Постановление Правительства Свердловской области от 30 апреля 2013 г. N 540-ПП "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на 2014-2018 годы и на перспективу до 2023 года" (утратило силу)

Постановление Правительства Свердловской области
от 30 апреля 2013 г. N 540-ПП
"Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Свердловской области на 2014-2018 годы и на перспективу до 2023 года"

ГАРАНТ:

Постановлением Правительства Свердловской области от 21 мая 2014 г. N 438-ПП настоящее постановление признано утратившим силу с 1 января 2015 г.

В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" и постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 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 N 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

г. Екатеринбург

30.04.2013

N 540-ПП

Схема и программа
развития электроэнергетики Свердловской области на 2014-2018 годы и на перспективу до 2023 года
(утв. постановлением Правительства Свердловской области от 30 апреля 2013 г. N 540-ПП)

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 разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 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 учитывают:

1) Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики России, утвержденную в установленном порядке в предшествующий период;

2) Схему и программу развития ЕЭС России (проект), утвержденные в установленном порядке в предшествующий период;

3) Схему и программу развития электроэнергетики Свердловской области, утвержденные 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 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 N 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

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 процента) (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 мощность (МВт)	Доля от установленной мощности энергосистемы 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

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

N п/п	Собственник, наименование электростанции	Установленная мощность (МВт)	Место расположения электростанции
1	2	3	4
1.	ОАО "Концерн Росэнергоатом"	600,0
	Белоярская АЭС	600,0	поселок Заречный
2.	ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"	1497,0
	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 производителей электроэнергии	36,0
	ОАО "ГТ-ТЭЦ Энерго"	36,0
	ГТ ТЭЦ, г. Реж	18,0	город Реж
	Екатеринбургская ГТ ТЭЦ	18,0	город Екатеринбург
6.	Станции промышленных предприятий	428,4
	Качканарская ТЭЦ	50,0	город Качканар
	ТЭЦ Нижнетагильского металлургического комбината	149,9	город Нижний Тагил
	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
	Итого по Свердловской энергосистеме	9727,4

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

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.

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 штук
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

N строки	Наименование энергосистемы	Диспетчерское наименование линии электропередачи
1	Энергосистема Курганской области	ВЛ 220 кВ Высокая - Каменская
2		ВЛ 110 кВ Каменская - В. Ключи с отпайкой на ПС ЖБК
3		ВЛ 110 кВ Каменская - Колчадан
4	Энергосистема Республики Башкирия	ВЛ 35 кВ Сажино - Усть-Итимская
5	Энергосистема Тюменской области	ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень-1, 2
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 Челябинской области	ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Козырево
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 Пермского края	ВЛ 500 кВ Тагил - Калино
22		ВЛ 500 кВ Воткинская 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. кВтч, 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. кВтч, 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, млн. кВтч	47709,2	42073	44713,9	46188,2	46866,8
Абсолютный прирост электропотребления (по отношению к предшествующему году), млн. кВтч	-52,6	-5636,2	2640,9	1474,3	678,6
Темпы прироста электропотребления (по отношению к предшествующему году), проценты	-0,1	-11,8	6,3	3,3	1,5

Рис. 5. Динамика потребления электроэнергии Свердловской области, млн. кВтч

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 нагрузки, МВт	7035	6509	6641	6748	6960
Абсолютный прирост максимума нагрузки (по отношению к предшествующему году), МВт	-10	-526	132	107	212
Темпы прироста (по отношению к предшествующему году), проценты	-0,14	-7,48	2,03	1,61	3,14

Рис. 7. Годовые максимумы нагрузки энергосистемы Свердловской области, МВт

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

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 электроэнергии, всего, млн. кВт.ч	В том числе:
		АЭС		ТЭС		ГЭС		СПП
		млн.кВт.ч	доля, %	млн. кВт.ч	доля, %	млн. кВт.ч	доля, %	млн. кВт.ч	доля, %
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

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 показателя	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год
Электропотребление, млн. кВтч	47709,2	42073,0	44713,9	46188,2	46866,8
Производство, млн. кВтч	52318,1	49106,6	52092,0	52013,3	53464,1
Избыток (-)/Дефицит (+), млн. кВтч	-4608,9	-7033,6	-7378,1	-5825,1	-6597,3

Баланс мощности Свердловской энергосистемы

Таблица 8

Наименование показателя	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год
Собственный максимум потребления, МВт	7035	6509	6641	6748	6960
Генерация, МВт	7326	7817	7493	7396	8090
Избыток (-)/Дефицит (+), МВт	-291	-1308	-852	-648	-1130

Сальдо перетоков электроэнергии и мощности энергосистемы Свердловской области за последние 5 лет приведены на рисунках 11 и 12.

Рис.11. Сальдо перетоков электроэнергии за последние 5 лет

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

N п/п	Наименование	Тепловая мощность (Гкал/ч)	Основное топливо	Резервное топливо
1	2	3	4	5
1.	ОАО "Концерн Росэнергоатом"	1470
	Белоярская АЭС	1470	ядерное
2.	ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"	480
	Верхнетагильская ГРЭС	480	уголь, природный газ	природный газ, мазут
3.	Электростанции ОГК	1987
	1) ОАО "ОГК-2"	110
	Серовская ГРЭС	110	уголь	природный газ
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 уголь с "подсветкой" газом	природный газ
	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 данных	природный газ
	Екатеринбургская ГТ ТЭЦ	нет данных	природный газ
6.	Станции промышленных предприятий	2485
	Качканарская ТЭЦ (ЕВРАЗ)	156	природный газ	мазут
	ТЭЦ Нижнетагильского металлургического комбината	1115	природный газ	доменный 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 по Свердловской энергосистеме	12140

Глава 11. Структура топливного баланса электростанций и котельных

Достигнутый уровень производства электроэнергии на электростанциях Свердловской области - 53,5 млрд. кВтч (в том числе 4,3 млрд. кВтч 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 кВтч 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 кВтч, 162,5 кг.у.т. на Гкал;

Красногорская ТЭЦ - 538,9 г.у.т. на кВтч, 161,0 кг.у.т. на Гкал;

Нижнетуринская ГРЭС - 469,1 г.у.т. на кВтч, 166,4 кг.у.т. на Гкал;

Серовская ГРЭС - 463,5 г.у.т. на кВтч, 184,6 кг.у.т. на Гкал.

Наиболее экономичным является новый блок на СУГРЭС - 220 г.у.т. на кВтч.

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

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 N 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 процентов;

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 население, 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 N 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 котельные, 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 процента 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 теплоснабжения	Теплоисточник	Установленная мощность, Гкал/ч	Располагаемая мощность, Гкал/ч	Подключенная нагрузка, Гкал/час	Дефицит или резерв тепловой мощности, Гкал/час
1	2	3	4	5	6
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 (ОАО "Энел" ОГК-5)	1327	1114,7	1130,7	-16
	ТЭЦ ЕМУП "Тепловые сети"	254	137	108,5	+28,5
	ТЭЦ "Уралметпром"	509	159	188,3	-29,3
	Котельная ЕМУП "Академэнерго"	134	70	77,7	-7,7
Итого по зоне ТГК-9		5 244	3 810,7	3 627,9	+182,8
Зона "Вторчермет"	ТЭЦ-19 ЕМУП "Академэнерго"	нет данных	нет данных	154,40
	ТЭЦ ОАО "УРТИ"	нет данных	нет данных	219,27
Итого по зоне "Вторчермет"				373,67
Зона "Уралхиммаш"	Котельная ОАО "Уралхиммаш"	нет данных	нет данных	267,55
Итого по зоне "Уралхиммаш"				267,55
Зона "Сортировочный" и др. локальные зоны	Котельная УрФУ	нет данных	нет данных	108,00
	Котельная ОАО НПП "Старт"	нет данных	нет данных	72,50
	Котельная ООО "Юг-Энергосервис"	нет данных	нет данных	42,38
	Другие источники	нет данных	нет данных	930,00
Итого по зоне "Сортировочный" и др. локальные зоны				1 152,88
Итого:	102	8 327	6 800	5 422

Рис. 14. Характеристика зон теплоснабжения по подключенной нагрузке от общего количества, процентов

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

N п/п	Наименование показателя	Единицы измерения	2009 год	2010 год	2011 год
1.	Отпуск тепловой энергии в сеть от теплоисточников, в том числе:	тыс. Гкал	17 710,74	17 917,51	18 101
	1) Среднеуральская ГРЭС	тыс. Гкал	3 744,45	3 665,40	3 532,40
	2) Свердловская ТЭЦ	тыс. Гкал	2 449,20	2 410,00	2 445
	3) Ново-Свердловская ТЭЦ	тыс. Гкал	3 119,51	3 003,50	3 012
	4) Прочие теплоисточники	тыс. Гкал	8 397,58	8 838,61	9 111
2.	Потери в тепловой энергии в сети	тыс. Гкал	1 675,72	1 648,35	1 857,2
3.	Потери в тепловой энергии в сети	процентов	9,46	9,20	10,26
4.	Полезный отпуск тепловой энергии, в том числе:	тыс. Гкал	16 035,02	16 269,16	16 243,8
	1) Бюджетным потребителям	тыс. Гкал	1 690,01	1911,96	2 000,4
	2) Жилищным организациям и населению	тыс. Гкал	9 403,57	9 226,79	9 085,4
	3) Прочим потребителям	тыс. Гкал	3 272,52	3 356,71	3 367,6
	4) Собственным нуждам теплоисточников	тыс. Гкал	1 668,92	1 773, 70	1 790,40

Характеристика действующих магистральных и распределительных тепловых сетей

Протяженность магистральных тепловых сетей города Екатеринбурга составляет 206,33 км (в двухтрубном исчислении), разводящих и квартальных - около 1 400 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 эксплуатируется 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

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 (весенне-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

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, требуются 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 бесхозяйная трансформаторная подстанция и 513 км распределительных сетей без надлежащего технического обслуживания, вследствие чего они ветшают и становятся не способны 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 ответственность 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 N 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 кВтч, 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 энергоресурсах (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"

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°С 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 числа повреждений теплосетей; 2) увеличение числа случаев нанесения вреда здоровью третьих лиц и повреждения имущества третьих лиц	1) окончание нормативного срока эксплуатации более 40 процентов теплотрасс; 2) 99 процентов повреждений теплотрасс происходит в результате наружной коррозии; 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 (температура, органолептические параметры) в межотопительный период, периоды запуска отопления, начала циркуляции внутридомовых систем; 2) недогрев теплоносителя для потребителей при температурах наружного воздуха от минус 20°С и ниже	1) проведение гидроиспытаний, при которых необходимо снижение температуры подпиточной воды до 40 градусов; 2) открытый водоразбор ГВС в летний период по одному трубопроводу; 3) дефицит тепловой мощности и недостаток пиковых источников тепла для покрытия нагрузок во всем диапазоне температур наружного воздуха; 4) отсутствие систем рециркуляции во многих домах города, низкое качество изоляции внутридомовых систем
Организационно-финансовые	1) уровень собираемости денежных средств по управляющим компаниям (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	1) низкая платежная дисциплина ТСЖ, управляющих компаний и прочих жилищных организаций
Обеспечение развития города	1) с учетом выданных технических условий на подключение к системе централизованного теплоснабжения новых объектов дефицит составляет 131 Гкал/час	1) неразвитая система транспортировки тепловой энергии, низкая пропускная способность тепловых сетей, недостаточная располагаемая мощность ряда теплоисточников

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

N п/п	Наименование предприятия	2007 год	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год
1	2	3	4	5	6	7
1.	Филиал "Рефтинская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5"	306,2	313,7	387,8	305,0	317,3
2.	Филиал "Верхнетагильская ГРЭС" ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"	35,1	39,8	41,9	42,4	41,3
3.	Филиал "Среднеуральская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5"	8,6	7,5	7,5	8,0	7,8
4.	Филиал ОАО "ОГК-2" - Серовская ГРЭС	35,7	35,9	36,3	37,7	35,2
5.	Богословская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")	19,4	17,6	14,3	17,7	18,2
6.	Нижнетуринская ГРЭС (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")	14,3	13,8	13,2	12,0	11,3
7.	Красногорская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")	22,0	21,2	21,4	19,9	17,1
8.	Ново-Свердловская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")	5,5	6,2	5,9	5,8	5,8
9.	Свердловская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")	0,9	1,3	1,2	1,0	1,0
10.	Первоуральская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")	0,8	0,7	0,8	0,85	0,7
11.	Верхотурская ГЭС (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
12.	Филиал ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Белоярская Атомная Станция"	0,6	0,6	0,8	0,5	0,8
	Всего	451,0	459,3	531,8	451,2	456,5
	Всего по области	1 255,1	1 163,8	1 195,9	1 103,1	1128,8
	Вклад данных предприятий в суммарный выброс по области, %	35,9	39,5	44,5	40,9	40,4

Рис. 18. Динамика выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от предприятий энергетики (тыс. т)

Рис. 19. Вклад предприятий энергетики в суммарный выброс загрязняющих веществ по Свердловской области (тыс. т)

Динамика сбросов загрязненных сточных вод от предприятий энергетики и их вклад в суммарный сброс по Свердловской области

