключение 4(3) при генерации
СШ 110 кВ ПС 110 кВ Алапаевск; Окунево или аналогичный СШ ПС 220 кВ Режевской ГТ
220 кВ Окунево) - В 110 кВ ВЛ по ДТН <**>. Окунево ТЭЦ 0 МВт;
Таволги на ВТГРЭС 3. Заменить <**> - см. СВМ
трансформатор тока РГЕ 110 ВТГРЭС
ВЛ 110 кВ
2012 - зима Нормальная 169 18 215 <*> Аварийное отключение 125 <*> 169/169 43 <*> Окунево - Реж 1, 2 300 Аварийное 180 169/169 - <*> -
2013 схема 3(4) СШ ПС 220 кВ на ПС 110 кВ Реж отключение 3(4) при генерации
(прогноз) Окунево номиналом 320 А СШ ПС 220 кВ Режевской ГТ
на трансформаторы Окунево ТЭЦ 0 МВт;
тока номиналом <**> - см. СВМ
600 А РГЕ 110 ВТГРЭС
лето Нормальная 138 15 215 <*> Аварийное отключение 140 <*> 138/138 - 255 Аварийное 175 138/138 - <*> -
схема 3(4) СШ ПС 220 кВ отключение 3(4) при генерации
Окунево СШ ПС 220 кВ - Режевской ГТ
Окунево ТЭЦ 0 МВт;
<**> - см. СВМ
РГЕ 110 ВТГРЭС
лето Ремонтная схема 138 15 140 <*> Аварийное отключение 85 <*> 138/138 47 <*> 175 Аварийное 140 138/138 - <*> -
(в ремонте 3(4) 4(3) СШ ПС 220 кВ отключение 4(3) при генерации
СШ 110 кВ ПС Окунево СШ ПС 220 кВ Режевской ГТ
220 кВ Окунево) Окунево ТЭЦ 0 МВт;
<**> - см. СВМ
РГЕ 110 ВТГРЭС
9. СЕЧЕНИЕ "АТ ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ"
2011 - зима Нормальная КС 394 36 540 Аварийное отключение 360 355/355 - Предлагаемые 640/580 Аварийное 430/360 355/355 -
2012 схема "АТ Первоуральская": АТ2(3) ПС 220 кВ мероприятия: отключение АТ2(3)
(факт) - В 110 кВ АТГ1 Первоуральская 1. Выполнить ПС 220 кВ
на ПС 220 кВ установку САОН и Первоуральская
Первоуральская; АОПО на ПС 220 кВ
лето Нормальная - В 110 кВ АТ2, 3 339 9,7 370 Аварийное отключение 270 <*> 339/ - Первоуральская. 590/540 Аварийное 310 <*>/ 339/ - <*> - с учетом
схема на ПС 220 кВ АТ2(3) ПС 220 кВ 260 <*> 2. Заменить провод отключение АТ2(3) 270 <*> 260 <*> схемно-режимных
Первоуральская; Первоуральская на ВЛ 110 кВ ПС 220 кВ мероприятий
- В 110 кВ ВЛ СУГРЭС - Хромпик 1 и Первоуральская
Хромпик 1, 2 2 на провод марки
лето Ремонтная схема на СУГРЭС; 265 <*> 9,7 260 <*> Аварийное отключение 105 <*> 260 <*>/ 155 АС-240/39 или 310 <*>/ Аварийное 275 <*>/ 260 <*>/ - <*> - с учетом
(в ремонте - В 110 кВ ВЛ АТ2(3) ПС 220 кВ 260 <*> аналогичный по ДТН. 270 <*> отключение АТ2(3) 225 <*> 260 <*> схемно-режимных
АТ2(3) Дегтярка 1, 2 Первоуральская или 3. На ПС 110 кВ ПС 220 кВ мероприятий
ПС 220 кВ на ПС 220 кВ ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик заменить Первоуральская
Первоуральская) Первоуральская; Хромпик 1(2) трансформатор тока и или ВЛ 110 кВ
- В 110 кВ ВЛ Дидино ВЧ заградитель СУГРЭС
на ПС 220 кВ ВЛ 110 кВ СУГРЭС - - Хромпик 1(2)
Первоуральская; Хромпик 1 и 2
2012 - зима Нормальная - В 110 кВ ВЛ 400 36 540 Аварийное отключение 360 364/364 4 на трансформатор 640/580 Аварийное 430/360 364/364 -
2013 схема Нижние Серги АТ2(3) ПС 220 кВ тока и ВЧ отключение АТ2(3)
(прогноз) на ПС 220 кВ Первоуральская заградитель ПС 220 кВ
Первоуральская; с номинальным током Первоуральская
- В 110 кВ ВЛ Шамары не менее 1000 А.
лето Нормальная на ПС 110 кВ Вогулка 345 9,7 370 Аварийное отключение 270 <*> 335/ - 4. На СУГРЭС 590/540 Аварийное 310 <*>/ 335/ - <*> - с учетом
схема АТ2(3) ПС 220 кВ 266 <*> заменить ВЧ отключение АТ2(3) 270 <*> 266 <*> схемно-режимных
Первоуральская заградитель ПС 220 кВ мероприятий
ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Первоуральская
Хромпик 1 и 2 на ВЧ
лето Ремонтная схема 270 9,7 260 <*> Аварийное отключение 105 <*> 266 <*>/ 161 заградитель 310 <*>/ Аварийное 275 <*>/ 266 <*>/ - <*> - с учетом
(в ремонте АТ2(3) ПС 220 кВ 266 <*> с номинальным током 270 <*> отключение АТ2(3) 225 <*> 266 <*> схемно-режимных
АТ2(3) Первоуральская или не менее 1000 А. ПС 220 кВ мероприятий
ПС 220 кВ ВЛ 110 кВ СУГРЭС - 5. Заменить провод Первоуральская
Первоуральская) Хромпик 1(2) ВЛ 110 кВ Дегтярка - или ВЛ 110 кВ
Полевская СУГРЭС - Хромпик
на провод марки 1(2)
не менее АС-150/24
или аналогичный
по ДТН.
6. На ПС 110 кВ
Полевская и
ПС 110 кВ Дегтярка
заменить ошиновку
ВЛ 110 кВ Дегтярка -
Полевская
на провод марки
не менее АС-150/24
или аналогичный
по ДТН
Приложение 9
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ПРОГНОЗНЫЕ УРОВНИ
ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ И МАКСИМУМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ
СВЕРДЛОВСКОЙ РЕГИОНАЛЬНОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ НА ПЕРСПЕКТИВУ
ДО 2020 ГОДА
Наименование Электрическая нагрузка, МВт
потребителя
Отчет Прогноз по годам
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
год год год год год год год год год
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
МАКСИМАЛЬНЫЙ ВАРИАНТ
Свердловская энергосистема 6641 6760 6990 7180 7390 7570 7790 7980 8100
Филиал ОАО "БАЗ-СУАЛ" 290 370 370 370 370 370 480 480 480
ОАО "СУАЛ"
ОАО "Каменск-Уральский 50 50 50 70 70 70 70 135 135
металлургический завод"
ОАО "Уральская фольга" 14 14 14 16 16 16 16 16 16
ОАО "Первоуральский 106 156 207 207 287 287 287 287 287
новотрубный завод"
ОАО "Нижне-Тагильский 230 230 230 230 230 230 296 296 296
металлургический комбинат"
Титановая долина 0 0 0 0 0 0 0 50 50
ОАО "НПК "Уралвагонзавод" 75 89 89 89 89 89 89 89 120
ОАО "Левихинский ГОК" - - - - - - - 22 22
Всего по восьми предприятиям 764 909 960 982 1062 1062 1238 1375 1406
Учтено по техусловиям - - 70 130 131 157 163 163 163
Прочие потребители 2732 2712 2758 2805 2839 2873 2909 2945 3007
МИНИМАЛЬНЫЙ ВАРИАНТ
Свердловская энергосистема 6641 6720 6870 7050 7160 7320 7450 7650 7840
Филиал ОАО "БАЗ-СУАЛ" 290 370 370 370 370 370 370 480 480
ОАО "СУАЛ"
ОАО "Каменск-Уральский 50 50 50 70 70 70 70 70 70
металлургический завод"
ОАО "Уральская фольга" 14 14 14 14 14 14 14 14 14
ОАО "Первоуральский 106 156 207 207 207 207 287 287 287
новотрубный завод"
ОАО "Нижне-Тагильский 230 230 230 230 230 230 230 230 230
металлургический комбинат"
Титановая долина 0 0 0 0 0 0 0 20 50
ОАО "НПК 75 75 75 89 89 89 89 89 89
"Уралвагонзавод"
ОАО "Левихинский ГОК" - - - - - - - - 22
Всего по восьми предприятиям 764 895 946 980 980 980 1060 1190 1242
По техусловиям - - - - - 6 17 11 92
Прочие потребители 2732 2706 2748 2789 2817 2845 2874 2903 2941
Приложение 10
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ОБЪЕМЫ
ВЫВОДА ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ И (ИЛИ)
ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, МВТ
Электростанция Генерирующая Вид топлива Тип 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2013 -
(станционный номер, компания демонтажа год год год год год год 2018
тип турбины) годы
ВЕРХНЕТАГИЛЬСКАЯ ГРЭС ОАО "ИНТЕР РАО -
Электрогенерация"
1 Т-88-90 <*> Газ природный окончательный 88,0 88,0
2 Т-88-90 <*> Уголь Экибастузский окончательный 88,0 88,0
3 Т-88-90 <*> Уголь Экибастузский окончательный 88,0 88,0
4 Т-88-90 Уголь Экибастузский окончательный 88,0 88,0
5 К-100-90 Газ природный окончательный 100,0 100,0
6 К-100-90 Уголь Экибастузский окончательный 100,0 100,0
Всего по станции 88,0 200,0 264,0 552,0
СЕРОВСКАЯ ГРЭС ОАО "ОГК-2"
1 К-50-90 <**> Уголь Экибастузский окончательный 50,0 50,0
2 К-50-90 <**> Уголь Экибастузский окончательный 50,0 50,0
4 К-50-90 <**> Уголь Экибастузский окончательный 50,0 50,0
5 Т-88-90 Уголь Экибастузский окончательный 88,0 88,0
6 К-100-90 Газ природный окончательный 100,0 100,0
7 К-100-90 Газ природный окончательный 100,0 100,0
8 К-100-90 Уголь Экибастузский окончательный 100,0 100,0
Всего по станции 150,0 188,0 100,0 100,0 538,0
СРЕДНЕУРАЛЬСКАЯ ГРЭС ОАО "Энел ОГК-5"
1 Р-16-29 <*> Газ природный окончательный 16,0 16,0
2 ПР-46-29 <*> Газ природный окончательный 46,0 46,0
5 Р-16-29 <*> Газ природный окончательный 16,0 16,0
Всего по станции 78,0 78,0
НИЖНЕТУРИНСКАЯ ГРЭС ЗАО "КЭС"
4 Р-...-130 Газ природный окончательный 15,0 15,0
8 Т-88-90 <*> Газ природный окончательный 88,0 88,0
9 Т-88-90 <*> Уголь Экибастузский окончательный 88,0 88,0
10 Т-88-90 <*> Газ природный окончательный 88,0 88,0
Всего по станции 88,0 88,0 103,0 279,0
ПЕРВОУРАЛЬСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
1 ПР-12-35 Газ природный окончательный 12,0 12,0
2 Р-6-35 Газ природный окончательный 6,0 6,0
Всего по станции 12,0 6,0 18,0
СВЕРДЛОВСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
3 ПР-12-29 Газ природный окончательный 12,0 12,0
5 ПР-12-29 Газ природный окончательный 12,0 12,0
Всего по станции 12,0 12,0 24,0
КРАСНОГОРСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
1 Р-14-29 <*> Уголь Экибастузский окончательный 14,0 14,0
2 Р-17-29 Уголь Экибастузский окончательный 17,0 17,0
4 Р-14-29 <*> Газ природный окончательный 14,0 14,0
5 Р-14-29 Газ природный окончательный 14,0 14,0
6 Т-25-29 <*> Газ природный окончательный 25,0 25,0
9 Р-17-29 Уголь Экибастузский окончательный 17,0 17,0
10 Р-20-29 <*> Газ природный окончательный 20,0 20,0
Всего по станции 121,0 121,0
БОГОСЛОВСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
1 Р-20-29 <*> Уголь Богословский окончательный 20,0 20,0
2 Р-20-29 <*> Уголь Богословский окончательный 20,0 20,0
3 Р-10-29 <*> Газ природный окончательный 10,0 10,0
6 Т-33-29 <**> Газ природный окончательный 33,0 33,0
7 Р-...-29 <**> Газ природный окончательный 41,0 41,0
8 Р-6-29 <*> Газ природный окончательный 6,0 6,0
10 Р-6-29 Газ природный окончательный 5,5 5,5
Всего по станции 135,5 135,5
Демонтаж всего 250,0 276,0 535,5 666,0 12,0 6,0 1745,5
Примечание: <*> в соответствии с заключением Министерства энергетики Российской Федерации приостановлен вывод генерирующих объектов из эксплуатации;
<**> - вывод по эксплуатации генерирующих объектов учтен после выполнения компенсационных мероприятий по сооружению генерирующих или электросетевых объектов.