Таблица 14

N п/п	Наименование электростанции	Объем сброса загрязненных сточных вод, млн. м куб.				Масса сброса загрязняющих веществ, тыс. тонн				Примечание
		2009 год	2010 год	2011 год	2012 год	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1.	Филиал "Рефтинская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5"	29,050	28,660	19,890	22,640	5,822	5,320	7,660	10,830
2.	Филиал "Верхнетагильская ГРЭС" - ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"	6,070	6,500	6,100	6,100	3,925	4,930	2,490	3,890
3.	Филиал "Среднеуральская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5"	0,000	0,000	0,000	0,000	0,326	0,360	0,330	0,660	сбрасывают нормативно-очищенные и нормативно-чистые воды
4.	Филиал ОАО "ОГК-2" - Серовская ГРЭС	0,046	0,030	0,040	0,030	0,145	0,118	0,470	0,930	сбрасывают нормативно-очищенные и нормативно-чистые воды
5.	Богословская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")	0,000	0,470	0,950	0,470	0,000	0,483	0,970	0,480
6.	Нижнетуринская ГРЭС (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")	2,218	2,160	2,220	2,830	0,019	0,017	0,012	0,011
7.	Красногорская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")	0,000	0,095	0,000	0,000	0,002	0,002	0,002	0,001	сбрасывают нормативно-чистые воды (0,09 млн. куб.м)
8.	Ново-Свердловская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")	0,000	0,000	0,000	0,000	0,400	0,470	0,400	0,380	сбрасывают нормативно-чистые воды
9.	Свердловская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	сброс сточных вод не осуществляют
10.	Первоуральская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	сброс сточных вод не осуществляют
11.	Качканарская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")	0,033	0,003	0,030	0,040	0,003	0,003	0,005	0,006
12.	Верхотурская ГЭС (Свердловский филиал ОАО "ТГК-9")	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
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 "Уралметпром"									информация 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 "Концерн Росэнергоатом" "Белоярская АЭС"	0,371	0,347	0,312	0,340	0,541	0,540	0,390	0,370
19.	Екатеринбургская ГТ ТЭЦ	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	сброс сточных вод не осуществляют
	Итого	37,788	38,265	29,542	32,450	11,183	12,243	12,729	17,558
	Всего по Свердловской области	780,32	763,42	771,34	712,28	472,3	473	491,2	479,9
	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)

Рис. 21. Вклад водоотведения загрязненных сточных вод в поверхностные водные объекты в 2012 году предприятиями энергетики (млн. куб. м)

Динамика обращения с отходами на предприятиях энергетики, тыс. тонн/год

Таблица 15

Код ХС	Наименование предприятия	Образовано, тыс. тонн					Использовано, тыс. тонн					Размещено, тыс. тонн
		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 2011 года к 2007 году	процентов 2012 года к 2007 году
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
10016	ОАО "Российский концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях", филиал "Белоярская Атомная Станция"	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
10826	Филиал "Рефтинская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5"	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
10828	Свердловская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "Территориальная генерирующая компания N 9")	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
10829	Красногорская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "Территориальная генерирующая компания N 9")	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
10830	Богословская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "Территориальная генерирующая компания N 9")	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
10831	Качканарская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "Территориальная генерирующая компания N 9")	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
10832	Филиал "Среднеуральская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5"	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
10833	Нижнетуринская ГРЭС (Свердловский филиал ОАО "Территориальная генерирующая компания N 9")	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
10834	Филиал ОАО "Вторая генерирующая компания оптового рынка электроэнергии" - Серовская ГРЭС	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
462335	Первоуральская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "Территориальная генерирующая компания N 9")	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
910118	Ново-Свердловская ТЭЦ (Свердловский филиал ОАО "Территориальная генерирующая компания N 9")	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
1001204	Филиал "Верхнетагильская ГРЭС" - ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"	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
1003837	Верхотурская ГЭС (Свердловский филиал ОАО "Территориальная генерирующая компания N 9")	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
	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 объема отходов	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

Рис. 22. Динамика размещения отходов предприятиями энергетики

Рис. 23. Вклад предприятий энергетики в общий объем размещения отходов (тыс. т)

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 г. N 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 и открытым акционерным обществом "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, использующие 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 перевода существующих угольных котельных на торф, планируются 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 энергии, 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 с 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 существующий 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 (Верхне-Сысертская, 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 прилегающая к Свердловской области с севера области Северо-Сосьвинская возвышенность, 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.

Основными препятствиями 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. кВтч)

Таблица 17

Период	Факт	Прогноз
	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
Электропотребление, млн. кВтч	46867	49250	50590	51990	54070	55630	56340
Абсолютный прирост электропотребления (по отношению к предшествующему году), млн. кВтч	678,6	2383,0	1340,0	1400,0	2080,0	1560,0	710,0
Темпы прироста электропотребления (по отношению к предшествующему году), проценты	1,47	5,1	2,7	2,8	4,0	2,9	1,3

Рис. 24. Прогноз потребления электроэнергии Свердловской области по максимальному варианту (млн. кВтч)

Рис. 25. Годовой прирост электропотребления в процентах по максимальному варианту (млн. кВтч)

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. кВтч. 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 соответствии 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 показателя	Факт	Прогноз
	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
Собственный максимум нагрузки, МВт	6960	7180	7390	7570	7790	7980	8100
Абсолютный прирост максимума нагрузки (по отношению к предшествующему году), МВт	212	220	210	180	220	190	120
Темпы прироста (по отношению к предшествующему году), проценты	3,14	3,2	2,9	2,4	2,9	2,4	1,5

Рис. 26. Прогноз максимумов нагрузки по максимальному варианту (МВт)

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. кВтч)

Таблица 19

Период	Факт	Прогноз
	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
Электропотребление, млн. кВтч	46867	47140	47572	48420	49168	49562	50079
Абсолютный прирост электропотребления (по отношению к предшествующему году), млн. кВтч	678,6	273	432	848	748	394	517
Темпы прироста электропотребления (по отношению к предшествующему году), проценты	1,47	0,58	0,92	1,78	1,54	0,80	1,04

Рис. 28. Прогноз потребления электроэнергии Свердловской области по основному варианту (млн. кВтч)

Рис. 29. Годовой прирост электропотребления в процентах по основному варианту (млн. кВтч)

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. кВтч, при этом наибольший прирост потребления будет наблюдаться в 2015 году. Среднегодовой прирост потребления электроэнергии составит 1,1 процента. Докризисный уровень электропотребления (47761,8 млн. кВтч 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 показателя	Факт	Прогноз
	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
Собственный максимум нагрузки, МВт	6960	6942	7034	7164	7271	7329	7406
В том числе
Серово-Богословский энергоузел, МВт	1020	960	1010	1090	1158	1210	1230
Екатеринбургский энергоузел, МВт	1510	1525	1532	1590	1605	1620	1635
Абсолютный прирост максимума нагрузки (по отношению к предшествующему году), МВт	212	-18	92	130	107	58	77
Темпы прироста (по отношению к предшествующему году), проценты	3,14	-0,3	1,3	1,8	1,5	0,8	1,1

Рис. 30. Прогноз максимумов нагрузки по основному варианту (МВт)

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. кВтч, нагрузки - 8100 МВт, в соответствии с основным прогнозом, выполненным ОАО "СО ЕЭС", уровень электропотребления к 2018 году достигнет 50,1 млрд. кВтч, 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 вариантам (млн. кВтч)

Рис. 33. Графики прогноза максимумов нагрузки по максимальному и основному вариантам (МВт)

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.

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 N 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 соответствии 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)

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.

Рис. 36. Объемы ввода и демонтажа генерирующего оборудования (МВт)

С 2014 по 2018 год с учетом демонтажей и новых вводов генерирующего оборудования в энергосистеме Свердловской области установленная мощность электростанций возрастет с фактической величины 9727,4 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 процента 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 показателя	2012 год, факт	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
1	2	3	4	5	6	7	8
Установленная мощность, МВт	9727,4	9487,4	10511,4	10625,9	10419,9	10607,9	10601,9
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 ГРЭС	1497,0	1497,0	1829,0(1)	1629,0	1365,0	1365,0	1365,0
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 ГРЭС	1601,5	1656,5	1656,5	1656,5	1578,5	1578,5	1578,5
Электростанции ТГК
Свердловский филиал ОАО "ТГК-9"
Ново-Свердловская ТЭЦ	557,0	557,0	557,0	557,0	557,0	557,0	557,0
Нижнетуринская ГРЭС	279,0	191,0	191,0	103,0	460,0	460,0	460,0
Ново-Богословская ТЭЦ	0,0	0,0	0,0	230,0(2)	230,0	230,0	230,0(2)
Академическая ТЭЦ	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	200,0(3)	200,0(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 ТЭЦ	36,0	36,0	36,0	36,0	36,0	24,0	18,0
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 ГТ ТЭЦ	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0	18,0
СПП
Качканарская ТЭЦ	50,0	50,0	50,0	50,0	50,0	50,0	50,0
ТЭЦ Нижнетагильского металлургического комбината	149,9	149,9	149,9	149,9	149,9	149,9	149,9
ТЭЦ ОАО "МК "Уралметпром"	70,5	70,5	70,5	70,5	70,5	70,5	70,5
ТЭЦ ОАО "НПК "Уралвагонзавод"	128,0	128,0	128,0	128,0	128,0	128,0	128,0
ОАО "Уральский завод РТИ"	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
ТЭЦ Екатеринбургэнерго	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0

(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

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. кВтч

Таблица 22

Наименование показателя	2012 год, факт	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
Электропотребление, млн. кВтч	46867	47140	47572	48420	49168	49562	50079
Производство, млн. кВтч	53466	53015	52890	54147	54216	57110	58512
Перетоки, млн. кВтч	-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 показателя	2012 год, факт	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
Собственный максимум потребления, МВт	6960	6942	7034	7164	7271	7329	7406
Установленная мощность, МВт	9727,4	9487,4	10511,4	10625,9	10419,9	10607,9	10601,9
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 N 4 в 2014 году.

Схема выдачи мощности разработана ОАО "Инженерный центр энергетики Урала" в 2012 году в рамках внестадийной работы "Схема выдачи мощности энергоблока N 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:

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 расширении 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 Новобогословской 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).

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".

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 ВТГРЭС - 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).

* - присутствует намерение собственника осуществить ввод в работу ПГУ-420 в 2014 году.

1 - присутствует намерение собственника осуществить ввод в работу 2-х ПГУ-420 в 2015 году.

2 - присутствует намерение собственника осуществить ввод в работу ПГУ-230 в 2017 году.

Ликвидация "узких мест" Свердловской энергосистемы и повышение пропускной способности электрической сети

Ликвидация "узких мест" и повышение пропускной способности электрической сети энергосистемы являются 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 N 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

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 Федерального закона от 27.07.2010 N 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 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 Академическая за счет строительства 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 ПГУ - 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 N 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 показателя	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год	2018 год	2023 год
Производство электроэнергии, млрд. кВт*ч	52558	49573	52380	52094	53616	55000	59000
Производство тепловой энергии, млн. Гкал	66298	61338	65169	65500	66000	69000	71000
Потребление топлива на производство электроэнергии, млн. т.у.т, в т.ч.	18,5	17,7	18,4	18,3	19,0	19,1	22,0
потребление органического топлива на производство электрической энергии, млн. т.у.т.	17,1	16,3	17,0	16,9	17,6	15,6	15,5
потребление ядерного топлива на производство электроэнергии, млн. т.у.т	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	3,5	6,5
Потребление органического топлива на производство тепла электростанциями и котельными, млн. т.у.т., в т.ч.	11,1	10,3	11,1	11,6	11,8	12,1	12,4
Потребление топлива на производство тепла и электроэнергии электростанциями и котельными, млн. т.у.т., в т.ч.	29,6	28,0	29,5	29,9	30,8	31,2	34,4
- 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, нефтепродуктов и пр., млн. т.у.т.	0,6	0,7	0,7	0,7	0,8	0,9	1,0
- ядерного топлива, в пересчете на млн. т.у.т	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	3,5	6,5

Динамика потребляемых топливных ресурсов

Таблица 25

Наименование показателя	2012 год		2018 год		2023 год
	Объем, млн. т у.т.	Доля, проценты	Объем, млн. т у.т	Доля, проценты	Объем, млн. т у.т	Доля, проценты
Уголь в электроэнергетике	12,4	40,4	8,2	40,2	8,2	35,3
Газ в электроэнергетике	16,3	52,8	18,6	45,8	18,7	41,5
Ядерное топливо	1,4	4,5	3,5	11,2	6,5	18,7
Торф, другие возобновляемые источники энергии и нефтепродукты	0,7	2,3	0,9	2,9	1,0	4,5
Суммарное потребление топлива на производство электрической и тепловой энергии, млн. т.у.т.	30,8	100	31,2	100	34,4	100

Рис. 39. Потребление топливных ресурсов в электроэнергетике в 2012 году

Рис. 40. Потребление топливных ресурсов в электроэнергетике в 2018 году

Рис. 41. Потребление топливных ресурсов в электроэнергетике в 2023 году

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 г. централизованным электроснабжением

Таблица 26

N строки	Наименование муниципального образования	Населенный пункт
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 "Город Каменск-Уральский"	населенный пункт Монастырка
5	Махневское муниципальное образование	поселок Калач
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 привозного топлива 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 персонала 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

Таблица 27

N п/п	Наименование организаций	Средняя 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" ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"	1091
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 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	Итого за 2013-2018 годы
Баланс прироста мощности, МВт (см. итоговые строки табл. 2 и 3)	-250	+1024	+114,5	-206	+188	-6	+870,5
Расчет прироста/снижение численности (человек)	-293	+1200	+134	-234	+220	-7	+1020
Коэффициенты необходимого роста производительности труда	0,923	0,858	0,801	0,751	0,706	0,667
Окончательно необходимые прирост/снижение численности (человек)	-270	+1029	+107	-181	+156	-5	+836

Результаты
расчета численности прироста/снижения численности по электростанциям и по годам

Таблица 29

Электростанция	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	Итого 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 численности (человек)	-270	+1029	+107	-181	+156	-5	+836

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 N 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 года	1961-1970 годы	1971-1980 годы	1981-1990 годы	1991-2000 годы	2001-2010 годы	2011-2012 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
1 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
5а 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 (консерв)
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 измерения	ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Урала	Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"	ОАО "ЕЭСК"	ГУП СО "Облкоммунэнерго"	ОАО "Региональная сетевая компания"	ЗАО "Тагилэнергосети"	ОАО "РЖД"
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 35-110 кВ		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
Филиал "БАЗ-СУАЛ" ОАО "СУАЛ"	3731	2560	1821
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 нефтепроводы" (НПС Сосьва, НПС Сосновка, НПС Платина)	237	245	237
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 металлов"	92	67	67
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 АЭС" (строительство)	0	0	84
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 завод"	81	74	172
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 ферровсплавов"	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 "город Екатеринбург"	6000	6158	6506
ООО "ВИЗ-сталь"	585	398	480
ОАО "Уральский завод тяжелого машиностроения"	124	114	117
ОАО "Уральский завод резиновых технических изделий"	46	41	41
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 (ОАО "ЕВРАЗ НТМК")	1552	1300	1300
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 "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" (НПС Арбатская)	79	82	79
ООО "Невьянский машиностроительный завод"	41	36	36
ОАО "Уральская химическая компания" (УРАЛХИМПЛАСТ)	49	47	47
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 "Вента"	8	7	7
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 медь"	10	9	8
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 годов 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

N строки	Отрасль	Наименование предприятия
1.	Производство продукции черной металлургии	ОАО "Нижнетагильский металлургический комбинат"
2.		ОАО "Серовский ферросплавный завод"
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 цветных металлов	ОАО "Уралэлектромедь"
11.		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 промышленность	ОАО "Качканарский ГОК "Ванадий"
20.		ОАО "Высокогорский ГОК"
21.		ОАО "Севуралбокситруда"
22.	Производство прочих неметаллических минеральных продуктов	ОАО "Сухоложскцемент"
23.		ОАО "Невьянский цементный завод"
24.		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 образований в Свердловской области

N п/п	Наименование муниципального образования	Утверждена схема теплоснабжения (да/ нет), срок утверждения/ планируемый срок в соответствии с графиком разработки, орган, принявший решение об утверждении схемы/графика	Организация-разработчик схемы теплоснабжения, с которой заключен договор на разработку схемы теплоснабжения по итогам проведенных конкурсных процедур	Срок исполнения и стоимость работ по разработке схемы теплоснабжения по итогам проведения конкурсных процедур (тыс. рублей)	Наименование определенной в соответствии со схемой единой теплоснабжающей организации	Суммарный объем инвестиций в соответствии с утвержденной схемой теплоснабжения на период 2012-2014 годов и далее на перспективу до 2020 годов и до 2027 годов (тыс. рублей)
						2012-2014	2012-2020, 2027
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Арамильский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	ООО НПП "Элеком"	01.12.2013, 798,00 тыс. рублей
2	Артемовский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	проводятся конкурсные процедуры	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
3	Артинский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 01.08.2013	не определена	не определен	не определена	не определена	не определена
4	Асбестовский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	проводятся конкурсные процедуры	01.12.2013, 4700,00 тыс. рублей	не определена	не определена	не определена
5	Ачитский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	ГБУ СО "Институт энергосбережения"	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
6	Баженовское сельское поселение	не требуется в связи с отсутствием систем теплоснабжения
7	Байкаловский муниципальный район	не требуется в связи с отсутствием полномочий у района
8	Байкаловское сельское поселение	не требуется в связи с отсутствием систем теплоснабжения
9	Белоярский городской округ	да, постановление Главы Белоярского городского округа от 07.02.2013 N 164	ГБУ СО "Институт энергосбережения" - ООО "Делтринг"	31.12.2012. В рамках пилотного проекта средства областного бюджета	МУП БГО "Белоярские тепловые сети"	610,600,000,00	869,470,000,00
10	Березовский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	проводятся конкурсные процедуры	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
11	Бисертский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 01.12.2013	не определена	01.11.2013, не определена	ЗАО "Регионгаз-инвест"	не определена	не определена
12	Верхнесалдинский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	ООО "Политерм" Санкт-Петербург	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
13	Верхотурский городской округ	да, постановлением Администрации городского округа Верхотурский от 11.02.2013 N 102	ГБУ СО "Институт энергосбережения"	31.12.2012. В рамках пилотного проекта средства областного бюджета	МУП "Верхотурское ЖКХ"	172,400,000,00	143,900,000,00
14	Волчанский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 20.06.2013	ООО "СТРОЙ ПРОЕКТ" Екатеринбург	15.06.2013, 567,00 тыс. рублей	не определена	не определена	не определена
15	Восточное сельское поселение	нет, планируемый срок утверждения 01.10.2013	проводятся конкурсные процедуры	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
16	Галкинское сельское поселение	не требуется в связи с отсутствием систем теплоснабжения
17	Гаринский городской округ	не требуется в связи с отсутствием систем теплоснабжения
18	Городской округ ЗАТО Свободный	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	проводятся конкурсные процедуры	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
19	Горноуральский городской округ	да, постановление Администрации Горноуральского городского округа от 21.01.2013 N 42	ГБУ СО "Институт энергосбережения"	31.12.2012. В рамках пилотного проекта средства областного бюджета	МУП ЖКХ "Энергия"	161,860,000,00	375,400,000,00
20	Город Нижний Тагил	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	проводятся конкурсные процедуры	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
21	Городское поселение Верхние Серги	нет, планируемый срок утверждения 01.09.2013	не определена	не определен	не определена	не определена	не определена
22	Городской округ Верхняя Пышма	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	не определена	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
23	Городской округ "Город Лесной"	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	проводятся конкурсные процедуры	30.11.2013 , 1600,00 тыс. рублей	не определена	не определена	не определена
24	Городской округ Богданович	нет, планируемый срок утверждения 30.06.2013	ГБУ СО "Институт энергосбережения"	01.06.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
25	Городской округ Верхнее Дуброво	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	проводятся конкурсные процедуры	01.12.2013, 4700,00 тыс. рублей	МУП ЖКХ МО "р.п. Верхнее Дуброво"	не определена	не определена
26	Городской округ Верх-Нейвинский	нет, планируемый срок утверждения 15.04.2013	ООО "Энергосоветник"	30.03.2013, 480,00 тыс. рублей	ГУП СО "Облкоммунэнерго"	230,000,00	не определена
27	Городской округ Верхний Тагил	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	договоренность с филиалом "Верхнетагильская ГРЭС" - ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" о доработке имеющихся схем теплоснабжения	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
28	Городской округ Верхняя Тура	нет, планируемый срок утверждения 15.08.2013	ООО "Невская энергетика"	01.06.2013,. 435,40 тыс. рублей	не определена	не определена	не определена
29	Городской округ Дегтярск	да, решение Думы городского округа Дегтярск от 31.01.2013 N 138	ГБУ СО "Институт энергосбережения"	31.12.2012. В рамках пилотного проекта средства областного бюджета	МУП "Служба единого заказчика ГО Дегтярск"	200,000,00	165,000,00
30	Городской округ Заречный	да, 31.01.2013	ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Белоярская атомная станция"	10.01.2013	ООО "Теплопередача"	75,077,755,30	81,204,255,00
31	Городской округ Карпинск	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	ОАО "Инженерный центр энергетики Урала"	12.12.2013, 301,00 тыс. рублей	МУП "ККС"	не определена	не определена
32	Городской округ Краснотурьинск	нет, планируемый срок утверждения 01.09.2013	ООО "Невская энергетика" Санкт-Петербург	31.05.2013, 1688,40 тыс. рублей	не определена	не определена	не определена
33	Городской округ Красноуральск	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	проводятся конкурсные процедуры	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
34	Городской округ Красноуфимск	нет, планируемый срок утверждения 01.09.2013	ООО "Институт Развития Энергоэффективных Технологий"	01.08.2013, 1000,00 тыс. рублей	не определена	не определена	не определена
35	Городской округ Нижняя Салда	да, постановление Главы Администрации городского округа Нижняя Салда от 24.12.2012 N 1196	ООО "Региональный сервисный центр - Урал"	26.11.2012, 299,73 тыс. рублей	Филиал ОАО "ЕВРАЗ НТМК" - НСМЗ, ФГУП НИИМаш	85,860,000,00	138,375,000,00
36	Городской округ Пелым	не требуется в связи с отсутствием систем теплоснабжения
37	Городской округ Первоуральск	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	не определена	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
38	Городской округ Ревда	нет, планируемый срок утверждения 01.10.2013	ООО "Омская Энергосервисная компания" (Омск)	01.09.2013, 1964,00 тыс. рублей	не определена	не определена	не определена
39	Городской округ Рефтинский	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	не определена	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
40	Городской округ Среднеуральск	да, в 2007 году, актуализация и утверждение планируются в срок до 31.12.2013	ОАО "Объединение ВНИПИЭНЕРГОПРОМ"	01.12.2013, не определена	ОАО "Теплопрогресс"	не определена	не определена
41	Городской округ Староуткинск	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	ПИИ "ГЕО", город Екатеринбург	01.12.2013, 500,0 тыс. рублей	не определена	не определена	не определена
42	Городской округ Сухой Лог	нет, планируемый срок утверждения 31.07.2013	не определена	не определена	не определена	не определена	не определена
43	Дружининское городское поселение	нет, планируемый срок утверждения 01.10.2013	ООО НПП "Элеком"	01.09.2013, 400,00 тыс. рублей
44	Зареченское сельское поселение	нет, планируемый срок утверждения 30.09.2013	ООО НПП "Элеком"	30.09.2013, 176,00 тыс. рублей	не определена	не определена	не определена
45	Ивдельский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 01.06.2013	ГБУ СО "Институт энергосбережения"	01.06.2013. В рамках пилотного проекта средства областного бюджета	МУП "Теплокомплекс"	не определена	не определена
46	Ирбитское муниципальное образование	нет, планируемый срок утверждения 30.06.2013	ГБУ СО "Институт энергосбережения"	01.06.2013. В рамках пилотного проекта средства областного бюджета	не определена	не определена	не определена
47	Калиновское сельское поселение	не требуется в связи с отсутствием систем теплоснабжения
48	Каменский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 01.12.2013	ГБУ СО "Институт энергосбережения"	31.12.2012. В рамках пилотного проекта средства областного бюджета	не определена	не определена	не определена
49	Камышловский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 30.06.2013	проводятся конкурсные процедуры	01.06.2013, не определена	МУП "Камышловское теплоснабжающее предприятие"	не определена	не определена
50	Камышловский муниципальный район	не требуется в связи с отсутствием полномочий у района
51	Качканарский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.08.2013	проводятся конкурсные процедуры	01.08.2013, 4000,0 тыс. рублей	ООО "Качканарская Теплоснабжающая Компания"	не определена	не определена
52	Кировградский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	ОАО "Инженерный центр энергетики Урала"	01.12.2013, 419,655 тыс. рублей	не определена	не определена	не определена
53	Кленовское сельское поселение	не требуется в связи с отсутствием систем теплоснабжения
54	Краснополянское сельское поселение	не требуется в связи с отсутствием систем теплоснабжения
55	Кузнецовское сельское поселение	не требуется в связи с отсутствием систем теплоснабжения
56	Кушвинский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	не определена	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
57	Малышевский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 01.08.2013	ИП Собецкая М.В.	01.07.2013, 930,00 тыс. рублей	не определена	не определена	не определена
58	Махневское муниципальное образование	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	ГБУ СО "Институт энергосбережения"	01.12.2013, 700,00 тыс. рублей	МУП "Соболь"	не определена	не определена
59	Михайловское муниципальное образование	да, 26.09.2011, постановление N 109 Администрации Михайловского муниципального образования	ОАО "Инженерный центр энергетики Урала"	26.09.2011, 200,00 тыс. рублей	ООО "Департамент ЖКХ"	149,800,000,00	239,900,000,00
60	Муниципальное образование "город Екатеринбург"	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	ОАО "Объединение ВНИПИэнергопром"	Разработка произведена в период 2010-2012 годов. Стоимость работ по контракту составила 30 237 тыс. рублей Конкурсной документацией установлены: срок выполнения работ - 220 дней, стоимость выполнения работ - 11 210 тыс. рублей	не определена	не определена	не определена
61	Муниципальное образование "поселок Уральский"	нет, планируемый срок утверждения 30.09.2013	ГБУ СО "Институт энергосбережения"	01.09.2013, 300,00 тыс. рублей	не определена	не определена	не определена
62	Муниципальное образование Алапаевское	нет, планируемый срок утверждения 31.07.2013	ООО НПП "Элеком"	01.06.2013, 500,00 тыс. рублей	ЗАО "Фанком"	не определена	не определена
63	Муниципальное образование город Каменск-Уральский	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	ОАО "Инженерный центр энергетики Урала"	31.12.2013, 3000,00 тыс. рублей.	не определена	не определена	не определена
64	Муниципальное образование город Алапаевск	нет, не определен	не определена	не определен	не определена	не определена	не определена
65	Муниципальное образование город Ирбит	нет, планируемый срок утверждения 31.07.2013	ООО "Невская энергетика"	20.07.2013 1987,00 тыс. рублей	не определена	не определена	не определена
66	Муниципальное образование Красноуфимский округ	нет, планируемый срок утверждения 01.07.2013	проводятся конкурсные процедуры	01.07.2013 2 500,0 тыс. рублей	МУП "Энергосервис"	не определена	не определена
67	Муниципальное образование рабочий поселок Атиг	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	не определена	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
68	Невьянский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 01.10.2013	ФГУ ВПО "УрФУ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина" учебный научный центр "Энергетика"	01.09.2013, 490,00 тыс. рублей	не определена	не определена	не определена
69	Нижнесергинский муниципальный район	не требуется в связи с отсутствием полномочий у района
70	Нижнесергинское городское поселение	нет, планируемый срок утверждения 01.10.2013	НПО "УралНИАС"	01.09.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
71	Нижнетуринский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	не определена	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
72	Ницинское сельское поселение	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	не определена	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
73	Новолялинский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	проводятся конкурсные процедуры	01.12.2013, 1400,0 тыс. рублей	не определена	не определена	не определена
74	Новоуральский городской округ	да, постановление администрации Новоуральского городского округа от 03.11.2010 N 2246-А, проводится корректировка в соответствии с Федеральным законом от 27.07.2010 N 190-ФЗ "О теплоснабжении"	ООО "РЭСТ"	01.12.2013, 920,0 тыс. рублей	не определена	не определена	не определена
75	Обуховское сельское поселение	нет, планируемый срок утверждения 30.06.2013	ООО ПП "Энергосбережение" Сухой Лог	01.06.2013, 155,00 тыс. рублей	ООО "Комфорт"	не определена	не определена
76	Полевской городской округ	нет, планируемый срок утверждения 01.10.2013	проводятся конкурсные процедуры	31.10.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
77	Пышминский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	не определена	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
78	Режевской городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	проводятся конкурсные процедуры	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
79	Североуральский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	ГБУ СО "институт Энергосбережения"	01.12.2013, 5200,0 тыс. рублей	МУП "Комэнргоресурс"	не определена	не определена
80	Серовский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 01.09.2013	ООО НПП "Элеком"	01.08.2013, 6449,00 тыс. рублей
81	Сладковское сельское поселение	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	ООО НПП "Элеком"	01.02.2013, 90,2 тыс. рублей	МУП "Сладковское ЖКХ"	не определена	не определена
82	Слободо-Туринский муниципальный район	не требуется в связи с отсутствием полномочий у района
83	Слободо-Туринское сельское поселение	нет, планируемый срок утверждения 01.09.2013	не определена	не определен	не определена	не определена	не определена
84	Сосьвинский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	не определена	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
85	Сысертский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 15.09.2013	проводятся конкурсные процедуры	01.09.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
86	Таборинский муниципальный район	не требуется в связи с отсутствием полномочий у района
87	Таборинское сельское поселение	не требуется в связи с отсутствием систем теплоснабжения
88	Тавдинский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 01.12.2013	ГБУ СО "Институт энергосбережения"	31.12.2012. В рамках пилотного проекта средства областного бюджета	не определена	не определена	не определена
89	Талицкий городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	ГБУ СО "Институт энергосбережения"	31.12.2012. В рамках пилотного проекта средства областного бюджета	не определена	не определена	не определена
90	Тугулымский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	проводятся конкурсные процедуры	01.12.2013, не определена	ГУП СО "Облкоммунэнерго"	не определена	не определена
91	Туринский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 13.05.2013	ФГУ ВПО "УрФУ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина" учебный научный центр "Энергетика"	25.04.2013, 1250,00 тыс. рублей	ЗАО "Регионгаз-инвест" МУП ЖКХ "Теплоэнергоцех N 1"	24,268,000,00	69,268,120,00
92	Унже-Павинское сельское поселение	не требуется в связи с отсутствием систем теплоснабжения
93	Усть-Ницинское сельское поселение	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	не определена	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
94	Шалинский городской округ	нет, планируемый срок утверждения 31.12.2013	не определена	01.12.2013, не определена	не определена	не определена	не определена
	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 разработчиком 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 для 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