Приложение 11
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ОБЪЕМЫ
ВЫВОДА ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ В СООТВЕТСТВИИ
СО СПЕЦИАЛЬНЫМИ РЕШЕНИЯМИ МИНИСТЕРСТВА ЭНЕРГЕТИКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ, МВТ
Электростанция Генерирующая Вид топлива Тип 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Примечание
(станционный номер, компания демонтажа год год год год год год
тип турбины)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
ВЕРХНЕТАГИЛЬСКАЯ ГРЭС ОАО "ИНТЕР РАО -
Электрогенерация"
1 Т-88-90 Газ природный окончательный 88,0 Письмо Минэнерго
РФ от 05.09.2012
2 Т-88-90 Уголь окончательный 88,0 № МК-8144/10
Экибастузский
3 Т-88-90 Уголь окончательный 88,0
Экибастузский
СЕРОВСКАЯ ГРЭС ОАО "ОГК-2"
1 К-50-90 Уголь окончательный 50,0 Письмо Минэнерго
Экибастузский РФ от 04.06.2012
№ АШ-4911/10
2 К-50-90 Уголь окончательный 50,0
Экибастузский
4 К-50-90 Уголь окончательный 50,0
Экибастузский
СРЕДНЕУРАЛЬСКАЯ ГРЭС ОАО "Энел ОГК-5"
1 Р-16-29 Газ природный окончательный 16,0 Письмо Минэнерго
РФ от 26.12.2011
2 ПР-46-29 Газ природный окончательный 46,0 № АШ-12838/10
5 Р-16-29 Газ природный окончательный 16,0
НИЖНЕТУРИНСКАЯ ГРЭС ЗАО "КЭС"
8 Т-88-90 Газ природный окончательный 88,0 Письмо Минэнерго
РФ от 16.12.2011
№ АШ-12456/10
9 Т-88-90 Уголь окончательный 88,0 Письмо Минэнерго
Экибастузский РФ от 05.09.2012
№ МК-8137/10
10 Т-88-90 Газ природный окончательный 88,0
СВЕРДЛОВСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
5 ПР-12-29 Газ природный окончательный 12,0 Письмо Минэнерго
РФ от 05.09.2012
№ МК-8138/10
КРАСНОГОРСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
1 Р-14-29 Уголь 14,0 Письмо
Экибастузский окончательный Минэнерго РФ
от 16.12.2011
4 Р-14-29 Газ природный окончательный 14,0 № АШ-12456/10
6 Т-25-29 Газ природный окончательный 25,0
10 Р-20-29 Газ природный окончательный 20,0 Письмо Минэнерго
РФ от 05.09.2012
№ МК-8136/10
БОГОСЛОВСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
1 Р-20-29 Уголь окончательный 20,0 Письмо Минэнерго
Богословский РФ от 16.12.2011
№ АШ-12456/10
2 Р-20-29 Уголь окончательный 20,0
Богословский
3 Р-10-29 Газ природный окончательный 10,0
6 Т-33-29 Газ природный окончательный 33,0 Письмо Минэнерго
РФ от 05.09.2012
7 Р-...-29 Газ природный окончательный 41,0 № МК-8135/10
8 Р-6-29 Газ природный окончательный 6,0
Приложение 12
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ОБЪЕМЫ И СТРУКТУРА
ВВОДОВ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ И (ИЛИ) ГЕНЕРИРУЮЩЕГО
ОБОРУДОВАНИЯ С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ РЕАЛИЗАЦИИ
ПО ЭНЕРГОСИСТЕМЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, МВТ
Электростанция Генерирующая Вид Тип ввода 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2013 -
(станционный номер, компания топлива год год год год год год 2018
тип турбины) годы
БЕЛОЯРСКАЯ АЭС ОАО "Концерн
Росэнергоатом"
4 БН-880 ядерное новое 880,0 880,0
топливо строительство
ВЕРХНЕТАГИЛЬСКАЯ ГРЭС ОАО "ИНТЕР РАО
Электрогенерация"
12 ПГУ-420 Газ новое 420,0 420,0
природный строительство
СЕРОВСКАЯ ГРЭС ОАО "ОГК-2"
9 ПГУ-420 <*> Газ новое 420,0 420,0
природный строительство
НИЖНЕТУРИНСКАЯ ГРЭС ЗАО "КЭС"
12 ПГУ-230 <**> Газ новое 230,0 230,0
природный строительство
13 ПГУ-230 <**> Газ новое 230,0 230,0
природный строительство
Всего по станции 460,0 460,0
НОВО-БОГОСЛОВСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
1 ПГУ-230 Газ новое 230,0 230,0
природный строительство
АКАДЕМИЧЕСКАЯ ТЭЦ ЗАО "КЭС"
1 ПГУ-200 <***> Газ новое 200,0 200,0
природный строительство
Вводы, всего 0,0 1300,0 650,0 460,0 200,0 0,0 2610,0
--------------------------------
<*> - присутствует намерение собственника ввести в работу ПГУ-420 в 2014 году.
<**> - присутствует намерение собственника ввести в работу 2 блока ПГУ-230 в 2015 году.
<***> - присутствует намерение собственника ввести в работу ПГУ-230 в 2017 году.
Приложение 13
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ОБЪЕМЫ И СТРУКТУРА
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ВВОДОВ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ И (ИЛИ)
ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ПО ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ, МВТ
Электростанция Генерирующая Вид топлива Тип ввода 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2013 -
(станционный номер, компания год год год год год год 2018
тип турбины) годы
ТЭЦ ОАО "ЕВРАЗ НТМК" Эл./ст. пром.
предприятий
2 Т-10-29 Газ природный замена 10,0 10,0
24 ПТ-...-90 Газ новое 10,0 10,0
искусственный строительство
25 ГУБТ-12 Газ новое 12,0 12,0
искусственный строительство
Всего по станции 12,0 20,0 32,0
СЕРОВСКАЯ ГРЭС ОАО "ОГК-2"
10 ПГУ-420 Газ природный Новое 420,0 420,0
строительство
ДЕМИДОВСКАЯ ТЭС ООО
"УГМК-Холдинг"
1 К-660-300 Уголь новое 660,0 660,0
Кузнецкий строительство
2 К-660-300 Уголь новое 660,0 660,0
Кузнецкий строительство
Всего по станции 1320,0 1320,0
Вводы, всего 0,0 0,0 12,0 440,0 0,0 1320,0 1792,0
Приложение 14
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ПЕРЕЧЕНЬ
ОБЪЕКТОВ РЕКОНСТРУКЦИИ И НОВОГО СТРОИТЕЛЬСТВА,
НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
№ Наименование объекта Назначение объекта Технические Срок Ориентиро- Владелец сетевого
п/п характеристики ввода вочная объекта
сметная
стоимость,
млн.
рублей,
без НДС
<1>
1 2 3 4 5 6 7
ОБЪЕКТЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ СТРОЯЩИХСЯ СТАНЦИЙ
1. ВЛ 500 кВ Курчатовская - обеспечение выдачи 80 км 2014 2691 филиал ОАО "ФСК
Исеть мощности Белоярской ЕЭС" - МЭС Урала
АЭС-2
2. Заходы ВЛ 500 кВ обеспечение выдачи 2 x 7 км, 2014, 6757 филиал ОАО "ФСК
Рефтинская ГРЭС - Козырево мощности Белоярской 4 x 2 x 10 км, 2016 ЕЭС" - МЭС Урала
на одноцепных опорах на ПП АЭС-2 4 x 167 МВА
500 кВ Исеть с последующим 180 МВАр
расширением ПП 500 кВ
Исеть до ПС 500 кВ Исеть
3. Заходы ВЛ 500 кВ Южная - обеспечение выдачи 1 x 84,4 км, 2014 5165 филиал ОАО "ФСК
Шагол на ПС 500 кВ мощности Белоярской 1 x 84,5 км ЕЭС" - МЭС Урала
Курчатовская АЭС-2
4. Заходы одной цепи ВЛ 220 кВ обеспечение выдачи 11,12 км 2014 367 филиал ОАО "ФСК