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 (весенне-осенний) режим, с 16 марта 2012 года по 14 ноября 2012 года	Зимний режим, с 15 ноября 2011 года по 15 марта 2012 года
1	2	3
Потребление	Максимум - 174 МВт (зафиксирован 05.09.2012) По летнему контрольному замеру - 150 МВт	Максимум - 212 МВт (зафиксирован 06.02.2012) По зимнему контрольному замеру - 181 МВт
Генерация	Нет	Нет
Дефицит	174 МВт (на момент максимума потребления) 150 МВт (на момент летнего контрольного замера)	212 МВт (на момент максимума потребления) 181 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
Переток в КС "Полевской энергоузел" в нормальной схеме	до 206 МВт	до 261 МВт
МДП в КС "Полевской энергоузел" в нормальной схеме	284 МВт	340 МВт
Переток в КС "Полевской энергоузел" в ремонтной схеме (ремонт ВЛ220 кВ Малахит - Южная)	до 174 МВт**	-
МДП в КС в наиболее тяжелой* ремонтной схеме (ремонт ВЛ220 кВ Малахит-Южная)	192 МВт**	-
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-Южная, выполненную проводом марки АС-95/27 на провод марки не менее АС-185/24 или аналогичный по ДТН.	25 МВт
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

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 (весенне-осенний) режим, с 16 марта 2012 года по 14 ноября 2012 года	Зимний режим, с 15 ноября 2011 года по 15 марта 2012 года
1	2	3
Потребление	Максимум - 149 МВт (зафиксирован 09.04.2012) По летнему контрольному замеру - 104 МВт	Максимум - 169 МВт (зафиксирован 02.02.2012) По зимнему контрольному замеру - 151 МВт
Генерация	Нет	Нет
Дефицит	149 МВт (на момент максимума потребления) 104 МВт (на момент летнего контрольного замера)	169 МВт (на момент максимума потребления) 151 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
Переток в КС в нормальной схеме	до 64 МВт	до 80 МВт
МДП в КС в нормальной схеме	84 МВт	108 МВт
Переток в КС в ремонтной схеме	до 73** МВт	-
МДП в КС в наиболее 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)	85**МВт	-
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 2С 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 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	15 МВт
Установить на ПС 220 кВ Первоуральская АОПО ВЛ 110 кВ 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	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 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"

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 (весенне-осенний) режим, с 16 марта 2012 года по 14 ноября 2012 года	Зимний режим, с 15 ноября 2011 года по 15 марта 2012 года
Потребление	Максимум - 380 МВт (зафиксирован 04.10.2012). По летнему контрольному замеру - 313 МВт	Максимум - 469 МВт (зафиксирован 31.01.2012). По зимнему контрольному замеру - 434 МВт
Генерация	60 МВт (на момент максимума потребления), 28 МВт (на момент летнего контрольного замера)	111 МВт (на момент максимума потребления), 111 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
Дефицит	320 МВт (на момент максимума потребления), 285 МВт (на момент летнего контрольного замера)	358 МВт (на момент максимума потребления), 323 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
Переток в КС в нормальной схеме	до 318 МВт (КС1)	до 337 МВт (КС1)
МДП в КС в нормальной схеме	352 МВт (КС1)	441 МВт (КС1)
МДП в КС в наиболее тяжелой* ремонтной схеме (ремонт ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 или 2)	380** МВт (КС2)	-
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 электростанции	Установленная мощность, МВт	Располагаемая мощность, МВт		Диапазон 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) периоды (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; 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 выключателей и ВЧ-заградителей 110 кВ номинальным током 600 А, на выключатели и ВЧ-заградители номинальным током 1000 А	15 МВт
Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Свердловская	15 МВт
Установка АОПО на ПС 110 кВ Петрищевская по ВЛ 110 кВ ВИЗ-Петрищевская 1(2) с действием на ОН до 55 МВт на ПС 110 кВ ВИЗ, ПС 220 кВ Искра	55 МВт

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) периодов);

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"

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 (весенне-осенний) режим, с 16 марта 2012 года по 14 ноября 2012 года	Зимний режим, с 15 ноября 2011 года по 15 марта 2012 года
1	2	3
Потребление	Максимум - 464 МВт (зафиксирован 19.04.2012). По летнему контрольному замеру - 325 МВт	Максимум - 478 МВт (зафиксирован 27.12.2011). По зимнему контрольному замеру - 426 МВт
Генерация	Нет	Нет
Дефицит	464 МВт (на момент максимума потребления), 325 МВт (на момент летнего контрольного замера)	478 МВт (на момент максимума потребления), 426 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
Переток в КС в нормальной схеме	до 464 МВт	до 478 МВт
МДП в КС в нормальной схеме	490 МВт	560 МВт
МДП в КС в наиболее тяжелой* ремонтной схеме (ремонт 1(2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Южная)	320 МВт	-
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) периоды. 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 на шинах 220 кВ СУГРЭС	МДП в сечении, МВт	Фактический переток по сечению	Расчетный объем ГВО
в работе 2 блока (либо 1 блок и ПГУ-410)	375	448 (с учетом мероприятий, указанных в п. 4.7.3.)	73
в работе 3 блока (либо 2 блока и ПГУ-410)	365		83
в работе 3 блока и ПГУ-410	355		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 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.	93 МВт

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

Баланс мощности Восточного энергоузла

Таблица 10

Составляющие баланса	Летний (весенне-осенний) режим, с 16 марта 2012 года по 14 ноября 2012 года	Зимний режим, с 15 ноября 2011 года по 15 марта 2012 года
1	2	3
Потребление	Максимум - 168 МВт (зафиксирован 10.11.2012). По летнему контрольному замеру - 120 МВт	Максимум - 221 МВт (зафиксирован 08.02.2012). По зимнему контрольному замеру - 183 МВт
Генерация	Нет	Нет
Дефицит	168 МВт (на момент максимума потребления), 120 МВт (на момент летнего контрольного замера)	221 МВт (на момент максимума потребления), 183 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
Переток в КС в нормальной схеме	до 168 МВт	до 221 МВт
МДП в КС в нормальной схеме	215 МВт	230 МВт
МДП в КС в наиболее тяжелой* ремонтной схеме (ремонт 1 СШ 220 кВ РефтГРЭС)	160 МВт	-
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 N 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 г. Талица	15 МВт
Замена провода марки М-70 ВЛ 110 кВ Глубокая-НСТЭЦ на провод марки АС-150	10 МВт
Установка АОСН с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ ВЭУ в объеме до 20 МВт.	25 МВт
Установка БСК номинальной мощностью 40 Мвар на ПС 110 кВ Юшала	15 МВт

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

Баланс мощности Качканарского энергоузла

Таблица 12

Составляющие баланса	Летний (весенне-осенний) режим, с 16 марта 2012 года по 14 ноября 2012 года	Зимний режим, с 15 ноября 2011 года по 15 марта 2012 года
Потребление	Максимум - 496 МВт (зафиксирован 02.11.2012). По летнему контрольному замеру - 410 МВт	Максимум - 546 МВт (зафиксирован 01.02.2012). По зимнему контрольному замеру - 514 МВт
Генерация	155 МВт (на момент максимума потребления), 135 МВт (на момент летнего контрольного замера)	187 МВт (на момент максимума потребления), 176 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
Дефицит	341 МВт (на момент максимума потребления), 275 МВт (на момент летнего контрольного замера)	359 МВт (на момент максимума потребления), 338 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
Переток в КС в нормальной схеме	до 223 МВт (186 МВт**)	до 334 МВт (142 МВт**)
МДП в КС КачЭУ в нормальной схеме	325 МВт (186 МВт**)	440 МВт (142 МВт**)
МДП в КС КачЭУ в наиболее тяжелой* ремонтной схеме (ремонт ВЛ 220 кВ Качканар-Цемент)	430 МВт (0 МВт**)	-
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 электростанции	Установленная мощность, МВт	Располагаемая мощность, МВт		Диапазон 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 может 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 перегрузки). 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 НТРГЭС-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 НТГРЭС-Янтарь, ВЛ 220 кВ Качканар-Янтарь, номиналом 600 А на трансформаторы тока номиналом не менее 1000 А.	40 МВт
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 АТ1, 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"

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 (весенне-осенний) режим, с 16 марта 2012 года по 14 ноября 2012 года	Зимний режим, с 15 ноября 2011 года по 15 марта 2012 года
Потребление	Максимум - 193 МВт (зафиксирован 18.09.2012). По летнему контрольному замеру - 162 МВт	Максимум - 230 МВт (зафиксирован 03.02.2012). По зимнему контрольному замеру - 206 МВт
Генерация	Нет	Нет
Дефицит	193 МВт (на момент максимума потребления), 162 МВт (на момент летнего контрольного замера)	230 МВт (на момент максимума потребления), 206 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
Переток в КС в нормальной схеме	до 193 МВт	до 230 МВт
МДП в КС в нормальной схеме	319 МВт	395 МВт
МДП в КС в наиболее тяжелой* ремонтной схеме (ремонт АТ1(2) ПС 220 кВ Салда)	193 МВт	-
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 "Алапаевск-Салда-Вязовская", нет;

6) анализ схемно-режимных ситуаций (СРС), приводящих к нарушению допустимых параметров режима в энергорайоне, ограниченном 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 годы" 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 Вязовская-Салка 1, 2, выполненную проводом марки АС-120/19, на провод марки не менее АС-240/39 или аналогичный по ДТН	50 МВт
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) периодов);

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

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 (весенне-осенний) режим, с 16 марта 2012 года по 14 ноября 2012 года	Зимний режим, с 15 ноября 2011 года по 15 марта 2012 года
1	2	3
Потребление	Максимум - 135 МВт (зафиксирован 04.10.2012). По летнему контрольному замеру - 106 МВт	Максимум - 165 МВт (зафиксирован 03.02.2012). По зимнему контрольному замеру - 143 МВт
Генерация	0 МВт	0 МВт
Дефицит	135 МВт (на момент максимума потребления), 106 МВт (на момент летнего контрольного замера)	165 МВт (на момент максимума потребления), 143 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
Переток в КС в нормальной схеме	до 135 МВт	до 165 МВт
МДП в КС в нормальной схеме	215 МВт	215 МВт
МДП в КС в наиболее тяжелой* ремонтной схеме (ремонт 3(4) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Окунево)	140 МВт	-
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 электростанции	Установленная мощность, МВт	Располагаемая мощность, МВт		Диапазон регулирования*, МВт
		зима	лето	зима	лето
Режевская ГТТЭЦ	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 Калата (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.