БАЭС - Каменская мощности Белоярской ЕЭС" - МЭС Урала
на ПС 500 кВ Курчатовская АЭС-2
5. Заходы ВЛ 220 кВ Сосьва - обеспечение выдачи 2 x 18 км 2013 536 филиал ОАО "ФСК
Краснотурьинск мощности ПГУ-420 ЕЭС" - МЭС Урала
на Серовскую ГРЭС Серовской ГРЭС
6. Строительство участков двух обеспечение выдачи 12,1 км 2013 117 филиал ОАО "МРСК
новых ВЛ 110 кВ Серовская мощности ПГУ-420 Урала" -
ГРЭС - Ферросплав 3 и ВЛ Серовской "Свердловэнерго"
110 кВ Серов - Серовская ГРЭС
ГРЭС с отв. на ПС
Ферросплав
7. Реконструкция ПС 110 кВ обеспечение выдачи замена 2014 378 филиал ОАО "МРСК
Ферросплав мощности ПГУ-420 выключателей Урала" -
Серовской ГРЭС 110 кВ "Свердловэнерго"
8. Сооружение шлейфовых обеспечение выдачи 0,8 км 2015 118 филиал ОАО "МРСК
заходов на РУ 110 кВ НБТЭЦ мощности НБТЭЦ Урала" -
двух цепей ВЛ 110 кВ "Свердловэнерго"
Богословская ТЭЦ -
Краснотурьинск
9. Сооружение шлейфовых обеспечение выдачи 0,2 км 2015 уточняется филиал ОАО "МРСК
заходов на РУ 110 кВ НБТЭЦ мощности НБТЭЦ проектом Урала" -
одной цепи ВЛ 110 кВ "Свердловэнерго"
Краснотурьинск - КПП-3
10. Реконструкция ПС 220 кВ обеспечение выдачи замена 2015 3086 филиал ОАО "ФСК
Краснотурьинск мощности НБТЭЦ выключателей, ЕЭС" - МЭС Урала
разъединителей,
трансформаторов
тока 110 кВ
11. Сооружение шлейфовых обеспечение выдачи 4 x 1,2 км 2017 уточняется филиал ОАО "МРСК
заходов на РУ 110 кВ ТЭЦ мощности ТЭЦ <2> проектом Урала" -
Академическая ВЛ 110 кВ Академическая "Свердловэнерго"
Академическая - Южная и
Петрищевская - Южная
12. Реконструкция ВЛ 110 кВ обеспечение выдачи 17 км 2014 уточняется филиал ОАО "МРСК
ВТГРЭС - Таволги с заменой мощности <3> проектом Урала" -
провода на провод большего Верхнетагильской "Свердловэнерго"
сечения ГРЭС
ОБЪЕКТЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ПОДКЛЮЧЕНИЯ НОВЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
13. Строительство шлейфовых электроснабжение ОАО 2 x 1 км 2013 - ОАО "КУМЗ"
заходов ВЛ 220 кВ "Каменск-Уральского
Каменская - Травянская металлургического
на ПС 220 кВ КУМЗ завода"
14. Строительство ПС 220 кВ электроснабжение ОАО 2 x 80 МВА 2013 - ОАО "КУМЗ"
КУМЗ с установкой двух "Каменск-Уральского
трансформаторов по 80 МВА металлургического
завода"
15. Реконструкция ВЛ 220 кВ электроснабжение ОАО 1,3 км 2014 13,7 филиал ОАО "ФСК
Окунево - Рефтинская ГРЭС "Каменск-Уральского ЕЭС" - МЭС Урала
1, 2 с заменой провода металлургического
на провод большего сечения завода"
16. Строительство электроснабжение ОАО 2 x 50 км 2015 - ОАО "Уральский
ВЛ 220 кВ Емелино - "Уральский трубный трубный завод"
Уралтрубпром 1, 2 ц. завод"
17. Строительство ПС 220 кВ электроснабжение ОАО 2 x 80 МВА 2015 - ОАО "Уральский
Уралтрубпром с установкой "Уральский трубный трубный завод"
двух трансформаторов завод"
по 80 МВА
18. Строительство ПС 220 кВ электроснабжение ОЭЗ 2 x 250 МВА 2017 2773 филиал ОАО "ФСК
Титановая долина ППТ "Титановая ЕЭС" - МЭС Урала
с установкой двух долина"
автотрансформаторов
по 250 МВА
19. Строительство шлейфового электроснабжение ОЭЗ 2 x 1 км 2017 - филиал ОАО "ФСК
захода одной из цепей ВЛ ППТ "Титановая ЕЭС" - МЭС Урала
220 кВ Тагил - Салда 1(2) долина"
на ПС 220 кВ Титановая
долина
20. Строительство шлейфового электроснабжение 2 x 1 км 2017 - филиал ОАО "ФСК
захода одной из цепей ВЛ ОЗЭ ППТ "Титановая ЕЭС" - МЭС Урала
220 Салда - Первомайская долина"
1(2) на ПС 220 кВ Титановая
долина
21. Строительство трех ПС электроснабжение 3 x 2 x 40 МВА, 2014 - ОЗЭ ППТ
110 кВ с ВЛ 110 кВ ОЗЭ ППТ "Титановая 4,2 км "Титановая
долина" долина"
22. Строительство ПС 110 кВ электроснабжение 2 x 10 МВА 2013 91 филиал ОАО "МРСК
Титан ОЗЭ ППТ "Титановая Урала" -
долина" "Свердловэнерго"
23. Строительство ПС 110 кВ электроснабжение 2 x 40 МВА 2013 270 ОАО "ЕЭСК"
Спортивная новых потребителей
города Екатеринбурга
24. Строительство ПС 110 кВ электроснабжение 2 x 40 МВА 2014 258 ОАО "ЕЭСК"
Медная объектов программы
малоэтажного
строительства
города Екатеринбурга
25. Реконструкция ПС Нива электроснабжение 2 x 40 МВА 2016 705 ОАО "ЕЭСК"
с реконструкцией объектов программы
ПС 35/10 кВ Полевая малоэтажного
строительства
города Екатеринбурга
26. Строительство ПС 110 кВ Электроснабжение 2 x 40 МВА 2019 429 ОАО "ЕЭСК"
Островская новых
потребителей
города Екатеринбурга
27. Строительство ПС 110 кВ выполнение 2 x 40 МВА 2017 687 ОАО "ЕЭСК"
Чкаловская-2 предписания
СанПиН
электроснабжение
новых потребителей
города Екатеринбурга
ОБЪЕКТЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ "УЗКИХ МЕСТ"
28. Замена на ПС 500 кВ Южная обеспечение АС-185/24 2014 уточняется филиал ОАО "ФСК
ошиновки на вводе ВЛ 110 кВ надежности проектом ЕЭС" - МЭС Урала
Полевская выполненной энергоснабжения
проводом марки АС-95/27 потребителей
на провод марки не менее Полевского
АС-185/24 (или аналогичный энергоузла
по длительно-допустимым
токовым нагрузкам)
29. Замена на ПС 500 кВ Южная обеспечение Iном >= 600 А 2014 уточняется филиал ОАО "ФСК
ВЧ заградителя надежности проектом ЕЭС" - МЭС Урала
(Iном = 500 А) на вводе энергоснабжения
110 кВ Гвоздика на ВЧ потребителей
заградитель с Iном >= 600 А Полевского
энергоузла
30. Замена на ПС 110 кВ обеспечение Iном >= 600 А 2014 уточняется филиал ОАО "МРСК
Полевская ВЧ заградителей надежности проектом Урала" -
(Iном = 500 А) на вводах энергоснабжения "Свердловэнерго"
110 кВ Южная, Гвоздика потребителей
на ВЧ заградители Полевского
с Iном >= 600 А энергоузла
31. Реконструкция ВЛ 110 кВ обеспечение 29 км 2018 уточняется филиал ОАО "МРСК
Дегтярка - Полевская надежности проектом Урала" -
с заменой провода на провод энергоснабжения "Свердловэнерго"
сечением не менее АС-150/24 потребителей
(или аналогичный Полевского
по длительно-допустимым энергоузла
токовым нагрузкам)
32. Замена на ПС 110 кВ обеспечение АС-150/24 2018 уточняется филиал ОАО "МРСК
Полевская и Дегтярка надежности проектом Урала" -
ошиновки ВЛ 110 кВ энергоснабжения "Свердловэнерго"
Дегтярка - Полевская марки потребителей
АС-95/16 на провод марки Полевского
не менее АС-150/24 энергоузла
33. Установка на ПС 220 кВ обеспечение - 2014 уточняется филиал ОАО "ФСК