Таблица 19

Перечень мероприятий,
выполняемых в перспективе для ликвидации "узких мест" в Режевском энергорайоне

Мероприятие	Эффективность мероприятия (МВт)
Установить АОСН на ПС 110 кВ Реж; ПС 110 кВ Калата; ПС 110 кВ Таволги с действием на отключение нагрузки в объеме до 30 МВт	30
Реконструкция ВЛ 110 кВ ВТГРЭС-Таволги с заменой провода марки АС-95 и АС-120 на провод марки АС-185/29 или аналогичный по ДТН	25
Заменить трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Окунево-Реж 1, 2 на ПС 110 кВ Реж номиналом 320 А на трансформаторы тока номиналом 600 А	45 (для зимнего 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 АТГ1 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"

Таблица 20

Баланс мощности энергорайона,
ограниченного сечением "АТ ПС 220 кВ Первоуральская"

Составляющие баланса	Летний (весенне-осенний) режим, с 16 марта 2012 года по 14 ноября 2012 года	Зимний режим, с 15 ноября 2011 года по 15 марта 2012 года
Потребление	Максимум - 339 МВт (зафиксирован 25.05.2012). По летнему контрольному замеру - 311 МВт	Максимум - 394 МВт (зафиксирован 31.01.2012). По зимнему контрольному замеру - 353 МВт
Генерация	9 (на момент максимума потребления), 6 МВт (на момент летнего контрольного замера)	36 (на момент максимума потребления), 36 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
Дефицит	330 МВт (на момент максимума потребления), 305 МВт (на момент летнего контрольного замера)	358 МВт (на момент максимума потребления), 317 МВт (на момент зимнего контрольного замера)
Переток в КС в нормальной схеме	до 330 МВт	до 358 МВт
МДП в КС в нормальной схеме	370 МВт	540 МВт
МДП в КС в наиболее тяжелой* ремонтной схеме (ремонт АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская)	260** МВт	-
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, ограниченного сечением "АТ ПС 220 кВ Первоуральская", с указанием располагаемой активной мощности и диапазонов регулирования активной мощности, представлен в таблице 21.

Таблица 21

Перечень электрических станций,
находящихся в энергорайоне, ограниченного сечением "АТ ПС 220 кВ Первоуральская"

Наименование электростанции	Установленная мощность, МВт	Располагаемая мощность, МВт		Диапазон 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 СУРЭС-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.

Таблица 22

Перечень мероприятий,
выполняемых в перспективе для ликвидации "узких мест" в энергорайоне, ограниченном сечением "АТ ПС 220 кВ Первоуральская"

Мероприятие	Эффективность мероприятия (МВт)
Выполнить установку САОН на ПС 220 кВ Первоуральская, действующей по факту отключения всех АТГ1, АТ2 и АТ3 на ПС 220 кВ Первоуральская, с действием на отключение нагрузки в сечении АТ Первоуральская до 40 МВт. Выполнить установку АОПО АТГ1, АТ2, АТ3 на ПС 220 кВ Первоуральская с действием на отключение нагрузки до 40 МВт на ПС 220 кВ Первоуральская	40
Заменить провод марки АС-120 и АС-150 на ВЛ 110 кВ СУГРЭС-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	115
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)

Рис. 2. Аварийное отключение ВЛ 220 кВ БАЭС-Мраморная при отключенных ВЛ 110 кВ Гвоздика-Южная и ВЛ 220 кВ Малахит-Южная

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

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

Рис. 5. Аварийное отключение ВЛ 110 Дидино-Первоуральская при отключенных ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная и ВЛ 220 кВ Ирень-Красноуфимская

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

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

Рис. 8. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ ВИЗ-Петрищевская 1(2) при отключенных ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1, 2

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

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

Рис. 11. Схема и режим сети после аварийного отключения 1 и 2 СШ 110 кВ ПС 550 кВ Южная

Для исключения перегрузки ВЛ 110 кВ Калилинская-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

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

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

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

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

Рис. 17. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Гранит-Уральская при отключенных ВЛ 220 кВ Качканар-Острая и ВЛ 220 кВ Цемент-Качканар

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

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

Рис. 20. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Вязовская-Салка 1(2) при отключенных АТ1 и 2 ПС 220 кВ Салда

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

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

Рис. 23. Аварийное ВЛ 220 кВ Ница-РефтГРЭС при отключенных 3 и 4 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Окунево в летний период

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

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

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

После работы автоматики ввод ГВО требуется.

Рис. 27. Аварийное отключение 3(4) СШ ПС 220 кВ Окунево в зимний период

Рис. 28. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ ВТГРЭС-Таволги при отключенной 3(4) СШ ПС 220 кВ Окунево в зимний период

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

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

Рис. 31. Аварийное отключение АТГ1 ПС 220 кВ Первоуральская при отключенных АТ2, 3 ПС 220 кВ Первоуральская

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 АТ2, 3 ПС 220 кВ Первоуральская после мероприятий

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

Характерный период

Схема сети

Состав контролируемого сечения

Потребление энергорайона, МВт

Генерация (располагаемая мощность) энергорайона с выделением по станциям

До выполнения мероприятий

С учетом выполнения мероприятий

Примечание

МДП с ПА/МДП без ПА в ИР, МВт

Возмущение

МДП с ПА/МДП без ПА в ПАР, МВт

Прогнозный переток в КС ИР/ПАР, МВт

Объем ГВО в ПАР, МВт (или ограничение мощности станции в ПАР с выделением по станциям, МВт)**

Описание мероприятия

МДП с ПА/МДП без ПА в ИР, МВт

Возмущение

МДП с ПА/МДП без ПА в ПАР, МВт

Прогнозный переток в КС ИР/ПАР, МВт

Объем ГВО в ПАР, МВт (или ограничение мощности станции в ПАР с выделением по станциям, МВт)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

1. Полевской энергоузел

2011-2012 (факт)

зима

Нормальная схема

Энергоузел: · 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. КС "Полевской энергоузел": · 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

212

нет

340/309

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная

233*/210*

261/219*

-

Предлагаемые мероприятия: 1. На ПС 500 кВ Южная заменить ошиновку ВЛ 110 кВ Полевская-Южная на провод АС-185/24 или аналогичный по ДТН. 2. На ПС 500 кВ Южная заменить ВЧ заградители ВЛ 110 кВ Гвоздика-Южная на ВЧ заградители номинальным током не менее 600 А. 3. На ПС 110 кВ Полевская заменить ВЧ заградители ВЛ 110 кВ Полевская-Южная, Гвоздика-Полевская на ВЧ заградители номинальным током 600 А. 4. Заменить провод ВЛ 110 кВ Дегтярка-Полевская на провод марки не менее АС-150/24 или аналогичный по ДТН**

360/335

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная

271/214

261/240

-

*- замкнут транзит 110 кВ Колюткино-Малахит

лето

Нормальная схема

174

нет

284/251

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная

192*/166*

206/174*

-

317/284

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная

210/180

206/183

-

*- замкнут транзит 110 кВ Колюткино-Малахит

лето

Ремонтная схема (в ремонте ВЛ 220 кВ Малахит-Южная)

174

нет

192*/ 166*

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Гвоздика-Южная (ВЛ 110 кВ Гвоздика-Полевская)

133*/97*

174*/158*

25

230*/200*

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Гвоздика-Южная (ВЛ 110 кВ Гвоздика-Полевская)

160*/ 130*

174*/158*

-

*- замкнут транзит 110 кВ Колюткино-Малахит

2012-2013 (прогноз)

зима

Нормальная схема

227

нет

340/309

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная

233*/210*

273/225*

-

360/335

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная

271/214

273/241

-

*- замкнут транзит 110 кВ Колюткино-Малахит

лето

Нормальная схема

184

нет

284/251

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная

192*/166*

214/180*

-

317/284

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Малахит-Южная

210/180

214/195

-

*- замкнут транзит 110 кВ Колюткино-Малахит

лето

Ремонтная схема (в ремонте ВЛ 220 кВ Малахит-Южная)

184

нет

192*/ 166*

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Гвоздика-Южная (ВЛ 110 кВ Гвоздика-Полевская)

133*/97*

180*/162*

30

5. 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**

230*/200*

Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Гвоздика-Южная (ВЛ 110 кВ Гвоздика-Полевская)

165*/ 130*

180*/ 162*

-

*- замкнут транзит 110 кВ Колюткино-Малахит. **- см. Сечение "АТ ПС 220 кВ Первоуральская"

2. Юго-Западный энергорайон (сечение "Красноуфимская-Михайловская-Первоуральская")

2011-2012 (факт)

зима

Нормальная схема

Энергоузел: · В 110 кВ АТ1, 2 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. КС КМП: · В 110 кВ Дидино на ПС 220 кВ Первоуральская; · В 110 кВ Нижние Серги на ПС 220 кВ Первоуральская.

169

нет

108

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (ВЛ 220 кВ Ирень-Красноуфимская)

110*

80/99*

-

Предлагаемые мероприятия: 1. На ПС 110 кВ Н. Серги заменить ошиновку ВЛ 110 кВ Н. Серги-Первоуральская, Михайловская-Н. Серги, выполненную проводом марки АС-95/27, на провод марки АС-120/19 или аналогичный по ДТН. 2. Установить на ПС 220 кВ Первоуральская АОПО ВЛ 110 кВ Дидино-Первоуральская и ВЛ 110 кВ Н.Серги-Первоуральская с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Михайловская, ПС 110 кВ Н.Серги

160/145

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (ВЛ 220 кВ Ирень-Красноуфимская)

125*/ 110*

80/99*

-

*- замкнут транзит 110 кВ Романовка-Чернушка

лето

Нормальная схема

149

нет

84

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (ВЛ 220 Ирень-Красноуфимская)

85*

64/73*

-

130/110

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (ВЛ 220 Ирень-Красноуфимская)

115*/ 95*

64/73*

-

*- замкнут транзит 110 кВ Романовка-Чернушка

лето

Ремонтная схема (в ремонте ВЛ 220 кВ Ирень-Красноу-фимская)

149

нет

85*

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (ВЛ 220 кВ Продольная-Красноуфимская)

70*

73*/103*

30

115*/95*

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (ВЛ 220 кВ Продольная-Красноуфимская)

110*/ 90*

73*/103*

-

*- замкнут транзит 110 кВ Романовка-Чернушка

2012-2013 (прогноз)

зима

Нормальная схема

173

нет

108

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (ВЛ 220 кВ Ирень-Красноуфимская)

110*

82/101*

-

160/145

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (ВЛ 220 кВ Ирень-Красноуфимская)

125*/ 110*

82/101*

-

*- замкнут транзит 110 кВ Романовка-Чернушка

лето

Нормальная схема

153

нет

84

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (ВЛ 220 Ирень-Красноуфимская)

85*

66/75*

-

130/110

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (ВЛ 220 Ирень-Красноуфимская)

115*/95*

66/75*

-

*- замкнут транзит 110 кВ Романовка-Чернушка

лето

Ремонтная схема (в ремонте ВЛ 220 кВ Ирень-Красноу-фимская)

153

нет

85*

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (ВЛ 220 кВ Продольная-Красноуфимская)

70*

75*/105*

35

115*/95*

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Емелино-Продольная (ВЛ 220 кВ Продольная-Красноуфимская)

110*/90*

75*/105*

-

*- замкнут транзит 110 кВ Романовка-Чернушка

3. Сечение "Свердловская-Искра-ВИЗ-Петрищевская"

2011-2012 (факт)

зима

Нормальная схема

КС "Искра-ВИЗ-Петрищевская" КС1: · В 220 Искра 1 на СУГРЭС; · В 220 Искра 2 на СУГРЭС; · В 110 ВИЗ 1 на ПС 110 кВ Петрищевская; · В 110 ВИЗ 2 на ПС 110 кВ Петрищевская. КС 2: · В 220 Искра 1 на СУГРЭС; · В 220 Искра 2 на СУГРЭС; · В 110 ВИЗ 1 на ПС 110 кВ Петрищевская; · В 110 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.