Первоуральская АОПО надежности проектом ЕЭС" - МЭС Урала
на вводах 110 кВ Дидино, энергоснабжения
Н. Серги с действием потребителей
на отключение нагрузки Юго-Западного
на ПС 110 кВ Михайловская энергоузла
и ПС 110 кВ Н. Серги
34. Замена на ПС 110 кВ обеспечение АС-120/19 2014 уточняется ОАО "НСММЗ"
Н. Серги ошиновки по вводам надежности проектом
110 кВ Первоуральская, энергоснабжения
Михайловская, выполненной потребителей
проводом марки АС-95/27 Юго-Западного
на провод марки АС-120/19 энергоузла
(или аналогичный
по длительно-допустимым
токовым нагрузкам)
35. Реконструкция ПС 110 кВ ВИЗ обеспечение 2 x 40 МВА 2016 - 511 ОАО "ЕЭСК"
с заменой выключателей и надежности Iном >= 1000 А 2018
ВЧ-заградителей 110 кВ энергоснабжения <4>
номинальным током 600 А потребителей
на выключатели и Екатеринбургского
ВЧ-заградители номинальным энергоузла
током 1000 А
36. Реконструкция ПС 110 кВ обеспечение замена 2014 - 316 филиал ОАО "МРСК
Свердловская надежности выключателей 2016 Урала" -
энергоснабжения 110 кВ <5> "Свердловэнерго"
потребителей
Екатеринбургского
энергоузла
37. Установка АОПО на ПС 110 кВ обеспечение - 2014 уточняется ОАО "ЕЭСК"
Петрищевская по ВЛ 110 кВ надежности проектом
ВИЗ 1, 2 с действием энергоснабжения
на отключение нагрузки потребителей
на ПС 110 кВ ВИЗ и Екатеринбургского
ПС 220 кВ энергоузла
38. Строительство ПС 220 кВ обеспечение 2 x 250 МВА 2014 3243 филиал ОАО "ФСК
Надежда, с установкой двух надежности ЕЭС" - МЭС Урала
автотрансформаторов энергоснабжения
номинальной мощностью потребителей
250 МВА Екатеринбургского
энергоузла
39. Заходы ВЛ 220 НСТЭЦ - Южная обеспечение 2 x 6 км 2014 256 филиал ОАО "ФСК
на ПС 220 кВ Надежда надежности ЕЭС" - МЭС Урала
энергоснабжения
потребителей
Екатеринбургского
энергоузла
40. Заходы ВЛ 110 кВ обеспечение 1,4 км 2014 150,5 филиал ОАО "МРСК
Сибирская - Южная 1, 2, 3; надежности Урала" -
ВЛ 110 кВ Сибирская - энергоснабжения "Свердловэнерго"
Чкаловская; ВЛ 110 кВ потребителей
Сибирская - Авиатор; Екатеринбургского
на ПС 220 кВ Надежда энергоузла
41. Заходы ВЛ 110 кВ Арена - обеспечение 1,25 км 2016 90 ОАО "ЕЭСК"
Сибирская на ПС 220 кВ надежности
Надежда энергоснабжения
потребителей
Екатеринбургского
энергоузла
42. Установка на ПС 110 кВ обеспечение качества - 2014 уточняется филиал ОАО "МРСК
ВЭУ АОСН с действием напряжения в ВЭУ проектом Урала" -
на отключение нагрузки в ремонтных режимах "Свердловэнерго"
43. Установка УКРМ номинальной обеспечение качества 2 x 25 МВАр 2014 уточняется филиал ОАО "МРСК
мощностью 50 МВАр напряжения проектом Урала" -
в Восточном энергоузле в ремонтных режимах "Свердловэнерго"
в районе г. Талица
44. Установка на ПС 110 кВ обеспечение качества 40 МВАр 2015 уточняется филиал ОАО "МРСК
Юшала УКРМ мощностью напряжения в ВЭУ проектом Урала" -
до 40 МВАр в ремонтных режимах "Свердловэнерго"
45. Реконструкция ВЛ 110 кВ повышение надежности 2,5 км 2017 19,5 филиал ОАО "МРСК
Глубокая - НСТЭЦ с заменой электроснабжения Урала" -
провода марки М-70 потребителей "Свердловэнерго"
на провод марки АС-150 Восточного
энергоузла
46. Замена на ПС 220 кВ Острая повышение надежности Iном >= 1000 А 2014 уточняется филиал ОАО "ФСК
трансформаторов тока электроснабжения проектом ЕЭС" - МЭС Урала
(Iном = 600 А) на вводах ВЛ потребителей
220 кВ НТГРЭС - Тагил Качканарского
с отп. на ПС 220 кВ Острая, энергоузла
Качканар - Острая
на трансформаторы тока
с Iном >= 1000 А
47. Замена на ПС 220 кВ повышение надежности АС-240/39 2018 уточняется филиал ОАО "ФСК
Вязовская ошиновки электроснабжения проектом ЕЭС" - МЭС Урала
по вводам Салка 1, 2, потребителей
выполненной проводом марки Тагильского
АС-120/19 на провод марки энергорайона
не менее АС-240/39 (или
аналогичный
по длительно-допустимым
токовым нагрузкам)
48. Замена на ПС 220 кВ Янтарь повышение надежности Iном >= 1000 А 2014 уточняется ОАО "КЭХП"
трансформаторов тока электроснабжения проектом
(Iном = 600 А) на вводах потребителей
220 кВ НТГРЭС, Качканар Качканарского
на трансформаторы тока энергоузла
с Iном >= 1000 А
49. Реконструкция ВЛ 110 кВ ВЛ повышение надежности 16,7 км, 21 км 2018 уточняется филиал ОАО "МРСК
110 кВ Вязовская - Салка электроснабжения проектом Урала" -
1,2 и ВЛ 110 кВ Пятилетка - потребителей "Свердловэнерго"
Салка 1,2 с заменой провода Тагильского
на провод большего сечения энергорайона
50. Замена на ПС 110 кВ Салка повышение надежности АС-240/39 2014 уточняется ОАО "РЖД"
ошиновки по вводам электроснабжения проектом
Вязовская 1, 2, выполненной потребителей
проводом марки АС-120/19 Тагильского
на провод марки не менее энергорайона
АС-240/39 (или аналогичный
по длительно-допустимым
токовым нагрузкам),
и оборудования,
ограничивающего ток
по ВЛ 110 кВ Вязовская 1, 2
и Пятилетка 1, 2
на оборудование
с Iном >= 600 А
51. Установить АОСН на ПС повышение надежности - 2014 уточняется филиал ОАО "МРСК
110 кВ Реж, ПС 110 кВ электроснабжения проектом Урала" -
Таволги с действием потребителей "Свердловэнерго"
на отключение нагрузки Режевского
энергорайона
52. Замена на ПС 110 кВ Реж повышение надежности Iном >= 600 А 2014 уточняется филиал ОАО "МРСК
трансформаторов тока электроснабжения проектом Урала" -
(Iном = 320 А) на вводах потребителей "Свердловэнерго"
Окунево 1, 2 Режевского
на трансформаторы тока энергорайона
с Iном >= 600 А
53. Установка САОН на ПС 220 кВ повышение надежности - 2014 уточняется филиал ОАО "ФСК
Первоуральская с действием электроснабжения проектом ЕЭС" - МЭС Урала
по факту отключения АТГ1, потребителей
АТ2 и АТ3 на отключение Первоуральского
нагрузки энергорайона
54. Установка на ПС 220 кВ повышение надежности - 2014 уточняется филиал ОАО "ФСК
Первоуральская АОПО АТГ1, электроснабжения проектом ЕЭС" - МЭС Урала
АТ2 и АТ3с действием потребителей
на отключение нагрузки Первоуральского
энергорайона
55. Замена провода марки АС-120 повышение надежности 6,7 км 2014 уточняется филиал ОАО "МРСК
и АС-150 ВЛ 110 кВ электроснабжения проектом Урала" -
СУГРЭС - Хромпик 1, 2 потребителей "Свердловэнерго"
на провод марки АС-240/48 Первоуральского
энергорайона
56. Замена ВЧ-заградителей и повышение надежности Iном >= 1000 А 2014 уточняется филиал ОАО "МРСК