469

111

441 (КС1)

Аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 и 2

165 (КС4)

337/185* (КС1/ КС4)

70*

Запланированные мероприятия: 1. Комплексная реконструкция ПС 110 кВ ВИЗ. 2. Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Свердловская. 3.Установка АОПО на ПС 110 кВ Петрищевская по ВЛ 110 кВ ВИЗ-Петрищевская с действием на ОН на ПС 110 кВ ВИЗ, ПС 220 кВ Искра

500/485 (КС1)

Аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 и 2

235/195 (КС4)

337/235 (КС1/ КС4)

-

*- с учетом нагрузки, отключенной ДАР

лето

Нормальная схема

380

61

352 (КС1)

Аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 и 2

152 (КС4)

318/178* (КС1/ КС4)

45*

383/352 (КС1)

Аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 и 2

205/185 (КС4)

318/198 (КС1/ КС4)

-

*- с учетом нагрузки, отключенной ДАР

лето

Ремонтная схема (в ремонте ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1(2))

380

61

380* (КС2)

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 2(1)

152 (КС4)

319**/ 178* (КС2/ КС4)

45*

395/382 (КС2)

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 2(1)

205/185 (КС4)

319**/198 (КС2/ КС4)

-

*- с учетом нагрузки, отключенной ДАР; **- транзит 110 кВ Искра-Свердловская -замкнут

2012-2013 (прогноз)

зима

Нормальная схема

483

111

441 (КС1)

Аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 и 2

165 (КС4)

355/191 (КС1/ КС4)

81*

500/485 (КС1)

Аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 и 2

245/195 (КС4)

355/241 (КС1/ КС4)

-

*- с учетом нагрузки, отключенной ДАР

лето

Нормальная схема

407

61

352 (КС1)

Аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 и 2

152 (КС4)

320/187 (КС1/ КС4)

52*

383/352 (КС1)

Аварийное одновременное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1 и 2

205/185 (КС4)

320/203 (КС1/ КС4)

-

*- с учетом нагрузки, отключенной ДАР

лето

Ремонтная схема (в ремонте ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 1(2))

407

61

380* (КС2)

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 2(1)

152 (КС4)

328**/187 (КС2/ КС4)

52*

395/382 (КС2)

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Искра-СУГРЭС 2(1)

205/185 (КС4)

328**/203 (КС2/ КС4)

-

*- с учетом нагрузки, отключенной ДАР; **- транзит 110 кВ Искра-Свердловская - замкнут

4. Сечение "Южная-Сибирская-НСТЭЦ"

2011-2012 (факт)

зима

Нормальная схема

КС "Южная-Сибирская-НСТЭЦ": · 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.

478

нет

560

Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная

355

478/448

93

Предлагаемые мероприятия: Строительство ПС 220 кВ Надежда с установкой двух 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.

750

Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная

750

478/448

-

лето

Нормальная схема

464

нет

490

Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная

345

464/434

89

710

Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная

710

464/434

-

лето

Ремонтная схема (в ремонте 2(1) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная)

320*

нет

320

Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная

270

310/310

40

600

Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная

600

310/310

-

*- с учетом схемно-режимных мероприятий

2012-2013 (прогноз)

зима

Нормальная схема

КС "Южная-Сибирская-НСТЭЦ": · 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.

492

нет

560

Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная

355

492/460

105

Предлагаемые мероприятия: строительство ПС 220 кВ Надежда с установкой двух 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

750

Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная

750

492/460

-

лето

Нормальная схема

479

нет

490

Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная

345

479/445

100

710

Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная

710

479/445

-

лето

Ремонтная схема (в ремонте 2(1) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная)

320*

нет

320

Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ Южная

270

320/320

50

600

Аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ на ПС 500 кВ

600

320/320

-

*- с учетом схемно-режимных мероприятий

5. Восточный энергоузел

2011-2012 (факт)

зима

Нормальная схема

КС ВЭУ: · 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

221

нет

230 (240)

Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС

160

221/215

55

Запланированные мероприятия: 1. Установка БСК номинальной мощностью 50 Мвар в районе г. Талица. 2. Замена провода марки М-70 ВЛ 110 кВ Глубокая-НСТЭЦ на провод марки АС-150; 3. Установка АОСН с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ ВЭУ в объеме до 20 МВт. 4. Установка БСК номинальной мощностью 40 Мвар на ПС 110 кВ Юшала.

230 (240)

Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС

220 (230)

221/215

-

лето

Нормальная схема

168

нет

215 (225)

Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС

160

168/165

5

215 (225)

Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС

210 (220)

168/165

-

лето

Ремонтная схема (в ремонте Блок N 3 БАЭС)

115

нет

160 (175)

Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС при ремонте Блока N 3 БАЭС

90

115/118

20

160 (175)

Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС при ремонте Блока N 3 БАЭС

160 (170)

115/118

-

2012-2013 (прогноз)

зима

Нормальная схема

228

нет

230 (240)

Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС

160

228/223

63

230 (240)

Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС

220 (230)

228/223

-

лето

Нормальная схема

170

нет

215 (225)

Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС

160

170/168

8

215 (225)

Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС

210 (220)

170/168

-

лето

Ремонтная схема (в ремонте Блок N 3 БАЭС)

117

нет

160 (170)

Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС при ремонте Блока N 3 БАЭС

90

117/115

25

160 (175)

Аварийное отключение 1 СШ 220 кВ на РефтГРЭС при ремонте Блока N 3 БАЭС

160 (170)

117/115

-

6. Качканарский энергоузел

2011-2012 (факт)

зима

Нормальная схема

Энергоузел: · 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

546

326

440

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Цемент-Качканар

440

334/480

40

Предлагаемые мероприятия: 1. На ПС 220 кВ Янтарь заменить трансформаторы тока ВЛ 220 кВ НТГРЭС-Янтарь, ВЛ 220 кВ Качканар-Янтарь, номинальным током 600 А на трансформаторы тока номиналом не менее 1000А. 2. 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 током 600 А на трансформаторы тока номиналом не менее 1000А.

560

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Цемент-Качканар

585

334/480

-

2011-2012 (факт)

лето

Нормальная схема

· 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. КС КачЭУ: · 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

496

262

325

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Цемент-Качканар

430

223/400

-

325

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Цемент-Качканар

430

223/400

-

лето

Ремонтная схема (в ремонте ВЛ 220 кВ Цемент-Качканар)

496

262

430

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Качканар-Острая

365

400/400

35

430

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Качканар-Острая

420

400/400

-

2012-2013 (прогноз)

зима

Нормальная схема

562

326

440

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Цемент-Качканар

440

348/498

58

560

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Цемент-Качканар

585

348/498

-

лето

Нормальная схема

510

262

325

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Цемент-Качканар

430

232/411

-

325

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Цемент-Качканар

430

232/411

-

лето

Ремонтная схема (в ремонте ВЛ 220 кВ Качканар-Острая)

510

262

430

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Качканар-Острая

365

411/411

46

430

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Качканар-Острая

420

411/411

-

7. Сечение "Алапаевск-Салка-Вязовская"

2011-2012 (факт)

зима

Нормальная схема

КС "Алапаевск-Салка-Вязовская": · В 110 кВ АТ1, 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

230

-

395

Аварийное отключение АТ1(2) Салда

238/185

230/230

-

Предлагаемые мероприятия: 1. На ПС 220 кВ Вязовская заменить ошиновку ВЛ 110 кВ Вязовская-Салка 1, 2. 2. На ПС 110 кВ Салка заменить ошиновку ВЛ 110 кВ Вязовская-Салка 1, 2. 3. Заменить провод ВЛ 110 кВ Вязовская-Салка 1,2 и ВЛ 110 кВ Пятилетка-Салка 1, 2

340

Аварийное отключение АТ1(2) Салда

340/250

230/230

-

лето

Нормальная схема

193

-

319

Аварийное отключение АТ1(2) Салда

195/147

193/191

-

385

Аварийное отключение АТ1(2) Салда

290/240

193/191

-

лето

Ремонтная схема (в ремонте АТ1(2) ПС 220 кВ Салда)

193

-

195/147

Аварийное отключение АТ2(1) Салда

95

191/147

97*

290/240

Аварийное отключение АТ2(1) Салда

190

191/147

-

*- 45 (ОН от действия АРЛ)

2012-2013 (прогноз)

зима

Нормальная схема

235

-

395

Аварийное отключение АТ1(2) Салда

242/185

235/235

-

340

Аварийное отключение АТ1(2) Салда

340/250

235/235

-

2012-2013 (прогноз)

лето

Нормальная схема

197

-

319

Аварийное отключение АТ1(2) Салда

195/147

197/195

-

385

Аварийное отключение АТ1(2) Салда

290/240

197/195

-

лето

Ремонтная схема (в ремонте АТ1(2) ПС 220 кВ Салда)

197

-

195/147

Аварийное отключение АТ2(1) Салда

95

195/148

98*

290/240

Аварийное отключение АТ2(1) Салда

190

195/148

-

*- 50 (ОН от действия АРЛ)

8. Режевской энергорайон

2011-2012 (факт)

зима

Нормальная схема

КС "Режевской энергоузел": · 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.

165

18

215*

Аварийное отключение 3(4) СШ ПС 220 кВ Окунево

125*

165/165

40*

Предлагаемые мероприятия: 1. Установить АОСН на ПС 110 кВ Реж; ПС 110 кВ Калата; ПС 110 кВ Таволги с действием на отключение нагрузки в объеме до 30 МВт. 2. Заменить провод марки АС-95 и АС-120 на ВЛ 110 кВ ВТГРЭС-Таволги на провод марки АС-185/29 или аналогичный по ДТН**. 3. Заменить трансформатор тока ВЛ 110 кВ Окунево-Реж 1,2 на ПС 110 кВ Реж номиналом 320 А на трансформаторы тока номиналом 600 А.

300

Аварийное отключение 3(4) СШ ПС 220 кВ Окунево

180

165/165

-

*- при генерации Режевской ГТТЭЦ 0 МВт; **- см. СВМ РГЕ 110 ВТГРЭС

лето

Нормальная схема

135

15

215*

Аварийное отключение 3(4) СШ ПС 220 кВ Окунево

140*

135/135

-

255

Аварийное отключение 3(4) СШ ПС 220 кВ Окунево

175

135/135

-

*- при генерации Режевской ГТТЭЦ 0 МВт; **- см. СВМ РГЕ 110 ВТГРЭС

лето

Ремонтная схема (в ремонте 3(4) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Окунево)

135

15

140*

Аварийное отключение 4(3) СШ ПС 220 кВ Окунево

85*

135/135

45*

175

Аварийное отключение 4(3) СШ ПС 220 кВ Окунево

140

135/135

-

*- при генерации Режевской ГТТЭЦ 0 МВт; **- см. СВМ РГЕ 110 ВТГРЭС

2012-2013 (прогноз)

зима

Нормальная схема

169

18

215*

Аварийное отключение 3(4) СШ ПС 220 кВ Окунево

125*

169/169

43*

300

Аварийное отключение 3(4) СШ ПС 220 кВ Окунево

180

169/169

-

*- при генерации Режевской ГТТЭЦ 0 МВт; **- см. СВМ РГЕ 110 ВТГРЭС

лето

Нормальная схема

138

15

215*

Аварийное отключение 3(4) СШ ПС 220 кВ Окунево

140*

138/138

-

255

Аварийное отключение 3(4) СШ ПС 220 кВ Окунево

175

138/138

-

*- при генерации Режевской ГТТЭЦ 0 МВт; **- см. СВМ РГЕ 110 ВТГРЭС

лето

Ремонтная схема (в ремонте 3(4) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Окунево)

138

15

140*

Аварийное отключение 4(3) СШ ПС 220 кВ Окунево

85*

138/138

47*

175

Аварийное отключение 4(3) СШ ПС 220 кВ Окунево

140

138/138

-

*- при генерации Режевской ГТТЭЦ 0 МВт; **- см. СВМ РГЕ 110 ВТГРЭС

9. Сечение "АТ Первоуральская"

2011-2012 (факт)

зима

Нормальная схема

КС "АТ Первоуральская": · В 110 кВ АТГ1 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

394

36

540

Аварийное отключение АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская

360

355/355

-

Предлагаемые мероприятия: 1. Выполнить установку САОН и АОПО на ПС 220 кВ Первоуральская. 2. Заменить провод на ВЛ 110 кВ СУГРЭС-Хромпик 1 и 2 на провод марки АС-240/39 или аналогичный по ДТН. 3. На ПС 110 кВ Хромпик заменить трансформатор тока и ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ СУГРЭС-Хромпик 1 и 2 на трансформатор тока и ВЧ заградитель с номинальным током не менее 1000 А . 4. На СУГРЭС заменить ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ СУГРЭС-Хромпик 1 и 2 на ВЧ заградитель с номинальным током не менее 1000 А. 5. Заменить провод ВЛ 110 кВ Дегтярка-Полевская на провод марки 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

640/580

Аварийное отключение АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская

430/360

355/355

-

лето

Нормальная схема

339

9,7

370

Аварийное отключение АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская

270*

339/260*

-

590/540

Аварийное отключение АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская

310*/ 270*

339/260*

-

*- с учетом схемно-режимных мероприятий

лето

Ремонтная схема (в ремонте АТ2(3) ПС 220 кВ Первоураль-ская)

265*

9,7

260*

Аварийное отключение АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская или ВЛ 110 кВ СУГРЭС-Хромпик 1(2)

105*

260*/260*

155

310*/270*

Аварийное отключение АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская или ВЛ 110 кВ СУГРЭС-Хромпик 1(2)

275*/ 225*

260*/260*

-

*- с учетом схемно-режимных мероприятий

2012-2013 (прогноз)

зима

Нормальная схема

400

36

540

Аварийное отключение АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская

360

364/364

4

640/580

Аварийное отключение АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская

430/360

364/364

-

лето

Нормальная схема

345

9,7

370

Аварийное отключение АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская

270*

335/266*

-

590/540

Аварийное отключение АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская

310*/ 270*

335/266*

-

*- с учетом схемно-режимных мероприятий

лето

Ремонтная схема (в ремонте АТ2(3) ПС 220 кВ Первоураль-ская)

270

9,7

260*

Аварийное отключение АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская или ВЛ 110 кВ СУГРЭС-Хромпик 1(2)

105*

266*/266*

161

310*/270*

Аварийное отключение АТ2(3) ПС 220 кВ Первоуральская или ВЛ 110 кВ СУГРЭС-Хромпик 1(2)

275*/ 225*

266*/266*

-

*- с учетом схемно-режимных мероприятий

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 потребителя	Электрическая нагрузка, МВт
	Отчет		Прогноз по годам
	2010 год	2011 год	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 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" ОАО "СУАЛ"	290	370	370	370	370	370	480	480	480
ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод"	50	50	50	70	70	70	70	135	135
ОАО "Уральская фольга"	14	14	14	16	16	16	16	16	16
ОАО "Первоуральский новотрубный завод"	106	156	207	207	287	287	287	287	287
ОАО "Нижне-Тагильский металлургический комбинат"	230	230	230	230	230	230	296	296	296
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" ОАО "СУАЛ"	290	370	370	370	370	370	370	480	480
ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод"	50	50	50	70	70	70	70	70	70
ОАО "Уральская фольга"	14	14	14	14	14	14	14	14	14
ОАО "Первоуральский новотрубный завод"	106	156	207	207	207	207	287	287	287
ОАО "Нижне-Тагильский металлургический комбинат"	230	230	230	230	230	230	230	230	230
Титановая долина	0	0	0	0	0	0	0	20	50
ОАО "НПК "Уралвагонзавод"	75	75	75	89	89	89	89	89	89
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 (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	Тип демонтажа	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2013-2018 годы
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			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 из 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 (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	Тип демонтажа	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	Примечание
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 N МК-8144/10
2 Т-88-90		Уголь экибастузский	окончательный			88,0
3 Т-88-90		Уголь экибастузский	окончательный			88,0
Серовская ГРЭС	ОАО "ОГК-2"
1 К-50-90		Уголь экибастузский	окончательный			50,0				Письмо Минэнерго РФ от 04.06.2012 N АШ-4911/10
2 К-50-90		Уголь экибастузский	окончательный			50,0
4 К-50-90		Уголь экибастузский	окончательный			50,0
Среднеуральская ГРЭС	ОАО "Энел ОГК-5"
1 Р-16-29		Газ природный	окончательный		16,0					Письмо Минэнерго РФ от 26.12.2011 N АШ-12838/10
2 ПР-46-29		Газ природный	окончательный		46,0
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 N АШ-12456/10
9 Т-88-90		Уголь экибастузский	окончательный			88,0				Письмо Минэнерго РФ от 05.09.2012 N 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 N МК-8138/10
Красногорская ТЭЦ	ЗАО "КЭС"
1 Р-14-29		Уголь экибастузский	окончательный		14,0					Письмо Минэнерго РФ от 16.12.2011 N АШ-12456/10
4 Р-14-29		Газ природный	окончательный		14,0
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 N МК-8136/10
Богословская ТЭЦ	ЗАО "КЭС"
1 Р-20-29		Уголь богословский	окончательный		20,0					Письмо Минэнерго РФ от 16.12.2011 N АШ-12456/10
2 Р-20-29		Уголь богословский	окончательный		20,0
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 N МК-8135/10
7 Р-...-29		Газ природный	окончательный			41,0
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 (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	Тип ввода	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2013-2018 годы
Белоярская АЭС	ОАО "Концерн Росэнергоатом"
4 БН-880		ядерное топливо	новое строительство		880,0					880,0
Верхнетагильская ГРЭС	ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
12 ПГУ-420		Газ природный	новое строительство		420,0					420,0
Серовская ГРЭС	ОАО "ОГК-2"
9 ПГУ-420*		Газ природный	новое строительство			420,0				420,0
Нижнетуринская ГРЭС	ЗАО "КЭС"
12 ПГУ-230**		Газ природный	новое строительство				230,0			230,0
13 ПГУ-230**		Газ природный	новое строительство				230,0			230,0
Всего по станции							460,0			460,0
Ново-Богословская ТЭЦ	ЗАО "КЭС"
1 ПГУ-230		Газ природный	новое строительство			230,0				230,0
Академическая ТЭЦ	ЗАО "КЭС"
1 ПГУ-200***		Газ природный	новое строительство					200,0		200,0
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 (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	Тип ввода	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2013-2018 годы
ТЭЦ ОАО "ЕВРАЗ НТМК"	Эл/ст пром. предприятий
2 Т-10-29		Газ природный	замена				10,0			10,0
24 ПТ-...-90		Газ искусственный	новое строительство				10,0			10,0
25 ГУБТ-12		Газ искусственный	новое строительство			12,0				12,0
Всего по станции						12,0	20,0			32,0
Серовская ГРЭС	ОАО "ОГК-2"
10 ПГУ-420		Газ природный	Новое строительство				420,0			420,0
Демидовская ТЭС	ООО "УГМК-Холдинг"
1 К-660-300		Уголь кузнецкий	новое строительство						660,0	660,0
2 К-660-300		Уголь кузнецкий	новое строительство						660,0	660,0
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