трансформаторов тока на ПС электроснабжения проектом Урала" -
110 кВ Хромпик по вводам потребителей "Свердловэнерго"
110 кВ СУГРЭС 1 и 2 Первоуральского
(Iном = 500 А) энергорайона
на ВЧ-заградители и
трансформаторы тока
с Iном >= 1000 А
57. Замена ВЧ-заградителей повышение надежности Iном >= 1000 А 2014 уточняется филиал
на СУГРЭС по вводам 110 кВ электроснабжения проектом "Среднеуральская
Хромпик 1 и 2 потребителей ГРЭС" ОАО
(Iном = 500 А) Первоуральского "Энел ОГК-5"
на ВЧ-заградители и энергорайона
трансформаторы тока
с Iном >= 1000 А
ОБЪЕКТЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ
И ПОВЫШЕНИЯ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ СЕТИ
58. Строительство ВЛ 220 кВ повышение надежности 75 км 2016 1722 филиал ОАО "ФСК
Малахит - Мраморная электроснабжения ЕЭС" - МЭС Урала
потребителей
Полевского
энергоузла
59. Реконструкция ВЛ 110 кВ повышение надежности 15 км 2016 170 филиал ОАО "МРСК
Асбест - Дачная с заменой электроснабжения Урала" -
провода на провод большей потребителей, "Свердловэнерго"
пропускной способности обеспечение транзита
мощности
в Восточном
энергоузле
60. Реконструкция ВЛ 110 кВ повышение надежности 49,3 км 2017 350 филиал ОАО "МРСК
Асбест - Знаменская - электроснабжения Урала" -
238 км - Сухой Лог потребителей, "Свердловэнерго"
с заменой провода на провод обеспечение транзита
большей пропускной мощности
способности в Восточном
энергоузле
61. Реконструкция ВЛ 110 кВ повышение надежности 25,1 км 2017 205 филиал ОАО "МРСК
НСТЭЦ - Дачная с заменой электроснабжения Урала" -
провода на провод большей потребителей, "Свердловэнерго"
пропускной способности обеспечение транзита
мощности
в Восточном
энергоузле
62. Установка повышение 250 МВА 2014 Уточняется ОАО "ИНТЕР РАО -
автотрансформатора динамической проектом Электрогенерация"
мощностью 250 МВА устойчивости
на Верхнетагильской ГРЭС генераторов
Верхнетагильской
ГРЭС
63. Установка на СУГРЭС АОПО ВЛ повышение надежности - 2014 Уточняется филиал
110 кВ Свердловская 1 и 2 электроснабжения проектом "Среднеуральская
потребителей ГРЭС" ОАО
Первоуральского и "Энел ОГК-5"
Екатеринбургского
энергорайонов
64. Установка на СУГРЭС АОПО ВЛ повышение надежности - 2014 Уточняется филиал
110 кВ Хромпик 1 и 2 электроснабжения проектом "Среднеуральская
потребителей ГРЭС" ОАО
Первоуральского и "Энел ОГК-5"
Екатеринбургского
энергорайонов
ОБЪЕКТЫ РЕКОНСТРУКЦИИ
65. ПС 220 кВ Калининская повышение надежности 2 x 250 МВА 2013 1804 филиал ОАО "ФСК
электроснабжения <5> ЕЭС" - МЭС Урала
потребителей
Екатеринбургского
энергоузла
66. ПС 220 кВ Каменская повышение надежности 2 x 250 МВА 2016 2464 филиал ОАО "ФСК
электроснабжения ЕЭС" - МЭС Урала
потребителей
Каменского
энергоузла
67. ПС 110 кВ Сибирская повышение надежности 2 x 63 МВА 2015 - 387,8 ОАО "ЕЭСК"
электроснабжения 2016
потребителей
Екатеринбургского
энергоузла
68. ПС 110 кВ Керамик повышение надежности 2 x 40 МВА 2015 346,5 ОАО "ЕЭСК"
электроснабжения
потребителей
Екатеринбургского
энергоузла
69. ВЛ 110 кВ Гранит - Качканар повышение надежности 10,4 км 2017 114 филиал ОАО "МРСК
электроснабжения Урала" -
потребителей "Свердловэнерго"
Качканарского
энергоузла
70. КЛ 110 кВ ВИЗ - Новая повышение надежности 3 км 2015 304 ОАО "ЕЭСК"
электроснабжения
потребителей
Екатеринбургского
энергоузла
МЕРОПРИЯТИЯ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДЕМОНТАЖА ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ
71. Замена Т-1, Т-2, Т-3, Т-4 обеспечение 4 x 80 МВА 2015 - -
Богословской ТЭЦ демонтажа ТГ-6, 7
на трансформаторы с большей Богословской ТЭЦ
номинальной мощностью
72. Реконструкция ВЛ 110 кВ обеспечение 2,13 км 2015 - -
БТЭЦ - Краснотурьинск 1, 3 демонтажа ТГ-6, 7
с заменой провода марки Богословской ТЭЦ
АС-150/24 на провод
АС-240/39 или аналогичный
по пропускной способности
73. Замена на БТЭЦ выключателей обеспечение Iном >= 1000 А 2015 - -
ВЛ 110 кВ Краснотурьинск 1, демонтажа ТГ-6, 7
2, 3, 4 с номинальным током Богословской ТЭЦ
600 А на выключатели
с номинальным током 1000 А
74. Замена на ПС 220 кВ обеспечение Iном >= 1000 А 2015 - -
Краснотурьинск выключателей демонтажа ТГ-6, 7
ВЛ 110 кВ БТЭЦ 2 Богословской ТЭЦ
с номинальным током 600 А
на выключатели
с номинальным током 1000 А
75. Замена на БТЭЦ обеспечение Iном >= 1000 А 2015 - -
разъединителей ВЛ 110 кВ демонтажа ТГ-6, 7
Краснотурьинск 1, 2, 3, 4 Богословской ТЭЦ
с номинальным током 600 А
на разъединители
с номинальным током 1000 А
76. Замена на ПС 220 кВ обеспечение Iном >= 1000 А 2015 - -
Краснотурьинск демонтажа ТГ-6, 7
разъединителя ВЛ 110 кВ Богословской ТЭЦ
БТЭЦ 4 с номинальным током
600 А на разъединитель
с номинальным током 1000 А
77. Замена на ПС 220 кВ обеспечение Iном >= 630 А 2015 - -
Краснотурьинск ВЧ демонтажа ТГ-6, 7
заградителей ВЛ 110 кВ Богословской ТЭЦ
Краснотурьинск 2, 3, 4
с номинальным током 600 А
на по на ВЧ-заградители
с номинальным током
не менее 630 А
Примечания:
<1> - Укрупненные показатели стоимости сооружения объектов.
<2> - срок в соответствии с ДПМ.
<3> - Отсутствует договор на ТП, срок определен в соответствии с ДПМ. При отсутствии договора на ТП срок - 2018 год. Реконструкция ВЛ необходима для повышения надежности потребителей Режевского энергорайона.
<4> - Замена выключателей и ВЧ-заградителей необходима в 2013 году. Однако замена выключателей нецелесообразна без глубокой реконструкции ПС 110 кВ ВИЗ. Ограничение по предельному росту тарифов 2013 года и последующих лет потребовало перенос начала реконструкции ПС 110 кВ ВИЗ на 2016 г.
<5> - замена выключателей по условиям режима необходима в 2014 году.
<6> - В соответствии с ИП ОАО "ФСК ЕЭС" - срок окончания реконструкции ПС 220 кВ Калининская - 2014 год.
Приложение 15
к Схеме и программе развития
электроэнергетики Свердловской области
на 2014 - 2018 годы и на перспективу
до 2023 года
ПРОГНОЗ
ПОТРЕБНОСТИ В КАДРОВЫХ РЕСУРСАХ ДЛЯ РЕАЛИЗАЦИИ
ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ
Для определения дополнительной потребности в кадрах использовалось три варианта прогноза.
ПЕРВЫЙ ВАРИАНТ ПРОГНОЗА ПРИРОСТА ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА
Метод: опросные листы от предприятий.