N п/п	Наименование объекта	Назначение объекта	Технические характеристики	Срок ввода	Ориентировочная сметная стоимость, млн. рублей, без НДС(1)	Владелец сетевого объекта
1	2	3	4	5	6	7
Объекты, необходимые для обеспечения выдачи мощности строящихся станций
1.	ВЛ 500 кВ Курчатовская - Исеть	обеспечение выдачи мощности Белоярской АЭС-2	80 км	2014	2691	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
2.	Заходы ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС-Козырево на одноцепных опорах на ПП 500 кВ Исеть с последующим расширением ПП 500 кВ Исеть до ПС 500 кВ Исеть	обеспечение выдачи мощности Белоярской АЭС-2	2х7 км, 4х2х10 км, 4х167 МВА 180 МВар	2014, 2016	6757	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
3.	Заходы ВЛ 500 кВ Южная-Шагол на ПС 500 кВ Курчатовская	обеспечение выдачи мощности Белоярской АЭС-2	1х84,4 км, 1х84,5 км	2014	5165	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
4.	Заходы одной цепи ВЛ 220 кВ БАЭС-Каменская на ПС 500 кВ Курчатовская	обеспечение выдачи мощности Белоярской АЭС-2	11,12 км	2014	367	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
5.	Заходы ВЛ 220 кВ Сосьва - Краснотурьинск на Серовскую ГРЭС	обеспечение выдачи мощности ПГУ-420 Серовской ГРЭС	2х18 км	2013	536	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
6.	Строительство участков двух новых ВЛ 110 кВ Серовская ГРЭС - Ферросплав 3 и ВЛ 110 кВ Серов - Серовская ГРЭС с отв. на ПС Ферросплав	обеспечение выдачи мощности ПГУ-420 Серовской ГРЭС	12,1 км	2013	117	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
7.	Реконструкция ПС 110 кВ Ферросплав	обеспечение выдачи мощности ПГУ-420 Серовской ГРЭС	замена выключателей 110 кВ	2014	378	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
8.	Сооружение шлейфовых заходов на РУ 110 кВ НБТЭЦ двух цепей ВЛ 110 кВ Богословская ТЭЦ - Краснотурьинск	обеспечение выдачи мощности НБТЭЦ	0,8 км	2015	118	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
9.	Сооружение шлейфовых заходов на РУ 110 кВ НБТЭЦ одной цепи ВЛ 110 кВ Краснотурьинск - КПП-3	обеспечение выдачи мощности НБТЭЦ	0,2 км	2015	уточняется проектом	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
10.	Реконструкция ПС 220 кВ Краснотурьинск	обеспечение выдачи мощности НБТЭЦ	замена выключателей, разъединителей, трансформаторов тока 110 кВ	2015	3086	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
11.	Сооружение шлейфовых заходов на РУ 110 кВ ТЭЦ Академическая ВЛ 110 кВ Академическая - Южная и Петрищевская - Южная	обеспечение выдачи мощности ТЭЦ Академическая	4x1,2 км	2017(2)	уточняется проектом	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
12.	Реконструкция ВЛ 110 кВ ВТГРЭС - Таволги с заменой провода на провод большего сечения	обеспечение выдачи мощности Верхнетагильской ГРЭС	17 км	2014(3)	уточняется проектом	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
Объекты, необходимые для подключения новых потребителей
13.	Строительство шлейфовых заходов ВЛ 220 кВ Каменская - Травянская на ПС 220 кВ КУМЗ	электроснабжение ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод"	2х1 км	2013	-	ОАО "КУМЗ"
14.	Строительство ПС 220 кВ КУМЗ с установкой двух трансформаторов по 80 МВА	электроснабжение ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод"	2х80 МВА	2013	-	ОАО "КУМЗ"
15.	Реконструкция ВЛ 220 кВ Окунево - Рефтинская ГРЭС 1, 2 с заменой провода на провод большего сечения	электроснабжение ОАО "Каменск-Уральский металлургический завод"	1,3 км	2014	13,7	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
16.	Строительство ВЛ 220 кВ Емелино - Уралтрубпром 1, 2ц.	электроснабжение ОАО "Уральский трубный завод"	2x50 км	2015	-	ОАО "Уральский трубный завод"
17.	Строительство ПС 220 кВ Уралтрубпром с установкой двух трансформаторов по 80 МВА	электроснабжение ОАО "Уральский трубный завод"	2х80 МВА	2015	-	ОАО "Уральский трубный завод"
18.	Строительство ПС 220 кВ Титановая долина с установкой двух автотрансформаторов по 250 МВА	электроснабжение ОЭЗ ППТ "Титановая долина"	2х250 МВА	2017	2773	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
19.	Строительство шлейфового захода одной из цепей ВЛ 220 кВ Тагил - Салда 1(2) на ПС 220 кВ Титановая долина	электроснабжение ОЭЗ ППТ "Титановая долина"	2х1 км	2017		филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
20.	Строительство шлейфового захода одной из цепей ВЛ 220 Салда - Первомайская 1(2) на ПС 220 кВ Титановая долина	электроснабжение ОЗЭ ППТ "Титановая долина"	2х1 км	2017		филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
21.	Строительство трех ПС 110 кВ с ВЛ 110 кВ	электроснабжение ОЗЭ ППТ "Титановая долина"	3х2х40 МВА, 4,2 км	2014	-	ОЗЭ ППТ "Титановая долина"
22.	Строительство ПС 110 кВ Титан	электроснабжение ОЗЭ ППТ "Титановая долина"	2х10 МВА	2013	91	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
23.	Строительство ПС 110 кВ Спортивная	электроснабжение новых потребителей города Екатеринбурга	2х40 МВА	2013	270	ОАО "ЕЭСК"
24.	Строительство ПС 110 кВ Медная	электроснабжение объектов программы малоэтажного строительства города Екатеринбурга	2х40 МВА	2014	258	ОАО "ЕЭСК"
25.	Реконструкция ПС Нива с реконструкцией ПС 35/10 кВ Полевая	электроснабжение объектов программы малоэтажного строительства города Екатеринбурга	2х40 МВА	2016	705	ОАО "ЕЭСК"
26.	Строительство ПС 110 кВ Островская	Электроснабжение новых потребителей города Екатеринбурга	2х40 МВА	2019	429	ОАО "ЕЭСК"
27.	Строительство ПС 110 кВ Чкаловская-2	выполнение предписания СанПиН электроснабжение новых потребителей города Екатеринбурга	2х40 МВА	2017	687	ОАО "ЕЭСК"
Объекты, необходимые для ликвидации "узких мест"
28.	Замена на ПС 500 кВ Южная ошиновки на вводе ВЛ 110 кВ Полевская, выполненной проводом марки АС-95/27 на провод марки не менее АС-185/24 (или аналогичный по длительно-допустимым токовым нагрузкам)	обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Полевского энергоузла	АС-185/24	2014	уточняется проектом	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
29.	Замена на ПС 500 кВ Южная ВЧ заградителя (Iном=500 А) на вводе 110 кВ Гвоздика на ВЧ заградитель с	обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Полевского энергоузла		2014	уточняется проектом	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
30.	Замена на ПС 110 кВ Полевская ВЧ заградителей (Iном=500 А) на вводах 110 кВ Южная, Гвоздика на ВЧ заградители с	обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Полевского энергоузла		2014	уточняется проектом	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
31.	Реконструкция ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская с заменой провода на провод сечением не менее АС-150/24 (или аналогичный по длительно-допустимым токовым нагрузкам)	обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Полевского энергоузла	29 км	2018	уточняется проектом	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
32.	Замена на ПС 110 кВ Полевская и Дегтярка ошиновки ВЛ 110 кВ Дегтярка - Полевская марки АС-95/16 на провод марки не менее АС-150/24	обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Полевского энергоузла	АС-150/24	2018	уточняется проектом	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
33.	Установка на ПС 220 кВ Первоуральская АОПО на вводах 110 кВ Дидино, Н. Серги с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Михайловская и ПС 110 кВ Н.Серги	обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Юго-Западного энергоузла	-	2014	уточняется проектом	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
34.	Замена на ПС 110 кВ Н.Серги ошиновки по вводам 110 кВ Первоуральская, Михайловская, выполненной проводом марки АС-95/27 на провод марки АС-120/19 (или аналогичный по длительно-допустимым токовым нагрузкам)	обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Юго-Западного энергоузла	АС-120/19	2014	уточняется проектом	ОАО "НСММЗ"
35.	Реконструкция ПС 110 кВ ВИЗ с заменой выключателей и ВЧ-заградителей 110 кВ номинальным током 600 А на выключатели и ВЧ-заградители номинальным током 1000 А	обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Екатеринбургского энергоузла	2х40 МВА	2016-2018(4)	511	ОАО "ЕЭСК"
36.	Реконструкция ПС 110 кВ Свердловская	обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Екатеринбургского энергоузла	замена выключателей 110 кВ	2014-2016(5)	316	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
37.	Установка АОПО на ПС 110 кВ Петрищевская по ВЛ 110 кВ ВИЗ 1,2 с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ ВИЗ и ПС 220 кВ	обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Екатеринбургского энергоузла	-	2014	уточняется проектом	ОАО "ЕЭСК"
38.	Строительство ПС 220 кВ Надежда с установкой двух автотрансформаторов номинальной мощностью 250 МВА	обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Екатеринбургского энергоузла	2х250 МВА	2014	3243	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
39.	Заходы ВЛ 220 НСТЭЦ-Южная на ПС 220 кВ Надежда	обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Екатеринбургского энергоузла	2х6 км	2014	256	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
40.	Заходы ВЛ 110 кВ Сибирская - Южная 1,2,3; ВЛ 110 кВ Сибирская - Чкаловская; ВЛ 110 кВ Сибирская - Авиатор; на ПС 220 кВ Надежда	обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Екатеринбургского энергоузла	1,4 км	2014	150,5	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
41.	Заходы ВЛ 110 кВ Арена-Сибирская на ПС 220 кВ Надежда	обеспечение надежности энергоснабжения потребителей Екатеринбургского энергоузла	1,25 км	2016	90	ОАО "ЕЭСК"
42.	Установка на ПС 110 кВ ВЭУ АОСН с действием на отключение нагрузки	обеспечение качества напряжения в ВЭУ в ремонтных режимах	-	2014	уточняется проектом	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
43.	Установка УКРМ номинальной мощностью 50 МВар в Восточном энергоузле в районе г. Талица	обеспечение качества напряжения в ремонтных режимах	2х25 Мвар	2014	уточняется проектом	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
44.	Установка на ПС 110 кВ Юшала УКРМ мощностью до 40 Мвар	обеспечение качества напряжения в ВЭУ в ремонтных режимах	40 Мвар	2015	уточняется проектом	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
45.	Реконструкция ВЛ 110 кВ Глубокая-НСТЭЦ с заменой провода марки М-70 на провод марки АС-150	повышение надежности электроснабжения потребителей Восточного энергоузла	2,5 км	2017	19,5	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
46.	Замена на ПС 220 кВ Острая трансформаторов тока (Iном=600 А) на вводах ВЛ 220 кВ НТГРЭС - Тагил с отп на ПС 220 кВ Острая, Качканар - Острая на трансформаторы тока с	повышение надежности электроснабжения потребителей Качканарского энергоузла		2014	уточняется проектом	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
47.	Замена на ПС 220 кВ Вязовская ошиновки по вводам Салка 1,2, выполненной проводом марки АС-120/19, на провод марки не менее АС-240/39 (или аналогичный по длительно-допустимым токовым нагрузкам)	повышение надежности электроснабжения потребителей Тагильского энергорайона	АС-240/39	2018	уточняется проектом	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
48.	Замена на ПС 220 кВ Янтарь трансформаторов тока (Iном=600А) на вводах 220 кВ НТГРЭС, Качканар на трансформаторы тока	повышение надежности электроснабжения потребителей Качканарского энергоузла		2014	уточняется проектом	ОАО "КЭХП"
49.	Реконструкция ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ Вязовская - Салка 1,2 и ВЛ 110 кВ Пятилетка - Салка 1,2 с заменой провода на провод большего сечения	повышение надежности электроснабжения потребителей Тагильского энергорайона	16,7 км, 21 км	2018	уточняется проектом	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
50.	Замена на ПС 110 кВ Салка ошиновки по вводам Вязовская 1,2, выполненной проводом марки АС-120/19, на провод марки не менее 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	повышение надежности электроснабжения потребителей Тагильского энергорайона	АС-240/39	2014	уточняется проектом	ОАО "РЖД"
51.	Установить АОСН на ПС 110 кВ Реж, ПС 110 кВ Таволги с действием на отключение нагрузки	повышение надежности электроснабжения потребителей Режевского энергорайона	-	2014	уточняется проектом	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
52.	Замена на ПС 110 кВ Реж трансформаторов тока (Iном=320 А) на вводах Окунево 1,2 на трансформаторы тока с	повышение надежности электроснабжения потребителей Режевского энергорайона		2014	уточняется проектом	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
53.	Установка САОН на ПС 220 кВ Первоуральская с действием по факту отключения АТГ1, АТ2 и АТ3 на отключение нагрузки	повышение надежности электроснабжения потребителей Первоуральского энергорайона	-	2014	уточняется проектом	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
54.	Установка на ПС 220 кВ Первоуральская АОПО АТГ1, АТ2 и АТ3 с действием на отключение нагрузки	повышение надежности электроснабжения потребителей Первоуральского энергорайона	-	2014	уточняется проектом	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
55.	Замена провода марки АС-120 и АС-150 ВЛ 110 кВ СУГРЭС - Хромпик 1,2 на провод марки АС-240/48	повышение надежности электроснабжения потребителей Первоуральского энергорайона	6,7 км	2014	уточняется проектом	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
56.	Замена ВЧ-заградителей и трансформаторов тока на ПС 110 кВ Хромпик по вводам 110 кВ СУГРЭС 1 и 2 (Iном=500А) на ВЧ-заградители и трансформаторы тока с	повышение надежности электроснабжения потребителей Первоуральского энергорайона		2014	уточняется проектом	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
57.	Замена ВЧ-заградителей на СУГРЭС по вводам 110 кВ Хромпик 1 и 2 (Iном=500 А) на ВЧ-заградители и трансформаторы тока с	повышение надежности электроснабжения потребителей Первоуральского энергорайона		2014	уточняется проектом	филиал "Среднеуральская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5"
Объекты, необходимые для повышения надежности и повышения пропускной способности сети
58.	Строительство ВЛ 220 кВ Малахит - Мраморная	повышение надежности электроснабжения потребителей Полевского энергоузла	75 км	2016	1722	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
59.	Реконструкция ВЛ 110 кВ Асбест - Дачная с заменой провода на провод большей пропускной способности	повышение надежности электроснабжения потребителей, обеспечение транзита мощности в Восточном энергоузле	15 км	2016	170	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
60.	Реконструкция ВЛ 110 кВ Асбест - Знаменская - 238 км - Сухой Лог с заменой провода на провод большей пропускной способности	повышение надежности электроснабжения потребителей, обеспечение транзита мощности в Восточном энергоузле	49,3 км	2017	350	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
61.	Реконструкция ВЛ 110 кВ НСТЭЦ-Дачная с заменой провода на провод большей пропускной способности	повышение надежности электроснабжения потребителей, обеспечение транзита мощности в Восточном энергоузле	25,1 км	2017	205	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
62.	Установка автотрансформатора мощностью 250 МВА на Верхнетагильской ГРЭС	повышение динамической устойчивости генераторов Верхнетагильской ГРЭС	250 МВА	2014	Уточняется проектом	ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
63.	Установка на СУГРЭС АОПО ВЛ 110 кВ Свердловская 1 и 2	повышение надежности электроснабжения потребителей Первоуральского и Екатеринбургского энергорайонов	-	2014	Уточняется проектом	филиал "Среднеуральская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5"
64.	Установка на СУГРЭС АОПО ВЛ 110 кВ Хромпик 1 и 2	повышение надежности электроснабжения потребителей Первоуральского и Екатеринбургского энергорайонов	-	2014	Уточняется проектом	филиал "Среднеуральская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК-5"
Объекты реконструкции
65.	ПС 220 кВ Калининская	повышение надежности электроснабжения потребителей Екатеринбургского энергоузла	2х250 МВА	2013(5)	1804	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
66.	ПС 220 кВ Каменская	повышение надежности электроснабжения потребителей Каменского энергоузла	2х250 МВА	2016	2464	филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
67.	ПС 110 кВ Сибирская	повышение надежности электроснабжения потребителей Екатеринбургского энергоузла	2х63 МВА	2015-2016	387,8	ОАО "ЕЭСК"
68.	ПС 110 кВ Керамик	повышение надежности электроснабжения потребителей Екатеринбургского энергоузла	2х40 МВА	2015	346,5	ОАО "ЕЭСК"
69.	ВЛ 110 кВ Гранит - Качканар	повышение надежности электроснабжения потребителей Качканарского энергоузла	10,4 км	2017	114	филиал ОАО "МРСК Урала" - "Свердловэнерго"
70.	КЛ 110 кВ ВИЗ - Новая	повышение надежности электроснабжения потребителей Екатеринбургского энергоузла	3 км	2015	304	ОАО "ЕЭСК"
Мероприятия, необходимые для обеспечения демонтажа генерирующего оборудования
71.	Замена Т-1, Т-2, Т-3, Т-4 Богословской ТЭЦ на трансформаторы с большей номинальной мощностью	обеспечение демонтажа ТГ-6, 7 Богословской ТЭЦ	4х80 МВА	2015	-	-
72.	Реконструкция ВЛ 110 кВ БТЭЦ-Краснотурьинск 1, 3 с заменой провода марки АС-150/24 на провод АС-240/39 или аналогичный по пропускной способности	обеспечение демонтажа ТГ-6, 7 Богословской ТЭЦ	2,13 км	2015	-	-
73.	Замена на БТЭЦ выключателей ВЛ 110 кВ Краснотурьинск 1, 2, 3, 4 с номинальным током 600 А на выключатели с номинальным током 1000 А	обеспечение демонтажа ТГ-6, 7 Богословской ТЭЦ		2015	-	-
74.	Замена на ПС 220 кВ Краснотурьинск выключателей ВЛ 110 кВ БТЭЦ 2 с номинальным током 600 А на выключатели с номинальным током 1000 А	обеспечение демонтажа ТГ-6, 7 Богословской ТЭЦ		2015	-	-
75.	Замена на БТЭЦ разъединителей ВЛ 110 кВ Краснотурьинск 1, 2, 3, 4 с номинальным током 600 А на разъединители с номинальным током 1000 А	обеспечение демонтажа ТГ-6, 7 Богословской ТЭЦ		2015	-	-
76.	Замена на ПС 220 кВ Краснотурьинск разъединителя ВЛ 110 кВ БТЭЦ 4 с номинальным током 600 А на разъединитель с номинальным током 1000 А	обеспечение демонтажа ТГ-6, 7 Богословской ТЭЦ		2015	-	-
77.	Замена на ПС 220 кВ Краснотурьинск ВЧ заградителей ВЛ 110 кВ Краснотурьинск 2, 3, 4 с номинальным током 600 А на ВЧ - заградители с номинальным током не менее 630 А	обеспечение демонтажа ТГ-6, 7 Богословской ТЭЦ		2015	-	-

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 использовались три варианта прогноза.

Первый вариант прогноза прироста численности персонала

Метод: опросные листы от предприятий.

Исходная информация - таблица 1.

Таблица 1

Численность персонала
на крупной электрогенерации и прогноз прироста, человек

Организация	Численность, 2012 год	Прогноз прироста численности к 2018 году по опросу предприятий
Свердловский филиал ОАО "ТГК 9"	5295	558
Филиал ОАО "Концерн Росэнергоатом" "Белоярская АЭС"	2500	967
Филиал "Рефтинская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК 5"	1159	0
Филиал "Среднеуральская ГРЭС" ОАО "Энел ОГК 5"	557	0
Филиал "Верхнетагильская ГРЭС" - ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"	1091	200
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 в таблице 1.

Таблица 2

Исходная информация
по выводимой мощности, МВт

Электростанция	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2013-2018 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

Таблица 3

Исходная информация
по вводимой мощности, МВт

Электростанция	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2013-2018 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 выводом 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.

Таблица 4

Прогнозные значения численности
в электроэнергетике Свердловской области к 2018 году

Показатель	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	Итого за 2013-2018 годы
Баланс прироста мощности, МВт (см. итоговые строки таблиц 2 и 3)	-250	+1024	+114,5	-206	+188	-6	+870,5
Расчет прироста/снижение численности (человек)	-293	+1200	+134	-234	+220	-7	+1020
Коэффициенты необходимого роста производительности труда	0,923	0,858	0,801	0,751	0,706	0,667
Окончательно необходимые прирост/снижение численности (человек)	-270	+1029	+107	-181	+156	-5	+836

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.

Таблица 5

Баланс ввода-вывода мощностей
по электростанциям, МВт

Электростанция	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2013-2018 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 мощности, МВт	-250	+1024	+114,5	-206	+188	-6	+864,5

Таблица 6

Результаты расчета численности
прироста/снижения численности по электростанциям и по годам

Электростанция	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2013-2018 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 численности, чел.	-270	+1029	+107	-181	+156	-5	+836

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

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 процента 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 (к которым согласно временной методике расчета показателя "Прирост высокопроизводительных рабочих мест, в процентах к предыдущему году", утвержденной приказом Росстата от 21.02.2013 N 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

ГПП - 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 электропередачи

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

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

РПН - 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