Исходная информация - таблица 1.
ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА НА КРУПНОЙ ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИИ
И ПРОГНОЗ ПРИРОСТА, ЧЕЛОВЕК
Таблица 1
Организация Численность, Прогноз
2012 год прироста
численности
к 2018 году
по опросу
предприятий
Свердловский филиал ОАО "ТГК 9" 5295 558
Филиал ОАО "Концерн Росэнергоатом" 2500 967
"Белоярская АЭС"
Филиал "Рефтинская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5" 1159 0
Филиал "Среднеуральская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5" 557 0
Филиал "Верхнетагильская ГРЭС" - 1091 200
ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
Серовская ГРЭС - филиал ОАО "ОГК-2" 561 200
Сумма 11163 1925
ВТОРОЙ ВАРИАНТ ПРОГНОЗА ПРИРОСТА ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА
Метод: использование свойства устойчивости пропорций между мощностью генерации и численностью.
Задача 1: прогноз суммарного и погодового прироста численности в электроэнергетике области за 2013 - 2018 годы.
Исходная информация - таблицы 2 и 3 и итоговая строка таблицы 1.
ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ПО ВЫВОДИМОЙ МОЩНОСТИ, МВТ
Таблица 2
Электростанция 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2013 -
год год год год год год 2018
годы
Верхнетагильская ГРЭС 88 200 264 552
Серовская ГРЭС 150 188 100 100 538
Среднеуральская ГРЭС 78 78
Нижнетуринская ГРЭС 88 88 103 279
Первоуральская ТЭЦ 12 6 18
Свердловская ТЭЦ 12 12 24
Красногорская ТЭЦ 121 121
Богословская ТЭЦ 135,5 135,5
Демонтаж, всего 250 276 535,5 666 12 6 1745,5
ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ПО ВВОДИМОЙ МОЩНОСТИ, МВТ
Таблица 3
Электростанция 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2013 -
год год год год год год 2018
годы
Белоярская АЭС 880 880
Верхнетагильская ГРЭС 420 420
Серовская ГРЭС 420 420
Нижнетуринская ГРЭС 460 460
Ново-Богословская ТЭЦ 230 230
Академическая ТЭЦ 200 200
Вводы, всего 0 1300 650 460 200 0 2610
Суммарный прогноз прироста численности за 2013 - 2018 годы определялся на основании пропорции: между численностью и мощностью (в 2012 году) и между приростом численности и приростом мощности (за 2013 - 2018 годы). При этом учитывались:
1) вывод мощности в 2013 - 2018 годы;
2) объемы модернизации генерирующего оборудования (с помощью соотношения между вводом новых и вводом новых плюс модернизируемых мощностей) (приложения 10, 12);
3) коэффициент увеличения численности в сетях при росте мощностей генерации экспертно принят равным 0,01, то есть 1 процент к росту численности в генерации;
4) заданный рост производительности труда в промышленности к 2018 году в 1,5 раза, то есть коэффициент роста: 1/1,5 = 0,667 в 2018 году;
5) принят равномерный рост производительности труда за период 2013 - 2018 годов, то есть коэффициенты роста соответственно по годам: 1/1,083; 1/1,166; 1/1,249; 1/1,332; 1/1,416; 1/1,5;
6) прирост мощности в тот или иной год определен как разность между вводимой и выводимой в этом году мощностью (исходные данные - таблицы 2 и 3);
7) генерирующая мощность в 2012 году составляла 9527,4 МВт;
8) суммарная численность в генерации в 2012 году принята по таблице 1.
Результаты прогноза численности сведены в таблице 4.
ПРОГНОЗНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ЧИСЛЕННОСТИ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
СВЕРДЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ К 2018 ГОДУ
Таблица 4
Показатель 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Итого
год год год год год год за
2013 -
2018
годы
Баланс прироста мощности, -250 +1024 +114,5 -206 +188 -6 +870,5
МВт (см. итоговые строки
таблиц 2 и 3)
Расчет прироста/снижение -293 +1200 +134 -234 +220 -7 +1020
численности (человек)
Коэффициенты необходимого 0,923 0,858 0,801 0,751 0,706 0,667
роста производительности
труда
Окончательно необходимые -270 +1029 +107 -181 +156 -5 +836
прирост/снижение численности
(человек)
Задача 2: прогноз прироста численности по электростанциям и по годам.
При расчете используется тот же подход, что и при решении задачи 2 и те же допущения и гипотезы. Исходные данные - таблицы 2 и 3.
В таблице 5 приведен баланс ввода-вывода мощностей по электростанциям и по годам.
Результаты расчета численности приведены в таблице 6.
БАЛАНС ВВОДА-ВЫВОДА МОЩНОСТЕЙ ПО ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМ, МВТ
Таблица 5
Электростанция 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2013 -
год год год год год год 2018
годы
Белоярская АЭС +880 +880
Верхнетагильская ГРЭС +332 -200 -264 -132
Серовская ГРЭС -150 -188 +320 -100 -118
Нижнетуринская ГРЭС -88 -88 +357 +181
Ново-Богословская ТЭЦ +230 +230
Академическая ТЭЦ +200 +200
Среднеуральская ГРЭС -78 -78
Первоуральская ТЭЦ -12 -6 -18
Свердловская ТЭЦ -12 -12 -24
Красногорская ТЭЦ -121 -121
Богословская ТЭЦ -135,5 -135,5
Баланс приростов -250 +1024 +114,5 -206 +188 -6 +864,5
мощности, МВт
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ЧИСЛЕННОСТИ ПРИРОСТА/СНИЖЕНИЯ
ЧИСЛЕННОСТИ ПО ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМ И ПО ГОДАМ
Таблица 6
Электростанция 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2013 -
год год год год год год 2018
годы
Белоярская АЭС +885 +885
Верхнетагильская ГРЭС +334 -188 -232 -86
Серовская ГРЭС -162 -190 +300 -88 -140
Нижнетуринская ГРЭС -95 -83 +314 +136
Ново-Богословская ТЭЦ +216 +216
Академическая ТЭЦ +164 +164
Среднеуральская ГРЭС -69 -69
Первоуральская ТЭЦ -8 -5 -13
Свердловская ТЭЦ -13 -12 -25
Красногорская ТЭЦ -106 -106
Богословская ТЭЦ -126 -126
Прирост/снижение -270 +1029 +107 -181 +156 -5 +836
численности, чел.
ТРЕТИЙ ВАРИАНТ ПРОГНОЗА ПРИРОСТА ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА
Метод: основан на "сглаживании" резких изменений численности на отдельных электростанциях (корректировка результатов второго варианта прогноза).
Исходная информация: данные по отдельным электростанциям таблица 6 и данные таблицы 1.
Дополнительное предположение: если на электростанции по таблице 6 получены скачки приростов численности по годам, имеет смысл избежать перманентного приема на работу и перманентного сокращения численности путем сглаживания прироста/снижения численности. На рисунке 1 показаны направления изменений приростов численности и их снижения при линейном сглаживании прогнозных значений. Скорость прироста численности на Верхнетагильской ГРЭС, Серовской ГРЭС, Нижнетуринской ГРЭС, при этом составляет соответственно: -30; +25; +28 чел./год.
Рис. 1. СГЛАЖИВАНИЕ ПРИРОСТА/СНИЖЕНИЯ ЧИСЛЕННОСТИ
НА ТРЕХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
Рисунок не приводится.
ВЫВОДЫ
1. С учетом объемов выводимой в период 2014 - 2018 годов генерирующей мощности (1745,5 МВт) и вводимой мощности (2610 МВт) прирост численности персонала в электроэнергетике Свердловской области не может считаться значительным (всего 7,4 процентов от существующей в 2012 году численности в генерации или 4,2 процента от суммарной численности).
2. Суммарный прирост численности за период 2014 - 2018 годов по выполненному прогнозу в генерации составит 836 человек.
3. По опросам наиболее крупных сетевых предприятий прирост численности в сетевых предприятиях не ожидается. Экспертно принято возможное увеличение численности сетевых предприятий, равное 1 проценту от прироста численности в генерации.
4. Прогноз численности проведен как в погодовом разрезе, так и по отдельным наиболее крупным генерирующим предприятиям.
5. При прогнозировании численности учтена необходимость постепенного роста производительности труда с увеличением ее к 2018 году в 1,5 раза по отношению к 2012 году.
6. В настоящее время в электро- и теплоэнергетике практически все рабочие места являются высокопроизводительными (под которыми согласно временной методике расчета показателя "Прирост высокопроизводительных рабочих мест, в процентах к предыдущему году", утвержденной Приказом Росстата от 21.02.2013 № 70 относятся все занятые рабочие места предприятий (организаций), занятых в производстве и распределении электроэнергии газа и воды в которых добавленная стоимость в расчете на одно рабочее место превышает 612 тыс. рублей в год).
7. Однако рост производительности труда не имеет верхних ограничений и для повышения производительности труда к 2018 году в 1,5 раза по некоторым оценкам на энергопредприятиях Свердловской области необходимо модернизировать около 3 тыс. рабочих мест, для чего необходима согласованная деятельность всех энергопредприятий в рамках специальной программы.
8. При прогнозировании численности использовалось три метода прогноза: 1 - пропорциональный - устойчивость соотношения между объемом генерации и численностью; 2 - опросный - по оценкам предприятий; 3 - статистического сглаживания при резких колебаниях изменений по годам.
9. С учетом незначительного прироста численности в целом (836 человек) и незначительного прироста численности на отдельном крупном генерирующем энергопредприятии (если выбрать 6 крупных предприятий) потребность в приросте кадров в каждый год шестилетнего прогнозного периода составляет 836 : 6 : 6 = 23 человека в год на одном крупном предприятии, по-видимому, нет необходимости в организации специальных дополнительных систем обучения или переподготовки кадров для реализации целей схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области.
ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ
АВР - автоматическое включение резерва;
АИИСКУЭ - автоматическая информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии;
АОПО - автоматическое ограничение нагрузки оборудования;
АОСН - автоматическое ограничение снижения нагрузки;
АРЛ - автоматическая разгрузка линии;
АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления;
АТ - автотрансформатор;
АТГ - автотрансформаторная группа;
АУМСУ - автоматическое управление мощностью для сохранения устойчивости;
АЧР - автоматическая частотная разгрузка;
АЧРС - алгоритм частотной разгрузки по скорости;
АЭС - атомная электрическая станция;
БАЗ - Богословский алюминиевый завод;
БАЭС - Белоярская атомная электростанция;
БН - (реактор) на быстрых нейтронах;
БСК - батарея статических конденсаторов;
В - выключатель;
ВИЗ - Верх-Исетский завод;
ВЛ - воздушная линия;
ВРП - валовый региональный продукт;
ВТГРЭС - Верхнетагильская ГРЭС;
ВЧЗ - высокочастотный заградитель;
ВЭУ - Восточный энергоузел;
ГК - генерирующая компания;
Гкал - гигакалория;
ГВС - горячее водоснабжение;
ГВО - график временного отключения;
ГОК - горно-обогатительный комбинат;
ГОП - главная понизительная подстанция;
ГРЭС - государственная районная электрическая станция;
ГТ ТЭЦ - газотурбинная теплоэлектроцентраль;
ГУП СО - государственное унитарное предприятие Свердловской области;
ГЭС - гидроэлектростанция;
ДПМ - договор о предоставлении мощности;
ЕМУП - Екатеринбургское муниципальное унитарное предприятие;
ЕЭС - единая энергетическая система;
ЕЭСК - Екатеринбургская электросетевая компания;
ЗАО - закрытое акционерное общество;
ЗРУ - закрытое распределительное устройство;
ЗУ - заземляющее устройство;
ИРМ - источник реактивной мощности;
ИП - индивидуальный предприниматель;
кВ - киловольт;
кВт - киловатт;
кВтч - Киловатт-час;
кг.у.т. - килограмм условного топлива;
КЗ - короткое замыкание;
КЛ - кабельная линия;
КПГ - компримированный газ;
КПД - коэффициент полезного действия;
КС - контролируемое сечение;
КУМЗ - Каменск-Уральский металлургический завод;
ЛЭП - линия электропередач;
МВА - мегавольтампер;
МВАр - мегавольтампер реактивных;
МВт - мегаватт;
МДП - максимально допустимый переток;
МО - муниципальное образование;
МРСК - магистральная распределительная сетевая компания;
МЭС - магистральные электрические сети;
НДС - налог на добавленную стоимость;
НСТЭЦ - Ново-Свердловская ТЭЦ;
НТГРЭС - Нижнетуринская ГРЭС;
НТМК - Нижнетагильский металлургический комбинат;
ОАО - открытое акционерное общество;
ОГК - генерирующая компания оптового рынка электроэнергии;
ООО - общество с ограниченной ответственностью;
ОН - ограничение нагрузки;
ОРУ - открытое распределительное устройство;
ОРЭ - оптовый рынок электроэнергии;
ОЭЗ ППТ - особая экономическая зона промышленно-производственного типа;
ОЭС - объединенная энергетическая система;
ПА - противоаварийная автоматика;
ПАР - послеаварийный режим;
ПГУ - парогазовая установка;
ПИН;
ПИР - проектно-изыскательские работы;
ПНТЗ - Первоуральский металлургический завод;
ПС - подстанция;
ПСУ - паросиловая установка;
ПЭУ - Полевской энергоузел;
РАО - российское акционерное общество;
РДУ - региональное диспетчерское управление;
РЖД - Российские железные дороги;
РЗА - релейная защита и автоматика;
РП - распределительный пункт;
РГШ - регулирование под нагрузкой;
РУ - распределительное устройство;
РЭС - районные электрические сети;
САОН - специальная автоматика отключения нагрузки;
СанПиН - санитарные нормы и правила;
СВМ - схема выдачи мощности;
СвТЭЦ - Свердловская ТЭЦ;
СК - статический конденсатор;
СО - Свердловская область;
СО ЕЭС - системный оператор Единой энергетической системы;
СПГ - сжиженный природный газ;
СПП - станции промышленных предприятий;
СРС - схемно-режимные ситуации;
ССПИ - система сбора и передачи информации;
СТЗ - Синарский трубный завод;
СЦТ - система централизованного теплоснабжения;
СТК - Свердловская теплоснабжающая компания;
СУГРЭС - Среднеуральская ГРЭС;
СШ - система шин;
т.у.т. - тонна условного топлива;
ТГ - турбогенератор;
ТГК - территориальная генерирующая компания;
ТП - трансформаторная подстанция;
ТТ - трансформатор тока;
ТЭБ - топливно-энергетический баланс;
ТЭР - топливные энергетические ресурсы;
ТЭС - тепловая электрическая станция;
ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;
УВЗ - Уралвагонзавод;
УКРМ - устройство компенсации реактивной мощности;
УМП - унитарное муниципальное предприятие;
УрО РАН - Уральское отделение Российской академии наук;
УрФО - Уральский федеральный округ;
ФГУП - федеральное государственное предприятие;
ФСК - федеральная сетевая компания;
ЦРП - центральный распределительный пункт;
ЧДЗ - частотная дифференциальная защита;
ЧТПЗ - Челябинский трубопрокатный завод;
ЦТП - центральный теплопункт;
ШР - шинный разъединитель.
------------------------------------------------------------------